以共沉淀法制备了Mn?Zr复合氧化物，通过浸渍法引入贵金属(Ru、Pd、Pt)，考察了贵金属对于氯乙烯催化燃烧反应性能的影响；并对催化剂的结构和化学状态，氧化还原性能和酸性能，表面酸类型的分布特征进行表征。研究发现，贵金属主要以氧化态的形式存在于催化剂表面，贵金属的引入促进了复合氧化物的还原，从而提高了催化剂的氧化还原性能，同时也提高了催化剂表面酸的总量、改变了表面Br?nsted酸和Lewis酸中心的分布。贵金属引入后，促进了反应性能的提高，使得氯乙烯全转化温度向低温偏移；不同贵金属对于反应促进的效果不同，其中Ru的引入，对于反应的促进效果高于Pd和Pt的引入。Ru/MZ (Ru/Mn0.7Zr0.3Ox)催化剂上氯乙烯转化50%和90%的温度（t50、t90）分别为206、243 ℃，比纯复合氧化物催化剂的相应温度向低温偏移69、71 ℃。贵金属引入后也改变了有机含氯副产物的分布并降低了其浓度，Ru/MZ催化剂在t90时的含氯副产物总体积分数为5.7 μL/L，比Mn0.7Zr0.3Ox在相同转化率下的有机氯代副产物体积分数低70%。
报道了一种将α,ω?氨丙基封端的聚（二甲基硅氧烷）（PDMS?NH2）、戊二醛（GA）和三（4?氨基苯基）胺（TAPA）通过席夫碱反应进行交联，合成自修复有机硅弹性体PDMS?GA?TAPA。通过FT?IR和1H?NMR对PDMS?GA?TAPA的结构进行表征。高温溶解实验证明PDMS?GA?TAPA具有优异的化学稳定性和热稳定性。同时，PDMS?GA?TAPA具有优异的机械强度，其拉伸强度最高可达3.6 MPa，断裂伸长率最高可达112%。此外，通过调节PDMS?GA?TAPA的交联密度，可以实现调节PDMS?GA?TAPA机械性能的目的。将PDMS?GA?TAPA样品在100 ℃处理1 h，该弹性体可以实现自修复，其自修复效率达到83%。
依次采用溶胶?凝胶法和浸渍法制备了一系列S、P、Si掺杂的TiO2载体和相应的VOx/TiO2催化剂，以提高催化剂的SCR性能。其中，S掺杂的VOx/TiO2催化剂具有最佳的中低温SCR性能和最宽的工作温度窗口。根据各种表征分析结果可知，掺杂元素通过促进VOx团聚生成具有较高的SCR反应活性的聚合态VOx；而S4+和Si4+取代TiO2中的Ti4+生成了Ti-O-S和Ti-O-Si键，这使催化剂中产生了更多的低价态V(V4++V3+)和表面化学吸附氧。两者协同作用可促进NO氧化生成NO2，产生的NO2可通过加速VOx物种在Redox过程中的重氧化来参与快速SCR反应，进而提升VOx/TiO2催化剂的中低温脱硝性能。由于P掺杂的VOx/TiO2催化剂中产生了较多的磷酸盐，从而导致其氧化还原性能和中低温活性相对较低。S、P、Si掺杂虽然对催化剂的酸性性能产生了显著的影响，但这并不是影响催化剂SCR活性的决定性因素。
采用单模聚焦微波合成系统快速合成金属有机骨架光催化剂MIL?53(Fe)。选用十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)作为添加剂，考察了CTAB的添加对MIL?53(Fe)晶相结构、形貌尺寸的影响，以及微波合成条件对MIL?53(Fe)催化性能的影响。以10 mg/L的罗丹明B为模拟降解物，比较了CTAB添加量对光催化效果的影响。结果表明，CTAB的添加使得MIL?53(Fe)晶体颗粒尺寸缩小，形态更加规整，且当微波反应功率为75 W，温度为100 ℃，反应时间为1 h，n(FeCl3·6H2O)/n(CTAB)=1∶0.5，催化剂质量浓度为0.2 g/L，在300 W钨灯照射100 min时对罗丹明B的降解率可达90%以上。通过自由基捕获实验可知，空穴和·OH是光催化过程中的主要贡献者。
