HSC-1HF催化剂在加氢蜡油裂化中的性能研究

介绍近几年一直活跃的NaY分子筛催化剂,结合HSC-1HF催化剂在山东汇丰石化重油催化裂化装置上的应用情况,通过X射线衍射、介孔体积、粒度测定对其物化性能进行对比,最后对HSC-1HF催化剂在加氢蜡油裂化中性能进行分析。结果表明:HSC-1HF催化剂具有高稳定性,产物分离较好,在裂化过程中产油率达到了58.6%,与相同条件下的商用NaY分子筛相比,链烃类的选择性更高。

泌阳凹陷阳页油1 HF井目的层段地层的精细识别

针对南襄盆地泌阳凹陷页岩油风险探井阳页油1 HF井在钻探目的层段过程中存在的地层对比方面争议,通过录井、测井、随钻井下测量资料分析,优选气测iC_(4)/nC_(4)、Mg元素、自然伽马、电阻率等标志性识别参数,以导眼井阳页油1井完井资料为参照,结合钻井轨迹上下切地层资料,对阳页油1 HF井目的层段的各小层层位进行精细识别,确定不同小层界面深度及钻遇最老地层深度,从而消除现有地层对比上存在的争议,并为该区域随钻地质导向及钻后地层精细对比提供指导。

CircFoxo3调节miR-130a-5p/TEAD1轴对心力衰竭大鼠心肌细胞凋亡影响的实验研究

目的探讨环状RNA叉头框蛋白O3(CircFoxo3)调节miR-130a-5p/TEA域转录因子1(TEAD1)轴对心力衰竭(HF)大鼠心肌细胞凋亡的影响。方法将SD大鼠分为对照组、HF组、si-NC组、si-CircFoxo3组、agomir NC组、miR-130a-5p agomir组、si-CircFoxo3+antagomir NC组、si-CircFoxo3+miR-130a-5p antagomir组,每组18只。除对照组外,其他组大鼠均通过腹腔注射盐酸阿霉素的方法构建HF大鼠模型。建模成功后进行药物处理,每3 d给药一次,持续3周。应用反转录实时荧光定量聚合酶链式反应(qRT-PCR)法检测心肌组织中CircFoxo3、miR-130a-5p表达水平。应用彩色多普勒超声仪检测大鼠左室收缩末期内径(LVESD)、左室舒张末期内径(LVEDD)、左室射血分数(LVEF)水平。采用酶联免疫吸附试验(ELISA)法检测大鼠血清人基质裂解素2(ST_(2))、N端脑钠肽前体(NT-pro BNP)水平。应用HE染色、Masson染色检测大鼠心肌组织病理变化和心肌纤维化情况。通过TUNEL染色检测心肌细胞凋亡水平。应用Western blot法检测大鼠心肌组织TEA域转录因子1(TEAD1)、B淋巴细胞瘤-2(Bcl-2)、Bcl-2相关X蛋白(Bax)、裂解的天冬氨酸特异性半胱氨酸蛋白酶-3(cleaved caspase-3)蛋白表达水平。通过双荧光素酶报告基因实验验证CircFoxo3与miR-130a-5p、miR-130a-5p与TEAD1的关系。结果与对照组比较,HF组大鼠心肌组织病理损伤、心肌纤维化严重,LVESD、LVEDD水平上升,心肌组织CircFoxo3及TEAD1、Bax、cleaved caspase-3蛋白表达水平升高,血清ST_(2)、NT-pro BNP水平升高,心肌细胞凋亡率升高,LVEF、miR-130a-5p和Bcl-2蛋白水平降低,差异有统计学意义(P<0.05)。与HF组、si-NC组比较,si-CircFoxo3组大鼠心肌组织病理损伤减轻,LVESD、LVEDD水平降低,心肌组织CircFoxo3及TEAD1、Bax、cleaved caspase-3蛋白表达水平降低,血清ST_(2)、NT-pro BNP水平降低,心肌细胞凋亡率降低,LVEF、miR-130a-5p及Bcl-2蛋白水平升高,差异有统计学意义(P<0.05)。与HF组、agomir NC组比较,miR-130a-5p agomir组大鼠心肌组织病理损伤、心肌纤维化有所改善,LVESD、LVEDD水平降低,心肌组织TEAD1、Bax、cleaved caspase-3蛋白表达水平降低,血清ST_(2)、NT-pro BNP水平降低,心肌细胞凋亡率降低,LVEF、miR-130a-5p及Bcl-2蛋白水平升高,差异有统计学意义(P<0.05)。与si-CircFoxo3组、si-CircFoxo3+antagomir NC组比较,si-CircFoxo3+miR-130a-5p antagomir组大鼠心肌组织病理损伤、心肌纤维化加剧,LVESD、LVEDD水平升高,心肌组织TEAD1、Bax、cleaved caspase-3蛋白表达水平升高,血清ST_(2)、NT-pro BNP水平升高,心肌细胞凋亡率升高,LVEF、miR-130a-5p、Bcl-2蛋白水平降低,差异有统计学意义(P<0.05)。CircFoxo3与miR-130a-5p、miR-130a-5p与TEAD1存在靶向关系。结论沉默CircFoxo3可能通过海绵化上调miR-130a-5p来抑制TEAD1表达,进而抑制HF大鼠心肌细胞凋亡。

