поиск по сайту правообладателям
|
|
содержание .. 38 39 40 41 ..
Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) с ответами
Условные обозначения: + правильный ответ - неправильный ответ
Вопрос
В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения: -проценты; +доли единиц; -куб.м*сут/атм; -куб.м*сут/МПа; -куб.м/сут.
Вопрос
По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН: -учитывающий утечки в НКТ; -учитывающий утечки в насосе; -характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность; +учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса; -наполнения насоса.
Вопрос
В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет: -площадь сечения цилиндра насоса; +площадь сечения плунжера насоса; -площадь сечения обсадной колонны; -средняя площадь сечения насосных штанг; -площадь сечения НКТ.
Вопрос
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен: -0,81; +0,87; -0,92; -0,96; -0,98.
Вопрос
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен: -0,81 -0,87 -0,92 +0,96 -0,98
Вопрос
Какое количество зажимов устанавливаются на каждом конце канатной подвески ? -1; +3; -2; -4; -5;
Вопрос
Какое расстояние должно быть между зажимами канатной подвески ? +не менее 6 диаметров каната; -не менее 5 диаметров каната; -не менее 4 диаметров каната; -не менее 3 диаметров каната; -не менее 2 диаметров каната;
Вопрос
Какой угол поворота колонны штанг обеспечивает штанговращатель ШВ-08-01 ? -6 град; -2 град.; +5,5 град.; -4 град.; -7 град.
Вопрос
Требования к ограждениям движущихся частей СКН; +высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м; -высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;
Вопрос
Установленный срок службы штанг ? +не менее 3 лет; -более 3 лет; -5 лет; -7 лет; -10 лет.
Вопрос
Средний срок службы штанг ? -5 лет; -7 лет; +не менее 5,5 лет; -3 года; -10 лет.
Вопрос
Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки Fit 2 ? -0,075 -0,025 +0,050 -0,100 -0,125
Вопрос
Рекомендуемая группа посадки насосов, для скважин эксплуатирующих девонские отложения в ОАО "Татнефть" ? -Fit-1 -Fit-2 +Fit-3 -Fit-4 -Fit-5
Вопрос
Какой глубины на поверхности тела штанг допускаются без удаления продольные и поперечные дефекты ? +0,5 и 0,1 мм; -0,4 и 0,1 мм; -0,5 и 0,2 мм; -0,3 и 0,1 мм; -0,6 и 0,2 мм.
Вопрос
Допустимое расстояние от нижней точки кривошипа до земли ? -не менее 300 мм; +не менее 200 мм; -не менее 100 мм; -не менее 150 мм; -не регламентировано.
Вопрос
Заземляющие проводники, соединяющие раму привода с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее ? -0,1 м; -0,2 м; -0,3 м; -0,4 м; +0,5 м.
Вопрос
Расстояние между подвеской и устьевым сальником в крайне нижнем положении головки балансира должно быть ? -100мм; -150 мм; +не менее 200мм; -более 500 мм; -не регламентировано.
Вопрос
Глубина залегания терригенных отложений верхнего девона (пласты До -Д1) : -1550-1700м +1700-1750м -1000-1100м -1100-1250м -900-1000м
Вопрос
В группу малодебитных скважин входят скважины: -С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м. -С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м. -С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м. +С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м. -С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
Вопрос
Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти: -от 0,5 до 2 -2 и менее. -1,5 и менее. +2 и более. -до 1
Вопрос
Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти: -менее 1,5 -от 0,5 до 2 -от 0,5 до 6 +более 6 -от 1,5-10
Вопрос
Какие скважины относятся к среднеобводненным в процентном отношении к добываемой продукции ? -от 0 до 40 -от 20 до 40 -от 15 до 35 +от 40 до 80 -от 80 до 90
Вопрос
К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает: -20 мПа с -25 мПа с +30 мПа с -35 мПа с -50 мПа с
Вопрос
С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых: -Прием насоса на глубине до 300м +Прием насоса на глубине до 450м -Прием насоса на глубине до 450-1350м -Прием насоса на глубине до 1350-1500м -Прием насоса на глубине до 1500-1600м
Вопрос
Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет: -1-3 МПа +4,5 Мпа -5,0 МПа -8,0 МПа -9,0 МПа
Вопрос
Пластовая температура среднего карбона составляет: +20-24 -23-27 -25-32 -30-40 -38-42
Вопрос
Освоение скважин проводится в режимах: -непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом -непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом +непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом -циклическом ручном, циклическом автоматическом -непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом
Вопрос
Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне: -1,5 МПа -2,0 МПа -2,5 МПа +3,0 МПа -3,5 МПа
Вопрос
Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если: -скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин -скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин < 0,8Нпн -скважина ремонтировалась с глушением, без изменения типоразмера насоса, Ндин > 0,8Нпн +скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин < 0,8Нпн -скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин > 0,8Нпн
Вопрос
Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено: -пластовым давлением -глубиной скважины -производительностью насоса +плотностью жидкости глушения -коэффициентом продуктивности скважины
Вопрос
Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится: -замерами на ГЗУ -периодической отбивкой динамических уровней -периодический +замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней -периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
Вопрос
Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины: -0.7 - 0.9 -0.6 - 0.8 +0.5 - 0.7 -0.4 - 0.6 -0.3 - 0.5
Вопрос
Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения: -каждый час по технологической карте +в течение часа и по последнему изменению Ндин -в течение смены -до снижения Ндин до Нпн -после установки Ндин
Вопрос
Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения призабойной зоны и ствола скважины ? +Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта. +Продукты коррозии и АСПО. +Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин. +Остатки цементного раствора.
Вопрос
Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических жидкостей при промывках и глушении скважин ? -Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека. +Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке. -Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны. -Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях. -Не образующие высоковязких эмульсий.
