Описание теста

Количество вопросов 130

Инструкция

Использованная литература:

1. ПГНП – Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ08-624-03

2. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «ТН». РД 153-39.1-252-02

3. Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования.

4. В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин.

5. А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.

№1

Земная толща сложена из горных пород:

1

Осадочных, магматических, морфических

2

Изверженных, магматических, метаморфических

3

Осадочных, магматических, метаморфических

4

Вымываемых, магматических, морфических

Пояснение:

В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3

№2

Залежь может образоваться в породах

1

Магматических

2

Метаморфических

3

Осколочных

4

Осадочных

Пояснение:

В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3

№3

Наличие пористости, проницаемости, ловушек, непроницаемых кровли и подошвы обеспечивает

1

Скопление нефти

2

Образование залежи

3

Прохождение жидкости через пласт по горизонтали

4

Прохождение жидкости через пласт по вертикали

Пояснение:

В.Н.Василевский. Оператор по исследованию скважин. с.3

№4

Пористость — наличие

1

Нефти в пласте

2

Осадочных пород

3

Пор, трещин в породе

4

Зерен различной величины

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.18

№5

Пористость измеряется в

1

М

2

М2

3

М3

4

Долях единицы

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.18

№6

Проницаемость измеряется в

1

Метрах (м)

2

Кв.метрах (м2)

3

Куб.метрах (м3)

4

Долях единицы

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.22

№7

Порода считается непроницаемой, если имеет каналы

1

Поровые

2

Капиллярные

3

Сверхкапиллярные

4

Субкапиллярные

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.21

№8

Проницаемость определяется по формуле

1

Дарси

2

Дюпюи

3

Гасса

4

Файнберга

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.22

№9

Упругость зерен породы- это способность горной породы

1

Изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при снятии ее

2

Изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь

3

Сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь

4

Разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37

№10

Пластичность зерен породы- это способность горной породы

1

Изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при снятии ее

2

Изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь

3

Сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь

4

Разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37

№11

Прочность зерен породы- это способность горной породы

1

Изменять форму под воздействием внешней среды и восстанавливать прежнюю форму при снятии ее

2

Изменять форму под воздействием внешней среды, не разрушаясь

3

Сопротивляться действию внешней нагрузки, не разрушаясь

4

Разрушаться под действием внешней нагрузки и восстанавливаться после ее снятия

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.37

№12

Давление в пласте зависит от:

1

Плотности жидкости и высоты гидростатического уровня

2

Плотности и вязкости жидкости

3

Вязкости жидкости и высоты гидростатического уровня

4

Давления на забое

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.28

№13

Давление насыщения- это давление, при котором

1

Жидкость полностью заполнила поры породы

2

Из жидкости появляются первые пузырьки растворенного в ней газа

3

Жидкость растворила газы в концентрации, которую превысить невозможно

4

Жидкость не растворяет газы

Пояснение:

Василевский. Оператор по исследованию скважин, с.28

№14

До начала ремонтных работ и осмотром оборудования периодически работающей скважины

1

Контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством

2

Контргруз должен быть поднят в верхнее положение и заблокирован тормозным устройством

3

Электродвигатель должен быть заторможен

4

Электродвигатель должен быть заземлен

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.26

№15

Расстояние между траверсой подвески полированного штока (или штанговращателем) и устьевым сальником должно быть

1

Не менее 20 см

2

Не более 20 см

3

20 см

4

Как удобнее

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.32

№16

Расстояние между траверсой подвески полированного штока (или штанговращателем) и устьевым сальником замеряется

1

При крайнем верхнем положении головки балансира

2

При крайнем нижнем положении головки балансира

3

При горизонтальном положении головки балансира

4

При откинутой головке балансира

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.32

№17

Сечение заземляющего проводника между рамой СК и кондуктором должно быть

1

Не менее 48 мм2

2

Не более 48 мм2

3

Не менее 36 мм2

4

Не более 36 мм2

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.33

№18

В качестве заземлителя могут применяться проводники

1

Прямоугольного, круглого, плоского, углового сечения

2

Прямоугольного, круглого, плоского сечения, стальные канаты

3

Стальные канаты

4

Только уголки

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.33

№19

Заземляющие проводники должны быть

1

Заглублены в землю не менее чем на 0,5 м

2

Заглублены в землю не менее чем на 1 м

3

Проложены в стальной трубе

4

Подвешены на стойках

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.33

№20

Устьевая арматура скважины при ее эксплуатации погружным электронасосом должна

1

Быть симметрична

2

Иметь проходное отверстие для силового кабеля с герметичным уплотнением

3

Иметь отводы для стравливания газа из затрубного пространства

4

Иметь сальниковое устройство

Пояснение:

