油田软件测试范文

油田软件测试范文（精选9篇）

油田软件测试 第1篇

关键词：软件测试,软件运维管理,软件质量控制,软件缺陷分析

引言

随着信息化在油田业务上的深入发展, 油田公司每年需要投入更多的资金来维持信息化的建设, 这些项目的实施为信息化建设注入了生机和活力, 但是, 在密集项目的实施过程中软件的质量如何来保证, 交付用户的软件是最优的吗?软件如何进行后续维护和监控?针对以上问题, 本文深入讨论软件测试理论、测试方法, 总结了多年来油田软件测试流程和任务, 给出了软件测试、资产管理、软件运行管理一体化 (协同) 环境。

一、软件测试理论及方法

软件测试是一个过程, 是哲学思想在软件工程中的运用, 更是质量目标的扩展和延伸。软件测试构成了具有丰富内容的三维空间, 分别是质量目标 (从功能测试到可靠性测试) , 测试层次 (从单元测试到验收测试) 和测试方法 (从黑盒测试到白盒测试) 。软件测试的过程是测试人员在这个三维空间得到最大长方块体积的过程, 现实中, 很多测试人员往往只关注到一个维度和两个维度的软件测试, 而忽视了其他维度的测试, 如图1所示不可能得到最优化的软件。

二、软件测试阶段和任务

随着软件开发的生命周期所包含的活动——进程的不断推进, 测试与之对应, 也划分了不同的测试阶段, 包括需求测试、设计测试、验收测试和安装测试等, 这样软件测试的过程正如软件开发的一样呈现出软件测试的生命周期。图2是根据油田软件测试的多年经验总结出的适合油田软件测试的阶段, 像安装测试这个阶段的实践中发现问题之后, 在2009年增加到软件测试指引当中的。

三、软件测试和部署流程

为了解决油田软件测试存在的问题, 如测试人员少, 维护复杂, 软件运行监控管理困难, 设计了软件测试、部署、运行管理一体化 (协调) 环境。设计的目标是:软件质量自动化控制, 软件运行自动化维护, 软件自动化部署, 及时跟踪用户需求, 软件合理化配置, 软件资产重用等。希望拉近软件与维护人员的距离, 拉近软件开发与软件维护的距离, 拉近用户与软件使用的距离, 拉近整个软件组之间的距离。

四、软件测试报告

如同代码是程序员的成果之一, 测试报告是测试人员的主要成果之一。对于一个好的测试报告, 是建立在正确的、足够的测试结果的基础之上, 不仅要提供必要的测试结果的实际数据, 同时要对结果进行分析, 发现产品中问题的本质, 对产品质量进行准确的评估。

4.1缺陷分析。对缺陷进行分析, 确定测试是否达到结束的标准, 也就是判定测试是否已达到用户可接受的状态。在评估缺陷时应遵照缺陷分析策略中制定的分析标准, 通过缺陷 (每日或每周新发现的缺陷) 趋势分析来了解测试的效率, 也可根据丢失的Bug数目和发现总的Bug数, 可以了解测试的质量。如图3所示。

4.2产品总体质量分析。对测试的结果进行整理、归纳和分析, 一般借助于Excel文件、数据库和一些直方图、圆饼图、趋势图等来进行分析和表示, 主要的方法有对比分析、根本原因查找、问题分类、趋势 (时间序列) 分析等。

五、结束语及下阶段任务

本文总结了多年来油田软件测试过程中形成的标准流程, 以及各个流程阶段软件测试的任务;并据油田软件测试和维护中出现的问题, 如测试人员少、系统复杂、项目多、数据流错综复杂、软件维护监控困难等等, 提出了油田软件测试、部署、运行管理一体化环境来解决以上问题;以及如何通过统计分析方法来反映软件存在的问题。

参考文献

[1]IEEE Std.1028-1997, "IEEE Standard for Software Reviews", clause 3.5.

[2]IEEE1058:ANSI/IEEE STD 1058.1-1987, "IEEE Standard for Software Project Management Plans, "The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc., 1988.

[3]Kerry Zhu.“The software quality assurance and management”, available from:http://www.docin-n.com/p-55158822.html

[4]Glenford J.Myers.:“The Art of Software Testing, 2nd Edition”.USA:Wiley, 2004.

[5]Jerr y Zeyu GAO, H.-S.Jacob Tsao, Ye Wu:“Testing and Qualit y Assurance for Component-Based Software”.USA:Artech House, 2003.

油田软件测试 第2篇

力控自动化软件平台在长庆“数字化”油田中的应用

关键词： 数字化油田 SOA架构 监控组态软件 ForceControl GIS系统 概述：

长庆“数字化”油田是一个复杂的、多层结构的信息化系统，该项目集成了多种硬件平台、软件平台、多种开发工具、多个厂家共同实施和开发的特大型“数字化”项目，实施周期长，项目中将采用几千套的力控监控组态软件做为基础的油井、气井、联合站、集输等油田关键生产的数据采集与集成，同时力控企业实时数据库pSpace做为海量分布式数据管理平台起到集中数据处理与存储的作用，力控系列产品家族做为基础的自动化软件平台和数据中心管理平台为数字化油田基础的数据采集与管理发挥了巨大的作用。

项目背景介绍

长庆油田为国内第二大油田，矿产资源登记面积25.78万平方公里,跨越5省区，长庆油田管理的7万口油、气、水井分布在37万平方公里的鄂尔多斯盆地，涉及4省（区）、数十个市县，各采油、采气厂比较分散独立，管理难度之大、企业成本之高可想而知。

为了降低企业成本、完善企业管理、提高企业在行业的竞争力，长庆油田成立了数字化建设项目组，利用采油工艺整体优化技术、油藏管理技术、自动控制技术、计算机网络技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，结合油田特点，集成、整合现有的综合资源，创新技术和管理理念，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

项目实施与应用情况详细介绍 2.1项目的规划

数字化油田项目采用面向SOA的服务的多层架构，系统与地理信息系统、视频系统、管理信息系统无缝集成，所有的生产数据完全由力控自动化软件平台采用分布式构架进行远程汇总。以建设“油气田生产运行管理系统”为枢纽，建立面向油气田生产、科研、管理、经营的生产管理调度系统和信息资源共享平台，做到油气田生产管理指挥智能化、办公自动化、管理信息化、信息资源网络化、业务处理电子化以及决策科学信息化，实现油气田生产管理的高度协调统一，把油气田建设成为现代化的数字油气田。

长庆油田采气厂与输油处SCADA系统，先将采气厂与输油处的数据由各个分厂采集至西安长庆大厦信息中心，为生产与调度提供原始数据，同时给Google Earth电子地图系统提供方便的数据接口。