Вопрос
В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными ? +После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток). -Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток) -Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ. -При перекрытии шламом интервалов перфорации. -При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.
Вопрос
При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод: -эхометрирование +волнометрирование -звукометрирование -электрометрирование
Вопрос
При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод: +эхометрирование -волнометрирование -звукометрирование -электрометрирование.
Вопрос
Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ: -распоряжением по цеху; +приказом по НГДУ; -приказом по ОАО "Татнефть"; -РД.
Вопрос
Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса: -50...100мм; -100...150мм; +200...300мм; -250...350мм; -300...450мм.
Вопрос
Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН: -к любому металлическому сооружению; -к манифольдной линии; +к эксплуатационной колонне; -к ГЗУ; -к гребенке.
Вопрос
С мая 2002г. в ОАО "Татнефть" с целью сокращения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами: -5м; -10м; +15м; -20м; -25м.
Вопрос
Чем лучше уравновешен привод УШГН тем ... -больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг -ниже КПД электродвигателя -меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг +выше КПД электродвигателя -выше коэффициент наполнения насоса
Вопрос
Сила гидродинамического трения при ходе штанг вниз пропорциональна ... -вязкости жидкости -скорости движения жидкости в НКТ -скорости движения головки балансира -числу качаний балансира +скорости движения штанг
Вопрос
Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение... -применение метода использования сил гравитации (МИСГ) +насосов с диаметром плунжера 44мм и 57мм с увеличенным размером всасывающего клапана -применение НКТ с защитным покрытием DPC и ПЭП-585 -применение глубинных дозаторов -применение глубинных нагревателей
Вопрос
От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин +режим откачки +типоразмер оборудования +степень уравновешенности привода штангового насоса +условия эксплуатации
Вопрос
Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны... -режиму откачки -эффективной вязкости продукции -скорости подъема продукции в НКТ -силам трения +эффективной вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ
Вопрос
Потребная эффективная мощность эл.двигателя меньше ... +чем лучше уравновешен привод штангового насоса -чем меньше длина хода УШГН -чем меньше число качаний балансира -чем меньше режим откачки -чем больше режим откачки
Вопрос
Какие факторы влияют на величину энергозатрат на подъем продукции из скважины ? +типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки -плотность добываемой продукции, диаметр НКТ, число качаний балансира -вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя -глубина залегания продуктивного пласта, мощность эл.двигателя -вязкость добываемой продукции, степень уравновешенности привода штангового насоса
Вопрос
От чего существенно зависит КПД эл.двигателя при циклическом режиме работы свойственном приводам УШГН ? -от типоразмера ШГН -от глубины спуска насоса -от мощности эл.двигателя +от неравномерности его загрузки -пункты 2,4 вместе
Вопрос
Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут -увеличение числа качаний балансира -уменьшение длины хода полированного штока -уменьшение режима откачки -уменьшение числа качаний балансира +применение НКТ большего диаметра
Вопрос
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебетных скважин +10-15 кВт•ч/куб.м•км -5-10 кВт•ч/куб.м•км -3-5 кВт•ч/куб.м•км -15-20 кВт•ч/куб.м•км -5-7 кВт•ч/куб.м•км
Вопрос
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут) -5-7 кВт•ч/куб.м•км +5-10 кВт•ч/куб.м•км -3-5 кВт•ч/куб.м•км -15-20 кВт•ч/куб.м•км -10-15 кВт•ч/куб.м•км
Вопрос
КПД УШСН зависит от ... -КПД насоса -КПД эл.двигателя +КПД электродвигателя, наземной и подземной части установки -КПД станка-качалки -пункты 2 и 3 вместе
Вопрос
Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин : +не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин +должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры и давления. +средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ. +иметь возможность оперативной проверки.
Вопрос
Какой тип ГЗУ применяется для замера дебита скважин по жидкости от 5-10 куб.м/ сут. : +"Спутник АМ", "Спутник Б" -"Спутник АС", "Спутник С". -Установка " Квант ", "Спутник АС", "Спутник Б". -ГЗУ " Дельта", "Спутник АМ", "Спутник Б". -ГЗУ " Альфа", "Спутник АМ", "Спутник Б".
Вопрос
В каких температурных режимах эксплуатируют ГЗУ ? -от -40+55 -от -50+30 -от -25+50 +от -55+50 -от -60+50
Вопрос
Диапазон измерения расхода жидкости установки типа "Спутник АМ" -от 20-300 куб.м/сут +от 10-400 куб.м/сут. -от 5-200 куб.м/сут -от 10- 500 куб.м/сут -от 10-350 куб.м/сут
Вопрос
Регулятор уровня обеспечивает качественный замер за счет чего: -турбулентного режима движения жидкости через счетчик. -циклического прохождение жидкости через счетчик в пульсирующем режиме. -постоянство уровня жидкости в емкости. -давление газа в емкости. +циклического прохождения жидкости через счетчик с постоянными скоростями.
Вопрос
Предел измерения по жидкости на установке " Спутник Б" составляет: -от 10-400 куб.м/сут. - от 5-300 куб.м/сут. - от 1-400 куб.м/сут. + от 5-400 куб.м/сут. - от 5-200 куб.м/сут.
Вопрос
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком ТОР составляет: -6 часов -7 часов +8 часов -9 часов -10 часов
Вопрос
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут счетчиком СКЖ составляет: -3 часа +4 часа -5 часов -6 часов -7 часов
Вопрос
Какова периодичность проверки цикла замеров ГЗУ : +1 раз в месяц. -1 раз в 2 месяц . -1 раз в 3 месяц . -1 раз в 1 год . -1 раз за полгода .
Вопрос
Периодичность корректировки циклов замеров ГЗУ проводят в следующих случаях при: +недостоверности получаемых замеров +вводе и выводе скважин из эксплутационного добывающего фонда +изменении режимов отбора из скважин. +изменении системы нефтесбора.
