岩石热解地化录井操作流程
岩石热解地化录井操作流程
一开机
1 开启辅助设备电源
1.1 开启氢气发生器电源，并观察其运行是否正常；
1.2 开启空气压缩机电源，并观察其运行是否正常；
1.3 开启氮气发生器电源，并观察其运行是否正常；
2 开启仪器主机
1.1 开启UPS电源，并观察其运行状况，三分钟后UPS显示向外供电正常；
1.2 开启仪器主机电源，并观察温度显示窗温度显示是否正常，10分钟后；开启计算机显示器、计算机电源，并运行岩石热解地化录井分析程序，选择空白或标样或样品分析界面，输入分析类别对应的参数，等待主机各温度控制点温度达到标准温度值（温度值大小查看仪器说明书）。
3 开启电子天平电源
3.1 观察电子天平水平仪气泡是否在中心即电子天平是否水平。
3.2 开启电子天平电源，将盛样品的小簸箕放在托盘里，按压板去皮，称重前电子天平显示窗显示0值（详细操作查看电子天平说明书）。
4 开机过程，对各项设备均要多看、多听，发现异常现象及时关闭对应设备电源；查找原因，直到把问题解决，方才继续开机及进行下步操作（异常现象的判断方法，各设备说明书中都有描述）。
二空白分析
1 待辅助设备、主机各温度控制点温度、各气源压力指示刻度正常、坩埚清洗、软件运行等均准备完善后。用镊子夹取坩埚并放置于进样杆顶端，运行空白分析系统，听主机点火声音，看软件采集界面信号的跳变。
2 空白分析过程中，观察温度显示是否正常，软件界面显示空白分析曲线绘制情况等，（特别在一个分析周期快结束时看炉丝发红状况，若红得发白，并且持续时间较正常的长，及时关闭主机电源）。
3一次空白分析结束后，用镊子取下坩埚放置在坩埚座上，打印空白分析谱图，观察、等待温度下降，进样杆温度降至90℃以下，即可用镊子夹取坩埚并放置于进样杆顶端，再次运行空白分析系统。多次做空白分析，直到空白分析合格为止，空白分析合格后即可进行下步的标样分析。
4空白分析过程中，取称取标样100mg左右，待空白分析合格后，进行下步的标样分析。三标样分析
1 待空白分析合格后，点启标样分析界面，输入标样参数(S2、Tmax、Toc)、标样重量，将称好重量的标准全部倒入空白分析时取下来的坩埚里，并盖上坩埚盖子，用镊子夹取盛有标准的坩埚置于进样杆顶端，运行标样分析系统，听主机点火声音，看软件采集界面信号的跳变。
2 标准分析过程中，观察温度显示是否正常，软件界面显示标样分析曲线出峰情况等，（特别在一个分析周期快结束时看炉丝发红状况，若红得发白，并且持续时间超过1min，及时关闭主机电源）。
3 一次标样分析结束后，用镊子取下坩埚，放置在坩埚座上，将分析后的标样倒入有机碳分析专用坩埚里，并用镊子将此坩埚放置于有机碳分析单元的进样杆顶端，运行有机碳分析系统，观察有机碳分析曲线出峰情况。
4 再次称取标样100mg左右（与上次越相近越好），倒入上次盛标样的坩埚里，待分析。等待有机碳分析结束后，打印标样分析谱图。
5 观察进样杆温度是否降至90℃以下，若降到了，即可用镊子夹取盛有标样的坩埚并放置于进样杆顶端，再次运行标样分析系统，听主机点火声音，看软件采集界面信号的跳变。
6 重复上述3、4、5步骤，多次做标样分析、有机碳分析，直到标样分析、有机碳分析合格为止，方可进行下步的岩屑、岩心样品分析。
四样品分析
1 岩屑样品分析
1.1确定每包岩屑对应井深及岩性
1.1.1 综合仪器房抄取依据每米钻时，记录于专用本子上；
1.1.2 依据岩屑标签确定每包岩屑的井深；
1.1.3 依据钻时大小或者地质工程师的描述确定每包岩屑岩性(砂岩、泥岩或其他特殊岩性)；
1.1.4 取岩屑样品
1.1.4.1 灰绿色、灰色、深灰色、灰黑色等暗色泥岩，按钻井地质设计的取样间距取样，并放于塑料杯中，待分析；红色、棕红色、紫色、紫红色等红色泥岩，按5～10m间距取样，置于塑料杯中，待分析。
1.1.4.2 灰色地层、目的层段地层的砂岩段，按钻井地质设计的储集层取样间距取样，并放于塑料杯中，待分析；红色地层、非目的层段地层的砂岩段，按3～5m间距取样，并
放于塑料杯中，待分析。
1.1.4.3 上述1.1.4.1、1.1.4.2步取样时，要求除去岩屑掉块，取能代表地层岩性的真岩屑，取样量多半塑料杯即可。盛样塑料杯按顺序摆放妥当，做上井深标签；填写《地化分析记录》草稿中的序号、井深、岩性名称、取样时间。
1.1.5岩屑样品分析
1.1.5.1 制样
①挑样：一般情况下，按井深由浅到深的顺序，取出盛样塑料杯，将岩屑样品倒入碟子中，在清水中漂洗干净后，用镊子挑取具有代表性的泥岩或者砂岩真岩屑。
a) 泥岩段按上述方法挑样即可；砂岩段则将漂洗干净的样品与碟子一块放在荧光灯下观察，若有含油气发荧光的岩屑就挑发荧光的，且全挑含油性最好的，若无发荧光的就挑代表性强的（这里可以用地质荧光录井方法，挑砂岩岩屑进行滴照，判断是否有含油气岩屑）；裂缝段含油岩屑尽量挑近裂缝面并含油的岩屑。
b) 挑样量：泥岩挑取500-800mg（7-8颗岩屑），砂岩挑取200-300mg（3-5颗岩屑），含油气砂岩全部挑含油性最好的砂岩（即不能挑白砂子）。
②样品处理及称重
上述挑出来得样品，需进行处理，具体操作如下：
a) 泥岩样品处理：挑出来的泥岩样品放置于滤纸上包裹吸干水份，放入研钵内研成粉沫状（越细越好），取样勺钥取100mg左右放入样品称量簸箕里，一同放置于电子天平托盘上称量，重量90-110mg均可，将称好的样品倒入坩埚内，盖上坩埚盖待分析，多于的样品倒掉并用毛刷清净研钵待用；同时填写《地化分析记录》草稿中的样品重量。
b) 砂岩样品处理：挑出来的砂岩样品放置于滤纸上滚动吸干水份（不能让岩屑中的油气被滤纸吸取掉），挑取样1-2颗放入样品称量簸箕里，一同放置于电子天平托盘上称量，重量90-110mg均可，将称好的样品倒入坩埚内，盖上坩埚盖待分析；同时填写《地化分析记录》草稿中的样品重量。
1.1.5.2岩屑样品上机分析
样品分析项目：泥岩做热解、有机碳分析；储集层（砂岩）只做热解分析
①泥岩样品分析
a) 在软件点击样品分析界面，按提示输入样品井深、岩性名称、重量、类型等参数，选中热解、有机碳分析；用镊子夹取盛有泥岩样品的坩埚置于进样杆顶端，运行样品分析系统，听主机点火声音，看软件采集界面信号的跳变。填写《地化分析记录》草稿中的样品分析时间。
