Главная страница

Ответы нгвп. ответы по НГВП. Code Vopros Otvet


Скачать 226.14 Kb.
НазваниеCode Vopros Otvet
АнкорОтветы нгвп
Дата14.11.2022
Размер226.14 Kb.
Формат файлаdocx
Имя файлаответы по НГВП.docx
ТипДокументы
#787343
страница13 из 30
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   30
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   30
<1>Все запорные устройства манифольда должны быть полнопроходными
<1>Конструкция регулируемых дросселей должна обеспечивать замену дроссельной пары без демонтажа корпуса и соединённых с корпусом составных частей манифольда
<1>Обратный клапан на линии глушения должен иметь условный проход не менее условного прохода линии манифольда
Регулируемые дроссели должны иметь дистанционное управление с пульта бурильщика
Конструкция манифольда должна обеспечивать возможность его крепления к основанию буровой установки

5603

В каком порядке устанавливаются коренные задвижки на скважинах с коэффициентом аномальности 1,3 и выше, с наличием сероводорода свыше 6%?

<1>Первые по ходу потока из скважины - задвижки с ручным управлением, вторые - гидроприводные задвижки
Первые по ходу потока из скважины - гидроприводные задвижки, вторые - задвижки с ручным управлением

5602

На каких скважинах предусмотрена установка двух коренных задвижек на каждый боковой отвод крестовины стволовой сборки противовыбросового оборудования?

<1>На скважинах с коэффициентом аномальности 1,3 и выше, с наличием сероводорода свыше 6%
На скважинах с коэффициентом аномальности 1,5 и выше, с наличием сероводорода свыше 25%
На всех газовых скважинах

5601

Какой длины должны быть выкидные линии от блоков глушения и дросселирования? (2 позиции)

<1>Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м
<1>Для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
Для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее 50 м.
Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 25 м

5600

Какие требования предъявляются к монтажу выкидных линий от блоков глушения и дросселирования? (3 позиции)

<1>Расстояние от концов выкидных линий до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки должно быть не менее 100 м
<1>Выкидные линии направляются в сторону от линий электропередач и проезжих дорог
<1>Выкидные линии должны надёжно закрепляться на специальных опорах с уклоном от устья скважины
Выкидные линии должны надёжно закрепляться на специальных опорах с уклоном к устью скважины
Расстояние от концов выкидных линий до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки должно быть не менее 30 м
Выбор направления выкидных линий должен осуществляется с учётом розы ветров

5599

Линии глушения и дросселирования, установленные на них задвижки должны иметь:

<1>Внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины, после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм
Внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины, после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 50 мм
Внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром манифольда буровых насосов, после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм

5598

Как должен располагаться манифольд противовыбросового оборудования?

<1>С уклоном от устья скважины
С уклоном к устью скважины
Строго горизонтально

5597

Как соединяется манифольд противовыбросового оборудования со стволовой сборкой?

Через боковые отводы крестовины
Через боковые отводы плашечного превентора
<1>Через боковые отводы крестовины или боковые отводы плашечного превентора

5574

Плашечный превентор должен обеспечивать возможность: (2 позиции)

<1>Подвески на плашках бурильной колонны длиной, равной проектной глубине скважины
<1>Расхаживания труб между замковыми соединениями (муфтами) для предотвращения прихвата
Спуска или подъема части или всей бурильной колонны при закрытых плашках

5606

Для чего предназначены байпасные задвижки блока дросселирования?

<1>Для сброса значительных объёмов промывочной жидкости со скважины без создания необходимого противодавления
Для дросселирования потока при отказе регулируемых дросселей во время вымыва газовой пачки
Всё перечисленное

5544

Какое конструктивное требование предъявляется к шиберным задвижкам устьевого оборудования?

<1>Шиберные задвижки должны быть оборудованы средствами для замены уплотнения шпинделя (штока) при наличии давления в корпусе задвижки
Шиберные задвижки должны быть оборудованы средствами для замены сёдел и шибера при наличии давления в корпусе задвижки
Шиберные задвижки должны быть оборудованы средствами для замены шпинделя (штока) при наличии давления в корпусе задвижки
Все перечисленные

5553

На какое давление должны быть опрессованы продувочная и аварийная (для глушения) линии на эксплуатационных скважинах, вскрывших пласты, содержащие сероводород?

<1>1,25 от ожидаемого максимального давления
1,5 от ожидаемого максимального давления
1,25 от рабочего давления фонтанной арматуры

5552

Длина продувочной и аварийной (для глушения) линий для эксплуатационных скважин, вскрывших пласты, содержащие сероводород должна быть:

<1>Не менее 100 метров
Не менее 50 метров
Не менее 30 метров

5551

Какие задвижки фонтанной арматуры на скважине, вскрывшей пласты, содержащие сероводород должны иметь дистанционное управление? (2 позиции)

<1>Центральная
<1>Первые от устья боковые задвижки, установленные на струнах фонтанной арматуры
Буферная
Все боковые задвижки, установленные на струнах фонтанной арматуры

5550

Основные требования к линиям глушения в период освоения и гидродинамических исследований на скважинах, вскрывших пласты, содержащие сероводород:

(3 позиции)

