Курс лекций содержание технические средства для испытания скважин
 Скачать 1.29 Mb.
|
Перечень узлов комплектов испытательного оборудования
М- второй переводник для установки приборов (манометра) располагают между запорными клапанами и испытателем пластов для фиксирования трубного давления при спуске испытательного оборудования в скважину, притока и восстановления давления во время испытания и межклапанного давления во время подъема оборудования на поверхность; МП- муфта подшипниковая, устанавливается над испытателем пластов в оборудовании МИК-95 ; она служит для раздельного вращения бурильных труб; ИП- испытатель пластов, входит во все компоновки испытательного оборудования; УРВ- устройство для раздельного вращения бурильных труб , располагается непосредственно под многоцикловыми испытателями пластов диаметрами 146, ё127, 80 мм., оно выполняет функции как узла, обеспечивающего возможности вращения колонны труб во время проведения исследования, так и узла, обеспечивающего свободный ход испытателя пластов при движении инструмента вверх для закрытия скважины и записи кривой восстановления давления; в компоновку МИК-95 вместо УВР включается компенсатор, служащий только для обеспечения свободного хода испытателя пластов; ПР- пробоотборник, устанавливается ниже УВР в многоцикловом испытательном оборудовании диаметрами 146,127,80 мм., при работе без УВР пробоотборник располагается в самом низу сборки под безопасным замком ( МИГ-146, МИГ- 127); в многоцикловом оборудовании диаметром 95 мм пробоотборник устанавливается непосредственно под испытателем пластов выше компенсатора, так как он приводится в действие механическим путем при сжатии испытателя, подвижный шток которого открывает клапаны пробоотборной камеры; М- третий переводник для установки приборов, располагается под испытателем выше ясса (или пробоотборника, если последний установлен в сборке); он служит для регистрации давления при спуско- подъемных операциях и во время испытания в полости под испытателем пластов, что дает информацию о работоспособности расположенных ниже узлов, их закупорке; при дефиците манометров третий манометр обычно исключают из компоновки; ЯГ- ясс гидравлический используется во всех комплектах испытательного оборудования; БЗ- безопасный замок, устанавливают в оборудовании МИГ; Его спускают без устройства раздельного вращения, так как при наличии УРВ невозможно отвинтить инструмент в запасном замке; БЗ может быть использован во всех компоновках оборудования КИИ. Подготовительные работы к испытанию К подготовительным работам на скважине для проведения операций по испытанию пластов относятся работы: подготовка ствола скважины к испытанию ( проработка скважины) и отработка промывочной жидкости, а в случае необходимости- забуривание зумпфа или установка цементного моста, и исследовательские работы по изучению состояния ствола скважин с целью оценки возможной продолжительности пребывания инструмента на забое в неподвижном состоянии и определения возникающих сил трения при возвратно- поступательном перемещении колонны бурильных труб по стволу скважины. 2.1. Подготовка скважины к испытанию 2.1.1. Ствол скважины должен обеспечивать нормальное прохождение пакера при спуско – подъемных операциях испытательного оборудования, посадки и затяжки должны быть исключены. В месте установки пакера участок ствола скважины должен быть ровным ( без каверн). Проработка ствола скважины должен осуществляться, если при спуско – подъемных операциях в период бурения возникли посадки и затяжки бурильного инструмента (превышающие 40 кН). обработка промывочной жидкости – приведение ее параметров в строгое соответствие с требованиями геолого- технического наряда- должна осуществляться при любых работах по испытанию скважин независимо от длительности операции и устанавливаемых депрессий на пласт. Скважину следует промыть в два – три цикла. В случае высокой плотности промывочной жидкости ) 1,6-2,0 г/см3 ), а также при наличии свариваемости в среде высоких температур и давления необходимо в интервал испытания закачать порцию термостойкого неутяжеленного глинистого ( или какого-либо другого) раствора в объеме, в 2 