我国已成功钻成万米以上超深井，在钻完井装备技术上有了更深入的突破，标志着我国在石油勘探开发领域迈出了重要的一步。当前，对提高钻井效率、保障安全性的迫切需求愈发凸显。智能钻完井技术凭借其高钻井效率和安全性的显著优势，成为解决这些挑战的核心技术。通过融合先进的自动化控制、实时数据监测以及机器学习技术三方面要素，可有效地优化钻井操作，提高作业效率，大幅提升钻完井的安全性。综述了智能钻完井装备技术的发展现状，提出了自动化控制、实时数据监测、机器学习技术三位一体的研究方法，重点分析了国内外智能钻头、智能导向工具、智能钻杆、智能滑套以及智能钻机等创新设备的发展历程与技术进步。建议未来通过人工智能、智能优化算法以及国内外合作等多极为支撑，实现智能钻完井装备技术三位一体的全面发展。

海上油田由于复杂的地质条件和高昂的开发成本，以及平台寿命有限且井位稀缺，导致化学驱提高采收率的能力受到限制。基于海上油田的不同地质特征，结合大庆、大港及胜利油田化学驱和井网加密协同增效技术方面应用的效果，论证了化学驱油剂、井网加密及层系调整间的协同能力，并明确了化学驱与加密协同增效技术的实施途径。通过数值模拟方法，优化了SZ36?1油田的化学驱与加密协同增效方案，明确了储层渗透率、渗透率级差、原油黏度对增效能力的影响，并给出了相关界限。结果表明，将原反九点井网加密为斜反九点法井网后，井距缩小1/2，结合聚合物驱油技术，采收率提高幅度可达9.8%，相比单独进行加密水驱和单独进行化学驱的采收率之和增加了3.4%。该结果证实海上油田通过化学驱与井网加密技术相结合，可进一步提升驱油体系的波及体积，大幅度提高采收率，实现产能最优化。

原油脱水是原油生产加工过程的重要环节。随着油田进入高含水期开采阶段以及采油助剂的添加，原油脱水难度越来越大，采用高频电场对其进行电破乳成为一种脱水的有效手段。通过静态脱水实验和液滴电聚结数值模拟研究了高频电场作用下电脱水机理。结果表明，采用电破乳方法处理原油时，电场强度、电场频率和电场作用时间对脱水效率有显著影响；在电破乳脱水过程中，存在最佳的电场频率，电场强度增加到一定数值后，继续增加电场强度，含水率反而会上升，而电场作用一定时间后，继续增加电场作用时间，原油含水率变化不大；对电场中的液滴施加的电场强度越大，液滴越易发生形变，液滴的直径越大越易发生形变；与工频电场相比，在高频电场下，液滴聚结效率高，液滴比较容易发生聚并。研究结果为原油电脱水装置的设计与参数优化提供了理论支持。

在全球能源结构转型的背景下，电脉冲压裂技术已成为非常规油气储层绿色开发的重要手段。该技术通过高压脉冲放电产生可控冲击波，实现储层多尺度裂缝网络的构建与高效破岩。聚焦电脉冲压裂破岩机理与数值模拟研究，系统分析了电脉冲放电的原理及其能量转换过程；建立放电冲击波与TNT爆炸冲击波的等效模型，揭示了电脉冲冲击波在砂岩与页岩储层中通过剪切、空化及拉伸作用的致裂机制，并量化了冲击波随传播距离衰减的致裂效果差异；基于Autodyn平台构建TNT爆炸模型，并对砂岩与页岩的损伤进行了监测。结果表明，岩性参数对冲击波能量衰减路径与损伤模式具有显著控制作用；砂岩储层需优先优化脉冲能量以激发多向裂缝网络，而页岩储层则需要通过作用距离的调控实现主裂缝的定向扩展。

针对不同因素对管廊内掺氢天然气管道泄漏扩散的影响，通过数值模拟软件建立管廊内掺氢天然气管道泄漏扩散模型，研究了掺氢比、管道压力、泄漏口直径、通风模式等因素对气体扩散过程的影响。结果表明，掺氢比影响掺氢天然气的传质能力，且掺氢比越高，掺氢天然气的扩散速度越快；管道压力和泄漏口直径主要通过影响泄漏气体初始动能和泄漏量来影响泄漏气体扩散范围，随着管道压力和泄漏口直径的增大，泄漏气体扩散范围增大；通风模式对管廊内泄漏气体的分布起主导作用，通风频率与泄漏气体射流高度呈反比。

