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。
随着油田含水率逐渐上升，转输管线加热炉能耗损失大幅增加，同时常温转输也成为了可能。但常温转输后，部分管线可能造成凝管停输，会对转输管线的安全运行带来极大危险。因此，亟需建立一套高含水油田转输系统常温输送可行性与运行优化分析方法。本文基于MH高含水油田，建立了油田转输系统流动参数计算模型。该模型通过引入能更真实反映混输原油流动特性的含水原油黏壁温度，实现了对不同转输管线在各种工况下临界起点凝管温度的准确计算，进而为判断管线常温转输的可行性提供了可靠方法；对于常温转输不可行的工况条件，建立考虑加热与加剂的最优化模型，确定考虑加热与加剂下的综合最优化停运方案。该研究结果为油田转输系统的节能降耗和长期安全稳定运行提供了一种科学有效的方法。
智能化分析技术在气田集输工艺的应用研究具有重要的意义。目前徐深气田已完成数字化的基础建设，满足生产过程中参数的采集和传输要求，关键节点实现远程控制和视频监控，生产数据能够实时上传和显示，但对生产数据的深化应用还需要加大挖掘和利用。因此开展了水合物生成智能预测、管道工况诊断及工艺设备运行智能分析三类模型的智能化深入研究。利用生产过程中压力、气量和温度等基础数据的参数变化，通过应用专家数据库、分析压降趋势、优选并应用机器学习算法，实现气井水合物生成温度预测，计算易冻堵气井注醇量，对管道运行异常情况进行分析预警，预判泄漏和冻堵等异常工况，智能分析不同工况条件下工艺设备运行状态。实现工艺设备参数与生产的互联互通，能够推动集输工艺从经验驱动向数据驱动转变，构建“智能指挥、高效运维”的管理体系，推动气田智能化、自动化高质量发展。
由于地下水封洞库规模巨大，国内均采用钻爆法开挖，在施工过程中会产生大量的炮烟、粉尘及机械尾气等有毒有害气体，需进行施工通风以保证洞室内环境空气质量，确保连续高效施工以及人员安全健康。某大型地下水封洞库位于严寒地区，极端气温低至-40℃，通风难度大制约了项目建设。结合工程布置提出三种不同的竖井布设方案，并从通风效果、工程量、施工难易、通风管路及配套地面道路布设等方面进行了综合分析比较，优选出一种结合支施工巷道的通风竖井布置形式。结合冬季气温条件，采用2×132 kW轴流风机串联600 kW远红外加热系统的方式解决了施工通风及新风温度保障的难题。同时采用CFD手段分析了优选竖井方案在通风难度最大的主洞室中下层开挖阶段，其对地下洞库施工通风的影响，根据流场、CO浓度场及温度场结果分析，该通风方案在90 min送风后，掌子面风速可达0.2 m/s，污染物浓度小于规范要求的0.002 4%，温度满足洞室施工作业要求，确保了冬季地下洞室群的连续性施工，为其他类似工程的建设提供了宝贵经验。
针对湿气集输管道内积液累积导致的输气效率低下、管道压降增大、能耗急剧攀升及安全隐患凸显等核心问题，依托OLGA瞬态多相流模拟平台，构建了高精度动态清管模型。通过系统模拟分析不同清管输量与旁通率配置下的清管作业过程，深入研究了清管器运行速度、管道压力动态响应及排液行为的复杂关联机制。研究发现，提高清管输量能够显著提升清管器运行速度并增强其运行稳定性，而精确调控旁通率则对于平衡清管器速度与减少管道出口排液波动至关重要。基于详尽的数据分析与模型验证，推荐在湿气集输管线优化运行中采用15×10~4m~3/d的清管输量与3%～4%的旁通率作为最优操作参数组合。此成果为湿气集输管线的优化设计与运行提供了重要的理论依据与实践指导。
