EA001119B1 - Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов - Google Patents
Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов Download PDFInfo
- Publication number
- EA001119B1 EA001119B1 EA199900961A EA199900961A EA001119B1 EA 001119 B1 EA001119 B1 EA 001119B1 EA 199900961 A EA199900961 A EA 199900961A EA 199900961 A EA199900961 A EA 199900961A EA 001119 B1 EA001119 B1 EA 001119B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- channel
- fluid
- pipe
- flow
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Description
Изобретение относится к способу и устройству для испытаний на приток и определения свойств геологических пластов, предположительно обладающих проницаемостью. При бурении нефтяных и газовых скважин после того, как установлено наличие углеводородов, проводят так называемые испытания на приток для того, чтобы получить информацию о проницаемых слоях вокруг ствола скважины или самой скважины.
Уровень техники
Перед проведением испытаний на приток, когда пластовому флюиду дают возможность выхода из пласта, скважина оснащается определенным оборудованием, включая средства для регулирования расхода жидкости и измерительную аппаратуру для измерения давления и расхода жидкости.
Испытания на приток включают два этапа продолжительностью каждый, например, 24 ч. На обоих этапах обеспечивают постоянный поток жидкости из пласта.
В начале жидкость поступает в скважину из ее непосредственного окружения, но постепенно через скважину начинает спускаться жидкость из все более удаленных областей. Давление внутри скважины снижается за счет того, что жидкость должна проходить все большее расстояние через пласт и поэтому подвергается постоянно растущим потерям на трение. Выдерживание постоянного расхода потока позволяет достигнуть того, что диаграмма давления внутри скважины зависит только от характера пласта и может быть исследована. Поэтому в процессе испытаний на приток производят запись диаграммы давления, то есть величин давления в функции времени. На втором этапе испытаний на приток, следующим непосредственно вслед за первым, приток жидкости в скважину прекращают.
В течение этого этапа давление внутри скважины постепенно повышается до давления в пласте, так как пласт вокруг скважины восполняется притоком в скважину от удаленных участков пласта. На этом втором этапе также измеряют давление и время.
Записанные величины давление-время на двух этапах испытаний на приток представляют собой существенную базу для последующего анализа, оценки и планирования дальнейшей деятельности по бурению, а возможно, и по разработке нефтяного месторождения. Может появиться необходимость в регистрации других дополнительных параметров, например, температуры: важно также провести химический анализ образцов пластового флюида.
Для соблюдения техники безопасности в процессе испытаний применяются уплотняющие средства, такие как кольцевые пакеры.
Настоящее изобретение касается способа и устройства для выдерживания постоянного расхода пластового флюида в скважину в процессе считывания давления и, возможно, других параметров.
При испытаниях на приток известен прием отвода флюида из пласта на поверхность через так называемую эксплуатационную колонну, установленную в скважине. Уплотняющие средства расположены в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и стенкой скважины, предпочтительно, в месте крепления скважины обсадными трубами, с тем, чтобы пластовый флюид отводился на поверхность через эксплуатационную колонну, а не через кольцевое пространство. На верхнем конце колонны установлен клапан для регулирования расхода, и расположены датчики и измерительная аппаратура для считывания и регистрации, по меньшей мере, расхода и давления в эксплуатационной колонне.
Известен прием установки забойного насоса для создания и выдерживания достаточного расхода для выполнения испытаний на приток, если этого требуют внутреннее давление в пласте или свойства породы геологического пласта и/или пластового флюида.
Описанная технология известна много лет и хорошо разработана, однако она все же имеет множество недостатков.
Выходящий на поверхность пластовый флюид является источником опасности из-за риска взрыва, возгорания и токсичности. Соответственно, при проведении испытаний на приток должны быть предприняты существенные меры безопасности. Кроме того, пластовый флюид создает экологическую проблему, так как испытания на приток проводятся, естественно, до установки обрабатывающего оборудования. По этим соображениям в практике было принято подводить пластовый флюид к горелке. Из-за того, что сжигание вызывает нежелательные выбросы вредных газов и выпуск в море неконтролируемых объемов углеводородов, в некоторых местах проблема решается другим образом. Так, на норвежском континентальном шельфе, где введены ограничения на сжигание и сезонные ограничения на проведение испытаний, вызывает интерес способ сбора пластового флюида и его передачи на соответствующую перерабатывающую установку. Это решение, возможно, удовлетворительно решает проблему экологии, однако оно трудоемко, неэкономично и подвержено многим ограничениям в отношении времени и погодных условий.
