База Тестов комплексн ТТДН. Дисциплина Технология и техника добычи нефти 2018г новая доработка
 Скачать 0.78 Mb.
|
|
$ При осуществлении гидроразрыва пласта момент разрыва породы отмечается как резкое: А) уменьшение Р Б) увеличение Q В) увеличение расхода жидкости разрыва Г) уменьшение Q Д) уменьшение Т Е) увеличение Т $ Для образования вертикальных трещин в породе необходимо: А) увеличить динамическую вязкость жидкости разрыва Б) увеличить плотность жидкости разрыва В) увеличить кинематическую вязкость жидкости разрыва Г) уменьшить динамическую вязкость жидкости разрыва Д) увеличить объем жидкости разрыва Е) уменьшить расход жидкости разрыва $ Для образования горизонтальных трещин в породе следует: А) уменьшить плотность жидкости разрыва Б) уменьшить кинематическую вязкость жидкости разрыва В) уменьшить динамическую вязкость жидкости разрыва Г) увеличить расход жидкости разрыва Д) увеличить плотность жидкости разрыва Е) увеличить динамическую вязкость жидкости разрыва $ Стабилизаторы используются: А)для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции кислоты с породой Б) для увеличения плотности жидкости В) для снижения коррозионного воздействия кислоты на оборудование Г) для увеличения кинематической вязкости жидкости Д) для сжигания пороха в постоянном режиме Е) для снижения поверхностно-активных веществ на границе нефть-нейтрализованная кислота $ Методы исследования скважин предназначены: А) получения информации об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину Б) получения информации об изменениях, происходящих в пласте В) получения информации об объекте разработки Г) для увеличения плотности жидкости Д) для уменьшения плотности жидкости Е) удержания в растворенном состоянии продуктов реакции кислоты с породой $ Методы исследования скважин: А) геофизические Б) гидродинамические В) скважинные дебитометрические Г) геологические Д) бактериологические Е) сейсмические $ Геофизические исследования скважин – это каротажи: А) термокаротаж, кавернометрия Б) электрокаротаж, радиоактивный каротаж В) нейтронный каротаж, акустический каротаж Г) для увеличения плотности жидкости Д) для уменьшения плотности жидкости Е) для увеличения кинематической вязкости жидкости $ Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов понимают совокупность различных мероприятий, направленных на измерение и регистрацию в работающих или оставленных скважинах следующих параметров: А) температура Б) давление В) дебит Г) проницаемость Д) упругоемкость Е) подвижность $ Параметрами призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами, являются: А) проницаемость системы Б) послойная и зональная неоднородность В) физические свойства Г) подвижность Д) упругоемкость Е) дебит $ К свойствам, насыщающих залежь флюидами относятся: А) химический состав флюидов Б) давление, температура, газонасыщенность В) физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжигаемости) Г) глинистость, песчанистость Д) проницаемость системы Е) послойная и зональная неоднородность $ Целью исследований скважин и пластов является получение сведений о режиме дренирования: А) Однофазная или многофазная фильтрация Б) Наличие газовой шапки В) Расположение ВНК и ГНК Г) Коэффициент упруго ёмкости   Д) Коэффициент проводимости (гидропроводности )  Е) Физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости ) $ Целью исследований скважин и пластан является определение основных характеристик скважин: А) Коэффициент продуктивности (приемистости ) Б) Максимально невозможный дебит скважины В) Приведенный радиус скважины Г) Коэффициент упругоемости  Д) Наличие газовой шапки Е) Расположение ВНК и ГНК $ Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, то есть постоянство во времени: А) Забойного давления Б) Дебита скважины Q В) Устьевого давления Г) Коэффициента упругоемкости  Д) Температура Т Е) Коэффициента проводимости (гидропроводности )  $ Для изменения режима работ скважины необходимо: А) На фонтанной скважине изменить диаметра штуцера на выкидном манифольде Б) На скважине , оборудованной установкой скважинного насоса , изменяют длину хода и число качаний В) На газлифтной скважине изменить режим закачки рабочего агента –давление и расход Г) Изменить коэффициент упругоемкости  Д) На газлифтной скважине изменить температуры Т Е) Изменить коэффициент проводимости (гидропроводности ) $ Коэффициент продуктивности скважин: А) Суточный дебит скважины, приходящийся депрессии и т.е  Б) Суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии т.е.  В) Суточный дебит скважины, приходящийся депрессии и т.е  Г) Упругоемкость  приходящаяся на единицу депрессии Д) Проводимость (гидропроводность)  , приходящаяся на единицу депрессии Е) Суточный дебит скважины, приходящийся на единицу депрессии т.е.  $ Отношение объема свободного газа к объему жидкости в выделением геометрическом объеме, данных термобарических условиях А) Называется газовое число Б) Определяется формулой  В) Определяется формулой  Г) Называется газосодержащие Д) Называется дисперсность Е) Называется истинное газосодержащие $ Газовое число: А) Определяется формулой  Б) Определяется формулой В) Отношение объема свободного газа к объему жидкости Г) Отношение объема жидкости к объему свободного газа Д) Определяется формулой  Е) Определяется формулой  $ Отношение объема газа к общему объему смеси в выделенном геометрическом объеме при данных термобарических условиях А) Называется газосодержащие Б) Определяется формулой  В) Определяется формулой  Г) Называется обводненность Д) Определяется формулой  Е) Называется газовое число $ Газосодержание: А) Определяется формулой  Б) Отношение объема газа к общему объему смеси В) Определяется формулой  Г) Отношение объема жидкости к объему свободного газа Д) отношение общего объема смеси к объему газа Е) Отношение объема свободного газа к объему жидкости $ На графике зависимости подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V выделяют характерные точки А) Максимальной подачи Б) Начало подачи В) Срыва подачи Г) Инверсий Д) Универсальная Е) Критическая $ Коэффициент полезного действия процесс движения газожидкостной смеси: А) Отношение полезной работы к затраченной работе Б) Определятся формулой  В) Определяется формулой  Г) Отношение объема газа к общему объему смеси Д) Отношение затраченной работы к полезной работе Е) Определяется формулой  $ Структуры газожидкостного потока: А) Четочная Б) Стержневая В) Эмульсионная Г) Инверсная Д) Упругая Е) Универсальная $ Эмульсионная структура газожидкостной смеси характеризуется: А) Малой газонасыщенностью (если она не создается искуственно) Б) Существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении В) Наличием газовых пузырьков различных размеров (но меньших , чем диметр трубы) более или менее равномерно распределенных жидкости Г) Инверсией Д) Универсальностью и более или менее равномерно распределенных капель жидкости Е) Упругостью $ Четочная структура газожидкостной смеси характеризуется : А)Повышением газосодержания смеси и наличием газовых четок, перекрывающих практически все сечение трубы и чередующихся с четкими жтдкости Б) Относительными скоростями газа имеющие самое различное значение, достигающие значительных величин В) Средней величиной относительной скорости от 40 до 120 см/с Г) Пластичностью Д) Наличием газовых пузырьков различных размеров (но меньших, чем диметр трубы )более или менее равномерно распределенных в жидкости Е) Малой газонасыщенностью (если она не создается искуственно) $ Стержневая структура газожидкостной смеси характеризуется: А) Слоем жидкости имеющие малые пузырьки газа, а газовый стержень насыщен капельниками жидкости и относительные скорости движения газа достигают больших величин Б) Значительным увеличением газосодержания смеси В) Основной массой газа движущей по центру трубу в виде стрежня, а жидкость увлекается им и движется по стенкам трубы в виде тонкого слоя Г) Относительными скоростями газа имеющие самое различное значение, достигающие значительных величин Д) Наличием газовых пузырьков различных размеров (но меньших, чем диметр трубы) более или менее равномерно распределенных в жидкости Е) Малой газонасыщенностью (если она не создается искусственно) $ Плотность реальной смеси определяется по формулам: А)  Б)  В)  Г)  Д)  Е)  $ Плотность идеальной газожидкостной смеси определяется по формулам:
4)  5)  6)  А) 4 Б) 1 В) 5 Г) 2 Д) 3 Е) 6 $ Истинное, объёмное и расходное газосодержащие определяются формулами: А)  Б)  В)   Г) Д)  Е)  $ Истинное объемное и расходное газосодержание: А) Отношение объема газа Vг к общему объем смеси (Vг +Vж) Б) Отношение площади поперечного сечения трубы занятой свободным газом fr , к площади живого сечения трубы f В) Отношение расхода газа V к общему расходу смеси (V +q) Г) Отношение площади живого сечения трубы f и жидкостью f1 к площади поперечного сечения трубы, занятой свободным газом f1 Д) Отношение общего объема смеси (Vг +Vж) объему газа Vг Е) Отношение площади живого сечения трубы f площади попаренного сечения трубы, занятой свободным газом f1 $ Массовое расходное газосодержание: А) Отношение расхода массы газа к расходу массы смеси при данных термобарических условиях Б) Определяется формулой  В) Определяется формулой  Г) Отношение площади поперечного сечения трубы, занятой свободным газом fГплощади живого сечения трубы f Д) Отношение общего объема смеси (Vг +Vж) к объему газа Vг Е) Отношение объема газа Vг к общему объему смеси (Vг +Vж) $ Работа газожидкостного подъемников А) При q больше qoпт Б) При режим оптимальной подачи В) При режим максимальной подачи Г) При q больше qoпт Д) При q равным нулю Е) При q меньше qoпт $ Изменение условий движения