RU2041352C1 - Formation tester - Google Patents
Formation tester Download PDFInfo
- Publication number
- RU2041352C1 RU2041352C1 SU5014768A RU2041352C1 RU 2041352 C1 RU2041352 C1 RU 2041352C1 SU 5014768 A SU5014768 A SU 5014768A RU 2041352 C1 RU2041352 C1 RU 2041352C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- valve
- formation tester
- drive rod
- sleeve
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к техническим средствам для испытания скважин. The invention relates to technical means for testing wells.
Известна конструкция испытателя пластов, содержащая корпус с размещенным в нем гидравлическим реле времени, подвижным относительно корпуса приводным штоком и механизмом управления приемным клапаном, причем приводной шток жестко связан со штоком раздвижного механизма [1]
Данный испытатель пластов не может применяться без специального устройства уравнительного клапана. Выделенный в самостоятельный узел этот клапан располагается ниже испытателя пластов на расстоянии 10-12 м и усложняет компоновку пластоиспытательного оборудования. Большое удаление друг от друга уравнительного и приемного клапанов испытателя пластов ведет к тому, что в непроточной части, заполненной буровым раствором, неподвижным в течение всего времени спуска оборудования в скважину формируется структура, упрочненная твердыми частицами. В зависимости от степени их консолидации для разрушения образовавшейся закупорки и прохождения в ее узлах испытательного оборудования может потребоваться перепад давления более высокий, чем предусматривается при испытании условиями вызова притока пластового флюида. Таким образом после открытия приемного клапана испытателя пластов сообщение между исследуемым горизонтом и бурильными трубами отсутствует. Это ведет к нарушению программы испытания и требует дополнительный спуск пластоиспытательного оборудования.A known design of the formation tester, comprising a housing with a hydraulic time relay located therein, a drive rod movable relative to the housing and a control valve for the receiving valve, the drive rod being rigidly connected to the rod of the sliding mechanism [1]
This formation tester cannot be used without a special equalizing valve device. Dedicated to an independent unit, this valve is located below the formation tester at a distance of 10-12 m and complicates the layout of formation testing equipment. A large distance from the equalization and receiving valves of the formation tester leads to the fact that in the non-flowing part filled with drilling fluid, a structure strengthened by solid particles is formed during the entire time the equipment is lowered into the well. Depending on the degree of their consolidation, to destroy the resulting blockage and pass the test equipment at its nodes, a higher pressure drop may be required than is expected when tested under the conditions for invoking formation fluid inflow. Thus, after opening the formation tester's intake valve, there is no communication between the survey horizon and the drill pipes. This leads to a violation of the test program and requires additional descent of formation testing equipment.
Наиболее близкий по технической сущности и принятый нами за прототип является испытатель пластов, содержащий корпус с радиальными каналами, связанное с ним гидравлическое реле времени с тормозной камерой, установленные в корпусе впускной клапан, разъемный приводной шток с уплотнительной эластичной втулкой, расположенный в разъеме приводного штока уравнительный клапан со штоком, имеющим на верхнем торце камеру, и полый кожух [2]
Малая величина телескопического хода уравнительного клапана относительно корпуса с приводным штоком не обеспечивает эффективного контроля за работой приемного и уравнительного клапанов. Так в глубоких скважинах (более 4000 м) при создании сжимающей нагрузки на пакер упругая деформация колонны бурильных труб, например, с наружным диаметром 114-127 мм составляет 0,6-1,3 м. В общем случае величина деформации зависит от многих технических и технологических факторов и не поддается точному расчету. В то же время для закрытия приемного клапана испытателя пластов требуется перемещение приводного штока относительно корпуса на расстояние 0,04-0,13 м. Эта величина значительно меньше, чем деформация бурильных труб. Поэтому практически невозможно отметить на устье скважины положение, при котором будет выбрана эта деформация и произойдет закрытие приемного клапана.The closest in technical essence and accepted as a prototype to us is a formation tester, comprising a housing with radial channels, a hydraulic time relay connected to it with a brake chamber, an intake valve installed in the housing, a detachable drive rod with an elastic sealing sleeve located in the drive rod connector valve with a stem having a chamber at the upper end and a hollow casing [2]
The small size of the telescopic stroke of the equalizing valve relative to the housing with the drive rod does not provide effective control over the operation of the receiving and balancing valves. So in deep wells (more than 4000 m) when creating a compressive load on the packer, the elastic deformation of the drill pipe string, for example, with an outer diameter of 114-127 mm, is 0.6-1.3 m. In general, the amount of deformation depends on many technical and technological factors and can not be accurately calculated. At the same time, to close the receiving valve of the formation tester, it is necessary to move the drive rod relative to the housing by a distance of 0.04-0.13 m. This value is much smaller than the deformation of the drill pipe. Therefore, it is practically impossible to mark at the wellhead the position at which this deformation will be selected and the intake valve will close.