Подготовительные работы перед проведением испытаний на приток обычно включают установку и цементирование обсадных труб для герметизации различных проницаемых слоев и для соблюдения мер безопасности. Дополнительно специальную эксплуатационную колонну прокладывают вниз до основания или слоя, подлежащего испытаниям. Эти подготовительные работы требуют больших затрат труда и средств. По соображениям безопасности иногда бывает необходимо усилить уже установленную обсадную колонну, возможно, по всей длине или на большей части длины скважины. Для скважин с высоким давлением может потребоваться установка дополнительных обсадных труб в верхней части скважины.
Далее, могут возникать трудности с качеством цементирования, что приводит к появлению каналов утечки, трещин или промоин. Во многих случаях бывает трудно определить качество или наличие цемента. Некачественное цементирование намного повышает вероятность возникновения так называемых поперечных потоков к другим проницаемым пластам вокруг обсадной колонны или от них внутрь. Поперечные потоки могут в значительной- степени искажать результаты выполняемых измерений. Для устранения этого источника погрешностей могут потребоваться очень дорогие и трудоемкие ремонтные работы по цементированию.
Современные системы позволяют производить глубоководное бурение скважин, но не обеспечивают безопасного и надежного испытания на приток. На больших глубинах трудно соблюсти меры безопасности в случаях, когда буровое судно совершает дрейф и отклоняется от позиции или когда трубопровод, связывающий его с подводным месторождением, подвергается сильной неконтролируемой вибрации или угловому сносу от дрейфа судна. Такая ситуация требует быстрого отсоединения связывающего или эксплуатационного трубопровода после закрытия клапана подачи на уровне морского дна. Современные системы не позволяют осуществить требуемые действия в таких опасных ситуациях.
Далее, при обычной эксплуатации часто используются различные формы стимуляции скважины. Такая стимуляция может состоять во введении в пласт химических веществ для повышения расхода потока. Простой метод стимуляции заключается в воздействии на пласт импульсами давления для его разрыва или растрескивания и повышения проницаемости. Побочным эффектом такого разрыва может быть значительное увеличение количества песка в потоке пластового флюида. При проведении испытаний на приток может представить интерес такая стимуляция скважины для наблюдения за ее результатами. И здесь также следует учесть, что обычное эксплуатационное оборудование приспособлено для того, чтобы не допускать, отделять и устранять песок, в то время как при проведении испытаний на приток эти меры не так существенны.
В некоторых случаях может оказаться полезным провести обратное испытание на приток путем нагнетания флюида обратно в пласт. Однако это предполагает, что отведенный флюид сохраняется приблизительно при таком же давлении и температуре, как в пласте. Это потребует дополнительного оборудования и дополнительных мер безопасности. Далее, это потребовало бы переустановки эксплуатационной колонны. Возможно, такую переустановку пришлось бы выполнять путем подъема колонны и ее повторного опускания для доступа к другому пласту, что требует больших затрат труда и средств. По этим причинам известное оборудование уровня техники не стимулирует интерес к проведению таких испытаний. В процессе обратных испытаний на приток в скважине наблюдается повышение давления в процессе выдерживания постоянного расхода флюида из скважины. Обратные испытания на приток могут выявить возможные каналы связи между пластами в геологической породе, а в некоторых случаях могут помочь определить расстояние от скважины до такого канала связи между пластами.
Сущность изобретения
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа и устройства для испытания скважин на приток с устранением недостатков способов и устройств, известных из уровня техники. Поставленная задача решается за счет создания способа и устройства, раскрытых в пунктах формулы изобретения.
Главная особенность изобретения состоит в том, что, в отличие от известной технологии, когда флюид выводится из пласта на поверхность, пластовый флюид отводится из первого, предположительно проницаемого геологического пласта во второй проницаемый пласт. Согласно способу по изобретению перед проведением испытаний на приток устанавливают, по меньшей мере, один канал гидравлического сообщения между двумя геологическими пластами, из которых один (первый) пласт подлежит испытаниям. Далее помещают уплотняющие средства для ограничения потока пластового флюида с тем, чтобы поток между пластами проходил только по образованному каналу или каналам гидравлического сообщения. Когда поток пластового флюида проходит от первого пласта ко второму вверх (поток может проходить и в противоположном направлении, когда подлежащий испытаниям первый пласт расположен выше второго проницаемого пласта, принимающего пластовый флюид), уплотняющие средства, например, кольцевые пакеры, предотвращают перетекание флюида между пластами за пределами канала или каналов гидравлического сообщения.
Внутри канала расположены средства регулирования потока, включая клапан и, возможно, приводимый с поверхности насос для регулирования расхода потока в канале, а следовательно, и между пластами. Далее, внутри канала расположен датчик расхода, показания которого могут считываться дистанционно с поверхности.
Дополнительно в канале могут быть расположены датчики для считывания с поверхности давления, температуры, определения содержания песка, воды и т.п. Очевидно, что могут быть установлены несколько датчиков каждого типа для отслеживания желаемых параметров в различных местах канала. Для этого используются известные датчики давления и температуры и известная аппаратура учета времени и регистрации измеренных величин.
