При составлении плана работ по модификации инжекторной головки использовали специальный метод анализа возможных рисков (bowtie)
Преимуществом этого метода является анализ как мероприятий по предотвращению нежелательных явлений, так и возможных последствий таких явлений. Проведенный анализ показал, что необходимо пересмотреть не только конструкцию инжекторной головки, но и сам процесс ее технологической модификации. В ходе испытаний на заводе-изготовителе было обнаружено несколько конструкционных недостатков. Например, угол наклона подвижной рамки был слишком мал, степень подвижности рамок на верхнем и нижнем концах инжекторной головки была недостаточной, система компенсации импульсов давления в гидравлической системе должна быть более совершенной, разница силы внутреннего трения в двух независимых приводных двигателях цепи приводила к нарушению ее синхронизации при перемещении в инжекторной головке. После проведения необходимой модификации инжекторная головка была отгружена обратно в Нидерланды. После ее монтажа и проведения интенсивных испытаний буровые работы на скважине были возобновлены.
Одновременно с проведением модификации инжекторной головки была разработана программа контроля и профилактических мер при работе с ней. В программу был заложен принцип минимального срока хранения на складе, разработаны конкретные мероприятия по контролю за работой и по профилактике инжекторной головки.
Были проведены интенсивные подготовительные работы, в результате которых при дальнейшей эксплуатации инжекторной головки не наблюдалось никаких сбоев в работе.
После окончания испытания установки были начаты работы на скважине. Вторая скважина
представляла собой уже пробуренную скважину, не вскрывшую продуктивный карбонатный
пласт. Целью начатых работ было проведение заканчивания скважины с установкой
соответствующего забойного оборудования, прорезание окна в стенках хвостовиков
диаметром 5" и 7" при помощи колонны гибких НКТ и бурение 500 метров горизонтального
ствола в трещиноватых карбонатных породах с желательным пересечением достаточного
количества трещин для получения дебита, соответствующего максимальным техническим
возможностям эксплуатационного оборудования. В интервале продуктивного пласта были
спущены и зацементированы концентрические хвостовики диаметром 7" (наружная
колонна) и 5" для обеспечения полнопроходного ствола скважины при наличии в разрезе
пластичных солевых отложений. После спуска в хвостовик диаметром 5" клинового отклонителя типа VS28 на устье была установлена фонтанная арматура.