RU2820943C1 - Device for continuous measurement of formation pressure and pressure in annular space - Google Patents
Device for continuous measurement of formation pressure and pressure in annular space Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820943C1 RU2820943C1 RU2023134135A RU2023134135A RU2820943C1 RU 2820943 C1 RU2820943 C1 RU 2820943C1 RU 2023134135 A RU2023134135 A RU 2023134135A RU 2023134135 A RU2023134135 A RU 2023134135A RU 2820943 C1 RU2820943 C1 RU 2820943C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- pressure
- sub
- annular space
- dsc
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 6
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутритрубного пространства и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях.The invention relates to the oil industry and is intended for simultaneous measurement of pressure outside and inside the pipe space and can be used for installation on oil well equipment in order to obtain information for production control systems in oil fields.
Известно газлифтная установка (RU 2743119, МПК Е21В 43/12, Е21В 34/08, Е21В 47/06, Е21В 47/12, F04F 1/20 от 15.10.2020), содержащая фонтанную арматуру с задвижками и превентором, размещенные в обсадной трубе скважины колонну лифтовых труб, пакер, установленную над пакером скважинную камеру, и присоединенный к пакеру хвостовик для забора пластовой нефти, где скважинная камера содержит эксцентрично расположенные патрубки с переходниками, которыми скважинная камера встроена в колонну лифтовых труб выше пакера, образующего с фонтанной арматурой и превентором надпакерную межтрубную газовую полость, замкнутую задвижками и сообщающуюся с источником попутного нефтяного газа, а в полости между переходниками расположен регулируемый электроприводной клапан, содержащий датчики контрольно-измерительных приборов пластовых давлений нефти и газа на уровне скважинной камеры, связанные с панелью управления наземной станции геофизическим кабелем, пропущенным через герметичный ввод превентора, при этом патрубки и клапан соединены между собой резьбовой муфтой, в которой выполнена полость, сообщающаяся с патрубками, и канал подачи газа из надпакерной межтрубной газовой полости через впускной и выпускной каналы клапана, с возможностью барботирования нефти для усиления фонтанного подъема газожидкостного потока нефти пузырьковым газлифтным эффектом, причем датчик измерения давления нефти расположен снизу клапана в полости, сообщающейся с фонтанирующей нефтью по каналу, образованному зазором между датчиком и клапаном, через канал и полость резьбовой муфты, при этом скважинная камера соединена с пакером стыковочным узлом, а хвостовик присоединен к пакеру. A gas lift installation is known (RU 2743119, MPK E21V 43/12, E21V 34/08, E21V 47/06, E21V 47/12, F04F 1/20 dated 10/15/2020), containing a Christmas tree with valves and a preventer located in the casing well, a string of lift pipes, a packer, a well chamber installed above the packer, and a liner attached to the packer for withdrawing formation oil, where the well chamber contains eccentrically located nozzles with adapters with which the well chamber is built into the string of lift pipes above the packer, forming with a Christmas tree and a preventer an above-packer annular gas cavity, closed by valves and communicating with a source of associated petroleum gas, and in the cavity between the adapters there is an adjustable electric valve containing sensors for oil and gas formation pressure control instruments at the level of the well chamber, connected to the control panel of the ground station by a geophysical cable, passed through the sealed inlet of the preventer, while the nozzles and the valve are connected to each other by a threaded coupling, in which there is a cavity communicating with the nozzles, and a gas supply channel from the above-packer annular gas cavity through the inlet and outlet channels of the valve, with the possibility of bubbling oil to enhance the gushing rise gas-liquid flow of oil by a bubble gas-lift effect, and the sensor for measuring oil pressure is located at the bottom of the valve in the cavity communicating with the gushing oil through a channel formed by the gap between the sensor and the valve, through the channel and cavity of the threaded coupling, while the well chamber is connected to the packer by a docking unit, and the liner is attached to the packer.
Недостатком изобретения является, сложность конструкции, невозможность извлечения и установки измерительного устройства без остановки скважины. The disadvantage of the invention is the complexity of the design, the impossibility of removing and installing the measuring device without stopping the well.
Известно устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины (ПМ RU 96915, МПК Е21В 47/06 от 27.01.2010), содержащее скважинную камеру с резьбовыми соединениями на концах и дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр с кабельным наконечником, стационарно закрепленный в узле крепления так, что один датчик манометра гидравлически сообщен с внутренним пространством скважинной камеры, а другой датчик гидравлически подключен к внешней поверхности скважинной камеры, где скважинная камера выполнена в виде цилиндра, имеющего внутри эксцентрически расположенный продольный сквозной канал круглого сечения, узел крепления представляет собой продольный наружный паз, полностью вмещающий дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр в сборе с кабельным наконечником и имеющий дно со сквозным крепежным отверстием, имеющим резьбу и ориентированным по линии радиуса скважинной камеры, и крепежный болт с гидравлическими каналами, сообщающими один из датчиков манометра с внутренним пространством скважинной камеры, и уплотнительными элементами, стационарно фиксирующий дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр в узле крепления, при этом дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр имеет корпус с двухсторонней лыской на конце противоположном кабельному наконечнику и сквозным отверстием, совпадающим со сквозным крепежным отверстием в скважинной камере. A device is known for simultaneous measurement of pressure in the tubular and annulus spaces of a well (PM RU 96915, MPK E21V 47/06 dated January 27, 2010), containing a downhole chamber with threaded connections at the ends and a remote depth two-sensor pressure gauge with a cable lug, permanently mounted in a fastening unit so that one pressure gauge sensor is hydraulically connected to the internal space of the borehole chamber, and the other sensor is hydraulically connected to the outer surface of the borehole chamber, where the borehole chamber is made in the form of a cylinder having an eccentrically located longitudinal through channel of circular cross-section inside, the fastening unit is a longitudinal outer groove , fully accommodating a remote deep two-sensor pressure gauge assembled with a cable lug and having a bottom with a through mounting hole, threaded and oriented along the radius line of the well chamber, and a fastening bolt with hydraulic channels connecting one of the pressure gauge sensors with the internal space of the well chamber, and sealing elements that permanently fixes the remote deep-well two-sensor pressure gauge in the fastening unit, while the remote deep-depth two-sensor pressure gauge has a body with a double-sided flat at the end opposite the cable lug and a through hole coinciding with the through mounting hole in the downhole chamber.
Недостатком данного устройства является то, что устройство является стационарной, в случае отказа или при аварийной ситуации нет возможности извлечения устройства измерения без поднятия колонны НКТ. The disadvantage of this device is that the device is stationary; in the event of a failure or emergency, it is not possible to remove the measurement device without lifting the tubing string.
Известно устройство для одновременного измерения давления вне и внутри насосно-компрессорных труб (RU 2652403, МПК E21B 47/06, G01L 9/04 от 28.07.2017), содержащее скважинную камеру в виде НКТ с резьбовыми соединениями на концах, дистанционный глубинный двухдатчиковый манометр, стационарно закрепленный на скважинной камере так, что один датчик манометра гидравлически сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с внешним пространством НКТ, в НКТ выполнено цилиндрическое отверстие, в которое герметично помещен цилиндрический выступ корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра, не изменяя геометрию гидравлического канала внутри НКТ, с поперечным к НКТ сквозным отверстием, в котором соосно расположены две одинаковые мембраны с тензометрами, одна из которых выполнена с возможностью восприятия давления с внутренней стороны НКТ, а вторая с внешней стороны НКТ (в затрубье), при этом выводы тензометров подключены к электронной обрабатывающей схеме внутри корпуса дистанционного глубинного двухдатчикового манометра, имеющего в продольном НКТ направлении сквозные отверстия для герметизации одножильного провода питания и связи (типа ГПСМП) и подключения его к электронной схеме, а в поперечном НКТ направлении сквозные отверстия для установки крепежных винтов, под которые в НКТ выполнены несквозные резьбовые отверстия.A device is known for simultaneous measurement of pressure outside and inside tubing pipes (RU 2652403, IPC E21B 47/06, G01L 9/04 dated 07/28/2017), containing a downhole chamber in the form of a tubing with threaded connections at the ends, a remote deep two-sensor pressure gauge, permanently mounted on the downhole chamber so that one pressure gauge sensor is hydraulically communicated with the internal space of the tubing, and the other with the external space of the tubing, a cylindrical hole is made in the tubing, into which the cylindrical protrusion of the body of a remote deep two-sensor pressure gauge is hermetically placed, without changing the geometry of the hydraulic channel inside the tubing , with a through hole transverse to the tubing, in which two identical membranes with strain gauges are coaxially located, one of which is designed to sense pressure from the inside of the tubing, and the second from the outside of the tubing (in the annulus), while the leads of the strain gauges are connected to the electronic processing diagram inside the housing of a remote deep two-sensor pressure gauge, which has through holes in the longitudinal tubing direction for sealing a single-core power and communication wire (GPSMP type) and connecting it to the electronic circuit, and in the transverse tubing direction there are through holes for installing mounting screws for which the tubing is made non-through threaded holes.