При проведении испытаний на приток в канале гидравлического сообщения с помощью датчика расхода, регулируемого клапана и, возможно, насоса, устанавливают и выдерживают постоянный поток пластового флюида от одного пласта к другому. Давление и, возможно, другие параметры скважины считывают и регистрируют известным образом. Далее поток прерывают и отслеживают и регистрируют повышение давления в скважине. Благодаря изобретению испытания на приток могут быть расширены путем создания обратного потока при использовании реверсивного насоса, так что пластовый флюид может перекачиваться в обратном направлении между двумя пластами.
Хранение пластового флюида в другом пласте имеет то преимущество, что флюид может сохранять примерно исходное состояние при возвращении в пласт. Далее, изобретение дает возможность производить стимуляцию через скважину подлежащего испытаниям геологического пласта. Стимуляция может производиться известным образом разрывом пласта. Для этого в скважину подают жидкость под давлением, например, при подсоединении к каналу буровой колонны. После этого проводят испытания на приток. Дополнительно при обратных испытаниях на приток могут быть получены данные поглощения и выделения флюида от двух раздельных пластов без необходимости переустановки испытательного оборудования.
Перечень фигур
Далее изобретение будет описано более подробно на примерах выполнения со ссылками на чертежи, на которых:
фиг. 1 схематично изображает на виде сбоку часть скважины с расположенным в ней каналом, который соединяет два проницаемых геологических пласта;
фиг. 1а соответствует фиг. 1 и представляет некоторую модификацию образующей канал трубы, устанавливающей гидравлическое сообщение между двумя пластами, причем в месте прохода через второй пласт скважина не облицована;
фиг. 2 изображает часть скважины с соединительным каналом по фиг. 1 и с установленным насосом.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 представлена часть скважины 1, облицованная обсадной колонной 2. Скважина 1 продолжается вниз открытым (не облицованным) стволом 3, пробуренным через первый предположительно проницаемый пласт 4, подлежащий испытаниям на приток. В обсадной колонне 2 выполнена перфорация отверстиями 5 на участке прохода скважины 1 через второй проницаемый пласт 6.
В примере выполнения по фиг. 1а второй проницаемый пласт 6 не изолирован обсадной колонной 2.
Первый пласт 4 изолирован от возможных проницаемых пластов у дна скважины с помощью донного пакера 7. Трубчатый канал 8 проходит концентрично скважине от участка первого пласта 4 до места над отверстиями 5 перфорации. Таким образом, между каналом 8 и стенкой ствола 3 и между каналом 8 и обсадной колонной 2 образовано кольцевое пространство 9.
Нижний кольцевой пакер 10, помещенный в скважине 1 на большем удалении от дна, чем первый проницаемый пласт 4, определяет нижний конец кольцевого пространства 9.
Верхний кольцевой пакер 11, помещенный в скважине 1 на большем удалении от дна, чем отверстия 5 перфорации, определяет верхний конец кольцевого пространства 9.
Промежуточный кольцевой пакер 1 2, помещенный в скважине 1 ближе к дну, чем отверстия 5 перфорации, предотвращает сообщение между отверстиями 5 перфорации и другими возможными проницаемыми пластами над нижним пакером 1 0.
Канал 8 имеет закрытый верхний конец и в примерах выполнения по фиг. 1 и 2 открытый нижний конец. На участке канала 8, удаленном от его верхнего конца на большее расстояние, чем верхний пакер 11, канал снабжен затворами 1 3, которые устанавливают гидравлическое сообщение между каналом 8 и кольцевым пространством 9 вокруг него. Таким образом, флюид может проходить от первого пласта 4 в скважину 1 и в канал 8 на его нижнем конце и далее через канал 8 и наружу через затворы 1 3 и через отверстия 5 перфорации во второй пласт 6.
В исполнении по фиг. 1а нет необходимости в отверстиях 5 перфорации. Кольцевые пакеры 11 и 1 2 уплотняют пространство между каналом 8 и стенкой бурового ствола скважины 1 . Пакер 7 также может быть частью трубы, образующей канал 8, в то время как стенка трубы перфорирована отверстиями 21 между пакерами 7 и 10.
При установке кольцевого пакера 7 на образующей канал 8 трубе она может иметь закрытый нижний конец, расположенный ниже предположительно проницаемого пласта 4. На участке над кольцевым пакером 7 образующая канал 8 труба снабжена сквозными поперечными затворами 21, которые вместе со сквозными поперечными затворами 1 3 устанавливают гидравлическое сообщение между пластами 4 и 6.
В канале 8 помещен дистанционно управляемый клапан (не показан), предназначенный для регулирования расхода через канал 8. Известный сам по себе клапан может содержать дистанционно управляемую подвижную втулку 14, предназначенную для полного или частичного перекрытия затворов 13 и оснащенную отверстиями 14' для частичного или полного совмещения с затворами 13.
