Тест №1 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
1. В формуле для определения суточной производительности УШГН- коэффициент подачи имеет единицу измерения:
а) - проценты;
б)- доли единиц;
в) - куб.м сут /атм;
г) - куб.м сут /МПа;
д) - куб. м/сут.
2. По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:
а)- учитывающий утечки в НКТ;
б)- учитывающий утечки в насосе;
в)- характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;
г)- учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;
д)- наполнения насоса.
3. В формуле теоретической производительности УШГН величина Рн определяет:
а)- площадь сечения цилиндра насоса;
б)- площадь сечения плунжера насоса;
в)- площадь сечения обсадной колонны;
г)- средняя площадь сечения насосных штанг;
д)- площадь сечения НКТ.
4.Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:
а) - 0,81;
б)- 0,87;
в)- 0,92;
г)- 0,96;
д)- 0,98.
5. Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:
-0,81
-0,87
-0,92
+0,96
-0.98
6.Какое количество зажимов устанавливаются на каждом конце канатной подвески?
а)- 1;
б)- 3;
в)- 2;
г)- 4;
д)- 5:
7. Какое расстояние должно быть между зажимами канатной подвески?
а)- не менее 6 диаметров каната;
б)- не менее 5 диаметров каната;
в)- не менее 4 диаметров каната;
г) - не менее 3 диаметров каната;
д) - не менее 2 диаметров каната.
8. Какой угол поворота колонны штанг обеспечивает штанговращатель ШВ-08-01 ?
а) – 6 град.
б) – 2 град.
в) – 5,5 град.
г) – 4 град.
д) – 7 град.
9. Требования к ограждениям движущихся частей СКН ?
а) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,5м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35м.
б) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,8м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4.
в) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,7м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4м.
г) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,6м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35м.
д) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,5м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5м.
10. Установленный срок службы штанг?
а) – не менее 3 лет.
б) – более 3 лет.
в) - 5 лет.
г) – 7 лет.
д) – 10 лет
Тест №2 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 01.02. «Монтаж, демонтаж и ремонт оборудования»
1.Средний срок службы штанг?
а) – 5 лет.
б) – 7 лет.
в) – не менее 5,5 лет.
г) – 3 года.
д) 10 лет
2. Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки Fit 2?
а) – 0,075
б) – 0.025
в) – 0,050
г) – 0,100
д) - 0,125
3. Рекомендуемая группа посадки насосов для скважин, эксплуатирующих девонские отложения в ОАО «Татнефть»?
а) – Fit-1
б) - Fit-2
в) – Fit-3
г) - Fit-4
д) - Fit-5
4. Какой глубины на поверхности тела штанг допускаются без удаления продольные и поперечные дефекты?
а) – 0,5 и 0,1 мм
б) – 0,4 и 0,1 мм
в) – 0,5 и 0,2 мм
г) – 0,3 и 0,1 мм
д) – 0,6 и 0,2 мм
5. Допустимое расстояние от нижней точки кривошипа до земли?
а) – не менее 300 мм.
б) - не менее 200 мм.
в) - не менее 100 мм.
г) - не менее 150 мм.
д) - не регламентировано.
6. Заземляющие проводники, соединяющие раму привода с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее?
а) – 0,1 м
б) – 0,2 м
в) – 0,3 м
г) – 0,4 м
д) – 0,5 м
7.Расстояние между подвеской и устьевым сальником в крайнем нижнем положении головки балансира должно быть?
а) – 100 мм.
б) - 150 мм.
в) - не менее 200 мм.
г) - более 500 мм.
д) - не регламентировано.
8.Глубина залегания терригенных отложений верхнего девона (пласты До-Д1).
а) – 1550-1700 м
б) – 1700-1750 м
в) – 1000-1100 м
г) – 1100-1250 м
д) – 900-1000 м
9. В группу малодебитных скважин входят скважины:
а) – с содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
б) – с содержанием нефти в воде более 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
в) – с дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
г) – с дебитом жидкости менее 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
д) – с дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
10.Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в
нефти:
а) – от 0,5 до 2
б) – 2 и менее
в) – 1,5 и менее
г) – 2 и более
д) – до 1
Тест №3 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
1.Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:
а) – менее 1,5
б) – от 0,5 до 2
в) – 0,5 до 6
г) – более 6
д) – от 1,5 до 10
2.Какие скважины относятся к среднеобводненным в процентном отношении к
добываемой продукции?
