29. Горючий сланец – это 2

-{00}полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы

-{00} полезное ископаемое из группы твёрдых асфальтенов, дающее при сухой перегонке значительное количество кокса

-{00}полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов близкое по составу к нефти

-{00}полезное ископаемое из группы твёрдых асфальтенов близкое по составу к природному газу

30. Горючий сланец состоит из 5

-{00}минералов

-{00} органики

-{00} керогенов

-{00}доломит

-{00}кварц

-{00}сульфидов

-{00}сероводородная кислота

-{00}метионин

31. Страны с крупнейшими запасами горючего сланца в процентах от мировых запасов

-{00}[] США

-{00}[] Бразилия

-{00}[] Россия

-{00}[] КНР

-{00}[] Австралия

-{00}[00] 52

-{00}[00] 21

-{00}[00] 11

-{00}[00] 5

-{00}[00] 6

32. Угольный газ – (определение, содержание метана) 2

-{00}газ угольных пластов -{00} содержание метана 80-98%

-{00}с содержание метана 70-78%

-{00}газ древесного угля

33. Промышленный способ добычи угольного газа 1

-{00} скважинный -{00} шахтный

34. Угольные бассейны России 5

-{00}Кузбасс

-{00}Печорский

-{00}Донбасс

-{00}Тунгусский

-{00}Ленский

-{00}Сахалинский

-{00}Ямальский

-{00}Ханты-Мансийский

35. Правило аддитивности расчёта физико-химических и технологических параметров 1

-{00}средний параметр смеси равен сумме произведений соответствующего параметра компонета на его долю в смеси

-{00} средний параметр смеси равен произведению соответствующего парциального параметра компонета на его долю в смеси

36. Поставить в соответствие видам долей их определения

-{00}[] Массовая доля (концентрация) g_i

-{00}[] Молярная (мольная) доля (концентрация) y_i

-{00}[] Объемная доля (концентрация) x_i

-{00}[00] отношение массы i – го компонента к общей массе системы

-{00}[00] отношение числа молей i – го компонента к общему числу молей в системе

-{00}[00] отношение объема i – го компонента к общему объему системы

37. Поставить в соответствие видам долей зависимости для их определения

-{00}[] Массовая доля (концентрация) g_i

-{00}[] Молярная (мольная) доля (концентрация) y_i

-{00}[] Объемная доля (концентрация) x_i

-{00}[00]

-{00}[00]

-{00}[00]

38. Показать зависимости для определения объемной доли при известных массовой или молярной 4

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

39. Парциальное давление компонента смеси p_i 1

-{00}давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры

-{00}давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и состава

40. Парциальный объем компонента смеси v_i 1

-{00}объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.

-{00} объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и состава

41. Газовые законы 3

-{00}Авогадро

-{00}Дальтона

-{00}Амаги

-{00}Генри

-{00}Ньютона

-{00}Юнга

42. Поставить в соответствие законам их определения

-{00}[огадро

-{00}[] Дальтона

-{00}[] Амаги

-{00}[00] 1кмоль газа при нормальных условиях занимает объём 22.41м³

-{00}[00] среднее давление смеси равно сумме парциальных давлений

-{00}[00] объем смеси равен сумме парциальных объемов

43. Плотность газа при нормальных условия (М – молекулярный вес газа, р_СТ – давление при нормальных условиях) 1

-{00}

-{00}

44. Относительная плотность газа при нормальных условиях 1

-{00}плотность, отнесённая к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры

-{00}плотность, отнесённая к плотности воды при тех же значениях давления и температуры

45. Определение средней молекулярной массы газовой смеси М (х_i – молярная доля i – компоненты, g_i – массовая доля i – компоненты, М_i – молекулярный вес i – компоненты) 2

-{00}M=  (x_i М_i)/100

-{00}М=100/  (g_i /M_i)

-{00} M= 100 (x_i М_i)

-{00} М=  (g_i /M_i)/100

46. Определение плотности газовой смеси ρ (х_i – молярная доля i – компоненты, g_i – массовая доля i – компоненты, М_i – молекулярный вес i – компоненты, ρ _i – плотность i – компоненты) 3

-{00}  =100/  (g_i / _i)

-{00}  =100M/ (x_i M_i)/

-{00}  =100 (x_i _i)

-{00}  =  (g_i / _i)/100

-{00}  =100M/ (x_i M_i) -{00}  =100/ (x_i _i)

47. Критическим состоянием называется 1

-{00} состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу

-{00} состояние вещества, при котором молекулярный вес вещества и его насыщенного пара равны друг другу

48. Критическая температура Т_кр – это 1

-{00} температура при которой и выше которой данный газ не может быть переведен в жидкое состояние никаким повышением давления

-{00} температура, при которой и выше которой повышением давления нельзя перевести жидкость в газообразное состояние.

