RU2002125501A - Устройство и способ для контроля давления пробы скважинного флюида - Google Patents
Устройство и способ для контроля давления пробы скважинного флюидаInfo
- Publication number
- RU2002125501A RU2002125501A RU2002125501/03A RU2002125501A RU2002125501A RU 2002125501 A RU2002125501 A RU 2002125501A RU 2002125501/03 A RU2002125501/03 A RU 2002125501/03A RU 2002125501 A RU2002125501 A RU 2002125501A RU 2002125501 A RU2002125501 A RU 2002125501A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- sample
- named
- pressure
- well
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims 90
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 16
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 12
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 241000278713 Theora Species 0.000 claims 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims 1
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
- 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
- E21B49/10—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells using side-wall fluid samplers or testers
-
- 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)
Claims (35)
1. Устройство для контроля давления сжатой пробы скважинного флюида, отобранной из глубины скважины, включающее в себя корпус, имеющий внутреннюю полость, поршень внутри названной полости корпуса для ограничения камеры для пробы флюида, причем названный поршень подвижен в пределах названной полости корпуса для избирательного изменения объема названной камеры для пробы флюида, насос для подачи пробы флюида под давлением в названную камеру для пробы флюида, и клапан, позволяющий сжатому скважинному флюиду передвигать названный поршень, причем названное перемещение поршня сжимает пробу флюида внутри названной камеры для пробы флюида таким образом, что проба флюида остается сжатой, когда проба флюида перемещена к поверхности скважины.
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что также включает в себя обратный клапан, установленный между названным насосом и названной камерой для пробы флюида для предотвращения возврата названным поршнем пробы флюида к названному насосу.
3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что названный клапан присоединен к названному поршню.
4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что также включает в себя отсечной клапан резервуара, установленный между названным насосом и названной камерой для пробы флюида, для выборочного изолирования названной камеры для пробы флюида от давления названного насоса.
5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что также включает в себя стопор для фиксации названного поршня относительно названного корпуса для сохранения объема названной камеры для пробы флюида.
6. Устройство по п.1, отличающееся тем, что названный поршень включает в себя внешнюю втулку и внутреннюю втулку, подвижную относительно названной внешней втулки, причем названный клапан способен обеспечить контакт между сжатым скважинным флюидом и названной внутренней втулкой для перемещения названной внутренней втулки относительно названной внешней втулки для сжатия пробы флюида.
7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что также включает в себя стопор для фиксации названной внутренней втулки относительно названной внешней втулки для сохранения объема названной камеры для пробы флюида.
8. Устройство по п.6, отличающееся тем, что также включает в себя камеру наполнения между названной внутренней втулкой и названной внешней втулкой для приема сжатого скважинного флюида, так что флюид вызывает воздействие перепада давления на названную внутреннюю втулку для сдвига названной внутренней втулки относительно названной внешней втулки.
9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что также включает в себя атмосферную камеру между названной внутренней втулкой и названной внешней втулкой, давление в которой первоначально ниже гидростатического давления и которая уменьшается в объеме, когда названная внутренняя втулка перемещается относительно названной внешней втулки.
10. Устройство по п.1, отличающееся тем, что также включает в себя второй поршень, связанный с названным корпусом для ограничения второй камеры для пробы флюида и соединенный с названным насосом и названным клапаном для избирательного сжатия пробы флюида до давления, отличного от давления флюида внутри другой камеры для пробы флюида.
11. Устройство для контроля давления сжатой пробы скважинного флюида, отобранной из глубины скважины, включающее в себя корпус, имеющий внутреннюю полость, поршень внутри названной полости корпуса для ограничения камеры для пробы флюида, причем названный поршень подвижен в пределах названной полости корпуса для избирательного изменения объема названной камеры для пробы флюида, и названный поршень включает в себя внешнюю втулку и внутреннюю втулку, и внутренняя втулка подвижна относительно названной внешней втулки, насос для подачи пробы флюида под давлением в названную камеру для пробы флюида, удерживающее средство, служащее для удержания названной внешней втулки поршня относительно названного корпуса, и клапан, избирательно позволяющий сжатому скважинному флюиду передвигать названную внутреннюю втулку поршня относительно названной внешней втулки поршня, так что названный флюид сжимается внутри названной камеры для пробы флюида.
