34. Кислородосодержащие соединения 2

-{00} основная часть входит в состав асфальто- смолистых веществ

-{00} основная часть входит в состав парафинистых отложений

-{00} на долю кислых (нефтяные кислоты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодержащих соединений приходится около 10%

-{00} на долю кислых (нефтяные кислоты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодержащих соединений приходится около 20%

-{00}на долю кислых (нефтяные кислоты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодержащих соединений приходится около 5%

35. Смолы 4

-{00} вязкие малоподвижные жидкости

-{00} маловязкие легкотекучие жижкости

-{00}аморфные твердые тела

-{00}упругие твердые тела

-{00}плотностью около 1

-{00}плотностью около 0,1

-{00}цвет темный

-{00}цвет светлый

36. Асфальтены 4

-{00} аморфные твердые тела

-{00}упругие твердые тела

-{00}кристалоподобные твердые тела

-{00}пластинчатые твердые тела

-{00}плотностью несколько больше 1

-{00}плотностью несколько меньше 1

-{00}цвет темный

-{00}цвет светлый

37. Асфальтены 3

-{00}при нагревании не плавятся

-{00}при нагревании плавятся

-{00}переходят в пластическое состояние при температуре около 300°С

-{00}переходят в жидкое состояние при температуре около 300°С

-{00}при температуру больше 300°С разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка – кокса

-{00}при температуру менее 300°С разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твердого остатка – кокса

38. Фракционирование –это 1

-{00}разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие

-{00}разделение сложной смеси на газообразные, жидкие и твердые компаненты

39. Фракционный состав нефти 1

-{00}содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур

-{00}содержание соединений, выделившихся из нефти в виде газа при различных давлениях

40. Основные свойства пластовых и дегазированных нефтей 4

-{00}плотность нефти пластовой

-{00} плотность нефти дегазированной

-{00}растворимость газов в нефти

-{00}вязкость нефти

-{00} модуль Юнга

-{00}модуль Пуассона

-{00}коэффициент сверхсжимаемости

-{00} коэффициент сжатия

41. Основные свойства пластовых и дегазированных нефтей 5

-{00}давление насыщения нефти газом

-{00}объемный коэффициент

-{00}газосодержание

-{00}газовый фактор

-{00}коэффициент сжимаемости

-{00} модуль Юнга

-{00}модуль Пуассона

-{00}коэффициент сверхсжимаемости

-{00} коэффициент сжатия

42. Дегазированная нефть – это 1

-{00} нефть не содержащая растворенного газа

-{00} нефть содержащая растворенный газ

43. Растворимость газа в нефти 2

-{00} повышается по мере роста давления до тех пор, пока давление не станет равным давлению насыщения

-{00} понижается по мере роста давления до тех пор, пока давление не станет равным давлению насыщения

-{00}при росте давления выше давления насыщения остается постоянной

-{00}при росте давления выше давления насыщения падает

44. Коэффициент разгазирования – это 1

-{00} количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу

-{00} количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления до стандартного

45. Контактный процесс разгазирования 1

-{00} весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней

-{00} выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы

46. Дифференциальный процесс разгазирования 1

-{00} весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней

-{00} выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы

47. Растворимость газа при одном и том же давлении в процессе дифференциального разгазирования по сравнению с контактным 1

-{00}больше

-{00}меньше

48. В процессе разработкинефтяных месторождений в начальные периоды снижения давления от давления насыщения имеет место 1

-{00}контактное рагазирование

-{00}дифференциальное разгазирование

49. В процессе разработки нефтяных месторождений в периоды значительного снижения давления от давления насыщения имеет место 1

-{00}контактное рагазирование

-{00}дифференциальное разгазирование

50. 1 бар равен (ата -физическая атмосфера, ат -- техническая атмосфера) 6

-{00}1 ата

-{00}10⁵ Па

-{00}1,02 ат

-{00}1,02 кГс/см²

-{00}750,1 мм.рт.ст.

-{00}14,5 фунт/дюйм²

-{00}1,02 ата

-{00}1 ат

-{00}10⁶ Па

-{00}0,98 кГс/см²

-{00}760 мм. рт. ст.

