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。
海上采油期望在生产分离器中尽可能沉降除砂，以减少砂粒进入海管引发堵塞、腐蚀等问题。因此自主研制了大尺寸控温砂沉降实验系统，针对旅大5-2北油田含砂采出液开展了多因素下砂沉降特性实验研究，得到了温度、含水率、破乳剂浓度和含砂量对砂沉降特性的影响规律。结果表明：温度是影响砂沉降的关键因素，升高温度至80℃以上可大幅降低乳状液黏度，减小砂粒脱除难度；增加含水率至反相点可增强对含砂油相的水洗作用，有助于将砂粒携带至水相使其沉降。基于除砂效果、加热能耗和生产效率的综合分析，最终得出比选温度85℃、含水率65%为沉降除砂最优参数组合。该成果对海上稠油开发中掺水量和加热温度的优选具有重要指导意义。
元坝气田开采后期地层压力逐渐下降，部分气井井口压力已接近或低于集输管网运行压力，产量面临递减，往复式压缩机由于其工作压力输出高、压力调节范围广的特点，是元坝气田开采后期稳产高产的关键设备。基于压缩机结构的复杂性和元坝气田高含硫的特殊性，为保证压缩机安全可靠运转，结合元坝气田往复式压缩机的结构设计参数与工作原理，提出了酸性气田压缩机常见故障为异常振动故障、进排气阀故障、润滑系统故障，结合压缩机各构件工作原理，对各故障原因进行深入分析。分析结果表明：在压缩机运行过程中，应加强管线及其转角处的振动检测，优化缓冲罐等装置的结构参数抑制气流脉动现象；优化气阀结构与制造生产工艺，提高其环境适应性、抗冲击性及使用寿命；定期检查润滑系统油品质量，确保其质量、黏度等参数满足行业标准等处置措施；结合压缩机现场故障处置案例，进一步验证元坝气田往复式压缩机故障分类与处置措施研究的必要性，为元坝酸性气田后续压缩机的结构选型、维修保养以及智能化建设提供一定的实践与理论依据。
为解决大庆油田某复合驱低含水原油乳状液因含有大量的气体和固体杂质，在电脱水过程中引起脱水电流异常升高的问题，开展多相态原油乳状液中气相局部放电量测试和低含水原油中不同杂质放电量测试，分析多相态原油乳状液中气相组分、固体杂质（FeS）浓度和分散状态对放电行为及其对脱水特性的影响规律。试验结果表明：气压升高可显著增大起始放电电压，并抑制放电量；混合气体中因大分子烃类极化率高，起始放电电压高于纯甲烷；受空间电荷分布主导，气体易形成低维持能量的气泡桥，产生持续放电通道，加剧电流升高。FeS在电场中因其低带隙和高导电性，易形成“絮状桥形连接”，显著降低起始放电电压；低剪切速度下颗粒聚集引发强电场畸变，放电量升高，高剪切速度下粒径分散均匀可抑制放电；当电压超过25 kV时，FeS桥接效应突显，放电量骤增。乳化液中气体通过气泡桥降低放电通道维持能量，杂质通过桥接形成导电路径，二者协同导致脱水电流异常，在实际应用中需控制脱水罐气液比，避免电极暴露于气相，优化杂质过滤工艺，并设计无尖端电极结构以抑制电场畸变。本研究成果为复合驱采出液电脱水工艺的安全运行与设备设计提供了理论依据。