稠油微观高黏机理研究对高效开发渤海稠油具有重要意义。针对渤海典型稠油油藏，通过开展原油黏度与温度关系、原油组分和组分极性、杂原子分布和沥青质聚集体结构等研究，探讨了稠油高黏微观机理。结果表明，与渤海N油田（胶质、沥青质质量分数分别为23.25%和6.59%）相比，L油田中饱和烃、芳香烃质量分数较低，胶质、沥青质质量分数（分别为29.95%和9.76%）较高；O、N、S等杂原子质量分数较高，胶质和沥青质相对分子质量也较大，各组分分子的极性较强，胶质和沥青质偶极矩分别达到14.01、17.94 D（N油田的胶质和沥青质偶极矩分别为9.12、12.25 D）。以上均会导致胶质、沥青质分子间的作用力较强，分子间缔合作用明显增强，沥青质分子间距更小，聚集体结构更加致密，最终导致原油黏度较高。

利用SPS仿真软件建立正反输仿真模型，对处于低输量工况的阿赛线管道进行正反输运行模拟，并研究了正反输过程中沿线油温随时间的变化规律，以及反输输量对反输温降的影响。结果表明，正输稳态下沿线油温逐渐降低；反输开始沿线油温先降低后升高，达到稳态后油温逐渐降低；反输进站油温先降低后稍有升高，最终趋于稳定；明确了正反输过程中原油最低温度为存留原油被完全推出管道时的进站温度；反输输量越大，反输过程中的最低油温越高，达到反输稳定状态也更快。通过SPS仿真软件模拟分析得出的正反输工艺温度变化可为确定阿赛线正反输运行方案提供一定依据。

水平井分段压裂技术是实现低孔低渗致密砂岩气藏有效开发的关键，其中压裂施工参数的合理优化是基础。目前，普遍采用“一井一策”的压裂设计思路，实践表明该思路下施工参数与压裂效果的相关性不高，参数对改造效果的影响规律不清楚，无法适应强非均质性致密砂岩气藏多类型储层共存的局面。基于此，以金秋气田JH区块为研究背景，提出了考虑储层品质和砂体分布特点的“一段一策，分段优化”新思路；采用地质工程一体化思路，建立了“储层类型优化-改造段分类-目的井参数优化”的致密砂岩气藏水平井压裂施工参数优化高效设计方法，构建了一套可快速复用、针对分储层类型的致密砂岩气藏压裂标准化设计流程。结果表明，相比传统方法，该优化方法可使单井压裂设计周期缩短50%~60%，单井压裂成本降低10.6%，压后单井稳产时间延长58.3%，最终可采储量（EUR）提高15.6%。该优化方法可有效提升强非均质性致密砂岩气藏压裂施工参数优化的科学性和高效性，对以JH区块为代表的同类致密砂岩气藏压裂改造及开发效益提升具有一定的指导作用和工程借鉴价值。

埋地输油管道保温层破损会显著改变管周土壤温度场的分布，进而影响管道的热力性能和运行安全。基于多物理场耦合传热理论，构建了埋地输油管道三维稳态传热模型，定量分析了不同土壤介质（黏土、壤土、砂等）条件下管道的温降特性和管周土壤温度场的演化规律；采用ANSYS Fluent 2022软件对模型进行求解，求解过程中考虑了水分侵入效应。结果表明，在砂土地段，埋地输油管道保温层全部破损的临界段数为15段（单段长度100 m），对应的临界破损距离为1.5 km；依据此临界距离设置初始段监测点，80 km管道共需设置56个温度监测点；各监测点温度沿管道轴向呈非线性下降趋势，其中第28个监测点（管道42.0 km处）的出口温度首次降至析蜡临界温度（45 ℃）。研究提出的“临界距离分段监测法”可实现砂土地段埋地管道保温层破损状态的精准监测，为埋地管道的安全运行提供技术支撑。

吐哈丘陵油田的低渗透油藏在注水开发过程中表现出部分油井见水早、含水上升快的特征，动态分析显示储层中可能存在优势通道或裂缝。为进一步改善油藏开发后期的开发效果，提高原油采收率，有必要核实、确定储层微裂缝发育情况。在水洗检查井岩心描述的基础上，开展了储层裂缝发育及分布研究，提出了一种基于测井曲线的裂缝发育层位的判断方法；分析了2口井测井资料，并对吸水剖面进行了对比。结果表明，该判断方法可行、可靠，为吐哈丘陵油田改善水驱开发效果、有效动用及开采剩余油提供了技术支撑。