ПНГП, п.3.5.2.35

№21

В случае обнаружения загазованности воздуха рабочей зоны необходимо

1

Незамедлительно предупредить персонал о возможной опасности, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности

2

Незамедлительно предупредить руководство, оградить загазованный участок и принять меры по устранению источника загазованности

3

Незамедлительно предупредить руководство и диспетчерскую службу, оградить загазованный участок

4

Оградить загазованный участок, незамедлительно предупредить руководство и диспетчерскую службу и принять меры по устранению источника загазованности

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.12

№22

Запрещается эксплуатация аппаратов, емкостей, оборудования при

1

Неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, КИП и А

2

Отсутствии разрешения на эксплуатацию

3

Отсутствии или неисправности КИП и А

4

Неисправных предохранительных клапанах, КИП и А

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.16

№23

Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно производиться

1

Автоматически в закрытую систему

2

Специальным насосом

3

С пульта диспетчера

4

По указанию руководителя объекта

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.17

№24

Запрещается эксплуатация насосов при

1

Отсутствии или неисправности средств автоматизации, контроля и системы блокировок

2

Обратного клапана и манометра

3

Разрешения руководителя объекта

4

Разрешения Ростехнадзора

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.19

№25

На трубопроводах в нефтяных насосных станциях

1

Должны быть стрелки, указывающие направление движения жидкости

2

Не должны устанавливаться какие-либо устройства

3

Должны устанавливаться обратные и предохранительные клапаны

4

Должны устраиваться аварийные отводы в емкость

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.21

№26

Оборудование дожимных насосных станций должно оснащаться

1

Приборами контроля, регулирующими и контролирующими устройствами

2

Обратными клапанами

3

Предохранительными клапанами

4

Отключающими и регулирующими устройствами

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.23

№27

При работающем насосе не допускается

1

Смазка, устранение течи в сальниковых и торцевых уплотнениях, ремонт насоса

2

Устранение течи в сальниковых и торцевых уплотнениях, ремонт насоса

3

Торможение насоса руками, приспособлениями

4

Закрывать запорную арматуру

Пояснение:

ПНГП,п.5.3.4.85

№28

Металлические трубы нефтепроводов должны соединяться

1

Сваркой

2

Фланцами

3

Резьбовыми соединениями

4

Муфтами

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.179

№29

Резервуары для нефтепродуктов должны оснащаться

1

Дыхательными и предохранительными клапанами, уровнемерами, приемораздаточными патрубками, люками

2

Обвалованием

3

Дыхательными и предохранительными клапанами, уровнемерами, патрубками, люками, обвалованием

4

Дыхательными и предохранительными клапанами

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.225

№30

Обвалование резервуаров рассчитано на

1

Гидростатическое давление разлившейся жидкости из резервуара

2

Прочность при проезде на гребне транспорта грузоподъемностью 5 тн

3

Количество жидкости, образующейся от таяния снегов или после дождей

4

Аварийный разлив жидкости из резервуара

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.229

№31

Объем обвалования должен быть

1

Больше объема наибольшего резервуара в группе

2

Равно объему жидкости всех резервуаров в группе

3

Больше гидростатического давления разлившейся жидкости из резервуара

4

Рассчитано на небольшие утечки из резервуара

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.229

№32

Внутри обвалования размещение задвижек

1

Не допускается кроме запорных и коренных

2

Не допускается

3

Разрешается

4

Необходимы для непосредственного управления при работе резервуара

Пояснение:

ПНГП ,п.5.3.4.229

№33

Объемная скорость наполнения и опорожнения резервуаров не должна превышать

1

Пропускной способности дыхательных клапанов

2

0,25 м/с

3

1,1 м3/час

4

Пропускной способности приемно-выкидных патрубков

Пояснение:

ПНГП, п.5.3.4.238

№34

Наиболее напряженные условия работы скважинных насосов создаются при

1

40-80% обводненности

2

0-40% обводненности

3

50-70% обводненности

4

80-100% обводненности

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.10

№35

К высоковязкой нефти относятся жидкости с вязкостью

1

Более 30 мПа*с

2

Менее 30 мПа*с

3

Более 10 мПа*с

4

20 мПа*с

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.11

№36

К малодебитным относятся скважины с дебитом

1

До 5 м3/сут

2

До 3 м3/сут

3

5-35 м3/сут

4

Более 35 м3/сут

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№37

К среднедебитным относятся скважины с дебитом

1

До 5 м3/сут

2

До 3 м3/сут

3

5-35 м3/сут

4

Более 35 м3/сут

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№38

К высокодебитным относятся скважины с дебитом

1

До 5 м3/сут

2

До 3 м3/сут

3

5-35 м3/сут

4

Более 35 м3/сут

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№39

К малосернистой относится нефть с содержанием серы

1

Менее 0,5%

2

0,5-2,0%

3

Более 2,0%

4

Более 6%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№40

К сернистой относится нефть с содержанием серы

1

Менее 0,5%

2

0,5-2,0%

3

Более 2,0%

4

Более 6%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№41

К высокосернистой относится нефть с содержанием серы

1

Менее 0,5%

2

0,5-2,0%

3

Более 2,0%

4

Более 6%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.13

№42

К парафинистой относится нефть с содержанием парафина

1

Менее 1,5%

2

1,5-6,0%

3

Более 6%

4

Более 12,0%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.14

№43

К низкопарафинистой относится нефть с содержанием парафина

1

Менее 1,5%

2

1,5-6,0%

3

Более 6%

4

Более 12,0%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.14

№44

К высокопарафинистой относится нефть с содержанием парафина

1

Менее 1,5%

2

1,5-6,0%

3

Более 6%

4

Более 12,0%

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.14

№45

ГЗУ «Дельта» предназначена для измерения количества жидкости

1

Массовым методом

2

Объемным методом

3

Электрическим методом

4

Механическим методом

Пояснение:

РД 153-39.1-252-02, с.124

№46

Расположение оборудования УЭЦН (снизу вверх)

1

Компенсатор, электродвигатель, протектор, насос, НКТ

2

Протектор, компенсатор, электродвигатель, насос, НКТ

3

Электродвигатель, протектор, насос, компенсатор, НКТ

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин,, с.359

№47

В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 5 означает

1

Группа насоса

2

Модульный насос

3

Подача

4

Напор

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360

№48

В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 130 означает

1

Группа насоса

2

Модульный насос

3

Подача

4

Напор

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360

№49

В марке УЭЦНМ5-130-1200 цифра 1200 означает

1

Группа насоса

2

Модульный насос

3

Подача

4

Напор

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360

№50

В марке УЭЦНМ5-130-1200 буква М означает

1

Группа насоса

2

Модульный насос

3

Подача

4

Напор

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.360

№51

Основное оборудование станка-качалки

1

Рама, электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, головка балансира, канатная подвеска

2

Электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, балансир, канатная подвеска, подвеска устьевого штока

3

Рама, электродвигатель, ременная передача, редуктор, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, канатная подвеска

4

Рама, электродвигатель, ременная передача, кривошипы, шатуны, траверса, пирамида, балансир, головка балансира

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.311

№52

В марке СК5-3,0-2500 цифра 5 означает

1

Максимальную грузоподъемность

2

Максимальную длину хода

3

Максимальный крутящий момент

4

Максимальное число качаний

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.322

№53

В марке СК5-3,0-2500 цифра 3 означает

1

Максимальную грузоподъемность

2

Максимальную длину хода

3

Максимальный крутящий момент

4

Максимальное число качаний

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.322

№54

В марке СК5-3,0-2500 цифра 2500 означает

1

Максимальную грузоподъемность

2

Максимальную длину хода

3

Максимальный крутящий момент на валу редуктора

4

Максимальное число качаний

Пояснение:

А.И.Акульшин, В.С.Бойко. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин, с.322

