Контроль скважин при гнвп

КОНТРОЛЬ СКВАЖИН ПРИ ГНВП. ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ.

Транскрипт.

1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ Русской ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное экономное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ Муниципальный НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» В. А. Долгушин, А. А. Каково конечное давление циркуляции? 10. Когда насос выводится на скорость глушения, 30 ходов за минуту, каково малое значение, которое может показать манометр давление в затрубе? 11. Было прокачано семьсот 40 два хода раствора глушения. С. Леонтьев КОНТРОЛЬ СКВАЖИН ПРИ ГНВП. ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ ПО УПРАВЛЕНИЮ СКВАЖИНОЙ Тюмень ТюмГНГУ 2016.

2 УДК (075.8) ББК я73 К 600 50 один Рецензент: доктор технических наук, доктор Курбанов Я. М. кандидат технических наук, доцент Паршукова Л. А. Какой размер вызывает образование оборотного (действующего) давления газа? (см. набросок 11) Набросок одиннадцать Газосепаратор бурового раствора 58. Какой размер содействует образованию гидравлического затвора/ наибольшего рабочего давления? (см. Набросок 12). Набросок один Газосепаратор бурового раствора 66. Долгушин, А. А. Земельный, А. В.68 РАЗДЕЛ тринадцать ИНФОРМАЦИЯ О ПРАКТИЧЕСКОМ ТЕСТЕ НА БУРОВОМ ТРЕНАЖЕРЕ Каждому обучающемуся нужно пристально изучить реальную информацию перед прохождением учебных упражнений и практического теста. Информация определяет требования, предъявляемые к экзаменуемому при проведении практического теста по программке сертификации Интернационального форума по управлению скважиной (IWCF) ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1. Практический тест производится в течение одного тестовогоупражнения, основанного на утвержденной модели скважины МФУС. В процессе бурения либо ремонта открытый фонтан, обычно, является следствием развития газоводонефтепроявления (ГНВП) инцидента, заключающегося в поступлении пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренным режимом технологического процесса ее строительства либо ремонта. Таким макаром, можно констатировать, что бурение, эксплуатация и ремонт скважин характеризуются появлением ГНВП и фонтаноопасностью, одним из качеств промышленной безопасности этих производственных процессов. В учебном пособии приводятся практические задания по управлению скважиной, т.е. предварительное контрольное упражнение, расчетные формулы, наполнение листа глушения, расчет листа глушения, упражнения по поведению газа в скважине, способы глушения скважин, принципы и процедуры управления скважиной, оборудование для контроля и управления скважиной и др. Содержание учебного пособия одобрено в качестве учебно-методического материала в интернациональной организации, занимающейся вопросами борьбы с газонефтеводопроявлениями, выбросами и открытыми фонтанами: Интернациональный Форум Скважинного Контроля (IWCF). Учебное пособие создано для студентов высших учебных заведений специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», по направлению «Нефтегазовое дело», для подготовки бакалавров техники и технологии «Нефтегазовое дело», магистров техники и технологии «Нефтегазовое дело». Рекомендуется для увеличения квалификации ИТР, работающих в нефтегазодобывающих компаниях и предприятиях отраслей ТЭК. УДК (075.8) ББК я73 ISBN Федеральное государственное экономное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский муниципальный нефтегазовый университет», 2016.

3 СОДЕРЖАНИЕ Раздел 1. Предварительное контрольное упражнение четыре Раздел 2. Расчетные формулы семь Раздел 3. А. бар 9. Вертикальная скважина пробурена на глубину две тыщи 500 м. Репрессия - одиннадцать бар Градиент бурового раствора - 0,1666 бар/м Удельный объем обсадной колонны - восемьдесят два л/м Удельный объем металла бурильных труб - 4,2 л/м Сколько полных свеч может быть поднято без сифона до утраты условия обеспечения депрессии на пласт? (Представите, что длина одной свечки равна 20 семь м). Поведение газа в скважине 20 6 Раздел 8. Способы глушения скважины 30 Раздел 9. Способы глушения скважины. Из доливной ёмкости 29. Газосепаратор должен быть оснащён датчиком либо устройством давления чтоб смотреть за давлением в газосепараторе. Зачем нужен датчик либо устройство давления? А. Принципы и процедуры управления скважиной 40 6 Раздел 12. Оборудование для контроля скважины 50 один Раздел 13. Информация о практическом тесте на буровом тренажере шестьдесят восемь Раздел 14. В скважине вышло ГНВП при установленном в бурильной колонне оборотном клапане. Манометр давления в бурильных трубах при закрытии скважины показал нулевое значение. Какой способ следует использовать для определения плотности раствора глушения до того как газ начинает мигрировать? А.

4 РАЗДЕЛ один ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ 1. Преобразуйте плотность раствора 1,02 кг/л в градиент давления бар/м. 2. Преобразуйте плотность раствора 1,74 кг/л в градиент давления бар/м. 3. Преобразуйте градиент давления 0,1968 бар/м в плотность раствора кг/л. 4. Преобразуйте градиент давления 0,1493 бар/м в плотность раствора кг/л. 5. Высчитайте гидростатическое давление столба раствора плотностью 1,63 кг/л в скважине на глубине три тыщи 40 восемь по стволу (2713 м по вертикали). 6. Высчитайте гидростатическое давление раствора с градиентом давления 0,1608 бар/м на глубине четыре тыщи 500 70 два м по стволу (2286 м по вертикали). 7. Аномальное высочайшее пластовое давление: (один ответ) А) Давление ниже обыденного пластового давления Б) Давление выше обыденного пластового давления В) Давление, равное обыкновенному пластовому давлению 8. Нефтяной источник размещается на глубине по стволу две тыщи триста 70 семь м и на глубине по вертикали две тыщи двести 70 один м, пластовое давление составляет двести 30 девять бар. Считается ли такое давление: А). Обычным пластовым давлением Б). Аномально низким пластовым давлением В). Аномально высочайшим пластовым давлением ДАНА Последующая ИНФОРМАЦИЯ: (ОТВЕТЬТЕ НА ВО- ПРОСЫ 9-16) Глубина скважины Плотность раствора Давление на насосах Скорость насоса Градиент пластового давления Утраты давления В наземных линиях В БТ В УБТ В насадках долота Утраты затрубного давления две тыщи семьсот 40 три м по стволу/по вертикали 1,33 кг/л 100 40 три бар восемьдесят 5 х/м 0,1319 бар/м четыре бар 30 5 бар 20 четыре бар 70 два бар восемь бар 4.

5 9. Каково давление на забое (статическое)? 10. Каково давление на забое, если насосы работают на скорости восемьдесят 5 х/м? 11. Находится ли скважина под контролем во время наращивания? А). Да Б) Нет 12. В случае ответа «нет» в вопросе выше, что мы можем сделать в этой ситуации? А). Прирастить плотность раствора Б). Понизить плотность раствора В). Прирастить вязкость раствора 13. Какова эквивалентная плотность циркуляции при скорости насоса восемьдесят 5 ходов за минуту? 14. Какова эквивалентная плотность циркуляции при скорости насоса шестьдесят ходов за минуту? 15. Каково устьевое давление на насосах при скорости 40 ходов за минуту? 16. Каково устьевое давление на насосах при скорости девяносто х/м? ДАНА Последующая ИНФОРМЦИЯ: (ОТВЕТЬТЕ НА ВОПРО- СЫ 17-20) Глубина скважины Глубина ботинка ОК Плотность раствора Давление опрессовки одна тыща 500 20 четыре м по стволу/по вертикали одна тыща 6 м по стволу/по вертикали 1,07 кг/л 70 6 бар 17. Какое наибольшее давление может выдержать ботинок? 18. Каковой градиент гидроразрыва пласта? 19. Какова наибольшая плотность раствора? 20. Каково очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве, если плотность раствора прирастили до 1,30 кг/л? 5.

6 21. Изберите три главные предпосылки проявлений во время буровых операций и операций СПО: А). Разрыв бурильной колонны Б). Свабирование В). Неверное вытеснение объемов скважины Г). Смена буровой бригады Д). Утяжеленный буровой раствор, использующийся для сотворения огромного превышения забойного давления над пластовым. В. Давление пластового флюида, превышающее гидростатическое давление пластовой воды. Г. ИСПОЛЬЗУЯ ДАННЫЕ ИЗ ВОПРОСА 23, ОТВЕТЬТЕ НА ВОПРО- СЫ Если скважину не заполняли во время подъема шестнадцать свеч без сифона, давление на забое снизится. 24. На сколько свалится уровень раствора в затрубном пространстве (м)? 25. На сколько снизится давление на забое? 26. На сколько свалится уровень раствора (м) снутри трубы, после закачки пачки объемом одна тыща девятьсот плотностью 1,62 кг/л и отсоединения верхнего привода? 6.

7 РАЗДЕЛ два РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ УПРАЖНЕНИЯ НА БАЗЕ ЗАПОЛНЕННОГО ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ МЕРЫ, ПРИНИМАЕМЫЕ ПО Свидетельствам Устройств. Упражнения для решения задач по свидетельствам устройств составлены, исходя из заполненного листа глушения с уже произведенными всеми необходимыми расчётами объёмов и давлений. Каждый вопрос основан на данных о суммарном числе ходов, производительности насоса и показаниях манометров на стояке и обсадной колонне в определенные моменты операции глушения скважины. Семьсот девятнадцать л.. В. 500 40 один л. 40. Каково Обычное показание манометра аккума станции гидравлического управления сборкой ПВО на двести семь бар? А. 100 три бар (1500 Фунт/кв.дюйм) Б. 100 70 два бар (2500 Фунт/кв.дюйм) В. Двести семь бар (3000 Фунт/кв.дюйм) Г бар ( Фунт/кв.дюйм) 41.

Что предполагается под аномальным (аномально высочайшим) давлением по отношению к давлению флюида в пласте? А. Лишнее давление в связи с циркуляцией бурового раствора при больших скоростях. Б. Плотность бурового раствора, кг/л Градиент давлени бар/м (2.3) 4. Пластовое (поровое) давление, бар Гидростатическое давление в бурильной колонне бар С бар (2.4) 5. Подача насоса, л/мин Подача насоса за ход л/ход скоростьработы насоса ход/мин (2.5) 6. Скорость потока в КП, м/мин Подача насоса л/мин Удельный объем КП л/м (2.6) 7. Эквивалентная плотность бурового раствора, кг/л Утраты давления в КП бар ГСВ м Плотность бурового раствора кг/л (2.7) 8. Плотность раствора с учетом припаса безопасности при СПО, кг/л а ас бе о асности бар ГСВ м Плотность бурового раствора кг/л (2.8) 9. Приближенное значение давления на насосе при прокачке с новейшей скоростью, бар Старенькое значение давления бар Новенькая скорость насоса ход/мин Древняя скорость насоса ход/мин (2.9) 8.

9 10. Приближенное значение давления на насосе при прокачке раствора новейшей плотности, бар Старенькое значение давления бар Новенькая плотность раствора кг/л Древняя плотность раствора кг/л (2.10) 11. Очень допустимая плотность бурового раствора, кг/л Устьевое давление при ИПП бар Плотность движения при ИПП кг/л Глубина ботинка по вертикали м 0,0981 (2.11) 12. Очень допустимое устьевое давление в КП (МДУДКП), бар Макс.доп. плотность бур. р ра кг/л) плотность используемого р ра кг/л 0,0981 ГСВ м 13. Плотность бурового раствора глушения, кг/л Древняя плотность бурового раствора кг/л 14. Изначальное давление циркуляции, бар (2.12) ДБТЗС бар ГСВ м (2.13) Давление прокачки бар ДБТЗС бар (2.14) 15. Конечное давление циркуляции, бар Давление прокачки бар Плотностьраствора глушения кг/л Древняя плотность бурового раствора кг/л (2.15) 16. Удельный расход барита для утяжеления бурового раствора, кг/л Плотность раствора глушения кг/л Древняя плотность раствора кг/л Плотность раствора глушения кг/л (2.16) 17. Скорость передвижения, м/час Приращение давления в бурильных трубах бар/час Плотность бурового раствора кг/л (2.17) 9.

10 18. Газовые законы (2.18) (2.19) (2.20) 19. Понижение давления в скважине при подъеме один м бурильной трубы без сифона, бар/м Плотность бурового раствора кг/л Уд. объём металла труб л/м 0,0981 Уд. внутр. объём обс. труб/райзера л/м Уд. объём металла труб л/м (2.21) 20. Понижение давления в скважине при подъеме один м бурильной трубы с сифоном, бар/м Плотность бурового раствора кг/л Удел. объём трубы л/м 0,0981 Удел. внутр. объём обс. труб/райзера л/м Удел. объём трубы л/м 21. Понижение уровня в скважине при извлечении утяжеленных бурильных труб из скважины без сифона, м (2.22) Длина труб м Уд.объем металла труб л/м Уд.внутр.объем обс.труб/райзера л/мин (2.23) 22. Понижение уровня в скважине при извлечении утяжеленных бурильных труб с сифоном, м Длина труб м Уд.объем мубт л/м Уд.внутр.объем райзера/обсадной колонны л/мин (2.24) 23. Длина труб, после извлечения которых без сифона забойное давление становится ниже пластового, м Превыш. заб. давл. над пласт. бар Уд. внутр. объём райзера/обс. тр. л/м Уд. объём металла труб л/м Градиент бурового раствора бар/м Уд. объём металла труб л/м (2.25) 10.

11 24. Длина труб, после извлечения которых с сифоном забойное давление становится ниже пластового, м (2.26) 25. Объем флюида, стравливаемого для обеспечения равенства забойного и пластового давлений, л (2.27) 26. Объем пачки утяжеленного раствора, закачиваемой в трубы для предупреждения сифона, л (2.28) 27. Повышение объема в емкости вследствие понижения уровня пачки утяжеленного раствора, л 28. Припас плотности раствора на случай удаления райзера, кг/л (2.29) (2.30) 29. Понижение гидростатического давления при разрушении оборотного клапана обсадной колонны, бар (2.31) 11.

12 РАЗДЕЛ три ПРАВИЛА ОКРУГЛЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН 12.

13 РАЗДЕЛ четыре Наполнение ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ Данные пo скважине (Метрич. система/бар) Поперечник скважины триста одиннадцать мм. Глубина скважины три тыщи 500 шестьдесят м. верт. глубина / три тыщи девятьсот 30 м глубина по ств. Обсадная колонна триста 40 мм. Колонна спущена на глубину одна тыща двести 40 м верт. гл./гл.по ств. Бурильные трубы 100 20 семь мм. Удельный объём 9,16 л/ м. УБТ 203х71 мм. длина 100 восемьдесят м, удельный объём 4,01 л/м. Плотность бурового раствора 1,43 г/см 3. Удельные объёмы УБТ в открытом стволе 43,6 л/м. Бурильные трубы в открытом стволе 62,7 л/м. Бурильные трубы в обсадной колонне 67,3 л/м. Насосы Подача 16,48 л/ход. Давление Скорость прокачки 40 6 бар, 30 ход/мин. Испытание на приёмистость пород под ботинком колонны триста 40 мм было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью 1,27 г/см 3. Было зафиксировано устьевое давление девяносто 5 бар. Скважина была закрыта после обнаружения проявления. Данные о притоке: Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины 40 бар. Давление в кольц. пространстве на устье закрытой скважины 50 один бар. Приращение объёма в приёмной ёмкости четыре тыщи л. Решено глушить скважину способом бурильщика, 30 ход/мин Исходя из приведенных выше данных ответьте на последующие вопросы. При проведении расчётов сможете пользоваться прилагаемым листом глушения. 13.

