RU216475U1 - DEVICE FOR HYDRODYNAMIC STUDIES OF A WELL - Google Patents
DEVICE FOR HYDRODYNAMIC STUDIES OF A WELL Download PDFInfo
- Publication number
- RU216475U1 RU216475U1 RU2022122574U RU2022122574U RU216475U1 RU 216475 U1 RU216475 U1 RU 216475U1 RU 2022122574 U RU2022122574 U RU 2022122574U RU 2022122574 U RU2022122574 U RU 2022122574U RU 216475 U1 RU216475 U1 RU 216475U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- switching unit
- packer
- well
- rod
- pusher
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Полезная модель относится к области горного дела и может быть использована в нефтегазодобывающей отрасли для гидродинамических исследований скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Устройство содержит герметичные верхний (1) и нижний (16) корпуса, спускаемые на геофизическом кабеле (2) в колонну НКТ (3). В корпусе (1) размещены электродвигатель (4), блок коммутации (5), планетарный редуктор (6), винтовая передача, с гайкой (8) которой связан шток (9), взаимодействующий с толкателем (10). Над толкателем (10) установлены пакер (11) и якорь в составе клиновых плашек (12) и расширителя (13). Уравнительный клапан содержит поршень (15), который при осевом перемещении в камере (14) взаимодействует с проточными отверстиями (10.1) толкателя (10). В верхней части устройства установлена приборная головка (19), соединенная с геофизическим кабелем (2) при помощи кабельного наконечника (20). В нижнем корпусе (16) установлен приборный наконечник (23) для стыковки через приборную головку (24) с дистанционным скважинным прибором (25) и соединения прибора (25) с транзитным проводом (22). Блок коммутации (5) содержит верхний и нижний концевые переключатели (5.1) с контактными кнопками, плоские пружины (5.2) и ограничитель хода (5.3), соединенный со штоком (9). Концевые переключатели (5.1) установлены вдоль оси устройства на взаимном расстоянии друг от друга от 30 мм до 70 мм, что позволяет проводить исследования в колоннах НКТ с диапазоном внутреннего диаметра трубы от 58 мм до 64 мм. Техническим результатом является повышение универсальности устройства для гидродинамических исследований скважины. 2 з.п. ф-лы, 5 ил. The utility model relates to the field of mining and can be used in the oil and gas industry for hydrodynamic studies of a well in a tubing string. The device comprises sealed upper (1) and lower (16) housings lowered on a geophysical cable (2) into the tubing string (3). In the housing (1) there is an electric motor (4), a switching unit (5), a planetary gearbox (6), a screw gear, with a nut (8) of which a rod (9) is connected, which interacts with the pusher (10). A packer (11) and an anchor consisting of wedge slips (12) and an expander (13) are installed above the pusher (10). The balancing valve contains a piston (15), which, during axial movement in the chamber (14), interacts with the flow holes (10.1) of the pusher (10). An instrument head (19) is installed in the upper part of the device, connected to a geophysical cable (2) using a cable lug (20). In the lower housing (16) there is a tool tip (23) for docking through the tool head (24) with a remote downhole tool (25) and connecting the tool (25) to the transit wire (22). Switching unit (5) contains upper and lower limit switches (5.1) with contact buttons, flat springs (5.2) and stroke limiter (5.3) connected to rod (9). Limit switches (5.1) are installed along the axis of the device at a mutual distance from each other from 30 mm to 70 mm, which makes it possible to conduct studies in tubing strings with a range of pipe inner diameters from 58 mm to 64 mm. The technical result is to increase the versatility of the device for hydrodynamic studies of the well. 2 w.p. f-ly, 5 ill.
Description
Полезная модель относится к области горного дела и может быть использована в нефтегазодобывающей отрасли для мониторинга скважинных процессов при проведении гидродинамических исследований скважины (ГДИС) в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) путем измерения гидродинамических параметров пласта.The utility model relates to the field of mining and can be used in the oil and gas industry to monitor well processes during hydrodynamic testing of a well (well test) in a tubing string (tubing) by measuring the hydrodynamic parameters of the formation.