全面识别和控制原油储罐的各项风险点，实现风险的综合评价和可视化管理，是当前储罐区应急管理急需解决的问题。将人员、设备、管理和环境等作为一级指标，构建了包含若干二级指标和三级指标的原油储罐风险评价指标体系，应用改进层次分析法和熵权法分别计算主观权重、客观权重，基于偏差最小化原则得到组合权重，最后通过综合云模型得到了不同储罐的风险评级等级，并与API RP 581—2016(2020)《Risk-based Inspection Methodology》的评价结果进行了对比验证。结果显示，基于问卷调查结果，构建的评价指标体系通过了信度和效度检验；设备因素层级下的罐体腐蚀和焊缝质量对储罐风险影响较大，应重点关注这两个因素对储罐失效的影响；综合风险从高到低的排序分别为1~#储罐、2~#储罐、3~#储罐、5~#储罐和4~#储罐，依据API RP 581—2016(2020)评价方法得到的1~#～5~#储罐开罐检修时间分别为1年、1年、2年、5年和3年，两者结果基本相符。该研究结果可为储罐维检修计划的制定提供实际参考。
随着石油化工行业的迅速发展，原油储罐的安全检测与管理成为行业内亟待突破的技术与管理难题。针对某输油公司储罐的典型损伤和失效形式进行了深入分析，并应用在线声发射检测与离线无损检测技术进行对比研究；评估检测技术在提高储罐检测准确性和效率方面的应用效果，并验证声发射检测技术的可行性和有效性，以此建立储罐底板腐蚀评价模型，实现智能预测储罐大修周期，辅助使用企业建立科学的检修梯度。研究结果表明，声发射检测技术在储罐检测中具有较高的准确性，能够有效辅助使用企业科学制定检修梯度，确保储罐（群）的长周期合规运行，为储罐的安全管理提供了科学依据。声发射检测作为一种高效的在线检测技术更适应我国工业发展的新需求，能够有力推动石油化工行业向更加安全、高效、可持续的方向发展，有助于石油化工行业内储罐安全管理水平的提升。
针对双金属LNG储罐穹顶复杂结构轻量化设计需求，明确了穹顶结构轻量化影响因素，包括穹顶结构参数、最大载荷计算方法、穹顶承载力分析方法和穹顶稳定性指标。针对穹顶轻量化，提出穹顶型式非线性轻量化模型和穹顶承载力神经网络模型，建立穹顶型式轻量化方法 ，获得型式关键参数环/纵梁数目和截面积；进一步建立穹顶几何轻量化方法，获得几何关键参数环/纵梁高度、腿宽、腿厚、腰厚，实现穹顶结构参数的全面优化。以某3×10~4m~3双金属LNG储罐为例开展的应用研究表明，可以储罐容量为基础数据得到穹顶结构参数，且优化后的穹顶质量为60.678 t，较经验设计84.44 t，结构总质量降低23.762 t，减重28.14%，并满足穹顶稳定性指标，显示出良好的工程应用效果。
针对目前元坝气田水处理过程中存在的化学除硫工艺效率低、水处理成本高、安全环保性差等问题，进行了除硫工艺探索，自行设计了一套生物除硫装置，引入特定的微生物菌株来消耗水中硫化物，通过测量出水硫化物含量，以验证该方法的技术可行性，并进行了敏感性试验，以评估几个关键技术参数对除硫效率的影响。研究结果表明：静态条件下N411型地芽孢杆菌可在100 min内将元坝高含硫气田水中硫化物消耗尽，为生物除硫现场工业化应用提供了可能。相比于“微正压气提+化学剂氧化+絮凝沉降”三级除硫工艺，生物除硫技术效率高，工艺流程简单，绿色环保性高，年节约成本283.44万元。该工艺从源头控制硫化物含量，创新了气田水除硫模式，展现出明显的技术优势和良好的应用前景。
随着行业数字化、智能化转型加速，石油化工物流管理数智化需求日益迫切，石油化工物流数智化管理的技术标准、系统架构、功能规划仍需提升。结合中国石油化工集团公司物流管理系统建设实践，提出了石油化工物流平台建设方案，以数据协同为核心，融合云计算、大数据等技术，建立资源管理、计划调度、运输执行、仓储管理、费用结算和决策支持等多维度应用中心，实现物流管理内外部数据协同共享与业务闭环，提升数据协同效率和系统实时响应能力。未来平台建设将深化智能化应用、拓展生态合作、推进绿色物流，助力企业石油化工物流向更绿色、高效方向发展。