14 Лист глушения лицевая сторона 14.

15 Лист глушения обратная сторона 15.

16 1. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота? A. ХОДОВ 2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до ботинка обсадной колонны? A. ХОДОВ 3. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья скважины? A. ХОДОВ 4. Какова плотность раствора глушения? А. г/см З 5. Каково изначальное давление циркуляции? A. бар 6. Каково конечное давление циркуляции? A. бар 7. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) во время закрытия скважины? A. бар 8. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) после окончания цикла циркуляции раствора глушения? A. бар 9. Каково очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве? Ответ: бар 35.36 РАЗДЕЛ девять Способы ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН. Способ БУРИЛЬЩИКА В ЗАДАНИЯХ ДАННОГО УПРАЖНЕНИЯ Употребляется Способ БУРИЛЬЩИКА Дана последующая информация: Глубина по вертикали три тыщи 500 девяносто семь м Глубина по стволу три тыщи девятьсот два м Плотность раствора 1,42 кг/л Очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве 70 бар Давление при пониженной подаче насоса 30 5 бар при 30 х/м Давление в трубах после закрытия скважины 50 один бар Давление в затрубе после закрытия скважины шестьдесят два бар Количество ходов насоса: От устья до долота одна тыща семьсот 10 ходов От долота до ботинка две тыщи 100 50 ходов От долота до устья 6 тыщ 100 20 девять ходов Примечание: Объем наземной полосы составляет 100 ходов 1. Насос выводится на скорость глушения.

Глубина скважины три тыщи шестьдесят м. верт. глубина / три тыщи 100 40 м глубина по ств. Обсадная колонна триста 40 мм. Колонна спущена на глубину две тыщи триста 10 м верт.гл./ две тыщи триста шестьдесят м гл.по ств. Бурильные трубы 100 20 семь мм, Удельный объём 9,26 л/ м. ТБТ 100 20 семь мм, длина 100 50 м, Удельный объем 4,61 л/м. УБТ 203х76 мм. длина 100 70 5 м, Удельный объём 4,56 л/м. Плотность бурового раствора 1,38 г/см 3. Удельные объёмы УБТ в открытом стволе 43,6 л/м. ТБТ в открытом стволе 63,4 л/м. Моменты, которые нужно учесть при выборе герметизирующих частей ПВО: А. Их следует выбирать зависимо от глубины и геометрии разбуриваемой скважины. Б. Их следует выбирать зависимо от применяемой системы циркуляции бурового раствора. Давление. Скорость прокачки 30 5 бар, 30 ход/мин. Испытание на приёмистость пород под ботинком колонны триста 40 мм было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью 1,29 г/см 3. Было зафиксировано устьевое давление 100 40 бар. Скважина была закрыта после обнаружения проявления. Данные о притоке: Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины 40 бар. Давление в кольц. пространстве на устье закрыт. скважины 40 восемь бар. Приращение объёма в приёмной ёмкости четыре тыщи л. Решено глушить скважину способом ожидания и утяжеление, 30 ход/мин. Исходя из приведенных выше данных ответьте на последующие вопросы. При проведении расчётов сможете пользоваться прилагаемым листом глушения. 17.

18 Лист глушения лицевая сторона 18.

19 Лист глушения обратная сторона 19.

20 1. Забойное давление останется прежним. 39. Как в обыкновенном случае найти поглощение во время управления скважиной? (ДВА ОТВЕТА) А. Методом непрерывного контроля показаний индикатора скорости работы насоса. Б. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья скважины? A. ХОДОВ 4. Какова плотность раствора глушения? А. г/см З 5. Каково изначальное давление циркуляции? A. бар 6. Каково конечное давление циркуляции? A. бар 7. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) во время закрытия скважины? A. бар 8. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) после окончания цикла циркуляции раствора глушения? A. бар 9. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового раствора? A. минут 10. Какова плотность пластового флюида? А. кг/л 20.

21 РАЗДЕЛ 6 РАСЧЕТ ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ Данные пo скважине (Метрич. система/бар) Поперечник скважины двести шестнадцать мм Глубина скважины три тыщи 40 восемь м. верт. глубина / три тыщи 40 восемь м глубина по ств. Обсадная колонна двести 40 четыре мм. Колонна спущена на глубину две тыщи двести восемьдесят 6 м верт. глубина / две тыщи двести восемьдесят 6 м глубина по стволу. Бурильные трубы 100 20 семь мм, удельный объём 9,16 л/ м. УБТ 100 шестьдесят 5 мм, длина двести 20 восемь м, Удельный объём 4,01 л/м. Плотность бурового раствора 1,80 г/см 3. Чтоб закрыть, открыть и опять закрыть все превенторы требуется 30 два (х 30 восемь л.) аккумуляторных баллонов. Давление подготовительной зарядки аккума составляет шестьдесят девять бар. Если рабочее давление блока управления составляет двести семь бар и малое рабочее давление составляет четырнадцать бар выше давления подготовительной зарядки. Сколько л. применяемой гидравлической воды хранится в 30 два аккумуляторных баллонах? 41. Насосы. Подача 18,6 л/ход. Давление. Скорость прокачки 20 бар, 20 6 ход/мин. В итоге тесты на приёмистость пород под ботинком колонны двести 40 четыре мм был зафиксирован градиент разрыва 0,206 бар/м. Скважина была закрыта после обнаружения проявления. Данные о притоке: Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины 30 5 бар. Давление в кольц. пространстве на устье закрыт. скважины 50 бар. Приращение объёма в приёмной ёмкости одна тыща 500 л. Решено глушить скважину способом ожидания и утяжеления, 20 6 ход/мин. Исходя из приведенных выше данных ответьте на последующие вопросы. При проведении расчётов сможете пользоваться прилагаемым листом глушения. 21.

22 Лист глушения лицевая сторона 22.

23 Лист глушения обратная сторона 23.

24 1. При использовании огромного превышения забойного давления над пластовым. В. Методом поддержания низкой скорости циркуляции для понижения утрат давления в системе циркуляции. 25. При бурении верхнего интервала скважины с самоподъемной буровой установки скважина стала переливать в связи с наличием залежи газа на маленький глубине. Каковой общий объем кольцевого места? А. л. 5. Каковой общий объем скважины? А. л. 6. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) во время закрытия скважины? А. бар 7. Каково изначальное давление циркуляции? А. бар 8. Они герметизируют хоть какое оборудование в скважине Е. Они не герметизируют ведомую трубу квадратного либо шестигранного сечения 14. На наземной сборке ПВО имеются гидравлически управляемые задвижки, установленные на соединительных фланцах боковых отводов ПВО для дроссельной полосы и полосы глушения. Правильно ли, что гидравлические задвижки рассчитаны на автоматическое закрытие, если давление в линиях, ведущих к задвижкам, падает? А.

25 12. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от долота до устья? А. мин 13. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от долота до ботинка обсадной колонны? А. мин 14. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от ботинка обсадной колонны до устья? А. мин 15. Какова эквивалентная плотность циркуляции, если утраты давления в затрубном пространстве при работе насоса составляют 20 два бара? А. кг/л 16. Какова скорость потока в кольцевом пространстве (УБТ/открытый ствол) при работе насоса на скорости глушения 30 ход/мин? А. м/мин 17. Каково новое значение давления на насосе при увеличении скорости работы насоса до 40 ход/мин? А. бар 18. Каково новое значение давления на насосе при уменьшении скорости работы насоса до 20 5 ход/мин? А. бар 19. Каково новое значение давления на насосе при прокачивании бурового раствора плотностью 1,51 кг/л? А. бар 20. Какова плотность флюида поступившего в скважину? А. кг/л 21. Каково пластовое давление? А. бар 25.

26 РАЗДЕЛ семь ПОВЕДЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНЕ Предположив, что газовый приток бесконтрольно мигрирует ввысь по стволу открытой скважины, ответьте на вопросы 1-4: 1. Поменяется ли объем газового притока? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 2. Нефть В. Газ 22. Во время глушения скважины, если мы удерживаем неизменное давление в трубах на показателе восемьдесят три бара при скорости насоса 30 ходов за минуту, чтоб сбалансировать пластовое давление, что случится с давлением на забое, если мы увеличим скорость насоса до 50 ходов за минуту, и будем также задерживать давление в трубах на показателе восемьдесят три бара? А. Поменяется ли объем раствора в приемной емкости? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 4. Поменяется ли давление в высочайшей точке газового притока? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется Предположив, что скважину закрыли и газовый приток мигрирует ввысь по стволу закрытой скважины, ответьте на вопросы 5-11: 5. Поменяется ли объем газового притока? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 6. Поменяется ли давление в высочайшей точке газового притока? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 26.

27 7. Поменяется ли давление на забой? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 8. Поменяется ли давление на ботинке обсадной колонны? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 9. Поменяется ли давление на манометре, показывающем давление в трубах, если не установлен оборотный клапан? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 10. Поменяется ли давление на манометре кольцевого места? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 11. Поменяется ли давление на манометре, показывающем давление в трубах, если оборотный клапан установлен? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 12. Данные по скважине: Поперечник скважины триста одиннадцать мм Глубина скважины три тыщи 500 шестьдесят м верт. глубина / три тыщи девятьсот 30 м глубина по стволу Поперечник обсадной колонны триста 40 мм Колонна спущена на глубину одна тыща двести 40 м верт. глубина / одна тыща двести 40 м глубина по стволу Плотность бурового раствора 1,43 г/см три Пластовое давление 500 30 девять бар Объем притока (газ) четыре тыщи л Высота газового притока девяносто два м Плотность газа 0,21 г/см три На базе приведенных выше данных высчитайте понижение забойного давления в итоге поступления в скважину газа. А. 5 бар Б. Все краны находятся в открытом положении. В. Открыт либо закрыт зависимо от составляющие сборки ПВО.

Когда происходит наибольшее понижение забойного давления в скважине с газированным буровым веществом? А. Когда газ находится на устье. Б. Когда газ находится у ботинка обсадной колонны. В. Когда газ находится у забоя. 14. Последующее утверждение обрисовывает одно из различий меж бурением с буровым веществом на нефтяной базе и буровым веществом на аква базе. Растворимость углеводородного газа в буровом растворе на аква базе обычно выше, чем в растворе на нефтяной базе. А. Правильно. Б. Ошибочно. 15. Что может случиться, если газ мигрирует после закрытия скважины и стабилизации давлений? А. Возрастет только давление в затрубном пространстве. Б. Увеличатся давления как в бурильных трубах, так и в затрубном пространстве. В. Возрастет только давление в бурильных трубах. Из скважины вымывают газовый приток. Когда газ начинает выходить через дроссельную линию и оператор не регулирует дроссель, давление на забое будет: А. Уменьшаться Б.

Заполните лист глушения на базе последующей инфы: Глубина по стволу/по вертикали три тыщи 600 50 восемь м Глубина установки ботинка по стволу/по вертикали три тыщи 40 восемь м Плотность раствора 1,44 кг/л Градиент гидроразрыва ботинка 0,1812 бар/м Давление при пониженной подаче насоса при 30 ход/мин 30 5 бар Производительность насоса 19,1 л./ход Объем наземных линий две тыщи триста восемьдесят 5 л. Уд. объем БТ 9,3 л/м 100 восемьдесят три м ТБТ 4,6 л/м 100 50 два м УБТ четыре л/м Уд. объем БТ/ОК 24,4 л/м Уд. объем ТБТ-БТ/Открытый ствол 20 четыре л/м Уд. объем УБТ/открытый ствол 15,3 л/м Давление в трубах после закрытия скважины 30 восемь бар Давление в затрубе после закрытия скважины 50 бар Объем притока одна тыща 500 девяносто л. 30.

31 Лист глушения лицевая сторона 31.

32 Лист глушения обратная сторона 32.

33 1. Каково пластовое давление после стабилизации давлений в закрытой скважине? Ответ: бар 2. Когда насос вывели на скорость глушения 30 ходов за минуту, какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в БТ? Ответ: бар 3. Г. Закрыть превентор. Д. Операция глушения возобновляется. Насос работает при скорости 30 ходов за минуту, уже было прокачано раствора четыре тыщи ходов. Давление в затрубе продолжает возрастать, в то время как давление в трубах удерживается на неизменном уровне. Что происходит с давлением в высочайшей точке притока по мере его вымывания ввысь по стволу скважины? А. Оно возрастает Б. Оно миниатюризируется В. Оно остается фактически постоянным 6. Основываясь на данных вопроса 5, что происходит с давлением на ботинке? А. Оно возрастает Б. Оно миниатюризируется В. Оно остается фактически постоянным 7. Насос работает при скорости 30 ходов за минуту, четыре тыщи 600 70 ходов уже было прокачано, давление в трубах удерживается неизменным, чтоб поддержать давление на забое размеренным. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе? Ответ: бар 8. После четыре тыщи семьсот ходов насос выключают, дроссель закрывают. Какое значение должен демонстрировать манометр давления в БТ? Ответ: бар 33.

34 9. После четыре тыщи семьсот ходов насос выключают, дроссель закрывают. Какое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе? Ответ: бар 10. Какая плотность раствора глушения нужна для проведения 2-ой циркуляции Способом Бурильщика? Ответ: кг/л 11. Каково изначальное давление циркуляции? Ответ: бар 12. Приток был вымыт из скважины во время первой циркуляции способом бурильщика. Раствор глушения все еще находится в емкости для бурового раствора, готовый к закачке. Счетчик ходов обнулен. Если мы выведем насос на скорость глушения и прокачаем одна тыща 600 ходов, включая наземные полосы, какое малое значение мы увидим на манометре давления БТ? Ответ: бар 13. На базе инфы вопроса 12, после прокачки одна тыща 600 ходов, какое давление ожидается на ботинке ОК? Ответ: бар 14. Если насос работает на скорости глушения, и уже было прокачано две тыщи ходов, какое малое значение мы можем узреть на манометре давления в БТ? Ответ: бар 15. На базе данных вопроса 14, после прокачивания две тыщи ходов насосом и удержании неизменного давления в трубах, что случится с давлением на ботинке ОК? А. Оно возрастет Б. Оно уменьшится В. Оно остается примерно таким же 16. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту, и уже было прокачано 6 тыщ триста восемьдесят ходов. Каково давление в трубах? Ответ: бар 17. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту, и уже было прокачано 6 тыщ триста восемьдесят ходов. Каково давление в затрубе? Ответ: бар 34.