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2.2、系统网络拓扑图 2.2.1系统整体网络图

长庆数字化油田系统结构图图例注释应用服务器WEB服务器ERP系统工程师防病毒服务器工程师大屏幕备份服务器NAS分发交换机数据库服务器办公大楼交换机核心交换机 工业隔离设备数据应用中心Internet路由器应用服务器防火墙工业安全隔离设备防火墙各厂数据中心硬件防火墙实时数据库 从服务器3 U冗余实时数据库 主服务器 实时数据整合关系数据库磁盘阵列千兆交换机长庆油田数据处理区路由器工业隔离设备工业隔离设备工业隔离设备工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem工业隔离设备ADSLModem力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件力控软件ADSL链路采油一厂采油二厂采油三厂采气一厂采气二厂采气三厂采油四厂各采油●●●●●●采气●●●●●●厂 长庆油田有多个采油厂每个采油厂的信息化程度千差万别、使用的硬件设备和软件也不相同。每个厂需要采集点数为6000/4000余点。数据的实时性、安全性、可靠性是油田数字化的基础，为了建立安全可靠的数据平台，在各分厂采用北京三维力控科技的监控组态软件ForceControl6.0和力控科技自主知识产权的实时数据库产品pSpace。ForceControl6.0与pSpace可以很好的无缝集成，保证了数据的安全可靠。

该信息化项目将采用几千套的监控组态软件做为基础的油井、气井、联合站、集输等油田关键生产的数据采集与集成，力控企业实时数据库pSpace做为海量数据管理平台起到集中数据处理的作用，该项目完全是一个多层结构，多种软件平台、多种开发工具、多个厂家实施的特大型数字化项目，力控产品家族在该项目中做为基础的自动化软件平台和数据中心平台发挥了巨大的作用。

分厂信息处理举例：

信息中心针对数据管理平台配备两台冗余的服务器，在内网中运行，为确保网络安全，专门配置一台双网卡服务器,一网口采集第三方软件的数据，另一网口接入至VPN专网，力控ForceControl6.0组态软件以OPC方式采集第三方的数据,将采集的数据一方面交由本地实时数据库pSpace处理，另一方面通过力控的NetServer组件，供远端力控实时数据库pSpace快速访问数据。各分厂需要采集的数据数据经力控分布式实时数据库pSpace进行数

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据汇总后，统一送到面向SOA服务结构的管理系统中。

2.2.2采油（气）厂网络拓扑图

2.3采油（气）厂实施方案

长庆油田的众多采油（气）厂，虽然信息化程度千差万别、使用的硬件设备和软件也不相同，但采用的网络结构大体相似。下面以力控软件在苏里格油气田的解决方案为例，详述采油（气）厂的方案实施。

2.3.1 现场系统现状

由于油田油井负荷监控的设备五花八门，各家产品的技术手段完全不一样，油井负荷控制RTU里的的传输协议，通讯标准也无法做到统一，而长庆油田选用的厂家设备众多，因此监控组态软件配合厂家实现的手段也各种各样，对监控组态软件开发厂家提出了集成的挑战，而RTU存储的负荷数据进到上位机监控组态软件后，各个厂家实现的手段也不一样，有的用文件方式做存储，有的采用关系数据库做存储，由于模式不一样，比如常见的C/S、B/S网络发布各家采用的开发模式都不一样，同时厂家技术力量的参差不齐也为以后的系统维护带来很多的隐患。由力控forcecontrol6.1做为统一的采集平台进行内网web发布与数据传输，满足了各类集成商统一部署的需要，对以后系统扩展和升级带来了便利。

2.3.2力控解决方案

厂家的负荷管理的数据部分统一采用关系数据库做存储，自己控制和管理，自己实现WEB发布后，与力控forcecontrol6.1的发布功能进行集成发布，这样的好处是厂家自己的监控管理软件出现问题的时候不会干扰到力控的软件，方便后续改造和升级。

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井场控制站现有PLC/RTU负责采集井场的数据，如压力，流量，温度等等，通过GPRS/电台的方式往集气站发送数据；集气站装有PC机，安装拥有国内大量SCADA应用案例的力控组态软件采集来自井场的数据，每一个集气站大约采集50-60口井的数据，同时可以考虑在集气站设置RTU采集单元，对一些集气站的信号进行采集并上发；建造2-3座气处理厂，通过光纤采集若干集气站的数据，同时处理厂装有DCS控制系统，采集本厂的数据；通过在输油管道关键部位、油气区重点路段和井场、井站安装视频监控、设置电子视频跟踪锁定及传声警示等电子遥控系统，实现异常情况自动报警，监控出入油区的车辆、人员。在油气厂调度中心建造一个生产调度中心，安装具有很高性能的实时数据库pSpace通过光纤采集集气站的数据和气处理厂以及来自管网的数据，实现统一的管理。

厂级调度中心提供系统的全部功能，实现在调度中心通过计算机系统远程监控场站、天然气输配管网的运行情况，企业级实时数据库pSpace5.0 Server做为SCADA实时服务器负责处理、存储、管理从场站、输配管网各远程站点传送来的实时数据，同时又为网络中的其它服务器和工作站提供实时数据。历史数据经压缩处理后存放在pSpace5.0 Server历史库中，也可以通过pSpace5.0 ODBCRouter写入关系型数据库ORACLE中。SCADA实时数据服务器运行通信管理软件，可完成与各远程站点的通信链接、协议转换、网络管理等任务。

苏里格气田开发是长庆创新实施数字化的典型。实施数字化管理前人工巡井是3天1次，如今控制平台可实现每5分钟电子巡井一次，巡井频率是人工巡井的800多倍。这个气田将来生产规模达到200亿立方米以上，建设的气井和集气站将分别达到上万口、120座，数字化管理可将用工的目标控制在2000人以内。数字化给长庆人观念带来革命性变革，成为长庆油田实施低成本战略、加快油气田开发的驱动力。

3、数字化大油田的构建 3.1调度中心数据平台

在西安长庆大厦信息中心长庆油田可采用企业级的实时、历史数据库，汇集各采油（气）厂的数据，采用面向SOA的服务的多层架构软件平台，数据处理系统与地理信息系统、视频系统、管理信息系统无缝集成，将超过众多厂家的SI在统一平台上进行开发、实施和部署。将所有厂区工艺画面都进行了适合于WEB发布的形式重新组态，按地图中不同的节点配置不同的INDEX.HTM文件，可以很直观的从电子地图访问到某厂的某个站控系统当前的运行情况。

利用SOA架构的接口标准化、业务功能模块化、跨平台和重用性等优点集成视频系统实时远程视频监控生产、生活区安全关键点状态；安全异常、突发事件自动报警及应急指令调度处理；集成管理信息系统实现了物资供应部门从计划到采购、库存、消耗整个物流的管

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理过程，实现了采购业务与投资计划、财务与成本、库存等信息集成，提供油田所需各类物资管理报表，利用系统数据进行全局性的统计分析计算，为领导提供决策支持。

