loading（C）找出漏气部位封严 （D）A+B+C 191.水泵在使用过程中出现不吸水，真空表显示高度真空的现象，采用（C）的措施无法排除。
（A）校正或更正底阀 （B）清洗或更换吸水管
（C）把水泵或电动机的轴中心线对准 （D）降低吸水高度
192.机泵在使用过程中出现泵动力不足的现象，采取（D）的措施可排除故障。
（A）检查或更换电动机 （B）调整皮带松紧
（C）拧紧连杆螺栓 （D）A+B 193.使用收球筒收球时，收球方应在发球方发球前做好流程倒换，倒换步骤为（B）。
(A）置换空气→关收球筒放空阀、排污阀→平衡筒压→关闭管道进站总阀→全开球筒旁通阀→全开收球筒球阀 （B）置换空气→关收球筒放空阀、排污阀→平衡筒压→全开球筒旁通阀→全开收球筒球阀→关闭管道进站总阀 （C）置换空气→平衡筒压→关收球筒放空阀、排污阀→全开球筒旁通阀→全开收球筒球阀→关闭管道进站总阀 （D）以上都不对
194.清管作业完成后，应及时对简体、盲板、开闭机构进行清洗，保养，防止（B）
（A）结垢 （B）腐蚀生锈 （C）锈死 （D）阻碍生产
195.要确认清官球是否发出，应先关闭球筒进气阀，然后（B）
（A）关闭输气阀 （B）打开球筒放空阀
（C）关闭输气生产阀 （D）打开球阀
196.除进行（C）时，收发球筒内不能长期带压。
（A）放空 （B）排污 （C）清管 （D）正常生产
197.发球方在发球前，应对清球管的外观进行描述，测量直径、（B），并详细记录，严禁使用不合格的清管球。 （A）圆度 （B）质量 （C）磨损 （D）温度 198.使用清管球阀进行清管作业时，收取方取球后，应进行流程倒换，正确的倒换步骤为（C）。
(A）关闭旁通阀→关闭清管阀放空阀和安全泄压装置→缓开清管阀至全开→恢复正常输气
（B）缓开清管阀至全开→关闭清管阀放空阀和安全泄压装置→关闭旁通阀→恢复正常输气
（C）关闭清管阀放空阀和安全泄压装置→缓开清管阀至全开→关闭旁通阀→恢复正常输气（D）以上都不对 199.进行清管作业时，收球方在收到清管球后，应对清管球进行（D）工作。 （A）测量直径 （B）测量质量 （C）外观描述 （D）A+B+C
200. 使用清管阀进行收球作业时，在收到清管器（清管球）后，应随清管阀进行（D）操作。
（A）清楚清管阀内污物 （B）清洗盲板 （C）密封面润滑保养 （D）A+B+C 201.发送清管球时，必须做好（C）与安全警戒工作。 （A）疏散 （B）人员布置 （C）消防 （D）设备准备
202.清管收发球阀的盲板开关前，必须开启（C），再进行其他操作。 （A）球阀 （B）球阀锁定销 （C）球阀排泄阀 （D）放空阀
203.准备发送清管球时，一般应准备（D）个清管球。 （A）3 （B）2～3 （C）2 （D）1～2
204.空管通球的目的是（D）
(A）新建管线竣工后或投产前进行清除管线内的污水、泥砂、石头、铁器
（B）用于生产管线的球阀严重内漏无法在生产情况下通球清管
（C）管线置换空气 （D）以上都对
205.收球时要控制一定的（B），不能敞放，否则球速过快会引起排污管线被污物堵塞，或引起管线跨越及收球设备剧烈震动。
（A）流量 （B）背压 （C）压差 （D）温度
206.在清管过程中，推球压差主要由（D）前水柱的静压力及管壁的摩擦阻力决定。
（A）清管器 （B）污水 （C）污泥 （D）清管球
207. 清管球在运行过程中出现漏气现象，应根据清管球过盈量，发第二个质量较好，过盈量（C）的清管球将第一球推出。
（A）稍小 （B）相同 （C）稍大 （D）接近
208.空管通球可用做管道的空气置换，操作时起点压力尽可能不大于（A） （A）0.1Mpa （B）0.2Mpa （C）0.3Mpa （D）0.5Mpa
209.在进行空管通球前，对收发球筒进行检查，检查项目有（D）
（A）球阀启闭的灵活性和密封可靠性是否良好
（B）球筒各紧固件是否松动，各阀是否灵活，放空管、排污管线是否通畅和牢固
（C）球筒有无漏气，球筒上压力表是否灵活，零位指示应正确。 （D）A+B+C
210.用单球清管时，球的漏失量约为（C）其修正系数为0.99~0.92.
（A）1~5℅ （B）1~7℅ （C）1~8℅ （D）1~10℅
211.清管球运行过程中，球后输压大幅上升，球前压力下计量→外输 降，判断为球卡，分析其原因为（D） 223.天然气的低温分离工艺是分离装置的操作温度在（C）（A）管道变形 （B）泥沙、石块或其他硬物堵以下进行的气液分离作业。 塞 (A）低于环境温度（B）高于环境温度（C）0℃ （D） 20℃ （C）水合物堵塞 （D）A+B+C 224.根据GB 17820-1999《天然气》规定，在天然气交接212.清管器在管内进行时，可能（B），甚至暂定后再进行。 点的压力和温度条件下，水露点应该是（c）烃露点应低（A）时而加速，时而匀速 （B）时而加速，时而减于最低环境温度。 速 (A）低于最低环境温度 （B）等于最低环境温度 （C）时而匀速，时而减速 （D）匀速运行 （C）比最低环境温度低5℃ （D）比最低环境温度低10℃ 213.当处理球窜气过程中，发出的第二个球应该保证质量225.在低温分离工艺中，（A）是影响低温分离效果的因素。 好，（C）较第一个球略大。 (A）饱和含水量、游离水、水合物 （A）球直径 （B）球质量 （C）过盈量 （D）（B）流量、游离水、水合物 容水量 214. 清管球运行过程中，球后输压大幅上升，球前压力下降，判断为球卡，分析其原因为（A） (A）停止进气，球后放空 （B）减少进气量 （C）发出的第二个球应该保证质量好，过硬量较稍大的清管球 （D）A+B+C 215.收球时，排污或放空管线颤抖的厉害，应采取（C）的方式解决。 (A）增大推球的压力 （B）增加排污或过空气量 （C）减小推球气量 （D）A+B+C 216.交流380V是指三相四线制相线间电压，即（B） (A）相电压 （B）线电压 （C）线路电压 （D）端电压 217.交流220V是指三相四线制相线对地电压，即（ A） (A）相电压 （B）线电压 （C）线路电压 （D）端电压 218.发电机是将动力机组提供的动力转换为（C） (A）机械能 （B）热能 （C）电能（D）化学能 219.恒电位仪接线要求交流电源线截面积应不小于（B）“位接阴”线应直接从阴线引到接线柱。 (A）4mm2（B）6 mm2（C）8 mm2 （D）5 mm2
220.当恒电仪需时，（C）应对“ 自动”禁止置“ 手动”。 (A）“自检状态选择” （B）“保护状态选择” （C）“工作状态选择” （D）“控制状态选择” 221.调节恒电位仪的（D）旋钮，将控制电位调节到欲控值上，此时，仪表处“ 自检”状态，对机内假负载供电。 (A）“控制” （B）“保护” （C）“测量选择” （D）“自动调节” 222.天然气进入低温分离集气站后，正确流程为（D） (A）进站来气气液分离→预冷 →节流→低温分离→计量→外输 （B）进站来气气液分离→节流→低温分离→换热→计量→外输 （C）进站来气气液分离→节流→预冷→低温分离→换热→计量→外输 （D）进站来气气液分离→预冷→节流→低温分离→换热→（C）饱和含水量、流量、水合物 （D）饱和含水量、游离水、流量 226.天然气低温分离的关键在于（A） (A）低温制冷对压力的控制 （B）低温制冷对温度的控制 （C）低温制冷对流量的控制 （D）低温制冷对注醇量的控制 227.在低温分离工艺中，采用换热节流流程，可通过水套加热炉、换热器有效控制（B），延长气田采用节流降温脱水生产的期限。 (A）防冻抑制剂注入温度 （B）节流后的天然气温度 （C）节流前的天然气温度 （D）水合物形成温度 228.在低温分离生产过程中，需要通过推导节流压降、温降计算，分离器的气液分离计算等，确定合理的（A）以却保安全平稳的生产 (A）操作压力和温度（B）天然气流量（C）含水量（D）露点 229.对低温回收凝油工艺流程的特点叙述不正确的是（D） (A）利用高压天然气的节流制冷（B）大幅度降低天然气的温度
（C）天然气的重烃成分呈液态凝析出来。 （D）采用电脱盐技术将原料中的少量的盐和水脱除 230.在低温分离工艺中，三相分离器的工作原理不包括（D） (A）油气水在分离器内以相应密度差为动力，挥发、分离、沉降 （B）进入气相室、油室、水室 （C）分离后的油气水经各自出口管汇计量后控制外排。 （D）凝析油、防冻剂富液由于密度不同，凝析油在下部，防冻剂富液在上部。 231.低温回收天然气中凝析油工艺适应天然气中有较高的凝析油含量，一般应在（D）
(A）5mg/m 3（B）10mg/m 3（C）15mg/m 3。（D）20mg/m 3
232.在低温回收天然气凝析油工艺中，井口来的天然气经节流、分离、混合后，进行第一次换热、再次节流后，温度降至（B），分离出天然气中的重烃组分。
(A）-35~-250℃（B）-25~-15℃C）-15~-5℃ （D） -5~0℃ 233.在低温回收凝析油时，向稳定塔内通入汽提气，可以降低凝析油中轻组分的（B），促进凝析油中轻组分的气化和分离。
(A）压力（B）分压（C）温度（D）密度 234.在低温回收凝析油采气过程中，（D）不是造成三相分离器气液分离效果差的原因。
(A）气中带液，使液体在气体管程节流阀处聚积，易造成结蜡、冻结（B）气水比大，在分离器内部气液混相区所占比例大
（C）分离器操作压力设计不合理（D）油室液面设计太低 246.关于天然气脱水装置甘醇流程中闪蒸罐的作用，下列说法错误的是（D）
(A）去除烃类防止甘醇的被气流带出精馏注和甘醇发泡（B）升高干气出站温度
（C）降低贫液入塔温度（D）升高贫液入塔温度
247. （D）方法不属于提高甘醇贫液浓度的工艺方法。 (A）减压再生（B）共沸再成（C）汽提再生（D）催化再生
248.天然气脱水装置中甘醇循环系统的安全泄放装置宜选用（B）
(A）先导式安全阀（B）弹簧式安全阀（C）易熔塞（D）235.采用低温回收凝析油工艺流程的气井应有足够的压力，井口压力和输气压力一般应在（C）以上
（A）2.5Mpa （B）5Mpa （C）8Mpa （D）10Mpa
236.干气和湿气是按天然气中凝析油量来区分的，一般含凝析油（D）左右叫湿气，含油较少的叫干气。
(A）20g/m 3（B）30g/m 3（C）40g/m 3。（D）50g/m 3
237. 干气和湿气是按天然气中（D）来区分的，一般含
50g/m 3
凝析油左右叫湿气，含油较少的叫干气。
(A）含水量（B）含二氧化碳量C）含硫量（D）含凝析油量
238.凝析油的相对密度比原油小，一般在含凝析油的燃点比原油点，易引起火灾。
(A）0.65（B）0.75（C）0.85（D）0.9 239.凝析油是一种烃类多组分混合物，典型的稳定工艺大体可分为（B）
(A）常压、负压和正压法闪蒸发、分馏法
（C）吸附法、油吸收法、冷凝分离法（D）NGL、DHX法 240.天然气中，凝析油的主要成分是（B）的烷烃 (A）C1~C4（B）C5~C10（C）C11~C14（D）C15以上 241.天然气中凝液回收的关键因素是（B） (A）天然气的组成（B）系统压力（C）分离温度（D）A+B+C 242.天然气甘醇脱水装置天然气流程中的背压调节阀，其控制信号取自（B）
(A）调节阀后压力（B）调节阀前压力 （C）计量装置差压（D）处理量值
243.某脱水站有三套脱水装置，处理量分别为50×104
m 3/d、100×104m 3/d、150×104m 3
/d，为保持该三套装置的运行压力一致，三套装置的天然气系统前端应增（C） (A）分离器（B）汇管流量调节阀（C）流量调节阀（D）放空阀
244.天然气甘醇脱水装置的天然气流程中安全泄放装置宜选用(A）
(A）先导式安全阀（B）弹簧式安全阀 （C）重锤式安全阀（D）爆破片装置
245. 天然气甘醇脱水装置中干气~贫液换热器的主要作用是（C）
(A）降低干气出站温度（B）升高干气出站温度 （C）降低贫液入塔温度（D）升高贫液入塔温度 爆破式装置
249.正常运行的天然气甘醇脱水装置中，重沸器的燃料气压力应控制在 （B） 。 (A）10-30kpa（B）30-50kpa（C）50-100kpa（D）100-200kpa 250. 天然气甘醇脱水装置中，燃料气脱硫塔中脱硫剂的再生温度应控制在（B） 左右。
(A）40℃（B）50℃（C）65℃（D）95℃
251.关于天然气甘醇脱水装置中燃料气的叙述，正确的是(A）
(A）燃料气的露点可以不做要求（B）燃料气的露点应小于-5℃
燃料气气质必须达到Ⅱ类天然气标准（D）燃料气不能是湿气
252. 天然气甘醇脱水装置冷却循环水系统中循环泵宜选用（D）
(A）柱塞泵（B）多级离心（C）泵螺杆泵（D）自吸泵 253.天然气甘醇脱水装置中冷却循环系统中，冷却效果较好的方式是（C）
(A）翅片大气冷却（B）盘管水浴冷却 （C）管壳强制冷却（D）管制通风冷却
254.天然气甘醇脱水装置中，为冷却循环水系统结垢，常采用的措施是(A）
(A）在循环管路上增设电子除垢器（B）在冷却水中加注除垢剂
（C）使用蒸馏水作为冷却水（D）定期更换冷却水
255. 天然气甘醇脱水装置中，仪表风系统流程应为(A） (A）湿空气→空压机 →稳压罐→油水分离器→空气干燥器→过滤器→仪表风罐→各气动仪表
（B）湿空气→空压机→油水分离器→稳压罐→空气干燥器→过滤器→仪表风罐→各气动仪表
（C）湿空气→空压机 →油水分离器→稳压罐→过滤器→空气干燥器→仪表风罐→各气动仪表
（D）湿空气→空压机 →稳压罐→油水分离器→过滤器→空气干燥器→仪表风罐→各气动仪表
256.仪表风的水露点要求是：在工作压力下其露点比环境温度下限至少低（C）
(A）1℃（B）5℃（C）10℃（D）15℃
257. 天然气甘醇脱水装置中，气动阀门的电气转换器控制信号压力值为（C）
(A）5-10kpa（B）10-20kpa（C）20-100kpa（D）100-200kpa 258.天然气甘醇脱水装置中的甘醇储罐，为防止甘醇变质，储罐应充入的保护气体是（B）
(A）干燥空气（B）氮气（C）氧气（D）氩气 259.天然气甘醇脱水装置中，脱水甘醇回收工艺流程的压力等级(A）
(A）常压（B）低压（C）中压（D）高压
260.天然气甘醇脱水装置中，在甘醇回收前，装置内甘醇温度应降为（D）
(A）35℃（B）45℃（C）55℃（D）65℃ 261.天然气甘醇脱水装置中，低吸塔的升压速度应控制在 (A）0.1-0.2mpa/min（B）0.2-0.3mpa/min （C）0.4-0.5mpa/min（D）0.6-0.7mpa/min 262.天然气甘醇脱水装置开车装置中，重沸器的升温速度应控制在（C）
(A）15℃/h（B）25℃/h （C）35℃/h（D）45℃/h
263.天然气甘醇脱水装置开车操作中，甘醇浓度达到（B）即完成热循环
(A）97℅（B）98℅（C）99℅（D）100℅
264.当出现电源中断、仪表风、甘醇循环泵故障、火灾等
突发性事故时，天然气甘醇脱水装置中，紧急停车的步骤是
(A）切断进出站阀→循环系统停车 →联系调度通知关井→分析原因、处理异常→恢复成产
（B）联系调度通知关井→切断进出站阀→循环系统停车→恢复成产→分析原因、处理异常
（C）切断进出站阀→循环系统停车 →联系调度通知关井→恢复成产→分析原因、处理异常
（D）联系调度通知关井→切断进出站阀→循环系统停车 →分析原因、处理异常→恢复成产
265.天然气甘醇脱水装置中，吸收塔的液位变化趋势是
(A）
(A）升高（B）降低（C）不变（D）不能确定 266.天然气甘醇脱水装置正常检修停车操作中，不需要回
收甘醇的设备是（D）
(A）吸收塔（B）再生器（C）闪蒸罐（D）甘醇储罐 267.天然气甘醇脱水装置中，甘醇ph值的最佳控制范围
是
(A）6--8（B）7—7.5（C）6—7.5（D）7.5-8 268.三甘醇脱水工艺中，甘醇贫液入塔的温度宜高于气流
温度（C）
(A）0-16℃（B）16-26℃（C）6-16℃（D）26-36℃ 269.三甘醇脱水工艺中，天然气进入吸收塔的温度维持在 (A）15-48℃（B）10-25℃（C）5-35℃（D）15-35℃ 270.过滤分离器上差压计显示的压差主要表示(A）， (A） 滤芯的脏污程度（B）捕雾网的脏污程度（C）气
流通过设备的阻力（D）排污操作产生的压力变化
271.过滤分离器排污系统应选用的阀门是（D）
(A） 旋塞阀（B）强制密封球阀（C）针阀（D）节流截
止阀 272.过滤分离器的差压计显示值突然变为0，其原因可能
是
(A）分离段捕雾网破损（B）过滤段滤芯破损 （C）差压计导压管泄漏（D）过滤分离器排污 273.天然气甘醇脱水装置中，吸收塔设计时取塔板效率为
25℅，若计算理论塔板数为1.5，设计塔板应为（B） (A）5（B）6（C）7（D）8 274.天然气甘醇脱水装置中，关于板式吸收塔按塔板结构
分类，（D）类型是错误的。
(A）泡罩塔板（B）浮阀塔板（C）筛孔塔板（D）折流塔板
275.关于天然气甘醇脱水装置中描述填料塔填料的特征，
（D）参数是错误的。
(A）比表面积（B）空隙率（C）单位体积填料数目（D）堆积高度
276.根据《天然气脱水设计规范》（SY/T 0076-2003），甘
醇脱水装置闪蒸罐操作温度为（C）
(A）15-35℃（B）30-60℃（C）60-93℃（D）100-120℃ 277.根据《天然气脱水设计规范》（SY/T 0076-2003），用
于气液两相分离的闪蒸罐中甘醇停留时间为 (A）5min（B）10min（C）20min（D）30min
278.处理含硫的天然气甘醇脱水装置中闪蒸罐排出的闪
蒸汽，不宜用（C）
(A）再生器的汽提气（B）灼烧炉的燃料气 （C）重沸器的燃料气（D）缓冲罐的保护气 279.天然气甘醇脱水工艺中，能最大限度提高甘醇浓度得
方法是（B）
(A）汽提气在生（B）共沸再生（C）减压再生（D）高温再生
280.天然气甘醇脱水装置中，重沸器的火管形状一般为
（D）
(A）L形（B）M形（C）N形（D）U形 281.天然气甘醇脱水装置中，重沸器内甘醇液位应比火管
顶部高
(A）50mm（B）100mm（C）150mm（D）200mm 282.天然气甘醇脱水装置中，甘醇机械过滤器应能除去以
上的固体杂质
(A）1um（B）5 um（C）50 um（D）100 um 283.天然气甘醇脱水装置中，甘醇机械过滤器的工作压差
应小于
(A）0.1mpa（B）0.2 mpa（C）0.3 mpa（D）0.4 mpa 284.天然气甘醇脱水装置中，经过过滤器后的甘醇中固体
杂质的质量浓度应低于
(A）1℅（B）0.1℅（C）0.01℅（D）0.001℅ 285.天然气甘醇脱水装置中，灼烧炉内反应物质的主要作
用过程中
(A）水（加热）→水蒸气（B）2H2S+3O2→2SO2+2H2O↑ （C）2SO2+3O2→2SO3（D）CH4+2O2→CO2+2H2O↑ 286.天然气甘醇脱水装置中，腐蚀灼烧炉烟囱的主要物质
是（C）