车古211井抗高温防塌钻井液技术

车古211井是重点评价井,完钻井深5054.3m。车古区块地质结构复杂,地层发育超温,井底温度达180℃,勘探过程中复杂情况不断发生,车古区块一度成为勘探开发的禁区。通过优选复合盐防塌钻井液体系和抗高温无固相钻井液体系,配合现场钻井液维护处理工艺,保证了工程的顺利进行,钻井过程中井壁稳定,完井作业顺利,为该区块的进一步勘探开发提供了宝贵的技术参数和施工经验。

低渗透油藏储层保护技术研究进展

论述了低渗透油藏油层保护的重要性,与储层保护关系较密切的地层特征、油层潜在伤害,分析了钻井、完井、射孔、试油、作业等各个环节对储层伤害因素,系统研究了低渗储层保护技术,根据研究分析结果提出针对性的措施,以达到保护储层的目的。

合成基钻井液技术研究与应用进展

合成基钻井液同时具有油基钻井液和水基钻井液的良好性能,可用于海洋钻井。无毒、能生物降解、对环境无污染,钻井污水、钻屑和废弃钻井液可向海洋排放;润滑性能良好,滤液亲油,不会对地层产生水敏作用,有利于保护油气层和井壁稳定。在现场应用过程中携砂能力强,润滑性好,且具有良好的储层保护效果,解决了油基钻井液污染环境、影响测井和试井资料的问题。结合国内外研究及现场应用情况对合成基钻井液的优缺点及发展前景进行了分析。

盐227-4HF长裸眼长水平井钻井液技术

盐227-4HF井是胜利油田在济阳坳陷东营凹陷北部陡坡构造带盐227井砂砾岩体较高部位部署的一口非常规长裸眼长水平井,为低孔特低渗透储层。针对该井钻井液技术难点,二开和三开使用聚合物防塌钻井液和聚合物胶束封堵防塌钻井液;该组钻井液性能稳定,具有良好的综合性能,能满足钻井施工需要,可维护易坍塌地层的井壁稳定,应用于三开井径扩大率为3.11%,起下钻和电测、下套管作业顺利,电测一次成功率100%,提前37.75 d完钻,且安全高效钻进。

塔河油田9区水平井钻井液技术探讨与实践

介绍了塔河油田9区的地层岩性特点及水平井井深结构特点,通过对该地区地层岩性特点及钻井液施工中面临的技术难点的分析,提出了相应的钻井液技术措施和维护处理思路,总结了现场维护处理的成功经验,为塔河9区水平井实现安全、快速施工提供参考。

Ni/D152树脂炭化催化剂的制备及其对异丙醇脱氢反应的催化性能

以Ni(NO3)2溶液及D152树脂为原料,采用柱上离子交换法制备Ni/D152树脂。将该树脂在N2保护下炭化,然后用H2活化制备得到Ni/D152树脂炭化催化剂。用DSC、XRD和SEM等分析测试手段对催化剂的制备过程及结构进行表征,用异丙醇脱氢为模型反应考察了Ni/D152树脂炭化催化剂的性能。结果表明,当树脂负载Ni质量分数为35.2%,N2保护下500℃炭化30 min,在H2气氛中活化70 min,制得的Ni/D152树脂炭化催化剂对异丙醇脱氢反应具有较好的活性。对100 mL异丙醇,当催化剂用量为1.5 g,反应温度220℃和反应时间1 h,丙酮收率为12.5%,选择性为100%。

含油污泥处理技术研究进展

综述了我国含油污泥的危害和污染现状,总结了含油污泥无害化及资源化的常规处理技术,介绍了近几年出现的新的处理技术,包括微波处理技术、超声波处理技术、低温热解技术、超临界水氧化技术、植物修复技术以及制作橡胶填料剂,并对我国含油污泥处理技术的发展提出了建议。

