页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法与流程

1.本技术涉及页岩油排采技术领域，尤其涉及一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法。


背景技术：

2.本部分的描述仅提供与本技术公开相关的背景信息，而不构成现有技术。
3.页岩油是指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源，其中包括泥页岩孔隙和裂缝中的石油，也包括泥页岩层系中的致密碳酸岩或碎屑岩邻层和夹层中的石油资源。中国陆相页岩油发育的地质时代跨度大，成熟度整体偏低。陆相中低成熟度页岩油具有可动油比例低、有机质热演化程度总体低于1％和压裂改造单井产量低等特征。中低成熟度页岩油滞留烃占比低，但未转化的有机质占比高，有机质转化潜力大。
4.对于成熟度低的页岩油，地下原位加热转化/改质技术被认为是一项非常有效的开采技术，该技术有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、较低污染等技术优点。在现有技术中，通常通过向地下注入可燃气体和空气，利用井下点火器点燃，从而加热页岩油使其热解。
5.然而目前大部分页岩油井为水平井，将井下点火器下入到水平井筒有一定的难度；此外，井下点火器受制于井下工况条件，可能对井筒套管等井下完井设施的安全产生威胁。
6.应该注意，上面对技术背景的介绍只是为了方便对本技术的技术方案进行清楚、完整的说明，并方便本领域技术人员的理解而阐述的。不能仅仅因为这些方案在本技术的背景技术部分进行了阐述而认为上述技术方案为本领域技术人员所公知。


技术实现要素：

7.鉴于现有技术的不足，本技术的一个目的是提供一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法，不需要用井下点火器，并能实现页岩油的热解和吞吐一体化。
8.为达到上述目的，本技术实施方式提供一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置。该模拟装置包括用于容纳页岩油岩心的反应腔室、二氧化碳进气组件、水蒸气进气组件和产物收集组件。所述反应腔室设有第一进气口、第二进气口和出口。二氧化碳进气组件与所述第一进气口相连通。所述二氧化碳进气组件包括第一进气管线以及设置在所述第一进气管线上的第一加热部和第一加压部，所述第一进气管线在所述第一进气口的上游设有第一阀门。水蒸气进气组件与所述第二进气口相连通。所述水蒸气进气组件包括第二进气管线以及设置在所述第二进气管线上的第二加热部和第二加压部，所述第二进气管线在所述第二进气口的上游设有第二阀门。产物收集组件与所述出口相连通。
9.本技术实施方式还提供一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置的控制方法，包括以下步骤：
10.所述反应腔室内放置页岩油岩心；
11.所述第一进气口和所述第二进气口打开，所述出口关闭；
12.所述二氧化碳进气组件通过所述第一加热部和所述第一加压部对二氧化碳加热加压后，所述第一阀门打开，二氧化碳输入所述反应腔室；
13.所述水蒸气进气组件通过所述第二加热部和所述第二加压部对水蒸气加热加压后，所述第二阀门打开，水蒸气输入所述反应腔室；
14.注气完成后，所述第一阀门和所述第二阀门关闭，所述第一进气口和所述第二进气口关闭；
15.所述反应腔室保持密闭预定时间后，所述出口打开，所述产物收集组件收集产物。
16.有益效果：本技术实施方式所提供的页岩油热解吞吐一体化的模拟装置及其控制方法，通过设置反应腔室、二氧化碳进气组件、水蒸气进气组件和产物收集组件，利用加热加压后的二氧化碳和水蒸气将页岩油热解，并且进行吞吐，实现了页岩油的热解和吞吐一体化，具有广泛的应用前景。
17.参照后文的说明和附图，详细公开了本技术的特定实施方式，指明了本技术的原理可以被采用的方式。应该理解，本技术的实施方式在范围上并不因而受到限制。