Вопрос
В каких случаях увеличивают время замера дебита скважин на ГЗУ ? -при уменьшении дебита скважины. -при получении недостоверных данных. -по указанию начальника ЦДНГ. +при большом разбросе получаемых замеров -при увеличении дебита скважины.
Вопрос
Какое новое ГЗУ применяется в ОАО " Татнефть" для замера продукции скважины с дебитом жидкости от 0,001 до 120 куб.м/сут. ? -" Спутник АМ" с счетчиком "СКЖ". -" Спутник АС" с счетчиком "СКЖ". -" Спутник Б " с счетчиком "ТОР". +ГЗУ " Дельта" с счетчиком "СКЖ" -ГЗУ " Дельта" с счетчиком "ТОР".
Вопрос
В каких случаях применяется мобильный вариант индивидуальной замерной установки ? - при высоком газовом факторе жидкости. - для оперативного контроля высокодебитных скважин. - при выходе из строя счетчика на ГЗУ. + для оперативного индивидуального контроля малодебитных скважин - при большой обводненности.
Вопрос
Какова периодичность передачи информации при автоматической системе контроля, с дебитом скважины менее 5 куб.м/сут. ? - ежедневно - 2 раза в неделю - 3 раза в неделю + 1 раз в неделю - 3 раза в месяц
Вопрос
Увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на его приеме на: -1-2град; -2-3град; +3-4град; -4-5град; -3-5град.
Вопрос
Какой ингибитор парафиноотложения применяется в ОАО "Татнефть": -ИСБ-1; -СНПХ-5313; +ТНПХ-1а; -Реапон; -СНПХ-5312т.
Вопрос
При отклонении оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12о искривление ствола скважины не должно превышать на 10 м: -3 мин; -10 мин; -12 мин; -20 мин; +30 мин.
Вопрос
При вязкости жидкости до 90 мПа*с рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень: -200 м; +250 м; -290 м; -300 м; -320 м.
Вопрос
Частота качаний цепного привода ЦП-60-18-3-0,5/2,5 находится в пределах: -1-2 в мин; -0,5-1,5 в мин; +0,5-2,5 в мин; -0,5-3,5 в мин; -1-3 в мин.
Вопрос
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих верхний девон: -1100 м; -1150 м; +1200 м; -1250 м; -1300 м.
Вопрос
Какая группа посадки (по стандарту АНИ) рекомендуется в случае откачки высоковязкой продукции: -fit-1; -fit-2; -fit-3; +fit-4; -fit-5.
Вопрос
Обычный вес тяжелого низа колонны насосных штанг для условий ОАО "Татнефть" находится в интервале: -1000-2000 Н; -1500-2500 Н; -2000-2500 Н; +2000-3000 Н; -2000-4000 Н.
Вопрос
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих нижний карбон: -1000 м; -950 м; +900 м; -800 м; -850 м.
Вопрос
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих средний карбон: -650 м; -750 м; +700 м; -850 м; -800.
Вопрос
Фиксированная длина хода цепного привода ЦП-60: -1,5 м; -2 м; -2,5м; +3 м; -3,5 м.
Вопрос
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 90-180 мПа*с: -250 м; -260 м; -270 м; -280 м; +290 м.
Вопрос
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 180-350 мПа*м: -310 м; +320 м; -330 м; -340 м; -350 м.
Вопрос
Условно вертикальными принято считать скважины с углами наклона не более: -2-3 град; -4-5 град; -6-8 град; +8-10 град; -9-11 град.
Вопрос
Что означают цифры маркировке станка-качалки ПНШТ 80 - 3 -63 : -Крутящий момент на валу редуктора - максимальное число качаний - масса СК -Допустимая нагрузка на головку СК - максимальная длина хода -крутящий момент на валу редуктора +Допустимая нагрузка на головку СК - максимальная длина хода -передаточное отношение редуктора -Максимальный дебит - максимальная длина хода -передаточное отношение редуктора -Допустимая нагрузка на головку СК - максимальная длина хода - масса СК
Вопрос
Теоретическая подача насоса с условным размером 175 при длине хода 3 м и 1 качании составляет, куб.м/сут : -4.25 -5.6 +6.7 -7.8 -9.7
Вопрос
На нагруженность колонны штанг для насоса условного размера 175 оказывают влияние: +Ндин и rжид и Р буф -rжид и Р затр -Типоразмер СК -Ндин -Крутящий момент на валу редуктора СК
Вопрос
В целях снижения вероятности обрыва штанговой колонны при сохранении отбора жидкости рекомендуется : -Уменьшить диаметр насоса и увеличить число качаний -Увеличить диаметр насоса и уменьшить длину хода -Увеличить число качаний и уменьшить длину хода -Уменьшить число качаний и диаметр насоса +Увеличить длину хода и диаметр насоса, уменьшить число качаний.
Вопрос
При внедрении новых подвесок штанг не рекомендуется : -Оснащать штанги скребками-центраторами +Составлять подвеску из штанг разных марок стали и видов термообработки, но одной группы прочности -Составлять многоступенчатую колонну штанг -Производить спуск штанг со скоростью более 0.2 м/с -Укладывать штанги на мостки более 2х рядов.