35 18. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту, и уже было прокачано 6 тыщ триста восемьдесят ходов. Каково давление на ботинке ОК? Ответ: бар 19. После прокачки 6 тыщ четыреста ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Каково должно быть давление в трубах? Ответ: бар 20. После прокачки 6 тыщ четыреста ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Каково должно быть давление в затрубе? Ответ: бар 21.После прокачки 6 тыщ четыреста ходов, насос выключают и дроссель закрывают. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового? A. минут 10. Какова плотность пластового флюида? А. кг/л 16.17 РАЗДЕЛ 5 Наполнение ЛИСТА ГЛУШЕНИЯ Данные пo скважине (Метрич. система/бар) Поперечник скважину триста одиннадцать мм.

Представим, 50 ходов раствора уже было вытеснено. Какое малое давление мы можем узреть на манометре давления в трубах? Насос работает на скорости 30 ходов за минуту. 2. Насос выводится на скорость глушения. Представим, 50 ходов раствора уже было вытеснено. Какое малое давление можно узреть на манометре давления на дросселе? Насос работает на скорости 30 ходов за минуту. 3. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту. Счетчик ходов указывает, что было закачано две тыщи 100 30 ходов. Давление в трубах составляет восемьдесят 6 бар Давление на дросселе составляет 50 девять бар Стали бы вы регулировать дроссель на этом шаге? А. Да Б. Нет 36.

37 4. На базе инфы из вопроса 3, направили ли бы вы внимание на очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве (включая утраты давления) на этом шаге? А. Да Б. Нет 5. Г. Насос просит ремонта. 23. Во время подъема инструмента из скважины бурильщик увидел, 94.95 что объём долива раствора на аква базе меньше расчетного. Представим, вы закачали 6 тыщ двести 50 ходов. Насос выключен и скважина закрыта. Какое давление должен демонстрировать манометр давления в трубах? А. 50 один бар Б. Восемьдесят 6 бар В. 50 семь бар 7. Представим, вы закачали 6 тыщ двести 50 ходов. Насос выключен и скважина закрыта. Какое давление должен демонстрировать манометр давления в затрубе? А. Восемьдесят 6 бар Б. 50 один бар В. 50 семь бар 8. Трубная плашка Б. Глухая/срезная плашка В. Универсальная плашка для труб разных поперечников 31. Набросок 8) 35. Можно ли управлять плашечным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в эталоне API? (См. Набросок 9). Набросок девять Манометры на панели пневматического управления ПВО 36. Восемьдесят три бар 10. На базе данных вопроса 9, какое малое давление мы можем узреть на манометре давления на дросселе? 37.

38 А. 50 один бар Б. Восемьдесят четыре бар В. Восемьдесят 5 бар 11. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту. Было вытеснено восемьсот 30 семь ходов насоса и давление в трубах составляет 50 девять бар. Каково состояние давления в скважине? А. Пластовое давление в скважине превосходит гидростатическое (депрессия) Б. Гидростатическое давление в скважине превосходит пластовое (репрессия) В. Скважина сбалансирована 12. Операция глушения длится. Вытеснив одна тыща семьсот 50 ходов раствора плотностью 1,57 кг/л раствора глушения и поддерживая скорость насоса на 30 ходах за минуту, давление в трубах удерживается на показателе 30 семь бар. Сообщается об увеличении уровня приемной емкости на восемьсот л.. Насос выключают и дроссель закрывают. Какое давление вы ждете узреть после закрытия скважины на манометре давления в трубах? А. 30 семь бар Б. Нуль бар В. 30 девять бар 13. На базе инфы вопроса 12, операция глушения была возобновлена. Какое малое давление следует поддерживать на манометре давления в БТ, чтоб удержать баланс давлений в скважине? А. 30 девять бар Б. 30 семь бар В. Нуль бар 38.

39 РАЗДЕЛ 10 Способы ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН. Способ ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ Используя последующие данные, заполните лист глушения скважины и ответьте на вопросы. Скважину глушат Способом Ожидания и Утяжеления: Данные по скважине Поперечник скважины восемь 1 /2 дюйма Глубина скважины три тыщи 500 девяносто семь м по стволу/по вертикали Ботинок девять 5 /8 дюйма две тыщи 500 70 три по стволу/по вертикали Плотность раствора 1,34 кг/л Уд. объемы БТ 9,3 л/м Длина свечки 28,6 м ТБТ 4,6 л/м 100 40 два м УБТ/КНБК четыре л/м двести 20 семь м Уд. объем обсадных труб 30 восемь л/м Уд. объем затрубного места БТ/ОК 24,83 л/м БТ/ТБТ/открытый ствол 23,94 л/м УБТ/открытый ствол 15,23 л/м За ранее записанные данные Пониженная подача насоса 30 х/м 20 девять бар Производительность насоса 18,9 л/ход Опрессовка: Давление на устье 100 40 два бара при использовании раствора плотностью 1,2 кг/л В итоге резкого конфигурации скорости проходки скважина начала проявлять. Бурильщик закрыл скважину и сказал супервайзеру последующие данные после стабилизации давлений: Давление в трубах после закрытия 50 один бар Давление в затрубе после закрытия шестьдесят семь бар Объем притока две тыщи триста восемьдесят 5 л. 39.

40 Лист глушения лицевая сторона 40.

50 20. Какова высота притока? 21. Тип притока? А. Соленая вода Б.

Проницаемость пласта В. Поперечник скважины Г. Плотность раствора 2. Какова плотность раствора глушения? 3. Каково очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве? 4. Сколько ходов насоса нужно, чтоб прокачать раствор от устья до долота? 5. Сколько ходов насоса нужно, чтоб прокачать раствор от долота до ботинка? 6. Сколько ходов насоса нужно, чтоб прокачать раствор от долота до устья? 7. Сколько ходов насоса нужно, чтоб заглушить скважину? 8. Каково изначальное давление циркуляции? 9. Земельный, А. В. Кустышев, Д. Давление в трубах составляет 50 два бара и скорость насоса составляет 30 ходов за минуту. Что происходит в скважине? А. Гидростатическое давление в скважине превосходит пластовое? (репрессия) Б. Пластовое давление превосходит гидростатическое? (депрессия) В. Скважина сбалансирована? 12. Каково новое очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве, если в скважине циркулирует раствор глушения? 13. Когда в скважину закачивается раствор глушения, высчитайте плотность раствора глушения, который создавал бы коэффициент безопасности семнадцать бар (т.е. давление на забой должно на семнадцать бар превосходить пластовое давление). 42.

43 14. Скважину заглушили (без коэффициента безопасности) и возобновили бурение. Насос выводится на скорость 70 5 ходов за минуту. Давление на стояке составляет двести семь бар, при всем этом, представим, утраты затрубного давления составляют семнадцать бар. Утраты давления в наземной части системы циркуляции. 27. Укажите главную причину вымывания пачки пластового флюида при низкой скорости работы насоса. А. Избежать превышения ограничений при эксплуатации наземного оборудования, а именно, газосепаратора. Чтоб можно было найти очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве Г. Чтоб можно было найти давление насоса при пониженной подаче 16. Какой из последующих причин может вызвать аномально высочайшее давление пластового флюида? (изберите два варианта) А. Буровой раствор на нефтяной базе Б. Сдвиги пластов В. Соляные пласты 17. Почему приток вымывается из скважины на пониженной скорости насоса? (изберите два ответа) А. Неисправности регулятора давления Б. Утечка в трубопроводе В. Низкое давление подготовительной зарядки Г. Неисправен выключатель давления 64. В бурильную колонну была закачана пачка объемом три тыщи девятьсот 70 5 л. и плотностью 1,78 кг/л. После этого закачали еще две тыщи восемьсот шестьдесят л. бурового раствора, объем наземных линий составляет одна тыща 500 девяносто л. Если пачка все еще находится на месте и верхний привод отсоединен (скважину заглушили без коэффициента безопасности), какова длина пустой трубы? 19. На базе данных вопроса 18. Представим, пачка была прокачана при неспешной скорости насоса. По мере закачки пачки, что будет происходить с давлением на забой? А. Давление будет повышаться из-за более тяжеленной плотности раствора пачки Б. Давление будет понижаться из-за эффекта сообщающихся сосудов В. Давление остается фактически постоянным 20. Основываясь на данных вопроса 19, что будет происходить с давлением на забой после того, как в скважину закачали пачку утяжеленного раствора и отсоединили верхний привод? 43.

44 А. Давление возрастет из-за утяжеленного раствора Б. Давление уменьшится из-за эффекта сообщающихся сосудов В. Давление остается фактически постоянным 21. Если текущую плотность раствора увеличивают до 1,49 кг/л, чтоб сделать коэффициент безопасности семнадцать бар. Как может свалиться уровень раствора до того, как пластовое давление в скважине начнет превосходить гидростатическое давление раствора? 22. Поступление газа в скважину при наращивании обычно появляется из-за: А. Утраты эквивалентной плотности циркуляции Б. Понижения скорости вращения бурильного инструмента - об/мин В. Нехороших гидравлических черт долота 23. Если объем вытесняемого бурового раствора при спуске инструмента меньше расчетных объемов, это значит: А. Скважина проявляет Б. Вышло поршневание (свабирование) В. Происходит поглощение раствора Г. Что скважину нужно закрыть как можно быстрее 24. Соотношением меж объемом гидравлической воды, нужной для закрытия и открытия плашечного превентора Б. Соотношением меж зоной (площадью) плашки, подвергающейся давлению скважины, по отношению к зоне (площади) закрытия поршня В. Соотношением меж давлением закрытия и временем закрытия. 17. Если наибольшее рабочее давление плашки составляет 5 тыщ фунтов на кв. дюйм (350 бар) и соотношение закрытия 7:1, какое малое давление на манифольде требуется для закрытия плашки при полном рабочем давлении на устье? А. 50 бар Б. 50 один бар 18. Понизить структурную вязкость раствора Г. Сбавить скорость проходки 25. Очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве следует пересчитывать: А. Наибольшее рабочее давление ПВО В. Очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве Г. Давление смятия ОК и наибольшее рабочее давление ПВО 16. Соотношение закрытия плашечных превенторов является: А. Во всех вышеупомянутых случаях 26. На базе графика, изображенного ниже (давление опрессовки/объем), обусловьте наибольшее расчетное давление, которое может выдержать ботинок (набросок 1). 44.

45 Набросок один График давления опрессовки Плотность раствора 1,32 кг/л Глубина ботинка ОК по стволу две тыщи двести 20 5 м (2012 м по вертикали) 27. При глушении скважины употребляется Способ Бурильщика. При первой циркуляции Вы удерживаете неизменное изначальное давление циркуляции = шестьдесят девять бар. Насос дает течь, но оператор не знает об этой неисправности и продолжает задерживать изначальное давление циркуляции на показателе шестьдесят девять бар Что при всем этом случится с давлением на забой? А. Возрастет Б. Ввиду наличия перелива бурильщик включил 87.88 функцию закрытия трубного плашечного превентора. На пульте дистанционного управления бурильщика следили последующие давления: Статическое давление аккума -207 бар. Статическое давление универсального превентора -35 бар.

Трубу поднимают из скважины без сифона, и скважину не заполняют. Сколько (максимум) целых свеч можно поднять без сифона до того, как скважина начнет проявлять? 2. Гидростатическое давление в скважине превосходит пластовое на двенадцать бар. Трубу подняли из скважины с сифоном, и при всем этом скважину не заполняют. Сколько (максимум) целых свеч можно поднять до того, как скважина начнет проявлять? 3. Какую из последующих операций рекомендуется провести при резком изменении скорости проходки? (один ответ) А. Закрыть скважину и регистрировать характеристики роста давления. Б. Приостановить бурение, поднять инструмент до ботинка ОК и проверить на приток. В. Прирастить скорость насоса и понизить нагрузку на долото. Г. Приостановить бурение и проверить скважину на приток. На базе последующих данных ответьте на вопросы 4-11, употребляется Способ Бурильщика Глубина три тыщи 600 50 восемь м по стволу/по вертикали Ботинок три тыщи 40 восемь м по стволу/по вертикали Плотность раствора 1,54 кг/л Давление в трубах после закрытия 50 два бар Давление в затрубе после закрытия шестьдесят один бар Очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве шестьдесят девять бар Давление при пониженной подаче насоса на 30 х/м Кол-во ходов от устья до долота одна тыща восемьсот Кол-во ходов от долота до ботинка одна тыща семьсот 50 Кол-во ходов от долота до устья бар 46.

47 Через семь тыщ семьсот 50 ходов, насос все еще работает на скорости глушения 30 ходов за минуту. 4. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в БТ? 5. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе? НАЧИНАЕМ 2-ой Шаг Способа БУРИЛЬЩИКА, НАСОС ВЫВОДИТСЯ НА СКОРОСТЬ ГЛУШЕНИЯ 30 ХОДОВ За минуту. 6. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в БТ? 7. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе либо манометр давления на дросселе? ПОСЛЕ ЗАКАЧКИ РАСТВОРА ГЛУШЕНИЯ ЧЕРЕЗ девятьсот ХО- ДОВ НАСОСА, НАСОС РАБОТАЕТ НА СКОРОСТИ 30 ХОДОВ За минуту. 8. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в БТ? 9. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе либо на дросселе? НАСОС РАБОТАЕТ НА СКОРОСТИ ГЛУШЕНИЯ 30 ХОДОВ За минуту, ЧЕРЕЗ девять тыщ четыреста ХОДОВ ЗАКАЧКИ РАСТВОРА ГЛУШЕНИЯ, РАСТВОР ГЛУШЕНИЯ Возникает НА ДРОССЕЛЕ. 10. Какое малое значение должен демонстрировать манометр БТ на этом шаге? 11. Какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе? 12. Способ Бурильщика и Способ Ожидания и Утяжеления в сопоставлении. Какое утверждение правильно (изберите один вариант)? А. Экзаменуемый получает от экзаменатора листы глушения с начальными данными по обозначенной модели. 2. Экзаменуемый в процессе тестового упражнения должен показать способности преодоления последующих осложнений: неисправность превентора (только для бурильщика), полный выход насоса из строя, закупорка одной насадки долота, размыв штуцера, закупорка штуцера. 3. Малое количество баллов, при котором экзаменуемый признаётся сдавшим экзамен - 70 % (без округления) с учётом полного количества баллов по отягощению. 4.

В. Если объем бурильной колонны больше, чем объем открытого ствола, при способе ожидания и утяжеления давление на ботинке может быть более низким. Г. Если объем бурильной колонны меньше, чем объем открытого ствола, при способе Бурильщика давление на ботинке может быть более низким. 13. В пустых клеточках пронумеруйте операции по порядку: А. С открытым дросселем дистанционного управления, оторвать бурильную колонну от забоя так, чтоб не закрыть превентор на замковом соединении. Б. С закрытым дросселем дистанционного управления, оторвать бурильную колонну от забоя так, чтоб не закрыть превентор на замковом соединении. В. Закрыть дроссель. Когда насос вывели на скорость глушения 30 ходов за минуту, какое малое значение должен демонстрировать манометр давления в затрубе? Ответ: бар 4. Используя способ Бурильщика, при первой циркуляции было прокачано раствора одна тыща семьсот ходов насосом. Насос выключили и скважину закрыли. Каково должно быть давление в трубах после закрытия? Ответ: бар 5. Открыть коренную гидравлическую задвижку. Е. Закрыть ручную коренную гидравлическую задвижку. Ж. Выключить насосы. Мягкое закрытие Жесткое закрытие 14. Какой из последующих причин будет оказывать влияние на давление в БТ, когда скважину закрывают при проявлении во время бурения? А. Объем затрубного места вокруг УБТ либо БТ Б. Объем поступившего флюида В. Тип притока Г. Какова плотность бурового раствора глушения? А. г/см Каково изначальное давление циркуляции? А. бар 46. Каково конечное давление циркуляции? А. бар 47. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) во время закрытия скважины? А. бар 48. Объем затрубного места вокруг УБТ либо БТ 48.