耐温抗盐聚合物降滤失剂的合成与评价

以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、衣康酸(IA)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)为单体,过硫酸铵和亚硫酸氢钠为引发剂,采用水溶液聚合的方法制备了一种抗温抗盐聚合物降滤失剂;考察了单体质量配比、引发剂用量、溶液p H、单体用量和反应温度对合成的降滤失剂性能的影响;测定了降滤失剂的相对分子质量,对其进行了红外光谱分析和热重分析,考察了降滤失剂对基浆性能的影响。实验结果表明,合成水溶液聚合降滤失剂适宜的条件为:AM,AMPS,IA,DMDAAC,NVP的质量比为4.8∶2.5∶1.2∶0.5∶1.0,引发剂用量为单体水溶液总质量的0.5%,p H为6,单体用量为单体水溶液总质量的25%,反应温度为60℃;此条件下得降滤失剂的黏均相对分子质量为12×104;降滤失剂在饱和盐水基浆中的加量为3%时,滤失量降至4.4 m L,180℃下老化24 h后滤失量为8 m L。

桩西地区大位移延伸井钻井液技术

桩斜161井是胜利油田在桩西地区部署的一口大位移评价井。该井在钻井过程中存在造斜点浅、上部地层造浆严重、斜井段长、摩阻大、岩屑携带困难等诸多难题,针对该井特点,采用有机硅聚磺混油防塌钻井液体系和配套工艺技术顺利完成了该井的施工。现场应用表明,有机硅聚磺混油防塌钻井液具有良好的流变性,润滑防卡性,携岩能力强,有效防止了井壁失稳,满足了大位移延伸井的钻井要求。以桩斜161井为例,介绍了该地区大位移延伸井钻井液施工经验,为桩西地区大位移延伸井实现安全、快速施工提供参考。

含油污泥磺化制备封堵防塌剂的研究

为实现含油污泥的资源化利用,进行含油污泥磺化改性,制备封堵防塌剂。采用正交及单因素试验,对含油污泥的磺化改性条件进行优化,结果表明,当反应条件为：磺化比0.7∶1、反应温度30℃、反应时间2.0 h、改性沥青种类为沥青S时,所得磺化产物YN-A的高温高压（120℃,3.5 MPa）滤失量为40 m L。以线性膨胀降低率为指标,得到产品YN-B的复配配方为：80%YN-A＋5%降滤失剂A＋5%降滤失剂B＋10%复合沥青粉。性能评价结果表明,在4%膨润土基浆中加入3%YN-B,其线性膨胀降低率高达56%,老化后60~80目砂床浸入深度为48 mm,具有良好的抑制和封堵性能。

抗高温低固相钻井液在桩古斜411井的应用

桩古斜411井是胜利桩西潜山油藏的一口探井,该区块为高温低压油藏,前期使用的低密度低固相钻井液高温稳定性差,在钻井过程中,易出现流变性调控难、电测遇阻及储层污染严重等难题。针对该区域的地质特征和钻井要求,研发出抗高温低固相钻井液,并进行室内评价实验。实验结果表明,形成的钻井液抗温≥200℃,具有黏度低、切力高、稳定性强等优点,同时体系封堵性能强,滤失量小,能最大程度地减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层,滤液表面张力≤26 mN/m,水锁损害小,渗透率恢复值≥90%。现场应用表明,桩古斜411井施工过程中没有出现严重的复杂情况,电测一次成功率均达到100%。平均机械钻速为9.86 m/h,钻井周期提前7.75 d,有效减少了钻井液对储层的浸泡时间,体系油气层保护效果显著,试油时产油量为34 m3/d,产气量超出9 900 m3/d,增产效果明显。

有机缓释微乳酸解卡剂的制备及其性能影响因素

针对当前钻井用解卡剂存在反应速度过快,容易发生漏失,从而导致解卡失败的问题,优选表面活性剂和酸液类型及其配比,制备出有机缓释微乳酸解卡剂最优配方:AQAS∶NP=2∶1,正丁醇∶正辛醇=1∶1,水相∶油相=23∶77,助表面活性剂∶表面活性剂=1∶3,乙酸∶氢氟酸=3∶1,体系为W/O型微乳酸,该配方酸液的包埋率为23%。在地层影响因素中,温度对其性能的影响显著,在高温高压下,酸液释放速度迅速增加;在钻井液处理剂因素中,加重剂、黏土和超细碳酸钙对微乳酸影响最大,微乳酸完全破乳,形成悬浊液。通过现场5口井试验发现,该解卡剂可解除黏附卡钻、沉砂卡钻和掉块卡钻多种类型卡钻事故,一次解卡成功率为100%。

