为了确定合理的原油储罐罐底腐蚀缺陷的补板形状，利用有限元分析法分析了不同补板形状修补后腐蚀缺陷应力变化情况，并对所用补板的应力分布以及安全系数进行探究，得出了辽河油田2万m³原油储罐罐底的最佳补板形状。结果表明，原油储罐罐底最佳补板形状为圆形补板，对腐蚀缺陷进行修补后，腐蚀缺陷应力随补板半径的增大而减小，不会随腐蚀缺陷深度、半径的变化而变化；随着补板半径的增加，补板的费用和安全性增加，具体补板大小应按照工程实际情况制定。研究结果可以从科学角度对罐底修补给予理论指导。

海洋环境下的油气管道（X52管线钢）极易受到腐蚀的影响。采用电化学测试技术，并通过观察腐蚀形貌的方法，分析了海洋环境下溶解氧质量浓度、pH、静水压力对X52管线钢腐蚀行为的影响。结果表明，随着环境pH的升高，X52管线钢腐蚀减缓；随着溶解氧质量浓度和静水压力的升高，X52管线钢腐蚀加剧。在不同条件下，X52管线钢的腐蚀行为受阳极活化溶解控制，并且出现局部点蚀现象。

随着清洁能源的广泛应用，提高输气管道的输送效率成为热点问题，其中降低管输过程中的摩擦阻力至关重要。为探究三角形肋条在输气管道减阻中的应用效果，利用ANSYS?FLUENT软件对光滑管道和肋条管道中的湍流流动进行了数值模拟。结果表明，在近壁区域，肋条管道与光滑管道的速度剖面相差较大，主流区域相差较小，肋条结构的减阻效果主要基于近壁面；肋条结构将漩涡推离壁面，使肋底充满低速流体，降低近壁面处动量交换，减小摩擦阻力；与光滑壁面相比，尺寸为s＝h＝0.516 5 mm的肋条具有4.38%的减阻效果。

管道运输是输送油气等重要物资的主要手段，而地震对埋地管道的破坏是难以修复的。首先，基于非线性动力学理论，运用ANSYS有限元软件建立了管道?土体模型；然后，建立管道与土体之间的非线性接触模型，通过对有限元模型施加载荷，得到了埋地管道的静力分析结果；最后，对埋地管道施加不同的地震波并进行了比较。结果表明，管道的上部和下部在地震波的影响下产生了较大的位移；随着输入的地震波逐渐加大，管道下部的位移减小，但仍大于管道两侧的位移。由此可知，发生地震时管道的上部和下部受到的影响较大。

自然灾害中的土体塌陷严重威胁埋地管道的稳定性。为了研究埋地管道在悬空塌陷区的稳定性，基于有限元方法，研究了壁厚、外径不同的埋地弯管在悬空状态下的位移、应变和应力；采用特征值屈曲理论，研究了一定条件下埋地弯管在土体塌陷时所能承受的极限长度。结果表明，减小管道在土体中的埋深、增大管道外径以及壁厚，可以有效降低管道在土体塌陷过程中的位移，管道的应力和应变均发生在塌陷区的中心和两侧固支端的位置；管道外径、壁厚的提高，可以在一定程度上抑制局部应力过高；埋地弯管在采空区的极限长度约为87 m，并且增大管道外径和壁厚可增强埋地弯管在土体塌陷过程中的抗屈曲能力。

为确定能够提高辽河油田稠油乳状液稳定性的最优复配体系以及在不同条件下乳状液稳定性的变化规律，利用聚焦光束反射测量仪（FBRM）、流变仪，通过四因素三水平的正交实验，探究了液滴平均粒径、分散度、乳状液黏度的变化规律，考察了外部因素对复配体系下乳状液稳定性的影响。结果表明，OBS?50、AEO15/OS?15、OP?15、十二烷基苯磺酸钠的质量分数分别为4.0%、4.0%、1.4%、1.4%的复配乳化剂有利于提高辽河油田稠油乳状液的稳定性；平均粒径与分散度存在正协同关系，与乳状液黏度存在反比关系；温度、油水体积比的提升，会降低乳状液的稳定性；加大搅拌速率及矿化度，有利于提高乳状液的稳定性；矿化物NaCl的质量分数为0.2%～1.0%时，能较大幅度地提升乳状液稳定性，进一步提高其质量分数对乳状液稳定性的提升效果不明显。