49. Критическое давление р_кр – зто 1

-{00} давление при котором и выше которого данный газ не может быть переведен в жидкое состояние никаким повышением температуры

-{00} давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя перевести жидкость в газообразное состояние.

50. Метод У. Кея для расчета псевдокритических параметров газовых месторождений по известному компонентному составу (Т _{к р i}; Р  _{к р i}  критические температура и давление компонента, х _i  - молярная (объемная) концентрация компонента в газовой смеси, доли единицы) 2

-{00}  Т _{п к р}  =  х _i  Т  _{к р i}

-{00}

-{00} Р _{п к р}  =  х _i  Р  _{к р i}

-{00}

51. Определение псевдокритических параметров газоконденсатных месторождений по известному компонентному составу при содержании свыше 10 об.% тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов (Т _{к р i}; Р  _{к р i}  критические температура и давление компонента, х _i  - молярная (объемная) концентрация компонента в газовой смеси, доли единицы) 2

-{00}  Т _{п к р}  =  х _i  Т  _{к р i}

-{00}

-{00} Р _{п к р}  =  х _i  Р  _{к р i}

-{00}

52. Определение критических параметров смеси для газовых месторождений по относительной плотность( - относительная плотность; р_кр – давление в кгс/см²; Т_кр – температура в К ) 3

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00} при 0,5≤≤0,9 -{00} при 0,5≤≤1

53. Определение критических параметров смеси для газоконденсатных месторождений по относительной плотность( - относительная плотность; р_кр – давление в кгс/см²; Т_кр – температура в К ) 3

-{00}

-{00}

-{00}

-{00}

-{00} при 0,5≤≤0,9 -{00} при 0,5≤≤1

54. Приведенное давление – это 1

-{00} отношение давления газа р к его псевдокритическому значению р_кр

-{00} отношение псевдокритического значения давления р_кр к значению давления газа р

-{00} отношение давления газа р к его стандартному значению р_ст

-{00} отношение стандартного давления газа р_ст к его значению р

55. Приведенная температура –это 1

-{00} отношение абсолютной температуры газа Т к её псевдокритическому значению Т_кр

-{00} отношение псевдокритического значения температуры Т_кр к значению температуры газа Т

-{00} отношение температуры газа Т к её стандартному значению Т_ст

-{00} отношение стандартной температуры газа Т_ст к её значению Т

56. Значение среднекритического давления увеличивается с 3

-{00}ростом содержания углекислого газа СО₂

-{00} ростом содержания сероводорода Н₂S

-{00}уменьшением содержания азота N₂

-{00} уменьшением содержания углекислого газа СО₂

-{00} уменьшением содержания сероводорода Н₂S -{00} ростом содержания азота N₂

57. Значение среднекритической температуры увеличивается с 3

-{00}ростом содержания углекислого газа СО₂

-{00} ростом содержания сероводорода Н₂S

-{00}уменьшением содержания азота N₂

-{00} уменьшением содержания углекислого газа СО₂

-{00} уменьшением содержания сероводорода Н₂S

-{00} ростом содержания азота N₂

58. Определение типа залежи по относительной плотности 

-{00}[] Газовые

-{00}[] Газонефтяные

-{00}[] Газоконденсатные

-{00}[00]   0.56

-{00}[00]   1.1

-{00}[00]   0.7-0.9

59. Определение типа залежи по содержанию метана

-{00}[] Нефтегазоконденсатное

-{00}[] Газоконденсатное с нефтяной оторочкой

-{00}[] Газоконденсатное

-{00}[] Газовое

-{00}[00] 30-60

-{00}[00] 67-94

-{00}[00] 85-95

-{00}[00] 97

60. Определение типа залежи по содержанию пентана и вышекипящих

-{00}[] Нефтегазоконденсатное

-{00}[] Газоконденсатное с нефтяной оторочкой

-{00}[] Газоконденсатное

-{00}[] Газовое

-{00}[00] 6,7-29

-{00}[00] 1,0-6,9

-{00}[00] 0,4-1,45

-{00}[00] 0,002-0,2

61. Определение газонефтяной залежи по газовому фактору Г и плотности жидкой фазы ρ 2

