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。
火筒是油田集成化加热分离器内重要的燃烧与传热元件,主要以热辐射的方式将燃烧热量通过火筒金属壁面传递给油水混合物,从而达到加热集成化加热分离器内介质的目的。在加热分离器内的火筒通常浸泡在油水界面以上的混合溶液内,燃烧热量的辐射传递和加热过程相对比较复杂,其机械性能和在油水混合溶液中传热性能对设备的安全运行和使用寿命有着非常重要的影响。以火筒的辐射传热为研究对象,对火筒温度场的分布规律和不同油水混合比下火筒内外壁温度情况进行分析,采用数值方法模拟了加热分离器火筒中天然气燃烧与传热过程。结果表明,加热分离器内火筒的金属壁温明显高于水套炉内火筒的金属壁温,且火筒面积平均热强度不宜超过25 kW/m~2。火筒金属壁面温度较高的位置集中在U型火筒180°弯头处及其烟气出口,属于温度比较薄弱环节且容易烧穿,应采取安全措施。经过模拟计算和现场运行数据的对比,含水率为15%的原油在被加热条件的模拟数据,与加热分离器运行现场实测的火筒金属外壁温度分布数值基本吻合。
在天然气长输管道中，以燃气轮机驱动离心压缩机的组成结构被广泛应用于管输天然气增压。为总结机组运行过程中常见故障并进行改进，对2011—2021年西二线某燃驱压气站3台GE燃驱机组进行有记录故障数据统计，分别从停机类故障和非停机类故障两个角度，按照机械设备、仪表、自动化系统、电气等专业进行统计分析，归纳分析各类故障的发生频次、概率，并总结发生概率较高的故障。统计结果表明，停机类故障主要发生在探头与仪表接线方面，其次由外电波动、停电导致，最后由机械设备、电气设备及控制系统故障导致。非停机类故障主要是机械设备故障，其次为仪表接线与自动化故障，最后为电气设备故障。针对高频故障，结合运行维护经验分析其原因，从仪表系统、控制系统、外电系统、机械设备四个方面提出改进措施，有助于提高GE燃驱压缩机组的运行可靠性，保证压缩机组安全可靠生产，对GE燃驱压缩机组的运行维护具有一定指导作用。
为解决页岩油压裂返排液油含量快速检测的技术难题，建立了一种基于紫外分光光度法的分析方法。针对返排液乳化稳定性高、传统方法适应性差的痛点，系统优化了萃取剂筛选、特征波长确定及标准曲线构建等关键环节。此方法使用脱芳的有机纯正己烷做萃取剂，通过全波段扫描发现：页岩油-正己烷体系在200～220 nm区间存在显著吸收峰。进一步通过25、50和100 mg/L梯度质量浓度验证，最终选定215 nm作为最佳检测波长。同时，使用从现场采集的页岩油开采压裂返排液中提取的标准油样，配制出一系列不同质量浓度的标准页岩油溶液，分别测定其吸光度值，根据最小二乘法对实验数据进行线性拟合，列出标准曲线方程。通过一系列实验验证，包括对方法的检出限、准确度和精密度的测试，结果表明该方法操作简便，数据准确可靠。其检出限低至0.60 mg/L，相对误差控制在1.6%以内，回收率均值在99.15%～101.58%之间，变异系数不超过4.9%，能够有效满足页岩油开采压裂返排液中油含量的测定需求。该方法不仅提高了检测效率，还为页岩油资源开发的产量评估和油水处理工艺的优化提供了有力的技术支持。
油田站场加热炉前保证天然气净化的排水器，使用过程中存在特种设备压力容器需定期检测导致的管理复杂，地上及半地下安装方式在东北极寒地区易发生冻堵，现有天然气排水器结构排水效果较差，工艺流程自动化水平低及故障后拆卸不便、必须停炉维修等问题。针对以上问题，优化内外部结构，设计出两种新型天然气排水器。通过改变排水器的安装位置、加设高低液位触点、通过控制系统控制电动排水阀开关、增加天然气旁通管路、改变排水器连接方式等技术，对新型排水器与原排水器在处理天然气量为325～1 100 m3/h时不同集液管尺寸、天然气流速、运行压力、天然气运行温度下的排液效果进行现场试验对比研究。研究得出新型排水器的排液效果较原有排水器更好，特种设备设计为压力管路简化了管理流程，加设的电动排水阀提高了自动化水平，天然气旁通管路的设计提高了生产的连续性，天然气管道与排水器由焊接连接改为法兰连接，方便维修与拆卸；同时确定天然气排水器的最优运行参数在集液管管径为DN200～DN400、流速为5～15 m/s、运行压力为0.2～0.5 MPa、运行温度为20～40℃的范围内，为站库天然气排水器的优化设计做出了指导，同时为天然气的安全平稳运行提供了有力保障。
