RU2455479C1 - Method for pressure test of tubing string - Google Patents
Method for pressure test of tubing string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455479C1 RU2455479C1 RU2011136774/03A RU2011136774A RU2455479C1 RU 2455479 C1 RU2455479 C1 RU 2455479C1 RU 2011136774/03 A RU2011136774/03 A RU 2011136774/03A RU 2011136774 A RU2011136774 A RU 2011136774A RU 2455479 C1 RU2455479 C1 RU 2455479C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- mpa
- tubing string
- string
- annulus
- Prior art date
Links
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in crimping a string of tubing.
Известен способ опрессовки колонны труб в скважине. Колонну насосно-компрессорных труб, перекрытую в нижней части мембраной, спускают в скважину на глубину Z. Заливают колонну водой и создают давление величиной, равной Y=(L-l1)/10, где L и l1 - соответственно окончательная и текущая длина спускаемой колонны. После выдерживания давления при отсутствии утечки колонну наращивают и спускают до глубины l2 и повторяют опрессовку уже на давление Y=(L-l2)/10. Если на какой-то глубине будет выявлена утечка, то ее легче устранить подняв трубы, спущенные именно на эту глубину. После окончания спуска колонны и ее опрессовки создают избыточное давление жидкости, разрушающее мембрану (патент РФ №2014423, опубл. 1994.06.15).A known method of crimping a pipe string in a well. The tubing string, which is blocked at the bottom by the membrane, is lowered into the well to a depth of Z. The column is filled with water and pressure is created at a value equal to Y = (L-l1) / 10, where L and l1 are the final and current length of the runoff string, respectively . After maintaining the pressure in the absence of leakage, the column is expanded and lowered to a depth of l2 and the pressure test is repeated already at a pressure of Y = (L-l2) / 10. If a leak is detected at a certain depth, it is easier to eliminate it by lifting the pipes lowered to this depth. After the descent of the column and its crimping is completed, an excess liquid pressure is created that destroys the membrane (RF patent No. 20144423, publ. 1994.06.15).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, в котором скважину останавливают и обвязывают, для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещают посадочное седло под пробку, на устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части, перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб, а после создания давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх, устанавливают скорость потока жидкости достаточной для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве (патент РФ №2320868, опубл. 27.03.2008 - прототип).Closest to the proposed invention, the technical essence is a method of crimping a string of tubing for an injection well, in which the well is stopped and tied, to cover the bottom of the string of tubing, a landing saddle is placed at the bottom of the string, the column is equipped with a lubricator with a catcher at the mouth of its upper part, before closing the bottom of the tubing string through the lubricator, the plug with the nest for the catcher is dropped into the tubing string from above, by circulating the liquid through the tubing string and annular space, the plug is brought down and placed on the landing seat, thereby blocking the tubing string, and after creating pressure in the tubing string and recording its changes, reverse fluid circulation is created and ascending flow through the tubing string lift the plug up, set the fluid flow rate sufficient to pass the place of fluid withdrawal from the lubricator, achieve timid fishing device of the lubricator and fixing in the fishing device (RF patent No. 2320868, publ. 03/27/2008 - prototype).
Недостатками известных способов является многостадийность и длительность операций.The disadvantages of the known methods is the multi-stage and duration of operations.
В предложенном изобретении решается задача упрощения процесса опрессовки.The proposed invention solves the problem of simplifying the crimping process.
Задача решается тем, что в способе опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, включающем закачку воды в колонну насосно-компрессорных труб и измерение давления, согласно изобретению колонну насосно-компрессорных труб оборудуют пакером, размещаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер, в межтрубном пространстве создают рабочее давление, закачивают жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 3-9 м3 с расходом 1,2-4 м3/мин при давлении до 50 МПа, при росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление и доводят давление до рабочего, при спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до рабочего, при превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны насосно-компрессорных труб, при превышении спада давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны.The problem is solved in that in the method of crimping the tubing string, including pumping water into the tubing string and measuring pressure, according to the invention, the tubing string is equipped with a packer placed over the perforation interval, the well injectivity is determined and the integrity of the production is checked at the same time columns, install the packer, create working pressure in the annulus, pump liquid into the tubing string in a volume of 3-9 m 3 with a flow rate of 1.2-4 m 3 / min at a pressure of up to 50 MPa, with an increase in pressure in the annulus with a speed of up to 1.5 MPa / min to a pressure of not more than 5 MPa, the overpressure is vented and the pressure is brought to the working pressure, with a decrease in pressure in the annulus with a speed of up to 1.5 MPa / min pump water into the annulus, bringing the pressure to working, if the pressure increase exceeds 1.5 MPa / min and the pressure exceeds 5 MPa, a conclusion is made about the leakage of the tubing string, when the pressure drop exceeds 1.5 MPa / min conclude leaks of production casing.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При опрессовке колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины стремятся максимально упростить процесс и снизить простой скважины. Существующие технологии опрессовки обладают многостадийностью и приводят к значительным простоям, что негативно отражается на разработке нефтяной залежи. Кроме того, согласно существующему регламенту при обнаружении утечки всю колонну поднимают из скважины и отправляют в ремонт независимо от места дефекта. В предложенном способе решается задача упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. Задача решается следующим образом.When crimping the tubing string of the injection well, they try to simplify the process as much as possible and reduce the downtime of the well. Existing crimping technologies are multi-stage and lead to significant downtime, which negatively affects the development of oil deposits. In addition, according to existing regulations, when a leak is detected, the entire column is lifted from the well and sent for repair regardless of the location of the defect. The proposed method solves the problem of simplifying crimping and reducing downtime of the well. The problem is solved as follows.
