电潜泵堵塞复合解堵技术在渤海油田的应用

目前渤海油田许多稠油井电潜泵在运转一段时间后,即发生电流异常波动、泵效明显下降的问题,而同时井底流压上升,说明电潜泵发生堵塞。研究发现,电潜泵堵塞主要是吸入口堵塞,其堵塞物主要为聚合物胶团、重烃垢、碳酸钙(镁)垢、粘土、腐蚀产物、细粉砂等组成的混合垢。由于常规酸液和氧化解堵体系具有强烈的腐蚀性,对电潜泵和电缆损害较大,不适用于电潜泵解堵,因此项目组针对电潜泵堵塞物特征,优选出一种低伤害高效电潜泵复合解堵技术,并成功应用于渤海油田,取得良好的解堵增产效果。     

气管上段腺样囊性癌的临床病理

目的　探讨气管上段腺样囊性癌的临床病理特征及诊断和鉴别诊断要点。方法　收集2000年1月至2014年2月在北京协和医院确诊的4例气管上段腺样囊性癌病例，通过光镜、免疫组织化学及组织化学染色分析其临床病理特征、免疫组织化学特点、诊断及鉴别诊断要点。结果　4例气管上段腺样囊性癌患者中，男1例，女3例，平均年龄47岁(38~57岁）；既往均无腺样囊性癌病史，1例患者既往有结节性甲状腺肿手术史。镜下检查4例均为筛状/管状型腺样囊性癌，3例累及甲状腺组织，3例累及神经组织，未见淋巴结受累。免疫组织化学染色示4例P16、CD117、BCL2、P63、SMA均阳性，Ki67指数平均8%，TTF1和P53均阴性；4例中基底膜样物胶原Ⅳ阳性；组织化学染色示AB/PAS阳性。术后均接受总剂量为48~56 Gy的放疗，随访6~120个月，平均72.5个月，1例术后96个月复发，3例随访期间无复发及转移。结论　气管上段腺样囊性癌是罕见的原发于气管的低度恶性肿瘤，肿瘤生长缓慢，就诊时多数已侵及甲状腺组织，需要与原发于甲状腺的恶性肿瘤相鉴别，特别是在甲状腺穿刺及术中冰冻检查时。结合电子喉气管镜下表现、典型的形态学及免疫组织化学和组织化学染色有助于准确诊断。手术难以切除干净，术后放疗对延缓疾病复发有一定帮助。     

重塑膨胀土制样长度对试样密度分布的影响

在对重塑膨胀土裂隙性问题的单元试验研究中,传统的分层制样法易产生"层间薄弱带",从而影响试验结果的准确性。针对这一问题,采用增加制样高度的单层压实制样方法,探讨了制样高度对重塑膨胀土试样密度的影响。试验结果表明:试样密度沿深度方向变化规律类似,均呈现出顶部大、底部小的分布特征;增加制样高度导致试样顶部与底部密度差及密度变化率发生改变;试样密度变化率随深度分布存在拐点,拐点以上部分密度变化率较小,以下部分较大;随着制样高度的增大,拐点位置向试样下部移动;以拐点位置为基础,初步给出了适合本制样方法的制样高度。     

HMZZX环保型无人值守煤炭联合制样系统研发

根据我国煤炭样品制备技术现状和国内外发展趋势,研究开发了自动化控制无人值守煤炭联合制样系统,并从系统制样程序设计、系统整体结构设计、各单元模块设计、系统性能试验等方面对该系统的主要功能及软硬件结构进行介绍,并从称重单元、输送单元、破碎单元、缩分单元、干燥单元、粉碎单元、样品接收包装单元、除尘清洗单元等重点阐述了各单元模块设计,可实现煤样制备全过程无人化、信息化及样品的安全可追溯,其性能试验符合国标GB 474—2008中的相应要求。     

BET法测试三元材料比表面积条件的探讨及日常维护

比表面积是粉体材料以及多孔材料的重要技术指标,全自动比表面仪可以测定微孔、介孔及大孔样品比表面积以及孔径分布等。仪器要求的真空度很高,因此,必须经常查看室内温湿度及真空泵系统运行情况。另外,预处理目的是除去样品中可挥发有机模板剂、水及空气等,以得到有效的分析数据。本文主要针对BET法测定三元材料比表面积的影响因素进行探究。     

基于UGNX的玻璃瓶容差控制方法与程序实现

容积计算贯穿于玻璃瓶样设计和模具设计的整个过程,其精确性直接影响瓶罐的成型质量,针对传统容积测试法效率低的问题,采用UGNX二次开发的方法,以UGNX8.0为平台,利用UGNX二次开发工具,结合VB.net高级编程语言,进行玻璃瓶样容差控制模块的开发。研究结果表明:运用开发完成的人机交互界面,通过调整因子即可对瓶颈和瓶身高度进行参数调整,输入误差值即可精确控制容差,并输出最优外形尺寸。     

银科数字卫星接收机故障一例

石阡县有两个乡镇打电话反映,停电后收不到中央台加密频道节目,但能收到少儿频道节目。因为两处同时出现该故障,首先怀疑是上行站停送信号或者是没有缴费而停送信号,经了解以上两处并不欠费。重新调接收机(银科),该接收机面板是锁定的,按左右、上下键两次均可解锁,将下行频率调     

油田采出液混合结垢原因及垢沉积规律

通过对油田集输管道结垢的垢样分析、各单井采出水分析等基础试验,分析研究了混合结垢的原因.在此基础上进行了垢的生成速度、垢的沉积速度等试验,总结了集输管道结垢规律.     

二氧化碳对油田集油管线腐蚀的预测

在油田开采过程中,CO2常作为一种伴生气存在于油田中。干CO2(相对湿度小于60%)对碳钢不构成腐蚀,但CO2易溶于水并与水发生反应生成碳酸,降低水的pH值,增加水的腐蚀性。CO2对钢铁的腐蚀比盐酸严重,使油田管线的寿命大大低于设计寿命。因此,重视油田集油管线中CO2腐蚀的严重性,加强CO2水溶液的腐蚀性的监测和预测,采取预防措施,对于保证油田集油管线的安全运营特别重要。