液面自动监测仪井口装置图

Ⅰ 污水处理厂的实验室都有什么仪器，哪些是必须的具体的流程是什么

污水处理复厂一般采用制二级处理，其流程包括：
粗格栅—提升—细格栅—（粉碎）—沉砂—初次沉淀—生物处理（活性污泥法、生物滤池、氧化沟等）—二次沉淀—（后曝气）—消毒—出水
当然现在有些处理厂还包括后续的深度处理和回用部分。
污水处理厂的实验室主要做国家排放标准里说的各项指标的实验，《污水综合排放标准》（GB8978-1996）：pH、悬浮物SS、BOD5、COD
氨氮、总氮TN、总磷TP等。
对于污水处理厂，常规测样只监测进出水就可以了，只有在调试或者工艺有问题时才会监测各单元。
关于仪器，每种指标污染物都有自己的相关仪器（pH计、COD快速消解仪 、BOD5测试仪等），也可以采用简单的分析化学实验的方法测出，具体见国家环保总局编的《水和废水监测分析方法》，对于污水处理厂用的一般比较简单的国产设备，高校会有更好的研究设备。
你说的水质分析应该就是标准中提到的各项污染物质的监测分析方法，原子吸收只是其中某一个方法而已，一般用于测定离子含量（金属等），污水处理厂不大可能有，很贵的。
关于具体的设备，你可以看看各个设备商的网站，都有具体介绍和使用手册的。

Ⅱ 油井采油技术是什么

油井试油并确认具有工业开采价值后，如何最大限度地将地下原油开采到地面上来，实现合理、高产、稳产，选择合适的采油工艺方法和方式十分重要。目前，常用的采油方法有自喷采油和机械采油（见图5-1）。

图5-10射流泵工作原理图

5．射流泵采油装置

射流泵分为地面部分、中间部分和井下部分。其中地面部分和中间部分与水力活塞泵相同，所不同的是水力喷射泵只能安装成开式动力液循环系统。井下部分是射流泵，由喷嘴、喉管和扩散管三部分组成，如图5-10所示。

射流泵的工作原理：动力液从油管注入，经射流泵的上部流至喷嘴喷出，进入与地层液相连通的混合室。在喷嘴处，动力液的总压头几乎全部变为速度水头。进入混合室的原油则被动力液抽汲，与动力液混合后流入喉管，在喉管内进行动量和动能转换，然后通过断面逐渐扩大的扩散管，使速度水头转换为压力水头，从而将混合液举升到地面。

射流泵的特点：井下设备没有动力件；射流泵可坐入与水力活塞泵相同的工作筒内；不受举升高度的限制；适于高产液井；初期投资高；腐蚀和磨损会使喷嘴损坏；地面设备维修费用相当高。

Ⅲ 环境监测仪器分类有哪些

1）大气监测可分抄，PM2.5、袭PM10、TSP、
根据结构可分车载式扬尘噪声监测，根据原理可分，β射线法、90度散射式
2)基本仪器包括普通温度计、高温温度计、微量天平、精密天平、分光光度计、气相色谱仪、荧光分光光度计和数字式离子计等；
(3)烟气监测仪器包括烟气测定仪、飘尘采样器、气象观测仪、粉尘采样器、斜管微压计、补偿微压计、皮托管、热球(热线)风速仪和有害气体采样器等；
(4)水质监测仪器包括自动水样采样器、油分分析仪、水质监测仪和酸度计等；
(5)测噪声仪器包括简易声级计、高档录音机、精密声级计和倍频程滤波器等；
(6)有关玻璃仪器、电冰箱、马福炉、烘箱、微型电子计算机等。如有需要和可能，应配备环境监测车。