有机缓释微乳酸解堵机制

有机缓释微乳酸解堵作用机理尚不明晰。通过界面张力法、润滑系数法、钻屑溶蚀率法、SEM扫描法深入研究了有机缓释微乳酸的作用机理。研究发现,有机缓释微乳酸可将其与地层流体之间的界面张力降低至20.0 mN/m以下,提高其在地层中的渗透作用;可把钻井液润滑系数降低40%以上,进一步提其与地层岩石的接触几率;岩石溶蚀率仅为裸酸的43.8%,缓速而稳定,可进入储层深部解堵;可将岩石表面水化膜厚度减小50%以上;可使钻具表面的接触角从50.2°降低至8.3°,有效提高井壁和钻具的清洁度。综合分析其解堵作用机理为:内部酸液在油相的包裹下具有缓释作用,在地层高温高压条件下,通过有效降低其与地层流体之间的界面张力、在岩石表面的吸附有效减小水化膜和接触角,进一步提高了其在地层中的渗透作用,从而实现储层深部解堵。

防己黄芪汤对肥胖型高血压大鼠血管内皮保护作用机制研究

目的:观察防己黄芪汤对肥胖型高血压大鼠主动脉过氧化物酶增殖物激活受体(PPAR-γ)、核转录因子(NF-κB)、内皮素-1(ET-1)及细胞间黏附分子-1(ICAM-1)表达的影响,探讨其保护肥胖型高血压大鼠血管内皮损伤及调节胰岛素敏感性的作用机制。方法:雄性自发性高血压大鼠(SHR)60只,采用随机数字表法分为模型组、肥胖模型组、西药组和防己黄芪汤低、中、高剂量组,每组10只,另取Wistar-kyoto(WKY)大鼠10只作为空白组。空白组和模型组大鼠予普通饲料喂养,其余各组大鼠采用高脂饲料喂养。当高脂饲料喂养的大鼠体重超过空白组大鼠体重的20%,血压为160~179/100~109 mmHg时,肥胖型高血压大鼠造模成功,随后改为普通饲料喂养。造模成功后,防己黄芪汤各剂量组分别予3.125 g/kg、6.25 g/kg、9.375 g/kg中药颗粒剂溶液灌胃,西药组大鼠予1.23 g/kg奥利司他药物溶液灌胃,模型组与肥胖模型组大鼠给予等量蒸馏水灌胃,各组均每日灌胃1次,连续4周。治疗结束后,取主动脉,ELISA检测主动脉瘦素、脂联素含量,荧光定量PCR检测大鼠胸主动脉NF-κB、ET-1、ICAM-1 mRNA表达,Western blot检测大鼠主动脉组织PPAR-γ的蛋白表达。结果:与空白组比较,模型组大鼠主动脉组织NF-κB、ET-1、ICAM-1 mRNA表达明显上调(P<0.05),PPAR-γ、瘦素和脂联素表达明显下调(P<0.05)。与模型组比较,肥胖模型组大鼠主动脉组织NF-κB、ET-1、ICAM-1 mRNA表达明显上调(P<0.05),PPAR-γ、瘦素和脂联素表达明显下调(P<0.05)。与肥胖模型组比较,防己黄芪汤各剂量组和西药组大鼠主动脉组织NF-κB、ET-1、ICAM-1 mRNA表达明显下调(P<0.05),其中高剂量组和西药组下调最明显;PPAR-γ、瘦素和脂联素表达明显上调(P<0.05),其中高剂量组和西药组上调最明显。结论:防己黄芪汤通过对肥胖型高血压大鼠的PPAR-γ/NF-κB信号通路及ET-1、ICAM-1和负责胰岛素敏感性的脂联素和瘦素的影响,保护血管炎症损伤及调节胰岛素敏感性,从而达到保护血管、减重降压的作用。

防己黄芪汤对肥胖性高血压大鼠肾脏保护机制研究

目的通过观察防己黄芪汤对肥胖性高血压模型大鼠肾脏组织过氧化物酶增殖物激活受体γ(PPARγ)/脂联素(APN)/腺苷酸活化蛋白激酶(AMPK)信号通路的影响,探讨防己黄芪汤对肥胖性高血压模型大鼠的肾脏保护机制。方法 10只Wistar-kyoto(WKY)大鼠为正常组,60只雄性自发性高血压(SHR)大鼠按随机数字表法分为模型组、肥胖模型组、中药低剂量组、中药中剂量组、中药高剂量组、西药组(10只/组)。以高脂饲料喂养建立肥胖性高血压大鼠模型,期间监测大鼠体质量和尾动脉收缩压变化,当除正常组与模型组外的其余组大鼠体质量超过正常组体质量20%时,提示肥胖性高血压大鼠模型复制成功。造模成功后,予以药物灌胃干预治疗,每日1次,治疗周期为5周。采用荧光定量PCR法检测大鼠肾脏组织PPARγ、APN、AMPK mRNA表达水平,蛋白质免疫印迹法(WB)检测大鼠肾脏组织内PPARγ和APN的蛋白含量变化。结果模型组和肥胖模型组大鼠PPARγ、APN、AMPK mRNA表达及PPARγ、APN的蛋白表达与正常组相比均有所下调(P<0.05);肥胖模型组大鼠PPARγ、APN、AMPK mRNA表达及PPARγ、APN的蛋白表达与模型组相比亦明显下调(P<0.05);药物治疗组大鼠PPARγ、APN、AMPK mRNA表达及PPARγ、APN的蛋白含量与肥胖模型组和模型组相比均显著提高(P<0.05),且中药中剂量组提高最为明显(P<0.05)。结论防己黄芪汤通过调节肾脏组织PPARγ/APN/AMPK信号通路,发挥减重与降压双重作用,保护肾脏,从而延缓肥胖性高血压发展进程。

从心的生理功能探讨高血压病的病因病机

高血压病是我国非传染性疾病中患病率最高,对心脑血管损害最为严重的临床常见疾病之一,但在中医学中没有明确记载高血压病的病名,而是大多归于"眩晕""头痛"等疾病范畴。目前来看,传统医学对高血压病的病因病机、辨证分型等方面的认识已经基本形成。经过临床研究发现,高血压病与心的生理功能密切相关,所以本文将从心的生理功能这一角度来论述高血压病的病因病机,并对相关文献进行探讨总结。

低渗透油气藏“协同增效”钻井液及其作用机理

胜利油田低渗透油气藏具有储量大，油藏埋藏较深、物性差、储层成岩和压实作用强、非均质性严重、采出程度低和开发难度大等特点。以“协同增效”理论为基础，对研制的AMP油层保护剂和FCS防水锁剂进行了评价，形成了适合低渗透油气藏的“协同增效”钻井液。室内研究表明，AMP油层保护剂、FCS防水锁剂与聚合物钻井液体系配伍性好，当AMP加量为3％时，对岩心的封堵率大于90％，阻止了固相颗粒和滤液进入储层；当切去3．0～3．5mm的暂堵端后，渗透率恢复率大于95％；当FCS加量为0．3％时，钻井液滤液表面张力仅为18．5mN／m，降低了滤液的表面张力。AMP、FCS能与钻井液中其他处理剂协同作用，更好地保护低渗储层。

河南省水资源短缺现状及对策

基于河南省水资源分布特征及利用状况,分析了水资源短缺原因,指出水资源开发利用中存在的诸多问题,提出从开源、节流和管理三方面缓解水资源短缺的有效对策。

无黏土水基钻井液在长庆油田米38区块水平井的应用

陕北神木气田米38区块致密砂岩气藏主要以水平井方式开发,由于储层段含有大段泥页岩,前期使用的钻井液体系固相含量高,在钻进过程中托压严重、摩阻大,常发生井壁失稳、下钻遇阻等情况。针对米38区块储层特征,优选了关键处理剂,形成了无黏土低固相水基钻井液体系。室内实验表明,该钻井液具有良好的封堵性和抑制性,高温高压砂床(150℃、3.5 MPa)侵入深度为7.2 cm,16 h的页岩膨胀高度仅为0.76 mm。现场应用表明,该钻井液体系具有良好的流变性、抑制性和封堵能力,较好地满足长庆油田米38区块水平段易坍塌地层的钻进需要。已施工的3口水平井钻进过程中摩阻小、无明显托压,起下钻顺畅,未出现任何井下复杂情况,钻井周期较设计周期平均缩短10.85 d,下套管一次到位。与邻井相比,单井产气量显著提高,有效提升了神木气田的开发效果。