Методы снижения пусковых давления

А) Последовательный допуск труб и применение пусковых отверстий

Б) Применение специальных пусковых компрессорных отверстий

В) Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную

Г) Механическое, параллельный допуск труб и применение пусковых отверстий

Д) Химические

Е) Тепловые

Ж) Комбинированные

23. Газлифтные коапаны по своему назначению разделяются на:

А) Пусковые

Б) Концевые

В) Рабочие

Г) Четыре группы

Д) Пять групп

Е) Шесть групп

Ж) Семь групп

24. Газлифтные клапаны по конструкционному исполнению разделяются на:

А) Пружинные

Б) Комбинированные

В) Сильфоны

Г) Электрические

Д) Нейронные

Е) Тепловые

Ж) Химические

25. Сильфонные клапаны:

А) Двух типов

Б) Срабатывают от давления в за трубном пространстве

В) Срабатывают ор давления в трубах

Г) Трех типов

Д) Четырех типов

Е) Тепловые

Ж) Комбинированные

26. Газлифтные клапаны по характеру работы разделяются на:

А) два вида

Б) Нормально открытые

В) Нормально закрытые

З) четыре вида

Г) магнитные

Д) электрические

Е) тепловые

27. Газлифтные клапаны по давления о срабатываний разделяются на:

А) две группы

Б) от давления в затрубном пространстве

В) от давления в НКТ подъемника

Г) три группы

Д) четыре группы

Е) от давления в трубном пространстве

Ж) Нормально открытые

28. Газлифтные клапаны по принципу действия являются:

А) Сложными

Б) Магнитными

В) Электрическими

Г) Интегро-дифференциальными

Д) Дифференциальными

Е) Тепловыми

Ж) Интегральными

29. Концевые клапаны используют:

А) Для предотвращения пульсации

Б) Для поддержания рабочего уровня жидкости

В) Для равномерного поступления газа в подъемник

Г) Для периодической работы газлифтной скважин

Д) Для пуска газлифтных скважин

Е) Для непрерывной работы газлифтных скважин

Ж) Для снижения пускового давления

30. Пусковые клапаны используют:

А) Для пуска газлифтных скважин

Б) Для сглаживания пульсации

В) Для освоения скважин

Г) Для периодической работы газлифтной скважины

Д) Для непрерывной работы газлифтных скважин

Е) Для поддержания рабочего уровня жидкости

Ж) Для глушения скважин

31. Рабочие клапаны используются:

А) Для периодической работы газлифтной скважин

Б) Для непрерывной работы газлифтных скважин

В) Для оптимизации режима работы газлифтной скважины

Г) Для пуска газлифтных скважин

Д) Для сглаживания пульсации

Е) Для снижения пускового давления

Ж) Для глушения скважин

32. Основное оборудование скважин, эксплуатируемых штанговым глубинными насосными установками:

А) Станок-качалка

Б) Насос

В) Штанги и НКТ

Г) Лубрикатор

Д) Фонтанная арматура

Е) Манифольд

Ж) Компрессор

33. Основные признаки классификации и глубин насосных установок:

А) По принципу действия насоса

Б) По назначению

В) По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя

Г) Шесть

Д) Пять

Е) По эффективности установки

Ж) Четыре

34. По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя установки:

А) Штанговые

Б) Два вида

В) Без штанговые

Г) Струйные

Д) Диафрагменные

Е) Три вида

Ж) Четыре вида

35. Скважиные штанговые насосные установки привода делятся на:

А) гидравлические

Б) механические

В) пневматические

Г) винтовые

Д) струйные

Е) плунжерные

Ж) диафрагменные

36. Скважинные штанговые насосные установки делятся на:

А) балансирные

Б) два вида

В) безбалансирные

Г) диафрагменные

Д) плунжерные

Е) струйные

Ж) три вида

37. Бесштанговые глубиннонасосные установки делятся по типу используемого привода и его местоположения:

А) с электроприводом, с гидроприводом

Б) с приводом, расположенным на поверхности

В) с приводом, расположенным в скважине

Г) на шесть видов

Д) на три вида

Е) на пять видов

Ж) с приводом, расположенным под поверхностью

38. При движении плунжера вверх во время эксплуатации скважин ШГНУ клапаны насоса находятся в состоянии:

А) всасывающий открывается

Б) нагнетательный закрывается

В) всасывающий открывается, а нагнетательный закрывается

Г) оба клапана закрываются

Д) всасывающий закрывается, а нагнетательный открывается

Е) всасывающий закрывается

Ж) оба клапана открываются

39. При движении плунжера вниз во время эксплуатации скважин ШГНУ клапаны насоса находятся в состоянии:

