7. Проведение испытания пласта

7.1.1. Объект испытания ИПТ должен назначаться геологической службой Недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций геолого-технологических (ГТИ) и геофизических исследований (ГИРС), выполненных в процессе бурения скважины.

7.1.2. Для структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин предусмотрены единый обязательный комплекс ГИРС и единый комплекс ГТИ, для эксплуатационных скважин обязательные комплексы ГИРС и ГТИ отличаются уменьшением количества выполняемых методов и объема исследований в соответствии с «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах».

7.1.3. К испытанию ИПТ в процессе бурения скважины рекомендуются объекты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные:

• - по нефтепроявлениям, наблюдаемым у устья при циркуляции бурового раствора;
• - по насыщению нефтью образцов пород (керна) или шлама;
• - по содержанию углеводородных газов в растворе (газокаротаж);
• - по результатам люминисцентного битуминологического анализа промывочной жидкости или шлама.

7.1.4. Интервалы с неоднозначной характеристикой насыщения должны быть испытаны ИПТ с целью исключения пропуска продуктивного объекта, уточнения границ газонефтеводоконтакта (ГВК, ВНК, ГНК) и количественной оценки гидродинамических параметров.

7.1.5. Испытания объектов с установленным характером насыщенности (по ГТИ и ГИРС) должны проводиться с целью изучения физико-химических свойств пластового флюида, расчета гидродинамических параметров пласта и его эффективной толщины, которые могут использоваться при составлении технологических схем и проектов разработки залежи.

7.1.6. К испытанию ИПТ должны рекомендоваться не только нефтенасыщенные пласты, но и водоносные объекты с целью оценки возможности использования пластовых вод для заводнения нефтяных залежей.

7.1.7. Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода) рекомендуется по возможности испытывать с селективным разобщением каждого интервала. Для повышения достоверности выделения коллектора и определения характера насыщения в случае переслаивания коллекторов и плотных пород (толщиной < 3 м) целесообразно проводить работы с ИПТ по схеме «каротаж-испытание-каротаж».

7.1.8. В обсаженных эксплуатационной колонной скважинах объектами испытания ИПТ являются перфорированные интервалы. В них работы проводят с целью:

• - освоения объектов (в т.ч. так называемых «неосновных»);
• - интенсификации добычи нефти (ОПЗ) депрессионным и гидроимпульсным воздействием;
• - оценки качества цементирования (наличие цементного кольца) обсадной колонны;
• - проверки герметичности цементного моста:
  • - выявления эффективности ГТМ;
  • - определения параметров пласта.

7.1.9. При выборе объекта испытания для уверенного создания депрессии на пласт и обеспечения возможности притока пластовой жидкости необходимо стремиться к сокращению интервала временного разобщения скважины, чтобы объем промывочной жидкости, поступающей в трубы из подпакерного пространства с учетом объема фильтрата из зоны проникновения, был значительно меньше объема колонны бурильных (НК) труб.

7.2.1. Диаметр резинового элемента пакера должен определяться в зависимости от состояния ствола скважины по коэффициенту пакеровки

, (7.2.1)

где:

• - диаметр скважины, мм;
• - диаметр резинового элемента (уплотнителя) пакера, мм.

По величине уплотнители подразделяют на три группы:

1. пакеры повышенной устойчивости, работающие в условиях 1,06 ≤ ≤ 1,10, когда ствол скважины имеет номинальный диаметр и перепады давления на пакер ΔР_п ≥ 25 МПа;
2. пакеры средней устойчивости и проходимости, работающие в условиях 1,10 ≤ ≤ 1,14, когда в стволе скважины имеются интервалы с незначительными сужениями и перепады на пакер ΔР_п < 25 МПа;
3. пакеры повышенной проходимости, работающие в условиях 1,14 ≤ ≤ 1,18, когда ствол скважины осложнен и имеются значительные интервалы с сужениями, а перепады на пакер ΔР_п < 15 МПа.

Применять пакеры с диаметром уплотнителя, выходящим за указанные пределы , нецелесообразно.