газожидкостной смеси в скважине приводят: А) К изменению дисперсности Б) К укреплению газовых пузырьков в результате их слияния В) К раздроблению газовых пузырьков не более мелкие Г) К увеличению q больше qoпт Д) К режиму оптимальной подачи Е) К режиму максимальной подачи $ Изменение условий движения газожидкостной смеси в скважине приводит: А) К процессу коалесценции Б) К изменению дисперсности В) К процессу диспергирования Г) К увеличению q больше qoпт Д) К режиму оптимальной подачи Е) К режиму начало подачи 60 вопросов по 5 ответов:3 прав, 2 неправ 141. $ Статическое давление – это давление А) на забое скважины, устанавливающиеся после длительно ее остановки Б) равное гидростатическому давлению столба жидкости в скважине В) на забое скважины, устанавливающейся во время отбора флюидов из скважины Г) равное весу столба жидкости высотой по вертикали, равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение в зоне отбора жидкости при работающей скважине Д) на устье в работающей скважине, устанавливающейся после длительной ее остановки $ Динамическое давление – это давление: А) на забое скважины, устанавливающиеся во время отбора флюидов из скважины Б) на забое скважины, устанавливающееся во время закачки жидкости или газа в скважину В) на забое скважины, устанавливающееся во время отбора жидкости или газа из скважины Г) в зоне отбора жидкости Д) на забое скважины, устанавливающееся во время закачки жидкости или газа $ Статический уровень – это уровень столба жидкости установившейся в скважине: A) после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление Б) после ее остановки при условии, что межтрубное пространство открыто В) неработающей при условии, что затрубное пространство открыто работающей при условии, что на него действует атмосферное давление Г) после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление Д) во время отбора флюидов $ Динамический уровень – это уровень жидкости установившейся в скважине: A) работающей при условии, что на него действует атмосферное давление Б) во время отбора флюидов при условии, что межтрубное пространство открыто В) работающей при условии, что затрубное пространство открыто после ее остановки Г) работающей при условии, что на него не действует атмосферное давление Д) после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление $ Различают пластовое давление: А) в зоне отбора Б) начальное В) текущее Г) межтрубное Д) в выкидной линии $ Способы вычисления среднего пластового давления A) средневзвешенное по площади Б) среднее арифметическое В) средневзвешенное по объему пласта Г) в районе добывающих скважин Д) по группе разведочных скважин на второй стадии разработки $ Приток жидкости к скважине определяется по формуле: A)  Б)  В)  Г)  Д)  $ Водонапорный режим нефтяных и газовых залежей реализуется, когда движение нефти и газа в пласте к добывающим скважинам осуществляется за счет: А) давление краевых вод Б) пластового давления превышающего давления насыщения В) давления законтурных вод Г) расширения растворенного в нефти газа Д) силы тяжести $ Газонапорный режим нефтяных залежей реализуется, когда движение нефти в пласте к добывающим скважинам осуществляется за счет: А) расширяющего свободного газа Б) давления газа и когда нефтяная залежь изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими породами В) давления газа и когда нефтяная залежь находится в контакте с газовой шапкой Г) расширения растворенного в нефти газа Д) силы тяжести $ Режим растворенного газа нефтяных залежей реализуется, когда движение нефти в пласте к добывающим скважинам осуществляется за счет: А) расширения растворенного в нефти газа Б) давления меньшего давления насыщения В) энергии растворенного газа при отсутствии газовой шапки и когда залежь запечатана Г) расширяющего свободного газа (газовой шапки) Д) силы тяжести $ Гравитационный режим нефтяных залежей реализуется, когда движение нефти в пласте к добывающим скважинам осуществляется за счет: А) силы тяжести Б) гравитации при наличии поверхности фильтрующейся жидкости или газонефтяного контакта В) гравитации при наличии свободной поверхности Г) расширяющего свободного газа (газовой шапки) Д) расширения растворенного в нефти газа $ Система разработки – это совокупность взаимосвязанных решений: А) выбор объектов и установление последовательности их разработки Б) определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин В) обоснование метода воздействия на пласты и определение способов управления и контроля за процессом разработки Г) обоснование регулирования разработки Д) вычисления темпа разработки $ В процессе разработки нефтяного месторождения в общем случае выделяется следующая стадия: А) вторая Б) третья В) первая Г) седьмая Д) шестая $ Основные методы воздействия на залежь нефти: A) поддержание давления закачкой газа Б) поддержание