раза превышающем объем скважины в интервале испытания. Забуривание зумпфа следует осуществлять в тех случаях, если ствол скважины осложнен кавернами или сужениями, препятствующими нормальному прохождению испытательного оборудования с пакеров по стволу, и есть опасение, что такая ситуация будет сохраняться при вскрытии интервала испытания. Забуривание зумпфа начинается за 5-10 м до кровли объекта, намеченного к испытанию, колонковым долотом, диаметр которого на 1-2 номера меньше диаметра основного ствола. Установка цементного моста в открытом стволе производится при необходимости испытания объекта, значительно удаленного от забоя скважины ( на 100-200 м и белее), если отсутствует оборудование , позволяющее осуществлять селективное испытание на любом расстоянии от забоя скважины. Мощность цементного моста должна быть не менее 50 м. Перед испытанием объекта с использованием хвостовика верхняя часть моста должна быть проработана на 10-15 м. от прочного камня. Устойчивость моста должна быть проверена максимально возможной нагрузкой, создаваемой бурильным инструментом. Особое внимание следует уделять качеству установки цементного моста, так как при работе с ИПТ на него действуют повышение нагрузки. 2.2. Определение времени безопасного пребывания инструмента на забое скважины Безопасная продолжительность испытания определяется состоянием ствола скважины и возможностью прилипания инструмента при неподвижном его положении в скважине. Проверка состояния скважины на прилипаемость бурильного инструмента осуществляется прежде всего в тех случаях, когда в процессе бурения этот эффект наблюдается при остановках бурильного инструмента. При планировании операций с продолжительными периодами отбора жидкости из пласта и восстановлении давления ( более 5 часов) также необходимо произвести проверку открытого ствола « на прихват». Проверка на прилипаемость осуществляется после последней промывки скважины перед подъемом бурильного инструмента и приведением параметров промывочной жидкости в соответствие с геолого- технологическим нарядом. Бурильный инструмент устанавливается на забое с разгрузкой по индикатору веса на 150-200 кН. Затем поднимают инструмент на 3-5 м, записывая показания веса на крюке при отрыве инструмента от забоя и его подъеме. Эти контрольные замеры характеризуют подъем инструмента с забоя при полном отсутствии признаков прихвата. Повторно разгружают инструмент на забое, оставляя его без движения в течение времени (15-20 мин.), выбираемого исходя из данных о затяжках при бурении. Затем снова поднимают инструмент на 3-5 м. и вновь записывают показания индикатора веса. Если эти показания будут такими же, как и в первом случае, то проверку « на прихват» продолжают , увеличивая продолжительность циклов неподвижного пребывания инструмента на забое скважины на 20-30 мин. При отсутствии затяжек эту операцию продолжают до 3-5 ч. Выбираемые продолжительности периодов притока или восстановления давления не должно превышать найденное указанным выше способом время безопасного пребывания инструмента в забое в неподвижном состоянии.. Таким образом, поскольку для переключения режимов испытания колонна бурильных труб вращается для смены позиций запорного клапана при использовании оборудования типа КИИ или вертикального страгивания инструмента при использовании оборудования типа МИГ, то найденное время неподвижного пребывания инструмента за забое можно отнести к какому- либо одному периоду испытания. Необходимо предусмотреть промежуточные промывки скважины при продолжительности процесса проверки на прихват более 1,5 час. Общее возможное время испытания t0=ntб, n=1 где n-число планируемых периодов; tб – время безопасного (неподвижного) пребывания инструмента на забое скважины. 2.3. Определение места установки пакера Интервал испытания - участок ствола скважины между пакером и забоем при изоляции пласта одним пакером сверху или между двумя пакерами при выполнении селективных испытаний, когда пласт изолируется в кровле и подошве. Для точной установки пакеров в кровле или подошве продуктивного пласта необходимо учитывать возможные погрешности замером глубины скважины каротажным кабелем. Величина погрешности равна: E=(hк –hтр ) /hк (2.2) где hк , hтр – глубина скважины соответственно по каротажному замеру и замеру бурильных труб. Поэтому при определении места установки пакера Нф необходимо ориентироваться не на точную глубину Нh , а на некоторый интервал в пределах выбранной глубины пакеровки, т.