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 388

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.

 

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 389

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 390

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 391

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 392

В каком ответе указана правильная последовательность первоочередных действий вахты

при ГНВП во время бурения (на устье установлен один сдвоенный превентор)?

 

1. Прекратить бурение, остановить буровой насос, установить ведущую трубу в положение,

обеспечивающее расположение шарового крана выше стола ротора на 0,7-1,0, зафиксировать тормоз буровой лебедки, открыть задвижку перед дросселем, открыть задвижку на устье скважины на линии дросселирования, закрыть трубные плашки превентора, закрыть шаровой кран.

 

2. Прекратить бурение, установить буровой насос, установить ведущую трубу в положение,

обеспечивающее расположение шарового крана выше стола ротора на 0,7-1,0, зафиксировать тормоз буровой лебедки, закрыть трубные плашки превентора, закрыть шаровой кран, открыть задвижку на устье скважины на линии дросселирования, закрыть задвижку перед дросселем.