Далее, в канале 8 размещены дистанционно считываемые датчики, включая датчик 15 давления, датчик 16 расхода и датчик 17 температуры. Канал 8 может быть оснащен также насосом 18 для принудительного создания потока в канале.
Насос может приводиться двигателем 19, размещенным над каналом 8. Приводной вал 20 между двигателем 1 9 и насосом 1 8 проходит известным образом через уплотненное отверстие в верхнем закрытом конце канала 8.
Предпочтительно двигатель 1 9 является гидравлическим двигателем и приводится жидкостью, например, буровой жидкостью, которая известным образом подается через не показанные здесь буровую колонну или гибкий трубопровод. Может использоваться также электрический двигатель с охлаждением за счет циркуляции буровой жидкости или проходом потока жидкости в канале 8 через рубашку охлаждения двигателя 19.
В кольцевом пространстве 9 могут быть также расположены датчики для восприятия и регистрации гидравлического сообщения или поперечных потоков к проницаемым пластам или от них над кольцевым пространством или под ним.
Claims (10)
1. Способ для использования в связи с предположительно проницаемым первым геологическим пластом (4), в котором в процессе испытаний на приток пластовый флюид от указанного пласта подвергается измерению давления, среди прочих параметров, и регулированию расхода, отличающийся тем, что устанавливают, по меньшей мере, один определенный канал (8) гидравлического сообщения между указанным предположительно проницаемым первым пластом (4) и вторым проницаемым пластом (6), при этом пластовый флюид, поступающий из указанного первого пласта (4), направляют через указанный канал (8) ко второму указанному пласту (6), который принимает этот пластовый флюид и сохраняет его, по меньшей мере, временно.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что канал (каналы) гидравлического сообщения устанавливают с помощью образующей канал трубы (труб) (8), которую (которые) устанавливают предпочтительно концентрично поверхности стенки бурового ствола или обсадной колонны между расположенными на различных уровнях первым и вторым пластами (4, 6), и помещают уплотняющие средства (7, 10, 12, 11) для предотвращения прохода пластового флюида от первого пласта (4) ко второму пласту (6) за пределами канала гидравлического сообщения.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что после того, как пластовый флюид переведен из первого пласта (4) во второй пласт (6), выполняют обратные испытания на приток посредством того, что перемещенный пластовый флюид принудительно возвращают из второго пласта (6) в первый пласт (4).
4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что производят разрыв указанного первого пласта (4), при этом в скважину в области этого первого пласта (4) подают жидкость под давлением, например, через буровую колонну, которую подсоединяют к указанному каналу (8) гидравлического сообщения.
5. Устройство для осуществления способа по п. 1 , предназначенное для установки в скважине (1) между двумя геологическими пластами, а именно, первым пластом (4), подлежащим испытаниям на приток, и вторым пластом (6), и содержащее один или более датчиков / измерителей / регуляторов / устройств управления (15,17) для восприятия / измерения / регистрации параметров давления и расхода потока, а также для регулирования расхода в процессе испытаний на приток, отличающееся тем, что оно содержит, по меньшей мере, одну образующую канал трубу (8), которая устанавливает гидравлическое сообщение внутри скважины (1 ) между первым геологическим пластом (4), подлежащим испытаниям на приток, и вторым проницаемым пластом (6), и уплотняющие средства (7, 1 0, 11, 1 2), расположенные таким образом, чтобы ограничивать поток пластового флюида между пластами (4, 6) до потока только в канале или каналах (8), образованных для установления, по меньшей мере, одного ограниченного гидравлического потока, так что этот канал или эти каналы (8) представляют собой единственное средство гидравлического сообщения между двумя проницаемыми пластами.
6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что указанная образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) выполнена открытой на своем конце, наиболее близком к первому пласту (4), подлежащему испытаниям на приток, но закрытой на противоположном конце, где прилегающая к нему часть трубы, расположенная внутри указанного второго пласта (6), снабжена одним или более поперечными сквозными затворами (13).
7. Устройство по п.5, отличающееся тем, что указанная образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) выполнена с закрытыми торцевыми концами и вблизи каждой концевой части на участке, окруженном соответствующим пластом (4, 6), снабжена одним или более поперечными сквозными затворами (21).
8. Устройство по п.5, отличающееся тем, что каждый из сквозных поперечных затворов (21, соответственно 13) в каждой части образующей канал трубы (8) или части каждой трубы (8), окруженной одним из пластов (4, соответственно 6), снабжен подвижной перфорированной втулкой (14), выполненной с возможностью, при своем перемещении относительно поперечного затвора (21, соответственно 13) в образующей канал трубе (8), обеспечивать недросселированный или дросселированный входной или выходной поток жидкости и, соответственно, прерывать поток.
