Упражнения по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений

Контроль пускового давления и отключения насосов

Каждая насосная система должна запускаться, когда давление в аккумуляторе понижается на 10% (до 19 МПа - 2700 фунт/ кв. дюйм), и отключатсья, когда оно достигает рабочего давления установки (21 МПа.- 3000 фунт/ кв дюйм).

Контроль уровня рабочей жидкости в резервуаре

Объем рабочей жидкости в резервуаре должен быть таким, чтобы установка могла работать без осложнений в диапазоне между 7 и 21 МПа (1000 и 3000 фунт/ кв дюйм).

Контроль предварительной зарядки баллонов

Измерить полученный объем после разрядки баллонов от 21 до 14 МПа (3000 до 2000 фунт/ кв. дюйм) и сравнить его с теоретическим объемом, который должен быть получен при условии предварительной зарядки при 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм)

Расчет этого объема осуществляется так же, как и для требуемого объема, то есть: V3 / 6.

Если полученный объем меньше теоретического, можно без труда оценить давление предварительной зарядки Р3 следующим образом

РЗ=6000 х Vп / V3

Давление предварительной зарядки должно проверяться как минимум в начале бурения каждой скважины до соединения превенторов с аккумуляторной станцией.

6. Контроль закрытия скважины каждой системой насосов

По стандарту АНИ RP 53:

При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум за 2 минуты обеспечить.

закрытие универсальною превентора при используемых бурильных трубах,

открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной линии.

наличие остаточного давления в системе на уровне 8,5 МПа (1200 фунт/ кв. дюйм).

По стандарту АНИ 16 Н

При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум за 2 минуты обеспечить

* закрытие каждого превентора (исключая дивертер) на бурильных трубах самого малого диаметра,

* открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной линии.

* наличие остаточного давления, по крайней мере равного давлению, рекомендуемому производителем универсального превентора для обеспечения герметичности затрубного пространства

6.1 Контроль характеристики закрытия скважины только аккумуляторными баллонами

При неработающих насосных системах аккумуляторные баллоны должны удовлетворять двум наиболее жестким условиям.

* закрытие всех превенторов с нулевым давлением под превентором и наличие остаточного объема 50% по требованиям правил безопасности;

* при закрытии превенторов конечное давление должно превышать необходимое расчетное давление для закрытия плашечных превенторов (за исключением превентора со срезными плашками) при давлении в скважине, равном рабочему давлению превенторов.

Пример: 10 МПа (1400 фунт/ кв. дюйм) представляет необходимое давление для закрытия превентора с трубными плашками на 70 МПа (10000 фунт/ кв. дюйм) с соотношением закрытия 7/1.

6.2 Контроль времени закрытия превенторов

По стандарту АНИ 16 Е:

Время закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть:

¦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров, и для универсальных превенторов диаметром менее 18-3/4";

¦ меньше 45 секунд для универсальных превенторов диаметром 18-3/4" и более.

По стандарту АНИ RP 53:

Время-закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть;

¦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров и для универсальных превенторов диаметром менее 20";

* меньше 45 секунд для универсальнных превенторов диаметром 20" и более.

Примечание: задвижки дроссельной линии и линии глушения должны закрываться за время, которое меньше времени закрытия плашечных превенторов.

6.3 Система дистанционного управления аккумуляторной станцией

На рисунке 4.10 показана схема установки и ее расположения. Установка представлена на схеме слева. Рабочая жидкость проходит от аккумуляторных баллонов к превенторам (гибкие или жесткие трубопроводы, испытанные на рабочее давление установки).

Установка располагается в пределах зоны безопасности, чтобы не подвергаться повреждениям в случае выброса.

Управление может осуществляться с пульта дистанционного управления у поста бурильщика или с вспомогательного пульта.

Четыре манометра позволяют в любой момент убедиться, что установка находится в рабочем состоянии.

Комплекс ПВО (рисунок 4.11) представлен специфической системой открытия и закрытия для каждого элемента, который включается только при условии одновременного включения главного крана (принцип двух рук). Положение 4-ходовых кранов установки указывается световыми индикаторами зеленого или красного цвета. Более подробно работа блока ПВО описана в разделе 3.

