Буровая вышка, силовой привод, талевая система, буровые насосы, контрольно-измерительные приборы - это

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 3Следующая ⇒

а – комплекс оборудования буровой организации;

б – оборудование для ремонта скважин;

в – элементы буровой установки;

г – комплекс оборудования буровой партии;

Методы монтажа и транспортировки буровых установок

а - агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный, эшелонный;

б - среднеблочный, крупноблочный, агрегатный, эшелонный;

в - агрегатный, мелкоблочный, крупноблочный, железнодорожный;

г - мелкоблочный, крупноблочный, механизированный, эшелонный;

д - агрегатный, мелкоблочный, среднеблочный, эшелонный.

Конструкции буровых вышек

а – двухмачтовые, башенные; г – трехмачтовые, трехбашенные;

б – башенные, трехмачтовые; д – мачтовые, башенные

в - двухмачтовые, двухбашенные;

Элементы талевой системы - это

а – элеватор, талевый блок, талевый канат;

б - спайдер, талевый блок, талевый канат;

в – кронблок, талевый блок, талевый канат, крюк;

г – вертлюг, талевый блок, талевый канат;

16. Преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка - это

а – функции бурильной колонны;

б - функции эксплуатационной колонны;

в – функции талевой системы

Ведущая труба, бурильные трубы и замки, УБТ, переводники, центраторы, обратные клапаны - это

а – элементы бурильной колонны;

б – элементы обсадной колонны;

в – элементы эксплуатационной колонны;

г –элементы колонны НКТ;

д – элементы колонны штанг;

18. Подвод энергии к долоту, подача бурового раствора, осевая нагрузка на долото –

Это

а – функции эксплуатационной колонны;

б – функции бурильной колонны;

в – функции колонны НКТ;

г – функции колонны штанг;

д – функции обсадной колонны;

Классификация буровых долот по назначению.

а – для бурения сплошным забоем;

б – для бурения кольцевым забоем;

в – для бурения сплошным забоем, кольцевым забоем, специальные;

г – для бурения нагнетательных и специальных скважин;

д – для бурения контрольных скважин.

Долота для отбора керна - это

а – шарошечные долота;

б – лопастные долота;

в – алмазные долота;

г – алмазные головки, колонковые снаряды;

д – пикообразные долота.

Способы бурения скважин по характеру привода

а - роторный, дизель-гидравлический, турбинный, электрический;

б - роторный, дизельный, турбинный, электрический;

в - роторный, гидравлический, турбинный, электрический;

г - моторный, дизель-гидравлический, турбинный, электрический;

д - механический, дизель-гидравлический, турбинный, электрический;

Удалять выбуренную породу и обеспечивать ее отделение на поверхности, охлаждать долото, удерживать частицы породы во взвешенном состоянии, передавать энергию забойному двигателю (при гидравлическом двигателе) - это

а – назначение технологических растворов

б – назначение технических растворов

в – назначение химических растворов

г – назначение буровых растворов

Штропы, элеваторы, клинья для бурильных и утяжеленных бурильных труб, ключи: круговые, машинные, механические - это

а – ловильный инструмент;

б – инструмент для подземного ремонта;

в – вспомогательный бурильный инструмент;

г – инструмент малой мехвнизации;

Технический проект, ГТН, режимно-технгологическая карта, наряд на производство буровых работ, индикаторные диаграммы, вахтовый журнал, рапорт бурового мастера, журнал работы дизелей, журнал по технике безопасности - это документация

а – при ремонте скважин;

б – при бурении скважин;

в – при строительстве скважин

г – при сдаче скважины заказчику

д – к годовому отчету

25. Буровой мастер, бурильщик, первый помощник бурильщика, второй помощник бурильщика, третий помощник бурильщика, два дизелиста (дизельный привод), электромонтер (электропривод), слесарь по ремонту оборудования - это

а – состав буровой вахты;

б – состав буровой бригады;

в – состав бригады по капитальному ремонту;

г – состав бригады по подземному ремонту;

д – состав бригады ППД

Экономия времени на монтажные и демонтажные работы, рациональное использование земельных угодий, невозможность бурения вертикальных скважин - это

а – основание для бурения специальных скважин;

б – основание для бурения роторным способом;

в – основание для бурения турбинным способом;

г - основание для бурения многозабойных скважин;

д – основание для бурения наклонно-направленных скважин;