针对目前压裂返排液回注处理技术存在流程复杂、能耗高、处理周期长等问题，以某油田开发过程中产生的压裂返排液为研究对象，在分析压裂返排液水质特性的基础上，将均质-电絮凝-调节-电催化氧化的组合装置用于处理压裂返排液，分析了化学絮凝和电絮凝的差异性及相关操作参数对出水水质的影响，最后对比了组合装置在技术、经济上的可行性。结果显示：压裂返排液乳化程度较高，电导率较大，适合采用以电化学为主的处理技术；化学絮凝和电絮凝两种工艺均可实现COD_(Cr)去除率60%以上，但电絮凝工艺的运行成本更低，适合长周期运行；在电流密度50 A/m~2、pH值为7、脉冲频率500 Hz、占空比50%、反应时间120 min的条件下，电催化氧化处理后的出水水质最佳；脉冲电源仅用直流电源70%的能耗，可多产生28%的·OH；组合装置的综合成本为57.12元/m~3，与同类工艺相比具有明显经济优势。研究结果可为油气田开发过程中压裂返排液的低成本、无害化处理提供实际参考。
为判断油田地下水中氯化物浓度测定结果的准确性，需要对氯化物浓度的测定方法、测定结果进行不确定度评估。按照相关国家标准中规定的方法进行测定，建立氯化物浓度的测量数学模型，确定出会引入不确定度的五个分量。经过评估后，五个分量对不确定度的影响程度：样品氯化物浓度滴定过程引入的不确定度>样品中氯化物浓度重复性分析引入的不确定度>硝酸银标准溶液浓度标定过程引入的不确定度>样品体积引入的不确定度>氯离子相对分子质量引入的不确定度，其中氯离子相对分子量引入的不确定度可忽略。氯化物浓度测定过程中，样品氯化物浓度滴定过程对不确定度的影响最大，占比为77%。为提高测定的准确性，应选用经过检定的、准确度高的玻璃器具，测定人员要熟知标准方法，按照标准中规定的实验条件和方法进行测定，在测定的过程中尽量减少人为误差。
过滤罐作为油田采出水处理的核心设备，其反冲洗效果决定滤料的再生效果、过滤效果，污水站建设的反冲洗水单独升温工艺，对滤料采用升温后的反冲洗水进行清洗，从而改善滤料再生效果。针对反冲洗水升温工艺运行中存在升温水量有限、升温水作用时间短、升温水热能利用率低等问题，通过开展温度与滤料再生效果关系室内研究，确认了升温浸泡温度不宜低于55℃，浸泡时间宜为1 h的升温反冲洗运行技术参数。通过开展升温反冲洗运行模式现场试验，应用热成像仪实现温度精准控制，确认了“高温浸泡+高（常）温反洗”和“1+N”升温反冲洗的运行方式可以改善滤料再生效果，减缓滤料中形成凝结区和板结区，避免反冲洗时采出水单道突进。与常规升温反冲洗对比，“1+N”升温反冲洗的运行方式滤罐出水含油去除率提高27.1%，反冲洗年耗水率降低21.5%、年耗气量减少41.5%，为采出水站应用升温反冲洗技术提供了一种新的运行方式，达到了充分利用升温水热能的同时又节约了反冲洗耗水量和耗气量的目的，为油田采出水升温反冲洗工艺运行提供了技术参考。
为实现水基型钻井废液的高效、环保处理，以S油田联合站泥浆池废液为研究对象，在分析水质监测指标的基础上，考察了多种混凝剂和助凝剂投加下的处理效果，确定了最佳药剂的选择和投加量，结合正交实验，对搅拌时间、搅拌速度和静置时间等工艺参数对出水COD浓度和泥相含水率的影响进行了分析，得到了最优方案。研究结果表明：混凝剂中Al_2(SO_4)_3的处理效果较好，助凝剂中NPAM的处理效果较好；在搅拌时间60 s、搅拌速度90 r/min、静置时间5 min、Al_2(SO_4)_3投加量500 mg/L、NPAM投加量20 mg/L条件下的处理效果最佳，出水COD浓度为38.5 mg/L，泥相含水率为70.1%；当原水中COD浓度超过4 000 mg/L，可将混凝破胶工艺作为预处理工艺，为后续深度处理提供前提条件。该研究结果可为钻井废液的无害化处理提供理论依据和数据支持。
