梅毒螺旋体抗体最佳S/CO截断值在梅毒筛查中的应用价值

目的 以梅毒螺旋体凝集试验(TPPA)作为确认试验,确立酶联免疫吸附试验(ELISA)法S/CO值与梅毒阳性最佳截断值,减少不必要的TPPA确认重复。方法 选取2022年10月至2023年10月在医院进行梅毒螺旋体(TP)抗体检测的血清标本22 500例,以ELISA法为梅毒初次筛查试验,采用TPPA和甲苯胺红不加热血清试验(TRUST)对所有反应结果进行复核和确认。分析376例有反应性标本中的S/CO值与TPPA的关系,使用受试者操作特征曲线(ROC)确定ELISA法S/CO值与TPPA阳性最佳截断值。根据S/CO最佳截断值,比较梅毒不同反式筛查策略需要TPPA确认的标本数量。结果 当S/CO≥6.6时,TPPA与ELISA结果一致,特异性和阳性预测值均为100.00%,S/CO=6.6时为最佳截断值;使用欧洲疾病预防与控制中心(ECDC)策略时,376例筛查反应性样本(100.00%,376/376)需TPPA确认;使用美国疾病控制与预防中心(CDC)策略时,TPPA还需确认217例(57.71%,217/376);本研究只有122例(32.45%,122/376)需进行TPPA确认。结论 采用ELISA法梅毒反式筛查策略不受TRUST结果影响,当S/CO≥6.6时不需要进行TPPA确认,与ECDC和CDC反式策略相比,本研究有67.55%的筛查反应样本不必进行TPPA确认,经济且节约时间和人力。

H_(2)S/CO_(2)的腐蚀机理及缓蚀体系的研究进展

在油田开采、集输、储运、油气水处理等环节,钢材的腐蚀问题普遍存在。为了将腐蚀风险降至最低,油气田常采用多种方法进行腐蚀防护,其中添加缓蚀剂的方法最为常用。本文综述了近年来在H_(2)S/CO_(2)腐蚀环境下,利用缓蚀剂来抑制金属表面腐蚀的研究进展,论述了CO_(2)、H_(2)S浓度、温度、pH等主控因素对腐蚀程度的影响,对各类主流缓蚀药剂如咪唑啉类缓蚀剂、聚合物类缓蚀剂、曼尼希碱缓蚀剂和有机胺类缓蚀剂的作用效果、原理及优缺点进行了归纳总结,对药剂的研究前景和发展方向进行了展望。

H_(2)S/CO_(2)共存体系气液相中P110钢的腐蚀行为

为了研究油套管在H_(2)S/CO_(2)共存体系高温高压环境气液相中的腐蚀行为及腐蚀机理,利用高温高压反应釜展开了油套管P110钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的动态腐蚀模拟试验。采用失重法计算了试样的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率,采用XRD、SEM/EDS、三维光学轮廓显微镜等手段研究了CO_(2)/H_(2)S共存体系中P110钢处于液相和气相中的腐蚀行为特征。结果表明:液相中P110钢的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率分别为0.0263 mm/a和0.2081 mm/a,均大于在气相环境中P110钢的均匀腐蚀速率(0.0148 mm/a)和点蚀速率(0.1569 mm/a)。液相中P110钢表面生成的腐蚀产物主要为红褐色粉状疏松的FeCO_(3),气相中P110钢表面所形成的腐蚀产物主要为FeCO_(3)和黑褐色致密均匀的FeS,FeS能抑制环境介质中CO_(2)、H_(2)S及Cl-对基体材料的进一步腐蚀。P110钢在液相和气相中发生的腐蚀主要为均匀腐蚀,局部区域有点蚀,存在局部腐蚀倾向。

H_(2)S/CO_(2)酸性条件下储气库管道腐蚀特性实验研究

储气库井流物中常常含有CO_(2)、H_(2)S等酸性气体,致使储气库管道的腐蚀穿孔,成为影响储气库安全的重大隐患之一,甚至可能会引起气体泄漏和火灾爆炸等恶性事故。据此,本研究以实验为主要手段,开展储气库管道在H_(2)S/CO_(2)酸性条件下的腐蚀模拟与腐蚀规律分析。研究表明:(1)在CO_(2)/H_(2)S/Cl-环境中,当CO_(2)和H_(2)S的浓度比在10:1至200:1的范围内时,管线钢腐蚀特征表现为氢鼓泡,并往往伴有氢致开裂;(2)CO_(2)/H_(2)S饱和溶液造成的腐蚀形态与H_(2)S饱和溶液存在差异。CO_(2)/H_(2)S饱和溶液中腐蚀速度较快,铁素体首先发生腐蚀,珠光体中的渗碳体得到了保留;而饱和H_(2)S溶液中,材料首先在晶界处发生腐蚀,使材料出现晶粒脱落,从而影响材料强度;(3)为了有效控制腐蚀现象,采取的重要措施包括以下几项:加强对现场腐蚀的实时监测,特别是针对液体积聚区和管道弯头等敏感区域,以及高效缓蚀剂的应用。

温度对L360QS管线钢在H_(2)S/CO_(2)环境中腐蚀行为的影响

采用腐蚀失重实验和电化学实验探究40~60℃条件下L360QS钢试样的腐蚀规律。实验结果表明:在CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)共存体系中,随着温度的升高,腐蚀速率逐渐增大,腐蚀程度加剧,并出现点蚀。当温度低于50℃时,腐蚀并不严重,当温度高于50℃时,腐蚀产物膜致密性和完整度降低,易溶解破裂,出现“大阴极小阳极”现象,促进发生局部腐蚀。同时得到管线钢以CO_(2)腐蚀为主,H2S腐蚀为辅,均匀腐蚀主要受CO_(2)控制,点蚀由高浓度的Cl-造成。

纳米磁性Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)的制备及其光催化性能研究

采用水热合成法制备了纳米CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)尖晶石催化剂,在制备Ag_(2)S的过程中采用简单的化学方法制备了异质结Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)复合光催化剂。利用X射线衍射仪(XRD)、紫外-可见漫反射光谱仪(UV-Vis DRS)、扫描电子显微镜(SEM)、振动样品磁强计(VSM)、高分辨率透射电镜(HRTEM)对所制备Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)进行结构和形态的表征。在可见光照射下降解甲基橙(MO)水溶液,考察制备的光催化剂的光催化活性。结果表明,Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)降解甲基橙水溶液的一级动力学常数分别是Ag_(2)S和CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)的2.87倍和4.39倍。此外,通过外加磁场可快速从溶液分离出Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)复合材料。循环降解实验表明,Ag_(2)S/CoFe_(1.95)Y_(0.05)O_(4)复合材料在光降解过程中具有稳定的降解能力和晶体结构,可循环利用并高效降解有机污染物。

钻井完井高温高压H_2S/CO_2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中,伴生气中多含有一定量的H2S与CO2,对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失,极大地制约了CO2和H2S共存条件下的油气开发。因此,开展高温高压CO2/H2S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此,以实验手段模拟油气开发中高温高压H2S/CO2共存环境,用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明,在实验条件下,随着温度的升高,腐蚀速率呈先增加后下降的趋势,且温度越高,压力对腐蚀速率的影响越大;在腐蚀反应初期,腐蚀速率很高,但随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率明显下降;腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主,随时间延长转为稳定的FeCO3。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。

X60管线钢在湿气和溶液介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H_2S/CO_2共存环境,分别在流动湿气和溶液介质中进行API-X60腐蚀实验,探讨了高H_2S分压对腐蚀行为的影响.X60管线钢的腐蚀速率在湿气介质中随H_2S分压升高而增加,在溶液介质中则先升高后降低,腐蚀形态均由全面腐蚀趋于局部腐蚀,腐蚀产物以硫铁化合物(Fe_xS_y)为主.H_2S分压为2.0 MPa条件下,溶液介质中形成的腐蚀产物中富S相比例明显增加,HS^-和Cl^-穿过膜层缺陷引发点蚀,多孔且不连续的富S膜层进一步促进点蚀发展.

元素S对镍基合金G3在高温高压H_2S/CO_2气氛中腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟H2S/CO2及元素S共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,然后利用SEM、EDS及XPS等表面分析技术,探讨元素S对镍基合金G3高温高压H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:在元素S含量为0、1及10 g/L时,镍基合金G3的平均腐蚀速率变化不大,钝化膜厚度约为11 nm,其结构呈双极性,外层以Cr、Ni的氢氧化物、氧化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;当元素S含量增大到100 g/L时,腐蚀速率急剧增大,钝化膜厚度也迅速增大到约90 nm,且结构转变为外层以Cr、Ni的硫化物为主,内层以Cr、Ni的氧化物为主;钝化膜结构的转变可能是导致镍基合金G3耐蚀性能降低的最主要原因。

低Cr钢在H_2S/CO_2环境中的腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究普通低Cr油套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,低Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;低Cr材料H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。

模拟油田H_2S/CO_2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究

模拟实际含H_2S/CO_2高温高压井下多相腐蚀环境,研究了不同腐蚀影响因素对N80钢的作用规律。结果表明:在所研究的参数范围内,材料表现出较高的均匀腐蚀速率,且伴有不同程度的局部腐蚀。当其他条件保持相同时,随H_2S含量的增加,材料的腐蚀速率先增加后降低;当介质中CO_2含量增加时,腐蚀速率则是单调增大趋势;Ca^(2+)、Mg^(2+)的影响与CO_2类似,而Cl^-的影响则与H_2S具有基本相似的规律。在H_2S/CO_2混合介质中,N8O钢的腐蚀行为受各因素的交互影响,且影响程度不同,各因素作用由大到小依次是:H_2S含量、Ca^(2+)、Mg^(2+)含量、Cl^-浓度和CO_2含量。

温度对管线钢H_2S/CO_2腐蚀行为的影响

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动溶液介质中进行腐蚀实验,辅以SEM和XRD,探讨了温度对API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。结果表明:随温度的升高X60钢的腐蚀速率先升高后降低,腐蚀形态由局部腐蚀趋于全面腐蚀,高温区有点蚀倾向。低温区形成的腐蚀产物以马基诺矿型晶体(FeS1-X)和FeS单硫化物为主,随温度升高腐蚀产物以层片状马基诺矿型晶体为主,并出现少量磁黄铁矿型(Fe1-XS)晶体;高温区则以磁黄铁矿型晶体为主。低温区腐蚀产物附着力差导致其覆盖率降低,膜层脱落处的阳极反应速率由于膜层覆盖处的阴极效应而加快,使点蚀迅速发展。

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率。在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.152 3mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3。在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用。同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力。

新疆地区慢性丙型肝炎患者病毒基因型、病毒载量与HCV抗体S/CO值、肝酶、外周血T淋巴细胞亚群的相关性分析

目的探讨新疆地区慢性丙型肝炎患者病毒基因型、病毒载量对丙型肝炎病毒(HCV)抗体S/CO值、肝酶、外周血T淋巴细胞亚群的影响。方法收集2014年1月至2015年9月新疆医科大学第一附属医院慢性丙型肝炎住院患者106例、体检正常者(正常对照组)30名,分别采用化学发光法、酶法、荧光定量逆转录聚合酶链反应(PCR)、PCR-反向点杂交技术和流式细胞术对106例慢性丙型肝炎患者的血清样本进行HCV抗体、肝酶[丙氨酸氨基转移酶(ALT)、天门冬氨酸氨基转移酶(AST)]、HCV RNA、HCV基因分型以及外周血T淋巴细胞检测。结果 1b、2a、3a和3b基因型慢性丙型肝炎患者间HCV抗体S/CO值、ALT、CD8+T淋巴细胞百分数差异有统计学意义(P<0.05)。病例数较多的1b、2a基因型慢性丙型肝炎患者CD4+T淋巴细胞百分数、CD4/CD8比值均低于正常对照组[CD4+T淋巴细胞百分数分别为(39.05±9.42)%、(38.65±10.26)%、(42.45±4.61)%,CD4/CD8比值分别为1.60±0.64、1.53±0.66、2.31±0.25],CD8+T淋巴细胞百分数[(26.79±7.58)%、(27.15±10.40)%]则高于正常对照组[(18.36±3.88)%,P<0.05]。将慢性丙型肝炎患者按HCV RNA载量水平分为4组,各组间HCV抗体S/CO值、肝酶水平及CD4/CD8比值差异有统计学意义(P<0.05)。结论新疆地区慢性丙型肝炎患者病毒基因型以1b、2a型为主,不同基因型及病毒载量患者HCV抗体S/CO值、外周血T淋巴细胞亚群及肝酶水平存在差异,具有一定的相关性。

30例献血者ELISA检测HBsAg高S/CO值阴性标本在血液核酸混检与单检中的结果分析

目的比较某核酸检测系统混检和单检2种模式对ELISA法HBsAg检测S/CO值在0.25~0.90的献血者血液标本的结果,为重新评估此类标本的核酸检测安全性和优化检测流程提供参考。方法收集本站2020年2~10月献血者血液标本进行2遍ELISA法HBsAg检测均为无反应性且任1种试剂S/CO值在0.25~0.90(定义为"高S/CO值阴性")的标本共30例,分别进行核酸6人份混检和单检;对其中混检阴性而单检阳性的11例标本再次进行多次重复的核酸混检,记录和分析各检测结果。结果30例标本在2种ELISA试剂的S/CO值中位数分别为:0.565和0.320,差异有统计学意义(P<0.01);进行首次核酸混检阳性率为13.33%(4/30),核酸单检的阳性率为76.67%(23/30),2种模式的阳性率差异有统计学意义(P<0.05);11例核酸混检阴性而单检阳性的标本再次进行多次重复混检,有1例重复10次混检均为阴性结果,有10(90.91%)例标本能重现至少1次阳性结果,重复阳性率范围是5.88%(1/17)~70.00%(7/10);核酸检测的Ct值在首次混检时范围是34.4~38.5(中位数36.76),在单检的Ct值范围29.6~42.8(中位数36.50),而在多次重复混检的Ct值范围36.1~56.0(中位数37.75),重复混检Ct值与首次混检Ct值的差异无统计学意义(P>0.05),而与单检Ct值的差异有统计学意义(P<0.01)。结论酶免检测HBsAg高阴性值标本进行核酸混检的阳性检出率低,而单检的阳性检出率高,多次重复核酸混检能重现出一定比例阳性检出率;因此,以核酸混检模式为主的血站应重新评估HBsAg高阴性值标本的核酸检测安全性,在没有其他更高灵敏度的检测方法作为辅助诊断时,建议此类标本直接采用核酸单检模式,以提高血液安全性。

温度对T95钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

利用自制高温高压釜模拟了油井筒中H_2S/CO_2环境,在温度30~150℃、H_2S/CO_2气相和模拟地层水液相中对T95油管钢进行了腐蚀试验,研究了温度对该钢腐蚀速率的影响,并分析了腐蚀产物的形貌和物相组成。结果表明:当温度为30~120℃时,T95钢在气相和液相中的腐蚀速率均随温度的升高先增后降,且均在90℃时达到峰值,分别为0.882,1.096mm·a^(-1),当温度高于120℃时,液相中的腐蚀速率缓慢增大而气相中的缓慢减小;随着温度的升高,气相中的腐蚀产物逐渐由片状变成块状并堆积在一起,液相中的则由絮状沉积变成团簇状堆积;腐蚀产物由铁、硫、氧等元素组成,腐蚀速率与腐蚀产物膜中硫含量成反比、与氧含量成正比,硫铁化合物对腐蚀起到了阻碍作用。

模拟塔里木油田环境5Cr套管用钢的H_2S/CO_2腐蚀行为

运用腐蚀失重和电化学测量技术,研究5Cr套管用钢在模拟塔里木油田环境的H2S/CO2腐蚀行为。结果表明:在模拟CO2腐蚀环境中,由于Cr元素在腐蚀产物膜中的富集显著改善了膜的保护性,5Cr钢表现出良好的抗CO2均匀腐蚀和局部腐蚀能力;在模拟CO2/H2S腐蚀条件下,H2S腐蚀占主导作用,其均匀腐蚀速率远小于单独CO2腐蚀环境中的均匀腐蚀速率;5Cr钢H2S腐蚀的阳极极化曲线存在较为明显的钝化区,交流阻抗图谱(EIS)拟合的H2S腐蚀极化电阻远大于CO2腐蚀极化电阻。

流速对L360管线钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

目的为选取合适的流速来输送油气,降低流速对管线钢腐蚀造成的危害。方法以L360管线钢为实验用钢,流速(0、3、5 m/s)为变量,利用高压釜研究L360钢在含Cl-的H_2S/CO_2酸性环境中的腐蚀行为,采用极化曲线及交流阻抗研究L360钢的腐蚀电化学行为,利用SEM、EDS分析腐蚀后试样的微观形貌、结构特征以及腐蚀产物成分。结果失重法测定L360钢的腐蚀速率时,在实验条件完全相同的情况下,流速为5 m/s时的腐蚀速率(0.4824 mm/a)大于0 m/s时的腐蚀速率(0.3696 mm/a)。电化学测试中,3种状态对应的实验条件完全相同,可以发现流速为3 m/s时钢被腐蚀的难易程度位于0 m/s和5 m/s之间。随着流速的增加,试样表面腐蚀产物膜的破裂程度加剧。腐蚀产物以Fe的硫化物为主,流速为0 m/s时,有少量Fe CO3和Fe C3生成,流速为3 m/s时形成了四方硫铁和硫复铁矿晶体。随着流速从0 m/s增加到5 m/s,试样的腐蚀电位负移,腐蚀电流密度增大,在5 m/s时的腐蚀电位最负,此时自腐蚀电流密度最大,容抗弧半径最小,最易被腐蚀。结论结合腐蚀失重实验和电化学实验,发现流速在0~5 m/s范围内,流速越小,对L360管线钢造成的腐蚀作用越小,在不影响油气正常输送的情况下,尽可能选取小的流速,以保证管线钢的安全使用,提高管线钢的使用寿命。

碳钢在H_2S/CO_2体系中的应力腐蚀开裂机理

应力腐蚀开裂是含H2S/CO2天然气输送管线腐蚀破坏的主要形式,探究其开裂机理有利于实施有效的防护,目前相关研究尚不够深入。采用扫描电子显微镜(SEM)和X射线衍射(XRD)等表面分析技术对U形环X52钢试样在H2S/CO2介质中的应力腐蚀开裂(SCC)行为进行了研究,并分析探讨了其发生SCC的机理。结果表明:X52钢的脆性断裂是由于在腐蚀环境中吸收了H原子,H原子扩散并在高应力部位聚集而引起的,在H2S存在且腐蚀产物膜被破坏的情况下发生脆断的可能性会大幅提升。

管线钢在湿气介质中的H_2S/CO_2腐蚀行为研究

利用高温高压反应釜模拟高含硫气田H2S/CO2共存环境,在流动湿H2S/CO2介质中进行腐蚀实验,辅以SEM,EDS和XRD,探讨了湿气介质中高H2S分压对API-X52和API-X60管线钢H2S/CO2腐蚀行为的影响。两种钢在湿气介质中的腐蚀速率均随H2S分压的升高而增加,X60腐蚀速率略高于X52,随着H2S分压由0.15MPa增至2.0MPa,腐蚀形态由全面腐蚀趋向局部腐蚀,腐蚀过程由H2S控制,腐蚀产物以四方晶系的FeS1-x(Mackinawite)为主。X60钢表面出现氢鼓泡,内部发生氢致开裂。