12. Устройство по п.11, отличающееся тем, что также включает в себя клапан, выборочно блокирующий сообщение флюида между названным насосом и названной камерой для пробы флюида.
13. Устройство по п.12, отличающееся тем, что названный клапан содержит обратный клапан.
14. Устройство по п.11, отличающееся тем, что также включает в себя стопор для удержания названной внутренней втулки поршня неподвижной относительно названного корпуса.
15. Способ контроля давления сжатой пробы скважинного флюида из скважины, включающий в себя следующие этапы, на которых: опускают корпус в скважину, причем названный корпус имеет поршень внутри полой внутренней части названного корпуса, который является подвижным для ограничения камеры для пробы флюида, накачивают скважинный флюид в названную камеру для пробы флюида для отбора пробы скважинного флюида, приводят в действие клапан для ввода скважинного флюида при гидростатическом давлении в скважине в контакт с названным поршнем для перемещения названного поршня, сжимающего пробу скважинного флюида внутри названной камеры для пробы флюида, удерживают пробу скважинного флюида внутри названной камеры для пробы флюида в то время, как названный поршень перемещается, чтобы сжать пробу скважинного флюида внутри названной камеры для пробы флюида, фиксируют названный поршень относительно названного корпуса для фиксации объема пробы скважинного флюида внутри названной камеры для пробы флюида после достижения скважинным флюидом выбранного давления, которое выше гидростатического давления в скважине, и вытаскивают названный корпус на поверхность скважины.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что также включает в себя этап, на котором извлекают пробу скважинного флюида из названной камеры для пробы флюида при поддержании давления в пробе скважинного флюида выше выбранного давления.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что также включает в себя этап, на котором перемещают названный корпус к другой зоне внутри скважины после того, как названный поршень застопорен относительно названного корпуса, и далее включает в себя этапы, на которых накачивают вторую пробу скважинного флюида во вторую камеру для скважинного флюида, приводят в действие названный клапан для перемещения второго поршня с тем, чтобы сжать вторую пробу флюида, и фиксируют названный поршень относительно названного корпуса для фиксации объема второй пробы флюида.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что названное второе давление сжимает вторую пробу флюида до давления, большего, чем давление другой пробы флюида.
19. Способ по п.15, отличающийся тем, что также включает в себя этап, на котором опускают названный корпус внутрь скважины так, чтобы большее гидростатическое давление флюида передвинуло названный поршень для дальнейшего сжатия пробы скважинного флюида перед тем, как названный корпус поднимают на поверхность скважины.
20. Способ по п.15, отличающийся тем, что названный поршень сжимает пробу скважинного флюида до давления, при котором в пробе скважинного флюида не изменяются фазовые отношения, когда названный корпус поднимают на поверхность скважины.
21. Способ для передачи пробы пластового флюида земли с глубины добычи в скважине на поверхность скважины, причем названный способ включает в себя следующие этапы, на которых: (a) опускают соединенную сборку скважинных устройств в скважину, причем названная сборка включает в себя устройство извлечения пластового флюида, резервуар для получения пробы пластового флюида и управляемый с поверхности насос для избирательного наполнения пластовым флюидом названного резервуара для получения пробы, (b) позиционируют названное устройство извлечения пластового флюида на первой глубине скважины, (c) извлекают пластовой флюид на названной первой глубине скважины, (d) заполняют первый объем пробы в названном резервуаре для получения пробы соответствующим объемом пластового флюида с первой глубины, (e) прикладывают местное (in situ) давление в скважине к элементу названного резервуара для получения пробы с тем, чтобы уменьшить первый объем пробы в названном первом резервуаре для получения пробы до второго объема пробы, меньшего, чем названный первый объем пробы, без вытеснения флюида из названного резервуара для получения пробы, вследствие чего первый объем пробы пластового флюида с первой глубины сжимается до давления, существенно большего, чем названное местное давление в скважине, (f) конструктивно фиксируют названный второй объем пробы, и (g) поднимают сборку скважинных устройств на поверхность скважины.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что названная сборка скважинных устройств включает в себя второй резервуар для получения пробы, и названный способ далее включает в себя следующие этапы, на которых: (a) повторно позиционируют названное устройство извлечения пластового флюида на второй глубине скважины перед подъемом названной сборки скважинных устройств на поверхность скважины, (b) извлекают пластовой флюид на названной второй глубине скважины, (c) заполняют первый объем пробы названного второго резервуара для получения пробы пластовым флюидом со второй глубины, (d) прикладывают названное второе местное давление в скважине к элементу названного второго резервуара для получения пробы с тем, чтобы уменьшить первый объем пробы до второго объема пробы, меньшего, чем названный первый объем пробы, без вытеснения флюида из названного второго резервуара для получения пробы, вследствие чего первый объем пробы пластового флюида со второй глубины сжимается до давления, существенно большего, чем названное второе местное давление в скважине, и (e) конструктивно фиксируют названный второй закрытый объем названного второго резервуара для получения пробы.