9. Устройство по любому из пп.5-8, отличающееся тем, что образующая канал труба (8) или каждая образующая канал труба (8) оснащена приводимым двигателем насосным средством (18), предпочтительно, реверсивным насосным средством для принудительного перемещения жидкости между пластами (4, 6).
10. Устройство по любому из пп.5-9, отличающееся тем, что образующая канал и устанавливающая гидравлическое сообщение труба (8) оснащена дистанционно управляемым клапаном, предназначенным для управления и регулирования расхода жидкости через канал (8).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO971859A NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1997-04-23 | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
PCT/NO1998/000114 WO1998048146A1 (en) | 1997-04-23 | 1998-04-06 | A method and an apparatus for use in production tests, testing an expected permeable formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA199900961A1 EA199900961A1 (ru) | 2000-06-26 |
EA001119B1 true EA001119B1 (ru) | 2000-10-30 |
Family
ID=19900646
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA199900961A EA001119B1 (ru) | 1997-04-23 | 1998-04-06 | Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6305470B1 (ru) |
EP (1) | EP0977932B1 (ru) |
AT (1) | ATE244813T1 (ru) |
AU (1) | AU726255B2 (ru) |
BR (1) | BR9809261A (ru) |
CA (1) | CA2287285C (ru) |
DE (1) | DE69816288T2 (ru) |
EA (1) | EA001119B1 (ru) |
NO (1) | NO305259B1 (ru) |
OA (1) | OA11205A (ru) |
WO (1) | WO1998048146A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745370C2 (ru) * | 2014-06-30 | 2021-03-24 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Внутрискважинная система |
Families Citing this family (88)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Shore Tec As | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
NO990344L (no) * | 1999-01-26 | 2000-07-27 | Bjoern Dybdahl | FremgangsmÕte for bruk ved prøvetaking og/eller mÕling i reservoarvæske |
US6325146B1 (en) * | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
US6347666B1 (en) | 1999-04-22 | 2002-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for continuously testing a well |
US6330913B1 (en) | 1999-04-22 | 2001-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
US6382315B1 (en) | 1999-04-22 | 2002-05-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for continuously testing a well |
US6357525B1 (en) | 1999-04-22 | 2002-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
GB2355033B (en) * | 1999-10-09 | 2003-11-19 | Schlumberger Ltd | Methods and apparatus for making measurements on fluids produced from underground formations |
AU2474201A (en) * | 2000-01-06 | 2001-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole production testing |
US6491104B1 (en) * | 2000-10-10 | 2002-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open-hole test method and apparatus for subterranean wells |
NO313895B1 (no) * | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
US6907936B2 (en) | 2001-11-19 | 2005-06-21 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
US7405188B2 (en) * | 2001-12-12 | 2008-07-29 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US8167047B2 (en) | 2002-08-21 | 2012-05-01 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
NO319620B1 (no) * | 2003-02-17 | 2005-09-05 | Rune Freyer | Anordning og fremgangsmåte for valgbart å kunne stenge av et parti av en brønn |
NO325434B1 (no) * | 2004-05-25 | 2008-05-05 | Easy Well Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a ekspandere et legeme under overtrykk |
US7409924B2 (en) * | 2004-07-15 | 2008-08-12 | Lawrence Kates | Training, management, and/or entertainment system for canines, felines, or other animals |
WO2006015277A1 (en) | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7290606B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inflow control device with passive shut-off feature |
US7296462B2 (en) * | 2005-05-03 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-purpose downhole tool |
US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
US8453746B2 (en) * | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
US7469743B2 (en) | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US7802621B2 (en) | 2006-04-24 | 2010-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
US20080041588A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Richards William M | Inflow Control Device with Fluid Loss and Gas Production Controls |
US20080041582A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Geirmund Saetre | Apparatus for controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
DK2129865T3 (en) * | 2007-02-06 | 2019-01-28 | Halliburton Energy Services Inc | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
US8086431B2 (en) * | 2007-09-28 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for interpreting swabbing tests using nonlinear regression |
US7942206B2 (en) * | 2007-10-12 | 2011-05-17 | Baker Hughes Incorporated | In-flow control device utilizing a water sensitive media |
US8096351B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Water sensing adaptable in-flow control device and method of use |
US8312931B2 (en) * | 2007-10-12 | 2012-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device |
US20090301726A1 (en) * | 2007-10-12 | 2009-12-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores |
US7891430B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-02-22 | Baker Hughes Incorporated | Water control device using electromagnetics |
US7918272B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7775277B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7775271B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-08-17 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US8544548B2 (en) * | 2007-10-19 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids |
US8069921B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production |
US7789139B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913765B2 (en) * | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use |
US7918275B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve |
US7597150B2 (en) * | 2008-02-01 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive adaptive inflow control using cavitations to actuate a valve |
US8839849B2 (en) * | 2008-03-18 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis |
US7992637B2 (en) * | 2008-04-02 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Reverse flow in-flow control device |
US8757273B2 (en) | 2008-04-29 | 2014-06-24 | Packers Plus Energy Services Inc. | Downhole sub with hydraulically actuable sleeve valve |
US7921714B2 (en) * | 2008-05-02 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Annular region evaluation in sequestration wells |
US8931570B2 (en) * | 2008-05-08 | 2015-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Reactive in-flow control device for subterranean wellbores |
US8555958B2 (en) * | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US7762341B2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device utilizing a reactive media |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8171999B2 (en) * | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US8151881B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US20100300674A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8056627B2 (en) * | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8132624B2 (en) * | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US20100300675A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
NO331633B1 (no) * | 2009-06-26 | 2012-02-13 | Scanwell As | Apparat og framgangsmate for a avdekke og kvantifisere lekkasje i et ror |
US8893809B2 (en) | 2009-07-02 | 2014-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Flow control device with one or more retrievable elements and related methods |
US8550166B2 (en) | 2009-07-21 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Self-adjusting in-flow control device |
US9109423B2 (en) | 2009-08-18 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autonomous downhole fluid selection with pathway dependent resistance system |
US9016371B2 (en) | 2009-09-04 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore |
US8251140B2 (en) * | 2009-09-15 | 2012-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid monitoring and flow characterization |
US8291976B2 (en) * | 2009-12-10 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device |
US8708050B2 (en) | 2010-04-29 | 2014-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly |
CN101967968B (zh) * | 2010-09-17 | 2013-05-15 | 武汉海王机电工程技术公司 | 高温高压容器中的三腔压力分隔装置 |
WO2012138681A2 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in an autonomous valve using a sticky switch |
CN102162359B (zh) * | 2011-04-18 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种地层测试器用高精密泵抽装置 |
US8905130B2 (en) | 2011-09-20 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid sample cleanup |
US8714257B2 (en) * | 2011-09-22 | 2014-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Pulse fracturing devices and methods |
EP2773842A4 (en) | 2011-10-31 | 2015-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | AUTONOMOUS FLOW REGULATION DEVICE COMPRISING A PLATE FORMING VALVE FOR SELECTING FLUID IN WELL BOTTOM |
AU2011380521B2 (en) | 2011-10-31 | 2016-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection |
US9404349B2 (en) | 2012-10-22 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Autonomous fluid control system having a fluid diode |
US9695654B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead flowback control system and method |
US9127526B2 (en) | 2012-12-03 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fast pressure protection system and method |
NO347401B1 (no) * | 2013-03-25 | 2023-10-16 | Beerenberg Corp As | Lekkasjeindikator |
RU2673093C2 (ru) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны пласта, применяемый при освоении скважины |
KR102017208B1 (ko) * | 2019-04-17 | 2019-09-02 | 한국지질자원연구원 | 천부 가스전의 천부 가스 생산 장치 |
NO347602B1 (en) | 2021-12-23 | 2024-01-29 | Testall As | Intelligent well testing system |
Family Cites Families (58)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US533782A (en) * | 1895-02-05 | Leon boyer | ||
US3111169A (en) | 1959-06-19 | 1963-11-19 | Halliburton Co | Continuous retrievable testing apparatus |
US3195633A (en) | 1960-08-26 | 1965-07-20 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations without contamination of underlying heavier liquid |
US3194312A (en) * | 1962-02-08 | 1965-07-13 | John R Hatch | Method of and apparatus for completing oil wells and the like |
US3294170A (en) | 1963-08-19 | 1966-12-27 | Halliburton Co | Formation sampler |
US3305014A (en) | 1964-05-06 | 1967-02-21 | Schlumberger Technology Corp | Formation testing method |