3.2力控软件与视频系统的集成

与视频监控系统进行良好的集成，支持SCADA画面如何与视频画面进行联动，可以与数字视频技术基于服务器端与客户端方式的开放融合。

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3.3力控软件与GIS系统的集成

北京三维力控科技开发的ForceControl监控软件具有丰富的组件接口，软件可通过GIS组件实现与GIS系统的无缝集成。GIS组件支持Mapinfo与ArcGIS的地图文件格式，支持组件方式集成GIS-GPS的功能，利用脚本和VBA调用可充分互动。

根据输油气管网信息管理的实际情况，我们采用B/S模式和C/S模式相结合的技术开发方案。在数据管理、专业应用中采用C/S结构模式，其他办公部门以及用户则采用B/S结构（即浏览器方式），两种结构共享同一数据库中的数据。B/S结构是基于Internet/Intranet应用技术之上，通过Web Server调用应用程序，实现信息的录入、修改、查询、统计等操作。GIS利用数据的空间属性，将地理信息和数据库结合在一起，通过图形、符号、颜色对网点分布、状态等，对统计数据信息进行反映，实现数据信息的可视化。

3.4力控软件与ERP系统的集成

力控软件“动态”数据源的设计保证了B/S和C/S等网络模式的数据访问，除了访问自己的实时历史数据库，同步也支持SQL关系数据库和国外大型实时历史数据库等多种数据库系统，系统的参数管理提供了参数的“动态”注册，方便负载调度，历史数据存储归档支持数据定时存储、条件存储、变化压缩存储、趋势压缩存储等多种技术，具备更强大的生产数

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据分析与统计功能，并且软件具有丰富的数据接口方便的与ERP系统的集成。

4、效益分析

力控科技系列产品在长庆油田从苏里格数字化项目开始到现在应用已经有3年多了，力控系列软件平台在数字化项目中的作用发挥巨大。

油田软件测试 第3篇

【关键词】特低渗透油田；水井测试效率；工艺方法和工具

随着我国经济社会的不断快速发展，各行各业对于能源的需求越来越高。因此，各大油气田的开采量也逐渐增多。作为一种不可再生资源，想要满足经济社会日益增长的能源需求，对于油气田来说，就需要逐渐重视一些特低渗透油田的开采工作。因此，本文对特低渗透油田提高水井测试效率的工艺方法和工具进行了研究。

一、特低渗透油田水井测试效率较低的原因

通过对实际的水井测试工作进行分析，能够发现，导致水井测试效率较低的最为主要的原因就是水嘴的堵塞。由于当前很多油田在进行流量测试的时候，使用的注入水都是经过处理后的采出液。这些注入水不仅含油，而且水质较差。虽然短期内不会对水井产生大的影响，但是如果长期使用这些注入水的话，会对井下管柱造成很强的腐蚀与结垢。而管柱的腐蚀与结垢正是造成水井测试效率较低的主要原因。

其次，相关的水井测试仪器遇阻，是导致水井测试效率较低的另一大主要原因。通常情况下，技术人员将水井测试仪器遇阻情况分为两种：即硬遇阻和软遇阻。除此之外，水井测试仪器遇阻现象通常还表现为机器掉卡。在实际的水井测试工作中，无论哪种仪器遇阻，都需要花很长时间、很多人力物力进行修复。

第三，测试堵头刺水也是导致测试效率较低的一大因素。在实施水井测试的工作过程中，经常出现防喷盒刺水漏水现象。刺水漏水部位主要集中在防喷盒钢丝外侧的间隙以及下部丝扣处。防喷盒的刺水漏水，不仅导致水井测试效率的降低，而且会影响整个水井测试的环境。

除以上因素以外，水井测试工作自身的安全、环保、标准化问题，也会在一定程度上影响到水井测试的效率。例如，在实施注水井测试工作的时候，由于防喷管平台距离地面较高，而且技术人员取下仪器时，需要站在防喷管平台上。由于防喷管平台面积较小，因而自然使得整个测试工作的难度有所增加。

二、提高水井测试效率的措施

（一）水嘴堵塞的解决方法

针对水井测试水嘴堵塞的问题，最为常见的解决方法就是利用一个工具——管柱刮削器。管柱刮削器能够有效提升洗井的质量，通过研究发现，采用管柱刮削器，通常情况下能够提高3%的水井测试效率。

管柱刮削器的结构较为复杂，简单来说，可以分为五大部分：刮削爪、凸轮、过滤筛管以及强磁底座。

常见的管柱刮削器由4对刮削爪组成，四对刮削爪均呈45°角。刮削爪的表面通常呈刷子状，材质为细钢丝。在具体的使用过程中，首先，在管柱刮削器上部安装1根钨质的加重杆。然后将来水闸门关闭，将管柱刮削器缓慢地下到水井之中，一直深入到最下一级的配水器。第三、将管柱刮削器上提。当管柱刮削器经过配水器的时候，打开刮削爪。这样来回的在两级配水器之间刮削3～5次，直到将水井管柱的腐蚀及积垢刮削干净为止。根据管柱刮削的施工特点，通常油田水井的刮削工作都是在上午进行的。水井完成刮削之后，要第一时间进行洗井。

通过对实际刮削情况的调查发现：利用管柱刮削器对水井进行刮削，能够有效消除由于注水质量不过关导致的水井腐蚀及积垢问题。经过刮削之后，水井管柱内壁的锈蚀物、积垢等杂质得到了有效清除。从而为实际的水井测试工作提供了方便。

（二）仪器遇阻的解决方法

针对仪器遇阻这一问题，常用的解决方法是，采用系列专用通井工具。专用通井工具的种类有很多，比较常见的有两类，即刮削式通井工具和打捞式通井工具。

系列专用通井工具的工作原理简单来说，就是将形状不同的通井器以及其他各类通井工具进行配套使用。由于上文已经集中介绍了管柱刮削器的施工过程，由于篇幅原因，在此不再赘述。

打捞式通井工具的作用在于防止水井测试仪器掉卡。由于在实际的水井测试工作中，一旦发生仪器掉卡事故，不仅影响工作效率，而且处理起来费时、费力。因此，针对仪器的掉卡问题，研制了具有针对性的打捞式工具。

目前使用最多的打捞式工具，就是半自动测调水量双用快速捞送器。这种打捞工具最大的优势就在于操作便捷，而且效果显著。经过测试，利用半自动测调水量双用快速捞送器，能够有效解决测试仪器的掉卡事故，从而能够达到平均提高2%水井测试效率的效果。半自动测调水量双用快速捞送器不仅能够有效避免测试仪器在投送时可能产生的堵塞器脱落现象，而且减少了测试仪器掉卡及钢丝断裂现象的发生。从而既节约了作业费用，又减少了打捞时间。

（三）堵头刺水、漏水的解决方法

针对堵头刺水、漏水的问题，常见的解决方法是采用多功能测试防喷盒。通过调查发现，采用多功能测试防喷盒，能够有效消除堵头刺水、漏水现象，从而使整个水井的测试效率提高了1%左右。