大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝，受复杂裂缝体系影响，采油井见水类型多样，见水规律及原因复杂，加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果，以CYG油田C45Z区块为研究对象，基于区块储层裂缝发育特征，划分单井见水类型，结合动静态数据，系统剖析见水规律及原因，为措施调整指明方向。通过措施调整，截至2021年3月，措施井组日增油1.0 t，含水率下降12.0%，阶段累计增油2 051.6 t，初步形成分类治理措施调整模式。
渤海L油田从投入开发，经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整，平面剩余油分布零散，纵向水淹规律异常复杂，剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料，对厚层油藏储层进行精细刻画，指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现，该油田单砂体平面以对接式为主，纵向叠置以切叠式为主，南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部，可部署定向井挖潜，中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部，可部署水平井挖潜。
鉴于开发特殊性，海上低渗油田的提产措施优选与实践较为缺乏，导致其经济高效开发面临着严峻挑战。目标区块属于典型海上低渗油藏，受非线性渗流、储层污染、强非均质性等不利因素制约，表现出产能低、递减率快、含水率高等特征。结合多孔介质渗流理论与油藏启动压力梯度，基于多种开发方式下产能数学模型，立足于目标区块实际地质情况，对不同开发方式的提产效果进行预测和比较，为提产措施优选、合理开发方案制定与生产部署提供有力支撑。结果表明，与现有生产数据对比，产能方程的符合率达到85%。水平井相对于直井的开发优势会随着层厚的增加而减弱，当层厚超过45 m时，二者产能倍比小于5。薄层开发时，建议15 mD以下采用分段压裂水平井，反之使用多分支井。研究结果将为海上低渗油田提产措施优选、开发方案调整提供理论指导与实践参考。
垂向多层发育的致密油藏常采用缝网压裂进行开采，从而改善储层渗透率，提高油井产量。为此建立直井多层缝网压裂不稳定渗流数学模型，压裂后各层划分为人工裂缝区、改造区和未改造区。绘制分析Blasingame产量递减典型曲线，曲线分为7个流动阶段，总裂缝长度一定时，裂缝半长短的储层流体渗流率先到达未改造区，流体渗流阻力大，Blasingame曲线靠下；总改造体积一定时，各层改造体积差异越大，Blasingame曲线越靠下。用所建立的模型，对实测生产资料进行解释，获得各层裂缝半长、改造区渗透率等相关地层参数，该模型对进行多层缝网压裂直井产量分析具有指导意义。
为了聚驱后进一步提高油藏采收率，通过室内实验方法，对聚驱后自适应体系中预交联凝胶颗粒（PPG）和三元复合体系的质量浓度进行了优化研究。结果表明，当自适应体系中PPG质量浓度为400 mg/L、聚合物质量浓度为1 200 mg/L、注入量为0.5 PV时，聚驱后自适应驱油体系进一步提高采收率18.25%，总采收率达到71.2%，效果最优；与聚驱阶段相比，高渗层的累积吸液比例降低15.00%，中、低渗层累积吸液比例分别增加6.50%、8.97%；中、低渗层采收率分别增加5.07%、9.49%，高渗层采收率增加3.63%。可见优选体系可以起到更好的调剖作用。
旅大油田A井为稠油热采井，注350 ℃高温高压蒸汽，井下监测设备液控管线腐蚀严重。通过扫描电子显微镜(SEM)以及电子能谱分析(EDS)对现场液控管线腐蚀试样进行分析，对采出液水样进行离子及腐蚀性气体成分分析，得出该管线腐蚀主要原因是在高温、高压和高矿化度条件下的H2S腐蚀，并伴有氯离子腐蚀和少量CO2腐蚀。在模拟现场温度、压力和介质条件下，挑选316L、Inconel 625、P110、9Cr1Mo材质的试片，进行动态模拟腐蚀实验，用失重法对4种材料的腐蚀性能进行了评价。结果表明，在稠油热采环境中，Inconel 625材料抗温耐蚀效果最优。
