ООО «БУРОВАЯ КОМПАНИЯ «ЕВРАЗИЯ»
СИБИРСКИЙ ФИЛИАЛ
ЦЕНТРАЛЬНЫЙ УЧЕБНО-КУРСОВОЙ КОМБИНАТ

УТВЕРЖДАЮ:
Директор ЦУКК СФ ООО «БКЕ»
_________________В.В. Глухов
«_____»_______________2021г.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЕ ВОПРОСЫ
для аттестации руководителей и специалистов, осуществляющих непосредственное
руководство работами по бурению скважин
по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП»

г. Когалым
2021г.

Данные вопросы составлены на основе опыта ведущих обучающих центров и рекомендаций
Международной Ассоциации Буровых подрядчиков (IADC).
Оценка знаний может проводиться с использованием автоматизированных систем проверки знаний или по письменным билетам.
Подготовка к экзамену осуществляется путем чтения лекций, проведения практических занятий и
самоподготовки с помощью пособий и компьютерной техники.
Проведение экзамена и его оценка осуществляется утвержденной приказом комиссией в составе
не менее 3 человек. Тест содержит 20 вопросов, охватывающих все пройденные темы.
При проведении экзамена с помощью автоматизированных компьютерных систем оценка выставляется самой системой. При проведении экзамена с помощью письменных билетов оценка выставляется комиссией после проверки ответов. На положительную оценку обучающийся должен
набрать не менее 80% правильных ответов. Время ответа на билет может быть ограничено. Для
уточнения оценки знаний члены комиссии имеют право задать дополнительные устные или письменные вопросы.
Правильные ответы выделены серым цветом.
При составлении тестов использовались нормативные документы и другие источники,
ссылки на которые указаны в соответствующем столбце таблицы:
И-1. ФНП в области ПБ: Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные Приказом №101 от 12.03.2013 года с изменениями и дополнениями.
И-2. Раздел плана локализации и ликвидации последствий аварии (открытого фонтанирования
скважин) на ОПО Когалымского филиала ООО «Буровая компания «ЕВРАЗИЯ» при производстве
работ по бурению скважин на месторождениях заказчика.
И-3. Инструкция по действию буровой вахты при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.
И-4. Инструкция по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении нефтяных и газовых скважин.
И-5. Инструкция по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой.
И-6. Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых
и нефтяных фонтанов.
И-7. ГОСТ 13862-90. Оборудование противовыбросовое.
И-8. Жан Бом, Дидье Бриган, Бернар Лопес – Предупреждение и ликвидация
газонефтеводопроявлений – Учебное пособие для слушателей курсов повышения квалификации,
проходящих переподготовку по программе Международного форума по управлению скважиной в
Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина.
И-9. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов – Основы нефтегазового дела. 2001г.
И-10. В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, А.В. Михайлов, В.М. Гребенщиков, А.И. Буренков – Контроль и управление процессом бурения в условиях аномальных пластовых давлений.
И-11. Ю.М. Басарыгин и др. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых
скважин.
И-12. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А – Техника и технология бурения нефтяных и
газовых скважин.
И-13. Башарин Ю.И. Предупреждение, ликвидация флюидопроявлений и открытых фонтанов при
строительстве, эксплуатации, ремонте нефтяных и газовых скважин.

2

№
п/п

1

2

3

4

5

6

7

8

Вопросы и ответы
Тема №1. Предупреждение ГНВП
Бурение – это процесс сооружения скважины путем…
Уплотнения горных пород
Разрушения горных пород
Расщепления горных пород
Размыва горных пород
Что понимается под вертикальной глубиной скважины?
Длина скважины по оси ствола
Кратчайшее расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола
Проекция длины скважины на вертикальную ось
Длина вертикального участка скважины
Расстояние от устья до забоя по оси ствола – это…
Длина скважины
Вертикальная глубина
Горизонтальная глубина
Отход скважины
От каких факторов зависит конструкция нефтяных и газовых
скважин?
От назначения скважины и способа её эксплуатации
От геологических факторов (тектоники, литологии, пластовых давлений) и вида добываемого флюида
От профиля скважины
От всех указанных
Каких типов скважин по назначению не бывает?
Нагнетательных
Разведочных
Проявляющих
Структурных
Какие из приведенных типов скважин строятся наиболее часто?
Эксплуатационные
Разведочные
Поисковые
Добывающие
С какой целью в скважины спускают и крепят направление?
С целью предотвращения размыва устья скважины
С целью перекрытия верхних водоносных горизонтов
С целью установки ПВО
С целью разобщения участков пластов с несовместимыми условиями
бурения
С какой целью в скважины спускают и крепят кондуктор?
С целью предотвращения размыва устья
С целью перекрытия верхних водоносных горизонтов и перекрытия
участков вечной мерзлоты
С целью проведения испытания пластов
С целью проведения работ по замещению бурового раствора жидкостью глушения
3

Ссылка на НД
или источник

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

И-9. Стр. 81

9

10

11

12

13

14

С какой целью в скважины спускают и крепят технические колонны?
С целью предотвращения размыва устья
С целью перекрытия верхних водоносных горизонтов
С целью установки ПВО
С целью разобщения участков, не совместимых по условиям бурения
С какой целью в скважины спускают и крепят эксплуатационную
колонну?
С целью предотвращения размыва устья
С целью перекрытия верхних водоносных горизонтов
С целью установки ПВО
С целью спуска глубинного насосного оборудования
Кто может быть допущен к руководству и ведению работ по бурению, освоению, ремонту и реконструкции скважин, ведению геофизических работ в скважинах?
Лица, имеющие профессиональное образование по специальности и
прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности.
Лица, имеющие среднее или высшее техническое образование
Лица, прошедшие проверку знаний по охране труда
Лица, удовлетворяющие всем приведенным требованиям
В какие сроки, работники, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение работ по бурению, освоению, ремонту и
реконструкции скважин, ведению геофизических и прострелочновзрывных работ на скважинах должны дополнительно проходить
проверку знаний по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП"?
Один раз в два года
Один раз в три года
Один раз в год
Каждый квартал
Как часто и в какие периоды времени должно проверяться знание
персоналом объекта Плана ликвидации аварий?
Во время учебных тревог или учебно-тренировочных занятий по графику, утвержденному техническим руководителем ОПО, но не реже одного раза в месяц
Во время периодических или целевых инструктажей по программам,
утвержденным техническим руководителем ОПО, не реже одного раза
в квартал
После цементирования кондуктора и монтажа ПВО и получения разрешения от технического руководителя ОПО, не реже одного раза в вахту
Во время движки буровой установки на новую скважину по распоряжению технического руководителя ОПО, но не реже одного раза в два года
От чего зависит гидростатическое давление бурового раствора?
От плотности бурового раствора и от глубины скважины
От длины скважины и вязкости бурового раствора
От диаметра скважины и формы столба жидкости
От подачи насосов и степени открытия регулируемого дросселя
4

И-9. Стр. 81-83

И-9. Стр. 83

И-1. п. 97

И-1. п. 97

И-1. п. 102

И-8 (том 1).
Стр. 8

По какой из формул можно
определить гидростатическое
давление?

И-8 (том 1).
Стр. 8

15

16

17

18

19

20

21

По первой
По второй
По третьей
По четвертой
Каких из приведенных типов буровых растворов не существует?
Ингибированных
Полимерных
Растворов на основе углеводородов
Поливитаминных
Каких из приведенных типов буровых растворов не существует?
Глинистых
Соленасыщенных
Эмульсионных
Портландцементных
Какие из перечисленных функций буровой раствор не выполняет?
Обеспечивает осложнения в необсаженном стволе скважины
Создаёт благоприятные условия для разрушения забоя долотом, выносит шлам на поверхность
Передаёт гидравлическую мощность забойным двигателям, обеспечивает возможность геофизических исследований
Облегчает спуско-подъёмные операции
Какие из перечисленных функций буровой раствор не выполняет?
Обеспечивает экологическую безопасность работ, противостоит переходу выбуренной породы в его состав, устойчив к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления; имеет стабильные во времени свойства
Предупреждает осложнения в необсаженном стволе скважины
Препятствует проникновению фильтрата в продуктивные пласты
Обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов
Укажите недостатки глинистых буровых растворов.
Закисание при неподвижном хранении
Дороговизна и необходимость блока приготовления раствора для его
приготовления
Хорошая регулируемость параметров
Загрязнение продуктивных пластов
Укажите недостатки полимерных буровых растворов.
Закисание при неподвижном хранении
Сильное загрязнение продуктивных пластов
Легкость в приготовлении и хранении
Низкая стабильность
5

И-9. Стр. 115-118

И-9. Стр. 115-118

И-9. Стр. 114-115

И-9. Стр. 114-115

И-9. Стр. 115-118

И-9. Стр. 115-118

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Укажите преимущества глинистых буровых растворов.
Невысокое загрязнение продуктивных пластов
Легкость в приготовлении и хранении
Высокие показатели стабильности и фильтрации
Высокая стоимость
Укажите преимущества полимерных буровых растворов.
Легкость приготовлении и хранении
Не высокие показатели стабильности и фильтратоотдачи
Относительно низкое загрязнение продуктивных пластов
Не высокая стоимость растворов
Каков физический смысл плотности бурового раствора?
Количество молекул в единице объема раствора
Масса единицы объема раствора
Сила, распределенная по единице площади раствора
Объем единицы массы раствора
Что характеризует вязкость бурового раствора?
Свойство раствора создавать гидростатическое давление
Свойство раствора оказывать сопротивление его движению
Свойство раствора снижать гидравлические сопротивления
Характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести
раствор из состояния покоя
В каких единицах определяется плотность бурового раствора?
кгс/кв.см
г/куб.см
кг/кв.см
кг/м
В каких единицах определяется плотность бурового раствора?
кгс/кв.см
кг/куб.м
кг/см
куб. л/кг
Каких единиц измерения давления не существует?
МПа
кгc/куб.cм
Бар
Psi
Каким из перечисленных приборов определяется вязкость бурового раствора?
Воронкой Марша
Прибором СНС-2
Прибором ВСН-3
Ареометром АБР-1
В каком документе устанавливаются требования к типу и свойствам бурового раствора, который в комплексе с технологическими мероприятиями должен обеспечивать безаварийные условия производства буровых работ?
В рабочем проекте
В Плане ликвидации аварий
В ФНП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
В инструкциях предприятий-недропользователей по предупреждению и
ликвидации ГНВП и ОФ
6

И-9. Стр. 115-118

И-9. Стр. 115-118

И-9. Стр. 118-119

И-9. Стр. 118-119

И-9. Стр. 118-119

И-9. Стр. 118-119

И-8 (том 1).
Стр. 7

И-9. Стр. 118-119

И-1. п. 207

31

32

33

34

Кто должен осуществлять контроль наличия документов, подтверждающих соответствие химических реагентов и материалов,
используемых для приготовления технологических и промывочных жидкостей?
Буровой подрядчик
Служба супервайзинга предприятия-недропользователя
Территориальный отдел Ростехнадзора
Противофонтанная часть
Для каких интервалов должна определяться плотность бурового
раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений?
Для кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения
Для интервалов с наименьшими градиентами поглощений и гидроразрыва
Для проявляющих интервалов с максимальным значением газового
фактора
Для подошвы горизонта с минимальным градиентом забойного давления в интервале несовместимых условий бурения
Проектные решения по выбору плотности бурового раствора
должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного
горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину…
Не менее: 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины
Не более: 5% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 10% для интервалов от 1200 м по вертикали до
проектной глубины
Не менее: 30% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 50% для интервалов от 1200 м по вертикали до
проектной глубины
Не более: 3% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 10% для интервалов от 1200 м по вертикали до
проектной глубины
В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора. При каких условиях?
При условии, что максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва
пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения
При условии, что максимально допустимая депрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) не должна превышать 15% эффективных скелетных напряжений
При условии создания на пласты минимально возможной гидродинамической нагрузки (на равновесии)
При всех приведенных условиях
7

И-1. п. 208

И-1. п. 209

И-1. п. 210

И-1. п. 211

35

36

37

38

Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем…
На +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме
случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и осложнений)
На +/- 0,02 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме
случаев ликвидации поглощений или гидроразрыва)
На +/- 0,5 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме
случаев ликвидации скважин)
На +/- 2 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме
случаев ликвидации открытых фонтанов)
При производстве буровых работ необходимо иметь запас бурового раствора. В каких количествах?
В количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях буровой установки, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для его оперативного приготовления
В количестве не менее полутора объемов скважины в емкостях буровой установки
В количестве не менее трех объемов скважины: два объема в емкостях
буровой установки, третий разрешается иметь в виде материалов и
химических реагентов для его оперативного приготовления
В количестве не менее объема скважины с учетом вытесняемого раствора металлом труб
Разрешается ли повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора?
Запрещается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и
прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой
подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции)
Запрещается категорически
Разрешается (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений и
прокачивания пачек бурового раствора с повышенной вязкостью и более низкими реологическими свойствами с целью удаления шламовой
подушки в горизонтальном стволе скважины, прокачивания пачек бурового раствора повышенной плотности при гидроочистке ствола скважины от обвального шлама, а также при бурении без выхода циркуляции)
Разрешается при разработки дополнительных мер безопасности и согласования плана с заказчиком и проектной организацией
Что произойдёт, если в бурильные трубы закачать порцию утяжелённого бурового раствора, а устье оставить открытым?
Утяжелённый буровой раствор будет выдавливать более лёгкий через
устье до выравнивания гидростатического давления в трубах и в кольцевом пространстве
Увеличится устьевое давление
Увеличится плотность более лёгкого бурового раствора
Начнется поглощение бурового раствора
8

И-1. п. 215

И-1. п. 217

И-1. п. 218

И-8 (том 1).
Стр. 9

39

40

41

42

43

44

45

46

Что характеризует гидродинамика буровых растворов?
Режим течения бурового раствора (турбулентность и ламинарность)
Влияние потерь давления в скважине на забойное давление
Качество бурового раствора (влияние параметров на вскрытие пластов)
Подачу буровых насосов и её влияние на промывку скважины
Что характеризует гидродинамика буровых растворов?
Образование гидравлических сопротивлений
Режим течения бурового раствора
Качество бурового раствора
Подачу буровых насосов
Что образуют гидравлические сопротивления при движении бурового раствора по трубам?
Потери давления
Возрастание давления в циркуляционной системе
Уменьшение гидростатического давления в циркуляционной системе
Увеличение гидростатического давления
Какие процессы в скважине влияют на образование гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора?
Трение движущегося раствора о стенки труб и оборудование, устанавливаемое на бурильную колонну
Трение между различными слоями потока бурового раствора, которые
образуются при турбулентном режиме течения и двигаются с разной
скоростью
Трение движущегося раствора о стенки скважины
Все перечисленные процессы
От чего не зависят потери давления бурового раствора при циркуляции?
От плотности бурового раствора и от длины скважины
От подачи буровых насосов
От внутреннего диаметра трубопровода
От глубины скважины по вертикали
От каких факторов не зависят потери давления в скважине при
циркуляции раствора?
От плотности раствора
От длины трубопроводов и их внутреннего диаметра
От вязкости раствора и его ДНС (динамического напряжения сдвига)
От подачи насосов
Как влияют потери давления в кольцевом пространстве скважины
на забойное давление при циркуляции раствора?
Не изменяют забойное давление
Уменьшают забойное давление
Увеличивают забойное давление
Забойное давление зависит только от гидростатического давления
Что такое пластовое давление?
Давление флюида в пласте
Давление бурового раствора на пласт
Давление пластовой воды на стенки скважины
Гидростатическое давление пластового флюида на забой
9

И-8 (том 1).
Стр. 10

И-8 (том 1).
Стр. 10

И-8 (том 1).
Стр. 10

И-8 (том 1).
Стр. 10-11

И-8 (том 1).
Стр. 11

И-8 (том 1).
Стр. 11

И-8 (том 1).
Стр. 13-14

И-8 (том 1).
Стр. 19

47

48

49

50

51

52

53

54

Укажите факторы, от которых не зависит величина пластового
давления?
Вид флюида, находящегося в пласте (его плотность)
Глубина, на которой залегает пласт
Плотность бурового раствора, применяемая при вскрытии данного пласта
Наличие в пласте зон аномально высокого или аномально низкого давления
На какие виды делятся пластовые давления?
Гидростатические и гидродинамические
Нормальные и аномальные
Высокие и низкие
Нормальные и утяжеленные
Как определяется нормальное пластовое давление?
По данным замеров глубинными манометрами
Путем замера избыточного давления на устье скважины
По гидростатическому напору пресной воды
По давлению, создаваемому буровым раствором
Какие пластовые давления относятся к аномальным?
Отличающиеся от нормальных на 10% и более
Превышающие нормальные на 25% и более
Меньше нормальных на 20% и более
Отличающиеся от нормальных на 50% и более
Что называется забойным давлением?
Давление пластового флюида на забой
Давление промывочной жидкости на забой
Разница между давлением флюида в пласте и давлением промывочной жидкости
Гидростатическое давление флюида
Чем нельзя регулировать забойное давление?
Плотностью бурового раствора
Изменением величины подачи бурового раствора буровыми насосами
Закрытием или открытием регулирующего дросселя
Вязкостью бурового раствора
Каким из методов можно изменять забойное давление?
Изменением частоты вращения забойного двигателя
Изменением нагрузки на долото
Изменением плотности применяемого бурового раствора
Изменением глубины спуска бурового инструмента
Каким из методов можно изменять забойное давление?
Изменением частоты вращения ротора
Изменением нагрузки на долото
Изменением веса применяемого инструмента
Изменением подачи бурового насоса
10

И-8 (том 1).
Стр. 19-20

И-8 (том 1).
Стр. 19-20

И-8 (том 1).
Стр. 20

И-8 (том 1).
Стр. 20

И-10. Стр. 14-17

И-10. Стр. 14-17

И-10. Стр. 14-17

И-10. Стр. 14-17

55

56

57

58

59

60

61

Каким из методов можно изменять забойное давление?
Изменением степени закрытия или открытия регулируемого дросселя
при закрытых превенторах и циркуляции раствора через блок дросселирования
Изменением количества применяемых утяжеленных бурильных труб
Изменением вязкости применяемого бурового раствора
Изменением глубины спуска бурового инструмента
Репрессия это...
Превышение забойного давления над пластовым
Превышение пластового давления над забойным
Изменение пластового давления под влиянием забойного
Запас безопасности
Депрессия это...
Превышение забойного давления над пластовым
Превышение пластового давления над забойным
Изменение пластового давления под влиянием забойного
Запас безопасности
Что понимается под данным определением: комплекс работ,
направленный на временное прекращение притока жидкости из
пласта путём создания противодавления на продуктивный пласт
жидкостью повышенной плотности?
Промывка скважины
Перевод скважины на добычу
Глушение скважины
Проверка скважины на продуктивность
Какие агенты могут использоваться в качестве жидкости глушения?
Естественные рассолы (сеноман), солевые растворы солей КСl, NaCl,
СаСl2, СаВr2
Эмульсионные растворы, сырая нефть
Утяжеленные буровые растворы, метанол (древесный спирт)
Все перечисленные
С какой целью в скважинах проводят испытание на приемистость?
С целью определения давления разрыва пород
С целью определения рабочих характеристик обсадной колонны
С целью определения давления начала поглощения пластов.
С целью определения прочностных характеристик породы
С какой целью в скважинах проводят испытания на гидроразрыв
пород?
С целью определения прочностных характеристик пород.
С целью определения рабочих характеристик обсадной колонны
С целью определения давления начала поглощения пластов
С целью определения давления начала поглощения породы
11

И-10. Стр. 14-17

И-8 (том 1).
Стр. 59-65

И-8 (том 1).
Стр. 59-65

И-11. Стр. 492

И-11. Стр. 494

И-8 (том 1).
Стр 50

И-8 (том 1).
Стр 50

62

Испытание на приемистость и на гидроразрыв проводится на
каждом месторождении в начальный этап его разработки. Где в
дальнейшем используются эти данные?
При определении максимально допустимой плотности раствора и давления опрессовки цементного кольца.
При определении плотности раствора для бурения основного ствола
скважины и плотности жидкости глушения при освоении и КРС
При определении параметров промывки скважины
При определении характеристик забойных двигателей
На рисунке представлен график
определения приемистости пластов. Что обозначает точка РI по
графику?

