天津科技

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多维度创新融合的国有企业创新与研发生态实践

赵笑寒, 程久欢, 张良轩, 曹为, 雷震名

2025 (12): 1-4+8.

摘要 ( 14 )

随着创新驱动发展战略的深入推进,国有企业作为科技创新的核心主体,其创新与研发（以下简称“创研”）生态建设对于保障国家战略安全、推动产业升级具有关键意义。以国内某海洋油气开发工程企业为研究对象,基于创新文化、人才培养、研发机构布局、生态体系建设等,对标国际一流工程公司,构建多维度创新融合的国有企业创研生态实践。采取模式创新、机制创新与管理创新等举措,形成三层科创平台、校企联合研究院、揭榜挂帅与赛马机制特色管理模式,实现了关键核心技术突破与科技成果高效转化。

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油轮改造某浮式储卸油装置的硫化氢风险防控措施

单涛

2025 (12): 5-8.

摘要 ( 17 )

硫化氢（H₂S）是石油和天然气勘探开发作业中面临的主要危害之一,会对人员和资产造成巨大风险。某浮式储卸油装置（FSO）由油轮改造,当时没有设置用于降低H₂S风险的设备,导致FSO货油舱内H₂S浓度最高可达360 mg/m³。为了有效管控有毒气体暴露问题,降低H₂S风险,从生活楼改造升级、H₂S检测系统和应急逃生呼吸器配置、作业流程风险分析、H₂S防护知识培训和H₂S应急演练等方面进行风险防控设计,以保障生产和生活安全。

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信息技术在海洋石油天然气生产运维管理中的应用

王津伟

2025 (12): 9-14.

摘要 ( 9 )

在海洋油气生产领域,海洋油气平台与船舶行业差异显著。为了有效提升海洋石油天然气生产安全保障能力与效率,提出构建结合云计算、大数据、物联网、人工智能等技术的智能安全运维体系,覆盖钻井开采、储存运输、炼油化工的全流程,通过结合边缘感知,获取数据并挖掘价值;通过适配平台特点,打造运维管理平台,构建智能车间制造标准体系与“1-2-3-4-5-6”技术体系,推动运维系统朝着数字化、智能化的方向转型,为海洋油气化工行业的高质量发展提供助力。

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仿真培训在油气田作业管理中的应用策略与效果

李珂, 龚玉林

2025 (12): 15-17+21.

摘要 ( 9 )

油气田作业管理是油气田生产经营的关键环节,作业人员的技能水平和安全意识直接关系油气田的安全生产与效益。但油气田作业环境复杂多变,风险因素多,传统现场实操培训存在安全隐患大、成本高等问题。引入仿真培训技术,构建贴近实际的培训体系,能够有效提升作业人员实操技能和应急处置能力。通过分析仿真培训在油气田作业管理中的重要意义,剖析当前仿真培训面临的挑战,并从构建分级培训体系、开发针对性强的培训课程、建立3D观测器与机理模型联动机制等方面出发,提出仿真培训在油气田作业管理中的应用策略。

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安全仪表系统安全完整性等级定级及验证分析研究

王琰

2025 (12): 18-21.

摘要 ( 8 )

在石油石化行业,工控系统安全与否直接关系到装置能否稳定运行、全流程能否顺利生产。在系统建设与运营全生命周期中,安全仪表系统（SIS）安全完整性等级（SIL）评估及验证是保障工艺安全的核心环节。结合石油石化行业工程实践,系统分析SIL定级与验证的关键方法,通过新增典型案例量化评估过程,提出针对性的优化方案,为保障工艺安全提供可落地的技术路径。

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分布式计算在石油勘探数据处理中的应用与性能优势验证

马德志, 王炜, 孙雷鸣, 焦叙明, 张明强, 邹俊杰

2025 (12): 22-24.

摘要 ( 8 )

随着全球油气资源勘探技术的不断进步,数据密集型地震勘探正面临处理效率与计算能力的双重挑战,传统集中式计算架构难以满足当前TB（Terabyte）级乃至PB（Petabyte）级地震数据的高效处理需求。为解决这一问题,提出并实施基于Apache Spark的分布式计算平台在石油勘探中的应用方案,充分利用其内存计算、弹性调度与分布式数据管理能力,对海量地震数据进行高效的读写、排序与预处理操作。通过与传统商用软件在I/O性能、数据并行分选排序等方面进行对比,验证了Apache Spark架构在石油勘探应用中的性能优势和可行性。

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基于BP神经网络的地层原油黏度预测模型及其应用

欧银华, 郑金定, 任帅, 肖波, 陈铭阳

2025 (12): 25-28.

