RU190276U1 - Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока - Google Patents
Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока Download PDFInfo
- Publication number
- RU190276U1 RU190276U1 RU2018140701U RU2018140701U RU190276U1 RU 190276 U1 RU190276 U1 RU 190276U1 RU 2018140701 U RU2018140701 U RU 2018140701U RU 2018140701 U RU2018140701 U RU 2018140701U RU 190276 U1 RU190276 U1 RU 190276U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- tubing
- cone
- coupling
- landing
- Prior art date
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title abstract description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 10
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 102000040650 (ribonucleotides)n+m Human genes 0.000 description 2
- 108091032973 (ribonucleotides)n+m Proteins 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 102100033075 Prostacyclin synthase Human genes 0.000 description 1
- 101710179550 Prostacyclin synthase Proteins 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000010076 replication Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 210000002784 stomach Anatomy 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- 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
- 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
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/081—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells with down-hole means for trapping a fluid sample
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Полезная модель модуль перекрытия осевого канала труб относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для перекрытия осевого канала труб с целью отбора глубинных не фонтанирующего притока при испытании скважин в эксплуатационной колонне на притоках нефти, в том числе с пластовой водой.Модуль перекрытия осевого канала труб для отбора глубинных проб пластовой нефти не фонтанирующего притока состоит из конусной посадочной муфты, муфты с циркуляционным отверстием, посадочного конуса с концевым соединением сверху под кабельную головку и концевым соединением под промыслово-геофизический прибор, регистрирующим в режиме реального времени давление, температуру, влагометрию, и на который подвешивается пробоотборник с управлением с поверхности или по заданному времени таймера.
Description
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для перекрытия осевого канала ствола насосно-компрессорных труб (далее НКТ) с целью накопления пластовой нефти и последующего отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин в эксплуатационной колонне на непереливающем притоке нефти, в том числе с пластовой водой.
Известно устройство (1) для перекрытия осевого канала лифтовой колонны насосно-компрессорных труб (далее НКТ) с открытием затвора для пропуска пробоотборников ниже устройства (RU №2203391, опубл. 27.04.2003).
Известен прямоточный скважинный клапан-отсекатель (2) осевого канала осевого канала лифтовой колонны труб для пропуска пробоотборников и автоотцепа их ниже клапана-отсекателя (RU №2564701, опубл. 10.10.2015).
Известно устройство (3) для гидродинамического мониторинга скважин для осуществления герметичного перекрытия внутренней полости колонны НКТ с целью записи кривой восстановления давления (КВД) пласта с применением дистанционных геофизических приборов и отбора проб пластового флюида (RU №2471984, опубл. 10.01.2013) и (RU №2584169, опубл. 20.05.2015 г.).
Известен программируемый на открытие и закрытие клапан отсекателя (ESIT) (4) в компоновке с пробоотборником (EPST) и глубинным манометром ООО «Везерфорд», спускаемыми с мандрелью в посадочный ниппель компоновки насосно-компрессорных труб (НКТ). Аналогичное оборудование есть у компании Шлюмберже.
Общими недостатками указанных известных устройств являются:
- сложное техническое устройство в эксплуатации, обслуживании и ремонте;
- высокие риски прихвата оборудования при снятии с места установки;
Недостаток устройств (3), (4):
- обязательное наличие электропитания для обеспечения работоспособности устройства перекрытия ствола НКТ;
- наличие электротехнических устройств и механизмов для выполнения перекрытия ствола НКТ;
- необходимость в обеспечении для комплексного решения задач гидродинамических исследований герметичности перекрытия НКТ при высоком давлении, до 200 атм;
- ограниченный ресурс применения на объекте работ без текущего обслуживания в заводских условиях.
Предлагаемая полезная модель направлена на решение указанных проблем посредством рационального перекрытия осевого канала ствола насосно-компрессорных труб без применения сложных электротехнических механизмов исключительно для накопления нефти с целью отбора глубинных проб пластовой нефти. При этом нет необходимости в обеспечении герметичности перекрытия осевого ствола НКТ при высоком давлении. Достаточно герметичности в 0,5 атм.