И-8 (том 1).
Стр 50

И-8 (том 1).
Стр 52

63
При этом давлении начинают закачку раствора
При этом давлении начинается поглощение раствора
При этом давлении прекращают закачку раствора
При этом давлении происходит гидроразрыв пород
На рисунке представлен
график определения гидроразрыва пластов. Что обозначает точка Рof по графику?

И-8 (том 1).
Стр 51

64

65

66

При этом давлении начинают закачку раствора
При этом давлении происходит гидроразрыв пород
При этом давлении происходит раскрытие трещины, образованной при
первом испытании
При этом давлении прекращают закачку раствора
Сколько существует линий защиты (организационных, технических, технологических) для предотвращения открытого выброса?
Две
Три
Пять
Десять
Что понимается под Первой линией защиты (предотвращения
притока пластового флюида в скважину)?
Создание нормальной депрессии за счет применения облегченных
растворов
Поддержание достаточного гидростатического давления столба жидкости
Использование противовыбросового оборудования
Ликвидация всех осложнений стандартными методами
12

И-1. п. 271

И-1. п. 271

67

68

69

70

71

Что понимается под Второй линией защиты (предотвращение поступления пластового флюида в скважину)?
Поддержание достаточного гидродинамического давления в скважине
Ликвидация неуправляемых фонтанов стандартными методами
Создание нормальной репрессии за счет движения труб в скважине
Использование гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования
Что понимается под Третьей линией защиты (защита от открытого
выброса)?
Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и
обеспечение возможности возобновления первой линии защиты
Ликвидация открытого выброса стандартными методами и обеспечение заполнения скважины утяжеленным цементным раствором
Проведение операций по наведению запорной компоновки на разрушенное устье фонтанирующей скважины и проведение восстановления
промывки в скважине
Все перечисленное
Какие мероприятия необходимо разработать, реализовать и провести перед вскрытием пласта или нескольких пластов с возможными флюидопроявлениями?
Инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при
ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации
аварий (ПЛА) и проверку наличия в рабочих и запасных емкостях необходимого количества промывочной жидкости, а также необходимого на
случай ГНВП запаса материалов и химреагентов для приготовления
промывочной жидкости, в соответствии с рабочим проектом
Проверку состояния буровой установки, противовыбросового оборудования, инструмента и приспособлений и оценку готовности объекта к
оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов
путем приготовления или доставки на буровую
Учебную тревогу
Все перечисленное
Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок
скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует
производить…
Долив бурового раствора в скважину
Периодическую циркуляцию раствора
Замер плотности и вязкости раствора
Периодическую остановку подъема труб и рассхаживание
Какие требования Правил, относящиеся к режиму долива раствора
при подъеме колонны труб, не верны?
Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в
скважине близким к ее устью
Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается
рабочим проектом с учетом допусков Правилам
Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней
При необходимости уровень раствора в скважине может быть снижен,
но создаваемая депрессия при этом не должна превышать 15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым
давлением)
13

И-1. п. 271

И-1. п. 271

И-1. п. 272

И-1. п. 275

И-1. п. 275

72

73

74

75

76

Какие требования Правил, относящиеся к контролю доливаемого
и вытесняемого раствора при проведении спуско-подъемных
операций, не верны?
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны
При разнице между объемом вытесняемого бурового раствора и объемом металла спущенных труб менее 0,5 м3 спуск должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию
вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений
При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию
вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений
Приемные емкости должны быть оборудованы указателями уровня.
Когда следует начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора, если будут вскрываться или уже
вскрыты пласты с аномально высоким пластовым давлением при
возобновлении промывки скважины после спускоподъемных
операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев?
После промывки объема кольцевого пространства
После промывки объема бурильной колонны
После промывки объема открытого ствола кольцевого пространства
Сразу после восстановления циркуляции
Контроль какого параметра бурового раствора должен проводиться при вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны)?
Действительная вязкость
Содержание твердой и жидкой фазы
Газонасыщенность
Все перечисленные
До выполнения какого условия из приведенных запрещается производить подъем бурильной колонны?
До выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции
До обеспечения буровой установки верхним силовым приводом
До снижения скорости ветра менее 5 м/с
До установки в составе КНБК шарового крана
До какого значения должна ограничиваться механическая скорость при бурении в продуктивных пластах?
До скорости, обеспечивающей создание на забой скважины необходимой репрессии
До значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора
Не более 0,1 м/с
Не менее 0,5 м/с
14

И-1. п. 276

И-1. п. 277

И-1. п. 278

И-1. п. 278

И-1. п. 279

77

78

79

80

81

Какие меры должны приниматься, если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5% объемных?
Обеспечение дегазации раствора
Выявление причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее)
Устранение причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и так далее)
Все перечисленные меры
Бурение скважин с частичным или полным поглощением бурового
раствора (воды) и возможным флюидопроявлением проводится
по специальному плану, который согласовывается…
С проектировщиком, противофонтанной службой (противофонтанной
военизированной частью) и заказчиком
С руководством буровой организации, территориальным отделом Ростехнадзора и заказчиком
С проектировщиком и подрядной организацией, проводящей работы
С территориальным отделом Ростехнадзора, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и с геофизической
партией
При установке ванн (нефтяной, водяной, кислотной) гидростатическое давление столба бурового раствора и жидкости ванны
должно…
Превышать пластовое давление
Превышать забойное давление
Не превышать забойное давление
Не превышать пластовое давление
Какие требования необходимо выполнить при вероятности или
необходимости снижения гидростатического давления ниже пластового в процессе расхаживания бурильной колонны при ликвидации прихвата для предотвращения ГНВП?
Расхаживание следует проводить с герметизированным затрубным
пространством и с открытым верхним концом бурильной колонны по
плану, разработанному в соответствии с Регламентом буровой организации
Расхаживание следует проводить с герметизированным затрубным
пространством и с установленным в бурильных трубах шаровым краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ПЛА
Расхаживание при сниженном гидростатическом давлении ниже пластового не допустимо
Расхаживание следует проводить с открытым затрубным пространством и с установленным в бурильных трубах и закрытым шаровым
краном, с разработкой и осуществлением мер безопасности в соответствии с ГТН
Подъем бурильной колонны при наличии сифона или поршневания запрещается. Как следует поступить при их появлении?
Необходимо увеличить скорость подъема колонны с периодическими
резкими остановками и проворотами
Подъем следует прекратить, провести промывку с вращением и расхаживанием колонны бурильных труб
Подъем следует продолжить на скоростях, не допускающих осложнений с стволе скважины
Произвести спуск колонны до забоя с вращением труб ротором или
верхним силовым приводом с контролем крутящего момента
15

И-1. п. 280

И-1. п. 282

И-1. п. 283

И-1. п. 283

И-1. п. 285

82

83

84

85

Как следует поступить при невозможности устранить сифон (зашламованность турбобура, долота, другие причины) при подъеме
бурильной колонны для предотвращения ГНВП?
Подъем труб следует проводить на максимальных скоростях для снижения времени влияния сифона в скважине
Подъем следует прекратить и вызвать противофонтанную службу (проИ-1. п. 285
тивофонтанную военизированную часть) и приступить к ликвидации
сифона
Подъем труб следует проводить на скоростях, при которых обеспечивается равенство извлекаемых объемов металла труб, жидкости и доливаемого в скважину раствора
Подъем следует прекратить, произвести спуск колонны к забою на максимальных скоростях для ликвидации сифона
Как следует поступить при невозможности устранить поршневание (наличие сальника на КНБК или сужение ствола скважины)
при подъеме труб для предотвращения ГНВП?
Необходимо подъем производить без промывки на скоростях, обеспечивающих истирание сальника
Необходимо подъем производить с промывкой и вращением колонны
И-1. п. 285
бурильных труб
Необходимо подъем прекратить, проводить промывку с увеличением
подачи насоса, при которой произойдет размыв сальника или расширение ствола скважины
Подъем следует прекратить и вызвать противофонтанную службу (противофонтанную военизированную часть) и приступить к ликвидации
поршневания
Какие предупредительные надписи должны быть вывешены на
объекте перед вскрытием продуктивного горизонта и при наличии
во вскрытом разрезе нефтегазосодержащих отложений, а также
других высоконапорных горизонтов?
«Внимание! Вскрыт продуктивный пласт!», «Недолив скважин - путь к
фонтану!»
И-1. п. 288
«Внимание! Не вскрывать продуктивный пласт!», «Перелив скважины –
путь к загрязнению пласта!»
«Внимание! Вскрыт поглощающий пласт!», «Недолив скважины – путь к
поглощению!»
«Внимание! Вскрыт продуктовый пласт!», «Недолив воды – путь к водопроявлению!»
Тема №2. Требования, предъявляемые к противовыбросовому оборудованию
Какова основная задача комплекса ПВО, устанавливаемого на
устье скважин?
Предупреждение возникновения газонефтеводопроявлений
Проведение операций по промывке скважины в сложных условиях
И-12. Стр. 768
Сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение
операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами
Всё перечисленное
16

86

87

88

89

90

91

Что должно обеспечивать в общем случае противовыбросовое
оборудование (по ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое»)?
Герметизацию строящейся, ремонтируемой или осваиваемой скважины с находящейся в них колонной труб или при их отсутствии
Герметизацию строящейся, ремонтируемой или осваиваемой скважины при расхаживании колонны труб
Позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодействием на пласт
Все приведенные функции
Какие технологические операции должен обеспечивать комплекс
ПВО?
Герметизация устья скважины при спущенной бурильной колонне и без
нее, срезание бурильной колонны
Оперативное утяжеление бурового раствора
Проведение операций по свабированию
Проведение геофизических исследований в стволе скважины
Какие технологические операции должен обеспечивать комплекс
ПВО?
Подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его
закрытия
Срезание бурильной колонны
Контроль за состоянием скважины во время глушения
Все перечисленные
Какие технологические операции комплекс ПВО при его использовании проводить не позволяет?
Предотвращение появления грифонов путем герметизации
Срезание бурильной колонны
Контроль за состоянием скважины во время глушения
Расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата, а
также спуск или подъем части или всей бурильной колонны при герметично закрытом устье
86. Что из перечисленного не входит в состав противовыбросового оборудования?
Станция гидравлического управления превенторами и гидрозадвижками
Дроссельно-запорное устройство
Шаровой кран, обратный клапан
Универсальный и плашечный превенторы
Что из перечисленного не входит в состав противовыбросового
оборудования?
Бурильная колонна
Блок глушения и блок дросселирования
Сепаратор, дегазатор
Манифольдные и выкидные линии
17

И-7. п. 2.1

И-1. п. 252

И-1. п. 252

И-1. п. 252

И-1. п. 252

И-1. п. 252

92

93

94

95

96

Кто (в соответствии с Правилами в нефтяной и газовой промышленности) должен разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО?
Буровые организации - в соответствии с применяемым оборудованием,
технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому
обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей
Организации-недропользователи – в соответствии с пластовыми давлениями и флюидами на данном месторождении и экономической целесообразностью применения конкретного типа ПВО
Изготовители ПВО – в соответствии с технологией ведения ремонта и
инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации
и ремонту буровых организаций
Ремонтные организации - в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения ремонта и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту, утвержденными
противофонтанной частью
Каким документом регламентируются схемы обвязки применяемого ПВО?
ГОСТ 13862-90
Инструкцией по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой
ФНП «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
Техническим проектом на скважину
В каком документе приведены типовые схемы обвязки устья
скважины противовыбросовым оборудованием?
В инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой
В ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое»
В Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности
В Проекте строительства скважины и в ГТН
С учетом возможности выполнения каких технологических операций выбираются превенторная установка, манифольд (линии
дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапнофакельная установка)?
Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без
нее, спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины и расхаживания бурильной колонны
для предотвращения ее прихвата;
Вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность
и контроля состояния скважины во время глушения
Срезания бурильной колонны и подвески колонны бурильных труб на
плашках превентора после его закрытия
С учетом всех перечисленных операций
Кем выбирается и с кем согласовывается тип противовыбросового оборудования и колонной головки, схема установки и обвязки
противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования?
Выбор осуществляется проектной организацией и согласовывается с
заказчиком
Выбор осуществляется буровой организацией и согласовывается с
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью), проектной организацией и заказчиком
Выбор осуществляется проектной организацией и согласовывается с
Ростехнадзором
Выбор осуществляется буровой организацией и согласовывается с Ростехнадзором, противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью) и заказчиком
18

И-1. п. 250

И-5. п. 3.3

И-7. п. 1.1

И-1. п. 252

И-1. п. 253

97

98

99

100

101

Кто утверждает схемы обвязки устья скважин ПВО после согласования с управлением по бурению Общества и противофонтанной
службой (противофонтанной военизированной частью)?
Главный инженер предприятия
Руководитель территориального отдела Ростехнадзора
Руководитель предприятия-недропользователя
Мастер буровой
Сколько существует типовых схем обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием?
Пять
Три
Десять
Двадцать пять
На схеме представлена
наиболее распространенная типовая обвязка устья
скважины ПВО согласно
ГОСТ 13862-90. Укажите номер типовой схемы по данному ГОСТ.
Схема №2
Схема №3
Схема №5
Схема №10
Какой комплект ПВО устанавливается на устье при вскрытии
скважиной изученного разреза с нормальным пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным
газом) пластами, после спуска кондуктора или промежуточной колонны?
Один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный
превентор с глухими плашками и универсальный превентор
Один плашечный превентор с трубными плашками и универсальный
превентор
Один универсальный превентор
Один плашечный превентор с трубными плашками и один плашечный
превентор с глухими плашками
Какой комплект ПВО устанавливается на устье при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением?
Три или четыре превентора, в том числе один универсальный
Один плашечный превентор с трубными плашками и универсальный
превентор
Один универсальный превентор
Один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный
превентор с глухими плашками и один плашечный превентор со срезающими плашками
19

И-5. п. 3.4

И-7. п. 1.1

И-7. п. 1.1

И-1. п. 253

И-1. п. 253

102

103

104

105

Какой комплект ПВО устанавливается на устье при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление воды в 1,3 раза)
и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также
с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением
на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа), а также при использовании
технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья и при бурении всех морских скважин?
Четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный
Один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный
превентор с глухими плашками и универсальный превентор
Один плашечный превентор с трубными плашками и универсальный
превентор
Один плашечный превентор с трубными плашками, один плашечный
превентор с глухими плашками и один плашечный превентор со срезающими плашками
В каких случаях превенторная сборка может не устанавливаться?
В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым
давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным
газом) пластами, но обвязка устья скважины должна согласовываться с
противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью)
Вскрытие пластов без превенторной сборки категорически запрещено
В случаях вскрытия газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением
В случаях отсутствия работоспособных сборок превенторов в буровой
организации, но обвязка устья скважины должна согласовываться с Ростехнадзором
Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и
деталей заводского изготовления отечественной или импортной
поставки. Разрешено ли применение отдельных узлов и деталей,
изготовленных на базах производственного обслуживания организации?
Категорически запрещено
Правилами не запрещается. Изготовленные узлы и детали должны
иметь техническое описание и инструкцию по установке и эксплуатации
Разрешается только для импортной поставки оборудования при отсутствии к ним запасных частей. Изготовленные узлы и детали должны
иметь технические условия изготовления
Разрешается в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой (противофонтанной военизированной частью). Изготовленные узлы и детали должны иметь технические
паспорта
Что должно быть проведено с рабочими буровой бригады после
монтажа ПВО на устье строящейся скважины?
Инструктаж и обучение специалистами предприятия работе с превенторной установкой при газонефтеводопроявлении
Проверка знаний по работе с ПВО комиссией предприятия
Обучение специалистами завода-изготовителя работе с превенторной
установкой при газонефтеводопроявлении
Внеочередная противоаварийная тренировка
20

И-1. п. 253

И-1. п. 253

И-1. п. 257

И-5. п. 3.6

106

107

108

109

110

111

После монтажа на устье превенторная установка центрируется четырьмя оттяжками. Какие требования предъявляются к этим оттяжкам?
Должны быть выполнены из грячекатанной проволоки диаметром не
менее 6 мм, натяжение осуществляется путем скрутки монтажкой
Должны быть выполнены из троса диаметром не менее 12 мм, натяжение осуществляется использованием натяжных винтов
Должны быть выполнены из каната с органическим сердечником диаметром не менее 20 мм, натяжение осуществляется с использованием
вспомогательных приспособлений и анкерных болтов
Должны быть выполнены из пеньковой веревки диаметром не менее 20
мм, натяжение осуществляется с использованием специального натяжного механизма
Как должно быть оборудовано на устье место установки ПВО под
буровой для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала?
Должна быть произведена утрамбовка грунта
Должен быть сделан твердый настил
Должно быть оборудовано подвесным устройством (люлькой)
Площадка вокруг устья цементируется радиусом не менее 5 метров
Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки
устья скважины в верхней части для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
Фланцевую катушку
Разъемную воронку
Желоб
Все перечисленное оборудование
На какие обсадные колонны устанавливается противовыбросовое
оборудование?
На кондуктор
На промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно
вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений
На эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных
со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым
продуктивным пластом
На все перечисленные обсадные колонны
На какие обсадные колонны могут быть смонтированы превенторы с условным проходом 280 и 350 мм?
На обсадные колонны диаметром 219, 245 мм
На обсадные колонны диаметром 299, 324 мм
На обсадные колонны диаметром 280, 350 мм
На обсадные колонны диаметром 178, 194 мм
Монтаж ПВО на устье скважины, его эксплуатация и обслуживание
должны проводиться в соответствии с требованиями…
Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
Инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, разработанной изготовителем
Утвержденной схемой монтажа, а также инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой, разработанной буровой организацией
Всех перечисленных документов
21

