多烯磷脂酰胆碱注射液联合丁二磺酸腺苷蛋氨酸液对肝衰竭患者肝功能白蛋白及凝血指标的影响

目的:研究多烯磷脂酰胆碱注射液联合丁二磺酸腺苷蛋氨酸液对肝衰竭患者肝功能、白蛋白及凝血指标的影响。方法:选取2021年12月至2023年12月期间安徽医科大学第一附属医院收治的107例肝衰竭患者,采用随机数字表法进行完全随机分组,分为对照组(多烯磷脂酰胆碱注射液治疗,n=53)和联合组(多烯磷脂酰胆碱注射液联合丁二磺酸腺苷蛋氨酸液治疗,n=54)。对两组肝衰竭患者的治疗效果、肝功能、蛋白相关指标、凝血功能指标及肝衰竭并发症进行比较。结果:联合组治疗总有效率(94.44%)高于对照组(81.13%),差异有统计学意义(P<0.05);治疗4周后,联合组丙氨酸氨基转移酶(ALT)治疗前后差值为(204.07±22.85)U/L,天冬氨酸氨基转移酶(AST)治疗前后差值为(151.45±30.16)U/L,总胆红素(TBIL)治疗前后差值为(212.10±26.64)μmoL/L,均高于对照组[(189.23±24.70)U/L、(123.03±29.48)U/L、(196.59±23.20)μmoL/L],差异有统计学意义(P<0.05);联合组血清总蛋白(TP)、血清白蛋白(ALB)、前白蛋白(PA)治疗前后差值分别为(7.41±2.26)g/L、(8.53±2.08)g/L、(55.24±10.72)mg/L,均高于对照组[(2.64±1.69)g/L、(4.56±1.75)g/L、(36.18±11.82)mg/L],差异有统计学意义(P<0.05);联合组纤维蛋白原(FIB)、凝血酶原活动度(PTA)、D-二聚体(D-D)治疗前后差值分别为(0.55±0.17)g/L、(24.89±3.92)%、(1.21±0.44)mg/L,均高于对照组[(0.34±0.20)g/L、(18.33±4.06)%、(1.02±0.35)mg/L],差异有统计学意义(P<0.05);两组肝衰竭并发症的发生率比较,差异无统计学意义(P>0.05)。结论:多烯磷脂酰胆碱注射液联合丁二磺酸腺苷蛋氨酸液可改善肝衰竭患者的肝功能和凝血功能,联合用药疗效优于单一用药。

阴阳离子表面活性剂对煤层自转向酸液的性能影响及优选

针对煤矿粉尘污染严重问题,研究了煤层OAPB自转向酸液均匀布酸,从而提高煤体含水率,借助黏度、荷电性、官能团等方法研究了不同阴阳离子表面活性剂对自转向酸液增黏、润湿性能的影响规律,探究了性能变化的内部原因,并根据测试结果进行了优选。结果表明:阳离子表面活性剂会直接导致自转向酸液破胶,阴离子表面活性剂的添加使自转向酸液黏度增加;SSA/SDBS润湿性能较好,表面张力最低为24.12 mN/m;SSA/SDBS-16表面张力值总体较高,自身润湿性能差,对煤体的吸附性能也较弱;通过红外实验发现在SSA/SDBS作用下OAPB分子更倾向于形成氢键,并通过三轴渗流实验验证了自转向酸液的渗流效果。

延长油田低渗透油藏水平井复合酸液吞吐提高采收率技术研究

为有效解除延长油田低渗透区块水平井的堵塞,提高水平井的采收率,通过大量实验研制出了一套酸液吞吐施工用复合酸解堵体系,室内对复合酸液体系的综合性能进行了评价。结果表明,复合酸液体系的表面活性较强,在高温老化后仍能保持较低的表面张力,有助于酸液吞吐后的返排;复合酸液体系的溶蚀性能较好,对CaCO_(3)、沥青质和现场堵塞物均能起到良好的溶解作用;复合酸液体系对N80钢材的腐蚀速率较低,能够确保酸液吞吐施工的安全;复合酸液体系与目标储层段地层水的配伍性较好,不会产生浑浊和沉淀堵塞;复合酸液体系对人造岩芯和天然岩芯均具有良好的综合解堵效果,注入PV数为0.5时即可达到较高的渗透率恢复值,提高采收率效果较好。

海上低渗砂岩储层酸压可行性及酸液体系研究

采用常规基质酸化作业无法对海上低渗砂岩储层实施整体改造,并且由于部分储层渗透率较低,酸液无法顺利进入地层。因此,以涠洲X低渗砂岩油藏为研究对象,开展了适合海上低渗砂岩储层的酸化压裂可行性分析研究,并优选了相应的酸液体系,评价了酸液体系的综合性能。结果表明:目标油田储层段含有一定量的碳酸盐岩矿物,储层的脆性较好,并且储层段水平主应力差异系数在0.114~0.130之间,具备酸化压裂施工的物质基础,压裂施工可使储层形成复杂的裂缝网络。采用有机酸HCW-1、有机酸盐HCF和高温缓蚀剂HSJL-3为主要处理剂,构建了一套适合海上低渗砂岩储层酸压施工的酸液体系,该酸液体系具有较低的表面张力和腐蚀速率,同时具有较强的铁离子稳定能力和防膨能力。另外,储层段天然岩心采用酸压工作液酸蚀作用后裂缝导流能力大幅度提高,并且岩心表面完整,未出现微粒脱落的现象。研究结果认为目标海上低渗砂岩储层具备酸压施工的条件,可以采取酸压施工对其进行增产改造。

煤样粒径对酸岩反应时间及酸液浓度优选的影响

为了确定酸化时间、酸液质量浓度及采用溶蚀率进行酸液优选时所用煤样粒径,通过开展7种粒径的煤样分别与5种质量浓度的盐酸溶液反应不同时间后的酸化试验,测试了酸化前后煤样的质量,计算了溶蚀率,研究了粒径对溶蚀率、酸化时间及酸液质量浓度优选的影响。结果表明:在任意一种盐酸质量浓度及相同反应时间下,酸化煤样的溶蚀率均随初始粒径的增加呈先减小后增大的趋势,确定了酸化技术增透赵固二矿煤层的室内试验所用煤样的粒径为>0.5~1 mm;在任意同种粒径及相同盐酸质量浓度下,酸岩反应过程均经历3个阶段即快速反应阶段、反应稳定阶段、反应沉淀阶段,但不同粒径的煤样完成反应的时间不同,针对每种粒径的煤样确定了相应的酸化时间;在任意的同种粒径及相同反应时间下,溶蚀率均随酸液质量浓度的增加呈先增加后减小的趋势,煤样粒径对酸液质量浓度优选的影响甚微,确定了在赵固二矿实施酸化技术所用酸液是质量分数为5%的盐酸溶液。

连续酸洗线酸液残留缺陷分析与优化

针对某连续酸洗线出现批量酸液残留缺陷,通过研究分析酸液残留缺陷的生成机理,找出酸液残留缺陷产生的原因,包括酸洗段出口残酸较多导致漂洗水含酸量较高以及漂洗水控制和吹扫等问题。通过调整挤干辊压力、优化漂洗补水及排水功能、监控漂洗水电导率等措施,较好地解决了酸洗酸液残留问题。

预置管酸液射流钻进数值模拟与实验

为了解决深层缝洞型碳酸盐岩储层精确改造的难题,开展了预置管酸液射流钻进技术研究。建立了预置管酸液射流钻进碳酸盐岩数值模型,分析了酸液喷射钻进的流场结构,开展了酸液射流钻进物理模拟实验。研究结果表明:预置管酸液射流能在碳酸盐岩露头中实现稳定钻进,钻进中钻遇50~150 mm间隙时,管体满足稳定钻进强度条件,造孔孔径18~26 mm。结合模型介质流线分析,酸液溶蚀扩孔效果明显,排量及酸浓度在局部范围内与钻速成正比,酸盐反应速率是影响孔径主要因素,岩石力学性能与钻速及孔径相关性高,钻进轨迹沿喷射方向整体成直线。研究结果可为碳酸盐岩预置管酸液钻进径向水平井技术应用提供理论指导和技术支撑。

耐高温酸液稠化剂的合成与性能评价

为了构造可长期适用于深穿透酸压工艺的稠化酸体系,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料,以及是否引入疏水单体AT100,分别制备了阴离子稠化剂PAP-1和疏水缔合稠化剂PAP-2,考察了各反应条件对稠化剂性能的影响,并使用黏度计和高温流变仪对最佳反应条件下制备的稠化剂进行了性能研究。确定了稠化剂PAP-1的最佳合成条件为:AM、AA和AMPS物质的量之比为90∶9∶1,引发剂占单体总质量的0.03%,单体质量分数为25%,反应温度为55℃;稠化剂PAP-2最佳合成条件除疏水单体占其余单体物质的量0.2%,其余与稠化剂PAP-1的一致。研究结果表明:常温下,0.8%稠化剂PAP-1和PAP-2在20%盐酸中的酸溶时间分别为20、50 min,酸液黏度分别39和54 m Pa·s,且与其余添加剂配伍性好。质量分数为0.8%的稠化剂PAP-1和PAP-2与添加剂复配后,在160℃、170 s-1下酸液黏度分别为10、31 mPa·s,黏度保留率分别为25.6%和57.4%。相比于稠化剂PAP-1,稠化剂PAP-2具有更优异的增黏耐温性能。因此,稠化剂PAP-2完全满足酸化压裂现场要求,在深井及超深井中有着良好的应用前景。

高密度甲酸钾完井液在酸液中的析出机理及配方优化

目的在高温高压碳酸盐岩油气藏开发过程中,高密度甲酸钾完井液与酸液混合会产生白色沉淀物。优化完井液性能,以实现高密度甲酸钾完井液与酸液良好的配伍性。方法通过分析甲酸钾完井液与酸液析出沉淀规律、固相沉淀物组成、甲酸钾在酸液中解离度和KCl在酸液中的溶解度,揭示了甲酸钾完井液在酸液中的析出机理。结果酸液的酸性环境增大了甲酸钾的解离度、降低了KCl的溶解度,溶液中K+与Cl-产生吸附,并最终以KCl晶体析出。结论基于上述析出机理,优化构建了一套完井液配方,密度在1.10~1.50 g/cm^(3)可调,与酸液配伍好,高温稳定性良好。

两性表面活性剂酸液体系在基质酸化及酸压中的应用

自1997年Schlumberger Dowell公司推出基于阳离子粘弹性表面活性剂(VES)的清洁压裂液以来,粘弹性表面活性剂技术已在油气田增产措施中得到广泛的应用。根据VES使用的经验,近两年来,国外已研究出了性能优越的基于两性表面活性剂的粘弹性酸。文章分析了国外将这种酸液体系应用于基质酸化和酸压时相对于其他酸液体系所具有的独特优点和作用机理,介绍了其粘弹性行为和流变性,以及各种酸液添加剂对其流变性的影响。用岩心流动实验结果分析了这种酸液体系应用于基质酸化时的自主分流特性以及应用于酸压时的滤失、返排和酸蚀裂缝导流特性。

油气藏酸液体系研究进展

通过优化酸液体系性能,增加酸化渗透距离实现深部酸化和进一步降低地层伤害,提高酸化效果是目前酸化压裂的重点研究方向。对国内外螯合酸、有机酸、泡沫酸、转向酸、凝胶酸等酸液体系的技术特点与优势进行了总结,分析了各种酸液体系发展潜力,指出低伤害高效缓速酸液体系和环保酸液体系在未来储层改造方面具有广阔的应用前景。

盐酸液稠化剂SC-1的研制

以煤油为分散介质,油水相体积比1∶2,水相中单体质量分数40%,AM、DMDAAC、AMPS三单体质量比4∶1∶1,通过反相乳液聚合制得了三元共聚物W/O乳状液,直接用作盐酸的稠化剂,其代号为SC-1。20%盐酸中SC-1加量由1%增至4%时,酸液黏度(30℃,170 1/s)由42 mPa.s增至94 mPa.s。SC-1加量为2.5%时,盐酸质量分数由15%增至28%,酸液黏度由89 mPa.s降至72 mPa.s。2.5%SC-1增稠的20%盐酸,加入0.3%CaCl2、0.2%Mg-Cl2或3.5%NaCl后在室温放置7天,酸液物态无异常;在60℃或90℃密闭放置4小时后,黏度保持率为91.9%或88.9%;与大理石的反应持续40小时后的质量分数大于5%。SC-1与多种常用酸液添加剂配伍。研制了含缓蚀剂、铁离子稳定剂、破乳剂、助排剂、黏土稳定剂的2.5%SC-1增稠的20%盐酸液。图1表3参8。

缓蚀剂和稠化剂在酸液中配伍性的研究

配制稠化酸使用的缓蚀剂与稠化剂的配伍性十分重要。如两种添加剂完全不配伍，则配成的酸液可发生絮凝、沉淀等分相现象，或粘度剧烈升高，甚至失去流动性。本文报导了现场和实验室遇到的一些实例。流变性能在正常范围的稠化酸，当所用缓蚀剂与稠化剂不完全配伍时，其腐蚀速度高于相应的非稠化酸，如本文报导的４对国产缓蚀剂稠化剂配制的稠化盐酸便是如此。

页岩储层酸化酸液体系研究

页岩气藏属于非常规天然气藏，与常规天然气藏开发相比，储层物性差，孔隙度和渗透率低，采收率低且开采难度大，在页岩气开发中常采用水平井钻井技术、特殊的完井工艺以及压裂改造等开发技术。页岩储层可以进行酸化增产措施，酸化改造能够解除钻完井过程中对储层造成的伤害，酸液溶蚀储层中可反应矿物，形成高导流能力的酸蚀裂缝，达到恢复、提高储层产能的目的。本文以SP2—1H井为例分析页岩储层酸化酸液体系的应用情况，其中特别针对大安寨储层地质特征和岩心分析，进行了酸液适应性评价和酸液性能优选实验。

安塞油田注水开发中后期复合解堵酸液配方实验

安塞油田已进入注水开发中后期,由于长期生产及各种增产措施的影响,地层发生了一定程度的复合堵塞。生产时间较短的油井堵塞物以有机物为主,生产时间较长的油井堵塞物中有机物和无机物并存,水井以铁盐、亚铁盐和细菌以及由水敏、速敏造成的堵塞为主。针对安塞油田油、水井的不同堵塞物特征,分析了地层的堵塞机理和影响因素。根据地层堵塞机理和复合解堵酸液作用机理,通过室内实验,配制了适合安塞油田地层复合解堵的酸液。室内实验和现场应用表明:该酸液能够有效地解除地层中的复合堵塞物,达到增产增注的目的。

前置液酸压缝中酸液指进的物模与分形研究

针对前人以有机玻璃平行板形成模拟裂缝,模拟指进现象与实际的酸液指进在物理化学背景上存在明显差异的问题。采用与地层矿物类型相近的大理石板和双层钢化玻璃板相结合的方式构成裂缝壁面,利用真实的盐酸作为驱替液,实现了酸岩反应条件下酸液指进的模拟,发现了前人研究中未曾报道的酸岩化学反应和酸液自身重力综合影响下的酸液指进行为。采用分形维数对酸液指进的复杂形态进行定量描述,发现所得的酸液指进形态的分形维数分别为1.86、1.75、1.75和1.81,表明酸液指进形态具有明显的分形特征。为分形理论在酸压设计研究中的应用提供了直接支持。

我国重复酸化酸液体系的应用

老油田重复酸化是油井增产和注水井降压增注的重要手段,本文对国内常用的各种酸液体系进行了介绍,分析了各种酸液体系在老油田的重复酸化效果,总结了各种酸液在老油田酸化中的优缺点,为后续的复重酸化提供参考。

粘弹性表面活性剂自转向酸液体系研究进展

粘弹性表面活性剂自转向酸液体系是最近发展起来的一种非均质地层酸化处理新技术。相比于目前常用的转向酸液体系,该体系具有配制简单、破胶容易、对地层伤害少及缓速、降滤失的优点。在合适的外界条件下,该酸液体系依靠粘弹性表面活性剂排列结构的变化实现酸液的转向、破胶。为了更好地研究粘弹性表面活性剂自转向酸液体系,调研了中外关于粘弹性表面活性剂自转向酸液体系的研究现状及最新进展,并系统地总结了粘弹性表面活性剂自转向酸液体系的转向及破胶机理、自转向酸主剂的选择原则、酸液体系的流变性分析。同时,对粘弹性表面活性剂自转向酸液体系的转向性能及反应动力学方面的研究也进行了详细说明。最后,提出了粘弹性表面活性剂自转向酸液体系下一步的工作重点和研究方向。

VES自转向盐酸液变粘特性研究

实验研究了未指名孪二连型粘弹性表面活性剂(VES)自转向盐酸液的变粘特性.5%VES+HCl+CaCl2模拟酸液的粘度在pH值高于-0.57后迅速上升,pH值1～2时有最大值,这与前人的实验结果略有不同.将2%～6%VES+1%HCl+18.25%CaCl2模拟酸液的pH值调至～2,得到的凝胶粘度随VES浓度增大而增大,随温度升高(25～70℃)经历不同的极大值(30～50℃).5%VES+20%HCl酸液与CaCO3完全反应、pH升至4～5时,形成的凝胶粘度也随温度升高而经历极大值(67℃),但在30～40℃区间粘度急剧波动.G′和G″的频率关系曲线表明0.1%HCl+5%VES+18.25%CaCl2模拟酸液的弹性和粘性均大于含0.01%和1.0%HCl的模拟酸液.pH值改变(0.17～13.0)不会使6%VES溶液增粘;加入56～219 g/L CaCl2不会使20%HCl+6%VES酸液增粘;加入3.4 mol/L Na+并调pH值至中性或加入2.3 mol/L Ca2+并调pH值至弱酸性,使0.1%HCl+5%VES酸液粘度增大至78～80 mPa*s;因此同时加大pH值和阳离子(Ca2+或Na+)浓度,才能使VES酸液增粘.图7表2参10.

酸液滤失性评价及控滤对策

酸液滤失机理和控滤方法是酸化压裂改造中面临的重要课题。通过开展酸液滤失性评价实验,在实验结果的基础上进一步认识酸液滤失特征,分析总结出影响酸液滤失的主要因素是天然缝洞的存在及酸蚀蚓孔的生成,酸液性质、酸浓度以及注酸速度对滤失均有明显影响。根据上述影响因素提出了选择降滤失能力的酸液体系、适当降低酸浓度、优化阶段施工排量、采用交替注入、暂堵降滤工艺等针对性的控滤对策。