18.针对一种实施方式描述和/或示出的特征可以以相同或类似的方式在一个或更多个其它实施方式中使用，与其它实施方式中的特征相组合，或替代其它实施方式中的特征。
19.应该强调，术语“包括/包含”在本文使用时指特征、整件、步骤或组件的存在，但并不排除一个或更多个其它特征、整件、步骤或组件的存在或附加。
附图说明
20.为了更清楚地说明本技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
21.图1为本技术实施方式中所提供的一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置的结构示意图；
22.图2为本技术实施方式中所提供的一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置的控制方法的步骤流程图。
23.附图标记说明：
24.1、二氧化碳气瓶；2、二氧化碳进气阀；3、保温层；4、加热管；5、导流板；6、脚架；7、二氧化碳出口；8、第一温度测量元件；9、第一控制阀；10、第一加压部；11、第一中间容器；12、第一阀门；13、第一流量计；14、水蒸气气瓶；15、水蒸气进气阀；16、第二温度测量元件；17、第二控制阀；18、第二加压部；19、第二中间容器；20、第二阀门；21、第二流量计；22、紧固螺栓；23、腔盖；24、绝热层；25、载物台；26、第四阀门；27、集液部；28、压力控制部；29、安全阀门；30、第三阀门；31、集气部；32、反应腔室。
具体实施方式
25.为了使本技术领域的人员更好地理解本技术中的技术方案，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施
例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本技术保护的范围。
26.需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的另一个元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中另一个元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
27.除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本技术的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本技术的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本技术。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
28.请参阅图1。本技术实施方式提供一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置，该模拟装置可以包括反应腔室32、二氧化碳进气组件、水蒸气进气组件和产物收集组件。
29.其中，所述反应腔室32用于容纳页岩油岩心。该反应腔室32设有第一进气口、第二进气口和出口。所述二氧化碳进气组件与该第一进气口相连通。该二氧化碳进气组件包括第一进气管线以及设置在该第一进气管线上的第一加热部和第一加压部10。该第一进气管线在第一进气口的上游设有第一阀门12。所述水蒸气进气组件与该第二进气口相连通。该水蒸气进气组件包括第二进气管线以及设置在该第二进气管线上的第二加热部和第二加压部18。该第二进气管线在第二进气口的上游设有第二阀门20。所述产物收集组件与该出口相连通。本技术所述“上游”、“下游”是以二氧化碳在第一进气管线内的流动方向、水蒸气在第二进气管线内的流动方向、产物由反应腔室32流向产物收集组件的方向作为参考的。例如，在第一进气管线上，越靠近反应腔室32的部位为“下游”，越远离反应腔室32的部位为“上游”。