大庆油田长垣老区喇萨杏油田伴生气受CO_2含量高的制约，深冷装置轻烃收率低；页岩油开发区伴生气轻烃含量高、乙烷含量高，应实现轻烃资源应收尽收。评估喇萨杏油田现有深冷装置在CO_2含量高（5%～9%）条件下的运行效率，测算增设脱碳设施的经济性，结果表明：除红压深冷建有脱碳装置，乙烷收率可达83%外，其他装置乙烷收率仅50%，增建脱碳设施可增产乙烷2.3×10~4t/a，但天然气减量1.4×10~8m~3/a，投资回报率低。针对页岩油伴生气高乙烷（15.7%）、高CO_2（最高8%）含量特点，采用MDEA深度脱碳+膨胀机+混合冷剂制冷工艺，结合贫气过冷回流（RSV）提高乙烷收率（≥95%）。采用混合冷剂制冷较丙烷辅助制冷节能16%，轻烃产量达4.6 t/10~4m~3（老区喇萨杏油田仅1.49～2.18 t/10~4m~3），页岩油深冷轻烃与原油稳定轻烃混储混输，简化了储运流程。喇萨杏油田因乙烷含量低（1%～3.5%），脱碳增收轻烃经济性差，建议维持现状优化运行。页岩油伴生气通过深度脱碳+混合冷剂制冷+RSV工艺，能够实现乙烷高效回收，深冷轻烃与原油稳定轻烃混储混输方案兼顾了安全性与经济性。
为适应未来十年原油产量继续下行，解决原油稳定装置低负荷运行工况，通过调整加热炉、稳定塔、原油泵等关键设备运行能力，提高装置适应性，降低装置能耗和安全风险，对某采油A厂原油泵进行节能技术改造，改造后年总节约电量746.1×10~4kWh，原油稳定装置平均负荷率由39%～69%上升至56%～111%。天然气集输方面，由于油田伴生气的产量稳中有升，通过优化增压站及集输管网运行模式，拟合增压站、管网节点压力、调气半径等因素，建立了一套油田气“增压调气+浅冷调峰”集调气运行模式；同时为了应对下游大用户检修，开创了“深冷+增压站”压缩机“双机并网”上载干气运行方式，建立深冷装置计算模型，确定气烃具备车运外销条件的最优操作方法，实现了天然气“能输尽输”、装置处理负荷最大化，以及天然气“零放空”。
大庆油田已进入高含水后期开发阶段，地面生产规模逐渐扩大，近年来随着油田数智化建设力度不断增加，油气生产物联网覆盖率不断提高，生产管理效率显著提升，但距智能化和绿色低碳还有一定距离，需要持续深入做好油气生产物联网的建设工作，不断加大数字化转型、智能化发展的探索工作，同时赋能油田绿色低碳发展技术，加大清洁替代和绿色生产技术应用，持续降低生产用能和碳排放量。大庆油田一直致力数字化建设和智能化探索工作，以及油田绿色低碳技术发展的潜力研究。对油田“智能+低碳”技术发展方面的现状和前景进行了分析，阐述了油田“智能+新能源”建设模式的推进方向，围绕“多能互补”的建设理念和思路，提出了多维度的建设模式和推广模型，为下步绿色低碳示范建设推广夯实基础。围绕油田综合能源管理工作也提出了相关规划和工作设想，在持续强化能源综合管理、完善油田综合能源管控、建设油田内部碳交易平台等方面给出因地制宜、因时制宜的工作思路和方向建议，为实现油气与新能源融合发展以及助力油田高质量发展提出了“智能+”的理论方向。
<正>大庆油田设计院有限公司总部位于中国大庆,另有北京分公司、巴州分公司、华南分公司、西南分公司、西北分公司。该公司是一家集工程咨询、设计、勘察测绘、总承包、监理、技术开发研究、计量检定、油田化学助剂、碳资产管理、信息技术服务等于一体的综合性技术服务公司,国家级高新技术企业、A A A级信誉企业。公司拥有多项自主知识产权的核心技术,发布主参编国家、行业、地方、团体、企业等各级标准共287项,其中主编国家标准46项、行业标准43项,在油气田地面工程建设、大型油气储库工程建设、油气长输管道工程建设等领域具备行业比较优势。
<正>《油气田地面工程》创刊于1978年1月1日,月刊,国内外公开发行,由中国石油天然气集团有限公司主管、大庆油田有限责任公司和大庆油田设计院有限公司主办。《油气田地面工程》的办刊宗旨为“宣传党和国家发展石油天然气工业的方针政策,报道油气田地面工程所属各专业的最新科技成果,推动学术交流,推广应用新技术,充实更新科技人员的知识”。