风险评价是管道完整性管理的核心工作，也是实现风险预防管理的前提和基础。海底管道的服役条件苛刻，监测和维修难度大，事故后果严重。为了保障海底管道的安全运行，结合新奥LNG外输海底管道舟山段服役条件和运行特点，对其危险因素进行识别，并采用Kent评分法对其进行风险评价，得到了该LNG外输海底管道的相对风险值；根据相对风险值，对该LNG外输海底管道系统的风险管段进行了等级评定。结果表明，海底管道舟山段的相对风险值主要介于100~200，风险等级处于较低水平。同时，提出了针对海底管道舟山段的风险管理措施和建议。本研究可为建立基于风险级别的管理机制及保障海底管道的安全运行提供科学指导和参考依据。

钻遇裂缝性泥页岩地层时极易发生井壁失稳现象。通过岩石力学实验探究了泥页岩在钻井液浸泡下的力学性质弱化规律；在综合考虑应力、压力、温度、溶质质量分数和天然裂缝变形的影响下，建立了热?流?固?化多场耦合条件下的裂缝性泥页岩井壁稳定模型，分析了该地层多场耦合响应特征、井壁失稳机理和主控因素；基于井壁失稳特征，建立了不同岩石强度下裂缝性泥页岩地层安全钻进密度窗口图版。结果表明，随着浸泡时间的延长，泥页岩的强度和弹性参数均呈指数型劣化；考虑天然裂缝发育时，井周各物理场呈非均匀分布特征，导致坍塌破坏区域和拉伸破坏区域向裂缝尖端扩展；增加水平地应力差和流体压力差会扩大拉伸破坏区域和坍塌破坏区域，增加溶质质量分数差有利于降低破坏风险，提高钻井液温度对坍塌破坏影响不大，但能显著降低拉伸破坏风险。研究结果可为裂缝性泥页地层钻井设计提供理论支撑。

拱顶罐作为油品存储的重要设施，其蒸发损失控制需基于蒸发损失机制的研究。建立拱顶罐动态吸收热通量的用户自定义函数（UDF）模型，运用FLUENT 19.0软件，系统研究了太阳辐射强度、储油高度和油品贮存时间对罐内油气扩散的影响。结果表明，罐内气体温度分布不均匀，纵向呈“上高下低”分布，且罐内气体平均温度随着储油高度的增加而降低；罐内油气质量分数在同水平高度分布均匀，柴油表面的油气质量分数最大，其数值与储油高度和贮存时间均呈正相关；罐内气体最大压力在一天内先升高后降低，且随液位高度升高而增大。研究结果为储罐的蒸发损失量化评估及油气回收系统的设计优化提供了理论依据。

缝洞型油藏非均质性强、流体流态复杂，高含沥青质稠油流动特征及水驱规律不明确，给油田注水开发造成极大的困难。基于可视化缝洞模型，开展不同黏度稠油流动及水驱效果实验，建立了含沥青质稠油流动阻力系数与黏度及流量的关系；结合图像识别实现不同孔洞含油饱和度动态量化，明确了高含沥青质稠油在缝洞中的水驱特征及稠油黏度、裂缝参数和注水速度对驱油效果的影响。结果表明，当稠油黏度从59 mPa·s（中黏）增加到1 090 mPa·s（特黏）时，缝洞中稠油拟启动压力梯度增大了1个数量级，流动阻力系数增加了3倍；水驱采收率降低了9.6个百分点；当稠油黏度增大时，水驱波及孔洞数量减少，剩余阁楼油、局部高部位油和壁面油增加；裂缝宽度、长度及空间位置分布对水驱稠油液流走向的影响较大，且该作用强于油水重力分异作用；注水初期适当增大注水速度，水驱在小尺度裂缝宽度中的波及、突破能力增加。

在含蜡原油的开采和运输过程中，石蜡容易沉积到壁面并形成蜡沉积。近年来，微生物清防蜡技术因其经济环保的优点而受到广泛关注。从原油污泥中筛选出五种菌株，通过对其石蜡降解率及表面疏水性的测定，选定一种高效的石蜡降解菌B3，经鉴定为中间布鲁氏菌（Bruella intermedia）。结果表明，菌B3在温度为40 ℃、初始pH为6、摇床转速为160 r/min的条件下表现出最佳的生长活性，并且对石蜡的降解效果最为显著；当菌B3以石蜡为碳源进行生长代谢时，能够产生脂肽类生物表面活性剂，使液体石蜡的乳化系数达到52.5%；菌B3与原油作用7 d后，防蜡率高达77.2%，在41 ℃的温度下降黏率达到50.2%。综上，菌B3能有效降解石蜡，提高原油流动性，减少蜡沉积。

内烯烃磺酸盐作为一种新型驱油用表面活性剂，近年来备受油田现场关注，随着三次采油技术在高温高盐油藏的应用，表面活性剂的耐温抗盐性问题也伴随而来。采用旋转滴法考察了Na⁺、Ca²⁺的离子强度对支链化程度不同的两种内烯烃磺酸盐（A?18、I?20）降低油水界面张力的影响。结果表明，内烯烃磺酸盐表面活性剂普遍具有较好的抗盐性，疏水烷基支链化可以增加表面活性剂的界面活性，原油中的活性组分可以与表面活性剂分子在界面上混合吸附，是主导界面性能的重要因素；离子强度的升高可以削弱分子间静电斥力，增加界面上表面活性剂的吸附量；相较于Na⁺，Ca²⁺具备更好的分子集合能力，高质量分数下会进一步降低油水界面张力。

为解决天然气掺氢管道输送过程中的浓度分层问题，提升短距离内的掺混效率，采用计算流体力学方法构建多组分湍流流动模型，对比研究了右旋叶片、交叉叶片及交叉孔隙叶片三种螺旋型静态混合结构的掺混特性、流场演化及压力损失，并以变异系数和掺混均匀度为量化指标进行了综合评价。结果表明，交叉孔隙叶片结构通过旋流+射流+二次流的协同作用，在2 m内能达到工业掺混要求（均匀度≥95%），5 m处的均匀度达到99.66%，浓度混合影响因子为9.14，压力损失为189.3 Pa；旋流+射流+二次流的协同作用是实现短距离高效掺混的核心机制，交叉孔隙叶片结构能够在保证低损输送的同时显著提升掺混效率。研究成果可为静态混合结构的选型提供参考。

利用分子动力学，分别构建正十二烷、正十八烷和正二十九烷的最低能量构型，研究了含水率（质量分数）不同时油分子与蜡分子之间的相互作用；构建含水率不同的原油乳状液体系的分子动力学模型，研究了水分子溶解在体系后对含蜡原油黏度的影响；比较了蜡分子在含水率不同的体系内的径向分布函数。结果表明，碳数是决定原油分子之间相互作用能的主要因素；随着含水率的增加，分子间的距离变大，而相互作用能变小；水分子溶解在体系中后，蜡分子间的距离和静电相互作用均变大，蜡分子分布变得无序，原油的流动特性得到改善。

为了探讨油包水（W/O）型乳状液的微观特性及其对稳定性及积液形成规律的影响，采用搅拌乳化实验和显微观察实验，系统研究了含水率、剪切速率及CO₂过饱和处理等因素对乳状液粒径分布和稳定性的影响，并基于实验数据建立了符合MH油样的积液形成速率模型。结果表明，剪切速率显著影响乳状液的粒径分布及稳定性：中等剪切速率(6 000~9 600 s^-1)可有效增强乳状液的稳定性，并实现液滴的均匀分布；当含水率低于30%时，随着含水率的增加，液滴粒径减小，但过高的含水率可能导致分层速率下降；经CO₂饱和处理后，油水界面张力降低，乳状液的稳定性增强，但过量CO₂溢散会破坏油水界面平衡，加剧液滴聚并；合理控制剪切速率、含水率及CO₂浓度，可有效提高管道输送性能，减少底部积液，提升油田集输系统的运行稳定性。该研究成果为含CO₂驱替工艺下的集输管道积液控制提供了理论依据，对油田生产管理具有重要的工程应用价值。

油藏历史拟合优化问题属于高维系统最优控制问题，选择合适的优化算法对实现良好的拟合效果至关重要。由于梯度类方法在计算目标函数梯度时存在困难，随机性智能优化算法被广泛应用于油藏优化过程。提出了一种基于实数编码遗传算法（RGA）与连通性模型的油藏历史拟合问题的方法。该方法无须编码解码操作，直接将传统方法求解得到的可行解作为改进遗传算法的初始参数，可有效降低搜索空间的复杂性；在RGA中，采用实数编码直接表示参数，算法能够处理连续变量，可提升搜索的精度和收敛速度；引入自适应选择策略、交叉与变异操作，可进一步优化算法性能。结果表明，RGA能够有效提高拟合效果，并在较短时间内获得较优解，该方法在油藏历史拟合领域具有广阔的应用前景。

针对以天然气为燃料的固体氧化物燃料电池余热回收与液化天然气冷能利用相结合以及烟气中CO₂的捕集问题，提出了一种由双重再压缩布雷顿循环、CO₂回热朗肯循环和双级闪蒸循环构成的新型冷热电联供系统；采用热力学仿真软件对该循环系统进行模拟，分析了混合工质中Xe质量分数、CO₂回热朗肯循环膨胀机入口压力p₂₃、闪蒸循环的泵出口压力p₂₆和分流比x对系统热效率、?效率、净输出功和冷?回收率的影响。结果表明，提高p₂₃有利于提升系统的热效率、?效率和净输出功；降低p₂₆有利于提升系统的净输出功及热效率，提高Xe质量分数与分流比x可提升系统的循环净功、热效率与?效率；当Xe质量分数为0.3、p₂₃为16 MPa、p₂₆为13.5 MPa时，系统的热效率、?效率、净输出功分别为67.17%、58.13%、2 587.96 kW。

在油气田生产和集输过程中，水套炉盘管作为天然气加热系统的关键设备，承担着重要的热能供应与保障作用。然而，水套炉盘管内部的细小颗粒易引发冲蚀损伤，且该过程难以提前预测。因此，了解影响水套炉盘管冲蚀的因素并建立有效的预测模型至关重要。采用计算流体动力学（CFD）数值模拟并结合敏感性分析方法，研究了温度、压力、气体流速、颗粒直径、弯管直径和曲率半径等因素对水套炉盘管冲蚀的影响。结果表明，气体流速、颗粒直径、弯管直径和曲率半径是影响冲蚀的主要因素。建立的综合冲蚀预测模型，为水套炉盘管的维护和安全管理提供了科学依据，具有工程实践意义。

基于Navier?Stokes方程与相场理论耦合方法，构建了含裂缝混合润湿致密油藏孔隙尺度数值模型，研究了不同注入速度、注入方式及注停时间下的渗吸采油过程。结果表明，注入速度与采出程度呈非线性关系，0.01 m/s为最佳注入速度，此时毛细管力与黏滞力动态平衡，裂缝?基质压力传递效率最优，采出程度达峰值；周期性间歇注水方式较恒速注水可节水48%，而采出程度仅降低1.08%，在低油价下经济性更优；较短的注停时间配合高频次注水，可形成周期性压力波动，累计注水量减少80%，可实现与长周期注水相同的采油效果。研究混合润湿致密油藏注水开采过程中注入参数对渗吸?驱替协同增效机制的影响规律，为优化注入方式提供了理论依据。

以省级行政单元为基础，综合区域消费强度、储备容量、管网连通性等关键参数，构建了覆盖“储备⁃管网⁃炼化”全链条的区域原油供应模型。在进口渠道完全中断的背景下，依据国内原油储备，对“抗扰⁃暴露⁃恢复⁃崩溃”全过程的供需满足率进行了模拟；基于模拟结果，绘制“供需满足率⁃时间”性能曲线，并从中提取了暴露期长度、恢复速度、最低性能水平等韧性指标；通过性能曲线对比分析，解析了全国各省原油供应系统韧性的区域差异特征。结果表明，全国各省原油供应系统韧性差异显著，主要呈现稳定运行型、脉冲恢复型、暴露恢复型、前期稳定⁃后期崩溃型、短期恢复⁃后期崩溃型等5种响应模式；系统韧性主要受原油消费总量与储备能力的协同影响，管网在原油再分配中发挥关键调节作用。区域原油供应模型能够有效反映系统在进口中断下的动态演化特征，突破传统静态指标体系的局限性，揭示我国原油供应系统的显著区域差异，为构建差异化应急响应机制、优化储备布局与管网结构提供指导性建议，对提升原油安全保障能力具有重要意义。

致密储层孔隙中形成的水膜会导致多孔介质中的油水呈“油芯水膜”分布状态，显著影响渗吸的流动通道及毛细管力大小。针对以上问题，通过高压压汞和岩芯渗吸实验，分析油水微观分布特征及毛细管力作用机理，建立了考虑水膜厚度的毛细管力计算模型，揭示了含水分布特征对毛细管力的影响规律。结果表明，随着油相压力的增大，孔隙壁面的水膜逐渐变薄并最终趋于稳定；在相同压力条件下，孔隙半径越小，水膜厚度占孔径比例越高；当孔隙半径小于30 nm时，水膜对毛细管力的影响较大；当孔隙半径大于30 nm且含水饱和度大于0.60，考虑水膜与未考虑水膜的毛细管力计算值基本一致，此时水膜对含水饱和度和毛细管力的影响较小；当含水饱和度小于0.60时，考虑水膜和未考虑水膜的毛细管力的计算值差异显著，且随着含水饱和度的增加，两者差异逐渐缩小，此时毛细管力较小，导致岩芯渗吸能力较弱。

为揭示管输剪切作用导致含高分子降凝剂原油凝点回升的内在机理，以T原油为对象，基于能量耗散理论开展了管输剪切模拟实验；采用显微图像观察与Image J数字图像处理技术，分析了T原油及剪切作用前后的改性T原油微观蜡晶的形态参数。结果表明，掺入25 mg/kg降凝剂并经50 ℃热处理后，T原油的凝点由-8 ℃降至-14 ℃；管输模拟后，改性T原油的凝点回升至-5 ℃，凝点回升幅度大于T原油，且每次高速剪切可使改性T原油凝点升高3~4 ℃；降凝剂通过共晶吸附作用促使蜡晶聚结长大，蜡晶数量由605个降至272个，蜡晶的平均面积由5.58 μm²增至7.33 μm²；剪切作用会削弱已聚结蜡晶结构的强度，导致蜡晶重新分散，蜡晶数量增至771个，蜡晶平均面积降至1.36 μm²，增大了体系的分散度及表面能，宏观上表现为凝点回升。研究明确了剪切作用削弱含高分子降凝剂改性效果的微观本质，为含蜡原油管输的剪切安全性评估提供了理论依据。

开鲁盆地钱家店地区上白垩统姚家组砂岩型铀矿的成矿控制因素尚存争议，其沉积环境、物源性质及铀富集机制有待进一步明确。以姚家组含铀岩系为研究对象，通过钻孔岩心系统采样，采用X射线荧光光谱（XRF）和电感耦合等离子体质谱（ICP⁃MS）等方法，分析了主量元素、稀土元素及有机质含量。结果表明，姚家组氧化带砂岩δCe为0.67~0.89，δEu为0.78~0.92，均呈明显负异常，表明Ce、Eu异常参数在判别氧化还原环境方面具有指示作用；铀质量分数与m（K2O）/m（Na2O）呈负相关，高铀样品的m（K2O）/m（Na2O）均小于2，表明高渗透性砂岩为含铀流体提供了有利的运移通道。综合沉积相、地球化学判别图解及区域构造背景分析，确定姚家组形成于被动大陆边缘环境；铀成矿主控因素为区域构造掀斜控制的氧化带与局部构造天窗的耦合，主成矿年龄约67 Ma。研究明确了研究区“源⁃运⁃储”一体化的铀成矿模式，为开鲁盆地及同类盆地砂岩型铀矿的勘探提供了重要的理论依据。

涡激振动是导致结构破坏的主要原因之一，该现象不仅会缩短工件的使用寿命，还可能使原本稳定的结构变形失效，进而引发安全隐患或造成经济损失。基于CFD软件，采用k-ω湍流模型、SIMPLE压力速度耦合方法对多孔介质圆柱体涡激振动进行了数值模拟。对单多孔介质圆柱体、三多孔介质圆柱体和矩阵排列圆柱体中横向排列的多种场景下的涡激振动问题分别开展了模拟研究，对比分析了不同排列方式下多孔介质对圆柱体涡激振动的影响。结果表明，在各种排列方式下，添加多孔介质可使圆柱体受力均匀、流场更稳定，显著抑制涡激振动现象的发生；同时，还可延长工件的使用寿命，进一步提高经济效益，具有良好的使用价值和应用前景。

为促进学生进一步了解天然气站场作业的实际情况，设计并开发了天然气站场虚拟仿真实践教学系统。系统包括设备拆解、安全应急事故处理、工艺模拟（含多人协同）、训练考核四个虚拟仿真实践教学模块。为了对学生进行针对性辅导，并对后续教学方法与教学内容进行持续改进，通过采集训练考核的操作数据，对学生的整体与个体在知识与技能方面的掌握情况进行了分析与预测。结果表明，教学系统建设有助于学生掌握天然气站场工艺设备，提升工程实践能力。