EP0558703B1 - Dispositif de traitement et d'interpretation de donnees de forage dispose au fond d'un puits et procede mettant en uvre ce dispositif - Google Patents

Dispositif de traitement et d'interpretation de donnees de forage dispose au fond d'un puits et procede mettant en uvre ce dispositif Download PDF

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EP0558703B1
EP0558703B1 EP92917020A EP92917020A EP0558703B1 EP 0558703 B1 EP0558703 B1 EP 0558703B1 EP 92917020 A EP92917020 A EP 92917020A EP 92917020 A EP92917020 A EP 92917020A EP 0558703 B1 EP0558703 B1 EP 0558703B1
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EP
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drilling
measurements
tool
drill string
data
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EP92917020A
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EP0558703A1 (fr
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Henry Henneuse
Elyes Draoui
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Societe National Elf Aquitaine
Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA
Original Assignee
Societe National Elf Aquitaine
Societe Nationale Elf Aquitaine Production SA
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005—Below-ground automatic control systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling

Definitions

  • the present invention relates to a device for processing and interpreting drilling data which is arranged at the bottom of a well and, more particularly, to such a device intended for use in an oil drilling.
  • the present invention also relates to a method allowing the implementation of this device.
  • the master driller When drilling a well, for example an oil well, it is desirable for the master driller to know the behavior of the lining and the tool at the bottom of the well in order to better control the parameters of the drilling. It is preferable to know these conditions in real time, which requires means of transmitting data from the bottom of the well to the surface.
  • the master driller will be able to react quickly to any event at the bottom of the well, for example, change of rock type, tool wear or mechanical instability.
  • the pressure waves propagate at around 1500 m / s; between bottom and surface, they undergo many reflections.
  • the data transmission rate does not exceed a few bits per second.
  • the document GB-A-2,216,661 describes a device for measuring the vibrations of a drill string, disposed at the bottom of the well, and which comprises a processor intended to record the data supplied by an accelerometer.
  • the device detects acceleration levels that exceed a predetermined value and only these levels are signaled to the surface. In this device, therefore, data, which are a function of a single parameter, are sent to the surface, only when a predetermined threshold is exceeded, and this without any analysis of physical behavior having been undertaken.
  • Document EP-A-0 468 891 describes a measuring assembly, placed on the surface at the upper end of a drill string, which is intended to transmit by radio to a remote processing center, These complete signals which are a function of measurements taken at the surface.
  • the subject of the present invention is a method for processing drilling data, at the bottom of a well, which makes it possible to develop, at the bottom, various diagnoses specific to the overall or individual behavior of the drilling tool, to the drill string, drilling mud, and / or the well itself, and to report these diagnoses to the surface by one of the usual data transmission means.
  • the method according to the invention makes it possible to optimize the processing of the data and to output indications which, once transmitted to the surface, make it possible to improve the conditions of drilling.
  • the present invention also relates to a device for processing drilling data implementing the method of the invention.
  • the invention provides a drilling data processing device intended to be mounted at the lower end of a drill string, arranged in a wellbore, and implementing the method according to the invention, the drill string being provided with a drilling tool, a measuring assembly and means for transmitting data from the bottom to the surface, characterized in that the device also comprises means allowing interpretation, then generation of diagnostics to be sent to the surface.
  • FIG. 1 shows a drilling assembly comprising a mast 10 provided, in a manner known per se, with a hook 12 to which is suspended a drill string, generally represented at 14.
  • the drill string 14 comprises a tool for drill 16, drill rods 18 and drill rods 20.
  • the drill string 14 is rotated by a rotation table 22 or by a motorized injection head.
  • a conduit 24 introduces pressurized drilling mud inside the rods 20. This mud exits with the tool and circulates in the space between the wall of the well and the drill string 14. It is recovered at the level of a conduit 26, recycled and then directed to storage tanks (not shown).
