海洋油气操作工高级理论知识题库及答案

海洋油气操作工高级理论知识题库及答案1.海洋钻井平台顶驱系统的主要组成部分及各部分功能是什么？顶驱系统由驱动头、导向滑车、鹅颈管、液压控制系统、电气控制系统五部分组成。驱动头是核心部件，内置主电机、减速箱和旋转头，负责提供钻柱旋转动力并传递扭矩；导向滑车安装于井架导轨，用于引导驱动头沿井架上下移动，确保钻进时钻柱垂直；鹅颈管连接泥浆立管与驱动头，输送高压钻井液至钻柱内部；液压控制系统通过液压缸实现驱动头的升降、倾斜及背钳操作；电气控制系统集成PLC与变频装置，精准控制转速、扭矩及提升力，支持自动送钻功能。2.简述海洋油气井三级井控的具体内容及实施要点。一级井控指依靠合理的钻井液密度平衡地层压力，实施要点包括根据地层孔隙压力梯度设计泥浆密度，钻进中实时监测出口流量、密度变化，确保泥浆柱压力略高于地层压力（安全附加值：油水井0.05-0.10g/cm³，气井0.07-0.15g/cm³）。二级井控指发生溢流后通过关井、压井恢复压力平衡，要点为发现溢流立即关井（软关井优先），读取关井立压/套压，计算压井泥浆密度，采用司钻法或工程师法循环压井。三级井控指井喷失控后采取的抢险措施，包括使用专用设备（如防喷器组、压井泵）重新控制井口，必要时打救援井注水泥封堵。3.海洋采油树的主要功能部件有哪些？各部件在生产中的作用是什么？采油树由主阀、生产阀、测试阀、节流阀、压力表组、取样阀及安全阀组成。主阀位于最底部，连接油管挂与井口装置，正常生产时全开，检维修时关闭隔离井筒；生产阀控制油气流向生产管线，通常保持开启状态，紧急情况下可快速关闭；测试阀用于油井测试时开启放喷或取样；节流阀通过调节开度控制油井产量，维持稳定的井口压力；压力表组实时监测油管压力（P1）、套管压力（P2）及井口回压（P3）；取样阀用于定期采集油样分析组分；安全阀（地面安全阀/井下安全阀）在超压、火灾等紧急工况下自动关闭，防止油气泄漏。4.当海洋钻井过程中出现井漏时，应如何判断漏失类型并采取针对性措施？漏失类型可通过漏速、泥浆性能变化及测井资料综合判断：（1）渗透性漏失：漏速1-5m³/h，泥浆密度、粘度无显著变化，多发生于高渗透砂岩或疏松地层。处理措施：注入随钻堵漏剂（如锯末、棉籽壳），降低泥浆排量，提高泥浆粘度（漏斗粘度45-55s）。（2）裂缝性漏失：漏速5-20m³/h，可能伴随泵压下降，常见于碳酸盐岩或构造破碎带。处理措施：采用桥接堵漏材料（如核桃壳、碳酸钙颗粒），配合高粘泥浆（粘度60-80s），注入量5-10m³，静止堵漏4-6小时。（3）溶洞性漏失：漏速＞20m³/h，泥浆失返（泵压骤降为0），多发生于大型溶洞或断层。处理措施：优先注入凝胶堵漏剂（如丙烯酰胺聚合物）形成封堵层，或采用水泥浆堵漏（水灰比0.45-0.55，加缓凝剂延长稠化时间），必要时下套管封隔漏层。5.简述FPSO（浮式生产储油卸油装置）的原油处理工艺流程。原油从海底井口通过立管输送至FPSO的生产处理模块，依次经过以下环节：（1）气液分离：一级分离器（操作压力1.5-2.5MPa）实现油气初步分离，气相进入压缩机增压外输，液相进入二级分离器（压力0.5-1.0MPa）进一步分离伴生气；（2）脱水脱盐：电脱水器（电场强度2000-3000V/cm）利用电场破乳，使水滴聚结沉降，脱后原油含水率≤0.5%；脱盐单元通过注入淡水（比例5-10%）与原油混合，在电场作用下盐分溶于水相排出，含盐量≤50mg/L；（3）稳定处理：原油稳定塔（操作温度80-120℃，压力0.1-0.3MPa）通过闪蒸去除轻烃（C1-C4），降低原油蒸汽压（雷德蒸气压≤80kPa），防止储存时挥发损耗；（4）储存外输：处理后的合格原油进入货油舱（容量通常8-20万桶），通过卸载臂或串靠方式输送至油轮，外输原油需满足密度≤0.92g/cm³、水杂≤0.5%的标准。6.海洋油气平台HSE管理体系中，“工作前安全分析（JSA）”的实施步骤包括哪些？步骤1：任务识别。明确作业内容（如更换防喷器闸板）、作业地点（钻台二层台）、作业时间（8:00-12:00）及参与人员（司钻、井架工、机械师）。步骤2：危害识别。采用头脑风暴法列出潜在风险：高空坠落（二层台无护栏）、机械伤害（液压管线泄漏）、物体打击（工具未固定）、硫化氢暴露（邻近井可能含硫）。步骤3：风险评估。用LEC法（L可能性、E暴露频率、C后果严重性）量化风险等级，如“高空坠落”L=3（可能发生）、E=2（每日暴露）、C=7（重伤），风险值42（中等风险）。步骤4：控制措施制定。针对高风险项制定措施：为作业人员配备五点式安全带并固定；液压管线提前泄压并用堵头封闭；工具使用防坠绳；作业前检测硫化氢浓度（安装便携式H2S检测仪，设置15ppm报警阈值）。步骤5：措施落实与监控。作业前进行安全交底，确认个人防护装备（PPE）齐全，作业中由安全监督全程监护，记录异常情况并及时终止作业。7.海洋钻井泥浆泵（双作用活塞泵）的主要易损件有哪些？如何判断活塞磨损程度？易损件包括活塞、缸套、阀座/阀片、空气包胶囊、密封填料。判断活塞磨损程度的方法：（1）观察排出压力波动：正常压力波动≤0.5MPa，若波动＞1.0MPa且伴随异响，可能因活塞与缸套间隙过大（标准间隙：φ200mm缸套间隙0.3-0.5mm）导致泄漏；（2）测量泥浆漏失量：停泵后，活塞腔底部接漏失杯，10分钟内漏失量＞500mL表明密封失效；（3）拆解检查：活塞胶筒出现径向裂纹（长度＞20mm）、轴向磨损（厚度＜原厚60%）或金属骨架变形（椭圆度＞1.5mm）时需更换。8.计算：某海洋油井日产液量1200m³，含水85%，气油比120m³/t，原油密度0.85g/cm³，计算日产油量、产水量及产气量（标准状态）。（1）日产油量=日产液量×（1-含水率）=1200m³×(1-0.85)=180m³。原油质量=体积×密度=180m³×850kg/m³=153000kg=153t。（2）产水量=日产液量×含水率=1200m³×0.85=1020m³（注：水密度按1000kg/m³计算，质量为1020t）。（3）产气量=气油比×原油质量=120m³/t×153t=18360m³（标准状态，即20℃、0.1013MPa）。9.海洋天然气水合物试采中，降压法开采的技术原理及关键控制参数是什么？原理：通过降低储层压力至水合物相平衡压力以下（相平衡条件：温度T、压力P满足P＜P平衡(T)），使水合物分解为甲烷和水（CH4·nH2O→CH4↑+nH2O）。关键控制参数：（1）井底流压：需低于目标层位水合物相平衡压力（如某层位相平衡压力为8MPa，井底流压应控制在6-7MPa）；（2）降压速率：过快易导致储层出砂（砂粒运移临界流速0.1-0.3m/s），过慢影响产气效率（建议速率0.5-1.0MPa/d）；（3）温度监测：分解吸热会导致储层温度下降（每分解1m³水合物吸热约5.8×10^5kJ），需控制温降幅度（≤10℃）防止地层冻堵；（4）出砂量：通过油嘴调节产量（初期产量5000-10000m³/d），使产出液含砂量＜0.03%（体积比），避免砂粒磨损设备。10.简述海洋油气平台火灾爆炸危险区域（Zone划分）的依据及典型区域划分示例。依据：根据《石油化工企业设计防火规范》（GB50160）及IEC60079标准，按爆炸性气体混合物出现的频率和持续时间分为：-Zone0：连续或长期存在爆炸性气体环境的区域（概率＞1000h/年）；-Zone1：正常运行时可能出现爆炸性气体环境的区域（概率10-1000h/年）；-Zone2：正常运行时不可能出现，仅在异常情况下短时间出现的区域（概率＜10h/年）。典型划分示例：-井口采油树区域（天然气泄漏概率高）：Zone1；-油气处理模块的分离器顶部（法兰、阀门可能短期泄漏）：Zone2；-密闭的原油储罐内部（持续存在油气蒸气）：Zone0；-距放空立管3m范围内（放空时短期释放可燃气体）：Zone2（放空期间临时升级为Zone1）。11.海洋钻井中，如何通过MWD（随钻测量）系统判断井眼轨迹是否符合设计要求？需监测哪些参数？MWD系统通过测量井斜角、方位角、工具面角实时计算井眼轨迹（三维坐标），与设计轨道（靶区坐标、造斜率、方位变化率）对比判断符合性。需监测参数：（1）井斜角（θ）：实际值与设计值偏差≤0.5°（直井段）或≤1.0°（造斜段）；（2）方位角（α）：偏差≤2°（水平段）或≤3°（增斜段）；（3）工具面角（γ）：定向钻进时需控制在设计工具面（如高边工具面10°±5°），确保造斜方向准确；（4）井深（D）：累计井深与设计井深误差≤0.5%；（5）狗腿度（K）：评价井眼曲率，一般要求≤3°/30m（生产井）或≤5°/30m（水平井），防止钻具摩阻过大（摩阻系数＞0.3时需调整轨迹）。12.海洋油气平台应急关断系统（ESD）的分级逻辑是什么？各层级触发条件及动作是什么？分级逻辑为三级关断（ESD-1、ESD-2、ESD-3），触发条件及动作如下：-ESD-3（局部关断）：单个生产单元故障（如某台分离器超压）。触发条件：工艺参数超阈值（压力＞1.1倍设计压力）。动作：关闭该单元进出阀门，停止相关泵/压缩机，启动泄压阀（开度30%），保留平台公用系统（如消防水、应急电源）运行。-ESD-2（平台关断）：重大工艺泄漏或火灾（如原油管线破裂）。触发条件：可燃气探测器浓度＞LEL（爆炸下限）20%或火灾探测器报警。动作：关闭所有生产阀门，停止全部动设备（泵、压缩机、发电机），启动全平台泄压（泄压阀全开），开启消防水幕（覆盖泄漏区域），通知人员向集合点撤离（集合点位于上风向）。-ESD-1（全平台撤离）：无法控制的井喷或爆炸（如井口失控着火）。触发条件：井口压力＞防喷器额定工作压力（如105MPa防喷器压力＞110MPa）或人员伤亡≥3人。动作：关闭所有动力源（包括应急发电机），锁定防喷器（剪切闸板关闭），启动逃生滑梯/救生艇释放系统（每艇额定人数≥平台总人数110%），广播撤离指令（持续3分钟），触发卫星应急信标（EPIRB）发送位置信息。13.海洋油井电潜泵（ESP）故障的常见类型及诊断方法有哪些？常见故障类型及诊断：（1）电机故障：表现为电流异常（空载电流＞额定电流80%或启动电流无峰值）。诊断方法：测量三相绕组绝缘电阻（＜50MΩ需检修）、直流电阻平衡度（三相偏差＞2%为绕组短路）。（2）电缆故障：症状为电压降过大（井口电压-电机端电压＞5%额定电压）。诊断：用兆欧表分段测量电缆绝缘（每千米绝缘＜200MΩ为破损），或通过时域反射仪（TDR）定位断点（反射波时间差计算距离）。（3）泵故障：表现为排量下降（实际排量＜设计排量70%）、扬程不足（井口压力＜计算压力0.5MPa）。诊断：分析泵效（η=实际功率/轴功率，η＜60%为泵磨损），或通过示功图（泵充满度＜80%可能气锁）。（4）气锁故障：电流波动大（±20%额定电流），井口压力低。诊断：观察产出气液比（＞300m³/t易发生气锁），或关井憋压后缓慢开井（恢复泵吸入压力）。14.简述海洋油气管道内检测（智能清管）的主要技术手段及检测参数。技术手段包括漏磁检测（MFL）、超声波检测（UT）、涡流检测（ET）及惯性导航定位（INS）。检测参数：（1）漏磁检测：通过永磁体磁化管壁，检测漏磁场变化，可识别腐蚀缺陷（深度≥10%壁厚）、裂纹（长度≥10mm），精度±0.5mm（深度）、±5mm（长度）。（2）超声波检测：发射超声脉冲（频率5-10MHz），通过回波时间计算壁厚（精度±0.1mm），可检测内部/外部腐蚀、焊缝缺陷（未熔合、气孔）。（3）涡流检测：利用电磁感应检测导电材料表面缺陷（如应力腐蚀裂纹），适用于非磁性管道（如不锈钢），可识别深度≥0.3mm的表面裂纹。（4）惯性导航定位：通过加速度计和陀螺仪记录清管器位置，结合里程轮计数，定位缺陷位置（误差≤0.5%管长）。（5）附加参数：同时测量管道变形（椭圆度＞5%为严重变形）、弯头曲率（与设计曲率偏差＞2°）、焊口位置（标记焊缝编号）。15.海洋钻井中，如何通过泥浆性能参数判断地层岩性变化？需重点监测哪些指标？泥浆性能参数与地层岩性关系：（1）密度（ρ）：钻遇高压油气层时，气侵导致密度下降（Δρ＞0.1g/cm³）；钻遇盐岩层（NaCl溶解）密度上升（Δρ＞0.2g/cm³）。（2）粘度（η）：钻遇泥页岩（水化分散）时，固相含量增加，漏斗粘度上升（η＞60s）；钻遇砂岩（渗透性好）时，泥浆滤失量增大（API滤失＞10mL），粘度可能下降（η＜40s）。（3）含砂量（S）：钻遇松散砂岩或砾石层时，岩屑粒径大，含砂量升高（S＞2%），易导致泵阀磨损。（4）pH值：钻遇酸性地层（含CO2）时pH下降（＜8.5）；钻遇水泥返高段（Ca(OH)2溶解）pH上升（＞10.5）。（5）氯离子含量（Cl⁻）：钻穿盐层时Cl⁻浓度剧增（＞10000mg/L），可定量判断盐层厚度（每米盐层Cl⁻增加约2000mg/L）。重点监测指标：密度、粘度、含砂量、滤失量、pH值及氯离子浓度，配合岩屑录井（观察岩屑成分）综合判断。16.海洋油气平台压缩机组（离心式压缩机）喘振的现象、危害及预防措施是什么？现象：机组振动突然增大（振动值＞4.5mm/s），出口压力剧烈波动（ΔP＞0.5MPa），电机电流下降（＜额定电流70%），伴随周期性“呼哧”声。危害：喘振时气流反向冲击叶轮，导致叶片疲劳断裂（疲劳寿命缩短50%）；轴瓦磨损加剧（磨损率提高3倍）；密封失效（泄漏量＞5m³/h），可能引发可燃气体泄漏。预防措施：（1）设置喘振控制线：实际流量＞喘振流量1.05-1.1倍（如喘振流量为5000m³/h，控制线为5250m³/h）；（2）安装防喘振阀：流量低于控制线时自动开启回流（回流流量≥10%额定流量），维持最小流量；（3）避免工况突变：调节转速时速率≤500r/min·min（额定转速15000r/min），防止入口压力骤降（ΔP＜0.1MPa/min）；（4）定期清理叶轮：结垢导致效率下降（效率＜75%时易喘振），每年至少进行1次在线水洗（注入去离子水，流量50L/min，持续10分钟）。17.海洋油井酸化作业中，缓速酸（胶凝酸）的作用机理及施工要点是什么？作用机理：胶凝酸通过高分子聚合物（如羟丙基胍胶）增粘（粘度50-100mPa·s），降低H+向岩面的扩散速率（扩散系数比普通酸低3-5倍），延长酸岩反应时间（反应时间延长2-3倍），从而增加酸液穿透距离（穿透深度＞2m，普通酸＜1m）。施工要点：（1）酸液配方优化：根据地层温度（T）选择交联剂（T＜60℃用有机硼，60-120℃用有机钛），控制胶凝剂浓度（0.3-0.5%），确保酸液在井底温度下粘度≥30mPa·s；（2）注入排量控制：初期低排量（0.5-1.0m³/min）建立裂缝，待压力稳定后提高至2.0-3.0m³/min（避免压裂地层）；（3）酸液返排：酸化后关井反应2-4小时，采用抽汲或氮气气举助排（气举压力＞井口回压0.5MPa），确保返排率＞80%（防止残酸腐蚀管柱）；（4）腐蚀防护：添加缓蚀剂（如咪唑啉衍生物，浓度1-2%），使钢材腐蚀速率＜4g/(m²·h)（N80钢标准）。18.海洋钻井隔水导管的主要作用及下入深度确定依据是什么？作用：隔离海水与地层，引导钻头入井；形成泥浆循环通道（内通径≥钻头直径+50mm）；支撑表层套管（重量由导管鞋承担）；防止浅层气/水侵入（导管底部封隔浅部疏松层）。下入深度确定依据：（1）地质条件：需穿透海底松散层（如淤泥、粉砂）至稳定地层（如硬粘土或胶结砂岩），一般要求进入稳定层≥10m；（2）水深影响：水深＞100m时，导管受波浪力（水平载荷）增大，需增加下入深度（经验公式：深度=0.1×水深+50m，如水深300m，深度≥80m）；（3）浅层气风险：存在浅层气（压力系数＞1.2）时，导管需封隔气层（气层顶界上返50m），防止钻井时气侵；（4）平台类型：自升式平台（桩腿固定）导管深度较浅（30-50m），半潜式平台（浮式）因晃动大，导管需更深（80-120m）以保证稳定性。19.简述海洋油气平台应急电源（EPS）的配置要求及切换逻辑。配置要求：（1）容量：满足应急负载（消防泵、应急照明、通讯系统）1小时用电量，计算公式