а) – от 0 до 40
б) – от 20 до 40
в) – от 15 до 35
г) – от 40 до 80
д) – от 80 до 90
3.К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях
превышает:
а) – 20 мПа с
б) – 25 мПа с
в) – 30 мПа с
г) - 35 мПа с
д) – 50 мПа с
4.С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у
которых:
а) – прием насоса на глубине до 300 м
б) – прием насоса на глубине до 450 м
в) – прием насоса на глубине до 450-1350 м
г) - прием насоса на глубине до 1350 - 1500м
д) – прием насоса на глубине до 1500 - 1600 м
5. Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:
а) – 1-3 мПа
б) – 4,5 мПа
в) – 5,0 мПа
г) - 8,0 мПа
д) – 9,0 мПа
6.Пластовая температура среднего карбона составляет:
а) – 20-24
б) – 23-27
в) – 25-32
г) - 30-40
д) – 38-42
7.Освоение скважин проводится в режимах:
а) – непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом
автоматическом;
б) – непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом;
в) – непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом;
г)- циклическом ручном, циклическом автоматическом;
д) –непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом;
8.Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на
девоне:
а) – 1,5 мПа
б) – 2,0 мПа
в) – 2,5 мПа
г) - 3,0 мПа
д) – 3,5 мПа
9.Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:
а) – скважина ремонтировалась без глушения, размер насоса изменен незначительно, насос
спущен под Ндин;
б) – скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен Ндин
в) – скважина ремонтировалась с глушением, без изменения типоразмера насоса
Ндин 0.8Нпн;
г) - скважина ремонтировалась без глушения,без изменения типоразмера насоса
Ндин
д) – скважина ремонтировалась без глушения,без изменения типоразмера насоса
Ндин 0.8Нпн;
10.Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:
а) – пластовым давлением
б) – глубиной скважины
в) – производительностью насоса
г) - плотности жидкости глушения
д) – коэффициентом продуктивности скважин
Тест №4 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин »
1.Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:
а) – замерами на ГЗУ
б) – периодической отбивкой динамических уровней
в) – периодически
г) - замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней
д) – периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
2. Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:
а) – 0,7 – 0,9
б) – 0,6 – 0,8
в) – 0,5 – 0,7
г) - 0,4 – 0,6
д) – 0,3 – 0,5
3 . Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:
а) – каждый час по технологической карте
б) – в течении часа и по последнему изменению Ндин
в) – в течении смены
г) - до снижения Ндин до Нпн
д) – после установки Ндин
4. Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения
призабойной зоны и ствола скважины:
а) – промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на
фильтрационную характеристику пласта
б) – продукты коррозии и АСПО
в) – механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин
г) - остатки цементного раствора
5.Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических
жидкостей при промывках и глушении скважин?
а) – не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека
б) – имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в
установленном порядке
в) – не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны
г) - обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях
д) – не образующие высоковязких эмульсий
6. В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными?
а) – после КРС,при переводе УСШН на ЭЦН и наоборот,при ПРС по причине засорения
скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток)
б) – каждый второй ремонт связан с подъемом насоса, а также после длительной его работы
( более 1000 суток)
в) – только после КРС и отбивки забоя вышеуказанного в плане работ
г) - при перекрытии шламом интервалов перфорации
д) – при ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования
7. При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве
применяется метод:
а) – эхометрирование
б) – волнометрирование
в) – звукометрирование
г) - электрометрирование
8. При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве
скважины близко к атмосферному, применяется метод :
а) – эхометрирование
б) – волнометрирование
в) – звукометрирование
г) - электрометрирование
9.Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и транскоммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ?
