IgG4相关自身免疫性肝炎诊治的研究进展

自身免疫性肝炎(AIH)是一种累及肝脏实质的慢性进展性炎症性疾病。近年来,对IgG4相关性疾病的研究日益增多,外国学者研究发现,AIH患者的肝脏亦有IgG4阳性浆细胞浸润,表明IgG4可能参与AIH的发病机制,进而认为这是AIH的特殊类型,称之为IgG4相关性AIH(IgG4-AIH)。对AIH与IgG4-AIH的诊治研究进展进行简要综述,从而加强临床医生对此类疾病的认知。

长春市公安干警高血压流行病学现状及危险因素分析

目的探讨长春市公安干警高血压的患病率及影响其发生的危险因素。方法随机选取2010年参加吉林大学第一医院体检中心体检的长春市公安干警共1 076人,计算高血压的患病率,采用Logistic回归分析高血压相关危险因素。结果长春市公安干警高血压患病率为29.9%。高血压组中异常代谢如肥胖、高血糖和高血脂检出率均高于正常人群。高血压的患病率受生活方式的影响,如吸烟、饮酒、高盐饮食。结论高血压与肥胖、血脂异常、高血糖等代谢性疾病相关,多合并有其中的一种或两种。尿酸、饮酒、空腹血糖、吸烟、高盐饮食可增加高血压发病风险。

原发性干燥综合征和甲状腺功能异常的相关性研究

目的 探讨原发性干燥综合征（p SS）患者甲状腺功能异常和相关的自身抗体情况,并进行随访研究。方法 分析吉林大学第一医院风湿科收治的干燥综合征患者（n=69）和对照组（n=60）的甲状腺功能、抗甲状腺过氧化物酶抗体（抗TPO）和抗甲状腺球蛋白抗体（抗TG）、抗核抗体等。并进行随访,随访时间为1~5年。结果 在p SS患者中甲状腺疾病发病率比对照组高,抗TPO和抗TG阳性率在p SS患者中也增高。在54例甲状腺功能正常的p SS患者中,有5例退出了该研究,其余49个患者在随访的5年内,部分患者甲状腺功能出现异常。最初调查有甲状腺相关自身抗体的大部分患者,后来发展成自身免疫性甲状腺疾病（AT）。结论 p SS患者发生甲状腺功能异常是很常见的,伴有甲状腺自身抗体或类风湿因子和抗RO/SSA阳性的患者更易发生甲状腺疾病。

渤海边际油田集成创新理念及实践

随着渤海整装油田的减少,为应对渤海油田产能的持续性接替,迫切需要加速储量向产量的转化速度,由此边际油田开发日趋重要。前期研究领域经过多个项目以集成创新为导向的一体化开发模式实践,降低了渤海边际油田开发的储量动用门槛。文章以渤海边际油田为背景,介绍了其一体化集成创新实践的内涵与做法及实践的成效。

盐敏感性高血压及其易感基因相关性的研究进展

高血压现已成为我国心血管病最重要的危险因素〔1〕。国内外大量的研究已证实了食盐消费量与高血压的相互关系,其中美国第3次健康营养调查(NHANEsⅢ)结果显示,高血压患病率与高脂肪、高胆固醇和高盐饮食呈显著性相关〔2〕。盐敏感性高血压相关基因成为国内外学者研究热点,已发现了α-adducin/G460T、ACE I/D等多个可能的候选基因,个体盐敏感性差异受地区、种族、环境和生活方式等影响。

旋流气浮装置试验对比分析

某油田为了紧凑高效解决油田污水处理难题,对A厂家CFU和B厂家CFU样机进行试验对比分析。A厂家CFU和B厂家CFU原理类似,均是基于低强度旋流和气浮,A厂家CFU内部设计相对简单。油田根据生产水处理流程特点,选择水离心机上游和注水增压泵下游进行试验。这两次CFU测试结果表明,该油田生产水质量变化很大,通过离心机、注水增压泵等设备剪切作用后,会增加水中含油的稳定性,增大水中含油处理难度,CFU设置在上游处理效果优于下游;该油田生产水处理的主要问题是小颗粒油滴为主的水包油乳化液和含油固体悬浮物较多,全尺寸设计时需要添加反相破乳剂和适当增加停留时间。

渤海边际油田无人平台海管置换技术进展

油气田开发无人化、少人化已成为发展趋势,特别是边际小型油气田的开发更是如此。海上无人平台油气海管置换方案直接影响海管的安全运行。近年来,在渤海边际油田无人平台海管置换方面做了大量探索,形成正向置换、反向置换和循环置换三大类六种海管置换方案。各方案具有一定的适应条件和应用场合:正向置换和反向置换主要用于气油比不高的衰竭式边际油田开发;循环置换主要用于注水式或大气油比衰竭式边际油气田开发。在实际工程中,应结合油田周围可依托设施情况、无人平台工艺方案、油气物性、海管长度等情况,从操作便利性、经济性和技术成熟度进行综合对比,确定最佳的置换方案。形成的各置换方案保障了海上无人平台油气海管的安全运行,推动了渤海边际油田的有效开发。

对标优化在某油田前期研究中的应用

为探索前期研究项目在现今低油价形势下降本增效的途径,对10年前相近油价情况下渤海某油田相似的前期研究项目进行分析。通过对标优化工艺流程、压缩设备规模,最大限度地减小该油田相关平台的甲板面积及结构重量,相比于优化前平台的设计,项目总投资降低约6亿元,为今后新油田开发项目的降本增效提供参考。

海上高凝原油管道流动安全保障方案研究

海底管道是海上油气开发生产的生命线,高凝原油输送管道的流动安全保障问题尤其突出。以渤海某油田高凝原油安全输送为研究对象,对高凝原油输送管道(新建管道与依托老海管)的流动安全保障方案进行了设计。经管输模型计算可知:A—B2管道在2036年不满足安全输量,需要掺水外输;B2—C管道在2029年不满足安全输量,需要掺水外输。同时对联网供电油田的输送管网按照四种不同失电工况的海管置换方案进行了设计。通过分析及软件模拟,确定A—B2管道预热方案采用反向预热,预热水流量100 m3/h,预热时间4.1 h;B2—C管道采用B1平台水源井水通过海管输送至B2平台后进行预热,预热水流量70 m3/h,预热时间47.4 h。

海底管道在线清管监测系统的研发与应用

渤海油田清管作业清管球位置监测和清管时间计算基于稳态的经验计算,不适用动态流量下清管球位置监测。基于瞬时积分原理,设计了注水、天然气和混输海管的计算模型和相关画面,在某海上油田17条海管中应用。该系统可以较为准确地显示动态流量下清管球位置和剩余时间,方便动态调整流量优化清管作业。通过多批次优化调整,系统误差满足现场实际要求,实现了清管作业在线实时监测,为作业过程中上下游平台配合联动提供参考依据。

某稠油管输运行与设计差异分析

渤海某油田稠油输送管道在投产运行后,实际运行参数包括输量、沿程压降、沿程温降、掺水年份等均与设计值偏差较大。通过理论分析、试验研究和软件计算等手段,对产生偏差的原因进行研究。研究表明造成差异的主要因素为管道总传热系数取值不同和输送油品黏温数据发生改变。油品黏温改变是由测试油样的非均值性差异和化学药剂的影响导致的。采用实际运行黏温数据和通过生产数据反算的总传热系数建立模型进行运算,模拟结果与现场实际运行数据吻合良好。通过该模型对未来生产进行预测,结果显示该海管将于2030年需要掺水输送。

海上油田伴生气脱重烃技术研究

我国海上油田伴生气主要用途为透平发电和海管外输,对烃露点和水露点均有一定的要求,为保证安全运行,需脱水脱重烃。全面分析并对比了四种相对成熟的脱除方法,结果表明:对于海上油田伴生气来说,低温分离法主要用于深度较浅的脱水脱重烃,难以适应深度脱除;吸附分离法由于占地面积大、再生能耗高、吸附剂寿命短等因素,制约其在海上油田的广泛应用;膜分离技术和超音速分离技术作为新型的分离方案,由于结构紧凑、占地面积小、操作费用低,特别适用于海上油田伴生气的重烃脱除,具有广阔的发展前景。