  • a device for processing and interpreting drilling data 28 is disposed inside the lining, as close as desired to the tool, between the drill rods 18 and the tool 16.
  • the device comprises a processing and interpretation circuit 30 and means for transmitting data to the surface.
  • the data transmission means may include an electric cable, a system of wired rods, an electromagnetic transmitter or, in the example illustrated, a system of transmission by pulses generated in the mud.
  • a servovalve mounted in a subassembly 30 disposed adjacent to the tool 16 is intended to selectively modulate the flow of the mud under pressure in order to create pressure waves in the mud.
  • Measuring and monitoring devices are arranged in the subassembly 30 making it possible, in a known manner, to generate pressure waves in the mud which are representative of the messages transmitted from the bottom. These pressure waves are detected on the surface by a pressure sensor 32, mounted on the conduit 24.
  • the drilling data processing and interpretation device 28 as well as the method allowing its implementation make it possible to process the various measurements taken at the bottom and to send various diagnoses to the surface, for example diagnoses of malfunction of the assembly drilling (precession, tool rebounds, torsional waves or jams) and the state of the tool (wear of the teeth and bearings of the thrones, wear of the cutting tools).
  • the treatment method according to the invention makes it possible to have a quantification of the various dynamic measurements allowing to have a scale in the severity of the vibrations, thus making it possible to assess the effectiveness of the actions undertaken on the surface by the master driller.
  • the processing and interpretation circuit 30 receives data taken by various measurement devices which are arranged in a measurement assembly 36 (see FIG. 1) located next to the tool 16 Data coming from various bridges of strain gauges 38, torsion 40, or flexion 42, from various magnetometers 46, from axial accelerometers 48, from radial 50 and from transverse 51 join through a anti-aliasing filter 52 a multiplexer 54.
  • the processing and interpretation circuit 30 is supplied by a sub-assembly 62 which includes an alternator 64 driven by the drilling mud at an input 66, an electrical regulation circuit 68 and accumulators 70.
  • a bus of command 74 controls, among other things, the transmission system 76 connected to a modulation servo valve 72.
  • a non-volatile memory 59 is intended to store information temporarily; this information is reserved for interpretation when the tool returns to the surface.
  • Other measuring devices can be used to determine the following parameters: weight on the tool, torque, internal and external pressures, internal and external temperatures and mud flow rate.
  • the processing circuit 30 makes it possible to signal to the surface various states, malfunctions or failures or severity of vibration of the drilling assembly.
  • FIG. 3 A method using the device of the present invention is shown diagrammatically in FIG. 3.
  • This preprocessing step makes it possible to verify that all of the measurements are correct and also makes it possible to calculate the speed of rotation of the tool from magnetometric measurements DMGX and DMGY.
  • the measurements being made in a movable coordinate system, they should be replaced in the fixed coordinate system.
  • the dysfunction algorithms 82 are shown in more detail in FIGS. 5 and 6. These algorithms make it possible to quantify the entropy of the different dynamic measurements (DWOB; DTOB; DBNX; DBNY).
  • the step of the method represented in FIG. 6 makes it possible to detect all the types of precession and to quantify them according to their meanings.
  • FIG. 7 is shown the last data processing step, that of the observers 84. This step makes it possible to determine the energy consumed by the tool per unit of rock destroyed. With these data, one can prepare an energy balance of the tool - which constitutes, for the driller, a good indicator of the functioning of the tool and its progress.
  • the pressure sensor 32 intended to detect the pulses generated in the mud, is connected to a frame decoder and to an interpretation station (not shown) which advantageously is produced by a desktop computer.
  • the processing circuit 30, instead of sending numerous data to the surface, which is a function of each of the measurements taken at the bottom, sends to the surface only signals which illustrate the operating state of the drill assembly. Obviously, the speed necessary for these transmissions remains compatible with the state of the art.
  • the processing and interpretation device is capable of defining priority in the sending of these messages.
  • the device for processing and interpreting drilling data of the invention can be used in combination with a device for dynamic measurements for a drill pipe as described in document EP -A-0431136, or in French patent applications 90 09638 or 90 12978.