Вопрос
Работа УШСН считается нормальной если коэффициент подачи высоко и средне дебитных скважин находится в пределах: -0.3 - 0.7 -0.5 - 1.2 -0.3 - 1.0 -больше 0 +0.5 - 0.6
Вопрос
Стандартная длина плунжера составляет : -1925 мм -1425 мм +4 фута плюс 3 дюйма -4 фута плюс 5 дюймов -4 фута плюс 2.25 дюйма
Вопрос
Основное отличие в принципе работы вставного насоса от трубного: -Отсутствует сегрегация фаз -Уменьшены сопротивления в нагнетательном клапане -Потери хода за счет растяжения сжатия НКТ и штанг уменьшены +Нет различий -Меньший объём "мертвого пространства"
Вопрос
Основным критерием при подборе привода УШСН является : +Дебит скважины, глубина спуска -Дебит скважины -Глубина скважины -Кривизна скважины -Диаметр нефтепровода
Вопрос
Длины цилиндра и удлинителей выбираются исходя из : -Общей длины насоса +Хода плунжера с учетом растяжения сжатия штанг и НКТ -Глубины спуска насоса -Длины полированного штока -Диаметра насоса
Вопрос
Наиболее широко применяются в ОАО Татнефть насосы типа: -RW и ТН -RW и RH +RH и ТН -RW -ТН
Вопрос
Допустимое приведенное напряжение в штангах для УШГН с насосом 44 мм составляет: -40 Н/ кв. мм -44 Н/ кв. мм +46 Н/ кв. мм -49 Н/ кв. мм -50 Н/ кв. мм
Вопрос
Можно ли рассчитать приведенные напряжения в полированном штоке по показаниям динамографа ? +Да -Нет -Да, при известной компоновке штанг -Да, при числе качаний менее 5 -Да, при длине хода менее 3 м
Вопрос
Какая минимальная глубина погружения ЭЦН под динамический уровень: +которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,15-0,25; -которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не меньше 0,01-0,02; -которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,35-0,45; -500 м.; -200 м.
Вопрос
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности больше 50% составляет (см/с): +0,16 -0,12 -0,08 -0,04 -0,02
Вопрос
Потери напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока зависят от: -диаметра труб и дебита жидкости; -диаметра труб и глубины подвески насоса; +диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и свойств продукции скважины; -диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и мощности погружного двигателя; -диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости, свойств продукции скважины и мощности погружного двигателя.
Вопрос
При подборе УЭЦН для нефтяной скважины возможно следующее допущение: +коэффициент продуктивности скважины имеет постоянное значение; +инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром; +пластовое давление в районе скважины имеет постоянное значение; +обводненность продукции скважины имеет постоянное значение;
Вопрос
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности меньше 50% составляет (см/с): -0,16; -0,12; -0,08; -0,04; +0,02.
Вопрос
На какую глубину спускается шаблон при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН ? -До забоя; +На глубину превышающую глубину установки насосного агрегата в скважине , на 100-150 м; -На глубину превышающую глубину установки насосного агрегата в скважине , на 50-80 м; -На глубину установки насосного агрегата; -До зоны перфорации.
Вопрос
Какой длины должен быть шаблон, при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН ? +Длина шаблона должна быть равной длине насосного агрегата , но не менее 10м; -Длина шаблона должна быть равной длине насосного агрегата , но не менее 5м; -5 м; -7 м; -6 м.
Вопрос
На каком расстоянии от устья скважины оборудованной УЭЦН, устанавливается станция управления и трансформатор ? -Не менее 10м; -Не менее 15м; +Не менее 20 м; -Не менее 30 м; -Не менее 25м.
Вопрос
На каком расстоянии от устья скважины нужно устанавливать кабеленаматыватель при ПРС ? -5-10 м; -10-15 м; +15-20 м; -20-25 м; -10-20 м;
Вопрос
На какой высоте подвешивается на мачте подъемного агрегата кабельный ролик ? -12 м; +8-10 м; -5 м; -7 м; -11 м.
Вопрос
С какой скоростью разрешается спуск УЭЦН ? +Не более 0,25 м/с; -Не более 0,20 м/с; -Не более 1 м/с; -Не более 0,10 м/с; -Не более 0,5 м/с;
Вопрос
При прохождении УЭЦН через участки кривизны, с темпом набора более 30 минут на 10 м, скорость спуска должна быть ? -Не более 0,25м/с; -Не более 0,5м/с; -Не более 0,20м/с; -Не более 0,30м/с; +Не более 0,1м/с;
Вопрос
На каком расстоянии от муфты НКТ устанавливаются монтажные хомуты кабеля УЭЦН ? -500мм; +250-300 мм; -100-200мм; -400 мм; -150 мм.
Вопрос
Через сколько метров, при спуске, производится измерение сопротивления кабеля ? +Через каждые 300 м; -Через каждые 50 м; -Через каждые 100 м; -Через каждые 1000 м; -Через каждые 500 м;
Вопрос
При какой величине сопротивления изоляции требуется прекратить спуск УЭЦН ? -Менее 8 Мом; -Менее 3 Мом; +Менее 5 Мом; -Менее 4 Мом; -Менее 7 Мом.
