RU2310062C1 - Pressure-testing method for well provided with flow string - Google Patents
Pressure-testing method for well provided with flow string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310062C1 RU2310062C1 RU2006143043/03A RU2006143043A RU2310062C1 RU 2310062 C1 RU2310062 C1 RU 2310062C1 RU 2006143043/03 A RU2006143043/03 A RU 2006143043/03A RU 2006143043 A RU2006143043 A RU 2006143043A RU 2310062 C1 RU2310062 C1 RU 2310062C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- well
- pressure
- packer
- tubing string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке обсаженной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in crimping a cased well equipped with a tubing string.
Известен способ определения негерметичности обсадной колонны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки колонны насосно-компрессорных труб. Регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины. По несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. В качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины. При этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость (Патент РФ №2211327, опубл. 2003.08.27).A known method for determining leakage of a casing string of a well equipped with a tubing string, comprising registering a flow rate of a fluid injected into a borehole by a flow meter that is lowered below the funnel of the tubing string. The registration of the flow rate of the injected fluid is carried out simultaneously at the wellhead with a flowmeter of the same design as that launched into the well, on a pipe segment in the injection line located in the gap between the pump unit and the wellhead. According to the discrepancy between the injected water costs recorded by the flow meters, the leakage of the production string is judged. As flowmeters use flowmeters of electromagnetic action, and the diameter of the pipe segment is chosen equal to the diameter of the production casing of the well. In this case, electrically conductive fluid is selected as the injected fluid into the well (RF Patent No. 2211327, publ. 2003.08.27).
Способ основан на определении расхода. Способ сложен, требует оснащения специальными приспособлениями, не всегда достаточно точен.The method is based on the determination of flow. The method is complex, requires equipment with special devices, is not always accurate enough.
Известен способ исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, который предусматривает отбор жидкости из скважины и закачку ее обратно по межтрубному пространству. Перед отбором жидкости сначала определяют фоновое значение температуры скважины вдоль ее ствола после предварительной остановки и восстановления квазистационарного режима. При этом отбор жидкости осуществляют в количестве до одного объема ствола скважины, причем частями по равному объему. Отобранную жидкость закачивают в скважину по аналогичной схеме, что и при отборе. После каждого отбора и закачки регистрируют изменения температуры вдоль ствола скважины перемещением термометра внутри колонны насосно-компрессорных труб. Затем полученные термограммы сопоставляют с фоновым значением температуры скважины (Патент РФ 2166628, опубл. 2001.05.10).A known method of research on the tightness of an injection well equipped with tubing, which involves the selection of fluid from the well and pumping it back through the annulus. Before taking the fluid, the background temperature of the well is first determined along its wellbore after a preliminary stop and restoration of the quasi-stationary mode. In this case, the selection of fluid is carried out in an amount up to one volume of the wellbore, and in parts equal to the volume. The selected fluid is pumped into the well in the same way as during the selection. After each selection and injection, temperature changes along the wellbore are recorded by moving the thermometer inside the tubing string. Then, the obtained thermograms are compared with the background value of the temperature of the well (RF Patent 2166628, publ. 2001.05.10).
Способ основан на определении температуры. Способ недостаточно точен вследствие влияния на термометрию большого количества факторов.The method is based on determining the temperature. The method is not accurate enough due to the influence of a large number of factors on thermometry.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. Регистрацию изменения давления проводят по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины и по сравнению давлений до и после пуска скважины под закачку по скорости повышения давления на устье и в межтрубном пространстве после пуска скважины под закачку. За критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины (Патент РФ №2246613, опубл. 2005.02.20 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method for monitoring the tightness of an injection well, which includes measuring pressure at the mouth at the inlet to the tubing string and in the annulus. The registration of pressure changes is carried out by comparing the pressures before and after stopping the well by the rate of pressure drop at the wellhead and in the annulus after shutting down a working well and by comparing the pressures before and after starting the well for injection by the rate of pressure increase at the wellhead and in the annulus after starting the well for download. For the criterion for assessing the tightness of the annular space take the estimated value of the flow rate of fluid entering or leaving the annular space of the well (RF Patent No. 2246613, publ. 2005.02.20 - prototype).
Известный способ не учитывает возможные нарушения герметичности колонны насосно-компрессорных труб и их влияние на точность измерения давления.The known method does not take into account possible violations of the tightness of the tubing string and their influence on the accuracy of pressure measurement.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности опрессовки.The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of crimping.