23. Способ по п.21, отличающийся тем, что названная конструктивная деталь названного резервуара для получения пробы имеет меньшую эффективную площадь рабочего давления в первом закрытом объеме, чем эффективная площадь рабочего давления, на которую воздействует названное давление в скважине.
24. Способ извлечения пробы пластового флюида земли, включающий в себя следующие этапы, на которых: (a) подготавливают резервуар для получения пробы, имеющий камеру для пробы с переменным объемом, (b) размещают названный резервуар для получения пробы в скважине, (c) заполняют на месте (in situ) первый объем названной камеры для пробы первым объемом пластового флюида, (d) прикладывают местное давление в скважине к конструктивной детали названного резервуара для получения пробы с тем, чтобы уменьшить названную камеру для пробы до второго объема, меньшего, чем названный первый объем, без вытеснения флюида из названной камеры для пробы, посредством чего названный пластовой флюид сжимается там до давления, существенно большего, чем названое местное давление в скважине, (e) фиксируют положение второго объема названной конструктивной детали, и (f) удаляют названный резервуар для получения пробы из названной скважины.
25. Способ по п.24, отличающийся тем, что названная конструктивная деталь является подвижной перегородкой между местным скважинным флюидом и пластовым флюидом внутри названной камеры для пробы.
26. Способ, по п.24, отличающийся тем, что местное давление в скважине, приложенное к названной конструктивной детали, перемещает названную деталь в названную камеру для пробы с уменьшением ее объема.
27. Способ по п.26, отличающийся тем, что названный местный скважинный флюид действует на большую площадь названной конструктивной детали, чем пластовой флюид внутри названной камеры для пробы.
28. Устройство для подъема пробы пластового флюида земли из скважины, включающее в себя (a) цилиндр, в котором имеется подвижный поршень для ограничения камеры переменного объема для пробы, причем названный поршень имеет подвижные относительно друг друга первый и второй элементы, воспринимающие давление, и каждый из названных воспринимающих давление элементов имеет соответствующие поверхности, воспринимающие давление в камере для пробы, и поверхности, воспринимающие давление в скважине, причем поверхность, воспринимающая давление в скважине, названного второго воспринимающего давление элемента больше, чем поверхность, воспринимающая давление в камере для пробы, названного второго воспринимающего давление элемента, (b) насос для извлечения флюида из пласта земли и для подачи названного флюида через проводящий канал в названную камеру для пробы, (c) первый клапан в названном проводящем канале для предотвращения реверсирования потока флюида из названной камеры для пробы, (d) второй клапан для пропуска скважинного флюида к поверхности, воспринимающей давление в скважине, названного второго воспринимающего давление элемента, причем названный второй клапан размещается на названном первом воспринимающем давление элементе и приводится в действие с приходом названного первого воспринимающего давление элемента в положение, соответствующее максимальному объему камеры для пробы.
29. Устройство по п.28, отличающееся тем, что названные первый и второй воспринимающие давление элементы включают в себя коаксиально подвижные первый и второй втулочный элементы соответственно, причем второй втулочный элемент является подвижным внутри первого втулочного элемента.
30. Устройство по п.29, отличающееся тем, что названные первый и второй втулочные элементы содержат сопряженно связанные зубчатые элементы для ограничения взаимного относительного перемещения между названными втулочными элементами.