Вопрос
Какой диаметр шаблона необходимо использовать для проверки проходимости эксплуатационных колонн для группы установки насос ЭЦНМ6 ПЭДУ 123В5: -119 -20 -127 +140 -147
Вопрос
Какой минимальный внутренний диаметр обсадной колонны необходим для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5: -121,7 +123,7 -130 -144,7 -148,3
Вопрос
Какой максимальный диаметр УЭЦН для группы установки насос ЭЦНМ5А ПЭД 117ЛВ5 ? -113,5 -120 +126 -137 -140,5
Вопрос
Для эксплуатации скважин с УЭЦН существуют схемы обвязки: -в зависимости от климатических условий -в зависимости от Т0 и Р -в зависимости от рельефа +типовые -в зависимости от производственной необходимости
Вопрос
При индивидуальном варианте скважины устанавливается ли клеммная коробка в обвязке: +да -по мере необходимости -в зависимости от условий эксплуатации -в зависимости от напряжения в линии -нет
Вопрос
При обвязке скважины с УЭЦН кабель прокладывается: +до клеммной коробки под землей, после нее - над поверхностью -до клеммной коробки над поверхностью, после нее - под землей -до СУ под землей, после нее - над поверхностью -до ТМПН над поверхностью, после нее - под землей -до ТМПН под землей, после нее - над поверхностью
Вопрос
Используется ли на кустовых скважинах КТППН: -обязательно -или КТП, или КТППН -в зависимости от условий эксплуатации +нет -в зависимости от мощности куста
Вопрос
КТППН используются: -для питания эл. двигателя УЭЦН +для питания эл. двигателей УЭЦН, СК -для преобразования элетроэнергии -для питания эл.двигателя СК -для уменьшения напряжения
Вопрос
КТППН изготавливаются для климатических условий: +для холодной зоны -для умеренной зоны -нет ограничений -ограничение по Т0 до - 400 -ограничение по Т0 до + 500
Вопрос
При кустовой обвязке при наличии УЭЦН и СК -скважины могут работать от одной КТППН -скважины могут работать от одной СУ +скважины могут работать от одной КТП и индивидуальных СУ -скважины могут работать от одной ТМПН и СУ -скважины могут работать от одной КТП, ТМПН и СУ
Вопрос
Номинальное напряжение на КТППН: -220 В -380 В -1000 В -6000 или 1000 В +6000 или 10000 В
Вопрос
Какова максимальная допустимая кривизна ствола скважины при эксплуатации УЭЦН ? -Максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2градуса на 100 м, а в зоне работы установки - 3 минуты на 100 м. -Максимальное отклонение от вертикали - не более 400. -Максимальный темп набора кривизны ствола скважины в зоне работы установки - 30 на 10 м., а максимальное отклонение от вертикали не более 400. -Максимальный темп набора кривизны ствола скважины 30 на 10 м., а в зоне работы установки 20 на 10 м. +Максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 20 на 10 м., а в зоне работы установки -3 минуты на 10 м., отклонение от вертикали - не более 400.
Вопрос
Для чего предназначена гидрозащита погружных маслонаполненных электродвигателей УЭЦН ? -Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД. -Для компенсации утечек масла. -Для обеспечения смазки подшипников ПЭД. +Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД, компенсации утечек масла и тепловых изменений объема масла. -Для поддержания заданного температурного режима работы ПЭД.
Вопрос
Для чего предназначен обратный клапан УЭЦН ? -Для предотвращения обратного вращения ЭЦН под действием столба жидкости в НКТ при остановках скважины. -Для облегчения запуска установки. -Для предотвращения засорения ЭЦН. +Для предотвращения обратного вращения ЭЦН при остановке скважины, облегчения ее запуска, а также для опрессовки НКТ после спуска установки в скважину. -Для обратной промывки ствола скважины.
Вопрос
Что отражает цифра 1200 в условном обозначении установки УЭЦНМ-125-1200 ? -Максимальную глубину спуска УЭЦН (м.). -Максимальный напор (м.) -Напор (м.) при минимальной подаче. +Номинальный напор (м.) при номинальной подаче. -Напор (м.) при максимальной подаче.
Вопрос
При какой температуре окружающего воздуха допускается монтаж УЭЦН и перемотка кабеля ? -Не ниже минус 300. -Не ниже минус 350. +Не ниже минус 400. -Не ниже минус 420. -Не ниже минус 250.
Вопрос
Что означает буква "М" в условном обозначении установки УЭЦНМ 5-125-1200 ? -Модернизированный. -Многокорпусный. +Модульный. -Увеличенной мощности. -Малогабаритный.
Вопрос
На какое максимальное рабочее давление рассчитана арматура типа АУЭ-140-50 ? -На 50 МПа. -На 25 МПа. -На 20 МПа. -На 15 МПа. +На 14 МПа.
Вопрос
При какой температуре окружающей среды допускается использование кабелей с полиэтиленовой изоляцией марки КПБК, КПБП в качестве кабельных линий для УЭЦН ? -До + 95. +До + 90. -До + 85. -До + 80. -До + 75.
Вопрос
В каких случаях станция управления УЭЦН отключает ПЭД от аномальных режимов ? +При перегрузке. +При перегрузке и недогрузке. +При перегрузке, недогрузке и снижении напряжения питания ниже 0,75 от номинального. +Блокирует включение ПЭД при турбинном вращении.
Вопрос
Что входит в состав УЭЦН ? -Только электродвигатель, гидрозащита, насос и кабель. -Электродвигатель, гидрозащита, насос, кабель, КТППН. +Электродвигатель, гидрозащита, насос, клапан обратный, клапан сливной, кабель, пояса, КТППН, клеммная коробка, НКТ, устьевое оборудование, газосепаратор (по заказу). -Электродвигатель, гидрозащита, насос, клапан обратный, кабель, КТППН, НКТ, устьевое оборудование. -Электродвигатель, гидрозащита, насос, клапан обратный, клапан сливной, кабель, пояса, КТППН, клеммная коробка.
Вопрос
Гидростатическое давление в месте подвески погружной установки должно быть не более: -17,5 МПа. -20,0 МПа. -22,5 МПа. +25,0 МПа -27,5 МПа.