пластового давления закачкой в пласт воды В) тепловые методы воздействия Г) глинокислотная обработка Д) соляно-кислотная обработка $ К поддержанию пластового давления закачкой воды относятся: А) законтурное заводнение Б) внутриконтурное заводнение В) приконтурное заводнение Г) обработка плавиковой кислотой Д) соляно-кислотная обработка $ К внутриконтурному заводнению при поддержании пластового давления относятся: А) очаговое заводнение Б) блочная система заводнения В) площадное заводнение Г) глинокислотная обработка Д) соляно-кислотная обработка $ При системе поддержании пластового давления при внутриконтурной закачке в пласт воды производят: A) разрезание залежи круговыми рядами нагнетательных скважин Б) избирательное заводнение В) разрезание залежи линейными рядами нагнетательных скважин Г) соляно-кислотную обработку Д) глинокислотную обработку $ Законтурное заводнение целесообразно: А) при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин Б) при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади В) при сравнительных малых размерах залежи нефти Г) при закачке сухого газа Д) при соляно-кислотной обработке $ К недостаткам законтурного заводнения при поддержании пластового давления относятся: А) повышенный расход энергии Б) повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания В) замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания Г) быстрое воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания Д) нулевой расход энергии $ Приконтурное заводнение применяется: А) при отсутствии гидродинамической связи пласта с внешней областью Б) при закачке воздуха В) при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью Г) при закачке сухого газа Д) при сравнительно малых размерах залежи $ Внутриконтурное заводнение через систему нагнетательных скважин расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности позволяет: А) интенсифицировать систему воздействия на залежь нефти Б) быстро наращивать добычу нефти В) сократить сроки выработки запасов Г) произвести закачку сухого газа Д) увеличить сроки выработки запасов $ Различают разновидности внутриконтурного заводнения: А) разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на кольцо Б) разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы В) соляно-кислотная обработка Г) закачка перегретого газа Д) закачка в пласт воздуха $ Добывающие и нагнетательные скважины при площадном заводнении располагаются правильными геометрическими блоками в виде: А) пятиточечных сеток Б) девятиточечных сеток В) семи точечных сеток Г) шеститочечных сеток Д) восьми точечных сеток $ При площадном заводнении по равномерным пяти-, семи-, девяти точечным сеткам скважин на каждую нагнетательную скважину приходится: А) одна добывающая скважина Б) две добывающая скважины В) три добывающая скважины Г) четыре добывающая скважины Д) пять добывающая скважин $ Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачка в пласт, которыми являются: А) грунтовые, к которым относятся под русловые воды Б) открытые водоемы(рек, озер, морей) В) водоносные горизонты данного месторождения Г) дистиллированная вода Д) нефтеносные горизонты данного месторождения $ Качества используемой для ППД воды оценивают следующими параметрами: А) количеством сероводорода, железа и его соединений Б) количеством механических примесей н нефтепродуктов В) количеством микроорганизмов, солевым составом воды и её плотностью Г) кинематической вязкостью Д) плотностью при нормальных условиях $ Коэффициент текущей компенсаций А) определяется формулой  Б) этот коэффициент показывает, насколько с компенсирован отбор закачкой в данной момент времени В) это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей приведенных к пластовым условиям за единицу времени Г) определяется формулой  Д) это отношение дебита отбираемых жидкостей к дебите нагнетаемой воды, приведенных к пластовым условиям за единицу времени $ Коэффициент текущей компенсации mT< 1 показывает: А) отбор превышает закачку воды Б) закачка воды отстает от отбора В)   Г)  пластового давления Д) закачка воды превышает отбор $ Коэффициент текущей компенсации m1>1 показывает: А) закачка воды превышает отбор Б)   В) указывает на возможный переток воды в другие пласты Г)  Д) указывает на подключение воды с других пластов $ Коэффициент текущей компенсации m1=1 показывает: А) закачка воды компенсирует отбор Б)  В)  Г) указывает на возможный переток воды в другие пласты Д)указывает на подключение воды с других пластов $ Типовая схема водоснабжения системы поддержания пластового давления: А) Станции первого подъема, буферные емкости для грязной воды, насосная станция второго подъема, кустовые насосные станции, нагнетательные скважины второго подъема Б) Водозаборные устройства, станции первого подъема, буферные емкости для грязной воды В) Кустовые насосные станции, нагнетательные