а) – распоряжение по цеху
б) – приказом по НГДУ
в) – приказом по ОАО «Татнефть»
г) - РД
Тест №4 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Основы технологии добычи нефти и газа»
1.Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:
а) – замерами на ГЗУ
б) – периодической отбивкой динамических уровней
в) – периодически
г) - замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней
д) – периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
2. Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:
а) – 0,7 – 0,9
б) – 0,6 – 0,8
в) – 0,5 – 0,7
г) - 0,4 – 0,6
д) – 0,3 – 0,5
3 . Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:
а) – каждый час по технологической карте
б) – в течении часа и по последнему изменению Ндин
в) – в течении смены
г) - до снижения Ндин до Нпн
д) – после установки Ндин
4. Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения
призабойной зоны и ствола скважины:
а) – промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на
фильтрационную характеристику пласта
б) – продукты коррозии и АСПО
в) – механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин
г) - остатки цементного раствора
5.Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических
жидкостей при промывках и глушении скважин?
а) – не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека
б) – имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в
установленном порядке
в) – не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны
г) - обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях
д) – не образующие высоковязких эмульсий
6. В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными?
а) – после КРС,при переводе УСШН на ЭЦН и наоборот,при ПРС по причине засорения
скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток)
б) – каждый второй ремонт связан с подъемом насоса, а также после длительной его работы
( более 1000 суток)
в) – только после КРС и отбивки забоя вышеуказанного в плане работ
г) - при перекрытии шламом интервалов перфорации
д) – при ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования
7. При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве
применяется метод:
а) – эхометрирование
б) – волнометрирование
в) – звукометрирование
г) - электрометрирование
8. При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве
скважины близко к атмосферному, применяется метод :
а) – эхометрирование
б) – волнометрирование
в) – звукометрирование
г) - электрометрирование
9.Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и транскоммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ?
а) – распоряжение по цеху
б) – приказом по НГДУ
в) – приказом по ОАО «Татнефть»
г) - РД
Тест №5 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Основы технологии добычи нефти и газа
1.Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:
а) –50…100 мм
б) – 100…150 мм
в) – 200…300 мм
г) – 250…350 мм
д) – 300…450 мм
2.Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН:
а) – к любому металлическому сооружению;
б) – к манифольдной линии;
в) – к эксплуатационной колонне;
г) – к ГЗУ;
д) – к гребенке.
3.С мая 2002 г. в ОАО «Татнефть» с целью сокрашения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами:
а) – 5 м
б) –10 м
в) – 15 м
г) – 20 м
д) – 25 м
4.Чем лучше уравновешен привод УШГН тем…..
а) – больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг;
б) – ниже КПД электродвигателя;
в) – меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг;
г) – выше КПД электродвигателя;
д) – выше коэффициент наполнения насоса.
5.Сила гидравлического трения при ходе штанг вниз пропорциональна…
а) – вязкости жидкости;
б) –скорости движения жидкости в НКТ;
в) – скорости движения головки балансира;
г) – числу качаний балансира;
д) – скорости движения штанг.
6.Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение….
А) – применение метода использования сил гравитации (МИСГ);
б) – насосов с диаметром плунжера 44 мм и 57 мм с увеличением размером всасывающего клапана;
в) – применение НКТ с защитным покрытием DПС и ПЭП-585;
г) – применение глубинных дозаторов;
д) – применение глубинных нагревателей.
7.От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин?
А) – режим откачки;
б) – типоразмер оборудования;
в) – степень уравновешенности привода штангового насоса;
г) – условия эксплуатации.
8.Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны….
А) – режиму откачки;
б) – эффективности вязкости продукции;
в) – скорости подъема продукции в НКТ;
г) – силам трения;
д) – эффективности вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ.
9.Потребная эффективная мощность электродвигателя меньше….
А) – чем лучше уравновешен привод штангового насоса;
б) – чем меньше длина хода УШГН;
в) – чем меньше число качаний балансира;
г) – чем меньше режим откачки;
д) – чем больше режим откачки.
10.Какие факторы влияют на величину энергозатрат на подъем продукции из скважин?
А) – типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки;
б) – плотность добываемой продукции, диаметр НКТ,число качаний балансира;
в) – вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя;
г) – глубина залегания продуктивного пласта,мощность эл.двигателя;
д) – вязкость добываемой продукции,степень уравновешенности привода штангового насоса.
Тест №6 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 04.01. «Технология увеличения производительности скважин»
1.От чего существенно зависит КПД эл.двигателя при циклическом режиме работы свойственном приводам УШГН?