Вопрос
Погружные центробежные установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин максимальной плотностью: ) -900 кг/куб.м -1000 кг/куб.м -1200 кг/куб.м -1300 кг/куб.м +1400 кг/куб.м
Вопрос
В установившемся режиме погружной ЭЦН должен иметь погружение под динамический уровень не менее: -100 м -200-300 м -300-500 м +400-600 м -600-800 м
Вопрос
Не допускается дальнейшая эксплуатация УЭЦН, если сопротивление изоляции системы "кабель - двигатель" составляет: +менее 0,05 МОм -менее 0,01 Мом -менее 0,1 МОм -менее 0,5 МОм -менее 1 МОм
Вопрос
Монтаж УЭЦН на устье скважины не производится, если скорость ветра: -более 8 м/с -более 10 м/с +более 11 м/с -более 12 м/с -более 15 м/с
Вопрос
При эксплуатации скважин УЭЦН значение динамического уровня определяется не реже одного раза: -в неделю -в 10 дней -в 2 недели -в месяц +в квартал
Вопрос
Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата: -70 -80 +90 -100 -110
Вопрос
При эксплуатации скважин УЭЦН анализ состава скважиной жидкости и содержания в ней попутной воды производится не реже одного раза: -в сутки +в неделю -в две недели -в месяц -в квартал
Вопрос
При эксплуатации скважинУЭЦН максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения должна быть: -0, 005 г/л +0,01 г/л -0,05 г/л -0,1 г/л -0,25 г/л
Вопрос
При эксплуатации скважин УЭЦН максимальное содержание свободного газа ( по объему ) на входе насоса: +25 % -30 % -40 % -50 % -55 %
Вопрос
Монтаж УЭЦН на устье скважины не производится, если температура окружающего воздуха ниже: -26 +27 -28 -30 -32
Вопрос
Замер дебита жидкости по скважинам с дебитом более 5 т/сут при наличии автоматизированной системы контроля и передачи информации должен осуществляться: +ежедневно; -еженедельно; -не менее 1 раза в месяц; -не менее 3 раз в месяц; -не менее 5 раз в месяц.
Вопрос
Замер дебита жидкости по скважинам с дебитом более 5 т/сут при отсутствии автоматизированной системы контроля и передачи информации должен осуществляться: -ежедневно; -еженедельно; -не менее 1 раза в месяц; +не менее 3 раз в месяц; -не менее 5 раз в месяц.
Вопрос
Погрешность измерения АГЗУ "СПУТНИК-АМ" составляет, %: - ±1,5; + ±2,5; - ±3,5; - ±3,75; - ±4,0.
Вопрос
Количество усов, подключаемых на замер к установке "Спутник Б-40-14-400" составляет: - 8; - 12; + 14; - 24; - 40.
Вопрос
На каком методе основано измерение количества жидкости в ГЗУ "Дельта": -объемном; +массовом.
Вопрос
Минимальное значение дебита скважин замеряемой ГЗУ "Дельта" составляет, т/сут: + 0,001; - 0,005; - 0,01; - 0,1. - 1.
Вопрос
Какими транспортабельными установками может быть осуществлен индивидуальный контроль производительности скважины эксплуатируемой УЭЦН: +АСМА-Т-03-400; -ГЗУ "Дельта"; -"Спутник Б-40-14-400"; -АГЗУ "СПУТНИК-АМ". -КВАНТ УИДС 40-8-200
Вопрос
На каком методе основано измерение количества жидкости в установке "АСМА-Т-04-400": -объемном; +массовом.
Вопрос
Время измерения количества жидкости для каждой скважины в измерительных установках устанавливается в зависимости от: -обводненности продукции; +дебита скважины; -инструкции по эксплуатации завода изготовителя; -вязкости продукции; -протяженности нефтепровода от скважины до ГЗУ.
Вопрос
Какие факторы для эксплуатации скважин УЭЦН в условиях ОАО "Татнефть" являются осложняющими. -Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий. -Отложение гидратов, отложение солей, высокая температура добываемой продукции, высокое содержание свободного газа в добываемой продукции. -Интенсивный износ рабочих органов и опор насоса, высокая коррозийная активность среды, падение оборудования на забой скважины. -Отложение парафина, солей на забое скважины, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании. +АСПО, отложения солей наличие мех.примесей в продукции скважин, кривизна ствола скважины, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозийная активность среды.
Вопрос
Какая обводненность вызывает минимальную интенсивность парафинизации УЭЦН. -от 0 до 40 % +от 20 до 50 % -от 40 до 80 % -от 35 до 80 % -от 80 до 90 %
Вопрос
Какая особенность полимерных покрытий НКТ делает их непригодными для применения тепловых методов борьбы с АСПО. -низкая герметичность резьбовых соединений -низкая механическая прочность -уменьшение внутреннего диаметра -большое температурное расширение полимерного покрытия НКТ +невысокая термостойкость
Вопрос
Какие ингибиторы используются на промыслах ОАО "Татнефть" для борьбы с солеотложениями. +ИСБ-1, Инкредол, СНПХ-5301, СНПХ-5312с, СНПХ-5312т -СНПХ-6301, ДИН, Напор-1007, СНПХ-1004 -СНПХ-4480, Дисольван-4490, ТМ-10Д -Сепароль WK 25, Ойпласт, СНПХ-6438, СНПХ-7941 -СНПХ-7970, СНПХ-7971, СНПХ-7930, СНПХ-7905
Вопрос
Ингибитор ИСБ-1 (нитрилотриметилфосфоновая кислота) хорошо растворяется в +воде, кислотах, щелочах -органических растворителях и нефти -пластовой воде, нефти, керосине -спирты, щелочи, бензин -вода, органические растворители и кислоты
Вопрос
Предупреждение отложений неорганических солей достигается при применении ингибитора солеотложений ИСБ-1 в дозировке ... -1-5 мг/л обрабатываемой жидкости +1-5 мг/л обрабатываемой воды -5-10 мг/л обрабатываемой воды -5-10 мг/л обрабатываемой жидкости
Вопрос
Ингибитор солеотложений ИСБ-1 рекомендуется применять в виде ... +0,1-1 % раствора в пресной воде, а в зимних условиях в виде раствора его в антифризе (гликоли) -0,1-1 % раствора в пластовой воде, а в зимних условиях раствора его в антифризе -0,1-1 % раствора в пластовой воде, а в зимних условиях раствора его в гликоли -0,1-1 % раствора в нефти или бензине -1-2 % раствора в нефти или бензине
Вопрос
Ингибитор солеотложений Инкредол-1 применяется для предупреждения отложений ... -карбонатов -сульфатов +сульфата кальция (гипса) и карбоната кальция -гипса -сульфатов и карбонатов
Вопрос
Ингибитор солеотложений Инкредол-1 растворим в ... +пресной и пластовой воде -пресной воде -пластовой воде -нефти -нефти и нефтепродуктах
Вопрос
На сколько часов после закачки ингибитора солеотложений необходимо закрыть скважину для адсорбции и распределения в порах пласта -6-8ч -8-12ч -12-24ч +8-24ч -24-36ч
Вопрос
Повторную закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта осуществляют при снижении содержания ингибитора в добываемой воде ниже ... -0,1 г/куб.м +1 г/куб.м -10 г/куб.м -0,1-10 г/куб.м -1-5 г/куб.м
Вопрос
При каких условиях необходимо применять УЭЦН в износостойком исполнении +содержание мех.примесей в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Моосу. -содержание мех.примесей в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Роквеллу -содержание мех.примесей в концентрации свыше 0,1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Бринелю -содержание мех.примесей в концентрации свыше 1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Моосу. -содержание мех.примесей в концентрации свыше 1 г/л, а твердость песка в которых выше 5 баллов по Бринелю
Вопрос
В насосах износостойкого исполнения рабочие колеса изготовлены -высокопрочной стали -из бронзы -из ковкого чугуна +из полиамидной смолы -пластмассы
Вопрос
Для условий ОАО "Татнефть" УЭЦН могут работать при величинах эффективной вязкости перекачиваемой среды не более -350 СПз -350 Сст +350 мПа•с -350 мПа -350 Мпа
Вопрос
Как осуществляется освоение скважин ? +в ручном режиме -в автоматическом режиме. -по заданной программе. -в механическом режиме. -в ручном и автоматическом режиме.