Известно устройство для гидродинамического мониторинга скважин, которое содержит спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле герметичный корпус, в котором размещены электродвигатель и блок коммутации, связанный с электродвигателем посредством винтовой передачи шток, передающий нагрузку на пакер, установленный выше пакера якорь в составе клиновых плашек и расширителя клиновых плашек, уравнительный клапан, два компенсатора давления, один из которых установлен выше якоря, а второй установлен ниже уравнительного клапана, наконечник кабельной головки в нижней части устройства и дистанционный скважинный прибор, прикрепленный к наконечнику кабельной головки (см. RU 2471984 С2, опубл. 10.01.2013).A device for hydrodynamic monitoring of wells is known, which contains a sealed housing lowered into a tubing string on a geophysical cable, in which an electric motor and a switching unit are located, connected to the electric motor by means of a screw transmission, a rod that transmits the load to the packer, an anchor installed above the packer as part of the wedge rams and wedge dies expander, balancing valve, two pressure compensators, one of which is installed above the anchor, and the second one is installed below the balancing valve, cable head tip in the lower part of the device and remote downhole tool attached to the cable head tip (see RU 2471984 C2 , published 01/10/2013).
Техническая проблема известного устройства состоит в отсутствии возможности настройки устройства для проведения исследований в НКТ с внутренним диаметром, имеющим отклонения от заданного стандартом значения. В тех случаях, когда толщина стенки НКТ отличается от номинального значения из-за действия коррозии, либо некачественной подготовки насосно-компрессорных труб к исследованиям, в процессе мониторинга может иметь место недостаточно надежное зацепление якорных плашек за внутренние стенки труб. Вследствие этого происходит смещение устройства с места установки по колонне НКТ, негерметичное перекрытие внутренней полости НКТ, что приводит к искажению результатов исследований скважинных процессов.The technical problem of the known device is the inability to configure the device for research in tubing with an inner diameter that deviates from the value specified by the standard. In cases where the tubing wall thickness differs from the nominal value due to the effect of corrosion or poor-quality preparation of tubing for research, insufficiently reliable engagement of anchor slips on the inner walls of the pipes may occur during monitoring. As a result, the device is displaced from the installation site along the tubing string, leaky overlapping of the internal cavity of the tubing, which leads to a distortion of the results of studies of well processes.
Технический результат полезной модели заключается в повышении универсальности устройства для гидродинамических исследований скважины.The technical result of the utility model is to increase the versatility of the device for hydrodynamic studies of a well.
Достигается технический результат за счёт того, что в устройстве для гидродинамических исследований скважины, содержащем спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле герметичный корпус, в котором размещены электродвигатель и блок коммутации, шток, связанный с электродвигателем посредством винтовой передачи и взаимодействующий с пакером, якорь, установленный над пакером, уравнительный клапан, компенсаторы давления, наконечник кабельной головки и дистанционный скважинный прибор, прикрепленный к наконечнику кабельной головки в нижней части устройства, согласно полезной модели, блок коммутации содержит концевые переключатели с контактными кнопками, расположенные вдоль оси устройства на взаимном расстоянии L, пружины, взаимодействующие с контактными кнопками концевых переключателей, ограничитель хода, установленный с возможностью перемещения вдоль оси устройства и соединенный со штоком.A technical result is achieved due to the fact that in a device for hydrodynamic studies of a well, containing a sealed housing lowered into the tubing string on a geophysical cable, in which an electric motor and a switching unit are located, a rod connected to the electric motor by means of a screw gear and interacting with the packer, an anchor installed above the packer, a balancing valve, pressure compensators, a cable head tip and a remote downhole tool attached to the cable head tip in the lower part of the device, according to the utility model, the switching unit contains limit switches with contact buttons located along the device axis at a mutual distance L, springs interacting with the contact buttons of the limit switches, a travel limiter mounted for movement along the axis of the device and connected to the stem.
В частных случаях реализации расстояние L измеряется между контактными кнопками концевых переключателей блока коммутации; расстояние L составляет от 30 мм до 70 мм.In particular implementation cases, the distance L is measured between the contact buttons of the limit switches of the switching unit; the distance L is between 30 mm and 70 mm.