US3611799A (en) | 1969-10-01 | 1971-10-12 | Dresser Ind | Multiple chamber earth formation fluid sampler |
US3993130A (en) * | 1975-05-14 | 1976-11-23 | Texaco Inc. | Method and apparatus for controlling the injection profile of a borehole |
US4009756A (en) | 1975-09-24 | 1977-03-01 | Trw, Incorporated | Method and apparatus for flooding of oil-bearing formations by downward inter-zone pumping |
US4241787A (en) | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
US4434854A (en) | 1980-07-07 | 1984-03-06 | Geo Vann, Inc. | Pressure actuated vent assembly for slanted wellbores |
US4296810A (en) | 1980-08-01 | 1981-10-27 | Price Ernest H | Method of producing oil from a formation fluid containing both oil and water |
US4509604A (en) | 1982-04-16 | 1985-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure responsive perforating and testing system |
US4560000A (en) | 1982-04-16 | 1985-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure-activated well perforating apparatus |
US4535843A (en) | 1982-05-21 | 1985-08-20 | Standard Oil Company (Indiana) | Method and apparatus for obtaining selected samples of formation fluids |
FR2558522B1 (fr) | 1983-12-22 | 1986-05-02 | Schlumberger Prospection | Dispositif pour prelever un echantillon representatif du fluide present dans un puits, et procede correspondant |
US4799157A (en) | 1984-09-07 | 1989-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for uniquely estimating permeability and skin factor for at least two layers of a reservoir |
EP0176410B1 (en) * | 1984-09-07 | 1988-12-07 | Schlumberger Limited | Method for uniquely estimating permeability and skin factor for at least two layers of a reservoir |
US4633945A (en) | 1984-12-03 | 1987-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Permanent completion tubing conveyed perforating system |
EP0217684B1 (en) | 1985-07-23 | 1993-09-15 | Flopetrol Services, Inc. | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations |
US4597439A (en) | 1985-07-26 | 1986-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Full-bore sample-collecting apparatus |
FR2603331B1 (fr) | 1986-09-02 | 1988-11-10 | Elf Aquitaine | Dispositif de regulation du debit d'eau separee de son melange avec les hydrocarbures et reinjectee au fond du puits |
US4745802A (en) | 1986-09-18 | 1988-05-24 | Halliburton Company | Formation testing tool and method of obtaining post-test drawdown and pressure readings |
US4742459A (en) | 1986-09-29 | 1988-05-03 | Schlumber Technology Corp. | Method and apparatus for determining hydraulic properties of formations surrounding a borehole |
US4787447A (en) | 1987-06-19 | 1988-11-29 | Halliburton Company | Well fluid modular sampling apparatus |
US4766957A (en) | 1987-07-28 | 1988-08-30 | Mcintyre Jack W | Method and apparatus for removing excess water from subterranean wells |
US4856585A (en) | 1988-06-16 | 1989-08-15 | Halliburton Company | Tubing conveyed sampler |
US4860581A (en) | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
US5006046A (en) | 1989-09-22 | 1991-04-09 | Buckman William G | Method and apparatus for pumping liquid from a well using wellbore pressurized gas |
US5065619A (en) | 1990-02-09 | 1991-11-19 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for testing a cased hole formation |
US5247829A (en) * | 1990-10-19 | 1993-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for individually characterizing the layers of a hydrocarbon subsurface reservoir |
CA2034444C (en) * | 1991-01-17 | 1995-10-10 | Gregg Peterson | Method and apparatus for the determination of formation fluid flow rates and reservoir deliverability |
US5170844A (en) | 1991-09-11 | 1992-12-15 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pressure responsive below-packer valve apparatus |
DE4204991A1 (de) * | 1991-12-24 | 1993-07-01 | Ieg Ind Engineering Gmbh | Verfahren und einrichtung zur beeinflussung von im erdreich befindlicher fluessigkeit |
US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
US5329811A (en) | 1993-02-04 | 1994-07-19 | Halliburton Company | Downhole fluid property measurement tool |
US5361839A (en) | 1993-03-24 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore sampler including inlet and outlet ports flanking an annular sample chamber and parameter sensor and memory apparatus disposed in said sample chamber |
US5655605A (en) | 1993-05-14 | 1997-08-12 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
US5353870A (en) | 1993-05-28 | 1994-10-11 | Harris Richard K | Well purging and sampling pump |
US5425416A (en) | 1994-01-06 | 1995-06-20 | Enviro-Tech Tools, Inc. | Formation injection tool for down-bore in-situ disposal of undesired fluids |
US5540280A (en) | 1994-08-15 | 1996-07-30 | Halliburton Company | Early evaluation system |
US5555945A (en) | 1994-08-15 | 1996-09-17 | Halliburton Company | Early evaluation by fall-off testing |
US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
US5762149A (en) | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
DE69629901T2 (de) | 1995-03-31 | 2004-07-22 | Baker-Hughes Inc., Houston | Vorrichtung und verfahren zum isolieren und testen einer formation |
US5549159A (en) * | 1995-06-22 | 1996-08-27 | Western Atlas International, Inc. | Formation testing method and apparatus using multiple radially-segmented fluid probes |
US5878815A (en) | 1995-10-26 | 1999-03-09 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