Ⅳ 检测水质的仪器叫什么

水是生命之源，人类在生活和生产活动中都离不开水。无论是水厂的化验室、第三方检测公司还是污水厂、化工厂、养殖水、饮用水、自来水、泳池水都需要检测一项或单项参数的水质检测仪器。检测水质常用的仪器设备有：
1、COD测定仪：衡量水中有机物质含量多少的指标，量越大污染越严重
2、BOD速测仪： 检测水中的生物化学需氧量（BOD）
3、氨氮检测仪：测量水中的氨氮，氨氮含量较高时，对鱼类则可呈现毒害作用。
4、总磷快速测定仪：用于总磷的检测，过量磷会使湖泊发生富营养化和海湾出现赤潮
5、总氮检测仪：检验污水中总氮含量的智能仪表
6、红外测油仪：针对地下水、地表水、生活污水和工业废水中石油类和动植物油含量及餐饮业油烟浓度的测定及检测
7、COD/氨氮/总磷/总氮/溶解氧/浊度/色度/悬浮物多参数测定仪：检测水中COD/氨氮/总磷/总氮/溶解氧/浊度/色度/悬浮物
8、污水五参数测定仪：主要测定污水中CODCr、总磷、氨氮、悬浮物、总氮五个参数
9、自来水/污水检测仪：可用于测定饮用水中的浊度、色度、悬浮物、余氯、总氯、化合氯、二氧化氯、溶解氧、氨氮、亚硝酸盐、铬、铁、锰、铜、镍、锌、硫酸盐、磷酸盐、硝酸盐氮、阴离子洗涤剂、臭氧等78参数
10、水产养殖水质分析仪：适用于水产养殖业用水的检测，以便控制水的 PH、亚硝酸盐、氨氮、溶解氧、水温、盐度 达到规定的水质标准
11、游泳池水质检测仪：用于测量游泳池内尿素、总氯、余氯，PH、浊度的检测
12、饮用水快速分析仪：生活饮用水及其水源水中余氯、总氯、二氧化氯和臭氧等35种项目的快速测定
13、溶解氧测试仪：用来检测水样中溶解氧浓度，以便控制水的溶解氧达到规定的水质标准
14、PH计：用于化工、冶金、环保、制药、生化、食品和自来水等溶液中PH值监测
15、电导率仪：用于科研、教学、工业、农业等许多学科和领域的电导率测量
16、便携式余氯检测仪：适用于大、中、小型水厂及工矿企业、游泳池等地的生活或工业用水的余氯浓度检测，以便控制水的余氯达到规定的水质标准
17、便携式流速流量仪：可作为各类明渠流速、流量和泵站流量的测量计算
18、在线水质监测仪器：COD/氨氮/总磷/总氮/重金属/微生物在线监测

Ⅳ 辽河油田钻井井控实施细则的第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：
（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

Ⅵ 信息传输与数据分析应用

(一)远程自动监测系统

远程自动化监测系统是地热动态监测系统信息化、标准化和提高有效数据采集率的发展目标。远程自动化监测系统具备井口数字化计量、采集地热资源采灌信息(包括流量、水温、压力、水位等),实现远程传输;终端具备数据存储和输出功能,为地热科研、资源评价、生产提供基础数据,为行政管理部门制定地热资源勘查、开发、利用管理制度和规划提供技术支持。

天津地区现已安装了多套 WS-1040地下水动态自动监测仪,以提升地热动态监测水平。该仪器采用进口压力传感器和温度传感器组成小巧的复合式探头,装入一个密封的不锈钢圆筒内放入井中,将水位压力信号和水温值转变为电信号,通过电缆与主机连接。探头内部有存储单元,测量的数据自动保存在存储单元内,可定期通过接口将数据调入计算机中(图6-12)。测试探头应安装在水泵进水口以上5m的位置,信号线应逐级与泵管捆绑固定,直至井口出线法兰处,要保证信号线出井口的密封。

图6-12 固定在泵管上的投入式探头和井口智能监测仪

图6-13至图6-15为天津市目前推行的单眼地热井井口各种监测仪器仪表的相对位置和布线示意图,以这种位置顺序和方式在采、灌井井口主管道上设计安装地热井井口监测仪器仪表,能保证观测到真实、准确的动态数据。

图6-13 开采井远程监控系统井口仪器仪表布置图

①井口装置;②蝶阀;③单阀水嘴;④温度变送器;⑤压力变送器;⑥电磁流量计;⑦除砂器

1)“DX”为管道直径,电磁流量计为表前5DX,表后为3DX;若为涡街流量计,则表前为10DX,表后为5DX;

2)管道中的阀门应按照工程要求需要设置与电磁流量计相连接的法兰为标准法兰,GB/T9119 2000;

3)为保证测量数值稳定,压力变送器与温度变送器之间间距要不小于200mm

图6-14 回灌井远程监控系统井口仪器仪表布置图

①井口装置;②蝶阀;③温度变送器;④压力变送器;⑤电磁流量计;⑥单阀水嘴;⑦液位计

1)DX为管道直径(φ150mm);