Рисунок 4.11 - Блок управления ПВО

1 - давление аккумулятора 21 МПа (3000 фунт/ кв. дюйм); 2 - давление манифольда 10 МПа (1500 фунт/ кв. дюйм); 3 - давление воздуха 0,7 МПа (100 фунт/ кв. дюйм); - 4 - давление в универсальном превенторе в пределах 5-10 МПа (700-1500 фунт/ кв. дюйм)

Газосепаратор бурового раствора

При определении максимального возможного давления в газосепараторе во избежании прорыва газа, используют следующую формулу

Pmax=сб.р.ЧgЧH4

где сб.р - плотность дегазированного бурового раствора;

H4 - высота столба бурового раствора в U-образной трубе

Рисунок 4.12 - Типичный газосепаратор бурового раствора

6.4 Определение гидравлического давления необходимого для закрытия превентора

Давление закрытия являются средними и имеют разные значения для каждого превентора. Начальное давление закрытие используется для установки пикирующего элемента, и изменяется пропорционально повышению давления в скважине. Давление скважины удерживать закрытым превентором после превышения необходимого уровня. Определяют закрытие универсального превентора для различных типов труб по графику.

Давление необходимое для герметизации устья скважины плашечным превентором определяется соотношением закрытия (от 6:1 до 10:1) и соотношением открытия (2:1) между давлением в скважине и давлением закрытия превентора

Например. На устье скважины установлено следующее оборудование ПВО:

Три плашечных превентора Cameron U, 13 5/8” (346 мм) с рабочим давлением закрытия 70 МПа (10000 фунт/ кв. дюйм). Универсальный превентор Hydril GK 13 5/8” (346 мм) с рабочим давлением закрытия 35 МПа (5000 фунт/ кв. дюйм).

При возникновении универсальный превентор на трубах диаметром 127 мм закрыли. После стабилизации давления манометр кольцевого пространства показал давление 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм). Требуется определить, какое гидравлическое давление должно соответствовать давлению закрытия для каждого превентора, чтобы удовлетворять рекомендации изготовителя.

По номограмме представленной на рисунке 4.13

Таким образом для закрытия универсального превентора потребуется давление закрытия равное 2,1 МПа. Для превентора Cameron U, 13 5/8” (соотношение закрытия 7:1) необходимо подать давление для герметизации устья скважины равное 1 МПа.

7. Действия буровой вахты при ГНВП

Практика знает немало случаев, когда проявления переходили в открытые фонтаны только вследствие нечеткой и неслаженной работы обслуживающего персонала. В экстремальных ситуациях в связи с повышенным нервно-психическим напряжением обязанности и порядок действий каждого члена буровой вахты должны быть строго регламентированы, чтобы избежать ошибок, растерянности и связанной с ними потери времени. Операции по глушению скважин должны выполняться под руководством ответственного работника в соответствии с рабочей картой глушения или по специальному плану

