针对锦州某油气井套管环空带压生产的现状，对该油气井套管环空带压生产井进行了统计分析，结合分析国内外油气田套管环空带压生产现状，找出该油气田的井口带压成因。基于统计分析结论，提出多项预防措施，以避免该油气田发生套管环空带压。基于套管环空带压解决措施研究，针对环空带压的A3井，提出利用新型密封剂的下一步处理方案。同时，根据该井现有带压生产的状况，对安全生产的措施提出建议。

针对辽河油田潜山油藏高温高压水平井开发过程中钻井液不能充分排出导致的储层污染、井筒结垢、产能递减快等问题，研制设计了一种新型的水平井完井工艺，研制了井下暂堵筛管，能够完成水平井段替泥浆，可满足排出井筒重泥浆、储层改造及转生产的技术要求，并对暂堵材料的性能进行了实验研究，结果表明，该工艺能够解决目前存在的技术难题，具有良好的应用前景。

介绍了催化裂化(FCC)汽油中噻吩烷基化脱硫及其反应机理，综述了分子筛经水热处理、碱处理、酸处理、负载金属离子等不同改性方法改性后，对分子筛孔道结构、表面酸性以及催化FCC汽油中噻吩烷基化反应性能的影响。同时比较总结了上述各类改性方法的优缺点，以期对FCC汽油噻吩烷基化脱硫催化剂的研发提供有益的借鉴和指导。

聚合物微球在储层中通过运移、膨胀、堵塞、变形、再运移、再堵塞的特性对油藏进行深部调驱。为了确定低渗透油田在高含水期聚合物微球合理注入参数，利用双填砂管并联物理调驱模拟实验装置，评价了聚合物微球注入浓度、聚合物微球注入量和注入时机对采收率的影响。实验结果表明:聚合物微球最佳注入浓度为2 000 mg/L；最佳注入量为0.3 PV；最佳注入聚合物微球乳液的时机是动态含水率为80%。

从国家法律法规要求、安全生产现实需要、安全文化建设需要3个方面论述了大港油田第三采油厂开展工作前安全分析(JSA)的必要性，从开展JSA培训、做好JSA总结评价和回顾共享、做好JSA施工现场监控核查、科学分解作业步骤、做好危害因素辨识及评价、做好四新技术的工作前安全分析工作等6个方面，对采油厂实施工作前安全分析改进的途径和方法进行了论证。采油厂通过实施工作前安全分析，可提高员工安全意识、风险意识，预防事故的发生，使员工逐步养成安全规范的操作行为习惯。

通过分析集气站凝析油、天然气计量工艺，阐明了油气计量系统的计量核查过程。对照液态烃和天然气的流量测量方法标准评价了油气计量状况，运用专业的标准孔板设计及计算软件对天然气流量测量数据进行了验证，讨论了油气计量系统在计量方式设计、计量器具管理、流量计算软件应用、计量参数管理和技术标准采用等方面存在的问题，提出了改进计量系统性能和提升计量管理的建议。

以普光高含硫化氢气田为例，介绍了孔板流量计在高酸性气田集输站场单井加热炉、计量分离器、外输管线处的使用现状。分析了孔板流量计在使用过程中容易发生堵塞的原因，阐述了导压系统容易发生的引压管积液、引压管堵塞、节流装置冲刷磨蚀、密封圈、平衡阀渗漏等问题。现场实施的维护保养、溶硫解堵、蒸汽解堵等措施取得了较好的应用效果。

随着原油开采难度增大，采油助剂的使用种类和数量日益增多，其中含有有机氯的采油助剂的使用导致原油中有机氯含量增加，进而影响炼化生产。检测原油有机氯使用的仪器是"ZWK-2001型微机硫氯分析仪"，氯电解池是其核心部件，随着检测时间的延长，大约每2个月报废1个氯电解池。为降低检测成本，延长电解池的使用寿命，贯彻节能减排的理念，研究出了在氯电解池中补加醋酸银的方法，提高了氯电解池的利用率，验证了补加醋酸银后的氯电解池与新购入的电解池对原油有机氯检测结果无影响。

针对冀中地区测井施工遇阻卡严重的现象，选取了2018年发生遇阻卡的156口井测井前钻井液样品摩阻系数测定结果的研究分析表明，当摩阻系数小于等于0.10时发生轻微遇阻卡或测井施工顺利，摩阻系数0.10～0.14时会发生中等遇阻卡，摩阻系数大于0.14时会发生严重遇阻卡。为了减少测井遇阻卡，建议摩阻系数应保持在0.05～0.10，保持较低的摩阻控制，在测井前的通井过程中必须加入塑料小球和低荧光润滑剂RH8501改善井眼润滑性能，保证测井施工顺利完成。

通过对地热资源开发用管材现状分析，提出建立高、中、低温系列地热资源耐蚀合金体系，设计经济型特殊螺纹接头，利用基于应变管柱设计理论开发地热资源专用管材，以期有效解决地热资源开发过程中的腐蚀、变形和接头泄漏等问题。在此基础上，提出建立地热资源开发用管材性能评价体系，确保管材性能和工况适用性，保证地热资源安全开发和长期有效利用。