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Description

  • La présente invention se rapporte à un dispositif de traitement et d'interprétation de données de forage qui est disposé au fond d'un puits et, plus particulièrement, à un tel dispositif destiné à être utilisé dans un forage pétrolier.
  • La présente invention se rapporte également à un procédé permettant la mise en oeuvre de ce dispositif.
  • Lors du forage d'un puits, par exemple d'un puits pétrolier, il est souhaitable que le maître-foreur connaisse le comportement de la garniture et de l'outil au fond du puits afin de mieux contrôler les paramètres du forage. Il est préférable de connaître ces conditions en temps réel, ce qui nécessite des moyens de transmission des données du fond du puits à la surface.
  • Connaître les conditions en fond de puits permet de forer de façon plus sûre et de réduire les coûts du forage. De plus, le maître-foreur aura la possibilité de réagir rapidement à tout événement en fond de puits, par exemple, changement de type de roche, usure de l'outil ou instabilité mécanique.
  • Plusieurs moyens de transmission des données du fond à la surface ont été proposées. Parmi ces moyens se trouve la transmission par conducteur électrique, ou par ondes électromagnétiques. La transmission de données par ondes de pression dans la boue de forage a également été proposée. Dans un tel système, la pression de la boue circulant le long du train de tiges est modulée par exemple par l'intermédiaire d'une servovalve montée dans un sous-ensemble disposé dans le train de tiges adjacent à l'outil.
  • Les ondes de pression se propagent à environ 1500 m/s ; entre fond et surface, elles subissent de nombreuses réflections.
  • Compte tenu de la détérioration des limitations inhérentes à la modulation de la pression de la bcue, et de la nécessité de préserver la qualité des données, le débit de données reste faible.
  • Actuellement, le débit de transmission de données n'excède pas quelques bits par seconde.
  • A l'avenir, quelles que soient les améliorations dans les systèmes de transmission de données dans la boue, la vitesse de transmission des données du fond vers la surface restera limitée.
  • Afin de pallier cet inconvénient, il convient de prétraiter les données au fond, réduisant ainsi très significativement le volume des signaux à transmettre vers la surface.
  • Le document GB-A-2.216.661 décrit un dispositif de mesure des vibrations d'un train de tiges, disposé au fond du puits, et qui comporte un processeur destiné à enregistrer les données fournies par un accéléromètre. Le dispositif détecte les niveaux d'accélération qui excèdent une valeur prédéterminée et seuls ces niveaux sont signalés à la surface. Dans ce dispositif, donc, des données, qui sont fonction d'un seul paramètre, sont envoyées à la surface, uniquement quand un seuil prédéterminé est dépassé, et ceci sans qu'aucune analyse de comportements physiques n'ait été entreprise.
  • Le document EP-A-0 468 891 décrit un ensemble de mesure, placé à la surface à l'extrémité supérieure d'un train de tiges de forage, qui est destiné à transmettre par radio à un centre de traitement éloigné, Ces signaux complets qui sont fonction de mesures prises à la surface.
  • Deux documents, US 4,695,957 et US 4,303,994, décrivent des systèmes dans lesquels des mesures prises en fond de puits sont pré-traitées avant d'être envoyées à la surface. Dans le système du document US 4,695,957, ce prétraitement concerne la combinaison de mesures de couple et de poids axial prises au fond afin d'envoyer à la surface un signal unique. Dans le document US 4,303,994, un signal de référence est généré, en fond de puits, en fonction d'une condition de forage.
  • La présente invention a pour objet un procédé de traitement de données de forage, au fond d'un puits qui permet d'élaborer, au fond, divers diagnostics propres aux comportements global ou individuels de l'outil de forage, au train de tiges, de la boue de forage, et/ou du puits lui-même, et de signaler ces diagnostics à la surface par un des moyens de transmission de données habituels.
  • Pour ce faire, l'invention propose un procédé de traitement de données de forage dans un ensemble de forage comprenant un train de tiges et un outil de forage, comportant les étapes suivantes:
    • prise de mesures à l'extrimité inférieure du train de tiges, mesures fonction du comportement de l'outil de forage,
    • génération de signaux représentant ces mesures,
    • prétraitement des mesures,
    caractérisée en ce que le procédé comporte, en outre, les étapes suivantes, effectuées en fond de puits,
    • application d'algorithmes et dysfonctionnement aux signaux,
    • détermination de la consommation d'énergie correspondant aux signaux, et
    • envoi à la surface uniquement de messages de diagnostics, fondés sur les mesures interprétées au fond, messages qui sont représentatifs des dysfonctionnements du train de tiges et de l'outil.