а) – от типоразмера ШНГ;
б) – от глубины спуска насоса;
в) – от мощности эл.двигателя;
г) – от неравномерности его загрузки;
д) – пункты б и г вместе.
2.Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут?
а) – увеличение числа качаний балансира;
б) –уменьшение длины хода полированного штока;
в) – уменьшение режима откачки;
г) – уменьшение числа качаний балансира;
д) – применение НКТ большого диаметра.
3.В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебитных скважин?
а) – 10-15 кВт*ч/куб.м*км
б) – 5-10 кВт*ч/куб.м*км
в) – 3-5 кВт*ч/куб.м*км
г) – 15-20 кВт*ч/куб.м*км
д) – 5-7 кВт*ч/куб.м*км
4. В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут)?
а) – 5-7 кВт*ч/куб.м*км
б) – 5-10 кВт*ч/куб.м*км
в) – 3-5 кВт*ч/куб.м*км
г) – 15-20 кВт*ч/куб.м*км
д) – 10-15кВт*ч/куб.м*км
5.КПД УШСН зависит от….
а) – КПД насоса;
б) – КПД эл.двигателя;
в) – КПД эл.двигателя, наземной и подземной части установки;
г) – КПД станка-качалки;
д) – пункты б и в вместе.
6.Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин?
а) – не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин;
б) – должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры и давления;
в) – средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ;
г) – иметь возможность опе6ративной проверки;
7.Какой тип ГЗУ применяется для замера дебита скважин по жидкости от 5-10 куб.м/сут?
а) – «Спутник АМ»,2Спутник Б»;
б) – «Спутник АС»,»Спутник С»;
в) – Установка «Квант»,2Спутник АС»,2Спутник Б»;
г) – ГЗУ «Дельта», «Спутник АМ», «Спутник Б»;
д) – ГЗУ «Альфа», «Спутник АМ», «Спутник Б»;
8.В каких температурных режимах эксплуатируют ГЗУ?
а) – от -40+55;
б) – от -50+30;
в) – от -25+50;
г) – от -55+50;
д) – от -60+50;.
9.Диапазон измерения расхода жидкости установки типа «Спутник АМ»:
а) – 20-300 куб.м/сут.
б) – 10-400 куб.м/сут.
в) – 5-200 куб.м/сут.
г) – 10-500 куб.м/сут.
д) – 10-350 куб.м/сут.
10.Регулятор уровня обеспечивает качественный замер за счет чего:
а) – турбулентного режима движения жидкости через счетчик;
б) – циклического прохождение жидкости через счетчик в пульсирующем режиме;
в) – постоянство уровня жидкости в емкости;
г) – давление газа в емкости;
д) – циклического прохождения жидкости через счетчик с постоянными скоростями.
Тест №7 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 04.01. «Технология увеличения производительности скважин»
1.Предел измерения по жидкости на установке «Спутник Б» составляет:
а) – от 10-400 куб.м/сут.
б) – от 5-300 куб.м/сут.
в) – от 1-400 куб.м/сут.
г) – от 5-400 куб.м/сут.
д) – от 5-200 куб.м/сут.
2.Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком ТОР составляет:
а) – 6 часов;
б) – 7 часов;
в) – 8 часов;
г) – 9 часов;
д) – 10 часов.
3. Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком СКЖ составляет:
а) – 3 часа;
б) – 4 часа;
в) – 5 часов;
г) – 6 часов;
д) – 7 часов.
4.Какова периодичность проверки цикла замеров ГЗУ?
а) – 1 раз в месяц;
б) – 1 раз в 2 месяца;
в) – 1 раз в 3 месяца;
г) – 1 раз в 1 год;
д) – 1 раз за полгода.
5. Периодичность корректировки циклов замеров ГЗУ проводят в следующих случаях при:
а) – недостоверности получаемых замеров;
б) – вводе и выводе скважин из эксплуатационного добывающего фонда;
в) – изменении режимов отбора из скважин;
г) – изменении системы нефтесбора;
6.В каких случаях увеличивают время замера дебита скважин на ГЗУ?
а) – при уменьшении дебита скважины;
б) – при получении недостоверных данных;
в) – по указанию начальника ЦДНГ;
г) – при большом разбросе получаемых замеров;
д) – при увеличении дебита скважины.
