Что из перечисленного не является прямым признаком начавшегося газонефтеводопроявления в скважине.

 

1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

 

2. Недолив скважины при подъеме инструмента.

3. Увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости при бурении.

 

4. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

 

5. Повышенное газосодержание в промывочной жидкости и в воздухе рабочей зоны.

 

6. Уменьшение по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента.

 

7. Увеличение по сравнению с расчетным объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб.

 

Вопрос 487

Что из перечисленного не является косвенным признаком начавшегося газонефтеводопроявления?

 

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

 

2. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

 

3. Поглощение промывочной жидкости до потери циркуляции.

 

4. Увеличение механической скорости проходки при бурении.

 

5. Увеличение вращающего момента на роторе при бурении.

 

Вопрос 489

Что из перечисленного не является причиной перехода газонефтеводопроявления в открытый фонтан?

 

1. Неприменение противовыбросового оборудования.

 

2. Недостаточная обученность персонала.

 

3. Некачественное цементирование обсадных колонн.

 

4. Неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования.

 

5. Увеличение объема промывочной жидкости в приемной емкости при бурении.

6. Несоответствие размера плашек превентора диаметру труб.

 

7. Несвоевременность обнаружения ГНВП.

 

8. Низкая трудовая и производственная дисциплина.

 

9. Все из перечисленных являются причинами перехода ГНВП в открытый фонтан.

 

Вопрос 490

Плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления на забой скважины, превышающего пластовое давление на величину…?

 

1. 10% - для скважин глубиной 1200 м, 5% - для интервалов от 1200 м до проектной глубины, в необходимых случаях планом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5-3,0 МПа для более глубоких скважин.

2. 5% - для скважин глубиной 1200 м., 10% - для интервалов от 1200 м до проектной глубины, в необходимых случаях планом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5-3,0 МПа для более глубоких скважин.

 

3. 10% - для скважин глубиной 1200 м, 5% - для интервалов от 1200 м до проектной глубины, в необходимых случаях планом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 2,5-3 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 1,5 МПа для более глубоких скважин.

 

Вопрос 491

Какое из указанных требований не обязательно выполнять при эксплуатации противовыбросового оборудования?

 

1. Конструкция шарового крана запорной компоновки должна позволят спускать его в скважину.

 

2. Диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки должен соответствовать типоразмеру плашек, установленных в трубной секции превентора.

 

3. Длина дистанционного патрубка запорной компоновки должна обеспечивать расположение муфты ниже плашек превентора.

 

Длина запорной компоновки должна быть не менее 3,5 м.

5. длина запорной компоновки должна позволять производить закрытие шарового крана с рабочей площадки после герметизации кольцевого пространства скважины.

 

Вопрос 492

Укажите периодичность ревизии, технического обслуживания, опрессовки в условиях мастерской противовыбросового оборудования?

 

1. Через каждые 6 месяцев эксплуатации.

 

Превентор, шаровой кран – через 6 месяцев эксплуатации, элементы манифольда (задвижки, дроссели) – через 12 месяцев.

 

Вопрос 493