РД 153-39
7.1. Вибір об'єкта випробування
7.1.1. Об'єкт випробування ІПТ повинен призначатися геологічною службою надрокористувача на підставі всієї інформації по даному регіону, рекомендацій геолого-технологічних (ГТІ) та геофізичних досліджень (ДІРС), виконаних у процесі буріння свердловини.
7.1.2. Для структурних, пошукових, оціночних та розвідувальних свердловин передбачені єдиний обов'язковий комплекс ГІРС та єдиний комплекс ГТІ, для експлуатаційних свердловин обов'язкові комплекси ГІРС та ГТІ відрізняються зменшенням кількості виконуваних методів та обсягу досліджень відповідно до «Правил геофізичних досліджень та робіт у нафтових та газових свердловинах» .
7.1.3. До випробування ІПТ у процесі буріння свердловини рекомендуються об'єкти, які оцінюються як продуктивні або можливо продуктивні:
7.1.4. Інтервали з неоднозначною характеристикою насичення повинні бути випробувані ІПТ з метою унеможливлення пропуску продуктивного об'єкта, уточнення меж газонафтоводоконтакту (ГВК, ВНК, ДНК) та кількісної оцінки гідродинамічних параметрів.
7.1.5. Випробування об'єктів із встановленим характером насиченості (за ДТІ та ГІРС) повинні проводитися з метою вивчення фізико-хімічних властивостей пластового флюїду, розрахунку гідродинамічних параметрів пласта та його ефективної товщини, які можуть використовуватись при складанні технологічних схем та проектів розробки покладу.
7.1.6. До випробування ІПТ мають рекомендуватися як нафтонасичені пласти, а й водоносні об'єкти з метою оцінки можливості використання пластових вод для заводнення нафтових покладів.
7.1.7. Пласти з різним характером насичення (газ, нафта, вода) рекомендується по можливості випробовувати із селективним роз'єднаннямкожного інтервалу. Для підвищення достовірності виділення колектора та визначення характеру насичення у разі перешаровування колекторів і щільних порід (товщиною 10 МПа) репресіями розтину інтервалу, особливо на обтяженому буровому розчині, розрахункова депресія може виявитися вищою за допустиму для випробувального обладнання, бурильних труб і перепаду на пакер. У таких випадках депресія на пласт повинна бути зменшена (≤ 35 МПа) з урахуванням вищезазначених факторів.
7.4.5. Величини перепаду тиску на ІПТ зазначені у технічних характеристиках комплексів. Допустима депресія з урахуванням міцності бурильних труб на зминання від зовнішнього тиску (гідростатичного стовпа) бурової рідини не повинна перевищувати значень, зазначених у таблиці 7.3.1 та додатку Г.
Перепад тиску на пакер розраховується з урахуванням стійкості труб хвостовика
7.4.6. У слабосцементованих теригенних колекторах депресію доцільно обмежувати для запобігання обвалу та виносу порід.
7.4.7. При плануванні випробування газонасичених колекторів депресію обмежують зниження швидкості руху газу та зменшення абразивного зносу клапанних механізмів ІПТ.
7.4.8. У нафтонасичених колекторах депресію переважно знизити для створення сприятливих умов руху однорідної рідини за лінійним законом фільтрації у привибійній зоні пласта.
7.4.9. У тріщинних колекторах зниження депресії на пласт зводить до мінімуму ймовірність змикання мікротріщин у пропластках.
7.4.10. Для різних геологічних горизонтів оптимальною вважається така депресія на пласт, при якій більш ефективно реалізується інформація щодо ГІРС, ГТІ та технічних характеристик ІПТ. Розрахункова депресія на пласт уточнюється на підставі промислового досвідувипробування у конкретному регіоні з урахуванням глибини залягання пласта та конструкції свердловини.
7.4.11. У промисловій практиці величина депресії під час проведення робіт на свердловині регулюється шляхом попереднього заповнення частини колони труб технічною водою, буровим розчином, спеціальною рідиною (особливо над ІПТ) із зупинками при спуску компонування ІПТ або автоматичним заповненням труб затрубною рідиною.
Регулювання депресії на пласт може здійснюватися застосуванням в компонуванні ІПТ конструкцій гідравлічних регуляторів з плавною або ступінчастою зміною депресії в процесі випробування багатоциклового об'єкта.
7.4.12. Зниження депресії на пласт проводиться у високо дебетних свердловинах з метою забезпечення безпечних умов їх випробування за допомогою вибійних штуцерів діаметром від 6 до 20 мм. Необхідно дотримуватися наступного правила: що вище очікувана активність припливу, то менше має бути діаметр штуцера.
Випробування пласта без застосування вибійного штуцера забороняється, якщо це не вказано в плані випробування.
7.4.13. Тривалість випробування у відкритому стволі планується з урахуванням часу безпечного перебування ІПТ на вибої свердловини. Технологічні схеми передбачають одно-, дво- та багатоциклові випробування об'єкта.
Якщо час безпечного знаходження ІПТ у глибокій свердловині менше 1,5 год, краще проводити випробування пласта в один цикл - «приплив - відновлення».
При одноцикловому випробуванні об'єкта важливо правильно розподілити загальний час на відкритий і закритий періоди випробування в залежності від геологічного розрізу, якості розтину і насиченості пластів, що випробовуються.
При випробуванні низькопроникних пластів, якщо навіть постійно використовувати на відкритий період,представницького припливу рідини з пласта іноді можна отримати, у своїй буде однозначно визначено характер насичення і залишиться часу на реєстрацію відновлення пластового тиску. При недостатньому часі відкритого періоду випробування пласта (≤ 10 хв) лійка депресії у пласті може не подолати зону погіршеної проникності поблизу стовбура свердловини. В цьому випадку не буде отримана пластова рідина, а крива відновлення пластового тиску, хоч і зафіксує пологу ділянку КВД, але характеризуватиме проникність скінової зони. Розрахований за таким КВД пластовий тиск буде завищеним.
7.4.14. При багатоцикловому випробуванні під час першого періоду припливу (Т1 ≥ 10 хв) досягається зняття репресії в навколоствольній зоні, руйнування глинистої кірки та очищення привибійної зони. Перший закритий період (t1 ≥ 30-50 хв) дозволяє зареєструвати початковий пластовий тиск. Час, що залишився в межах безпечної витримки ІПТ на вибої, можна використовувати або тільки на другий відкритий період (1,5-циклове випробування) для отримання представницького обсягу пластової рідини, або також розподілити на другий відкритий і другий закритий періоди випробування (двоциклове випробування).
Багатоциклове випробування сприяє вивченню пласта на більшій радіальній глибині, контролює зміну його фільтраційних властивостей у свердловинні зоні.
7.4.15. У щільних інтервалах з низькою активністю пласта доцільно створити 2-3 короткочасних гідроудару (дії депресії) відкриттям і закриттям впускного клапана ІПТ, а потім тривалий час витримати на відкритому періоді випробування, створюючи сприятливіші умови для припливу рідини та його контролю на гирлі свердловини.
У нестійких інтервалах загальнутривалість відкритого та закритого періодів не рекомендується встановлювати більше часу випробування свердловини на прихват.
7.4.16. Загальна тривалість витримки ІПТ у свердловині повинна забезпечити отримання пластової рідини в обсязі, достатньому для однозначної оцінки насиченості колектора, реєстрації якісних кривих притоку та відновлення тиску.
7.4.17. Обсяг припливу можна приблизно розрахувати за початковими і кінцевими показаннями гирлових газових лічильників з урахуванням пружного розширення бурового розчину, що надійшов з підпакерного інтервалу,