柱塞气举排水采气工艺利用间歇开关井的方式积攒储层能量，进而通过推动油管内柱塞制造机械举升界面以减少液体滑脱达到排水采气的目的。通过对柱塞气举动力学模型进行研究，根据动力学模型分析结果，探讨了影响88.9 mm(31/2")无环空气井柱塞气举工艺效果的各项因素，确立了工艺应用条件；结合前期理论研究，阐明了88.9 mm(31/2")无环空气井柱塞气举工艺流程及配套装置的变更选型；利用单井两相计量测试，结合气井动态分析方法对区块柱塞先导试验井进行了应用效果评价，详细分析了先导试验井的工艺适用情况和工作制度。通过对苏南区块柱塞工艺的研究表明，柱塞气举排水采气工艺适用于88.9 mm(31/2")无环空气井，适合有一定储层能量和高气液比的产水气井，可根据研究成果对该工艺进一步推广应用。

苏里格南气田自2011年开发以来，一直采用88.9 mm无油管完井方式。在此开发方式下88.9 mm管柱承担着完井油管和生产油管的双重功用，管材本身的承载能力以及接头处的密封性能显得格外重要。针对API螺纹连接强度和密封性能方面的缺陷，苏里格南气田采用了金属密封结构的特殊螺纹油管，在现场应用中，该扣型性能可靠、质量稳定、易于操作维护。通过近10年的应用，现场人员总结出一套行之有效的油管下入质量管控措施，确保了后期压裂施工的顺利进行和气井生产过程的安全可靠。

采出水外输系统是天然气集气站的重要组成部分，天然气在通过高效卧式分离器分离气液后，液相部分转运至闪蒸罐内沉降，然后通过螺杆泵外输至天然气处理厂。由于选取的螺杆泵型号差异及流程上的单一性，在大量天然气携液进站后造成站内液量过高无法及时外输，将液相排入应急地埋罐使用罐车进行拉运，容易带来装卸车风险、运输风险、经济风险等隐患。2019年在Z集气站的建设过程中，对采出水工艺流程进行了优化，为该集气站的采出水外输系统增加了多道工艺，此工艺技术的成功应用为苏南区块液相管理积累了宝贵经验。

苏里格南区块存在大量的前期预探井与地震标定井，地理位置偏僻，安全管理难度大，气井管柱腐蚀、磨损、老化情况严重，存在一定的井口安全隐患。如果采用常规压井方式更换主阀，作业周期长，且可能伤害储层，降低采收率。因此，冷冻暂堵技术已成为主流井口隐患治理技术。冷冻暂堵更换采气树主阀技术在陕5X井的成功应用，为本区块老井、隐患井的治理增添了新的途径，积累了气井隐患治理经验。

为进一步提升苏南生产现场智能化管理水平，解决基层单位人员用工紧缺的问题，统计分析了压恢制度下老井的产能、积液情况，开展远程智能开关井设备在苏南井口的应用。将智能仿真开关装置安装于针阀上，可实现针阀电动控制，设定开关井生产制度，自动执行开关井操作，通过远程操作实现针阀开、关控制，调整气井生产制度。该设备的应用使得气井动态监控更加全面，开关井作业由人工操作变为远程控制，从而提高生产效率，降低员工劳动强度，进一步提高气井生产管理自动化水平。

渤海某油田位于黄河口凹陷中央构造带上，对该油田一口水平井在钻前、钻中、钻后随钻地质资料展开研究，对目的砂体逐步深入分析，为随钻决策提供依据。该井钻井取得了预期效果，对油田开发及随钻研究有一定的借鉴意义。

通过开展丰富多彩的文化活动，进一步创造健康积极的生活和工作环境，能够有力地增强干部员工的事业心和责任感；增加干部与员工之间、员工与员工之间的相互理解与信任和友谊。苏里格南作业分公司作业一区很看重企业发展当中的文化建设发挥出的重要影响，经历逐渐的摸索和实践，构成了别具一格的基层"家园文化"。

苏南项目对外合作以来，已历经10余载，产能建设和生产运营已有8年。本文主要采用访谈、案例分析、定性分析、经验总结等方法对合作方道达尔公司的对外合作管理进行了宏观研究，同时对近年来苏南公司经营管理情况和取得的成效进行了梳理。通过研究发现目前生产管理存在的一些问题，提出了合理化建议，从而不断优化和提升苏南公司持续高质量发展。

为应对苏南气田开发中存在的井位优选难、提高气井单井产量难、提高采收率难气井稳产难、及气藏深和开发投资费用大等难题，长庆油田苏里格南作业分公司(以下简称苏南公司)通过近年来的不断探索实践，提出并总结了依靠科技及管理创新机制实现降低开发成本的总方案，配套形成了具有苏南特色的大井丛优化地质布井、工厂化小井眼钻完井、连续在线混配压裂、清洁化生产等一整套工艺措施。通过一系列的技术创新，在严格保障施工质量的情况下，主动节约产建投资，提高投资效益，取得了较好成绩，实现了效益开发、降本增效的良好效果。

