针对目前中、低含水饱和度对自由气库容量影响的研究较少的问题，开展室内实验模拟了多次注气?焖井?采气实验，并根据相似原理,利用实验数据建立了自由气库容量与初始含水饱和度、注采次数的量化表征模型。结果表明，自由气库容量随注采次数的增多而增大，但单次注采后的增幅快速降低；含水饱和度（初始含水饱和大于50%）的提高有利于油藏改建储气库，但是建库初期的注采能力和库容提高相对缓慢；当初始含水饱和度由50%提高到85%时，经过6次注采后，含气饱和度降低幅度约9.27%，而当注采次数分别增至20、30、50时，自由气库容量增加幅度分别为0.51%、3.34%、6.61%。研究结果可为油藏型储气库的注采能力及库容评价提供借鉴。

近年来，随着国外原油进口量的持续攀升以及国内油田产量的下降，管道输送出现了不同油品需要用同一条输油管线共同输送的情况。以庆铁四线管道为例，结合实际参数，应用ANSYS有限元分析方法，采用六面体结构性网格对管壁进行离散化处理，对埋地管道热结构耦合问题进行求解，分别计算了直管段和弯管段在不同温度下的热应力；基于断裂力学理论，计算了不同服役寿命下的年循环周期极限，分析了温度交替变化对管道疲劳寿命的影响。实验结果为冷热原油管道安全输送提供了理论依据。

石油和天然气行业正努力寻求更好的天然气水合物管理方法，因此需要更好地了解多相流中水合物的形成和堵塞趋势。利用高压可视流动环路研究了二氧化碳水合物的形成和水合物浆液在完全分散和部分分散系统流动条件下的性质。结果表明，在高含水率的完全分散相体系中，气体分子与水的接触面积较大，能够充分地生成水合物，对环路内流量有较大的影响；对于不同含水率条件下的两种体系，由于高含水率体系中的油水界面被破坏得较严重，生成的大量水合物更容易堵塞环路，而低含水率体系中的油水界面在被破坏后能够生成新的油水界面，因此堵管风险较低。深入地了解水合物的形成过程和稳定性，能够准确地预测和应对堵塞的风险，对开发高效水合物管理策略是至关重要的。

开展4种不同含水率砂岩单轴加载过程中的红外辐射观测试验，通过研究含水砂岩红外辐射信息与应力之间的量化关系，揭示了水对砂岩红外辐射特性的影响。结果表明，随着含水率的增大，砂岩红外异常区的规模越大，红外异常现象越明显；砂岩的红外辐射计数平均值（ {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} ）随着应力平均值（ \bar{\sigma } ）的增大而增大，两者存在线性关系；随着含水率的增加， {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} 与 \bar{\sigma } 拟合曲线的斜率逐渐增加；砂岩 {\bar{R}}_{\mathrm{I}\mathrm{R}\mathrm{C}} 与含水率在压密阶段和弹性阶段呈中度相关，在塑性阶段和峰后破坏阶段呈高度线性相关（相关系数可达0.96）。

以胜利油田某稠油作为研究对象，将岩心作为多孔介质填充在岩心驱替仪中模拟地层条件，采用双亲性催化剂，研究了不同反应条件下稠油水热裂解改质行为。结果表明，在多孔介质条件下，采用直接驱替的方式，稠油降黏率达到20.8%；在多孔介质体系中加入双亲性催化剂后，采用先反应后驱替的方式，稠油黏度显著降低，在低温环境（65 ℃）下进行驱替的降黏率为57.9%，但在低温环境下驱替导致沥青质组分摩尔质量增大，沥青质摩尔质量由5 244 g/mol增加到6 690 g/mol。当反应完成后保持高温环境（265 ℃）时，直接用热水驱替的降黏效果更好，裂解程度更高，其降黏率最高达到96.0%。研究结果对稠油水热裂解反应在现场应用过程中的操作条件优化具有重要的指导意义。

渤海稠油储量十分丰富，目前热采采收率低，挖潜潜力巨大，探讨海上稠油油田注气开采可行性具有重要的现实意义。通过注气膨胀实验及多次接触实验，研究了不同注气介质（CO₂、N₂、天然气）对渤海不同黏度稠油（普I?1类、普I?2?A类、普I?2?B类）的增溶膨胀降黏效果及混相机理。注气膨胀实验结果表明，CO₂与稠油的配伍性优于天然气和N₂，CO₂对3类稠油的降黏率分别为78%、85%、90%，天然气对3类稠油的降黏率分别为29%、69%、62%，注CO₂更适用于普I?2?B类稠油，注天然气更适用于普I?2?A类稠油。多次接触实验结果表明，CO₂驱的传质机理以溶解凝析为主，N₂驱的传质机理以萃取抽提为主，天然气驱的传质机理为凝析?抽提平衡；理论最小混相压力均大于43.00 MPa，因此在驱替前缘均难以形成混相。研究结果可为渤海稠油油田注气提高采收率提供重要依据及技术支持。

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。

为优化渤海B油田注水开发油田调驱效果，利用CMG数值模拟软件，围绕“弱凝胶+水基微球”组合调驱提高采收率效果展开了优化研究。根据该油田已知的地质油藏属性，对生产井的历史数据进行历史拟合，建立了实际三维地质模型，对影响单一段塞弱凝胶调驱、单一段塞水基微球调驱以及“弱凝胶+水基微球”组合调驱效果的因素进行分析优化设计，并针对相关生产指标进行了预测。结果表明，“弱凝胶+水基微球”组合调驱效果明显优于单一段塞调驱效果；通过数值模拟优选出调剖剂（弱凝胶）最佳注入工艺参数：质量分数为0.50%，注入量为0.000 11 PV，A2H井、A3H井注入速度分别为240、200 {\mathrm{m}}^{\mathrm{3}} / \mathrm{d} ；通过数值模拟优选出调驱剂（水基微球）最佳注入工艺参数：质量分数为0.30%，注入量为0.003 00 PV，A2H井、A3H井注入速度均为500~600 {\mathrm{m}}^{\mathrm{3}} / \mathrm{d} 。组合调驱方案能有效达到降水增油和提高原油采收率的目的。

针对严重段塞流的周期特性，通过下倾?立管实验系统进行了实验研究。基于实验数据及管内压力变化情况，分析了严重段塞流周期的变化规律，并与计算模型结果进行了相互验证。结果表明，在不同的下倾管倾斜角度、气相折算速度或液相折算速度等实验参数下，管内的流动状态会发生变化；由于立管高度不变，液塞喷发和液塞回流的时间基本不变，因此严重段塞流周期主要由液塞形成和液塞出流组成，且主要受下倾管倾斜角度、气相折算速度或液相折算速度等参数的影响。

通过储层物性分析、岩心铸体薄片及X衍射测试等方法，针对德惠断陷营城组火山岩储集空间类型、储层物性及主控因素进行了系统研究。结果表明，德惠断陷营城组火山岩蚀变作用较强，储集空间以溶蚀孔和溶蚀缝为主；凝灰岩和英安岩平均孔隙度分别为12.40%、7.47%，渗透率均小于1.000 mD，属于Ⅲ类储层，根据声波时差和电阻率测井方法可进一步识别含气地层；岩性和岩相是储层发育的主要控制因素。结合地震反射特征，分别建立了侵出相?喷溢相和爆发相岩相模式，为厘清研究区火山岩成储机理和储层分布规律提供了重要的理论依据。

为了研究新型延展型表面活性剂的构效关系和其降低油水界面张力的机理，采用旋转滴界面张力仪测定了在一定质量浓度的13?P系列（I?C₁₃（PO） _x S,x=5、10、15、20）与不同质量分数NaCl和正己烷（n?C₆)到正十四烷（n?C₁₄)条件下的等效烷烃数最小值（n_min）。结果表明，在高PO数（x=15、20）时，n_min随着NaCl质量分数的升高而增大；在低PO数（x=5、10）时，n_min随着NaCl质量分数的升高而减小。由此可以看出，在亲水亲油平衡效应和亲水疏水基尺寸匹配效应中，二者共同作用；在低PO数时，亲水疏水基尺寸匹配效应起主导作用；在高PO数时，亲水亲油平衡效应起主导作用。

目前稠油开采工程普遍使用热采方法，将高温高压湿饱和蒸汽由注汽管道注入油井，通过其携带的热量与低温稠油进行热交换，提高稠油的流动性和渗透性以实现开采。湿饱和蒸汽干度是影响热采效率的重要参数，没有公认的测量方法，当前常用的方法是人工测量法，但此方法的测量结果存在严重的滞后性。为达到实时监测干度的目的，使用新型测量方法——矩阵电导法，在10 MPa、310 ℃的条件下，建立了用于测量外径为76 mm、内径为54 mm注汽管道内湿饱和蒸汽干度的26×26丝网模型；介绍了矩阵电导法的测量原理，并建立了干度算法模型；在Ansys Electronics软件中进行了电场模拟，分析了层间电场，结果表明适宜的层间距为2 mm。为提高精度，使用线性插值法处理边缘，对实际测量误差进行了预测。结果表明，一次线性插值后整体误差小于2.50%；二次线性插值后整体误差小于1.10%。

针对高压管道在失效泄漏后产生的欠膨胀射流问题，利用Birch理论模型用伪源代替实际管道的泄漏孔。在不同掺氢比（HBR）、泄漏孔直径、管道运行压力的条件下，研究了掺氢天然气（HDNG）管道泄漏扩散后果区体积分数分布情况、爆炸危险边界、爆炸危险范围的变化规律。结果表明，随着HBR的增加，减少了泄漏扩散后HDNG的聚集，爆炸危险范围逐渐减小，远端危险性降低；随着HBR的增加，爆炸危险边界高度降低，近端危险性增大；随着泄漏孔直径与管道运行压力的增加，泄漏扩散后HDNG的影响区域扩大，爆炸危险边界高度上升，爆炸危险范围逐渐增大，远端危险性增大。

针对海上高温高压气藏气井开采过程中结蜡的问题，采用气?液?固流体相平衡理论及节流效应原理，分析了海上异常高温高压气井析蜡机理，发现高温高压气井蜡沉积主要发生在关闭气井翼阀瞬间温度急剧降低的油嘴位置处。根据相平衡理论，对高温高压气井原始地层流体进行了相态恢复和表征，准确描述了气?液?固三相流体相态变化特征、蜡的析出机理和析出过程。依据相平衡模型分析了气井结蜡位置、流体组分组成变化和结蜡的影响因素，合理解释了高温高压气井析蜡机理是温度压力急剧变化导致流体由气态向液态，再向固态瞬时相变的过程，并提出了相应防治策略。

独立筛管防砂是当前油气井最常用的防砂方法之一。随着油气田开发的不断深入，独立筛管防砂系统所处的工作环境和自身条件发生变化，受高温高压、外部载荷、腐蚀、流体冲蚀等多种因素的影响，容易引发防砂失效，严重影响油气井的正常生产。结合长期矿场实践和理论分析可知，造成防砂失效的主要原因是防砂封隔器失效、密封机构失效、防砂筛管失效，其中防砂筛管失效是最主要原因，筛管冲蚀、筛管腐蚀、地质因素和特殊作业等是导致防砂筛管失效的主要因素。通过对油气井的防砂失效原因的深入分析，为油气井防砂工艺采取预防措施、避免防砂失效而影响生产提供了重要依据。

我国大部分油田已进入开采中后期，油井采出液含水率较高，玻璃钢管道因其良好的抗腐蚀性广泛应用于油田地面集输系统。同时，为了节约加热能耗，可采用低温集输工艺输送高含水原油，但可能出现的原油黏附问题严重威胁系统安全。因此，探究玻璃钢管壁/原油界面特性，对揭示高含水原油低温集输黏附机理具有重要意义。基于接触角仪探究了含蜡原油在玻璃钢和不锈钢表面的界面特性。结果表明，在水相中，油滴在不同材质平板的接触角随温度的降低而增大，且油滴在玻璃钢表面的接触角大于在不锈钢表面的接触角，油滴在水相中的界面张力随温度的降低而增大；与不锈钢表面相比，油滴在玻璃钢表面的黏附功较小，油滴之间的内聚功随温度的升高而减小；在集输系统中，凝油不易黏附于玻璃钢管道，玻璃钢管道更有利于低温集输工艺的实施。

黏壁温度作为普适性低温集输边界条件，其在高含水率开发后期的油田中得到了广泛推广及应用。当集输温度高于黏壁温度时，集输管线运行平稳；当集输温度低于黏壁温度时，绝大部分集输管线的压降显著升高，部分集输管线的压降变化不明显。现场降温试验结果表明，当集输管线进入计量间温度逐渐降低至凝点以下6、8、10、12 ℃时，井口回压存在运行平稳、小幅波动、低频大幅波动和高频大幅波动四个阶段的变化，且当集输温度过低时，集输管线内存在多次“再启动”过程。不同气油比条件下的现场集油管线掺气降温试验结果表明，当气油比分别为40、80、160 m³/t时，集输管线可以在进入计量间温度低于黏壁温度3、4、6 ℃的工况下进行低温集输。

在CO₂增采（CCS?EOR）环境下，研究了X70管线钢在不同CO₂压力下的腐蚀开裂行为及其机理。 使用高压反应釜及模拟采出水溶液，对现场环境进行了模拟；通过电化学实验，研究了X70管线钢在CCS?EOR环境下的腐蚀速率与腐蚀机理；通过慢应变速率拉伸实验，研究了模拟环境下X70管线钢的腐蚀开裂行为；通过扫描电镜，分析了不同CO₂压力下X70管线钢的腐蚀开裂机理。 结果表明，X70管线钢的腐蚀速率随着CO₂压力的增加而增加；X70管线钢表面产生的腐蚀产物膜不能保护金属基体，而且加剧局部腐蚀；在腐蚀产物膜的影响下，CO₂压力的增高使X70管线钢应力腐蚀敏感性增加，X70管线钢腐蚀开裂同时受金属表面裂纹的影响。

能源短缺和环境污染问题一直是世界所关注的热点。采用油、气、电加热原油，不仅能耗高，而且环境污染严重，太阳能作为一种可持续发展的清洁能源，已成为各国关注的焦点。为此，设计了一套太阳能加热原油系统，选择了安全且易获得的空气作为传热流体。太阳能加热原油系统由太阳能吸热器、蓄热器、原油换热器以及电热炉组成，吸热器接收太阳辐射后温度上升，空气经过吸热器获得高温，高温空气进入换热器中加热原油。建立了用于太阳能加热原油系统热力学性能分析的数学模型，并对模型进行了验证；利用Aspen Plus软件对加热过程进行了热力学分析。结果表明，压缩机和预热器是?损较大的部件，当压缩机的压比达到2.7时，太阳能加热原油系统达到最佳状态；在最佳状态下，太阳能加热原油系统的热效率为72.35%，?效率为73.89%，余热回收效率为72.33%。

气田开发效果评价在发现目前开发存在的主要问题、提高气田管理水平以及提出调整对策等方面发挥着重要作用。从产能、能量保持程度和井流物性质三方面出发，考虑采收率、地层压力保持程度、气油比年递增率等指标，提出了凝析气田开发效果定量评价方法。首先基于层次分析法、灰色关联法和RSR值综合评价法计算各指标权重，然后通过岭形分布函数和因子分析法确定各指标隶属度矩阵，最后经模糊变化及最优选择得出评价结果。YH23区块E+K气藏天然气采收率为82.95%，凝析油采收率为58.57%，地层压力保持程度为87.8%，计算可得开发效果评价矩阵 Y =[0.623 7，0.175 2，0.201 1]，属于一类开发水平，经验证与该气田实际评价结果一致，证实提出的方法准确可靠，为气田进一步开发调整指明了方向。

针对海相砂岩FOURD油藏大排量生产，发现底水油藏开发过程中不同位置水驱孔隙体积倍数不同，而常规行标中测量的实验不足以表现高水驱倍数后的油藏渗流特征。高水驱实验结果表明，不同黏土含量岩心水驱倍数的半对数与驱油效率呈线性关系，底水油藏水驱波及系数缓慢增加。基于FOURD油藏实际资料，采用数值模拟技术表征了油藏时变特征；针对FOURD油藏南北动态不同、南区水淹程度高、波及程度难以提高的问题，提出了以提液方式再提升油藏驱油效率的方案，针对北区波及程度不高的区域提出了进行井网加密的后期挖潜方案。采用该极限挖潜策略后，根据数值模拟及实际矿场应用，波及系数提高了11.1%，标定采收率提高了4.5%。

由于海底环境复杂，海底管线钢经常面临严重的腐蚀风险。通过动电位极化技术和交流阻抗技术，探究了静水压力、溶解氧质量浓度及硫酸盐还原菌（SRB）接种时间对X70管线钢在南海模拟溶液中的电化学腐蚀行为，并结合电子显微镜表征技术分析了腐蚀形貌，阐明了三种环境因素共存条件下对X70钢腐蚀行为的作用机制。结果表明，X70管线钢在接种SRB的实验环境中的自腐蚀电流密度是无菌时的2倍；在0～3.5 MPa的压力下，腐蚀程度先加剧后减缓；SRB和溶解氧共存时，氧的存在抑制兼性厌氧菌SRB的数量，从而起抑制腐蚀的作用。

随着人工智能技术的发展以及大数据互联网技术的应用，管道泄漏检测技术向智能化的方向发展。将管道泄漏检测技术分为连续性技术和非连续性技术两大类，介绍了多种泄漏检测方法的原理，总结并分析了国内外长输油管道泄漏检测技术的研究现状，对多种检测方法相结合的输油管道泄漏检测与定位技术在长输油管道检测中的应用进行了展望。

在高压低温的输送条件下，湿气集输管道中会有天然气水合物生成，而生成的水合物可能会导致管道堵塞或关键控制设备失灵等诸多风险。加注醇类水合物热力学抑制剂（THI），是预防湿气管道生成水合物的方法之一。若THI注入量过大，则不仅会增加采购、运输和储存成本，而且还会增加水处理成本。因此，在一定安全裕度的基础上，确定THI的最小注入量至关重要。基于经验公式法和相平衡软件的THI注入量的计算，不考虑流动的影响。为优化THI注入量，采用相平衡与流动耦合计算法，基于OLGA组分跟踪模型，对沿线的温度、压力以及THI质量分数进行了跟踪，以期较为准确地预测THI注入量。以陆地气田气和海底油田伴生气集输管道为例，对不同计算方法进行了对比。结果表明，相平衡与流动耦合计算法可减少THI注入量10%以上。

重晶石是油基钻井液的主要加重剂，但是其加重的高密度油基钻井液存在诸多问题。为了探究微锰矿粉在油基钻井液中的适用性，采用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了重晶石和微锰矿粉的粒度分布和微观形态，对比分析了重晶石油基钻井液体系和微锰矿粉油基钻井液体系在流变性、失水造壁性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能方面的差异。结果表明，在低密度条件下，微锰矿粉体系和重晶石体系差异小；在高密度或超高密度条件下，微锰矿粉体系低黏高切，泥饼黏滞系数小于0.10，沉降密度差小于0.03 g/cm³，酸溶后渗透率恢复率大于95.00%，其流变性、润滑性、沉降稳定性、储层保护性能均优于重晶石体系；微锰矿粉体系比重晶石体系失水量大，泥饼质量差，建议将微锰矿粉中复配重晶石以提高体系的失水造壁性。研究结果全面揭示了微锰矿粉油基钻井液体系和重晶石油基钻井液体系性能的差异，对微锰矿粉改善高密度、超高密度油基钻井液的性能提供支撑，也为超高密度油基钻井液加重剂应用提供了新的发展方向。

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。

以牙哈（YH）凝析气藏E+K区块M井组为例，建立典型井组数值模拟模型，对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下，模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明，采用“上注?下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×10⁴ m³/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）等条件时，凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据，为凝析气田中后期开发调整提供指导。

碳酸盐胶结物是寻找低孔低渗背景下或深部砂岩储层油气勘探“甜点”的关键因素之一，总结国内外学者的研究成果，对指导有利区带勘探和剩余油挖潜具有重要意义。首先，对中国含油气盆地碳酸盐胶结物类型及分布特征进行了系统总结，认为其分布具有盆地类型多样、时代跨度大、沉积相类型以丰富的三角洲相为主等特征；其类型以方解石和白云石两大类为主，根据铁离子质量分数可进一步细分为无铁、含铁和铁质碳酸盐胶结物三种类型。然后，对碳酸盐胶结物的形成期次、物质来源、离子运移及沉淀的影响因素进行了分析与总结，认为成岩过程中流体的来源、流动方式对碳酸盐胶结物的类型、成因机制及分布具有重要的控制作用。最后，总结了碳酸盐胶结物对储层质量影响的几种观点，并提出了目前碳酸盐胶结物对储层质量影响评价过程中的一些建议和有待进一步研究的难点问题。

南海东部X区块Y构造恩平组发育大型富砂辫状河三角洲前缘砂体滑塌形成的湖底扇沉积，垂向上多期次叠置且叠合性较好。区块内流体性质复杂多样，普遍存在油层出气和气层出油现象，油层和气层在录井资料上表现特征相似，因此大幅度增加了该区块的流体相态识别难度，从而给录井综合解释带来了一定的困难。针对研究区流体性质复杂且利用常规气测异常倍数法、气体比率法、三维及地化录井资料无法准确识别油气层的难点，对气测烃组分解释方法进行优选，结果表明，Bar图法和星型图法可快速有效地识别该区块油气层。现场实际应用表明，基于气测烃组分特征差异的Bar图和星型图流体解释评价方法，可快速准确地解释评价X区块储层内复杂流体。利用该方法在随钻过程中的解释结论与测试求产结果相符合，符合率达到了87%以上，为油田后期储量的评估提供了可靠依据。

采用OLGA软件建立了某油气混输管道几何模型，研究了管道停输和再启动过程中的瞬态流动规律。首先，分析了管道稳态运行时沿线温度、压力和持液率的分布特点，确定了沿线温度最小值所处位置及压力最大值所处位置，分析了环境温度和停输时间对运行参数的影响，确定了可保证温度最低点处原油温度高于其凝点的安全停输时间。在实际运行过程中，停输时间不应超过安全停输时间，否则容易出现管道凝管、启动压力过大等问题，威胁管道的安全运行。

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。

针对食堂的特点，利用FLACS软件对某大学食堂进行三维建模，在考虑喷射方向、障碍物等因素的基础上，模拟天然气的泄漏及爆炸情况，研究了特定场景下气体云团的扩散过程、爆炸冲击波和温度的发展规律。结果表明，当天然气垂直向上泄漏时，因食堂屋顶的阻碍作用，天然气在小型摊位发生堆积；当天然气水平泄漏时，天然气在用餐区域体积分数较高；爆炸初期，首先出现以点火点为中心的爆炸压力冲击波，压力冲击波以圆弧形向外传递，泄漏方向对爆炸产生的最大超压影响较小；温度分布受泄漏方向的影响较大，垂直喷射时高温集中在小型摊位处，水平喷射时温度沿喷射方向由高到低分布。

目前常采用注水方式开采石油，但是含水输油管道中常发生CO₂腐蚀现象，因此采用计算流体力学方法（Computational Fluid Dynamics，CFD），研究了不同含水率、不同流速下的直管和弯管中油水分布情况，确定了输油管道CO₂腐蚀的发生条件，并分析了流速及含水率对壁面剪切力的影响。结果表明，CO₂腐蚀的发生取决于管道内的含水率和流速。当含水率升高时，油品浸润在管道内壁阻止腐蚀的发生；当含水率降低时，积水量增加，导致CO₂腐蚀严重。当流速增大时，管道内发生湍流，因此难以形成积水，降低腐蚀风险。但是，流速增大时会导致壁面剪切力增加，破坏腐蚀产物膜，进而进一步加快腐蚀速率。向下倾斜弯管在重力作用下往往不会发生积水，腐蚀风险低；向上倾斜弯管最容易发生积水，腐蚀风险高；受冲刷作用的影响，弯头端的腐蚀严重。弯头处容易受腐蚀和力学的交互作用，因此腐蚀严重。研究结果对油田集输管道的安全运行具有一定的指导意义。

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。

针对礁灰岩储层在裂缝中充填超轻颗粒的携砂液技术需求，以过滤海水为基液，以助排、分散一体剂为主剂，研究了一套携砂液体系。当携砂液体系的表面张力为24.31 mN/m、界面张力为0.122 mN/m时，具有较好的助排能力，且超轻颗粒在携砂液中分散良好。沉降速度与普通陶粒相比从0.58 cm/s降低至0.35 cm/s，对超轻颗粒具有较好的悬砂效果，砂比为10%~50%的超轻颗粒在搅拌下可有效悬浮，静置后在270~470 s可沉降。研究的携砂液体系可满足超轻颗粒在裂缝中携带和充填的需求。

结合扫描电镜、能谱法以及堵塞物形成动态评价、微观可视化、长岩心驱替等实验，进行了注聚油田残酸对储层伤害机理研究。结果表明，残酸对储层的伤害主要是由于聚合物分子链以残酸中Al³⁺、Fe³⁺ 等高价阳离子为交联点，通过聚合物侧基中的羧酸根和高价阳离子之间的配位作用，形成交联网状弹性胶状物，且交联程度随离子质量浓度的增加而增强；生成的弹性胶状物堵塞孔喉边缘和凹坑部位，使孔喉直径逐渐变小，流动过程中包裹缠绕地层微粒、碳酸盐沉淀物等，形成复合堵塞物胶团，造成深部堵塞。长岩心驱替实验表明，残酸对岩心渗透率伤害率高达60%以上。研究结果可为注聚油田解堵液体系研发和解堵工艺优化提供理论参考。

柔性控制运转技术用于改善游梁式抽油系统的采油工作过程，而采用椭圆速率驱动电动机是实现该技术的方案之一。为了探寻椭圆速率驱动与常规圆速率驱动时抽油泵内阀球运动规律，分析了两种工况下的阀球滞后开启情况，并建立流固耦合仿真模型分析了固定阀的受力规律，得到了两种工况下阀球运动的差异性，最后通过台架实验验证了理论分析的正确性。结果表明，椭圆速率驱动下阀球开启和到达最大升程的速率比常规圆速率驱动慢，但落座更快，可有效防止漏失，从而达到提高采油效率的目的。

弱磁应力检测技术支持非接触在线应力损伤检测,在长输油气管道应力内检测技术领域具有巨大的应用潜力。但弱磁信号微弱，易受外界环境干扰，检测结果易出现偏差。为加强弱磁信号的检测能力，基于铁磁材料的微观特性，建立了外磁场弱磁应力检测模型，获得了弱磁信号强度随外磁场强度与施加应力的变化规律，描述了外磁场对弱磁应力检测信号的激励特性，并进行了系统的实验研究。结果表明，弱磁信号的切向峰值与法向零点均位于应力集中区的中心位置，且不随应力与外磁场的变化而发生波动；弱磁信号切向峰值与法向峰峰值随外磁场与应力的增加而增大；外磁场对弱磁应力检测信号的激励作用随外磁场的增加先增大后减小。

研究了IAEC?1306H（异构十三醇聚氧乙烯醚羧酸）与醇溶液和碱剂的复配体系对稠油黏度的影响。结果表明，在质量分数相同的条件下，麦芽糖醇对稠油的降黏效果优于山梨糖醇，NH₃·H₂O对稠油的降黏效果优于IAEC?1306H和醇溶液；NH₃·H₂O和IAEC?1306H对稠油的降黏效果相似，随着NH₃·H₂O体积分数和IAEC?1306H质量分数的增加，稠油黏度逐渐趋于平稳；山梨糖醇、麦芽糖醇分别与IAEC?1306H复配形成的二元体系，对稠油的降黏效果基本一致，并且由于碱剂自身的性质，碱剂与IAEC?1306H复配更有利于稠油的降黏；NH₃·H₂O、麦芽糖醇与IAEC?1306H复配形成的三元体系，对稠油的降黏效果较好，降黏率达到96%以上，而且NH₃·H₂O、IAEC?1306H、麦芽糖醇用量较少。

为了降低超临界压力甲烷管内对流换热的热阻，提高传热过程的稳定性，对竖直管内超临界甲烷的流动与传热过程进行了数值研究，讨论了热流密度、流动方向对流动换热特性的影响，研究了流场、温度场和湍动能变化对传热不稳定性的影响。结果表明，竖直管内超临界甲烷的传热存在不稳定传热现象，在高热流密度下，管内壁温度和平均温度具有不稳定性，在传热恶化区间震荡；在低热流密度下，局部对流传热系数具有不稳定性，在传热恶化区间震荡；在相同的热流密度下，向上流动时的传热不稳定性大于向下流动时的传热不稳定性，是由于向上流动的热影响大于向下流动的热影响，产生的类气膜是传热不稳定的主要因素。

排采连续性对煤层气开发至关重要。但是，在排采过程中关井现象不可避免，重新开井后如何排采、制定合理的排采制度是提高产量的关键。通过对煤层气生产阶段理论进行分析，结合关井前后矿场数据，同时借助数值模拟方法，对关井过程中储层参数变化进行了研究。结果表明，关井明显改变储层物性参数，造成井筒附近煤层含水饱和度增加，井底压力升高，同时引起近井地带自由气重新吸附，降低气体渗流能力。因此，重新开井后快速排水有助于沟通气体渗流通道，提高气体流动能力，增加产气量。

输油管道系统常常会发生冲刷腐蚀现象，冲刷腐蚀现象产生的主要原因是颗粒对壁面的撞击。使用DPM模型研究固体颗粒对管壁的冲蚀作用，分析π型管的流动特性，研究流体速度、颗粒质量流量、颗粒直径以及颗粒密度对管道冲刷腐蚀速率的影响。模拟结果表明，π型管道在弯头处冲刷腐蚀最严重；当流体速度增大、颗粒质量流量增多时，最大冲刷腐蚀速率增大；当颗粒直径和密度增大时，冲刷腐蚀效果削弱。

在条件复杂的深油气井井下作业时，封隔器需要具备良好的耐高温、耐高压和密封性能，以此来提高封隔器的使用寿命。相较于传统的K344叠层钢带封隔器，K344波纹状钢骨架封隔器可以有效地减少内外胶筒中部应力，使中部受力更均匀，并可同时降低肩部受力。利用ABAQUS软件，对K344波纹状钢骨架封隔器的坐封过程进行有限元仿真分析，从结构和材料两方面对钢带的受力情况进行研究，并通过仿真分析优选出钢带的最优厚度以及钢带的最优材料。优化后的封隔器能够更好地适应深油气井的作业要求，提供了一种新的扩张式封隔器设计思路。