b) 样品分析过程中，观察温度显示是否正常，软件界面显示样品分析曲线出峰情况等，（特别在一个分析周期快结束时看炉丝发红状况，若红得发白，并且持续时间超过1min，及时关闭主机电源）。同时制作下个即将分析的样品。
c) 泥岩样品分析结束后，取出坩埚，将分析后的样品倒入有机碳分析专用坩埚内，用镊子将此坩埚放置于有机碳分析单元的进样杆顶端，运行有机碳分析系统，观察有机碳分析曲线出峰情况。
d) 打印样品分析谱图。
②储集层（砂岩）样品分析
a) 在软件点击样品分析界面，按提示输入样品井深、岩性名称、重量、类型等参数，选中热解分析；用镊子夹取盛有砂岩样品的坩埚置于进样杆顶端，运行样品分析系统，听主机点火声音，看软件采集界面信号的跳变。填写《地化分析记录》草稿中的样品分析时间。
b)样品分析过程中，观察温度显示是否正常，软件界面显示样品分析曲线出峰情况等，（特别在一个分析周期快结束时看炉丝发红状况，若红得发白，并且持续时间超过1min，及时关闭主机电源）。同时制作下个即将分析的样品。
c) 打印样品分析谱图。
2 岩心样品分析
2.1 收集钻井取心基本数据如井段、进尺等
2.2 岩心出筒后，协助及时清洗，丈量岩心长度；观察含油气岩心段及具体部位，初步确定最好含油气层段，及时取含油气好的岩心放入塑料杯中，用水浸泡，避免油气散逸，记住取样位置，待做好半米记号后，确定该岩心样品的井深，并做好井深标签（特殊取样）。
2.3 岩心系统取样：划好岩心丈量线、半米记号点后，按钻井地质设计要求间距对不同岩性段、不同含油气段系统取样，置于塑料杯中，同时标注好各岩心样品对应的井深；填写《地化分析记录》草稿中的序号、井深、岩性名称、取样时间。取样要求：
①取样工具有：榔头、钢卷尺、塑料杯等；
②岩心样品尽量取新鲜断面，且岩心中部的岩心；含油气段尽量取含油气性最好的岩心；
③含油气岩心样品用水浸泡，避免油气散逸；
④岩心样品摆放整齐、井深标签清楚。
2.4 岩心样品处理及称重：同1.1.5.1 ②样品处理及称重。
2.5 岩心样品上机分析：同1.1.5.2。
3 样品分析要求
3.1 岩屑样品代表性强，能反应地层的真实情况；
3.2 样品制作过程中，避免样品被污染，造成假象；
3.3 主机进行空白分析或标样分析或者样品分析，每两次分析之间，主机进样杆温度必须降至90℃以下，方可进行下次分析。
3.3 样品分析的顺序（及时性）：为避免油气散逸，分析样品可以不按井深由浅至深的顺序进行，通常优先分析顺序为：含油气饱满岩心、含油气一般岩心、含油气饱满岩屑、含油气一般岩屑，灰色、深灰色、灰黑色泥岩；
3.4 泥岩均可取干样分析，其中灰绿色、灰色、深灰色、灰黑色泥岩分析顺序优于红色泥岩；
3.5黑色煤层样品分析，称量10mg左右即可；含油特别饱满的储集层样品，可减少样品重量，避免仪器检测器饱和，分析谱图出现平头峰；
3.6 分析50-80个样品后（样品分析数据表够一页）即可打印输出此段样品分析的数据表。
3.7 连续样品分析48小时后，内插一个标样分析(同时分析热解、有机碳)，分析结束后，对比本次标样分析S2(V2)峰、S4（V4）峰的峰面积与近邻的上次标样分析的相应峰峰面积，若误差在允许范围之内，即可继续进行样品分析；反之，重新做空白分析、标样分析（即再次标定仪器）。
五岩石热解地化录井资料处理
1 定期或者定样品分析数量复制保存样品分析数据；
2 按要求及时将样品分析数据电子版复制，发送到有关方；及时提供油气异常显示数据，编制《岩石热解地化录井油气异常显示数据表》、《岩石热解地化录井烃源岩评价数据表》并发送到有关方；
3 《样品分析记录》草稿妥善保管，完钻后输入计算机，打印输出标准《样品分析记录》；
4 空白分析谱图、标样分析谱图、样品分析谱图妥善保存，完井后制定成册；
5 完井后，编写《完井地质总结报告》中岩石热解地化录井部分。
六关机及电源
1 关机顺序：电子天平→计算机→主机→氢气发生器→氮气发生器→空气压缩机→UPS电源。
2 关闭荧光灯电源、电暖器电源，室内照明电源及总电源。
七仪器及辅助设备的日常保养
1 检查各设备电源线插接牢固程度、各指示灯及压力表指示状况、各设备接地线性能；
2 各气路密封性及气路管线顺畅状况；
3 检查氢气发生器电解液液面高度位置，及时补充蒸馏水到液面标准位置范围内；
4 冬季室内电暖器可以调到最低功率档位，室内温度保持在0℃以上，确保氢气发生器电解液不结冰；
5 检查氢气发生器、空气压缩机干燥筒内变色硅胶（干燥剂）颜色，三分之二变红即可更换新的变色硅胶；
6 定期用酒精清洗坩埚，并自然晾干；样品分析结束后，坩埚及坩埚盖放入盒子里妥善保管，不丢失或残缺。
7定期对仪器及辅助设备除尘、排污；
8 主机及辅助设备搬迁时，倒尽氢气发生器内电解液，所有设备装箱固定，运输途中不侧倒。
岩石热解地化录井操作规程(07年新)
附1 岩石热解地化录井操作规程 本规程根据相关的国际、行业标准、企业标准，对岩石热解地化录井相关仪器的性能指标、安装、调试及操作、校验进行了规定；对岩石热解的取样分析间距、样品的挑选、分析参数和评价参数的计算、资料整理的内容进行了规范。本规程适用于实验室和地质录井现场储集岩中的气态烃、液态烃及热解烃的测定。 一、引用标准 操作规程在起草过程中，参考、引用了下列标准、规范。 GB/T 18602—2001 岩石热解分析 SY/T 5117—1996 岩石热解分析方法 SY/T 5675—1997 油气探井完井地质总结报告编写规范 Q/SY 128—2005 录井资料采集与整理规范 SY 6014—1994 石油地质实验室安全规定 SY 6438—2000 油气探井录井资料质量控制规范 《石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程》（第二版）中国石油长庆油田 二、仪器设备 1.油气显示评价仪 （1）仪器灵敏度要求：基线漂移≤25μV/30min,最小检测量≤