Техническое исполнение полезной модели не ограничивает выполнения прочих задач испытаний скважины, таких как вызов притока, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.
Задачей предлагаемой полезной модели является создание простого и надежного в применении перекрытия ствола насосно-компрессорных труб, для накопления нефти и обеспечения ее отбора глубинными пробоотборниками.
Технический результат полезной модели выражается в обеспечении отбора представительных глубинных проб пластовой нефти на нефонтанирующих объектах испытаний без привлечения технически сложного и дорогостоящего оборудования для перекрытия НКТ.
Указанный технический результат достигается тем, что для реализации перекрытия ствола НКТ с целью отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании в скважину спускают компоновку насосно-компрессорных труб, оборудованную конусной посадочной муфтой, с циркуляционным отверстием над ней, для установки в нее на каротажном кабеле посадочного конуса с уплотнительными кольцами в компоновке с оборудованием для отбора проб (за 10-15 м до низа НКТ), и муфтой направления потока пластового флюида внизу НКТ. Муфту направления потока располагают за 20-30 м до кровли пласта. Посадочный конус для передачи регистрирующих сигналов от прибора ГИС на поверхность и управляющего сигнала от блока управления пробоотборником с поверхности на пробоотборник имеет токопроводящие линии.
Выполняют вызов притока при ограниченной депрессии, определяют дебит притока нефти.
Проводят спуск на каротажном кабеле оборудования для отбора проб, состоящего из посадочного конуса с оборудованием отбора глубинных проб. Герметизация перекрытия НКТ достигается установкой посадочного конуса с уплотнительными кольцами в посадочную муфту под весом компоновки оборудования отбора глубинных проб.
Этим создают условия накопления и отбора глубинной пробы пластовой нефти в скважине в непосредственной близости от кровли пласта, при давлении в точке отбора больше давления насыщения (Рзаб>Рнас - условие сохранности пластовой нефти с растворенным в ней газом), но меньше пластового (Рзаб<Рпл - условия притока нефти из пласта).
Избыточное давление на посадочный конус снизу определяется разностью плотности нефти под посадочным конусом и технической водой в затрубном пространстве и высотой столба нефти под посадочным конусом. Выталкивающая сила, также действующая на компоновку, определяется ее объемом. Создание избыточного давления в НКТ за счет притока из пласта под посадочным конусом предотвращает циркуляционное отверстие над посадочной муфтой, соединяющее полость труб с затрубным пространством для выравнивания давлений в полости труб и в затрубном пространстве. Максимальное избыточное давление на посадочный конус снизу, по расчету, не превысит 0,5 атм.
Рассчитано по формуле:
Ризб.=Рзат-Рнкт=10-6×((ρж×g×Н1)-(ρн×g×Н2)),
Где:
Ризб - давление на конус за счет разности плотностей жидкости в НКТ под посадочным конусом, МПа.
Рзат - давление столба воды высотой 15 м в затрубном пространстве, МПа.
Рнкт - давление столба нефти высотой 15 м в трубном пространстве под посадочным конусом, Мпа.
ρн - плотность жидкости в трубах, нефти = 700 кг/м3.
ρж - плотность жидкости в затрубном, воды = 1000 кг/м3.
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/сек2.
Н2 _ высота столба нефти в НКТ ниже посадочного конуса = 15 м.
H1=H2 - высота столба в затрубном пространстве для расчетов используется равной высоте столба нефти в НКТ после накопления ее под посадочным конусом, 15 м.
Ризб = 10-6×((1000×9,81×15)-(700×9,81×15)) = 0,044 Мпа = 0,450 атм.
При расчете по водонефтяному притоку, где ρж - плотность жидкости в затрубном, пластовой воды = 1030 кг/м3.