И-5. п. 4.10

И-1 п. 269

И-1 п. 270

И-1. п. 251

И-5. п. 4.3

И-5. п. 4.1

112

113

114

115

116

117

Какими документами должна быть обеспечена буровая бригада
для правильного монтажа ПВО на буровой?
утвержденной в установленном порядке схемой обвязки устья скважины ПВО
инструкцией по монтажу и эксплуатации ПВО завода-изготовителя
инструкцией по монтажу и эксплуатации ПВО на буровой
Всеми перечисленными
Какие требования инструкций верны при проведении монтажа
элементов ПВО?
Перед началом монтажа ПВО буровая вышка должна быть отцентрирована относительно устья скважины
На верхнем превенторе должна быть установлена надпревенторная
фланцевая катушка и разъемная сливная воронка
Колонная головка с колонным патрубком и колонным фланцем соединяются на резьбе и уплотняются специальной герметизирующей смазкой Арматол-238 или аналогичной, (использование ленты «ФУМ» не
допускается)
Все перечисленные
Допускается ли блоки задвижек на линиях глушения и дросселирования монтировать из однотипных задвижек с одинаковым положением «Открыто» и «Закрыто»?
Это обязательное условие
Категорически запрещено
Допустимо только после согласования с противофонтанной службой
(противофонтанной военизированной частью)
Определяется владельцем оборудования и не имеет принципиального
значения
Что должно быть установлено после задвижек крестовины ПВО
на линиях глушения и дросселирования для продувки воздухом от
пневмосистемы буровой установки в направлении от устья скважины на выкид?
Воздушные баллоны объемом не менее объемов линий
Фланцы с вентилями высокого давления
Обратные клапаны
Сбросовые устройства вентильного типа
Какие требования предъявляются к соединительным креплениям
элементов ПВО?
Все узлы ПВО соединяются только на стандартных трубных резьбах и
фланцах с применением специальной уплотнительной смазки (Арматол-238 или аналогичной)
Фланцевые соединения должны уплотняться только при помощи металлических колец. Обварка фланцев запрещается
Качество крепежных деталей должно быть подтверждено сертификатом изготовителя
Все перечисленные
Какие требования предъявляются к обогреву превенторов и гидравлических задвижек при отрицательных температурах воздуха?
При отрицательных температурах воздуха применять элементы ПВО
нельзя
Обогрев должен осуществляться при помощи пара по отдельной линии
на каждый превентор
Обогрев должен осуществляться при помощи подключения тепловых
электродувок всего подроторного основания
Допускается обогревать открытым огнем при условии установки в систему нагнетания обратных клапанов для недопущения пневмоударов
22

И-5. п. 4.34

И-5. п. 4.2, 4.4,
4.5

И-5. п. 4.19

И-5. п. 4.25

И-5. п. 4.26

И-5. п. 4.33

118

119

120

121

Для предупреждения повреждения ПВО в процессе эксплуатации
необходимо регулярно следить…
За соосностью буровой вышки с устьем скважины и в случае необходимости центрировать вышку
За наличием смазкой элементов ПВО и в случае необходимости производить смазку герметизирующих элементов
За отсутствием давления в элементах ПВО и при необходимости его
стравливать
За наличием четких надписей на элементах ПВО и при необходимости
их обновлять водоэмульсионной краской
На смонтированное ПВО составляется ведомость. Что в ней
должно быть указано?
Заводской номер оборудования; тип оборудования; год выпуска; диаметр проходного отверстия оборудования; рабочее давление превенторов
Давление опрессовки на ремонтной базе; внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных манифольдов; диаметр, толщина стенки,
марка стали и длина верхней обсадной трубы, на которой устанавливается ПВО; тип установленных задвижек; давление опрессовки ПВО
совместно с обсадной колонной
Давление опрессовки цементного кольца; размеры плашек, установленных в превенторах; размеры надпревенторной и переходных катушек; наименование газообразного агента в гидроаккумуляторе; присоединительные размеры фланцев
Все приведенные данные
На смонтированное ПВО составляется ведомость. Что к ней должно быть приложено?
Акты опрессовки превенторов в условиях мастерских; акты опрессовки
элементов ПВО (блоков задвижек, угольников, секций магистральных
линий) в условиях мастерских; акты опрессовки шаровых кранов,
надпревенторной и переходной катушек в условиях мастерских; акт
опрессовки колонного патрубка в условиях мастерских
Акт опрессовки ПВО на устье скважины; акт опрессовки цементного
кольца; акт опрессовки аварийной трубы с шаровым краном; акт о заправке пневмогидроаккумулятора рабочим агентом
Паспорта (копии) применяемого ПВО, шаровых кранов, переходных и
надпревенторных катушек, аварийной трубы; копия сертификата на
масло гидропривода; сертификаты на крепежные детали (согласно
ГОСТам); разрешение на дальнейшее углубление скважины. Ведомость хранится на буровой до замены комплекта ПВО
Все приведенное
Что необходимо контролировать в процессе монтажа противовыбросового оборудования?
Качество сборки фланцевых соединений
Правильное расположение металлических колец
Равномерную затяжку шпилек с соблюдением равномерного зазора
между фланцами
Всё перечисленное
23

И-5. п. 5.3

И-5. п. 5.4

И-5. п. 5.4

И-5. п. 4.9

122

123

124

125

126

Колонный патрубок с необходимой резьбой ниппеля изготавливается в условиях механических мастерских, где он должен быть
промаркирован клеймением на теле патрубка и опрессован. При
каких условиях он должен быть отбракован?
После применения номинального момента на закручивание
После натяжение на максимальную нагрузку
После восьми свинчиваний в эксплуатационном бурении и четырех
свинчиваний в разведочном бурении
При всех перечисленных
Колонный патрубок поставляется на буровую…
С актом опрессовки в условиях механических мастерских и с предохранительными кольцами на резьбах
С инструкцией по эксплуатации и навернутыми блокировочным устройством
С приказом по разрешению к применению с указанием инвентарного
номера и с устройством для наворачивания
С журналом регистрации наработки и устройством для перемещения
(коробом)
Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Каким должно быть рабочее давление колонной
головки?
Не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность,
рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или
газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана
На 30% превышающим давление опрессовки обсадной колонны, рассчитываемого перед бурением скважины из условий полной замены в
скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной
смесью и герметизации устья скважины при ликвидации поглощения
Не менее давления гидроразрыва, рассчитанного условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью при герметизированном устье скважины во время ликвидации открытого фонтана
Не более двойного давления опрессовки обсадной колонны, рассчитываемого на последнем этапе бурения скважины из условий полной замены пластового флюида или газожидкостной смеси буровым раствором
Для чего предназначен универсальный превентор?
Для герметизации устья скважины при ГНВП
Для предотвращения захода флюида в канал бурильных труб при
ГНВП
Для регулировки давления при ликвидации ГНВП
Для удержания бурильной колонны при ликвидации ГНВП
Что из перечисленного не обязан обеспечивать универсальный
превентор?
Расхаживание бурильных труб
Протаскивание бурильных труб с замковыми соединениями
Предупреждение роста давления на устье скважины выше допустимого
Герметизацию устья скважины на любой части бурильной колонны или
при её отсутствии
24

И-5. п. 4.5.1

И-5. п. 4.5.2

И-1. п. 251

И-12. Стр. 778

И-12. Стр. 778

Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 1?

127

И-12. Стр. 779
Пробка
Крышка
Маслопровод
Плунжер
Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 2?

128

И-12. Стр. 779
Пробка
Крышка
Маслопровод
Корпус
Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 3?

129

И-12. Стр. 779
Корпус
Крышка
Уплотнитель
Предохранительная втулка
Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 4?

130

И-12. Стр. 779
Корпус
Крышка
Уплотнитель
Плунжер
25

Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 5?

131

И-12. Стр. 779
Пробка
Плунжер
Крышка камеры обогрева
Камера закрытия
Как называется элемент универсального превентора типа ПУГ, указанный на рисунке под
номером 8?

132

133

134

135

И-12. Стр. 779
Пробка
Крышка
Предохранительная втулка
Камера обогрева
Можно ли при закрытом универсальном превенторе вращать и
расхаживать бурильную колонну?
Вращать можно, расхаживать нет
Расхаживать можно на любую длину труб, вращать категорически запрещено
Можно и расхаживать и вращать
Вращать и расхаживать запрещено
С какой целью на скважине устанавливают плашечные превенторы?
Для герметизации устья скважины во время ГНВП при наличии в скважине труб
Для герметизации устья скважины во время ГНВП при отсутствии в
скважине труб
Для герметизации устья скважины во время ГНВП при спуске обсадной
колонны
Все ответы верны
Что из перечисленного должен обеспечивать плашечный превентор?
Расхаживание труб по замковому соединению
Расхаживание труб между замковыми соединениями
Герметизацию устья скважины при закрытии трубных плашек на муфтовом соединении
Герметизацию устья скважины при закрытых глухих плашках на муфтовом соединении
26

И-12. Стр. 779

И-12. Стр. 772

И-12. Стр. 772

136

137

Какого вида плашек плашечного превентора не бывает?
Трубных
Глухих
Срезающих
Уплотняющих
Какого вида плашки плашечного превентора
показаны на рисунке?

Трубные
Глухие
Срезающие
Уплотняющие
Какого вида плашки плашечного превентора показаны на рисунке?

138

И-12. Стр. 772

И-12. Стр. 777

И-12. Стр. 777
Трубные
Глухие
Срезающие
Уплотняющие
Какого вида плашки плашечного превентора
показаны на рисунке?

139

140

141

И-12. Стр. 777
Трубные
Глухие
Срезающие
Уплотняющие
Можно ли устанавливать глухие плашки в верхний плашечный
превентор?
Можно без ограничений
Можно по согласованию с противофонтанной частью
Нельзя ни при каких ситуациях
Можно по письменному разрешению главного инженера предприятия
В каком превенторе устанавливают глухие плашки, когда в сборке
отсутствует превентор со срезающими плашками?
В верхнем превенторе
В универсальном превенторе
В нижнем превенторе
В запасном превенторе
27

И-1. п. 266

И-1. п. 266

142

143

144

145

146

147

Можно ли подвесить на плашки плашечного превентора бурильную колонну?
Нет
Допускается подвешивание бурильной колонны длиной, равной проектной глубине скважины
Допускается подвешивание бурильной колонны длиной, равной половине проектной глубины скважины
Допускается подвешивание бурильной колонны длинной, равной не
превышающей массы самого превентора
Как называется элемент
плашечного превентора,
указанный на рисунке под
номером 2?
Корпус превентора
Корпус плашки превентора
Гидроцилиндр
Корпус плашки превентора
Как называется элемент
плашечного превентора,
указанный на рисунке под
номером 3?

И-7. п. 2.9.3

И-12. Стр. 773

И-12. Стр. 773

Маслопровод
Плашка
Корпус плашки превентора
Гидроцилиндр
Как называется элемент
плашечного превентора,
указанный на рисунке под
номером 6?

И-12. Стр. 773

Корпус превентора
Поршень
Гидроцилиндр
Статор
Как называется элемент
плашечного превентора,
указанный на рисунке под
номером 7?
Поршень
Шток
Гидроцилиндр
Плашка
Как называется элемент плашечного превентора, указанный на
рисунке под номером 8?

И-12. Стр. 773

И-12. Стр. 773

Корпус превентора
Корпус плашки превентора
Гидроцилиндр
Ротор
28

Как называется элемент плашечного превентора, указанный на
рисунке под номером 12?

148

149

150

151

152

153

И-12. Стр. 773
Сменный вкладыш
Корпус плашки превентора
Уплотнение
Маслопровод
Позволяет ли закрытый плашечный превентор расхаживать бурильный инструмент?
Да, на длину одной трубы
Да, на всю длину инструмента
Нет
Да, на длину муфты
Какому диаметру должны соответствовать плашки превенторов,
установленных на устье скважины?
Должны соответствовать диаметру последней обсадной колонны
Должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб
Должны соответствовать проходному отверстию превенторов
Не должны превышать диаметр скважины
В каких случаях глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе?
Когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками
Глухие плашки в нижний превентор не устанавливаются
Глухие плашки могут быть установлены в любом месте (согласно
утвержденной схемы обвязки ПВО)
Глухие плашки всегда устанавливаются только в нижний превентор
В каких случаях плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны?
Если в обвязке устья ПВО отсутствует универсальный превентор
Если при спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами установленный универсальный превентор не соответствует ожидаемым устьевым давлениям
Если рабочее давление плашечного превентора превышает рабочее
давление универсального превентора
Если на приемных мостках отсутствует специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с
переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении
Какие требования Правила предъявляют к штурвалам для ручной
фиксации плашек превенторов?
Должны быть установлены в легкодоступном месте
Должны иметь взрывобезопасное освещение и укрытие
На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия
превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек
Все перечисленные
29

И-7. п. 2.9.2

И-1. п. 266

И-1. п. 266

И-1. п. 268

И-1. п. 259

154

155

156

157

158

159

Какие размеры должны быть выдержаны у отбойных щитов (передвижных металлических навесов) для штурвалов фиксации
плашек плашечных превенторов?
Высота - 2000 мм; ширина - 2000 мм; защитный навес - 2000 х 1000 мм;
выполняются из листовой стали толщиной не менее 3 мм
Высота - 2000 мм; ширина - 1000 мм; защитный навес - 1000 х 1000 мм;
выполняются из досок толщиной не менее 20 мм
Высота - 3000 мм; ширина - 1500 мм; защитный навес - 1500 х 1500 мм;
выполняются из листовой стали толщиной не менее 2 мм
Высота - 2500 мм; ширина - 2000 мм; защитный навес - 1000 х 1000 мм;
выполняются из дюралевого листа толщиной не менее 10 мм
Отбойный щит штурвалов для ручной фиксации плашек выполняется из листовой стали толщиной…
Не менее 1 мм
Не более 10 мм
Не менее 5 мм
Не менее 3 мм
Что должно быть нанесено водостойкой краской на стенке отбойного щита штурвалов фиксации плашек?
Стрелки, указывающие направление вращения штурвала на закрытие;
число оборотов штурвала до полного закрытия; метка, совмещение которой с меткой на спице штурвала соответствует полному закрытию
превентора; типоразмер плашек
Давление опрессовки обсадной колонны, давление гидроразрыва пласта, допустимое давление для самого слабого участка скважины и
плотность раствора по которой это давление определено
Наименование и товарный знак завода-изготовителя ПВО, характеристики (рабочее давление, проходное отверстие) элементов ПВО
Все перечисленное
Какое из самых важных требований предъявляется к штурвалам
фиксации плашек плашечного превентора при управлении?
Легкость вращения штурвалов
Наличие свободного хода не менее одного оборота
Отсутствие люфтов в шарнирных соединениях
Не допустимость ни при каких обстоятельствах изменений в схеме
установки штурвалов
Плашечные превенторы должны периодически проверяться на
закрытие и открытие. Как часто должна проводиться такая проверка с записью в журнале проверки ПВО за подписью бурового
мастера (бурильщика) или механика ПВО?
Не реже 1 раза в год
Не реже 1 раза в 12 месяцев
Не реже 1 раза в смену
Не реже 1 раза в месяц
Какие пульты должны устанавливаться для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
Главный и второстепенный
Основной и вспомогательный
Ведущий и ведомый
Большой и маленький
30

И-5. п. 4.17

И-5. п. 4.17

И-5. п. 4.17

И-5. п. 4.17

И-5. п. 5.6

И-1. п. 258

160

161

162

163

164

165

166

Какая система управления противовыбросовым оборудованием
получила наибольшее распространение?
Электрическая
Механическая
Гидравлическая
Пневматическая
Где должен быть установлен основной пульт управления гидростанции ПВО?
Непосредственно возле пульта бурильщика
На расстоянии не менее 25 м от устья скважины с подветренной стороны
На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не более 25 м от устья скважины с заглублением в грунт
или в прилегающем к буровой установке производственном помещении
Где должен быть установлен вспомогательный пульт управления
гидростанции ПВО?
Непосредственно возле пульта бурильщика
На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
В непосредственной близости от гидростанции
В любом удобном и доступном месте на буровой
Когда вспомогательный пульт управления ПВО должен включаться в режим оперативной готовности?
После монтажа и проверки ПВО
Перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов
После разбуривания цементного стакана ниже башмака кондуктора на
1-3 метра
После вскрытия продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов
Какое оборудование можно закрыть и открыть с основного и
вспомогательного пульта гидростанции?
Четыре гидроуправляемые задвижки, один плашечный и один универсальный превентор
Три гидроуправляемые задвижки, два плашечных и один универсальный превентор
Две гидроуправляемых задвижки, три плашечных и один универсальный превентор.
Одну гидроуправляемую задвижку, один плашечный и один универсальный превентор
Какие требования предъявляются к маслопроводам системы гидроуправления ПВО?
Должны быть опрессованны, согласно инструкции по эксплуатации
Должны быть герметичными
Должны быть защищены от возможных повреждений
Все приведенные
Какое устройство должно быть предусмотрено в конструкции
пульта управления ПВО при падении уровня рабочей жидкости в
баке ниже допустимого?
Должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация
Должно быть предусмотрено устройство предотвращающие протечки
рабочей жидкости
Обратный клапан или шаровой кран
Все перечисленные
31

И-1. п. 258

И-1. п. 258

И-1. п. 258

И-1. п. 258

И-12. Стр. 783 –
786

И-1. п. 258

И-1. п. 258

167

168

169

170

171

Какова периодичность проведения ревизии пультов управления
ПВО в механических мастерских с последующим испытанием на
рабочее давление гидросистемы, указанное в паспорте заводаизготовителя, и оформлением акта?
Не реже одного раза в шесть месяцев
Не реже одного раза в год
После работы на восьми эксплуатационных или трёх разведочных
скважинах
Перед каждым монтажом на буровой установке
Какие из перечисленных работ на гидростанции необходимо проводить еженедельно?
Проверять давление азота в гидроаккумуляторе, не допуская снижения
этого давления ниже величин, установленных эксплуатационной документацией изготовителей; проверять исправность регулирующего клапана
Проверять уровень масла в баке, который должен быть между нижней
и средней рисками масломерного щупа при рабочем давлении в гидросистеме; проверять работоспособность плашечных превенторов с отметкой в вахтовом журнале
Производить для безотказной работы смазку превенторного оборудования в соответствии с картой смазки
Производить замену вышедших из строя деталей превентора и ПВО,
проводить смену плашек при нахождении превентора на устье в открытом состоянии
Какие из перечисленных работ на гидростанции необходимо проводить ежедневно?
Проверять давление азота в гидроаккумуляторе, не допуская снижения
этого давления ниже величин, установленных эксплуатационной документацией изготовителей; проверять исправность регулирующего клапана
Проверять уровень масла в баке, который должен быть между нижней
и средней рисками масломерного щупа при рабочем давлении в гидросистеме; проверять работоспособность плашечных превенторов с отметкой в вахтовом журнале
Производить для безотказной работы смазку превенторного оборудования в соответствии с картой смазки
Производить замену вышедших из строя деталей превентора и ПВО,
проводить смену плашек при нахождении превентора на устье в открытом состоянии
Вместимость масляного бака гидростанции ГУП-14 составляет…
212 литров
350 литров
402 литра
750 литров
Что должна включать система нагнетания гидроаккумулятора при
достижении в ней номинального рабочего давления?
Устройство автоматического отключения насоса
Предохранительный клапан
Аварийную звуковую и световую сигнализацию
Обратный клапан со сбросовой линией
32

И-5. п. 4.15

И-5. п. 5.5

И-5. п. 5.5

И-12. Стр. 785

И-1. п. 256

172

173

174

Для чего предназначены пневмогидроаккумуляторы на станции
гидроуправления превенторами?
Для регулирования давления в системе при закрытии и открытии превенторов
Для сбора масла из обратной сети
Для создания гидравлической энергии для закрытия превенторов и задвижек при отключении электроэнергии
Для хранения отработанного масла
Что закачивается в верхнюю часть пневмогидроаккумулятора?
Углекислый газ
Азот
Кислород
Воздух
С каким давлением в гидроаккумулятор ГУП-14 закачивается азот?
Не более 50 кгс/кв.см
75 кгс/кв.см.
140 кгс/кв.см
65-70 кгс/кв.см
Что на чертеже пневмогидроаккумулятора указано под номером 12?

175

И-12. Стр. 783785

И-12. Стр. 783785

И-12. Стр. 785

И-12. Стр. 785
Крышка
Корпус
Колпак
Диафрагма разделительная
Что на чертеже пневмогидроаккумулятора указано под номером 5?