0.01mg/g﹔ （2）仪器稳定性要求：热解烃S2、最高热解温度Tmax符合标样要求； 2.油气组份综合评价仪 仪器灵敏度要求：基线漂移≤25μV /30min； 3.不间断稳压电源（≥3kw）； 4.氢气发生器（氢气发生量：≥200ml/min）； 5.空气压缩机（空气发生量：≥1000ml/min）； 6.荧光灯； 7.打印机； 8.电子天平：感量1mg。电子天平须经县级以上政府计量行政部门所 属或授权的计量鉴定机构进行检定。 三、试剂与材料 1.蒸馏水，二级； 2.二氧化碳吸附剂：分析纯； 3.氢氧化钠（NaOH）：分析纯； 4.5A分子筛：分析纯； 5.活性炭； 6.硅胶； 7.氮气（纯度不低于99.99℅）； 8.弹性石英毛细管非极性交联柱，长度30m～50m，内径0.20～ 0.32mm，最高使用温度不低于300℃。
测井一般流程简介
录井 1.概念：用地球物理、地球化学、岩矿分析等方法，观察、分析、收集、记录随钻过程中固体、液体、气体等返出物的信息，以此建立录井剖面、发现油气、显示评价油气层，为石油工程提供钻井信息服务的过程。 2.录井的方法主要有岩屑录井、钻时录井、泥浆录井、气测录井、岩心录井、地化录井、定量荧光分析。 3.特点：（1）被动性。录井的主要生产进度是由钻井的生产进度决定的。 （2）时效性。及时对钻井的钻达地质层进行分析预测。 （3）变化性。录井生产过程中，录井施工的项目是可变的。 （4）复杂性。录井对象是地下地质情况，信息种类多，信息量大，井与井之间地质情况变化大，且录井过程多且复杂。 （5）不可预见性。地下地质情况变化大，预测难度大 （6）风险性。录井施工过程由于地质因素复杂，录井质量存在地质风险。 4.录井的任务：了解地层岩性，了解钻探地区有无生油层、储集层、盖层、火成岩等。了解地层含油情况，包括油气性质、油气层压力、含油气丰富度等。 5.录井面临的挑战： （1）勘探开发目的层的埋深明显增加，导致资料录取困难，成本增加，加大了地层 预测难度和录井油气显示评价难度，导致地层压力评价的准确性降低。 （2）随着勘探开发程度的提高，复杂油气藏、隐蔽油气藏成为重要领域，对录井提出更高的要求。 （3）对于低电阻率油层、高骨架电阻油气层，常规测井方法难以准确评价，需要录井、测井等多种技术与地质分析结合起来综合判识。 （4）钻井工程技术发展很快，钻井工艺发生了大的变化，这些复杂的钻井条件给岩石识别、油气显示识别及现场技术决策工作增加了难度。 岩屑录井工作流程 岩屑迟到时间测定 岩屑捞取 岩屑清洗 岩屑样品收集 岩屑资料整理 岩屑晾晒 岩屑描述 岩屑 草图绘 制 岩屑资料交付
录井资料解释2015版(优.选)
1、掌握储层物性，含油气水丰度和（油气水的可动性）是评价油气层的充要条件。 2、如果层内含油丰度相近而不同渗透带的渗透率相差较大，那么可以确定高渗透带内 没有充满油，水是可动的，该层不高于（油气同层）。 3、进行井间对比的条件是：井距不远，储层的埋深相近，层位相近，储集类型和（物 性）相近，油气水物理化学性质相近。 4、定量荧光仪测定的是（荧光强度）。 5、在平衡状态下，组分在固定相和流动相中的量之比称为（分配系数）。 6、岩心描述时，一般长度大于或等于（10）cm，颜色，岩性，结构，构造，含油情况 有变化着，均需分层描述。 7、正常地下油气显示层在工程参数出现钻时降低，DC指数减小，立压降低等变化，在 钻井液参数上，具有出口温度升高，相对密度（降低）和出口电导率（变小）等现象，而假油气显示没有上述变化。 8、氢火焰离子检测器属于（质量流速检测器）。 9、在下列各组参数中，是综合录井仪实时参数的是（立管压力，1号泵冲速率，4号泥 浆体积）。 1.QFT定量荧光仪的激发波长是（254）nm。 2.QFT定量荧光仪检测到的荧光物质是（以萘族为主的化合物）。 3.假岩心一般出现在岩心的（顶部）。 4.全脱分析时盐水必须使用（饱和盐水）。 5.普通电动脱气器使用时，一定要注意脱气器钻井液出口量，应为满管的（2/3）最 佳。 6.DC指数是建立在（泥岩沉积压实）的理论基础上的。 7.Slgma方法是根据（岩石骨架强度）理论基础建立的。 8.在钻井过程中，用岩性对比地层时，最有效，最可靠的的方法是（岩性标准层标志 层）。 9.岩石热解地化录井参数TMAX的含义是热解（S2）的最高点所对应的温度。 10.直接测量项目按被测参数的性质和及时性可分为：实时参数和（计算参数）。 11.转盘扭矩是反应（地层变化）及钻头使用情况的一项重要参数。 12.出入口钻井液温度的测量可以掌握（地温梯度），帮助判断油气层，还可以探测超 压地层。 13.从色谱组分分析仪注样开始到全部组分分析完成所用的时间为一个（出峰时间）。 14.对于气液色谱分离下列定义（利用不同物质的组分在涂有固定液的固定相中的溶解 度差异，从而在两相中有不同的分配系数，当混合物质通过色谱柱时是单一物质组分得到分离，即挥发-溶解-在挥发=在溶解直至分离）是正确的。 15.对于气固色谱分离：利用吸附剂对单一物质的吸附性不同，是混合物质通过色谱柱 分离，即吸附-再吸附-解吸-再解吸直至分离。 16.根据石油的荧光性，请选择物质的荧光颜色正确的一组（油，沥青。黄色） 填空题
华能北京热电有限责任公司1-4 号炉尿素热解制氨系统总承包工程初步设计说明书
TX008AC 华能北京热电有限责任公司 1－4号炉尿素热解制氨系统总承包工程 初步设计说明书 检索号：TX008AC－A 北京国电龙源环保工程有限公司 二○○七年一月
总工程师：赵禹 设计总工程师：吴敌 校核：沈滨马汉军 刘科伟徐明磊编写：吴敌马学东 王利左艳峰 王禹 北京国电龙源环保工程有限公司工程设计证书建设部甲级第0175号工程咨询资格证书国家计委工咨甲第9707007号
目录 第1章总则 (1) 1.1 前言 (1) 1.2 工程概述 (1) 1.3 节能、节水、节约用地 (7) 1.4 安全保护及工业卫生 (8) 1.5 设计定员 (9) 1.6 主要技术经技指标 (9) 第2章工艺部分 (11) 2.1 工艺说明 (11) 2.2 工艺系统及主要设备选择 (13) 2.3 系统运行方式 (16) 2.4 设备布置 (17) 2.5 辅助设施 (17) 2.6 检修与起吊设施 (17) 2.7 保温、油漆、防腐 (17) 2.8 物料消耗表 (18) 2.9 存在问题和建议 (18) 第3章总图及土建部分 (19) 3.1 项目场地条件和自然条件 (19) 3.2 建筑、结构 (23) 第4章电气部分 (27) 4.1 概述 (27) 4.2 供配电系统 (27) 4.3 本工程与业主及清华同方的分界 (27) 4.4 其它 (27)