  • Le procédé selon l'invention permet d'optimiser le traitement des données et de sortir des indications qui, une fois transmises à la surface, permettent d'améliorer les conditions du forage.
  • La présente invention a également pour objet un dispositif de traitement de données de forage mettant en oeuvre le procédé de l'invention.
  • Pour ce faire, l'invention propose un Dispositif de traitement de données de forage destiné à être monté à l'extrémité inférieure d'un train de tiges, disposé dans un puits de forage, et mettant en oeuvre le procédé selon l'invention, le train de tiges étant muni d'un outil de forage, d'un ensemble de mesure et de moyens de transmission des données du fond vers la surface, caractérisé en ce que le dispositif comprend, de plus, des moyens permettant une interprétation, puis la génération de diagnostics à envoyer à la surface.
  • D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront plus clairement à la lecture de la description ci-après faite en référence aux dessins annexés sur lesquels :
    • la figure 1 est une vue schématique en coupe d'un ensemble de forage,
    • la figure 2 représente schématiquement un circuit de traitement et d'interprétation, selon l'invention, et
    • les figures 3 à 7 sont, chacune, des logigrammes permettant la mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
  • Sur la figure 1, est représenté un ensemble de forage comprenant un mât 10 muni, de façon connue en soi, d'un crochet 12 auquel est suspendu un train de tiges, représenté généralement en 14. Le train de tiges 14 comprend un outil de forage 16, des masse-tiges 18 et des tiges de forage 20. Dans l'exemple illustré, le train de tiges 14 est mis en rotation par une table de rotation 22 ou par une tête d'injection motorisée. Un conduit 24 introduit de la boue de forage sous pression à l'intérieur des tiges 20. Cette boue sort à l'outil et circule dans l'espace entre la paroi du puits et le train de tiges 14. Elle est récupérée au niveau d'un conduit 26, recyclée puis dirigée vers des réservoirs de stockage (non représentés).
  • Selon l'invention, un dispositif de traitement et d'interprétation de données de forage 28 est disposé à l'intérieur de la garniture, aussi près que souhaité de l'outil, entre les masse-tiges 18 et l'outil 16. Comme il sera décrit plus en détail ci-après, le dispositif comprend un circuit de traitement et d'interprétation 30 et des moyens de transmission des données à la surface. Les moyens de transmission des données peuvent comprendre un câble électrique, un système de tiges câblées, un émetteur électromagnétique ou, dans l'exemple illustré, un système de transmission par des pulsions générées dans la boue.
  • Dans ce moyen de transmission, une servovalve montée dans un sous-ensemble 30 disposé adjacent à l'outil 16 est destinée à moduler sélectivement l'écoulement de la boue sous pression afin de créer des ondes de pression dans la boue. Des dispositifs de mesure et de contrôle sont disposés dans le sous-ensemble 30 permettant, de façon connue, de générer des ondes de pression dans la boue qui sont représentatives des messages transmis depuis le fond. Ces ondes de pression sont détectées à la surface par un capteur de pression 32, monté sur le conduit 24.
  • Le dispositif de traitement et d'interprétation de données de forage 28 ainsi que le procédé permettant sa mise en oeuvre permettent de traiter les diverses mesures prises au fond et d'envoyer vers la surface divers diagnostics, par exemple diagnostics de dysfonctionnement de l'ensemble de forage (la précession, les rebonds de l'outil, les ondes de torsion ou les bourrages) et de l'état de l'outil (usure des dents et roulements des tricônes, usure des outils de coupe).
  • En plus de ces diagnostics, le procédé de traitement selon l'invention permet d'avoir une quantification des différentes mesures dynamiques permettant d'avoir une échelle dans la sévérité des vibrations, permettant ainsi d'apprécier l'efficacité des actions entreprises en surface par le maître-foreur.
  • Comme il est représenté sur la figure 2, le circuit de traitement et d'interprétation 30 reçoit des données prises par divers dispositifs de mesure qui sont disposés dans un ensemble de mesure 36 (voir la figure 1) situé à côté de l'outil 16. Des données provenant de divers ponts de jauges de traction 38, torsion 40, ou flexion 42, de divers magnétomètres 46, d'accéléromètres axiaux 48, radiaux 50 et transverses 51 rejoignent au travers de filtres anti-repliement 52 un multiplexeur 54.