7.2.2. Интервал для установки пакера должен выбираться в зависимости от глубины скважины, точности замеров глубины по каротажному кабелю и колонне бурильных (НК) труб по формуле

, (7.2.2)

где:

• - минимальная длина площадки для установки пакера, м;
• - относительная погрешность в замерах глубины скважины по каротажному кабелю и замеру бурильных труб,

, (7.2.3)

• - глубина скважины до интервала установки пакера, м;
• - конструктивная длина до середины уплотнителя пакера, м.

Расчетные величины минимального интервала для установки пакера с учетом погрешности замеров и глубины скважины представлены в таблице 7.2.1

Таблица 7.2.1

Глубина установки пакера, м	Минимальный интервал установки пакера, м, при погрешности в замерах
	= 0,001	= 0,002	= 0,003	= 0,004	= 0,005
До 500	2,5	3,0	3,5	4,0	4,5
1000	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0
1500	3,5	5,0	6,0	8,0	9,5
2000	4,0	6,0	8,0	10,0	12,0
2500	4,5	7,0	9,5	12,0	14,0
3000	5,0	8,0	11,0	14,0	17,0
3500	5,5	9,0	12,5	16,0	19,5
4000	6,0	10,0	14,0	18,0	22,0
4500	6,5	11,0	15,5	20,0	24,5
5000	7,0	12,0	17,0	22,0	27,0

7.2.3. В глубоких скважинах или при малых интервалах площадки для установки пакера можно добиться герметичности пакеровки методом «точной привязки» магнитным локатором муфт.

«Точная привязка» проводится дополнительным спуском инструмента на 50 - 75 м выше забоя и пропуском каротажного зонда через трубы с воронкой. Далее опускают с контрольным замером оставшиеся (50 - 75 м) трубы до забоя и определяют истинное расстояние до намеченного по кавернограмме (профилеграмме) интервала пакерования.

«Точную привязку» можно проводить методом локации замковых соединений бурильных труб, спущенных для подготовки скважины к испытанию. Сопоставив глубины по диаграммам магнитного локатора и каротажа, уточняют длину колонны труб и площадку для установки пакера.

7.2.4. Для установки пакера с якорем необходимо выбирать устойчивый интервал ствола, в котором горные породы не будут разрушаться при осевой нагрузке, требуемой для временной герметизации интервала и управления клапанной системой ИПТ с целью создания открытых - закрытых периодов испытания Возможны следующие варианты выбора площадок для установки пакера с якорем:

• - в непроницаемой кровле над испытываемым пластом;
• - в уплотненных карбонатных разрезах большой толщины с целью его испытания по мере вскрытия;
• - выше кавернозного участка над кровлей терригенного пласта;
• - в кровле и подошве пласта для селективного его испытания, когда близко залегают разнонасыщенные пласты,
• - в кровле газонасыщенкого пласта с применением сдвоенных пакеров для увеличения контактной поверхности и надежности пакерования;
• - в зумпфе - на переходе от большего диаметра к меньшему при бурении скважины опережающим стволом;
• - в башмаке промежуточной технической колонны при наличии прочной цементной крепи с обсадной колонной.

7.3.1. Осевая нагрузка, необходимая для сжатия резинового элемента пакера и герметизации испытываемого интервала, должна рассчитываться по формуле

, (7.3.1)

где:

• - осевая нагрузка на пакер, кН;
• - вес инструмента на крюке до пакеровки, кН;
• - вес инструмента на крюке при пакеровке, кН;
• - вес труб, размещенных в компоновке ИГГГ ниже пакера (хвостовика), кН;
• - потери нагрузки на трение колонны труб о стенки скважины, кН.

7.3.2. Нагрузка, расходуемая на преодоление сил трения и сопротивления движению колонны труб в вязкопластичной среде бурового раствора в стволе скважины, рассчитывается из выражения

, (7.3.2)

где - разность показаний по индикатору веса при ходе колонны труб вверх и вниз ,

;

• - нагрузка, требуемая на преодоление сил сопротивления,

,

где:

• - статическое напряжение сдвига, Н/м2;
• - поверхность контакта труб с буровым раствором в стволе скважины, м2.

7.3.3. При передаче осевой нагрузки длина сжатой части колонны труб рассчитывается по формуле

, (7.3.3)

где:

• - радиус кривизны касания нижней секции труб по пространственно изогнутому стволу скважины, м,

,

где:

• - радиус скважины, м;
• - модуль упругости труб, Н/м2;
• - момент инерции поперечного сечения труб, м4;
• - вес одного погонного метра труб, Н/м;
• - коэффициент трения, f = 0,2.