第5章仪表与控制部分 (30) 5.1 概述 (30) 5.2 控制方式 (30) 5.3 设备选型 (30) 5.4 气源和电源 (32) 第6章环保部分 (33) 6.1 采用的环保设计标准 (33) 6.2 主要污染物源及防治措施 (33) 第7章施工组织大纲 (35) 7.1 概述 (35) 7.2 施工总平面 (36) 7.3 主要施工方案与大型机具配备 (37) 7.4 工程文件、资料交付计划 (40) 7.5 工程进度计划 (42) 第8章主要设备材料清册 (49) 8.1 工艺部分设备清册 (49) 8.2 电气部分主要设备材料清册 (52) 8.3 热控设备材料清册 (54)
地质录井的几点认识
曙光油田地质录井的几点认识 摘要根据曙光油田探区钻井、录井新技术使用情况及油气层特点，结合华北录井公司成立以来在鄂北工区油气勘探录井取得的一些录井成果与认识，提出一些适合曙光油田地质特点录井方法和经验，并分别从混入添加剂条件下油气显示的识别；定向钻井技术应用对地质录井的影响；曙光油田的油气层特点等三方面对曙光油田勘探录井方法方面提供一些参考。 关键词曙光油田录井技术油气解决方法 概述：地层简介所揭示的地层自上而下依次为第四系（Q），白垩系下统罗汉洞组（K1Z5），环河组（K1Z4），华池组（K1Z3），洛河-宜君（K1Z1+2），侏罗系中下统安定组（J2a），直罗组（J2z），延安组（J1-2y），三叠系上统延长组第三段(T3y3)，第二段（T3y2） 在钻井液混入有机添加剂条件下油气显示的识别 在钻井施工过程中，常因工程需要加入有机添加剂，主要有润滑剂、磺化沥青、乳化剂、防塌剂、柴油和原油等，这些材料对荧光录井和气测录井有不同程度的影响。干扰了真假油气显示识别，给油气层解释评价带来了很大困难。 1）对荧光录井的影响 荧光录井的原理：沉积岩中的沥青物质和石油中的一些组份，在紫外光的作用下能发出荧光。在钻井过程中用荧光灯来照射岩心或岩屑，从而发现其中的含油显示，根据发光的亮度和发光颜来可以半定量和定性地判别沥青物质或石油的含量和组份。但当钻井液中加入大
量的有机添加剂时，这种方法受到了极大影响。主要表现在以下几个方面： ①岩屑湿照、干照均有明显的荧光异常显示，系列对比显著提高。 ②岩屑荧光因添加剂类型不同而存在差异，影响较为严重的是磺化沥青类，干、湿照均有明显的荧光显示，磺化沥青的程度磺化程度愈低，对荧光录井的影响愈大；其次是润滑剂、消泡剂类，干喷照有显示，系列对比也较高。 ③随着加入量的加大，岩屑荧光含量和系列对比级别均有不同程度的提高。 表1 各种污染环境下岩屑荧光特征 2）解决办法 解决钻井液混油和有机添加剂对荧光显示现场有多种常归方法，精细观察法，定量荧光技术法，污染基值判别法、图版法、热解参数直接判别法。现仅就最适合本区现场操作的方法加以说明: 精细观察法：是指在荧光灯下挑出发光岩屑，观察岩屑断面发光面积及强度是否均匀。如果是不含油的污染岩屑，其断面荧光显示多为环状或发光强度外部大于内部，对其进行滴照，滤纸上将出现明显
实验1 生油岩岩石热解分析
实验1 生油岩/储油岩岩石热解分析 一、实验目的 1.掌握生油岩/储油岩热解分析的实验原理； 2.掌握油气显示评价仪（OG-2000V）的使用方法； 3.能够应用岩石热解仪分析的结果对生油岩或储油岩进行定性分析。 二、实验原理 在一定的条件下，烃源岩中有机物一部分生成烃类，这些烃类一部分运移到具有孔隙性的储层中，另一部分残留在烃源岩中，而未生成烃类的高聚合物干酪根也存在于烃源岩中。储层中石油主要由各种烃类、胶质和沥青质构成，生油岩主要由烃类和生油母质干酪根组成。不同烃类组分，不同分子量和分子结构的胶质、沥青质、干酪根均具不同的沸点，当温度达到某有机组分的沸点时，该种有机物质便蒸发裂解并从岩石中解析。 油气显示评价仪的分析原理：当程序升温时，岩石中的烃类、胶质、沥青质、干酪根在不同的温度点挥发、裂解，并从岩石中脱析，经载气携带使其与岩石样品进行定性的分离，并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID）检测，经微机进行运算处理，记录各组份的含量和S2峰顶温度（Tmax），予以评价烃源岩，储集岩的优劣。 标准分析周期（适用于生、储油岩样品的热解三峰分析）：本次实验采用的分析周期 S0：90℃恒温2min；S1：快速加热至300℃恒温3min；S2：以50℃/min的速率升至600℃后，恒温1min。 S4（残碳分析周期）：
氧化阶段：氧化炉600℃恒温7min，热阱低温吸附CO、CO2； 分析阶段：热阱快速加热至380℃恒温，CO2转换为CH4进入检测器，共用3min。 适用于储油岩样品的热解五峰分析周期（了解）： 第一阶段：将样品加热至90℃的载气吹洗岩样2min，检测天然气馏分S0峰。 第二阶段：岩样被送入初始温度为200℃的热解炉中恒温1min，检测汽油馏分S1峰。 第三阶段：热解炉从200℃以50℃/min程序升温速率升温至350℃，恒温1min，检测S21峰。第四阶段：热解炉从350℃以50℃/min程序升温速率升温至450℃并恒温1min，检测S22峰。第五阶段：热解炉从450℃以50℃/min程序升温速率升温至600℃并恒温1min，检测S23峰。第六阶段：样品在氧化炉中600℃氧化，热阱在常温吸附，CO、CO2转换分析。 热解色谱资料可提供下述地化参数： S0(mg/g)－岩石中轻烃（C1－C7）含量； S1(mg/g)－岩石中残留烃含量（若测S0时，不包括C1－C7烃）； S2(mg/g)－岩石中裂解烃含量； S3(mg/g)－岩石热解生成的CO2量，代表岩石样品在600℃下不能裂解的残余有机碳，代表部分胶质和沥青质。 三、实验步骤 1.打开气源总阀或气体发生器开关，观察其压力分别不低于N20.3MPa、H20.3MPa、Air0.4MPa。 2.打开电源开关，仪器显示“欢迎使用-OG-2000V 油气显示评价仪”，表明仪器上电正常。 3.设置分析周期和热解、残碳的灵敏度。 4.按“准备”键，仪器各点加热进入准备状态。 5.在仪器准备过程中，打开微机，进入地化分析程序。用鼠标点击“井初始化”，键入井号等参数；再点击“仪器调试”，在“周期设置”中选择周期；再点击“样品分析”，填取S2、
中国石油大学(北京)《测井解释与生产测井》复习题答案.