С другой стороны большой телескопический свободный ход между штоками удлиняет во времени сборку и монтаж оборудования при подготовке к испытанию, требует дополнительных мест герметизации, а большая длина деталей является причиной интенсивного износа штоков. Поэтому соотношение между перемещениями приводного и уравнительного штоков и свободным ходом последнего имеет решающее значение для повышения надежности управления клапанной системой многоциклового испытателя пластов. On the other hand, a large telescopic free play between the rods lengthens in time the assembly and installation of equipment in preparation for the test, requires additional sealing places, and the large length of the parts causes intensive wear of the rods. Therefore, the ratio between the movements of the drive and leveling rods and the free travel of the latter is crucial to improve the reliability of controlling the valve system of a multi-cycle reservoir tester.
Целью изобретения является повышение качества испытания путем повышения надежности управления работой клапанов за счет выполнения оптимального соотношения ходов приводного и уравнительного штоков. The aim of the invention is to improve the quality of the test by improving the reliability of controlling the operation of the valves by performing the optimal ratio of strokes of the drive and equalizing rods.
Указанная цель достигается тем, что в испытателе пластов, содержащем корпус с радиальными каналами, связанное с ним гидравлическое реле времени с тормозной камерой, установленные в корпусе впускной клапан, разъемный приводной шток с уплотнительной эластичной втулкой, расположенный в разъеме приводного штока уравнительный клапан со штоком, имеющим на верхнем торце камеру, и полый кожух, согласно изобретению, шток уравнительного клапана выполнен на наружной поверхности с выступом, размещенным в полости кожуха, а отношение расстояния h между дном камеры штока уравнительного клапана и торцем приводного штока, на котором установлена эластичная втулка в растянутом состоянии испытателя пластов к расстоянию Н между нижними торцами полого кожуха и выступа штока уравнительного клапана и определяют из выражения:
÷
Указанное соотношение ходов штоков обосновывается следующим образом.This goal is achieved by the fact that in the formation tester, comprising a housing with radial channels, a hydraulic time relay connected to it with a brake chamber, an intake valve installed in the housing, a detachable drive rod with an elastic sealing sleeve, an equalizing valve with a rod located in the drive rod connector, having a chamber on the upper end and a hollow casing, according to the invention, the balancing valve stem is made on the outer surface with a protrusion placed in the casing cavity, and the ratio of the distance h me dy bottom rod equalizer valve chamber and the end of the drive shaft, on which the elastic sleeve in a stretched state formation tester to the distance H between the lower ends of the hollow shell and a rod projection balancing valve and is determined from the expression:
÷
The specified ratio of the strokes of the rods is justified as follows.
Предлагаемое конструктивное исполнение уравнительного клапана придает ему новые функции раздвижного механизма. При этом расстояние h h1+h2 выбирается из условия свободного истечения жидкости между штоками: h1 25-30 мм, а глубина проточки h2 в штоке уравнительного клапана должна быть достаточной для размещения уплотнительной втулки h2 70-100 мм. Таким образом h 95-130 мм.The proposed design of the equalizing valve gives it new functions of the sliding mechanism. The distance hh 1 + h 2 is selected from the condition of free flow of fluid between the rods: h 1 25-30 mm, and the depth of the groove h 2 in the balancing valve stem should be sufficient to accommodate the sealing sleeve h 2 70-100 mm. Thus h is 95-130 mm.
Для получения эффективного сигнала о закрытии приемного клапана (в качестве сигнала рассматривается стабилизация нагрузки по индикатору веса при подъеме колонны труб на устье скважины) ход штока уравнительного клапана Н в полости кожуха должен быть равным или несколько больше, чем указанная ранее величина упругой деформации колонны бурильных труб. Отсюда следует
≈ ÷
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый испытатель пластов отличается выполнением штока уравнительного клапана с выступом, размещенным в полости кожуха и соотношением ходов штоков.To obtain an effective signal about the closing of the receiving valve (stabilization of the load by the weight indicator when lifting the pipe string at the wellhead is considered as a signal), the stroke of the equalizing valve H in the casing cavity should be equal to or slightly larger than the elastic deformation of the drill pipe string indicated above . this implies
≈ ÷
Comparative analysis with the prototype shows that the inventive formation tester is distinguished by the execution of the balancing valve stem with a protrusion located in the casing cavity and the ratio of the strokes of the rods.