Действие членов буровой вахты при ГНВП

Прямые и косвенные признаки ГНВП	Мероприятия по ликвидации ГНВП	Работник, ответственный за выполнение	Исполнители
Бурение
Прямые признаки: увеличение объема (уровня) бурового раствора в приемной емкости на !/2, но не более 1,5. Повышение расхода (скорости) выходящего бурового раствора из скважины	Подают сигнал «Выброс». Прекращают углубление скважины. Выключают насосы. Поднимают долото над забоем навинчивают шаровой кран (обратный клапан) на бурильную трубу при отсутствии его под ведущей трубой. Открывают гидроуправляемую и ручные задвижки на дроссельной линии. Закрывают универсальный просмотр (при его отсутствии - верхний плашечный). Сообщают руководству РИТС о возникновении ГНВП. Немедленно закрывают дроссель. Регистрируют избыточное давление в бурильной и обсадной колоннах. Подключают насос, определяют рn, открывают дроссель, вымывают пластовый флюид. Утяжеляют буровой раствор в приемных емкостях. Закачивают в скважину утяжеленный буровой раствор	Бурильщик Буровой мастер	Бурильщик 1-ый помощник бурильщика 2-й или 3-й помощник бурильщика Бурильщик Лаборант 3-й помощник бурильщика 2-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й и 2-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщики
Спуско-подъемные операции
Уменьшение против контрольного объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство при подъеме бурильной колонны на ј Vпр, но не более 1 м2. Увеличение против контрольного объема бурового раствора в приемной емкости при спуске бурильной колонны на ј Vпр, но не более 1 м3. Перелив бурового раствора из скважины	Подают сигнал «Выброс».Немедленно приступают к спуску труб. Сообщают руководству РИТС о возникновении ГНВП. Контролируют объем вытесняемой жидкости. Продолжают спуск инструмента объем поступления пластового флюида не превысит Ѕ Vпр. Навинчивают на колонну бурильных труб обратный клапан (шаровой кран). При переливе из труб закрывают шаровой кран. Открывают гидроуправляемую задвижку и задвижки на дроссельной линии. Открывают верхний плашечный превентор (если инструмент в обсадной колонне) или ПУГ (при нахождении инструмента в открытом стволе). Навинчивают на бурильные трубы промывочную головку с краном высокого давления или ведущую трубу. Медленно закрывают дроссель Снимают показания давления в обсадной колонне и бурильных трубах, определяют по приемной емкости объем поступившего пластового флюида. Дальнейшие работы направлены на ликвидацию ГНВП и выполняются по указанию ответственного ИТР	Бурильщик Буровой мастер Бурильщик Буровой мастер Буровой мастер Инженер-технолог (буровой мастер)	Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика Бурильщик, 1-й, 2-й помощники бурильщика Бурильщик Бурильщик, 1-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика 1-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант
Геофизические работы
Перелив из скважины бурового мастера	Подают сигнал «Выброс». Прекращают геофизические работы. Поднимают геофизические приборы из скважины. Сообщают руководству и возникшем ГНВП. Приступают к спуску инструмента с обратным клапаном и продолжают спуск, пока объем поступления флюида не превысит Ѕ Vпр . Прекращают спуск и герметизируют устье скважины. При интенсивном проявлении рубят кабель и герметизируют скважину плашками превентора. Дальнейшие работы направлены на ликвидацию ГНВП и выполняются по указанию ответственного ИТР	Бурильщик Буровой мастер Инженер технолог (буровой мастер)	Бурильщик Начальник партии 1-й помощник бурильщика Бурильщик, 1-й помощник бурильщика Начальник партии Бурильщик, 1-й, 2-й, 3-й помощники бурильщика, лаборант

Список используемой литературы

1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении.- М: Недра, 1992.-251 с: ил.

2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-2003). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М: Госгортехнадзор России, 2003.- 206 с.

3. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах.-М.: Недра, 1984, 191 с.

4. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин.- М: Недра, 1988.- 200 с. : ил.

5. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1981,- 189 с: ил.

6. Блохин О.А., Иоганесян К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов : Учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.-М.: Недра, 1991.- 142с.: ил.

7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- Т. 3.- 399 с.

8. Жан Бом, Дидье Бриган, Беонар Лопес Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений.

9. Randy Smith Training Solution, учебное пособие по курсу «Well Control», Абердин, 2005 г.

10. Аширьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989. - 228 с.: ил.

11. Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов.- М.: Недра, 1987. -326 с.

12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие. - М.: Недра, 1999. - 424 с.

13. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 .с

14. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Коваленко А.В. Основы гидравлики и промывочные жидкости: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1993. - 240 с.

15. Борисенко Л.В. Промывочные жидкости и промывка скважин: Методические указания к лабораторным работам. - М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1981. - 87 с.

16. Гульянц Г.М. Справочное руководство по противовыбросовому оборудованию. - М.: Недра, 1983. - 112 с.

17. Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1978. - 132 с.

18. Грей Дж. Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ. - М.:Недра, 1985. - 509 с.

19. Иогансен К.В. Справочник «Спутник буровика», 3-е издание переработанное и дополненное. - М.: Недра, 1990.- 199 с.

20. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Справочное пособие. - М.: Недра, 1989. - 240 с.

21. Каталог «Технические средства, методические разработки, технологии, услуги в области геофизических исследований скважин», АО НПП «ВНИИГИС», 1997.

22. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф., Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984.

23. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Справочник «Бурение наклонных и горизонтальных скважин». - М.: Недра, 1997.

24. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.

25. Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях. - Тюмень: «Вектор БУК», 1997. - 238 с.

26. Овчинников В.П. и др. Солевые тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды. - М.: Недра, 2000. - 246 с.

27. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. - М.: Недра, 1982. - 230 с.

28. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. - М.: Недра, 1990. - 230 с.

29. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981.

30. Токунов В.И. Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983. - 167 с.

31. Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т.- Недра, 2000. - :618 с.

32. Киреев А.М., Войтенко В.С. Управление проявлениями горного давления при строительстве нефтяных и газовых скважин: Монография. в 2-х т. - Тюмень: «Экспресс». 2006. - 366 с.

33. Справочник бурового мастера: в 2-х т. М: «Инфра-Инженерия», 2006. - 1216 с. \ Под общей редакцией редакцией Овчинникова В.П., Грачева С.И., Фролова А.А.

Приложения

Приложение 1

Лист глушения скважины



Приложение 2

ТЕСТЫ

по дисциплине «Компьютерный контроль за процессами,

происходящими в скважине»

Вопрос 1.

Что называется газо,-нефте,-водопроявлением?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.

Вопрос 2.

Что называется фонтаном?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины

Вопрос 3.

Что называется грифоном?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины

Вопрос 4

Что называется выбросом пластового флюида?

а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

Продолжение приложения 3

в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.

г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.

Вопрос 5

От каких параметров зависит гидростатическое давление?

а) Диаметр и длина скважины.

б) Подача бурового насоса, гидравлические сопротивления.

в) Плотность и высота столба жидкости в скважине.

Вопрос 6

Что называется пластовым давлением?

а) давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.

б) давление, оказываемое горными породами.

г) давление, при котором происходит разрыв горных пород.

Вопрос 7

Какое пластовое давление является нормальным?

Чему равно забойное давление в закрытой скважине при ГНВП?

Единицы измерения давления?

а) Н;

б) Па;

в) кг;

Вопрос 12

Причина возникновения ГНВП?

а) Превышение пластового давления над забойным давлением.

Продолжение приложения 3

б) Превышение гидростатического давления над пластовым давлением.

в) Превышение забойного давления гидростатического давления.

Вопрос 13

В соответствие с требованиями ПБНГП гидростатическое давление должно превышать пластовое:

а) Независимо от глубины скважины на 1 0-15%, но не более 1,5 МПа.

б) Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% , но не более 2,5 МПа.

Для скважин с глубиной свыше 2500м на 1 0-15%, но не более 3,5 МПа.

в) Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной более 1200м на 5% , но не более 2,5-3,0 МПа.

Что не может привести к возникновению ГНВП?

а) Бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного

б) Постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине

в) Отрицательное влияние гидродинамического эффекта

Какие признаки ГНВП при бурении являются явными (прямыми)?

а) Резкое кратное увеличение механической скорости бурения;

игольчатая форма шлама;

увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

б) Уменьшение плотности глинистого шлама;

Снижение давления на выкиде буровых насосов;

Увеличение веса на крюке.

в) Наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;

повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при неизменной подаче буровых насосов;

увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

Продолжение приложения 3

Вопрос 16

Какие признаки ГНВП при СПО являются явными (прямыми)?

а) Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны труб;

увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб.

б) Увеличение количества глинистого шлама;

уменьшение плотности глинистого шлама.

в) Увеличение веса на крюке;

увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

Вопрос 17

Какие технические средства предназначены для раннего обнаружения ГНВП?

а) Фонарик, телефон, зажигалка

б) уровнемер, манометр, ареометр

в) перфоратор, превентор, дроссель

Вопрос 18

Из чего в основном состоит природный газ?

а) Из метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.

б) Из углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов

в) Из азота и кислорода

Вопрос 19

Какой процесс изменения состояния газа обычно используется при решении задач газопроявления?

а. Изохорный (V = const.)

б. Изобарный (Р = const.)

в. Изотермический (Т =const.)

г. Адиабатный (без теплообмена с окружающей средой).

д. Политропный (обобщающий процесс).

Вопрос 20

При каком режиме всплытия газа его скорость наибольшая?

Продолжение приложения 3

а) кольцевой режим

б) пузырьковый режим

в) снарядный режим

Вопрос 21

Сущность эффекта инверсии газа в закрытой скважине?

а) Рзабойное = Р устьевое

б) Рзабойное = 2Р устьевое

в) 2Рзабойное = Р устьевое

Вопрос 22

Определить пластовое давление при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Вопрос 23

Определить давление в кольцевом пространстве на устье при поступлении в

Продолжение приложения 3

скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Вопрос 24

Определить давление в кольцевом пространстве на устье при выходе пачки газа высотой 300 м. из скважины. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Вопрос 25

Определить давление на башмаке обсадной колонны при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3

Вопрос 26

Назначение противовыбросовой программы?

