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
33243.某脱水站有三套脱水装置，处理量分别为50×104m /d、100×104m /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
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）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）
(A）H2S（B）CO2（C）H2S O4（D）H2O 287.
是
天然气甘醇脱水装置中，保持再生气以蒸汽状态进入灼烧炉的最佳方法