7.Какое новое ГЗУ применяется в ОАО «Татнефть» для замера продукции скважины с дебитом жидкости от 0,001 до 120 куб.м/сут.?
а) – «Спутник АМ» с счетчиком «СКЖ»;
б) – «Спутник АС» с счетчиком «СКЖ»;
в) –«Спутник Б» с счетчиком «ТОР»;
г) – ГЗУ «Дельта» с счетчиком «СКЖ»;
д) – ГЗУ «Дельта» с счетчиком «ТОР»;
8.В каких случаях применяется мобильный вариант индивидуальной замерной установки?
а) – при высоком газовом факторе жидкости;
б) – для оперативного контроля высокодебитных скважин;
в) – при выходе из строя счетчика на ГЗУ;
г) – для оперативного индивидуального контроля малодебитных скважин;
д) – при большой обводненности.
9.Какова периодичность передачи информации при автоматической системе контроля, с дебитом скважины менее 5 куб.м/сут?
а) – 2 раза в неделю;
б) – 3 раза в неделю;
в) – 1 раз в неделю;
г) – 3 раза в месяц;
10.Увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на его приеме на:
а) – 1 – 2 град;
б) – 2 –3 град;
в) – 3 –4 град;
г) – 4 –5 град;
д) - 3 –5 град;
Тест №8 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин »
1.Какой ингибитор парафиноотложения применяется в ОАО «Татнефть»?
а) – ИСБ -1;
б) – СНПХ -5313;
в) – ТНПХ – 1а;
г) – Реапон;
д) – СНПХ -5312а.
2.При отклонении оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12о искривление ствола скважины не должно превышать на 10 м:
а) – 3 мин;
б) – 10 мин;
в) – 12 мин;
г) – 20 мин;
д) – 30 мин;
3.При вязкости жидкости до 90 мПа*с рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень:
а) – 200 м;
б) – 250 м;
в) – 290 м;
г) – 300 м;
д) – 320 м;
4.Частота качаний цепного привода ЦП-60-18-3-0,5/2,5 находится в пределах:
а) – 1-2 в мин;
б) – 0,5-1,5 в мин;
в) – 0,5-2,5 в мин;
г) – 0,5-3,5 в мин;
д) – 1-3 в мин;
5.Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих верхний девон:
а) – 1150 м;
б) – 1200 м;
в) – 1250 м;
г) – 1300 м;
6.Какая группа посадки ( по стандарту АНИ) рекомендуется в случае откачки высоковязкой продукции?
а) – fit-1 ;
б) – fit-2 ;
в) – fit-3 ;
г) - fit-4 ;
д) – fit-5 ;
7. Обычный вес тяжелого низа колонны насосных штанг для условий ОАО «Татнефть» находится в интервале:
а) – 1000-2000 Н;
б) – 1500-2500 Н;
в) – 2000-2500 Н;
г) – 2000-3000 Н;
д) - 2000-4000 Н;
8.Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих нижний карбон:
а) – 1000 м;
б) – 950 м;
в) – 900 м;
г) – 800 м;
д) – 850 м.
9.Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих средний карбон:
а) – 650 м;
б) – 750 м;
в) – 700 м;
г) – 850 м;
д) – 800 м.
10.Фиксированная длина хода цепного привода ЦП-60:
а) – 1,5 м;
б) – 2,0 м;
в) – 2,5 м;
г) – 3,0 м;
д) – 3,5 м.
Тест №9 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин »
1.Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 90-180 мПа*с:
а) – 250 м;
б) – 260 м;
в) – 270 м;
г) – 280 м;
д) – 290 м.
2. Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 180-350 мПа*с:
а) – 310 м;
б) – 320 м;
в) – 330 м;
г) – 340 м;
д) – 350 м.
3.Условно вертикальными принято считать скважины с углами наклона не более:
а) – 2-3 град;
б) – 4-5 град;
в) – 6-8 град;
г) – 8-10 град;
д) – 9-11 град..
4.Что означают цифры маркировки станка-качалки ПНШТ 80-3-63?