中国石油大学(北京)远程教学学院 测井解释与生产测井期末复习题 一、选择题（50） 1. 离子的扩散达到动平衡后 D P8 A．正离子停止扩散 B. 负离子停止扩散 C．正负离子均停止扩散 D. 正负离子仍继续扩散 2. 静自然电位的符号是A P11 A．SSP B. Usp C. SP D.E d 3. 扩散吸附电位的符号是A P9 A．E da B. Ef C. SSP D.E d 4、自然电位测井中，当Cw>Cmf时（淡水泥浆钻井），砂岩段出现自然电位A P10 A、负异常； B、正异常； C、无异常； D、其它。 5.自然伽马测井的读数标准单位是。C P100，106 A、% B、ppm C、API D、CPS 6. 当地层自然电位异常值减小时，可能是地层的B P12 A．泥质含量增加 B. 泥质含量减少 C. 含有放射性物质 D.密度增大 7. 当泥浆滤液矿化度与地层水矿化度大致相等时，自然电位偏转幅度B P12 A．很大 B. 很小 C. 急剧增大 D.不确定 8. 下面几种岩石电阻率最低的是 C P15 Ａ.方解石Ｂ.火成岩 Ｃ.沉积岩Ｄ.石英 9. 与地层电阻率无关的是 D P14,15,16 A．温度 B. 地层水中矿化物种类 C. 矿化度 D. 地层厚度 10. 地层的电阻率随地层中流体电阻率增大而B P17 A．减小 B. 增大 C. 趋近无穷大 D. 不变 11. N0.5M1.5A是什么电极系C P39 A．电位 B. 底部梯度 C．顶部梯度 D. 理想梯度 12. 电极距增大，探测深度将B P23 A．减小 B. 增大 C. 不变 D. 没有关系 13. 微梯度电极系的电极距B微电位电极系。P29 A．大于 B. 小于 C. 等于 D. 不小于 14. 微梯度电极系的探测深度A微电位电极系。P29 A．小于 B. 大于
综合录井
综合录井技术 综合录井技术广泛应用于油气勘探活动中的钻探过程。它不仅在新区勘探过程中对参数井、预探井、探井有广泛的应用，而且对老区开发过程中的开发井、调整井的施工也有着十分明显的作用。 由于综合录井技术是多学科、多技术集成的高新技术集合体，因此它在施工现场所获取的大量参数、资料信息并不只是为单一用户服务。也就是说：获取的钻井工程信息既可以供钻井工程技术人员使用，也可以供地质技术人员使用：同时，获取的地质信息也同样为工程、地质技术人员共同使用，这两者是相辅相成、互为利用、资源共享的。 总体讲，综合录井技术在油所勘探开发中大致有以下几方面的应用： 1．利用综合录井开展地层评价 地层评价包括岩性的确定、地层划分、构造分析、沉积环境分析、岩相古地理分析及以单井评价为基础进行区域对比。地层评价是勘探活动的一项基础工作。 在勘探过程中，利用综合录井收集的大量资料可以有效地进行随钻地层评价。综合录井使用MWD、FEMWD（随钻地层评价仪）获取的电阻率、自然伽马、中子孔隙度、岩石密度等资料，配合岩屑、岩心、井壁取心，泥（页）岩密度、碳酸盐含量等资料，参考钻时、转盘扭矩等参数变化可以建立单井地层剖面、岩性剖面及单井沉积相和岩相古地理分析。利用综合录井计算机系统的多井对比(Multiwell)软件可以进行多达22口井的对比。随钻进行小区域的地层对比，建立区域构造剖面，据些进行随钻分析、及时修改设计、预报目的层、卡准取心层位和古潜山顶面、确定完钻井深。 2．进行油气资源评价 油气资源评价是勘探活动中最主要的工作之一。油气资源评价的好坏直接关系到勘探效果。资源评价搞的好，有利于提高勘探的成功率和效益，减少探井钻探口数，有助于加快勘探的步伐，从而具有很大的经济效益和社会效益。 综合录井配套的各种技术和仪器设备可以在现场提供从单井油气层的发现、解释到储层的分析、评价，生油层的生油资源评价等一整套手段和方法，在钻探现场及时、准确地进行油气资源评价。从单井评价到区域评价都可以快速进行并能及时作出评价报告，供石油公司使用。 1）及时、准确发现油气层 发现油气层是资源评价的基础。综合录井技术使用了多种方法来检测、发现钻井中油气显示，在一般的岩屑录井、岩心录井、荧光录井的基础上，综合录井使用气测录井包括定量脱气分析、岩屑残敢分析、VMS真空蒸馏脱气分析、岩石热解分析、定量荧光分等方法及时有效、准确地发现油气显示。特别是ALS－2型综合录井仪分析菘灵敏度已达10 ,组分测量从C1到C5,整个分析服周期仅需1min ,大大增加了气测灵敏度采样密度,有利于薄层、微弱油气层的发现。由于使用了ＱＦＴ（Quantitative Fluorescence Technique）荧光定量分析技术和QGM（quantitative Gas Measurement）定量脱气分析技术使油气层的检测由过动定性检测发展到定量检测，大大提高了油气层发现率和解释精度。 除了上述方法外，综合录井还采集有钻井液、电阻率、温度、流量、泥浆池体积等参数进行井下流体的分析、判断，以发现油气显示。 2）油气层解释 利用综合录井技术不仅可以快速、准确地发现油气显示，而且还可以利用自身的手段进行油气层的综合解释，大大提高了现场资料的运用效果。 综合录井使用岩屑（岩心）含油显示描述、荧光观察、热解色谱、分析资料、钻井液性能变化情
碎屑岩热解分析参数s1s2值的校正方法(胜利)ok打
碎屑岩热解分析参数S1、S2值的校正方法 编写人：腾玉明、丁莲花 审核人：陈东敬 胜利石油管理局地质录井公司 一九九七年八月
碎屑岩热解分析参数S1、S2值的校正方法 一、前言 碎屑岩储集岩样热解所测得的S1、S2值是残余含量，不能直接显示储层原始含油气状态。其影响因素有多种，有地层温度、压力变化造成烃类损失，有钻井液冲刷造成烃类损失，有样品采集保存等因素影响造成烃类损失，，所有这些因素直接影响储层评价效果，因此必须进行校正方能评价储集层。在近十年的地化录井实践中，根据几百口井碎屑岩储层不同岩样的分析终结，建立了适合胜利油田砂泥析剖面的热解烃类损失校正方法，并取得了较好的效果，下面作一简单介绍。 二、碎屑岩热解分析参数S1、S2的损失因素分析 对于三个峰分析的岩石热解仪，其直接分析参数有S0、S1、S2。S0是在90℃温度下得到的C1—C7气态烃，储集层含量很少（除气层外），样品分析值很小直至为零。在这里不讨论其损失因素。着重讨论一下S1和S2值的损失因素。 S1值表示的是岩样在90℃--300℃温度区间热蒸发得到的C8—C33之间的液态烃量。S2值表示的是在300℃--600℃温度区间，程序升温热蒸发和热裂解的大于C33以上重烃及胶质沥青含量。根据石油烃类的物理性质，S1值以液态的轻烃为主，很不稳定易挥发损失，因此，热解分析S1值不能代表岩样的原始含烃量，是一残留量。S2值也不等于岩样重组馏分和胶质沥青的绝对量，仍是一个残留量。造成热解分析参数S1和S2值损失的因素，归纳起来有以下几方面： 1.地层温度压力改变以及钻井液对岩样的冲洗造成部分烃类损失。 当地层被钻开后，地层温度、压力发生了变化，溶于原油中的气体，从储层中逸出，带走了一些液体，主要为油、水，减小了岩样分析值S1、S2的含烃量。岩样从井底沿井筒返至地面时，含油岩样与钻井液接触部位，受到冲刷作用，使岩样中的原油被泥浆冲掉一部分，所以又减少了岩样分析值S1、S2的含烃量。 2.不同录井方式采取的样品分析值S1、S2损失量不同。岩心录井、井壁取心、岩屑录井三种录井方式取得的岩样在同一层位、同一深度，经分析得到的S1值、S2值，差别较大，见表1。 不同录井方式样品分析烃类损失