摘要 ( 9 )

受成本、场地、工期、天气等因素影响,海上油田PVT[压力（P）、体积（V）和温度（T）]原油取样较少,常规方法预测地层原油黏度考虑因素有限,误差较大,为此提供一种解决该问题的新方法：综合考虑P油田取样深度、地层温度、地层压力,生产气油比、地面原油密度、地面原油黏度等参数,建立BP神经网络地层原油黏度预测模型。研究结果表明,该模型预测精度非常高,地层原油黏度模型训练集决定系数为0.94、预测集决定系数为0.95时,P油田地层原油黏度主控因素为地面原油密度和地面原油黏度。

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可移动式井口平台数智化建设方向及难点剖析

张方海

2025 (12): 29-32.

摘要 ( 8 )

建设智能化油田是石油行业发展的趋势。围绕可移动式井口平台数智化建设需求,着眼于数字化基础、全面感知、科学决策、整体协同等建设方向,重点分析建设过程中在战略与认知、技术与基础设施、行业标准与规范、成本与效益等方面存在的难点和问题,并提出应对措施,旨在提升可移动式井口平台数智化水平,推动边际油田高效开发。

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海上平台火炬气回收装置改造方案的优化分析

乔胜勇

2025 (12): 33-36+40.

摘要 ( 8 )

探讨现有海上火炬气回收改造项目的优化方案。基于海上火炬气回收项目经验,围绕核心设备、仪表配置、中控集成与施工安全等关键方面,分析两个项目的现场设备及系统配置中存在的问题并进行优化,以降低海上火炬气回收项目投资,提高回收系统的安全性。

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某油田火炬黑烟问题的治理措施及实施效果

胡冠男, 牛彦铭, 于淼

2025 (12): 37-40.

摘要 ( 9 )

某油田自投产运行至今已50余年,自2016年实施系统性改造后,油田产能实现跨越式增长,原油日产量由改造前的1.088万t逐步提升至4.08万t。随着原油产量的大幅攀升,伴生气量显著增加,东部火炬与南部火炬在燃烧过程中频繁出现大量黑烟,对周边环境造成严重污染。基于火炬黑烟生成机理,分析黑烟产生的原因,确认火炬气中重组分（尤其是C₃以上烃类）含量升高、氢碳比降低是导致燃烧不充分及黑烟生成的关键因素。结合现场工艺流程与设备运行现状,深入剖析火炬系统在设备配置、运行维护及工艺设计等方面存在的具体问题,并据此提出一系列综合治理措施,包括优化火炬分液罐操作、修复蒸汽管线疏水阀、调整灭烟蒸汽量、引入辅助助燃空气、启用低压压缩机、重新分配各气站来液等。通过上述措施的实施,火炬黑烟问题得到显著改善,为同类油田火炬系统的环保优化与高效运行提供了有益参考。

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走航声学多普勒流速仪在深水油气田井场调查作业中的应用研究

于洋

2025 (12): 41-44.

摘要 ( 8 )

在南海某深水井场调查作业期间,使用走航声学多普勒流速仪（ADCP）同步完成海流剖面观测试验。在调查期间,发现190~500 m海流持续呈东北向,与190 m以浅表层海流方向相反,依靠前人研究成果和再分析数据对此现象进行了验证,证实此种观测模式能够在深水井场调查期间获取准确的海流数据。

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某海上平台超稠油海管分液技术创新与改进实践

潘仁杰, 王胜兵, 杨刚

2025 (12): 45-48.

摘要 ( 9 )

针对因超稠油黏度大、输送难度大、需掺水输送而导致的加热效率下降及下游处理系统负荷过重等问题,设计基于重力沉降作用的超稠油海管分液流程。通过开展模拟试验与现场工业试验,得到掺水运输的超稠油在管道输送过程中游离水的分离规律,提出在游离水进入下一级设备前分离排出的改进方案。该分液工艺使超稠油进入加热器前含水率由80%降至72%,加热器加热温度提升7 ℃;同时,游离水提前分离使得后续流程处理量减少了33.3%,大幅降低了后续流程处理压力,减少外输含水,有效缓解了陆地终端的处理负担,节约污水处理成本45万元/ a,为海上超稠油高效开发提供了可靠的技术支撑。

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烟道气辅助热采过程中CO₂封存的主控因素研究

张敬

2025 (12): 49-53+57.