以某输气管线气液联动执行机构中的储气罐为例，利用Ansys Fluent软件建立同比例三维模型，模拟火灾工况下，外部热量不断输入，罐内压力和罐体温度随时间的变化情况。利用Aspen Hysys软件模拟计算该小型储气罐在火灾工况下安全泄放所需的最小安全阀口径。结果表明，当钢制储气罐外部发生火灾时，罐体温度和罐内压力急剧升高，在很短的时间内就能达到储气罐坍塌温度和储气罐设计压力；达到钢制储气罐坍塌温度的时间滞后于达到储气罐设计压力的时间；从安全的角度，设置安全阀可安全有效泄放气体，即使储气罐发生坍塌，也有助于降低事故发生的危害程度；确定的安全阀最小口径为0.03 cm2，建议选型的安全阀口径不低于0.05 cm2。
为了便于辽河稠油的管道输送，以分水率和降黏率为两项重要研究指标，通过稠油乳化降黏实验，分析了表面活性剂类型及质量分数，有机碱的质量分数和Ca2+对辽河稠油乳状液稳定性和流变性的影响规律和作用机理。结果表明，不同的表面活性剂具有不同的分子结构，在油水界面膜上的作用能力差别较大，导致乳状液的流变性和稳定性发生较大变化；用两性表面活性剂LAO?30配置的辽河稠油O/W型乳状液，其分水率与降黏率均随着LAO?30质量分数的增大而降低；表面活性剂LAO?30分别复配有机碱（TEA、ETA、TEOA）时均具有协同作用，能很好地提高乳状液稳定性；对乳状液降黏率、分水率、绿色环保等方面综合考量，选用质量分数为0.20%的ETA和0.75%的LAO?30复配，经乳化得到的乳状液在抗硬水能力方面有很大提升，在CaCl2质量分数达到0.20%时，乳状液6 h的分水率为24.4%。
针对渤海油田油井解堵效果变差、有效期降低等问题，提出了扩大解堵半径、优选解堵剂体系、强化解堵效果的解堵思路。通过工艺研究、工艺优选，形成了深穿透解堵技术。深穿透解堵技术主要包含基质解堵、降阻造缝和储层深部解堵三个过程。对深穿透解堵工艺机理进行了研究，并形成了一套现场可应用的工艺技术。针对锦州油田注聚井区堵塞问题，从聚合物溶液降黏、模拟含聚堵塞物、现场含聚堵塞物降解三个方面优选出一种复合解堵剂，结合工艺思路形成施工方案，并进行现场应用，取得了较好的增液、增油效果。
渤海某油田伴生气硫化氢质量分数持续升高，通过对该油田不同层位流体性质、储层岩石组成、微生物生长情况进行分析，确定硫化氢成因为生物成因。为了解决硫化氢超标问题，开展了不同类型脱硫剂评价实验,考察了脱硫剂质量浓度、产液的pH、含水率、脱硫时间对脱硫效果的影响。结果表明，三嗪衍生物类脱硫剂TL?13适用性好、脱硫率较高。脱硫剂TL?13应用后，可将透平燃料气中硫化氢质量分数从150 μg/g降至8 μg/g，达到燃料气标准要求，为海上油田硫化氢治理提供技术参考。
国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司所辖管道途经地区地质结构复杂多变，沿线水网密布。逐年加重的输油任务及外部各种客观不利安全因素都使如何确保成品油管道长期安全、稳定、高效运行，成为一项重要而艰巨的任务。针对这一现状，建立了一套适用于成品油管道完整性管理的体系文件及相应的管理平台，研发了危害识别评价、监测预警、检测评价与维修决策等系列核心支撑技术，形成了“体系建设+技术研发+平台开发”的基于风险管理的长输管道管理模式。通过在6 103 km成品油管道上的应用实践表明，事故事件率由实施前的1.04×10-3 次/（km·a）大幅降低至0.50×10-3 次/（km·a），所建立的成品油管道的管理体系为管道安全运行提供了强有力的保障。
