水合氯醛气相检测

要定量分析丙烯醛和其水合产物3-羟基丙醛，用FID检测，请问用什么方法好？使用的GC仪器对水无反应（没有峰），用过面积归一法分析标准的丙烯醛水溶液，只有一个峰，而且面积每次都不一样。使用其他方法的话，3-羟基丙醛是极不稳定的，没有标样。应该使用什么方法呢？

能具体谈谈方法吗？

如题找了不少国内的资料，但是没有见到相关的说明请各位大大不吝援手！！！非常感谢！！！

使用[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相色谱[/url],定量分析丙烯醛及其水合产物3-羟基丙醛(HPA)的混合物,使用DB-FFAP,30m*0.32mm*0.50um的毛细管柱.在选择检测器时遇到了困难:文献所报导的都是使用热导.检测器和进样器温度为200℃,柱温为程序升温75～180℃.可是我们实验室的技术人员却说,TCD的灵敏度低,而且毛细管一般都连接FID请问:1.对该特定混合物的分析,TCD的选择依据是??2.TCD连接毛细管,需要确定哪些参数,怎么连接?

问题: 请问大家有人做过水合肼微量残留的检测吗？测水合肼的残留

2013年9月13日，加州65提案又添4种新物质，分别是：三氯乙醛、水合氯醛、1,1,1,2-四氯乙烷、三氯乙酸，这些物质早前在2013年7月已向公众进行咨询。自2013年9月13日生效。具体情况如下：化学品CAS号毒性提交机制三氯乙醛75-87-6致癌LC水合氯醛302-17-0致癌LC1,1,1,2-四氯乙烷630-20-6致癌LC三氯乙酸76-03-9致癌LC 详情可参考加州65官网。

有哪位老师用HPLC方法检测过水合肼？谢谢！

最近做饮用水中三氯乙醛的检测，遇到问题。发现用三氯乙醛标准溶液配制标准曲线时，不加氢氧化钠也产生三氯甲烷，峰面积占加氢氧化钠时产生三氯甲烷时的20%左右。配制标准曲线是用的水pH测定为4.7左右，酸性，水样体积为10ml。顶空条件为平衡温度60℃，平衡时间30min，定量环温度80℃。气相采用程序升温，初始温度40℃，以10℃速率升至120，进样口温度200℃，检测器ECD，温度250℃。三氯乙醛标准品使用进口的标准，纯度99.92%。今天直接加买来的标准到实验室的纯水中，发现不加氢氧化钠也产生三氯甲烷，而实验室用水检测发现没有三氯甲烷。求助各位做过这个项目的大大们，到底问题出在哪里？是不是正常现象，有没有遇到同样问题的啊？

【问题】请问三氯乙醛单标怎么出两峰？检测项目为水中三氯乙醛，标液为甲醇中水合三氯乙醛，我开了三支标液，第一次就只有第一个峰，第二次后面有个小峰，今天这峰太大了，标物没过期，我用了吹扫加[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]，吹扫条件与文献相同【回复】标样变质了，还是用顶空吧，那只是理论上的，不能保证把全部的氧气置换出来

请问各位专家:三氯乙醛在做[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相色谱[/url]分析时,怎样把三氯乙醛和水合三氯乙醛分离开?或者怎样采取其他方法分析?

关于REACH检测中无水四硼酸钠和水合四硼酸钠的检测可不可以用同样的方法检测？之前有高手跟我说可以检测其中的硼然后推断出四硼酸钠的含量我就是想问下无水四硼酸钠和水合四硼酸钠的检测是不是都可以这样做啊

问题: 请问大家有人做过水合肼微量残留的检测吗？

[size=20px][color=#93c6bc][b]鉴别[/b][/color][/size][size=16px][color=#e2a4a4]｜[/color][/size][font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [b][font=宋体][/font][/b] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体]（1）取本品少量，用微火灼烧，有紫红色的烟雾产生。[/font] [font=宋体]（2）取本品少量，滴加硝酸，产生气泡并显棕红色或黄棕色。[/font] [font=宋体]（3）取本品50mg，加三氯甲烷5ml，充分搅拌，滤过，滤液作为供试品溶液。另取靛蓝对照品、靛玉红对照品，加三氯甲烷分别制成每1ml含1mg和0.5mg的溶液，作为对照品溶液。照薄层色谱法（通则0502）试验，吸取上述三种溶液各5μl，分别点于同一硅胶G薄层板上，以甲苯-三氯甲烷-丙酮（5：4：1）为展开剂，展开，取出，晾干。供试品色谱中，在与对照品色谱相应的位置上，显相同的蓝色和浅紫红色的斑点。[/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [size=20px][color=#93c6bc][b]检查[/b][/color][/size][size=16px][color=#e2a4a4]｜[/color][/size][b][font=宋体][/font][/b] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [b][font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font] [font=宋体][/font][/b] [font=宋体][b]水分[/b] 不得过7.0%（通则0832第二法）。[/font] [b][font=宋体]水溶性色素[/font][/b][font=宋体] [/font][font=宋体]取本品0.5g，加水10ml，振摇后放置片刻，水层不得显深蓝色。[/font] [b][font=宋体]【含量测定】[/font][/b][font=宋体] [b]靛蓝 [/b] 照高效[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/5p][color=#3333ff]液相色谱[/color][/url]法（通则0512）测定。[/font] [b][font=宋体]色谱条件与系统适用性试验 [/font][/b][font=宋体]以[color=var(--weui-LINK)]十八烷基硅烷键合硅胶[i][/i][/color]为填充剂；以甲醇-水（75：25）为流动相；检测波长为606nm。理论板数按靛蓝峰计算应不低于1800。[/font] [b][font=宋体]对照品溶液的制备 [/font][/b][font=宋体]取靛蓝对照品2.5mg，精密称定，置250ml量瓶中，加2%[color=var(--weui-LINK)]水合氯醛[i][/i][/color]的三氯甲烷溶液（取水合氯醛，置硅胶干燥器中放置24小时，称取2.0g，加三氯甲烷至100ml，放置，出现浑浊，以无水硫酸钠脱水，滤过，即得）约220ml，超声处理（功率250W，频率33kHz） 1.5小时，放冷，加 2%水合氯醛的三氯甲烷溶液至刻度，摇匀，即得（每1ml中含靛蓝10μg）。[/font] [b][font=宋体]供试品溶液的制备 [/font][/b][font=宋体]取本品细粉约50mg，精密称定，置250ml量瓶中，加2%水合氯醛的三氯甲烷溶液约220ml，超声处理（功率250W，频率33kHz）30分钟，放冷，加2%水合氯醛的三氯甲烷溶液至刻度，摇匀，滤过，取续滤液，即得。[/font] [b][font=宋体]测定法 [/font][/b][font=宋体]分别精密吸取对照品溶液与供试品溶液各10μl，注入[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/5p][color=#3333ff]液相色谱仪[/color][/url]，测定，即得。[/font] [font=宋体]本品按干燥品计算，含靛蓝（C[sub]16[/sub]H[sub]10[/sub]N[sub]2[/sub]0[sub]2[/sub]）不得少于2.0%。[/font] [b][font=宋体]靛玉红[/font][/b][font=宋体] [/font][font=宋体]照高效[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/5p][color=#3333ff]液相色谱[/color][/url]法（通则0512）测定。[/font] [b][font=宋体]色谱条件与系统适用性试验 [/font][/b][font=宋体]以十八烷基硅烷键合硅胶为填充剂；以甲醇-水（70：30）为流动相；检测波长为292nm。理论板数按靛玉红峰计算应不低于3000。[/font] [b][font=宋体]对照品溶液的制备 [/font][/b][font=宋体]取靛玉红对照品2.5mg，精密称定，置50ml量瓶中，加N，N-二甲基甲酰胺约45ml，超声处理（功率250W频率33kHz）使溶解，放冷，加N，N-二甲基甲酰胺至刻度，摇匀；精密量取10ml，置100ml量瓶中，加N，N-二甲基甲酰胺至刻度，摇匀，即得（每1ml中含靛玉红5μg）。[/font] [b][font=宋体]供试品溶液的制备 [/font][/b][font=宋体]取本品细粉约50mg，精密称定，置25ml量瓶中，加N，N-二甲基甲酰胺约20ml，超声处理（功率 250W，频率33kHz）30分钟，放冷，加N， N-二甲基甲酰胺至刻度，摇匀，滤过，取续滤液，即得。[/font] [b][font=宋体]测定法 [/font][/b][font=宋体]分别精密吸取对照品溶液与供试品溶液各10μl，注入[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/5p][color=#3333ff]液相色谱仪[/color][/url]，测定，即得。[/font] [font=宋体]本品按干燥品计算，含靛玉红（C[sub]16[/sub]H[sub]10[/sub]N[sub]2[/sub]O[sub]2[/sub]）不得少于0.13%。[/font]

哪位大师知道水合肼残留的检测方法，最好是HPLC or [url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]gc[/url]。急需，谢谢！

问题: 请问大家有人做过水合肼微量残留的检测吗？

想要监控反应液中的水合肼残留量，不知道有什么好的办法？最初想着按照水合肼的国标方法，采用碘滴定，后来发现产物也和碘反应，该方法行不通了。查资料，看到有关于顶空-GC监控的，但是实验室条件有限，没有NPD检测器，该方法也不适合我们实验室。请大神指教，万分感谢！

请教各位同行，检测血中的乙醛是否可用[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]做？如何做？

我做甲醇中的丙烯醛方法，对丙烯醛的出峰时间不是很确定。现在用的方法是HP-INNOWAX柱，柱温恒温80度，进样口200度，检测器250度，貌似丙烯醛在FID的响应不好。求高人指点。我是自己配的混标，想乙醛丙烯醛同时检测，现在就是丙烯醛无法确定出峰时间。

大家谁有检测白土中的水合二氧化硅含量的方法，或者直接检测水合二氧化硅的方法也行.挺着急[em0812]

用2-甲基-3-丁炔-2-醇异构化成异戊烯醛，这个反应的[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]检测条件是什么？请达人帮忙！

用TG作水合草酸钙测试（标样检测），各个分解温度是多少度啊？总共应该是三个分解温度，标准值是多少啊？

俺是新手，第一次做三氯乙醛这个项目，用的是岛津GC-2010Plus，Rtx-5的柱子，顶空平衡温度60，平衡30min，不分流进样 按照生活饮用水卫生检验标准方法做，是将水样加氢氧化钠反应生成三氯甲烷，通过检测三氯甲烷的量来换算成三氯乙醛的。可是我做出来的标列色谱图峰面积跟三氯乙醛的浓度成反比的，三氯乙醛的标列浓度越高，色谱图的峰面积反而减小，请教一下各位前辈，这是怎么回事呢？ 该注意些什么问题呢，怎么更改仪器条件呢

安捷伦7890a检测三氯乙醛，顶空用的国产科林，今天用的昨天的标液，结果峰面积比昨天每个点高了三倍多。按理说应该比第一天低，为什么还高了这么多？！有没有大神！

[align=center]天然气水合物勘查开发产业化面临的挑战和建议[/align][align=center][size=15px]吴能友 叶建良 许振强 谢文卫 梁金强 王宏斌 刘昌岭 [/size][/align][align=center][size=15px] 胡高伟 孙治雷 [/size][size=15px]李彦龙 黄丽 [/size][/align][size=14px]1.天然气水合物勘查开发工程国家工程研究中心，中国地质调查局广州海洋地质调查局；[/size][align=center][size=14px]2.自然资源部天然气水合物重点实验室，中国地质调查局青岛海洋地质研究所[/size][size=15px][/size][/align][size=15px]能源安全是关系到国家经济社会发展的全局性、战略性问题。发展清洁能源，是改善能源结构、保[/size][size=15px]障能源安全、推进生态文明建设的重要任务。天然气水合物（俗称“可燃冰”）是一种由水和气体分子（主要是甲烷）在低温高压下形成的似冰状的固态结晶物质，是21世纪最有潜力的清洁替代能源。自1961年苏联首次在西西伯利亚麦索亚哈油气田的冻土层中发现自然界产出的天然气水合物以来，全球累计发现超过230个天然气水合物赋存区，广泛分布在水深大于300m的深海沉积物和陆地永久冻土带中。据估计，天然气水合物中的甲烷资源量约为2.0×10[size=12px]16[/size]m3（Kvenvolden，1988），其含碳量约为当前已探明化石燃料（煤、石油和天然气）总量的两倍。因此，加快推进天然气水合物勘查开发产业化进程，对保障国家能源安全供应、改善能源生产和消费结构、推动绿色可持续发展具有极其重大的现实意义。[/size]01国内外研究现状和发展趋势[size=15px]目前，全球已有30余个国家和地区开展天然气水合物研究。中国、美国、日本、韩国和印度等国制[/size][size=15px]定了国家级天然气水合物研究开发计划，美国、日本等率先启动开发技术研究，并于2002年开始在陆域和海域进行多次试验性开采，取得了重要进展。[/size][size=15px]纵观世界各国天然气水合物勘查开发研究勘查历程（图1），大致可归纳为三个阶段。第一阶段[/size][size=15px]（1961—1980年），主要目标是证实天然气水合物在自然界中存在，美国布莱克海台、加拿大麦肯齐三角洲的天然气水合物就是在这一时期发现的。第一阶段研究认为，全球天然气水合物蕴含的甲烷总量在10[size=12px]17[/size]～10[size=12px]18[/size]m3量级（表1）。这一惊人数据给全球天然气水合物作为潜在能源资源调查研究注入了一针强心剂。第二阶段（1980—2002年），开展了以圈定分布范围、评估资源潜力、确定有利区和预测资源量远景为主要目的的天然气水合物调查研究。该阶段，随着调查程度的逐渐深入和资源量评估技术的不断进步，全球天然气水合物所含的天然气资源量预测结果降低至10[size=12px]14[/size]～10[size=12px]16[/size]m3量级，但数据差异很大（表1）。第三阶段（2002年至今），天然气水合物高效开采方法研究成为热点，国际天然气水合物研发态势从勘查阶段转入勘查试采一体化阶段。2002年，加拿大主导在Mallik5L—38井进行储层降压和加热分解测试，证明水合物储层具有一定的可流动性，单纯依靠热激发很难实现天然气水合物的高效生产。目前，中国、美国、日本、印度、韩国是天然气水合物勘查与试采领域最活跃的国家。[/size][align=center][size=15px][img]https://img.antpedia.com/instrument-library/attachments/wxpic/b1/db/eb1dbd7333b27ced746350e5fd63e438.png[/img][/size][/align][align=center][size=14px]图1 国内外天然气水合物资源勘查开发历程[/size][/align][align=center][size=14px]表1 全球陆地永久冻土带和海洋中的天然气水合物资源量[/size][/align][align=center][img]https://img.antpedia.com/instrument-library/attachments/wxpic/d4/f5/3d4f5d650651c92996cc9731f194eda2.png[/img][/align][size=15px]总的看来，天然气水合物资源量巨大，但其资源品位差、赋存沉积物聚集程度弱，现有技术条件下[/size][size=15px]的资源经济可采性差（吴能友等，2017）。近年来，国内外在天然气水合物开采方法与技术的室内实验模拟、数值模拟、现场试采等方面，都取得了重要的进展。基于对天然气水合物储层孔渗特征、技术可采难度的认识，国际学术界普遍认为，砂质天然气水合物储层应该是试采的优选目标，其处于天然气水合物资源金字塔的顶端（图2）。因此，日本在2013年和2017年的海域天然气水合物试采也都将试采站位锁定在海底砂质沉积物中。前期印度、韩国的天然气水合物钻探航次也将寻找砂层型水合物作为重点目标，以期为后续的试采提供可选站位。我国在早期天然气水合物钻探航次和室内研究中，也大多瞄准赋存于砂层沉积物中的天然气水合物。[/size][align=center][size=15px][img]https://img.antpedia.com/instrument-library/attachments/wxpic/59/76/4597680e28410e6a296005b34bde9882.png[/img][/size][/align][align=center][size=14px]图2 天然气水合物资源金字塔[/size][/align][size=15px]然而，全球天然气水合物总量的90%以上赋存于海底泥质粉砂或粉砂质泥沉积物中。2017年，我国[/size][size=15px]在南海北部陆坡开展的泥质粉砂型天然气水合物试采获得了成功（Lietal.，2018），证明赋存于海底黏土质粉砂中的沉积物也具备技术可采性，从而扭转了国际水合物研究界的常规认识。这是我国天然气水合物勘查开发研究从跟跑到领跑的重要标志。然而，无论是我国首次海域天然气水合物试采，还是国外历次水合物试采，均处于科学试验阶段，要真正实现产业化还有很多关键技术需要解决。2020年，我国采用水平井实现第二轮水合物试采，连续稳定产气30d，累计产气86.14×10[size=12px]4[/size]m3（叶建良等，2020）。一方面，进一步证实泥质粉砂水合物储层开采具可行性；另一方面，充分说明水平井等新技术应用对提高天然气水合物产能至关重要。[/size][size=15px]在我国天然气水合物试采成功后，美国加大资金投入开展墨西哥湾天然气水合物资源调查，并计划[/size][size=15px]在阿拉斯加北坡开展长周期试采。美国能源部甲烷水合物咨询委员会在致美国能源部部长的信中写道：“尽管美国在天然气水合物相关技术领域处于领先地位，但正面临着来自中国、日本、印度的挑战。”日本致力于实现天然气水合物的商业开采，但许多技术问题尚待解决，正积极寻求与其他国家合作，提出了在2023—2027年实现商业化开发的目标。印度联合美国、日本在印度洋开展资源调查工作，计划实施试采。美国康菲石油公司和雪佛龙公司、英国石油公司、日本石油天然气和金属公司、韩国国家石油公司和天然气公司以及印度石油和天然气公司等能源企业参与热情也空前高涨。由此可见，在天然气水合物勘查开发这一领域的国际竞争日趋激烈，产业化进程将进一步加快。[/size][size=15px]总体上，国际天然气水合物勘查开发呈现出以下趋势。一是纷纷制定天然气水合物开发计划。从国[/size][size=15px]家能源安全、国家经济安全、战略科技创新等角度出发，中国、美国、日本、印度、韩国等国家制定了国家级天然气水合物勘查开发计划，加大投入、加快推进。二是从主要国家天然气水合物产业化进程看，已从资源勘查发现向试采技术攻关、产业化开发转变。特别是，在我国海域两轮试采成功的引领下，进一步加强技术攻关和试采准备。[/size]02[font=微软雅黑, sans-serif]天然气水合物试采面临的产能困局[/font][size=15px]实现天然气水合物产业化，大致可分为理论研究与模拟试验、探索性试采、试验性试采、生产性试采、[/size][size=15px]商业开采五个阶段。在各国天然气水合物勘探开发国家计划的支持下，迄今已在加拿大北部麦肯齐三角洲外缘的Mallik（2002年，2007—2008年）、阿拉斯加北部陆坡的IgnikSikumi（2012年）、中国祁连山木里盆地（2011年，2016年）（王平康等，2019）三个陆地冻土区和日本东南沿海的Nankai海槽（2013年，2017年）、中国南海神狐（2017年，2020年）两个海域成功实施了多次试采（表1）。[/size][size=15px]2002年、2007年、2008年在加拿大Mallik冻土区采用了加热法和降压法进行开采试验，但是由于[/size][size=15px]效率低和出砂问题被迫中止。2012年，在美国阿拉斯加北坡运用降压法和CO[size=12px]2[/size]置换法进行开采试验，同样效率不高（Boswelletal.，2017）。2013年、2017年日本在南海海槽进行了开采试验。2013年，日本在南海海槽首次实施天然气水合物试采，维持了6d因出砂问题而被迫中止；2017年，实施第二次试采，第一口井再次因出砂问题而停产，第二口井产气24d，产气量约20×10[size=12px]4[/size]m[size=12px]3[/size]，两口井的产量都未获有效提高（Yamamotoetal.，2019），表明生产技术仍有待改进。2017年、2020年我国在南海神狐海域进行了开采试验。2017年，针对开采难度最大的泥质粉砂储层，在主动关井的情况下，试采连续稳产60d，累计产气量30.90×10[size=12px]4[/size]m[size=12px]3[/size]，创造了连续产气时长和产气总量两项世界纪录，试采取得了圆满成功（Lietal.，2018）；2020年，攻克了深海浅软地层水平井钻采核心技术难题，连续稳定产气30d，累计产气86.14×10[size=12px]4[/size]m[size=12px]3[/size]，创造了累计产气总量和日均产气量两项新的世界纪录（叶建良等，2020），提高了产气规模，实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的重大跨越，向产业化迈出了极为关键的一步。[/size][size=15px]目前，我国已将天然气水合物产业化开采作为攻关目标。天然气水合物能否满足产业化标准，一方[/size][size=15px]面取决于天然气价格，另一方面取决于产能。这里，我们仅从技术层面考虑提高天然气水合物产能，采用固定产能作为天然气水合物产业化的门槛产能标准。天然气水合物产业化开采产能门槛值应该不是一个确定的数值，随着低成本开发技术的发展而能够逐渐降低。国内外研究文献普遍采用的冻土区天然气水合物产业化开采产能门槛值是3.0×10[size=12px]5[/size]m[size=12px]3[/size]/d，海域天然气水合物产业化开采产能门槛值为5.0×10[size=12px]5[/size]m[size=12px]3[/size]/d（Huangetal.，2015）。图3对比了当前已有天然气水合物试采日均产能结果与上述产能门槛值之间的关系（吴能友等，2020）。由图可见，当前陆域天然气水合物试采最高日均产能约为产业化开采产能门槛值的1/138，海域天然气水合物试采最高日均产能约为产业化开采产能门槛值的1/17。因此，目前天然气水合物开采产能距离产业化开采产能门槛值仍然有2～3个数量级的差距，海域天然气水合物试采日均产能普遍高于陆地永久冻土带试采日均产能1～2个数量级。[/size][align=center][img]https://img.antpedia.com/instrument-library/attachments/wxpic/c0/61/0c0612ef00f7d45e957709c1ae9abdfa.png[/img][/align][align=center][size=14px]图3 已有天然气水合物试采日均产能与产业化门槛产能值之间关系[/size][/align]03我国天然气水合物产业化面临的工程科学与技术问题[size=15px]我国南海天然气水合物资源极为丰富。从勘查角度而言，南海天然气水合物赋存类型多样，成矿地[/size][size=15px]质条件复杂，勘查难度较大，现有的勘查技术水平无法满足高精度探测和及时、准确获取原位参数的需求，制约了资源高效勘探及精细评价。从开发角度来说，天然气水合物储层中甲烷存在固—液—气三相。在开采过程中将发生甲烷的复杂相态变化，决定了其开采方案将不同于常规油气田。研究分析不到位，天然气水合物产能提升的路径选择和开采效果将受到影响，严重时可导致工程地质灾害及环境安全问题。[/size][size=15px]当然，天然气水合物作为一个新兴矿种，勘查开发产业化很大程度上还涉及市场和政策制度保障因素。[/size][size=15px]但是，从工程科学与技术角度出发，我们亟须针对不同成因类型、不同储层类型的天然气水合物开展精细勘探及原位探测，深化储层认识，优化开采理论，加大开采工程化理论研究、工程技术和装备攻关力度，构建天然气水合物开采安全保障技术体系，建立智能化环境监测及评价体系，促进天然气水合物勘查开发产业化进程。[/size][size=15px]3.1 高精度勘探及储层原位探测技术亟待加强[/size][size=15px]目前，天然气水合物主要发现于陆域冻土区和海洋深水沉积物中，其中海洋集中了世界上99%的天[/size][size=15px]然气水合物资源。天然气水合物的稳定存在需要特殊的温压条件，其在海洋中具有水深大、埋藏浅、垂向多层分布、横向变化大等特点，造成高精度勘探和储层原位探测的难度大幅度增大。[/size][size=15px]当前，海域天然气水合物勘查技术的精度及水平，距产业化开发的需求仍有一定差距，关键技术难[/size][size=15px]题体现在三个方面。①矿体成像精度不够、精细刻画难。常规的地震勘探系统纵、横向分辨率有限，不能完全满足矿体精细刻画的需求，现有的近海底高精度探测装备技术体系有待完善，矿体高精度勘探技术水平有待提升。②储层原位探测存在瓶颈。现有的取样钻具难以实现高保真天然气水合物取样，地面测试设备尚不健全，无法准确获取原位温压条件下储层物性参数，严重影响了资源量计算精度。③保压取样钻具、随钻测井等关键核心技术和装备仍受制于人。因此，亟须大力推进高精度探测、储层原位探测、随钻测井、保温保压取样与带压测试等方向的关键技术自主研发，实现天然气水合物矿体精细刻画和原位探测取样及测试，为产业化提供资源保障。[/size][size=15px]3.2 储层渗流规律、产能调控关键技术研究亟待深化[/size][size=15px]摸清储层物性演化、多相流体运移规律、固液作用以及储层中天然气水合物相态变化等关键开发规律，[/size][size=15px]是提高天然气水合物开采产能的重要因素。以上关键地质规律的探索，离不开降压开采储层多孔介质中气—水两相渗流规律、天然气水合物相变机制及多相流运移等方面的储层实验模拟研究。[/size][size=15px]当前，天然气水合物实验与模拟的仪器和技术水平尚不能支撑高效、经济的开发，主要体现在四个[/size][size=15px]方面。①未固结特低渗透率储层产能评价存在技术瓶颈。泥质粉砂型天然气水合物属于特低渗透率储层，针对这类储层的模拟技术国外鲜有经验可循，且现有产能评价软件没有相关模型算法，无法开展准确的产能模拟。②天然气水合物储层渗流能力改善方法和手段有待探索。天然气水合物分解后，储层气、液、固存在运移不畅难题，泥质粉砂储层多相流运移机理不明，目前无法有效改善储层渗流能力，极大制约了天然气水合物的开采效率。③天然气水合物开发产能调控难，天然气水合物开采效率与生产机制匹配度有待提高。④天然气水合物开发井眼轨迹与产能关系有待深入研究。因此，亟须针对不同储层类型的天然气水合物，结合应力、温度、压力、饱和度等多场耦合机制研究，开展关键实验模拟技术探索，在厘清未固结泥质粉砂型复杂渗流特征、研究泥质粉砂储层多相流运移技术等基础上，更有针对性地研发适合我国天然气水合物储层特点的改造技术。[/size][size=15px]3.3 开发钻完井、储层改造、防砂技术亟待突破[/size][size=15px]天然气水合物储层埋藏浅、未固结、温度低，地质“甜点”横向展布和纵向分布非均质性强。首次[/size][size=15px]试采中采用的直井井型实现了探索性试采，第二轮试采采用单井水平井技术大幅度提高了产能，实现了试验性试采，但要进一步提高产气规模、实现经济高效开采，安全高效钻完井、储层增产改造、完井防砂、人工举升和流动保障等面临巨大挑战。[/size][size=15px]当前，亟须解决的关键技术问题包括四个方面。①需探索采用对接井、多分支井、群井等国际空白[/size][size=15px]工艺井型，增加井眼与储层的接触面积，进一步提高产气规模。井型结构对产能的影响研究表明，采用垂直井进行开采，选择恰当的降压方案、井眼类型或井壁厚度等都能一定程度上提升产能，但不足以有量级的突破。从短期现场试采和长期数值模拟结果来看，单一垂直井降压很难满足产业化开采需求。以水平井和多分支井为代表的复杂结构井在未来水合物产业化进程中将有不可替代的作用。水平井能扩大水合物分解面积，但受成本、技术难度限制，超长井段水平井仍然存在困难。以多分支井为代表的复杂结构井被认为是实现水合物产能提升的关键（图4）（吴能友等，2020）。为了充分发挥多井协同效应，并在短期内快速达到产业化开采产能的目标，日本天然气水合物联盟MH21提出了多井簇群井开采方案，其基本思路是：基于同一个钻井平台，利用井簇形式将整个储层进行分片区控制，每组井簇包含一定数量的垂直井井眼并控制一定的储层范围，多井同步降压。目前，特殊工艺井建井地层垂向造斜空间有限、承压能力低，管柱摩阻大，井眼极限延伸距离有限，仍需进一步深化定向井技术工艺和配套工具研究。[/size][size=15px]针对实际天然气水合物储层，应优化多井簇群井开采方法，发展多井型井网开发模式和大型“井工厂”作业模式，在增大网络化降压通道的同时，辅以适当的加热和储层改造，通过建立海底井工厂，实现天然气水合物资源的高效、安全开发利用。此外，针对存在深层天然气的水合物储层，可形成深层油气—浅层水合物一体化开发技术。但需注意的是，在大力发展海底井工厂等集成作业模式，提高生产效率的同时，必须要兼顾环境友好及经济性。②储层改造技术是增加产气通道、提高通道导流能力、提高低渗非均质地层产能的重要手段，但目前该技术面临地层未胶结成岩、泥质含量高、塑性强、储层改造机理不明确等问题，改造后难以维持通道导流的能力，亟须开展增产机理和储层改造工艺研究。③天然气水合物储层砂粒径小、地层未胶结易垮塌，实际开采面临出砂易堵塞气流通道、出砂机理不明确、防砂精度要求高等技术难点，需进一步开展砂粒径小、地层未胶结易垮塌的天然气水合物储层出砂机理研究，建立完井防砂技术体系，确保长周期、大产量稳定生产。④天然气水合物开采过程中三相运移规律复杂，容易发生井筒积液和沉砂；同时，伴随天然气水合物二次生成和冰的生成，需进一步开展开发过程中井筒和地层三相运移规律研究，形成大规模产气条件下的排水采气关键技术体系。因此，需进一步加大特殊井型工艺和配套设备研究，加强深水浅软未固结储层增产、防砂、流动保障等技术攻关。[/size][align=center][img]https://img.antpedia.com/instrument-library/attachments/wxpic/32/0b/a320bdcf5e03048b891d5da040acdaaa.png[/img][/align][align=center][size=14px]图4 多井簇群井开采天然气水合物概念图[/size][/align][size=15px]3.4 开采安全保障技术体系亟待构建[/size][size=15px]南海天然气水合物储层埋藏浅、固结弱、聚集程度差，天然气水合物开采过程中储层强度降低、地[/size][size=15px]层应力扰动加剧、地层物质持续亏空，可能会诱发泥砂产出、井壁失稳、海底沉降、井筒堵塞等一系列潜在风险，对天然气水合物安全开采带来了极大挑战（吴能友等，2021；Wuetal.，2021）。如果开采过程中控制不当，甲烷释放到海水甚至至大气中，将引起海洋酸化、全球变化等环境问题。随着未来天然气水合物开采周期的延长、规模的扩大，上述环境风险的发生概率进一步增大，将威胁生产安全和环境安全。[/size][size=15px]目前，天然气水合物开采安全风险演化模式研究极为零散，没有形成系统性的认识，未来水合物资[/size][size=15px]源的规模化开发面临极大的不确定性，亟须构建针对突出地质、工程和环境风险的安全保障技术体系。主要技术难点体现在三个方面。[/size][size=15px]（1）与常规成岩储层相比，南海天然气水合物储层开采过程中，安全风险最大的独特性体现在水合[/size][size=15px]物分解过程中储层存在蠕变，储层的微观孔隙结构、宏观应变位移都具有极强的时变性，而微观结构、宏观位移则直接影响了地层泥砂迁移、井壁垮塌和海底沉降的发生和发展（吴能友等，2021）。因此，无论是构建海洋天然气水合物开采的泥砂迁移规律预测模型，还是构建井筒失稳和海底沉降规律预测模型，都必须以厘清海洋天然气水合物储层的蠕变特性为前提。因此，构建泥砂产出调控、井壁垮塌控制和海底非均匀沉降控制方法的难点，是必须时刻考虑天然气水合物地层的蠕变效应，随时修正调控/控制方法，做到对安全风险的动态闭环调控。[/size][size=15px]（2）泥砂产出、井壁垮塌都会导致固相颗粒大规模侵入生产井筒，给井底工作设备造成巨大的压力。[/size][size=15px]砂沉导致井筒被埋，使试采安全受到直接威胁。然而，对于海洋天然气水合物开采而言，不仅面临上述泥砂磨损、堵塞的挑战，还面临二次水合物生成导致的“冰堵”风险，且泥堵和冰堵之间存在显著的耦合效应。从地层流入井筒的泥砂原本就是赋存天然气水合物的介质，一旦井底温度压力条件满足二次形成水合物的条件，这些产出的泥砂将为水合物的二次聚集提供附着点，极大地增加了水合物开采引起井底堵塞的风险（Wuetal.，2021）。因此，厘清泥砂与二次水合物堵塞之间的耦合关系，对于制定合理的水合物开采井底防堵、解堵方法至关重要。[/size][size=15px]（3）环境保护技术体系有待完善，监测技术难以实现对天然气水合物开发前、中、后期储层—海底—[/size][size=15px]海水—大气全方位、长周期、大范围、实时立体的监测。现有的无缆绳通讯数据传输技术受海况影响大，监测精度及长期稳定运行难以保证。海底监测组网技术不成熟，难以实现开采区域范围内的阶梯分布和有效覆盖，监测数据无法实时传输。因此，研发监测技术装备，建立“井下、海底、水体、大气”四位一体的智能化环境监测体系，确保开发过程中环境安全极为重要。[/size]04结论和建议[size=15px]国际天然气水合物研发态势从勘查阶段转入勘查试采一体化阶段。我国经过20年的不懈努力，已经[/size][size=15px]比较系统地建立了天然气水合物勘查开发理论、技术和装备体系，积累了深厚的技术储备、创新平台、软硬件条件、人才队伍等基础，为推进天然气水合物资源勘查开发产业化进程提供了重要保障。但从勘查评价、实验模拟、工程开发、安全保障工程技术与装备角度分析，仍有不少问题。实现天然气水合物安全高效开发是一项极为复杂的系统性工程，涉及理论、技术、装备等众多方面，制约天然气水合物高效开发之根本，是关键技术尚未突破，尤其是高精度勘查、储层产能模拟、开发工程技术、安全保障和环境防护等技术亟待攻关。为此，提出以下建议。[/size][size=15px]（1）瞄准天然气水合物产业化推进中的重大技术难题，突破关键核心技术和重大装备等瓶颈制约。[/size][size=15px]①要加大南海天然气水合物资源调查力度，开展南海区域性资源调查评价，查明资源家底；开展重点海域普查，落实资源量；开展重点目标区详查，明确地质储量，为推进产业化奠定坚实的资源基础。②要开展不同类型天然气水合物试采，研发适应不同类型特点的试采工艺和技术装备；开展重点靶区试采，建立适合我国资源特点的开发技术体系。③要把加强安全保障和环境保护放在突出位置，围绕安全和环境保护进一步完善理论技术方法体系，为安全可控的资源开发创造条件；持续开展环境调查与监测，获取海洋环境参数，评价天然气水合物环境效应；加强环境保护与安全生产技术研发，实现天然气水合物绿色开发。④将南海神狐先导试验区打造成高质量发展样板，加快建设天然气水合物勘查开采先导试验区。[/size][size=15px]（2）围绕天然气水合物产业化目标，加强多科学交叉、多尺度融合，充分利用天然气水合物勘查开[/size][size=15px]发工程国家工程研究中心和自然资源部天然气水合物重点实验室等科技创新平台，着眼加快重大科技成果的工程化和产业化，为各类创新主体开展技术成熟化、工程化放大和可靠性验证等提供基础条件，促进提高科技成果转化能力和转化效益。①海洋天然气水合物开采增产理论和技术的实验模拟、数值模拟和研究要向“更宏观”和“更微观”的两极发展，揭示目前中尺度模拟无法发现的新机理；研究手段要从“多尺度”向“跨尺度”联动，带动基础理论的发展和开发技术的进步。②要加强天然气水合物开发学科体系建设。学科体系建设是培养后备人才，保证海洋天然气水合物开发研究“后继有人”的必然要求。天然气水合物开发学科体系包括天然气水合物开发地质学（储层基础物性与精细刻画、开采目标优选与产能潜力评价、开发地球物理学、开发工程地质风险理论）、天然气水合物开发工程学（开发工程地质风险调控技术、储层多相渗流理论基础、增产理论与技术、海工装备开发）和下游学科（集输、储运、利用等）。③要特别重视现场开采调控技术对地质—工程—环境一体化的需求升级。在开采过程中，地质条件和环境因素共同制约了水合物开采效率的“天花板”。我们既要实现多快好省开采水合物及其伴生气的工程目标，又要注意可能承受不了工程折腾太“凶”的地质条件限制，更要关注悬在公众心中的一把“利剑”的环境风险。长期开采条件下的工程地质风险预测技术、安全保障技术与环境监测技术装备的研发势在必行，要从室内模拟→多尺度预测→原位监测→开采风险预警→一体化调控方案，建立完整的研究链条。[/size][size=15px]（3）提升产学研用协同创新的效能，深化体制机制改革和创新。①探索建立以知识、技术、数据为[/size][size=15px]生产要素，由市场评价贡献、按贡献决定报酬的机制，激发科技人员推动技术创新和科技成果转化的积极性、主动性和创造性。②以建立国家战略科技力量为目标，坚持合作开放，充分发挥国内外优势力量，联合高校、科研院所、企业，组建多学科交叉的协同创新团队，构建协同创新体系，共同推进天然气水合物勘查开发产业化。③要推进天然气水合物勘查开发科技成果快速、有效转化，实现核心技术与装备的国产化、工程化。[/size]

有哪位大神知道吡啶-3-磺酰氯[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]检测的条件吗？是直接进样还是需要衍生化呢，衍生化试剂又是啥，检测器又是啥，我们目前只有FID检测器

想咨询各位老师，我才学习气相，用顶空气相检测自来水中的三氯甲烷和四氯化碳，标准进样后出来的谱图没看明白，为什么除了三氯甲烷和四氯化碳的色谱峰外，还有别的峰呢？进了一份超纯水，发现里面有四氯化碳0.15ug/L，本来水中应该没有的，但是检测了自来水和超纯水，四氯化碳总会有这么低的含量，是哪里出问题了呢？

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HYSYS模拟低温分离器，[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]出口居然还会形成水合物，怎么办啊？这是用HYSYS模拟现场集输的问题。流程为天然气和乙二醇混合，节流，进低温分离器，节流前后无水合物形成，但分离后，由于乙二醇被分走了，[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]出口温度又低，水合物公用工具显示的水合物形成的温度和压力都在[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]物流的温度和压力范围内，经换热器仍然是这个效果，人家总不能形成水合物还往外输吧？但是水露点和烃露点又都很低小于-10度。请高手给点思路，希望您不要惜字如金啊，有什么想法都可以说的！

请问：做[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp][color=#3333ff]气相[/color][/url]检测时，环氧氯丙烷主峰峰宽越来越大（拖尾越来越大），导致杂质峰被包裹，出现这种情况的原因是什么？（进样口220 检测器250 柱温100）；自己有做方法上的调整，进样口280，检测器300，后又出现个别杂质峰面积持续变大 ，这种情况是什么原因导致？希望各位大师帮忙解惑，谢谢！