а) – крутящий момент на валу редуктора – максимальное число качаний – масса СК;
б) – допустимая нагрузка на головку СК – максимальная длина хода – крутящий момент на валу редуктора;
в) – допустимая нагрузка на головку СК – максимальная длина хода – передаточное отношение редуктора;
г) – максимальный дебит – максимальная длина хода - передаточное отношение редуктора
д) – допустимая нагрузка на головку СК – максимальная длина хода – масса СК.
5.Теоретическая подача насоса с условным размером 175 при длине хода 3 м и 1 качании составляет, куб.м/сут:
а) – 4,25;
б) – 5,6;
в) – 6,7;
г) – 7,8;
д) – 9,7.
6.На нагруженность колонны штанг для насоса условного размера 175 оказывают влияние:
а) – Ндин и гжид и Р буф;
б) – гжид и Р затр;
в) – типоразмер СК;
г) – Ндин;
д) – крутящий момент на валу редуктора СК.
7.В целях снижения вероятности обрыва штанговой колонны при сохранении отбора жидкости рекомендуется:
а) – уменьшить диаметр насоса и увеличить число качаний;
б) – увеличить диаметр насоса и уменьшить длину хода;
в) – увеличить число качаний и уменьшить длину хода;
г) – уменьшить число качаний и диаметр насоса;
д) – увеличить длину хода и диаметр насоса, уменьшить число качаний.
8.При внедрении новых подвесок штанг не рекомендуется:
а) – оснащать штанги скребками-центраторами;
б) – составлять подвеску из штанг разных марок стали и видов термообработки, но одной группы прочности;
в) – составлять многоступенчатую колонну штанг;
г) – производить спуск штанг со скоростью более 0,2 м/с;
д) – укладывать штанго на мостки более 2-х рядов.
9.Работа УШСН считается нормальной если коэффициент подачи высоко и средне дебитных скважин находится в пределах:
а) – 0,3 - 0,7;
б) – 0,5 - 1,2;
в) – 0,3 – 1,0;
г) – больше 0;
д) – 0,5 – 0,6.
10.Стандартная длина плунжера составляет:
а) – 1925 мм;
б) – 1425 мм;
в) – 4 фута плюс 3 дюйма;
г) – 4 фута плюс 5 дюймов;
д) – 4 фута плюс 2,25 дюйма..
.
Тест №10 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 03.01 «Технология поддержания пластового давления»
1.Основное отличие в принципе работы вставного насоса от трубного:
а) – отсутствие сегрегация фаз;
б) – уменьшены сопротивления в нагнетательном клапане;
в) – потери хода за счет растяжения сжатия НКТ и штанг уменьшены;
г) – нет различий;
д) – меньший объем «мертвого пространства».
2.Основным критерием при подборе привода УШСН является:
а) – дебит скважины, глубина спуска;
б) – дебит скважины;
в) – глубина скважины;
г) – кривизна скважины;
д) – диаметр нефтепровода.
3.Длины цилиндра и удлинителей выбираются исходя из:
а) – общей длины насоса;
б) – хода плунжера с учетом растяжения сжатия штанг и НКТ;
в) – глубины спуска насоса;
г) – длины полированного штока;
д) – диаметра насоса.
4.Наиболее широко применяются в ОАО «Татнефть» насосы типа:
а) – RW и ТН ;
б) – RW и RH;
в) – RH и ТН;
г) – RW;
д) – ТН.
5.Допустимое приведенное напряжение в штангах для УШГН с насосом 44 мм составляет:
а) – 40Н/кв.мм ;
б) – 44Н/кв.мм;
в) – 46Н/кв.мм;
г) – 49Н/ кв.мм;
д) – 50Н/кв.мм.
6.Можно ли рассчитать приведенные напряжения в полированном штоке по показаниям динамографа?
а) – Да ;
б) – Нет;
в) – Да, при известной компоновке штанг;
г) – Да, при числе качаний менее 5;
д) – Да, при длине хода менее 3 м.
7. Какая минимальная глубина погружения ЭЦН под динамический уровень?
а) – которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,15-0,25;
б) – которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не меньше 0,01-0,02;
в) – которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,35-0,45;
г) – 500 м;
д) – 200 м.
8. Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности больше 50% составляет (см/с):
а) – 0,16 ;
б) – 0,12;
в) – 0,08;
г) – 0,04;
д) – 0,02.
