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。
随着天然气需求的持续增长，天然气管网的安全与稳定运行已成为保障能源供应的重要课题，复杂工况和突发事件对管网运行的调控与管理提出了更高要求。为解决天然气管网用户分类分级与应急工况分析的关键问题，提出了一种基于用户重要性划分的分级分类方法，明确了用户分类的指标体系与边界条件，对用户用气需求、负荷波动及优先级进行量化分析，为管网运行决策提供理论支持。以某区域天然气管网为研究对象，结合实际管网结构与运行数据，构建了管网仿真模型，对典型应急工况进行了评估，揭示了不同用户类别和应急事件对管网运行的影响。结果表明，在某段管网停输时，整体管网压力能够在一定范围内保持稳定，供气安全基本可控，但高优先级用户的供气保障仍存在薄弱环节，需要进一步优化运行策略。基于此，在保障重点用户安全供气的前提下，提出优化管网运行调控策略和应急管理机制的建议，为天然气管网的安全运行与应急处置提供了科学依据和实践参考。
随着W线首站来油由脱蜡混合原油调整为SW混油，高含蜡原油在管线内的输运特性引起高度关注。因此，在W新、老线管输油品物性测试的基础上，开展了两种油品在加剂与不加剂条件下的管输模拟实验，明确高温热处理对管输油品流动性质的影响规律；并通过室内环道实验装置探究了高含蜡原油的蜡沉积特性，揭示油流速度、油品与管壁温差对油品蜡沉积量变化的影响机制。此外，基于上述实验结果和管道运行参数，建立了W新、老线原油管道蜡沉积预测模型，准确计算了不同沉积时间下沿管道的蜡沉积速率和蜡沉积厚度。实验结果表明，加剂油70℃热处理相比65℃和60℃有更好的降黏降凝效果；油流速度与管道蜡沉积量呈负相关，而油壁温差与管道蜡沉积量呈正相关。预测结果表明，同种油品冬季蜡沉积厚度高于夏季蜡沉积厚度；输送油品由脱蜡混合原油调整为SW混油后，由于出站温度的升高，管道结蜡未形成明显影响；根据管道沿线最大蜡层厚度2 mm的沉积时间，推算W新线原油管道清管周期为10～13 d。该研究成果不仅有助于明确W新线输送油品流动特性与蜡沉积规律，还可为今后清管方案的制定提供理论依据。
盐穴储油具有规模大、成本低、损耗少、密封好、风险低等优点，是一种较理想的石油储存方式。而中国盐矿建库资源丰富，利用丰富的地下盐腔资源建设石油储库，对构建立体多元的石油储备体系、保障能源安全具有重要意义。通过对盐穴储油库的运行特点、运行方式的研究，对比国内外建设环境差异，以国内原油管道输送、油气田地面处理技术体系为技术基础，借鉴国外多座已投运盐穴储油库运行方式、处理工艺和运行参数，针对盐穴储油库地面注采处理工艺流程、注采运行方式、关键运行参数、主要设备选型、关键监测及控制参数等进行分析研究，提出了地面工艺的处理方案及关键运行参数。同时，探讨油气联运注采油工艺的可行性和优劣势，提出了盐穴储油库下一步的技术发展建议。该研究成果可为国内利用盐穴储油工程建设提供参考和借鉴。
聚合物溶液的黏度直接影响聚合物驱驱油效果，因此需要保持聚合物溶液黏度的稳定性。大庆油田聚合物驱的配注普遍采用清配污稀的方式，而配注水的成分相对复杂，需对配注水中的各影响因素进行研究，确定对聚合物溶液黏度影响的主要因素。室内实验利用无氧蒸馏水配制出含不同浓度的悬浮物、含油量、硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌、铁细菌、硫化物、Fe~(2+)等单因素的模拟水溶液，分别将各模拟水溶液的聚合物母液质量浓度从5 000 mg/L稀释至1 000 mg/L，测试其黏度，定量分析各单因素对聚合物溶液黏度的影响。实验结果表明，悬浮物、含油量对聚合物溶液黏度的影响不大，硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、硫化物、Fe~(2+)对聚合物溶液黏度影响较大。针对这些主要影响因素对聚合物溶液黏度的影响进行定性分析，通过红外光谱、核磁共振等检测，进一步验证了硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌、硫化物、Fe~(2+)对聚合物溶液黏度的影响，检测中发现聚合物结构被破坏，形成了多种新的小分子物质，使聚合物溶液黏度降低。