30.本技术实施方式所提供的页岩油热解吞吐一体化的模拟装置，通过设置反应腔室32、二氧化碳进气组件、水蒸气进气组件和产物收集组件，利用加热加压后的二氧化碳和水蒸气将页岩油热解，并且进行吞吐，实现了页岩油的热解和吞吐一体化，具有广泛的应用前景。
31.在本技术实施方式中，所述二氧化碳进气组件可以包括设置在第一进气管线一端的二氧化碳气瓶1，用于存储后续注入反应容器中的二氧化碳。该二氧化碳气瓶1下游连接有二氧化碳进气阀2。该二氧化碳进气阀2下游连接第一加热部，打开二氧化碳进气阀2能够允许二氧化碳气瓶1中的二氧化碳进入第一加热部。
32.具体的，该第一加热部可以包括保温层3、设于保温层3内的加热管4以及沿流体流动方向间隔分布的导流板5。该加热管4可以为不锈钢电加热管4。该导流板5一端固定在保温层3上，另一端与保温层3之间形成供流体流过的开口。如图1所示，相邻两个开口在流体流动方向上相错开。二氧化碳进入加热管4后，沿着导流板5流动，开口位置错开的导流板5能够延长二氧化碳被加热的时间、增加二氧化碳与加热管4的接触面积，提升加热效果。该加热管4在位于下游的一端设有二氧化碳出口7。该第一加热部还可以设有脚架6，以将第一加热部和放置平面隔开。
33.在本技术实施方式中，该第一加热部下游可以连接有第一温度测量元件8，用于测
量第一加热部内的气体温度。该第一温度测量元件8可以连接有第一控制阀9，第一控制阀9能根据第一温度测量元件8的测量值进行开闭。当第一温度测量元件8测得二氧化碳达到热解温度后，第一控制阀9打开开始放气，第一加热部可以停止加热。该热解温度的具体值可以根据需要进行调整，可以设置不同的温度值进行对照实验。例如，可以利用温度为200℃、250℃、300℃、350℃、400℃、450℃、500℃和600℃的水蒸汽和二氧化碳来热解并吞吐页岩油岩心，然后对比不同温度条件下的产物产量及成分。
34.在本技术实施方式中，第一控制阀9下游可以连接有所述第一加压部10。该第一加压部10可以包括增压泵，增压泵主要用于将加热后的二氧化碳气体升压到一定的压力值，该压力值需满足能实现页岩油岩心的吞吐。本技术对第一加热部和第一加压部10的相对上下游位置不做限定，即二氧化碳可以先加热再加压，也可以先加压再加热。
35.在一种具体的实施方式中，根据二氧化碳的相态图可知，在温度为100℃-400℃，压力为20mpa时，二氧化碳处于超临界流体相态。超临界流体具有液体和气体的双重特性，有与液体接近的密度，又有与气体接近的黏度及高的扩散系数，因此具有很强的溶解能力和良好的流动、传递性能。在常压条件下将二氧化碳加热到300℃，二氧化碳仍处于气体状态；接着把此高温二氧化碳加压到20mpa，则二氧化碳由气态变为超临界流体。如果在常温条件下先把二氧化碳加压到20mpa，则二氧化碳变成液态二氧化碳；接着把此液态二氧化碳加热到300℃，则二氧化碳由液态变为超临界流体。故加热和加压次序不同，影响过程中的二氧化碳相态，而最终二氧化碳都是超临界流体相态。因此，优选的，第一加热部位于第一加压部10的上游，可以避免二氧化碳变为液态、不利于二氧化碳在第一进气管线内的流动或残留在第一进气管线的内壁上。
36.在本技术实施方式中，第一加压部10下游可以连接有第一中间容器11，用于存储加热加压后的二氧化碳。该第一中间容器11下游连接所述第一阀门12。第一阀门12可以是由压力传感器控制其开关的阀门，在第一加压部10内的二氧化碳达到预定压力时，第一阀门12打开。
37.在本技术实施方式中，所述水蒸气进气组件可以包括设置在所述第二进气管线一端的水蒸气气瓶14，用于存储后续注入反应容器中的水蒸气。该水蒸气气瓶14下游连接有水蒸气进气阀15。该水蒸气进气阀15下游连接所述第二加热部，打开水蒸气进气阀15能够允许水蒸气气瓶14中的水蒸气进入第二加热部。第二加热部的具体结构可以参考上述第一加热部的说明，在此不再赘述。