31. Устройство по п.30, отличающееся тем, что поверхность, воспринимающая давление в скважине, названного первого принимающего давление элемента включает в себя, по существу, целостную поверхность поршня поперек одного конца названного первого втулочного элемента, а названный клапан расположен внутри названной поверхности поршня.
32. Устройство по п.29, отличающееся тем, что названный цилиндр заканчивается с противоположных концов соответствующими торцевыми стенками, посредством чего названная камера переменного объема для пробы расширяется при смещении названного поршня вдоль по названному цилиндру к первой торцевой стенке.
33. Устройство по п.32, отличающееся тем, что названный второй клапан размещен на названном первом втулочном элементе и открывается при приближении названного поршня к названной первой стенке цилиндра.
34. Устройство по п.33, отличающееся тем, что названный второй клапан пропускает скважинный флюид между названными первым и вторым втулочными элементами для осевого перемещения названного второго втулочного элемента относительно названного первого втулочного элемента.
35. Устройство по п.34, отличающееся тем, что названные первый и второй втулочные элементы включают в себя выпрямитель совместного перемещения, вследствие чего перемещение названного второго втулочного элемента относительно названного первого втулочного элемента является однонаправленным.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
USPCT/US00/04992 | 2000-02-25 | ||
PCT/US2000/004992 WO2000050736A1 (en) | 1999-02-25 | 2000-02-25 | Apparatus and method for controlling well fluid sample pressure |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002125501A true RU2002125501A (ru) | 2004-03-10 |
RU2244123C2 RU2244123C2 (ru) | 2005-01-10 |
Family
ID=21741094
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002125501/03A RU2244123C2 (ru) | 2000-02-25 | 2000-08-25 | Устройство и способ для контроля давления пробы скважинного флюида |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP1257730B1 (ru) |
CA (1) | CA2401375C (ru) |
DE (1) | DE60041005D1 (ru) |
RU (1) | RU2244123C2 (ru) |
WO (1) | WO2001063093A1 (ru) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7246664B2 (en) | 2001-09-19 | 2007-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Dual piston, single phase sampling mechanism and procedure |
US7258167B2 (en) * | 2004-10-13 | 2007-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for storing energy and multiplying force to pressurize a downhole fluid sample |
US7565835B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for balanced pressure sampling |
US7546885B2 (en) | 2005-05-19 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining downhole samples |
US8429961B2 (en) | 2005-11-07 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireline conveyed single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7472589B2 (en) | 2005-11-07 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7596995B2 (en) | 2005-11-07 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7874206B2 (en) | 2005-11-07 | 2011-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single phase fluid sampling apparatus and method for use of same |
US7367394B2 (en) | 2005-12-19 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation while drilling |
US7634936B2 (en) | 2006-02-17 | 2009-12-22 | Uti Limited Partnership | Method and system for sampling dissolved gas |
US8210267B2 (en) * | 2007-06-04 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole pressure chamber and method of making same |
US7967067B2 (en) | 2008-11-13 | 2011-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing deployed single phase fluid sampling apparatus |
WO2010135591A2 (en) | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensor tool for nuclear measurements |
CA2761814C (en) | 2009-05-20 | 2020-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensor tool with a sealed sensor outsert |
US9429014B2 (en) | 2010-09-29 | 2016-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Formation fluid sample container apparatus |
RU2490451C1 (ru) * | 2012-02-28 | 2013-08-20 | Андрей Александрович Павлов | Способ контроля глубинной пробы |
US10294783B2 (en) | 2012-10-23 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selectable size sampling apparatus, systems, and methods |
UA115371U (xx) * | 2016-11-17 | 2017-04-10 | Пробовідбірник бокала | |