Устройство для гидродинамических исследований скважины поясняется чертежами, на которых представлено:The device for hydrodynamic studies of a well is illustrated by drawings, which show:
на фиг. 1 - устройство в транспортном состоянии, продольный разрез;in fig. 1 - device in transport condition, longitudinal section;
на фиг. 2 - разрез А-А на фиг. 1;in fig. 2 - section A-A in Fig. 1;
на фиг. 3 - вид Б на фиг. 2;in fig. 3 - view B in Fig. 2;
на фиг. 4 - устройство в рабочем состоянии при проведении ГДИС, продольный разрез;in fig. 4 - device in working order during well testing, longitudinal section;
на фиг. 5 - устройство в состоянии после проведения ГДИС и возврата в транспортное состояние, продольный разрез.in fig. 5 - the device in the state after well testing and return to the transport state, longitudinal section.
Устройство для гидродинамических исследований скважины (фиг. 1) содержит герметичный верхний корпус 1, спускаемый на геофизическом кабеле 2 в колонну НКТ 3. В корпусе 1 последовательно размещены электродвигатель 4, блок коммутации 5 (фиг. 2, 3), планетарный редуктор 6, винтовая передача, состоящая из ходового винта 7 и гайки 8. С гайкой 8 винтовой передачи связан шток 9. Шток 9 состоит из нескольких последовательно соединенных частей и в своей нижней части выполнен с кольцевым упором 9.1, которым он взаимодействует с толкателем 10.The device for hydrodynamic studies of the well (Fig. 1) contains a sealed
Над толкателем 10 установлен пакер 11 с резиновыми манжетами в качестве пакерующего элемента. Непосредственно над пакером 11 расположен якорь в составе клиновых плашек 12 и расширителя 13 клиновых плашек, с которым взаимодействуют резиновые манжеты пакера 11. Посредством штока 9 и толкателя 10 осуществляется передача нагрузки от электродвигателя 4 на пакер 11 для дистанционного управления перекрытием внутреннего диаметра НКТ.A
В стенках толкателя 10 выполнены сквозные проточные отверстия 10.1, являющиеся элементами уравнительного клапана, который обустроен внутри корпуса толкателя 10. Уравнительный клапан содержит установленный в камере 14 поршень 15, который при осевом перемещении взаимодействует с проточными отверстиями 10.1 толкателя 10.In the walls of the
Нижней частью толкатель 10 соединен с герметичным нижним корпусом 16.The lower part of the
Устройство снабжено двумя компенсаторами давления, предназначенными для уравновешивания гидравлического давления столба жидкости, действующего на шток 9 в процессе проведения гидродинамических исследований. Верхний компенсатор давления 17 расположен над якорем, нижний компенсатор давления 18 расположен в нижнем корпусе 16 под уравнительным клапаном.The device is equipped with two pressure compensators designed to balance the hydraulic pressure of the liquid column acting on the
В верхней части устройства установлена стандартная приборная головка 19, которая механически и электрически соединена с геофизическим кабелем 2 при помощи стандартного кабельного наконечника 20. В приборной головке 19 осуществляется контактное соединение жил геофизического кабеля 2 с электрическими проводами 21 электродвигателя 3 и жилами транзитного провода 22. В нижней части устройства внутри нижнего корпуса 16 установлен приборный наконечник 23 для механической стыковки через стандартную приборную головку 24 с дистанционным скважинным многопараметровым геофизическим прибором 25 и для электрического соединения дистанционного скважинного прибора 25 с транзитным проводом 22.In the upper part of the device, a
