РД 153-39.0-062-00 Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах (2-е изд., с уточнениями и дополнениями)

     6.1 Подготовка скважины

6.1.1 Буровая (скважина) должна иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам станции или лаборатории по испытанию пластов и спецтранспорта по доставке ИПТ. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним должны быть освобождены от посторонних предметов, очищены от бурового раствора, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность или поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.

6.1.2 В процессе последних долблений перед спуском ИПТ должны быть проверены и обеспечены исправность спуско-подъемного оборудования (вышки талевой системы, лебедки, гидромата, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие регламентированного объема раствора и химреагентов. Обязательно проверить на соответствие нормативным документам и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при спуско-подъемных операциях герметичность бурильных (НКТ) труб.

6.1.3 Поверхностное оборудование скважины должно позволять проведение прямой и обратной циркуляции бурового раствора с противодавлением на устье (дросселированием) через устьевую головку и манифольд.

6.1.4 Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины должна быть проработана со скоростью не более 25 м/ч до забоя долотом номинального диаметра и промыта в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.

6.1.5 При планировании испытания, во избежание нефтегазопроявления скважины (после снятия пакера), необходимо рассчитать репрессию на пласт, исходя из условия полного замещения бурового раствора газом в интервале испытания (под пакером). При несоблюдении этого условия следует уменьшить длину интервала испытания и увеличить плотность бурового раствора.

6.1.6 Характеристики бурового раствора должны соответствовать указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивать безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3 ч 30 мин).

6.1.7 На буровой необходимо иметь запас раствора соответствующей плотности в объеме не менее двух объемов скважины, без учета объема раствора, находящегося в заполненной до устья скважине. Запас материалов и химических реагентов для регулирования плотности, водоотдачи, статического напряжения сдвига и липкости раствора должен соответствовать плану работ на испытание.

6.1.8 Минимальное превышение давления гидростатического столба бурового раствора (репрессия) над пластовым давлением должно быть для нефтеводонасыщенных пластов 1,5 МПа, для газонасыщенных (газоконденсатных) пластов - 2,0 МПа. При необходимости плотность бурового раствора должна быть увеличена для обеспечения противодавления на интервал испытания.

6.1.9 Перед испытанием в эксплуатационной скважине обсадная колонна должна быть очищена от парафина, промыта и прошаблонирована. Шаблон должен быть длиной не менее 2 м, диаметром на 4-5 мм больше диаметра пакера.