-{00} ρ>0,78 г/см³

-{00} ρ≤0,78 г/см³

-{00} Г<630-650 м³/м³

-{00} Г=900-1100 м³/м³

62. Определение газоконденсатной залежи по газовому фактору Г , плотности жидкой фазы ρ, вязкости конденсата µ 3

-{00} ρ>0,78 г/см³

-{00} ρ≤0,78 г/см³

-{00} Г<630-650 м³/м³

-{00} Г=900-1100 м³/м³

-{00} µ>2мПа*с

-{00} µ<2мПа*с

63. Определение типа залежи по содержанию азота

-{00}[] Нефтегазоконденсатное

-{00}[] Газоконденсатное

-{00}[00] х_N2≤3,3%

-{00}[00] х_N2=0,6-2,3%

64. Метол Савиной определения типа залежи по отношения концентраций этана (С₂) и пропана (С₃) – = С₂/ С₃ 1

-{00} газ зал> газоконд зал> нефт зал

-{00}  газоконд зал> газ зал> нефт зал

-{00} нефт зал> газоконд зал> газ зал

65. Метод Коратаева, Карпова определения типа залежи по соотношению в газе изо-бутана i-С₄Н₁₀ к нормальному бутану n-C₄H₁₀ – g=i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀

-{00}[] газовые

-{00}[] газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ

-{00}[] газоконденсатные

-{00}[00] g>1

-{00}[00] g =0.5-0.8

-{00}[00] g =0.9-1.1

66. Определение типа залежи по сочетанию Z=A-B, где A=C₂/C₃; B=(C₁-C₂-C₃-C₄)/C_5-Здесь С₁, С₂, С₃, С₄ и С_5- — мольные концентрации СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀ и С₅Н_12-,

-{00}[] Газовое

-{00}[] Газоконденсатное без нефтяной оторочкой

-{00}[] Газоконденсатное с нефтяной оторочкой непромышленного значения

-{00}[]Газоконденсатное с нефтяной оторочкой промышленного значения

-{00}[] Нефтегазоконденсатное

-{00}[]Нефтяное

-{00}[]Нефтяное с тяжелой вязкой нефтью

-{00}[00] Z>450

-{00}[00] 450>Z>80

-{00}[00] 80>Z>60

-{00}[00] 60>Z>15

-{00}[00] 15>Z>7

-{00}[00] 7>Z>1

-{00}[00] Z1

67. У газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения уменьшение параметра Z означает (Z=A-B, где A=C₂/C₃; B=(C₁-C₂-C₃-C₄)/C_5-Здесь С₁, С₂, С₃, С₄ и С_5- — мольные концентрации СН₄, С₂Н₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀ и С₅Н₁₂)

-{00} увеличение нефтяной оторочки

-{00} уменьшение нефтяной оторочки

68. Уравнением состояния называется 1

-{00} аналитическая зависимость между термодинамическими параметрами, описывающими поведение вещества

-{00} аналитическая зависимость между физико механическими параметрами, описывающими поведение вещества

69. Идеальный газ – это 1

-{00} газ, в котором можно пренебречь объёмом молекул и молекулярным взаимодействием их между собой

-{00} газ, в котором учитывается объёмом молекул и молекулярное взаимодействие их между собой

70. Уравнение состояние идеального 1

-{00}

-{00}

71. Обобщенное уравнение состояние 1

-{00}

-{00}

72. Коэффициент сверхсжимаемости реальных газов Z – это 3

-{00}коэффициент отклонения газа от идеального при данных условиях

-{00}показатель отношения объемов реального и идеального газов при одних и тех же давлении и температуры

-{00}отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одинаковых термобарических условиях

-{00} коэффициент отклонения газа от газа при стандартных условиях

-{00}показатель отношения давлений реального и идеального газов при одних и тех же объема и температуры