е.: Нф = Нп + ЕНп (2.3) - В связи с этим по кавернограмме выбирают такой «ровный» участок, находящийся выше продуктивного пласта, длина которого превышает длину возможного расположения пакера в стволе скважины вследствии неточности замеров длины кабеля и бурильных труб. Минимальная длина «ровного» участка l определяется по формуле: l=ЕНп + Z (2.4) Чем точнее будет длина колонны бурильных труб, тем меньше будет величина относительной погрешности замера глубины установки пакера каротажным кабелем и бурильными трубами. Значения минимальной длины интервала для установки пакера приведены в таблице 3. Таблица 3Минимальная длина интервала для установки пакера
Если по кавернограмме не удается найти « ровного» участка длиной l, то необходимо для надежной установи пакера применить метод точной привязки. Выбор интервала установки пакера на основе метода точной привязки заключается в следующем: кавернометрию (профилеметрию) и каротажные замеры следует проводить одним и тем же подъемником. После этих работ спускаются бурильные трубы с воронкой так, чтобы последняя находилась на 15-20 м. выше выбранного места установки пакера. Затем спускается каротажный зонт через бурильные трубы и делается каротажная запись участка открытого ствола скважины ниже труб. Так им образом определяется положение воронки относительно каротажной записи разреза скважины, и по этим данным рассчитывается длина хвостовика. По этому методу отклонение глубины установки пакера от выбранной не превышает 0,5 м. Другой способ точной привязки связан с фиксированием магнитным локатором местоположения всех замковых соединений труб, спущенных для подготовки скважины к промыслово- геофизическим исследованиям. Сопоставлением диаграмм магнитного локатора и каротажа уточняется длина колонны труб и определяется « площадка» для установки пакера. Точность определения места установки пакера может быть повышена при «привязке» пласта к забою скважины. При этом по каверномеру определяется расстояние lот забоя скважины до «ровного» пласта. Поскольку интервалы испытания обычно не превышают 100 метров, то ошибка в подборе длины хвостовика не будет превышать 1-2 метра. Этим и определяется допустимый интервал выделенного по кавернограмме « ровного» участка ствола скважины. При испытании пластов, значительно удаленных от забоя с опорой на стенки скважины следует применять способ контроля точности установки пакера, разработанной во ВНИИНПГ, который заключается в следующем. В компоновке испытательного оборудования устанавливается репер. При спуске испытателя за 50-75 м. до предлагаемого интервала испытания и места пакеровки, выбранного по кавернограмме (профилеграмме), производят запись кривой магнитной локации замковых соединений и отбивку репера по кабелю. По замерам уточняют длину труб и расстояние до места установки пакера. Точность привязки испытываемых пластов обеспечивается комплектованием магнитного локатора с прибором гамма- каротажа, диаграмма которого сопоставляется с ранее записанной. 3.Проведение испытания 3.1. Подготовка оборудования к работе 3.1. Подготовительные работы. 3.1.1. Перед началом проведения испытания должен быть выполнен комплекс работ по проверке состояния бурильных труб, подготовки элементов устьевой обвязки и сборке узлов ИПТ в соответствии с требованиями безопасного производства работ (см. раздел 7). 3.1.2.При сборке компоновки ИПТ хвостовик желательно собирать из гладких утяжеленных бурильных труб. Такой хвостовик имеет те преимущества, что обеспечивает возможность работать при повышенных статических и динамических нагрузках, более прочен; легче извлекается из скважины при оседании утяжелителя , обломков пород на забое, отсутствие замковых соединений снижает сопротивление его движению при контакте со стенками скважины. 