为了探索黏性液体对潜油电泵特性的影响，配制了不同浓度的甘油溶液，通过室内水力模型实验，建立了不同黏度液体、不同流量对潜油电泵特性参数扬程、功率、效率的影响，得到了黏性液体对潜油电泵工作特性曲线影响的图版。研究表明:液体黏度影响潜油电泵的特性，随着黏度在1～198 mPa·s变化时，在潜油电泵高效工作区，功率在93～404 W急剧增加，扬程在7.7～0.2 m下降，最高效率在55%8%下降；在实验提供的某一黏度、不同排量下潜油电泵有合理的工况点，为叶导轮配套进行优选设计提供借鉴。

为了解决油管电加热井能耗高的问题，应用井筒电伴热降黏举升理论，分析了电加热功率对井筒温度场及电机有功耗电的影响，在此基础上，优化了最佳的油管电加热功率。由于原油的物理特性，在最佳的电加热功率下稠油井难以正常生产，结合现场应用分析，优化给出了合理的电加热功率。合理的电加热功率应使井筒内的原油温度高于凝固点温度，使原油具有较好的流动性，确保将高黏稠油举升至地面。此优化方法可为其他方式电伴热功率的优化提供指导。

为解决油气管道企业承包商点多、线长，非常规作业多、危险作业多，管理难度大的困境，分析了管道企业自身和承包商在安全管理中存在的问题。应用坎贝尔研究所的研究理论，针对承包商的资格预审、作业前风险评估、承包商培训、作业监督、作业后评估5个主要生命周期，提出了管理对策。油气管道企业重点抓好承包商的5个主要生命周期的安全管理，可以有效地控制承包商安全事故高发的态势。同时根据自身特点，加强新理论、新方法在承包商安全管理方面的应用。

柱塞式注水泵应用广泛，其对润滑油有较高的要求，但目前国内外还没有规范的用油标准。根据注水泵的结构特点、工作原理以及其在石油化工领域使用的工况条件及运行特点，对注水泵的润滑要求、用油现状及发展趋势、常用润滑油的性能特点等进行分析，发现常用的CD级柴油机油、齿轮油等不适合注水泵的工况要求。而注水泵专用油产品，以其良好的抗乳化、抗氧化、抗磨损性能，满足了油田注水泵润滑系统的特殊使用工况要求。

为了摸索特高含水期分类油层的调剖量化调整方法，通过数理统计分析及现场试验，对薄差油层浅调剖技术以及厚油层对应调堵提高采收率技术进行了研究。研究结果表明:对于薄差油层调剖前目的层相对吸水量大于全井的40%时，调剖后目的层相对吸水量下降幅度才能达到50%以上；当井组含水率低于92%时，浅调剖对减缓产量自然递减贡献较大；当井组含水率高于92%时，浅调剖对控制能耗增长速度贡献较大；调剖井调剖前启动压力控制在3～8 MPa时，调剖后才具有较好的经济效益。对于厚油层采取的对应调堵技术可以有效提高采收率，对应调堵比单一油、水井调剖，投入产出比分别提高了56%和39%。

针对天然气能量计量的要求和管道企业的特点，结合现有的体积计量系统，在硬件上具备能量计量基础条件的现状，分析天然气计量由体积计量转变为能量计量，管道企业主要在准确计量、输差计算和指标调整以及管输费计价等方面受到的影响。提出需要对变化较大混合气组分的测量制定相应的标准，并完善多气源输配管网的天然气组分，人工赋值实施方法的相关标准，同时管道企业统一配置测量C6+的色谱分析仪，制定不同计量方式并存的条件下管网输差计算的相关标准，研究新的输差指标，完善管输天然气中烃露点的具体要求和测试方法，计算体积计量—能量计量管输费计价的"平衡基准热值"等建议，以合理保证购运销三方利益。

地震资料品质对勘探部署成效有直接影响。通过对辽河探区勘探潜力和地震部署成效进行分析，认为辽河油田外围资源探明率低，勘探潜力大。作为勘探增储领域，外围一次三维覆盖率较低，且地震资料品质差。通过设定目标、原因分析、确定要因、并制订相应的解决对策，最终实现了既定目标。优选有利区带，并通过优化采集参数，改善了地震资料品质，有效指导了勘探工作，提高了勘探部署成效。

随着井网逐年加密，井数逐渐增多，洗井工作负荷也随之增大。传统洗井模式存在工艺适应性差、洗井效率低、各部门协同能力弱等问题。"立体化"精细管理模式通过资源整合、节点优化、技术创新、监督升级等举措，形成一种注水井洗井高效管理的新方法，有效提升了洗井效率，提高了洗井质量，为全面提升油田注水开发效果提供了新的途径。

为了提升井下作业质量，从作业质量数据统计入手，统计井下作业队伍分离后，文南油田2017年在井下作业过程中发生的返工工序、返工井和工程事故井的相关数据。充分利用统计数据，对过程能力等环节开展原因分析，制定对策，达到提升作业质量、延长油水井免修周期、降本增效的目的。

明确聚驱见效特征，能为聚驱工业区更有针对性的配套跟踪调整提供依据，在油田开发中具有重要意义。对区块以采出井为中心进行井组分类，应用数据统计方式，分析分类井的见效特征，找出各见效特征的相关因素。分析认为:控制储量或含油饱和度越大，含水低值期越长；改注700万聚合物可有效抑制产液指数降幅；经措施改造后，CD类井也可以获取较高的产量，其应作为AB类措施潜力井的后备井采用；为防止先见聚后见效，应控制注聚初期注采压差在4.7 MPa以下，以便获得较高采收率。