73. Коэффициент сверхсжимаемости сухих газов Z является функцией 2

-{00}приведенного значения давления р_пр

-{00} приведенного значения температуры Т_пр

-{00} ацентрического фактора 

-{00} значения критического объема v_кр

-{00} значения молекулярной массы М

74. Коэффициент сверхсжимаемости жирных газов Z является функцией 3

-{00}приведенного значения давления р_пр

-{00} приведенного значения температуры Т_пр

-{00} ацентрического фактора 

-{00} значения критического объема v_кр

-{00} значения молекулярной массы М

75. Ацентрический фактор учитывает 1

-{00} асимметрию молекул

-{00} симметрию молекул

76. Параметрами уравнения состояния Редлиха-Квонга являются 2

-{00}приведенное давление р_пр

-{00} приведенная температура Т_пр

-{00} ацентрический фактор 

-{00} геотермальный коэффициент Г

-{00} коэффициент растворимости 

77. Параметрами уравнения состояния Пенга-Робинсона являются 3

-{00}приведенное давление р_пр

-{00} приведенная температура Т_пр

-{00} ацентрический фактор 

-{00} геотермальный коэффициент Г

-{00} коэффициент растворимости 

78. Область действия уравнения состояния Редлиха-Квонга 1

-{00} сухие газы в докритической области

-{00} критическая область

-{00} газоконденсатные смеси

79. Область действия уравнения состояния Пенга-Робинсона 2

-{00} сухие газы в докритической области

-{00} критическая область

-{00} газоконденсатные смеси

80. Определение коэффициента сверхсжимаемости из уравнения состояния Пенга-Робинсона требует решения 1

-{00}кубического уравнения

-{00}квадратного уравнения

-{00}линейного уравнения

81. Выбор коэффициента сверхсжимаемости z из уравнения состояния Пенга-Робинсона 2

-{00} z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения

-{00} z жидкой фазы соответствует наибольший положительный корень уравнения

-{00} z газовой фазы соответствует наибольший положительный корень уравнения

-{00} z жидкой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения

82. Аппроксимация Платонова-Гуревича определения коэффициента сверхсжимаемости z 1

83. Упругость насыщенных паров углеводородов – это 1

-{00}давление насыщенного пара

-{00}давление насыщения

84. Упругость насыщенных паров углеводородов характеризует 1

-{00} то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние

-{00} то давление, при котором жидкость начинает переходить в газообразное состояние

85. Величина упругости насыщенный паров углеводородов повышается 3

-{00} с понижением температуры

-{00} с повышенем температуры

-{00} с увеличением молекулярной массы углеводорода

-{00} с уменьшением молекулярной массы углеводорода

-{00} с понижением давления

-{00} с повышенем давления

86. Насыщенный пар – зто пар (газ) 1

-{00}находящийся в равновесии с жидкостью

-{00} температура которого равна температуре соответствующей жидкости

87. Ненасыщенные пары могут существовать 2

-{00}при данном давлении, если их температура выше температуры насыщенных паров

-{00} при данном давлении, если их температура ниже температуры насыщенных паров

-{00}при данной температуре, если их давление меньше давления насыщенных паров

-{00}при данной температуре, если их давление больше давления насыщенных паров

88. Коэффициент динамической вязкости  характеризует 1

-{00}силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении.

-{00}силы сопротивления меду соседними слоями газа

89. Размерность динамической вязкости 2

-{00} Па*с -{00}Пуаз

-{00}стокс -{00}м²/с

-{00}атм -{00} Па

90. Динамическая вязкость природного газа повышается 4

-{00} с увеличением температуры при давлении менее 3 МПа

-{00} с уменьшением температуры при давлении менее 3 МПа

-{00} с увеличением температуры при давлении более 3 МПа

-{00} с уменьшением температуры при давлении более 3 МПа

-{00}с увеличением давления

-{00} с уменьшением давления

-{00} с увеличением доли неуглеводородных компонент

-{00} с уменьшенем доли неуглеводородных компонент

-{00} практически не зависит от давления

91. Теплоемкость С - это 1

-{00}время, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1° С.

-{00} количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1° С.

92. Удельная теплоемкость – это 1

-{00}отношение теплоёмкости к единице количества газа

-{00}отношение теплоёмкости к единице температуры газа

93. Уравнение Майера (R — универсальная газовая постоянная, С_p – теплоемкость при постоянном давлении; С_v – теплоемкость при постоянном объеме) 1

-{00}R=С_p - С_v -{00} R=С_p -С_v

94. При изобарическом процессе молярная теплоёмкость неуглеводородных компонентов природных газов равна 1

-{00} удвоенной теплоёмкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одной и той же температуре

-{00} половине теплоёмкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одной и той же температуре

95. Массовая теплоёмкость равна (М_i – молекулярная масса газа, т.е масса киломоля i-го компонента, кг/моль) 1

-{00}произведению молярной теплоёмкости на М_i -{00} отношению молярной теплоёмкости к М_i

96. Дросселирование - это 1

-{00} уменьшение объема газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль, кран и т.д.), сопровождающее изменением температуры