<1>Линии глушения соединяются с фонтанной арматурой и должны предусматривать возможность глушения скважины через трубное и затрубное пространства
<1>Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами
<1>Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии глушения должна быть не менее 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м
Линии глушения соединяются с фонтанной арматурой и должны предусматривать возможность глушения скважины через трубное пространство
Линии глушения должны быть снабжены регулируемыми дросселями
Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии глушения должна быть не менее 30 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 50 м

5549

Основные требования к продувочным отводам фонтанных арматур в период освоения и гидродинамических исследований на скважинах, вскрывших пласты, содержащие сероводород: (4 позиции)

<1>Продувочные отводы должны направляться в противоположные стороны
<1>Каждый продувочный отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием
<1>Продувочные отводы должны крепиться к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний
<1>Типы резьбовых соединений труб для продувочных отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления
Каждый продувочный отвод должен иметь длину не менее 50 м и соединяться с дегазатором
Продувочные отводы должны направляться в одну сторону

5548

Результаты опрессовки фонтанной арматуры оформляются актом комиссии, в состав которой включается: (2 позиции)

<1>Представитель эксплуатирующей организации
<1>Представитель противофонтанной военизированной части
Представитель Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

5547

Продолжительность выдержки фонтанной арматуры под давлением во время опрессовки перед установкой на скважину должна быть:

<1>Не менее 30 минут
Не менее 15 минут
Не менее 5 минут

5576

Для чего предназначены контрольные (сигнальные) отверстия в корпусе крышек плашечного превентора?

Контроль состояния первичных уплотнений штоков плашек
Предохранение от произвольного открытия плашек и разрушения гидропривода в случае потери герметичности первичного уплотнения
<1>Для всего перечисленного

5545

На какое давление опрессовывается фонтанная арматура перед установкой на скважину?

<1>На рабочее давление
На пробное давление
На давление опрессовки обсадной колонны
На давление опрессовки эксплуатационной колонны

5556

Типы фланцевых соединений устьевого оборудования: (2 позиции)

<1>С зазором между торцами фланцев
<1>Без зазора между торцами фланцев
Комбинированные
Корпусные

5543

Какое основное преимущество имеют фонтанные ёлки моноблочного исполнения?

<1>Повышенная надёжность за счёт меньшего количества фланцевых соединений
Удобство в монтаже
Возможность проведения тросовых операций внутри канала колонны насосно-компрессорных труб

5542

Какой привод могут иметь шиберные задвижки фонтанных арматур с дистанционным управлением?

Только пневматический
Только гидравлический
<1>Пневматический и гидравлический

5541

Запорная арматура фонтанных арматур включает в себя:

Прямоточные шиберные задвижки с механическим и дистанционным управлением
Шаровые и пробковые краны
Запорные вентили с разделителем среды для контроля давления и замены манометров под давлением
<1>Всё перечисленное

5540

Какое оборудование устанавливается на буферный фланец фонтанной арматуры?

<1>Лубрикатор
Трубодержатель
Универсальный превентор

5539

Какие типовые схемы фонтанных арматур предусматриваются в ГОСТ 13846-89? (2 позиции)

<1>Тройниковые
<1>Крестовые
Прямоточные
Кольцевые

5538

Для чего в корпусе трубодержателя колонны насосно-компрессорных труб предусматривается внутренняя резьба?

<1>Для установки запорных устройств при замене фонтанной ёлки под давлением
Для установки предохранительной втулки
Для установки лубрикатора

5537

Какие из перечисленных параметров фонтанных арматур являются основными в соответствии с ГОСТ Р 51365-99: (5 позиций)

<1>Рабочее давление
<1>Условный проход ствола, боковых отводов, фланцев трубной головки
<1>Предельная осевая нагрузка от массы колонны насосно-компрессорных труб
<1>Скважинная среда
<1>Температурные характеристики
Габаритные размеры
Наружный диаметр трубодержателя

5536

Что такое трубная головка?

<1>Деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания лифтовых труб и герметизации кольцевого пространства между колонами лифтовых и обсадных труб
Деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания бурильных труб и герметизации кольцевого пространства между бурильными и обсадными трубами
Деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания лифтовых труб и отвода добываемого флюида в шлейфы

5546

На какое давление опрессовывается фонтанная арматура после установки на скважину?

На рабочее давление
На пробное давление
На давление опрессовки обсадной колонны
<1>На давление опрессовки эксплуатационной колонны

5564

Кем осуществляется выбор типа противовыбросового оборудования?

<1>Проектной организацией с согласованием с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), буровой организацией и заказчиком
Заказчиком с согласованием с территориальным управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
Буровым подрядчиком с согласованием с территориальным управлением Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

5617

Основные требования к обеспечению электропитания станции гидравлического управления противовыбросовым оборудованием? (2 позиции)

<1>Подача электропитания осуществляется по отдельной линии, независимой от электропитания вышечного и силового блоков
<1>Включающее устройство должно находиться вне буровой
Наличие резервных аккумуляторов
Подача электропитания осуществляется по линии от вышечного или силового блоков

5573

Назначение плашечного превентора:

(3 позиции)

<1>Герметизация устья скважины при закрытии трубных плашек на цилиндрической части колонны бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб
<1>Герметизация устья скважине при отсутствии колонны труб в стволе скважины
<1>Перерезание колонны бурильных труб
Герметизация устья скважины при закрытии трубных плашек на ведущей трубе


написать администратору сайта