传统的线下安全管理模式存在管控要求难落实、监督检查工作量大、管理工作缺少长周期和连续性等问题。近年，随着信息管理技术、移动互联技术的发展，为苏南项目建立新的安全监督管理模式提供了技术驱动力，以苏南项目承包商安全监督管理模式的创新和再造为目标，依托新的技术实现方式、通过全生命周期的管理视角来思考和设计承包商安全监督管理的新模式。

为适应油田生产、经营和管理活动的实际需要，推进标准化工作的持续有效开展，建立油田基础保障标准体系。将中原油田现行基础保障标准体系下的11类标准子体系进行系统化梳理、整合，完善不合时宜的标准，建立油田基础保障标准体系，更好地为油气生产服务，提升油田生产效益，为其他油田基础保障标准体系的研究提供参考。

普光天然气净化厂是全国最大的硫磺生产销售企业，年产液体硫磺200×10～4t以上，占国内总产量的1/3。阐述了普光天然气净化厂应用标准GB/T 2449.2—2015提供的方法，在测定硫化氢和多硫化氢质量分数过程中对取样设施、采样瓶固定装置进行改进；为解决联合装置液体硫磺中硫化氢含量频繁超标问题，对空气鼓泡液硫脱气工艺进行改造；分析了该标准在实施过程中存在的问题，并提出了改进建议。

油基钻井液具备优良的抑制性，使其成为钻复杂井的重要解决手段，特别是在钻高温深井和水敏性地层中优势更加明显。影响钻井液性能稳定的因素有很多，其中乳化剂、降滤失剂、有机土产品质量起着至关重要的作用。开展油基钻井液化学剂产品标准的适用性分析，研究制定乳化剂、降滤失剂、有机土产品标准，有助于对其质量进行控制，提升产品质量，方便采购管理，最终提高油基泥浆的性能。

通过对近年渤海钻探在开展质量管理小组活动的现状分析，找出了影响质量管理小组活动有效性的"六重六轻"，即:重结果、轻过程；重问题解决型、轻创新型；重精神奖励、轻物质奖励；重成果发布、轻成果内容；重自主管理、轻监督指导；重个人能力、轻小组力量。提出了"六个并重"，即:抓结果与抓过程管理并重；问题解决型和创新型并重；单一激励方式和多元激励方式并重；成果发布与成果内容并重；自主管理与监督指导并重；个人能力与小组智慧并重的解决方案，为下一步提高渤钻质量管理小组活动实效和水平开出了良方。

在渤海地区，老油田设备能力差、场地小、隐患风险高等因素一直是制约平台发展的瓶颈，也是钻完井作业提质提效的最大障碍。针对上述难点，通过现场摸索实践，建立了一套适合老油田开发作业的钻完井高效高产配套技术:使用改进型领眼磨鞋进行弃井作业；旋转下尾管、无源测井、无固相钻井液等钻井新技术成熟应用；多功能过滤器、生产水作为完井液等技术保证井筒清洁。通过10余口井作业，效果明显，不仅大幅提高了作业效率，而且实现了整体产量的大飞跃。

用直读光谱仪检测分析金属材料中相关元素含量，已成为冶金、石油、化工、机械制造及检修等行业常用手段。为验证直读光谱仪测量分析准确度，从光谱分析标准物质校准直读光谱仪的实际测量过程着手，分析并量化导致测量不确定度的各分量，再合成扩展，形成相对完整的校准结果评估案例，以期作为直读光谱仪不确定度评估的参考。

通过对天然气孔板流量计流量核查常见的核查方式及其技术特点的探究，采用现场实例说明，分析、对比了各种核查方式的优缺点、适用范围。根据不同现场情况，提出了天然气孔板流量计核查方式的选择建议，对天然气孔板流量计流量核查设计和核查应用具有一定的借鉴意义。

室内实验常用膨胀仪测定黏土稳定剂的防膨率。在制作完岩心泄压时，通过在岩心筒内壁上开槽，使筒内压力迅速恢复到大气压，从而制备出外观完好的岩心。研究了膨润土的种类、粒径、膨胀仪测杆与压片质量等因素对防膨率测量结果的影响。研究表明:选择0.075～0.150 mm渤海土、质量最接近的测杆与压片组合(质量差仅为0.000 8 g)进行平行实验，得到的防膨率相对平均偏差为0.3%，最大极差为0.7%。

黏土矿物在油气储集层中广泛存在，为解决开发过程中黏土矿物的膨胀和运移造成地层堵塞、储层渗透率减小，以聚醚胺-3、硅烷偶联剂和盐酸为原料合成一种新型黏土稳定剂。通过改变合成条件对合成物的防膨率进行测试，优选出最佳合成条件；通过黏土稳定剂防膨性能、缩膨性能、复配性能以及防膨持久性对双季铵盐黏土稳定剂进行综合性能评价。实验结果显示，新型黏土稳定剂具有优异的防、缩膨性能，防膨持久性以及热稳定性。

开展检验检测工作离不开测量设备和计量器具，而保证检验工作质量、获取准确数据的前提条件之一是将测量设备和计量器具定期送至有资质的计量机构进行检定与校准，使其具备量值溯源性。而检定和校准后证书均需进行有效性评价，通过正确实施检定和校准证书的确认，可以保证量值溯源的完整性，有效提高检验检测机构测量设备和计量器具管理水平，降低检验检测工作风险。