油田采出水生物处理技术因其绿色高效，目前已经成为国内各大油田处理复杂化学驱采出水的首选技术措施之一。以大庆油田三元复合驱采出水为研究对象，初步探索A2O工艺低温条件下的处理效能，为油田采出水地面工程新能源利用及降本增效提供技术支持。试验结果表明：A2O工艺在低温条件下能有效降低采出水的含油量及悬浮物固体含量，平均去除率分别达到95.68%、57.36%，且出水含油量满足大庆油田含聚合物采出水高渗透层含油量≤20 mg/L的水质回注指标。同时，有效降低了采出水中聚合物质量浓度、表面活性剂质量浓度及黏度。此外，气质联机（GC-MS）结果显示，三元复合驱采出水中有机污染物在A2O工艺各单元中呈现梯度降解，A2O工艺出水中有机污染物的种类及分子量显著降低。
目前，油田注水系统的能耗评价研究主要集中在单一指标上，针对整体能耗的评价研究较少。基于逼近理想点，结合最优-最劣、熵权和相关系数法，根据博弈论计算常权权重，建立注水系统能耗评价模型。根据变权理论优化常权权重分配，计算反映注水系统整体能耗的相对贴近度，实现对注水系统能耗的综合评价。对某油田注水系统进行评价，根据现场能耗数据与专家意见建立综合评价模型，计算3种运行工况的能耗综合评价值，分别为0.320、0.367和0.779。对建立的评价模型进行敏感性分析，研究结果表明：基于博弈论的常权权重综合了多种权重优点，能够有效避免权重异常分配；采用变权模型不仅能够突显不同工况的差异，还能在评价值中有效反映工况异常，使评价结果更准确。该综合评价方法能够准确评价注水系统能耗，为现场注水作业提供科学指导。
目前油田三元采出水处理站过滤罐反冲洗排水处理途径为直接输送到沉降罐前端，汇入油系统来水后进入采出水处理系统。为深入了解三元采出水处理站处理系统对过滤罐反冲洗排水的适用性，从油珠粒径分布、沉降分离特性、反冲洗过程中水质特性、有机物构成、微生物构成五方面对比分析三元采出水处理站油系统来水与过滤罐反冲洗排水水质差异。分析结果表明：过滤罐反冲洗排水油珠粒径比油系统来水更加微小；静沉24 h后，油系统来水水质达到“双50”指标，过滤罐反冲洗排水水质不能达到“双50”指标；过滤罐反冲洗过程中，反冲洗排水的含油量和悬浮固体含量始终高于油系统来水，油系统来水与过滤罐反冲洗排水主要污染物种类和优势菌群种类基本相同。三元采出水处理站过滤罐反冲洗排水的处理难度高于油系统来水，对水处理系统冲击性强，可以发掘利用二者共同的优势菌群开发高效菌剂，实现对包括过滤罐反冲洗排水在内的三元采出水有效处理。
南疆产气区是国家“西气东输”主力气源，目前大多数气田进入开发中后期，地层采出水产量逐年增大，而该区地质条件构造导致污水回注井选井困难、回注成本高昂，而远距离调水回注地层也面临地质和环保上的双重风险，因此需为该区气田开发配套一条绿色、环保水处理路径。针对该区气田采出水矿化度、硬度、COD和重金属含量高的特征，采用“破乳气浮+混凝沉降+微电解芬顿耦合氧化+二效蒸发+MBR生化+二级吸附”的水处理工艺，在S气田生产现场成功开展了现场试验研究。试验结果表明：该工艺可以有效降低气田水中的COD、重金属、钙镁离子和全盐量，处理后的水质指标满足GB 18918—2002《城镇污水处理厂污染物排放标准》中关于一级A标准限值的要求，同时全盐量和氯化物指标达到GB 5084—2021《农田灌溉水质》中关于旱地作物限值的要求。该处理工艺运行成本相对较低，经处理后的气田水完全可以回用于荒漠灌溉。
为了提高天然气压缩机组的智能运行维护水平，减少安全生产事故的发生，基于PCA算法、机器学习模型开展了机组早期异常状态识别与故障溯源研究。基于PCA算法对预处理后的机组运行监测数据进行了特征提取，搭建了SVM机组状态识别模型来预测异常决策边界，提出了传感器故障程度判据来定量计算传感器的异常偏离程度，并基于统计分析溯源出机组异常状态的故障传感器。现场压缩机组监测数据的实例验证分析表明：PCA算法对于现场压缩机组监测数据具有较好的特征提取性能，前两维主元成分能够包含超过70%的数据特征。通过对比分析，基于非线性映射与距离量度的径向基核函数对于复杂监测数据具有更好的边界决策性能；SVM机组状态识别模型能够准确地预测出异常决策边界，识别出机组传感器发生早期故障时的异常状态，能够从数据驱动的角度为现场工程师的运行维护提供决策依据。
