(2025年)海洋油气操作工(技师)公开试题附答案

(2025年)海洋油气操作工(技师)公开试题附答案一、理论知识试题（一）单项选择题（每题2分，共20分）1.以下哪种海洋油气田开发模式适用于水深超过1500米且远离陆地的边际油田？A.固定平台开发模式B.浮式生产储油卸油装置（FPSO）+海底管道模式C.张力腿平台（TLP）+卫星井模式D.单点系泊（SPM）+穿梭油轮模式答案：B2.海洋平台防喷器（BOP）液压控制系统中，蓄能器组的预充氮气压力应保持在（）范围内。A.7-10MPaB.10-13MPaC.17-21MPaD.24-28MPa答案：C3.海底管道外防腐层常用的补口材料中，（）适用于深水高压环境且耐阴极剥离性能最优。A.环氧粉末（FBE）B.聚乙烯（PE）热收缩带C.液态聚氨酯（PU）D.三层PE复合结构答案：D4.电潜泵井正常生产时，井口回压突然升高2MPa，电流下降15A，最可能的故障原因是（）。A.泵轴断脱B.油管堵塞C.电机短路D.地层供液不足答案：B5.海洋平台硫化氢（H₂S）监测系统中，一级报警值应设置为（）。A.5mg/m³B.15mg/m³C.30mg/m³D.100mg/m³答案：B6.水下采油树安装过程中，关键对中步骤需通过（）实现精确定位。A.声学定位系统（USBL）B.惯性导航系统（INS）C.全球定位系统（GPS）D.激光测距仪答案：A7.天然气水合物（可燃冰）在海洋环境中的稳定条件是（）。A.高温高压B.低温低压C.低温高压D.高温低压答案：C8.海洋平台应急关断系统（ESD）的SIL等级通常不低于（）。A.SIL1B.SIL2C.SIL3D.SIL4答案：B9.浮式平台锚泊系统中，（）适用于超深水（>2000米）且需要快速解脱的场景。A.链锚泊系统B.聚酯纤维缆锚泊系统C.钢缆锚泊系统D.动力定位系统（DP）答案：D10.海洋油气田开发中，地层伤害最主要的机械损害类型是（）。A.固相颗粒堵塞B.水锁效应C.乳化堵塞D.结垢沉淀答案：A（二）判断题（每题1分，共10分。正确打“√”，错误打“×”）1.海洋平台直升机甲板的抗冲击性能需满足S-92直升机最大起飞重量的1.5倍载荷要求。（）答案：√2.海底电缆铺设时，埋深应不小于2米以防止渔网拖挂损伤。（）答案：×（注：常规埋深1-1.5米，特殊区域需2米以上）3.电潜泵井测静压时，需关井至少48小时使压力恢复稳定。（）答案：×（注：关井时间需根据地层渗透率确定，低渗油藏可能需72小时以上）4.防喷器组中，环形防喷器可以在关井状态下缓慢旋转钻具，但不能长期封井。（）答案：√5.海洋平台生活模块的逃生通道宽度应不小于0.9米，且需设置双向开启的防火门。（）答案：√6.水下机器人（ROV）进行海底管道检测时，需同时搭载侧扫声呐和摄像系统，侧扫声呐用于宏观缺陷识别，摄像头用于局部细节观察。（）答案：√7.天然气压缩机组喘振的主要原因是入口流量低于最小允许值，可通过开启防喘振阀增加回流解决。（）答案：√8.海洋平台消防水系统的设计压力需满足最远端消防炮的喷射压力（≥0.7MPa），同时备用泵应在30秒内自动启动。（）答案：√9.酸化作业中，铁离子稳定剂的主要作用是防止Fe³+与地层水反应提供Fe(OH)₃沉淀堵塞孔道。（）答案：√10.浮式生产平台的运动响应中，垂荡（Heave）是指平台沿垂直轴的上下运动，其固有周期通常小于波浪周期。（）答案：×（注：垂荡固有周期接近波浪周期时易发生共振）（三）简答题（每题8分，共40分）1.简述海洋平台油气处理流程中“三相分离”的具体步骤及各相控制指标。答案：三相分离指将油、气、水混合物分离为气相、油相和水相的过程。