长庆油田、气田采出水产水量大、水质复杂，具有含高盐、高悬浮物、高COD的特征，以处理后回注地层为主，存在处理成本高、水资源浪费情况。国内外现有主流电解制氢技术普遍依赖纯水配置电解液，如果将气田采出水处理成纯水后制氢，则会大幅增加采出水处理站建设投资和运维成本。鉴于此，长庆油田借鉴“海水无淡化原位直接电解制氢海试”成功经验，选取了苏里格、靖边、榆林3大气田10种不同类型采出水，先后开展室内膜耐受性实验+处理补水实验和不纯化电解制氢先导试验，发现采出水中表活剂等COD组分会对疏水多孔膜材料产生改性作用，从而破坏膜的结构，影响电解液的纯度。通过简易预处理+疏水膜蒸汽渗透方式，实现了“采出水侧”向“电解液侧”的补给。利用0.4 m~3/h(0℃，1 atm)电解制氢设备，开展了5类含不同TDS和COD含量的采出水电解制氢试验，累计制氢时长385 h，制氢纯度99.999%，验证了高含盐气田采出水不纯化电解制氢的技术可行性。
为解决大庆油田一类油层聚驱后期约40%剩余油分布分散、前期提高采收率技术效果不佳的难题，提升原油采收率，研发了PPG（预交联凝胶颗粒）三元复合驱地面配注工艺。该工艺以成熟的“低压三元、高压二元”配注工艺为基础，新增PG配制和两种表活剂调配系统，涵盖PPG和聚合物调配、表活剂调配、氯化钠配制及高（低）压调配等关键部分，形成了“低压四元、高压二元”配注工艺，实现连续熟化与调配一体化，并采用模块化设计。该工艺先在采油三厂试验区块应用，虽面临工业表活剂特性偏差、PPG分散结块等问题，但经改进可实现正常生产，注入井口三元复合体系的浓度合格率达98%以上；在杏六区进一步优化后，能够显著提升配注效率，有效降低成本，且便于现场管理。该工艺为大庆油田剩余油开采提供了有效途径，推动了油田可持续发展，应用前景广阔，未来仍需持续优化以适应油藏开发需求。
对离心泵进行预防性维护维修是提高站场完整性的重要组成部分，但现场数据只能定性评估离心泵的工作能力，对于其运行状态变化趋势和可能发生的故障类型无法预测。针对上述问题，基于离心泵实验台分析了正常工况、故障工况下时域信号和频域信号的差异性，对时域信号特征和时频域信号特征进行了提取和筛选，采用核主成分分析法进行了数据降维和融合，引入健康因子表示离心泵的运行状态，并对比了不同分类模型对故障类型的预测效果。研究结果显示：同故障不同工况、不同故障相同工况下时域图和频域图存在一定相似性，难以判断故障类型；BP神经网络、随机森林和支持向量机模型分类准确率分别为91.67%、 96.25%、98.75%，支持向量机模型的错分样本数最少；与传统故障判断方法相比，健康因子评价法可将预警时间提前205 min，识别最可能出现的故障类型为轴承内圈故障，与现场拆机检查结果一致。该研究结果可为其他旋转类设备的故障诊断提供实际参考。
管道河流穿越段处于复杂环境中，面临土壤、河水等多种介质的侵蚀，若发生腐蚀，会导致泄漏等严重后果，不仅会造成经济损失，还会对环境造成污染，因此阴极保护对于防止管道腐蚀至关重要。随着管道建设的不断发展，越来越多的管道需要穿越河流等特殊地段，因此对管道河流穿越段阴极保护有效性的评价方法研究需求日益迫切。基于长江穿越段管道采用数值模拟评价方法，运用该方法进行仿真计算，构建几何模型，设定合适的算例，模拟出准确的该穿越段管道所处环境，评价得到当前长江穿越段管道的阴极保护效果。研究结果表明：数值模拟方法可以有效对管道河流穿越段阴极保护进行评价，获取穿越段管道的阴极保护状况，了解管道防腐层质量及保护效果，为管道企业日常巡护和管道安全运行提供指导意见。
针对油泥热解后残渣资源化利用难题，进行了油泥残渣组成成分分析，发现其硅铝钙基矿物组成与天然路基材料具有显著相似性，提出以油泥热解残渣为主要原料的固化稳定化制砖的技术路线，通过优化残渣与辅料（水泥、碎石、粗砂）配比，系统研究了砖的抗压强度、抗冻性、吸水率及重金属浸出特性。实验结果表明：热解残渣、水泥、碎石掺量分别为40%、30%、30%时，养护时间28 d，砖体抗压强度达25.5 MPa，吸水率低于10%，强度损失率10.5%，可满足GB/T 21144—2023《混凝土实心砖》强度等级MU20要求，重金属浸出浓度符合GB 8978—1996《污水综合排放标准》，单吨残渣制砖综合成本为126.75元，较传统黏土砖（220元/t）降低42.7%。以年产10×10~4t热解脱油土的油田为例，采用该技术每年可节省危废处置费4 200万元，减少黏土开采18×10~4m~3，同时降低CO_2排放12×10~4t，较传统黏土砖节约成本932.5万元，兼具废弃物减量化与建材产品增值的双重效益，为油泥热解残渣的高效资源化利用提供了新途径。