49 Б. Объем поступившего флюида В. Тип притока Г. Пластовое давление Д. Все перечисленное выше 16. После закрытия скважины следует следить и регистрировать давления. Значения списывают с манометров давления, которые находятся на: А. Панели управления бурильщика Б. Дроссельном манифольде В. Панели управления дросселем Г. Нагнетательном манифольде Д. Панели управления ПВО 17. При проявлении соленой воды, наибольшее давление в затрубе наблюдается, когда: А. Раствор глушения добивается долота Б. Раствор глушения находится на ботинке В. Скважину закрывают Г. Приток выходит на устье 18. Г. Давления, приобретенные при закрытии скважины, останутся прежними. 28.29 Начальные данные: Плотность бурового раствора ρбр = один кг/л; плотность газа ρфл нуль кг/л; Коэффициент 0,0981 0,1 Отыскать: РЗ -?; РБАШ -?; РКП -? МИГРАЦИЯ ГАЗА 29.30 РАЗДЕЛ восемь Способы ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В ЗАДАНИЯХ ДАННОГО УПРАЖНЕНИЯ СКВАЖИНУ ГЛУШАТ Способом БУРИЛЬЩИКА. Возрастать В. Останется прежним На базе инфы ниже ответьте на вопросы Глубина скважины две тыщи семьсот 40 три м по вертикали и по стволу от стола ротора Глубина установки ботинка одна тыща семьсот шестьдесят восемь м по вертикали и по стволу от стола ротора Плотность раствора 1,44 кг/л Градиент гидроразрыва пласта у ботинка 0,1764 бар/м Скважину закрывают при проявлении: Давление в трубах после закрытия 30 три бар Давление в затрубе после закрытия 40 два бар (объем притока три тыщи восемьсот л.) Уд. объемы затрубного места: УБТ/открытый ствол 15,2 л/м (183 м УБТ) БТ/открытый ствол 20 четыре л/м 19. Каково очень допустимое устьевое давление в затрубном пространстве? (в закрытой скважине) 49.

41 Лист глушения обратная сторона 41.42 1. Какой из последующих причин оказывает влияние на время стабилизации давлений в скважине после закрытия? А. Объем притока Б. Поменяется ли давление на забой? А. Да, возрастет Б. Да, уменьшится В. Нет, не поменяется 3. Возрастет Б. Уменьшится В. Останется прежним 50.

51 РАЗДЕЛ двенадцать ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ На рисунке два представлена композиция блока противовыбросового оборудования. Набросок два Композиция блока противовыбросового оборудования На базе схемы блока противовыбросового оборудования, ответьте на вопросы Можно ли скважину заглушить способом прямой задавки (в лоб), если глухие плашки находятся в закрытом положении? 2. Можно ли использовать Способ Бурильщика для вымывания притока из скважины, если глухие плашки находятся в закрытом положении? 51.

52 3. Представим, что из-за покоробленной прокладки крестовина протекает. Если скважина закрыта, можно ли удержать давление после закрытия? (Если в скважине нет инструмента) 4. Очень допустимое давление блока ПВО определяется на базе: (Один ответ) А. Наибольшего пластового давления Б. Наибольшего внутреннего давления скважины на устье В. Наибольшего внутреннего давления опрессовки 5. При поддержании неизменного давления на забой, можно ли спустить БТ под давлением при закрытой скважине трубными плашками назад на забой? 6. Если инструмент находится в скважине, можно ли поменять глухие плашки на трубные плашки? 7. На заводе корпусы ПВО с расчетным рабочим давлением 5,000 футов на кв. дюйм (350 бар) поперечником тринадцать 5 /8 дюймов подвергаются опрессовке под давлением, которое: А. Равно 100 % номинального расчетного давления Б. Равно 100 50 % номинального расчетного давления В. Равно двести % номинального расчетного давления 8. В описании ПВО, к чему относится черта тринадцать 5 /8 дюймов? А. Сквозное отверстие Б. Наружный поперечник фланца В. Поперечник уплотнительного кольца 9. Из последующего перечня изберите советы API относительно периодичности опрессовки ПВО. (Два ответа) А. После установки и цементажа обсадной колонны Б. Каждые 5 дней В. До начала бурения переходной зоны (со сменой давления) Г. Каждые одна тыща метров 10. На испытательной тумбе, ПВО, обычно, испытывают давлением опрессовки, равным: А. 50% номинального рабочего давления Б. 100% номинального рабочего давления В. 150% номинального рабочего давления 52.

53 11. API советует: на наземных установках гидравлическая станция должна быть способна закрывать универсальные превенторы, поперечником наименее восемнадцать 3 /4 дюймов в течение: А. 30 секунд Б. Шестьдесят секунд В. 40 5 секунд 12. Найдите соответствие маркировки уплотнительных частей и рисунков ниже (набросок 3). Напротив каждой маркировки напишите подобающую буковку (таблица 1). Таблица один Соответствие маркировки уплотнительных частей и рисунков BX R RX Набросок три Уплотнительные элементы 13. Какие фланцы употребляются с данными типами уплотнительных частей? А. Уплотнительный элемент типа R = Фланец Б. Уплотнительный элемент типа RX = Фланец В. Уплотнительный элемент типа BX = Фланец 14. Какие из уплотнительных частей, приведенных выше, приводятся в действие под давлением (обеспечивают герметизацию, усиленную за счет внутреннего давления)? (см. Набросок 3) 53.

54 15. Блок ПВО, смонтированный на колонной головке, проходит опрессовку. Ограничивающим фактором в этом случае является (один ответ) А. Давление разрыва направляющей обсадной колонны и наибольшее рабочее давление ПВО В. Каждую смену Б. Каждые пробуренные 100 50 два м В. Всякий раз при изменении плотности бурового раствора Г. При бурении переходной зоны Д. Какие меры можно сделать, если наблюдается поступление газа в скважину при наращивании? (Изберите два ответа) А. Прирастить плотность раствора Б. Прирастить структурную вязкость раствора В. Все ли трубные плашки сконструированы так, чтоб запираться при собственном полном номинальном рабочем давлении? А. Да Б. Нет 19. Скважину закрывают, газ начинает мигрировать ввысь по стволу скважины. Можем ли мы возвратить показатель давления на забой назад к начальному стабилизировавшемуся значению, если в бурильной колонне установлен оборотный клапан? А. Нет Б. Да 20. В случае превышения какого давления в газосепараторе бурового раствора происходит продув? А. Оборотное давление полосы отвода Б. Наибольшее рабочее давление либо давление гидравлического затвора В. Наибольшее внутреннее давление газосепаратора 21. Коренная гидравлическая задвижка приводится в действие (один ответ): А. Пневматической гидравлической энергией 54.

55 Б. Электронной гидравлической энергией В. Аккумулированной гидравлической энергией (лежащей в аккуме) Г. Пневматической и электронной гидравлической энергией 22. Обусловьте составляющие ПВО Cameron типа «U». В перечне ниже, найдите соответствие компонента и числа и пронумеруйте пустые обозначения на рисунке 4. Соединяющий шток уплотнительных Запорный винт один 9 колец Отверстие для впрыска пластификатора два Промежный фланец 10 Цилиндр для смены плашки три Канавка под уплотнение крышки одиннадцать Поршень для смены плашки четыре Крышка для запорного винта двенадцать Боковое впускное отверстие 5 Манжетное уплотнение рабочего поршня тринадцать Уплотнение крышки 6 Крышка четырнадцать Корпус семь Рабочий цилиндр пятнадцать Плашка в сборе восемь Набросок четыре Превентор плашечный Cameron «U» 55.

56 23. Назовите составляющие универсального превентора Cameron, изображенного на рисунке 5. Быстросъемный верх Порты (каналы) гидравлического открытия Камера открытия Уплотнительный элемент Порты (каналы) гидравлического закрытия Нажимная пластинка Корпус Поршень Набросок 5 Универсальный превентор Cameron типа «D» 24. Назовите основную функцию дренажного (выпускного) отверстия в плашечном превенторе: 56.

57 А. Оно может употребляться как смотровое отверстие, при помощи которого можно найти износ уплотнительных прокладок либо узреть часть штока плашки. Б. Чтоб можно было впрыскивать пластмассовый наполнитель в стопорное кольцо вокруг штока плашки в зону уплотнения. В. Оно предутверждает повышение давления в зоне уплотнения штока плашки, если уплотнение повреждено. Г. Так как он открыт для атмосферного воздуха и давления, он обеспечивает стабильность давления в уплотнениях штока плашки. 25. Во время проведения первой опрессовки вашей программки опрессовки ПВО, практика показала, что плашечные превенторы скорее всего дают течь при низком давлении в скважине, чем при высочайшем. А. Правильно Б. Ошибочно 26. Бурильные трубы в открытом стволе 63,4 л/м. Бурильные трубы в обсадной колонне 67,4 л/м. Насосы. Подача 19,1 л/ход. В. Их следует выбирать зависимо от гидравлической воды, применяемой для закрытия ПВО. 27. Давление закрытия универсального превентора должно быть снижено при спуске обсадной колонны либо гибкой трубы огромного поперечника, чтоб избежать смятия. А. Правильно Б. Ошибочно 28. Обусловьте составляющие глухой/срезной плашки Cameron, изображенной на рисунке 6. Нижняя плашка в сборе Пакер срезающего элемента Верхнее уплотнение Верхняя плашка в сборе Боковой пакер Блок верхней плашки 57.

58 Набросок 6 Глухие/срезные плашки ПВО типа U2 29. Какой из последующих типов ПВО должен быть закрыт до того как можно открыть крышку и удалить верхнюю плашку в сборе? А. Hydril «V» Б. Cameron «U» В. Shaffer «SL» 30. Какая из последующих плашек время от времени просит установки более толстого промежного фланца? А. После окончания первого шага по Способу Бурильщика, сколько ходов будет нужно для того, чтоб заглушить скважину? А Б В Операция глушения возобновляется. Насос выведен на скорость глушения, счетчик ходов обнулен после прокачки 100 ходов наземных линий. Насос работает на скорости 30 ходов за минуту, и уже было вытеснено 50 ходов раствора. Из таблицы два обусловьте малое давление закрытия, нужное для закрытия универсального превентора Shaffer поперечником тринадцать 5 /8 дюйма 5M (350 бар) на ОК поперечником девять 5 /8 дюйма. А. Девятнадцать бар Б. 40 два бар В. Шестьдесят семь бар Г. Герметизировать устье скважины. В. Отводить флюид на неопасное расстояние от рабочей площадки.

Набросок семь Давления закрытия 59.

60 А бар Б бар В бар Г бар 33.Можно ли управлять плашечным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в эталоне API? (Набросок 8) Набросок восемь Манометры на панели пневматического управления ПВО 34. Можно ли управлять универсальным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в эталоне API? (см. Какое малое давление мы должны узреть на манометре давления в трубах? А. Восемьдесят 6 бар Б. Восемьдесят четыре бар В. Можно ли управлять универсальным превентором с данной панели и можно ли его закрыть в течение временных рамок, предусмотренных в эталоне API? (См. Набросок 9) 37. Можно ли управлять хоть каким превентором с головного гидравлического блока управления (см. набросок 9). 60.

61 38. На центральной станции гидравлического управления наземной сборкой ПВО имеется переключатель: «станция/пульт дистанционного управления». Целью этого устройства является: (изберите два ответа). А. Позволить Бурильщику настраивать давление включения/выключения на пневмо- и электронасосах для аккумуляторного блока с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика). Б. Позволить Бурильщику регулировать давление открытия/закрытия плашечных превенторов с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика). В. Позволить Бурильщику настроить давления универсального превентора с панели дистанционного управления ПВО (в кабине бурильщика). Г. В положении «пульт управления» с этой панели можно закрывать только плашечные превенторы. Д. В положении «пульт управления» с этой панели можно закрывать универсальные и плашечные превенторы. 39. Стандартный перепускной клапан (байпас) манифольда на центральной гидравлической установке всегда находится в закрытом положении. Этим клапаном можно управлять с панели дистанционного управления (в кабине бурильщика). Что произойдет, если он открыт? А. Давление аккума пойдет на универсальный превентор. Б. Давление аккума снизится до одна тыща 500 фунтов на кв. дюйм (103 бара). В. Давление аккума пойдет на клапаны переключения (селекторные клапаны, распределительные краны) манифольда. Г. Изолируются плашечные превенторы, может быть, стравится все давление закрытия. 40. Блок наземного ПВО обустроен одним универсальным превентором, 3-мя плашечными превенторами и 2-мя коренными гидравлическими задвижками. Удельные объёмы УБТ в открытом стволе 15,2 л/м. Бурильные трубы в открытом стволе 23,3 л/м. Бурильные трубы в обсадной колонне 24,9 л/м. На базе данных вопроса 40, ответьте, если малое рабочее давление повысится с восемьдесят три бар до 100 два бар, сколько будет нужно баллонов вместимостью 30 восемь л. для хранения применяемого объема, рассчитанного в прошлом вопросе? 42. Регуляторы на блоке управления ПВО можно настроить таким макаром, чтоб аккумуляторное давление подавалось или на сторону открытия, или на сторону закрытия превентора. А. Правильно Б. Ошибочно 61.

62 43. Регулятор давления универсального превентора на блоке управления наземным ПВО можно настроить дистанционно с панели бурильщика при условии, что главный выключатель находится в положении «пульт дистанционного управления»? А. Правильно Б. Ошибочно 44. Если на блоке гидравлического управления ПВО (аккуме), четырехходовой переключающий клапан находится в положении «вверх» либо «по центру», означает: А. Регулируемое входное отверстие для рабочей гидравлической воды будет заблокировано. Оба выходные отверстия будут выпускать жидкость в емкость. Б. Входные и выходные отверстия будут заблокированы. В. Входные и оба выходных отверстия будут выпускать жидкость в емкость. 45. Назовите главные составляющие Наземного блока Гидравлического управления, изображенного на рисунке 10. Аккумуляторный баллон Регулятор давления универсального превентора Трехпозиционные четырехходовые переключающие краны Электронный датчик давления Емкость с гидравлической жидкостью Манометр давления манифольда Пневматические насосы Гидропневматический переключатель давления Переключатель «станция гидравлического управления/пульт дистанционного управления» Перепускной клапан «байпас» манифольда 62.