7.3.4. Угол закручивания колонны труб (обороты) для передачи вращения на клапаны ИПТ (ЗПКМ, ИПВ) с целью преодоления сил трения при частично разгруженной на забой колонны труб должен рассчитываться по формуле

, (7.3.4)

где:

• r_т - наружный радиус трубы, м;
• М - модуль сдвига;
• J_p - полярный момент инерции поперечного сечения труб, м4;
• L - общая длина колонны труб (включая длину сжатой части труб), м;
• α - угол наклона ствола скважины к вертикали (зенитный угол).

В случае применения комбинированной колонны труб, составленной из секций труб разного диаметра, и с учетом зенитного угла расчетная формула усложняется, что приводит к увеличению числа оборотов инструмента для управления клапанами.

7.3.5. Суммарные нагрузки на пакер складываются из осевых нагрузок от веса труб и гидравлических нагрузок (от перепада давления на пакер) и должны быть не более указанных в таблице 7.3.1.

7.3.6. Трубы опорного хвостовика в момент открытия впускного клапана ИПТ испытывают максимальные нагрузки (от веса труб плюс гидравлическая), поэтому хвостовик собирают из толстостенных бурильных и утяжеленных труб с учетом критических сжимающих нагрузок (приложение Г).

7.3.7. Приведенные расчеты должны выполняться при планировании испытания в сложных геолого-технических условиях бурения глубоких скважин и позволят выбрать оптимальную компоновку ИПТ, провести технологические операции по многократному вызову и перекрытию притока пластового флюида и технически успешно завершить испытание объекта.

7.3.8. При планировании испытания в обсадной колонне с учетом глубины скважины и удельного веса скважинной жидкости необходимо в испытателе пластов в комплексе КИОД-110М установить соответствующую пару «цилиндр - поршень», характеристики которых приведены в таблице 7.3.2.

Таблица 7.3.1

Таблица 7.3.2

Номограмма для определения величины нагрузки для открытия приемного клапана испытателя пластов ИПМ-110 приведена на рисунке 7.3, где 1 - пара № 1; 2 - пара № 2; 3 - пара № 3.

Рисунок 7.3

7.4.1. Режим испытания, как основной технологический этап, оказывает решающее влияние на техническую успешность работ в скважине, объем притока флюида и качество регистрируемых диаграмм давления, по которым рассчитываются гидродинамические параметры удаленной и призабойной зоны пласта.

Режим испытания устанавливают при планировании работ и указывают в плане по испытанию (см. приложение А.2) в зависимости от решаемых геологических задач, типа коллектора, ожидаемого по данным ГИРС и ГТИ насыщения и активности проявления пласта, технической оснащенности ИПТ, конструкции и состояния ствола скважины. Режим испытания корректируют в процессе выполнения технологических операций с учетом продолжительности безопасного нахождения инструмента на забое скважины.

Режим испытания включает:

• - депрессию на пласт;
• - время открытого и закрытого периодов испытания в, цикле;
• - количество циклов и соотношение продолжительности между ними при многоцикловом испытании;
• - объем притока флюида.

7.4.2. Депрессия на пласт (разность между пластовым давлением и давлением на забое скважины при испытании) и характер ее изменения в процессе притока (открытый период) и восстановлении давления (закрытый период) влияют на количество отбираемой жидкости (газа) и достоверность оценки насыщенности пласта.

В плане работ по испытанию указывается депрессия максимально возможная для каждого конкретного объекта на основании расчетов и накопленного опыта по испытанию скважин. Максимальное значение депрессии (перепада давления на пласт) может быть равно пластовому давлению ΔР_д max = Р_пл, т.е. противодавление на пласт полностью снято.

Минимальная величина депрессии на пласт не может быть менее противодавления столба промывочной жидкости в стволе скважины при его вскрытии бурением

, (7.4.1)

где:

• - гидростатическое давление, МПа;
• - пластовое давление, МПа.

Величину депрессии на пласт с учетом репрессии бурового раствора при вскрытии коллектора рекомендуется рассчитывать по выражению

, (7.4.2)

где:

• и - расчетная депрессия и фактическая репрессия на пласт, МПа;
• и - динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, Н/м2;
• и - проницаемость в призабойной зоне пласта естественная и сниженная при его вскрытии.

