采油用油井缓蚀剂产品检测标准是Q/SH 1025 0389—2005《缓蚀剂技术条件》，其中分析了缓蚀率的实验过程中经常会出现钢片腐蚀失重值超出标准要求值的10%～40%，导致缓蚀率检测结果失准等情况。分析了影响缓蚀率检测结果的N80钢片、溶解氧、有机氯含量、实验水样等因素，通过改进水样处理方法、增加有机氯离子含量的检测项目等技术措施，优化了缓蚀率的检测方法，检测质量提高了26%。

GLZ型高压流量自控仪作为阀组注水井的主要计量仪表，为确保精细注水的应用要求，达到合水油田原油增产、稳产的良好效果，故对其精度要求较高。通过对GLZ型高压流量自控仪示值误差重复性、标准表及系统引入的不确定度的计算，进行测量结果不确定度评定，得出合成不确定度为0.61%，能够较好地应用于注水单井计量，该评定为以后的校准工作提供了依据。

长输管道成品油分输站作为成品油贸易交接的一个重要窗口，探索如何交接不亏具有十分重要的意义。针对分输站具体情况，分别从体积管检定、质量流量计检定和质量流量计零点3方面出发，分析了影响贸易交接的因素，并提出保证贸易交接不亏的相应措施。

苏里格气田南部天然气气质构成较复杂，含水量较高，在集气干线末端计量时频繁出现计量故障，导致天然气计量存在误差。从计量管路结构、保温、管径等方面入手，将现有计量装置进行改造。首先改变与仪表和计量装置连接的水平接管位置，改变计量管段结构，增设竖直向下的排污口，增加二次球阀；然后通过电伴热跟管线之间紧密的贴合方式防止冷凝物的形成，实现电伴热加热的最佳效果。改造后的计量装置计量更加平稳、精准，减少了现场检查的频次和数量，保障了企业生产经营效益。

介绍了一起天然气计量异议的处理过程，在初步查找到计量异议发生的原因后，通过供需双方的计量比对，验证了计量核查的正确性，确定了计量误差，核定了异议气量，消除了计量异议。同时通过计量比对的方式对计量系统的计量性能进行了核验，验证了计量系统的准确性。

通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射及物性分析等多种分析测试手段，对定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性演化历史进行了研究。结果表明:长2砂岩储层经历了机械压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用，其中压实作用是减少储层孔隙的主要因素，胶结作用进一步强化了储层孔隙损失率，而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。长2砂岩储层主要处于中成岩阶段A期，储层孔隙演化与成岩作用过程和历史密切相关，经计算压实损失的孔隙度为22.18%，胶结损失孔隙度为5.26%，溶蚀增加孔隙度为3.18%，最终计算长2砂岩储层孔隙度定格为16.14%，与实测平均孔隙度值16.04%较一致，成岩作用的剖析与孔隙定量演化为评价和筛选有利储层提供了地质依据和技术支持。

油田上经常发生油管破断等事故，最常见的原因是管柱发生破损，严重影响油田正常生产。为了探索油管破断的原因，需根据井下实际情况，对油管破坏原因进行试验验证。以钢级P110S，规格为Φ88.9 mm×6.45 mm的油管为例，介绍了未受破坏的油管拉伸至失效和有管钳咬痕油管拉伸至失效的试验，对比两种不同情况对油管强度影响的大小，认为受管钳破坏的油管强度在其破坏处影响最大，确定了应力集中发生位置和应力集中系数大小。对有管钳咬痕油管进行有限元数值模拟，结果表明在咬痕处发生应力集中现象，且变形量最大值也发生在油管咬痕位置。利用有限元模拟了不同咬痕长度、宽度、深度对油管强度的影响，其中咬痕长度对其影响最大。其为寻找油管在井下发生破坏的原因提供了思路和方法，对井完整性保护具有重要的意义。

分析了石油钻井现场汽车起重机吊装作业特点，根据事故致因理论建立了石油钻井现场汽车起重机起重伤害事故树模型，计算了最小割集和最小径集，得到影响顶上事件发生的全部路径共165条，提出把危险区域无人作为防止石油钻井现场汽车起重机起重伤害事故发生的重点措施。对所有基本事件的结构重要度进行排序，并在此基础上从吊装作业前和吊装作业中2个方面提出相应的事故防控措施，可为石油钻井现场汽车起重机吊装作业风险管控及安全管理提供有效的依据。

某油田采油井在下Ф73.02 mm×5.51 mm N80加厚油管过程中，发现一根加厚油管过渡区位置出现裂纹，通过对事故油管管体进行力学性能及化学成分试验、断口宏观形貌分析、断口电镜扫描分析，对加厚油管断裂原因进行综合分析。结果表明:该加厚油管的断裂形式为脆断，油管镦粗过程中温度控制不当，造成油管"过烧"，形成夹渣物残留在加厚油管过渡区，产生脆性裂纹源，下井过程中油管再次受到拉伸载荷，使裂纹源进一步扩展，最终油管发生断裂。

