Нгвп. НГВП. Code Vopros Otvet

• Название: Code Vopros Otvet
• Дата: 26.05.2022
• Размер: 231.24 Kb.
• Имя файла: НГВП.docx
• Тип: Документы; #551073
• страница: 21 из 27

- глубина скважины - 1000 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,15 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 2,0 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 3,5 МПа.

1,55 г/см3
1,53 г/см3
<1>1,51 г/см3

3636

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 1,5 МПа (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1150 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,13 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 1,5 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 2,5 МПа.

1,43 г/см3
<1>1,40 г/см3
1,45 г/см3

3637

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 1,0 МПа (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1100 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,05 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 1,2 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 2,7 МПа.

1,25 г/см3
1,23 г/см3
<1>1,26 г/см3

3638

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 10 % (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1200 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,18 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 1,0 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 2,0 МПа.

1,35 г/см3
1,39 г/см3
<1>1,40 г/см3

3639

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 10 % (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1520 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,20 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 0,8 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 1,4 МПа.

1,33 г/см3
<1>1,38 г/см3
1,35 г/см3

3692

Определить конечное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных (приняв dР= 2 МПа):

- глубина скважины - 1700 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,18 г/см3;

- исходная подача насосов - 32 л/c;

- гидравлические сопротивления - 12,7 МПа;

- выбранная подача насосов - 15 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильных трубах - 2,4 МПа;

- в затрубном пространстве - 3,6 МПа.

3,8 МПа
3,6 МПа
<1>3,4 МПа

3644

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 2,0 МПа (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1400 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,18 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 1,8 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 3,2 МПа.

1,41 г/см3
<1>1,46 г/см3
1,43 г/см3

5074

Назовите меры безопасности, обеспечивающие предупреждение ГНВП при строительстве и ремонте скважин (2 позиции)?

<1>Недопущение притока пластового флюида в скважину при выполнении любых работ
Ограничение притока пластового флюида и его безопасное удаление из скважины при выполнении любых работ
Безопасная ликвидация притока в скважину при выполнении любых работ
<1>Ограничение притока пластового флюида в пределах допустимого объема [V] и его удаление из скважины без нарушения непрерывности проводимых работ

3678

Определить начальное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных по скважине (приняв dP = 1,0 МПа):

- подача насоса (Q1) - 32 л/c;

- гидравлические сопротивления (Ргс) - 10,8 МПа;

- выбранная подача (Q2) - 16 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильных трубах - 3,5 МПа;

- в затрубном пространстве - 5,3 МПа.

7,8 МПа
7,6 МПа
<1>7,2 МПа

1987

Назовите признаки поглощения бурового раствора в скважине (2 позиции)?

<1>Уменьшение объема вытесняемого раствора по отношению к объему металла спущенных труб при спуске бурильного инструмента
Увеличение уровня бурового раствора в приемной емкости во время циркуляции
<1>Снижение скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной подаче насосов
Снижение плотности бурового раствора выходящего из скважины

1986

Назовите признаки возможного поглощения бурового раствора в скважине?

<1>Увеличение механической скорости бурения
Увеличение скорости выходящего бурового раствора из скважины
Уменьшение объема бурового раствора в приемной емкости во время циркуляции
Уменьшение объема промывочной жидкости, доливаемой в скважину при подъеме бурильного инструмента

3681

Определить начальное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных по скважине (приняв dP = 1 МПа):

- подача насоса (Q1) - 40 л/c;

- гидравлические сопротивления (Ргс) - 14,2 МПа;

- выбранная подача (Q2) - 16 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильной трубе - 1,4 МПа;

- в затрубном пространстве - 3,0 МПа.

<1>4,7 МПа
3,8 МПа
6,0 МПа

1985

Назовите возможные причины, вызывающие уменьшение давления на буровых насосах при циркуляции?

Поглощение бурового раствора
Наличие пачки флюида или облегченного бурового раствора в затрубном пространстве
Размыв бурильного инструмента, поршня или втулок бурового насоса
<1>Все перечисленные

1984

Назовите возможные причины, вызывающие увеличение механической скорости бурения?

Вскрытие разуплотненных пород ореола вторжения над продуктивными отложениями
Углубление в менее твердые породы пласта
Снижение дифференциального давления на забое скважины
<1>Все перечисленные

1983

Назовите возможные причины, вызывающие движение бурового раствора из скважины после остановки насоса?

Приток флюида из пласта в ствол скважины
Инерционный поток за счет сжимаемости и вязкоупругих свойств бурового раствора
Разность плотностей бурового раствора в трубном и затрубном пространствах
<1>Все перечисленные

3682

Определить начальное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных по скважине (приняв dP = 1,0 МПа):

- подача насоса (Q1) - 12 л/c;

- гидравлические сопротивления (Ргс) - 8,9 МПа;

- выбранная подача (Q2) - 6 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильной трубе - 3,7 МПа;

- в затрубном пространстве - 5,9 МПа.

<1>6,9 МПа
6,5 МПа
6,3 МПа

3683

Определить начальное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных по скважине (приняв dP = 1,0 МПа):

- подача насоса (Q1) - 19 л/c;

- гидравлические сопротивления (Ргс) - 11,0 МПа;

- выбранная подача (Q2) - 9,5 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильной трубе - 4,4 МПа;

- в затрубном пространстве - 5,3 МПа.