а) Противовыбросовая программа - это комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.

б) Противовыбросовая программа - это документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.

в) Противовыбросовая программа - это инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.

Вопрос 27

Отметьте проектные решения для контроля и управления давлением в скважине

а) Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП.
Выбор схемы противовыбросового оборудования.

б) Установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.

в) Обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.

Вопрос 28

В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом опрессовки происходит гидроразрыв?



Вопрос 29

Укажите назначение противовыбросового оборудования устья скважины

а) Герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.

б) Для обвязки обсадных колонн, герметизации межколонных пространств и контроля давления в них.

в) Для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.

Вопрос 30

В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом опрессовки начинается поглощение?

Продолжение приложения 3

а) А

б) Б

с) С

д) Д

Вопрос 31

Отметьте выражение для определения максимальных давлений в скважине при ГНВП

Вопрос 32

Что не входит в состав противовыбросового оборудования?

а) Превенторная установка

б) Колонная головка

в) Пульты управления

в) Выкидные линии со всем их оснащением

Вопрос 33

Отметьте не классификационный типа превенторов

а) Плашечные

б) Замковые

в) Универсальные

Вопрос 34

Тип превентора?

Вопрос 35

Отметьте обозначение плашечного превентора

а) ППГ-350х35

б) ПУ1-230x35

Продолжение приложения 3

г) ПВ-350x35

Вопрос 36

Отметьте обозначение универсального превентора

а) ППГ-350х35

б) ПУ1-230x35

г) ПВ-350x35

Вопрос 37

Отметьте обозначение вращающегося превентора

а) ППГ-350х35

б) ПУ1-230x35

г) ПВ-350x35

Вопрос 38

Тип превентора?

Продолжение приложения 3

Вопрос 39

Отметьте обозначение плашечного превентора с перерезывающими плашками

а) ППГ

б) ППР

в) ППС

Вопрос 40

Укажите в превенторной установке расположение универсального превентора

Вопрос 41

На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на устье скважины?

а) На наименьшее рабочее давление одного из превенторов установки

б) На давление опрессовки обсадной колонны

в) На наибольшее рабочее давление одного из превенторов установки

Вопрос 42

Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?

а) Да

б) Нет

Продолжение приложения 3

Вопрос 43

Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта?

а) Да

б) Нет

Вопрос 44

Какова длина линий глушения и досселирования для газовых скважин?

а) не менее 150

б) не менее 100

Вопрос 44

Какова длина линий глушения и досселирования для нефтяных скважин?

а) не менее 50

б) не менее 30

Вопрос 45

Где расположен основной пульт управления превенторами?

а) На буровой

б) Вне буровой

Вопрос 46

Для чего предназначены гидравлические аккумуляторы?

а) Для оперативного открытия - закрытия превенторов при аварийном отключении электроэнергии.

б) Для ускорения оперативного открытия - закрытия превенторов

в) Для экономии электроэнергии

Вопрос 47

Где расположен вспомогательный пульт управления превенторами?

а) На буровой

б) Вне буровой

Вопрос 48

Какое оборудование применяется для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП?

а) Дроссель

б) Шаровой кран

в) Универсальный превентор

Вопрос 49

Отметьте «мягкое закрытие» скважины при ГНВП

А	Б
Изначально при бурении управляемый дроссель и главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты. Обратный клапан установлен в БК. 1. Остановить вращение долота (выключить ротор). 2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы. 3. Выключить насос (насосы) и проверить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо. 4. Закрыть превентор (обычно универсальный). 5. Открыть главную боковую задвижку (на крестовине.) 6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины.	Изначально при бурении управляемый дроссель на линии дросселирования открыт. Главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты. 1. Остановить вращение долота (выключить ротор). 2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы. 3. Выключить насос (насосы). 4. Открыть главную боковую задвижку на крестовине ПВО 5. Закрыть превентор (обычно универсальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо. 6. Плавно закрыть дроссель. 7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины

Вопрос 50

Отметьте «жесткое закрытие» скважины при ГНВП

А	Б
Изначально при бурении управляемый дроссель и главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты. Обратный клапан установлен в БК. 1. Остановить вращение долота (выключить ротор). 2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы. 3. Выключить насос (насосы) и проверить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо. 4. Закрыть превентор (обычно универсальный). 5. Открыть главную боковую задвижку (на крестовине.) 6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины.	Изначально при бурении управляемый дроссель на линии дросселирования открыт. Главная боковая задвижка (на крестовине ПВО) закрыты. Задвижки линии дросселирования открыты. 1. Остановить вращение долота (выключить ротор). 2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы. 3. Выключить насос (насосы). 4. Открыть главную боковую задвижку на крестовине ПВО 5. Закрыть превентор (обычно универсальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее должностное уполномоченное Лицо. 6. Плавно закрыть дроссель. 7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольцевом пространстве скважины

Вопрос 51

Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в отечественной практике бурения?

а) «мягкое закрытие» скважины

б) «жесткое закрытие» скважины

Вопрос 52

Какой способ закрытия скважины при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?

а) «мягкое закрытие» скважины

Продолжение приложения 3

б) «жесткое закрытие» скважины

Вопрос 53

Что показывает манометр на стояке через 15 мин. после закрытия скважины при ГНВП?

а) пластовое давление

б) избыточное давление в бурильных трубах

в) гидродинамическое давление в бурильных трубах

г) гидростатическое давление

Вопрос 54

Какое из давлений на устье будет всегда меньшим после закрытия скважины при ГНВП?

а) давление в бурильной колонне

б) давление в кольцевом пространстве

Вопрос 55

Формула для определения плотности жидкости глушения скважины при ГНВП?

Вопрос 56

Какой из ниже приведенных способов глушения скважины еще называется

Продолжение приложения 3

«Способ бурильщика».

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ непрерывного глушения

Вопрос 57

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 58

График, какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 59

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 60

График какого способа глушения скважины изображен?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 61

Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в отечественной практике бурения?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 62

Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в зарубежной практике бурения?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ двухстадийный растянутый во времени

г) Способ непрерывного глушения

Вопрос 63

При каком способе ликвидации ГНВП не требуется заполнения листа (карты) глушения скважины?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ двухстадийный

в) Способ непрерывного глушения

Вопрос 64

Через сколько минут после герметизации устья необходимо снять показания манометров?

а) через 1 мин.

б) через 10 мин.

в) через 30 мин.

Вопрос 65

Где поддерживается постоянным давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика?

а) в бурильных трубах

б) в кольцевом пространстве

в) в бурильных трубах и кольцевом пространстве

Вопрос 66

Какова должна быть подача насоса при глушении скважины?

а) должна составлять 0,4 - 0,5 от подачи насоса при бурении

б) должна составлять 1,4 - 1,5 от подачи насоса при бурении

в) должна быть равна подаче насоса при бурении

Вопрос 67

Какова формула начального давления циркуляции?

а) Pнач. =Р бур.трубах + Р прокачки + Д Р

б) Pнач. =Р бур. трубах - Р прокачки - Д Р

в) Pнач. = Р бур. трубах - Р прокачки + Д Р

Вопрос 68

Какова формула конечного давления циркуляции?

а) Pкон. = Рпрок. · ( pгл/рнач) + S

б) Pкон. = Рнач.· ( pгл/рнач) + S

в) Pкон. =Ризб. труб · ( pгл/рнач) + S

Вопрос 69

Какой способ глушения проводится в две стадии?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Вопрос 70

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

а) Утяжеленный раствор достиг устья скважины

б) Пачка пластового флюида вымыта из скважины

в) Отсутствие циркуляции в скважине при выключенных насосах

Вопрос 71

Что свидетельствует об успешном глушении скважины?

а) Ркп> 0, а Рбт = 0

б) Рбт = Ркп = 0

в) Рбт> 0

Вопрос 72

При каком способе глушения наблюдается наиболее высокие давления в скважине?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Вопрос 73

При каком способе глушения наблюдаются наименьшие давления, возникающие в скважине?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Продолжение приложения 3

Вопрос 74

Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время СПО?

а) Способ ожидания и утяжеления

б) Способ бурильщика

в) Способ непрерывного глушения

Вопрос 75

Что необходимо выполнить при ликвидации ГНВП во время СПО?