-{00}1 фунт/дюйм²

54. Закон Генри 1

-{00}растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению

-{00}растворимость газа в жидкости обратно пропорциональна давлению

55. Коэффициент растворимости  показывает 1

-{00}количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при данном давлении

-{00}количество газа, растворяющегося в единице объема жидкости при стандартном давлении

56. Коэффициент растворимости  измеряется в 1

-{00}1/Па

-{00}Па

57. Растворимость газа в нефти растет 3

-{00} с повышением давления

-{00} с понижением давления

-{00} с понижением температуры

-{00} с повышенем температуры

-{00} с увеличением молекулярной массы газового компонента

-{00} с уменьшением молекулярной массы газового компонента

58. Коэффициент растворимости  3

-{00}зависит от природы жидкости и газа

-{00}не зависит от природы жидкости и газа

-{00}зависит от давления

-{00}не зависит от давления

-{00}зависит от температуры

-{00}не зависит от температуры

59. Углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется 1

-{00}в воде хуже, чем в нефти

-{00}в воде лучше, чем в нефти

60. Неуглеводородная составляющая нефтяного газа (СО, СО₂, Н₂S, N₂) растворяется 1

-{00}в воде хуже, чем в нефти

-{00}в воде лучше, чем в нефти

61. Растворимость газа 1

-{00}зависит от минерализации воды

-{00}не зависит от минерализации воды

62. Газовый фактор – это 2

-{00} содержание газа в продукции нефтяных скважин

-{00}содержание газа, растворенного в пластовой нефти

-{00}отношение количества газа, растворенного в нефти в кубических метрах приведенного к стандартным условиям, к количеству этой же нефти выраженной в кубических метрах или тоннах при том же давлении и температуре

-{00} отношение объёма газа, выделенного из нефти при её дегазации (при давлении 101 кПа и t 20°С), к объёму или массе дегазированной нефти

63. Стандартные условия 2

-{00}р=1 ата

-{00} р=1 ат

-{00}Т=20°С

-{00} Т=0°С

64. Виды газового фактора 2

-{00}первоначальный

-{00}текущий

-{00}исходный

-{00}поэтапный

65. Первоначальный газовый фактор характеризует нефтяную залежь 1

-{00}в начале разработки

-{00}на каждом этапе разработки

66. Текущий газовый фактор характеризует нефтяную залежь 1

-{00}в начале разработки

-{00}на каждом этапе разработки

67. Газовый фактор при пластовом давлении большем давления насыщения 1

-{00}переменен и равен газосодержанию пластовой нефти

-{00}постоянен и равен первоначальному газосодержанию пластовой нефти

68. Режим при котором газовый фактор не меняется в течение всего периода разработки залежи при 1

-{00}водонапорный режим

-{00}газонапорный режим

-{00} режим газированной жидкости

69. Режим при котором газовый фактор в последней стадии разработки быстро возрастает 1

-{00}водонапорный режим

-{00}газонапорный режим

-{00} режим газированной жидкости

70. Режим при котором газовый фактор вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает 1

-{00}водонапорный режим

-{00}газонапорный режим

-{00}режим газированной жидкости

71. Газовый фактор бывает 3

-{00}пластовым

-{00}рабочим

-{00}поверхностным

-{00}эксплуатационным -{00}объёмным

72. Рабочий газовый фактор необходим для 1

-{00}текущего и перспективного планирования объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических производственных нужд

-{00}контроля за разработкой и эксплуатацией месторождения

-{00}сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей

73. Пластовый газовый фактор необходим для 4

-{00}подсчёта запасов растворённого в нефти газа

-{00}сравнения физико-химических характеристик различных пластовых нефтей

-{00}проектирования Технологической схемы разработки месторождения

-{00}контроля за разработкой и эксплуатацией месторождения

-{00}текущего и перспективного планирования объёмов газа, которые будут добыты и использованы для технологических производственных нужд

74. Рабочий газовый фактор (Гф_р, м³/т) – это 1

-{00}количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения, с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке

-{00}количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного

-{00}сумма растворённого в нефти газа и газа дополнительных источников

-{00}газосодержание нефти

75. Пластовый газовый фактор (Гф_п, м³/т) -- это 2

-{00}количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне нефти, отобранной в пластовых условиях и разгазированной при однократном снижении давления от пластового до атмосферного

-{00}количество нефтяного газа, приведённое к стандартным условиям (20 ⁰С и 0,101 МПа), отнесённое к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения, с учётом газа, выделяющегося из нефти при её подготовке

-{00}сумма растворённого в нефти газа и газа дополнительных источников

-{00}газосодержание нефти