2026年石油、天然气开采人员职业技能鉴定经典试题含答案

2026年石油、天然气开采人员职业技能鉴定经典试题含答案一、单项选择题（共20题，每题1.5分，共30分）1.陆上常规砂岩油藏采油井生产压差计算时，若地层静压为22.3MPa，井底流动压力为16.7MPa，生产压差的准确值为（）A.5.4MPaB.5.6MPaC.6.0MPaD.39.0MPa答案：B解析：生产压差=地层静压-井底流动压力=22.3-16.7=5.6MPa，计算时需考虑压力计校准误差0.2MPa范围内的修正，避免取近似值导致配产偏差。2.页岩气水平井分段压裂施工中，石英砂陶粒支撑剂的粒径优选需匹配储层闭合压力，当储层闭合压力为69MPa时，应优先选用的支撑剂粒径组合为（）A.20/40目石英砂B.40/70目陶粒C.16/20目石英砂D.70/140目陶粒答案：B解析：闭合压力超过60MPa时，石英砂破碎率超过15%无法满足导流能力要求，40/70目陶粒在70MPa闭合压力下破碎率低于8%，且可在裂缝主通道与微裂缝中形成有效充填，16/20目大粒径支撑剂易在泵送过程中出现砂堵，70/140目过小粒径导流能力不足。3.游梁式抽油机平衡度检测的标准判定阈值为（）A.上冲程电流/下冲程电流比值在0.8~1.1之间B.下冲程电流/上冲程电流比值在0.8~1.1之间C.上下冲程电流差小于10AD.上下冲程功率差小于5kW答案：A解析：依据《游梁式抽油机平衡调节技术规范》（SY/T5044-2025），平衡度判定以上冲程峰值电流与下冲程峰值电流的比值为核心指标，合格区间为0.8~1.1，比值小于0.8为过平衡，大于1.1为欠平衡，仅参考电流差或功率差无法准确反映曲柄轴扭矩波动情况。4.天然气集输站场清管作业中，清管器发送的最大推进压力不应超过管道设计压力的（）A.70%B.80%C.90%D.100%答案：B解析：依据《油气输送管道清管规程》（GB/T35068-2024），清管推进压力需严格控制在管道设计压力的80%以内，防止卡球时压力骤升超压破坏管道本体，当出现卡球时升压速率不得超过0.1MPa/分钟。5.钻井过程中发生溢流时，关井操作的正确顺序为（）A.关防喷器→关节流阀→打开液动放喷阀→记录关井立压套压B.打开液动放喷阀→关防喷器→关节流阀→记录关井立压套压C.关节流阀→关防喷器→打开液动放喷阀→记录关井立压套压D.打开液动放喷阀→关节流阀→关防喷器→记录关井立压套压答案：B解析：软关井操作顺序为首先打开液动放喷阀泄压通道，防止关井过程中产生水击压力损坏井口装置，之后关闭环形防喷器或闸板防喷器，再缓慢关闭节流阀实现密闭关井，最后准确记录关井立管压力、套管压力及循环池增量，为压井作业提供参数依据。6.高含硫气井（H₂S含量≥150g/m³）井下作业时，井口周边作业区域的H₂S浓度报警阈值设置为一级报警值（）A.10ppmB.20ppmC.100ppmD.300ppm答案：A解析：依据《硫化氢环境人身防护规范》（SY/T6277-2025），H₂S一级报警阈值为10ppm（15mg/m³），达到该值时作业人员需佩戴正压式呼吸器，二级报警值为20ppm时需启动应急预案撤离无关人员，100ppm为立即威胁生命健康浓度。7.抽油机井示功图测试中，出现“刀把形”示功图的典型原因是（）A.固定阀漏失B.游动阀漏失C.抽油杆断脱D.气体影响答案：D解析：当泵筒内存在大量自由气时，上冲程开始阶段气体膨胀、泵内压力无法快速降低至固定阀开启压力，导致加载延迟，示功图右上角出现缺失形成“刀把”形态；固定阀漏失示功图呈下斜椭圆形，游动阀漏失呈左上斜椭圆形，抽油杆断脱示功图为接近水平的窄条形。8.油田注水井分层配注时，偏心配水器水嘴直径选择的核心依据是（）A.地层吸水指数与配注量B.油管压力C.套管压力D.注水干线压力答案：A解析：水嘴直径需根据对应层段的吸水指数（单位注水压差下的日注水量）和方案要求配注量计算嘴损值确定，确保各层段在相同油管压力下达到配注要求，避免单层突进或吸水不足，注水干线压力、油压套压仅为参考边界参数。9.页岩油水平井钻井中，油基钻井液的油水比控制合理区间为（）A.50:50~60:40B.70:30~90:10C.30:70~40:60D.95:5以上答案：B解析：油水比70:30~90:10的油基钻井液具备良好的携岩能力、润滑性与储层保护效果，油水比过低会导致钻井液乳化稳定性下降、滤失量增大，油水比超过90:10会大幅提升钻井液成本，且岩屑携带能力不足。10.天然气长输管道阴极保护系统中，管道保护电位的合格区间（相对于Cu/CuSO₄参比电极）为（）A.-0.85V~-1.5VB.-0.5V~-0.85VC.0V~-0.5VD.小于-1.5V答案：A解析：依据《埋地钢质管道阴极保护技术规范》（GB/T21448-2025），管道通电保护电位需达到-0.85V及以上（更负）才能有效抑制电化学腐蚀，电位负于-1.5V时会出现析氢反应导致管道防腐层剥离，因此合格区间为-0.85V~-1.5V。11.压裂施工中，顶替液量计算的核心原则是（）A.将支撑剂全部顶替至裂缝内，避免井筒沉砂B.顶替至射孔井段顶部即可C.超量顶替20%保证压裂液全部进入地层D.按井筒容积的1.5倍计算答案：A解析：顶替液量需精确计算，刚好将井筒内的支撑剂全部顶入地层裂缝，顶替不足会导致支撑剂沉积在井筒内造成砂卡，超量顶替会将裂缝口部的支撑剂推入裂缝深部，导致裂缝口导流能力下降影响压后产量。12.采油树各阀门密封试压时，稳压时间不得低于（），压降小于0.1MPa为合格。A.5分钟B.15分钟C.30分钟D.60分钟答案：B解析：依据《采油树安装与试压规范》（SY/T5127-2024），采油树安装完成后需按额定工作压力进行密封试压，稳压15分钟压降不超过0.1MPa，无渗漏为合格，稳压时间过短无法识别微渗漏隐患。13.常规气藏储量计算中，容积法计算天然气地质储量不需要的参数是（）A.含气面积B.有效厚度C.原油密度D.孔隙度答案：C解析：容积法天然气地质储量计算公式为G=0.01A·h·φ·Sgi·(Psc·T)/(Tsc·Pi·Z)，参数包括含气面积、有效厚度、孔隙度、原始含气饱和度、地层压力、地层温度、天然气偏差因子等，原油密度为油藏储量计算参数。14.修井作业中冲砂施工时，冲砂液排量需保证环空返速不低于（），才能将地层出砂有效携带至地面。A.0.2m/sB.0.5m/sC.1.0m/sD.2.0m/s答案：B解析：冲砂液环空返速需大于砂粒在液体中的自由沉降速度，常规砂岩储层砂粒粒径0.1~1mm时，沉降速度约为0.2~0.4m/s，因此返速不低于0.5m/s可保证有效携砂，避免砂粒下沉造成砂卡。15.油气田污水处理后回注地层时，悬浮物含量的合格标准为（）（针对低渗透油藏渗透率≤50mD）A.≤1mg/LB.≤5mg/LC.≤10mg/LD.≤20mg/L答案：A解析：依据《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2022），渗透率≤50mD的低渗透油藏回注水悬浮物含量需≤1mg/L，粒径中值≤1μm，防止悬浮物堵塞地层孔隙导致吸水能力下降，中高渗透油藏可适当放宽至5~10mg/L。16.螺杆泵采油井启动前必须进行的检查操作是（）A.确认井口防反转装置完好B.测试示功图C.测试动液面D.调整防冲距答案：A解析：螺杆泵停机后抽油杆柱存储的扭转势能会快速释放导致杆柱反转，极易造成光杆甩弯、井口设备损坏甚至人员伤亡，因此启动前必须检查防反转装置锁止可靠，示功图、动液面测试为生产动态监测内容，防冲距调整为抽油机井作业内容。17.天然气脱水工艺中，三甘醇吸收法的三甘醇贫液浓度需达到（）以上，才能保证脱水后天然气水露点满足管输要求。A.98%B.99%C.95%D.90%答案：B解析：三甘醇贫液浓度达到99%及以上时，在正常吸收压力、温度条件下可将天然气水露点降至-5℃以下，满足《天然气》（GB17820-2018）中一类气水露点要求，浓度低于98%时脱水效率大幅下降，水露点无法达标。18.钻井液密度附加值的选取，油井为（），气井为0.07~0.15g/cm³，用于平衡地层压力防止溢流。A.0.05~0.10g/cm³B.0.15~0.20g/cm³C.0.20~0.30g/cm³D.0.01~0.03g/cm³答案：A解析：依据《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2022），钻井液密度附加值需根据油气藏类型确定，油井为0.05~0.10g/cm³，气井为0.07~0.15g/cm³，含硫气井取上限值，附加值过小无法平衡抽吸压力导致的压力波动，过大则会压漏地层。19.油气管道内检测常用的漏磁检测技术，主要用于识别管道的（）缺陷。A.金属损失B.防腐层破损C.焊缝裂纹D.管道变形答案：A解析：漏磁检测器通过永磁体磁化管壁，当管壁存在金属腐蚀、减薄等损失缺陷时，磁场会在缺陷处泄漏被传感器捕捉，可定量识别金属损失的位置、深度与长度；防腐层破损通过外检测的PCM技术识别，焊缝裂纹需超声波检测，管道变形通过几何检测器识别。20.油井酸化施工中，盐酸酸液主要用于溶解（）储层的堵塞物与岩石矿物。A.碳酸盐岩B.砂岩C.页岩D.火成岩答案：A解析：盐酸可与碳酸盐岩（石灰岩、白云岩）发生化学反应生成可溶于水的氯化钙、氯化镁，有效溶蚀岩石孔隙、裂缝中的堵塞物提升渗透率；砂岩储层酸化需使用土酸（盐酸+氢氟酸）溶解泥质胶结物与石英颗粒，页岩、火成岩需选用复合酸体系。二、多项选择题（共10题，每题2分，共20分，多选、少选、错选均不得分）1.抽油机井日常巡检的核心内容包括（）A.抽油机曲柄销、减速箱等运转部位有无异响、渗漏B.井口密封盒有无渗漏、光杆发热情况C.井口油压、套压、回压参数是否在合理区间D.抽油机平衡块固定螺栓有无松动E.井场周边植被生长情况答案：ABCD解析：抽油机日常巡检需覆盖设备运转状态、井口密封、压力参数、紧固件可靠性等核心内容，井场植被不属于生产巡检核心范畴，仅在环保专项检查时关注。2.压裂施工过程中，出现下列哪些情况需立即停泵（）A.施工压力超过管线、井口额定工作压力的80%且持续上升B.管线、井口出现刺漏C.压裂液罐液位低于泵吸入口，存在泵空风险D.支撑剂输送出现砂卡征兆E.施工排量略低于设计值答案：ABCD解析：施工排量略低于设计值时可通过调整泵车档位逐步优化，不需要立即停泵；其余情况均属于可能导致安全事故或施工失败的紧急工况，必须立即停泵泄压排查隐患。3.高含硫气田开采过程中，个人防护装备配置要求包括（）A.作业点配备正压式空气呼吸器，数量不少于在岗人数的1.5倍B.所有作业人员配备便携式H₂S报警仪C.站场设置风向标，明确紧急撤离路线与集合点D.井口区域设置固定式H₂S检测探头与声光报警装置E.作业人员佩戴普通防尘口罩即可答案：ABCD解析：高含硫环境下普通防尘口罩无法阻隔H₂S气体，必须配备正压式呼吸防护装备，其余选项均符合SY/T6277-2025规范要求。4.注水井吸水能力下降的主要原因有（）A.注入水杂质堵塞地层孔隙B.地层黏土矿物遇水膨胀堵塞孔喉C.细菌繁殖形成生物膜堵塞D.注水井附近地层压力下降E.长期注水导致地层裂缝闭合答案：ABC解析：注水井附近地层压力上升会导致吸水能力下降，长期注水在高于地层破裂压力下会形成新裂缝提升吸水能力，因此DE选项错误；杂质堵塞、黏土膨胀、生物堵塞均为吸水能力下降的核心诱因。5.天然气集输过程中，形成水合物冰堵的必要条件包括（）A.天然气中存在游离水B.具备足够低的温度C.具备足够高的压力D.气体存在扰动、晶种存在E.天然气中含有硫化氢答案：ABCD解析：天然气水合物形成需要游离水、低温、高压、扰动或晶种四个核心条件，硫化氢存在会提升水合物形成温度，但不是必要条件，不含硫天然气在满足温压与含水条件下同样会形成水合物。6.井控作业中，“四·七”动作的核心要求包括（）A.发：发现溢流后立即发出报警信号B.停：立即停止现场作业C.抢：抢装井口装置或内防喷工具D.关：按关井程序正确关井E.看：关井后观测记录关井立压、套压与循环池增量答案：ABCDE解析：“四·七”动作是钻井、井下作业井控的核心操作流程，包含发、停、抢、关、看等7个操作步骤，所有选项均为核心操作要求。7.页岩气开发的核心工程技术包括（）A.水平井钻井技术B.分段体积压裂技术C.工厂化作业技术D.直井常规射孔技术E.微生物采油技术答案：ABC解析：页岩气储层致密、渗透率极低，必须通过水平井增大储层接触面积、分段体积压裂形成复杂裂缝网络才能实现经济开采，工厂化作业可大幅降低开发成本；直井常规射孔产能极低无法实现效益开发，微生物采油为原油开采提高采收率技术。8.采油井作业施工中，防喷器压力等级选择需满足的要求包括（）A.不小于施工层位的最高地层压力B.不小于井口额定工作压力C.不小于套管抗内压强度的80%D.优先选用低压级别的防喷器降低成本E.可低于预测地层压力10MPa答案：ABC解析：防喷器压力等级需同时满足大于等于最高地层压力、井口额定压力、套管抗内压强度80%三个要求，严禁选用低于压力要求的防喷器，防止关井时防喷器刺穿失效。9.油气田生产中，属于特种设备的有（）A.承压类的油气分离器、锅炉B.起重类的修井机、随车吊C.场站内的压力管道D.游梁式抽油机E.普通离心泵答案：ABC解析：依据《特种设备目录》，承压≥0.1MPa的压力容器、压力管道、额定起重量≥0.5t的起重设备均属于特种设备，游梁式抽油机、普通离心泵不属于特种设备范畴。10.提高原油采收率的三次采油技术包括（）A.聚合物驱B.表面活性剂驱C.二氧化碳混相驱D.蒸汽吞吐热采E.笼统注水答案：ABCD解析：笼统注水属于二次采油技术，是通过注水补充地层压力的常规开发方式；三次采油是通过化学驱、气驱、热力驱等方式改变驱替液与原油的界面张力、流度比，进一步驱替剩余油的技术。三、判断题（共10题，每题1分，共10分，正确打√，错误打×）1.抽油机井防冲距调整原则为“大泵小距离、小泵大距离，深井下大距离、浅井下小距离”。（）答案：√解析：大直径泵柱塞长度长，防冲距过大会导致泵效降低，因此调小距离；小直径泵柱塞短，防冲距过小易碰泵，因此调大距离；深井抽油杆柱伸长量大，需适当放大防冲距，浅井杆柱伸长量小可缩小防冲距。2.天然气计量中，标准状态是指压力为101.325kPa、温度为0℃的状态。（）答案：×解析：我国天然气计量采用的标准状态为压力101.325kPa、温度20℃（293.15K），部分欧美国家采用15.6℃基准，0℃为物理标况，不是油气计量标准状态。3.气井生产过程中，当井口油套压平衡时，说明井筒内已无积液。（）答案：×解析：气井井筒积液时，套管环空内的液柱压力会导致套压高于油压，当油套压平衡且产量稳定、无明显波动时才说明无积液，若气井完全水淹停产时油套压也会平衡，因此不能仅以压力平衡判断无积液。4.钻井过程中，起钻时必须按规定灌钻井液，防止井筒内液柱压力下降导致溢流。（）答案：√解析：起钻过程中钻柱起出后井筒内空出的容积需及时灌入钻井液填充，若灌液不及时井筒液面下降，液柱压力低于地层压力时会引发溢流甚至井喷。5.油基钻井液相比水基钻井液，具备更好的储层保护效果与润滑性，更适合页岩水平井钻井。（）答案：√解析：油基钻井液滤液为油相，不会引起页岩储层黏土矿物水化膨胀，且润滑系数远低于水基钻井液，可降低水平井段摩阻，减少托压、卡钻风险，适合页岩等水敏性储层水平井施工。6.清管器发送过程中，若出现压力持续上升无下游压力波动，可判定为清管器卡堵，可快速升压至管道设计压力顶推清管器。（）答案：×解析：清管器卡堵时升压速率不得超过0.1MPa/分钟，最高压力不得超过管道设计压力的80%，严禁快速超压顶推，防止管道超压破裂，若升压至上限仍无法解卡需采取切割取球等措施。7.注水井调剖的核心目的是封堵高渗透层段，调整吸水剖面，提高注入水波及体积。（）答案：√解析：长期注水开发后储层会形成高渗透水流通道，导致注入水沿优势通道窜流，中低渗透层无法有效动用，调剖通过向高渗透层注入堵剂封堵通道，迫使注入水转向中低渗透层，提升波及体积与水驱采收率。8.抽油机减速箱内润滑油油位应保持在观察孔上沿以上，保证齿轮充分润滑。（）答案：×解析：减速箱润滑油位应保持在观察孔的1/3~2/3位置，油位过高会导致齿轮运转阻力增大、油温升高，油位过低会导致齿轮润滑不足磨损，不是越高越好。9.高含硫气井井下作业时，返回地面的压井液、残酸必须经过密闭处理，防止H₂S溢出引发中毒。（）答案：√解析：高含硫气井作业返排液中溶解有大量H₂S，若敞口排放会导致H₂S释放到空气中，超过安全浓度引发人员中毒，因此必须采用密闭返排、脱硫处理流程。10.输油管道运行中，原油输送温度越高，原油黏度越低，输送摩阻越小，因此输送温度越高越经济。（）答案：×解析：输送温度升高虽然会降低原油黏度减少摩阻损失，但温度越高加热燃料消耗越大，同时会增加原油轻组分蒸发损耗，需通过经济比选确定最优输送温度，不是越高越经济。四、简答题（共3题，每题7分，共21分）1.简述抽油机井碰泵操作的适用场景与操作步骤。答案：适用场景：抽油井生产过程中固定阀被蜡卡、砂卡或衬套错位，导致泵效下降、示功图显示固定阀漏失或开关不灵活时，采用碰泵操作解除轻度卡阻，恢复抽油泵正常工作，不适用于出砂严重、泵深超过2500m的深井。（2分）操作步骤：（1）将抽油机停在接近下死点位置，刹车断电，用光杆卡子卡紧光杆在盘根盒上方位置，卸去悬绳器负荷；（1分）（2）根据泵深计算防冲距上提距离，一般每1000m泵深上提防冲距0.8~1m，做好位置标记；（1分）（3）松刹车启动抽油机，当驴头运行至下死点时平稳碰击泵筒3~5次，严禁长时间硬碰导致泵筒损坏；（1分）（4）碰泵完成后重新下放光杆至原防冲距位置，锁紧光杆卡子，调整盘根盒松紧度；（1分）（5）启动抽油机，测试示功图与产量，验证碰泵效果，若碰泵后仍无法恢复正常则需作业检泵。（1分）2.简述气井井场发生H₂S泄漏时的应急处置流程。答案：（1）报警与警示：第一发现人立即按下站场紧急报警按钮，向站场值班人员上报泄漏位置与初步泄漏量，站场立即启动应急预案，通过声光报警通知所有作业人员，在上风口位置设置警示隔离区，严禁无关人员进入；（2分）（2）个体防护：所有参与处置人员必须佩戴正压式空气呼吸器，穿戴防静电工作服，严禁携带非防爆电子设备进入泄漏区，人员撤离时必须沿上风向或侧上风向转移，禁止在下风向停留；（2分）（3）泄漏控制：若为井口阀门、法兰微漏，可在佩戴防护装备前提下尝试关断泄漏点上游阀门，切断气源；若为井口装置刺漏、管线断裂等大面积泄漏，立即远程关断井口安全截断阀与集输支线截断阀，必要时点火放喷，防止H₂S大范围扩散；（2分）（4）后续处置：泄漏控制后对现场H₂S浓度进行持续检测，浓度降至安全值以下后排查泄漏原因，修复泄漏点，对中毒人员立即转移至空气新鲜区域，进行人工呼吸并送医救治。（1分）3.简述压裂施工砂堵的预兆与处置措施。答案：砂堵预兆：施工压力快速上升，上升速率超过0.5MPa/分钟，施工排量骤降，压裂车泵压超压报警，井口高压管线抖动明显，支撑剂混砂液排出不畅。（2分）处置措施：（1）出现砂堵预兆时立即停止加砂，采用大排量顶替液循环，尽可能将井筒内未进入地层的支撑剂顶替出地面，严禁继续加砂导致砂堵加剧；（2分）（2）若压力持续上升达到超保护压力，立即停泵关井，缓慢打开放喷阀进行放喷排液，放喷时控制放喷排量，避免放喷流速过快导致支撑剂回流损坏井口或管线；（2分）（3）放喷至井口压力为零，井筒内沉砂全部返出后，重新循环压裂液验证井筒通畅，确认无堵塞后方可重新设计压裂参数施工，若砂堵严重无法解堵则需冲砂作业。（1分）五、计算题（共2题，第1题8分，第2题11分，共19分）1.某游梁式抽油机井泵径为44mm，冲程为3m，冲次为6次/分钟，原油体积系数为1.12，地面原油密度为0.86t/m³，实际测得日产液量为28t，计算该井的泵效。答案：（1）计算抽油泵理论排量：柱塞截面积F=πd²/4=3.14×(0.044)²/4≈0.00152㎡（2分）理论日排量Q理=1440×F×S×n=1440×0.00152×3×6≈39.4m³/d（2分）（2）折算地面理论产液量：地面理论产液质量m理=Q理×ρo/Bo=39.4×0.86/1.12≈30.3t/d（2分）（3）泵效计算：η=Q实/Q理地面×100%=28/30.3×100%≈92.4%（2分）2.某气井关井后测得关井立管压力为21MPa，套管压力为23MPa，井内压井液密度为1.25g/cm³，压井液附加密度取0.07g/cm³，技术套管下深为2800m，套管抗内压强度为45MPa。计算所需压井液密度，判断采用工程师法压井时是否会压漏套管，并给出套管承压安全校核结果。答案：（1）计算地层压力：地层压力Pp=Pd+0.0098×ρm×H=21+0.0098×1.25×2800=21+34.3=55.3MPa（3分）（2）计算压井所需压井液密度：压井液密度ρk=Pp/(0.0098×H)+ρ附=55.3/(0.0098×2800)+0.07≈2.02+0.07=2.09g/cm³（3分）（3）计算压井过程中最大套管压力：压井时初始套管压力为关井套压23MPa，压井液到达钻头后套压逐渐下降，最大套压出现在压井初始阶段；计算套管鞋处的承压能力：套管抗内压强度为45MPa，初始压井时套管鞋处的压力=套压+环空压井液柱压力=2