  • Après conversion analogique/numérique 56, les signaux sont traités par autant de processeurs 58 et de processeurs de signal 57 que nécessaires. Une entrée auxiliaire 60 permet de paramétrer entièrement le dispositif en surface (ou au fond dans le cas d'une transmission bidirectionnelle). Le circuit de traitement et d'interprétation 30 est alimenté par un sous-ensemble 62 qui comporte un alternateur 64 entraîné par la boue de forage au niveau d'une entrée 66, un circuit de régulation électrique 68 et des accumulateurs 70. Un bus de commande 74 pilote entre autre le système de transmission 76 relié à une servovalve de modulation 72.
  • Une mémoire 59 non-volatile est destinée à stocker de l'information de façon temporaire ; cette information est réservée à une interprétation au retour de l'outil en surface.
  • D'autres dispositifs de mesure peuvent être utilisés pour permettre de déterminer les paramètres suivants : poids sur l'outil, couple, pressions interne et externe, températures interne et externe et débit de la boue.
  • Avec les mesures de fond de l'ensemble de mesure 36, le circuit de traitement 30 permet de signaler à la surface divers états, dysfonctionnements ou défaillances ou sévérité de vibration de l'ensemble de forage.
  • Un procédé mettant en oeuvre le dispositif de la présente invention est représenté schématiquement sur la figure 3.
  • Les signaux provenant des divers ponts de jauges 38 à 51 formant l'ensemble de mesure 36 sont prétraités, le cas échéant, en 80 afin d'enlever les décalages (offsets), remettre les mesures à l'échelle physique et les replacer dans un repère fixe. Ce prétraitement est représenté plus en détail sur la figure 4. La signification des sigles représentant les signaux est donnée ci-dessous :
    • DBNX :
    Moment de flexion au fond, selon l'axe X
    DBNY :
    Moment de flexion au fond, selon l'axe Y
    DMGX :
    Mesures magnétométriques selon l'axe X
    DMGY :
    Mesures magnétométriques selon l'axe Y
    DWOB :
    Poids sur l'outil
    DACZ :
    Accélération selon l'axe Z
    DTOB :
    Couple sur l'outil.
  • Cette étape de prétraitement permet de vérifier que l'ensemble des mesures est correct et permet également de calculer la vitesse de rotation de l'outil à partir de mesures magnétométriques DMGX et DMGY. Les mesures étant faites dans un repère mobile, il convient de les replacer dans le repère fixe.
  • Ensuite, comme représenté sur la figure 3, les signaux émanant directement des capteurs 36, ainsi que les signaux prétraités, passent par des algorithmes de dysfonctionnement 82 et des observateurs 84.
  • Les algorithmes de dysfonctionnements 82 sont représentés plus en détail sur les figures 5 et 6. Ces algorithmes permettent de quantifier l'entropie des différentes mesures dynamiques (DWOB ; DTOB ; DBNX ; DBNY).
  • A partir de ces mesures, on peut détecter les états suivants de la garniture de forage :
    • niveau de rebonds de l'outil,
    • présence et caractérisation d'instabilités de rotation,
    • présence et caractérisation de vibrations latérales chaotiques,
    • usure de l'outil (roulements, dents, ...),
    • perte de duse dans l'outil,
    • fuites au niveau du moteur du fond,
    • qualification de fonction des shock-sub,
    • bourrage à l'outil,
    • bourrage ou coincement aux stabilisateurs.
  • L'étape du procédé représentée sur la figure 6 permet de détecter tous les types de précession et de les quantifier en fonction de leurs sens.
  • Sur la figure 7 est représentée la dernière étape de traitement des données, celle des observateurs 84. Cette étape permet de déterminer l'énergie consommée par l'outil par unité de roche détruite. Avec ces données, on peut préparer un bilan énergétique de l'outil- qui constitue, pour le foreur, un bon indicateur du fonctionnement de l'outil et de son avancement.
  • Avec l'évolution de l'état de compréhension des phénomènes mécaniques en fond de puits, le dispositif tiendra compte des nouvelles capacités de diagnostics.
  • Le capteur de pression 32, destiné à détecter les pulsions générées dans la boue, est relié à un décodeur de trame et à une station d'interprétation (non représentés) que réalise avantageusement un calculateur de bureau.
  • Ainsi, selon l'invention, le circuit de traitement 30, au lieu d'envoyer à la surface de nombreuses données, fonction de chacune des mesures prises au fond, n'envoie à la surface que des signaux qui illustrent l'état de fonctionnement de l'ensemble de forage. Bien évidemment, le débit nécessaire à ces transmissions reste compatible avec l'état de la technique.
  • Même après élaboration de messages abrégés, le débit peut s'avérer encore trop faible. Le dispositif de traitement et d'interprétation est capable de définir la priorité dans l'envoi de ces messages.
  • Afin d'assurer un champ d'investigation plus large, le dispositif de traitement et d'interprétation de données de forage de l'invention peut être utilisé en combinaison avec un dispositif de mesures dynamiques pour tige de forage tel que décrit dans le document EP-A-0431136, ou dans les demandes de brevet français 90 09638 ou 90 12978.