基于CO_2腐蚀速率预测的注入管柱选型是保障咸水层安全稳定地注入及封存CO_2的基础工作。已有的腐蚀速率预测模型尚未考虑咸水层注入CO_2及管柱材质为s-13Cr的情况,同时也未考虑流速及腐蚀产物膜对腐蚀速率的影响,因此有必要增加对上述因素的考虑,创建面向s-13Cr的CO_2注入管柱腐蚀速率预测模型,以便更准确地预测其服役寿命。首先借助室内测试获得了不同环境及条件下s-13Cr不锈钢材质的CO_2耐蚀性特征及腐蚀速率,并借助测试数据初步建立了适用于s-13Cr的CO_2腐蚀速率半经验模型;进一步考虑流速及腐蚀产物膜等相关因素的影响,利用机器学习方法对模型进行修正。基于均方根误差(RMSE)、确定系数(R-squared)、平均绝对百分比误差(MAPE)的可行性评价结果显示,RMSE=0.001 7,R-squared=0.979 3,MAPE=0.026,在分别改变压力、温度及流速情况下,应用预测模型得到的不同条件下的腐蚀速率与试验测试集中对应条件下的腐蚀速率具有良好的一致性。该模型性能良好,能够较准确地预测不同环境及条件下CO_2对s-13Cr材质的腐蚀速率,从而为咸水层碳封存工程中注入管柱的选型提供相关理论与决策支持。
钢管选型是CCUS管道工程的关键技术之一，亟需解决介质相态复杂、泄漏后降温快不易止裂等特殊工况下的材料适用性问题。通过系统分析CCUS管道工程在介质相态控制、安全运行等方面的特殊要求，对比分析SMLS钢管、SAWL焊管和HFW焊管在制造工艺、显微组织与力学性能、耐腐蚀性能、经济性和安全性方面的关键性能指标。研究表明：HFW钢管具有热影响区小、焊缝质量高、晶粒细、偏析少，具有较好的低温韧性（-40℃冲击韧性≥50 J）和耐蚀性（腐蚀速率较SMLS降低约37%）；壁厚均匀（椭圆度偏差<0.6%），尺寸精度高（可达±0.15 mm），减少了应力腐蚀开裂风险，且综合经济成本最低（较SMLS低36%）。综合技术经济性评价，HFW钢管因其优异的低温韧性、精准的几何尺寸控制、良好的经济性和工程适用性，可作为我国CCUS管道工程建设的优选管型。
套损预测是油田开采阶段的关键工作，准确预测注采井套管损坏状态有利于制定有效的防护措施，提高油田经济效益。井下环境多变、套损机理复杂，套管损坏的多种影响因素具有不确定性和时变性等特点。目前，基于机器学习的油水井套损预测方法存在数据体量大、数据关联性强、时空依赖关系建模能力有限等问题，导致难以捕捉这些数据间复杂的非线性关系，并且获取数据手段复杂、成本高昂。因此，以深度学习技术为基础，针对油田套损预测业务需求，分析了油田生产数据中的时空特性，构建了井位时空关系图层组，对数据中的时间依赖和空间依赖同时进行数据建模，设计了基于采样聚合时空卷积网络的井套损预测方法。实验结果表明，套损预测模型能够及时发现套损情况，准确率达到80%以上，不仅提高套损井治理工作效率，还为油田套损预测提供了多层次、多维度的解决方案，同时为进一步研究复杂条件下的套损预测奠定了基础。
随着数字化技术的不断发展，油库管理模式已逐步向自动化、智能化转变，但国内油库因建设时间不同，加之业务需求及管理模式不同，自动化程度及智能化水平也不尽相同。国家管网集团选取典型油库作为建设试点，围绕油库智能化管理现状及需求分析，针对目前油库以人工操作确认及现场巡检为主，各监控系统相互独立、关联不够，设备预防性诊断手段缺乏，安防管理智能化程度低及应急处置效率低等问题，在现有运营体系的基础上，利用人工智能、物联网、大数据、云计算及5G等技术，对大型油库管理模式进行重塑，对智能油库框架及顶层设计进行探究，设计出智能运行、智能计量、智能巡检、智能风险预警、智能维护、智能应急六个方面的管理模块，以摸索智能油库标准化、规范化的管理运行模式。该研究成果对于提升行业对智能油库认知水平及规范油库管理运行模式具有指导意义，使未来智能油库建设向着更加智能化、标准化的方向发展，从而真正达到提高油库智能化管理水平，提升油库风险管控能力和人工质效水平的目的。
随着油气行业数字化转型的深入推进，边缘计算作为一种新兴的分布式计算模式，逐渐成为提升油田生产效率和安全性的关键技术。边缘计算将计算和数据存储能力部署在靠近数据源的位置，实现油田生产数据的实时采集、传输、分析和处理，为油田设备的监控、生产过程的优化以及安全性的提升提供了重要支持。通过系统梳理边缘计算在油田中的应用场景，并重点分析其在数据采集与传输、设备监控与控制、安全性与可靠性保障等方面的研究现状，构建基于边缘计算的油田生产监控系统，实现了对油田设备运行状态的实时监测和生产数据的智能分析，显著提升了数据处理效率和设备运行可靠性。研究结果表明，边缘计算在油田中的应用能够有效提高生产效率、降低运营成本，并为智能油田的建设提供重要的技术支撑，对推动油气行业的智能化发展具有重要的理论意义和实践价值。