Ризб = 10-6×((1030×9,81×15)-(700×9,81×15)) = 0,0486 Мпа = 0,495 атм.
Указанный технический результат герметичности посадки конуса для накопления нефти в НКТ ниже посадочной муфты достигается тем, что на посадочный конус подвешивается оборудование, минимально допустимый вес, которого рассчитывается по формулам.
Расчет минимального веса компоновки (без учета выталкивающей силы действующей на приборы ниже конуса) удерживающий избыточное давление на посадочный конус снизу, принятое равным 0,5 атм (0,5 кгс/см2):
По формуле:
m=S*p, где
m - минимально-допустимый вес компоновки, кг;
S - площадь, на которую действует давление, см2;
р - давление, кг/см2.
Площадь сечения вычисляем по формуле:
d - диаметр, на который действует давление, см.
π - число ПИ.
1. Расчет выталкивающей силы действующей на компоновку в скважине.
Размеры скважинной аппаратуры:
- Прибор ПГИС: диаметр 38 мм, длина 1300 мм;
- Пробоотборник: диаметр 38 мм, длина 2000 мм.
Примечание: для расчета взяты наиболее длинные приборы производства РФ.
Расчет производим по формуле:
F=V×ρ, где
V - Объем компоновки, см3;
ρ - плотность воды, (0,001) кг/см3. Для расчетов применяется плотность воды, т.к. при расчетах по нефти выталкивающая сила будет меньше.
Объем вычисляем по формуле:
d - Диаметр скважинной аппаратуры, см;
l - Длина скважинной аппаратуры, см.
Примечание: объемом конуса из-за малого объема, пренебрегаем, выталкивающая сила 0.1 кг.
2. Расчет минимально допустимого веса компоновки, обеспечивающего герметичное перекрытие ствола скважины, удерживающий избыточное давление на посадочный конус снизу при перепаде давления 0,5 атм. (0,5 кг/см2)(с учетом выталкивающей силы).
Fcyм=F+m=3.74+11.445=15.185 кг.
Расчетный вес компоновки посадочного конуса с приборами составляет 20-22 кг.
В предложенной полезной модели для контроля замещения технической воды на нефть, при накоплении ее в НКТ ниже посадочного конуса, предусмотрено присоединение промыслово-геофизического прибора регистрирующего изменение влагометрии с передачей информации на поверхность по каротажному кабелю.
Отбор глубинных проб пластовой нефти возможен пробоотборниками, срабатывающими по таймеру с заданным временем закрытия, а так же пробоотборниками, работающими на закрытие с управлением с поверхности по каротажному кабелю.
Указанный технический результат достигается при условии применения муфты направления потока пластового флюида, обеспечивающей поступление нефти в полость НКТ, перекрытую посадочным конусом. (RU 2636843).
Предлагаемое полезное устройство предназначено для выполнения работ способом отбора глубинных проб пластовой нефти, основанным на создании в стволе скважины условий поступления нефти из пласта при не фонтанирующем притоке, при забойном давлении ниже пластового давления, накопления ее в закрытом стволе НКТ при давлении выше давления насыщения и отбора глубинными пробоотборниками.
Полезная модель поясняется следующими чертежами, где на Фиг. 1 изображена посадочная муфта 1 с навернутой на нее муфтой НКТ с циркуляционным отверстием 2 в компоновке НКТ 3.
На Фиг. 2 изображена компоновка, спускаемая на каротажном кабеле 8, соединенная с кабельным наконечником 9, в составе посадочного конуса 4 с уплотнительными кольцами 5, промыслово-геофизического прибора 6 и пробоотборника 7.
На Фиг. 3 изображена схема перекрытия ствола НКТ 3 установкой посадочного конуса 4 с уплотнительными кольцами 5 в посадочную муфту 1 и накопления пластовой нефти в полости труб ниже посадочного конуса 4 для отбора глубинных проб пробоотборником 7.
Предлагаемую полезную модель используют следующим образом.