Задача решается тем, что в способе опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающем замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления, согласно изобретению предварительно скважину заполняют тяжелой жидкостью, в скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб, по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб, продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины, разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, а после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, и поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.The problem is solved in that in the method of crimping a well equipped with a tubing string, including measuring pressure at the wellhead in the annulus and recording pressure changes, according to the invention, the well is pre-filled with heavy fluid, and the tubing string is lowered into the well on a geophysical floor cable packer, withdraw the hose packer from the tubing string and seal the cable entry into the tubing string at the wellhead at the hollow light cable with a density less than the density of the fluid in the well is pumped into the physical cable into the sleeve packer, the light fluid is pumped until the packer is opened and placed in the casing below the tubing string, the light fluid is continued to be pumped into the packer through the geophysical cable and at the same time heavy fluid is pumped from the wellhead into the annulus of the well, the pressure difference inside the cable and in the annulus support no more than that which is regulated by the technical conditions to the maximum e is the permissible internal pressure in the cable, and after measuring the pressure in the annular space and recording pressure changes, the pressure is released from the geophysical cable and from the annular space, maintaining the pressure difference inside the cable and in the annular space no more than what is regulated by the technical conditions for the maximum permissible internal pressure in the cable, and the hollow geophysical cable and hose packer are lifted from the well.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) замер давления на устье в межтрубном пространстве;1) measurement of pressure at the mouth in the annulus;
2) регистрация изменения давления;2) registration of pressure changes;
3) предварительное заполнение скважины тяжелой жидкостью;3) pre-filling the well with heavy fluid;
4) спуск в скважину по колонне насосно-компрессорных труб на полом геофизическом кабеле рукавного пакера;4) descent into the well along the tubing string on the hollow geophysical cable of the sleeve packer;
5) вывод рукавного пакера из колонны насосно-компрессорных труб;5) the withdrawal of the sleeve packer from the tubing string;
6) герметизация на устье скважины входа кабеля в колонну насосно-компрессорных труб;6) sealing at the wellhead of the cable entry into the tubing string;
7) по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачка легкой жидкости с плотностью менее плотности жидкости в скважине;7) through a hollow geophysical cable into a sleeve packer, injection of light fluid with a density less than the density of the fluid in the well;
8) закачка легкой жидкости до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб;8) injection of light fluid until the packer is opened and placed in the casing below the tubing string;
9) продолжение закачки легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременная закачка тяжелой жидкости с устья в межтрубное пространство скважины;9) continued injection of light fluid into the packer through a geophysical cable and simultaneous injection of heavy fluid from the wellhead into the annulus of the well;
10) поддержание разности давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;10) maintaining the pressure difference inside the cable and in the annulus is not more than that which is regulated by the technical conditions for the maximum permissible internal pressure in the cable;
11) после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливание давления из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;11) after measuring the pressure in the annular space and registering the pressure change, bleed the pressure from the geophysical cable and from the annular space, maintaining the pressure difference inside the cable and in the annular space no more than what is regulated by the technical conditions for the maximum permissible internal pressure in the cable;
12) подъем из скважины полого геофизического кабеля и рукавного пакера.12) the rise from the well of a hollow geophysical cable and hose packer.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-12 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Подъем и спуск колонны насосно-компрессорных труб из скважины требуют больших трудозатрат и стоят весьма дорого. Поэтому в последнее время стремятся проводить работы на скважине без спуско-подъемных операций. Разработанный способ позволяет проводить опрессовку обсадной колонны и колонны насосно-компрессорных труб без проведения спуско-подъемных операций. Кроме того, способ отличается от известных способов опрессовки повышенной точностью опрессовки, т.е. точностью определения герметичности или негерметичности скважины. Способ реализуют следующим образом.Raising and lowering a tubing string from a well requires a lot of labor and is very expensive. Therefore, in recent years they have been striving to carry out work on the well without tripping and lifting operations. The developed method allows the crimping of the casing and tubing string without tripping. In addition, the method differs from the known methods of crimping by the increased accuracy of crimping, i.e. accuracy of determination of tightness or leakage of a well. The method is implemented as follows.