9.Потери напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока зависят от:
а) – диаметра труб и дебита жидкости ;
б) – диаметра труб и глубины подвески насоса;
в) – диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и свойств продукции скважины;
г) – диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и мощности погружного двигателя;
д) – диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости, свойств продукции скважины и мощности погружного двигателя;
10.При подборе УЭЦН для нефтяной скважины возможно следующее допущение:
а) – коэффициент продуктивности скважины имеет постоянное значение ;
б) – инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром;
в) – пластовое давление в районе скважины имеет постоянное значение;
г) – обводненность продукции скважины имеет постоянное значение.
Тест №11 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 03.01 «Технология поддержания пластового давления»
1.Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности меньше 50% (см/с)составляет:
а) – 0,16 ;
б) – 0,12;
в) – 0,08;
г) – 0,04;
д) – 0,02.
2.На какую глубину спускается шаблон при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН?
а) – до забоя ;
б) – на глубину превышающую глубину установки насосного агрегата в скважине, на 100-150 м;
в) – на глубину превышающую глубину установки насосного агрегата в скважине, на 50-80 м;
г) – на глубину установки насосного агрегата;
д) – до зоны перфорации.
3.Какой длины должен быть шаблон, при шаблонировке эксплуатационной колонны, перед спуском УЭЦН?
а) – длина шаблона должна быть равной длине насосного агрегата, но не менее 10 м ;
б) – длина шаблона должна быть равной длине насосного агрегата, но не менее 5 м;
в) – 5 м;
г) – 7 м;
д) – 6 м.
4.На каком расстоянии от устья скважины оборудованной УЭЦН, устанавливается станция управления и трансформатор?
а) – не менее 10м ;
б) – не менее 15 м;
в) – не менее 20 м;
г) – не менее 30 м;
д) – не менее 25 м.
5.На каком расстоянии от устья скважины нужно устанавливать кабеленамыватель при ПРС?
а) – 5-10 м ;
б) – 10-15 м;
в) – 15-20 м;
г) – 20-25 м;
д) – 10-20 м.
6.На какой высоте подвешивается на матче подъемного агрегата кабельный ролик?
а) – 12 м ;
б) – 8-10 м;
в) – 5 м;
г) – 7 м;
д) – 11 м.
7.С какой скоростью разрешается спуск УЭЦН?
а) – не более 0,25 м/с ;
б) – не более 0,20 м/с;
в) – не более 1 м/с;
г) – не более 0,10 м/с;
д) – не более 0,5 м/с.
8.При прохождении УЭЦН через участки кривизны, с темпом набора более 30 минут на 10 м, скорость спуска должна быть?
а) – не более 0,25 м/с ;
б) – не более 0,5 м/с;
в) – не более 0,20 м/с;
г) – не более 0,30 м/с;
д) – не более 0,1 м/с.
9.На каком расстоянии от муфты НКТ устанавливаются монтажные хомуты кабеля УЭЦН?
а) – 500 мм ;
б) – 250-300 мм;
в) – 100-200 мм;
г) – 400 мм;
д) – 150 мм.
10.Через сколько метров, при спуске, производится измерение сопротивления кабеля?
а) – через каждые 300 м ;
б) – через каждые 50 м;
в) – через каждые 100 м;
г) – через каждые 1000 м;
д) – через каждые 500 м.
Тест №12 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Основы технологии добычи нефти и газа»
1.При какой величине сопротивления изоляции требуется прекратить спуск УЭЦН?
а) – менее 8 Мом ;
б) – менее 3 Мом;
в) – менее 5 Мом;
г) – менее 4 Мом;
д) – менее 7 Мом.
2.Какой диаметр шаблона необходимо использовать для проверки проходимости эксплуатационных колонн для группы установки насос ЭЦНМ6 ПЭДУ 123В5?
а) – 119 ;
б) – 20;
в) – 127;
г) – 140;
д) – 147.
3.Какой минимальный внутренний диаметр обсадной колонны необходим для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5?
а) – 121,7 ;
б) – 123,7;
в) – 130;
г) – 144,7;
д) – 148,3.
4.Какой максимальный диаметр УЭЦН для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5?
а) – 113,5 ;
б) – 120;
в) – 126;
г) – 137;
д) – 140,5.