Блок коммутации 5 (фиг. 2, 3) содержит верхний и нижний концевые переключатели 5.1 с контактными кнопками, две пружины 5.2 и ограничитель хода 5.3. Верхний и нижний концевые переключатели 5.1 установлены вдоль продольной оси устройства на взаимном расстоянии L друг от друга, которое может составлять от 30 мм до 70 мм. Расстояние L измеряется между контактными кнопками концевых переключателей 5.1. Каждый из концевых переключателей 5.1 может быть перемещен и зафиксирован в пределах расстояния L внутри корпуса блока коммутации 5. В качестве пружин 5.2 использованы плоские пружины для контактного взаимодействия с контактными кнопками концевых переключателей 5.1. Ограничитель хода 5.3 установлен с возможностью осевого перемещения по продольному пазу, выполненному в корпусе блока коммутации 5, для контактного взаимодействия с пружинами 5.2. Ограничитель хода 5.3 соединен с верхней частью штока 9.The switching unit 5 (Fig. 2, 3) contains the upper and lower limit switches 5.1 with contact buttons, two springs 5.2 and a stroke limiter 5.3. The upper and lower limit switches 5.1 are installed along the longitudinal axis of the device at a mutual distance L from each other, which can be from 30 mm to 70 mm. The distance L is measured between the contact buttons of the limit switches 5.1. Each of the limit switches 5.1 can be moved and fixed within the distance L inside the housing of the
После небольшой предварительной настройки, проводимой в блоке коммутации 5 на поверхности скважины перед проведением ГДИС, устройство способно работать в любых НКТ диаметром 73 мм. В соответствии с ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия», применяются НКТ 73 с толщиной стенки 5,5 мм и 7,0 мм. Внутренний диаметр трубы при этом составляет 59 мм и 62 мм, соответственно. Стандартом допускается изменение диаметра в пределах ±0,8 мм, из чего следует, что возможны ситуации, когда внутренний диаметр трубы может составлять от 58,2 мм до 62,7 мм. Таким образом, применение устройства предлагаемой конструкции, включающего в себя блок коммутации 5 с двумя концевыми переключателями 5.1, позволяет проводить исследования в колоннах НКТ с диапазоном изменения внутреннего диаметра трубы от 58 мм до 64 мм. За счет расширения возможности применения в колоннах труб с внутренним диаметром в указанном интервале значений достигается повышение универсальности устройства для гидродинамических исследований скважин. Регулирование расстояния между концевыми переключателями 5.1 в блоке коммутации 5 задает величину рабочего хода штока 9, максимально точно соответствующую величине фактического внутреннего диаметра исследуемой НКТ, что повышает надежность зацепления клиновых плашек 12 якоря за внутренние стенки НКТ, снижает вероятность осевого смещения устройства по колонне НКТ, улучшает герметичность перекрытия полости НКТ. After a small preliminary adjustment, carried out in the
Расстояние L между контактными кнопками концевых переключателей 5.1 в блоке коммутации 5, соответствующее величине рабочего хода штока 9, определяется следующим соотношением:The distance L between the contact buttons of the limit switches 5.1 in the
где D1 - внутренний диаметр НКТ 73;where D1 - inner diameter of tubing 73;
D2 - диаметр резиновых манжет пакера;D2 is the diameter of the rubber cuffs of the packer;
tg а - угол наклона клиновых плашек;tg a - the angle of inclination of the wedge dies;
k - коэффициент надежности пакеровки, определяемый опытным путем (как правило изменяется в пределах 1.2-1.25).k - packer reliability factor, determined empirically (usually varies within 1.2-1.25).
Устройство для гидродинамических исследований скважины работает следующим образом.Device for hydrodynamic studies of wells operates as follows.