176

И-12. Стр. 785
Крышка
Корпус
Колпак
Вентиль для зарядки азотом
Что на чертеже пневмогидроаккумулятора указано под номером 2?

177

И-12. Стр. 785
Крышка
Корпус
Колпак
Диафрагма разделительная
33

178

179

180

181

182

183

Какие требования не могут предъявляться к помещению основного пульта управления ПВО?
Монтируется в закрытом помещении, изготовленном из листовой стали
толщиной не менее 3 мм с жестким каркасом
Ширина рабочих проходов внутри должна быть не менее 0,5 м
Устанавливается непосредственно возле пульта бурильщика
При отрицательной температуре окружающего воздуха помещение
должно обогреваться
Каким из приведенных требований должно удовлетворять оборудование основного пульта управления ПВО?
Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованы, согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений
В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня жидкости в баке
ниже допустимого
Все соединительные коммуникации системы гидроуправления ПВО перед монтажом должны быть продуты воздухом
Всем перечисленным
Какую роль выполняет крестовина фонтанной арматуры?
Осуществляет циркуляцию по бурильным трубам при закрытом превенторе с возвратом через манифольд блока дросселирования
Осуществляет нагнетание промывочной жидкости через линию глушения
Обеспечивает обратную циркуляцию
Правильны все ответы
Для чего предназначены манифольды ПВО?
Для дегазации бурового раствора
Для обвязки блока превенторов ПВО в целях управления нефтяной или
газовой скважиной в процессе ликвидации ГНВП
Для подачи бурового раствора в скважину
Для управления ПВО в процессе ликвидации ГНВП
Манифольды ПВО должны соответствовать следующим условиям:
Внутренний диаметр должен соответствовать внутреннему диаметру
крестовины
Рабочее давление должно соответствовать давлению ПВО
Длина должна обеспечивать установку блоков глушения и дросселирования на безопасном от устья расстоянии (не менее 10 метров)
Всем приведенным
Какие из приведенных требований не относятся к манифольдным
линиям ПВО?
Должны быть заводского изготовления или составлены из бурильных
труб равнопроходного сечения
Внутренний диаметр линий должен соответствовать внутреннему диаметру боковых отводов крестовины
Монтаж линий должен быть выполнен с уклоном от устья скважины
Длина должна быть не менее 30 м для эксплуатационных скважин и не
менее 100 м для газовых, поисковых и разведочных скважин
34

И-5. п. 4.12

И-5. п. 4.15, 4.16

И-8 (том 2).
Стр 19

И-12. Стр. 786

И-7. п. 2.10

И-7. п. 2.10

184

185

186

187

188

189

Что собой представляют выкидные линии ПВО?
Трубопровод низкого давления
Трубопровод высокого давления
Трубопровод низкого давления, секции которого соединяются между
собой муфтовыми соединениями
Трубопровод высокого давления, секции которого соединяются между
собой сваркой
С какой целью в составе комплекса ПВО монтируют выкидные
линии?
Для проведения операций по промывке скважины при ликвидации открытых фонтанов
Для аварийного сброса давления из скважины в случае необходимости
при возникновении газонефтеводопроявления
Для отвода выходящего из скважины флюида при возникновении открытого фонтанирования
Для возможности проведения опрессовки комплекта ПВО в процессе
эксплуатации
Какие из требований относятся к линиям сбросов на факелы от
блоков глушения и дросселирования?
Должны надежно закрепляться на специальных опорах
Должны направляться в сторону от проезжих дорог, линий электропередач, котельных и других производственных и бытовых сооружений с
уклоном от устья скважины
Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м и
оканчиваться фланцем
Все перечисленные
Какие из приведенных требований не относятся к выкидным линиям ПВО?
Длина линий должна быть не менее 10 метров
Должны надежно закрепляться хомутами на специальных опорах
Должны направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины
Опоры для установки линий должны быть надежно зацементированы в
грунте
Какая должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков
глушения и дросселирования для нефтяных скважин с газовым
фактором менее 200 м3/т?
Не менее 30 м
Не менее 100 м
Не менее 10 м
Не менее 1,5 м
Какая должна быть длина линий сбросов на факелы от блоков
глушения и дросселирования для нефтяных скважин с газовым
фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин?
Не менее 30 м
Не менее 100 м
Не менее 10 м
Не менее 1,5 м
35

И-12. Стр. 786 –
792

И-12. Стр. 786 –
792

И-1. п. 254
И-5. п. 4.23

И-1. п. 254

И-1. п. 254

И-1. п. 254

190

191

192

193

194

195

Какой внутренний диаметр должны иметь линии сбросов на факелы и установленные на них задвижки до блоков глушения и дросселирования?
Одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины
Превышающий внутренний диаметр отводов крестовины не более чем
на 30 мм
Не менее чем в 2 раза превышающий внутренний диаметр отводов
крестовины
Одинаковый с внутренним диаметром превенторов
Какой внутренний диаметр должны иметь линии сбросов на факелы и установленные на них задвижки после блоков глушения и
дросселирования?
Одинаковый с внутренним диаметром крестовины
Равный внутреннему диаметру отводов крестовины или превышающий
их размер не более чем на 30 мм
Не менее чем в 2 раза превышающий внутренний диаметр отводов
крестовины
Одинаковый с внутренним диаметром превенторов
Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки,
должно быть…
Не менее 100 м для всех категорий скважин
Не менее 30 м для эксплуатационных и разведочных скважин
Не более 50 м для поисковых скважин
Не более 150 м для всех категорий скважин
Разрешается ли направлять линии сброса в одну сторону?
Разрешается, но с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца
Запрещено
Направление линий сброса должно быть под углом 90 градусов
Разрешается после согласования с территориальным отделом Ростехнадзора
На каких скважинах устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным
управлением?
На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700
кгс/кв.см (70 МПа)
На всех категориях скважин
На скважинах, где ожидаемое давление на устье не превышает 350 кгс/
кв.см (35 МПа)
На скважинах с ожидаемым объемным содержанием сернистого водорода более 6%
Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на
30% превышающий…
Давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования
Давление испытания на приемистость и гидроразрыв
Давление опрессовки цементного кольца
Давление испытания противовыбросового оборудования на пробное
давление
36

И-1. п. 254

И-1. п. 254

И-1. п. 254

И-1. п. 254

И-1. п. 255

И-1. п. 256

196

197

198

199

200

Какие требования предъявляются к монтажу блоков задвижек
(блоку глушения и дросселирования)?
Должны монтироваться в подвешенном состоянии от грунта, иметь
укрытие от бурового раствора и электрообогрев в зимнее время, освещаться переносными светильниками напряжением не более 42 Вольт
Должны монтироваться на специальных платформах, иметь укрытие от
атмосферных осадков и обогрев в зимнее время, освещаться светильниками во взрывобезопасном исполнении напряжением не более 12 В
Должны монтироваться и устанавливаться в непосредственной близости от устья скважины, освещаться светильниками во взрывобезопасном исполнении
Должны монтироваться на раме на максимально возможном удалении
от устья скважины, иметь укрытие от прямых солнечных лучей, освещаться светильниками во взрывобезопасном исполнении
Какие сведения указываются на табличке, закрепленной на задвижке перед дросселем?
Допустимое давление для элементов ПВО, допустимое значение уровня раствора в скважине, параметры раствора
Допустимое давление для устья скважины, допустимое давление для
самого слабого участка скважины и плотность раствора, по которой это
давление определено
Пробное давление опрессовки элементов ПВО, рабочее давление
опрессовки элементов ПВО и давление опрессовки ПВО совместно с
цементным кольцом после разбуривания цементного стакана
Недопустимое давление для устья скважины, недопустимое давление
для самого сложного участка скважины и параметры раствора для
вскрытия продуктивного горизонта
Вывод карданных валов и манифольдов ПВО производится в соответствии с особенностями конструкции буровых установок согласно схеме. Каким образом запрещается монтаж манифольдов?
В подвешенном состоянии на опорах
При помощи фланцевых соединений
С пропуском их через блоки и фермы основания вышки
Под конструкцией буровой установки
Концевые задвижки на линиях манифольда и блоков задвижек
ПВО должны быть постоянно закрыты. Какие задвижки на блоке
дросселирования должны быть открыты?
Задвижки до и после обоих дросселей – 4 шт.; дроссель – 2 шт.; задвижка на линию дегазации – 1 шт.; задвижка на струегасителе – 1 шт.;
задвижка прямого сброса – 1 шт.
Задвижки до дросселей – 2 шт.; дроссель – 1 шт.; задвижка прямого
сброса – 1 шт.;
Все задвижки – 7 шт. и дроссели – 2 шт.
Задвижки до и после одного из дросселей – 2 шт.; дроссель – 2 шт.; задвижка на линию дегазации – 1 шт.; задвижка на струегасителе – 1 шт.
В какие сроки необходимо производить периодическую ревизию
всех элементов манифольда ПВО, блоков глушения и дросселирования в условиях механических мастерских с последующей
опрессовкой на рабочее давление, оформлением акта и занесением информации в паспорта на изделия?
Не реже одного раза в шесть месяцев
Не реже одного раза в год
Перед каждым монтажом на буровой установке
После работы на 8 эксплуатационных скважинах или 8 разведочных
37

И-5. п. 4-18

И-1. п. 259

И-5. п. 4.12

И-5. п. 4.32

И-5. п. 4.27

201

202

203

204

205

При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь…
Два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее
предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с
возможностью ручного управления, должен включаться в его состав
Три шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным
Один обратный клапан с приспособлением для установки его в открытом положении
Три обратных клапана. Один устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, третий является запасным
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением,
горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно
быть…
Два шаровых крана. Один устанавливается между ведущей трубой и ее
предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран, с
возможностью ручного управления, должен включаться в его состав.
Три обратных клапана. Один устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным
переводником, третий является запасным.
Один шаровой клапан. Он устанавливается между рабочей трубой и
вертлюгом или между рабочей трубой и ее предохранительным переводником
Три шаровых крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным
В каком состоянии должны находиться все шаровые краны до их
применения?
В закрытом состоянии
В открытом состоянии
В разобранном состоянии
В снятом состоянии
Шаровой кран предназначен…
Для перекрытия автоматически канала бурильных труб при возникновении газонефтеводопроявлений
Для перекрытия вручную канала бурильных труб при возникновении
газонефтеводопроявлений
Для перекрытия автоматически канала обсадной колонны при возникновении газонефтеводопроявлений
Для предупреждения возникновения газонефтеводопроявлений при
бурении скважины
Где устанавливают шаровой кран?
Внизу бурильной колонны
Вверху бурильной колонны
В середине бурильной колонны
В любом доступном месте
38

И-1. п. 260

И-1. п. 260

И-1. п. 260

И-8 (том 2).
Стр 51

И-8 (том 2).
Стр 51

Какое устройство представлено на рисунке?

И-8 (том 2).
Стр 52

206

207

208

209

210

Промывочный переводник
Обратный клапан для бурильной колонны
Шаровой кран для бурильной колонны
Цементировочная головка для обсадной колонны
Каким должно быть рабочее давление шарового крана, установленного на бурильную колонну?
Равным давлению опрессовки обсадной колонны
Не превышать давление гидроразрыва пласта
Равным или выше рабочего давления оборудования устья скважины
Равным или выше давления начала поглощения пласта
В какой цвет должны быть окрашены специальная бурильная
труба, переводник и шаровой кран?
Черный цвет
Белый цвет
Красный цвет
Труба должна быть окрашена в черный цвет, а переводник и шаровой
кран - в красный
Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом
положении. Один кран является рабочим, второй - резервным. Какие ещё требования на основании Правил предъявляются к шаровым кранам и обратным клапанам?
Должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии
Опрессовка должна проводиться один раз в 6 месяцев
Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации вплоть до их списания
Все перечисленные
Клапан обратный для бурильных колонн предназначен…
Для автоматического перекрытия канала бурильных труб при газонефтеводопроявлении
Для перекрытия вручную канала бурильных труб при газонефтеводопроявлении из скважины в процессе бурения
Для осуществления промывки скважины во время ликвидации газонефтеводопроявления
Для предупреждения начала газонефтеводопроявления в скважине в
процессе бурения
39

И-5. п. 5.14

И-1. п. 267;
И-5. п. 5.14

И-1. п. 260

И-8 (том 2).
Стр. 55

211

212

Где устанавливают обратный клапан?
Внизу бурильной колонны
Вверху бурильной колонны
В середине бурильной колонны
В любом доступном месте
Какими недостатками обладают предохранительные устройства с
обратными клапанами, устанавливаемые над долотом и предупреждающие приток бурового раствора внутрь бурильных труб?
Риск закупоривания кольматирующим материалом
Трудность определения давления на устье в бурильных трубах
Необходимость заполнения бурильной колоны при спуске
Всеми перечисленными
Какое устройство представлено на рисунке?

215

И-8 (том 2).
Стр. 55

И-8 (том 2).
Стр. 56

213

214

И-8 (том 2).
Стр. 55

Кривой переводник
Обратный клапан для бурильной колонны
Шаровой кран для бурильной колонны
Промывочная головка для обсадной колонны
В каких случаях на мостках необходимо иметь специальную
опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной
колонны (аварийную трубу)?
В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного
инструмента для бурения
В случаях, когда на буровой не применяется верхний силовой привод
В случаях, когда используются бурильные трубы из алюминиевого
сплава
Во всех перечисленных случаях
Какие требования предъявляются к специальной стальной трубе
(аварийной трубе)?
Должна быть окрашена в красный цвет, диаметр должен соответствовать диаметру плашек превентора
Должна иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300
- 400 мм ниже плашек превентора
Длина должна быть 3 - 9 м, на нее должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке, а на
муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами
шаровой кран
Все перечисленные
40

И-1. п. 267

И-1. п. 267

216

217

218

219

220

221

На какое давление превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) должны опрессовываться водой до установки на устье
скважины?
На пробное давление, указанное в ГОСТ-13862-90
На рабочее давление, указанное в техническом паспорте
На давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте
На давление испытания цементного кольца ниже башмака кондуктора,
указанное в регламентах организации заказчика-недропользователя
На какое давление превенторы опрессовываются после ремонта,
связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса?
На рабочее давление
На расчетное давление
На пробное давление
На пониженное давление
После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого
давления должна быть опрессована водой или инертным газом…
На давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте
На рабочее давление превенторов, указанное в техническом паспорте
На пробное давление, указанное в ГОСТ-13862-90
На давление испытания цементного кольца ниже башмака кондуктора,
указанное в регламентах организации заказчика-недропользователя
На какое давление опрессовываются водой выкидные линии для
противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление
до 210 кгс/см2 (21 МПа) после концевых задвижек?
100 кгс/см2 (10 МПа)
90 кгс/см2 (90 МПа)
35 кгс/см2 (3,5 МПа)
50 кгс/см2 (5 МПа)
На какое давление опрессовываются водой выкидные линии для
противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление
выше 210 кгс/см2 (21 МПа)?
100 кгс/см2 (10 МПа)
90 кгс/см2 (90 МПа)
35 кгс/см2 (3,5 МПа)
50 кгс/см2 (5 МПа)
Как должны оформляться результаты опрессовки ПВО после
монтажа на устье скважины?
Протоколом комиссии, в состав которой включается инспектор Ростехнадзора и представитель противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)
Актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика
Удостоверением комиссии, в состав которой включается представитель
заказчика и инспектор Ростехнадзора
Свидетельством комиссии, в состав которой включается представитель
проектировщика, подрядчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)
41

И-1. п. 261

И-1. п. 261

И-1. п. 262

И-1. п. 262

И-1. п. 262

И-1. п. 262

222

223

224

225

226

Обсадная колонна вместе с ПВО при опрессовке считается герметичной, если…
В течение 10 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на
15 кгс/см2 (1,5 МПа)
В течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 5
И-1. п. 245
кгс/см2 (0,5 МПа)
В течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на
10 кгс/см2 (1,0 МПа)
В течение 10 минут давление опрессовки снизилось не менее, чем на 5
кгс/см2 (0,5 МПа)
Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть
не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины. Исходя из
какого условия производится определение рабочего давления.
Исходя из допустимого превышения пластового давления над забойным (создание депрессии)
И-1. п. 264
Исходя из полной замены в скважине бурового раствора пластовым
флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании
Исходя из возможностей буровой организации по закупке оборудования
с максимальными характеристиками
Исходя из требований заказчика по обеспечению герметизации устья
превенторами с максимальными рабочими давлениями
При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из
узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную
установку подвергают дополнительной опрессовке. На какое давление?
И-1. п. 265
На величину пробного давления
На величину рабочего давления
На величину начала поглощения пласта на данном месторождении
На величину давления испытания обсадной колонны
В какие сроки превенторы вместе с крестовиной ПВО должны
проходить ревизию и опрессовываться водой в условиях механических мастерских на рабочее давление, указанное в техническом паспорте?
При эксплуатационном кустовом бурении после бурения не более
восьми скважин; при бурении поисковых и разведочных скважин - после бурения трех скважин, при условии, что после опрессовки в услоИ-5. п. 4.6.1, 4.6.2
виях мастерских прошло не более 6 месяцев
После каждой скважины не зависимо от её назначения и глубины
При эксплуатационном кустовом бурении после бурения не более четырех скважин; при бурении поисковых и разведочных скважин - после
бурения двух скважин
Не реже одного раза в 12 месяцев, при условии, что ПВО не участвовало в ликвидации ГНВП
На какое давление должна проводиться опрессовка водой после
ревизии в условиях механических мастерских превенторов вместе
с крестовиной и коренными задвижками, надпревенторной катушки после хранения в течение шести месяцев
На рабочее давление, указанное в техническом паспорте
И-5. п. 4.6.3
На пробное давление, указанное в ГОСТ 13862-90
На давление опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, указанное в паспорте обсадной колонны
На давление опрессовки цементного кольца после разбуривания цементного стакана
42

227

228

229

230

231

После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака
кондуктора (технической колонны) на 1-3 метра производится…
Опрессовка цементного кольца за обсадной колонной на давление
определенное проектом и указанное в ГТН, при спущенной бурильной
колонне с закачкой на забой порции воды и подъемом ее выше башмака не менее 10 - 20 метров с выдержкой в течение 30 минут и оформлением акта
Монтаж ПВО, его проверка, опрессовка и обучение персонала бригады
работе с ПВО при появлении признаков ГНВП
Противоаварийная тренировка по действию вахты при обнаружении
признаков ГНВП с разбором ошибок и повторением при обнаружении
недостаточных знаний или навыков
Всё перечисленное
Когда в обязательном порядке должна быть проведена профилактическая проверка исправности ПВО буровым мастером или механиком с соответствующей регистрацией результатов проверки в
вахтовом журнале?
Перед спуском обсадной колонны
Перед разбуриванием цементного стакана ниже башмака кондуктора
Перед вскрытием продуктивных пластов
После опрессовки ПВО вследствие замены деталей ПВО или плашек
превентора
Избыточное давление на устье при закрытых элементах ПВО не
должно превышать…
Величину давления опрессовки ПВО с кондуктором (технической колонной) и давления опрессовки цементного кольца
Величину рабочего давления ПВО по паспорту завода-изготовителя
Величину пробного давления ПВО по ГОСТ 13862-90
Величину пластового давления на глубине совместимых условий бурения
Как необходимо поступить при достижении давления максимально допустимых величин на устье при закрытых элементах ПВО?
Надо резко его снизить путем максимального открытия дросселя, одновременно отключив циркуляцию раствора
Надо постепенно на 0,3 - 0,4 МПа (3 - 4 кгс/см2) снизить его путем дросселирования, одновременно подкачивая жидкость в бурильные трубы
Надо резко на 3 - 4 МПа (30 - 40 кгс/см2) снизить его путем дросселирования, одновременно максимально увеличив подкачку жидкости в бурильные трубы
Надо постепенно увеличить подкачку жидкости в бурильные трубы на 3
- 4 МПа (30 - 40 кгс/см2) одновременно прикрывая дроссель
Что запрещено при применении сливной разъемной воронки,
устанавливаемой над верхним превентором?
Жесткое соединение с растворопроводом и с элементами буровой
установки
Шпилечное или болтовое соединение с элементами ПВО
Жесткое соединение с элементами ПВО
Слабое, не надежное соединение с растворопроводом и с элементами
буровой установки
43