№55

Маркировка ШН-19 означает

1

Насосная штанга

2

Штанговый насос

3

Штанговращатель

4

Шатун

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.24

№56

Марка КПБП 3х10 означает

1

Коробка клеммная

2

Трансформаторная установка

3

Установка для ремонта устьевых арматур

4

Кабель УЭЦН

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.84

№57

В марке КПБП 3х10 буквы означают

1

Коробка клеммная

2

Трансформаторная установка

3

Установка для ремонта устьевых арматур

4

Кабель полиэтиленовый бронированный плоский

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.84

№58

В марке КПБП 3х10 цифра 3 означает

1

Диаметр кабеля

2

Расстояние от клеммной коробки до трансформатора

3

Диаметр сечения жил кабеля

4

Число жил кабеля

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.84

№59

В марке КПБП 3х10 цифра 10 означает

1

Диаметр кабеля

2

Расстояние от клеммной коробки до трансформатора

3

Диаметр сечения жил кабеля

4

Число жил кабеля

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.84

№60

Марка ШВЛ-10 означает

1

Насосная штанга

2

Штанговый насос

3

Штанговращатель грузоподъёмностью 10 тонн

4

Шатун

Пояснение:

Е.И.Бухаленко. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, с.54

№61

Марка Ц2НШ означает

1

Насосная штанга

2

Штанговый насос

3

Штанговращатель

4

Редуктор

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 стр. 30

№62

Что означает цифра 18 в название цепного привода ПЦ60-18-3-0,5/2,5:

1

Передаточное отношение редуктора

2

Максимальная величина тягового усилия

3

Максимальная мощность электродвигателя, который можно установить на привод

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 3.1

№63

Какая устьевая арматура должна применяться для скважины с цепным приводом:

1

Только арматура, выпускаемая Лениногорским заводом АУ-140-50

2

Любая устьевая арматура, выпускаемая разными заводами-изготовителями, которая выпускается серийно и применяется на скважинах с УШСН

3

Специальная арматура, которая изготавливается на БМЗ

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 3.4

№64

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:

1

400 – 600 м

2

450 – 1050 м

3

400– 1450 м

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.1.3

№65

Общий вес уравновешивающего груза для ПЦ60-18-3-0,5/2,5 определяется по формуле:

1

Р(у) = [Р(max)- Р(min)]/2

2

Р(у) = [Р(max) + Р(min)]/2

3

Р(у) = 2[Р(max) + Р(min)]/Р(min)

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.3

№66

Изменение уравновешивания ПЦ60-18-3-0,5/2,5 производится при изменении режима откачки и в зависимости от показаний:

1

Вольтметра

2

Омметра

3

Амперметра

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.7

№67

В каком положении надо остановить цепной привод после установки технологического зажима:

1

Когда подвеска находится в крайнем нижнем положении

2

Когда подвеска не дошла до нижнего положения 20-30см

3

Когда подвеска находится в среднем положении

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.4.1

№68

Уравновешенность ПЦ60-18-3-0,5/2,5 считается удовлетворительной, если разность между показаниями амперметра при ходах вверх и вниз не превышает:

1

± 10 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл

2

± 5 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл

3

± 15 % от полусуммы двух максимальных значений силы тока за цикл

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.2.7

№69

В каком месте подвески полированного штока на цепном приводе устанавливается переносной динамограф:

1

На подвижной плите подвески

2

На подвеске

3

Между подвижной плитой и подвеской

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 5.3.1

№70

Какие длины хода полированного штока можно установить на цепном приводе марки ПЦ60-18-3-0.5\2.5, м:

1

1,2; 2,5; 3

2

1,6; 2,4; 3

3

3

Пояснение:

РД 153–39.1-254-02 пункт 3.1

№71

Какое минимальное расстояние между пластами необходимо для оборудования скважины УОРЭ, м:

1

1

2

10

3

3

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 2.1.3

№72

Какие параметры скважины ограничивают область применения УОРЭ:

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

2

Диаметр колонны, наличие не менее 2-х объектов разработки, глубина скважины, наличие зумпфа, суммарный теоретический дебит пластов, наличие АСПО

3

Диаметр колонны, наличие не менее 3-х объектов разработки, расстояние между разрабатывающимися пластами, обводненность продукции, суммарный теоретический дебит пластов, наличие АСПО

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 2.1

№73

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:

1

Основной всасывающий клапан

2

Дополнительный всасывающий клапан

3

Из обоих клапанов

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 1.4.1.1

№74

Местом расположения дополнительного бокового всасывающего клапана при ОРЭ выбирается точка, делящая цилиндр насоса по длине:

1

Пропорционально дебитам объектов

2

Пропорционально забойным давлениям объектов

3

Пропорционально пластовым давлениям объектов

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 1.4.1.1

№75

При подготовке к внедрению УОРЭ допускается использование материалов ранее проведенных исследований скважин сроком не более:

1

3 месяцев

2

6 месяцев

3

1 года

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 2.2.8.