скважины, разводящий водовод, водоводы высокого давления Г) Водозаборные устройства, буферные емкости для чистой воды, насосная станция второго подъема, кустовые насосные станции, добывающие скважины, разводящий водовод, водоводы высокого давления Д) Водозаборные устройства, станции первого подъема, буферные емкости для грязной воды, насосная станция второго подъема, кустовые насосные станции, нагнетательные скважины, разводящий водовод $ На станции водоподготовки проводят коагуляцию, фильтрацию и обезжелезивание воды то есть: А) Очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции Б) Укрупнение мельчайших взвешенных воде частиц В) Процесс загрязнения призабойной зоны скважины Г) Удаление из воды закисей или окисей железа Д) Процесс замены жидкости на более легкую $ На станции водоподготовки проводят умягчение, хлорирование и стабилизацию воды то есть: А) Подщелачивание гашенной известью Б) Угнетение бактерий и микроорганизмов В) Придание воде стабильности химического состава Г) Укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц Д) Процесс замены жидкости на более легкую $ К поддержанию пластового давления закачкой газа относятся: А) Закачка сухого газа Б) Закачка воздуха В) Закачка обогащенного газа Г) Законтурное заводнение Д) Соляно-кислотная обработка $ К тепловым методам воздействия на залежь нефти относятся: А) закачка перегретого газа Б) закачка в пласт горячей воды В) создание в пласте подвижного фронта горения Г) законтурное заводнение Д) соляно-кислотная обработка $ При закачке пара в пласт формируется А) зона с примерно одинаковой температурой, зона с примерно одинаковой температурой Б) зона горячего конденсата (воды) в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой В) Зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой D. Г) Пять зон с примерно одинаковой температурой, температура которых зависит от давления в этих зонах Д) Шесть зон с примерно одинаковой температурой, температура которых зависит от давления в этих зонах $ При закачке пара в пласт формируется А) зона с падающей температурой Б) Зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой В) две зоны с примерно одинаковой температурой, температура которых зависит от давления в этих зонах Г) зона с примерно одинаковой температурой, Д) Три зоны с примерно одинаковой температурой, температура которых зависит от давления в этих зонах $ При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон: А) Семь зон Б) Выгоревшая. горения. испарения, конденсации В) Увеличенной вод насыщенной, нефти насыщенности, невозмущенная Г) Десять зон Д) Восемь зон $ При поддержаний пластового давления закачкой газа предпочтительно: А) Закачка углеводородного газа Б) Законтурное заводнение В) Приконтурное заводнение Г) Закачка углекислого газа Д) Соляно-кислотная обработка $ Использование углеводородного в углекислого газов при поддержании пластового давления закачкой газа более предпочтительно, так как: А) Приводят к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте Б) Они имеют высокую растворимость в нефти В) Приводят к повышению вязкости нефти на контакте с газов в пласте Г) Приводят к увеличению коэффициента вытеснения Д) Они имеют нулевую растворимость в нефти $ При поддержаний пластового давления закачкой газа прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины: А) Увеличивают его удельный расход Б) Увеличивают энергетические затраты в пласте В) Происходят по непроницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости Г) Проводят к снижению вязкости нефти в пласте Д) Уменьшают его удельный расход $ при поддержании пластового давления закачкой газа борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется: А) Увеличением отборов жидкости из скважин в которых отмечается прорыв Б) Со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом заканчивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой В) Уменьшением энергетических затрат на процесс Г) Открытием скважины, в котором произошел провыв газа Д) Со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом заканчивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой $ Различают следующие основные виды тепловых методов: А) Закачка в пласт горячих теплоносителей Б) Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта В) Создание внутрипластового подвижного очага горения Г) Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта Д) Законтурное заводнение $ При прямоточном процессе внутрипластового горения: А) Очаг горения перемешается по пласту нагнетательной скважины ка окружающим добывающим Б) Пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины В) Очаг горения перемещается по пласту направления нагнетаемого воздуха Г) Пласт не разжигается со стороны нагнетательной скважины Д) Пласт разжигается со стороны добывающей скважины З) Очаг горения перемещается