И-5. п. 4.29

И-5. п. 5.8

И-5. п. 5.10

И-5. п. 5.11

И-5. п. 5.12

232

233

234

235

236

Какие работы запрещено проводить на ПВО при наличии давления в превенторах, манифольде или линиях гидроуправления
Осмотр оборудования и КИП
Какие-либо работы по монтажу и устранению неисправностей ПВО
Долив масла в масляный бак гидростанции
Проверку срабатывания автоматического поддержания давления в системе
Когда персонал может произвести разборку пневмогидроаккумулятора гидростанции управления ПВО?
После отключения гидростанции от источника электроэнергии
После открытия всех элементов ПВО, управляемых с гидростанции
После полного выпуска из него азота
После отключения и блокировки гидравлического насоса
Когда превенторная установка должна быть приведена в рабочее
состояние?
Перед началом бурения
После вскрытия продуктивных пластов
Перед вскрытием продуктивных пластов (за 100 м)
После спуска и крепления эксплуатационной колонны
Когда превенторная установка должна быть приведена в режим
оперативной готовности?
Перед началом бурения
После вскрытия продуктивных пластов
Перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов
После спуска и крепления эксплуатационной колонны
Какие из перечисленных требований обязательно выполнять в
процессе эксплуатации противовыбросового оборудования?
Не допускать течи из превентора, течи из узлов манифольда и трубопроводов гидроуправления допустимы не более 0,5% от общего объема жидкости. Не реже одного раза в шесть месяцев проводить лабораторный анализ масла гидросистемы на наличие в нем продуктов износа, промывочной жидкости и других механических примесей. Содержание примесей в масле допускается не более 5% по весу
Не допускать течи из превентора, узлов манифольда и трубопроводов
гидроуправления. Не реже одного раза в три месяца либо после длительного хранения ПВО проводить лабораторный анализ масла гидросистемы на наличие в нем продуктов износа, промывочной жидкости и
других механических примесей. Содержание примесей в масле допускается не более 0,05% по весу
Течи из превентора, узлов манифольда и трубопроводов гидроуправления допускаются только не более 5% от объема жидкости. Не реже
одного раза в год либо после длительного хранения ПВО проводить
лабораторный анализ масла гидросистемы на наличие в нем продуктов
износа, промывочной жидкости и других механических примесей. Содержание примесей в масле допускается не более 5% по весу
Течи из превентора, узлов манифольда допустимы не более 1% от общего объема жидкости, течи из трубопроводов гидроуправления не допустимы. Не реже одного раза в месяц либо после длительного хранения ПВО проводить лабораторный анализ масла гидросистемы на
наличие в нем продуктов износа, промывочной жидкости и других механических примесей. Содержание примесей в масле допускается не
более 0,1% по весу
44

И-5. п. 3.7

И-5. п. 3.8

И-5. п. 5.2

И-1 п. 258

И-5. п. 5.5

237

238

239

240

241

Какие из перечисленных требований обязательно выполнять в
процессе эксплуатации противовыбросового оборудования?
В качестве рабочей жидкости гидросистемы допускается использование любых жидкостей, которые имеют достаточную вязкость. Для
устранения льдообразования рекомендуется добавлять в масло спирт
метиловый из расчета 500 грамм на 1 литр масла
В качестве рабочей жидкости гидросистемы допускается использование синтетических масел. Для устранения льдообразования рекомендуется добавлять в масло растворитель (допускается аналог – ацетон)
из расчета 100 грамм на весь объём масла
В качестве рабочей жидкости гидросистемы допускается использование только жидкостей, не имеющие вязкости. Для устранения льдообразования рекомендуется добавлять в масло различные осушители из
расчета 5 грамм на 1 литр масла
В качестве рабочей жидкости гидросистемы допускается использование только тех жидкостей, которые рекомендованы заводомизготовителем. Для устранения льдообразования рекомендуется добавлять в масло спирт этиловый (допускается аналог – спирт технический) из расчета 50 грамм на 1 литр масла
Какие работы допускается проводить по монтажу и устранению
неисправностей при наличии давления в превенторах, манифольде или линии гидроуправления?
Любые, соблюдая меры безопасности
Не допускается проводить никаких работ
Только аварийные работы, после прохождения внеочередного инструктажа под руководством ответственного специалиста предприятия
Только работы по смене вышедших из строя элементов
После выполнения каких условий разрешается продолжать дальнейшее бурение после крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов?
После монтажа превенторной установки
После опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной
После опрессовки цементного кольца за обсадной колонной
Выполнив все приведенные условия
Каким образом производится дегазация бурового раствора?
Путём дегазации на сепараторах или на вакуумных дегазаторах
Путём активного перемешивания в приёмных емкостях
Путём ввода в состав бурового раствора специальных агентов, уменьшающих содержание растворённого газа
Любым из приведенных методов
Где должен быть установлен вакуумный дегазатор для вывода из
бурового раствора растворенного газа?
Между виброситами и гидроциклоном
На выходе из скважины
На входе нагнетательного трубопровода
В любом доступном месте на расстоянии не менее 10 метров от устья
скважины
45

И-5. п.5.5

И-5. п. 3.7

И-1. п. 263

И-12. Стр. 613,
И-8 (том 2).
Стр 85

И-12. Стр. 613

242

243

244

245

246

247

248

Как должна быть оборудована градуированная мерная емкость
для контроля долива раствора?
Должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку
Должна быть оборудована датчиком давления и иметь дистанционно
И-1. п. 141
регулируемую задвижку
Должна быть оборудована ступенями для контроля уровня раствора и
иметь градуировку
Должна быть оборудована приёмным устройством и иметь гидрозатвор
Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками напряжением не более 12 В и аварийным освещением
этого напряжения для освещения…
ПВО
И-1. п. 259
В отбойных щитах, у основного и вспомогательного пульта управления
превенторами
У щита индикаторов веса бурильного инструмента, блоке дросселирования и у аварийного блока задвижек
Всех перечисленных мест
Тема №3. Обнаружение ГНВП и дальнейшие действия персонала
Что называется газонефтеводопроявлением?
Поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное техническим проектом
И-4. п. 1.1
Неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины
Истечение пластового флюида вследствие образования грифонов
Управляемое течение аварийного открытого фонтана
Что является главным условием возникновения ГНВП?
Превышение пластового давления над забойным (депрессия)
Превышение забойного давления над пластовым (репрессия)
И-4. п. 3.1
Превышение пластового и забойного давления над устьевым давлением
Недостаточная подача буровых насосов
Что из приведенного можно отнести к основным причинам возникновения ГНВП?
Недостаточный уровень бурового раствора в скважине
И-4. п. 3.2
Превышение скорости спуска или подъёма инструмента при СПО
Сальникообразование при СПО
Любое из приведенного
Что из перечисленного может служить причиной начала проявления?
Уменьшение статического напряжения сдвига (СНС) бурового раствора
И-4. п. 3.2
Изменение механической скорости бурения
Недолив бурового раствора в скважину при подъёме бурильной колонны
Недостаточная дегазация раствора при промывке
Что из перечисленного относится к причинам возникновения
ГНВП?
Недостаточная плотность бурового раствора
И-4. п. 3.2
Отсутствие, не герметичность или неисправность ПВО
Содержание газа в буровом растворе более 5 %
Неполный состав вахты
46

249

250

251

252

253

254

Что из перечисленного относится к причинам возникновения
ГНВП?
Гидроразрыв пород и резкое поглощение промывочной жидкости
Отсутствие или негерметичность ПВО
Резкое увеличение нагрузки на долото
Уменьшение уровня раствора в приемных емкостях
Что из приведенного относится к причинам возникновения ГНВП?
Достаточная плотность бурового раствора
Уровень бурового раствора в скважине близок к устью
Отсутствие поглощения промывочной жидкости
Вскрытие зоны с аномально высоким пластовым давлением
Что из перечисленного не может являться причиной начала ГНВП?
Снижение гидростатического давления столба раствора
Отказ элементов противовыбросового оборудования из-за несвоевременного или некачественного проведения ревизии или ремонта
Уменьшение забойного давления при установке жидкостных ванн с
низкой плотностью раствора при ликвидации прихватов
Снижение забойного давления в результате проявления эффектов
поршневания при подъеме бурильной колонны с сальником, завышенных скоростях подъема труб, росте структурно-механических и реологических параметров бурового раствора
Что из перечисленного не может являться причиной начала ГНВП?
Газирование раствора в призабойной части вследствие длительных
простоев скважины без промывок
Разрушения обратных клапанов бурильных или обсадных колонн в
процессе их спуска
Нарушение герметичности или целостности противовыбросового оборудования в процессе его эксплуатации
Нарушение целостности обсадных или бурильных колонн при их спуске
в скважину без заполнения их промывочной жидкостью или некачественного крепления технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым
(явным)?
Несоответствие количества закачиваемого в скважину и выходящего из
нее бурового раствора
Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы
Увеличение вращающего момента на роторе
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических
остановках или простоях
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым
(явным)?
Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения
Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы
Увеличение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе
бурения
Увеличение вращающего момента на роторе
47

И-4. п. 3.2

И-4. п. 3.2

И-4. п. 3.2

И-4. п. 3.2

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

255

256

257

258

259

260

261

Какой из перечисленных признаков ГНВП не относится к прямым
(явным)?
Изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе
бурения
Повышение газосодержания в промывочной жидкости
Снижение плотности бурового раствора
Поступление жидкости из скважины при неработающих насосах
Какой из перечисленных признаков ГНВП не относится к прямым
(явным)?
Увеличение объема (уровня) раствора в приемных емкостях при бурении или проведении спуско-подъемных операций
Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения
Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора
Несоответствие объемов металла поднятых (спущенных) труб и доливаемой (вытесняемой) в скважину (из скважины) жидкости
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым при
бурении или промывке?
Увеличение поглощения бурового раствора
Повышение уровня бурового раствора в приёмных емкостях
Изменение подачи буровых насосов
Изменение показаний индикатора веса
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым при
бурении или промывке?
Повышение газосодержания в буровом растворе (более 5%)
Повышение скорости выходящего потока бурового раствора
Повышение уровня бурового раствора в приёмных емкостях
Все перечисленные
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым при
отсутствии в скважине циркуляции?
Поглощение бурового раствора
Изменение показателей бурового раствора
Перелив раствора через устье скважины
Уменьшение уровня раствора в приемных емкостях
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым при
проведении СПО?
Уменьшение плотности бурового раствора (более 0,5 г/куб.см)
Изменение механической скорости СПО (более 0,5 м/с)
Увеличение механической скорости проходки скважины (более 0,5 км/ч)
Увеличение объёма бурового раствора в приёмной ёмкости относительно расчётного при спуске бурильной колонны (более 0,5 куб.м)
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к прямым при
проведении спуско-подъёмных операций?
Увеличение скорости СПО
Уменьшение объёма доливаемого бурового раствора в скважину относительно расчётного при подъёме бурильной колонны
Уменьшение высоты столба бурового раствора
Увеличение объёма доливаемого бурового раствора в скважину относительно расчётного при подъёме бурильной колонны
48

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

И-4. п. 4.1

Какие из перечисленных признаков ГНВП относятся к прямым при
проведении спуско-подъёмных операций?
262

Уменьшение объёма доливаемого бурового раствора в скважину относительно расчётного при подъёме бурильной колонны (более 0,5 куб.м)
Увеличение объёма бурового раствора в доливной ёмкости при спуске
бурильной колонны (менее 0,5 куб.м)

И-4. п. 4.1

Снижение газосодержания в буровом растворе (менее 5%)
Увеличение плотности бурового раствора (более 0,5 г/куб.см)
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к косвенным?
Увеличение газосодержания в буровом растворе (не более 5%)
263

Изменение параметров бурового раствора
Увеличение момента на роторе или верхнем приводе при вращении
бурильной колонны

И-4. п. 4.1

Все приведенные
Какой из перечисленных признаков ГНВП относится к косвенным?
Увеличение механической скорости бурения
264

Уменьшение уровня раствора в приемных емкостях
Увеличение веса бурильной колонны

И-4. п. 4.1

Уменьшение момента на роторе или верхнем приводе при вращении
бурильной колонны
Какие из перечисленных признаков ГНВП относятся к косвенным?
Увеличение уровня раствора в приемных емкостях
265

Уменьшение показаний индикатора веса
Уменьшение механической скорости проходки

И-4. п. 4.1

Уменьшение уровня раствора в скважине
Какой из перечисленных признаков ГНВП относятся к косвенным?
266

Поглощение бурового раствора
Изменение давления на буровых насосах
Уменьшение момента на роторе или верхнем приводе при вращении
бурильной колонны
Повышение газосодержания в буровом растворе (более 5%)

И-4. п. 4.1

Какие из перечисленных признаков ГНВП не относятся к косвенным?
Резкий рост механической скорости при неизменных параметрах режима бурения
267

Изменение давления на насосах при прочих равных условиях их работы
Увеличение вращающего момента на роторе
Повышение расхода (скорости) выходящего из скважины потока бурового раствора
49

И-4. п. 4.1

268

269

270

Как следует поступить при поступлении пластового флюида в
скважину в процессе подъема бурильной колонны из интервала,
не обсаженного ствола?
Следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла, спустить бурильную колонну до забоя, произвести промывку скважины не менее 2-х циклов с приведением всех параметров промывочной жидкости в соответствие с ГТН (определить причину поступления
пластового флюида и принять меры), после чего произвести подъем
бурильной колонны
Следует подъем продолжить без промывки скважины, медленно проворачивая бурильную колонну
Следует подъем остановить, промыть скважину в течение одного цикла, поднять бурильную колонну не менее половины длины скважины,
произвести промывку скважины не менее 2-х циклов с приведением
параметров промывочной жидкости для создания депрессии не менее
5%, после чего произвести подъем бурильной колонны
Следует подъем остановить, спустить бурильную колонну до забоя,
произвести промывку скважины не менее одного цикла, определить
причину поступления пластового флюида и принять меры к подъему
бурильной колонны
Когда разрешается приступить к подъему бурильной колонны из
скважины, в которой произошло поглощение бурового раствора
при наличии газонефтеводопроявления?
Только после ликвидации газонефтеводопроявления
Только после ликвидации поглощения бурового раствора
Только после заполнения скважины до устья и отсутствия перелива в
течение времени, достаточного для подъема и спуска бурильной колонны
Подъем бурильной колонны в данной ситуации запрещен
Какие действия обязана выполнить буровая вахта при обнаружении газонефтеводопроявлений?
Открыть все задвижки на линии дросселирования, оповестить близлежащие населенные пункты и производственные объекты, информировать об этом руководство предприятия-недропользователя и территориальный отдел Ростехнадзора и действовать в соответствие инструкцией по ликвидации ГНВП и открытого фонтанирования
Загерметизировать устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу (противофонтанную военизированную часть) и действовать в соответствии с ПЛА
Открыть все превенторы, закрыть все задвижки на линии глушения и
дросселирования оповестить скорую помощь и пожарную охрану, покинуть опасную зону, передвигаясь из неё против ветра, в дальнейшем
действовать согласно типового регламента при газонефтеводопроявлении
Отключить все источники искрообразования (потребители электроэнергии, промышленные топки, двигатели внутреннего сгорания и др.), запретить пользоваться стальным инструментом, курение, выставить
охранение, вывесить предупреждающие плакаты, сообщить об случившемся руководству организации и в МЧС и действовать в соответствии с ПЛА
50

И-1. п. 286

И-1. п. 281

И-1. п. 273

271

272

273

274

275

276

Какие данные вахта должна зафиксировать после герметизации
скважины при ГНВП?
Должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном
пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке
Должны быть сняты показания телеметрии, видеофиксации, данные
момента на роторе или верхнем силовом приводе во время ГНВП
Должны быть зафиксированы параметры цементного раствора, время
заливки, время ОЗЦ и время вскрытия продуктивного пласта
Все перечисленное
Что вахта обязана установить после закрытия превенторов при
газонефтеводопроявлениях?
Наблюдение за возможным возникновением межпластовых перетоков,
расслоений обсадных колонн, вспучиванием цементного кольца за обсадными колоннами
Наблюдение за прилегающей территорией, недопущения проникновения посторонних лиц на кустовую площадку, а также за наличием вспенивания бурового раствора
Наблюдение за действием членов вахты при выполнении операций по
подготовке к ликвидации ГНВП и открытого фонтана, за подготовкой
необходимого оборудования и инструмента
Наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины
и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования
Кому должен сообщить работник бригады, первым заметивший
признаки газонефтеводопроявления?
Бурильщику
Мехнику РИТС
Главному инженеру предприятия
В противофонтанную службу (противофонтанную часть)
Какой сигнал должен подать бурильщик при обнаружении признаков ГНВП?
Звуковой сигнал тревоги «Выброс»
Отмашку верховому работнику на остановку СПО
Визуальный сигнал «Берегись»
Все перечисленные сигналы
В каком положении должна находиться бурильная или обсадная колонна
перед закрытием превентора после обнаружения ГНВП?
Установлена на клиньях
В разгруженном на забой состоянии
Полностью извлечена из скважины
В подвешенном состоянии
Бурильщик с вахтой при бурении (промывке) определили приток
флюида в скважину. Какие действия в первую очередь обязана
выполнить вахта после подачи сигнала «Выброс»?
Поднять бурильный инструмент до выхода муфты трубы на 1 метр выше ротора, закрепить тормоз буровой лебедки, остановить буровые
насосы
Немедленно покинуть опасную зону, перемещаясь в сторону от устья
скважины по направлению к пункту сбора, отключая по пути движения
все источники искрообразования
Открыть с пульта управления коренную задвижку, закрыть кольцевой
(универсальный) превентор
Закрыть с пульта управления коренную задвижку на линии дросселирования, открыть плашечный и универсальный превенторы
51