Низ НКТ 3 оборудуют муфтой направления потока 10, через 10-15 м труб от муфты направления потока устанавливают посадочную муфту 1, выше наворачивают муфту НКТ с циркуляционным отверстием 2. Проводят спуск НКТ 3 с установкой муфты направления потока 10 на глубину 20-30 м от кровли пласта. Осуществляют вызов нефонтанирующего притока свабированием или компрессированием при депрессиях, обеспечивающих сохранение фазового состояния нефти насыщенной газом в точке планируемого отбора глубинной пробы (ниже посадочной муфты 1). Величину депрессии для вызова притока определяют из условия: давление в точке отбора более давления насыщения нефти газом (Рт. отбора > Рнас).
Оценивают дебит притока в скважине: по стандартной записи кривой восстановления уровня (КВУ) глубинным манометром определяют дебит скважины (по росту забойного давления за определенный период, и по внутреннему объему эксплуатационной колонны 11 в интервале роста уровня жидкости), желонкой отбирают пробу жидкости с ее уровня в скважине, и определяют наличие в притоке нефти.
На каротажном кабеле 8 на кабельном наконечнике 9 спускают в НКТ 3 компоновку в составе посадочного конуса 4 с уплотнительными кольцами 5, промыслово-геофизического прибора 6 и пробоотборника 7, устанавливают посадочный конус 4 в посадочную муфту 1, тем самым создают условия накопления нефти ниже посадочной муфты 1.
Поступление нефти для накопления в закрытые НКТ 3 обеспечивает муфта направления потока 10, преждевременную разгерметизацию перекрытия НКТ за счет притока в скважину предотвращает циркуляционное отверстие 2 в муфте, расположенное выше посадочной муфты 1.
После накопления нефти ниже посадочной муфты 1 согласно расчету по дебиту, с контролем замещения в режиме реального времени скважинной воды на нефть по промыслово-геофизическому прибору (по влагомеру) 6 в перекрытой полости НКТ 3, производят закрытие пробоотборника 7 по команде таймера или по команде оператора с устья.
Подъемом каротажного кабеля 8 осуществляют извлечение посадочного конуса 4 в компоновке с приборами для отбора глубинной пробы из посадочной муфты 1 и подъем пробоотборника 7 на поверхность.
При необходимости отбор проб повторяют.
Эффективность от внедрения модуля перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти на не фонтанирующих притоках заключается в следующем:
- снижение рисков создания аварийных ситуаций при перекрытии ствола насосно-компрессорных труб (НКТ) за счет отказа от применения сложных электротехнических устройств;
- снижение рисков создания аварийных ситуаций при разгерметизации перекрытии ствола НКТ (извлечения посадочного конуса из посадочной муфты) за счет малого перепада давлений в НКТ выше и ниже модуля, до 0,5 атм, из-за применения циркуляционного отверстия над посадочной муфтой;
- исключение сложных профилактических и подготовительных работ оборудования по перекрытию ствола НКТ;
- высокого потенциала для внедрения и тиражирования за счет применения простой технологии изготовления и надежности в эксплуатации.