Перед спуском устройства в скважину при помощи блока коммутации 5 осуществляют настройку интервала рабочего хода штока 9 с учетом значения внутреннего диаметра трубы в интервале исследований. Для этого размещают концевые переключатели 5.1 в отверстиях блока коммутации 5 на расстоянии L друг от друга, рассчитанном из указанного соотношения.Before lowering the device into the well, using the
После создания депрессии на пласт компоновку устройства, включая дистанционный скважинный прибор 25, спускают внутрь колонны НКТ 3. Спуск осуществляют при помощи геофизического кабеля 2, намотанного на барабан лебедки геофизического подъемника и состыкованного с приборной головкой 19 посредством кабельного наконечника 20.After creating a drawdown on the formation, the assembly of the device, including the
Во время спуска устройство находится в нерабочем (транспортном) положении, при котором пакер 11 закрыт (фиг. 1). Уравнительный клапан закрыт, поршень 15 перекрывает проточные отверстия 10.1 толкателя 10. Верхнее давление РВ жидкости в надпакерном пространстве и нижнее давление Рн жидкости в подпакерном пространстве одинаковы по величине, Рв=Рн.During the descent, the device is in the idle (transport) position, in which the
При достижении интервала исследований осуществляют фиксацию устройства внутри колонны НКТ и перекрытие внутреннего диаметра НКТ. Для этого с устья скважины подают напряжение по электрическим проводам 21 на электродвигатель 4. Планетарный редуктор 6 преобразует вращательный момент электродвигателя 4 в поступательное движение гайки 8 винтовой передачи, с которой связан шток 9, в результате чего шток 9 начинает перемещение вверх.When the research interval is reached, the device is fixed inside the tubing string and the inner diameter of the tubing is covered. To do this, voltage is supplied from the wellhead through
Между верхним корпусом 1 и нижним корпусом 16 расстояние сокращается до предела, который определяется по срабатыванию верхнего концевого переключателя 5.1 блока коммутации 5. Цепь питания прерывается пружиной 5.2, на которую давит ограничитель хода 5.3, соединенный со штоком 9.Between the
В процессе перемещения штока 9 расширитель 13 расширяет своим конусом клиновые плашки 12, они расходятся до упора во внутренние стенки НКТ 3, фиксируя устройство от осевого перемещения. Одновременно с этим шток 9 кольцевым упором 9.1 перемещает вверх толкатель 10 через корпус нижнего компенсатора давления 18. Под действием толкателя 10 резиновые манжеты пакера 11 сжимаются, увеличиваются в диаметре и герметично перекрывают проходное сечение НКТ 3. Уравнительный клапан остается закрытым, поршень 15 перекрывает проточные отверстия 10.1 толкателя 10.In the process of moving the
Раскрытие пакера 11 перекрывает приток жидкости в скважину, в результате чего нижнее давление Рн жидкости в подпакерном пространстве, ниже изолированного интервала, возрастает и начинает превышать верхнее давление Рв жидкости, Рв<Рн (фиг. 4). На данном этапе дистанционным скважинным прибором 25 осуществляют запись кривой восстановления давления пласта во времени в подпакерном пространстве. Предлагаемая конструкция устройства позволяет без искажений построить кривую восстановления давления пласта и определить истинные гидродинамические параметры пласта. Через транзитный провод 22 по геофизическому кабелю 2 передают на поверхность полученные оперативные данные, на основании которых принимают решение о продолжении работ по вызову притока из пласта, либо о прекращении работ, либо о проведении мероприятий по спуску добычного насоса, или по воздействию на призабойную часть пласта с целью интенсификации притока.The opening of the
После окончания измерений и передачи данных выполняют распакеровку. Для этого на электродвигатель 4 подают с устья скважины напряжение обратной полярности. Шток 9 начинает выдвигаться вниз. Движение штока 9 происходит до момента срабатывания нижнего концевого переключателя 5.2.After the completion of measurements and data transfer, unpacking is performed. To do this, the electric motor 4 is supplied from the wellhead voltage of reverse polarity.
До тех пор, пока существует превышение давления Рн в подпакерном пространстве над давлением Рв над пакером 11, резиновые манжеты пакера 11 не возвращаются в исходное состояние. Шток 9, двигаясь вниз внутри камеры 14 уравнительного клапана вместе с поршнем 15, открывает проточные отверстия 10.1 толкателя 10. После открытия уравнительного клапана происходит мгновенный сброс избыточного давления под пакером 11, импульс давления за счет гидравлической неуравновешенности при открытых проточных отверстиях 10.1 воздействует на толкатель 10, освобождая резиновые манжеты пакера 11 от контакта с внутренней стенкой НКТ, происходит переток жидкости из подпакерного пространства через проточные отверстия 10.1 толкателя 10 в надпакерное пространство. Давления верхнее Рв и нижнее Рн выравниваются, Рв=Рн (фиг. 5).As long as there is an excess of pressure Pn in the space under the packer over the pressure Pb above the
Возврат штока 9 в крайнее нижнее положение до срабатывания нижнего концевого переключателя 5.2 вызывает движение вниз расширителя 13. Шток 9 опускается из-под клиновых плашек 12. Клиновые плашки 12 складываются и выходят из зацепления со стенками НКТ 3.The return of the
Для приведения устройства в транспортное положение необходимо снять остаточное напряжение резиновых манжет пакера 11, потянув геофизический кабель 2 путем наматывания его на барабан лебедки геофизического подъемника. Медленный подъем устройства из скважины приводит к тому, что резиновые манжеты пакера 11 окончательно переходят в закрытое состояние. Толкатель 10 при неподвижном штоке 9 и поршне 15 закрывает проточные отверстия 10.1, в результате чего уравнительный клапан закрывается.To bring the device into the transport position, it is necessary to remove the residual stress of the rubber cuffs of the
После возврата устройства в исходное транспортное состояние (см. фиг. 1) оно готово к полному извлечению из скважины.After returning the device to its original transport state (see Fig. 1), it is ready for complete extraction from the well.