多功能测试防喷盒由四大部分组成，分别为：防喷盒主体、泄压装置、油杯以及“O”型密封圈。多功能防喷盒的设计原理是在普通防喷盒的基础之上，加入了一道盘根，位于压帽上部。除此之外，还在盘根的下部安装了一个用于卸压的装置，卸压装置外接塑料软管。这样就能够将堵头刺出、漏出的水流经过卸压装置以及塑料软管引到容器中，不仅防止了由于堵头刺水造成的工作环境泥泞，而且节约了水资源，做到了水资源的二次利用。

（四）安全问题的解决方法

针对水井测试现场的安全问题，技术人员设计了一个折叠式的测试仪器支架。该支架由五大部分组成，主要有：支架主体、定位卡箍、限位链、托盘以及拉手。

使用支架的时候，首先打开两个支架，形成一定的角度。然后拉直定位链，这时托盘恰好能够将支架的底边固定住，这样，整个支架就能够稳定地站立在地面上。

在实施水井测试工作时，将支架安装在距离采油树3m左右的位置。然后，将各种测试所需要的工具和仪器放置在支架上面，如流量计、投捞器、加重杆、管钳子、手钳子﹑螺丝刀﹑扳手和水嘴等，完成测试工作后，将支架进行折叠，放置在测试车辆中。这样不仅能够节约测试车内的空间，而且做到了保证测试现场安全、有序。从而达到了方便携带、操作简单、占地面积小、避免因人为因素造成测试仪器损坏的效果。

结束语

总而言之，依靠技术创新和技术整合实现高低压的整体测试效率提高20%是可能的，而且是可行的。对采油厂研制的技术革新成果進行创新性优化、整合，能挖掘高低压测试整体效率的潜能，为油田节能降耗提供了必要的技术支撑。随着新工艺、新技术不断渗入油田生产各个环节，应对原有操作标准和技术规范进行实时更新，以便使创新技术逐步转化为规范技术，从而在生产中发挥更大的作用。

参考文献

[1]邓钢等.桥式偏心分层测试及注水新技术[J].油气井测试，2011（03）.

[2]徐国民，刘亚三，米忠庆等.特高含水期精细分层注水需要解决的问题[J].石油科技论坛，2010（04）.

作者简介

井间电位测试技术在油田的应用 第4篇

关键词：井间电位测试技术,油田领域,工作液注入,重要性及注意事项

1 引言

改革开放以来, 我国融入世界格局, 经济、科技的发展在世界大潮的引领下飞速发展, 油气开采领域作为国家重点项目之一被予以了高度重视, 相关部门、研究领域和实际工作者为油气开发工作做着不懈的努力, 在结合国内技术水平的基础上充分借鉴国外的先进理论和经验, 对井间测试技术进行了深入的研究, 经过不懈的理论探索和实际实验, 发现电位法井间测试技术由于不用依靠层段岩石的自然情况, 所以在勘探部分具有其他测试方法难以比拟的优越性。

所谓井间电位测试技术指的是以传导类电法勘探为理论依据。由注入到压裂层位 (或注水层位) 内高电离能量的工作液能够引起的地面电位梯度的变化, 通过对这一变化的测量来解释推断目的层段的有关参数。在实际测量工作中, 测量电极分布在以被测井井口为圆心、呈放射状对应的测量环上。由于测量环随着测量参数的不同将与被测井井口之间有一定的距离, 所以, 所得信息与通常井点测试资料所反映的信息相比具有井间监测的意义。目前, 井间电位测试技术已经被广泛应用到我国的石油开采领域之中, 并且这种测试技术的既可用于陆地也可用于水域, 可使用范围颇广, 测试结果也较为准确。

2 工作原理、优势及注意事项

2.1 原理

可将地层假设为是一个均匀介质, 如果通过导线以恒定的电流向地层提供电量, 那么在这个巨大的均匀介质的地层中就会形成一个电场。因为对于这个平面的环形测量来说, 涉及的因素只有井深和半径。所以, 只要知道井深和测量环半径就可以在站在任意一点的位置上观测电场的电位值。根据这一原理, 如果所注入的是与地层介质的电阻率有较大差距的工作液就会因电阻的不同而形成与原来场源不同的场源。这样一来, 地面电流的密度将减小, 而地面的电流密度也会随之发生变化。在被测井的周围布置多个测量点, 以高精度的电位观测系统监控测测在输入工作液体时地面所发生的电位变化, 将所得数据经由相关处理即可达到监测注水推进方向的目的。此中测量技术, 无需考虑地层岩石的状况, 从而使监测更为便利, 大大节约了时间提高了工作效率。

2.2 优势

井间电位测试技术的特点主要表现在以下几个方面:

(1) 全部测试工作都在地面进行操作, 实施起来简单易行;

(2) 测试结果准确率较高, 可达百分之八十以上;

(3) 测试结果得出速度快, 利于及时制定或修改开采方案。

2.3 注意事项

井间电位测试技术虽然有以上种种优势, 但是在实际应用中仍发现了以下几个问题需要在今后研究应用中注意:一、所注入的工作液的方向并不是一成不变的, 在某一时刻进行监控的工作液方向不能代表整个方向, 所以应结合多个时间点的监测结果进行方向确认。二、得出结论是应该充分结合诸如地质层中砂体的分布的地质情况, 不能单凭所得数据下结论。三、应注意到快速注入工作液和正常速度下的资料的对比, 因为非正常速度注入下的工作液与原有工作制度、推进方向和所得数据皆有一定的出入。

3 监测仪器

我国技术部门为井间电位测试技术专门研发的DDPI-EM3型发射与接收系统。该系统主要由220伏电压的雅马哈EF6600型发电机、20安电流的DDPI—EMT3型发送机和DDPI—EMR3型接收系统三个部分组成。DDPI-EM3型发射与接收系统的精确性和操作的简便性已经达到了世界先进水平, 可看出我国石油开采领域的技术水平已能够与发达国家相媲美。

4 实际应用

以丛34井为例看井间电位测试技术的实际应用:

(1) 丛34井的具体情况:该井位于陕西省延安市宝塔区甘谷驿采油厂, 井深580米, 地层水矿化度为22149.36ppm。

(2) 丛34井的测试情况:以井口为圆心, 每十五度设置一个测点, 三环共七十二个测点。第一步, 注水前对井四周的电场进行初步测试以作为注水后所得数据的参考。第二步按照要求注入工作液。第三步在注入工作液的同时, 每三分半钟进行一次电位差的监测, 直到注水结束。第四步, 数据采集。

(3) 所得数据分析解释:通过一系列测试所得图表可明显看出在没有注入盐水工作液之前并没有出现异常情况, 可看出监测系统的稳定度较高。当开始注入工作液时在45度到120度范围内曲线幅度异常但幅度不大, 可看出工作液在扩散。进一步注射, 之前异常幅度逐渐增大的同时在245度到355度之中也出现异常。可看到扩散正在进一步蔓延。随着工作液注入的增多, 先后出现异常的区域的曲线幅度不断增加, 说明工作液在不断的扩散和蔓延。