Claims (1)
- Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока, содержащий конусную посадочную муфту и муфту с циркуляционным отверстием над посадочной муфтой, установленные внизу компоновки насосно-компрессорных труб (НКТ), посадочный конус для герметичного перекрытия ствола НКТ и подвески на него прибора промыслово-геофизических исследований и глубинного пробоотборника с управлением с поверхности или по заданному времени таймера, отличающийся тем, что герметизация перекрытия ствола НКТ происходит с помощью установки посадочного конуса с уплотнительными кольцами в конусную муфту под весом компоновки прибора и пробоотборника, а циркуляционное отверстие в муфте над посадочной муфтой выравнивает давление над посадочной муфтой с затрубным пространством, тем самым обеспечивая выравнивание перепадов давлений в НКТ выше и ниже установленного в посадочную муфту посадочного конуса.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140701U RU190276U1 (ru) | 2019-03-11 | 2019-03-11 | Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140701U RU190276U1 (ru) | 2019-03-11 | 2019-03-11 | Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU190276U1 true RU190276U1 (ru) | 2019-06-25 |
Family
ID=67003090
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018140701U RU190276U1 (ru) | 2019-03-11 | 2019-03-11 | Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU190276U1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1733627A1 (ru) * | 1990-04-24 | 1992-05-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани пластов |
| SU1749449A1 (ru) * | 1990-04-11 | 1992-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытаний и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани скважин |
| US5974874A (en) * | 1993-10-20 | 1999-11-02 | Gas Research Institute | Method for testing gas wells in low pressured gas formations |
| RU106653U1 (ru) * | 2010-08-27 | 2011-07-20 | Михаил Геннадьевич Нестеренко | Пробоотборник пмг-2 |
| RU2584169C1 (ru) * | 2015-02-11 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин |
| RU2636843C1 (ru) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Способ отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфта направления потока пластового флюида для его реализации |
-
2019
- 2019-03-11 RU RU2018140701U patent/RU190276U1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1749449A1 (ru) * | 1990-04-11 | 1992-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытаний и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани скважин |
| SU1733627A1 (ru) * | 1990-04-24 | 1992-05-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани пластов |
| US5974874A (en) * | 1993-10-20 | 1999-11-02 | Gas Research Institute | Method for testing gas wells in low pressured gas formations |
| RU106653U1 (ru) * | 2010-08-27 | 2011-07-20 | Михаил Геннадьевич Нестеренко | Пробоотборник пмг-2 |
| RU2584169C1 (ru) * | 2015-02-11 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин |
| RU2636843C1 (ru) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Способ отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфта направления потока пластового флюида для его реализации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9297239B2 (en) | Smart hydraulic pumping device for recovery of oil and obtaining of information from the bottom of the reservoir | |
| US3895527A (en) | Method and apparatus for measuring pressure related parameters in a borehole | |
| NO333727B1 (no) | Anordninger og fremgangsmater for formasjonstesting ved trykkmaling i et isolert, variabelt volum | |
| CA1129335A (en) | Reservoir fluid sampling | |
| RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
| RU2309246C1 (ru) | Скважинная установка гарипова | |
| US2609878A (en) | Multiple zone testing | |
| US6631763B1 (en) | Method and system for testing a borehole by the use of a movable plug | |
| RU190276U1 (ru) | Модуль перекрытия осевого канала ствола труб для отбора глубинных проб пластовой нефти нефонтанирующего притока | |
| US3965978A (en) | Subsurface transient pressure testing apparatus and method of use thereof | |
| US4867237A (en) | Pressure monitoring apparatus | |
| CN108166974A (zh) | 与射孔联作的测试取样一体化的装置 | |
| RU2268988C2 (ru) | Универсальный пакер для опрессовки и исследования колонн | |
| CN208950571U (zh) | 一种水平井筛管过油管检测设备 | |
| CN210460577U (zh) | 一种水平井封堵测试系统 | |
| NO340502B1 (no) | Wire line assistert kveilerørsporsjon og framgangsmåte for å operere en slik kveilerørsporsjon | |
| CN202338276U (zh) | 井下关井测试阀 | |
| RU2443861C2 (ru) | Автоматическое сцепное устройство для исследования скважины | |
| US8997872B1 (en) | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead | |
| RU2636843C1 (ru) | Способ отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфта направления потока пластового флюида для его реализации | |
| US8561695B2 (en) | Apparatus and method for testing solids production in a wellbore | |
| RU93877U1 (ru) | Скважинная установка гарипова для исследования многопластовых скважин при одновременно-раздельной эксплуатации | |
| CN105672965B (zh) | 一种桥式分层注水管柱及其操作工艺 | |
| CN220748242U (zh) | 钻孔高压压水试验测试段内压力量测装置 | |
| RU2165001C2 (ru) | Способ определения герметичности эксплуатационной колонны |