№76

При подготовке к внедрению УОРЭ необходимо провести исследование скважины, объектов включающее в себя:

1

Определение количества содержания АСПО

2

Определение 8-ми членного химического анализа воды

3

Определение обводненности, динамического уровня, динамометрирование и снятие кривой восстановления давления

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 2.2.1.

№77

Изменением, каких параметров достигается дебит, равный сумме оптимальных дебитов для каждого из объектов на скважинах оборудованных ОРЭ:

1

Изменением глубины подвески

2

Установкой штуцера на манифольдной линии

3

Изменением длины хода и числа качаний

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 2.3.8.

№78

С какой целью в скважинах, оборудованных ОРЭ, устанавливается пакерующее устройство:

1

Для разобщения продуктивных эксплуатируемых объектов

2

Для предотвращения попадания жидкости из пластов в межтрубное пространство

3

Для закрепления насоса в эксплуатационной колонне

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 1.3.1

№79

Какие пакеры могут быть использованы для УОРЭоднолифтовой конструкции:

1

Пакеры М1-Х, ПРО-ЯДЖ, ПРО-ЯМО, ПДМ

2

Пакер- гильза ПГД-ГРИ, СПИОТ

3

Любой пакер, обеспечивающий герметичное разобщение объектов в скважине

Пояснение:

РЭ 153–197-04 пункт 1.3.2

№80

Забойное давление при эксплуатации скважины с УСШН с контроллерами не должно быть ниже

1

Минимально-допустимого

2

Оптимального

3

10% от пластового

Пояснение:

Дополнение к РД 153–39.1-254-02 пункт 6

№81

Система автоматизации скважины с УСШН должна обеспечивать

1

Функции контроля и регулирования технологических параметров, а также контроля и диагностики состояния, управления и защиты оборудования скважин с УСШН

2

Функции позволяющие следить за сохранностью наземного оборудования, с передачей информации на контрольный пункт охраняемых органов

3

Функции позволяющие предотвратить аварийные ситуации на скважине, которые могут повлиять на выход из строя оборудования

Пояснение:

Дополнение к РД 153–39.1-254-02 пункт 3

№82

Требования, предъявляемые к рабочим местам, объектам, проездам и подходом, проходам и переходам к ним в темное время суток:

1

Должны быть защищены от проникновения посторонних лиц

2

Должны иметь надежную охрану

3

Должны быть освещены

4

Должны иметь звуковую и световую сигнализацию

5

Должны иметь телефонную связь

Пояснение:

п.1.4.12

№83

Расстояние между отдельными механизмами должно быть:

1

Не менее 1 м

2

Не более 1,5 м

3

Не менее 0,75 м

4

Не более 0,5 м

5

Не менее 2 м

Пояснение:

п.1.4.14

№84

При подъеме рабочего на высоту объекты оборудуются:

1

До 1,0 м- ступени, а на высоту выше 1,0 м- лестницами с перилами

2

До 0,75 м- настил с планками, а на высоту выше 0,75 м- ступени

3

До 1,0 м- ступени, а на высоту выше 1,5 м- лестницами с перилами

4

До 0,5 м- ступени, а на высоту выше 0,75 м- лестницами с перилами

5

До 0,75 м- ступени, а на высоту выше 0,75 м- лестницами с перилами

Пояснение:

п.1.4.15

№85

Требования:, предъявляемые к маршевым лестницам:

1

Уклон не менее 65°, ширина не более 60 см

2

Уклон не более 60°, ширина 65 см

3

Уклон не менее 50°, ширина не менее 75 см

4

Уклон не более 60°, ширина не менее 65 см

5

Уклон не более 65°, ширина не менее 70 см

Пояснение:

п.1.4.16

№86

Требования, предъявляемые к ступеням лестниц:

1

Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 15 см и уклон вовнутрь 3-7°

2

Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 35 см и уклон вовнутрь 8-11°

3

Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 20 см и уклон вовнутрь 4-9°