Для практического пользования выражение (7.4.2) с удовлетворительной точностью может быть упрощено ΔР_д = (2,8 - 4,2) ΔР_р, поскольку отношение / напряжений сдвига бурового раствора изменяется в скважине в пределах 2-3 раз, а проницаемость в призабойной зоне при его вскрытии принята сниженной в 2 раза.

7.4.3. При вскрытии интервала с хорошими коллекторскими свойствами с репрессией на пласт < 5,0 МПа расчетная депрессия может быть достаточной для притока пластовой жидкости. В пластах с низкими коллекторскими свойствами воздействие ИПТ при больших значениях депрессии способствует более глубокому дренировании пласта по толщине и глубине и созданию благоприятных условий для увеличения притока жидкости из пласта.

7.4.4. При планировании испытания пластов в глубоких скважинах с высокими (>10 МПа) репрессиями вскрытия интервала, особенно на утяжеленном буровом растворе, расчетная депрессия может оказаться выше допустимой для испытательного оборудования, бурильных труб и перепада на пакер. В таких случаях депрессия на пласт должна быть уменьшена (≤ 35 МПа) с учетом вышеуказанных факторов.

7.4.5. Величины перепада давления на ИПТ указаны в технических характеристиках комплексов. Допустимая депрессия с учетом прочности бурильных труб на смятие от внешнего давления (гидростатического столба) буровой жидкости не должна превышать значений, указанных в таблице 7.3.1 и приложении Г.

Перепад давления на пакер рассчитывается с учетом устойчивости труб хвостовика

, (7.4.3)

где:

• - критическая допустимая нагрузка на хвостовик, кН;
• - нагрузка, необходимая для установки пакера, кН;
• - площадь кольцевого сечения скважины, см2.

7.4.6. В слабосцементированных терригенных коллекторах депрессию целесообразно ограничивать для предотвращения обвала и выноса пород.

7.4.7. При планировании испытания газонасыщенных коллекторов депрессию ограничивают для снижения скорости движения газа и уменьшения абразивного износа клапанных механизмов ИПТ.

7.4.8. В нефтенасыщенных коллекторах депрессию предпочтительно снизить для создания благоприятных условий движения однородной жидкости по линейному закону фильтрации в призабойной зоне пласта.

7.4.9. В трещинных коллекторах снижение депрессии на пласт сводит к минимуму вероятность смыкания микротрещин в пропластках.

7.4.10. Для различных геологических горизонтов оптимальной считается такая депрессия на пласт, при которой более эффективно реализуется информация по ГИРС, ГТИ и техническим характеристикам ИПТ. Расчетная депрессия на пласт уточняется на основании промыслового опыта испытания в конкретном регионе с учетом глубины залегания пласта и конструкции скважины.

7.4.11. В промысловой практике величина депрессии при проведении работ на скважине регулируется путем предварительного заполнения части колонны труб технической водой, буровым раствором, специальной жидкостью (особенно над ИПT) с остановками при спуске компоновки ИПТ или автоматическим заполнением труб затрубной жидкостью.

Регулирование депрессии на пласт может осуществляться применением в компоновке ИПТ конструкций гидравлических регуляторов с плавным или ступенчатым изменением депрессии в процессе многоциклового испытания объекта.

7.4.12. Снижение депрессии на пласт производится в высоко дебетных скважинах с целью обеспечения безопасных условий их испытания с помощью забойных штуцеров диаметром от 6 до 20 мм. Необходимо соблюдать следующее правило: чем выше ожидаемая активность притока, тем меньше должен быть диаметр штуцера.

Испытание пласта без применения забойного штуцера запрещается, если это не указано в плане работ по испытанию.

7.4.13. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания ИПТ на забое скважины. Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые испытания объекта.

Если время безопасного нахождения ИПТ в глубокой скважине менее 1,5 ч, то предпочтительнее проводить испытание пласта в один цикл - «приток - восстановление».

При одноцикловом испытании объекта важно правильно распределить общее время на открытый и закрытый периоды испытания в зависимости от геологического разреза, качества вскрытия и насыщенности испытываемых пластов.