На фиг.1а,б,в,г изображен общий вид испытателя в разрезе в период спуска; на фиг.2а,б,в,г испытатель пластов в разрезе во время открытия; на фиг. 3а,б,в,г то же, во время закрытого периода испытания. On figa, b, c, d shows a General view of the tester in the context during the descent; on figa, b, c, d formation tester in section during opening; in FIG. 3a, b, c, d is the same during the closed test period.
Испытатель пластов состоит из корпуса с радиальными каналами, включающего соединительный переводник 1 из патрубков 2, 3, 4, 5 и кожуха тормозной камеры 6, гидравлического реле времени. Внутренняя поверхность кожуха тормозной камеры 6 выполнена с прорезями "а". The formation tester consists of a housing with radial channels, including a connecting sub 1 of
В патрубке 2 размещен узел впускного шарового клапана состоящий из шара 7, гильз 8, 9, стянутых скобами 10, седел 11 с уплотнительными кольцами 12 и планок 13 с внутренним упором 14 и лапкой 15, входящей в отверстие шара 7. Планки 13 посредством гильзы 16 подвижно соединены с приводным штоком, включающим штоки 17, 18, 19. In the nozzle 2 there is an inlet ball valve assembly consisting of a ball 7, sleeves 8, 9 tightened by
В верхней части шток 17 имеет уплотнения 20, канавки 21 по образующей поверхности штока 17 с опорными торцами "б" (фиг.1) и "в" (фиг.2). В нижней части штока 17 выполнена резьба для соединения через переводник 22 с наружным диаметром Д1 со штоком 18. В канавке 21 штока 17 размещен палец 23, установленный в отверстии гильзы 16.In the upper part, the rod 17 has seals 20,
На палец 23 с наружной стороны установлена втулка 24, в которую упирается пружина 25, другой конец которой воздействует на гильзу 16. Втулка 24 выполнена с диаметром меньше, чем внутренний диаметр патрубка 2, с возможностью обеспечения зазора между ними. Гильза 16 посредством резьбы соединена с гильзой 26. Ниже гильзы 26 установлено амортизационное кольцо 27. Переводник 22 нижнего конца штока 17 находится под действием пружины 28, второй конец которой упирается в уступ патрубка 3 корпуса. Патрубок 3 в верхней части имеет уплотнения 29, 30 и резьбу, на которой закреплена гильза 31. В верхней части гильза 31 имеет отверстия 32 и закрепляет герметизирующую втулку 33. Отверстия 32 и окна 34 штока 17 образуют вспомогательный уравнительный клапан. На наружной поверхности гильза 31 выполнена уменьшенного диаметра, образуя кольцевой канал 35. На штоке 18 размещен узел тормозного поршня, состоящий из поршня 36 со стержнями 37 и поршня 38 с установленными на нем уплотнительной втулкой и гайкой 40. A sleeve 24 is mounted on the
От осевых перемещений поршневой узел зафиксирован хомутом 41. Полость 42 тормозной камеры заполнена и герметизирована плавающим разделительным поршнем 43 и пробками 44. В верхней части штока 18 выполнено отверстие 45, а внизу шток 18 соединен на резьбе с уплотнением со штоком 19. На приводной шток 19 навинчен узел уравнительного клапана, включающий уплотнительную эластичную втулку 46, закрепленную на резьбе. На штоке 19 установлена пружина сжатия 47, упирающаяся в упор штока 19 и патрубок 5. Шток 19 с эластичной втулкой 46 имеет торец 48. From axial movements, the piston assembly is fixed with a
К патрубку 5 присоединена раздвижная часть испытателя, состоящая из патрубка 49, телескопически соединенного с шестигранным штоком 50, являющимся составной частью уравнительного клапана. To the
Патрубок 49 раздвижной части испытателя выполнен с основными радиальными отверстиями 51 и вспомогательными радиальными отверстиями 52. Нижняя часть патрубка 49 выполнена в виде шестигранника 53 для соединения со штоком уравнительного клапана 50 и имеет опорный торец 54 (фиг.3). Шток уравнительного клапана 50 имеет с одного конца выступ 55 (фиг.3), с другого конца выступ 56 с торцем 57 (фиг. 1) и камеру 58 с дном 59, диаметр которой равен наружно диаметру (Dу) уплотнительной эластичной втулки 46 приводного штока 19, а по высоте, превышающей высоту втулки 46. Верхняя часть штока уравнительного клапана 50 с камерой 58, радиальные отверстия 51 патрубка 49 вместе с уплотнительной эластичной втулкой 46 приводного штока 19 образуют разъемное уплотнение соединение штоков 19 и 50, что составляет главный уравнительный клапан испытателя пластов.The
Шток уравнительного клапана 50 выполненный на наружной поверхности с выступом 56, размещенным в полости кожуха 60, имеет торец 61. Кожух 60 вверху и внизу выполнен с радиальными отверстиями 62 и внутренним шестигранником 63. В растянутом состоянии устройства расстояние h между дном 59 камеры 58 штока уравнительного клапана 50 и торцем 48 приводного штока 19 с уплотнительной эластичной втулкой 46 к расстоянию Н между нижними торцами 61 и 57 полого кожуха 60 и выступа 56 штока уравнительного клапана 50 определено соотношением
÷
Это соотношение обосновано следующим.The stem of the equalizing
÷
This ratio is justified by the following.