2)与电磁流量计相连的法兰为标准法兰;

3)若⑤为涡街流量计,则表前为10,表后为5

图6-15 地热回灌井智能监测系统仪器仪表布置图

由于放置于井底的自动监测系统受温度(＞80℃)、压力(液面埋深＞120m)及流体腐蚀性影响等,自动监测系统的关键部件——传感器芯片稳定性较差,传输数据误差大;加之探头捆绑固定于泵管,与下泵、提泵同步操作,安装质量不稳定,监测成本增加。因此,常常需要人工监测配合。

(二)地热井口监测仪器仪表

由于地热水质本身特点,在安装和组件中按要求施工,以保证测试数据的准确性和测试仪器仪表的使用寿命。

1.电磁流量计的安装方法

1)按图纸安装在主管道位置上,旋转倾斜角小于20°。

2)流量计受现场条件限制,不能按图纸安装时,按照产品说明书明示的其他安装方式安装,但必须安装在地热井口处所有分水管及设备之前。

3)流量计安装要严格按照管道中水流方向与箭头标识方向一致。

4)流量计主体与显示部分的信号连接严格按照说明书所示连接。

5)流量计主体配置变送器,输出直流电流信号,信号应为4～20mA。

6)正确选择流量计测试量程,兼顾冬夏季采量的变化。

7)流量计应配有出厂标定证书(仪表常数)。

2.温度传感器的安装方法

1)温度传感器主体部分按图纸安装在主管道位置上;配套附件中应包括管道螺栓盲堵,一旦探头需要拆卸及维修,应及时封堵。

2)温度传感器主体探头部位,应处于管道中心线以下。

3)探头部位应采用聚四氟护套,并根据地热水温度,选择合适的测温量程和精度。

4)温度传感器主体配戴变送器,输出直流电流信号,信号应为4～20mA。

3.压力传感器的安装方法

1)压力传感器应按图纸安装在主管道位置上;配套附件中应包括管道螺栓盲堵,一旦探头需要拆卸维修,应及时封堵。

2)压力传感器根据测试压力范围,选择合适的量程和精度。

3)压力传感器输主体配置变送器,输出直流电流信号,信号应为4～20mA。

4)凡具备安装标准井口管路的地热井口,应按照标准图进行施工或改造。

4.水位监测仪的安装方法

1)测试探头随潜水电泵一并安装,将其固定在与潜水电泵连接处第二根扬水管自下而上1m处。探头采用卡箍固定,内衬胶皮护套,固定时用力不宜过大,信号线保护套须逐节泵管捆绑固定,直至井口出线法兰处。

2)安装时探头底部测孔不得被任何物体遮挡或堵塞,不得破坏探头与通气管导线之间的密封,不得磕碰测试探头。

3)井口基座上安装出线法兰,出线后应采用压兰保证出线口密闭,防止空气泄漏,加速井、泵管腐蚀,并方便拆装。

地热井井口主要监测仪器仪表安装方式见图6-13至图6-15。

5.下位机安装的安装方法

1)需安装在方便监测、维护及环境较好的位置。

2)采用支架固定机箱;如现场条件较差或防雨措施较差,机箱上部安装遮水挡板。

3)安装机箱支架时应保证两支架水平,高低位置适合人员观测及维修。

6.电源要求

1)220V交流电源,电源容量大于500VA,有接地端。

2)在下位机附近安装电源箱,内置不少于3个两孔插座和3个三孔插座,断电保护装置及下位机接线端子若干(视测试数据的数量而定)。

7.信号传输线安装要求

1)信号传输线可采用普通信号线或屏蔽信号线,需用不同颜色信号线区分不同传感器的接地线及信号线。

2)在机房电气控制柜中,安装的电流互感器用于测量潜水泵电机变频后的电流,电流互感器的副边不得有开路。

3)各路信号线(水位测试、压力、温度及流量等)无论分线还是集中走线,要全部进入线桥(PVC管或PVC线槽),或地下走线,直至下位机电源机箱入口端,不得走明线。

8.通讯方式的安装要求

现场应安装有固定电话或网络接口,并接至下位机安装位置,以便用于连接网络通信。

井口监测仪表安装及布线见图6-16;网络监测系统见图6-17;计算机监控数据采集系统平面布置见图6-18。通过该套系统,可实现地热井口动态采集数据,由计算机按事先设定好的频率通过远程向监控中心传输,中心系统可远程掌握地热井瞬时开采量、回灌量、水位动态变化;可累计地热井开采量和回灌量,监控是否超量开采;监控中心可对数据进行存储、分析,生成必要的报表和曲线(天津市国土资源和房屋管理局,2006)。