Перед проведением процесса опрессовки на скважину выезжает агрегат ЦА-320 с автоцистерной объемом 8-10 м3 с водой. Подбиваясь к затрубной задвижке методом закачки агрегат прессует эксплуатационную колонну на максимально допустимое давление на колонну. Выжидают 30 минут. Если спад давления составит более 5% от первоначального, то делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны. Спрессовав эксплуатационную колонну ЦА-320 подбивается к центральной задвижке и определяет приемистость. При отсутствии излива из затрубной задвижки во время определения приемистости при открытой затрубной задвижке делается вывод о герметичности пакера.Before the crimping process, the unit CA-320 with a tanker volume of 8-10 m 3 with water leaves for the well. Knocking to the annular valve by the injection method, the unit compresses the production casing to the maximum allowable pressure on the casing. Wait 30 minutes. If the pressure drop is more than 5% of the initial, then they conclude that the casing is leaking. Having pressed the production casing, the CA-320 is driven to the central valve and determines the throttle response. In the absence of an outflow from the annular valve during the determination of injectivity with an open annular valve, a conclusion is made about the tightness of the packer.
Опрессовку колонны насосно-компрессорных труб производят непосредственно во время проведения гидравлического разрыва пласта агрегатами АНА-105М либо FS-2251 путем увеличения расхода при закачке технологической жидкости в объеме 3-9 м3, с контролем роста давления по межтрубному пространству. Колонна насосно-компрессорных труб считается герметичной при скорости увеличения давления в межтрубном пространстве не более 1,5 МПа/мин.The pressure testing of the tubing string is carried out directly during hydraulic fracturing by ANA-105M or FS-2251 units by increasing the flow rate during pumping of the process fluid in the volume of 3-9 m 3 , with control of the pressure increase along the annular space. The tubing string is considered airtight at a rate of pressure increase in the annulus of no more than 1.5 MPa / min.
Т.е. в состав оборудования для гидроразрыва входят насосные агрегаты типа АНА-105 или FS-2251, развивающие максимальный расход до 1,2 м3/мин каждый при давлении до 780 атм. Данные агрегаты используются в количестве минимум 3 для обеспечения общего расхода нагнетания технологической жидкости до 4 м3/мин и проведения процесса гидроразрыва пласта. Также в составе оборудования имеется цементировочный агрегат ЦА-320, предназначенный для поддержания давления в межтрубном пространстве, т.е. при проведении процесса опрессовки и самого процесса гидроразрыва агрегат ЦА-320 подбивается к затрубной задвижке. Имея в своем бункере от 2 до 4 м3 технической воды, агрегат ЦА-320 закачкой поднимает давление в межтрубном пространстве до необходимого рабочего. Набрав необходимое давление, моторист агрегата ЦА-320 прекращает закачку и следит за изменением давления в процессе опрессовки и процессе гидроразрыва. В случае если происходит рост давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин, моторист агрегата ЦА-320 производит стравливание избыточного давления, вновь доводя значение до необходимого рабочего. В случае если происходит спад давления во время проведения опрессовки и процесса гидравлического разрыва пласта со скоростью до 1,5 МПа/мин, моторист агрегата ЦА-320 возобновляет закачку технической воды в межтрубное пространство с целью набрать необходимое рабочее давление.Those. hydraulic fracturing equipment includes pumping units of the ANA-105 or FS-2251 type, developing a maximum flow rate of up to 1.2 m 3 / min each at a pressure of up to 780 atm. These units are used in an amount of at least 3 to ensure a total flow rate of injection of process fluid up to 4 m 3 / min and hydraulic fracturing. Also, the equipment includes a cementing unit ЦА-320, designed to maintain pressure in the annulus, i.e. during the crimping process and the hydraulic fracturing process, the CA-320 unit is driven to the annular valve. Having 2 to 4 m 3 of industrial water in its hopper, the CA-320 aggregate by injection raises the pressure in the annulus to the required working one. After gaining the necessary pressure, the motor mechanic of the CA-320 aggregate stops pumping and monitors the pressure change during crimping and hydraulic fracturing. In the event that there is an increase in pressure in the annulus with a speed of up to 1.5 MPa / min, the mechanic of the CA-320 aggregate relieves excess pressure, again bringing the value to the required working one. In the event that a pressure drop occurs during pressure testing and hydraulic fracturing at a speed of up to 1.5 MPa / min, the mechanic of the CA-320 unit resumes the injection of process water into the annulus in order to gain the necessary working pressure.