建设工程总价的确定和投资的有效控制，不仅是建设项目管理的重要组成部分，而且与投资机构的经济效益直接相关。以某油库4种不同建设方案（Mi，i＝1—4）为实例样本，构建了项目成本评价指标体系；在此基础上，通过云模型引入技术经济分析，建立了分级标准，采用熵权法确定了所有基层指标的权重；最后，基于云模型发生器对4种建设方案进行了评价。结果表明，方案隶属度排序为M1＞M3＞M2≈M4；M1的峰值出现最早，位于2.0～2.5，M4的峰值出现最晚；影响力较大的基础指标是消防工程、地基工程、隔热工程以及项目措施费，其中项目措施费占比超过总工程造价的1/10。因此，在保证建设要求的前提下，应加强消防工程、地基工程、隔热工程和项目措施费等方面的工程造价控制，达到以最优的设计、最经济的投资建设最佳工程项目的目的。

建筑施工标准化和文明化不仅是施工现场的最低要求，而且是新时代建筑领域的创新点，关系着社会经济发展及国家现代化进程。以某油库的招、投标信息为依托，选取4种不同施工方案，构建了标准化施工管理评价指标体系，采用归一化处理法确定各指标权重；在此基础上，通过熵权法与综合评价法构建了标准化施工方案评价体系，对4种施工方案（M1—M4）进行了评价。结果表明，方案标准化、文明化程度排序为M3＞M4＞M1＞M2；一级指标权重排序为环境＞安全＞节能＞成本＞质量＞进度。其中，环境因素权重占比最大，约为0.193，项目进度因素的权重占比最小，约为0.128。因此，在油库建设施工过程中重点应放在施工环境和安全建设等方面，走绿色、标准化、可持续的发展道路。

湿陷性黄土浸水后易产生自重湿陷，黄土的强度会大大降低，并对沿途埋地管道的安全运行产生威胁。为了研究埋地管道在湿陷性黄土地区的稳定性，基于有限元方法，分析了外径和壁厚不同的管道在湿陷时产生的位移、应力和应变；采用特征值屈曲理论，研究了一定条件下埋地管道在黄土灾害中所能承受的极限长度。结果表明，增大管道外径和壁厚、减少管道在黄土中的埋深，可以有效降低管道在湿陷性黄土中的位移；加大管道外径与壁厚，也可有效避免管道出现局部应力过高的现象；管道的最大应力与应变均发生在湿陷区中心和两侧固支端位置。经特征值屈曲理论分析可知，管道在土体产生自重湿陷时的湿陷区极限长度约为65 m，提高管道外径和壁厚可增强埋地管道在黄土遇水湿陷时的抗屈曲能力。

在输气管道中，气固两相流对管道内壁造成冲蚀磨损，渐缩管中冲蚀磨损情况尤为严重。利用计算流体动力学相关知识，通过CFD仿真软件建立模型，运用流固双向耦合方程，采用标准k⁃ε模型和DPM模型进行分析。探究入口流速、固体颗粒粒径以及颗粒质量流率对渐缩管冲蚀磨损现象的影响，预测渐缩管中易发生冲蚀磨损的位置以及天然气的最佳流速。结果表明，当入口流速从5 m/s增大到25 m/s时，渐缩管最大冲蚀速率先增加后减小再增加；当入口流速为15 m/s时，冲蚀速率降至最小，为1.76×10－6 kg/（m2•s）；当颗粒粒径从0.5 mm增大到4.5 mm时，最大冲蚀速率先由4.23×10－6 kg/（m2•s）增加至7.56×10－6 kg/（m2•s），而后又逐渐减小至2.68×10－6 kg/（m2•s）；在入口流速为15 m/s的情况下，当颗粒质量流率从0.1 kg/s增大到0.6 kg/s时，最大冲蚀速率从1.76×10－6 kg/（m2•s）增加至1.00×10－5 kg/（m2•s）。渐缩管冲蚀磨损区域主要位于渐缩管喉部下壁面、距离喉部2D区域的收缩管段下壁面及2D区域以外的收缩管段上壁面，并且上壁面冲蚀磨损区域近似呈“U”型对称分布。在输气过程中，气体流经渐缩管的最佳入口流速应为15 m/s。为预防冲蚀磨损，颗粒粒径不宜过小，质量流率需控制在合理范围内。

针对埋地管道设计未充分考虑作业过程中管道受冻胀和腐蚀作用时的受力变化情况，根据冻土区埋地腐蚀管道的复杂性，以及冻土区埋地管道受力变形破环因素，建立适用于冻土区埋地腐蚀管道的有限元模型，研究了环境温度、腐蚀深度和长度等因素对管道应力的影响。结果表明，影响冻土对腐蚀管道作用的因素主要为抬升高度及端部拉应力，抬升高度导致腐蚀管道的应力及应变线性增加，但端部拉应力的作用效果与其相反；管道的应力应变与腐蚀深度的二次方成正比，腐蚀长度的增加导致管道应力及应变先急剧增加，且长度大于150 mm时，管道力学性能在一定范围内小幅波动。研究结果可为冻土区埋地管道的设计提供一种新的思路和方法。

稠油乳状液的稳定性在稠油运输中非常重要。但是，在管道输送过程中，油水体积比、含水率（水质量分数）等因素对稠油乳状液的稳定性有一定的影响。介绍了乳状液的微观结构、稳定机理以及聚焦光束反射测量技术在乳状液稳定性研究中的作用，综合分析了油水体积比、含水率等因素以及加剂对乳状液稳定性的影响，最后介绍了稠油乳状液的动态稳定性研究现状。影响稠油乳状液稳定性的主要因素为油水体积比、含水率、乳化温度、矿化度、表面活性剂和碱剂。用于提高稠油采收率的高分子聚合物对稠油乳状液稳定性也有影响。乳状液的动态稳定性通过不同的模拟方法进行研究，结果比较相似，其中环道模拟法最具参考价值。

以辽河油田某区块稠油采出液为研究对象，针对其现状配制出复合降黏剂，研究此类降黏剂配比和用量对稠油乳状液黏度的影响。采用的乳化降黏剂由非离子型表面活性剂曲拉通X⁃100（Triton X⁃100）、两性离子型表面活性剂十二烷基二甲基甜菜碱（BS⁃12）复配而成。结果表明，将质量分数为1.6%的Triton X⁃100单独加入稠油中，稠油的降黏率可达75.93%；将质量分数为0.6%的BS⁃12与质量分数为1.6%的Triton X⁃100按体积比1∶1复配，稠油降黏率可提高至92.63%；当复配体系按体积比1∶1∶1加入质量分数为0.4%的弱碱碳酸钠水溶液后，可进一步提高稠油的降黏率至93.14%，同时提高了复配体系的稳定性。

利用烷基酚聚氧乙烯醚（OP⁃10）和丙二醇嵌段聚醚（L61）两种乳化剂配置不同亲水亲油平衡值（Hydrophilic Lipophilic Balance，HLB）的混合乳化剂，针对辽河油田欢喜岭采油厂二区稠油进行降黏实验，以探明该稠油最适宜乳化剂的HLB。同时，采用聚焦光束反射测量仪（Focused Beam Reflectance Measurement，FBRM）对稠油乳状液进行微观实时测量，分析液滴数量及粒径对原油乳状液黏度的影响。结果表明，在一定范围内，混合乳化剂的HLB为9.0时，降黏效果最好，小液滴数量趋于稳定，小液滴数量与HLB不等于9.0的乳化剂相比明显偏低，液滴分布均匀，乳状液性质稳定。

为了实现辽河油田欢喜岭采油厂稠油的乳化降黏，在乳化剂质量分数为 30%、乳化温度为50 ℃、水浴时间为1 h、搅拌速度为200 r/min、搅拌时间为5 min、剪切速率为16.9 s^－1的条件下，考察了单一乳化剂 质量分数0.7%，油酸钠质量分数0.8%。最优复配型乳化剂与稠油可形成稳定的乳状液，且黏度可从1 020.9 mPa•s降至 72.0 mPa•s，降黏率达到 92.95%；最优复配型乳化剂与稠油形成的乳状液稳定性优于单一乳化剂

为了研究输油管道系统的冲蚀磨损问题，运用ANSYS FLUENT软件，通过改变管道进口流速、颗粒质量流量、颗粒直径，对90°弯管的流场分布及磨损情况进行了数值模拟。结果表明，随着进口流速的增加，弯管的冲蚀率逐渐上升；随着颗粒直径的增大，弯管的冲蚀率总体呈下降趋势；随着颗粒质量流量的增大，弯管的冲蚀率基本呈线性增长；进口流速、颗粒质量流量、颗粒直径等3个冲蚀影响因素之间存在交互作用。

        由于我国北方地区冬季气温较低,成品油管道在输送过程中有时会发生冰堵现象。管道一旦发生冰堵,不但影响油品的输送,而且对生产造成不必要的损失,严重时还会造成安全隐患。基于FLUENT 数值仿真软件,研究了成品油管道中单个不同高度的冰堵段以及多个不同高度的冰堵段周围流场的变化。研究结果表明,随着冰堵高度的增加,单冰堵段前后压差呈非线性变化,多冰堵段前后压差同样呈非线性变化;单冰堵段前后流速变化相对平稳,而多冰堵段周围流速变化明显,流体分层效果较好,多冰堵段周围流体的速度分布规律与单冰堵段相似。

为了给稠油输送管线的优化和节能技术的研究提供基础数据,对欢喜岭稠油的黏温特性和流变特性开展了实验研究。绘制黏温曲线和流变曲线并拟合稠油的黏温方程和流变方程,计算了各温度区间内的黏温指数。对黏温曲线和流变曲线进行分析发现,曲线的相关系数R2 接近于1,说明拟合程度较高,误差较小;流变指数均小于1,说明实验所用稠油为假塑性流体;当温度高于70℃时,可将稠油视为牛顿流体。

当冻土周围温度发生变化时,土体含水率会随之改变,而此时冻土的内摩擦角、内聚力和重度都会相
应地发生变化。对处在斜坡段的埋地管道,随着冻土的融化,土体产生沿斜坡方向向下的摩擦力,使管道受到额外
的拉应力。为了正确认识冻土参数对管道应力的影响,为确定科学有效的管道防害方法提供依据,针对发生冻融滑
坡时土体各参数对管道应力的影响进行了模拟计算及分析。结果表明,当发生冻融滑坡时,随着土体内聚力与冻土
重度的增加,管道所受应力变大;随着土体内摩擦角的增加,管道所受应力减小;冻土内摩擦角对管道应力的影响
大,冻土重度次之,冻土内聚力对管道应力的影响最小。

        随着欢喜岭齐40 块蒸汽驱工程的实施, 蒸汽驱地面集输工艺参数也将改变, 特别是井口的产出液温度将逐渐大幅度提高, 最高温度可达到150 ℃, 较高的井口采出液温度引起较大的剩余热能。如何有效地回收和利用剩余的热能, 降低生产运行费用, 提高蒸汽驱开发整体经济效益, 是研究的主要目的。经过查阅文献和分析论证制定了3 个初步方案:联合站集中换热、计量站集中换热和采油井口就地换热。在集输系统热力计算和换热器选型等计算基础上, 对3 种方案进行了经济性比较, 结果表明, 联合站换热方案的初始投资最小;井口换热方案的热效率最高。