Скважину заполняют тяжелой жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, например минерализованной водой, пластовой водой и т.п. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, например пресную воду, легкую нефть и т.п. Легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Пространство скважины оказывается изолировано от низа скважины, где расположен продуктивный пласт. Во избежание раздува или порыва полого геофизического кабеля продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Таким образом создают противодавление снаружи на полый геофизический кабель, препятствующее его раздуванию. Разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Оценивают герметичность обсадной колонны. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле.The well is filled with a heavy fluid, i.e. high density liquid, such as saline water, produced water, etc. A hose (inflatable) packer is lowered into the well through the tubing string on the hollow geophysical cable, the tubing packer is withdrawn from the tubing string and the cable entry into the tubing string is sealed at the wellhead. Light fluid with a density less than the density of the fluid in the well, for example, fresh water, light oil, etc., is pumped through a hollow geophysical cable into a sleeve packer. Light fluid is pumped until the packer is opened and placed in the casing below the tubing string. The well space is isolated from the bottom of the well where the reservoir is located. In order to avoid blowing or rupture of the hollow geophysical cable, the light fluid is continued to be pumped into the packer via the geophysical cable and at the same time heavy fluid is pumped from the wellhead into the annulus of the well. In this way, counterpressure is created externally onto the hollow geophysical cable, preventing it from inflating. The pressure difference inside the cable and in the annulus is maintained no more than that which is regulated by the technical conditions for the maximum permissible internal pressure in the cable. Measure the pressure at the mouth in the annulus and record the change in pressure. The tightness of the casing is evaluated. Relieve pressure from the geophysical cable and from the annular space, maintaining the pressure difference inside the cable and in the annular space no more than what is regulated by specifications for the maximum permissible internal pressure in the cable.
Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют большим, чем внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости выдавливается легкая жидкость из рукавного пакера, который дополнительно воспринимает складывающее воздействие и в сложенном состоянии вместе с кабелем извлекается через колонну насосно-компрессорных труб из скважины.To fold the sleeve packer, the pressure in the annulus is left greater than inside the cable and packer. After folding the packer, pressure is released from the annulus. Under the action of a heavy fluid, a light fluid is squeezed out of the sleeve packer, which additionally perceives a folding effect and, when folded, is removed together with the cable through the tubing string from the well.
Для определения герметичности колонны насосно-компрессорных труб рукавный пакер спускают до низа колонны без выхода в пространство скважины, а тяжелую жидкость закачивают с устья во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб.To determine the tightness of the tubing string, the sleeve packer is lowered to the bottom of the string without going into the well space, and heavy fluid is pumped from the mouth into the inner cavity of the tubing string.
В качестве рукавного пакера используют, например, пакер марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 или другие. Преимуществом такого кабеля является легкость прохождения по колонне насосно-компрессорных труб и легкость извлечения из скважины. Рукавный пакер крепится к полому геофизическому кабелю посредством кабельной головки.As a sleeve packer, for example, a TG-type packer (1 × 3.0 gk + 2 × 0.75) -10-100 or others is used. The advantage of such a cable is the ease of passage through the tubing string and the ease of extraction from the well. The sleeve packer is attached to the hollow geophysical cable via a cable head.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят опрессовку нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб. Скважину заполняют минерализованной водой плотностью 1,1 г/см3. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб на глубину 1500 м спускают на полом геофизическом кабеле марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость - пресную воду. Легкую жидкость закачивают под давлением 5 МПа до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Давление внутри кабеля поддерживают 15 МПа, давление в межтрубном пространстве поддерживают 10 МПа. Максимальное внутреннее давление кабеля по техническим условиям составляет 15 МПа. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Устанавливают, что скважина герметична. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, т.е. не более 15 МПа. Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют 5 МПа при полном стравливании давления внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости после стравливания давления из межтрубного пространства из пакера продолжает выдавливаться легкая жидкость. Пакер дополнительно воспринимает нагрузку, приводящую к его складыванию. В сложенном состоянии вместе с кабелем рукавный пакер извлекают через колонну насосно-компрессорных труб из скважины. За счет изоляции скважины от продуктивного пласта и создания давления в закрытом межтрубном пространстве повышается точность определения герметичности скважины.Pressure testing of an injection well equipped with a tubing string is carried out. The well is filled with mineralized water with a density of 1.1 g / cm 3 . A tubing (inflatable) packer is lowered into a well through a tubing string to a depth of 1,500 m on a hollow geophysical cable of the TG brand (1 × 3.0 gk + 2 × 0.75) -10-100, a tubing packer is withdrawn from the tubing string compressor pipes and seal at the wellhead the cable entry into the tubing string. Light fluid, fresh water, is pumped through a hollow geophysical cable into a sleeve packer. Light fluid is pumped under a pressure of 5 MPa until the packer is opened and placed in the casing below the tubing string. Continue to pump light fluid into the packer through a geophysical cable and at the same time pump heavy fluid from the wellhead into the annulus of the well. The pressure inside the cable is maintained at 15 MPa, the pressure in the annulus is maintained at 10 MPa. The maximum internal pressure of the cable according to the technical conditions is 15 MPa. Measure the pressure at the mouth in the annulus and record the change in pressure. Establish that the well is tight. Relieve pressure from the geophysical cable and from the annular space, maintaining the pressure difference inside the cable and in the annular space no more than what is regulated by the technical conditions for the maximum permissible internal pressure in the cable, i.e. no more than 15 MPa. To fold the sleeve packer, the pressure in the annulus is 5 MPa with full pressure relief inside the cable and packer. After folding the packer, pressure is released from the annulus. Under the influence of a heavy fluid, after releasing pressure from the annular space, a light fluid continues to be squeezed out of the packer. The packer additionally perceives the load leading to its folding. In the folded state, together with the cable, the sleeve packer is removed through the tubing string from the well. Due to the isolation of the well from the reservoir and the creation of pressure in the closed annulus, the accuracy of determining the tightness of the well increases.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения точности опрессовки скважины.Application of the proposed method will improve the accuracy of pressure testing of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (en) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Pressure-testing method for well provided with flow string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (en) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Pressure-testing method for well provided with flow string |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2310062C1 true RU2310062C1 (en) | 2007-11-10 |
Family
ID=38958300
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (en) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Pressure-testing method for well provided with flow string |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2310062C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455479C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for pressure test of tubing string |
-
2006
- 2006-12-06 RU RU2006143043/03A patent/RU2310062C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455479C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for pressure test of tubing string |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105239965B (en) | Halogen method is arranged in salt hole air reserved storeroom gas injection | |
| CN105114061B (en) | A kind of horizontal well fixed tubular column Multi-parameter Combined Tool tests quick searching pipe column and method | |
| CN110284876B (en) | Method and device for carrying out multiple aquifer water pumping tests in single deep borehole | |
| US20180363460A1 (en) | Apparatus and method for testing an oil and/or gas well with a multiple-stage completion | |
| CN108798660B (en) | Stress measuring device by hydraulic fracturing method | |
| US11274543B2 (en) | Method for accurately measuring reopening pressure of hydraulic fracturing induced fracture in deep borehole | |
| CN110410021B (en) | Well completion testing string and method for gas well | |
| CN104594889B (en) | A kind of Accurate Determining oil well remaining oil preserves the devices and methods therefor of position | |
| CN103953331A (en) | Self-drilling type in-situ measuring device of coal seam gas pressure | |
| RU2371576C1 (en) | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) | |
| CN107567532A (en) | Lifted by nitrogen, production logging and recovery test extend the method for carrying out well testing operation with single coiled tubing | |
| CN111577257B (en) | Horizontal well subsection setting type flow metering water exploration pipe column and water exploration method thereof | |
| CN105804692A (en) | Novel coal mine gas pressure measurement grouting hole sealing method | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| RU2005112794A (en) | PUMPING PACKING UNIT FOR A WELL WITH ONE OR MULTIPLE OBJECTS | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
| CN104391079B (en) | Dynamic test method of reservoir protection effect of oil and gas well operating fluid | |
| RU2310062C1 (en) | Pressure-testing method for well provided with flow string | |
| CN205449698U (en) | Anti outer crowded intensity experimental apparatus of sand control pipe under evaluation high temperature environment | |
| RU2598256C1 (en) | Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions) | |
| CN107524435A (en) | Aqueous determination of coal seam gas pressure device and assay method | |
| CN104234709A (en) | Device for obtaining stratum real fluid samples of cased well | |
| CN204299513U (en) | Drilling well overflow monitoring system | |
| CN104453871B (en) | Oil gas well working fluid reservoir protection effect static testing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091207 |