А) всасывающий закрывается, а нагнетательный открывается

Б) всасывающий закрывается

В) нагнетательный открывается

Г) нагнетательный закрывается

Д) всасывающий открывается

Е) оба клапана закрываются

Ж) оба клапана открыты

40. Глубиннонасосные установки по принципу действия глубинного насоса:

А) винтовые, струйные, вибрационные

Б) плунжерные, центробежные

В) диафрагменные, роторно-поршневые

Г) с электроприводом, с гидроприводом

Д) с приводом, расположенным на поверхности

Е) с приводом, расположенным в скважине

Ж) механические

 

41. Штанги выпускаются по диаметру тела штанги с размерами:

А) 22 мм

Б) 16 и 19 мм

В) 27 мм

Г) Д) 25 мм

Е) 21 и 23 мм

Ж) 28 мм

42. Укороченные штанги выпускаются стандартных диаметров длиной:

А) 1 и 1, 2 м

Б) 2 и 3 м

В) 1, 5 м

Г) 5 м

Д) 4, 5 и 6 м

Е) 4 м

Ж) 7 м

43. При креплении штанг рекомендованы предельные крутящие моменты для штанг стандартных диаметров:

А) 700 и 1000 Н м

Б) 300 Н м

В) 500 Н м

Г) 100 Н м

Д) 1200 Н м

Е) 1400 Н м

Ж) 1600 Н м

44. По длине насосно-компрессорные трубы разделяются на группы:

А) 5, 5 – 8 м

Б) 8 – 8, 5 м

В) 8, 5 – 10 м

Г) 3, 5 – 6 м

Д) 2, 5 – 5 м

Е) 4, 5 – 7 м

Ж) 5 – 5, 5 м

45. Плунжерные глубинные насосы классифицируются по конструкции:

А) простые (с одним плунжером постоянного диаметра), дифференциальные (с двумя и более плунжерами различных диаметров)

Б) с неподвижным (подвижным) цилиндром и движущимся (неподвижным) плунжером

В) трубные и вставные

Г) нетрубные (цилиндр и плунжер спускаются вместе на колоне НКТ)

Д) простые (с двумя плунжерами переменного диаметра)

Е) с неподвижным цилиндром и неподвижным плунжером

Ж) с подвижным цилиндром и движущимся плунжером

46. Плунжерные глубинные насосы классифицируются по характеру всасывания продукции:

А) всасывание при ходе вниз

Б) всасывание при ходе вверх и вниз

В) всасывание при ходе вверх

Г) простые

Д) трубные

Е) дифференциальные

Ж) вставные

47. Плунжерные глубинные насосы классифицируются по принципу действия:

А) на два вида

Б) одинарного действия

В) двойного действия

Г) на три вида

Д) на четыре вида

Е) тройного действия

Ж) на пять видов

48. Плунжерные глубинные насосы классифицируются по назначению:

А) для добычи вязких жидкостей для добычи вязких жидкостей

Б) для добычи больших объемов жидкости

В) для добычи жидкости в обычных условиях, с газом, с песком

Г) дифференциальные

Д) для добычи вязких жидкостей

Е) интегральные

Ж) сложные

49. Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин:

А) для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера

Б) для удаления отложений парафина на внутренних стенках насосных труб

В) для предотвращения отворотов штанговых колонн

Г) для добычи больших объемов жидкости

Д) для добычи вязких жидкостей

Е) для добычи жидкости в обычных условиях

Ж) для добычи жидкости с газом

50. В шифре станка-качалки указывается:

А) максимальный ход

Б) грузоподъемность

В) допустимый момент на валу редуктора

Г) диаметр штанг

Д) длина штанг

Е) диаметр цилиндра

Ж) диаметр плунжера

51. Все штанговые скважинные насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на группы посадки:

А) 1 группа 20-70 мкм

Б) 2 группа 70-120 мкм

В) 1 группа 0-20 мкм

Г) 4 группа 130-180 мкм

Д) 3 группа 50-100 мкм

Е) 2 группа 25-50 мкм

Ж) 3 группа 120-170 мкм

52. Штанговые скважинные насосы III группы посадки:

А) применяются для неглубоких скважин

Б) при откачке вязких нефтей и эмульсий

В) с зазором 120-170 мкм

Г) при откачке масляной нефти

Д) применяются для глубоких скважин

Е) при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка

Ж) применяются при средних глубинах скважин

53. Штанговые скважинные насосы II группы посадки:

А) при откачке масляной нефти

Б) с зазором 70-120 мкм

В) применяются при средних глубинах скважин

Г) применяются для неглубоких скважин

Д) применяются для глубоких скважин

Е) при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка

Ж) с зазором 120-170 мкм

54. Штанговые скважинные насосы 1 группы посадки:

А) Применяются для глубоких скважин

Б) При откачке масляной нефти при полном отсутствии песка

В) С зазором 20-70 мкм

Г) При откачке масляной нефти

Д) Применяются для неглубоких скважин

Е) При откачке вязких нефтей и эмульсий

Ж) Применяются при средних глубинах скважин

55. Подачи насоса равнa:

А) За полный (двойной) ход плунжера

Б) За минуту qn

В) За сутки

Г) За полный (двойной) ход плунжера

Д) За минуту

Е) За полный (двойной) ход плунжера

Ж) За сутки

56. Теоретическая подачи штангового скважинного насоса:

А)

Б)

В)

Г)

Д)

Е)

Ж)

57. Коэффициент подачи глубинного насоса:

А) Отношение фактической подачи к фактической подаче

Б)

В) Отношение

Г) Отношение

Отношение теоритической подачи к фактической подаче

Е)

Ж)

58. На коэффициент подачи штангового скважинного насоса влияют постоянные факторы:

А) Уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счёт упругих деформаций насосных штанг и труб

Б) Влияние свободного газа откачиваемой смеси

В) Уменьшение объема откачиваемой жидкости в результате её охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах

Г) Утечки между цилиндром и плунжером

Д) Утечки через не плотности в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб

Е) Утечки в клапанах насоса

Ж) Ход полированного штока

59. На коэффициент подачи штангового скважинного насоса влияют переменные факторы:

А) Утечки между цилиндром и плунжером

Б) Утечки через не плотности в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб

В) Утечки в клапанах насоса

Г) Уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счёт упругих деформаций насосных штанг и труб

Д) Влияние свободного газа откачиваемой смеси

Е) Уменьшение объема откачиваемой жидкости в результате её охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах

Ж) Ход полированного штока

60. Истинная производительность глубинного насоса:

А)

Б)

В)

Г)

Д)

Е)

Ж)

61. Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса:

А)Равный отношению объема жидкости V_ж поступивший в насос, ко всему объему сутки состоящему у из объему жидкости V_ж к объема свободного газа V_в

Б) Равный отношению объема жидкости V_ж к объему жидкости V_г

В) Равный отношению объема жидкости V_ж состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_в к объему жидкости V_ж поступивший в насос

Г) Равный отношению объема свободного газа V_в к объему жидкости V_ж

Д) Определяемый по формуле

Е) Определяемый по формуле

Ж) Определяемый по формуле

62. Основная нагрузка на головку балансира штанговой насосной установки:

А) При ходе вверх равно весу столба жидкости и штанг

Б) Возникает в точке подвеса штанг

В) При ходе верх определяются формулой

Г) При ходе вниз равно весу столба жидкости и штанг

Д) При ходе вниз определяются формулой

Е) При ходе вниз определяются формулой

Ж) При ходе верх определяются формулой

63. При работе штанговой насосной установки основная нагрузка на головку балансира:

А) Возникает в точке подвеса штанг

Б) При ходе вниз равно весу штанг

В) При ходе вниз определяются формулой

Г) При ходе вверх равна весу штанг

Д) При ходе вниз равна весу столба жидкости

Е) При ходе вниз равна весу столба жидкости штанга

Ж) При ходе вниз определяются формулой

64. Максимальные нагрузки в установке штангового скважиннового насоса:

А) Возникают в точке подвеса штанг

Б) Определяются формулой

В) Возникают при начале хода вверх

Г) Определяются формулой

Д) Определяются формулой

Е) Определяются формулой

Ж) Определяются формулой

65. Коэффициент подачи штангового скважинного насоса:

А) Характеризует эффективность работы насоса

Б)

В) Отношение фактической подачи к теоретической подаче

Г) Отношение фактической подачи к фактической подаче

Д) Отношение

Характеризует эффективность работы клапанов

Ж)

66. Плунжер штангового скважинного насоса:

А) Имеет ход, определяемый с помощью ампер клещей

Б) Имеет ход, определяемый по теоретической динамограмме

В) Совершает действительный ход относительно цилиндра насоса S_a

Г) Имеет ход определяемый по радиусу вращения точки сочленения шатуна с кривошипом

Д) Имеет ход, определяемый по штанговращательно

Е) Имеет ход, определяемый по амплитуде движения головки балансира

Ж) Имеет потерю хода за счет упругих деформаций штанг λ _ш и труб λ _ж

67. Деформация штанга под действия веса жидкости по закону Гука (q_ж-сила тяжести l м столба жидкости, f_шт –площадь сечения штанг, L- длина колонны штанг, Е - модуль Юнга)

