Производство работ в скважине

Подготовительные работы на буровой

ИПТ в эксплуатационной колонне

Требования к подготовке скважин при исследовании и

6.1. Ствол скважины должен обеспечить свободное прохождение ИПТ.

Для этого перед началом работ скважина должна быть очищена от парафина, промыта и прошаблонирована.

6.2. Требования к оборудованию устья скважины, буровому оборудованию, КИП и др. те же, что и при работе в не обсаженном стволе.

6.3. На скважинах, где ранее проводились исследования с применением радиоактивных изотопов, необходимо осуществлять контроль радиоактивности извлекаемого флюида.

6.4. Ответственность за подготовку скважины к исследованиям с ИПТ возлагается на мастера освоения.

7.1. Разгрузка, погрузка трубного пластоиспытателя осуществляется «Подрядчиком» с участием буровой бригады с применением соответствующих исправных приспособлений и инструментов и соблюдением правил охраны труда.

7.2. Перед спуском в скважину трубный пластоиспытатель должен быть подвергнут тщательной ревизии. Особое внимание при этом должно быть обращено на состояние резиновых сальников уплотнений и клапанных механизмов.

Начальник партии (мастер по испытанию) несет ответственность за исправность узлов трубного пластоиспытателя и глубинных регистрируемых манометров.

7.3. Сборку трубного пластоиспытателя типа КИИ-2М 146, МИГ-146 и МИГ-127 в условиях буровой производить при помощи переводника, навернутого на корпусе узла в условиях мастерской:

− диаметр переводника доложен обеспечивать сборку трубного пластоиспытателя элеваторами;

− буровое предприятие обеспечивает буровую бригаду двумя комплектами элеваторов соответствующих размеров.

7.4. При необходимости сборка отдельных узлов трубного пластоиспытателя может производиться на мостках буровой без применения переводника при помощи цепных ключей с последующим докреплением машинными ключами.

7.5. Перед сборкой и компоновкой узлов трубного пластоиспытателя приемные мостки должны быть освобождены от бурильных труб и других посторонних предметов.

7.6. При свинчивании и развинчивании узлов трубного пластоиспытателя запрещается находиться в радиусе действия машинных ключей.

8.1. Испытание нескольких объектов при одном забое производится снизу вверх.

8.2. Запрещается применение трубного пластоиспытателя без циркуляционного клапана. Перед спуском в скважину он должен быть проверен в условиях мастерской на герметичность.

8.3. Сборка и спуск в скважину компоновки трубного пластоиспытателя производится согласно «Временной инструкции по испытанию скважин трубными пластоиспытателями» в следующей последовательности (снизу вверх): хвостовик, состоящий из УБТ или бурильных труб, патрубков (в нижней части хвостовика устанавливается заглушка); затем спускают фильтр, пакеры, ясс, пробоотборники, испытатель пластов гидравлический, пробоотборник-накопитель, запорный поворотный клапан, циркуляционный клапан, бурильные трубы.

Примечания:

1. При использовании для испытания оборудования, отличающихся от трубного пластоиспытателя типа КИИ 2М-146 или КИИ 2М-95, сборка производится в последовательности, установленной инструкцией на применяемый комплект.

2. В зависимости от конкретных условий трубный пластоиспытатель может спускаться полной и упрощенной сборкой.

3. Изменение типовой схемы оговаривается в плане работ и составляется действующая схема.

4. В зависимости от заданной депрессии на пласт и гидростатического давления в скважине бурильные трубы должны частично заполняться технической водой или глинистым раствором, при этом скорость спуска их должна быть не более 0,3 м/с, а коэффициент запаса прочности труб на смятие должен быть не ниже 1,3.

8.4. При испытании пластов, залегающих на глубине менее 2000 м, когда исключается возможность смятия пустых труб, заполнение их жидкостью должно обеспечивать давление равное 5-10% от предела измерения глубинных манометров, для обеспечения регистрации кривых притока.

8.5. Спуск трубного пластоиспытателя следует осуществлять плавно без резких остановок, не допуская посадок свыше 3-5 делений индикатора веса, причём после каждой посадки инструмент необходимо приподнять на высоту 8-10 м, чтобы возвратить клапан ИПГ в первоначальное положение.

При наличии посадок более 5-6 делений индикатора веса инструмент следует поднять для переподготовки скважины (проработка, промывка).

8.6. В процессе спуска все замковые соединения бурильных труб и трубного пластоиспытателя собираются таким образом, чтобы обеспечить герметизацию бурильной колонны.

8.7. Во время спуска трубного пластоиспытателя необходимо наблюдать за уровнем промывочной жидкости в затрубном пространстве. Наличие резкого и значительного понижения уровня жидкости в затрубном пространстве во время спуска трубного пластоиспытателя свидетельствуют о нарушении герметичности инструмента. Дальнейший спуск трубного пластоиспытателя следует прекратить и необходимо поднять из скважины.