63 Набросок 10 Наземный Гидравлический блок управления 46. С панели дистанционного управления ПВО нужно открыть коренную гидравлическую задвижку полосы дросселирования. Для открытия требуется совершенно маленькое количество гидравлической воды. Когда бурильщик активирует эту функцию с панели дистанционного управления, меняется цветовая индикация. Конфигурации цвета гласит о том, что пневматический поршень пришел в движение. А. Правильно Б. Ошибочно 47. Насосы аккумуляторного блока должны быть довольно сильными, чтоб закрыть универсальный превентор на бурильной трубе применяемого поперечника плюс открыть коренную гидравлическую задвижку и при всем этом сохранить превышение давления как минимум в четырнадцать бар по сопоставлению с давлением подготовительной зарядки аккума. Все перечисленной выше должно быть осуществлено в течение: А. Один минутки либо меньше Б. Два минут либо меньше В. 5 минут либо меньше 63.

64 48. ПВО закрывают с панели дистанционного управления. Потухает световой сигнал открытого превентора и возникает световая индикация закрытия, но манометры никак не реагируют на эти конфигурации. Обусловьте более возможную причину: А. Четырехходовой клапан не сработал Б. Неисправна световая индикация, может быть, перегорела лампочка В. Утечка в линиях гидравлического управления Г. Заблокированы полосы управления ПВО 49. При открытии плашечного превентора световая индикация на панели управления меняет цвет, но давления аккума и манифольда станции понижаются и вновь не подымаются. Укажите более возможную причину этого явления: А. Четырехходовой клапан не сработал Б. Неисправна световая индикация, может быть, перегорела лампочка В. Утечка в линиях гидравлического управления Г. Заблокированы полосы управления ПВО 50. При управлении плашечным превентором световая индикация не меняет цвет, и манометры давления не регистрируют никаких конфигураций. Укажите более всераспространенную причину этого явления: А. Четырехходовой клапан не сработал Б. Неисправна световая индикация, может быть, перегорела лампочка В. Утечка в линиях гидравлического управления Г. Заблокированы полосы управления ПВО 51. Ни один превентор не работает, но увидено, что давление аккума на панели дистанционного управления равномерно увеличивается. Укажите более возможную причину этого явления: А. Неисправен регулятор давления Б. Неисправен пневматический выключатель давления В. Не сработал четырехходовой клапан Г. Утечка в линиях гидравлического управления 52. Ни один превентор не работает. Регится низкое давление аккума. При всем этом, давления универсального превентора и на манифольде не поменялись. Это вышло из-за (два ответа): А. Чтоб была возможность регулировать дроссель Б. Чтоб свести к минимуму износ дросселя В. Из-за ограниченной способности газосепаратора бурового раствора Г. Из-за ограниченной способности системы чистки бурового раствора 18.

Какое основное предназначение выпускного отверстия (сливного либо спускного отверстия) в плашечных превенторах? А. Выпускное отверстие дает возможность зрительного осмотра штока плашки и должно быть закрыто глухой пробкой меж осмотрами Б. Выпускное отверстие предутверждает протечки через уплотнение штока плашки из скважины в камеру открытия и напротив В. Выпускное отверстие позволяет установить масленку, чтоб обеспечить смазку штока плашки 9. Неисправен регулятор давления Б. Неисправен пневматический выключатель давления В. Четырехходовй клапан не сработал Г. Утечка в гидравлической системе управления 54. Бурильная колонна состоит из БТ 5 дюймов с резьбовыми соединениями NC50, УБТ восемь дюймов со стандартным резьбовым соединением поперечником 6 5 /8 дюймов и муфт двести 20 девять мм со стандартным соединением поперечником семь 5 /8 дюймов. Шаровый кран имеет соединение типа NC50. Изберите два типа переходных соединений, при котором бы шаровый кран можно было подсоединить к хоть какому компоненту бурильной колонны. А. NC 50 Муфта x NC 50 Ниппель Б. NC 50 Ниппель x 6 5 /8 Ниппель В. NC 50 Муфта x 6 5 /8 Ниппель Г. NC 50 Ниппель x семь 5 /8 Ниппель Д. NC 50 Муфта x семь 5 /8 Ниппель 55. Если отводная система (дивертер) вооружена задвижкой на полосы отвода, какой из последующих способов управления системой будет более желаемым? А. Открыть задвижку полосы отвода, закрыть отводное устройство (дивертер) Б. Всегда держать отводную линию открытой, закрыть отводное устройство (дивертер) исключительно в случае проявлений скважины В. Закрыть отводное устройство (дивертер), после этого открыть клапан отводной полосы Г. Нужна автоматическая система, которая будет закрывать отводное устройство (дивертер) и после того, как автоматом открывать линию отвода 56. Какие из последующих устройств отлично делают функцию отводного устройства (дивертера) при спущенной в скважину бурильной колонне? (Изберите два ответа) А. Трубные плашки Б. Универсальный превентор В. Глухие плашки Г. Крутящаяся головка либо крутящийся ПВО Д. Устьевой пакер ПВО 65.

66 57. К 600 50 один Контроль скважин при ГНВП. Практические задания по управлению скважиной: учебное пособие / В. А.

67 59. Найдите соответствие наименования частей и их обозначения на схеме отводного устройства (набросок 13). Уплотнения (выкидной) полосы (полосы оборотного потока) Поддерживающее основание (корпус) Замковые защелки вставного (внутреннего) пакера Канал закрытия пакера отводного устройства (дивертера) (встав- Внутренний ной) пакер Замковые защелки отводного устройства (дивертера) Наружный пакер Набросок тринадцать Девертор 67.

Кустышев, Д. С. Леонтьев Тюмень: ТюмГНГУ, с. ISBN Возможность появления открытого фонтана существует не только лишь конкретно в процессе бурения скважин, да и после ее сдачи в эксплуатацию и, также при выполнении ремонтных работ. При использовании способа Ожидания и Утяжеления, всегда наблюдаются самые низкие характеристики давления на ботинке. 47.48 Б. Если объем бурильной колонны меньше объема открытого ствола скважины, при способе ожидания и утяжеления давление на ботинке может быть более низким. Экзаменуемый может использовать «запас безопасности» во время вымывания пачки пластового флюида, если «запас безопасности» чётко определён в листе глушения. 5. Бурильщик признаётся не сдавшим экзамен, если скважина не закрыта, либо закрыта с работающими насосами. 6. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если приемлемый лист глушения не подготовлен в течение пятнадцать минут после сбора данных по скважине. А. Независимо от избранного метода глушения (способ бурильщика либо способ ожидания и утяжеления) непременно наличие в листе глушения последующих частей рассчета: четкие вычисления: исходного и конечного давлений циркуляции; плотности раствора глушения, обеспечивающей четкое уравновешивание пластового (порового) давления либо имеющей значение, в каком учтён припас безопасности; правильные график глушения либо пошаговая таблица 3. 68.

69 Б. По требованию экзаменуемого могут быть дополнительно предоставлены 5 минут для исправления ошибок, увиденных самим экзаменуемым до представления заполненного листа глушения экзаменатору для проверки. 7. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если произошёл гидроразрыв пласта; при всем этом тест прекращается, кроме случаев, когда это отягощение вышло не по вине (из-за деяния либо бездействия) самого Супервайзера. 8. Супервайзер признаётся не сдавшим экзамен, если совокупный объём дополнительных пачек, поступивших в скважину при выполнении теста (шаги 8-10 либо 11) превосходит одна тыща двести восемьдесят л. (8 баррелей) в забойных критериях. Таблица три ТРЕБОВАНИЯ К Способностям ЭКЗАМЕНУЕМЫХ 3. Подготовка к бурению Регистрировать давление циркуляции при глушении по указаниям супервайзера либо по личной инициативе бурильщика. БУРИЛЬЩИК СУПЕРВАЙЗЕР 1. Предварительные работы на буровой Настройка манифольда стояка. Настройка штуцерного манифольда. Настройка пульта управ- Находится вне буровой ления ПВО, проверка показаний манометров аккумов 1. Проверка опции оборудования: штуцерного манифольда, пульта управления ПВО и коренными задвижками, показаний манометров. 2. Настройка штуцера (дросселя). 2. Аннотации О нужных процедурах герметизации устья скважины, положении ПВО, коренных задвижек и штуцера. Предпосылки выбора процедуры герметизации. Принятие нужных мер в случае ненормальностей при бурении и ГНВП. 3. Инструктаж бурильщика о регистрации давления циркуляции при глушении Супервайзер должен востребовать измерить как минимум давления циркуляции для 2-ух скоростей работы при глушении для обоих насосов. 69.

70 БУРИЛЬЩИК 4. Настройка сигнализации Установка сигнализации по сгустку, выходящему из скважины. Установка сигнализации уровня приемной ёмкости (может быть выполнено при помощи супервайзера). 5. Ненормальности при проходке Найти ненормальности при проходке, сделать правильные деяния в согласовании с ранее данными указаниями супервайзера. Переустановить датчик сигнализации потока. 6. Обнаружение проявления Выполнение правильных действий перед закрытием скважины. Закрытие скважины должно производиться стремительно и верно в согласовании с указаниями супервайзера. Немедля доложить супервайзеру. Если скважина не была закрыта, экзамен считается не сданным. Отягощение 5 - отказ ПВО Найти, что превентор негерметичен. Использовать другой превентор и доложить Супервайзеру. 7. Сбор нужных данных по проявлению Регистрация значений давлений при закрытии скважины. Регистрация приращения объёма в приёмной ёмкости. 8. Поддержание нужного забойного давления Поддерживать нужные давле- СУПЕРВАЙЗЕР 4. Проверка опции сигнализации Сказать бурильщику данные по настройке. Проверка точности установки сигнализации бурильщиком. Находится вне буровой Находится вне буровой 5. Сбор начальных данных по ГНВП от бурильщика и их личная проверка Получить данные для наполнения листа глушения: глубину скважины, устьевое давление в бурильной колонне (БК) при закрытии скважины, устьевое давление в кольцевом пространстве (КП) при закрытии скважины, объем притока; перепроверить их лично. 6. Поддержание нужного забойного давления Дать аннотации бурильщику сле- 70.

71 БУРИЛЬЩИК ния на устье и докладывать супервайзеру, независимо от того, получены ли на этот счет указания от супервайзера 9. Начало процедуры глушения Настройка циркуляционной системы. Пуск насоса по указаниям супервайзера и во содействии с ним (информировать супервайзера после каждого ускорения на 5 ход/мин). Доложить супервайзеру о достижении насосом режима глушения. Отягощение один - Полный отказ насоса Доложить супервайзеру. Бурильщик должен быть первым, кто увидит неисправность СУПЕРВАЙЗЕР дить за переменами давления на обоих манометрах во избежание поглощения под ботинком колонны (превышения очень допустимого устьевого давления в КП). Составить приемлемый лист глушения. Если составление листа глушения заняло более пятнадцать минут (без учёта того, подходящ он либо нет), экзамен считается не сданным. 7. Аннотации бурильщику по управлению скважиной Способ глушения, его обоснование и особые указания. Изготовление раствора глушения. Процедура пуска насоса. Поддержание неизменного режима работы насоса при глушении. Наблюдение за уровнем в приёмной емкости в процессе глушения. «Регистрация устьевых давлений в БК и КП с данной периодичностью. Установить счётчики ходов насоса на ноль и записать время начала глушения. 8. Процедура глушения Проверить готовность циркуляционной системы. Пуск насоса во содействии с бурилыциком. Поддержание нужного давления в КП при запуске насоса. Учёт запаздывания показания манометра на стояке от момента регулирования штуцера (поправка на задержку времени). Отягощение один - Полный отказ насоса Принять нужные меры. Реакция супервайзера должна быть довольно резвой, что- 71.

72 БУРИЛЬЩИК насоса! Перенастройка насосов. Возобновить операции глушения во содействии с супервайзером. Отягощение два - Закупорка одной насадки долота Распознать неожиданное изменение давления на насосе и информировать супервайзера, если изменение давления не было найдено супервайзером. Приостановить насос по указанию супервайзера и возобновить операции глушения во содействии с супервайзером. Отягощение три - Размыв штуцера Приостановить насос и закрыть задвижку на дроссельной полосы по указанию супервайзера и выполнить настройку другого штуцера в согласовании с приобретенным указанием. Возобновить операции глушения во содействии с супервайзером. Отягощение четыре - Закупорка штуцера Приостановить насос по указанию супервайзера и выполнить настройку другого штуцера в согласовании с приобретенным указанием. Возобновить операции глушения во содействии с супервайзером. 10. Контроль за циркуляцией Поддерживать неизменный режим ДЛЯ Способа БУРИЛЬЩИКА 70 два СУПЕРВАЙЗЕР бы не дать забойному давлению свалиться ниже пластового и не получить дополнительный приток более одна тыща двести восемьдесят л. Дать нужные указания и возобновить операции глушения во содействии с бурильщиком. Отягощение два - Закупорка одной насадки долота Найти отягощение и принять нужные меры: супервайзер должен приостановить циркуляцию и проанализировать ситуацию. Дать нужные указания и возобновить операции глушения во содействии с бурильщиком. Отягощение три - Размыв штуцера Найти отягощение и принять нужные меры (чтоб не дать забойному давлению свалиться ниже трастового и не получить дополнительный приток более 1280л): Супервайзер должен приостановить циркуляцию и проанализировать ситуацию. Дать нужные указания и возобновить операции глушения во содействии с бурильщиком. Отягощение четыре - Закупорка штуцера Найти отягощение и принять нужные меры: супервайзер должен приостановить циркуляцию и проанализировать ситуацию. Дать нужные указания и возобновить операции глушения во содействии с бурильщиком. 9. Поддержание данного забойного давления до и во время.

73 БУРИЛЬЩИК работы насоса, записывать давления и смотреть за уровнем в приёмной емкости. Часто докладывать супервайзеру о режиме работы насоса, устьевых давлениях, совершённом числе ходов насоса и уровне в приёмной емкости. Вовремя создавать перенастройку штуцерного манифольда для направления пластового флюида в согласовании с аннотацией компании. 11. После выхода первичной пачки пластового флюида из скважины По команде супервайзера приостановить насос при герметизации скважины путём закрытия штуцера. Доложить супервайзеру об остановке насоса. СУПЕРВАЙЗЕР выхода первичной пачки пластового флюида Поддерживать правильное забойное давление до и во время выхода первичной пачки пластового флюида прямо до возникновения незапятнанного бурового раствора на выходе (чтоб не дать забойному давлению свалиться ниже пластового и не получить дополнительный приток более одна тыща двести восемьдесят л). 10. После выхода первичной пачки пластового флюида из скважины Перед герметизацией скважины путём закрытия штуцера обеспечить стабилизацию давления в БК на уровне исходного давления циркуляции. Дать команду приостановить насос, в процессе остановки насоса во содействии с бурильщиком поддерживать данное забойное давление. Проверить давления, разъяснить показания манометров и найти разницу меж забойным и пластовым давлениями. Разъяснить, как продолжать циркуляцию с учётом признаков неполноты удаления газа. 11. Суммарный объём дополнительных притоков Запросить у экзаменатора сведения о суммарном объёме дополнительных притоков. Если совокупный объём дополнительных пачек, поступивших в скважину при выполнении глушения (шаги 8, 9, 10) превосходит одна тыща двести восемьдесят л. (8 баррелей) в забойных критериях, экзамен признаётся не сданным. 73.

74 БУРИЛЬЩИК СУПЕРВАЙЗЕР ДЛЯ Способа ОЖИДАНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ 12. Контроль за циркуляцией Поддерживать неизменный режим работы насоса, записывать давления и смотреть за уровнем в приёмной емкости. Часто докладывать супервайзеру о режиме работы насоса, совершённом числе ходов насоса и уровне в приёмной емкости. 13. Когда раствор глушения достигнул долота Доложить супервайзеру, что достигнуто конечное давление циркуляции. 14. После выхода газа из скважины По команде супервайзера приостановить насос при герметизации скважины. Доложить супервайзеру об остановке насоса. 12. Поддержание данного давления на стояке Поддерживать правильное забойное давление в согласовании с графиком либо таблицей для давления на стояке при закачке бурового раствора глушения до долота (чтоб не дать забойному давлению свалиться ниже пластового и не получить дополнительный приток более одна тыща двести восемьдесят л). 13. Когда раствор глушения достигнул долота Поддерживать неизменное забойное давление во время закачки раствора глушения в КП, обеспечивая стабилизацию устьевого давления в БК на уровне конечного давления циркуляции, до удаления начальных пачек пластового флюида. Перед герметизацией скважины путём закрытия штуцера обеспечить табилизацию давления в БК на уровне конечного давления циркуляции. 14. После удаления начальных пачек пластового флюида Загерметизировать скважину во содействии с бурильщиком, поддерживая забойное давление неизменным. Закрыть штуцер при данном забойном давлении. Проверить давления, разъяснить показания манометров и найти разницу меж забойным и пластовым давлениями. 15. Суммарный объём дополнительных притоков Запросить у экзаменатора сведения о суммарном объёме дополнительных притоков. Если совокупный объём дополнительных пачек, поступивших в скважину при выполнении глушения (шаги 8, 12, 13, 14), превосходит одна тыща двести восемьдесят л. (8 баррелей) в забойных критериях, экзамен признаётся не сданным. 74.

75 РАЗДЕЛ четырнадцать ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ СКВА- ЖИНОЙ. КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ 1. Какое давление следует использовать для определения номинального рабочего давления плашечного превентора, который должен быть установлен на скважине? А. Очень допустимое давление в штуцерной полосы В. Очень допустимое давление на устье в кольцевом пространств С. Очень допустимое забойное давление D. Очень допустимое гидростатическое давление бурового раствора Е. Очень допустимое поровое давление F. Очень допустимое давление на устье Используя конфигурацию сборки превенторов, показанную на рисунке четырнадцать ниже, ответьте на последующие 6 вопросов, сделав отметку в ячейке с ответом ДА либо НЕТ. (Вопросы основаны на том, какие работы может быть на физическом уровне выполнить, и не отражают опыт полевых работ либо методику работ какойлибо компании). 75.

76 Набросок четырнадцать - Конфигурацию сборки превенторов 2. Можно ли убрать течь фланца крестовины при закрытии скважины под давлением со спущенным в скважину бурильным инвентарем поперечником 5 дюймов? А. Да Б. Нет 76.

77 3. При закрытой скважине, находящейся под давлением, и отсутствии в ней бурильного инструмента, можно ли поменять плашки поперечником 3-1/2 дюйма на плашки поперечником 5 дюймов? А. Да Б. Нет 4. При закрытии скважины под давлением с внедрением плашек поперечником 3-1/2 дюйма при спущенном в скважину бурильном инструменте поперечником 3-1/2 дюйма и наличии предохранительного (оборотного) клапана в колонне, можно ли поменять плашки поперечником 5 дюймов на плашки других размеров? А. Да Б. Нет 5. При закрытии скважины под давлением с внедрением трубных плашек поперечником 5 дюймов, можно ли поменять глухие плашки на трубные плашки поперечником 5 дюймов? А. Да Б. Нет 6. При закрытии скважины под давлением трубными плашками поперечником 5 дюймов можно ли поменять уплотнительный элемент универсального превентора? А. Да Б. Нет 7. При закрытии скважины под давлением трубными плашками поперечником 5 дюймов можно ли поменять задвижку на штуцерной полосы? А. Да Б. Нет 8.65 53. Ни один превентор не работает, но увидено, что давление аккума снизилось, а давление манифольда повысилось. Укажите более возможную причину этого явления: А. Во время плановой опрессовки было увидено, что через выпускное (сливное/спускное) отверстие одной из крышек противовыбросового превентора вытекает жидкость. Какое действие следует сделать? 77.

78 А. Установите аварийную сальниковую набивку. Если течь закончится, оставьте ее до последующего планового профилактического ремонта. Б. Первичное уплотнение штока плашки пропускает, примите меры предосторожности в отношении скважины и немедля поменяйте его. В. Если уплотнительный элемент вала первичного плашечного превентора протекает, обезопасьте скважину и немедля поменяйте его. Г. Выпускное отверстие только держит под контролем уплотнения камеры закрытия, оставьте его в таком состоянии до последующего планового профилактического ремонта. Д. Течь в этом случае является обычным явлением, потому что уплотнительная поверхность 2-ух металлов в крышке должна быть малость смазанной для уменьшения повреждения. 10. Большая часть стандартных контактных уплотнительных частей плашечных превенторов находятся меж железными пластинами. Каковы главные предпосылки внедрения конструкции такового типа? А, Для обеспечения уплотнения меж соприкасающимися металлическими поверхностями деталей Б. Для защиты резинового уплотнительного элемента в процессе буровых работ В. Для предотвращения выступания верхней и нижней частей уплотнителя после закрытия плашек 11. Планируется большой комплекс каротажных работ при ограниченном значении превышения забойного давления над пластовым. Какое мероприятие обеспечит самую большую безопасность? А. Не требуется никаких особых мероприятий и оборудования Б. Набор срезных/глухих плашек заменяется комплектом трубных плашек В. Нужно установить и опрессовать правильные плашки для райзера/лубрикатор 12. Какое основное назначение глухого / срезного плашечного превентора? А. Для срезания таких трубных частей, как бурильные трубы, без герметичного закрытия скважины Б. Для срезания таких трубных частей, как бурильные трубы, с одновременной герметизацией устья скважины В. Для герметичного закрытия скважины при наличии утяжеленных бурильных труб (УБТ) в скважине 13. Какое из последующих утверждений об универсальных превенторах правильно? (ТРИ ОТВЕТА) 78.

79 А. Они являются средством вторичного управления скважиной Б. Им может потребоваться различное гидравлическое давление закрытия в I согласовании с выполняемой задачей В. Они допускают возвратно-поступательное либо вращательное движение бурильной колонны, обеспечивая герметизацию и сохранение давления в скважине Г. Они не позволяют пропускать бурильные замки Д. Каково конечное давление циркуляции, когда раствор глушения добивается долота? А. бар 9. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) после окончания цикла циркуляции раствора глушения? А. бар 10. Каково понижение давления в бурильных трубах на 100 ходов насоса при закачивании раствора глушения до долота? А. бар 11. Какое время требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота? А. мин 24. Какое давление можно высчитать, зная давление закрытия в бурильных трубах при закрытии скважины? А. Давление гидроразрыва пласта. Б. Пластовое давление. Б. Все задвижки открыты. В. Гидравлические задвижки закрыты, а ручные задвижки открыты. Г. Оба типа задвижек закрыты на полосы глушения и открыты на дроссельной полосы. Д. Ручные задвижки закрыты, а гидравлические задвижки открыты. 16. Сборка наземного ПВО состоит из последующих компонент: Три плашечных превентора, 13-5/8 дюймов, с номинальным рабочим давлением 600 девяносто бар (10000 Фунт/кв.дюйм). Один универсальный превентор, 13-5/8 дюймов, с номинальным рабочим давлением триста 40 5 бар (5000 Фунт/кв.дюйм). После ГНВП скважина была закрыта с внедрением универсального превентора при спущенном в скважину бурильном инструменте 5 дюймов. Давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины стабилизировалось на уровне шестьдесят девять бар (1000 Фунт/кв.дюйм). На рисунке пятнадцать представлен график, иллюстрирующий зависимость давления закрытия от давления в скважине, рекомендуемую изготовителем. Воспользуйтесь этим графиком чтоб избрать из приведенных ниже вариантов верный спектр давления закрытия универсального превентора. 79.

80 Набросок пятнадцать График, иллюстрирующий зависимость давления закрытия от давления в скважине А бар Б. 30 5 бар В бар Г бар 17. Какое кольцевое уплотнение из приведенных ниже обеспечивает герметизацию, усиленную за счёт внутреннего давления? А. Тип ВХ Б. Тип R восьмигранное В. Тип R округлое 18. Каково основное предназначение дивертера? А. Создавать достаточное противодавление чтоб закончить приток пластового флюида в скважину. Б. Восемьдесят семь бар 58.59 Сферический поперечник (дюймы) * Гидравлические давления закрытия на обсадной колонне Давление в скважине (бар) Поперечник обсадной колонны (дюймы) Таблица /8 восемь 5 /8 девять 5 / / / / / / / / / /8 207/ * сферические размеры, не вышеперечисленные, не требуют регулировки давления при закрытии на обсадной колонне 32. Универсальный превентор Hydril типа GL поперечником шестнадцать 3 /4 дюйма 5M (350 бар) закрывают при проявлении скважины с устьевым давлением в затрубе 100 30 восемь бар и трубой поперечником 6 5 /8 дюйма в скважине. Используя набросок 7, обусловьте малое давление закрытия, при котором можем загерметизировать скважину. Г. Действовать в качестве запасной системы в случае отказа трубного плашечного превентора. 19. Что происходит, когда дивертер запирается?, А. Клапан на отводе раскрывается и потом превентор запирается. 80.

81 Б. Превентор запирается и потом клапан на отводе раскрывается. В. Превентор и клапан на отводе запираются в одно и то же время. 20. На буровой имеется только один вставной превентор с соединениями ниппель/муфта NC38 (3-1/2 дюйма IF). Бурильная колонна состоит из бурильных труб 3-1/2 дюйма IF (NC38), 2-7/8 дюйма IF (NC31). Какой переводник должен быть на рабочей площадке при СПО? А. Муфта NC46 (4 IF, 100 два мм) х ниппель NC38 (3-1/2 IF восемьдесят девять mm). Б. Муфта NC40 (4 IF 100 два мм) х ниппель NC 20 6 (2-3/8" IF, шестьдесят mm). В. Муфта NC31 (2-7/8' IF, 70 три мм) х ниппель NC38 (3-1/2 IF, восемьдесят девять mm). Г. Муфта NC38 (3-1/2 IF, восемьдесят девять mm) х Ниппель NC31 (2-7/8" IF, 70 три мм) 21. Скважина начала проявлять и была закрыта в тот момент, когда долото находилось на расстоянии 30 5 свеч от забоя. Полнопроходный шаровой кран был установлен на верхнюю бурильную трубу и закрыт. Какое оборудование требуется, в каком положении должны быть клапаны и как должно это оборудование собираться в сборку бурильной колонны для того чтоб неопасно вести спуск колонны до забоя скважины под давлением при условии, что в колонне отсутствуют наддолотный переводник с оборотным клапаном и разъединительный переводник? А. Шаровой кран под ведущей трубой в открытом положении. Б. Скважинный противовыбросовый превентор и на сто процентов открывающийся предохранительный клапан (шаровой кран), установленный на муфте верхнего замка в закрытом положении. В. Шаровой кран под ведущей трубой в закрытом положении. Г. На сто процентов открывающийся предохранительный шаровой кран в открытом положении и скважинный противовыбросовый превентор, который устанавливается сверху бурильной колонны. Д. Вставной превентор над закрытым поворотным краном ведущей трубы. 22. Какое утверждение из перечисленных ниже является корректным по отношению к вставному противовыбросовому устройству? А. Он может быть открыт либо закрыт методом поворота ключа с ручкой Б. Он просит установки двухмуфтового переводника в бурильной колонне В. Будучи установленным в бурильной колонне, он позволяет вести оборотную циркуляцию Г. Он раскрывается буровым веществом, закачиваемым в бурильную колонну 81.

82 23. В каких перечисленных ниже ситуациях внедрение наддолотного оборотного клапана в бурильной колонне является преимуществом? А. Для уменьшения пульсаций давления Б. Для предупреждения сифона во время СПО либо наращивания В. Для обеспечения способности оборотной циркуляции Г. Для определения устьевого давления в бурильных трубах после обнаружения ГНВП 24. Если в бурильной колонне установлен наддолотный клапан (оборотный клапан), то вероятна ли оборотная циркуляция? А. Да Б. Нет 25. Почему большая часть штуцерных манифольдов оснащаются 2-мя штуцерами? А. Для направления выходящего бурового раствора с газом в сепаратор. Б. Для направления выходящего бурового раствора в отстойники. В. Для направления выходящих углеводородов на факел. Г. Для обеспечения наличия запасного штуцера в случае появления препядствия с действующим штуцером. 26. Некие модели газосепараторов снабжены петлеобразной линией для воплощения циркуляции незапятнанного бурового раствора (вокруг ввода в газосепаратор, показанного на рис. 16) в процессе вымывания пластового флюида при ГНВП. Набросок шестнадцать Модель газосепаратора 82.

83 Укажите главную причину таковой особенности этих моделей. А. Чтоб обеспечить наполнение гидрозатвора незапятнанным (незагрязнённым) буровым веществом в процессе вымывания пластового флюида. Б. Чтоб замещать жидкость в гидрозатворе каждые двенадцать часов. В. Чтоб повысить эффективность разделения в газосепараторе. Г. Чтоб заполнять сепаратор лёгкой жидкостью для увеличения эффективности работы сепаратора. 27. Сепаратор, показанный на рисунке 17, имеет последующие размеры: Н1 - высота корпуса = 10 м. Н2 - высота трубы гидрозатвора = 5 м. НЗ - высота выпускной полосы в вышке = 40 6 м. Плотность бурового раствора 1,38 г/смз. Представите, что пластовый флюид содержит конденсат и флюид на выходе из скважины имеет градиент 0,068 бар/м. дюйм х фут. Набросок семнадцать Сепаратор 83.

84 Высчитайте наибольшее действующее давление. А. 3,13 бар Б. 0,68 бар В. 0,34 бар 28. Некие модели газосепараторов снабжены петлеобразной линией для дополнительного ввода незапятнанного бурового раствора в газосепаратор в процессе вымывания пластового флюида. Откуда должен поступать этот буровой раствор чтоб сохранить возможность держать под контролем уровень раствора в приёмной емкости? А. Из приёмной ёмкости Б. Из ёмкости для утяжелённого раствора для предупреждения сифона В. Способ Бурильщика. 30 6 Раздел 10. Способы глушения скважины. Способ Ожидания и Утяжеления. 30 девять Раздел 11. Для предупреждения нарушения гидрозатвора, в итоге чего газ может попасть в зону вибросит. Б. Для определения количества отводимого газа. В. Для обнаружения закупорки отводной полосы. 30. Какова принятая область внедрения вакуумного дегазатора? А. Он употребляется в качестве запасного оборудования в случае неисправности вертикального газосепаратора. Б. Он употребляется в главном для отделения газа от жидкостей во время тесты пластов. В. Он должен употребляться для удаления газа из бурового раствора в процессе бурения, циркуляции либо глушения скважины. Г. Он употребляется только для вымывания газовой пачки из скважины. 31. Как надо опрессовывать ручные и гидравлические задвижки полосы глушения превентора? А. Со стороны скважины; при снятом оборотном клапане и открытой полосы глушения. Б. Со стороны скважины; при установленном оборотном клапане. В. Со стороны насоса; при снятом оборотном клапане, но так, чтоб можно было стравливать давление. Г. Со стороны насоса; так как оборотный клапан стоит далее от ПВО, чем задвижки, он мешает найти неисправную задвижку, если они опрессовываются со стороны скважины. 84.