图6-16 供热站井口监测仪表安装、布线图

图6-17 供热站网络监测系统图

图6-18 典型地热利用系统计算机监控数据采集系统平面布置图(图修改)

(三)数据整理

1.资料整理步骤

1)考证基本资料;

2)审核原始监测数据;

3)按照统一数据处理格式整理数据;

4)编制成果汇总的相关文字和图表;

5)原始数据建库和整编成果验收、归档。

2.基本资料的考证

1)考证包括:监测井位置、编号和热储层位等;

2)影响监测精度的因素;

3)监测井类别、监测项目、频次的变动情况;

4)监测工具精度校核情况。

经考证,若发现导致监测数据不符合设计布设目的的或测具校核不符合要求的,其相应监测数据不予整编,及时要求进行复测,并将考证结果详细阐述于成果总结中。

3.原始监测数据审核

1)监测方法和误差。

2)原始记录表填写格式。

3)各监测点监测资料的合理性检查。通过与历次数据对比分析数据的合理性,出现较大误差的数据应确定为“可疑”数据,资料使用中应不予考虑,并及时安排复测。

4)测压水头(压力)对比和分析采用历年同月静测压水头(静压力)对比分析,最好以每年集中开采期前一个月数据进行对比,出现较大误差的可采用年平均静测压水头(静压力)对比分析,并根据同月测压水头(压力)数据编制热储测压水头(压力)平面分布图。

4.水位资料整理

为消除井筒效应,在采用监测所得的不同温度下水位埋深数据资料来分析热储层动力场变化特征时,需要进行温度统一校正。由于地热流体密度与温度呈现一一对应的特点,通过线性回归计算可近似地认为二者呈线性关系,则校正水位埋深可由公式6-1来计算:

沉积盆地型地热田勘查开发与利用

式中:h为校正后的水位埋深(m);H为取水段中点埋深(m);ρ_平为地热井内水柱平均密度(kg/m³);h₁为观测水位埋深(m);ρ₁为统一温度对应的密度(kg/m³);h₀为基点高度(m)。

5.压力换算

根据水位数据换算热储压力采用公式6 2进行。

P(z)=(z-s)·ρ_平·g 6-2

式中:P(z)为z点热储压力(Pa);z为热储的埋深或计算深度(m);s为观测的水位埋深(m);g为重力加速度(m/s₂);ρ_平为地热井内水柱平均密度,即井口温度和井底温度平均值所对应的流体密度(kg/m³);

6.地热资源前景分析

在研究地热资源条件的基础上,根据监测资料编制图件,论证地热资源开发潜力、开发利用前景和地热资源开发对环境的影响,提出进一步开发利用建议。

7.地热资源监测图件编制

(1)编制原则

图件编制要素应直观反映地热资源动态,开发利用现状以及开发利用潜力及前景。

(2)编制图件内容

实际材料图:反映动态监测工作投入的实物工作,动态监测点布局。

开发利用现状图:直观表现各地区地热资源的开发利用现状。

主要热储压力(水位)平面分布图:反映近期和当前主要热储层压力(水位)分布状况,用以对比分析热储压力在开采条件下变化趋势。

主要热储压力(水位)下降速率等值线图:反映热储开发压力下降情况;要素包括压力(水位)下降速率,构造单元开采量。

主要热储流体化学图:要素包括流体水质类型分区和矿化度等值线,反映区域热储流体化学特征,分析流体补、径、排条件。

主要热储开采状况分区图:综合分析以上数据,划分开采状况分区,作为开发潜力和前景分析依据。

(四)年度动态监测报告编写

考虑到能反映完整的供暖期与非供暖期地热资源动态,年度动态数据统计周期为上一年度11月至当年10月,年度动态监测报告形成周期为上一年度11月至当年12月。

(1)年度总结重点分析热储测压水头(压力)变化,可采用以下分析方法:

1)从地热井已有监测历史数据进行对比分析,形成对比结论;

2)分区进行对比分析,阐明各分区变化趋势;

3)全区对比分析,分析全区热储压力(测压水头)变化趋势。

(2)年度总结报告主要内容

前言

主要阐述项目背景、目的和任务、完成工作量、项目经费使用情况等。

第一章 地热地质条件

主要地质背景,监测区断裂构造、储层分布、地热流体补径排特征等(根据近期地热勘查工作成果简单描述)。

第二章 开发利用现状及本年度工作

1)不同行政区、不同热储层采、灌井分布;采、灌量;资源利用状况等,形成相应图表;

2)上一年度主要监测结论、成果;

3)本年度监测网布设、数据采集、分析情况。

第三章 压力场(测压水头)动态分析

热储层测压水头动态变化趋势分析,需要根据测压水头历时曲线、下降速率发展趋势及历时曲线、平面等值线(热储测压水头、下降速率、单位降深等值线等)等相关数据处理结果和图件,得出热储压力(测压水头)横、纵向(时间、空间)上变化及分布,为开采区划提供直接依据。

回灌系统分析。分析各回灌对井利用状况,包括回灌水温、开采井热储压力(水位)和回灌井桶压力(水位)变化情况和回灌率(回灌量与开采量比值)等分析,初步分析影响回灌效果的因素,提出回灌初步建议。

建立集中开采区概念模型,并逐步完善,在此基础上利用数学模型进行短期预报。

第四章 温度场分析

分析温度场平面、纵向特征,重点分析回灌地区温度场变化情况。

第五章 流体化学特征

分析各热储层流体化学特征和流体特征离子历年变化趋势,对流体化学质量进行评价。

第六章 各热储层开采区划

根据压力(测压水头)动态下降趋势,按构造单元,以年降幅、目前测压静水头埋深情况和短期预报结果为依据划分各热储层开采区划,并针对各区特点提出地热开发利用建议。

结论和建议

结论应包括:①本年度地热井总数、开采量、回灌量;②监测网调整情况,数据采集率、质量保证程度;③分层分区开采量、回灌量、静水位、动水位(或热储压力)、降落漏斗变化、水位年降幅;④全区不同热储层化学场;⑤全区不同热储层温度场;⑥根据动态监测资料,对热储层特征、地质构造条件的新认识等。

建议应包括:①下一年度动态监测网调整、工作计划;②针对本年度监测工作中存在的问题,提出下一年度改进措施;③对地热资源开发、管理的建议。

(3)原始数据建库和资料成果验收、归档

Ⅶ 气密性检测仪用途及应用

气密性检测仪能够满足钻井防喷器、采油（气）树和井口装置、节流和专压井管汇等产属品的出厂检验，并同时能够满足上述产品的功能试验。本型号气密封试压台适用于石油工程的管材，防喷器、阀门、采气井口装置、管汇、井下工具及航空、科研机构和各个行业等各类压力容器的气密性检测。

典型应用：1、力容器，汽缸等提供静态和爆破测试。2、航空航天附件维修后的静态、动态测试。3、安全阀门校定 阀门及井口装置水压试验。4、气压调节器的检测 汽车制动系统测试。5、可增压氧气，氮气，氢气，空气，甲烷等各种气体。

久尹科技发展（上海）有限公司是专业从事气体分析技术及仪器的研发、生产、销售和服务为一体的技术企业，公司气密性测试检漏仪触摸LCD显示，显示细腻、清晰；友好人机对话菜单，操作直观方便；核心部件全部采用进口元件，保证测试准确，性能稳定；高精度，对感应极低压力变化非常灵敏，高稳定性，具有温度自动补偿功能；气路连接简单，可实现快速装卸；设计简捷的操作面板，使参数设置易于操作、测试结果显示一目了然，极大地减少了操作失误。

Ⅷ zjy-2型液面自动检测仪有哪几部分组成

液面自动监测仪的井口装置主要由自动气枪组件、充气系统、微音器组件、压力传感器组件和连接头等组成。主要功能是受控发声、感受压力和声反射波，并输出套压和液面信号。

Ⅸ 水位自动监控仪JSY-1D怎么接线

水位自动监测仪器的接线需要看接线柱的符号。
接线上的符号对应其他的标准，就可以按照颜色进行匹配。