大庆页岩油的油品性质与大庆油田常规石蜡基原油差别较大，为了对大庆页岩油的蜡沉积规律形成认识，针对开发过程中可能存在的结蜡风险给出应对措施，采用气相色谱、清防蜡测试仪等设备，测定了典型油井页岩油的组成和结蜡特性等物性；采用瓶试法等方法，进行了化学防蜡剂的研究。结果表明：大庆页岩油轻组分含量高，蜡含量高，析蜡温度高，黏度偏低；当温度处于大庆页岩油析蜡点和凝固点之间时，易发生蜡沉降而导致固液相分离，促进底部蜡沉积的形成，但蜡质柔软，蜡沉积受剪切作用影响较大。大庆页岩油压裂返排液的蜡沉积物为W/O结构，其沉积量一般高于纯油。研制出的防蜡破乳剂PISP-2201可用于大庆页岩油压裂返排液集输管道，加药量100 mg/L，防蜡率76.6%；同时，还可起到反相破乳剂的作用。研制出的蜡晶改性型防蜡剂PI-2101适用于外输管道和储罐防蜡，以有效物计加药量200～300 mg/kg，防蜡率为60%以上。除加药外，建议流体剪切强度低的大庆页岩油处理装置在设计时考虑蜡沉降问题，设置搅拌及加热设施。
为全面降低管道失效率，探索老区油田腐蚀治理新模式，2021年大庆油田某采油厂南三区西部开展油田首个无泄漏示范区建设，旨在有效提升管道和站场风险管控能力，降低失效泄漏造成的安全风险，推动失效率全面达标。通过无泄漏示范区建设，探索“12315”失效治理模式，在建设阶段强化失效分析、措施组合、设计优化与施工质量管控，针对管道更新、检测修复、区域性阴极保护进行技术优选与指标界限优化，并应用空穴射流、内腐蚀监测等经济型内腐蚀防控技术；在运维管理阶段持续加强风险识别与管控，提升措施实施质量。通过示范区的建设与运行，实现区域内管道失效率由1.022次/(km·a)下降至0次/(km·a)，形成了一套油田无泄漏示范区失效治理技术，初步明确了8级管道修复与更新界限、阴极保护管道长度650 m以上时需补充牺牲阳极、空穴射流适用DN100以下管道清管、湍流清洗适用DN100以上管道清管等技术指标，为后续示范区建设提供指导借鉴。
含硫集输管线泄漏严重威胁人的生命财产安全，精确模拟其泄漏规律，掌握其应急处置方法对高含硫气田精益管理有着重要的意义。以YB气田2#阀室～3#阀室管线段为研究对象，考虑泄漏面积、气象条件以及地貌条件的影响，模拟了含硫集输管线泄漏后硫化氢影响范围，分析了含硫天然气泄漏后不同时机点火后果影响类型及程度。泄漏及点火模拟结果表明，管线泄漏面积越大、风速越高、地面粗糙度越小，泄漏后硫化氢扩散距离越大，但上风方向与侧风方向均安全状态，且管线泄漏后疏散完毕管线周边300 m群众可直接点火，喷射火及云团爆炸均不会影响疏散区外部，并可减小硫化氢逸散影响范围。该研究对高含硫气田集输管线硫化氢泄漏控制及应急处置具有一定的指导意义。
针对当前油气站场数字化仪表系统预警机制存在模型复杂、泛化能力不足的问题，在采集相关工况数据的前提下，通过三次样条插值法拟合工况参数，随后结合设备失效数据，利用韦伯分布建立历史失效概率分布函数，推导出当前失效概率分布函数与历史失效数据、当前数据偏离速率和偏离量等参数的定量关系，按照正常工况下调整好的预警值曲线，实现设备工艺参数的风险状态评估和异常工况报警。研究结果表明：三次样条曲线可经过所有数据点，能较好地描述采样间隔内的数据变化；通过K-S检验法对寿命数据进行分布检验，发现三参数韦伯分布的拟合效果更好；与传统预警机制相比，基于三次样条曲线-三参数韦伯分布的工艺预警机制可提前捕捉到数字化仪表系统参数快速变化的趋势，可适应非稳态工况下的数据变化，三相分离器出口压力、外输压缩机出口温度、压缩机入口流量和储油罐液位的预警可分别提前300、377、56和80 s，且数据偏离速率越快、偏离量越大，预警时间越提前。该研究结果可为油气站场的安全平稳运行提供实际参考。
