硝基苯丙氨酸水合物

要做一个苯丙氨酸样品GC含量测定，对方提供方法DB-WAX柱190度恒温，FID：250度，没提供用什么试剂溶解，我查了一下苯丙氨酸物理性质溶于热水，不溶于乙醇甲醇乙醚，溶于甲酸，在烯酸或氢氧化钠试剂中易溶，但是DB-WAX不适合进水样啊，请问高手该怎么处理样品呢？可以用甲酸溶解进DB-WAX柱吗？

硅烷化衍生化植物材料，衍生化之前加入了内标l-2氯苯丙氨酸，想知道内标衍生化后的产物是什么？

请教苯丙氨酸和苯丙胺醇的液相分析条件？有作过类似分析的吗？我用C18柱，未找到合适的方法，请有经验的同行不吝赐教。谢谢！[em01]

本人正在做氨基酸的同位素示踪分析，想求助苯丙氨酸和缬氨酸标准质谱图，分析其是怎么断裂的。本人用的是三重四级杆液质做的二级扫描，得到好多准分子离子但是想和谱库对比一下。谢谢谢谢

各位大哥大姐，请问大家有没有苯丙氨酸甲酯盐酸盐的手性分离条件？

我目前只知道药典上有苯丙氨酸的资料，请各位帮忙有没有其他级别和相关的标准如国标或食品级。[em0801]

我现在需要测定苯丙氨酸，一直没找到合适的液相条件，出来的图谱总是拖尾，响应值也不高，而且在高浓度的时候峰形很凸，哪位高手做过这种物质吗？麻烦您不吝赐教哦，谢谢

我都郁闷了 要测定苯丙氨酸，看文献上说用紫外检测器测190nm出有最大吸收，可是紫外的范围就是190-790nm,老板说这个波长不行，要重新找一个，找来找去都找不到合适的，哎，有谁测定过吗？用的流动相是什么呢？请高手指点，谢谢！

做代谢组学实验的时候需要配置2-氯苯丙氨酸内标，请问 用什么溶剂来配呢？配成[font='Arial Unicode MS',sans-serif]2.7 mg/mL的浓度[/font]

打开能源的“牢笼”在冰的天然气水合物矿床中，可以发现大量的天然气，但是将这些天然气开采出来却是一个严峻的挑战。一万亿立方英尺 (tcf) 有多大？ 尽管我们知道这个体积非常大，但是要想像其具体的大小将会相当困难。这里有一种方法。假定我们站在足球场或橄榄球球场一端的球门附近。在另一端俯视球场，设想一条长度为 30 倍球场长度的直线。（这一距离大概为 3 公里（约 1.9 英里）或相当于 3500 步。）现在右转 90 度，然后按照该方向设想一条相同距离的直线。最后，直视前方，设想一条长度相同并且垂直于地面向天空方向延伸的直线。那么，这个立方体的三条边所包含的体积就大约为一万亿立方英尺！平均而言，地球上的每人每月大约消费七万亿立方英尺天然气！ 燃烧的冰地球上的人使用天然气（甲烷，CH4）这种矿物燃料提供日常所用能源的 45%。目前，每年的天然气燃烧量约为 2.4 万亿立方米（85 万亿立方英尺）。不幸的是，按照这一速度，我们所发现的地球天然气储量只能使用 60 年。这意味着按照目前所知的情况，对于今天正在上高中的学生而言，他们的子孙就没有可用的天然气了。对于这一暗淡的前景也有一些好的消息。看起来还有另外一个天然气资源的世界，足以满足我们当前以及将来 2000 年的能源需求。这完全可以惠及我们子子孙孙！不幸的是，我们还没有找到开采这一天然气的经济方式。我们目前正在研究。 这些特殊的天然气储量称为天然气水合物，它们由其甲烷（天然气）分子中类似小鸟笼一样的冰结构构成。基本的水合单元是中空的水分子晶体，其中包含一个天然气单分子。这些晶体以紧密的网格结构相互联接在一起。如果这些天然气水合物的联接程度紧密上几倍，那么它们看起来将更象是冰。但是其属性和冰不同：它们在适当的条件下可以燃烧！这是 21 世纪一个相当热门的话题。全球天然气水合物的储量丰富，因此有些国家已经开始研究和探索计划，致力于理解水合物的行为、确定其精确储量并开发可行的开采方法。日本、印度、美国、加拿大、挪威和俄罗斯等国家都在进行天然气水合物的勘测。 天然气水合物是一个晶体结构。这一天然气水合物的每个单元小室都包含 46 个水分子，构成两个较小的十二面体和 6 个较大的十四面体。天然气水合物只能承载较小的气体分子，例如甲烷和乙烷。在常温常压（STP）下，一体积的饱和甲烷水合物将包含 189 体积的甲烷气体。天然气水合物这么大的气体储量意味着重要的天然气来源。

[color=#444444]质谱可以打出水合物中的水吗，[color=#444444]比如五水合物质谱上最大的峰是含水的还是不含水的呀，真心求问。[/color][/color]

98.0%(HPLC)(T) 分子式(M.F.) / 分子量(M.W.) C8H9N3S·HCl / 215.70 CAS编码 4338-98-1 相关CAS编码 149022-15-1,38894-11-0 第一个是别名 (英文)MBTH Hydrochloride Hydrate 别名 (英文)Sawicki's Reagent Hydrate 中文名3-甲基-2-苯并噻唑啉酮腙盐酸盐水合物 中文别名3-甲基-2-苯并噻唑啉腙盐酸盐水合物 第二个是别名 (英文)MBTH Hydrochloride 别名 (英文)Sawicki's Reagent 中文名3-甲基-2-苯并噻唑啉酮腙盐酸盐 中文别名MBTH盐酸盐 中文别名Sawicki's试剂

氯苯和邻氯硝基苯的水合直径或分子直径，用来和吸附剂孔径比较。这两种物质的空间结构，氯苯中的氯是否和苯环在同一平面；邻氯硝基苯中硝基和氯是分布在苯环两侧吗？氯苯CAS：108-90-7邻氯硝基苯CAS：88-73-3

[color=#444444]我的水质中包含氨氮，乙酸，丙酸以及丙氨酸。[/color][color=#444444]我查看文献，先考虑的是直接检测的方法。但是我无论改变流动相比例还是改变pH值都是不到2分钟就出峰了，那我看标品的线性还行就勉强用了，但是在后来发现根本不行，无论水中丙氨酸有多少，因为乙酸，丙酸的存在，峰面积都不怎么变，后来我又查看文献发现乙酸丙酸的液相检测方法很类似。[/color][color=#444444]那我考虑衍生化呗，但是好像氨氮的存在会对各种衍生产生影响。求教各位大神，我该用什么方法检测该水中的丙氨酸啊[/color]

[font=黑体][color=black]天然气水合物的研究、调查现状[/color][/font][align=left][font=黑体][color=black]1.[/color][/font][font=黑体][color=black]天然气水合物的研究[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]近年来，我国对管辖海域做大量的地震勘查资料分析得出，在冲绳海槽的边坡、南海的北部陆坡、西沙海槽和西沙群岛南坡等处发现了海底天然气水合物存在的似海底地震反射层（BSR）标志。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]自1999年始，广州海洋地质调查局在我国海域南海北部西沙海槽区开展海洋天然气水合物前期试验性调查。完成三条高分辩率地震测线共543.3km。2000年9-11月，广州海洋地质调查局"探宝号"和"海洋四号"调查船在西沙海槽继续开展天然气水含物的调查。共完成高分辩率多道地震1593.39km、多波束海底地形测量703.5km、地球化学采样20个、孔隙水样品18个、气态烃传感器现场快速测定样品33个。获得突破性进展。研究表明：地震剖面上具明显似海底反射界面(BSR）和振幅空白带。"BSR"界面一般位于海底以下300-700m，最浅处约180m。振幅空白带或弱振幅带厚度约80-600m，"BSR"分布面积约2400km'。根据ODP184航次1144钻井资料揭示，在南海海域东沙群岛东南地区，l百万年以来沉积速率在每百万年400-1200m之间，莺歌海盆地中中新世以来沉积速度很大。资料表明：南海北部和西部陆坡的沉积速率和已发现有丰富天然气水合物资源的美国东海岸外布莱克海台地区类似。南海海域水含物可能赋存的有利部位是：北部陆坡区、西部走滑剪切带、东部板块聚合边缘及南部台槽区。本区具有增生楔型双BSR、槽缘斜坡型BSR、台地型BSR及盆缘斜坡型BSR等四种类型的水合物地震标志BSR构型。从地球化学研究发现南海北部陆坡区和南沙海域，经常存在临震前的卫星热红外增温异常，其温度较周围海域升高5-6℃，特别是南海北部陆坡区，从琼东南开始，经东沙群岛，直到台湾西南一带，多次重复出现增温异常，它可能与海底的天然气水会物及油气有关。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]综合资料表明：南海陆坡和陆隆区应有丰富的天然气水合物矿藏，估算其总资源量达643.5-772.2亿吨油当量，大约相当于我国陆上和近海石油天然气总资源量的1/2。[/color][/font][/align][align=left][font=黑体][color=black]2 [/color][/font][font=黑体][color=black]有关天然气水合物的现状调查[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]西沙海槽位于南海北部陆坡区的新生代被动大陆边缘型沉积盆地。新生代最大沉积厚度超过7000m，具断裂活跃。水深大于400m。基于应用国家863研究项目"深水多道高分辨率地震技术"而获得了可靠的天然气水合物存在地震标志：1）在西沙海槽盆北部斜坡和南部台地深度200-700m发现强BSR显示，在部分测线可见到明显的BSR与地层斜交现象。2）振幅异常，BSR上方出现弱振幅或振幅空白带，以层状和块状分布，[/color][/font][font=宋体]厚度80-450m。3）BSR波形与海底反射波相比，出现明显的反极性。4）BSR之上的振幅空白带具有明显的速度增大的变化趋势。资料表明：南海北部西沙海槽天然气水合物存在面积大，是一个有利的天然气水合物远景区。[/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]2001[/color][/font][font=宋体][color=black]年，中国地质调查局在财政部的支持下，广州海洋地质调查局继续在南海北部海域进行天然气水合物资源的调查与研究，计划在东沙群岛附近海域开展高分辨率多道地震调查3500km，在西沙海槽区进行沉积物取样及配套的地球化学异常探测35个站位及其他多波束海底地形探测、海底电视摄像与浅层剖面测量等。另据我国台大海洋所及台湾中油公司资料，在台西南增生楔，水深500-2000m处广泛存在BSR，其面积2×104km[sup]2[/sup]。并在台东南海底发现大面积分布的白色天然气水合物赋存区。[/color][/font][/align][font=黑体][color=black]3.[/color][/font][font=黑体][color=black]天然气水合物的意见与建议[/color][/font][align=left][font=宋体][color=black]鉴于天然气水合物是21世纪潜在的新能源，它正受到各国科学家和各国政府的重视，其调查研究成果日新月异，故及时了解、收集、交流这方面的情况、勘探方法及成果尤为重要，为赶超国际天然气水合物调查、研究水平，促进我国天然气水会物的调查、勘探与开发事业，为我国经济的持续发展做出新贡献，建议每两年召开一次全国性的"天然气水合物调查动态、勘探方法和成果研讨会"。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]我国南海广阔的陆坡及东海部分陆坡具有形成天然气水含物的地质条件，建议尽快开展这两个海区的天然气水含物的调查研究工作，为我国国民经济可持续发展提供新能源。[/color][/font][/align][align=left][font=宋体][color=black]天然气水合物的开采方法目前主要在热激化法、减压法和注人剂法三种。开发的最大难点是保证井底稳定，使甲烷气不泄漏、不引发温室效应。针对这一问题，日本提出了"分子控制"开采方案。天然气水合物矿藏的最终确定必须通过钻探，其难度比常规海上油气钻探要大得多，一方面是水太深，另一方面由于天然气水合物遇减压会迅速分解，极易造成井喷。日益增多的成果表明，由自然或人为因素所引起温压变化，均可使水合物分解，造成海底滑坡、生物灭亡和气候变暖等环境灾害。因而研究天然气水合物的钻采方法已迫在眉捷，建议尽快开展室内外天然气水合物钻采方法的研究工作。[/color][/font][/align]

[align=left][/align][align=left][/align][align=center][/align][align=center][font='黑体'][size=29px]食品添加剂 L[/size][/font][font='黑体'][size=29px]-[/size][/font][font='黑体'][size=29px]丙氨酸[/size][/font][/align][align=center][font='宋体'][size=18px]吴勇[/size][/font][/align][align=center][font='宋体'][size=18px]二〇二一年七月二十二日[/size][/font][/align]1. 概述L-丙氨酸通常指L-α-氨基丙酸，在营养学上属于非必需氨基酸，同时在人体血液氨基酸中含量最高，在食品、医药、化工等领域得到广泛应用。L-丙氨酸作为食品添加剂时属于增味剂或营养强化剂。2. 理化性质性状为白色结晶或结晶性粉末，属斜方晶系。可溶于水和乙醇，不溶于乙醚和丙酮，无臭无毒。密度为1.432gcm[font='等线'][size=13px]-3[/size][/font]，熔点为314.5℃，相对分子质量为89.09。3. 制备方法L-丙氨酸的制备方法经历了蛋白水解提取法、发酵法和酶法的发展过程。其中蛋白水解提取法的成本较高，已不适合工业化生产。目前工业化生产的主要方法是酶法转化，即利用携带具有生物活性的L-天冬氨酸-β脱羧酶的微生物，通过生物催化的方式将L-天冬氨酸转化为L-丙氨酸。酶法转化通常可分为两类：固定化细胞法和游离细胞法。生产L-丙氨酸的菌种包括德阿昆哈假单孢菌、黄色短杆菌、产气荚膜梭菌、脱硫脱硫孤菌、小球诺卡氏菌等。[font='等线'][size=13px][1][/size][/font]3.1 固定化细胞法固定化细胞法生产L-丙氨酸的基本工艺流程为：菌体培养加入L-天冬氨酸进行酶转化抽滤L-丙氨酸粗品母液稀释脱色过滤真空浓缩干燥。[font='等线'][size=13px][2][/size][/font]可使用卡拉胶进行固定化，通过固定化德阿昆哈假单孢菌和固定化大肠杆菌装柱串联，可达到从富马酸铵经过转化为L-天冬氨酸的过程转化为L-丙氨酸，从而实现连续化生产。其中，大肠杆菌可实现富马酸到L-天冬氨酸的转化过程，德阿昆哈假单孢菌可实现L-天冬氨酸到L-丙氨酸的转化过程。此方法的关键在于防止固定化过程可能带来的酶失活和pH变化带来的酶失活，以及防止丙氨酸消旋酶对L-丙氨酸的外消旋化。3.2 游离细胞法游离细胞法生产L-丙氨酸的基本工艺流程为：菌体培养离心固定化加入L-天冬氨酸进行酶转化脱色、浓缩、结晶干燥。[font='等线'][size=13px][2][/size][/font]此方法的关键在于抑制丙氨酸消旋酶的活性，同时提高酶的活性和稳定性。4. 应用[font='等线'][size=13px][1][/size][/font]4.1 L-丙氨酸在食品工业的使用L-丙氨酸作为一种广泛存在于食品中的氨基酸，可用作食品的添加剂。4.1.1 防腐剂L-丙氨酸与二元羧酸(如乙酸钠、富马酸)、氧化性酸的混合物可用作保存面条的防腐剂，并且能在防腐的同时保持面条的鲜度。L-丙氨酸与辣椒油、山梨酸钾的混合物能够有效抑制酵母菌、大肠杆菌、黑曲霉等细菌的滋生，可适用于水产品、面条、腌制品、海产品、豆制品、畜产品以及饲料、化妆品、药品的保鲜。4.1.2 风味调味料[font='等线'][size=13px][3][/size][/font]L-丙氨酸具有改善风味的效果，属于重要的氨基酸类调味剂，能够与其它氨基酸配合使用加强食品与饮料的风味。L-丙氨酸与其它氨基酸和（如葡萄糖、阿拉伯糖、甘露糖、果糖、蔗糖、麦芽糖等）以任意比例混合后可显著改善食品、饲料的风味。目前，L-丙氨酸作为食品增味剂的应用已经有了比较大的发展，但仍需要进一步的开发。4.1.2.1 酱油酱油中L-谷氨酸钠等增味剂的添加量较大以及酱油的咸度太高等问题都限制了酱油的使用市场，如何减少味精等添加剂的用量以及降低酱油的咸味已经逐渐成为人们关注的焦点。在酱油中添加L-丙氨酸后，尤其是对于苦涩味特别严重的三级酱油，随着丙氨酸浓度的增大，酸味、苦味、涩味变得柔和，酱油整体风味得到改善。适量L-丙氨酸的添加对已加工酱油和原油都具有良好的改善风味作用，可使酱油咸度降低，甜度提升，味道持久性增加，整体口感变得柔和。适量L-丙氨酸的添加对已加工酱油和原油都具有良好的改善风味作用，可使酱油咸度降低，甜度提升，味道持久性增加，整体口感变得柔和，尤其是对盐度高、不含L-谷氨酸钠、I+G和酵母抽提物等添加剂的酱油原油的调味效果最为明显。4.1.2.2 鱼露在国外的鱼露的生产中，一般通过添加HVP（植物蛋白水解液，hydrolyzed vegetable protein）补充氨基酸，提高鱼露的鲜味，HVP中含有一种名为3-氯-1, 2-丙二醇（3-MCPD）的物质，这种物质对生殖器官、肾脏和神经均有毒性，同时还存在潜在的致癌和致突变作用，长期食用含有3-MCPD的食品会造成严重身体损伤。针对3-MCPD的安全性和出口限量标准等问题，一些酱油、鱼露生产商对其生产工艺进行了改善，将传统工艺中的HVP替换为丙氨酸、谷氨酸、甘氨酸等的混合溶液，所得鱼露的味道更加醇厚，而且改善后的生产工艺成本与改善前相差不大。4.1.2.3 食用盐国外推出的低钠盐，主要成分为60%~70%氯化钠和20%~30%氯化钾，10%左右的L-丙氨酸、酵母提取物以及I+G，可以实现减盐不减咸，帮助人体钠钾平衡，增加鲜味，尤其是可以减少味精的使用量，对预防及降低高血压均起到了积极的作用。4.1.2.4 鸡精为了提升鸡精的风味，除了增加鸡肉粉的添加量以外，一些生产厂家优选在其鸡精配方中添加丙氨酸，利用丙氨酸的鲜味以及诱发食物风味的作用来 提升鸡精调味料的口感，既起到了协调增鲜的作用，又降低了人体钠的摄入量。鸡精中添加L-丙氨酸后，其鸡肉风味更加醇厚，鲜味增强。4.1.2.5 复配甜味剂许多甜味剂单体都有各自的优点和缺陷，无论哪种甜味剂单体，用量过大时都会产生不良风味和后味，均不能同时满足安全、口感、工艺、成本四项要求。只有对单体甜味剂各自的优点进行利用和发挥，对其缺点进行弥补和改造，用科学合理的方法对多种甜味剂进行复配和改造，才能满足使用要求。在复配甜味剂中加入1%~10%的L-丙氨酸，能提高甜度、柔和甜 味，减少糖精钠等人工合成甜味剂的用量，是制作糖尿病人食品的潜在甜味剂，同时也能满足现代人“低糖”的饮食习惯。4.2 L-丙氨酸在医药上的应用L-丙氨酸作为一种蛋白质的合成原料，能够影响人体的生理活动。40年代起出现第一代氨基酸输液，由水解蛋白制成，含有较多杂质，在临床中出现不良反应；1965年日本出现第二代氨基酸输液，其中含有11种氨基酸，除人体必需氨基酸8种外还存在精氨酸、组氨酸和甘氨酸；1976年开始，多国出现第三代氨基酸输液，在第二代氨基酸输液的基础上加入了L-丙氨酸、脯氨酸和丝氨酸等多种非必需氨基酸。随着临床医学的发展，第四代氨基酸输液不再是营养型输液，而是治疗型输液，通过调整人体的氨基酸代谢水平对部分疾病进行治疗。L-丙氨酸在治疗如肝病引起的蛋白质合成紊乱、糖尿病、急慢性肾功能衰竭以及对维持危急病人的营养、抢救患者的生命方面起到了积极作用。L-丙氨酸可以有效减轻酒精对肝脏的损害。L-丙氨酸可以有效地减轻酒精对肝脏的损害。通过对腹腔注射170mmol/kg体重19%的乙醇的小鼠进行试验表明，投服L-丙氨酸的小鼠的生存率为67%，比不投的高出34%；而L-丙氨酸与鸟氨酸相结合, 则生存率提高到100%。所以可将L-丙氨酸与L-鸟氨酸的混合物按0.01%～10%添加量加到食品中，也可以将L-丙氨酸与谷氨酰胺以 1:0.05～0. 5(摩尔比)混合物制成片剂、胶囊、乳剂、口服液等，能够起到保护肝脏、降低酒精中毒的作用。L-丙氨酸还是血液保存剂的主要成分。目前输血用血液保存方法中除了全血保存外，还有红血球制剂保存。但血液制剂在保存过程中会发生老化，因而保存期有限。为了提高保存期 ,防止老化，采用了添加腺嘌呤、肌苷、蔗糖、乳糖等方法。但这类方法都有缺点，这些添加成分在输血前必须予以除去。例如，在添加蔗糖时，直接将含有蔗糖的血液注射到人体中时，血液中的糖浓度会急剧上升，必须在输液前预先用等渗透压生理盐水洗涤、渗透等方法降低糖浓度后才能输血。而氨基酸既可以降低渗透压又显示与蔗糖相同的抗溶血性，在输血时可 以不必除去，能直接使用，还具有优良的营养效果。5. 限量标准现行标准[font='等线'][size=13px][4][/size][/font]中对L-丙氨酸的功能划分为增味剂，仅用于调味品（食品分类号12.0）生产，对于最大使用量无明确界定，按生产需要适量使用。6. 理化指标及测定方法[font='等线'][size=13px][5][/size][/font]6.1 理化指标现行标准[font='等线'][size=13px][5][/size][/font]中L-丙氨酸的理化指标列于下表。[table][tr][td]项目[/td][td][/td][td]指标[/td][/tr][tr][td]L-丙氨酸（以干基计），w/%[/td][td][/td][td]98.5~101.5[/td][/tr][tr][td]干燥减量，w/%[/td][td]≤[/td][td]0.20[/td][/tr][tr][td]pH（50g/L 水溶液）[/td][td][/td][td]5.7~6.7[/td][/tr][tr][td]砷（As）/（mg/kg）[/td][td]≤[/td][td]1[/td][/tr][tr][td]重金属（以Pb计）/（mg/kg）[/td][td]≤[/td][td]10[/td][/tr][tr][td]灼烧残渣，w/%[/td][td]≤[/td][td]0.20[/td][/tr][tr][td]比旋光度 α[font='等线'][size=13px]m[/size][/font](20℃,D)/[(o)dm2 kg[font='等线'][size=13px]-1[/size][/font]][/td][td][/td][td]+13.5~+15.5[/td][/tr][/table]6.2 测定方法6.2.1 鉴别实验6.2.1.1 茚满三酮试验称取约1g样品，精确至0.1g，溶于1000mL水中，取此溶液5mL，加1mL 20g/L茚满三酮溶液，加热至沸，约3min后显紫色。6.2.1.2 氧化试验称取约0.2g实验室样品，溶于10mL (1+30) 硫酸溶液，加入0.1g高锰酸钾，煮沸，有强烈的刺激臭味乙醛产生。6.2.2 L-丙氨酸含量测定称取约0.2g干燥样品，精确至0.0001g，置于250mL干燥的锥形瓶中，加3mL无水甲酸溶解，加50mL冰乙酸，加2滴2g/L结晶紫指示液，用0.1 mol/L高氯酸标准滴定溶液滴定至溶液由蓝色变成蓝绿色为终点。按照相同的步骤，除不加入样品外其它条件不变，进行空白实验。L-丙氨酸的质量分数可通过以下公式计算：式中：w[font='等线'][size=13px]1[/size][/font]表示L-丙氨酸的质量分数，以百分比形式表示；V[font='等线'][size=13px]1[/size][/font]表示样品消耗高氯酸标准滴定溶液的体积（mL）；V[font='等线'][size=13px]2[/size][/font]表示空白消耗高氯酸标准滴定溶液的体积（mL）；c表示高氯酸标准滴定溶液浓度（molL[font='等线'][size=13px]-1[/size][/font]）；m表示样品质量（g）；M表示L-丙氨酸的摩尔质量（gmol[font='等线'][size=13px]-1[/size][/font]），M=89.09。6.2.3 干燥减量的测定将电热恒温干燥箱调节至(105±2)℃，之后将称量瓶置于电热恒温干燥箱中干燥，取出后在干燥器中冷却，称量，精确至0.0001g，重复操作至恒重。之后用已恒重的称量瓶称取1g~2g样品，精确至0.0001g。将装有样品的称量瓶和盖子放入电热恒温干燥箱同时干燥2h~4h，之后将称量瓶和盖子迅速移至干燥器中冷却。冷却后盖上盖子进行称量，精确至0.0001g，重复操作至恒重，重复干燥时间为1h。水分质量分数可通过以下公式计算：式中：w[font='等线'][size=13px]2[/size][/font]表示水分的质量分数，以百分比形式表示；m[font='等线'][size=13px]0[/size][/font]表示称量瓶的质量（g）；m[font='等线'][size=13px]1[/size][/font]表示称量瓶和干燥前样品质量（g）；m[font='等线'][size=13px]2[/size][/font]表示称量瓶和干燥后样品质量（g）。[font='等线'][size=13px][6][/size][/font]6.2.4 pH的测定称取约5g样品，精确至0.01g，加入约20mL无二氧化碳的水溶解并稀释至100mL。将校准后的酸度计的电极用水冲洗一次，之后用样品溶液冲洗一次。调节样品溶液的温度至（25±1）℃，并将酸度计的温度补偿旋钮调至25℃，读取pH值。样品应分为2份进行平行测定，测得的pH值读数稳定1min以上，测得的pH值允许误差绝对值小于等于0.02。[font='等线'][size=13px][7][/size][/font]6.2.5 砷的测定称取0.25g二乙氨基二硫代甲酸银，研碎后用适量三氯甲烷溶解，加入1.0mL三乙醇胺，再用三氯甲烷稀释至100mL，作为吸收液。称取约1g样品，精确至0.01g。吸取一定量的样品溶液和1mL含砷0.001mg的砷标准使用溶液，置于砷发生瓶中，补加硫酸至总量为5mL，加水至50mL。在各瓶中加入3mL 150g/L碘化钾溶液，混匀，放置5min。分别加入1mL 400g/L氯化亚锡溶液，混匀，放置15min。加入5g无砷金属锌，立即塞上装有乙酸铅棉花的导气管，并使管的尖端插入盛有5.0mL吸收液的吸收管中，室温反应1h。取下吸收管，用三氯甲烷将吸收液体积定容至5.0mL。经目视比色或用1cm比色杯，于515nm波长下测定吸收液的吸光度。样品液的色度或吸光度不得超过砷标准吸收液的色度或吸光度。[font='等线'][size=13px][9][/size][/font]6.2.6 重金属的测定准备以下溶液：1. 硫代乙酰胺溶液：称取硫代乙酰胺约4g，精确至0.1g，溶于100mL水中，置于冰箱保存。临用前取此液1.0mL加入预先由15mL 40g/L氢氧化钠溶液、5mL水和20mL甘油组成的混合液5mL，置于水浴上加热20s，冷却后立即使用。2. 乙酸铵缓冲溶液（pH=3.5）：称取25.0g乙酸铵，溶于25mL水中，加入45mL 6mol/L盐酸，用稀盐酸或稀氨水调节至pH=3.5，之后用水稀释至100mL。3. 1μg/mL铅标准溶液。临用前配制。称取约10 g样品，精确至0.01g，溶于约60mL无二氧化碳水，之后转移至100mL容量瓶并使用无二氧化碳水定容，摇匀。吸取样品溶液12mL，置于25mL具塞比色管中，即为A 管。吸取10mL铅标准溶液和2mL样品溶液置于25mL具塞比色管中，摇匀，即为B管（标准）。吸取10mL无二氧化碳水和2mL样品溶液置25mL具塞比色管中，摇匀，即为C管（空白）。在 A、B、C 管中，各加入2mL乙酸铵缓冲溶液，摇匀，分别滴加1.2mL硫代乙酰铵溶液，迅速搅拌混合。相对于C管，B管显现了淡棕色。2min后，A管的颜色不应深于B管。6.2.7 灼烧残渣的测定称取约2g～3g样品，精确至0.0001g，置于在800℃±25℃灼烧至恒重的瓷坩埚中，加入适量的（1+8）硫酸溶液将样品完全浸湿，用温火加热，至样品完全炭化，冷却。加入约0.5mL硫酸将残渣完全浸湿，使用相同的方法加热直至硫酸蒸气全部逸散。在（800±25）℃下灼烧45min，之后放入干燥器中冷却至室温，称量残渣的质量。灼烧残渣的质量分数可通过以下公式计算：式中：w3表示灼烧残渣的质量分数，以百分比形式表示；m表示样品质量（g）；m1表示残渣质量（g）。6.2.8 比旋光度称取10g样品，精确至0.0001g，加入（1+1）盐酸溶液溶解，转移至100mL容量瓶并使用（1+1）盐酸溶液定容，摇匀。按照仪器的使用说明调整旋光仪，用（1+1）盐酸溶液校正零点。将样品溶液充满洁净、干燥的旋光管，排出气泡，将盖旋紧后放入旋光仪内。调节样品溶液的温度至（20±0.5）℃，按照仪器的使用说明操作并读取旋光角，精确至0.01°。比旋光度可通过以下公式计算：式中：α[font='等线'][size=13px]m[/size][/font](20℃, D)表示20℃钠灯照射下的比旋光度[(°)dm[font='等线'][size=13px]2[/size][/font]kg[font='等线'][size=13px]-1[/size][/font]]；α表示旋光角（°）；l表示旋光管长度（dm）；ρ[font='等线'][size=13px]α[/size][/font]表示溶液中L-丙氨酸的质量浓度（g/mL）。[font='等线'][size=13px][8][/size][/font]参考文献[1] L-丙氨酸的生产及应用. 王雪根, 朱建良, 欧阳平凯. 南京化工大学学报(自然科学版). 1998, 20, 01.[2] 游离细胞法与固定化细胞法生产L-丙氨酸的比较. 徐虹, 王雪根, 范伟平, 欧阳平凯. 工业微生物. 1988, 28, 38-39.[3][font='宋体'][size=24px][color=#333333] [/color][/size][/font]L-丙氨酸在食品工业中的应用潜力. 郭媛, 王丽娟等. 中国调味品[font='宋体'][size=12px][color=#666666]. [/color][/size][/font]2017, 42, 07.[4] GB 2760 - 2014[5] GB 25543 - 2010[6] GB/T 6284 - 2006[7] GB/T 9274 – 2007[8] GB/T 613[9] GB 5009.76 - 2014

各位，你们好。我想求教一下我这种情况，该怎么检测丙氨酸我的水质中包含氨氮，乙酸，丙酸以及丙氨酸。我查看文献，先考虑的是直接检测的方法。但是我无论改变流动相比例还是改变pH值都是不到2分钟就出峰了，那我看标品的线性还行就勉强用了，但是在后来发现根本不行，无论水中丙氨酸有多少，因为乙酸，丙酸的存在，峰面积都不怎么变，后来我又查看文献发现乙酸丙酸的液相检测方法很类似。那我考虑衍生化呗，但是好像氨氮的存在会对各种衍生产生影响。我也是第一次接触色谱，求教各位大神，我该怎么做啊

a-丙氨酸能溶于水丙氨酸甲酯可溶于水么？谢谢

最近用D-丙氨酸作为原料做合成，但是丙氨酸几乎无紫外吸收基团，看了几个衍生化方式，都极为复杂，有没有简单的方式检测的？我们有[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp]气相[/url]，但是其沸点也无明显说明，只能了解大概在212±30℃，且其水溶性极强，不溶于有机相，目前在用的只有一根极性柱，100%聚乙二醇填料的，基本无法使用。能否有更合适的方式检测监控？

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！

[color=#444444]检测一种代谢物β-氰基丙氨酸，使用Agilent XDB C-18 2.1X50mm 液相色谱柱分离，流速0.2ml/min,出峰在0.8min左右。老板说让保留时间尽量长，否则就失去了色谱柱分离的意义。请问β-氰基丙氨酸此化合物的极性如何？如何在不换柱子的前提下延长保留时间？[/color]

水质 一硝基苯和二硝基苯化合物 还原-偶氮光度法中 加入10%NaOH、20%KHSO4、5%亚硝酸钠、2.5%氨基磺酸按、N-（1-萘基）乙二胺的作用分别是什么？谢谢！！有做过的大神告知一下

[size=4][color=#00008B]最近做硝酸盐水合物的XRD，发现本应含两个结晶水，得到的谱图是含六个结晶水的，有没有这种可能，因为有其他非水小分子存在，将两个结晶水的物质重新结晶成六个结晶"水"的结构。麻烦遇到相似情况的给我辅导一下，万分感激！[/color][/size]

水质硝基苯类化合物的测定中，其他组分线性度能满足要求，为什么2,4,6三硝基甲苯曲线线性不好？

HJ 738-2015环境空气 硝基苯类化合物的测定，标准中配制标准工作溶液以及样品前处理的解析是用正己烷：丙酮=1：1（V/V)，想问一下这是什么原因，实际操作中可以直接用正己烷吗？有没有试过的大神~~

[color=#444444]在利用液相色谱分析检测氨基甲酸乙酯的时候，总是有丙氨酸的干扰，而且两者的出峰时间较为接近，丙氨酸很容易将后面出来的氨基甲酸乙酯的峰重叠掉，试了很多方法都没办法改变，请求各位支招，万分感谢！[/color]

[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]

当前开展丙二醛 2，4-二硝基苯肼柱前衍生液相色谱310nm检测，流动相0.2%乙酸－乙腈（1：1），结果只有 2，4-二硝基苯肼峰，未见明显衍生产物峰，没有衍生好是什么原因。衍生方法为丙二醛在高氯酸或三氯乙酸酸性条件衍生。