8.8. К моменту окончания спуска трубного пластоиспытателя на заданную глубину начальник партии (мастер по испытанию) дает указание бурильщику на сколько делений должен быть разгружен инструмент.

8.9. Если в момент открытия спускного клапана трубного пластоиспытателя уровень стал резко падать, то на инструмент необходимо увеличить нагрузку на 3-5 т. В том случае, когда уровень продолжает падать, следует поднять инструмент на 2-3 м и повторно произвести пакеровку. В случае падения уровня при повторной пакеровке инструмент следует поднять и выбрать другой интервал для установки пакера.

Место установки пакера определяется по кавернограмме за уровнем жидкости в затрубном пространстве следит начальник партии (мастер по испытанию).

8.10. После открытия впускного клапана трубного пластоиспытателя начальник партии (мастер по испытанию) следит за интенсивностью выхода воздуха из бурильных труб. По интенсивности выхода воздуха из труб с учётом устойчивости стенок скважины определяется время притока, а затем время восстановления давления. Общее время неподвижного нахождения трубного пластоиспытателя в интервале в открытом стволе скважины определяется планом работ.

8.11. При закрытии запорного поворотного клапана ротором следует помнить, что инструмент может набирать за счет упругости значительную пружину, обеспечивающую его обратную отдачу на несколько оборотов ротора.

Поэтому необходимо:

а) закрывать запорный поворотный клапан вращением ротора в несколько приёмов, предварительно сняв часть нагрузки с компоновки натяжкой бурильного инструмента до 5-10 делений по индикатору веса; вращение ротора нужно начинать с одного оборота с последовательным наращиванием их числа до 10;

б) после каждого приёма по вращению выключать ротор постепенно (в несколько приемов), чтобы смягчить обратную отдачу.

8.12. Снятие пакера производится на 1-й скорости с остановками и выдержками в 1-2 минут с тем, чтобы резиновый уплотнитель пакера принял первоначальное положение.

8.13. При наличии давления на устье в процессе испытания скважин снятие пакера необходимо проводить с выполнением мероприятий, обеспечивающих предотвращение открытого фонтанирования.

8.14. Запрещается подъём бурильных труб после испытания пласта до прекращения поступления воздуха из труб на устье скважины после закрытия запорного поворотного клапана.

8.15. В случае получения интенсивного притока газа или нефти с высоким содержанием газа необходимо снять пакер с места и произвести разгрузку скважины через колонну труб, не открывая циркуляционного клапана. Затем открыть циркуляционный клапан, промыть скважину и приступить к подъёму инструмента с постоянным доливом глинистого раствора в затрубное пространство. Подъём инструмента следует производить медленно, на первой скорости, во избежание поршневания и вызова открытого выброса.

8.16. При подъёме трубного пластоиспытателя начальник партии (мастер по испытанию) регулирует количество поднятых пустых труб и следит за появлением жидкости в трубах. При появлении жидкости во время отворота трубы ее снова наворачивают, не допуская слива жидкости на мостки, спускают в скважину и методом продавки открывают циркуляционный клапан, затем через устьевую арматуру жидкость вытесняют в земляной амбар или металлическую емкость, вынесенный за пределы буровой на расстояние 35 м – при испытании необсаженных скважин и не менее чем на 25 м – при испытании эксплуатационного фонда скважин.

8.17. При спуско-подъёмных опеарциях соблюдать меры безопасности, оговоренные действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03) и «Инструкциями по производству спуско-подъёмных операций».

8.18. При нефтегазопроявлениях следует немедленно снять пакер, закрыть превентор и произвести задавку пласта утяжеленным раствором.

8.19. Во время нахождения трубного пластоиспытателя на притоке и восстановлении давления запрещается выключать привод лебедки.

8.20. При подъёме трубного пластоиспытателя после испытания объекта следует помнить, что объем между запорным поворотным клапаном и главным клапаном заполнен жидкостью под высоким (забойным) давлением.

8.21. Отбор пластовой жидкости для анализа производится начальником партии (мастером по испытанию) из пробоотборника или между ИПГ и ЗПГ через удел отбора.

8.22. При испытании скважин с помощью многоцикловых испытаний типа МИГ, ИПЦ и др. необходимо соблюдать осторожность при затаскивании и спуску компоновки в скважину, так как раздвижные устройства имеют свободный ход равный 1 метру.

8.23. Во время работ по испытанию скважин курение на буровой, разведение открытого огня, электрогазосварочные работы запрещаются.

Приложение № 1

Дата добавления: 2017-01-13