Бурение. CodeVoprosOtvet
 Скачать 6.06 Mb.
|
|
Какой газ используется в гидроаккумуляторах насосно- аккумуляторной установки? <1>Азот Кислород Углекислый газ Фреон Сжатый воздух 5610 Где размещается вспомогательный (дублирующий) пульт управления противовыбросовым оборудованием? <1>Непосредственно возле пульта бурильщика На расстоянии не менее 10 метров от устья скважин в удобном и безопасном месте Непосредственно возле основания буровой вышки В непосредственной близости от станции геолого- технологических исследований 5609 Где размещается основной пульт управления противовыбросовым оборудованием? <1>На расстоянии не менее 10 метров от устья скважин в удобном и безопасном месте Непосредственно возле пульта бурильщика Непосредственно возле основания буровой вышки В непосредственной близости от станции геолого- технологических исследований 5608 Что входит в состав станции гидравлического управления противовыбросовым оборудованием? (3 позиции) <1>Насосно-аккумуляторная установка <1>Основной и вспомогательный (дублирующий) пульты управления <1>Комплект трубопроводов для соединения насосно- аккумуляторной установки с пультом (пультами) и гидроприводными частями противовыбросового оборудования Ресивер с азотом Система раннего обнаружения ГНВП 5607 Какая информация указывается на табличке, установленной на задвижке перед регулируемым дросселем? (2 позиции) <1>Допустимое давление для устья скважины <1>Допустимое давление для самого слабого участка скважины и плотность раствора, по которой это давление было определено Условный проход манифольда Давление опрессовки манифольда Количество оборотов для закрытия задвижки 5594 Из каких основных элементов состоит манифольд противовыбросового оборудования? (4 позиции) <1>Коренные задвижки <1>Коренной отвод <1>Блок глушения <1>Блок дросселирования Разъёмный жёлоб Стволовая крестовина 5605 Может ли регулируемый дроссель использоваться в качестве задвижки? <1>Нет Да 5595 Основные требования, предъявляемые к манифольду противовыбросового оборудования: (4 позиции) <1>Длина линий глушения и дросселирования должна обеспечить размещение блоков глушения и дросселирования за пределами подвышечного основания буровой установки или рабочей площадки подъёмной установки для ремонта скважина на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины <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 Герметизация устья скважины во время бурения с депрессией на пласт 5572 При расхаживании труб и протаскивании замков бурильной колонны через универсальный превентор по мере износа герметизирующего элемента давление в линии закрытия должно: <1>Повышаться Снижаться Поддерживаться постоянным 5571 Что необходимо обеспечить при спуске колонны бурильных труб через закрытый универсальный превентор? <1>Смазку колонны бурильных труб Водяное орошение универсального превентора для его охлаждения Всё перечисленное 5570 Для чего на линии закрытия универсального превентора устанавливается компенсатор давления? <1>Для регулирования давления в камере закрытия при расхаживании труб и протаскивании замков бурильной колонны Для хранения резерва рабочей жидкости Для обеспечения быстродействия закрытия превентора Для всего перечисленного 5569 При протаскивании колонны труб давление в гидроприводе универсального превентора должно регулироваться: <1>В зависимости от давления в скважине согласно диаграмме, приведённой в инструкции по эксплуатации превентора В зависимости от типа бурового раствора и его параметров В зависимости от температуры окружающей среды В зависимости от всего перечисленного 5568 Материал уплотнительного элемента универсального превентора: Нитрильный каучук Неопреновый каучук Натуральный каучук <1>Всё перечисленное 5567 Что из себя представляет герметизирующий элемент универсального превентора? <1>Массивное эластомерное кольцо сферической, конической или цилиндрической формы, армированное металлическими сегментами Кольцевая камера из эластомера, наполняемая гидравлической жидкостью или воздухом Все перечисленные позиции 5554 На каком расстоянии от устья газлифтной скважины устанавливается станция управления фонтанной арматурой? <1>30 - 35 метров не более 25 метров не менее 50 метров 5565 Назначение универсального (кольцевого) превентора: Герметизация устья скважины при закрытии уплотнительного элемента на любой части колонны бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб Герметизация устья скважине при отсутствии колонны труб в стволе скважины <1>Всё перечисленное 5555 На какое давление опрессовывается манифольд после монтажа и соединения с отводами фонтанной арматуры? <1>На рабочее На давление опрессовки эксплуатационной колонны На пробное давление фонтанной арматуры 5563 Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть: <1>Не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе строительства скважины, исходя из условий полной замены промывочной жидкости пластовым флюидом и герметизации устья скважины при открытом фонтанировании Не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе строительства скважины, исходя из условий полной замены промывочной жидкости водой Не более давления гидроразрыва разбуриваемых пород 5562 Противовыбросовое оборудование выбирается в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций: (7 позиций) <1>Герметизация устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее <1>Вымыв пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность <1>Подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия <1>Срезание бурильной колонны <1>Контроль состояния скважины во время глушения <1>Расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата <1>Спуск или подъем части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины Ликвидация открытого фонтана и его последствий Продувки скважины 5561 Какие из перечисленных параметров противовыбросового оборудования являются основными: (4 позиции) <1>Условный проход стволовой сборки <1>Условный проход манифольда <1>Рабочее давление <1>Номинальное давление станции гидропривода Нагрузка на плашки от давления скважины и веса колонны Диаметр труб, уплотняемых плашками Количество плашек |