Недостатком, является то, что конструкция сложная, невозможно извлечь и установить устройство при выходе из строя без поднятия колонны НКТ.The disadvantage is that the design is complex; it is impossible to remove and install the device if it fails without raising the tubing string.
Наиболее близким является устройство измерения термобарических параметров жидкости в трубном и кольцевом пространствах скважины (RU 2323335, МПК Е21В 47/06, от 10.03.2006), включающее автономные измерительные приборы, установленные в компоновке бурильных труб, отличающееся тем, что между компоновкой бурильных или лифтовых труб и компоновкой бурового инструмента установлен переходник с закрепленным на его поверхности контейнером, имеющим отверстие в верхней части и отверстие в нижней части, внутри контейнера размещен автономный измерительный прибор, в верхней и нижней частях которого в непосредственной близи к соответствующим отверстиям контейнера расположены два независимые друг от друга датчика температуры и давления.The closest is a device for measuring thermobaric parameters of a liquid in the pipe and annular spaces of a well (RU 2323335, MPK E21B 47/06, dated March 10, 2006), including autonomous measuring instruments installed in the drill pipe assembly, characterized in that between the drill pipe or lift pipe assembly pipes and the arrangement of the drilling tool, an adapter is installed with a container fixed on its surface, having an opening in the upper part and an opening in the lower part, an autonomous measuring device is located inside the container, in the upper and lower parts of which, in close proximity to the corresponding openings of the container, there are two independent another temperature and pressure sensor.
Недостатком данного устройства является сложность установки и извлечения датчика, при необходимости замены устройства замеры и получение данных в трубном и межтрубном пространстве невозможны длительное время дом момента завершения ремонтных работ. При изменении расположения измерительного устройства в контейнере, погрешность получения данных повышается. The disadvantage of this device is the complexity of installing and removing the sensor; if it is necessary to replace the device, measurements and obtaining data in the pipe and inter-pipe space are impossible for a long time until the repair work is completed. When the location of the measuring device in the container changes, the error in obtaining data increases.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является исключение указанных недостатков, повышение точности определения текущего пластового давления и давления в межтрубном пространстве эксплуатационной скважины.The technical result of the proposed invention is the elimination of these disadvantages, increasing the accuracy of determining the current reservoir pressure and the pressure in the annulus of the production well.
Технический результат достигается тем, что предполагаемое устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве, содержащий спускаемый на геофизическом кабеле глубинно-исследовательский комплекс – ГИК с автономными датчиками, переводник, спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ и соединенный с ГИК, содержащим нижний и верхний измерительные датчики, один из которых сообщен с внутренним пространством НКТ, а другой с межтрубным пространством снаружи НКТ.The technical result is achieved by the fact that the proposed device for continuous measurement of reservoir pressure and pressure in the annulus space, containing a deep-research complex lowered on a geophysical cable - GIK with autonomous sensors, a sub lowered on a tubing string - tubing and connected to GIK containing lower and upper measuring sensors, one of which communicates with the internal space of the tubing, and the other with the intertubular space outside the tubing.
Новым является то, что переводник расположен в скважине между пластами и оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ с заходной воронкой сверху и сообщающимся с пространством НКТ каналом. Ниже канала расположен клапан с кольцами на пружинной опоре. ГИК оснащен снизу ниппелем с датчиками и выполнен с возможностью герметичного взаимодействия с цилиндрической полостью переводника. Нижний датчик ГИК сообщен через канал с внутренней полостью НКТ, а верхний – выше заходной воронки с межтрубным пространством. What is new is that the sub is located in the well between the layers and is equipped with a longitudinal cylindrical cavity outside the tubing with an inlet funnel on top and a channel communicating with the tubing space. Below the channel there is a valve with rings on a spring support. The GIC is equipped with a nipple with sensors at the bottom and is designed to interact tightly with the cylindrical cavity of the sub. The lower GIK sensor is connected through a channel with the internal cavity of the tubing, and the upper one is above the inlet funnel with the annular space.