<1>8,2 МПа
8,4 МПа
8,6 МПа

3684

Определить начальное давление циркуляции при ликвидации ГНВП для следующих исходных данных по скважине (приняв dP = 1,0 МПа):

- подача насоса (Q1) - 34 л/c;

- гидравлические сопротивления (Ргс) - 14,1 МПа;

- выбранная подача (Q2) - 17 л/с;

- избыточные давления:

- в бурильных трубах - 2,8 МПа;

- в затрубном пространстве - 4,5 МПа.

6,9 МПа
7,1 МПа
<1>7,3 МПа

3643

Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины по следующим данным при ГНВП, приняв dP = 2,0 МПа (dP - запас противодавления):

- глубина скважины - 1700 м;

- плотность бурового раствора в скважине - 1,32 г/см3;

- избыточное давление в бурильных трубах - 1,2 МПа;

- избыточное давление в затрубном пространстве - 2,0 МПа.

1,46 г/см3
1,47 г/см3
<1>1,52 г/см3

1650

Получение какой оперативной информации должно быть предусмотрено в комплексе задач станции ГТИ в обязательном порядке?

Глубина залегания пластов, склонных к гидроразрыву
Глубина кровли флюидосодержащих пластов с АВПД
Тип флюида
Величина прогнозируемого пластового давления
<1>Вся перечисленная информация

1642

Какие участки (интервалы) следует принимать в качестве "опасных сечений" в скважине (4 позиции)?

Межколонное пространство
<1>Устье скважины
<1>Стык секций обсадных колонн
"Голова" цементного моста
<1>Цементное кольцо башмака обсадной колонны
Кровля интервала необсаженного участка ствола скважины с минимальным градиентом гидроразрыва
<1>Подошва интервала необсаженного участка ствола скважины с минимальным градиентом гидроразрыва
Забой скважины

1644

Укажите действия мастера или бурильщика при обнаружении притока флюида в объеме, не превышающем допустимый объем [V] (3 позиции)

Продолжить работы, усилив контроль за состоянием скважины
<1>Загерметизировать устье скважины
<1>Оповестить руководство
Приступить к доутяжелению раствора в запасных емкостях на 0,02-0,03 г/см3
<1>Осуществить вымыв флюида в соответствии с утвержденным планом штатного вымыва пачки флюида
Закачать в скважину утяжеленный буровой раствор

1645

Укажите порядок выполнения операций при полностью поднятых трубах и начавшемся проявлении(независимо от интенсивности)

Немедленно загерметизировать устье скважины согласно ПЛА. Сообщить в ЦИТС, ПДС и ВЧ. Приступить к закачке в скважину бурового раствора на поглощение для обеспечения условий по спуску труб под давлением
Немедленно загерметизировать устье скважины согласно ПЛА. Сообщить в ЦИТС, ПДС и ВЧ. Вести контроль за давлением. Приступить к управлению скважиной объемным методом
<1>Немедленно загерметизировать устье скважины согласно ПЛА. Вести контроль за давлением. Сообщить в ЦИТС, ПДС и ВЧ. Дальнейшие работы осуществлять по специальному утвержденному плану

1646

В каком из указанных случаев промежуточная колонна опрессовывается для оценки остаточной прочности?

Перед спуском очередной колонны по всей длине
Перед спуском очередной колонны в интервале цементирования очередной колонны
<1>Перед спуском очередной колонны по всему нецементируемому интервалу за очередной колонной
Перед спуском очередной колонны секциями в интервале установки стыковочного устройства

1647

Какие мероприятия, снижающие износ обсадных колонн, должны быть предусмотрены в проекте?

Технология забуривания скважины, обеспечивающая вертикальность приустьевой части ствола (не менее 100 м)
Центрирование вышки (с указанием времени проведения)
Оснащение бурильной колонны протекторными кольцами
Установка под ведущей трубой гуммированного переводника
Введение в буровой раствор смазывающих добавок
<1>Все перечисленные

1679

Какие задачи имеет профилактическая работа по предупреждению возникновения ГНВП?

Обеспечение фонтанной безопасности при проведении работ на объектах
Недопущение нарушений технологии производства работ
Подготовка объектов и обслуживающего персонала к быстрой и успешной ликвидации ГНВП в случае их возникновения
<1>Все перечисленные

1649

В каком случае необходимо снизить скорости СПО против допустимой по ГТН?

При повышении фильтрационных свойств бурового раствора ( действие пластовых флюидов, высоких температур и др.) по решению ответственного ИТР
После доутяжеления бурового раствора и после каждой химической обработки по решению технологической службы ЦИТС (РИТС)
<1>При повышении реологических свойств бурового раствора (воздействие пластовых флюидов, высоких температур и т.д.) по решению технологической службы

1639

Какие технологические операции необходимо проводить с целью предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину (2 позиции)?

<1>Промывку скважины перед подъемом и после спуска инструмента для вымыва забойной пачки
Промежуточные промывки скважины во время подъема инструмента для вымыва забойной пачки
<1>Своевременный регламентированный долив скважины при подъеме инструмента с контролем и записью в журнале
Постоянный долив скважины с помощью доливной емкости с использованием станции контроля и записью данных на диаграмме

1651

Назовите данные проекта на строительство скважины, при выборе которых учитываются технологические, технические и организационные решения по предупреждению и раннему обнаружению ГНВП (4 позиции)

<1>Параметры бурового раствора
<1>Конструкция скважины
Тип и размер фундамента под буровую установку
<1>Механическая скорость бурения
<1>Средства контроля параметров процесса бурения
Укомплектованность средствами малой механизации, противопожарным инвентарем

1652

Какие из указанных параметров необходимо постоянно контролировать с целью своевременного обнаружения ГНВП в процессе бурения? (3 позиции)

<1>