ПБ 1339.3. Билет 7 1. К чему может привести снижение забойного давления в результате проявления эффекта поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником?К разгазированию раствора в призабойной частиК разбуриванию несовместимых интервалов буренияК ошибкам в прогнозировании пластовых давлений или определении проектной плотности бурового раствораК возникновению и развитию газонефтеводопроявлений 2. С какой периодичностью должны дополнительно проходить проверку знаний по контролю и управлению скважиной при ГНВП работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по ремонту и реконструкции скважин?1 раз в 3 года1 раз в 2 года1 раз в 4 года2 раза в год 3. Какие пределы отклонения плотности бурового раствора допускаются для разработки рабочего проекта на бурение группы скважин?0,6 г/см³0,3 г/см³0,5 г/см³0,4 г/см³ 4. Что необходимо сделать при вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины?Сделать анализ плотности и вязкости бурового раствораПровести контроль бурового раствора на газонасыщенностьУстановить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважиныИсключить долив бурового раствора в скважину 5. Какое требование к установке штурвалов для ручной фиксации плашек превенторов указано неверно?На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определеноШтурвалы должны быть установлены в непосредственной близости относительно основного пульта управления превенторами, иметь люминесцентные светильники со степенью защиты и укрытиеНа стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, контрольные метки и количество оборотов, необходимое для закрытия превентора 6. Какой длины должны быть линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м³/т, газовых и разведочных скважин?Не менее 30 мНе менее 70 мНе менее 10 мНе менее 100 м 7. Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части для облегчения работ по ликвидации ОФ?Все перечисленноеТолько разъемную воронкуТолько фланцевую катушкуТолько желоб 8. На сколько гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление при глубине скважины до 1200 м?На 15 - 20 %Величина превышения не регламентируетсяНа 5 - 10 %На 10 - 15 % 9. В течение какого времени перед разборкой устьевой арматуры необходимо выдержать остановку скважины с забойным клапаном-отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения?В течение 2 часовВ течение 1 часаВ течение 3 часовВ течение получаса 10. Какие параметры бурящейся скважины должны быть сняты после герметизации устья при обнаружении ГНВП?Положение шаровых кранов и количество химреагентов для приготовления промывочной жидкостиКоличество бурильных труб, спущенных в скважину, и свойства бурового раствораПоказания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюкеГлубина скважины на момент начала ГИВП и плотность бурового раствора Loading...