含油污泥主要分为清淤、作业和落地污泥，其成分复杂，较难分解。同时由于近年越来越多的区块进入三次采油阶段，注入到地层中的聚合物、表面活性剂等较难分解的成分经循环后回到地面系统中，这也导致了含油污泥更加难以处理。如果将含油污泥废液直接掺入已建的油水处理系统，会导致电脱水器垮电场、回注水质指标不合格等系列问题。因此W采油厂建设了一座含油污泥处理站，对全厂范围内的含油污泥进行集中处理。该处理站分两期建成，第一期为前置处理流程，由粗筛+旋转挤压分离、序批沉降、高速离心机分离、一次和二次重力沉降组成，其使用药剂为絮凝剂，最佳投加质量浓度为100 mg/L；二期为热化学处理流程，主要是通过加热和药剂的共同作用，促使在前置流程中分离出来的污油从稳定状态变为不稳定状态，进而实现油水分离。含油污泥废液处理使用的破乳剂和硫化物去除剂最佳投加质量浓度均为100 mg/L。由于W采油厂位于高寒地区，整个流程中的室外设备均配有伴热，以保证能够在冬季正常生产运行。W采油厂建设的集中含油污泥处理站印证了该技术路线的可实现性，指导了油田含油污泥现场处置全过程。
针对在油气领域知识图谱构建过程中，传统命名实体识别方法存在特征信息提取不准确、识别效率低的问题，提出了一种结合注意力机制的BERT-BiGRU-CRF井控风险事故实体识别方法。该方法首先利用BERT预训练模型得到输入序列语义的词向量；然后将词向量输入双向门控循环单元BiGRU提取上下文特征，再借助注意力机制聚焦关键信息，进一步增强语义特征提取；最后根据条件随机场的标注规则和序列解码能力，输出最大概率的序列标注结果，构建油气领域命名实体识别模型。将本实体识别模型(BERT-BiGRU-ATT-CRF模型)与其他5种命名识别模型在包括上万条文本语料数据、11类实体的自建数据集上进行了对比实验。实验结果表明，BERT-BiGRU-ATT-CRF模型的准确率、召回率和F_1值分别达到0.903 4、0.925 7和0.914 7，实体识别效果优于其他模型，为井控风险要素实体识别提供了可靠的解决方案。
在石油化工自动化控制系统中，气动调节阀作为终端执行装置，承担着流量、液位、压力、温度等关键工艺参数的自动调节与远程控制任务，其控制性能直接影响系统的运行质量与安全性。为避免气动调节阀控制失效，针对气控回路进行了系统性优化改进，重点实现了手/自动模式切换控制及应急状态下故障安全控制功能，确保调节阀在生产过程中能够可靠、稳定运行。通过优化控制策略，精细化调整PID参数，使系统能够快速响应控制信号并实现精确调节；同时，升级硬件配置，采用高精度智能型阀门定位器、快速响应电磁阀等，显著提升了系统的抗干扰能力和环境适应性。改进后的气控回路能够满足快速响应控制指令，在异常工况下能够灵活切换至手动控制模式并紧急切换至故障安全状态，有效保障了工艺流程的连续性和安全性。实验结果表明，采取优化措施后，显著提高了调节阀的控制精度和系统抗干扰能力，为石油化工生产过程的顺利进行提供了有力支持。该研究为气动调节阀在自动化控制系统中的高效应用提供了理论依据与实践参考，具有重要的工程应用价值，对提升石油化工行业自动化水平具有重要意义。
在“双碳”目标驱动下，天然气站场热工暖通系统的高能耗与碳排放问题已成为制约油气田地面工程绿色化转型的重要挑战。作为化石能源向清洁能源过渡的“战略支点”，天然气站场需在保障能源安全供给基础上，实现低碳化技术升级与系统性管理重构。当前天然气站场热工暖通系统设计存在三大问题：负荷预测模型与真实场景偏差大、设备能效冗余导致运行成本增加、全生命周期管理体系缺失引发隐性碳足迹积累。为了解决上述矛盾，创造性构建动态建模-多能协同-全周期管理三位一体优化框架。通过Openstudio与实测数据融合Sketchup建模，构建站场动态热负荷预测模型，精准解析不同功能区的时空能耗特征；开发多能互补技术，集成地源热泵、光伏直驱空调及相变储热等核心技术，实现天然气站场热工暖通系统与新能源技术的深度融合；建立覆盖设计-运维-退役的全生命周期管理体系，依托数字孪生平台实现碳排放动态追踪与能效闭环优化。该优化框架可显著提升系统综合能效与余热利用率，降低热工暖通系统碳排放强度，同时，深化数字孪生技术与全生命周期碳管理体系的融合应用，推动站场从单一能源输配节点向多能协同的低碳枢纽转型，为天然气站场绿色化改造提供理论支撑与实践示范。