а) Осуществить спуск бурильной колонны до забоя

б) Осуществить подъем бурильной колонны

Вопрос 76

Осложнения при НГВП могут возникнуть вследствии

а) Прихватов

б) Кавернообразования

в) Поступления в скважину флюида в объеме превышающем предельное значение

Вопрос 77

Почему для определения пластового давления при ГНВП используется показания манометра бурильных труб, а не манометра обсадной колонны?

а) Более удобное расположение манометра бурильных труб на буровой.

б) В бурильных трубах находится однородная жидкость с известной плотностью.

в) Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Вопрос 78

Почему подачу насосов при вымывании пластового флюида уменьшают по сравнению с бурением?

а) Чтобы получить резерв времени для выполнения необходимых расчетов.

б) Для легкости регулировки открытия дросселя.

в) Для предотвращения гидроразрыва горных пород.

Вопрос 79

При проведении какой технологической операции происходит большинство

Продолжение приложения 3

притоков пластового флюида?

а) СПО

б) Бурение

в) Цементирование

Вопрос 80

Какой самый ранний явный признак ГНВП?

а) Механическая скорость бурения

б) Повышение уровня жидкости в мерных емкостях

в) Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в желобе.

Вопрос 81

Какие предупредительные меры должны быть приняты для снижения риска получения притока пластового флюида во время СПО?

а) Снизить скорость СПО, снизить реологические параметры бурового раствора, использовать доливную емкость.

б) Уменьшить подачу буровых насосов, оснастить колонну труб обратным клапаном, убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов на буровой.

в) Установить на устье противовыбросовое оборудование, вращение и расхаживание бурильной колонны, добавление в буровой раствор закупоривающих наполнителей.

Вопрос 82

Какие параметры приемной емкости влияют на чуствительность уровнемера?

а) высота емкости

б) площадь поверхности жидкости

в) форма поверхности жидкости

Вопрос 83

Какова начальная цель жесткого закрытия скважины?

а) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.

б) Для оценки давления гидроразрыва горных пород.

в) Для более надежной герметизации скважины.

Вопрос 84

Какова начальная цель мягкого закрытия скважины?

Продолжение приложения 3

а) Не допустить гидроразрыва горных пород.

б) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.

в) Для более надежной герметизации скважины.

Вопрос 85

Почему все известные методы глушения разработаны из условия поддержания постоянным забойного давления?

а) Для своевременного изменения подачи бурового насоса.

б) Для экологической безопасности.

в) Чтобы исключить поступление в скважину нового объема флюида.

Вопрос 86

Что используется при вымыве флюида для управления давлением в скважине?

а) Превентор

б) Дроссель

в) Обратный клапан

Вопрос 87

Какое устройство препятствует измерению давления в бурильных трубах при закрытии скважины?

а) Обратный клапан

б) Насадки долота

в) Дроссель

Вопрос 88

Кому позволено управлять превентором при закрытии скважины?

а) Технолог

б) Помощник бурильщика

в) Бурильщик

Вопрос 89

Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?

а) Трубные плашки, резиновое уплотнение

б) Корпус, плунжер.

г) Фиксатор наружного цилиндра

Продолжение приложения 3

Вопрос 90

Какова основная функция дегазатора?

а) Сжигание газа.

б) Отделение газа от жидкости.

в) Газирование жидкости

Вопрос 91

Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором ГНВП?

а) Является

б) Не является

Вопрос 92

Цель первичного контроля за давлением в скважине?

а) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

б) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Вопрос 93

Цель вторичного контроля за давлением в скважине?

а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.

б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Вопрос 94

Цель заключительного (третья стадия) контроля за давлением в скважине?

а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.

б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.

в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.

Вопрос 95

Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Продолжение приложения 3

Вопрос 96

Как осуществляется управление давлением на второй стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Вопрос 97

Как осуществляется управление давлением на третьей стадии контроля?

а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием ПВО.

б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба БПЖ.

в) Путем установки цементных или баритовых пробок.

Вопрос 98

На рисунке показаны типичные графики изменения давлений при вымывании пачки газа из скважины способом бурильщика. Графики каких давлений будут иметь другой вид, при вымывании нефти из скважины?

а) График Рmax.

б) График Ри(кп).

в) График Ри (т).

г) Графики не изменятся.

Вопрос 99

Какие необходимы действия в случае проявления из неглубоко залегающих пластов?

а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт.

б) Использование метода низкого давления перед дросселем.

в) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

Вопрос 100

Какие возможны решения во время глушения скважины, если существует угроза гидравлического разрыва пласта?

а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт или использование метода низкого давления перед дросселем.

б) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

Вопрос 101

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Перфорируют бурильную колонну.

в) Расхаживают и проворачивают бурильную колонну.

Вопрос 102

Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Перфорируют бурильную колонну.

в) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

Вопрос 103

Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем поступившего пластового флюида превышает предельное значение?

а) Увеличивают давление на насосах.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Вопрос 104

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла частичная закупорка насадок долота?

а) Поддерживать давление в обсадной колонне, не меняя производительности насосов.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Вопрос 105

Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошло поглощение бурового раствора?

а) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при полностью открытом дросселе.

б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

в) Перфорируют бурильную колонну

Вопрос 106

Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:

А) отсутствие признаков

Б) увеличение давления нагнетания

В) Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и снижение давления нагнетания

Г) снижение скорости бурения

Вопрос 107

Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:

А) правильно установить и испытать оборудование противовыбросового превентора

Продолжение приложения 3

Б) поддерживать достаточно большую плотность раствора

В) поддерживать ствол скважины заполненным во время подъема инструмента из скважины

Г) обеспечить наличие надлежащего количества бурового раствора в столе скважины во время спускоподъемной операции

Вопрос 108

Причиной большинства выбросов являются:

А) аномально-высокие пластовые давления

Б) отсутствие реакции или неправильные действия людей в таких ситуациях

В) отказы оборудования противовыбросовых превенторов

Г) потеря циркуляции

Вопрос 109

Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются резервные системы

А) да

Б) нет

Вопрос 110

При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует очистить и заполнить смазкой:

А) да

Б) нет

Вопрос 111

Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:

А) увеличиться

Б) уменьшиться

В) останется постоянным

Вопрос 112

Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление, когда газ:

А) находиться вблизи поверхности

Б) находиться на забое или вблизи него

Продолжение приложения 3

В) находиться примерно посередине скважины

Г) все вышеперечисленное

Вопрос 113

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:

А) падение давления в наземном оборудовании

Б) падение давления в затрубном пространстве

В) падение давления в бурильной колонне

Г) падение давления в промывочных насадках долота

Вопрос 114

Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:

А) увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления

Б) градиента притока

В) начального давления циркуляции

Г) всего вышеперечисленного

Вопрос 115

Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности бурового раствора не происходило:

А) да

Б) нет

Вопрос 116

Наибольшее давление действует на башмак обсадной колонны, когда давление в межтрубном пространстве у поверхности максимально:

А) да

Б) нет

Вопрос 117

Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:

А) увеличиться

Продолжение приложения 3

Б) уменьшиться

В) останется неизменным

Вопрос 118

При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:

А) увеличиться

Б) уменьшиться

В) останется неизменным

Вопрос 119

Все выбросы следует рассматривать как выбросы газа:

А) да

Б) нет

Вопрос 120

При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:

А) увеличиться

Б) уменьшиться

В) останется неизменным

Вопрос 121

Что подразумевается под АВПД?

а) Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое давление.

б) Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.

в) Повышение давление прокачки.

Вопрос 122

Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции при той же производительности насоса, если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3?

а) 5,20 МПа

б) 5,26 МПа

в) 4,74 МПа

Продолжение приложения 3

Вопрос 123

Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин?

а) 6,48 МПа

б) 4,16 МПа

в) 6,0 МПа

Вопрос 124

В скважине производится вымывание пачки газа. В какой момент давление в кольцевом пространстве начнет снижаться?

а) При начале циркуляции

б) При выходе ее из скважины

в) При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения

Вопрос 125

Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Что нужно предпринять?

а) Загерметизировать скважину и произвести промывку

б) Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.

в) Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.

г) Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.

Вопрос 126

Как можно обнаружить поглощение бурового раствора при глушении скважины?

а) Наблюдать за потоком бурового раствора.

б) Наблюдать за уровнем бурового раствора в приемной емкости

в) Наблюдать за нагрузкой на крюке.

Вопрос 127

В процессе глушения скважины подача насоса изменилась при поддержании постоянного давления в кольцевом пространстве. Как это повлияло на величину забойного давления?

а) Забойное давление уменьшится.

б) Без изменения.

В) Забойное давление возрастет

Размещено на Allbest.ru

...