При соотношении расстояний ходов штоков (h:H) ниже минимальных значений (1: 10) невозможно осуществление эффективного контроля на устье скважины за работой клапанов испытателя пластов. When the ratio of the distances of the strokes of the rods (h: H) is below the minimum values (1: 10), it is impossible to effectively control the operation of the formation tester valves at the wellhead.
Превышение же верхнего предела (1:7) соотношения ходов штоков испытателя пластов приводит к увеличению габаритов, усложнению сборки, монтажа, что нецелесообразно. Exceeding the upper limit (1: 7) of the ratio of the moves of the stems of the reservoir tester leads to an increase in size, complicating the assembly, installation, which is impractical.
К кожуху 60 присоединен корпус телескопического замка, собранный из патрубков 64, 65. Внутри патрубков 64, 65 расположены штоки 66, 67, свинченные между собой и соединенные на резьбе со штоком уравнительного клапана 50. Нижняя часть патрубка 65 выполнена с отверстием 68. A housing of a telescopic lock assembled from
Шток 67 в верхней части имеет отверстие 69, в нижней части имеет уплотнение 70 образует поршень 71 с диаметром D2. Причем наружный диаметр (D2) поршня 71 телескопического замка меньше наружного диаметра (D1) переводника 22 приводного штока 17 испытателя пластов.The
Между штоком 67 и корпусом из переводников 64, 65 образована камера 72 для балансирования объема вытесняемой жидкости. Патрубок 65 на резьбе соединен с переводником 73, на котором посредством ввинченной гайки закреплена труба 75, выполненная с буртиком 76, образуя шарнирное соединение трубы 75 и переводника 73. Between the
Внутренняя поверхность патрубка 65 и наружная поверхность трубы 75 образует кольцевую полость 77 в которой размещен поршень 71. В переводнике 73 имеется уплотнительное кольцо 78. The inner surface of the
Испытатель пластов работает следующим образом. The tester works as follows.
Испытанию подлежит перспективный пласт, расположенный на глубине 4200 м. Спуск испытателя пластов проводится на колонне бурильных труб диаметром 127 мм. Осевая нагрузка для установки пакера и управления испытателя пластов составляет 80-100 кН. Деформация бурильных труб от этой нагрузки составляет 0,5-0,7 м. The prospective formation located at a depth of 4200 m is subject to testing. The formation tester is run on a drill pipe string with a diameter of 127 mm. The axial load for installing the packer and controlling the formation tester is 80-100 kN. Drill pipe deformation from this load is 0.5-0.7 m.