Взамен агрегата ЦА-320 при проведении процесса опрессовки и гидроразрыва пласта возможно использование клапана предохранительного МВ70-56.00.000, ГОСТ 12.2.088-83, либо подобного, который настроен автоматически стравливать давление свыше 5 МПа. Т.е. затрубная задвижка оборудуется датчиком давления и клапаном предохранительным и во время проведения процесса гидравлического разрыва пласта имеется возможность следить за скоростью изменения затрубного давления. В случае если во время проведения опрессовки и процесса гидравлического разрыва пласта происходит рост давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин, клапан предохранительный автоматически стравливает избыточное давление до 5 МПа. В том случае, если скорость изменения (падение или повышение) давления в межтрубном пространстве превышает установленную норму, делают следующие выводы.Instead of the CA-320 unit, during the process of crimping and hydraulic fracturing, it is possible to use the safety valve MV70-56.00.000, GOST 12.2.088-83, or the like, which is configured to automatically release pressure above 5 MPa. Those. the annular valve is equipped with a pressure sensor and a safety valve, and during the process of hydraulic fracturing it is possible to monitor the rate of change in annular pressure. If during pressure testing and hydraulic fracturing, pressure increases in the annulus at a speed of up to 1.5 MPa / min, the safety valve automatically relieves excess pressure to 5 MPa. In the event that the rate of change (decrease or increase) in the pressure in the annulus exceeds the established norm, the following conclusions are made.
В случае превышения роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны насосно-компрессорных труб либо пакерного оборудования. В данном случае опрессовку и процесс гидроразрыва останавливают. Бригада ремонта скважин производит перепосадку пакера на значение 2-4 м выше либо ниже, главное, чтобы соблюдалось условие, что пакер должен сидеть выше интервала перфорации пласта - объекта гидроразрыва. В случае возобновления опрессовки и процесса гидроразрыва и повторения роста межтрубного давления на величину свыше 1,5 МПа/мин процесс прекращают, срывают пакер и производят подъем и ревизию труб колонны насосно-компрессорных труб, а также пакерного оборудования.If the pressure increase exceeds 1.5 MPa / min and the pressure exceeds 5 MPa, a conclusion is made about the leakage of the tubing string or packer equipment. In this case, the crimping and fracturing process is stopped. The well repair team replaces the packer 2-4 m higher or lower, the main thing is that the condition is met that the packer must sit above the interval of perforation of the formation - the fracturing object. In the case of the renewal of the crimping and hydraulic fracturing process and the increase in the annular pressure by more than 1.5 MPa / min, the process is stopped, the packer is torn off and the pipes of the tubing string, as well as the packer equipment, are lifted and revised.
В случае падения давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны. В данном случае давление в межтрубном пространстве больше не повышают, т.е. в процессе опрессовки и гидроразрыва происходит постепенный спад межтрубного давления до нуля. Моторист ЦА продолжает следить за давлением на межтрубном манометре, т.к. при разгерметизации колонны насосно-компрессорных труб рост давления в межтрубном пространстве с нуля резко возрастет. В данном случае, чтобы рост давления на колонну не превысил максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, у агрегата ЦА-320 стоит предохранительный клапан, который по достижении давления в линии свыше 10 МПа производит самопроизвольное стравливание, тем самым препятствуя разрушению эксплуатационной колонны избыточным давлением.In the event of a pressure drop of more than 1.5 MPa / min, a conclusion is made that the production string is leaking. In this case, the pressure in the annulus is no longer increased, i.e. during crimping and hydraulic fracturing, the annular pressure gradually decreases to zero. The motorist of Central Asia continues to monitor the pressure on the annular pressure gauge, as during depressurization of the tubing string, the pressure increase in the annular space from zero will increase sharply. In this case, so that the pressure increase on the casing does not exceed the maximum allowable pressure on the production casing, the CA-320 unit has a safety valve, which, when the pressure in the line exceeds 10 MPa is reached, performs spontaneous bleeding, thereby preventing the destruction of the production casing by overpressure.