3.1.3. Для облегчения условий спуска пакера в скважину необходимо, чтобы вес нижерасположенного хвостовика с фильтром был равен не менее 10 кВ. Это предотвратит преждевременное сжатие резинового элемента при возникновении повышенных давлений под пакером Особенно это касается работ с опорой на стенки скважины, где необходимо подвешивать ниже пакера длинный хвостовик (для 114 мм труб 30-40 м). 3.1.4. Нагрузку на пакер лучше создавать не разгрузкой 400-600 метров нижней части колонны труб, а с помощью нескольких УБТ, которые следует устанавливать над комплектом ИПТ. Тогда упрощается контроль за процессом испытания (не требуется учитывать сложные особенности деформации труб над пакером, снижается вероятность прилипания инструмента). Кроме того, улучшаются условия работы гидравлического ясса за счет того, что УБТ действуют как сосредоточенный груз, подвешенный на колонне труб: сила удара ясса при извлечении инструмента, определяется в основном массой УБР. 3.2. Спуск ИПТ в скважину В соответствии с выбранной компоновкой последовательно спускаются в скважину секции оборудования. Так, при испытании скважины с опорой на забой испытателем типа КИИ сначала спускают хвостовик, состоящий из фильтра и бурильных труб ( при необходимости- утяжеленных бурильных труб) с заглушкой на конце. Затем пакер с предохранительным переводником, пробоотборник, испытатель пластов, запорный клапан. В зависимости от выбранной схемы в компоновку включают один, два или три переводника с манометрами, которые устанавливаются в соответствующих местах сборки. При необходимости в компоновку включают дополнительные узлы: левый переводник, безопасный замок, ясс. Через две- три свечи над запорным клапаном устанавливается циркулярный клапан. Затем в скважину спускают бурильные трубы, утяжеленные в нижней части колонны , или трубы, имеющие повышенную прочность. В средней части колонны трубы могут быть меньшей прочности, в верхней- должны быть трубы повышенной прочности. При использовании циркулярного клапана механического действия не следует выше его устанавливать какие- либо приборы. При спуске оборудования все замковые соединения бурильных труб и испытательного комплекса, расположенного выше пакера, необходимо уплотнить с помощью ленты «ФУМ» или пенькового шнура. Резьбовые соединения смазывают консистентной смазкой и крепят АКБ или машинными ключами до полного схождения торцов. Герметичность бурильной колонны контролируют по наличию уровня жидкости в кольцевом пространстве. Скорость спуска оборудования при отсутствии осложненных интервалов ствола скважины, уступов и сужений не должна превышать 1,5 м/с. В момент входа ИПТ из башмака технической колонны и при прохождении инструмента в суженных интервалах ствола скорость спуска сокращается до 0,5- 1,0 м/с. Нельзя допускать резких остановок, торможений и ударов элеватора с колонной труб о ротор. Длина тормозного пути при посадке инструмента на ротор должна быть не менее 2 метров. В интервалах посадок нельзя допускать разгрузку инструмента более чем на 30-50 кН (3-5 делений по индикатору), что может привести к преждевременному открытию приемного клапана испытателя .Сжимающая механическая нагрузка на испытатель должна быть кратковременной ( не более 15-20 с). После каждой посадки необходимо поднять инструмент на 2-3 метра и затем с расхождением без подворачивания ротором продолжать спуск. В случае значительных посадок оборудование следует поднять для переподготовки скважины. Заливку труб водой или глинистым раствором производят каждый раз после спуска очередных 5-10 свечей колонны бурильных труб. Для предохранения каналов клапанов испытательного оборудования от засорения первую свечу над циркулярным клапаном необходимо заполнять отработанным, хорошо очищенным термостойким раствором. При планировании работ с жесткой обвязкой устья по окончании спуска производится поворот последней трубы с закрепленной на ней устьевой вертлюжной головкой (при отсутствии последней может быть использована цементировочная головка). Вертлюжная устьевая головка (цементировочная) через шарнирные соединения и трубки высокого давления присоединяется к заранее подготовленным элементам устьевой обвязки ( раздел 7) и дополнительно опрессовывается при закрытом шаровом кране на полуторократное ожидаемое устьевое давление. 