ПБ 1339.5. Билет 10

1. Что входит в третью линию защиты контроля за скважиной?

Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования

Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты

Ликвидация притока пластового флюида в скважину за счет создания достаточного гидростатического давления столба жидкости и обеспечение возможности возобновления второй линии защиты

2. Какие параметры необходимо учитывать при выборе обсадных труб и расчете обсадных колонн на прочность?

Максимальные ожидаемые избыточные наружные и внутренние давления при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижение гидростатического уровня в процессе освоения или при механизированной добыче, нагрузки из-за пространственного искривления ствола скважины, осевые нагрузки на трубы и агрессивность флюида

Минимальные ожидаемые наружные и внутренние давления при полном замещении раствора пластовым флюидом, снижение гидростатического уровня в процессе работ, осевые нагрузки на трубы

Максимальные ожидаемые избыточные наружные и внутренние давления при частичном замещении бурового раствора пластовым флюидом и агрессивность флюида

Максимальные ожидаемые избыточные наружные и внутренние давления при частичном замещении раствора газожидкостной смесью, снижение гидростатического уровня в процессе работ, а также осевые нагрузки на трубы

3. Каким документом регламентируется бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового раствора и возможным флюидопроявлением?

Специальным распоряжением руководителя предприятия

Специальным планом, согласованным с проектировщиком, профессиональным аварийным спасательным формированием и заказчиком

Специальным нарядом-допуском, утвержденным техническим руководителем организации

Специальным актом-допуском на проведение работ

4. В каком случае разрешается производить ремонтные работы без превенторной установки на скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявления?

В случае согласования типовой схемы оборудования устья с профессиональным аварийным спасательным формированием

В случае расположения кабелей и трубопроводов на глубине не более 0,5 м

Ни в каком случае

В случае согласования работ с заказчиком проекта

5. Что из перечисленного должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части?

Только разъемную воронку

Только желоб

Все перечисленное

Только фланцевую катушку

6. Сколько времени перед разборкой устьевой арматуры необходимо выдерживать остановленной скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения?

Не менее 1 часа

Не менее 2 часов

Не менее 0,5 часа

Не менее 3 часов

7. Что необходимо сделать перед испытанием скважины с помощью пластоиспытателя с выводом пластового флюида на поверхность?

Оборудовать буровую колонну шаровым краном и специальной устьевой головкой, опрессовав их на давление, превышающее на 20 % максимальное ожидаемое в процессе операции

Проверить сроки поверки глубинных манометров приборного патрубка и манометров остальных узлов пластоиспытателя. Манометры с прошедшим сроком поверки снять

Обеспечить на буровой в местах выхода пластового флюида резервное освещение взрывозащищенными переносными лампами напряжением не выше 12 В

Оборудовать устье скважины рабочей площадкой для экстренного закрытия аварийного крана на специальной устьевой головке при подъеме бурильной колонны с элементами обвязки над столом ротора

8. Как следует производить тампонирование при наличии в колонне нескольких дефектов?

Последовательно, начиная с устранения максимального

Одновременно устраняя все дефекты

Последовательно, снизу вверх

Последовательно, сверху вниз

9. От чего зависит комплекс мероприятий по предупреждению аварийных газопроявлений в случае длительных простоев скважин в зонах многолетнемерзлых пород?

От удельной теплоемкости примененного в процессе бурения бурового раствора

От предполагаемого срока простоя (времени обратного промерзания) и наличия в заколонном и межколонном пространствах замерзающей жидкости

От территории месторождения и параметров многолетнемерзлых пород

От расположения в районе скважины площадок с талыми и мерзлыми породами

10. Кто является руководителем работ по ликвидации газонефтеводопроявлений с использованием стандартных методов?

Специалист по охране труда

Представитель территориального органа Ростехнадзора

Технический руководитель противопожарного формирования

Ответственный работник, имеющий необходимую квалификацию