5.Для эксплуатации скважин с УЭЦН существуют схемы обвязки:
а) – в зависимости от климатических условий ;
б) – в зависимости от ТО и Р;
в) – в зависимости от рельефа;
г) – типовые;
д) – в зависимости от производственной необходимости.
6.При индивидуальном варианте скважин устанавливается ли клеммная коробка в обвязке?
а) – Да ;
б) – по мере необходимости;
в) – в зависимости от условий эксплуатации;
г) – в зависимости от напряжения в линии;
д) – нет.
7. При обвязке скважины с УЭЦН кабель прокладывается:
а) – до клеммной коробки под землей, после нее – над поверхностью ;
б) – до клеммной коробки над поверхностью, после нее – под землей;
в) – до СУ под землей, после нее – над поверхностью;
г) – до ТМПН над поверхностью, после нее – под землей;
д) – до ТМПН под землей, после нее – над поверхностью.
8. Используется ли на кустовых скважинах КТППН?
а) – обязательно ;
б) – или КТП, или КТППН;
в) – в зависимости от условий эксплуатации;
г) – нет;
д) – в зависимости от мощности куста.
9.КТППН используются:
а) – для питания эл.двигателя УЭЦН ;
б) – для питания эл.двигателей УЭЦН,СК;
в) – для преобразования электроэнергии;
г) – для питания эл.двигателя СК;
д) – для уменьшения напряжения.
Ответы
на вопросы в тестах по профессии
«Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 01.01.
| Тест №4 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | в | б | абвг | б | а | б | а | б | - |
| Тест №8 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | д | б | в | в | г | г | в | в | г |
| Тест №9 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| д | б | г | в | в | а | д | б | д | в |
| Тест №12 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | г | б | в | г | а | а | г | б | - |
МДК 01.02.
| Тест №2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | в | в | а | б | д | в | б | г | г |
| Тест №5 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | б | в | г | д | б | абвг | д | а | а |
МДК 02.01.
| Тест №1 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| б | г | б | б | г | б | А | в | а | а |
| Тест №3 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | г | г | б | б | а | В | г | г | г |
МДК 03.01
| Тест №10 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | а | б | в | в | а | А | а | в | абвг |
| Тест №11 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| д | б | а | в | в | б | А | д | б | а |
МДК 04.01.
| Тест №6 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | д | а | б | в | абвг | а | г | б | д |
| Тест №7 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | в | б | а | абвг | г | г | г | г | в |
Тест №1
|
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| б | г | б | б | г | б | а | в | а | а |
Тест №2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | в | в | а | б | д | в | б | г | г |
Тест №3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | г | г | б | б | а | в | г | г | г |
Тест №4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | в | б | абвг | б | а | б | а | б | - |
Тест №5
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | б | в | г | д | б | абвг | д | а | а |
Тест №6
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | д | а | б | в | абвг | а | г | б | д |
Тест №7
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | в | б | а | абвг | г | г | г | г | в |
Тест №8
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | д | б | в | в | г | г | в | в | г |
Тест №9
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| д | б | г | в | в | а | д | б | д | в |
Тест №10
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | а | б | в | в | а | а | а | в | абвг |
Тест №11
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| д | б | а | в | в | б | а | д | б | а |
Тест №12
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | г | б | в | г | а | а | г | б | - |
Распределение номеров тестов
по МДК
1.МДК 01.01. «Основы технологии добычи нефти и газа» - тесты №4; 8; 9; 12.
2.МДК 01.02. «Монтаж, демонтаж и ремонт оборудования» - тесты №2; 5.
3.МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин» - тесты №1; 3.
4.МДК 03.01. «Технология поддержания пластового давления» - тесты №10; 11.
5.МДК 04.01. «Технология увеличения производительности скважин» - тесты №6; 7.
МДК 04.01.
«Технологии
увеличения
производительности
скважин»
тесты №6; 7.
Ответы
на вопросы в тестах по профессии
«Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01.
«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
| Тест №4 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| г | в | б | абвг | б | а | б | а | б | - |
| Тест №8 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| в | д | б | в | в | г | г | в | в | г |
| Тест №9 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| д | б | г | в | в | а | д | б | д | в |
6 543
7 519 