-{00} расширение газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль, кран и т.д.), сопровождающее изменением температуры

97. Эффект Джоуля –Томсона – это 1

-{00} отношение изменения давления газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению температуры

-{00} отношение изменения температуры газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению давления

98. Коэффициент Джоуля – Томсона – это 1

-{00} изменение температуры при снижении давления на 1ат (0,1Мпа)

-{00} изменение давления при снижении температуры на 1°К

99. Интегральный дроссель-эффект – это 1

-{00} Изменение температуры газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе

-{00} Изменение объема газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе

100. Опасные свойства природного газа 2

-{00} токсичность -{00} взрываемость

-{00} сжимаемость -{00} анизотропия

101. Токсичные составляющие природного газа 3

-{00}углекислый газ -{00}гелий

-{00}сероводород -{00}кислород

-{00}азот -{00}метан

102. Верхний предел взрываемости природного газа характеризуется 1

-{00}содержанием воздуха (кислорода), недостаточным для нормального протекания реакции горения

-{00}количеством газа, достаточным для нормального протекания реакции горения

103. Нижний предел взрываемости природного газа характеризуется 1

-{00}содержанием воздуха (кислорода), недостаточным для нормального протекания реакции горения

-{00}количеством газа, достаточным для нормального протекания реакции горения

104. Температура воспламенения природных газов тем меньше 1

-{00} чем ниже молекулярная масса

-{00} чем выше молекулярная масса

105. Сила взрыва возрастает 1

-{00} пропорционально давлению газовоздушной смеси

-{00} пропорционально квадрату давления газовоздушной смеси

106. Пределы взрываемости газовой смеси 1

-{00}значительно возрастают с повышением давления смеси

-{00} значительно убывают с повышением давления смеси

107. Пределы воспламеняемости смесей возрастают 1

-{00} При отсутствии инертных газов (азот и др.)

-{00} При содержании инертных газов (азот и др.)

108. При содержание воздуха в смеси близкому к необходимому для полного сгорания 1

-{00}{00 Сила взрыва максимальна

-{00} Сила взрыва минимальна

109. Понижают температуру гидратообразования 3

-{00}присутствие азота

-{00} отсутствте азота

-{00}отсутствие сероводорода

-{00}отсутствие углекислого газа

-{00}присутствие сероводорода

-{00}присуствиее углекислого газа

110. Образование гидратов в жидких углеводородных газах по сравнению газообразными газами требуют 2

-{00} более высокого давления

-{00} более низкой температуры

-{00} более низкого давления

-{00} более высокой температуры

ВОДА

1. Виды пластовых вод 4

-{00} подошвенная

-{00} краевая

-{00} промежуточная

-{00}остаточная

-{00} поровая

-{00} межфазная

-{00} структурная

-{00} базальная

2. Соответствие между названиями пластовых вод и их определениями

-{00}[05] подошвенная

-{00}[06] краевая

-{00}[07] промежуточная

-{00}[08] остаточная

-{00}[00] вода, заполняющая поры коллектора под залежью

-{00}[00] вода, заполняющая поры вокруг залежи

-{00}[00] вода, заполняющая пространство между пропластками

-{00}[00] вода, оставшаяся со времён образования залежи вода

3. Особые виды пластовых вод 4

-{00} Тектонические

-{00} Шельфовые

-{00} Технические

-{00} Конденсационные

-{00} Сендиментационные

-{00} Структурные -{00} Межфазные

4. Соответствие между названиями пластовых вод и их определениями

-{00}[04] верховодки

-{00}[05] грунтовые

-{00}[06] артезианские

-{00}[00] воды в зоне аэрации в виде небольших линз, среди рыхлых наносов, имеют сезонный характер

-{00}[00] вода, снизу имеющая водоупор, а сверху у них – зеркало вод (уровень).

-{00}[00] вода напорная, имеющая сверху и снизу водоупор

5. Химический состав вод 1

-{00}это состав растворенной в воде нефти

-{00}это состав растворенного в воде газа

-{00}это состав растворенных в воде веществ

6. Оста­точная вода - это 5

-{00}связанная вода

-{00} реликтовая вода

-{00} монастырская вода

-{00} доисторическая вода

-{00} погребенная вода

-{00} вода в процессе эксплу­атации скважин остающееся неподвижной

-{00} вода могущая заполнить до 20 % объема пор и бо­лее

-{00} вода могущая заполнить до 30 % объема пор и бо­лее

7. Молекулярная природа поверхности твердой фазы

-{00}[03] гидрофильные

-{00}[04] гидрофобные

-{00}[00] остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов

-{00}[00] пленка воды отсутствует и нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью

8. Состояния остаточной воды и их определения

-{00}[] капиллярно связанная

-{00}[] адсорбционная

-{00}[] пленочная

-{00}[] свободная

-{00}[] капиллярно удержанная

-{00}[00] вода в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы

-{00}[00] вода удерживаемая молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанная с частицами пористой среды

-{00}[00] вода покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы

-{00}[00] вода удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода — нефть, вода — газ)

-{00}[00] сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует

9. Степень гидрофобизации твердой фазы нефтью увеличивается 1

-{00} с увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде

-{00} с уменьшением концентрации солей в минерализованной остаточной воде

10. Остаточные воды находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии, если 2

-{00} в пластах, содержатся низкополярные нефти

-{00} в пластах, содержатся высокополярные нефти

-{00} в пластах, содержатся слабо минерализованные сильно щелочные остаточные воды

-{00} в пластах, содержатся сильно минерализованные сильно щелочные остаточные воды

-{00} в пластах, содержатся сильно минерализованные слабо щелочные остаточные воды

11. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов имеют плотность

-{00}[]мезозойских

-{00}[]палеозойских

-{00}[]сеноманские воды

-{00}[00]1007 – 1014 кг/м³

-{00}[00]1040 – 1048 кг/м³

-{00}[00]1010 – 1012 кг/м³

12. Остаточные воды в газовом коллекторе находятся в капиллярно удержанном, если 1

-{00} в пластах, содержатся слабо минерализованные остаточные воды

-{00} в пластах, содержатся сильно минерализованные остаточные воды

13. П л о т н о с т ь п л а с т о в ы х вод возрастает 1

-{00} с увеличением концентрации солей -{00} с уменьшением концентрации солей

14. Коэффициент теплового расширения воды 2

-{00}

-{00}

-{00} характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее давления на единицу.

-{00}характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°.

15. Коэффициент теплового расширения воды возрастает 2

-{00} с увеличением температуры

-{00} с уменьшением пластового давления

-{00} с уменьшением температуры

-{00} с увеличением пластового давления

16. Коэффициент сжимаемости пластовой воды 2

-{00}

-{00}

-{00}характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу

-{00} характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°

17. Коэффициент сжимаемости воды в зависимости от количества растворенного газа может быть приближенно определен по формуле ( _вг — коэффициент сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, в м²/Н;  _в — коэффициент сжимаемости чистой воды в м²/Н; S — количество газа, растворенного в воде, в м ³ / м ³ ) 1

-{00} _вг = _в (1-0,055*S)

-{00} _вг = _в (1-0,055*S)

18. Объёмный коэффициент пластовой воды – это 2

-{00}

-{00}

-{00} характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V_пл к удельному объему ее в стандартных условиях V_н

-{00} характеризует отношение удельного объема воды в стандартных условиях V_н к удельному объему ее в пластовых условиях V_пл

19. Пределы изменения объёмного коэффициента воды в зависимости от термодинамических параметров

-{00}[05] правый предел по температуре

-{00}[06] левый предел по температуре

-{00}[07] правый предел по давлению

-{00}[08] левый предел по давлению

-{00}[00] высокая температура (121° С)

-{00}[00] низкое давление

-{00}[00] низкая температура (38° С) -{00}[00] высокое давление (32 МПа).

20. Объёмный коэффициент воды повышается с 2

-{00}уменьшением пластового давления -{00}ростом температуры

-{00} ростом пластового давления -{00} уменьшением температуры

21. Вязкость пластовой воды с возрастанием минерализации 1

-{00}возрастает -{00} убывает

22. Вязкость хлоркальциевых вод 2

-{00}больше вязкости гидрокарбонатных вод -{00}в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды

-{00}меньше вязкости гидрокарбонатных вод

-{00} в 1,5-2 раза меньше вязкости чистой воды

23. Вязкость пластовой воды зависит от термодинамических параметров 3

-{00} в области высоких температур (выше 40^оС) возрастает

-{00} в области низких температур (0-40^оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается

-{00} в области высоких температур (выше 40^оС) убывает

-{00} в области высоких температур (выше 40^оС) с возрастанием давления вязкость возрастает

-{00} в области низких температур (0-40^оС) с возрастанием давления вязкость увеличивается

-{00} в области высоких температур (выше 40^оС) с возрастанием давления вязкость убывает