И-1. п. 273

И-1. п. 274

И-3. п. 1

И-3. п. 2

И-5. п. 5.7

И-3. табл. 1

277

278

279

Бурильщик с вахтой при бурении (промывке) определили приток
флюида в скважину, подняли бурильный инструмент до выхода
муфты трубы на 1 метр выше ротора, закрепили тормоз буровой лебедки, остановили буровые насосы. Какие последующие
действия они должны произвести?
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть кольцевой
(универсальный) превентор, шаровой кран, задвижку перед регулируемым дросселем и установить наблюдение за изменением давления на
блоке дросселирования
Закрыть все задвижки на линии дросселирования, открыть кольцевой
(универсальный) превентор, шаровой кран и установить наблюдение за
изменением давления на стояке
Открыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть кольцевой (универсальный) превентор, шаровой кран и установить наблюдение за
стравливанием давления на блоке дросселирования
Закрыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть кольцевой (универсальный) превентор, шаровой кран, открыть задвижку перед регулируемым дросселем и установить наблюдение за изменением потока
раствора на блоке глушения
Бурильщик с вахтой при проведении операций по спуску или
подъему труб определили приток флюида в скважину. Какие действия в первую очередь обязана выполнить вахта после подачи
сигнала «Выброс»?
Прекратить спускоподъемные операции, навернуть аварийную бурильную трубу с шаровым краном, спустить бурильную колонну в скважину,
оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора
На максимальных скоростях спустить бурильную колонну в скважину до
забоя, навернуть аварийную бурильную трубу с шаровым краном,
оставив муфту трубы на 0,5 метра выше ротора
На максимальных скоростях поднять бурильную колонну из скважины,
опустить аварийную бурильную трубу с шаровым краном, оставив
муфту трубы на 1 метр выше ротора
Прекратить спускоподъемные операции, спустить бурильную колонну в
скважину, оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора, дальше действовать согласно ПЛА
Бурильщик с вахтой при проведении операций по спуску или
подъему труб определили приток флюида в скважину, прекратили
СПО, навернули аварийную бурильную трубу с шаровым краном,
спустили бурильную колонну в скважину, оставив муфту трубы на
1 метр выше ротора. Какие последующие действия они должны
произвести?
Открыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть кольцевой (универсальный) превентор, шаровой кран, открыть задвижку перед регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования
Закрыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть плашечный превентор с глухими плашками, шаровой кран, задвижку перед регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления на
стояке
Закрыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть плашечный превентор с трубными плашками, шаровой кран, задвижку перед
регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления на блоке глушения
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть кольцевой
(универсальный) превентор, шаровой кран, задвижку перед регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления на
блоке дросселирования
52

И-3. табл. 1

И-3. табл. 2

И-3. табл. 2

280

281

Бурильщик с вахтой при проведении операций по спуску обсадной
колонны определили приток флюида в скважину. Какие действия
в первую очередь обязана выполнить вахта после подачи сигнала
«Выброс»?
Прекратить спуск обсадной колонны, навернуть аварийную бурильную
трубу с переводником и шаровым краном на последнюю обсадную трубу, спустить обсадную колонну с навернутой аварийной бурильной трубой в скважину, оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора
Прекратить спуск обсадной колонны, навернуть переводник под шаровой кран на последнюю обсадную трубу, навернуть сам шаровой кран,
оставив ниппель крана на 0,5 метра выше ротора
Увеличить скорость спуска обсадной колонны, после спуска её на проектную глубину – навернуть аварийную бурильную трубу с переводником
и шаровым краном и закрыть шаровой кран
Прекратить спуск обсадной колонны, используя все доступные мощности
оборудования извлечь максимальное количество труб, затем навернуть
аварийную бурильную трубу с переводником и шаровым краном на
последнюю обсадную трубу и закрыть шаровой кран
Бурильщик с вахтой при проведении операций по спуску обсадной
колонны определили приток флюида в скважину, прекратили
спуск обсадной колонны, навернули аварийную бурильную трубу
с переводником и шаровым краном на последнюю обсадную
трубу, спустили обсадную колонну с навернутой аварийной
бурильной трубой в скважину, оставив муфту трубы на 1 метр
выше ротора. Какие последующие действия они должны произвести?
Доложить о случившемся руководству предприятия и в дальнейшем
действовать согласно ПЛА
Закрыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть плашечный превентор с трубными плашками, закрыть шаровой кран на аварийной бурильной трубе, открыть задвижку перед регулируемым дросселем и
установить наблюдение за истечением бурового раствора через линию
дросселирования
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрывает кольцевой (универсальный) превентор, закрыть шаровой кран на аварийной
бурильной трубе, закрыть задвижку перед регулируемым дросселем и
установить наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования
Закрыть гидрозадвижку на линии дросселирования, открыть кольцевой (универсальный) превентор, закрыть шаровой кран на аварийной
бурильной трубе, открыть задвижку перед регулируемым дросселем и
установить наблюдение за изменением давления на стояке
53

И-3. табл. 3

И-3. табл. 3

282

283

284

Укажите правильные действия бурильщика с вахтой после определения ГНВП при отсутствии в скважине бурильных (обсадных) труб.
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть превентор
с глухими плашками (при его отсутствии - кольцевой (универсальный)
превентор), закрыть задвижку перед регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования
Закрыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть превентор с трубными плашками, закрыть задвижку перед регулируемым дросселем,
установить наблюдение за изменением давления на стояке
Открыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть превентор с глухими плашками, при его отсутствии – закрыть задвижку перед регулируемым дросселем, установить наблюдение за изменением давления
на блоке дросселирования
Открыть гидрозадвижку на линии глушения, закрыть превентор с глухими плашками (при его отсутствии - кольцевой (универсальный) превентор), открыть задвижку перед регулируемым дросселем, установить
наблюдение за изменением давления на блоке глушения
При проведении геофизических или прострелочно-взрывных работ произошло проявление. Какие из приведенных первоочередных действий обязан выполнить начальник геофизический партии?
Поднять из скважины геофизический прибор или перфоратор, при невозможности – отрубить кабель
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть превентор
с глухими плашками (при его отсутствии — кольцевой превентор)
Немедленно покинуть опасную зону и сообщить руководству геофизической организации, заказчику и противофонтанной службы (противофонтанной части)
Составить акт о проявлении и принять меры к спасению геофизического прибора или перфоратора
При проведении геофизических или прострелочно-взрывных
работ произошло проявление. Какие из приведенных первоочередных действий обязан выполнить бурильщик с вахтой?
Отрубить силовой кабель, привязать его к устью скважины, открыть задвижку перед регулируемым дросселем и закрыть превентор с глухими плашками (при его отсутствии — кольцевой превентор)
Открыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть превентор
с глухими плашками (при его отсутствии — кольцевой превентор) при
отсутствии кабеля в скважине, закрыть задвижку перед регулируемым
дросселем, установить наблюдение за изменением давления на блоке
дросселирования
Закрыть гидрозадвижку на линии дросселирования, закрыть превентор
с глухими плашками (при его отсутствии — кольцевой превентор), открыть задвижку на линии глушения, установить наблюдение за изменением выхода раствора через устье скважины
Поднять из скважины геофизический прибор или перфоратор, при невозможности – отрубить кабель
54

И-3. табл. 4

И-3. табл. 5

И-3. табл. 5

285

286

287

288

289

Тема №4. Ликвидация газонефтеводопроявлений
Где должны находиться технические устройства, специальные
приспособления, инструменты, материалы, спецодежда, средства
страховки и индивидуальной защиты, необходимые для ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов?
Всегда в полной готовности на складах организаций пользователей
недр (заказчиков)
Законсервированные на складах противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)
Всегда в полной готовности на складах аварийного инструмента организации подрядчика (бурения или ремонта скважин)
В любом доступном месте на охраняемой территории
Под чьим руководством должны осуществляться работы по ликвидации ГНВП?
Под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия
Под руководством бурильщика
Под руководством инженера противофонтанной части (противофонтанной службы)
Под руководством инспектора Ростехнадзора
Какие из перечисленных могут применяться методы ликвидации
ГНВП?
Одностадийный (метод ожидания и утяжеления)
Двухстадийный (метод бурильщика)
Непрерывный метод
Все перечисленные
Какие из перечисленных могут применяться методы ликвидации
ГНВП?
Метод стравливания
Ступенчатый метод
Метод задавки флюида в пласт
Все перечисленные
В чём заключается суть метода «ожидания и утяжеления» при
ликвидации ГНВП?
После получения притока и закрытия скважины, производится глушение скважины за одну стадию утяжеленным до необходимой плотности
буровым раствором согласно листа глушения
После получения притока и закрытия скважины, на первой стадии вымывается поступивший в скважину пластовый флюид, а во второй стадии – окончательное глушение скважины утяжеленным до необходимой плотности буровым раствором
Не закрывая скважины, ожидаем подхода пластового флюида к устью,
стравливаем его, а затем утяжеляем буровой раствор до необходимой
плотности и глушим скважину
После получения притока производится глушение скважины за полторы
стадии утяжеленным до половинной плотности буровым раствором согласно листа глушения
55

И-1. п. 284

И-3. п. 5

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

290

291

292

293

294

В чём заключается суть ликвидации ГНВП методом «бурильщика»?
После получения притока и закрытия скважины, производится глушение скважины за одну стадию утяжеленным до необходимой плотности
буровым раствором согласно листа глушения
После получения притока и закрытия скважины, на первой стадии вымывается поступивший в скважину пластовый флюид, а на второй стадии – окончательное глушение скважины утяжеленным до необходимой плотности буровым раствором
Бурильщик, не закрывая скважины, ожидает подхода пластового флюида к устью, стравливает его, а затем утяжеляет буровой раствор до
необходимой плотности и глушит скважину
Бурильщик производит вымыв флюида повышенным давлением за
счет увеличения подачи насосов, а суть второй стации – контроль забойного давления и поддержание его на уровне пластового
Метод «стравливания» применяется при невозможности промывки скважины. Что необходимо предпринять после восстановления
промывки?
Заглушить скважину одним из методов уравновешенного пластового
давления
Произвести стравливание устьевого давления до нуля
Произвести ликвидацию ГНВП задавкой флюида в пласт
Полностью открыть устье скважины и контролировать выход бурового
раствора
«После герметизации скважины при проявлении без промедления
начинают вымывание пластового флюида из скважины с одновременным увеличением плотности циркулирующего бурового
раствора при максимально возможной скорости утяжеления. Циркуляция продолжается до тех пор, пока плотность бурового раствора не будет повышена до значения, необходимого для глушения скважины». Какой метод ликвидации ГНВП описан?
Одностадийный метод («ожидания и утяжеления»)
Двухстадийный метод («бурильщика»)
Метод непрерывного глушения
Метод стравливания
Какой метод допускается применять при возникновении ГНВП в
случаях, когда в скважине не может быть осуществлена циркуляция раствора (отключение энергии, закупорка труб, долота и т. д.)
для контроля проявляющей скважины?
Одностадийный метод (ожидания и утяжеления)
Двухстадийный метод (бурильщика)
Метод непрерывного глушения
Метод стравливания
Какие преимущества у одностадийного метода ликвидации проявления (метода ожидания и утяжеления) по сравнению с другими?
Легкость в применении
Необходимость сложных расчетов
Небольшое время ликвидации
Большие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
56

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

295

296

297

298

299

300

301

302

303

Какие преимущества у одностадийного метода (ожидания и утяжеления) по сравнению с другими?
Легкость в применении
Необходимость сложных расчетов
Большое время ликвидации
Небольшие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Укажите положительные стороны двухстадийного метода (метода
бурильщика) ликвидации ГНВП.
Небольшое время ликвидации
Небольшие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Необходимость сложных расчетов
Скважина практически не находится без промывки
Укажите положительные стороны двухстадийного метода (метода
бурильщика) ликвидации ГНВП.
Небольшое время ликвидации
Небольшие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Простота применения (нет необходимости сложных расчетов)
Скважина долго находится без промывки
Укажите положительные стороны «Непрерывного» метода ликвидации ГНВП.
Большое время ликвидации
Скважина практически не находится без промывки
Необходимость сложных расчетов
Возможность контроля забойного давления
Какие недостатки у одностадийного метода (ожидания и утяжеления) по сравнению с другими?
Большое время ликвидации
Скважина долгое время находится без промывки
Невозможность точного контроля забойного давления
Большие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Какие недостатки у одностадийного метода (ожидания и утяжеления) по сравнению с другими?
Большое время ликвидации
Необходимость сложных расчетов
Невозможность точного контроля забойного давления
Большие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Укажите недостатки двухстадийного метода (метода бурильщика)
ликвидации ГНВП.
Небольшое время ликвидации
Большие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Сложность применения (необходимость сложных расчетов)
Скважина долгое время находится без промывки
Укажите недостатки двухстадийного метода (метода бурильщика)
ликвидации ГНВП.
Большое время ликвидации
Небольшие давления под башмаком кондуктора при вымыве флюида
Сложность применения (необходимость сложных расчетов)
Скважина долгое время находится без промывки
Укажите недостатки «Непрерывного» метода ликвидации ГНВП.
Большое время ликвидации
Скважина долгое время находится без промывки
Необходимость сложных расчетов
57

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

304

305

306

307

308

309

Невозможность контроля забойного давления
По данным проявления зарегистрировали, что давление в кольцевом пространстве выше, чем давление в трубах. О чем это говорит?
Что объем раствора в кольцевом пространстве выше объема в трубах
Что потери давления в кольцевом пространстве выше потерь давления
в трубах
Что в кольцевом пространстве скопился шлам (остатки выбуренной породы)
Что флюид находится в кольцевом пространстве и общая плотность
раствора в трубах выше плотности раствора кольцевого пространства
При невозможности проведения циркуляции раствора при ликвидации ГНВП вынуждены применять метод «стравливания». Выше
какой величины нельзя допускать подъем давления в скважине?
Выше давления начала поглощения пласта по манометру на блоке
дросселирования
Выше давления, установившегося в трубах после герметизации устья
Выше давления опрессовки обсадной колонны
Выше пластового давления по манометру на стояке
При невозможности проведения циркуляции раствора при ликвидации ГНВП вынуждены применять метод «стравливания». Ниже
какой величины нельзя допускать снижения давления в скважине?
Ниже давления, зарегистрированного через 10-15 минут в трубах после
герметизации скважины
Ниже давления, установившегося в КП после герметизации устья
Ниже давления опрессовки обсадной колонны
Ниже пластового давления
При применении «метода бурильщика» после первой стадии на
манометрах в трубах и в КП установилось одинаковое давление.
Какая должна быть величина этого давления?
Равная сумме избыточного давления флюида после закрытия скважины и давления прокачки насоса
Равная сумме давления прокачки насоса и запаса безопасности
Равная сумме избыточного давления флюида после закрытия скважины и репрессии на пласт.
Равная пластовому давлению
Что может означать следующая ситуация: после герметизации
скважины при ГНВП давление в трубах стало выше, чем давление
в КП?
Флюид зашел в кольцевое пространство
Флюид зашел в трубы
Флюида в скважине нет, ГНВП определено ошибочно
Флюид имеет плотность выше 1000 кг/м3 (пластовая вода)
При невозможности проведения циркуляции раствора при ликвидации ГНВП вынуждены применять метод «стравливания». Ниже
какого значения нельзя допускать падения давления в скважине
при отсутствии в ней труб?
Давления опрессовки обсадной колонны
Давления, которое установилось на манометре блока дросселирования
после герметизации устья скважины
Давления начала поглощения пласта
58

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

310

311

312

313

314

Давления гидроразрыва пород
При применении метода «ожидания и утяжеления» выполнили закачку утяжеленного раствора в трубы. При замене раствора в
кольцевом пространстве наблюдается рост давления по манометру на входе в скважину. Как необходимо поступить?
Приоткрывая дроссель, удерживать давление на уровне конечного
давления циркуляции по манометру в трубах
Никаких действий предпринимать не надо, всё идет нормально
Сохранять постоянным давление в кольцевом пространстве на уровне
начального давления циркуляции
Немедленно открыть дроссель и стравить давление до нуля
Идет ликвидация ГНВП методом бурильщика. Какое давление
необходимо постоянно поддерживать при заполнении объема бурильной колонны утяжеленным раствором?
Давление в кольцевом пространстве равное давлению, зарегистрированному в трубах после герметизации скважины, плюс запас безопасности
Давление в трубах равное давлению, зарегистрированному в трубах
после герметизации скважины, плюс запас безопасности
Давление в кольцевом пространстве равное давлению, зарегистрированному в кольцевом пространстве после герметизации скважины, минус запас безопасности
Давление в трубах равное давлению, зарегистрированному в кольцевом пространстве после герметизации скважины
Проявление ликвидируется методом «ожидания и утяжеления».
Пластовый флюид вымыт из скважины и идет замена легкого
раствора на утяжеленный буровой раствор в кольцевом пространстве. Мастер дает задание увеличить подачу насоса до 65
х/мин. Как следует поступить?
В процессе замены раствора подачу изменять нельзя. Срочно оповестить вышестоящее руководство о действиях мастера
Пересчитать давление прокачки и продолжить глушение скважины, сохраняя на стояке новое давление.
Поменять втулки насоса на такие, чтобы общий объем прокаченного
раствора не менялся
Увеличить подачу, но поддерживать давление на стояке на уровне конечного давления циркуляции
Какие действия должна выполнить бригада в случае применения
метода «стравливания», если в скважине отсутствуют трубы?
Спустить трубы под давлением и произвести глушение скважины
Стравливать давление дросселем до полного выхода бурового раствора и флюида
Незамедлительно вызвать через РИТС, ЦИТС специалистов противофонтанной части для ликвидации такого проявления
Создать избыточное давление на устье, превышающее давление
начала поглощения пласта, с целью задавки флюида обратно в пласт
При применении метода «ожидания и утяжеления» сломались оба
насоса. Прибывший агрегат ЦА-320 имеет насос с другой подачей.
Что необходимо предпринять в данной ситуации?
Насос с другой подачей применять нельзя. Необходимо ремонтировать
насосы буровой установки
Применить метод «стравливания»
Пересчитать лист глушение при подаче насоса агрегата ЦА-320 и продолжить глушение скважины
Увеличить давление на устье скважины для компенсации недостающей
59

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

315

316

317

318

319

320

подачи насоса
Для ликвидации проявления применили метод «бурильщика». Какое давление необходимо поддерживать в трубах в момент выхода пачки флюида из скважины?
Равное сумме избыточного давления флюида, давления прокачки
насоса и репрессии на пласт.
Равное сумме давления прокачки насоса и репрессии на пласт
Равное сумме избыточного давления флюида и репрессии на пласт
Равное пластовому давлению
При ликвидации ГНВП бурильщик заметил, что давление в трубах
резко выросло на определенную величину. Давление в кольцевом
пространстве не изменилось. Что это может означать?
Неисправность насоса
Забилась насадка долота.
Сломан манометр
Неисправен дроссель
Чем опасен момент выхода газа при ликвидации ГНВП?
На дросселе и на забое может резко возрасти давление
На дросселе и на забое может резко снизиться давление.
При соединении газа с воздухом может образоваться взрывоопасная
смесь
Могут резко измениться параметры бурового раствора
Какое давление необходимо удерживать на второй стадии во время заполнения объема кольцевого пространства утяжеленным
раствором, если ГНВП ликвидируется методом «бурильщика»?
Равное конечному давлению циркуляции (определяется отношением
плотности утяжеленного раствора к плотности старого раствора, умноженному на давление прокачки).
Равное начальному давлению циркуляции (определяется сложением
избыточного давления флюида, давления прокачки и запаса безопасности)
Равное промежуточному давлению циркуляции (определяется сложением давления прокачки и запаса безопасности)
Равное давлению начала поглощения пласта
Какие признаки говорят об отсутствие флюида в скважине при закрытых превенторах?
Если давления в трубах и в кольцевом пространстве одинаковы.
Если в трубах давление больше, чем в кольцевом пространстве
Если давление в кольцевом пространстве больше, чем в трубах
Если в трубах давление на величине гидростатического, а в кольцевом
пространстве ноль
При ликвидации ГНВП бурильщик заметил, что давление в трубах
и кольцевом пространстве резко начинает расти при неизменной
подаче насоса. Открытие дросселя ситуацию не исправляет. Что
это может означать?
Неисправность насоса
Забилась насадка долота
Неисправны манометры
60

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

321

322

323

324

325

326

327

Закупорка дросселя
Можно ли до конца ликвидировать проявление методом «стравливания»?
Можно, при условии правильного применения
Нельзя
Можно, при условии плавного изменения давления
Можно, при условии нахождения в скважине нефти
По какому из манометров должно контролироваться забойное
давление во время заполнения объема бурильной колонны утяжеленным раствором при применении метода ожидания и утяжеления?
По манометру на блоке дросселирования
По манометру на выходе из скважины
По манометру в компрессорном блоке
По манометру на стояке манифольда
При применении метода «бурильщика» на первой стадии флюид
был вымыт. Как необходимо действовать дальше, чтобы перейти
ко второй стадии?
Открыть дроссель до конца и выключить насос
Открыть дроссель до конца и увеличить подачу насоса
Закрыть дроссель с одновременным отключением насоса, чтобы скважина осталась под давлением
Отключить насос, давление стравить, дроссель закрыть
При ликвидации ГНВП бурильщик заметил, что давление в трубах
и кольцевом пространстве резко упало на определенную величину при неизменной подаче насоса. Закрытие дросселя ситуацию
не исправляет. Что это может означать?
Неисправность насоса
Дроссель промыт, неисправен
Промылась насадка долота или бурильная колонна
Неисправны манометры
Метод «стравливания» применяется при невозможности промывки скважины. В какой ситуации бригада не имеет права выполнять
мероприятия по восстановлению промывки?
При отсутствии в скважине труб
При поломке всех насосов
При отключении электроэнергии
Во всех приведенных случаях
Как изменится забойное давление при уменьшении подачи насоса,
если ГНВП ликвидируется методом «бурильщика» и происходит
вымыв флюида на первой стадии?
Не изменится
Увеличится
Уменьшится
Резко упадет до нуля
При применении метода «ожидания и утяжеления» после выхода
утяжеленного раствора в кольцевое пространство возникли
большие утечки раствора по шаровому крану аварийной трубы, и
вследствие этого, падение давления на манометре стояка манифольда. Какие меры можно предпринять в данной ситуации?
Принять меры по эвакуации персонала и предотвращению искрообразования
Начать закачку утяжеленного раствора через кольцевое пространство
Заменить шаровой кран на резервный и продолжить глушение скважины
61

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

328

329

330

331

332

Увеличить подачу насоса для сохранения необходимого давления
При ликвидации ГНВП бурильщик заметил, что давление в трубах
резко упало на определенную величину. Давление в кольцевом
пространстве не изменилось. Что это может означать?
Промылась насадка долота
Сломан манометр
Неисправен дроссель
Неисправность насоса
При подходе газовой пачки к устью во время вымыва флюида
происходит переполнение приемных емкостей раствором. Допустима ли такая ситуация?
Допустима (газ расширяется при подходе к устью, вытесняя раствор в
приемные емкости).
Не допустима (газ расширяясь увеличивает забойное давление, и может произойти поглощение или гидроразрыв)
Допустима при условии резкого открытия дросселя и снижения давления на устье
Не допустима и требует срочной остановки насоса для прекращения
перелива
При применении метода «стравливания» подходит момент, когда
раствора в скважине скоро не останется. Что необходимо предпринять в данной ситуации?
Всё идет нормально, продолжать контролировать допустимые давления для устья скважины
При начале выхода газа необходимо резко открыть дроссель и не создавать препятствия для выхода газа
Восстанавливать промывку и проводить ликвидацию проявления стандартными методами
При начале выхода газа необходимо резко перекрыть дроссель и оставить скважину под давлением
Применяется метод «ожидания и утяжеления» при ликвидации
ГНВП. Производится заполнение объема кольцевого пространства
и газовая пачка подходит к устью скважины. Какое давление
необходимо держать бурильщику по манометрам при начале выхода газовой пачки?
Конечное давление циркуляции по манометру на блоке дросселирования
Начальное давление циркуляции по манометру на блоке дросселирования
Конечное давление циркуляции по манометру на стояке манифольда
Нулевое давление по манометру на стояке манифольда
Что покажут манометры, если при глушении скважины неожиданно произойдет обрыв части бурильной колонны?
Давление на стояке и на блоке дросселирования не изменятся
Давление на стояке и на блоке дросселирования резко повысятся
Давление на стояке и на блоке дросселирования резко снизятся
Давление на стояке резко снизится, а на блоке дросселирования повы62

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

333

334

336

337

338

339

сится или не изменится
Скважина при ГНВП контролируется методом «стравливания». Что
произойдет, если допустить снижение давления в трубах ниже зарегистрированного после герметизации устья скважины?
Ничего
Поглощение раствора
Вытеснение раствора из скважины
Новое поступление флюида в скважину
Скважина глушится после проявления методом «бурильщика». Как
определить, что все операции выполнены правильно и проявление ликвидировано?
Давления на входе и выходе скважины при закрытии устья под давлением должны быть одинаковыми
Плотность раствора на входе и выходе скважины должна быть одинакова
Отсутствует вытеснение раствора из кольцевого пространства при выключенных насосах и открытом устье
Должны проявиться все перечисленные признаки
Через 10-15 минут после герметизации скважины при ГНВП бурильщик видит, что давление в трубах стало выше давления в
кольцевом пространстве. Что это может означать?
В скважину зашла пачка нефти
Происходит поглощение раствора
Пластовый флюид зашел в трубы
Не герметичен дроссель
Что необходимо предпринять бурильщику, если в процессе ликвидации ГНВП он определил, что манометр на стояке неисправен,
а дублирующие приборы отсутствуют?
Остановить промывку, устранить неисправность (заменить манометр),
и продолжить глушение скважины
Продолжить глушение скважины, контролируя забойное давление по
манометру блока дросселирования
Прекратить промывку и через ЦИТС (РИТС) вызвать специалистов
противофонтанной части
Продолжить глушение скважины не меняя положение регулируемого
дросселя до конца ликвидации проявления
Применяется метод «бурильщика» для ликвидации ГНВП. После
вымыва флюида на первой стадии при выключенных насосах
давление на стояке установилось заметно меньше, чем в кольцевом пространстве. Что это означает?
Всё нормально, так и должно быть после первой стадии
Не герметичность обсадной колонны
В кольцевом пространстве остался флюид и необходимо продолжить
промывку
Не герметичность бурильной колонны
При применении метода «ожидания и утяжеления» во время ликвидации ГНВП бурильщик заметил падение давления на входе в
скважину. Может ли он компенсировать падение давления увеличением подачи насоса, а не прикрытием дросселя?
Нет, так как изменятся потери давления в скважине
Может, так как при увеличении подачи насоса увеличится и забойное
давление
Может, так как при увеличении подачи насоса забойное давление останется на прежнем уровне
63

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

340

341

342

343

344

345

346

Изменение подачи насоса повлиять на падение давления в скважине
не может
После закрытия скважины при ГНВП бурильщик зафиксировал
давления на стояке и на манометре блока дросселирования. Что
характеризует давление на стояке?
Разницу плотности раствора в трубах и плотности флюида
На сколько забойное давление больше устьевого
Наличие флюида в бурильных трубах
На сколько пластовое давление больше забойного
Какой из приведенных признаков характеризует зашламленность,
закупорку дросселя при его использовании во время промывки
при ликвидации ГНВП
Давление на манометре стояка манифольда увеличилось, а на манометре блока дросселирования не изменилось
Давление на манометрах стояка манифольда и блока дросселирования
увеличилось
Давление на манометре блока дросселирования увеличилось, а на манометре стояка манифольда не изменилось
Давление на манометре блока дросселирования увеличилось, а на манометре стояка манифольда уменьшилось
Существует ли возможность определить тип флюида, поступившего в скважину по характеру притока на ранней стадии обнаружения проявления?
Да, по устьевому давлению
Да, расчетным путем по плотности поступившего флюида
Да, по плотности выходящего из скважины раствора
Нет
С какой целью определяют вид поступившего при ГНВП в скважину пластового флюида?
С целью подготовки оборудования и людей к выходу из скважины
флюида
С целью определения количества, находящегося в скважине флюида
С целью определения устьевого давления во время выхода пластового
флюида из скважины
Вид флюида, зашедшего в скважину при ГНВП, не определяют из-за
невозможности
Как можно определить количество поступившего при ГНВП в
скважину пластового флюида?
Замерами во время вымыва флюида из скважины
По приращению объема бурового раствора в емкостях
Путем сравнения давлений на входе и в кольцевом пространстве скважины при закрытом устье
Количество флюида, вошедшего в скважину определить невозможно
Как определяют вид флюида, вошедшего в скважину при ГНВП?
Опытным путем при выходе его из скважины
Расчетным методом, определяя его плотность
Путем сравнения забойного и пластового давлений
Расчетным методом, определяя его давление
Вид пластового флюида, вошедшего в скважину при ГНВП ориентировочно можно определить расчетным путем по его плотности.
Какой флюид имеет плотность от 350 до 650 кг/куб.м?
Флюидов такой плотности не существует
Газожидкостная смесь
64

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

347

348

349

350

351

352

353

Жидкость (нефть, вода, смесь нефти и воды)
Газ
Вид пластового флюида, вошедшего в скважину при ГНВП ориентировочно можно определить расчетным путем по его плотности.
Какой флюид имеет плотность 318 кг/куб.м?
Флюидов такой плотности не существует
Газожидкостная смесь
Жидкость (нефть, вода, смесь нефти и воды)
Газ
Вид пластового флюида, вошедшего в скважину при ГНВП ориентировочно можно определить расчетным путем по его плотности.
Какой флюид имеет плотность от 650 до 1000 кг/куб.м?
Флюидов такой плотности не существует
Газожидкостная смесь
Жидкость (нефть, вода, смесь нефти и воды)
Газ
Определить допустимое давление на устье в КП при плотности
раствора, находящегося в скважине 1,14 г/см 3, если известно, что
допустимое давление при испытании на приемистость раствором
1,03 г/см3 составляло 4 МПа, а вертикальная глубина спуска кондуктора – 540 м.
4,0 МПа
3,4 МПа
9,5 МПа
14 МПа
Определить пластовое давление на месторождении, используя
данные после герметизации устья скважины: Рвх = 2,1 МПа; Рвых =
2,6 МПа; Vф = 1,1 м3; плотность раствора в скважине 1,12 г/см3; вертикальная глубина скважины – 2948 м.
31,9 МПа
35 МПа
32,4 МПа
34,5 МПа
Определите забойное давление в скважине, заполненной буровым
раствором плотностью 1,12 г/см3 при отсутствии циркуляции.
Устье открыто. Вертикальная глубина скважины – 2948 м.
32,4 МПа
36,1 МПа
10,2 МПа
9,1 МПа
Определите объем раствора, необходимого для долива скважины
до устья при подъёме 7 свечей ЛБТ без сифона (при открытом
нижнем конце колонны), если длина одной трубы 12,4 метра,
наружный диаметр 147 мм, толщина стенки 11 мм. Свеча составлена из двух труб.
0,81 м3
2,94 м3
0,15 м3
0,4 м3
Определить гидростатическое давление бурового раствора, если
скважина пробурена по вертикали до глубины 2050 метров, а буровой раствор имеет плотность 1,16 г/см3. Длина скважины по оси
ствола составляет 2589 м.
23,3 МПа
29,5 МПа
65

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

354

355

356

357

358

359

360

30,9 МПа
20,5 МПа
Определить нормальное пластовое давление на глубине 2359
метров.
2,31 МПа
25,4 МПа
24,2 МПа
23,1 МПа
Определить забойное давление в скважине, если её глубина по
вертикали 2240 метров, длина по оси ствола 2777 метров, диаметр
открытого ствола 215,9 мм, плотность раствора в скважине 1150
кг/м3. Устье скважины открыто, циркуляции нет.
26,5 МПа
25,3 МПа
31,3 МПа
32,9 МПа
Какую плотность раствора необходимо применить в скважине для
недопущения ГНВП, если её длина 3215 метров, глубина по вертикали 2426 метров. Пластовое давление на данном месторождении
28,4 МПа. Запас безопасности (репрессию) принять согласно Правил ПБ в НГП.
1,31 г/см3
1,00 г/см3
1,25 г/см3
1,45 г/см3
На какой глубине буровой раствор плотностью 1,17 г/см3 создаст
гидростатическое давление 33 МПа?
2875 м
348 м
3019 м
1100 м
Определить величину репрессии, если скважина заполнена раствором плотностью 1240 кг/м3. Её глубина по вертикали 2256 метров, длина по оси ствола 2833 метров. Пластовое давление в данном интервале 29,2 МПа
34 бар
18 бар
5,3 бар
5,3 МПа
Определить новое давление прокачки бурового раствора, если его
плотность изменилась с 1,12 г/см3 до 1,28 г/см3. Давление прокачки
при плотности 1,12 г/см3 составляло 54 бар.
47 бар
62 бар
70 бар
47 МПа
Определить потери давления в скважине после изменения подачи
насоса с 18 л/с до 35 л/с. До изменения потери давления составляли 2,3 МПа.
4,5 МПа
0,6 МПа
66

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

361

362

363

364

1,2 МПа
8,7 МПа
После увеличения оборотов привода насоса до 50 ходов/мин бурильщик увидел давление на стояке 35 кгс/см2. Какое давление
было до изменения параметров промывки, если привод имел 25
ходов/мин?
8,7 кгс/см2
17,5 кгс/см2
14 МПа
8,7 МПа
Определить новое давление прокачки бурового раствора, если его
плотность изменилась с 1,14 г/см3 до 1,22 г/см3, а подача увеличилась с 15 до 32 л/ход. Давление прокачки до изменения параметров промывки было 4,2 МПа.
9,6 МПа
21,8 МПа
20,4 МПа
9,6 бар
Давление промывки на стояке при длине колонны труб в скважине 2637 метров было 58 кгс/см2. Определить новое давление на
стояке при промывке, если длина скважины увеличилась на 300
метров?
51,4 кгс/см2
52,1 кгс/см2
64,6 кгс/см2
65,4 кгс/см2
В скважине при промывке применялась бурильная колонна, состоящая из СБТ с внутренним диаметром 109 мм. Каким станет
давление прокачки бурового раствора при применении ЛБТ с
внутренним диаметром 127 мм, если до этого давление прокачки
было 7,9 МПа?
4,3 МПа
3,7 МПа
17,0 МПа
2,1 МПа

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

Определить пластовое давление, если в скважине после
проявления зафиксировали следующие данные: давление на
стояке – 5,7 МПа, давление на манометре блока дросселирования – 7,5 МПа, объем флюида, зашедшего в скважину – 1,5
м3. Глубина скважины – 2469 метров, плотность раствора 1,12
365 г/см3, репрессия по ГТН – 1 МПа.

И-8. гл. 4

366

И-8. гл. 4

32,8 МПа
34,6 МПа
28,5 МПа
25,4 МПа
Определить плотность утяжеленного раствора для глушения
скважины по данным, полученным после герметизации устья:
Ру.БТ = 48 бар, РКП = 78 бар, Vф – 1,8 м3. Скважина имеет длину 3268
метров, глубину 2636 метров, плотность раствора до проявления –
1,13 г/см3, запас безопасности – 12 бар.
1,32 г/см3
1,48 г/см3
67

367

368

369

370

371

372

1,52 г/см3
1,37 г/см3
После ГНВП инженер по бурению определил плотность утяжеленного раствора – 1,45 г/см3. Какое давление он принял для расчета
на входе в скважину после её герметизации? Глубина скважины
по вертикали 2325 метров, репрессия – 1,3 МПа, плотность раствора в скважине при проявлении 1,09 г/см3.
6,9 МПа
8,2 МПа
31,8 МПа
1,3 МПа
Произойдет ли проявление, если известно, что пластовое давление на месторождении 31 МПа на глубине 2780 метров, а скважина,
имеющая такую глубину, заполнена раствором плотность 1160
кг/м3?
Не произойдет, если увеличить плотность раствора до 1200 кг/м3
Произойдет (S меньше 0)
Не произойдет (S больше 0)
Произойдет, если плотность раствора оставить без изменений
Скважина длительное время не промывалась, и произошло газирование раствора по кольцевому пространству. Начался перелив.
Определить плотность раствора для глушения скважины, если
после герметизации устья получены следующие данные: Ру.БТ = 0
бар, РКП = 20 бар. Скважина имеет глубину 2370 метров, плотность
раствора до проявления – 1,17 г/см3, запас безопасности – 10 бар.
1,21 г/см3
1,17 г/см3
1,30 г/см3
1,45 г/см3
Определить объем раствора, необходимого для долива скважины
до устья при подъёме 8 свечей СБТ без сифона (при открытом
нижнем конце колонны), если длина одной трубы 12,4 метра,
наружный диаметр 127 мм, толщина стенки 10 мм. В составе свечи
2 трубы.
0,36 м3
2,5 м3
1,8 м3
0,73 м3
Определить объем раствора, вытесняемого при спуске 7 свечей
ЛБТ с сифоном (при закрытом нижнем конце колонны), если длина одной трубы 12,4 метра, наружный диаметр 147 мм, толщина
стенки 11 мм. В составе свечи 2 трубы.
2,9 м3
0,8 м3
1,4 м3
20 м3
Определить удельный объем кольцевого пространства внизу
КНБК, если диаметр скважины 216 мм, наружный диаметр УБТ 146
мм, толщина стенки 39 мм.
0,0366 м3/м
20 л/м
68

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

373

374

375

376

377

378

13,7 л/м
0,055 м3/м
Определить необходимый объем раствора для ликвидации ГНВП
по следующим характеристикам скважины: длина скважины 2680
м; диаметр открытого ствола 215,9 мм; длина кондуктора 555 м;
наружный диаметр трубы кондуктора 245 мм; толщина стенки
кондуктора 10 мм. Коэффициент кавернозности открытого ствола
по данным геофизиков – 1,26.
100 м3
120 м3
98 м3
22 м3
Определить объем бурильной колонны, если она состоит из 180
метров труб УБТ внутренним диаметром 80 мм, 895 метров СБТ
внутренним диаметром 109 мм, 2495 метров ЛБТ внутренним диаметром 125 мм.
32,7 м3
43,7 м3
332,7 м3
39,8 м3
Определить объем поступившего в скважину флюида, если в обеих приемных емкостях, имеющих одинаковые размеры 6х4 метра,
уровень раствора после закрытия превенторов при ГНВП повысился на 8 см.
3,8 м3
1,9 м3
38,4 м3
19 м3
Определить объем поступившего в скважину флюида, если в приемных емкостях уровень раствора после закрытия превенторов
при ГНВП повысился на 8 см. Размеры емкостей: емкость №1: 4х6
метра, емкость №2: 4х7,5 метра, емкость №3: 4х6,5 метра.
6,4 м3
80 м3
19,2 м3
64 м3
Определить высоту флюида в кольцевом пространстве после закрытия устья скважины при ГНВП, если увеличение объема раствора в приемных емкостях составило 2,8 м3, а КНБК состоит из
СБТ с наружным диаметром 127 мм, толщиной стенки 9 мм, длиной 552 метра. Диаметр скважины – 216 мм.
40 м
76,5 м
116,8 м
84,1 м
Определить плотность и вид поступившего флюида, если на стояке установилось давление 5,6 МПа, давление на манометре блока
дросселирования – 7,0 МПа, флюид по высоте занял 229 метров в
кольцевом пространстве, плотность раствора при ГНВП – 1,10
г/см3, глубина скважины по вертикали – 2854 м.
477 кг/м3 – газожидкостная смесь
226 кг/м3 – газ
69