3.3. Установка пакера Частичной разгрузкой колонны бурильных труб создают сжимающую нагрузку на испытательное оборудование и пакер. Через 30-120 секунд после создания нагрузки закрывается уравнительный и открывается впускной клапан испытателя. Момент открытия клапана фиксируется на устье по показаниям индикатора веса. После открытия приемного клапана испытателя проверяют герметичность установки пакера по уровню жидкости в затрубном пространстве. При падении уровня скважину доливают. Если при доливе промывочной жидкости в скважину уровень восстанавливается, то это свидетельствует о негерметичности пакеровки. Колонну бурильных труб приподнимают на 2-3- метра и повторяют попытку установить пакер с увеличением нагрузки на него на 20-25%. Если вновь пакер установить не удается , то необходимо произвести подъем оборудования и после переподготовки скважины к испытанию повторить спуск оборудования в скважину. 3.4. Снятие пакера 3.4.1. При снятии пакера инструмент медленно приподнимают ( остановками на 1,5- 2 минуты). Если пакер сразу не снимается, то продолжают увеличивать нагрузку на 20 , 30,40,50 кВ. Натяжку делают постепенно, доводя нагрузку на крюке до величины, превышающей 10-15% натяжку , необходимую для открытия уравнительного клапана. Если в этом случае пакер не снимается, натяжку повышают с остановками 2-3 минуты до срабатывания ясса. Удары ясса повторяют до снятия пакера. 3.4.2. Если оторвать инструмент от забоя не удается, то необходимо восстановить циркуляцию, промыть скважину и повторить работы по расхождению инструмента до срабатывания ясса. При отрицательном результате дальнейшие работы проводить по специальному плану, как аварийные. 3.5. Подъем инструмента 3.5.1. После снятия пакера осуществляют подъем колонны труб до появления уровня жидкости в устье. Затем, воздействуя на исполнительный узел циркуляционного клапана механическим или гидравлическим путем, открывают его отверстия, сообщая внутреннюю полость бурильных труб с затрубным пространством, и производят обратную промывку. При работе с гидравлическими циркуляционными клапанами с помощью цементировочного агрегата через устьевую головку создают избыточное давление в трубах для срабатывания циркуляционного клапана, а при установки циркуляционных клапанов механического действия их вскрытие осуществляют срабатыванием внутри бурильных труб тяжелого груза ( например, штока) 3.5.2. В случае испытания с заливкой до устья или подъема уровня залитой жидкости до устья во время испытания инструмент приподнимают от забоя на 10-15 метров и производят открытие циркуляционного клапана. После замещения жидкости в трубах глинистым раствором продолжают подъем оборудования на поверхность. При подъеме необходимо доливать промывочную жидкость в затрубное пространство. 3.5.3. При подъеме испытательного оборудования нельзя допускать поршневания скважины. Первым признаком начинающего поршневания являются затяжки инструмента. В таком случае подъем следует прекратить и приступить к расхаживанию инструмента. Расхаживание необходимо производить до полного исключения явления поршневания. Допускается расхаживание инструмента сочетать с поворотом вправо и проиывкой.3.5.4. После подъема испытательного оборудования на поверхность разъединяют его секции, которые тщательно промывают водой из глубинных манометров извлекают бланки и оборудование перевозят на базу. 4. Выполнение операций в осложненных скважинах 4.1. Особенности работ 4.1. Особенности работ. 4.1.1. При проведении операций с ИПТ в осложненных стволах скважин возможно применение хвостовиков длиной до 100 м и более. В этих случаях необходимо более тщательно выполнять подготовительные работы по проработке ствола скважины, выравниванию свойств промывочной жидкости и особенно проверке скважины на « прихват». Следует уделить особое внимание выбору труб для хвостовика по прочности удовлетворяющих возможным повышенным статическим и динамическим нагрузкам при пакеровке. 5.