Новым также является, что ГИК оснащен сверху цанговым зажимом для быстросъёмного соединения с геофизическим кабелем. What is also new is that the GIK is equipped with a collet clamp on top for a quick-release connection to the geophysical cable.
На фиг.1 изображено устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве.Figure 1 shows a device for continuous measurement of reservoir pressure and pressure in the annulus.
На фиг.2 изображен глубинно-исследовательский комплекс – ГИК.Figure 2 shows the deep-research complex - GIK.
Устройство непрерывного измерения пластового давления и давления в межтрубном пространстве (фиг.1 и 2) включает ГИК 1 спускаемый на геофизическом кабеле 2 с верхним датчиком 3 и нижними датчиком 4, нижний датчик 4 сообщен с внутренним пространством НКТ 5, через переводник 6, а верхний датчик с межтрубным пространством снаружи НКТ 7. Переводник 6 расположен между пластами оснащен продольной цилиндрической полостью за пределами НКТ 7 и заходной воронкой 8, каналом 9 который сообщается с внутренним пространством НКТ 5 и клапан с кольцами 10 на пружинной опоре 11.The device for continuous measurement of reservoir pressure and pressure in the annulus (Figs. 1 and 2) includes a GIK 1 lowered on a geophysical cable 2 with an upper sensor 3 and a lower sensor 4, the lower sensor 4 is connected to the internal space of the tubing 5, through a sub 6, and the upper sensor with annular space outside the tubing 7. The sub 6 is located between the layers, equipped with a longitudinal cylindrical cavity outside the tubing 7 and an inlet funnel 8, channel 9 which communicates with the internal space of the tubing 5 and a valve with rings 10 on a spring support 11.
Конструктивные элементы, технологические соединения и т.п., не влияющие на работоспособность устройства, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements, technological connections, etc. that do not affect the performance of the device are not shown in the drawing or are shown conditionally.
Работа с устройством производится следующим образом.The device is operated as follows.
Предварительно подготавливают скважинную камеру, в качестве которой используется НКТ 12. На НКТ 12 монтируют переводник 6, и помещают между компоновкой буровых или лифтовых труб и компоновкой бурильного оборудования. Геофизический кабель 2, с одной стороны закрепляют с ГИК 1 цанговым зажимом (не показан) для быстрой замены при выходе из строя датчиков 3 или 4, с другой стороны с наземным измерительным блоком (не показан), где осуществляется сбор информация с датчиков 3 и 4 и передается для анализа на ПК (не показан). The downhole chamber is preliminarily prepared, for which tubing 12 is used. Sub 6 is mounted on tubing 12 and placed between the drilling or lift pipe assembly and the drilling equipment assembly. Geophysical cable 2, on the one hand, is secured with GIC 1 with a collet clamp (not shown) for quick replacement if sensors 3 or 4 fail, on the other hand, with a ground-based measuring unit (not shown), where information is collected from sensors 3 and 4 and is transferred for analysis to a PC (not shown).
Спуск переводника 6 осуществляется одновременно со спуском насосного оборудования (не показан) и НКТ 12. После спускают ГИК 1 через отверстие в планшайбе (не показан), на геофизическом кабеле 2, которая в последующем герметизируется исследовательской пробкой (не показан). ГИК 1 спускают так чтобы нижним ниппелем 13, проходя через заходную воронку 9, герметично сел в цилиндрическую полость переводника 6. После установки ГИК 1 и запуска устройства, активируется непрерывное измерение и прием данных с датчиков 3 и 4, кривую потока жидкости во внутреннем пространстве НКТ 5 и в межтрубном пространстве 8, в наземный измерительный блок. При выходе из строя одного из датчиков 3 или 4 (определяется отсутствием сигналов с него) силами геофизической бригады извлекается ГИК 1 при помощи кабеля 2 без остановки насоса и скважины, заменяются датчики 3 или 4, вышедшие из строя, и осуществляется спуск ГИК 1 на кабеле 2. The descent of the sub 6 is carried out simultaneously with the descent of the pumping equipment (not shown) and the tubing 12. Afterwards, the GIK 1 is lowered through the hole in the faceplate (not shown), on the geophysical cable 2, which is subsequently sealed with a research plug (not shown). GIC 1 is lowered so that the lower nipple 13, passing through the inlet funnel 9, fits hermetically into the cylindrical cavity of the sub 6. After installing the GIC 1 and starting the device, continuous measurement and reception of data from sensors 3 and 4, the fluid flow curve in the internal space of the tubing, is activated 5 and in the annulus 8, into the ground measuring unit. If one of the sensors 3 or 4 fails (determined by the absence of signals from it), the geophysical team removes the GIK 1 using cable 2 without stopping the pump and the well, replaces the failed sensors 3 or 4, and lowers the GIK 1 on the cable 2.