Вопрос
Кто допускается к освоению скважин ? +лица прошедшие проверку знаний ТБ, не ниже 2-ой квалификационной группы по электробезопасности. -оператор по добыче нефти. -лица прошедшие проверку знаний ТБ. -мастер по добыче. -оператор по исследованию скважин.
Вопрос
Кто производит вывод установки на режим ? -мастер по добычи нефти прошедший специальное обучение. -оператор по добычи нефти прошедшие специальное обучение. +работники технологической службы прошедшие специальное обучение. оператор по исследованию скважин. -мастер и оператор по добыче нефти.
Вопрос
На кого возлагается контроль за освоением скважины ? -ведущего геолога ЦДНГ. +ведущего технолога ЦДНГ. -зам. начальника ЦДНГ. -оператор по исследованию скважин. -мастер по добыче нефти.
Вопрос
За какими показаниями необходимо следить в процессе пускового режима ? -за показаниями амперметра и вольтметра и динамическим уровнем. +за показаниями амперметра и вольтметра. -давление на устье. -расходом жидкости по ГЗУ. -давлением на забое скважины.
Вопрос
Через какой период контролируют динамический уровень при освоении скважины ? -через каждые 10-15 мин. -не более 1 часа через каждые 15-30 мин. -не более 2 часов через каждые 10-15 мин. -не более 1 часа через каждые 5-10 мин. + не более 1 часа через каждые 10-15 мин.
Вопрос
За какими показателями в процессе работы система СКАД-2 осуществляет контроль ? -контроль давления и температуры масла в ПЭД -контроль температуры масла электродвигателя . -давление и температура жидкости на устье скважины. -температура и давление. +контроль температуры масла электродвигателя и давления в зоне подвески ЭЦН.
Вопрос
На сколько пусковых нагрузок рассчитан ресурс работы ПЭД ? +170-200. -150-170. -200-220. -100-120. -120-150.
Вопрос
Чем вызвана необходимость освоения скважин с УЭЦН после ПРС ? -очисткой призабойной зоны скважины. -снижением дебита скважины. -возможностью засорения насоса. + вероятностью выхода УЭЦН из строя или снижением ресурса ПЭД -очисткой ствола и забоя скважины.
Вопрос
Работник, участвующий в освоении, должен знать : -давлением на забое скважины , устье скважины, динамическим уровнем. -техническую характеристику скважинного оборудования, удельный вес пластовой жидкости. -физические свойства горных пород ( пористость, проницаемость ). +технологическую характеристику скважинного оборудования , удельный вес и объем жидкости глушения -диаметром штуцера на устьевой арматуре
Вопрос
В случае срабатывании защиты по перегрузке или недогрузке срабатывает: +Сигнальная лампа. -звуковой сигнал. -появиться сигнальный блинкер. -отключиться станция управления. -сигнальная лампа и звуковой сигнал.
Вопрос
Время необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки зависит от +статического уровня скважины. -динамического уровня скважины. -температуры добываемой жидкости. -давление на устье скважины. -продуктивности пласта.
Вопрос
Где записывается информация о выводе установки на режим ? -журнал регистрации замеров. -в бланк освоения. -в бланк сдачи скважины. +в бланк освоения, гарантийный паспорт -журнал дежурного диспетчера.
Вопрос
Что означает цифра 18 в название цепного привода ПЦ60-18-3-0,5/2,5: (РД 153–39.1-254-02 пункт 3.1) -Передаточное отношение редуктора. + Максимальная величина тягового усилия. - Максимальная мощность электродвигателя, который можно установить на привод.
Вопрос
Какая устьевая арматура должна применяться для скважины с цепным приводом: (РД 153–39.1-254-02 пункт 3.4) -только арматура, выпускаемая Лениногорским заводом АУ-140-50. +любая устьевая арматура, выпускаемая разными заводами-изготовителями, которая выпускается серийно и применяется на скважинах с УШСН. -специальная арматура, которая изготавливается на БМЗ.