38.在本技术实施方式中，该第二加热部下游可以连接有第二温度测量元件16。该第二温度测量元件16可以连接有第二控制阀17，第二控制阀17能根据第二温度测量元件16的测量值进行开闭。当第二温度测量元件16测得水蒸气达到热解温度后，第二控制阀17打开开始放气，第二加热部可以停止加热。该热解温度的具体值可以根据需要进行调整，详细可参考上文所述。该第二控制阀17下游可以连接有所述第二加压部18。该第二加压部18可以包括增压泵，增压泵主要用于将加热后的水蒸气升压到一定的压力值，该压力值需满足能实现页岩油岩心的吞吐。本技术对第二加热部和第二加压部18的相对上下游位置不做限定。优选的，第二加热部位于第二加压部18的上游，可以避免水蒸气变为液态、不利于水蒸气在第二进气管线内的流动或残留在第二进气管线的内壁上。第二加压部18下游可以连接有第二中间容器19，用于存储加热加压后的水蒸气。该第二中间容器19下游连接所述第二
阀门20。第二阀门20可以是由压力传感器控制其开关的阀门，在第二加压部18内的水蒸气达到预定压力时，第二阀门20打开。
39.在本技术实施方式中，第一进气管线在第一阀门12与第一进气口之间设有第一流量计13，用于测量进入反应腔室32内的二氧化碳的流量。第二进气管线在第二阀门20与第二进气口之间设有第二流量计21，用于测量进入反应腔室32内的水蒸气的流量。调节第一阀门12和第二阀门20的开度能改变进入反应腔室32内的二氧化碳和水蒸气的流量。结合第一流量计13、第二流量计21的读数，调节第一阀门12和第二阀门20的开度，可以控制进入反应腔室32中的二氧化碳和水蒸汽的组分比。
40.在本技术实施方式中，反应腔室32的出口包括排气口和排液口。所述产物收集组件包括与该排气口相连通的集气部31、与该排液口相连通的集液部27。集气部31在排气口下游可以设有第三阀门30，以控制排气口的开闭。集液部27在排液口下游可以设有第四阀门26，以控制排液口的开闭。
41.页岩油岩心在反应腔室32内的反应分为两个阶段。第一个阶段为高温加热裂解页岩油；第二个阶段为焖井后，利用高压二氧化碳和水蒸汽来对页岩油进行吞吐置换。最后，页岩油热解产物分为气体和液体，液体产物通过第四阀门26进入集液部27，气体产物通过第三阀门30进入集气部31。集液部27可以位于反应腔室32的下方，集气部31可以位于反应腔室32的上方，集液部27和集气部31可用于收集页岩油热解反应、吞吐结束后的产物，方便后续进行产物分析。
42.进一步的，反应腔室32外设有绝热层24和腔盖23，用于形成所述反应腔室32。腔盖23可以通过紧固螺栓22与绝热层24相连，紧固螺栓22和腔盖23用来承载反应腔室32内的高温高压气体反应过程。紧固螺栓22要能承受一定的压力值，例如20-40mpa。第一进气口、第二进气口和排气口可以设置在腔盖23上。反应腔室32内可以设有用于放置页岩油岩心的载物台25，该载物台25可以设有所述排液口。
43.优选的，反应腔室32连接有压力控制部28和安全阀门29。当反应腔室32内的压力超过预定压力时，压力控制部28关闭第一阀门12和第二阀门20并打开所述安全阀门29，把过压气体通过安全阀门29排放出去，控制反应腔室32内压力在预定值，保证实验压力符合要求。该预定压力可以为页岩油岩心的热解压力。
44.本技术实施方式中的管线(如第一进气管线、第二进气管线等)可以选用绝热管线，具有良好的保温效果。上述各部件均可与控制端连接，该控制端可以具有控制阀门开闭以及采集数据的功能。
45.现有技术中，在井下点燃点火器实现加热热解页岩油，存在加热效率不高、转化程度低和难以大规模实施等缺陷。而本技术利用加热后的高温二氧化碳和水蒸气把固体有机质转化为油气，对页岩油进行热解改质，同时将二氧化碳和水蒸气在地面加压，能够补充地层压力，提高油藏压力使其达到吞吐压力，最后返排形成吞吐过程，实现页岩油热解后的吞吐，提高了油气采收率。水蒸气可以促进页岩油的裂解，二氧化碳可以提高页岩油裂解产生油气的驱替作用，高温高压下的水蒸气和二氧化碳结合可以实现页岩油的热解与吞吐。本技术实现了将页岩油热解改质和吞吐相结合，实现了一体化应用。本技术提供的模拟装置具有加热快、效率高、可操作性强等优点。
46.本技术仅需要二氧化碳和水蒸气即可实现页岩油的热解和吞吐一体化，不需要其
他的气体。并且可以利用高温二氧化碳和水蒸气共同作用来提高有机质页岩油中的游离态和吸附态烃转化动用效率。本技术可以为我国页岩油工业化开采提供高效、可靠的技术支撑。
47.如图2所示，本技术实施方式还提供一种页岩油热解吞吐一体化的模拟装置的控制方法。
48.该方法可以包括以下步骤：
49.步骤s10：所述反应腔室32内放置页岩油岩心。
50.在本步骤中，可以先选取准备好的页岩油岩心，测试岩心样品长度、直径和质量等基础参数。将岩心置于夹持器中，在加围压条件下(围压加载主要通过往夹持器环空注气)把夹持器中的岩心抽真空，然后使原油在其饱和压力下进入岩心，保持围压高于饱和压力，直至夹持器出口端连续出油，模拟地下岩心的真实状态。将饱和原油的页岩油岩心放入反应腔室32内的载物台25上。
51.步骤s20：所述第一进气口和所述第二进气口打开，所述出口关闭。
52.在本步骤中，为后续二氧化碳和水蒸气的进入做好准备，出口保持关闭。
53.步骤s30：所述二氧化碳进气组件通过所述第一加热部和所述第一加压部10对二氧化碳加热加压后，所述第一阀门12打开，二氧化碳输入所述反应腔室32。
54.步骤s40：所述水蒸气进气组件通过所述第二加热部和所述第二加压部18对水蒸气加热加压后，所述第二阀门20打开，水蒸气输入所述反应腔室32。
55.在步骤s30和步骤s40中，二氧化碳进气组件将二氧化碳利用第一加热部加热，第一温度测量元件8测得第一加热部的二氧化碳达到预定温度时，第一控制阀9打开，二氧化碳进入第一加压部10，第一加压部10对二氧化碳加压。当二氧化碳到达预定压力时，第一阀门12打开，高温高压二氧化碳进入反应腔室32内进行反应。例如，在一个具体的实施方式中，当第一温度测量元件8测得第一加热部的二氧化碳到达400℃时，第一加热部可以停止工作，第一控制阀9打开，二氧化碳进入第一加压部10，将气体输送进第一中间容器11。当二氧化碳到达30mpa时，第一阀门12打开，高温高压二氧化碳进入反应腔室32内进行反应。
56.水蒸气进气组件将水蒸气利用第二加热部加热，第二温度测量元件16测得第二加热部的水蒸气达到预定温度时，第二控制阀17打开，水蒸气进入第二加压部18，第二加压部18对水蒸气加压。水蒸汽加热加压原理与二氧化碳一致，此处不再赘述。
57.第一阀门12和所述第二阀门20的开度能调节，以改变进入反应腔室32内的二氧化碳和水蒸气的流量及比例。例如，反应腔室32内可以注入高温高压二氧化碳和高温高压水蒸汽的等比例混合气体。反应腔室32内的压力超过预定压力时，压力控制部28关闭第一阀门12和第二阀门20并打开安全阀门29排气，使所述反应腔室32内的压力下降到预定压力，保证实验压力符合要求。
58.步骤s50：注气完成后，所述第一阀门12和所述第二阀门20关闭，所述第一进气口和所述第二进气口关闭。
59.在本步骤中，通过第一流量计13和第二流量计21测出二氧化碳和水蒸气的流量达到预定值后，或者反应腔室32内的压力达到预定值后，可以认为注气完成。注气完成后，反应腔室32保持密闭状态。
60.步骤s60：所述反应腔室32保持密闭预定时间后，所述出口打开，所述产物收集组
件收集产物。
61.在本步骤中，保持反应腔室32保持密闭预定时间，模拟焖井。该预定时间可以是24-72小时，例如48小时。在焖井期间，二氧化碳和水蒸汽不仅与基质原油产生吞吐作用，而且能把页岩油加热到特定温度来热解页岩油并实现吞吐，将热解后的产物从岩心中置换出来。尤其二氧化碳能和基质原油发生置换，二氧化碳不仅起到加热页岩油的作用，还可以萃取页岩油的组分，提高地层压力。高温二氧化碳和水蒸气可以以热对流的方式把热量传递给页岩油岩心，热对流的效率要比热传导速度和效率更高。低成熟度页岩在加热过程中，页岩油有机质会在高温下生烃、有机质裂解产生轻烃和气态烃，这样可以提高页岩油的收获率。
62.焖井结束后，可以依照设定的速度进行产物收集，即调整第三阀门30和第四阀门26的开度改变收集速度，记录生产过程中产量随时间的变化，直至没有液体产物流出时可以停止开采。其中，可以通过控制端的数据采集系统自动记录生产过程中产量随时间的变化。
63.如前文所述，第一加热部和第二加热部的加热温度均可以调整，以设置不同的温度值进行对照实验。利用不同温度的水蒸气和二氧化碳来热解并吞吐岩心，从而对比不同温度条件下的产物产量及成分。同样的，第一加压部10和第二加压部18的压力均可以调整，以设置不同的压力值进行对照实验。利用不同压力的水蒸气和二氧化碳来热解并吞吐岩心，从而对比不同压力条件下的产物产量及成分。产物成分可以利用气相色谱-质谱仪检测。