4

Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 30 см и уклон вовнутрь 6-10°

5

Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см и уклон вовнутрь 2-5°

Пояснение:

п.1.4.16

№87

Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса, должны находиться:

1

На максимально приближенном расстоянии к насосу (компрессору)

2

На максимально удаленном расстоянии от насоса (компрессора)

3

На максимально приближенном расстоянии к пульту управления

4

На максимально удаленном расстоянии от пульта управления

5

В любом месте по желанию заказчика

Пояснение:

п.1.5.17

№88

Виды медицинского осмотра (обследования) работниками, занятыми на работах с опасными и вредными условиями труда:

1

Только обязательные предварительные при поступлении на работу

2

Периодические (в возрасте до 21 года- ежегодные)

3

Виды и частоту осмотров определяет работодатель по своему усмотрению

4

Обязательные предварительные при поступлении на работу и периодические (в возрасте до 21 года- ежегодные)

5

Произвольные в зависимости от медицинского обследования

Пояснение:

п.1.7.2

№89

Частота прохождения работниками обязательного психиатрического освидетельствования при выполнении работ, связанных с повышенной опасностью (влияние вредных веществ, неблагоприятные производственные факторы):

1

Не реже одного раза в пять лет в порядке, устанавливаемом Правительством РФ

2

Не реже одного раза в год по желанию

3

Не чаще одного раза в три годы согласно Закона о труде

4

Периодичность устанавливает работодатель

5

Не реже одного раза в десять лет по рекомендации Минздрава России

Пояснение:

п.1.7.2

№90

Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть:

1

Больше одной недели

2

Менее срока проверки знаний

3

Менее двух недель

4

Менее одного месяца

5

Менее одной недели

Пояснение:

п.1.7.6

№91

Работники опасных производственных объектов должны быть обеспечены:

1

Сертифицированными средствами индивидуальной защиты, смывающими и обезвреживающими средствами

2

Плакатами, инструкциями и литературой по специальности

3

Смывающими и обезвреживающими средствами

4

Сертифицированными средствами индивидуальной защиты

5

Индивидуальной аптечкой и изолирующим противогазом

Пояснение:

п.1.7.12

№92

Знание плана ликвидации возможных аварий проверяется во время:

1

Проведения первичного инструктажа

2

Проведения очередного инструктажа

3

Проведения курсов повышения квалификации, в соответствии с планом, утвержденным техническим руководителем опасного производственного объекта

4

Аттестации в органах Госгортехнадзора России

5

Учебных и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику, утвержденному техническим руководителем опасного производственного объекта

Пояснение:

п.3.1.7

№93

Содержание каких показателей на рабочих местах опасного производственного объекта не должны превышать установленных пределов и норм:

1

Вредных веществ в воздухе

2

Уровни шума

3

Вибраций

4

Других вредных факторов

Пояснение:

п.3.5.1.2

№94

Средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находиться в исправном состоянии, а их работоспособность проверяется:

1

Не реже одного раза в месяц

2

Не реже двух раз в месяц

3

Не реже одного раза в шесть месяцев

4

Не реже одного раза в год

5

Перед каждой вахтой

Пояснение:

п.3.5.1.10

№95

На нагнетательной линии поршневого насоса должны быть установлены:

1

Обратный и шаровой клапаны

2

Предохранительный и шаровой клапаны

3

Обратный и предохранительный клапаны

4

Запорный и шаровой клапаны

5

Двухходовой и предохранительный клапаны

Пояснение:

п.3.5.1.11

№96

На нагнетательной линии центробежного насоса должны быть установлены:

1

Обратный клапан

2

Предохранительный клапан

3

Запорный клапан

4

Шаровой клапан

5

Двухходовой клапан

Пояснение:

п.3.5.1.11

№97

Манометр для измерения рабочего давления должен выбираться со шкалой:

1

Чтобы предел измерения находился в одной трети шкалы

2

Чтобы предел измерения находился во второй трети шкалы

3

Чтобы предел измерения находился в конце шкалы

4

Чтобы предел измерения не превышал двукратное рабочее давление

5

Чтобы предел измерения не превышал полуторакратное рабочее давление

Пояснение:

п.3.5.1.19

№98

Допускается ли включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными устройствами:

1

Допускается

2

Не допускается

3

Допускается при медленном пуске с постоянным контролем

4

Допускается при открытом сливе дренажного устройства

5

Допускается при не замершем предохранительном устройстве

Пояснение:

п.3.5.1.28

№99

При замерзании влаги в трубопроводе должны быть приняты меры по:

1

Наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден

2

Отключению трубопровода от общей системы

3

Отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки

4

Наружному осмотру участка трубопровода для того, чтобы убедиться, что трубопровод не поврежден. Отключению трубопровода от общей системы. В случае невозможности отключения трубопровода и угрозы аварии необходимо остановить установку и принять меры к разогреву ледяной пробки

5

Разогреву ледяной пробки

Пояснение:

п.3.5.1.33

№100

Разогрев ледяной пробки в трубопроводе должен проводиться:

1

Паром или горячей водой, начиная с конца замороженного участка

2

Паром или горячей водой, начиная с начала замороженного участка

3

Паром или горячей водой, начиная с середины замороженного участка одновременно в разные стороны

4

Паром или горячей водой, начиная одновременно с обоих концов замороженного участка

5

Любым из перечисленных

Пояснение:

п.3.5.1.34

№101

Для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений запрещается пользоваться:

1

Подручными средствами применение которых увеличивает крутящий момент

2

Крюками, ломами и трубами

3

Пневмоприводами

4

Гидроприводами

5

Электроприводами

Пояснение:

п.3.5.1.35

№102

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры и схемы их обвязки должна обеспечивать:

1

Возможность безопасного проведения технологических операций на скважине и глубинных исследований

2

Оптимальные режимы при эксплуатации и подземном ремонте скважины

3

Оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, возможность отбора проб и контроля устьевого давления и температуры

4

Возможность обеспечения правильной центровки обсадных колонн в скважине

5

Безопасный отбор проб и контроль устьевого давления и температуры, проведение работ при глушении скважины

Пояснение:

п.3.5.2.1

№103

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть:

1

Определяется службой главного механика по согласованию с противофонтанной службой

2

Не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны

3

Должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны не менее чем на 10 %

4

75 % от давления опрессовки эксплуатационной колонны

5

Согласно паспортным данным завода-изготовителя

Пояснение:

п.3.5.2.2

№104

Устье скважины при эксплуатации её штанговыми насосами должно быть оборудовано:

1

Запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока

2

Устройством для сигнализации об утечках продукта

3

Перфорационной задвижкой

4

Запорной арматурой и обратным клапаном

5

Шаровым клапаном и сальниковым устройством для герметизации штока

Пояснение:

п.3.5.2.24

№105

Для отключения резервного насоса от коллекторов следует использовать:

1

Задвижки

2

Заглушки

3

Обратный клапан

4

Обратный клапан и задвижку

5

Обратный клапан и заглушку

Пояснение:

п.3.5.4.87

№106

Обвязка устья при наличии давления в скважине должна позволять проведение:

1

Смена набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры

2

Смена штуцера для регулирования дебита скважины

3

Смена сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого-давления и температуры

4

Смена набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления, температуры и дебета

5

Проведение текущего ремонта без глушения скважины

Пояснение:

п.3.5.2.25

№107

Электродвигатель периодически работающей скважины должен отключаться, а на его пусковом устройстве вывешиваться плакат "Не включать, работают люди!":

1

При длительных простоях

2

Перед началом ремонтных работ и осмотром оборудования

3

При техническом освидетельствовании станка-качалки

4

После окончания текущего ремонта и опробовании оборудования

5

Перед началом прострелочно-взрывных работ и геофизическом исследовании скважины

Пояснение:

п.3.5.2.26

№108

На пусковом устройстве и вблизи него на скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок должны быть постоянно укреплены плакаты:

1

"Внимание! Пуск автоматический"

2

"Осторожно! Высокое напряжение"

3

"Без команды не включать!"

4

"Опасная высота"

5

"Посторонним вход запрещен!"