出现异常的面积较大, 并且与正常吸水强度相较高达三倍以上, 可判断出该区域有高渗透条。注入了400立方米的调剖液之后再进行测试, 可发现异常幅度与调剖前明显减小并且范围明显缩小, 调剖的效果极其明显。继续注入相同体积调剖液, 可看出水驱范围的变化并不大。

5 结语

井间电位测试技术作为监测注水方向的一门重要技术, 不仅能够简洁直观地反映出注水井的注水推进方向和所波及范围的变化情况, 并且能够及时了解水驱平面的发育情况, 明确注水井与周围井的注采关系, 从而为水井调剖, 石油开采方案的制定和修改提供可靠依据。通过以上调查分析可知井间电位测试技术将拥有光明的发展前景。但也应看到在实际应用当中也存在一定的问题, 所以, 应重点注意工作液的注入速度、推进方向以及开采井所处地域的具体地质情况, 从而提高所得数据的准确性, 使石油开采工作顺利进行。

参考文献

[1]何芳.井间电位测试技术在大庆油田的应用.石油仪器.[期刊论文].2009, 23, 3 (63-68)

[2]张金成.电位法井间监测技术.地震地质.2001, 6, 23 (292-300)

[3]苏春霞.姜英泽.李智众.胡显玉.李秀红.井间示踪剂技术在油田开发中的应用.“加入WTO和科学技术与吉林经济发展——机遇·挑战·责任”吉林省第二届科学技术学术年会论文集 (上) .2002, 10

软件处理系统在油田行业的具体应用 第5篇

计算机的普及和相关软件的更新换代使得我国的经济甚至是全世界的经济不断达到一个又一个高峰期。科技是第一生产力, 计算机的普及在最短时间内改变了人类的生活和产生方式, 在传统行业中注入了新的生产力, 有利于切实提高生产力, 保证人们的生活质量, 同时也加快了以往产业的转变速度, 优胜劣汰不仅是自然界动植物生存的方式, 也是经济社会各个行业的发展模式。尤其是在油气开采、冶炼等传统的行业里, 我们更加需要不断注入新的科技来不断完善生产方式和管理模式, 使得自己处于更有利的发展地位。1978年以来, 我国逐渐引进外国先进的经验和技术, 直到上世纪90年代末期, 我国才逐渐掌握开采技术并逐步应用到油气开采行业, 切实提高生产能力。计算机也在改行业不断蔓延, 计算机带来了新的开采方式, 在传统的测量和计算程序中, 专家不仅要进行实地考察, 进行大面积的挖掘, 以实际行动来估算该地区油气的产量以及需要挖掘的具体深度;但是, 计算机的出现极大的简化了这一测量模式, 人们可以把收集到的数据输入到计算机里面, 利用其强大的数据处理功能在短时间里得到自己想要的结果, 实地挖掘只需要部分钻井技术就可以完成, 不再需要耗费巨大的人力和物力, 为具体的施工工程节省时间和成本。初步实现了技术的广覆盖。再者, 计算机的强大的数据收集和处理功能方便的解决了实地的数据资料和记载的数据之间的关系, 这样的做法不仅有利于两者的有机结合, 而且有利于在实际生活和工作中快速的处理可能出现的状况。另外, 挖掘和勘探的图纸不在需要人工绘制, 只需要计算机的部分专业软件就可以顺利完成。人工绘制的图纸的缺点主要有:花费的时间比较长、设计人员的出错率比计算机高、收集的数据没有办法切实罗列在图纸上。但是计算机软件可以轻松解决上述问题, 给人们的生活和工作提供便利的条件。

1 计算机绘图软件的优势

1.1 绘图软件的组成部分

计算机的软件比较多而且编译的程序比较复杂, 但是绘制软件只是其中的一部分, 专业人员操作起来方便高效。它主要包括:现场考察研制的地形草图、气候变化的大致走向和以往的资料记载等其它辅助部分组成。下面我们将一一探讨其组成部分的功能。

(1) 现场绘制的草图和地形气候图:任何设计图纸的出现都要求设计师进行实地考察, 切实了解到当地的气候、地形以及河流分布, 对于地质开采的图纸还要求大致了解管道铺设经过的地区的经济发展状况, 自然容纳能力和当地的风土人情, 使得经济建设不违背人们的思想观念, 得到人们的支持和保护。草图可以在以后的工作中发挥参考和提示作用, 它能够切实考虑到当地近年来发生的变化以及人口分布的变动, 避开人口密集区域, 减少经济损失。 (2) 记录在案的已有的数据和资料:专家团进行实地考察之后不能盲目进行图纸设计, 还有参照以往的经验, 着重注意重点环节和敏感地区, 在油田的开采过程中一定要把过去和现在有机连接在一起, 切实为施工提供有力的条件。在进行计算机处理数据的环节里, 我们要提前设置相关的数据采集和分析, 设定施工的大致时间、地形分布的大致情形和气候的大致走向, 使得图纸更加准确可靠。另外, 以往的施工数据我们也要准确的掌握, 例如, 过去探测到的油气的储量、已经开采的油气产量、具体的人员分布和岩石中含有的物质对一线施工人员有无不利影响。

有经验的地质技术人员可以根据图上提供的岩性、油气显示及气测数据, 结合地化、测井资料, 采用人机交互的方式进行现场油气层解释, 并在岩屑录井草图上绘出。万能绘图软件系统的开发成功, 结束了手工绘制剖面的历史, 并实现了现场录井成果的集成。辽河录井公司建立的GPRS数据传输网络, 正是由于地质录井小队普及了地质数据采集仪及万能绘图软件系统, 其应用价值才得以进一步提高, 经授权的用户可随时看到所钻井的地层剖面、地质、气测或综合录井资料的全面信息。

1.2 完井录井综合图的绘制

包括原始数据转换、测井数据转换或测井曲线的数字化、资料处理及图形输出。原始数据转换只要进入绘图数据转换菜单, 输入存于地质数据采集仪中的目标库名, 选择功能按钮, 系统自动转换成绘图系统所需的数据格式。

数据转换及输入结束后, 打开绘图表头信息对话框, 将图头信息填入其中, 在其后的绘图井段选择对话框中, 输入要绘图输出井的井名及起始深度与终止深度, 此时, 用户即可按已经定义好的图件预定义模板来绘制图件。特别值得一提的是, 岩性解释剖面可由系统根据测井、岩屑描述、岩心描述、井壁取心数据自动生成岩性剖面, 这一技术的开发成功, 提高了图件绘制的效率及其质量。当需要修改图件的有关内容时可对解释剖面进行重新解释。

1.2.1 图组编辑模式

所谓图组即综合图中某一类曲线的组合, 如测井曲线栏等。在图组模式下, 可任意添加、删除、修改录井综合图的图组, 可根据用户需要任意修改图件输出格式, 如将地质时代栏与测井曲线栏左右替换等。