Вопрос
Область применения ПЦ60-18-3-0,5/2,5 с насосом диаметром 57 мм при эффективной вязкости 1000 мПа·с находится в пределах глубин спуска насоса: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.1.3) + 400 – 600 м. - 450 – 1050 м. - 400– 1450 м
Вопрос
Общий вес уравновешивающего груза для ПЦ60-18-3-0,5/2,5 определяется по формуле: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.3) -Р(у) = [Р(max) - Р(min)]/2 +Р(у) = [Р(max) + Р(min)]/2 -Р(у) = 2[Р(max) + Р(min)]/Р(min)
Вопрос
Изменение уравновешивания ПЦ60-18-3-0,5/2,5 производится при изменении режима откачки и в зависимости от показаний: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.7) - вольтметра. - омметра. + амперметра.
Вопрос
В каком положении надо остановить цепной привод после установки технологического зажима: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.4.1) + когда подвеска находится в крайнем нижнем положении. - когда подвеска не дошла до нижнего положения 20-30см. - когда подвеска находится в среднем положении.
Вопрос
Уравновешенность ПЦ60-18-3-0,5/2,5 считается удовлетворительной, если разность между показаниями амперметра при ходах вверх и вниз не превышает: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.7) + ± 10 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл - ± 5 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл - ± 15 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл
Вопрос
В каком месте подвески полированного штока на цепном приводе устанавливается переносной динамограф: (РД 153–39.1-254-02 пункт 5.3.1) - На подвижной плите подвески. - На подвеске. + Между подвижной плитой и подвеской.
Вопрос
Какие длины хода полированного штока можно установить на цепном приводе марки ПЦ60-18-3-0.5\2.5, м: (РД 153–39.1-254-02 пункт 3.1) - 1,2; 2,5; 3. - 1,6; 2,4; 3. + 3.
Вопрос
Какое минимальное расстояние между пластами необходимо для оборудования скважины УОРЭ, м: (РЭ 153–197-04 пункт 2.1.3) - 1. - 10. + 3.
Вопрос Какие параметры скважины ограничивают область применения УОРЭ: (РЭ 153–197-04 пункт 2.1) + Диаметр колонны, наличие не менее 2-х объектов разработки, расстояние между разрабатывающимися пластами, отсутствие гидрологической связи между пластами, суммарный теоретический дебит пластов, наличие АСПО. - Диаметр колонны, наличие не менее 2-х объектов разработки, глубина скважины, наличие зумпфа, суммарный теоретический дебит пластов, наличие АСПО. - Диаметр колонны, наличие не менее 3-х объектов разработки, расстояние между разрабатывающимися пластами, обводненность продукции, суммарный теоретический дебит пластов, наличие АСПО.
Вопрос
Когда забойное давление при однолифтовой ОРЭ по оптимальным параметрам у верхнего объекта больше, чем у нижнего, продукция из объекта с меньшим забойным давлением поступает в цилиндр насоса через: (РЭ 153–197-04 пункт 1.4.1.1) + Основной всасывающий клапан. - Дополнительный всасывающий клапан. - Из обоих клапанов.
Вопрос
Местом расположения дополнительного бокового всасывающего клапана при ОРЭ выбирается точка, делящая цилиндр насоса по длине: (РЭ 153–197-04 пункт 1.4.1.1) + Пропорционально дебитам объектов. - Пропорционально забойным давлениям объектов. - Пропорционально пластовым давлениям объектов.
Вопрос
При подготовке к внедрению УОРЭ допускается использование материалов ранее проведенных исследований скважин сроком не более: (РЭ 153–197-04 пункт 2.2.8.) - 3 месяцев. - 6 месяцев. + 1 года.
Вопрос
При подготовке к внедрению УОРЭ необходимо провести исследование скважины, объектов включающее в себя: (РЭ 153–197-04 пункт 2.2.1.) - Определение количества содержания АСПО. - Определение 8-ми членного химического анализа воды. + Определение обводненности, динамического уровня, динамометрирование и снятие кривой восстановления давления.
Вопрос
Изменением, каких параметров достигается дебит, равный сумме оптимальных дебитов для каждого из объектов на скважинах оборудованных ОРЭ: (РЭ 153–197-04 пункт 2.3.8.) - изменением глубины подвески. - установкой штуцера на манифольдной линии. + изменением длины хода и числа качаний.
Вопрос
С какой целью в скважинах, оборудованных ОРЭ, устанавливается пакерующее устройство: (РЭ 153–197-04 пункт 1.3.1) + для разобщения продуктивных эксплуатируемых объектов. - для предотвращения попадания жидкости из пластов в межтрубное пространство. - для закрепления насоса в эксплуатационной колонне.
Вопрос
Какие пакеры могут быть использованы для УОРЭоднолифтовой конструкции: (РЭ 153–197-04 пункт 1.3.2) + пакеры М1-Х, ПРО-ЯДЖ, ПРО-ЯМО, ПДМ. + пакер - гильза ПГД-ГРИ, СПИОТ. + любой пакер, обеспечивающий герметичное разобщение объектов в скважине.
Вопрос
Забойное давление при эксплуатации скважины с УСШН с контроллерами не должно быть ниже (Дополнение к РД 153–39.1-254-02 пункт 6) + Минимально-допустимого. - Оптимального. - 10% от пластового.
Вопрос
Система автоматизации скважины с УСШН должна обеспечивать (Дополнение к РД 153–39.1-254-02 пункт 3) + Функции контроля и регулирования технологических параметров, а также контроля и диагностики состояния, управления и защиты оборудования скважин с УСШН. - Функции позволяющие следить за сохранностью наземного оборудования, с передачей информации на контрольный пункт охраняемых органов. - Функции позволяющие предотвратить аварийные ситуации на скважине, которые могут повлиять на выход из строя оборудования.
Вопрос
Расчёт времени накопления для скважин УСШН, оснащенных контроллером и стационарным динамографом записывается по формуле (Дополнение к РД 153–39.1-254-02 пункт 7)
+ t(2)=[F/(K(пр)gr)]Ln(2n-1) - t(2)=[F/(K(пр)gr)]Lg(2n-1) - t(2)=[F/(K(под)gr)][Ln(2n-1)g]
содержание .. 38 39 40 41 ..
|
|