А) Растяжения и определяется формулой

Б) Растяжения и определяется формулой

В) Растяжения и возникает при ходе вверх от веса столба жидкости

Г) Растяжения и определяется формулой

Д) Растяжения и определяется формулой

Е) Растяжения и определяется формулой

Ж) Растяжения и возникает при ходе вниз от веса столба жидкости

68. Деформация насосно-комрессорных труб под действия веса жидкости по закону Гука (q_ж-сила тяжести l м столба жидкости, f_шт –площадь сечения штанг, L- длина колонны штанг, Е - модуль Юнга)

А) Растяжения и определяется формулой

Б) Растяжения и определяется формулой

В) сжатия и возникает при ходе вниз от веса столба жидкости

Г) Растяжения и определяется формулой

Д) Растяжения и определяется формулой

Е) Растяжения и возникает при ходе вверх от веса столба жидкости

Ж) Растяжения и возникает при ходе вниз от веса столба жидкости

69. Для уравновешивания станка-качалки:

А) при ходе вверх и вниз на заднем плаче балансира необходимо поместить противовес равный весу штанг

Б) должны быть равны растягивающая и сжимающая силы в шатуне при ходе точки подвеса штанг вверх и вниз

В) должно быть равенство работ при ходе вверх и при ходе вниз

Г) должно быть неравенство работ при ходе вверх и при ходе вниз

Д) должно быть неравны растягивающая и сжимающая силы в шатуне при ходе точки подвеса штанг вверх и вида

Е) при ходе вверх и вниз на заднем плаче балансира необходимо поместить противовес неравный весу штанг

Ж) должно быть равенство работу нулю при ходе вверх

70. При работе штанговых насосных установок возникают осложненные условия:

А) Большое содержание песка в откачиваемой жидкости

Б) Большое газосодержание на приема насоса

В) Отложение парафина и минеральных солей

Г) Возникают в точке подвеса штанг

Д) При ходе вниз равное весу столба жидкости

Е) Малое содержание песка в откачиваемой жидкости

Ж) Малое газосодержание на приеме насоса

71. К осложняющим условиями при работе штанговых насосных установок относятся:

А) Сильное искривление скаважин

Б) Отложение минеральных солей в узла насоса

В) Высоковязкие нефти

Г) Малосодержание песка в откачиваемой жидкости

Д) При ходе вниз вес столба жидкости

Е) Точка подвеса штанг

Ж) При ходе вниз все столба жидкости штанг

72. При работе штанговых насосных установок осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют:

А) Закачкой в межтрубное пространство растворителей

Б) Периодической тепловой обработки скважины

В) Прикреплением к колонне штанг пластинчатых скребков

Г) При ходе вниз весом штанг

Д) При ходе вниз весом столба жидкости

Е) Закачкой в межтрубное пространство воды

Ж) При ходе вверх весом столба жидкости

73. При работе штанговых насосных установок осложнения вызванные искривлением скважин, применяются при эксплуатации штанговращатели:

А) Для предотвращения отворотов колони

Б) Для предотвращения одностороннего прихвата

В) Для удаления отложений парафина внутренних стенка насосных труб

Г) Для добычи больших объемов жидкости

Д) Для добычи жидкостей

Е) Для добычи жидкости в обычных условиях

Ж) Для добычи жидкости с газом

74. К неизменяемым природных факторам сложножение работу штангового насоса относятся :

А) Обводнённость

Б) Газовый фактор

В) Температура на приеме насоса

Г) Коэффициент сепарации

Д) Коэффициент вредного пространства

Е) Точка подвеса штанг

Ж) Давление на приеме насоса

75. К изменяемый факторам, осложняющие заботу штангового насоса относятся:

А) Коэффициент вредного пространства

Б) Давление на приёме насоса

В) Коэффициент вредного пространства

Г) Обводнённость

Д) Температура на приёма насоса

Е) Точка подвеса штанг

Ж) Газовый фактор

76. Величина газового фактора на приёме насоса, отнесенный 1 m² жидкости R_ж зависит от:

А) Растворимости газа в нефти α

Б) Давления на приеме насоса Р_пр

В) Газового фактора Г_о

Г) Кинематической вязкости v

Д) Динамической вязкости

Е) Хода полированного штока S

Ж) Плотности ρ

77. Газовый фактор R_ж зависит от:

А) Обводнённости продукции n

Б) Давления на приёме насоса Р_пр

В) Коэффициента сепарации m

Г) Кинематической вязкости μ

Д) Динамической вязкости μ

Е) Плотности ρ

Ж) Вода плунжера S_пл

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: