根据国家对期刊质量管理要求，加强学术不端风险防范，完善学术不端体系建设标准查漏补缺工作，《油气田地面工程》要求文章重复率不超过15%，建议作者在投稿前先通过万方等权威数据库进行论文查重检测。
为了评价直膨式太阳空气能热利用系统替代燃气加热炉在油田场站的应用效果，在青海油田A场站首次实施了直膨式太阳空气能热利用系统替代燃气加热炉的试验。直膨式太阳空气能热利用系统基于热力学原理，以制冷剂R410a为媒介，通过建立的置换区域调节发挥系统的吸热功能和放热功能，实现清洁能源的利用。青海油田A场站为原油加热中间站，主要使用燃气炉将原油加热后输送至下一站。直膨式太阳空气能热利用系统中清洁能源转化的主要设备为聚能板和循环机，该系统以并联的形式接入A场站燃气加热炉系统。通过不同工况下系统的出液加热效果、耗电量、试验期内的故障次数进行对比，对系统的稳定性做了定性分析。通过A场站的原油加热系统的热负荷进行计算，对直膨式太阳空气能热利用系统的节能效益进行定量分析评价，系统的年节能量在[11 178 986.4 MJ,9 563 081.76 MJ]区间。基于排放因子法和折标煤法对系统寿命周期内的二氧化碳排放量进行了计算，碳排放量为65.405×10~5kgCO_2。直膨式太阳空气能热利用系统在节能量、二氧化碳排放量方面均比传统燃气加热炉更具备优势，从节能减排的角度来看，这种技术具备在油田推广使用的意义。
为实现生物质燃料在油田注汽锅炉上安全、环保、高效应用，通过开展生物质燃料特性、燃烧特性研究，对不同种类、不同掺烧比例生物质燃料的工业分析、元素分析，灰的金属含量以及污染物排放特征等进行分析，提出生物质燃料氯元素、碱金属含量等理化性能指标的检测方法及限值建议，确定了生物质燃料在油田循环流化床燃煤注汽锅炉应用中掺烧比例、炉膛温度、配风比例等关键技术要求和控制要点。通过现场实验，验证了生物质燃料在油田循环流化床燃煤注汽锅炉掺烧应用的可行性，结果表明：通过采取合理的技术及管理措施，控制锅炉重要运行参数，油田循环流化床煤注汽锅炉掺烧生物质燃料可以实现安全稳定高效运行，锅炉烟气污染物的排放能够满足环保指标要求。生物质燃料在油田循环流化床燃煤注汽锅炉的掺烧应用，为油气田企业节能降碳、清洁、绿色、低碳发展提供了一个新的有效途径。
随着天然气管道逐步融入能源互联网，准确模拟管网中的天然气流动状态和组分变化对于贸易计量和能量管理至关重要。然而，管道拓扑结构的日益复杂和气源的多样性给高效能量流动分析带来了挑战。为解决气体能量流难以精确描述的难题，提出了一种创新的组分跟踪方法并构建了一种基于解耦组分分数更新策略的天然气管网高效能量流动分析方法，通过有限体积法在交错网格上对复杂管道中的气体瞬态流动进行模拟，分析组分浓度方程解析解的初始边界值问题；根据BWRS状态方程计算气体性质变化将水热力模拟、组分跟踪和物性计算进行耦合，显著提高了计算效率，实现了从气源到用户以及用户到气源的组分跟踪。在某国际管网上进行了验证，根据提出的方法对管内能量状态进行分析，评估了不同组分气质注入对用户用气量和管网储能能力的影响。研究结果表明：仿真计算的组分分数与气相色谱仪测量数据接近，计算结果与实测数据的变化规律和极值相同，甲烷和乙烷的平均相对误差分别为0.07%和1.07%，证明了本流动分析方法的有效性，该研究为天然气管网更快、更好地接入能源互联网提供了理论支持。
天然气压缩机组是输气管道站场的主要耗能设备，实时掌握该设备的能效运行状况对管输企业开展节能降耗管理工作有着重要意义。目前由于现场计量仪表配备不齐全，部分能效相关数据无法自动采集以及数据的传输路径未打通等原因，无法实现对耗能设备能效状况进行实时在线监测。为提升设备能效管理的数字化、智能化和自动化水平，结合物联网、网络传输等技术初步构建了天然气压缩机组能效在线监测系统，根据系统需要，完善硬件设施并设计了数据传输路径，实现了对天然气压缩机组能效的实时在线监测。系统可监测设备全时段运行状况，具备低效预警和低效分析功能，能够及时、准确地对设备的运行状态和参数进行优化调整，使设备保持高效运行。系统收集设备全时段、多工况的运行数据，形成设备诊断数据库，为后续设备运行、检修维护等提供数据支撑。
沁水盆地煤层气田采用井口余压（地层能量）输送的低压、低产、低成本集输模式运行，系统微正压运行逐渐成为常态。机组长期偏离设计工况运行，进气压力趋于微正压，系统运行风险加大，压缩机组运行效率低、站场负荷率低。针对集输系统安全与效率问题，以控制进气压力底线、提高运行效率为目标，利用压缩机机组机体工艺压力损耗计算模型，确定螺杆压缩机的最小进气压力值为0.005 MPa，往复式压缩机的最小进气压力值为0.013 MPa，并结合PIPEPHASE软件建立集气站压前损失计算模型，明确了不同站场进气压力安全界值；通过统计分析集气站运行数据，明确了压缩机压比、负荷率、不同机组类型和能耗的关系。综合安全限值、输送负荷、低效区间关键参数，形成了机组运行安全底线和站场效率运行指导建议，以某集气站为例，按照安全效率指导建议运行214天，平均单耗降幅10.6%，该站场辖区集输系统效率提升16.8%。安全效率指导建议的建立，能够助力煤层气集输系统持久平稳、安全高效地运行。
在全球追求碳达峰与碳中和目标的宏观背景下，绿色低碳发展策略对于推动石油行业转型升级、确保行业长期可持续性发展具有至关重要的作用。为积极响应绿色转型发展战略，选取典型转油站作为试验对象，探索油气田实现低碳生产的有效路径，针对转油站普遍存在耗电量高、管线易于结垢堵塞及能耗设备数量多等问题，依据“地上+地下”一体化逐级优化的核心理念，对转油站进行了全面系统的改造。改造内容覆盖了从油井采出工艺、地面集输系统到站内处理工艺的各个环节，通过引入新设备与新技术，实现了工艺流程的优化与简化。同时，结合当前油田数字化建设的总体趋势，对该转油站实施无人值守的智能化改造，该项改造显著提升了站场的自动化与智能化水平，降低了人力成本，有效提高了站场运行的安全性与可靠性。通过创新改造形成一套“无烟站场”建设技术路线，实现了站场的无烟运行。“无烟站场”建设技术能够显著降低站场的运行能耗与成本，同时达到低碳环保的预期目标，为石油行业的绿色转型提供了有力的技术支撑。
在油气田站场“无人值守，少人巡检”、工艺设施“橇装化、智能化”的新形势下，橇装加药系统既要集投药、溶药、搅拌、定量连续投加、各管路平衡分配等功能成一体，又要利用其数字化手段调控生产运行，但现用的加药装置功能整合度低，其生产应用存在诸多问题，例如：加药泵后多条分支加药管偏流；药剂黏稠造成软管自动吸药失灵；系统内液量波动使定量加注的药剂浓度不稳定；搅拌配药需停运；药剂溶解过程刺激性气体聚集等问题。通过对加药装置后端多分支加药管进行流量计量、连锁控制，在加药部位以背压阀代替传统止回阀，将卸药自吸泵由上装改为下装，增加底阀，改变加注方式，搅拌罐改密闭罐，增加通气立管等方法，形成自动橇装加药装置及管路工艺的优化方案。该方案能够实现加药作业的自动操作与精细管控，降低药剂运行耗用。
由于污泥、化学药剂、细菌等影响，导致老化油上部油层和下部水层之间具有较稳定的乳化体系，仅靠重力沉降工艺达到油、水彻底分离，有一定的难度，从而影响油田正常生产。选取具有典型、代表性的老化油作为研究对象，分别对固相颗粒、水珠直径及其界面膜厚度进行微观成像分析，最终认为固相杂质和乳化层是乳状液稳定的主要原因。通过老化油掺水试验结果表明，结合强旋流聚结分离处理老化油工艺可有效降低固体杂质含量（<1%），提升了系统回掺比例（>30%），减小了老化油掺入原油系统的影响，稳定提升处理站动态交油质量。该预处理工艺技术可配套现有的原油处理系统，不仅快速提升老化油的回收率，而且减轻了站外池存储负荷，消减了VOCs排放量，降低环保风险。
国内大部分油田的开采方式为注水开采，预防和处理注水管线的腐蚀及结垢现象是保持油田稳定高效开发的关键环节。实验对垢样进行了元素分析，选择了氨基磺酸、盐酸、草酸、硫酸和油层清洗剂KD-50作为复合酸洗剂主剂，优选了阻垢剂ZG-S3、缓蚀剂HS-C2和H2S吸收剂AS-03；对酸洗用剂的浓度及配比进行优化并进行配伍性实验，得到复合酸洗剂配方质量分数为40%的除垢剂（氨基磺酸∶盐酸∶硫酸∶草酸∶KD-50=5.0∶17.5∶10.0∶2.5∶5.0）、0.2%阻垢剂ZG-S3、1.0%缓蚀剂HS-C2和2.0%H2S吸收剂AS-03，且酸洗用剂之间的配伍性良好。在草舍油田T10和T12注水管线进行现场应用，酸洗后T10井日注水量提高了52.0%，管损降低了80.5%;T12井日注水量提高了37.5%，管损降低了83.1%，结果表明该复合酸洗剂可有效清除注水管线内的管垢，极大地提高注水管线的注水效率。
大庆页岩油试验区在开发过程中出现压裂返排液油水乳化严重和产量计量不准确等技术问题。通过对页岩油井压裂返排液的乳化状态和相分离特性进行研究发现：页岩油井采出液中的O/W型乳状液乳化程度高、油水分离难度大、在不投加适宜药剂的情况下很难实现有效的油水分离，其乳化机理为湍流场内的液液乳化机制，稳定机理为高乳化稳定机制和Brown运动稳定机制。因此，研发了能够在快速破乳的同时保障油层清澈不产生明显油水过渡层的压裂返排液破乳剂SP2110、适用于1#乳液体系压裂液作业井返排液的破乳剂SP2221和适用于页岩油试验区集输系统的破乳剂远端稀释加药工艺，并在页岩油试验区集输系统和试采单井取得了较好应用效果。此外，依托SP系列压裂返排液破乳剂的高效破乳作用，针对页岩油勘探和开发阶段分别按体积和质量计量页岩油产量的特点，建立了页岩油井压裂返排液体积含油率测定方法和页岩油井压裂返排液质量含油率测定方法。
为实现压裂返排液的达标外排，缓解油田安全环保的压力，针对预处理后的压裂返排液开展室内实验，分别研究了臭氧、超声波单独处理及其组合处理方式对COD （化学需氧量）去除率的影响，通过单因素影响实验，对工艺参数进行了优化调整，最后结合中试实验和成本分析验证组合工艺的可行性。结果表明，处理工艺的顺序对降解效果影响较大，先进行超声波处理，再进行臭氧处理有利于产生更多的羟基自由基；确定在初始pH值10、臭氧质量浓度40 mg/L、超声波功率800 W、反应周期为4、催化剂用量0.1 g/L的条件下，COD去除率可达89.7%，处理效果较好；反应周期和COD含量的关系符合一级反应动力学模型，COD的降解主要集中在前4个反应周期；预处理-臭氧-超声波工艺处理后的出水直接成本为每立方米38.82元，与其余已报道的处理工艺相比，具有较大经济优势，且长期运行结果显示，在水质波动的前提下，油、悬浮物、浊度、COD均满足外排标准要求。基于两种工艺联用产生的协同促进作用，以降低废液中COD含量为目标，依次开展室内实验和中试实验，并通过成本分析验证了组合工艺的可行性。
原油采收过程中产生的含聚合物污水具有黏度较大、乳化程度加深、油滴粒径较小和成分复杂化的特征，随着水资源的日益短缺和环境要求的不断提高，有效处理高聚合物油田污水成为迫切需要解决的问题之一。聚合物驱油技术产生的油田污水存在较多的水溶性高分子聚合物，导致阴离子型无机高分子絮凝剂不适用于油田污水处理，通过对常用处理油田污水方法现状的分析，介绍了简单无机聚合物、改性单阳离子、改性多阳离子、硼泥复合型等不同种类的无机高分子絮凝剂处理油田污水的研究进展，讨论了聚硅酸硫酸铝/铁/锌絮凝剂、聚硅酸氯化铝絮凝剂、DTC絮凝剂等不同种类无机高分子絮凝剂的絮凝性能，包括絮凝剂改性、絮凝率、破乳率及脱油率，以及复合絮凝剂使絮体表现出的可回收性和开放性结构、再生机理。复合絮凝—破乳剂作为一种新型絮凝剂，先破乳再絮凝，其协同作用可进行深入探讨，对合成高效的无机高分子絮凝剂具有重要的指导意义。
油田开发急需解决优势渗流通道识别与治理的问题。由于优势渗流通道形成受到井的空间分布规律影响，而且多种开发动态数据在时间上有独特的响应，这样复杂的时空特征，使用传统方法很难保证质量，因此，提出一种融合DNN、GCN与Transformer的优势渗流通道识别方法，用于解决目前优势渗流通道识别过程中遇到的成本昂贵、检测周期长以及复杂时空场景下识别效果欠佳等问题。该方法分为空间拓扑图建立、开发动态数据井到小层动态数据的映射、时空特征提取三个阶段。通过对研究区域内井间关系进行建模，用图结构来描述节点之间的复杂时空关系，并通过地理加权及小层沉积相对权重系数进行修正，形成全部小层各自的空间拓扑图；设计了基于GCN与Transformer时空图卷积单元，并在真实应用场景中进行了测试，通过实验证明此方法能够解决优势渗流通道识别问题，在精度和稳定性上都具有很大优势，鲁棒性也较好，为优势渗流通道识别提供了一种新的研究思路。
大庆外围油田区块分散、孤立、偏远，没有就近地面系统可依托，需要研制集约化、橇装化的采出水处理装置，来满足采出水达标处理并就地回注。针对大庆某外围油田特低渗透储层采出水回注处理要求，在进行室内水质特性分析试验、溶气浮选及配套药剂筛选研究的基础上，开展橇装化装置现场试验。通过室内试验，确定了胺类絮凝剂为首选药剂，最佳投加范围为50～75 mg/L。通过现场试验优化橇装化装置的相关技术参数：采出水沉降时间8 h；溶气压力0.5 MPa、回流比20%；一级过滤滤速6 m/h、二级过滤滤速4 m/h、双层滤料过滤反冲洗周期48 h。稳定运行后，原油经过“沉降+气浮”工艺后，出水基本达到含油量≤5 mg/L的水质指标要求；悬浮固体含量经过“沉降+气浮+两级过滤”工艺后，出水中悬浮固体含量降至3 mg/L以下，最终经过膜过滤后，出水达到悬浮固体含量≤1 mg/L的水质指标要求。橇装化装置由于其可搬迁、工艺灵活、重复利用率高等特点，极大节省占地面积、降低运行成本及人工劳动强度，并能满足外输水水质稳定达标的要求，在零散区块采出水处理领域具有广阔的应用前景。
以油田某联合站系统为研究对象，通过减级布站方式，优化合并低负荷、高能耗的转油站，实现节能瘦身；在此基础之上，为推进油气与新能源融合和高质量发展，结合地面系统优化调整，并为后续站场实现无人值守智能化运维做准备。采用以内燃机为主体工艺的热电联供技术替代常规加热炉供热工艺，热电联供技术可将天然气单向转换为热能，转变为热电联供方式，具有高能效、低排放、低运行成本及安全性强等特点。研究结果表明：通过区域集输系统优化，将联合站减级优化合并，减少转油站运行设备数量，将主要能源消耗集中供给，所辖油井日均掺水热洗负荷下降4.8 MW，日节省天然气量约0.2×10~4m~3，机泵节电约0.3×10~4kWh，年节约运行成本约60万元；经综合分析对比，采用热电联供技术替代加热炉供热工艺为油站分离的污水进行加热，为采出液集油提供掺水和热洗提供用水，并将产生的电供给注水站注水泵自用，技术上是完全可行的。经测算，放水站采用热电联供技术后，天然气综合利用率可由常规流程的81.2%提升至88%，在区域优化的能耗基础上，进一步降低了能耗，大幅提高了油田综合开发效益。