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

И-8. гл. 4

379

380

381

382

383

384

1577 кг/м3 – жидкость
877 кг/м3 – нефть
Определить плотность и вид поступившего флюида, если на стояке установилось давление 54 кгс/см2, давление на манометре блока дросселирования – 75 кгс/см2, плотность раствора при начале
ГНВП – 1,10 г/см3, глубина скважины по вертикали – 2222 м. После
закрытия скважины в обеих емкостях размерами 4х5 метров уровень раствора увеличился на 8 см. Диаметр открытого ствола
скважины 215,9 мм, диаметр УБТ в составе КНБК 178 мм.
695 кг/м3 – жидкость (нефть с водой)
445 кг/м3 – газожидкостная смесь
317 м3 - газ
1050 м3 – пластовая вода
Тема №5. Переход ГНВП в открытый (аварийный) фонтан,
действия вахты при начале открытого (аварийного) фонтана
Что называется открытым (аварийным) фонтаном?
Неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины
вследствие отсутствия, не герметичности или не исправности ПВО, а
также вследствие грифонообразования
Поступление пластового флюида в ствол скважины не предусмотренное техническим проектом
Выброс пластового флюида в скважину вследствие депрессии на пласт
Всё перечисленное
По каким параметрам классифицируются открытые (аварийные)
фонтаны?
По виду выбрасываемого флюида
По степени сложности ликвидации
По количеству фонтанирующих скважин, по конфигурации струи
По всем перечисленным и многим другим
Каких открытых (аварийных) фонтанов по виду выбрасываемого
флюида не существует?
Газовых, газонефтяных
Нефтяных, нефтегазовых
Водяных, газоводяных
Газированных
Какие открытые (аварийные) фонтаны относятся к осложненным?
У которых имеется база для его ликвидации – неповрежденная обсадная колонна и доступное устье
У которых негерметична обсадная колонна (при этом возникают межпластовые перетоки, грифоны) и доступное устье
У которых недоступно устье (кратер на устье)
У которых не разрушено ПВО, отсутствуют в скважине трубы, устье недоступно
Какие вредные воздействия оказывают аварийные фонтаны?
Механическое разрушение скважины, уничтожение бурового оборудования и инструмента
Постоянная опасность взрыва и пожара, опасность отравления людей
Разрушение залежей нефти и газа, а также подземных водных бассей70

И-8. гл. 4

И-4. п. 1.2

И-13. гл. 19

И-13. гл. 19

И-13. гл. 19

И-13. гл. 19

385

386

387

388

389

390

нов в районе фонтанирующей скважины
Все перечисленные
По каким из признаков не классифицируются открытые (аварийные) фонтаны?
По конфигурации струи
По количеству одновременно фонтанирующих скважин
По цвету пламени
По времени ликвидации
К каким открытым (аварийным) фонтанам относятся фонтаны с
дебитом по газу от 1 до 5 млн. куб. м в сутки?
К слабым
К средним
К мощным
К сверхмощным
Что понимается под понятием «грифон»?
Это выход пластовых флюидов на поверхность земли по естественным
или искусственным каналам, возникающим в результате нарушения
герметичности стволов скважин или образования трещин в породах с
низкой прочностью
Это контролируемое поступление нефти, газа и воды в скважину по
естественным и искусственным каналам в результате нарушения герметичности стволов скважин
Это процесс поглощения промывочной жидкости по естественным и
искусственным каналам в результате нарушения герметичности стволов скважин
Это процесс разрушения устья скважины, вызванный открытым фонтанированием
Что может служить источником грифонообразований?
Нагнетательные скважины, пробуренные для поддержания пластового
давления
Добывающие скважины, на которых был проведен гидроразрыв пластов
Аварийно-фонтанирующие или ранее фонтанировавшие скважины, а
также скважины, пришедшие в процессе эксплуатации в негодность
Поисковые и разведочные скважины, пробуренные на незнакомых территориях с нарушением технологии вскрытия пластов
Укажите основные причины перехода ГНВП в открытые (аварийные) фонтаны.
Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа, не герметичность противовыбросового оборудования на устье скважины
Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям
бурения и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности
Все перечисленные
Что из приведенного может привести к переходу ГНВП в открытый
(аварийный) фонтан?
Недостаточная обученность персонала бригад и специалистов предприятия приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений
Снижение плотности бурового раствора вследствие применения некачественных реагентов
Низкая скорость проходки при разбуривании флюидонасыщенных пла71

И-13. гл. 19

И-13. гл. 19

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

391

392

393

394

395

396

стов
Некачественное вскрытие продуктивных пластов
Что может послужить причиной перехода ГНВП в открытый (аварийный) фонтан?
Отсутствие ПВО, его неисправность, неправильная эксплуатация или
несоответствие ПВО пластовым давлениям
Соответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям
Соответствующее обучение персонала бригад по курсу «Контроль
скважины. Управление скважиной при ГНВП»
Резкое снижение гидростатического давления
Укажите основные причины перехода ГНВП в открытые (аварийные) фонтаны.
Некачественное цементирование обсадных колонн
Отсутствие устройств для перекрытия канала бурильной или обсадной
колонны
Недостаточная дегазация раствора при газонефтеводопроявлении
Все приведенные
Что может послужить причиной перехода ГНВП в открытый (аварийный) фонтан?
Высокий уровень раствора в скважине
Низкая производственная и технологическая дисциплина персонала
бригад
Не качественное вскрытие продуктивных пластов
Вскрытие продуктивных пластов на депрессии
Что может послужить причиной перехода ГНВП в открытый (аварийный) фонтан?
Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений
Резкое поглощение бурового раствора
Перекрытие канала бурильной колонны шаровым краном
Недостаточная плотность бурового раствора
Что из перечисленного не может являться причиной перехода
проявлений в отрытые (аварийные) фонтаны?
Низкая трудовая и производственная дисциплина персонала бригад
Недостаточное обеспечение работников бригад средствами деактивации ядовитых газов и других пластовых флюидов
Некачественное цементирование обсадных колонн
Отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана
Что из перечисленного не может являться причиной перехода
проявлений в отрытые (аварийные) фонтаны?
Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводопроявлений
Снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при
спускоподъемных операциях
Недостаточная обученность производственного персонала, несоответствие его квалификации характеру проводимых работ и принимаемых
решений
72

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

397

398

399

400

401

Применение в качестве бурового инструмента легкосплавных труб при
проведении работ на скважине ротором
Что из перечисленного не может являться причиной перехода
проявлений в отрытые (аварийные) фонтаны?
Отступления от проектной конструкции скважины, нарушение технических условий свинчивания обсадных труб (недоспуск колонн до проектных отметок, негерметичность резьбовых соединений и т.п.)
Несоответствие размера плашек превентора диаметру спускаемых
(поднимаемых) труб. Срыв плашек превентора при расхаживании колонны труб
Применение универсального превентора вместо плашечного с глухими
плашками при отсутствии в скважине бурильного инструмента
Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтеводопроявлений
Что из перечисленного не может являться причиной перехода
проявлений в отрытые (аварийные) фонтаны?
Несоответствие характеристик забойного двигателя и породоразрушающего инструмента горно-геологическим условиям
Несоответствие конструкции скважины фактическим горногеологическим условиям
Несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в
процессе ликвидации газонефтеводопроявлений
Низкое качество монтажа противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации
При возникновении открытого (аварийного) фонтана бригада обязана:
Остановить все работы в загазованной зоне, остановить все двигатели
внутреннего сгорания
Отключить электроэнергию на буровой и на других производственных
объектах, которые могут оказаться в загазованной зоне, затушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины
Принять меры к недопущению разлива пластового флюида
Все перечисленное
Что из перечисленного обязана сделать бригада при возникновении открытого (аварийного) фонтана на скважине?
Перекрыть все подъездные пути к фонтанирующей скважине, вывесить предупреждающие знаки и выставить охранение
Оповестить руководство Ростехнадзора
Приблизится к устью для уточнения обстановки вокруг фонтанирующей скважины
Приступить к расчистке устья скважины
При возникновении открытого (аварийного) фонтана бригада обязана…
Навернуть аварийную трубу на колонну и загерметизировать устье
скважины
Остановить все работы в загазованной зоне
Подать команду «Выброс» и приступить к утяжелению бурового рас73

И-13. гл. 18

И-13. гл. 18

И-3. табл. 6

И-3. табл. 6

И-3. табл. 6

402

403

404

405

406

407

твора
Обеспечить циркуляцию бурового раствора
Что обязана выполнить бригада при возникновении открытого
(аварийного) фонтана?
Запретить всякое движение на территории, прилегающей к скважине,
для чего выставить запрещающие знаки, а при необходимости и посты
охраны
Увлажнять струю фонтана и металлоконструкции максимально возможным количеством воды
Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины, отключить силовые и осветительные линии, которые могут оказаться в загазованных участках
Всё перечисленное
Кого обязана оповестить бригада о возникновении открытого
(аварийного) фонтана?
Инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия
Противофонтанную службу
Пожарную охрану, скорую помощь
Всех перечисленных
Какие меры предосторожности должна предпринять буровая бригада при возникновении открытого (аварийного) газового или
нефтяного фонтана?
На территории, которая может оказаться загазованной прекратить
пользование стальными инструментами, курение, сварочные работы и
другие, ведущие к возникновению искры
Произвести освобождение устья скважины от конструкций буровой
установки
Принять меры к вывозу с загазованной территории ценные и пожароопасные материалы
Организовать подвод воды к устью скважины для его охлаждения
При возникновении открытого (аварийного) фонтана бригада не
обязана…
Приступить к утяжелению бурового раствора
Оповестить инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия, рядом находящиеся производственные объекты и населённые
пункты о возникновении открытого фонтана
Удалиться от устья на безопасное расстояние
Ликвидировать возможные источники искрообразования и воспламенения
Что входит в обязанности буровой бригады из перечисленного
после начала на скважине открытого (аварийного) фонтана?
Принять меры к недопущению разлива пластового флюида
Произвести глушение скважины утяжелённым буровым раствором
Обеспечить безостановочную работу бурового оборудования
Произвести ликвидацию аварийного фонтана
Начался открытый (аварийный) фонтан. Какие из перечисленных
действий работники вахты выполнили не в соответствии с утверждённой инструкцией?
Потушили технические и бытовые топки, находящиеся вблизи фонтанирующей скважины
На территории, которая может оказаться загазованной, прекратили
пользование стальными инструментами, курение, производство сварочных работ и другие действия, ведущие к возникновению искры
Приняли меры к дегазации выходящего из скважины раствора, применяя дегазаторы или сепараторы
Приняли необходимые меры к отключению всех соседних производ74

И-3. табл. 6

И-3. табл. 6

И-3. табл. 6

И-3. табл. 6

И-6. п. 3.1.2

И-3. табл. 6

408

409

410

411

ственных объектов (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут оказаться в опасной
зоне
Начался открытый (аварийный) фонтан. Какие из перечисленных
действий работники вахты выполнили не в соответствии с утверждённой инструкцией?
Запретили всякое движение на территории, прилегающей к фонтанирующей скважине, для чего выставили запрещающие знаки, а при
необходимости и посты охраны
В целях предупреждения загорания фонтана увлажняли фонтанирующую струю и металлоконструкции, контактирующие с ней, максимально
возможным количеством воды, используя для этого все наличные
производственные агрегаты и средства пожаротушения
Сообщили о случившемся в инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия
Приняли меры к подготовке устья скважины к ликвидации фонтана
(убрали разрушенное ПВО, сгоревшее оборудование, остатки труб и
т.д.)
Тема №6. Ликвидация открытых (аварийных) фонтанов
Кто будет являться ответственным за ведение работ на объекте,
на котором начался открытый (аварийный) фонтан, при выполнении первоочередных действий до создания штаба?
Мастер бригады или старший по должности руководитель, находящийся на объекте
Бурильщик находящейся на смене вахты
Первый, прибывший на объект руководитель предприятиянедропользователя
Начальник смены ЦДС
Кем и как должна проводиться работа по ликвидации открытого
фонтана?
Силами работников противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части) и пожарных подразделений по специальным
планам, разработанным штабом, создаваемым пользователем недр,
который несет полную ответственность за реализацию разработанных
мероприятий
Силами организации, на объекте которой произошел открытый фонтан,
по специальным планам, разработанным проектировщиком, который
несет полную ответственность за реализацию разработанных мероприятий
Силами МЧС и подразделений предприятия пользователя недр по специальным планам, разработанным специальной комиссией, создаваемой предприятием, на объекте которой произошел открытый фонтан,
которая несет полную ответственность за реализацию разработанных
мероприятий
Силами специального штаба, создаваемого пользователем недр по
специальным планам, разработанным территориальным органом Ростехнадзора, который несет полную ответственность за реализацию
разработанных мероприятий
Какие обязанности возлагаются на штаб?
Оценка обстановки, т.е. изучение обстоятельств и причин возникновения фонтана, состояние ствола скважины, противовыбросового оборудования геологических особенностей разреза
Определение дебита, пластового давления, состава газа, нефти и др.
75

И-3. табл. 6

И-2. п. 8

И-1. п. 287

И-6. п. 3.3

412

413

414

415

Обеспечение определения границ загазованной зоны с учетом господствующего направления и силы ветра и мест возможного скопления
газа
Все перечисленные
Что из перечисленного не входит в обязанности штаба по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Организовать расстановку контрольно-пропускных постов с круглосуточным дежурством работников предприятий, предупреждающих и запрещающих знаков на прилегающей к устью скважины территории и в
газоопасных местах с целью не допущений в опасную зону лиц, пребывание которых там не вызвано производственной необходимостью
Определить место дислокации штаба
Установить контроль за обеспечением выполнения всех предусмотренных мероприятий
Определить время заседания штаба по текущим вопросам
Кто назначается начальником штаба (ответственным руководителем работ) по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Один из руководителей предприятия-недропользователя в должности
не ниже заместителя генерального директора
Руководитель территориального отдела Ростехнадзора
Руководитель противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части)
Один из руководителей предприятия, на объекте которого произошел
фонтан в должности не ниже заместителя директора
Кто назначается заместителем начальника штаба (ответственным
исполнителем работ) по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Старший по должности руководитель противофонтанной службы
Руководитель технической службы предприятия, на объекте которой
произошел фонтан
Один из руководителей предприятия-недропользователя в должности
не ниже заместителя генерального директора
Руководитель территориального отдела Ростехнадзора
Что должен определить штаб при ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Места и периодичность отбора проб воздуха на токсичность и взрываемость; допустимую концентрацию газа, при которой прекращается работа как людей, так и технических средств; виды и типы применяемых
средств защиты, места их хранения и порядок пользования
Места курения и общего пользования; способы внутренней связи по
видам служб; необходимое количество воды для создания водяной защиты работающих в опасной зоне людей, орошения фонтана, движущихся механизмов; источники воды и способы ее подвода к скважине;
продолжительность работы в опасной зоне в защитных средствах и без
них
76

И-6. п. 3.3

И-2. п. 12

И-2. п. 12

И-6. п. 3.3

416

417

418

419

420

421

Способы сбора растекающейся нефти и сжигания газа; места обогрева
и сушки одежды; порядок приема пищи и отдыха; место нахождения
пункта медицинской помощи
Всё перечисленное
Что из указанного не определяется штабом по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Продолжительность производства работ в опасной зоне
Способы сбора растекающейся нефти и сжигания газа в случае необходимости
Место нахождения пункта медицинской помощи пострадавшим
Места для размещения естественных источников воды
Что должен предусматривать оперативный план работ по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
Способы ликвидации открытого фонтана
Распределение работ по видам и времени их проведения, количество и
расстановка людей и техники
Перечень необходимого оборудования, инструмента и приспособлений,
сроки их изготовления и доставки на место аварии
Всё перечисленное и многое другое
Какие мероприятия из перечисленных не может предусмотреть
оперативный план работы штаба по ликвидации открытого фонтана?
Мероприятия, обеспечивающие безопасность работы у устья скважины
Виды вспомогательных служб, руководители и состав которых должны
быть известны.
Возможность в зависимости от обстановки на скважине вносить в план
изменения и дополнения, пересоставлять и вновь утверждать его
Мероприятия по ликвидации возможных непредвиденных отрицательных последствий
Кто утверждает «План ликвидации фонтана» при его возникновении?
Руководитель предприятия, на объекте которого произошел фонтан
Руководитель территориального отдела Ростехнадзора
Руководитель штаба
Руководитель противофонтанной части
Какие обязанности возлагаются на ответственного исполнителя
работ (заместителя начальника штаба)?
Обеспечение безопасного проведения работ по ликвидации открытого
фонтана в строгом соответствии с утвержденным планом, инструктаж
всех лиц, допущенных штабом к работам на устье фонтанирующей
скважины и в опасной зоне
Проведение анализов воздушной среды в местах, определенных штабом
Учет работ оперативных групп
Всё перечисленное
Кому обязаны подчиняться все работники, участвующие в ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
77

И-6. п. 3.3

И-6. п. 3.3

И-6. п. 3.3

И-6. п. 3.3

И-6. п. 3.3

И-2. п. 13

422

423

424

425

426

427

428

Ответственному руководителю работ
Буровому мастеру
Бурильщику
Любому из работников предприятия-недропользователя
Какие работы на устье аварийной (фонтанирующей) скважины
возможно проводить силами персонала предприятия, на объекте
которого произошла авария?
Запрещено проведение любых работ
Работы по растаскиванию затрудняющего подход к устью оборудования
Работы по тушению возгорания устья аварийной скважины всеми источниками тушения пожаров до прибытия пожарных подразделений
Работы по наведению запорной компоновки и герметизации устья
скважины
Когда прекращает работу штаб по ликвидации открытого (аварийного) фонтана?
После ликвидации возгорания фонтана
По решению руководителя противофонтанной части
После завершения работ по ликвидации открытого фонтана
После очистки устья от разрушенного оборудования и ликвидации фонтанирующей скважины
Каких методов ликвидации открытых фонтанов не существует?
Отвод газа в наклонные скважины
Сброс избыточного давления после восстановления разрушенного
устья
Заводнение газового пласта
Интенсивный отбор газа, через наклонные скважины из призабойной
зоны фонтанирующей скважины
Каких методов ликвидации открытых фонтанов не существует?
Проведение подземных взрывов большой мощности
Интенсивный отбор газа, через наклонные скважины из призабойной
зоны фонтанирующей скважины
Самопроизвольное прекращение открытых фонтанов
Разрушение и герметизация устья путем проведения мощных взрывов
Каких методов ликвидации открытых фонтанов не существует?
Разгерметизация устья скважины
Герметизацией устья скважины с последующей задавкой жидкостью
Созданием искусственного пакера в стволе скважины
Закачка жидкости в ствол аварийной скважины на расчетном режиме
Кто допускается к работе на устье скважины и в опасной зоне?
Работники военизированных частей (отрядов) и пожарной охраны
Работники силовых ведомств
Члены бригады (буровой или КРС)
Работники специальных аварийных бригад предприятиянедропользователя
Что необходимо обеспечить при проведении работ по ликвидации
открытого фонтана у устья скважины и на прилегающей территории?
Постоянное дежурство пожарной охраны
Постоянный запас воды для обеспечения непрерывной защиты рабо78

И-2. п. 14

И-6. п. 3.4

И-13. гл. 20

И-13. гл. 20

И-13. гл. 20

И-6. п. 3.5

И-6. п. 3.5

429

тающих в опасной зоне водной струей
Постоянное дежурство пожарных машин для подачи воды на фонтан и
на окружающие металлоконструкции
Всё перечисленное
Кто назначается ответственным исполнителем работ по тушению
воспламенения открытого (аварийного) фонтана в случае его
начала?
Инженер территориального отдела Ростехнадзора
Один из руководителей противопожарной службы
Один их руководителей предприятия-недропользователя
Один из руководителей противофонтанной службы

79

И-2. п. 12