Пояснение:

п.3.5.2.27

№109

Должны иметь ограждения и быть окрашены узлы и устройства станка-качалки:

1

Все вращающиеся узлы и детали

2

Весь станок-качалка

3

Площадка для обслуживания электропривода и площадка для обслуживания пускового устройства

4

Кривошипно-шатунный механизм, площадка для обслуживания электропривода и площадка для обслуживания пускового устройства

5

Кривошипно-шатунный механизм и пусковое устройство

Пояснение:

п.3.5.2.27

№110

Системы замера дебита, контроля пуска-остановки скважин при автоматизированной стстеме сбора информации должны иметь выход:

1

На пульт групповой замерной установки

2

На диспетчерский пункт

3

На насосную станцию

4

На центральный пульт НГДУ

5

В вагон-домик мастера

Пояснение:

п.3.5.2.29

№111

Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с:

1

Ограждением

2

Линиями электропередач

3

Площадки для обслуживания

4

Фундаментом или грунтом

Пояснение:

п.3.5.2.30

№112

Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается:

1

Площадка с ограждением

2

Эстакада

3

Лестница туннельного типа

4

Площадка с регулируемой высотой подъема

5

Съемное ограждение с креплением, предотвращающим несанкционированный доступ к тормозу

Пояснение:

п.3.5.2.31

№113

Требования, предъявляемые к заземлению кондуктора и рамы станка-качалки?

1

Кондуктор и рама станка-качалки должны быть связаны не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме

2

В качестве заземляющих проводников может применяться сталь любых профилей. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 кв.мм, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей- 10 мм

3

Заземляющие проводники, соединяющие раму с качалкой, должны заглубляться в землю не менее чем на 0,5 м

4

Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра

Пояснение:

п.3.5.2.33

№114

Силовой кабель от станции управления к устью скважины при ее эксплуатации погружным электронасосом должен прокладываться после клеммной коробки:

1

На эстакаде или на специальных стойках-опорах

2

В заглубленных лотках

3

Герметично упакованным в гофрированный резиновый рукав

4

На бетонных подкладках или на специальных стойках

5

На П-образных выкладках или на эстакаде

Пояснение:

п.3.2.2.36

№115

Монтаж и демонтаж, осмотр, ремонт и наладку наземного электрооборудования погружных электронасосов должен проводить:

1

Электротехнический персонал

2

Эксплуатационный персонал с группой по электробезопасности не ниже III

3

Рабочий персонал, обслуживающий скважину с погружным электронасосом и имеющему группу по электробезопасности не ниже III

4

Звено старшего оператора в присутствии мастера, имеющего соответствующую группу по электробезопасности

5

Персонал специализированного предприятия (подрядной организации)

Пояснение:

п.3.5.2.37

№116

Допустимые способы подвески кабельного ролика на мачте подъемного агрегата:

1

Только при помощи специальной цепи

2

Только при помощи специальной канатной подвески

3

На стальном канате диаметром 12,5 мм с 4 зажимами

4

При помощи цепи или на специальной канатной подвеске

5

На стальной комплектной вилке

Пояснение:

п.3.5.2.38

№117

Силовой кабель электронасоса при свинчивании и развинчивании труб следует размещать:

1

Внутри мачты агрегата для ремонта

2

За пределами рабочей зоны

3

Разрешается крепление к оттяжкам агрегата

4

Допускается нахождение кабеля в пределах рабочей зоны, но с соблюдением мер безопасности

5

Решает мастер в каждом конкретном случае

Пояснение:

п.3.5.2.40

№118

Скорость спуска (подъёма) погружного электронасоса в вертикальную скважину не должна превышать:

1

0,25 м/сек

2

0,15 м/сек

3

0,10 м/сек

4

0,20 м/сек

5

0,30 м/сек

Пояснение:

п.3.5.2.41

№119

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должны быть:

1

Технические паспорта и документация на оборудование насосных и компрессорных станций

2

Технологическая схема, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме

3

Приказ о назначении ответственного за проведение работ лица и технические паспорта на оборудование

4

План аварийно-спасательных мероприятий, утвержденный руководством предприятия

5

Всё перечисленное

Пояснение:

п.3.5.4.6

№120

Периодичность проверок исправности предохранительной, регулирующей и запорной арматуры:

1

Ежесменно с регистрацией в специальном журнале

2

Ежесуточно с оформлением акта

3

По графику с занесением результатов в вахтовый журнал

4

Еженедельно для отчета руководству

5

По решению технического руководителя предприятия

Пояснение:

п.3.5.4.24

№121

Насосы, перекачивающие сернистую нефть, должны быть:

1

Освобождены от перекачиваемой жидкости во избежание возможного застывания

2