по пласту в направлении противоположном нагнетаемому воздуху $ При противоточном процессе внутрипластового горения А) Пласт разжигается со стороны добывающей скважины Б) Очаг горения перемещается по пласту от добывающих скважин к нагнетательной В) Очаг горения перемещается по пласту от нагнетательной скважины к окружающим добывающим Г) Пласт не разжигается со стороны нагнетательной скважины Д) Очаг горения перемещается по пласту от нагнетательной скважины к окружающим добывающим $ При внутрипластовом горения различают А) Сухое горение при подаче окислителя атмосферного воздуха не содержащего водяных паров Б) Сверхвлажное горения с добавлением 0,5 литра воды на 1 m3 воздуха В) Влажное горение с добавлением 1 литра воды на 1 m3 воздуха Г) Влажное горение с добавлением 5 литра воды на 1 m3 воздуха Д) Влажное горение с добавлением 1 литра воды на 1 m3 воздуха $ Конструкция забоя скважины должна обеспечивать: А) Эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с пластом Б) Механическую устойчивость призобойной части и пласта В) Возможность избирательного вскрытии, воздействия и дренирования пласта Г) Эффективную температурную связь забой скважины с пластом Д) Механическую неустойчивость призобойной части и пласта $ Способы скрытия пласта: А) Открытый забой Б) Перфорированный забой В) Забой с фильтром Г) Забой без фильтра Д) Закрытый забой $ Применение открытого забоя скважин возможно в породах: А) Устойчивых Б) Однородных В) Крепких Г) Некрепких Д) Трещиноватых $ При открытом забое скважин: А) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта Б) ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым В) продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра Г) продуктивный пласт вскрывается долотом большего диаметра Д) башмак обсадной колонны не цементируется перед кровлей пласта $ В устойчивых горных породах открытая конструкция забоя скважины возможно: А) при сравнительно однородном пласте Б) при относительно малой толщине плата и отсутствии избирательного воздействия В) при наличии до вскрытия пласта достаточно точных отметок кровли и подошвы Г) при отсутствии до вскрытия пласта достаточно точных отметок кровли и подошвы Д) при сравнительно недородном пласте $ При забое, перекрытого хвостовиком колонны: А) Скважин бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с отверстиями в нижней части Б) Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым В) Выше кровли пласта колонна цементируется Г) Выше кровли пласта колонна нецементируется Д) Ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым $При забое с фильтром: А) В открытой части находится фильтр с мелкими круглыми и щелевидными отверстиями Б) Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и нижем обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером В) Башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется Г) Скважина бурится сразу до подошвы пласта крепится обсадной колонной с отверстиями в нижней части Д) Ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым $ При перфорированным забое: А) Скважина бурится о подошвы пласта Б) В скважину спускается обсадной колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки В) Обсадная колонна перфорируется в намеченных интервалах Г) Скважина бурится до кровли пласта Д) Ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым $ Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества: А) Упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследовании геологического разреза Б) Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией В) Возможностью вскрытия пропушенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов Г) Невозможность поинтервального воздействия на призабойную зону плата Д) Неустойчивость забоя скважины $ При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине выражается следующим образом: 1)  2) 3) 4)  5)  А) 1 Б) 3 В) 5 Г) 2 Д) 4 $ Приток жидкости к перфорированной скважине:
4)  5)  А) 4 Б) 3 В) 5 Г) 2 Д) 1 $ Коэффициент гидродинамического совершенства определяется формулой: 1)   2)  3)  4)  5)  А) 3 Б) 1 В) 4 Г) 6 Д) 5 $ Коэффициент гидродинамического совершенства: А) Принимается равным единице у скважины с открытым фильтром Б) Это отношение дебита перфорированной скважины к дебиту скважины с открытым забоем В) Принимается за эталон у скважины с открытым забоем Г) Принимается равным единице у скважины с забойным хвостовиком Д) Это отношение дебита скважины с открытым забоем к дебиту перфорированной скважины 200$ Несовершенные скважины бывают: А) По степени вскрытия Б) трех видов В) По характеру вскрытия Г) Пяти видов Д) Шести видов 2уровень-200 вопросов по 2 правильных:(80вопросов по 7 ответов, 60 вопросов по 6 ответов, 60 вопросов по 5 ответов) 80вопросов с 2 правильными ответами из 7 ответов 201.$ Начало подачи газожидкостного подъемника (h |
2) 
3) 
2) 
3) 