При спуске в скважину испытатель пластов находится в растянутом положении (фиг.1). При этом расстояние h между дном 59 камеры 58 штока уравнительного клапана 50 и торцем 48 приводного штока 19 с уплотнительной эластичной втулкой 46 составляет 100 мм. Расстояние Н между торцем 61 полого кожуха 60 и торцем 57 выступа 56 штока уравнительного клапана 50 составляет 1000 мм. Впускное отверстие шара 7 закрыто, т.е. его ось перпендикулярна оси проходного канала испытателя пластов. When descending into the well, the formation tester is in a stretched position (figure 1). In this case, the distance h between the bottom 59 of the chamber 58 of the equalizing
Достигнув интервала испытания, хвостовик опирается на забой скважины. Жестко связанные с хвостовиком переводник 73, патрубки 65, 64 и кожух 60 оказываются неподвижными. Под действием сжимающей нагрузки испытатель пластов с патрубком 49 и штоками 50, 66, 67 перемещается вниз до опоры нижнего торца 57 штока 50 и в верхний торец 61 кожуха 60. Одновременно с этим эластичная втулка 46 штока 19 входит в камеру 58 штока уравнительного клапана 50. Это соответствует закрытию главного уравнительного клапана. Having reached the test interval, the liner rests on the bottom of the well. Firmly connected with the
После чего штоки 17, 18, 19 испытателя пластов становятся неподвижными. Then the stems 17, 18, 19 of the formation tester become stationary.
При этом между нижним торцем патрубка 49 и верхним торцем кожуха 60 раздвижной части остается расстояние (свободный ход 110 мм) достаточное для замедленного перемещения корпусных деталей 2, 3, 4, 5, 6, 49 испытателя пластов и перевода шара 7 в открытое положение. In this case, between the lower end of the
Под действием той же сжимающей нагрузки корпусные детали 2, 3, 4, 5, 6, 49 испытателя пластов начинают замедленно перемещаться вниз. Это обусловлено работой тормозного устройства 6 и сжатием пружин 28 и 29. Во время этого движения происходит совмещение отверстий 32 гильзы 35 и окон 34 штока 17, что позволяет через канал образованный отверстиями 32, окнами 34, внутренним пространством между патрубком 2, гильзой 16, пружиной 25, планками 13 и радиальными отверстиями в гильзе 8, выравнивать давление над и под шаром 7. При дальнейшем перемещении испытателя пластов вниз, осевые прорези "а", выполненные на внутренней поверхности кожуха 6 тормозного устройства проходят за втулку 39, обеспечивая свободный переток тормозной жидкости из верхней части в нижнюю полости 42, т.е. происходит снятие гидравлического сопротивления. Under the influence of the same compressive load, the
В этот момент пальцы 23, двигавшиеся совместно с корпусом 2 испытателя пластов, опираются в торец "6" канавок 21 неподвижного штока 17 и останавливаются. Гильза 16, планки 13 прекращают перемещение совместно с корпусом 2. В то же время шар 7, гильзы 8, 9 и седла 11 с корпусными деталями 2, 3, 4, 5, 6, 49 продолжают двигаться вниз. В результате чего шар 7 проворачивается на неподвижных лапках 15 и становится в положение "открыто", а нижний торец патрубка 49 и верхний торец кожуха 60 соединяются. At this moment, the
По истечении времени открытого периода на испытатель пластов, передается растягивающая нагрузка, величина которой составляет 10-15 кН. Нижний торец патрубка 49 удаляется от верхнего торца кожуха 60, а корпусные детали 2, 3, 4, 5, 6, 49 испытателя пластов перемещается вверх относительно неподвижных штоков 17, 18, 19, 50, 66, 67. Нахождение последних в этом положении обусловлено усилием от действия гидравлических сил на переводник 22 и на поршень 71 за счет соотношения их диаметров (D1 > D2).After the open period has passed, a tensile load is transferred to the formation tester, the value of which is 10-15 kN. The lower end of the
Одновременно с корпусными деталями 2, 3, 4, 5, 6, 49 вверх перемещаются планки 13, гильзы 16, пальцы 23. После упора пальцев 23 в торцы "В" канавок 21 (фиг.2), штока 17, гильза 16 и планки 13 останавливаются. Продолжающееся движение корпуса 2, 3, 4, 5, 6, 49 вверх поворачивает шар 7 на неподвижных лапках 15 в закрытое положение. Дальнейшее движение корпуса испытателя пластов вверх приведет к разъединению нижнего торца 57 штока 50 и верхнего торца 61 кожуха 60 так, что штоки 50, 66, 67 займут промежуточное положение относительно кожуха 60, корпусных патрубков 64, 65. Подъем колонны бурильных труб на устье скважины осуществляется на высоту Н. Simultaneously with the
Подъем колонны бурильных труб на устье скважины осуществляется на высоту Н с учетом ранее приведенных величин деформации колонны бурильных труб торец 57 переместится относительно торца 61 на величину Н1 Н- Δl 1-(0,5-0,7) 0,5-0,3 м.The rise of the drill pipe string at the wellhead is carried out to a height H, taking into account the previously given values of the drill pipe string deformation, the end face 57 will move relative to the end face 61 by the value of H 1 H- Δl 1- (0.5-0.7) 0.5-0, 3m.