При испытании низкопроницаемых пластов, если даже все время использовать на открытый период, представительного притока жидкости из пласта иногда можно не получить, при этом не будет однозначно определен характер насыщения и не останется времени на регистрацию восстановления пластового давления. При недостаточном времени открытого периода испытания пласта (≤ 10 мин) воронка депрессии в пласте может не преодолеть зону ухудшенной проницаемости вблизи ствола скважины. В этом случае не будет получена пластовая жидкость, а кривая восстановления пластового давления, хотя и зафиксирует пологий участок КВД, но будет характеризовать проницаемость «скиновой» зоны. Рассчитанное по такому КВД пластовое давление будет завышенным.

7.4.14. При многоцикловом испытании во время первого периода притока (Т1 ≥ 10 мин) достигается снятие репрессии в околоствольной зоне, разрушение глинистой корки и очистка призабойной зоны. Первый закрытый период (t1 ≥ 30-50 мин) позволяет зарегистрировать начальное пластовое давление. Оставшееся время в пределах безопасной выдержки ИПТ на забое можно использовать или только на второй открытый период (1,5-цикловое испытание) для получения представительного объема пластовой жидкости, или также распределить на второй открытый и второй закрытый периоды испытания (двухцикловое испытание).

Многоцикловое испытание способствует изучению пласта на большей радиальной глубине, контролирует изменение его фильтрационных свойств в прискважинной зоне.

7.4.15. В плотных интервалах с низкой активностью пласта целесообразно создать 2-3 кратковременных гидроудара (воздействия депрессии) открытием и закрытием впускного клапана ИПТ, а затем продолжительное время выдержать на открытом периоде испытания, создавая более благоприятные условия для притока жидкости и его контроля на устье скважины.

В неустойчивых интервалах общую продолжительность открытого и закрытого периодов не рекомендуется устанавливать более времени испытания скважины на прихват.

При испытании коллекторов, насыщенных газом, газовым конденсатом, нефтью с высоким газосодержанием, время притока следует ограничивать во избежание открытого фонтанирования из труб.

7.4.16. Общая продолжительность выдержки ИПТ в скважине должна обеспечить получение пластовой жидкости в объеме, достаточном для однозначной оценки насыщенности коллектора, регистрации качественных кривых притока и восстановления давления.

7.4.17. Объем притока можно приближенно рассчитать по начальным и конечным показаниям устьевых газовых счетчиков с учетом упругого расширения бурового раствора, поступившего из подпакерного интервала,

, (7.4.4)

где:

• - начальные и конечные показания газового счетчика, м3;
• - увеличение объема бурового раствора, м3;

где:

• - объем подпакерного пространства, м3;
• - коэффициент сжимаемости бурового раствора, 1/МПа;
• - фактический перепад давления в интервале испытания, МПа.

На практике Vпр находят по изменению в трубах над ИНГ давления, регистрируемого глубинным манометром,

, (7.4.5)

где:

• и - давление в трубах в конце и начале испытания, Н/м2;
• - площадь внутреннего сечения труб, м2;
• - удельный вес поступившей жидкости в трубах, Н/м3.

С учетом поступления бурового раствора из подпакерного интервала объем притока составит

, (7.4.6)

где:

• - объем бурового раствора, вытесненного в трубы, м3;
• - удельный вес бурового раствора, Н/м3.

7.4.18. Режим испытания добывающих и нагнетательных скважин планируется в зависимости от коллекторских свойств горных пород и технического состояния скважин. Режим испытания пласта задается Недропользователем, согласовывается с Производителем работ и фиксируется в плане работ по испытанию.

В случае несоответствия запланированного режима с фактическим поведением пласта, например, интенсивный приток вместо слабого и наоборот, начальнику партии (отряда) разрешается изменить время открытого и закрытого периодов по согласованию с представителем Недропользователя, присутствующим на скважине.

7.4.19. При испытании слабопроницаемых пластов, с целью точного учета подтока скважинной жидкости в трубы из-за частичной негерметичности насосно-компрессорных или бурильных труб и оценки состава пластовой жидкости, следует применять до и после вызова притока гамма-плотномер ГГП-1.

В процессе испытания скважин (вызов и перекрытие притока) должен осуществляться периодический контроль за положением уровня жидкости в затрубном пространстве.