盾构施工测量主要包括地面控制、联系、盾构始发、地下导线、贯通测量等方面，是影响隧道精准贯通的关键步骤，尽管随着测量技术的不断发展，盾构施工测量技术已逐步成熟，但针对于油气管道盾构而言，受限于作业空间、测量环境等因素，测量精度难以保证。通过对以往油气管道盾构隧道施工累积的经验，结合三联脚架法，提出并找到了一种新的测量方法——强制对中法，该方法是针对小断面盾构的测量方法，通过减少移站过程中造成的测量误差，从而达到提高导线测量测角及测距精度的目的，此方法同样可应用于加密控制点导线测量的测角及测距。通过对影响油气管道盾构隧道的贯通精度的测量仪器、观测者技术水平、外界环境、测量方法等影响因素进行分析，并找到适用于该种盾构隧道的测量方法，结合强制对中法，将误差减小到最低。该方法实践应用到某油气管道控制性工程——嫩江盾构工程的各关键测量步骤中，不仅体现了强制对中法在小断面盾构施工测量中的优势，且所有测量数据均在二等导线限差范围内，提高了油气管道盾构隧道的横向贯通精度。
非常规作业具有高度复杂性和不确定性，为企业重点管理对象，可通过非常规作业许可管理系统引入信息化方式，提升作业管理的自动化和智能化水平。非常规作业许可管理系统在生产中积累了大量实际生产数据，通过对其进行分析，揭示其中的隐藏规律与关联模式，实现数据驱动生产决策。针对非常规作业管理系统数据库，综合运用统计分析、文本聚类和关联规则分析等机器学习方法，对不同类型的数据进行针对性分析，并根据非常规作业许可管理的业务流程，识别非常规作业管理中的关键数据维度，挖掘历史数据中潜在的规律和经验。从定量分析的角度，分析得到常规作业在不同季节下的分布规律，并针对不同类型作业进行细化分析，为业务人员非常规作业管理提供了季节差异性提醒；针对工作前安全分析环节，通过关联规则分析方法，挖掘出作业类型与危害因素的关联关系的频繁项集，为制定科学合理的安全预防措施提供了有力支撑。非常规作业许可系统的数据分析是实现数据驱动决策的重要实践，为非常规作业管理提供了有价值的信息和决策支持，能够辅助业务人员提升非常规作业管理的能力，为安全管理措施提供科学依据。
低温阀门是工程设计领域低温管路系统中重要的控制部件，作为低温工艺系统的连接装置，其安全性和适用性对整个低温管路系统意义重大，有必要对低温阀门进行选型分析。为了有效指导和帮助工艺设计人员合理选用低温阀门，从理论角度详细阐述了关于低温阀门的工作温度、结构设计要点、材料选择及处理等方面的关键技术；以低温球阀为例，对业内关注度较大的阀门密封及泄漏问题做了对比分析，通过图表等形式反映了阀门密封型式和泄漏类型对阀门功能的影响；基于某类低温阀门在工程实践中的应用情况和经验积累，得出了类似低温系统管路该类型低温阀门的选型原则。通过系统性地梳理有关低温阀门的理论阐述和实践经验，总结出了低温阀门选型的基本原则，以期为低温阀门的国产化研发提供参考和借鉴，也为工程设计领域低温系统如液化天然气产业及CO_2捕集、利用与封存产业中低温阀门的设计和选用提供设计思路和经验支持。