Сам процесс опрессовки выполняют посредством насосов АНА-105 и FS-2251 одновременно во время проведения процесса гидроразрыва. Т.е. в начале процесса гидроразрыва насосные агрегаты АНА-105 и FS-2251 осуществляют закачку технологической жидкости с расходом от 1,2 до 4 м3/мин. Тем самым давление в колонне насосно-компрессорных труб превышает давление приемистости, определенное ранее, за счет того, что возрастает гидродинамическое сопротивление (потери давления на трение) при прохождении технологической жидкости через устьевое оборудование, колонну насосно-компрессорных труб, пакерное оборудование, интервал перфорации и при движении по пласту. Таким образом, увеличивая расход нагнетаемой технологической жидкости максимум до 4 м3 в минуту, устьевое давление возрастает. Удостоверившись, что скорость изменения давления в межтрубном пространстве не превышает 1,5 МПа/мин, процесс гидроразрыва продолжают, снижая или повышая расход технологической жидкости до расчетного, который указан в дизайне гидроразрыва для данной скважины. В данном случае колонна насосно-компрессорных труб считается герметичной.The crimping process itself is carried out by means of the ANA-105 and FS-2251 pumps simultaneously during the hydraulic fracturing process. Those. at the beginning of the hydraulic fracturing process, the ANA-105 and FS-2251 pumping units pump the process fluid at a flow rate of 1.2 to 4 m 3 / min. Thus, the pressure in the tubing string exceeds the injection pressure determined earlier, due to the fact that the hydrodynamic resistance (friction pressure loss) increases as the process fluid passes through the wellhead, tubing string, packer equipment, perforation interval and when moving along the reservoir. Thus, increasing the flow rate of the pumped process fluid to a maximum of 4 m 3 per minute, wellhead pressure increases. After making sure that the rate of pressure change in the annulus does not exceed 1.5 MPa / min, the hydraulic fracturing process is continued, reducing or increasing the flow rate of the process fluid to the calculated one, which is indicated in the hydraulic fracturing design for a given well. In this case, the tubing string is considered leakproof.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб диаметром 3" марки Р-110 нагнетательной скважины глубиной 1678 м. Внизу колонны размещают пакер ПРО-142. С помощью агрегата ЦА-320 и автоцистерны объемом 8 м3 с водой заполняют межтрубное пространство и опрессовывают на 12 МПа. Выжидают 30 минут, спад давления за 30 минут составил 0,6 МПа. Эксплуатационная колонна герметична. Агрегат ЦА-320 подбивается к центральной задвижке и определяет приемистость. Приемистость составила 5 м3 за 25 минут при давлении 14 МПа. Во время определения приемистости излив из затрубной задвижки отсутствовал. Пакер при давлении 14 МПа герметичен.The casing of the tubing with a diameter of 3 ″ of the P-110 grade of the injection well 1678 m deep is pressed. The PRO-142 packer is placed at the bottom of the string. Using the CA-320 aggregate and 8 m 3 water tankers, the annulus is filled and crimped by 12 MPa They wait 30 minutes, the pressure drop in 30 minutes is 0.6 MPa. The production string is tight. The CA-320 unit is driven up to the central valve and determines the throttle response. Pick-up was 5 m 3 in 25 minutes at a pressure of 14 MPa. no one from the annular valve, the packer is tight at a pressure of 14 MPa.
Во время процесса ГРП в межтрубном пространстве создали давление 2 МПа, закачивают технологическую жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 7 м3 с расходом 1,6 м3/мин при давлении 33 МПа. Отмечают рост давления в межтрубном пространстве со скоростью 0,3 МПа/мин до давления 3 МПа. Делают вывод о герметичности колонны насосно-компрессорных труб.During the hydraulic fracturing process, a pressure of 2 MPa was created in the annulus, the process fluid was pumped into the tubing string in a volume of 7 m 3 with a flow rate of 1.6 m 3 / min at a pressure of 33 MPa. A pressure increase in the annulus is noted at a rate of 0.3 MPa / min to a pressure of 3 MPa. Make a conclusion about the tightness of the tubing string.