7.5.1. При спуске ИПТ необходимо непрерывно контролировать положение уровня жидкости в кольцевом пространстве. Скважина всегда должна быть заполнена до устья, особенно в конце спуска компоновки ИПТ и колонны труб промывочная жидкость должна переливаться по циркуляционной системе.

7.5.2. Периодически проводить контроль за герметичностью колонны труб и ИПТ после спуска 10-15 труб, для этого спуск остановить, закрыть пробкой муфту верхней трубы и через штуцерное отверстие следить за выходом воздуха из резиновой трубки, помещенной в емкость с водой. Если воздух не выходит, спуск инструмента следует продолжить.

7.5.3. При спуске ИПТ колонну труб не проворачивать ротором, не допускать посадок инструмента более 30 с и нагружать более 50 кН. Скорость спуска должна быть замедленной из-за пониженной проходимости пакера в скважине. Контролировать вес на крюке по индикатору веса.

7.5.4. До посадки пакера и открытия впускного клапана ИПТ необходимо:

• - заполнить до устья промывочной жидкостью кольцевое пространство (между инструментом и кондуктором);
• - надежно закрепить манифольд (с промывочной головкой) к основанию буровой установки;
• - обеспечить возможность немедленного перекрытия крана высокого давления на промывочной головке, подготовить ключ, лестницу, лом.

7.5.5. Контролировать нагрузку на пакер по индикатору веса буровой установки в процессе испытания при управлении клапанами ИПТ и создании открытых - закрытых периодов испытания.

7.5.6. В момент открытия ИПТ пакер догружается за счет перепада давления, что обычно наблюдается по «проседанию» (деформации) труб хвостовика и отмечается ростом нагрузки на крюке. Бурильщик обязан догрузить до заданной нагрузку на пакер по верньеру индикатора веса.

7.5.7. После открытия клапана ИПТ проверить уровень жидкости в затрубном пространстве. Быстрое падение уровня указывает на нарушение герметичности пакеровки. В этом случае необходимо быстро приподнять ИПТ и закрыть впускной клапан, восстановить уровень в затрубном пространстве и повторно попытаться установить пакер, увеличив нагрузку на 20 – 30 %.

Если повторная попытка установить пакер окажется неудачной, нужно поднять инструмент из скважины и изменить его компоновку и длину хвостовика. Компоновки ИПТ с якорем позволяют более оперативно решать эту задачу.

7.5.8. Продолжительность неподвижного стояния инструмента на забое при испытании пластов следует контролировать по активности проявления притока с учетом устойчивости стенок скважины и времени, указанного в плане работ по испытанию.

Закрытие запорно-поворотного клапана должно выполняться в несколько приемов во избежание пружинящего действия (отдачи) труб.

7.5.9. При наличии давления на устье скважины снятие пакера необходимо проводить с выполнением мероприятий, исключающих открытое фонтанирование и срыв резинового элемента с остова пакера.

7.5.10. В случае притока газа, нефти или пластовой жидкости с высоким содержанием газа принять меры, обеспечивающие безопасность работ:

• - закрыть запорный клапан;
• - снять пакер с места установки;
• - выждать время до полного прекращения выхода воздуха из труб;
• - открыть циркуляционный клапан и обратной промывкой вытеснить пластовую жидкость из труб в вынесенную за пределы буровой емкость с соблюдением требований по предупреждению пожара, замерить объем жидкости, поступившей из пласта в трубы, отобрать пробы жидкости для химического анализа;
• - во время циркуляции выровнять параметры жидкости в трубах и в затрубном пространстве;
• - обеспечить подъем инструмента со скоростью, предотвращающей вызов притока из пласта;
• - при подъеме инструмента необходимо непрерывно доливать затрубное пространство скважины.

7.5.11. Развинчивание резьбовых соединений проводить с соблюдением мер предосторожности, особенно при раскреплении ИПТ и ЗП следует помнить, что объем между этими узлами заполнен жидкостью (газом) под высоким давлением.

7.5.12. После завершения подъема инструмента долить скважину промывочной жидкостью. Составные части ИПТ и манометры после их извлечения тщательно промыть водой.

Герметизированные пробоотборники и бутылки с отобранными пробами из труб уложить в контейнер для транспортировки в лабораторию на анализ.

...Назад. Раздел 6 | Содержание | Раздел 8. Далее...