1.2.2 图栏编辑模式

所谓图栏即图组中某一栏目, 如测井曲线中的自然电位栏。在图栏模式下, 可任意添加、删除、修改录井综合图的图栏, 如将自然电位栏移至地质时代0栏中, 也可随意选择图栏宽度、曲线的最大最小值、线型、颜色、坐标类型等参数。

1.2.3 图元编辑模式

所谓图元即图栏中的字符, 如图头中的图名。在图元模式下, 可任意添加、删除、修改录井综合图的图头名称, 改变字体及其大小、颜色等。

2 万能绘图软件系统最新进展

上述四种编辑模式是万能绘图软件系统的主要编辑工具。归纳起来, 该系统在录井综合图的绘制方面取得了新进展。

2.1 系统对绘图深度段不限制

由于系统基于Windows2000开发, 突破了原有系统一次只能绘制2000m的深度限制, 可以不用考虑图件多段绘制的附带问题。

2.2 图件图头与图例段可任意取舍

系统可以很方便地确定是否显示图头与图例部分, 这为工程草图的绘制以及图件预览都带来好处。

2.3 图组的引入为用户提供了方便

图组的引入为图件的编辑提供了一种快速的途径, 同时也便于了工程上许多图件的绘制与编辑, 使系统的适应性更广。

3 资料对比

采用万能绘图软件系统绘制的岩屑录井草图、录井综合图, 其图件质量是手工绘制无法相比的, 手工绘图造成的人为差错, 如描图曲线变形、井深误差、数据差错、不整洁、不美观等问题, 得到了全面的消除。由于软件功能强大, 图件编辑灵活, 现场小队可随时根据需要增减资料输出项目, 改变图件输出格式, 如岩屑录井草图, 就是根据甲方要求录井及时提供现场解释结论, 而增加了气测组分数据、3H比值曲线及现场解释结论等三项内容。

4 结束语

扶余油田注水井提效测试有效做法 第6篇

扶余油田目前分注井数2000多口, 测试总层数9000多层, 测试需求9000多井次, 但目前测试能力只有6000多井次, 缺口2000多井次。测试差距较大, 在现有测试能力的基础上, 通过技术及管理手段解决因测试能力不足导致的无法满足开发需求的测试问题。

通过优化测试方法、灵活应用测试技术、政策激励等措施, 优化了测试工作量, 增加了测试能力, 基本满足开发需求, 基本上解决了测试问题, 但是阶段性能力与需求仍存在差距。

阶段性存在差距原因分析:发现造成阶段性测试能力与需求不匹配, 测试能力满足不了测试需求的主要原因是: (1) 地调后, 调整注水开发方案, 导致测试量增加, 使测试能力满足不了测试需求。 (2) 冬季测试条件变差, 导致测试能力下降。 (3) 雨季导致测试能力下降。

2 扶余油田测试提效有效做法

2.1 改进测试方法, 延长资料有效期

推广交叉稳定测试法, 平均单井延长资料有效期15-20天, 减少测试工作量228井次;

规避邻井措施, 减少重复测试工作量219井次;规范措施井的测试程序, 缩短测调周期;推行有效分水图, 有效调控水量。

完善激励政策, 1-9月计划4418井次, 实际完成4658.7井次, 超额240.7井次, 相当于增加3.3个测试班组;兑现测试工奖金21.5万元, 人均1000元。

2.2 依据井组产量级别, 优化测调周期, 年减少测试工作量1472井次

问题:以往测试运行摆布随意性较强, 很难实现重点井优先测试。

主要表现:

地质包块人员认为自己承包井相对重要;采油队认为自己队测试井相对重要;测试队挑选井况较好的井优先测试。

技术对策:

按照井组产量贡献率划分级别, 按照重要程度定测试周期。

A类:井组日产油≥3.0吨或井组平均单井日产油≥0.7吨。590口, 产量占42.6%。测试周期:3个月。

B类:1.0吨≤井组日产油<3.0吨或井组平均单井日产油≥0.4吨。1090口, 产量占48%。测试周期:4个月。

C类:井组日产油<1.0吨。631口, 产量占9.4%。测试周期:6个月。

针对B、C类到周期或压超井, 及时进行检配, 经动态分析, 认为当前层段注入量比较合理的井, 不需测调试。同时需测调试井, 地质月度计划、周完善、保证测试无积压。

针对常规周期注水井, 每个注水周期检配一次, 并及时把检配结果上报到动态组, 对下达方案进行修订。

针对层间轮注井, 周期换层后一点法检配, 验证死层是否有水量。

2.3 改进技术手段, 提高测试效率

扩大边测边调测试仪的使用范围:2015年将5台设备改装成边测边调测试班组, 月增加能力15井次。

扩大应用井下恒流配水技术规模, 减少测试工作量300井次/年。适用于压差大于0.7MPa、井筒洁净井。

2.4 发展完善测试配套技术, 提高测试成功率

近年由于注水井措施工作量大、注入水质二次污染、周期检管滞后, 导致井筒条件日趋复杂, 测调难度增大。为此, 针对检管周期内的井, 本着简捷、经济、快速处理异常问题, 提高测试成功率, 发展完善了四项测试配套技术。四项技术分别为:管内软打捞技术, 解决堵赛器打捞部位钢丝断脱, 平均年实施36口井;管内封堵技术, 解决不泄压更换井口闸门、钢圈, 平均年实施33口井;管呢你螺旋刮削冲洗技术, 解决管柱内沉积大量凝油、泥沙, 平均年实施48口井;管内处理主通道技术, 解决管壁或偏孔少量凝油、结垢问题, 平均年实施45口井。平均年实施160口井左右。

2.5 快速处理异常井, 提高测试效率

对于异常井, 针对性的开展处理技术, 提高测试效率。 (1) 测试遇阻, 采用泵车热洗或空心杆管冲。 (2) 遇到闸门问题, 立即更换闸门。 (3) 遇到进不去车的井, 积极和采油队或相关部门联系, 尽快协调处理。 (4) 遇到工具掉井的情况, 软打捞配套工具进行打捞。 (5) 出现其他问题, 根据具体问题采取一井一策的方式及时解决处理。

2.6 多途径监管, 确保资料真实性

资料审核:回归曲线与原始曲线双重审核, 二者互相印证;资料终审由注水管理部门延伸到地质部门。

软件升级:回放解释软件定期升级, 原始曲线只能解释一次, 弥补操作程序漏洞。随机抽查:应用资料部门任意指定井号。

考核办法: (1) 抽检符合率每低1%, 考核测试队1000元; (2) 抽检过程中出现的不合格层段, 每层扣该班组50-150元。

3 结语

通过地质分类方法, 有效解决了测试力量不足的问题;通过工艺技术进步, 可有效提高测试效率;通过资料资料监管, 可确保测试资料真实性。

参考文献

油田软件测试 第7篇

伴随国家创建节约型社会和油田建设节能型企业的要求, 加强采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统效率检测技术研究以及测试数据管理工作越来越重要。通过开展检测技术研究, 在不增加节能改造资金的前提下, 解决采油厂加热炉运行效率低的问题, 以及解决长期以来6 k V高压配电线路不能在线检测的技术难题, 从而有效提高采油厂节能检测能力。通过开展测试数据分析和应用, 找出采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统节能降耗的关键点和工作重点, 对提高系统效率和节能降耗工作产生积极的作用, 存在着巨大的社会和经济效益。