常规录井资料整理规范
录井资料整理格式规范 一. 录井综合图：（1 ：500） 1. 规格:纸张规格A4（卷纸） 2 . 图头：一号字（隶书），比例尺1:500 二号字（宋体） 油商秘密（3号黑体 图列：六号字（宋体），其他文字均为小五号字（宋体） 3. 图幅：横向总宽为279 依次为： 35+45+9+9+7+30+13+45+40+30+8+8=279 钻时+电位时差伽马+层位+井深+颜色+剖面+取心+双侧向 +全烃+密度粘度+测井解释+综合解释 4. 曲线颜色： 钻时红色，自然电位为红色，声波时差为绿色，自然伽马为蓝色感应（红色、绿色、蓝色、紫色、黑色），密度为红色，粘度为绿色。 5. 色谱曲线一栏：参考复印(红色、绿色、蓝色、紫色) 6. 特殊岩性使用统一图列; 碳质泥岩：凝灰质泥岩：钙质砂岩： 二. 岩心录井综合图：（1 ：100） 1. 规格: 纸张规格A4（卷纸） 2.图幅：横向总宽为279 cm 依次为 15+15+15+45+9+9+15+15+7+30+9+40+55=279 cm 孔隙度+渗透率+饱和度+电位时差伽马+层位+井深+取心 +岩样（心）位置+颜色+剖面+破碎磨光位置+深感应+岩性描述 字体、字号、曲线颜色均与录井综合图一致。 三. 录井完井报告：（二号宋体加粗） 1.纸张规格A4（包括附图、附表） 2. 封面格式、扉页格式、报告字号与报告文字内容必须严格按石油天然气探井录井资料采集与整理操作规程（第三版）执行。 封面：页边距上60mm、下45mm、 盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体） xx井录井完井报告封面（二号宋体） 中国石油…..年…..月…日….. 为（四号宋体） 扉页：盆地及一、二、三级构造单元名称（三号宋体、距顶50mm）井录井报告为（二号宋体）
尿素热解制氨工艺的安全运行与节能优化示范文本
尿素热解制氨工艺的安全运行与节能优化示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
尿素热解制氨工艺的安全运行与节能优 化示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 目前在众多的火力发电厂脱硝技术中，选择性催化还 原工艺(SCR)和选择性非催化还原工艺(SNCR)，是应用最为 广泛的两种技术。脱硝还原剂主要来源有氨水、液氨和尿 素三种，又以液氨和尿素应用最为广泛。由于尿素在运 输、储存及电厂操作方面具有的安全性优势，越来越多的 火力发电厂选用尿素作为脱硝还原剂。尿素热解制氨工艺 成为了烟气脱硝装置的核心技术之一。但是，尿素在热解 过程中，往往伴随着尿素热解不充分，导致热解系统出现 结晶、堵塞等问题，并成为影响烟气脱硝装置长周期安全 稳定运行的隐患。 石景山热电厂20xx年完成了全厂4台670吨燃煤锅
炉烟气脱硝环保改造工程。锅炉烟气脱硝工程采用炉内低NOx燃烧器与SCR相结合的技术措施。其中，脱硝还原剂采用尿素热解制氨工艺，将50%尿素溶液使用专用的雾化喷射装置喷入到热解炉中，尿素溶液雾滴在热解炉内 350~600℃的环境下迅速完成分解制NH3过程，而尿素热解所需要的热量是通过燃用0#轻柴油得到。 脱销改造工程竣工投产后在尿素热解装置系统中相继出现以下主要问题： 1 、脱硝尿素热解炉在实际运行中，尿素热解炉及喷射系统内均不同程度的出现结晶、堵塞问题，严重时，曾发生过热解炉因大面积结晶堵塞被迫停运的情况。经调研，在北京、上海、深圳、河北、山西等地，很多电厂使用的尿素热解装置同样存在尿素热解反应不充分、热解炉大量产生沉积物的问题。部分电厂采用提高热解室出口温度的方法消除热解炉中的沉积物，由此增加了尿素热解的
浅谈弱油气显示录井解释评价方法
浅谈弱油气显示录井解释评价方法 随着勘探领域的拓展、超深井的钻探、新型钻井工艺PDC钻头及新型钻井液体系的使用等，造成大量弱油气显示。各种原因造成的弱油气显示，使测录井“发现难、评价难、现场快速识别难、定量评价难”等矛盾日益突出。搞清弱油气显示的成因，寻求有效的录井工艺及方法成为必然。本文从弱显示油气层的录井响应特征和分布规律出发，针对弱油气显示各种类型，总结了地化、核磁、定量荧光录井在弱显示录井识别及评价中的应用，对提高今后现场录井资料的油层发现率，具有一定的借鉴意义。 标签：录井方法；油气显示；解释评价；分布规律 1 弱油气显示特征 ①地质录井呈弱显示特征：岩屑、岩心、壁心荧光级别低，油气层识别难； ②气测显示弱，产层与非产层难以识别与评价；③低电阻率、低孔低渗、水淹等，造成测进解释产层与非产层、储层与非储层难以评价。 2 弱油气显示成因 ①低孔渗造成的弱显示。低孔低渗油气层进入井筒油气少，造成岩屑、气测录井显示弱、测井解释级别低；②薄互层、细岩性造成的弱显示。油气层电阻率低，测井识别难；油层与水层电阻率相差小，测井评价时油、水层界线难划分； ③深层造成的弱显示。深层油气层往往物性差、油质轻、上返井段长、岩样烃类损失大，常规地质及气测均显示差，现场油气层识别难；④原油性质造成的弱显示。一般地，轻质油常规地质录井弱显示；重质、稠油气测显示弱；⑤其它成因造成的弱显示。钻井工艺如PDC钻头、钻井液体系、过平衡钻进等造成地质及气测录井油气显示弱；油层水淹使油气层烃类尤其轻烃损失大，地质、气测显示弱。 3 弱油气显示录井评价方法 弱油气显示给测、录井带来了较大的挑战，通过地化、核磁、定量荧光录井手段可以大大提高弱油气显示的发现。 3.1 弱油气显示地化录井评价技术 岩石热解参数S0、S1、S2及Tg分别是岩石中气态烃、液态烃、热解烃及总烃的含量，反映了储层含烃丰度及烃组分情况，可以看作样品的“含烃指标”，该指标越大则储层产油可能性越大；“失重百分比”是单位重量岩石中流体含量，是样品的“含水指标”，该指标可判断储层是否含水。热蒸发烃色谱是储层中可动烃更细腻的描绘，它直接分析出可动烃单碳峰含量，相当于油气层烃类的“指纹”。通过地参数及图谱，针对各种类型弱油气显示地化录井参数响应特征，寻找规律，
实验1生油岩岩石热解分析
实验1生油岩/储油岩岩石热解分析 一、实验目的 1?掌握生油岩/储油岩热解分析的实验原理； 2?掌握油气显示评价仪（OG-2000V ）的使用方法； 3?能够应用岩石热解仪分析的结果对生油岩或储油岩进行定性分析。 二、实验原理 在一定的条件下，烃源岩中有机物一部分生成烃类，这些烃类一部分运移到具有孔隙性 的储层中，另一部分残留在烃源岩中，而未生成烃类的高聚合物干酪根也存在于烃源岩中。 储层中石油主要由各种烃类、胶质和沥青质构成，生油岩主要由烃类和生油母质干酪根组成。 不同烃类组分，不同分子量和分子结构的胶质、沥青质、干酪根均具不同的沸点，当温度达 到某有机组分的沸点时，该种有机物质便蒸发裂解并从岩石中解析。 油气显示评价仪的分析原理：当程序升温时，岩石中的烃类、胶质、沥青质、干酪根在 不同的温度点挥发、裂解，并从岩石中脱析，经载气携带使其与岩石样品进行定性的分离， 并由载气携带直接进入氢火焰离子化检测器（FID ）检测，经微机进行运算处理，记录各组 份的含量和S2峰顶温度（Tmax），予以评价烃源岩，储集岩的优劣。 图3-1油气显示评价仪分析原理框图 标准分析周期（适用于生、储油岩样品的热解三峰分析）：本次实验采用的分析周期 S o：90C恒温2min ; S i:快速加热至300C恒温3min ; S2：以50C /min的速率升至600C 后，恒温1min。 S4 （残碳分析周期）
