原油乳状液对20钢的腐蚀

以某油田原油和采出水为原料配制了不同含水率的油包水或水包油乳状液,利用失重法和电化学测试技术研究了20钢的腐蚀行为,分析了不同含水率和不同类型乳状液的腐蚀性。结果表明:乳状液的腐蚀性低于采出水的腐蚀性,且水包油乳状液腐蚀性大于油包水乳状液;由于油包水乳状液中原油在20钢表面吸附形成的油膜的完整性较好,20钢与水分子接触受到一定限制,腐蚀比较轻;随着含水率增大,油膜完整性逐渐受到破坏,乳状液腐蚀性明显变强;在水包油乳状液中,20钢与采出水直接接触,20钢表面只存在分散状的油膜,其对金属基体的保护作用较弱,随着含水率的增加,水包油乳状液对20钢的腐蚀接近于采出水;在油水界面处,20钢腐蚀严重,其腐蚀行为与在水包油乳状液中的类似。

多级压缩机气阀寿命评估与极限含水量预测

针对目前油田天然气回注具有介质含水多、压力高且变化范围宽等特点,多级往复式压缩机容易产生水击破坏,如何预测极限含水量以有效防止水击是亟需解决的关键问题。采用计算流体力学方法,数值模拟并分析了多级压缩机注入湿气条件下各级气阀阀片的动力学特性,得到了不同天然气含水量的气阀阀片载荷分布。进一步结合nCode计算疲劳,预测了多级压缩机气阀服役寿命与极限含水量。JGC-4型压缩机模拟计算结果表明:随着进气含水量增大,压缩机排气压力提高,气缸内不断析出水滴,致使水击产生,且对高压级影响更为显著,压缩机整机进气含水体积分数上限为0.43%。研究结果可为多级往复式压缩机的应用提供技术支撑。

H_(2)S分压对Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H_(2)S-CO_(2)共存环境下H_(2)S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_(H_(2)S)下Q245R钢在H_(2)S-CO_(2)环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明:随着P_(H_(2)S)由0.001 MPa增至0.11 MPa,Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO_(2)腐蚀(P_(H_(2)S)=0.001~0.05 MPa)转变为H_(2)S腐蚀(P_(H_(2)S)=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO_(3)转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液流动产生的腐蚀介质扩散,Q245R钢的腐蚀不断加剧。

多发性骨髓瘤患者的血清PINP、DKK1和SFRP3水平及其临床意义

目的探讨多发性骨髓瘤(MM)患者的血清I型原胶原氨基端前肽(PINP)、dickkopf Wnt信号通路抑制因子1(DKK1)和分泌型卷曲相关蛋白3(SFRP3)水平及其临床意义。方法纳入150例MM患者(MM组)及150健康体检者(对照组)。比较两组研究对象之间、不同临床分期MM患者之间、不同临床疗效MM患者之间的血清DKK1、PINP、SFRP3水平。采用Logistic回归模型分析治疗前血清DKK1、PINP和SFRP3水平与MM患者临床疗效的关系。采用受试者工作特征(ROC)曲线分析治疗前血清DKK1、PINP和SFRP3水平对MM患者临床疗效的预测效能。结果MM组患者治疗前血清DKK1、PINP和SFRP3水平高于对照组(P<0.05);Ⅰ期、Ⅱ期、Ⅲ期MM患者治疗前血清DKK1、PINP、SFRP3水平依次升高(P<0.05);有效组患者治疗前血清DKK1、PINP、SFRP3水平低于无效组(P<0.05)。治疗前血清DKK1、SFRP3、PINP水平升高是影响MM患者临床疗效的独立危险因素(P<0.05)。治疗前血清DKK1和SFRP3水平对MM患者临床疗效无预测价值(曲线下面积<0.5,P>0.05),而治疗前血清PINP水平对MM患者的临床疗效有一定的预测价值(曲线下面积=0.663,P<0.05)。结论MM患者治疗前的血清DKK1、PINP和SFRP3水平高于健康人群,且与疾病严重程度有关,是MM患者临床疗效的影响因素。治疗前血清PINP水平对预测MM患者的临床疗效有一定的价值。

地西他滨联合预激方案治疗首程标准诱导化疗未缓解初诊AML患者的效果观察

目的:探讨地西他滨联合预激方案治疗首程标准诱导化疗未缓解初诊急性髓系白血病(AML)患者的疗效及对调节性T淋巴细胞(Treg)相对含量的影响。方法:收集2013年3月-2019年3月陕西省人民医院收治的102例初诊经首程标准诱导化疗未缓解的AML患者(除急性早幼粒细胞白血病)的临床资料进行回顾性分析,根据治疗方案不同对患者进行分组,51例采用预激方案治疗为常规组,51例采用地西他滨联合预激方案治疗为联合组。比较两组疗效、毒副反应发生率、治疗前后生活质量核心量表(QLQ-C30)评分、T淋巴细胞亚群(CD3^(+)、CD4^(+)、CD4^(+)/CD8^(+)、Treg)及3年总生存率。结果:联合组治疗总有效率为80.39%,显著高于常规组的62.75%(P<0.05);治疗后联合组QLQ-C30评分为60.27±6.96,较常规组65.73±7.96低(P<0.001);两组毒副反应发生率比较,差异无统计学意义(P>0.05);治疗后联合组CD3^(+)、CD4^(+)、CD4^(+)/CD8^(+)水平较常规组高(均P<0.001),而Treg水平较常规组低(P<0.001);联合组3年总生存率为72.55%,高于常规组的52.94%(P<0.001)。结论:地西他滨联合预激方案治疗初诊首程标准诱导化疗未缓解AML患者效果显著,可通过调节Treg相对含量减少抗肿瘤免疫抑制,增强机体免疫功能,从而延长患者生存时间,提高生存质量,且未增加不良反应。

塔河轻烃站单质硫的腐蚀机理及其来源

采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)、X射线光电子能谱(XPS)等方法检测分析了塔河油田轻烃站部分设备内表面的腐蚀产物,并且通过现场取样试验对单质硫的来源进行了分析。结果表明:该轻烃站内设备及管线的腐蚀产物中含有大量单质硫,单质硫腐蚀是该轻烃站腐蚀的重要原因之一;该轻烃站内的单质硫主要来源于原料气;该轻烃站单质硫腐蚀的主要机理为水解机理即单质硫水解生成硫酸、硫化氢等腐蚀性物质。

某油田三相分离器支撑板腐蚀缺陷超声波检测方法

针对三相分离器支撑板腐蚀缺陷超声波回波信号中包含大量噪声信号,导致腐蚀缺陷识别性能较低的问题,提出一种三相分离器支撑板腐蚀缺陷超声波检测方法用于缺陷的识别,实验结果表明,笔者所提方法相比其他方法能够有效增强回波信号采集处理能力、缩短回波信号检测识别算法的训练时长、提高了算法的识别率。

面向含氮油田伴生气提质利用的膜耦合分离工艺设计优化

近年来,随着氮气强化采油的不断推广,含氮油田伴生气产量不断增加,生产合格的管道天然气成为提高资源利用率、增加经济效益的重要命题。本研究从组成特征出发,成功研制并批量生产功能层减薄至700 nm的硅橡胶复合膜,大幅提高分离能力,未溶胀状态下甲烷渗透速率达到358 GPU[1 GPU=1.24 mol/(m^(2)·h·MPa)],同时提出浅冷液化与多级膜渗透集成的耦合分离工艺,在充分回收乙烷和丙烷等化工原料的同时,生产热值满足国家标准GB 17820—2018的管道天然气,实现伴生气高效提质和综合利用。以西北油田某集输站为实施案例,针对7000 m^(3)/h(标准工况)伴生气进行耦合工艺设计,模拟结果显示轻烃收率大于77.6%,甲烷提质利用率大于54.4%,乙烯裂解原料产量23604 t/a,管道天然气产量18.03×10^(6)m^(3)/a(标准工况),创造经济效益预计可达79.0×10^(6)CNY/a,为含氮油田伴生气的高效利用提供了极具前景的加工途径。

Q345R钢在含单质硫地层水中的腐蚀行为

采用失重法测试了Q345R钢在60℃下含不同量单质硫(0,5,10,20 g/L)模拟地层水中的均匀腐蚀速率,采用扫描电子显微镜(SEM)对浸泡后的试样进行了微观形貌表征,并通过电化学方法研究了Q345R钢在含单质硫模拟地层水中的腐蚀电化学行为。结果表明:单质硫的存在加速了Q345R钢的腐蚀,随着模拟地层水中单质硫含量的增大,Q345R钢的平均腐蚀速率从0.2778 mm/a逐渐增大到1.0261 mm/a;可认为硫含量增加,降低了材料的电荷转移电阻,加速了阴极反应;同时,单质硫能引发Q345R钢的点蚀,增加局部腐蚀风险。

三相分离器腐蚀分析及防护措施研究

腐蚀是三相分离器重大隐患之一,严重影响其安全运行。对塔河一号联合站一号分离器的腐蚀机理、腐蚀影响因素等内容展开研究,结果表明:分离器内腐蚀与其内构件材质、污水污泥性质以及分离器内流场密切相关。SS2205双相不锈钢在模拟塔河腐蚀介质试验条件下具有良好的耐腐蚀性能,最大腐蚀速率为0.00382 mm/a,可作为塔河分离器内构件材质。通过开展FLUENT数值模拟研究,发现波纹板结构倾角45°板间距10 mm工况下三相分离器具有较好的流动性能和分离性能,分离效率较高。提出增设除砂器方案,能及时清除原油中含有的砂等固体机械杂质,有效解决分离器中砂积聚和被携带流动的问题。

Q245R钢在高含Cl -塔河模拟油田水中的腐蚀行为研究

针对塔河油田站内容器设备在高矿化度环境中的腐蚀情况,采用失重法和电化学测试方法,研究了3种Cl^(-)浓度下Q245R钢在塔河油田模拟水中的腐蚀行为。结果表明:在H_(2)S/CO_(2)环境中,随着Cl^(-)浓度的增加,Q245R钢的腐蚀速率先减小后急剧增大;高Cl^(-)浓度下,腐蚀产物膜中S元素的原子分数有所增加,而O元素的原子分数先增加后急剧减少,此时腐蚀产物不具有保护性;在3种Cl^(-)浓度条件下,均匀腐蚀速率均大于0.25 mm/a,评级为极严重腐蚀。由此可见,Q245R钢在高含Cl^(-)的塔河模拟水中不具备抗腐蚀能力。

TH油田计转站内管线腐蚀原因分析

TH油田计转站数量多、走向复杂,且油田产出液具有高腐蚀性(高H_(2)S/CO_(2)、高盐、高Cl-、低pH值),导致站内管线腐蚀穿孔现象时有发生。本文在分析TH油田十二区站内腐蚀管线的腐蚀特点与腐蚀原因基础上提出了相应的防控措施。结果表明:TH油田十二区计转站内管线腐蚀主要是“H_(2)O-CO_(2)-H_(2)S-Cl-”环境下的电化学腐蚀。建议采用PE管内穿插或涂层风送挤涂的内修复技术对破损管道进行修复。

咪唑啉类缓蚀剂的合成及应用研究进展

本文综述了咪唑啉类缓蚀剂的合成方法、缓蚀性能及其缓蚀机理的研究与应用现状,并探讨了咪唑啉类缓蚀剂的发展方向。

缓蚀剂残余浓度快速评价方法在塔河油田的应用

根据缓蚀剂吸附作用机理和油田管道总铁来源,利用缓蚀剂加注量与介质中总铁含量关系,研究了不同缓蚀剂加注量条件下缓蚀剂对总铁增加值的抑制率,结合标准要求,确定了T-101井和T-202井的缓蚀剂最佳加注量分别为60 mg/L和30 mg/L。避免了缓蚀剂的欠量、过量加注,实现精准防护。

塔河油田换热设备腐蚀与防护措施探讨

针对塔河油田站内换热设备腐蚀失效问题,采用案例分析和现状分析相结合的方法,分析发现换热设备的失效类型主要为腐蚀穿孔,多发生在管束本体以及管束与管板的焊缝位置,服役介质多为含水油气介质与循环水介质。换热设备的失效不仅与换热设备材质、服役介质有关,也与换热设备的结构设计、焊接工艺、安装位置和生产管理情况有关。因此,分别从选材设计、结构优化、涂层保护与安装施工及管理优化等四个方面提出了针对性的防护措施,现场应用后有效抑制了换热设备的腐蚀,保障了换热系统的安全稳定运行。

伊马替尼联合重组人干扰素α-2b治疗加速期慢性髓性白血病患者的疗效及对血清MMP-2、SALL4 mRNA和AGP水平的影响

目的探讨伊马替尼联合重组人干扰素α-2b(IFNα-2b)治疗加速期慢性髓性白血病(CML)患者的疗效及对血清基质金属蛋白酶-2(MMP-2)、婆罗双树样基因4(SALL4)mRNA和α1-酸性糖蛋白(AGP)水平的影响。方法招募2017年1月至2021年1月陕西省人民医院收治的加速期CML住院患者90例。采用随机数字表法将其分为观察组(采用伊马替尼联合IFNα-2b治疗,45例)和对照组(采用伊马替尼治疗,45例)。比较两组临床疗效和血清MMP-2、SALL4 mRNA和AGP水平以及不良反应发生情况。结果观察组治疗后获完全血液学缓解(CHR)的人数比例较对照组更高,整体疗效更优,差异有统计学意义(P<0.05)。两组治疗前血清白细胞介素-6(IL-6)、前列腺素E 2(PGE 2)、碱性磷酸酶(ALP)、MMP-2、SALL4 mRNA、AGP水平比较差异无统计学意义(P>0.05),治疗后IL-6、PGE 2、ALP、MMP-2、SALL4 mRNA、AGP水平均较治疗前显著降低(P<0.05),且观察组治疗后水平较对照组更低,差异有统计学意义(P<0.05)。观察组血液学不良反应发生率高于对照组[22.22%(10/45)vs 6.67%(3/45);χ2=4.406,P=0.039],两组非血液学不良反应发生率比较差异无统计学意义[6.67%(3/45)vs 4.44%(2/45);χ2=0.000,P=1.000],总不良反应发生率比较差异有统计学意义[28.89%(13/45)vs 11.11%(5/45);χ2=4.444,P=0.035]。结论伊马替尼联合IFNα-2b较单用伊马替尼治疗加速期CML疗效更佳,可降低患者血清MMP-2、SALL4 mRNA和AGP水平,但可能会增加患者血液学不良反应的发生风险。

西北油田水处理系统缓蚀剂浓度检测技术研究与应用

西北某油田地层产出水成分复杂,腐蚀环境恶劣,对污水处理系统的设备和管道腐蚀严重。该油田采取加注缓蚀剂的方法进行腐蚀防护,随着缓蚀剂应用的时间延长,产出水腐蚀介质发生变化,缓蚀剂的加注浓度有待优化。通过调研论证和室内实验,提出基于显色萃取-分光光度法的缓蚀剂残余浓度检测方法,与腐蚀挂片监测数据对比分析,对污水处理系统缓蚀剂现场应用效果进行综合评价。结果表明:正常水处理流程中缓蚀剂加注浓度与腐蚀速率呈负相关,通常情况下污水系统缓蚀剂浓度达到90 mg/L即可达到良好的防腐效果。根据此结果对缓蚀剂加注进行优化,并配合使用缓蚀剂和除氧剂联合加注的控氧腐蚀技术,缓蚀剂加注浓度由前期的统一加注60 mg/L以上优化为目前的30 mg/L左右。以上措施实施后4座污水处理站腐蚀速率均控制在轻度腐蚀以内,经济和社会效益显著。

清管工艺配合缓蚀剂对长距离酸气管道腐蚀行为的影响

利用自制模拟装置模拟现场清管工艺,通过腐蚀模拟和腐蚀电化学方法分析了清管及缓蚀剂加注对20#钢在管线积液模拟液中腐蚀的影响。实验结果表明:利用过盈量3%皮碗清管球清管后,20#钢试样表面的积液和固体沉积物量均减少,腐蚀速率明显降低。当往模拟液中加注缓蚀剂或者对试样进行缓蚀剂预膜后,缓蚀剂分子会在碳钢表面形成一层缓蚀膜,有效地阻碍试样与腐蚀介质的直接接触。清管配合缓蚀剂预膜使用后,腐蚀速率降低至0.029 mm/a,对碳钢的保护效果较好。

某油气田轻烃站脱硫系统胺液特性分析

以某油气田MDEA胺液脱硫系统运行10个月后各典型流程节点中胺液取样为例,进行胺液外观观察、黏度测定、pH值测定、电导率测定以及离子色谱分析。结果表明:脱硫节点胺液中有7种热稳定盐生成,热稳定盐总量按照节点排序为:闪蒸罐>吸收塔>换热器>再生塔>重沸器,且每个脱硫节点的热稳定盐总量都达到4%~9%,与国际推荐控制值相比,均处于超标状态,尤其是甲酸根、乙酸根、硫酸根三者浓度超标严重。MDEA脱硫胺液的基本理化指标与脱硫节点特征对应关系紧密,且受热稳定盐含量和酸气的吸附状态影响较大,总体来说,节点中热稳定盐含量越高,则胺液黏度、电导率越大而pH值则越低。

金属管道磁记忆智能腐蚀检测及内穿插修复技术应用

塔河油田管输介质具有高H_(2)S、高CO_(2)和高Cl^(-)强腐蚀性特点,内腐蚀环境苛刻,为实现管道精准防腐,开展了非开挖磁检测技术和内衬修复技术研究应用。现场应用效果:非开挖磁层析检测技术适用于埋深≤2.5 m,管径≥DN100mm,壁厚≥2.8 mm的金属管道检测,检测准确率≥70%,较其他非开挖检测降低成本33%,提高准确度15%,实现了管道腐蚀隐患风险提前预判定位。非开挖内衬修复技术适应于穿孔孔径≤4mm×4 mm、金属钢骨架存在、穿越植被丰富的腐蚀管道修复治理,延长管道服役寿命10年以上;较开挖更换节约施工时间50%,降低工程投资45%。非开挖磁检测与内衬修复技术,为油田金属集输管道低成本腐蚀防治技术提供了借鉴。