Число скважин сданных в эксплуатацию, проходка, сметная стоимость, прибыль, рентабельность, продолжительность цикла строительства скважины, скорости бурения, себестоимость одного метра, производительность - это

а – ТЭП бурения;

б – ТЭП капремонта;

в – ТЭП текущего ремонта;

г – ТЭП строительно-монтажных работ;

Бурение глубоких скважин с применением утяжеленных растворов; бурение наклонно-направленных и разветвлено-горизонтальных и опорно-технологических скважин; бурение с применением газообразных агентов - это

а – область применения ударного бурения;

б – область применения роторного бурения;

в – область применения бурения забойными двигателями;

г - область применения электробурения;

Строительство наземных сооружений и монтаж бурового оборудования,

- бурение и крепление скважин, - испытание возможно продуктивных объектов,

- демонтаж бурового оборудования и рекультивация земельного участка - это

а – циклы ремонта скважины;

б – циклы проектирования скважины;

в – циклы строительства скважины;

г – а, б

Количество обсадных колонн, их размеры, глубина спуска, диаметр ствола скважины под каждую колонну, интервалы цементирования - это

а – данные для проектирования;

б – а, в;

в – данные для составления сметы;

г – конструкция скважины;

Направление, кондуктор, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна - это

а– типы бурильных колонн;

б – типы обсадных колонн;

в – типы эксплуатационных колонн;

г – типы технических колонн;

Одноступенчатое, двухступенчатое, манжетное, хвостовиков, под давлением - это

а – методы цементирования специальных колонн;

б – методы спуска бурильных колонн;

в – методы цементирования обсадных колонн;

г – методы цементирования нагнетательных скважин;

д – методы цементирования вододобывающих скважин;

Дата открытия башкирской нефти

а – 16 июня 1932 года;

б - 16 мая 1932 года;

в - 15 мая 1932 года;

г - 15 июня 1932 года;

Геолог – первооткрыватель

а - Губкин Иван Михайлович;

б - Блохин Алексей Александрович;

в - Шашин Валентин Дмитриевич.

г - Сыров Харлампий Павлович.

35. Все токоведущие части должны быть изолированы; наружный кабель закрепляется на буровом шланге; вышка оборудуется устройством видимого разрыва; перед обслуживанием токоведущих частей отключается напряжение – это требования

а – техника безопасности при строительстве скважин;

б – техника безопасности при эксплуатации УЭЦН;

в – техника безопасности при выполнении ремонтных работ;

г – техника безопасности при бурении электробуром;

36. % парафина в малопарафиновых, парафиновых, высокопарафиновых нефтях

а - не более 1, 5%; 1, 5 – 6%; более 6%; б - не более 0, 5%; 0, 5 – 3%; более 3%;

в - не более 1, 0%; 1, 0 – 5%; более 5%; г - не более 2, 5%; 2, 5 – 6%; более 6%;

37. % серы в малосернистой, сернистой, высокосернистой нефти

а - не более 0, 1%; 0, 11-1%; более 1%; б -не более 0, 2%; 0, 21-2%; более 2%;

в - не более 0, 5%; 0, 51-2%; более 2%; г - не более 0, 5%; 0, 51-2, 5%; более 2, 5%;

38. % содержание смол в малосмолистой, смолистой, высокосмолистой нефти

а - менее 10%; 18-30%; более 30%; б - менее 12%; 12-33%; более 33%;

в - менее 15%; 15-35%; более 35%; г- менее 18%; 18-35%; более 35%.

Плотность, вязкость, промысловый газовый фактор - это

а – свойства пластовой нефти; в – свойства поверхностной нефти

б – свойства углеводородных газов; г – свойства поверхностных вод;

Артезианское; газлифтное, с выделением газа из нефти в стволе скважины; газлифтное, с выделением газа из нефти в продуктивном пласте - это

а – виды фонтанирования; б – виды газлифта; в – виды эрлифта

Колонная головка, фонтанная арматура, манифольды - это

а – оборудование фонтанной скважины; б – оборудование газлифтной скважины;

в – оборудование нагнетательной скважины; г – оборудование специальной скважины;

Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее труб, в которой подъем жидкости на поверхность производится с помощью сжатого газа - это

а – эрлифт; б – газонапорная система;

в - газлифт; г – система оборудования газовой скважины

43. Виды газлифтной эксплуатации по характеру подачи рабочего агента.

а - осевая система, кольцевая система; б - центральная система, межтрубная система;

в - затрубная система, кольцевая система; г - центральная система, кольцевая система;

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