氧化阶段：氧化炉600 C恒温7min，热阱低温吸附CO、CO2； 分析阶段：热阱快速加热至380C恒温，CO2转换为CH4进入检测器，共用3min。 适用于储油岩样品的热解五峰分析周期（了解）： 第一阶段：将样品加热至90 C的载气吹洗岩样2min，检测天然气馏分S o峰。 第二阶段：岩样被送入初始温度为200 C的热解炉中恒温1min，检测汽油馏分S i峰。 第三阶段：热解炉从200C以50C/min程序升温速率升温至350C,恒温imin ,检测S21峰。 第四阶段：热解炉从350C以50C/min程序升温速率升温至450C并恒温imin，检测S22峰。 第五阶段：热解炉从450C以50C/min程序升温速率升温至600C并恒温imin，检测S23峰。 第六阶段：样品在氧化炉中600C氧化，热阱在常温吸附，CO、CO2转换分析。 热解色谱资料可提供下述地化参数： S0（mg/g）—岩石中轻烃（C i - C7）含量； S i（mg/g）—岩石中残留烃含量（若测S0时，不包括C i —C7烃）； S2（mg/g）—岩石中裂解烃含量； S3（mg/g）—岩石热解生成的CO2量，代表岩石样品在600 C下不能裂解的残余有机碳，代表部分胶质和沥青质。 三、实验步骤 i ?打开气源总阀或气体发生器开关，观察其压力分别不低于N20.3MPa、H20.3MPa、Air0.4MPa。 2?打开电源开关，仪器显示“欢迎使用-OG-2000V油气显示评价仪”，表明仪器上电正常。 3. 设置分析周期和热解、残碳的灵敏度。 4. 按“准备”键，仪器各点加热进入准备状态。 5. 在仪器准备过程中，打开微机，进入地化分析程序。用鼠标点击“井初始化”，键入井号等参数；再点击“仪器调试”，在“周期设置”中选择周期；再点击“样品分析” ，填取S2、
生产测井考试题目大总结
1、简述涡轮流量计的工作原理。 涡轮流量计的传感器有装在低摩阻枢轴扶持的轴上的叶片组成。轴上装有磁键或者不透光键，使转速能被检流线圈或光电管测出来。当流体的流量超过某一数值后，涡轮的转速同流速成线性关系。记录涡轮的转速，便可推算流体的流量。 2、敞流式涡轮流量计测井为什么需要井下刻度？怎样刻度？ 井下刻度就是建立一起响应频率和流体速度之间的精确关系，也就是确定涡轮流量计响应方程)()(th f V V K RPS N -=中的K 和th V 。由于K 和th V 与流体性质和摩阻有关，而井下不同深度的流体性质可能不同，测量之先又不可能知道，所以需要在井下实际测量过程中进行刻度。 井下刻度的方法是通过在流动的液体中，仪器用多个分别向上和向下的绝对速度，测量记录响应曲线来实现的。首先，流量计以不同的稳定电缆速度通过探测井段进行测量记录。其次在未射孔的稳定流动井段选择一系列读值点。最后，以电缆速度和涡轮转速为纵、横坐标绘制刻度图。 1、温度测井对井内条件有哪些要求？为什么？ ? 温度测井可以在稳定生产或注入的流动条件下进行，也可以在关井后的静止条 件下测量。为获得最优资料，对于流动测井，要求测前48h 内生产或注入条件（流量、压力和温度等）保持稳定；对于静态测井，不允许有注入或泄漏，否则会干扰测井信息。在所有测井项目中，必须最先进行温度测量，并在一起下放过程中进行，以免仪器与电缆运动破坏原始的温度场。如果需要重复测井，应将仪器提到测量井段上部停数小时，使被搅动的温度场恢复平衡后再进行测量。 3、怎样利用时间推移技术测量井温曲线划分吸水剖面？ 在一口注水井中注水一段时期，然后关井并在某一周期内多次进行温度测井，观察井温剖面恢复到原来地温值的过程。由于吸水冷却带半径大而且强，而未吸水层降温带半径小而且弱，吸水层位回到地温的速率比未吸水井段要慢得多，从而在恢复井温曲线上显示出异常。 6、试述多相流动测井解释的一般程序。 (1) 收集整理测井资料及有关数据 (2) 划分测井解释层段 (3) 分层读取测井数值 (4) 定性分析测井资料 (5) 计算流体性质参数 (6) 选择确定解释参数 (7) 计算流体视速度 (8) 计算各相持率 (9) 确定流体总平均速度 (10) 计算各相表观速度 (11) 计算管子常数 (12) 计算井下流体流量 (13) 计算地面流体流量 (14) 计算流量剖面 (15) 检查修正解释结果 (16) 总结报告解释成果 7、试对漂移流动模型和滑脱流动模型进行分析比较。
录井解释方法
录井解释方法 开放分类：石油、地质、录井、采油 录录井解释方法 录井解释的具体工作，首先是对录井采集资料进行资料处理，求取储层评价参数，对录井单项资料进行定性解释，然后结合测井资料、岩心分析、试油等资料，进行图版解释和综合分 析判断，确定油气水层解释结论，预测油气层产能。从研究对象上，又可细分为油水层解释、气水层解释和水淹层解释。 第一节油水层解释方法 油水层解释流程： 采集资料处理——应用技术及有效参数优选——单项资料解释——解释图版建立——综合分析判断——油层产能预测 一、应用技术及有效参数优选 1.主要应用技术 ①岩心等实物观察判断技术 ②气测资料解释技术 ③地化分析评价技术 ④荧光显微图像分析评价技术 ⑤井喷、井涌、井漏、油气水侵及钻井液油气显示解释技术 ⑥测井解释技术 2.有效参数优选 ①反映有效厚度的参数：岩心含油产状及厚度，测井解释井段及对应的曲线特征，井壁取心含油砂岩井深位置，岩屑含油显示井段，气测异常显示井段。 ②反映孔隙性的参数：岩心分析孔隙度及孔隙类型，测井解释孔隙度、声波时差、岩性密度、中子密度曲线特征，地化热失重分析孔隙度，核磁共振分析孔隙度，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度等，荧光图像分析面孔率。 ③反映渗透性的参数：岩心分析渗透率，岩心、岩屑、井壁取心岩性、粒度、分选性、磨圆度、胶结物、充填物、裂缝及层理构造发育程度等，荧光图像分析孔隙清晰度、连通性，测井自然电位、自然伽玛、声波时差、微电极幅度差、井径等。 ④反映含油性的参数：岩心、岩屑、井壁取心一次观察含油特征，地化分析岩石含烃量，气测分析全烃含量及异常显示曲线形态，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征，测井电阻率及其曲线特征。 ⑤反映原油物性（渗流性）的参数：岩心、岩屑、井壁取心二次观察含油特征，地化分析岩石烃类组分含量、相对含量及其谱图形态特征，荧光图像孔隙含油颜色及分布特征，气测分析组分相对含量，井喷、井涌等异常现象及钻井液槽池面显示特征。 ⑥反映含水性的参数：岩心、井壁取心含水特征，地化分析烃类组分相对含量及其谱图形态特征，气测分析H2、CO2、CH4含量，气测异常显示曲线形态及组分相对含量，荧光图像含水特征，测井解释含水饱和度。 ⑦反映地层压力的参数：钻井液密度与井喷、井涌等异常现象，综合录井d指数、σ指数及钻井液体积等参数。 由于地下地质现象的复杂性，真实的地层很难直接得到，测、录井井筒采集资料中的感官现象、曲线特征、图形特征、图像特征、宏观的井口异常现象等，都可以作为获得储层参数的重要信息。 二、单项录井资料解释方法
