Пункт 697. При исследовании скважин ИПТ на объектах с высоким пластовым давлением или наличием сероводорода составляется ПОР и привлекаются представители АСС.
Пункт 698. На основании поданной заявки на испытание скважины по форме согласно приложению 10 к настоящим Правилам, составляется план работ по испытанию пласта по форме согласно приложению 11 к настоящим Правилам, которые утверждаются техническим и геологическим руководителями организации.
Пункт 699. Ответственным руководителем за выполнение работ является представитель недропользователя, указанный в плане испытания скважины. Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество работ при испытании скважины является представитель производителя работ - начальник партии, мастер по испытанию скважин.
Пункт 700. Перед исследованиями скважин ИПТ должно обеспечиваться:
Пункт 701. Перед проведением работ по испытанию скважины должны проводится геофизические исследования и измерения геометрических параметров ствола скважины.
Пункт 702. Готовность буровой установки и скважины к испытанию пласта оформляют актом по форме согласно приложению 12 к настоящим Правилам.
Пункт 703. Испытание скважины запрещают в случае:
Пункт 704. Перед началом работ по испытанию скважины проводят инструктаж вахты с повторением его для каждой вновь заступающей вахты.
Пункт 705. Для испытания на приток пластового флюида в ПОР предусматриваются и выполняются мероприятия по обеспечению безопасности:
Пункт 706. Не допускается проведение работ в скважинах без оборудования устья превенторной установкой.
Пункт 707. Не допускается проводить испытание скважин с выводом пластового флюида на поверхность при наличии сероводорода, без нейтрализации и дополнительных мер безопасности.
Пункт 708. Для испытания на объекте работ подготавливается документация:
Пункт 709. В процессе испытания скважины не допускаются отклонения от ПОР:
Пункт 710. Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода), обнаруженные во вскрытом интервале, должны испытываться с селективным разобщением каждого пласта.
Пункт 711. При испытании газонасыщенного или газоконденсатного пласта на дорогах, находящихся в зоне скважины, устанавливают предупредительные знаки и выставляют охрану на расстоянии не менее 250 метров от скважины для обеспечения пропускного режима.
Пункт 712. Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины должна быть проработана со скоростью не более 25 метров в час до забоя долотом номинального диаметра и промыта в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и предотвращения возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.
Пункт 713. Характеристики бурового раствора должны соответствовать указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивать безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3-4 часов).
Пункт 714. 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.
Пункт 715. Буровое подъемное оборудование должно иметь достаточную приводную мощность для выполнения всех технологических операций: спуска, подъема, вращения и возвратно-поступательного движения инструмента в скважине.
Пункт 716. Обвязка буровых насосов должна обеспечивать перекачку бурового раствора из запасных емкостей в доливную емкость для заполнения труб и затрубного пространства скважины. Циркуляционная система должна позволять выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гидроциклоны.
Пункт 717. Колонна бурильных труб должна быть рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом *К* =1,3 для стальных труб и *К* =1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д 16Т).
Пункт 718. Перед спуском ИПТ должны быть проверены и обеспечены исправность спускоподъемного оборудования (вышки талевой системы, лебедки, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие объема раствора и химических реагентов. Должны быть проверены на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при СПО герметичность бурильных труб и НКТ.
Пункт 719. Буровая скважина должна иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам лаборатории по испытанию пластов и транспорта 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.
Пункт 720. Устьевое оборудование включает ПВО и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов. ПВО состоит из превенторов различного типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.
Пункт 721. Устьевое оборудование должно обеспечивать:
Пункт 722. Схема обвязки устья скважины и тип превентора должны соответствовать проекту на строительство скважины.
Пункт 723. Специальное устьевое оборудование - устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка - свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью гибких шарниров-угольников соединяется быстросъемными гайками с металлическим манифольдом, который должен быть жестко закреплен опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.
Пункт 724. Дополнительный трубопровод от крестовины выводят из-под пола буровой установки и заканчивают быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважинах должна быть не менее 30 метров, для газовых и разведочных скважин - не менее 100 метров.
Пункт 725. В начале спуска ИПТ в скважину устьевую головку с манифольдом опрессовывают с помощью цементировочного агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. После опрессовки гибкого манифольда задвижки на боковых отводах превентора должны быть закрыты, открывают кран на устьевой головке и на блоке задвижек для контроля притока жидкости из пласта по выходу воздуха из шланга, опущенного под уровень воды в емкость.
Пункт 726. Исключен приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития РК от 22.11.2019 № 872 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
Пункт 727. Компоновка ИПТ должна обязательно включать циркуляционный клапан, обеспечивающий восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины. Компоновка ИПТ должна иметь составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).
Пункт 728. Технологическую операцию по испытанию скважины проводят в соответствии с планом работ. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания испытательного инструмента на забое скважины. Технологические схемы должны предусматривать одно-, двух- и многоцикловые отборы пластового флюида из пласта и закрытия скважины для регистрации восстановления пластового давления.
Пункт 729. Режимы испытания устанавливает геологическая служба недропользователя, согласовывает с производителем работ и фиксирует в плане работ по испытанию. В зависимости от фактического проявления пласта в ходе испытания (интенсивный приток или отсутствие видимого проявления пласта) начальнику партии (отряда) по испытанию разрешается изменять время открытых и закрытых периодов по согласованию с представителем недропользователя, присутствующим на скважине. Общая продолжительность открытых периодов исследования должна обеспечивать получение пластового флюида для однозначной оценки насыщенности коллектора, регистрации качественных кривых притока и восстановление давления.
Пункт 730. При спуске ИПТ проводится контроль герметичности спускаемого комплекса.
Пункт 731. Необходимо непрерывно контролировать все осевые нагрузки при спуске и подъеме оборудования и осуществлении технологических операций с забойными клапанами.
Пункт 732. После открытия клапана ИПТ следует проверить уровень жидкости в затрубном пространстве. Быстрое падение уровня указывает на нарушение герметичности пакеровки.