US20240183271A1 (en) * | 2022-12-02 | 2024-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Subsurface sampling tool |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US4721157A (en) | 1986-05-12 | 1988-01-26 | Baker Oil Tools, Inc. | Fluid sampling apparatus |
US4766955A (en) | 1987-04-10 | 1988-08-30 | Atlantic Richfield Company | Wellbore fluid sampling apparatus |
CA1325379C (en) | 1988-11-17 | 1993-12-21 | Owen T. Krauss | Down hole reservoir fluid sampler |
US4903765A (en) | 1989-01-06 | 1990-02-27 | Halliburton Company | Delayed opening fluid sampler |
GB9003467D0 (en) | 1990-02-15 | 1990-04-11 | Oilphase Sampling Services Ltd | Sampling tool |
NO172863C (no) | 1991-05-03 | 1993-09-15 | Norsk Hydro As | Elektro-hydraulisk bunnhullsproevetakerutstyr |
US5240072A (en) | 1991-09-24 | 1993-08-31 | Halliburton Company | Multiple sample annulus pressure responsive sampler |
GB9200182D0 (en) * | 1992-01-07 | 1992-02-26 | Oilphase Sampling Services Ltd | Fluid sampling tool |
US5473939A (en) * | 1992-06-19 | 1995-12-12 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations |
US5303775A (en) | 1992-11-16 | 1994-04-19 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
US5377755A (en) | 1992-11-16 | 1995-01-03 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for acquiring and processing subsurface samples of connate fluid |
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 |
GB9420727D0 (en) * | 1994-10-14 | 1994-11-30 | Oilphase Sampling Services Ltd | Thermal sampling device |
US5662166A (en) | 1995-10-23 | 1997-09-02 | Shammai; Houman M. | Apparatus for maintaining at least bottom hole pressure of a fluid sample upon retrieval from an earth bore |
US6065355A (en) * | 1997-09-23 | 2000-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-flashing downhole fluid sampler and method |
-
2000
- 2000-08-25 RU RU2002125501/03A patent/RU2244123C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-08-25 DE DE60041005T patent/DE60041005D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-25 CA CA002401375A patent/CA2401375C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-25 EP EP00959416A patent/EP1257730B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-25 WO PCT/US2000/023382 patent/WO2001063093A1/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE60041005D1 (de) | 2009-01-15 |
EP1257730A1 (en) | 2002-11-20 |
CA2401375C (en) | 2007-01-23 |
WO2001063093A1 (en) | 2001-08-30 |
CA2401375A1 (en) | 2001-08-30 |
EP1257730B1 (en) | 2008-12-03 |
RU2244123C2 (ru) | 2005-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2002125501A (ru) | Устройство и способ для контроля давления пробы скважинного флюида | |
AU739721B2 (en) | Non-flashing downhole fluid sampler and method | |
CA2460831C (en) | Dual piston single phase sampling mechanism and procedure | |
US6439307B1 (en) | Apparatus and method for controlling well fluid sample pressure | |
EP0237662B1 (en) | Downhole tool | |
WO1991012411A1 (en) | Well fluid sampling tool and well fluid sampling method | |
US4551075A (en) | Well pump | |
US4589485A (en) | Downhole tool utilizing well fluid compression | |
EP0615054B1 (en) | Coiled tubing actuated sampler | |
RU2425955C1 (ru) | Гидравлический многоразовый пакер гарипова, установка и способ для его реализации | |
RU2078924C1 (ru) | Испытатель пластов | |
AU3877301A (en) | Downhole hydraulic power unit | |
RU65562U1 (ru) | Пакерующее устройство для избирательного испытания пластов | |
CA1286150C (en) | Gas and oil well pumping or swabbing device and method | |
RU2743035C1 (ru) | Якорь гидравлического действия для фиксации насосно-компрессорных труб в скважинах с штанговыми насосами (варианты) | |
RU2354848C1 (ru) | Штанговая насосная установка для внутрискважинной перекачки пластовых вод | |
CA1335877C (en) | Apparatus and method for testing a well | |
RU2498048C1 (ru) | Скважинная установка и способ ее монтажа | |
SU796401A1 (ru) | Забойный пробоотборник | |
RU27168U1 (ru) | Устройство для очистки призабойной зоны пласта и подъема скважинной жидкости | |
SU1170133A1 (ru) | Устройство дл исследовани скважин и опробовани пластов | |
RU2574096C1 (ru) | Устройство для обработки пластов в скважине | |
EP0183482A2 (en) | Downhole tool | |
RU2049221C1 (ru) | Металлошламоуловитель | |
RU42854U1 (ru) | Пакер-пробка |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130826 |