EP0781893B8 (en) | 1995-12-26 | 2007-02-14 | HALLIBURTON ENERGY SERVICES, Inc. | Apparatus and method for early evaluation and servicing of a well |
US6082452A (en) | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
US6068053A (en) | 1996-11-07 | 2000-05-30 | Baker Hughes, Ltd. | Fluid separation and reinjection systems |
US5826662A (en) | 1997-02-03 | 1998-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for testing and sampling open-hole oil and gas wells |
EP0963505B1 (en) | 1997-02-13 | 2002-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for downhole fluid separation and control of water production |
CA2281809A1 (en) | 1997-02-25 | 1998-08-27 | Michael H. Johnson | Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator |
NO305259B1 (no) | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Shore Tec As | FremgangsmÕte og apparat til bruk ved produksjonstest av en forventet permeabel formasjon |
US5887652A (en) | 1997-08-04 | 1999-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for bottom-hole testing in open-hole wells |
DE69831086T2 (de) | 1997-08-26 | 2006-04-20 | Kohyu Sangyo Yugen Kaisha, Morioka | Antirutschmittel für gefrorene Strassenflächen und Streuverfahren für dieses Mittel |
US6325146B1 (en) | 1999-03-31 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor |
AU2474201A (en) | 2000-01-06 | 2001-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for downhole production testing |
-
1997
- 1997-04-23 NO NO971859A patent/NO305259B1/no not_active IP Right Cessation
-
1998
- 1998-04-06 US US09/403,309 patent/US6305470B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-06 AU AU68578/98A patent/AU726255B2/en not_active Ceased
- 1998-04-06 AT AT98914162T patent/ATE244813T1/de not_active IP Right Cessation
- 1998-04-06 WO PCT/NO1998/000114 patent/WO1998048146A1/en active IP Right Grant
- 1998-04-06 EA EA199900961A patent/EA001119B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-04-06 CA CA002287285A patent/CA2287285C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-06 DE DE69816288T patent/DE69816288T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-06 EP EP98914162A patent/EP0977932B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-06 BR BR9809261-8A patent/BR9809261A/pt not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-19 OA OA9900229A patent/OA11205A/en unknown
-
2001
- 2001-10-02 US US09/968,549 patent/US6575242B2/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2745370C2 (ru) * | 2014-06-30 | 2021-03-24 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Внутрискважинная система |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20020017385A1 (en) | 2002-02-14 |
CA2287285C (en) | 2006-12-12 |
NO971859L (no) | 1998-10-26 |
EP0977932A1 (en) | 2000-02-09 |
US6575242B2 (en) | 2003-06-10 |
NO305259B1 (no) | 1999-04-26 |
EP0977932B1 (en) | 2003-07-09 |
EA199900961A1 (ru) | 2000-06-26 |
AU6857898A (en) | 1998-11-13 |
OA11205A (en) | 2003-05-21 |
DE69816288T2 (de) | 2004-05-27 |
AU726255B2 (en) | 2000-11-02 |
NO971859D0 (no) | 1997-04-23 |
CA2287285A1 (en) | 1998-10-29 |
DE69816288D1 (de) | 2003-08-14 |
BR9809261A (pt) | 2000-06-27 |
WO1998048146A1 (en) | 1998-10-29 |
ATE244813T1 (de) | 2003-07-15 |
US6305470B1 (en) | 2001-10-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA001119B1 (ru) | Способ и устройство для испытаний на приток и определения свойств предположительно проницаемых геологических пластов | |
US6543540B2 (en) | Method and apparatus for downhole production zone | |
US5353875A (en) | Methods of perforating and testing wells using coiled tubing | |
US11105179B2 (en) | Tester valve below a production packer | |
US20130111985A1 (en) | Method for efficient pressure and inflow testing of a fluid containment system through real time leak detection with quantification of pvt effects | |
US20230358134A1 (en) | Plug, system and method for testing the integrity of a well barrier | |
NO326125B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte ved utplasserbar brønnventil. | |
US4258793A (en) | Oil well testing string bypass valve | |
AU625460B2 (en) | Lost-motion valve actuator mechanism | |
US4222438A (en) | Reservoir fluid sampling method and apparatus | |
RU2341653C1 (ru) | Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) | |
WO2001049973A1 (en) | Method and apparatus for downhole production testing | |
US3454094A (en) | Waterflooding method and method of detecting fluid flow between zones of different pressure | |
US11225866B2 (en) | Siphon pump chimney for formation tester | |
US8997872B1 (en) | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead | |
US10774614B2 (en) | Downhole tool with assembly for determining seal integrity | |
US20200182048A1 (en) | Method and system for integrity testing | |
US11624264B2 (en) | Controlling corrosion within wellbores | |
AU2009251013A1 (en) | Zonal well testing device and method | |
JPS58223777A (ja) | 坑井試験方法及び装置 | |
RU2262580C1 (ru) | Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность | |
NO831830L (no) | Fremgangsmaate og anordning for utfoerelse av maalinger i borehull | |
Rahmani et al. | Full-scale testing shows advantages of a quantitative approach to interpreting inflow tests | |
NO20200465A1 (en) | Tool and method for verification of pressure integrity behind downhole casing | |
Austin | Drillstem Testing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |