为了研究掺氢比对天然气管道泄漏的影响，基于计算流体力学理论，采用数值模拟方法，建立了直埋高压掺氢天然气管道泄漏扩散的数学模型，分析了掺氢比不同时掺氢天然气的泄漏状况、体积分数分布状况，以及管道周围土壤压力与气体泄漏速度的分布情况。结果表明，随着掺氢比的增加，大气中掺氢天然气的爆炸半径逐渐减小，管道周围高压区域范围逐渐减小，而泄漏口处的气体泄漏速度逐渐增大；当掺氢比为30%（体积分数）时，大气中的爆炸半径相较于纯天然气的爆炸半径减小了43%，泄漏口处气体泄漏速度增大68%。研究结果可为掺氢天然气管道的安全抢修提供理论参考依据，对推动掺氢天然气的大规模应用具有重要的实际意义。

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。

新疆局部地区煤层倾角可达50°，与水平煤层不同，大倾角煤层中流体受重力影响较大，且煤层气井压力传播规律具有特殊性，最佳排采井位有待优化。考虑地层水重力效应，建立了大倾角煤层单相排水阶段的压力传播模型，并验证了模型的正确性；计算了倾斜煤层中裂缝井在稳定渗流状态下的产水量，并优化了最佳排采井位；采用数值模拟方法，分别研究了单井和井组在非均质有界倾斜储层中的压力传播规律。结果表明，在倾角为45°的大倾角煤层中，排采井与上边界和下边界的距离之比为3∶1的位置为最佳排采井位；在定压排采模式下，下倾方向和上倾方向的压力下降幅度差别不大；在恒速降压排采模式下，上倾方向的压力下降幅度远远大于下倾方向的压力下降幅度。

目前，我国大部分油田已进入高含水期，采出液的流动特性发生变化，使降低集输温度成为可能。然而，关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此，利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明，管线降低掺水量之后，井口回压上升，实验管道末点的油温缓慢下降；不同掺水量下井口回压上升过程不同，高掺水量下更容易实现低温集输；当掺水量相同时，玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度，玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合，得到了不同管材的黏壁温度计算模型，计算结果准确度较高，对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

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。

油井采出原油中含有泥沙、垢等颗粒物，在管输过程中颗粒物与原油中的蜡分子协同沉积，导致管道输量降低，严重时可能造成管道堵塞，影响原油管道安全输送。对掺垢蜡沉积物进行了屈服应力测试实验和显微特性实验；对室内聚乙烯管道进行了清管实验；基于清管实验结果，利用π定理建立了清管效率预测模型。结果表明，碳酸钙垢对蜡沉积物强度的影响存在临界垢质量分数；沉积物中含垢，会提高清管器的蜡层破坏力和清管效率；通过室内实验和第三方文献实验数据，验证了所建立的模型。

红外热成像技术广泛应用于岩石破坏的前兆特征及预警方法研究。然而，红外辐射前兆特征具有多种形式，因此对岩石失稳的准确预警有一定的影响。岩石破坏失稳与应变能的演化存在密切联系，而岩石的红外辐射信息与应变能的耗散、释放有关。若将应变能与红外辐射信息相结合，则可准确地对岩石破坏失稳进行监测预警。以能量演化特征为切入点，采用尖点突变理论确定弹性应变能的释放时间，并将其与红外辐射异常信息相结合，确定了岩石破坏失稳的前兆。结果表明，当弹性应变能骤降时，红外辐射信息也发生突变；通过构建尖点突变模型预测的砂岩弹性应变能释放时间，超前或滞后于红外辐射首次突变时间；可将弹性应变能释放时间附近发生的红外辐射突变作为砂岩的破坏前兆。研究结果可为矿山灾害监测及预警提供一种新思路。

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。

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。

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。

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。

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。