Claims (3)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU216475U1 true RU216475U1 (en) | 2023-02-07 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2268988C2 (en) * | 2004-03-15 | 2006-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | All-purpose packer for tubing testing and surveying |
RU2471984C2 (en) * | 2011-04-20 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Device for hydrodynamic monitoring of wells |
US20140008075A1 (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-09 | Instituto Mexicano Del Petroleo | Downhole shut-in device for pressure variation testing in gas lift wells |
RU2584169C1 (en) * | 2015-02-11 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Device for hydrodynamic investigations and testing of wells |
US10119365B2 (en) * | 2015-01-26 | 2018-11-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tubular actuation system and method |
RU2675616C1 (en) * | 2018-01-19 | 2018-12-20 | Виктор Маркелович Саргаев | Wells hydrodynamic logging device |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2268988C2 (en) * | 2004-03-15 | 2006-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | All-purpose packer for tubing testing and surveying |
RU2471984C2 (en) * | 2011-04-20 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Device for hydrodynamic monitoring of wells |
US20140008075A1 (en) * | 2012-06-29 | 2014-01-09 | Instituto Mexicano Del Petroleo | Downhole shut-in device for pressure variation testing in gas lift wells |
US10119365B2 (en) * | 2015-01-26 | 2018-11-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tubular actuation system and method |
RU2584169C1 (en) * | 2015-02-11 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Device for hydrodynamic investigations and testing of wells |
RU2675616C1 (en) * | 2018-01-19 | 2018-12-20 | Виктор Маркелович Саргаев | Wells hydrodynamic logging device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1052262A (en) | Weight and pressure operated well testing apparatus and its method of operation | |
US4320800A (en) | Inflatable packer drill stem testing system | |
US3664416A (en) | Wireline well tool anchoring system | |
US4917187A (en) | Method and apparatus for hydraulically firing a perforating gun below a set packer | |
US6550322B2 (en) | Hydraulic strain sensor | |
RU2397307C1 (en) | Hydro-mechanical anchor | |
RU216475U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC STUDIES OF A WELL | |
RU2357067C1 (en) | Method of well head pressurising and facility for implementation of this method | |
US3357504A (en) | Straddle packer wire line tester | |
US4512424A (en) | Tubular spring slip-joint and jar | |
RU214552U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC STUDIES OF A WELL | |
RU181713U1 (en) | PACKER GEOPHYSICAL MULTI-CHANNEL | |
CN115977564A (en) | Automatically controlled well drilling safety releasing tool | |
US2474453A (en) | Hydraulic fishing tool | |
CN111058838A (en) | Intelligent electric formation tester | |
RU55857U1 (en) | PACKER PLUG | |
RU2352762C1 (en) | Released bidirectional packer on cable | |
CN217681714U (en) | APR formation testing tool | |
CN211851686U (en) | Find stifled water production pipe | |
CN218493583U (en) | Steel wire operation hydraulic bridge plug tool for lowering bridge plug in oil pipe and casing pipe | |
RU219630U1 (en) | PACKER | |
SU981602A1 (en) | Formation tester | |
SU597824A1 (en) | Face-type meter of axial effort applied to bit | |
SU1288288A1 (en) | Downhole contact arrangement | |
RU2477783C1 (en) | Wellhead packer |