Меры безопасности при испытании 5.1. Общие положения и организация работ 5.1.1. Испытание скважин в процессе бурения должно носить плановый характер. Работы с ИПТ планируются, начиная с проектов на разведочные месторождения и кончая геолого – технической документацией на строительство индивидуальной скважины. 5.1.2. Испытание каждого объекта должно производиться по специальному плану, согласованному с геологической службой и утвержденному главным инженером экспедиции. В плане указывается цель испытания, тип применяемого оборудования, излагаются основные технологические параметры процесса, указывается на возможные осложнения и меры по их предупреждению, приводятся основные требования к обеспечению безопасности работ, назначается ответственный руководитель из числа инженерно – технических работников, имеющих опыт работы с ИПТ. Ответственный руководитель несет полную ответственность за безопасное производство работ. Планы на испытание особо сложных объектов должны согласовываться с ВПФЧ и утверждаться вышестоящей организацией. Всякие изменения и дополнения к плану должны оформляться самостоятельным документом и утверждаться в том же порядке что и основной план. 5.1.3. О готовящемся испытании объекта ИПТ в процессе бурения скважины минимум за 3 дня до начала работ должен быть извещен представитель ВПФЧ, курирующий данную экспедицию. Испытание особо сложных объектов без присутствия на буровой представителя ВПФЧ и его письменного разрешения на производство работ запрещается. 5.1.4. Работы по испытанию объектов с помощью ИПТ выполняются буровыми бригадами под руководством специалистов из числа инженерно-технических работников в ПГО, имеющих специализированные предприятия по испытанию скважин или геофизические экспедиции, которым переданы объемы работ с ИПТ, для испытания выезжают обученные отряды (группы) во главе с начальником отряда (группы), являющимся ответственным за технически грамотное производство работ. Ответственность за безопасность работ устанавливается взаимоотношениями межу нефтегазоразведочной экспедицией и специализированным предприятием, обусловленным договором. 5.1.5. Члены буровой бригады и рабочие вспомогательного производства, участвующие в работах должны быть проинструктированы по безопасному ведению испытания. При инструктаже разбираются вопросы возможных осложнений, связанных с нефтегазопроявлениями, и действия членов бригады по их предупреждению и ликвидации. Инструктаж проводится ответственным руководителем работ и фиксируется в журнале по технике безопасности как инструктаж на рабочем месте. 5.1.6. Запрещается проводить испытание в скважинах при наличии нефтегазопроявлений, поглощений или других осложнений, препятствующих нормальному процессу бурения и выполнению спуско-подъемных операций без промежуточных промывок. 5.1.7. Запрещается производство работ с ИПТ на скважинах, устье которых не оборудовано превентором. 5.1.8. Испытание должно производиться оборудованием промышленного производства. Все нестандартные узлы (не входящие в комплекты выпускаемого испытательного инструмента) должны быть выполнены в соответствии с действующими требованиями. На каждый такой узел составляется технический паспорт. 5.1.9. При работе с ИПТ на скважине должен быть запас промывочной жидкости в количестве не менее двух объемов скважины. Для скважин с залежами, имеющими АВПД, допускается иметь запас бурового раствора в количестве одного объема скважины. Этот объем должен участвовать в циркуляции. Кроме того, на скважине должен быть запас материалов (глина, химреагенты, утяжелитель), достаточный для приготовления раствора соответствующих параметров в количестве полутора объемов скважины. 5.2. Подготовка оборудования и скважины к испытанию 5.2.1. Перед испытанием объекта производится проверка состояния наземного оборудования в том же объеме, что и перед проведением 5.2.2. Проверяется состояние и работоспособность противовыбросового оборудования. Перед испытанием особо сложных объектов ПВО дополнительно опрессовывается, о чем составляется соответствующий акт. Данные о проверке работоспособности ПВО отмечается в буровом журнале. 5.2.3. Обвязка циркуляционной системы должна обеспечивать постоянный долив скважины в затрубное пространство, возможность дегазации раствора, перекачку бурового раствора из запасных емкостей в приемную и доливную. 5.2.4. Обвязка устья скважины выбирается в зависимости от реологических задач, состояния и прочностных характеристик используемого оборудования и инструмента, состояния ствола скважины, ожидаемого устьевого давления и насыщенности пласта. 5.2.4.1. Если минимально необходимый объем притока (из геологических и технологических соображений) меньше максимально допустимого объема притока из условия прочности бурильной колонны на смятие и рабочего давления бурового рукава с соответствующим запасом прочности, то специального оборудования на устье скважины не устанавливается. Последним элементом в мере инструмента является квадратная штанга, соединенная буровым рукавом с манифольдом. Между последней бурильной трубой и квадратной штангой устанавливается шаровой кран. 5.2.4.2. При необходимости получить большой объем притока (вплоть до фонтанирования) и достаточной прочности бурильной колонны, устье скважины оборудуется специальной устьевой головкой. Между устьевой головкой и бурильными трубами устанавливается шаровой кран. 5.2.4.3. Обе схемы обвязки устья скважины предполагают: использование превенторных отводов, один из которых через штуцерную батарею обязан с дегазационной емкостью; обязательный монтаж мерной емкости и ее жесткую связь с превенторным отводом; возможность прямого и обратного прокачивания бурового раствора как буровым насосом, так и цементировочным агрегатом; отвод полученного из пласта продукта за пределы буровой и при необходимости из скважины. 5.2.5. Наличие цементировочного агрегата на буровой и включение его в схему обвязки при испытании особо сложных объектов обязательно. В остальных случаях, особенно в труднодоступных районах допускается работа без цементировочного агрегата. 5.2.6. Проверяется состояние колонны бурильных труб и по степени износа определяется их класс (табл. 5.1). Испытание объектов ИПТ на трубах III класса запрещается. Для испытания особо сложных объектов должны использоваться только трубы I класса. 5.2.7. При планировании испытания предположительного водо- или нефтенасыщенного горизонта допускается визуальная оценка герметичности бурильной колонны по материалам предшествующих долблений турбинным способом бурения. При испытании особо сложных объектов и бурении скважины роторным способом колонна бурильных труб должна быть предварительно опрессована на давление на 10% превышающее ожидаемое устьевое. Результаты опрессовки оформляются актом. 5.2.8. Все дополнительные узлы, включенные в типовую обвязку устья скважины при бурении (здвижки, устьевая головка, элементы нагнетательных и отводных линий, шаровой кран) должны быть опрессованы на полуторократное ожидаемое давление (устьевое). Результаты опрессовки оформляются актом. 5.2.9. Если последним звеном компоновки является квадратная штанга, то она совместно с вертлюгом, буровым рукавом, манифольдом должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое устьевое давление (в соответствии с предварительными расчетами). 5.2.10. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостики и подходы к ним должны быть очищены от раствора замазученности. Оборудование и инструмент, не имеющие отношения к испытанию, должны быть убраны, чтобы не мешать перемещению персонала в процессе испытания. 5.2.11. На приемных мостках перед началом спуска ИПТ должна быть подготовлена запасная труба с навернутым на нее аварийным обратным клапаном (шаровым краном или устьевой головкой с крном высокого давления). Диаметр трубы должен соответствовать плашкам превентора. 5.2.12. Перед началом спуска ИПТ должна быть проверена чистота превенторных отводов и всех элементов обвязки устья. В зимнее время после окончания спуска ИПТ перед установкой пакера обязательно продуть сжатым воздухом нагнетательные и отводные линии. 5.2.13. Испытательное оборудование должно быть подготовлено к работе в полном соответствии с требованиями по сборке и эксплуатации. Ответственность за возможные осложнения, связанные с некачественной подготовкой испытательного оборудования к работе, несет ответственный Таблица 5.1. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||