摘要 ( 8 )

烟道气辅助蒸汽热采开发是指将稠油热采注汽过程中产生的烟道气注入地层,此方法既能够改善稠油开发效果,又可以降低CO₂排放量,是一项稠油绿色开发的工艺技术。基于溶解度试验,测定原油组分、温度、压力、N₂含量对烟道气中CO₂溶解封存的影响。结果表明：随着N₂含量增加,CO₂溶解度显著下降。岩样—烟道气—地层水反应试验结果显示,温度越低,压力越高,地层水中CO₂的矿化封存量越高。岩心驱替试验表明,烟道气中CO₂束缚封存量随原油黏度增大而增加,随渗透率增大而减少。

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一种海上平台采油树变送器接入中控系统方案的优化策略

杨启福, 陈千宝, 许昭林

2025 (12): 54-57.

摘要 ( 8 )

变送器是海上平台采油树运行参数监测与控制的关键设备,平台可通过实时监控变送器参数,了解设备工况、进行工艺调整和安全操作。聚焦海上平台采油树变送器接入中控系统方案存在的问题,通过对比传统有线仪表接入与新兴无线仪表接入两种方式在前期施工工程量、数据传输稳定性、现场操作便利性、后期维护便利性及供电稳定性等方面的优劣势,基于平台实际运行需求和痛点,提出一种更实用的仪表接入优化策略,为海上平台采油树变送器的选型、部署与维护提供指导。

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海上浮式生产储卸油装置压载舱腐蚀机理与防腐失效原因研究

金玉臣, 吕瑞升, 宫忠才, 孟庆鹏, 张鹏, 程宇

2025 (12): 58-63.

摘要 ( 8 )

海上浮式生产储卸油装置（FPSO）是海洋石油开发的关键设施,其压载舱在长期的干湿交替环境下腐蚀严重,给海上石油生产带来了较大隐患。通过对压载舱腐蚀情况进行现场调研、取样分析等,探讨压载舱的舱壁腐蚀机理及现场在役阳极的工作状态。结果表明,现场在役阳极处于钝化状态,已经失效。环境温度、金属应力及干湿交替等因素会加速涂层开裂,进而导致舱壁出现深度腐蚀。

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海上钻井平台拖航期间作业气隙增高方案及施工方法

蔡文浩, 余娅琪

2025 (12): 64-67.

摘要 ( 8 )

潜水泵系统是制约自升式钻井平台作业气隙的重要因素,而作业气隙是显示钻井平台作业能力的重要参数之一。随着海上油气资源需求的不断增加,渤海片区调整井作业量较为饱满,对高气隙钻井平台需求较大。按照传统施工工艺,可在平台进坞过程中对潜水泵进行改造以增大作业气隙,但是进坞费用高,且钻井作业市场需求紧迫。某钻井平台创造性地提出了改造施工方案,在未影响生产作业的情况下,利用拖航、就位、压载时间完成潜水泵改造,提升了平台的作业能力。

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二级干气压缩机工艺流程研究——以陵水17-2气田“深海一号”能源站为例

陈庆虎, 贾磊

2025 (12): 68-72+77.

摘要 ( 8 )

以陵水17-2气田“深海一号”能源站新增二级干气压缩机设备工艺流程为研究对象,综合考量平台启动、正常外输和油田内部收发球作业工况下的系统压力分布,对外输流程的主要设备与管道压力、动量、流速进行校核,旨在确保外输计量橇和主要管道压力、动量和流速均满足新增压缩机的设计要求,提出了一套适用于国内海上油气平台干气压缩机外输流程的设计方法。

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海上平台吊机安全防护系统智能化升级改造及效果

郭学广, 王昊, 杨海涛

2025 (12): 73-77.

摘要 ( 8 )

针对海洋石油平台吊机安全防护升级需求,以某平台10 t吊机为研究对象,系统阐述基于多参数监控与数据存储的完整解决方案。项目通过传感器网络扩展、控制系统升级及施工工艺创新,构建了低成本、易推广的吊机运行数据监控体系,实现了吊机运行状态的实时监测与历史追溯。结合施工过程中的技术细节与经验总结,为同类海洋装备智能化改造提供实践参考。

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海上碳捕集、利用与封存液控智能注气调控阀的研制与性能验证

李振兴, 张金兵

2025 (12): 78-82.

摘要 ( 8 )

在我国“双碳”战略目标下,海上碳捕集、利用与封存（CCUS）技术已成为实现深度碳减排的关键路径。为推进该技术的规模化、集群化发展,我国已在“十四五”期间布局千万吨级海上CCUS集群项目。然而,传统海上笼统注气技术存在注入效率低、调控精度不足等问题,严重制约了CCUS项目的规模化发展。针对这一挑战,通过进行材料选型、结构设计、有限元仿真及室内测试,研制了一种具备8挡精准调控功能的液控智能注气调控阀。地面试验表明,该调控阀在模拟CCUS井极端工况（150 ℃、70 MPa）下表现优异,其成果为千万吨级海上CCUS集群项目的安全高效运行提供了关键技术支撑。

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某气田天然气三甘醇脱水工艺节能降耗技术研究

郭卫华

2025 (12): 83-86.

摘要 ( 8 )

某气田三甘醇脱水系统理论损耗值为每处理1×10⁶ m³天然气（0 ℃和101.325 kPa条件下）,三甘醇损耗量低于13.4 L。为降低三甘醇损耗,2024年,某气田采取节能降耗措施,包括降低再沸器操作温度、降低三甘醇循环量、改造回流冷凝器回流阀、改造三甘醇加注口、用氮气吹扫管线中残留的三甘醇、更换三甘醇循环泵柱塞、改进颗粒过滤器滤芯更换时的排空工艺。实践表明,采用上述措施有效实现了三甘醇降耗目标,三甘醇损耗量由2023年的15.57 L/10⁶ m³降为2024年的13.65 L/10⁶ m³,与设计值13.4 L/10⁶ m³接近,节约成本约8.1万元人民币。

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“海洋石油123”浮式生产储卸油装置静电脱水器电极板悬挂结构的优化改造

翁习, 谭静轩, 石亚卜, 张玮

2025 (12): 87-89.

摘要 ( 8 )

针对因海上油田静电脱水器电极组件脱落导致的设备短路问题,结合工程实践,提出结构优化与工艺改进方案。为保证正常生产,节约改造时间,高效解决该问题,对静电脱水器的设备结构和电极板稳固状态进行全面分析,创造性提出长吊杆采用上下定距管方式连接、电极板采用局部联结的方式。改造完成后,设备运行可靠性显著提升,并为今后浮式生产储卸油装置（FPSO）的稳定运行提供了参照案例。

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海上平台分油机常见故障分析与处理方法

杨海涛, 郭学广, 王昊

2025 (12): 90-93+97.

摘要 ( 8 )

分油机是海上平台动力系统中不可或缺的关键设备,其性能直接影响主机运行的可靠性。结合德国GEA韦斯伐里亚分油机,介绍常见分油机的结构组成和工作原理,阐述分油机的分油过程,并对分油机常见的故障与处理方法进行探讨。

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海上生产平台ABB 800xA控制系统重要参数融合应用改造步骤及效果

杨玉强

2025 (12): 94-97.

摘要 ( 8 )

有人井口平台操作工日常需要完成油井倒井计量、配合生产流程调整等工作,偶尔外出巡检时会出现中控室无人值守的情况,导致一些关键设备的报警易被忽视。通过修改有人井口平台的控制系统,利用站间通信传输,将井口平台三级以上关停信号、火气探头信号、泵状态信号等整合到中心平台操作站,以实现中心平台辅助监测井口平台关键参数,从而确保中心平台中控人员能够兼顾井口平台关键流程、设备的相关信号,发现问题及时解决,提升了设备运行的稳定性和可靠性。

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“海洋石油112”浮式生产储卸油装置跨接软管国产化替代的应用研究

孟祥伟, 赵金亮, 王汇

2025 (12): 98-100+105.

摘要 ( 15 )

渤海曹妃甸油田核心浮式生产储卸油装置（FPSO）“海洋石油112”通过3条跨接软管与单点系泊系统（SPM）连接,承担着原油、注水等介质输送“动脉”的职责。原跨接软管由法国Technip公司生产,自2014年投入使用以来,已达到10年设计寿命,存在生产液侵蚀、动态疲劳等安全隐患。受国际形势影响,原厂供货周期长达1年以上且成本高昂,严重制约油田产能释放与安全生产。在此背景下,曹妃甸作业公司通过技术攻关与流程创新,使项目实现三大突破：国内首次生产应用API 17K结构型式大尺寸、大跨度35.6 cm×55 m跨接软管;创新“限液不停产”工艺,将施工周期从6 d压缩至60 h;构建“多设施协同”管理模式,实现零事故高效作业。项目节约采购成本1 500万元,供货周期缩短4个月,形成了覆盖技术研发、生产组织、现场管理的完全解决方案,为海洋石油装备国产化提供了可复制的技术路径与实施样本。

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浮式生产储卸油装置电力系统升级改造——台风发电机与强启充电机的融合应用

吴斌, 姜春起, 张思达

2025 (12): 101-105.

摘要 ( 13 )

浮式生产储卸油装置（FPSO）电力系统的稳定性和可靠性对于海上油田的安全生产至关重要。将台风发电机与强启充电机应用到FPSO上,在台风防御期间可保持监测和为通信系统等供电,使FPSO避台时电力中断时长从原来的60 h缩短至15 min,融合增设强启充电机后,复产时应急发电机启动成功率从70%提升至95%,保障了海上油田的快速重启。

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