彭页HF–1井页岩气藏大型压裂工艺技术

页岩气储层具有孔隙度小、渗透率低、微裂缝发育的特点,需要进行压裂才能获得理想产能。彭页HF–1井是中国石化部署在重庆境内的一口重要的预探井,根据对该井的储层特征进行分析,确定了该井储层改造的压裂模式。在此基础上,确定了该井的压裂工艺。然后通过实验,优选了压裂液和支撑剂。彭页HF–1井根据压裂设计进行施工,整个施工共分12段进行,共加入压裂液16211.6m3,石英砂1332.7t。压后通过测试,取得了20000m3/d的高产。该井压裂施工获得成功,产能测试获得突破,证实了页岩储层的含气性能,该套页岩气压裂工艺适合该区块储层,同时也对其他区块的页岩气压裂施工也具有较好的借鉴意义。

JY1HF页岩气水平井大型分段压裂技术

JY1HF井是涪陵地区第一口海相页岩气水平井,为了获得商业性页岩气产量,对JY1HF水平井进行了分段压裂设计和工艺优化。在借鉴北美海相页岩气压裂经验的基础上,通过该井岩心资料、测井、岩石力学等数据,对龙马溪组页岩储层进行了压前评价。采用岩石力学试验、X衍射试验、诱导应力场计算和体积压裂动态模拟等方法,开展了压裂段数、压裂液、支撑剂、射孔方案和压裂工艺优化等综合研究,提出采用组合加砂、混合压裂工艺,泵送易钻桥塞射孔联作工艺进行大型水力压裂改造的方案。JY1HF井共压裂15段,累计注入液量19 972.3m3,支撑剂968.82m3,放喷测试获得无阻流量16.7×104 m3/d的高产页岩气流。结果表明,龙马溪组海相页岩采用水平井大型分段压裂技术,可获得较大的有效改造体积。JY1HF井的成功压裂为中国海相页岩气压裂改造积累了经验。

泌页HF1页岩油井钻井技术

泌页HF1井是河南油田第1口页岩油气勘探井。根据泌页HF1井邻井情况和施工技术难点,对井身结构、钻井液体系和固井技术进行了设计。该井先钻导眼井,再回填侧钻,三开结构。二开定向侧钻段应用水基聚合物钻井液,钻遇大段泥、页岩地层时发生严重井壁失稳。三开井段采用旋转导向、白油基钻井液体系和尾管回接固井等新技术,保证了井下钻进安全、井眼质量及固井质量,提高了钻井速度。三开只用6 d一趟钻钻完进尺1 122 m,水平段长1 044 m,平均井径扩大率3.88%,起下钻正常,完钻后,通井电测一次成功,下套管顺利到底,固井质量合格。

隆页1HF页岩气井钻井关键技术

隆页1HF井是位于彭水区块的一口页岩气预探井,钻遇地层具有缝洞发育、倾角大、可钻性差等特点,钻井过程中面临易漏失、易井斜、页岩层易坍塌、机械钻速低等难点。通过综合应用近钻头地质导向钻井技术、油基钻井液、双凝双密度水泥浆等,并对井眼轨道、钻头和钻具组合进行优化设计,实现了安全、优快钻进。隆页1HF井全井未发生恶性漏失,大斜度井段机械钻速比相邻地区页岩气井提高32%,储层穿遇率达100%,钻井周期缩短25.68%,固井质量优秀。该井采用的钻井关键技术能够进一步降低彭水区块页岩气开发成本。

彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术

水平井是开发页岩气的有效方式,但页岩气水平井施工中存在井眼轨迹难以控制、摩阻扭矩大、机械钻速偏低、井壁稳定性差、固井质量难以保证等难题。在彭页HF-1井施工过程中,综合应用了旋转导向钻井技术、油基钻井液和双凝双密度水泥浆等,并进行了钻具组合和钻头的优选,钻井周期比设计周期缩短13d。对该井的轨迹控制情况、井身质量、摩阻扭矩、固井质量等进行了分析,全井平均机械钻速达到6.28m/h,狗腿度保持在6°/30m以下,摩阻保持在150～250kN,施工效果良好。该井实钻效果表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。

泌页HF1井油基钻井液技术

泌页HF1井设计三开在页岩层中钻进水平段,水平段设计长度1 000.00m。该井定向段应用水基聚合物钻井液,在接近水平段时钻遇泥岩、页岩地层,并发生严重井壁失稳。为防止页岩水化、分散、垮塌及长水平段易粘卡的问题,在该井三开水平井段试验应用了油基钻井液。考虑闪点、毒性和芳香烃含量,选择5号白油为钻井液连续相;根据活度要求,确定质量浓度28.0g/L的CaCl2水溶液为水相;优选了主乳化剂、辅乳化剂,确定了其加量;通过性能试验,确定了润湿剂、有机土、降滤失剂、提切剂和封堵剂的加量,并最终确定了油基钻井液配方。对配制的钻井液进行了各项基本性能及膨胀率、回收率、抗钻屑污染、封堵效果评价,评价结果较好。该油基钻井液在泌页HF1井三开水平段应用,仅用时6.5d就钻完实际长达1 044.00m的水平段而顺利完钻。应用表明,油基钻井液封堵防塌能力强、破乳电压高、性能稳定、滤失量低、流变性好,且具有较强的携岩能力。

隆页1HF井桥塞分段大型压裂技术

隆页1HF井是位于川东南武隆向斜构造的重点探井,目的层是下志留统龙马溪组,与涪陵焦石坝地区背斜构造页岩井压裂施工相比较,具有破裂压力高、延伸压力高、加砂困难等特点。依据武隆区块地质条件,龙马溪组页理发育,石英含量较高,但地应力差异系数中等偏小,以提高储层的改造体积为目标,开展了武隆常压页岩水平井压裂技术研究。采用泵送桥塞与射孔联作技术,优选低伤害减阻水和活性胶液混合压裂工艺,优化了施工排量和压裂参数,压裂施工共分17段,压后测试取得6.2×10~4m^3/d的工业气流,证实了武隆区块中浅层页岩储层的含气性能,压后产能取得突破。

川西坳陷新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量主控因素及其定量预测模型

页岩气是一种重要的非常规天然气,其中相当一部分的天然气以吸附态存在。吸附气含量是页岩气资源评价和目标区优选的关键性参数,也是评价页岩是否具有经济开采价值的一个重要标准。为了探讨川西坳陷新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量主控因素,选取了该井须五段泥页岩样品进行同一温度下的等温吸附实验,获得页岩等温吸附特征曲线及Langmuir体积和Langmuir压力值,分析压力对页岩吸附气含量的影响程度,利用Langmuir模型计算地层压力条件下的吸附气含量。利用实验数据分析了新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量与比表面积、孔隙度、密度、成熟度、湿度和压力各单因素之间的相关关系,然后运用SPSS软件对吸附气含量的几个影响因素进行了主成分分析。结果表明:比表面积、湿度和压力是影响新页HF-1井须五段泥页岩吸附气含量的主要因素。最后建立了同时考虑这3个主控因素的页岩吸附气含量计算新模型。通过新模型可以计算出新页HF-1井须五段未知泥页岩的吸附气含量,计算结果与实测值之间相关系数高,结果准确可靠,是一种评价等温条件下页岩吸附气含量的好方法,对页岩吸附气含量评价具有一定的指导意义。

河南油田泌页HF1水平井钻井技术

泌页HF1是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井。在对泌页HF1井储层特征、井身结构和井眼轨道剖面特点研究的基础上,认为该井存在泥页岩井壁垮塌、水平段长、摩阻扭矩大、循环压耗高和井眼轨迹控制难等钻井难点,为此,采取了井身结构优化、钻头优选、钻井液性能优化和实钻井眼轨迹优化控制等针对性措施,应用了旋转导向技术和油基钻井液体系,保证了该井的顺利完钻,并大大提高了机械钻速。该井实钻水平段长1044m,平均井径扩大率3%,储层钻遇率100%,井眼轨迹光滑,达到了工程设计要求。

滤饼固化剂在元页HF←1井的应用

为了提高页岩气井的固井质量,在元页HF1井244.5mm套管固井时试验应用了滤饼固化剂。采用元页HF-1井实际使用的钻井液和水泥浆,根据自主建立的固井第二界面胶结强度评价方法,评价了GJ-Ⅰ型滤饼固化剂和GJ-Ⅱ型滤饼固化剂对固井第二界面胶结强度的作用效果。评价结果表明,在分别养护3,7,15和30d的条件下,采用滤饼固化剂的固井第二界面胶结强度比常规固井第二界面胶结强度分别提高了629.03%,222.37%,241.43%和273.33%。现场固井试验后的声幅-变密度测井结果表明,封固段相对声幅值≤15%的井段占全井段的93.49%,固井质量为优质。研究表明,滤饼固化剂可大幅度提高页岩气井固井第二界面胶结强度,可提高页岩气井的固井质量。

彭页HF-1页岩气井水平段固井技术

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,对彭水地区海相页岩气水平井固井技术进行了研究。针对彭页HF-1井固井技术难点,开展了以通井数据为基础的水平井套管下入数值模拟分析,优选了扶正器类型和扶正器安放间距,针对该井部分井段地层漏失特性,采用"应力笼"理论开展承压堵漏作业,并优选合适的高效驱油冲洗液和隔离液及水泥浆,满足界面润湿反转和驱油要求。通过数值模拟分析,设计的弹性水泥浆弹性模量6.5～8.5GPa,扶正器端面居中度达到67%,水平段固井质量能够满足压裂的需求。CBL测井结果表明,彭页HF-1井水平段固井优良率78.4%,质量合格,压裂过程未发现层间窜现象。该技术对海相页岩气井固井有一定的借鉴意义,但需要进一步研究其适应性。

新型腹板开孔HF1轻钢龙骨复合墙体传热性能研究

在腹板开孔C型轻钢龙骨的研究基础上,对新型腹板开孔HF1轻钢龙骨复合墙体截面参数、开孔参数对传热性能的影响进行数值模拟分析。分析内容包括两大部分:复合墙体的截面参数(龙骨高度、龙骨厚度、龙骨翼缘宽度)对墙体传热的影响;腹板开孔参数(孔长、孔宽、孔洞横向间距、孔洞纵向间距、开孔排数)对墙体传热的影响。研究结果表明:龙骨高度及龙骨厚度对墙体传热系数的变化影响较为明显,龙骨闭合翼缘宽度无明显影响。孔长和开孔排数是影响传热性能的主要参数。

超级纤维钻井液清洁技术在滨173-1HF井的应用

滨173-1HF井是胜利油田第一口滩坝砂非常规井,该井是油田首口用水基钻井液钻成的非常规大段泥岩井,设计井深4123米,施工过程中,在井深2710～2850m,出现了严重井塌、掉块,形成“大肚子”、“糖葫芦”井眼、针对特殊情况下的井眼清洁问题,采用了超级纤维井眼清洁技术,通过超级纤维高分散性、超强悬浮性等特性,利用其在钻井液中分散后形成高的机械悬浮、携带能力,较好的解决了“大肚子”“小井眼”的井眼清洁技术难题,满足了特殊情况下的井眼清洁要求,保证了滨173-1HF井的安全施工.

Zr_(1-x)Hf_xW_2O_8的合成及负热膨胀特性的研究

采用固相化学反应的方法 ,成功合成了立方结构的Zr1 -xHfxW2 O8(x =0 ,0 3 ,0 5 ,0 7,1 0 )系列材料。X射线衍射结果表明 ,Hf4 +能替代Zr4 +形成二元固溶体 ,固溶体的晶胞参数与体积随着Hf4 +含量x的增加而降低。采用高、低温X射线衍射的方法测定晶胞参数和体积随温度的变化关系 ,结果表明 :Zr1 -xHfxW2 O8化合物在实验温度范围具有强烈的负热膨胀效应 ,但其负热膨胀系数不随Hf4 +含量x变化。在2 98～ 973K ,Zr1 -xHfxW2 O8线膨胀系数αl 约为 -6× 10 - 6 K- 1 ;在 83～ 2 98K ,Zr0 5Hf0 5W2 O8的αl=-9 6× 10 - 6 K- 1 。变温XRD研究还表明 ,Zr1 -xHfxW2 O8化合物从α ZrW2 O8相向 β ZrW2 O8相的转变温度随Hf4 +含量x的增加而略有升高 ,热重分析 (TGA )研究结果表明 ,Zr1 -xHfxW2

桩129-1HF井钻井工程优化设计与应用

桩129-1HF井是目前胜利油田浅海水平位移最大的一口非常规水平井。为了解决该井钻井过程中存在的摩阻与扭矩大、井壁易坍塌、井下温度高和固完井难度大等问题,通过分析地质特点和邻井实钻资料,结合软件模拟计算,优选七段制剖面类型,确定三开次井身结构,三开优化单弯双稳钻具组合,二开斜井段及三开优选聚合物有机胺钻井液体系。优化设计后该井平均机械钻速7.07 m/h,摩阻控制在300 k N以内,水平段复合钻比例高达83.55%,电测及下筛管作业均一次成功。实钻效果表明,较小的全角变化率、减摩降扭工具和优良的钻井液润滑性能是大位移井减摩降扭的关键;合理的底部钻具组合可以增大复合钻比例,提高机械钻速;聚合物有机胺钻井液具有较强的防塌抗高温性能,能够满足深层大位移水平井的携岩护壁要求。

建密HF-1井致密砂岩气层测录井解释

为深化非常规致密砂岩气录井与常规测井解释认识,利用常规测录井解释技术,对四川盆地鄂西渝东地区中国石化首口致密砂岩气非常规勘探开发试验井-建密HF-1井测录井资料解释研究。研究结果显示:利用常规测录井资料可以现场快速定性识别致密砂岩气层、含气层及含气水层,但对含气水层的准确判别具有一定的局限性;采取水平井多级分段压裂方式开采致密砂岩气能获得较高的工业产能。

非晶Fe_(52)Co_(34)Hf_7B_6Cu_1合金的形成与热稳定性研究

采用熔体单辊急冷法制备了非晶合金Fe52Co34Hf7B6Cu1薄带,在非晶合金制备过程中,铜辊表面线速度分别为49,45m/s,合金中的元素B分别以纯B和FeB形式加入。研究表明,在同一冷速(49m/s)的情况下,加入纯B制备的非晶态合金的晶化激活能较加入FeB略高,其热稳定性较好;而同样加入FeB制备的非晶合金,冷速较快时(49m/s)制备的非晶态合金晶化激活能较高,其热稳定性较好。