步骤：①初级分离：通过重力沉降或旋流分离，使大液滴与气体初步分离，气相含液量≤0.1%（体积比）；②精细分离：对初级分离后的气相通过丝网捕雾器或离心分离器进一步除液，气相含液量≤0.01%；油相通过聚结板或斜板沉降，含水率≤0.5%（质量比）；水相通过除油器或气浮选装置，含油量≤30mg/L（离岸标准）或≤15mg/L（环保敏感区）。2.列举水下采油树液压控制系统的5个关键部件，并说明其功能。答案：①液压控制模块（HCM）：集成控制逻辑阀组，接收平台指令并输出液压信号；②蓄能器单元：存储高压液压油，提供紧急关断动力；③液压管线（飞线）：连接平台与采油树，传输液压控制信号；④伺服阀：将电信号转换为液压流量/压力信号，精确控制执行器；⑤执行器（液压油缸）：驱动采油树阀门（如主阀、翼阀）开关。3.电潜泵井出现“电机温度高、电流波动大”故障时，分析可能原因及排查步骤。答案：可能原因：①电机过载（泵扬程过高、井液粘度大）；②电机冷却不足（井液含气率高，气锁导致冷却介质减少）；③电机绕组绝缘损坏（长期高温老化）；④电缆接头接触不良（电阻增大发热）。排查步骤：①测试电机三相直流电阻，判断绕组是否短路/断路；②检查电缆绝缘电阻（≥500MΩ），重点检测接头处；③分析生产数据，计算泵效（正常80%-90%），若泵效低于70%可能泵磨损；④取样分析井液含气率（>15%需考虑气锚失效）；⑤测试电机外壳温度（正常≤120℃，超过130℃需停机）。4.简述海洋平台“21天安全倒班制”的核心要求及配套措施。答案：核心要求：海上作业人员单次连续作业时间不超过21天，每日有效工作时间≤10小时（含交接班），每周累计工作时间≤70小时。配套措施：①建立倒班计划表，明确轮休周期；②设置专用休息舱（噪声≤55dB，照度≥300lux）；③配备心理疏导员，定期开展压力评估；④关键岗位（如司钻、中控员）实行“双人双岗”，避免疲劳作业；⑤作业前进行酒精/药物检测（酒精浓度<0.02%）。5.对比分析“固定平台”与“FPSO”在深水油气开发中的优缺点（各列举3点）。答案：固定平台优点：①结构稳定，可支持大型处理设施；②维修作业方便（人员/设备可直接登平台）；③长期运营成本低（无系泊系统维护）。缺点：①适用水深有限（通常<500米）；②建造周期长（2-3年）；③弃置费用高（需拆除全部结构）。FPSO优点：①适应超深水（>3000米）；②可移动重复使用（油田枯竭后转场）；③初期投资低（利用旧油轮改造）。缺点：①运动响应大（影响处理设备稳定性）；②系泊系统维护复杂（需定期检测锚链/缆绳）；③油气外输依赖穿梭油轮（受天气影响大）。（四）综合分析题（每题15分，共30分）1.某深水半潜平台在钻遇高压气层时，钻井液池体积30分钟内增加15m³，出口流量由50L/s升至65L/s，立压由12MPa降至8MPa。请判断井涌类型，分析原因，并列出应急处置步骤。答案：（1）井涌类型：天然气井涌（出口流量增加、立压下降为典型气侵特征）。（2）原因分析：①地层压力大于井底压力（可能因钻井液密度不足，或起钻时未及时灌浆导致液柱压力降低）；②钻遇断层/裂缝带，天然气突破泥饼进入井筒；③井控设备失效（如防喷器密封不严）。（3）应急处置步骤：①立即停钻，关井（先关环形防喷器，再关闸板防喷器）；②记录关井立压（SIP）和关井套压（SCP），计算地层压力（Pp=SIP+钻井液柱压力）；③启动井控应急程序（通知平台经理、关断非必要设备、全员穿戴正压式呼吸器）；④通过压井管汇泵入加重钻井液（密度=原密度+（SIP×0.0981）/垂深）；⑤压井过程中监测套压变化（若套压超过最大允许关井套压，需通过节流阀放喷）；⑥压井成功后，检测防喷器密封性能（稳压30分钟压力下降≤0.7MPa），恢复钻井。2.某FPSO在原油外输作业时，发现货油舱（CargoTank）液位下降速率异常（正常1.2m/h，当前2.5m/h），同时外输管线振动加剧，超声波流量计显示流量为1800m³/h（设定值1500m³/h）。