64.在一个具体的实施方式中，对一块页岩油岩心进行多组对照实验，在不同的实验中，二氧化碳和水蒸气的加热温度不同，压力均为30mpa，得到下表1中的数据。序号1的数据为对岩心原样测量所得，序号2-4的数据为对经过热解吞吐后的岩心测量所得。
65.表1
[0066][0067]
在上表1中，s
1-1
主要成分为以游离态赋存的轻质油组分；s
1-2
主要成分为以游离态赋存的轻质—中质油组分；s
2-1
主要成分为以吸附-互溶态(束缚态)赋存的重烃、胶质沥青等；s
2-2
主要为干酪根热解烃。
[0068]
该岩心原样中含有s
1-1
(即游离态的轻质烃)，说明低成熟度的页岩油有少量的游离态烃。观察岩心原样的具体数值，s
2-2
占大部分，说明热解前的页岩油大部分为固态干酪根，少部分为游离态的轻质组分。随着热解进行，固态有机质转化为可采的轻质组分，可被吞吐开采出来，固体有机质逐渐变少。
[0069]
在本实施方式中，该方法实施方式与装置实施方式相对应，其能够实现装置实施方式所解决的技术问题，相应的达到装置实施方式的技术效果，具体的本技术在此不再赘
述。
[0070]
需要说明的是，在本技术的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的和区别类似的对象，两者之间并不存在先后顺序，也不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本技术的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
[0071]
本文引用的任何数值都包括从下限值到上限值之间以一个单位递增的下值和上值的所有值，在任何下值和任何更高值之间存在至少两个单位的间隔即可。举例来说，如果阐述了一个部件的数量或过程变量(例如温度、压力、时间等)的值是从1到90，优选从20到80，更优选从30到70，则目的是为了说明该说明书中也明确地列举了诸如15到85、22到68、43到51、30到32等值。对于小于1的值，适当地认为一个单位是0.0001、0.001、0.01、0.1。这些仅仅是想要明确表达的示例，可以认为在最低值和最高值之间列举的数值的所有可能组合都是以类似方式在该说明书明确地阐述了的。
[0072]
除非另有说明，所有范围都包括端点以及端点之间的所有数字。与范围一起使用的“大约”或“近似”适合于该范围的两个端点。因而，“大约20到30”旨在覆盖“大约20到大约30”，至少包括指明的端点。
[0073]
披露的所有文章和参考资料，包括专利申请和出版物，出于各种目的通过援引结合于此。描述组合的术语“基本由
…
构成”应该包括所确定的元件、成分、部件或步骤以及实质上没有影响该组合的基本新颖特征的其他元件、成分、部件或步骤。使用术语“包含”或“包括”来描述这里的元件、成分、部件或步骤的组合也想到了基本由这些元件、成分、部件或步骤构成的实施方式。这里通过使用术语“可以”，旨在说明“可以”包括的所描述的任何属性都是可选的。
[0074]
多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地，单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。
[0075]
应该理解，以上描述是为了进行图示说明而不是为了进行限制。通过阅读上述描述，在所提供的示例之外的许多实施方式和许多应用对本领域技术人员来说都将是显而易见的。因此，本教导的范围不应该参照上述描述来确定，而是应该参照所附权利要求以及这些权利要求所拥有的等价物的全部范围来确定。出于全面之目的，所有文章和参考包括专利申请和公告的公开都通过参考结合在本文中。在前述权利要求中省略这里公开的主题的任何方面并不是为了放弃该主体内容，也不应该认为发明人没有将该主题考虑为所公开的发明主题的一部分。