85 32. Когда лучше использовать испытательное устройство манжетного типа, по сопоставлению с испытательной пробкой? А. Для опрессовки сборки ПВО без приложения лишнего давления к колонной головке и обсадной колонне. Б. Для опрессовки в один приём колонной головки, боковых отводов и уплотнительных частей обсадной колонны. В. Индифферентно, они взаимозаменяемы. 33. Какое обычное рабочее положение З-позиционных/4-ходовых кранов гидравлической станции управления ПВО при бурении с наземной сборкой ПВО. А. Все краны находятся в нейтральном положении (заблокированы). Б. Семнадцать бар В. Одиннадцать бар 27.28 13. Г. Все краны находятся в закрытом положении. 34. Каковы главные цели хранения воды под давлением в сосудах (баллонах) аккума гидравлической станции управления ПВО. (ДВА ОТВЕТА) А. Для дистанционного управления штуцером Б. Для уменьшения времени закрытия компонент ПВО В. Для управления задвижкой полосы глушения. Г. Для способности закрытия ПВО в случае аварийного отключения электроэнергии. Д. Для подмены рабочей воды при еженедельной опрессовке ПВО 35. Какие из последующих компонент ПВО срабатывают при передаче давления от манифольда станции управления? (ДВА ОТВЕТА) А. Плашечный превентор Б. Универсальный превентор В. Все составляющие ПВО Г. Гидравлически управляемые задвижки штуцерной полосы и полосы глушения 36. На рисунке восемнадцать дана схема гидравлического управления ПВО. 85.

86 Набросок восемнадцать Схема гидравлического управления ПВО Изберите из приведенных ниже вариантов верный список кранов, которые должны быть открыты в процессе бурения. А. Краны; 2, 3, 4, 7, 9, 10, 12, 13, 15, 16, восемнадцать Б. Краны; 1, 2, 4, 7, 8, 9, 11, 12, 14, 16, восемнадцать В. Краны; 1,3, 5, 7, 8, 10, одиннадцать 14, 15, 17, восемнадцать Г. Краны; 2, 3, 7, 8, 11, 13, 14, 16, 17, Если манометр давления воздуха на пульте дистанционного управления, действующем с внедрением воздуха, указывает ноль, то какое из ниже перечисленных утверждений является верным? А. С основного пульта дистанционного управления все еще можно управлять универсальным превентором. Б. Никакими компонентами ПВО нельзя управлять с основного пульта дистанционного управления. В. С основного пульта дистанционного управления все еще можно управлять задвижками штуцерной полосы и полосы глушения. Г. С основного пульта дистанционного управления можно управлять всеми компонентами ПВО. 38. Почему главный кран установлен на пульте дистанционного управления бурильщика на рабочей площадке буровой? А. Для включения индикаторных лампочек открытия либо закрытия. Б. Для того чтоб гарантировать, что все составляющие сборки ПВО приводятся в действие с пульта дистанционного управления бурильщика «по правилу 2-ух рук». 86.

87 В. Для регулирования давления закрытия трубных плашек. Г. Для включения электроэнергии к насосам системы подзарядки станции управления. 39. С учётом данных ниже значений объема сколько рабочей воды будет нужно для выполнения последующих действий (без учета коэффициента припаса)? Действие: Закрыть, потом открыть Оборудование: Один универсальный превентор Два трубных плашечных превентора Объемы: Универсальный превентор: девяносто три л. для закрытия. 100 70 л. для открытия Трубный плашечный превентор: девяносто 5 л. для закрытия. Восемьдесят три л. для открытия А. Триста шестьдесят л.. Б. Хоть какое из показаний либо их композиция могут указывать на деяния, которые нужно сделать. Приводятся варианты ответа для выбора. Давления на устье в КП и/либо бурильных трубах потребуют сделать надлежащие деяния, если: давления в КП и/либо в трубах, данные в вопросе, ниже ожидаемых давлений, либо давления в КП и/либо в трубах, данные в вопросе, выше ожидаемых давлений на 5 бар либо более. Сокращения л/м литр на метр л/мин литр за минуту л/ход литр за ход м метр м/час метров в час м/мин метров за минуту КП кольцевое место ИПП испытание пласта на поглощение МДУДКП очень допустимое устьевое давление в КП кг/л кг на литр бар единица давления, равная 10 кпа бар/м бар в метр бар/час бар в час ДКПЗС давление на устье в КР при закрытии скважины ДБТЗС давление на устье в бурильных трубах при закрытии скважины ход/мин ходов за минуту ГСВ глубина скважины (либо интервала) по вертикали 0,0981 неизменный коэффициент 7. Будут ли действовать функции закрытия и открытия на пульте дистанционного управления поверхностной сборкой ПВО, если не включён главный кран? А. Ошибочно Б. Правильно 42. При закрытии плашек верхнего превентора с пульта дистанционного управления бурильщика на рабочей площадке буровой зеленоватая индикаторная лампочка погасла, а красноватая лампочка не загорелась. Манометры проявили уменьшение давления в аккуме и манифольде, потом значения давления возвратились к обычным величинам. Почему это вышло? А. Плашки не закрылись Б. Имеет место неисправность в электроцепи с лампочками В. Имеет место утечка в гидравлической системе Г. З-позиционные / 4-ходовые краны гидравлической станции управления ПВО не работают. 43. Найдя ненормальности в процессе бурения, бурильщик проверил скважину на перелив. Уменьшится В. Останется прежним 45.46 РАЗДЕЛ одиннадцать ПРИНЦИПЫ И ПРОЦЕДУРЫ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ На базе последующей инфы ответьте на вопросы один и 2: Уд. внутр. объем БТ 9,3 л/м Уд. объем металла БТ 3,9 л/м Уд. внутр. объем обсадных труб 30 восемь л/м Текущая плотность раствора 1,54 кг/л Глубина по стволу/вертикали три тыщи 500 девяносто семь м Длина свечки 28,7 м 1. Гидростатическое давление в скважине превосходит пластовое на 6 бар.

Триста 70 два бар Г. Триста 50 бар 2. Какое значение из приведенных ниже обычно принимают в качестве градиента обычного порового давления? А. 0,095 бар/м Б. 0,1 бар/м В. 0,105 бар/м Г. 0,115 бар/м 3. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в универсальном превенторе» В. Утечка в гидравлической полосы к верхнему трубному плашечному превентору Г. Селекторный клапан заклинен в положении «открыто» Д. Закупорка полосы к верхнему трубному плашечному превентору 44. При проявлении бурильщик закрыл скважину при помощи универсального превентора с пульта дистанционного управления. При отслеживании конфигурации устьевых давлений в бурильных трубах и кольцевом пространстве было отмечено, что давление в кольцевом пространстве стремительно возрастает и приближается к номинальному рабочему давлению универсального превентора. Бурильщик включил функцию закрытия трубного плашечного превентора чтоб спасти универсальный превентор. На пульте дистанционного управления бурильщика следили последующие давления: Статическое давление аккума: двести семь бар. Статическое давление универсального превентора: 100 три бар. Индикаторная лампочка универсального превентора постоянно остаётся красноватой. Давление в манифольде резко свалилось до нуля. На какие неисправности указывают эти давления? А. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в универсальном превенторе» Б. Утечка в гидравлической полосы к верхнему трубному плашечному превентору В. Селекторный клапан заклинен в положении «открыто» Г. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в манифольде» Д. Закупорка полосы к верхнему трубному плашечному превентору 45. Бурильщик перевёл ручку для плашечного превентора на пульте дистанционного управления наземной сборки ПВО в положение «Закрыто», а потом увидел, что давление в манифольде станции продолжает падать и не подымается. В чём причина? 88.

89 А. Имеется утечка в гидравлической полосы Б. Произошла закупорка полосы закрытия ПВО В. Неисправна индикаторная лампочка Г. Неисправен З-позиционный/4-ходовой кран на станции управления 46. Приборы на пульте бурильщика дистанционного управления ПВО употребляются для наблюдения за состоянием станции управления наземной сборкой ПВО в процессе бурения. На рисунке девятнадцать показано сочетание показаний манометров с происшедшими переменами (управление сборкой ПВО не осуществляется и насос с электроприводом не работает). Набросок девятнадцать Сочетание показаний манометров с происшедшими переменами Какова вероятная причина такового конфигурации? А. Все правильно Б. Утечка в гидравлической полосы, универсального превентора В. Неувязка с пневматическим редукционным и регулирующим краном универсального превентора Г. Неувязка с насосом для подзарядки аккума 89.

90 РАЗДЕЛ пятнадцать ПРИНЦИПЫ И ПРОЦЕДУРЫ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ. КОНТРОЛЬНОЕ УПРАЖНЕНИЕ 1. Скважина пробурена до глубины две тыщи 500 м по вертикали. Плотность бурового раствора составляет 1,5 кг/л. Каким должно быть забойное давление, если давление на устье при закрытом превенторе составляет 40 бар? А. Четыреста восемь бар Б. Триста 20 восемь бар В. Давление в манифольде резко свалилось до нуля. На какие неисправности указывают эти давления? А. Неисправность «клапана, уменьшающего и регулирующего давление в манифольде» Б.8 1. Гидростатическое давление, бар Плотность флюида кг/м ГСВ м (2.1) 2. Градиент давления, бар/м Плотность флюида кг/м (2.2) 3. Аномальное пластовое давление. 22. Изберите два условия либо деяния, которые могут вызвать свабирование: А) Понижение скорости насоса Б) Очень резвый подъем трубы В) Ускорение насоса Г) Закупоренное долото либо стабилизаторы 23. Сколько раствора будет нужно для наполнения скважины, если шестнадцать свеч 5 дюймовой трубы поднято из скважины без сифона. Объем трубы составляет 9,3 л/м, объем металла четыре л/м, плотность раствора составляет 1,32 кг/л, длина свечки 27,4 м, объем обсадной колонны 30 восемь л/м. Лишнее давление, которое необходимо приложить, для того чтоб вызвать поглощение в пласт с обычным пластовым давлением. 4. Что является ПЕРВИЧНЫМ средством предотвращения ГНВП? А. Внедрение превенторов для закрытия переливающей скважины. Б. Внедрение устройств для измерения объема приемной емкости и расходомера на желобе для определения притока пластового флюида. В. Внедрение гидростатического давления бурового раствора для уравновешивания давления пластового флюида. Г. Давление прокачки при пониженной скорости насоса, использующееся в процессе глушения. 5. Когда пропадает первичное управление скважиной? А. При наличии промыва в бурильной колонне 90.

91 Б. При наличии частичного поглощения в процессе циркуляции В. Когда бурильной колонны нет в скважине Г. Когда гидростатическое давление падает ниже пластового давления 6. Какое утверждение обрисовывает первичный барьер скважины при обычном процессе бурения, керновом бурении и спускоподъемных операциях? А. Первичный барьер скважины - это сборка ПВО. Б. Первичный барьер скважины - это кропотливый контроль объема ствола. В. Первичный барьер скважины применяется исключительно в случае, когда в скважине вышло проявление и она должна быть закрыта. Г, Первичный барьер скважины - это буровой раствор в стволе скважины. 7. Проявления, которые приводят к неконтролируемым выбросам, происходят в таких редчайших случаях, что при планировании скважины нет необходимости предугадывать такие проявления. А. Правильно Б. Ошибочно 8. Данные по скважине: Плотность бурового раствора - 1,37 кг/л Удельный объём металла труб - 3,9 л/м Удельный объём труб - 9,3 л/м Удельный объём обсадной колонны - 39,7 л/м Длина свечки - 20 девять м Высчитайте падение гидростатического давления бурового раствора при подъёме 10 свеч без сифона. Правила округления расчетных величин двенадцать Раздел 4. Наполнение листа глушения тринадцать Раздел 5. Наполнение листа глушения семнадцать Раздел 6. Расчет листа глушения 20 один Раздел 7. А. 40 5 свеч. Б. 40 6 свеч. С. 40 семь свеч. 91.

92 10. Утяжелённая пачка бурового раствора циркулирует в скважине. Когда начнётся в первый раз увеличение забойного давления (пренебрегите гидродинамическими потерями давления в скважине)? А. После закачки всей пачки в бурильную колонну и практически на выходе из долота. Б. Как начнется закачивание пачки в бурильную колонну. В. Когда начнется вытеснение пачки в кольцевое место. Г. Когда вся пачка находится в затрубном пространстве. 11. Когда происходит наибольшее понижение забойного давления в скважине с газированным буровым веществом? А. Когда газ добивается поверхности. Б. Когда газ находится у ботинка обсадной колонны. В. Когда газ находится у забоя. 12. Всегда ли происходит ГНВП в случае полной утраты циркуляции? А. Да, потому что утрата циркуляции всегда происходит над хоть какой зоной вероятного ГНВП. Б. Нет, это находится в зависимости от уменьшения веса бурильной колонны, отмеченного на индикаторе веса. В. Нет, это находится в зависимости от уровня бурового раствора в кольцевом пространстве и от пластового давления. 13. К какому результату немедля приводит очень резвый подъём бурильной колонны? А. Утрата циркуляции Б. Разрыв породы В. Проявление из-за свабирования Г. Грифон 14. При подъёме бурильной колонны может происходить свабирование. Какие причины из перечисленных ниже наращивают возможность свабирования? (ДВА ОТВЕТА) А. Большая длина КНБК Б. Большой удельный объём открытого ствола/кнбк В. Низкое статическое электричество сдвига бурового раствора Г. Низкая вязкость бурового раствора Д. Очень высочайшая скорость подъёма колонны 15. Исходя из убеждений управления скважиной что является основным поводом для проведения контрольных СПО после циркуляции в объёме кольцевого места от забоя до устья? А. Чтоб уменьшить толщину глинистой корки 92.

93 Б. Чтоб охладить долото В. Чтоб убедиться в том, что давление в итоге поршневания не приведёт к поглощению при спуске труб в скважину Г. Чтоб убедиться в том, что первичное управление скважиной обеспечивается при подъёме труб из скважины 16. ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ Удельный объем бурильных труб - 9,3 л/м Удельный объем металла бурильных труб - 4,3 л/м Средняя длина свечки - 28,3 м Вычислите требующееся количество бурового раствора для наполнения скважины при подъеме свечки без сифона? А. Двести шестьдесят два л.. Б. 100 20 два л В. Триста восемьдесят 5 л.. 17. Перед подъёмом бурильной колонны в неё закачивается пачка утяжелённого раствора. После установления равновесия низ пачки находится в бурильных трубах. Какое воздействие процедура оказывает на забойное давление? А. Оно миниатюризируется Б. Оно остаётся неизменным В. Оно возрастает свеч были подняты из скважины без сифона. Объём бурового раствора для долива, который требуется, чтоб поддерживать скважину заполненной, составляет одна тыща триста л. Начальные данные: Глубина скважины: две тыщи 500 девяносто м Длина свечки: 20 семь м Удельный внутренний объём бурильных труб: 9,28 л/м Удельный объём металла бурильных труб: 4,28 л/м Плотность бурового раствора: 1,34 кг/л. Изберите правильные деяния из обозначенного ниже списка. А. Объём долива не верный из-за свабирования, но коль скоро скважина размеренна, продолжайте подъём. Б. Начните закачивать буровой раствор высочайшей плотности в кольцевое место. В. Продолжайте подъём, потому что ситуация, похоже, находится под контролем. Г. В итоге свабирования получили приток пластового флюида. 93.