Claims (2)

  1. Procédé de traitement de données de forage dans un ensemble de forage comprenant un train de tiges (14) et un outil (16) de forage, comportant les étapes suivantes:
    - prise de mesures à l'extrémité inférieure du train de tiges (14), mesures fonction du comportement de l'outil de forage (16),
    - génération de signaux représentant ces mesures,
    - prétraitement des mesures,
    caractérisé en ce que le procédé comporte, en outre, les étapes suivantes, effectuées en fond de puits,
    - application d'algorithmes de dysfonctionnement aux signaux,
    - détermination de la consommation d'énergie correspondant aux signaux, et
    - envoi à la surface uniquement de messages de diagnostics, fondés sur les mesures interprétées au fond, messages qui sont représentatifs des dysfonctionnements du train de tiges (14) et de l'outil (16).
  2. Dispositif de traitement de données de forage (28) destiné à être monté à l'extrémité inférieure d'un train de tiges (14), disposé dans un puits de forage, et mettant en oeuvre le procédé selon la revendication 1, le train de tiges (14) étant muni d'un outil de forage (16), d'un ensemble de mesure (36) et de moyens (30) de transmission des données du fond vers la surface, caratérisé en ce que le dispositif comprend, de plus, des moyens permettant une interprétation, puis la génération de diagnostics à envoyer à la surface.
EP92917020A 1991-09-26 1992-07-24 Dispositif de traitement et d'interpretation de donnees de forage dispose au fond d'un puits et procede mettant en uvre ce dispositif Expired - Lifetime EP0558703B1 (fr)

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FR9111866 1991-09-26
PCT/FR1992/000730 WO1993006339A1 (fr) 1991-09-26 1992-07-24 Dispositif de traitement et d'interpretation de donnees de forage dispose au fond d'un puits et procede mettant en ×uvre ce dispositif
US08/543,696 US5592381A (en) 1991-09-26 1995-10-16 Device for processing and interpreting drilling data, placed at the bottom of a well and method implementing this device

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EP0558703A1 EP0558703A1 (fr) 1993-09-08
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US (1) US5592381A (fr)
EP (1) EP0558703B1 (fr)
JP (1) JP3487850B2 (fr)
AT (1) ATE139300T1 (fr)
CA (1) CA2096941C (fr)
DE (1) DE69211527T2 (fr)
DK (1) DK0558703T3 (fr)
ES (1) ES2090674T3 (fr)
FR (1) FR2681900B1 (fr)
NO (1) NO308554B1 (fr)
OA (1) OA09780A (fr)
WO (1) WO1993006339A1 (fr)

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