深水钻井作业面临复杂恶劣的环境条件和地质条件，极易发生各种事故，面对当前行业降本增效的需求，基于系统安全理论和运筹学方法，提出结合计划评审技术(PERT)和工作安全分析(JSA)的深水钻井作业风险评估体系，对保障深水钻井作业的安全高效开展有重要意义。结合南海某深水钻井作业程序进行实例分析，结果表明，钻井作业关键路线为:钻前准备→组合一次钻进钻具→一次钻进→组合下套管→套管固井→侯凝和起钻→二次钻进→二次起钻→试采作业→弃井打水泥塞。高风险作业单元中钻前准备和一次钻进阶段所占比重较大，高风险危害包括导管下沉、钻遇浅层气井喷、形成水合物堵塞、台风应急解脱失败、DP定位失效和燃烧爆炸等，应重点关注并采取风险控制措施。

中原油田某采油厂担负着油田的油气生产、注水管理等主要工作，涉及的工种较多，多属于危险性岗位。针对采油厂岗位的特殊性、多样性特点，依据GB/T 15496—2017《企业标准体系要求》和采油厂标准化工作实际，开展岗位标准体系研究，并对体系的实施给出了建议。

对中原服务品牌进行了全面梳理，制订品牌战略规划，提炼品牌文化，确定品牌创新点。从质量、标准、人才、创新、管理、诚信、文化7个方面强化中原服务品牌建设，创造了较好的经济和社会效益，赢得业主的口碑和市场声誉。从品牌战略创新角度，以"中原服务的七个维度"为题，成功申报2017年中国企业品牌创新成果。

在工程建设中，甲方、工程监理和工程质量监督站对工程都有监督的权利，但三者之间所处的位置、质量职责、关系不同，发挥的作用也不尽相同。对三者的监督权利、监督方式、监督优劣势分析表明，甲方和工程质量监督站具有明显的质量监督互补性，甲方可以补充工程监理和工程质量监督站的监督不足。甲方开展工程质量监督，为建设工程质量监督提供了新思路和新方法。

东海某M区块气藏埋深超过4 000 m，主要为高温高压、低孔低渗储层，且纵向存在多套压力层系，出现压力反转现象。为避免复杂地质风险可能带来的投资失误，采用钻井平台作为生产装置实施延长测试，为快速落实储量、评价开发效果提供支撑。针对此类压力反转的气藏类型，采用高密度无固相完井液和动态暂堵液配合使用，有效控制大压差储层的井控及漏失风险，使用多功能清洁工具配合控压洗井、一趟管柱打开多套储层等措施，有效提高储层保护效果。为了改善低孔渗气藏的连通效果，采用双爆轰复合扩容射孔技术，大幅改善孔眼渗透率和导流能力；针对井筒完整性及工程风险，设计采用双井下安全阀的测试管柱结构，结合气密等级V0的封隔器，实现了安全测试与可靠分层；优选钢丝作业下入井下存储式压力计的方式，结合SPS单相井下PVT取样器，实现储层温度压力的连续监测和井筒流体样品的采集。现场应用表明，该技术实现了两套层系安全、优质、稳定的延长测试作业，压力系数差0.43、绝对压差16 MPa，取全取准了地质资料，为类似测试提供了重要借鉴。

页岩气钻完井过程中较易出现掉块、反复划眼和憋停顶驱等井下复杂情况，因此井壁稳定是技术难题之一。较为精准地评价钻井液对页岩的井壁稳定能力，在坍塌周期内选取合理的钻井液钻完井成为关键。通过室内实验，分析钻井液对页岩井壁稳定性评价方法的优缺点，以期为不同页岩气地层合理选用钻井液提供参考依据。

先导式安全阀属于输气站场的关键设备，主要起超压放散作用，防止管线或设备超压运行。介绍了3起生产现场安全阀异常起跳事件，分析了事件发生过程和原因。针对管理现状提出培训、制度、风险管控、参数设置、保养规程、参数分析、沟通机制7个方面的改进建议和措施，供工作人员在维修、维护、管理中参考借鉴。

针对我国设计规范与国际通用规范中对油罐火灾消防冷却设计的差异性，采用火灾动力学模拟FDS软件进行2 000 m3汽油储罐池火在喷淋冷却干预下防护效用的仿真计算。通过对比分析着火罐、相邻罐在不同冷却强度下的火场参数和防护效果，阐述国外消防设计中对着火罐无需喷淋冷却的可行性，验证我国现行规范中对相邻罐的消防冷却水供给强度的有效性，加深对国内外规范的理解，提高国际工程消防设计的灵活性。

计量检测工作是一项重要的基础性工作，只有提高检测质量，确保检测数据的准确性、可靠性，才能保证产品质量及企业效益。从检定或校准方法、检测方式、质量管理系统、技术人员的专业能力、计量检测标准装置等方面出发，分析检测过程中可能出现的问题，提出了提升计量检测工作质量的建议。

国家石油天然气大流量计量站塔里木检定点工程在设计建设阶段，从检定流程、管容效应、气源变更3个方面进行了工艺优化，从控制阀门、安全阀门、工艺阀门3个方面进行了设备优化，从进站旁通流量调节、检定流量调节2个方面进行了控制优化。同时实施了检定压力、检定温度的计量参数稳定措施，论证了各种优化与稳定措施对保障高压天然气流量标准装置计量性能的作用和效果。

天然气管道工程贸易交接计量检定系统利用天然气站场的输送介质作为检定用气源，检定中心与站场毗邻建设，围绕计量检定方案设计工艺流程，配置仪表、工艺设备及计量检定控制系统。对检定系统的技术要求、设备技术指标和检定操作过程等进行深入研究，研究成果将作为河北省天然气大流量实流检定中心的建设和检定过程的指导文件。