为提高采油厂能源利用率, 合理用能, 充分发挥节能监测工作在节能降耗工作的作用, 加强节能检测工作和测试数据综合应用分析, 从而探究合理用能的方法和节能技改工作思路, 带动采油厂节能降耗工作开展[1], 符合国家的大政方针, 对采油厂节能指标的完成具有重要的意义。为此, 在调查研究的基础上, 提出了开展 《油田节能检测及测试数据综合应用技术研究》 这一研究攻关课题, 并取得了良好的技术攻关效果。

1 孤东采油厂节能检测中存在的主要问题

胜利油田孤东采油厂多年来十分重视节能检测工作, 通过开展节能检测和用能设备系统能耗评价, 对全厂节能降耗工作和节能技术改造发挥了节能检测工作的重要作用[2]。目前, 采油厂拥有各类专业节能检测设备50 余台, 专业节能检测人员30余人, 基本上能满足机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统效率年度测试任务。但随着油田节能减排工作以及节能检测技术发展的需要, 加强采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统效率检测技术研究以及测试数据管理工作十分迫切需要, 采油厂节能降耗及节能检测工作中仍存在着一些问题, 主要体现在以下几个方面:

一是油田煤代油节能技术改造项目实施后, 采油厂部分联合站仍不能正常运行, 只能运行系统效率较低、新度系数低的老旧加热炉给原油加热, 在没有大资金更新加热炉的情况下, 提高原有加热炉的运行效率, 降低采油厂自用原油消耗非常必要。二是全厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统效率测试设备多 (年均达到2000 台次) , 测试数据多, 测试数据处理工作量大而繁杂, 且测试数据做不到共享。三是采油厂有高压配电线路54条, 其中6 k V高压配电线路有49 条, 高压线路损耗大, 能耗高。由于缺乏必要的检测手段, 对高压配电线路及变压器的损耗电量及能耗水平, 不能做到正确评价。

2项目主要试验研究内容

该研究课题主要由便携式加热炉效率自动测试调节仪研究、采油厂“五大”系统效率测试数据库的建立和高压电参数综合测试装置的应用3 个子研究课题组成。

2.1便携式加热炉效率自动测试调节仪研究

该子项目主要通过研制1 台便携式加热炉效率自动测试调节仪以及3 台风量控制调节装置来实现加热炉风量的有效快速调节。该系统主要由“传感器”、“ 烟气检测分析模块”、“ 热效现场控制模块”、“调节执行机构”4 个部分组成。其中:“传感器”、“调节机构”2 个部分是采用独立设计的, “传感器”负责测量烟道中烟气温度、含氧量、一氧化碳、二氧化碳的数据, “调节机构”负责接收调节指令对风量进行控制;“ 烟气检测分析模块” 和“热效现场控制模块”采用一体化设计, 以便于携带移动。便携式调节仪的主要工作方式是在加热炉调节好以后要断开, 之后“调节机构”保持现状运行, 并且可以进行手动/自动切换[3]。

通过开展便携式加热炉效率自动测试调节仪研究, 研制便携式加热炉效率自动测试调节仪节能检测设备, 实现加热炉风量的自动调节, 改善进风量、燃料油之间的优化比例, 提高加热炉系统运行效率, 达到节能减排最佳效果的目的。

2.2采油厂“五大”系统效率测试数据库的建立

该子项目采用目前较先进的SQL Server 2005数据库系统。QL Server 2005数据引擎是企业数据管理解决方案的核心, 它结合了分析、报表、集成和通知等功能。它是1个全面的数据库平台, 使用集成的商业智能 (BI) 工具提供了企业级的数据管理。SQL Server 2005数据库引擎为关系型数据和结构化数据提供了更安全可靠的存储功能, 可以构建和管理用于业务的高可用和高性能的数据应用程序。

SQL语言的主要功能就是同各种数据库建立联系, 进行沟通。 按照ANSI (美国国家标准协会) 的规定, SQL被作为关系型数据库管理系统的标准语言。SQL语句可以用来执行各种各样的操作, 例如更新数据库中的数据, 从数据库中提取数据等。绝大多数流行的关系型数据库管理系统都采用了SQL语言标准。

通过开展采油厂“五大”系统效率测试数据库研究, 建立并完善了采油厂“五大”系统效率测试数据库模型, 实现了机采系统测试数据库与采油厂油井动态分析数据库的对接, 以及测试数据处理软件的编制和测试数据分析报表的自动生成, 提高节能检测人员的数据处理能力。

2.3高压电参数综合测试装置的应用

该子项目主要引进1 台高压电参数综合测试装置, 通过开展对高压线路节能检测方法应用研究, 对高压配电线路损耗节点进行分析研究, 实现高压线路电运行参数的节能在线检测, 最终找出高压线路的主要能耗节点, 达到6 k V高压配电线路在线节能检测的目的[4]。高压电参数综合测试装置的主要技术参数如下:测量范围, 10 k V以下供电线路及配电设备;测量准确度, ±0.5%;存储数据, 可存储100 组数据; 仪器工作环境温度, - 10~+50 ℃;仪器工作环境湿度, 小于90%;仪器工作海拔高度, 小于3000 m。

3主要技术经济指标

◇ 加热炉系统效率提高5%以上;

◇ 便携式加热炉效率测试仪测量准确率达到0.5 级;

◇ 实现加热炉风量的自动调节;

◇ 建立采油厂“五大”系统效率测试数据库;

◇ 实现节能检测数据的共享和测试分析结果的充分应用;

◇ 实现节能检测数据处理的自动化和种类报表的自动生成;

◇ 高压电参数综合测试装置测量准确率达到0.5 级;

◇ 掌握高压线路电运行参数的在线检测方法, 满足采油厂检测需要。

4现场应用

1) 新开发研制的便携式加热炉效率自动测试调节仪, 于2010 年在孤东油田1 号联合站7#、8#和9#加热炉上进行现场应用试验, 试验内容主要包括系统的现场适应性能、仪器运行过程的可靠性能和对节能效果的评价等。在孤东1 号联合站7#、8#、9#加热炉上的进风口处安装风门控制器, 将控制回路连接到现场防爆分线箱中, 将测量仪器按照使用说明顺序连接完毕, 人工对加热炉进行点火。通过手动风门对加热炉进行控制达到较好的燃烧效果, 使用烟气分析仪进行测量, 计算出效率和空气过剩指数。