洛阳电厂脱硝还原剂液氨改尿素可行性设计
电厂 2×300MW机组改建工程 脱硝还原剂液氨改尿素可行性方案 发电 2016.10
目录 脱硝还原剂液氨改尿素可行性方案 (1) 1、项目概况 (1) 2、尿素制氨工艺 (1) 2.1 热解制氨系统工艺 (1) 2.2 水解系统工艺 (3) 3、现场条件概况 (5) 4、尿素水解方案 (5) 4.1 尿素水解方案一 (5) 5、尿素热解方案 (5) 5.1 系统概述 (5) 5.2 主要设备 (5) 6、技术比较 (6) 6.1 尿素热解技术 (6) 6.2 尿素水解技术 (7) 7、厂用电增容改造 (7) 8、方案比较 (7) 8.1 投资费用比较 (7) 8.2 运行费用比较 (8) 8.3 方案技术经济定性对比汇总 (8) 9、结论和建议 (9) 9.1 结论 (9) 9.2 建议 (9)
1、项目概况 电厂机组容量为2×300MW，脱硝还原剂采用液氨法，脱硝系统单台机组氨耗量为127kg/h。 根据集团公司指示，需要将我厂脱硝还原剂由液氨更改为尿素方案，现就该方案更改作如下论证。 2、尿素制氨工艺 以尿素作为原料制取氨气相对于氨水蒸发及液氨蒸发技术具有较高的安全性，随近几年国家对安全运行要求的提高，已逐步代替液氨作为还原剂制备原料。尿素制氨技术目前成熟的有尿素热解和尿素水解制氨两种方法。 2.1 热解制氨系统工艺 尿素热解制氨的原理是利用辅助能源(燃油、电加热等)在650℃温度的热解炉，将雾化的尿素溶液直接分解为氨气，其反应方程式为： CO(NH 2) 2 → NH 3 ↑+ HNCO HNCO + H 2O → NH 3 ↑ + CO 2 ↑ 尿素热解制氨系统是由SNCR技术发展而来，早期的该项技术主要由美国燃料公司开发。尿素热解制氨系统由1)尿素颗粒储存和溶解系统、2)尿素溶液储存和输送系统及3)尿素热解系统组成。 在该系统中，储存于储仓的尿素颗粒由输送到溶解罐，用除盐水溶解成质量浓度为40%-60%的尿素溶液，通过泵输送到储罐进行储存；之后尿素溶液经给料泵、计 量与分配装置、雾化喷嘴等进入高温分解室，在650℃分解生成NH 3、H 2 O和CO 2 ，分 解产物经氨喷射系统进入SCR系统。尿素热解制氨系统采用单元制布置(一台热解炉产氨供一台机组)。 尿素热解制氨系统简要工艺流程如下：
尿素热解制氨关键技术及其产业化东南大学
2018年国家技术发明奖提名项目 公示内容 一、项目名称：尿素热解制氨关键技术及其产业化 二、提名单位意见： 大气污染物治理一直是环境保护领域的重点，其中氮氧化物的安全高效脱除是一个难点。该项目通过系统研究，掌握了尿素热解制氨核心参数，开发了独立的工艺计算软件包，发明了尿素热解制氨装置，形成了尿素热解制氨关键技术，实现了产业化。该项目打破了国外技术垄断，作为自主知识产权技术，有效降低了国内应用烟气脱硝工程的成本，促进了国内环保产业的发展。 项目获得了多项原创性成果，技术经济指标先进；获授权发明专利10项，实用新型专利8项。项目成果作为一种先进的在线制氨技术，可以在多个领域进行液氨脱硝替代，应用前景广阔。成果已实现产业化并应用于烟气脱硝、除尘等工程。项目获得了媒体、同行和用户的高度评价，取得了较大的经济和社会效益。 该项目于2015年获北京市科学技术奖二等奖，对照国家技术发明奖授奖条件，提名该项目申报2018年国家技术发明奖二等奖。提名单位：北京市科委。 三、项目简介： 大气污染物治理一直是环境保护领域的重点，其中氮氧化物的安全高效脱除是一个难点。传统方法采用液氨为原料，产生氨气作为减排氮氧化物的还原剂。但是液氨属于危险化学品，超过10t即为重大危险源，其在运输、储存和使用时都有可能发生危险，国内曾经发生过多起液氨事故，造成重大人身伤亡。采用尿素为制氨原料可以达到与液氨相同的脱硝性能，无毒且使用安全。尿素脱硝技术可作为一项普遍适用的氮氧化物治理技术应用于大气环保领域。 但长期以来，尿素热解制氨技术被国外所垄断。因无有效竞争，致使国内采购尿素热解制氨装置的费用一直居高不下，还要交纳高昂的技术使用费，其价格很大程度上决定着烟气脱硝工程造价，制约着国内烟气脱硝工程的实施。在此背景下，中国大唐集团公司统筹规划，大唐环境产业集团股份有限公司具体牵头，
岩石热解气相色谱法在TK地区录井解释评价中的应用
岩石热解气相色谱法在TK地区录井解释评价中的应用 摘要：本文根据岩石热解气相色谱的显示特征，对TK地区的Es1和Es4+Ek 两套生油源的色谱显示特征进行了区分，建立了分油源的气测解释图版，图例分析表明解释效果良好。 关键词：岩石热解气相色谱气测解释 一、引言 地层储集层的气测录井定性解释评价通常以气测组分特征图版法为主要方法之一，依据显示层气测组分的点、线在图片上的显示区域结合C1组份值，定性判断地层储层性质。由于不同生油母质、不同的热演化程度生成的油气物理性质存在差别，在气测录井资料上的响应特征也存在一定差异，因此按照分区带、分层位做出的油气水显示特征图版会得到一些杂乱的分布线和分布点，代表特性受到影响。本文通过岩石热解气象色谱法在TK区块录井解释评价中的应用，对自不同油源的油气层录井响应特征进行了研究，按分油源对油气层进行解释评价，有效提高了解释评价准确率。 二、岩石热解气相色谱法解释机理 在沉积的有机质中，正构烷烃主要来源于动植物体内的类脂化合物，如浮游生物中的脂肪酸、细菌内的类脂化合物以及陆生植物中的生物蜡、脂肪等，不同来源的正构烷烃，其组成特征也有较大差异。Pr、Ph同属异戊间二烯型烷烃，Pr即iC19，Ph即iC20。这是一组由叶绿素的侧链植醇或类脂化合物衍生的异构烷烃化合物，其热稳定性以及抵抗微生物侵蚀的能力均强于正构烷烃。高等植物中的叶绿素在微生物的作用下都会分解，游离出植醇。在成岩过程中，植醇进一步转化可形成Pr、Ph。一般强还原条件下主要形成Ph，在弱氧化条件下主要形成Pr。[1]利用岩石热解气相色谱图的形态和Pr、Ph峰的特征可以有效区别，地层含油特性。 三、TK地区两种油源解释识别方法 TK地区存在两套主要烃源岩，一是Es4+Ek暗色泥岩，二是Es1下富含烃油页岩。Es4+Ek暗色泥岩埋藏深，成熟度较高，有机质类型以Ⅱ2型为主，部分为Ⅲ型，油质好，TK地区是其油气长期运移得指向；Es1下富含烃油页岩埋藏较浅，成熟度低，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ2型，油质差，为自生自储或短距离运移。通过引入岩石热解色谱法对区块内录井资料进行分析，发现热解色谱法植烷（Ph）峰为主要标志性参数可有效地对显示层油源进行了分别。 1.不同油源原油在热解色谱上的响应特征 通过对本地区大量的井进行分析，来自Es4+Ek暗色泥岩的原油Ph值较低，