Таким образом расстояние Н обеспечивает нахождение выступа 56 в промежуточном положении, что исключает касание упора 56 в кожух 60, чем предотвращается разъединение штока уравнительного клапана 50 и приводного штока 19, т. е. предотвращается преждевременное открытие уравнительного клапана. Этим обеспечивается эффективный контроль на поверхности за работой клапанной системой испытателя пластов. Thus, the distance H ensures that the
Экономический эффект будет достигаться за счет исключения неудачных испытаний при опоре хвостовика за зашламленный забой. Опыт работ показывает, что в процессе каждого четвертого испытания происходит просадка хвостовика, из которых половина не фиксируется на поверхности. The economic effect will be achieved by eliminating unsuccessful tests when supporting the shank for a clogged face. Experience has shown that in every fourth test, the liner sags, half of which is not fixed to the surface.
Claims (1)
A PLASTER TEST, comprising a housing with radial channels, a hydraulic time relay associated with it, a brake chamber, an intake valve installed in the housing, a detachable drive rod with an elastic sealing sleeve, an equalizing valve located in the drive rod connector with a rod having a chamber on its upper end, and a hollow casing, characterized in that the equalizing valve stem is made on the outer surface with a protrusion located in the casing cavity, and the ratio of the distance h between the bottom of the equalizing valve stem chamber to the valve and the end of the drive rod, on which the elastic sleeve is installed in the extended state of the formation tester, to the distance H between the lower ends of the hollow casing and the protrusion of the equalizing valve stem is determined from the expression:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5014768 RU2041352C1 (en) | 1991-09-27 | 1991-09-27 | Formation tester |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5014768 RU2041352C1 (en) | 1991-09-27 | 1991-09-27 | Formation tester |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2041352C1 true RU2041352C1 (en) | 1995-08-09 |
Family
ID=21590657
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5014768 RU2041352C1 (en) | 1991-09-27 | 1991-09-27 | Formation tester |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2041352C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU174830U1 (en) * | 2017-03-21 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | BYPASS VALVE |
RU2663757C1 (en) * | 2017-08-24 | 2018-08-09 | Владимир Федорович Францев | Drilling complex of formation protection |
-
1991
- 1991-09-27 RU SU5014768 patent/RU2041352C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Патент США N 3814182, кл. 166-266, опублик.1973. * |
Сухоносов Г.О., Испытание необсаженных скважин. - М.: Недра, 1978. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU174830U1 (en) * | 2017-03-21 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | BYPASS VALVE |
RU2663757C1 (en) * | 2017-08-24 | 2018-08-09 | Владимир Федорович Францев | Drilling complex of formation protection |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
USRE29471E (en) | Oil well testing apparatus | |
RU2107806C1 (en) | Pipe testing valve and method for removing testing string from permanent packer | |
EP0399890A1 (en) | Apparatus for testing an oil well, and corresponding method | |
US20110017444A1 (en) | Dual Stripper Assembly for Slick Cable | |
CA1137868A (en) | Oil well testing string bypass valve | |
US5655607A (en) | Downhole tool for pressure testing of oil and gas wells | |
RU2041352C1 (en) | Formation tester | |
US4444267A (en) | Ball valve housing | |
US4295361A (en) | Drill pipe tester with automatic fill-up | |
RU2465438C1 (en) | Borehole gate | |
RU2325508C2 (en) | Circulating valve | |
US4141418A (en) | Safety valve hydraulically operated by telescopic drill stem movement | |
RU2278260C1 (en) | Sampler | |
RU2697347C1 (en) | Device for trapping mechanical impurities | |
RU2773495C1 (en) | Downhole valve | |
CN217813373U (en) | Hydraulic jar | |
SU920202A1 (en) | Versions of formation tester | |
SU1379454A2 (en) | Formation tester | |
RU2089728C1 (en) | Device for testing strata | |
SU1686137A1 (en) | Device for well completion | |
SU981602A1 (en) | Formation tester | |
RU1082941C (en) | Circulation valve | |
SU1129326A1 (en) | Apparatus for conducting isolating work in wells | |
SU1303710A2 (en) | Formation tester | |
SU1271964A1 (en) | Cutoff and control device for formation tester |