Аналогичный результат достигается при закачке в колонну насосно-компрессорных труб технологической жидкости в пределах от 3 до 9 м3 с расходом от 1,2 до 4 м3/мин.A similar result is achieved when the process fluid is pumped into the tubing string in the range of 3 to 9 m 3 with a flow rate of 1.2 to 4 m 3 / min.
В результате удается совместить опрессовку с процессом гидроразрыва пласта, т.е. упростить процесс опрессовки и снизить простои скважины.As a result, it is possible to combine pressure testing with the hydraulic fracturing process, i.e. Simplify the crimping process and reduce downtime.
Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. При целостности колонны насосно-компрессорных труб отпадает необходимость в спуско-подъемных операциях для опрессовки и возобновления работы скважины.The application of the proposed method will solve the problem of simplifying crimping and reducing downtime of the well. With the integrity of the tubing string, there is no need for tripping operations to pressure test and resume well operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136774/03A RU2455479C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Method for pressure test of tubing string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011136774/03A RU2455479C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Method for pressure test of tubing string |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2455479C1 true RU2455479C1 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848615
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011136774/03A RU2455479C1 (en) | 2011-09-06 | 2011-09-06 | Method for pressure test of tubing string |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2455479C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4305277A (en) * | 1980-05-01 | 1981-12-15 | Ball Frank C | Hydrostatic tester for plastic lined pipe and fiberglass pipe |
| RU2123106C1 (en) * | 1997-06-02 | 1998-12-10 | Сергей Владимирович Константинов | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment |
| RU2165001C2 (en) * | 1999-04-07 | 2001-04-10 | Нуретдинов Язкар Карамович | Method of flow string checking for tightness |
| RU2246613C1 (en) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling pressurization of force well |
| RU55416U1 (en) * | 2006-02-02 | 2006-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER |
| RU2310062C1 (en) * | 2006-12-06 | 2007-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pressure-testing method for well provided with flow string |
| RU2320868C1 (en) * | 2007-04-10 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for flow string pressure-testing in injection well |
-
2011
- 2011-09-06 RU RU2011136774/03A patent/RU2455479C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4305277A (en) * | 1980-05-01 | 1981-12-15 | Ball Frank C | Hydrostatic tester for plastic lined pipe and fiberglass pipe |
| RU2123106C1 (en) * | 1997-06-02 | 1998-12-10 | Сергей Владимирович Константинов | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment |
| RU2165001C2 (en) * | 1999-04-07 | 2001-04-10 | Нуретдинов Язкар Карамович | Method of flow string checking for tightness |
| RU2246613C1 (en) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling pressurization of force well |
| RU55416U1 (en) * | 2006-02-02 | 2006-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER |
| RU2310062C1 (en) * | 2006-12-06 | 2007-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pressure-testing method for well provided with flow string |
| RU2320868C1 (en) * | 2007-04-10 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for flow string pressure-testing in injection well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7661480B2 (en) | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc | |
| CN110593789B (en) | Annular belt well killing wellhead control device and working method | |
| CN102713382A (en) | Hydraulic unloading valve | |
| US3165919A (en) | Method and apparatus for testing well pipe such as casing or flow tubing | |
| CN108019178B (en) | Construction method for plugging production pipe column under pressure in pipe | |
| CN101775977B (en) | Dual-tube injection well safety production string | |
| CN204899812U (en) | Annular space ftercompction pressure release automatic control equipment | |
| GB2054150A (en) | Methods and apparatus for sensing wellhead pressure | |
| CN105067445A (en) | Experimental device for evaluating external pressure resisting intensity of anti-sand sieve tube | |
| NO20140959A1 (en) | Kjemikalieinjeksjons control mechanism | |
| CN105019843A (en) | Automatic monitoring equipment for annular pressure of oil field gas well | |
| CA2932450C (en) | Concreting facility and corresponding concreting method | |
| RU2541982C1 (en) | Method for operating injector with multiple packer assembly | |
| RU2455479C1 (en) | Method for pressure test of tubing string | |
| RU2364701C1 (en) | Method of preventer crimping on well | |
| RU2693090C1 (en) | Method for determining tubing tightness in injection wells | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| RU2366797C1 (en) | Method of pressure testing of well head accessory in well | |
| RU2728754C2 (en) | Hydraulic device and method of detection and sealing of holes or cracks in oil well tubing | |
| RU2320868C1 (en) | Method for flow string pressure-testing in injection well | |
| RU2513374C1 (en) | Method of production string sealing | |
| CN107542457B (en) | Experimental device and method for simulating influence of geological structure on stratum pressure in drainage process | |
| RU2420655C1 (en) | Procedure for prevention of wellhead freezing in pressure well | |
| RU90121U1 (en) | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
| RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130907 |