隨著東北地區氣溫持續下降，低凝柴油保供壓力持續增大。遼陽石化緊跟市場需求變化，調整資源配置，優化生產方案，大力增產低凝柴油。截至目前，遼陽石化-35號柴油日均產量達到2000噸，有力保障了市場需求。       面對冬季市場需求，遼陽石化開足馬力，將低凝柴油增產作為當前生產組織的重點工作，通過優化原油加工方案、精細調整操作參數、強化各裝置間的協同配合，充分挖掘裝置潛力。技術人員依托生產管控一體化平臺，對關鍵指標進行24小時監控，動態調整反應溫度與物料配比，優化柴油調和組分，在確保產品質量的前提下，持續挖掘裝置潛能。同時，公司嚴格把控從原料到成品的全過程質量監控，建立了完善的質量追溯體系，對每個生產環節進行嚴格把關，確保每一批出廠產品的冷濾點、十六烷值等關鍵指標均能滿足嚴寒環境下的使

      11月3日，在大港油田井下作業公司西17-9井修井現場，員工通過控制新研發的自動推送管裝置，完成了以往需要兩個崗位接力配合的作業任務。       傳統小修作業屬于勞動密集型行業，現場員工常年與液壓鉗、吊卡、油管等“鐵疙瘩”打交道，勞動強度大、安全風險高。在日常起下油管過程中，修井員工需要將100余公斤重的油管搬上搬下井口操作臺，費時費力，還存在磕碰等風險。大港油田井下作業公司在研發推廣自動修井機的基礎上，組建專業團隊，研發與現場油管貓道相匹配的自動推送管裝置，實現搬抬油管、抽油桿作業的機械化。       在精細開展性能評估、安全評價的基礎上，大港油田井下作業公司積極推進自動推送管裝置的現場試驗，截至目前，今年以來已現場應用59井次，起下管桿10萬余

      10月28日，記者從遼河油田獲悉，該油田曙五聯合站使用新一代低溫電脫裝置后，原油出站含水率穩定控制在0.3%以內，噸液綜合成本下降20%以上。       稠油脫水一直是制約油田低成本開發的難題，其中實現低溫脫水的關鍵與難點在于破乳。遼河油田設計院技術團隊深入分析稠油乳狀液的物理化學特性，研發多場耦合電脫水模擬實驗裝置，系統揭示流場、壓力場對脫水效果的影響機制。“稠油乳狀液類型多樣、成分復雜，以往單一能量場處理方式往往難以達到理想效果。”遼河油田設計院一級工程師李澤勤說。       基于模擬試驗和數據，技術團隊設計出“多場耦合技術”的路線，采取“直流電場+高壓高頻電場+低壓高頻電場”有機組合，根據原油含水率變化規律及乳狀液不同形態，從下向上梯次布置不

      10月22日，在冀東油田油氣集輸公司老爺廟聯合站，員工使用自主研制的新型濾芯碳化清洗裝置清洗濾芯，清理過程既方便又環保。       在油氣集輸生產系統中，過濾器核心部件濾芯在使用過程中極易被原油膠質、凝油以及泥沙、絮狀物、枯枝雜草等雜質堵塞。傳統手工清理方式效率低下、勞動強度大，同時加速了濾芯損耗，導致更換頻繁，成本高。       面對難題，技術人員積極開展技術攻關，創新性地借鑒含油污泥干化裝置的技術原理，緊扣環保核心要求，將目標鎖定在提升效率、降低勞動強度、實現設備智能化三大方向，成功研制出一套高效、環保的過濾器濾芯碳化清洗裝置。       該裝置集加熱水洗碳化系統、煙氣過濾系統、氮氣保護系統、自動溫控系統于一體

在天然氣輸配系統中，閥門作為流體控制的核心組件，其選型、安裝與維護直接關系到系統的安全性、連續性與法規合規性。天然氣本身具有易燃、易爆、易泄漏等特性，因此在閥門使用過程中需嚴格遵循工程規范和安全標準，尤其在長距離管道、高壓工況和復雜環境中。本文圍繞天然氣管道中閥門的選型原則、安裝要求、材料適配、運行維護及安全控制等方面進行系統分析。 一、閥門選型與結構設計 在天然氣輸送系統中，閥門選型應充分考慮介質特性（是否含硫、干氣/濕氣）、壓力等級、溫度范圍及運行工況。 閥型選擇：常用閥型包括全通徑球閥（適用于輸氣干線，密封性好、啟閉迅速）、閘閥（適合長周期常開或全關）、蝶閥（用于中低壓調節場合）、緊急切斷閥（用于事故響應）。 密封結構：天然氣介質對密封要求極高，應采用金屬對金屬密封或耐磨軟密封材料，確保零泄漏（API 6D或ANSI VI級密封）。 防靜電設計：為

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發提供了技術支撐。        該技術創新研發“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監測需求。與傳統技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、

      截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優化管理模式，在軟件開發方面增加了電子臺賬系統和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統異常數據，使油井電功圖系統的可用率提升至80%，為油井狀態分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發的電功圖系統標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節省了油井維護成本。  

      截至9月10日，大港油田對40個重點區塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發后期層系井網適應性差、無效水循環突出的實際，科研人員建立了單井優勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續攻關低滲油藏壓驅增能技術，規模推廣“壓—驅

      8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優質完井基礎上，持續探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優化打響攻堅戰。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續施工奠定堅實基礎。在三開

      今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區物料流向，優化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統優化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰，大慶石化統籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區各餾分物料的性質與流向，確定優化利用方案。創新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步

      閥門密封面是閥門的核心部位，它產生泄漏的形式一般可分為這幾種，即密封面的泄漏，密封圈連接處的泄漏，關閉件脫落產生的泄漏和密封面間嵌入異物的泄漏。閥門在管路和設備上最廣泛的用途之一就是切斷介質的流通，因此，它的密封性是決定產生內漏與否的主要因素。閥門密封面一般由一對密封副組成，一個在閥體上，另一個在閥瓣上。       密封面的泄漏，其原因一般有如下幾種：       一，密封面研磨不平，不能形成密合線；       二，閥桿與關閉件的連接處頂心懸空、不正或磨損；       三，閥桿彎曲或裝配不正，使關閉件歪斜或不逢中；       四，密封面材質選用不當或

      閥門通常有螺紋、法蘭、焊接、卡箍、卡套對夾等多種方式與管道連接。那么在使用選型中，究竟該如何來選擇呢？            閥門和管道的連接方式有哪幾種?           1、 螺紋連接  螺紋連接就是閥門兩端加工成內螺紋或者外螺紋的接口與管道連接的形式。通常4英寸以下的球閥和2英寸以下的截止閥、閘閥和止回閥等多采用螺紋連接。螺紋連接結構較為簡單、重量輕、安裝和拆卸檢修更換都較為方便。由于閥門在使用過程受到環境溫度、介質溫度的影響會產生膨脹，為保證良好的密封性應該充分考慮連接端兩種材料的膨脹系數。螺紋連接可能出現較大的泄漏溝道，故可用密封劑、密封膠帶或填料來堵塞這些溝道增加密

      8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發區井數突破650口，成為國內最大的致密油整裝水平井立體開發區。目前，開發區自開發以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發區相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發邁入新發展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發難度極大。自開發以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創新與理論創新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發區實現連續10年穩產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續攀升。       在水平井效

      選型、安裝合適的疏水閥只要有蒸汽通過，就不會出現冰凍問題。但是如果蒸汽斷了，蒸汽凝結水就會在熱交換器或伴管里形成真空。這就會在發生冰凍之前阻止凝結水從系統中自由排放出去。所以，要在被排放設備和疏水閥之間安裝一個真空破壞器。如果從疏水閥到回水管不是使用重力排放，疏水閥和排放管線就應該用人工排放或者使用帶防凍措施的排放管自動排放。還有，當多個疏水閥一起安裝在疏水閥站的時候，給疏水閥保溫可以防止冰凍。       疏水閥防凍措施有:　　　       1．疏水閥不要選擇尺寸過大。　　       2．保持疏水閥排放管線盡可能短。　       3．向下傾斜疏水閥排放管線，以加快重力排放的速度。　  

      截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創新，提升服務質量，工程技術服務創下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程