Данное техническое решение позволяет измерять давление в скважине на постоянной основе. В случае выхода из строя датчиков, сократить время замены измерительного устройства, также позволяет отказаться от привлечения бригады капитального или подземного ремонта скважин, что позволяет повышать качество и надежность получения результатов измерений давления вне и внутри НКТ, необходимого для системы управления режимом работы скважины.This technical solution allows you to measure pressure in the well on an ongoing basis. In the event of sensor failure, reducing the time to replace the measuring device also makes it possible to refuse to involve a team of major or underground well repairs, which makes it possible to improve the quality and reliability of obtaining pressure measurements outside and inside the tubing required for the well operation control system.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2820943C1 true RU2820943C1 (en) | 2024-06-13 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
| RU2323335C2 (en) * | 2006-03-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Device to measure thermobaric liquid parameters in tubing string and annular space of well |
| RU96915U1 (en) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | DEVICE FOR SIMULTANEOUS PRESSURE MEASUREMENT IN TUBE AND INTER-TUBE WELL SPACES |
| RU2581852C1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | Device for monitoring parameters in operation of intelligent well |
| RU2636842C1 (en) * | 2017-01-09 | 2017-11-28 | Ильдар Амирович Сулейманов | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations |
| RU2652403C1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-04-26 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Device for simultaneous measurement of pressure outside and inside production strings |
| RU2673093C2 (en) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for express determination of the characteristics of the bottomhole formation zone applied when developing the well |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4805449A (en) * | 1987-12-01 | 1989-02-21 | Anadrill, Inc. | Apparatus and method for measuring differential pressure while drilling |
| RU2323335C2 (en) * | 2006-03-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" | Device to measure thermobaric liquid parameters in tubing string and annular space of well |
| RU96915U1 (en) * | 2010-01-27 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | DEVICE FOR SIMULTANEOUS PRESSURE MEASUREMENT IN TUBE AND INTER-TUBE WELL SPACES |
| RU2581852C1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | Device for monitoring parameters in operation of intelligent well |
| RU2636842C1 (en) * | 2017-01-09 | 2017-11-28 | Ильдар Амирович Сулейманов | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations |
| RU2652403C1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-04-26 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Device for simultaneous measurement of pressure outside and inside production strings |
| RU2673093C2 (en) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for express determination of the characteristics of the bottomhole formation zone applied when developing the well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6915686B2 (en) | Downhole sub for instrumentation | |
| US8695713B2 (en) | Function spool | |
| US7350590B2 (en) | Instrumentation for a downhole deployment valve | |
| US6688392B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in a subsea environment | |
| US20090033516A1 (en) | Instrumented wellbore tools and methods | |
| US11118444B2 (en) | Well tool pressure testing | |
| US5213159A (en) | Method and apparatus for monitoring well fluid parameters | |
| CN104093929A (en) | Modular downhole tools and methods | |
| US11280189B2 (en) | Suspended fluid sampling and monitoring | |
| RU2820943C1 (en) | Device for continuous measurement of formation pressure and pressure in annular space | |
| RU96915U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS PRESSURE MEASUREMENT IN TUBE AND INTER-TUBE WELL SPACES | |
| US20200087998A1 (en) | Pipe Ram Annular Adjustable Restriction for Managed Pressure Drilling with Changeable Rams | |
| RU2335626C1 (en) | Facility of well for simultaneous-separate operation of two beds | |
| US10774614B2 (en) | Downhole tool with assembly for determining seal integrity | |
| CN219826771U (en) | Drilling wellhead capable of being simply and quickly installed | |
| RU2786600C1 (en) | Cable sub | |
| GB2121084A (en) | Well testing apparatus | |
| RU2323335C2 (en) | Device to measure thermobaric liquid parameters in tubing string and annular space of well | |
| RU2488684C2 (en) | Packer plant with measuring instrument | |
| RU2443861C2 (en) | Automatic coupling unit for investigation of well | |
| NO20180632A1 (en) | Communication through a hanger and wellhead |