94 Проверьте скважину на перелив. Если перелива нет, доспустите долото до забоя, кропотливо контролируя объём раствора, вытесняемого из скважины. Потом прокачайте раствор в объёме кольцевого места. 19. Какая из последующих операций является неплохой практикой в случае обнаружения притока газа при наращивании? (ДВА ОТВЕТА) А. Поднимите бурильный инструмент из скважины для смены долота. Б. Регулируйте механическую скорость проходки так, чтоб в скважине в хоть какое время было менее одной пачки газа, получаемой при наращивании. В. Увеличте динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Г. Прокачайте пачку раствора с низкой вязкостью через долото, чтоб понизить сальникообразование на долоте либо стабилизаторах. Д. Сведите до минимума время на наращивание, когда насосы выключены. 20. Какое из последующих критерий показывает на то, что в скважине может создаться депрессия? (ДВА ОТВЕТА) А. Изменение формы и размеров шлама. Б. Понижение скорости бурения. В. Маленькое повышение плотности бурового раствора на желобе. Г. Существенное повышение давления насоса. Д. Г. Конкретно перед спуском колонны обсадных труб в скважину. 29. Высчитайте новое давление насоса. Б. Уменьшение давления насоса. В. Повышение потока по желобу на выходе из скважины. Г. Газирование бурового раствора. 22. Если уровень в приёмной ёмкости увеличивается, когда насосы остановлены, но остаётся неизменным при работающих насосах, то в чём состоит неувязка? А. Давление насоса больше, чем гидростатическое давление бурового раствора. Б. Утраты давления в кольцевом пространстве делают превышение забойного давления над пластовым давлением. В. Гидростатическое давление бурового раствора больше пластового давления. На базе инфы вопроса 4, рекомендовали бы вы приостановить насос и закрыть скважину для кропотливого анализа ситуации? А. Да Б. Нет 6.

Долото находится на расстоянии 500 м от забоя. Какой метод действий следует предпочесть? А. Проверка на перелив как минимум в течение пятнадцать минут. Если скважина не переливает, продолжайте подъем бурильного инструмента с малой скоростью для избежания предстоящего поршневания. Б. Проверка на перелив как минимум в течение пятнадцать минут. Если скважина не переливает, продолжать подъем бурильного инструмента на малой скорости, производя проверку на перелив после подъема каждых 5 свеч. В. Проверка на перелив. Если скважина не переливает, выполнить вымывание забойной пачки и проверить наличие в ней пластового газа либо флюида. В случае их отсутствия продолжайте подъем бурильного инструмента на низкой скорости для избежания предстоящего поршневания. Г. Проверить скважину на перелив. Если скважина не переливает, спустить колонну назад до забоя, осуществляя контроль на предмет поступления дополнительного (сверх расчётного) объема воды в доливную емкость. Вымыть объём кольцевого места, отслеживая наличие пластового флюида (газа либо воды) в выходящем растворе. 24. При разбуривании высшей части разреза крепкость пород сравнимо невелика, и полные поглощения являются обыденным явлением. Каким образом можно свести к минимуму риск полного поглощения? А. Методом ограничения механической скорости проходки для предотвращения зашламовывания кольцевого места. Б. Какова плотность раствора глушения? А. кг/л 2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота? А. ходов 3. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от долота до ботинка обсадной колонны? А. ходов 4. Какие меры следует сделать для обеспечения большей безопасности СПБУ и персонала? (ДВА ОТВЕТА) А. Ввести в действие дивертерную систему и удалить с буровой площадки и из небезопасных зон вспомогательный персонал. Б. Закрыть скважину и немедля приготовиться к процедуре ее глушения. В. Начать закачивание в скважину бурового раствора при большей скорости работы насосов. Г. Во-1-х, открыть линию на газосепаратор, ввести в действие дивертерную систему и удалить персонал с рабочей площадки буровой. 95.

96 Д. Закрыть глухие/срезные плашечные превенторы для того, чтоб закрыть скважину. 26. Эквивалентная плотность циркулирующего раствора (ЭПЦР ) определяет реальное забойное давление во время циркуляции. Какая часть утрат давления в системе связана с ЭПЦР? А. Утраты давления исключительно в необсаженной части ствола скважины. Б. Утраты давления в кольцевом пространстве. В. Утраты давления над промывочными насадками долота. Г. Утраты давления в бурильной колонне. Д. Какова эквивалентная плотность циркуляции? 15. Почему принципиально знать плотность бурового раствора в затрубном пространстве? А. Чтоб можно было высчитать плотность раствора глушения Б. Чтоб можно было высчитать количество ходов насоса до подъема забойной пачки на поверхность В. Б. Предупредить размыв породы у долота. В. Допустить расширение газа. Г. Предупредить размыв дросселя. 28. Когда бурильщик должен определять давление циркуляции при скорости глушения? (ДВА ОТВЕТА) А. Всякий раз, когда изменяется плотность бурового раствора. Б. Сначала каждой смены. В. Только после разбуривания ботинка обсадной колонны. Повышение уровней фонового газа. 21. Что из перечисленного ниже является прямым признаком того, что скважина переливает? А. Повышение вращающего момента. Плотность старенького раствора: 1,32 кг/л Плотность нового раствора: 1,51 кг/л Старенькое давление насоса: 20 один бар А. бар 30. Какое из последующих критерий является принципиальным для расчетов четкого значения прочности пород у ботинка колонны? (ТРИ ОТВЕТА) А. Четкая глубина ботинка обсадной колонны по вертикали. Б. Четкие показания манометра. В. Четкое значение плотности бурового раствора. Г. Четкий объем скважины. Д. Установка съемного пакера примерно на 30 три м ниже устья скважины. Е. Наличие четкого счетчика ходов. 96.

97 31. Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру. Дистанционно управляемый штуцер открыт. В. Растворимость углеводородного газа в буровом растворе на аква базе обычно выше, чем в растворе на нефтяной базе. А. Правильно. Б. Ошибочно. 33. При подъеме бурильного инструмента скважина стала переливать. Какое действие необходимо сделать сначала? А. Как можно резвее выполнить спуск бурильного инструмента до забоя. Б. Закрыть шаровой кран бурильной колонны и закрыть скважину. В. Поднять бурильный инструмент назад в ботинок. Г. Закрыть кольцевое место и навернуть ведомую трубу. 34. Как должны быть настроены задвижки штуцерного манифольда для процедуры жесткого закрытия скважины в процессе бурения? А. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной полосы бокового отвода ПВО открыта. Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру. Дистанционно управляемый штуцер открыт. Б. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной полосы бокового отвода ПВО закрыта. Высчитайте очень допустимую плотность бурового раствора, используя последующую информацию. Данные по скважине: Глубина ботинка обсадной колонны по вертикали: одна тыща девятьсот 40 м. Давление на насосе при испытании на приёмистость: девяносто восемь бар Плотность бурового раствора в скважине: 1,17 кг/л А. кг/л 32. Последующее утверждение обрисовывает одно из различий меж бурением с буровым веществом на нефтяной базе и буровым веществом на аква базе. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной полосы бокового отвода ПВО закрыта. Штуцерная линия открыта к дистанционно управляемому штуцеру. Дистанционно управляемый штуцер закрыт. Г. Гидравлически управляемая задвижка дроссельной полосы бокового отвода ПВО закрыта. Штуцерная линия открыта через штуцер с ручным управлением. Штуцер с ручным управлением открыт. 97.

98 35. Да Б. Нет 15. В каком положении должны находиться задвижки полосы глушения и дроссельной полосы наземной сборки ПВО во время бурения? А. Все задвижки закрыты. В. Гидростатическое давление. Г. Давление у ботинка обсадной колонны. 36. Оборудование для контроля и управления скважиной. Контрольное упражнение 70 5 Раздел 15. Принципы и процедуры управления скважиной. Контрольное упражнение девяносто Приложения Дополнительные листы глушения 100 5 3. Ведите очень медлительно закачку раствора в бурильную колонну при герметизированном устье скважины. При возрастании давления в КП, свидетельствующем об открытии наддолотного оборотного клапана, остановите насос. Давление в бурильных трубах в этот момент равно устьевому давлению в бурильных трубах при закрытии скважины. Используйте это давление для расчёта плотности раствора глушения. Б. Представите, что градиент флюида, поступившего из пласта в скважину, составляет 0,023 бар/м. С учётом объема притока он дозволит найти пластовое давление и плотность раствора глушения. В. Начните циркуляцию при пониженной скорости работы насоса, снимите отсчёт исходного давления циркуляции и, пренебрегая потерями давления в бурильной колонне, представите, что изначальное давление циркуляции равно устьевому давлению в бурильных трубах при закрытии скважины. Г. Используйте это давление для расчёта плотности раствора глушения. 37. Что может случиться, если газ мигрирует после закрытия скважины и стабилизации давлений? А. Возрастет только давление в затрубном пространстве. Б. Увеличатся давления как в бурильных трубах, так и в затрубном пространстве. В. Возрастет только давление в бурильных трубах. Г. Давления, приобретенные при закрытии скважины, останутся прежними. 38. Глушение скважины делается по способу бурильщика. Давление в бурильных трубах составляет шестьдесят бар при скорости работы насоса 30 ход/мин. Давление снутри газосепаратора возрастает, и решено сбавить скорость работы насоса. Как поменяется забойное давление, если на манометре в бурильных трубах при понижении скорости работы насоса поддерживается давление шестьдесят бар? А. Забойное давление уменьшится. Б. Забойное давление возрастет. 98.

99 В. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота? A. ХОДОВ 2. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до ботинка обсадной колонны? A. ХОДОВ 3. Методом непрерывного контроля показаний индикатора плотности бурового раствора. В. Методом непрерывного контроля расхода выходящего потока. Г. Методом непрерывного контроля объема бурового раствора в емкостях. 40. ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ: Глубина скважины м Глубина ботинка обсадной колонны 9-5/8 дюйма (244 мм) м Удельный объем ствола поперечником 8-1/2 дюймов (216 мм) - 36,6 л/м Плотность бурового раствора - 1,44 г/см три УБТ, 6-1/2 дюйма (165 мм) (внешний поперечник) x триста 30 5 м (длина), удельный объем полости - 3,95 л/м удельный объем металла - 17,2 л/м бурильные трубы, 5 дюйма (127 мм) (внешний поперечник), удельный объем полости - 9,26 л/м удельный объем металла - 3,9 л/м Удельный объем кольцевого места в зоне УБТ в открытом стволе - 15,2 л/м Удельный объем кольцевого места в зоне бурильных труб в открытом стволе - 23,9 л/м. Удельный объем кольцевого места в зоне бурильных труб в обсадной колонне 26,8 л/м. После извлечения из скважины 30 три свеч бурильщик стал инспектировать наполнение скважины и нашел, что скважина не воспринимает нужное количество бурового раствора. Была проведена проверка скважины на перелив, и скважина была закрыта. Глубина нахождения в скважине долота в данное время м Давление в обсадной колонне при закрытии скважины - четырнадцать бар Объем притока л. Градиент пластового флюида - 0,028 бар/м. Представите, что проявление вышло на забое скважины, и миграция газа не происходит. Вычислите объем стравливаемого раствора, если триста м бурильной колонны спущены в скважину под давлением. А л. Б л. В л. 99.

100 Данные по скважине (Метрич. система/бар) Данные no скважине (Метрич. система/бар) Поперечник скважину триста одиннадцать мм Глубина скважины три тыщи 500 шестьдесят м. верт. глубина / три тыщи девятьсот 30 м глубина по ств. Обсадная колонна триста 40 мм. Колонна спущена на глубину одна тыща двести 40 м верт.гл./гл.по ств Бурильные трубы 100 20 семь мм. Удельный объём 9,16 л/ м. УБТ 203х71 мм. длина 100 восемьдесят м, Удел. объём 4,01 л/м Плотность бурового раствора 1,43 г/см три Удельные объёмы УБТ в открытом стволе 43,6 л/м. Бурильные трубы в открытом стволе 62,7 л/м Бурильные трубы в обсадной колонне 67,3 л/м. Насосы. Подача л/ход Давление. Скорость прокачки 40 6 бар, 30 ход/мин Испытание на приёмистость пород под ботинком колонны триста 40 мм было проведено буровой промывочной жидкостью плотностью 1,27 г/см 3. Было зафиксировано устьевое давление девяносто 5 бар. Скважина была закрыта после обнаружения проявления. Данные о притоке: Давление в бурильных трубах на устье закрытой скважины 40 бар Давление в кольц. простр. на устье закрытой скважины 50 один бар Приращение объёма в приёмной ёмкости четыре тыщи л Решено глушить скважину способом бурильщика, 30 ход/мин Исходя из приведенных выше данных ответьте на последующие вопросы. При проведении расчётов сможете пользоваться прилагаемым листом глушения. 100.

101 Лист глушения лицевая сторона 101.

102 Лист глушения обратная сторона 102.

103 41. Сколько ходов насоса требуется для закачивания раствора глушения от устья до долота? А. ходов 42. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до устья? А. ходов 43. Сколько ходов насоса требуется для закачивания бурового раствора от долота до ботинка обсадной колонны? А. ходов 44. Пластовое давление Д. Все перечисленное выше 15. Какой из последующих причин может воздействовать на давление в затрубе после закрытия, если скважину закрывают при проявлении во время бурения? А. Каково очень допустимое устьевое давление в кольцевом пространстве (MAASP) после окончания цикла циркуляции раствора глушения? А. бар 49. Сколько времени требуется на один полный цикл циркуляции бурового раствора? А. минут 50. Почему прирост давления в газосепараторе (вертикальном дегазаторе) небезопасен при вымывании газовой пачки из скважины? А, Прирост давления может содействовать попаданию газа в зону вибросита. Б. Прирост давления прирастит риск поглощения. В. Прирост давления усложнит регулирование штуцера. Г. Прирост давления может содействовать выбросу газа ввысь по вертикальной отводной полосы буровой вышки. 103.

104 51. В процессе глушения скважины было отмечено маленькое поглощение раствора. Что можно сделать для понижения давления в зоне поглощения? А. Закончить циркуляцию и закрыть скважину. Дать возможность пачке пластового флюида мигрировать к устью, контролируя забойное давление с внедрением большого способа. Б. Уменьшить вязкость бурового раствора. В. Уменьшить скорость работы насоса, поддерживая забойное давление как можно поближе к пластовому. 104.

105 ПРИЛОЖЕНИЯ (ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЛИСТЫ ШЛУШЕНИЯ) Лист глушения лицевая сторона 105.