请分析可能故障原因，设计排查流程，并提出临时处置措施。答案：（1）可能原因：①外输泵故障（叶轮磨损、泵转速过高）；②流量计误差（传感器脏污或信号干扰）；③管线泄漏（法兰密封失效、腐蚀穿孔）；④货油舱测量系统故障（雷达液位计信号漂移）；⑤海底外输软管（SBM）膨胀节破裂。（2）排查流程：①核对货油舱液位（人工测量检尺，对比雷达液位计数据）；②检查外输泵运行参数（电流、振动值，正常电流≤额定值90%，振动≤4.5mm/s）；③使用便携式超声波流量计（外夹式）检测管线中段流量，验证原流量计准确性；④关闭外输泵，进行管线保压测试（0.5MPa压力下30分钟压降≤0.1MPa）；⑤通过ROV检查海底软管外观（重点观察膨胀节、弯头处是否有变形/漏油）。（3）临时处置措施：①降低外输泵转速（频率由50Hz降至45Hz），将流量控制在1500m³/h；②启动应急关断阀（ESD阀）前的过滤器反冲洗（防止杂质堵塞阀门）；③在货油舱周围部署围油栏（预防泄漏扩大）；④通知穿梭油轮减速，保持与FPSO的安全距离（≥50米）；⑤组织维修团队准备更换流量计或海底软管密封件。二、实操技能试题（每题25分，共50分）（一）水下采油树液压控制系统故障排查（模拟操作）场景：某水下采油树主阀无法关闭（平台发出关阀指令后，液压控制模块（HCM）显示“执行器未动作”）。要求：写出排查步骤、使用工具及注意事项。答案：排查步骤：1.检查平台端液压动力单元（HPU）：①确认泵组运行状态（压力≥34.5MPa，流量≥20L/min）；②查看蓄能器压力（预充氮气压力17-21MPa，液压油压力≥30MPa）；③测试HCM输出信号（万用表测量控制电路电压，正常DC24V±5%）。2.检测液压飞线（HydraulicUmbilical）：①使用压力检测仪在HCM出口端打压（10MPa），通过水下压力传感器（ROV搭载）监测采油树端压力，判断飞线是否泄漏（压降速率≤0.5MPa/min）；②用绝缘测试仪测试飞线控制芯线电阻（正常≤10Ω）。3.检查采油树端执行器：①通过ROV观察执行器油缸是否有液压油泄漏（重点检查密封件）；②手动操作机械应急装置（MEU），测试执行器机械灵活性（活塞杆应能顺畅移动）；③使用液压测试接头，直接向执行器供压（34.5MPa），观察阀门是否动作（若动作则HCM或飞线故障）。使用工具：液压压力检测仪、万用表、绝缘测试仪、ROV（搭载摄像头和压力传感器）、机械应急操作工具包。注意事项：①排查前需确认采油树处于非生产状态（关闭上游阀门）；②液压系统泄压时需缓慢操作（泄压速率≤2MPa/min），防止冲击；③ROV作业时保持与采油树的安全距离（≥1米），避免碰撞；④涉及电气检测时，需佩戴绝缘手套（耐压≥500V）。（二）海洋平台井口装置更换闸板防喷器胶芯（实际操作）要求：写出操作流程（含准备、拆卸、安装、测试步骤），并说明关键质量控制点。答案：操作流程：1.准备阶段：①确认井处于关井状态（套压≤0.7MPa），关闭防喷器控制源（液压/气压）；②清理防喷器周围杂物，铺设防污染布；③准备专用工具（胶芯取出器、扭矩扳手、密封脂），检查新胶芯型号（与防喷器规格匹配，如20"×105MPa）。2.拆卸旧胶芯：①打开防喷器侧门（使用液压开门器，门轴涂抹润滑脂）；②用胶芯取出器勾住旧胶芯，缓慢拉出（避免划伤本体密封面）；③清理本体腔内残胶（使用铜铲，禁止用钢质工具），检查腔壁是否有磨损（允许最大凹坑深度≤0.5mm）。3.安装新胶芯：①在胶芯密封面涂抹密封脂（高温抗腐蚀型）；②将胶芯对准腔室，使用专用推具均匀压入（确保胶芯唇口方向与关井方向一致）；③安装侧门密封垫（检查O型圈无破损，涂抹润滑脂），关闭