2) 采用目前较先进的SQL Server 2005 数据库系统, 开发利用采油厂节能检测及测试数据综合应用信息资源, 搭建起1 个全面的节能检测数据及应用库平台, 下设5 个子系统数据库:机采系统测试数据库、注水系统测试数据库、油气集输系统数据库、加热炉和锅炉系统测试数据库、供配电系统测试数据库。其中, 机采系统测试数据库与采油厂油井动态分析数据库的对接, 可以直接调用采油厂油井动态分析数据库的相关生产数据。通过编制测试数据处理软件, 实现各系统设备运行效率自动计算、测试数据分析报表的自动生成, 以及测试数据信息资源的网络共享, 达到节能检测以及检测数据综合优化利用的目的。

3) 通过引进1 台高准确度的高压电参数综合测试装置, 于2012 年对孤东油田北一线、 南一线、南二线等6 k V高压配电线路高压变电站出口、高压线路末端、各油井变压器的输入口和输出口等高压线路能耗节点进行节能检测;对高压线路各能耗节点检测数据进行处理分析, 计算出高压线路的线路损耗率和变压器的损耗率;分析造成高压线路损耗大的主要原因, 对功率因数较低线路提出在变压器侧安装无功自动补偿装置、淘汰高能耗变压器等改进建议措施, 达到降低高压线路损耗的目的。

现以北一西线为例进行现场应用测试分析。孤东油田北一西线线路长度为9.019 km, 在用变压器30 台, 油井53 口, 1 台增压泵, 1 台外输泵, 具有外挂负荷少、采油工艺全面、测试计量方便等特点;同时, 该线路油井电动机、抽油机使用年限较长, 品种、型号较多。主要设备、供电情况见表1。

北一西线出口有功功率为655 k W, 变压器高压侧有功功率为644.52 k W, 变压器低压侧有功功率为573.279 k W , 电动机输入端有功功率为546.87 k W。高压线路损耗为10.48 k W, 变压器损耗为71.24 k W, 低压线路损耗为26.41 k W;损耗率分别为1.6%、10.88%、4.03%, 该站子系统损耗比例分别为6.69%、65.88%、24.42%。由此可见, 有效控制变压器损耗和低压线路损耗是降低供配电系统损耗的关键。

高压供电线路损耗由6 k V变电所出口的有功供电功率减去各个配电变压器的输入端有功功率之和得到。测试期间, 变电所出口的日均有功供电功率为655 k W, 各个配电变压器的输入端有功功率之和为644.52 k W , 高压线损功率为10.48 k W, 高压线损率为1.6%, 低于SY/T 6275—2007 《油田生产系统节能监测规范》 中给出的限定值6%。

该线路的变压器的型号有S7 型、S9 型、S11 型和S13 型。北一西线共有S7 型变压器5 台, 占总数的16.66%, 而S7 型变压器是国家已明令淘汰的高耗能产品, 其损耗率比同型号同负载率的5 台S11型变压器高出35.6%。其他变压器以S11 型节能变压器为主。经测试, 北一西线变压器的平均负荷率为25.59%, 存在相当大的容量浪费。抽油机井变压器出端的平均电压达到412.4 V, 有17 台变压器的输出电压超过了电压波动范围, 超过±7% (国家标准) 。现用变压器挡位少, 导致供电质量低, 变压器和电动机效率降低, 导致损耗增大。变压器的总损耗功率达71.24 k W, 总平均损耗率为11.05%, 其中S7 型、S9 型、S11 型和S13 型变压器的平均损耗率分别为17.59%、6.35%、10.68%和2.76%。

可以看出, S7 型变压器的损耗率明显高于其他类型的变压器, 其平均损耗率达到了17.59%。S9型变压器只有2 台, 分别带1 台增压泵拖动电动机和1 台潜油电动机, 载荷波动不大, 损耗率也较低。S11 型变压器是目前较为普遍使用的节能变压器, 占北一西线在用变压器的三分之二, 其平均损耗率为10.68%。北一西线中还使用了3 台S13 型高性能变压器, 其中有2 台为“一拖多”变压器, 其平均损耗率仅为2.76%。

5效果综合评价

1) 提高了加热炉系统运行效率。孤东油田1号联合站8#加热炉系统运行效率从调节控制前78.82%提高到优化调节控制后的84.11%, 系统运行效率提高了5.29%;9#加热炉系统运行效率从调节控制前77.84% 提高到优化调节控制后的82.58%, 系统运行效率提高了4.74%, 平均系统效率由原来的78.33%提高到目前的83.85%, 平均系统运行效率提高了5.52%。这说明该自动调节控制系统现场应用取得了良好的优化调节控制效果, 达到了项目研究的目的。

2) 实现了加热炉风量的自动调节和优化控制。通过开展便携式加热炉效率自动测试调节仪的研制与应用, 有效地改善加热炉进风量、燃料油之间的优化比例, 达到加热炉运行效率的最佳的目的, 对加热炉开展综合节能技术研究具有重大而现实的借鉴指导意义。

3) 降低了节能检测人员的劳动强度。通过建立采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统测试数据库的建立与应用, 提升了节能检测数据处理的自动化程度, 减少节能检测人员的劳动强度。特别是机采系统测试数据库与采油厂油井动态分析数据库的对接, 可以直接调用采油厂油井动态分析数据库的相关生产数据, 避免了各油井生产运行参数重复统计、录入等问题, 大大地减少了节能检测数据处理过程中的工作量。

4) 实现了节能检测数据信息的网络资源共享和测试数据的优化综合利用。通过采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统测试数据库的建立与应用, 实现各系统设备运行效率自动计算、测试数据分析报表的自动生成, 以及测试数据信息资源的网络共享, 避免测试资源浪费和测试数据利用率不高等问题, 对指导油田节能工作和开展用能设备正确的能耗水平评价, 具有重大而现实的经济意义。

5) 实现高压供电线路能耗在线检测。通过开展高压电参数综合测试装置的应用研究, 解决了高压配电线路不能满足在线检测的技术难题, 掌握高压线路电运行参数的在线检测方法, 满足采油厂检测需要, 对提出改进线路降损措施具有十分重要的作用。

6) 降低了高压线路及变压器损耗。通过引进1台高准确度的高压电参数综合测试装置, 实施对孤东油田北一线、南一线、南二线等6 k V高压配电线路各能耗节点的在线检测, 找出了影响线路损耗的主要原因, 并实施线路整体节能技术改造。改造后, 3 条6 k V高压配电线路及变压器平均损耗由改造前的19.8%下降到目前的6.7%, 提高了用电管理水平和用能质量。

6结束语

该项目通过便携式加热炉效率自动测试调节仪研究, 提高了加热炉系统运行效率, 实现了加热炉风量的自动调节和优化控制。通过采油厂机采、注水、集输、加热炉和锅炉等“五大”系统效率测试数据库建立的研究与应用, 提升了节能检测数据处理的自动化程度, 减少节能检测人员的劳动强度, 实现测试数据的网络共享和测试数据的优化综合利用。通过开展引进高压电参数综合测试装置的应用, 实现高压供电线路能耗在线检测, 解决了高压配电线路不能满足在线检测的技术难题, 降低了高压线路及变压器损耗。实践证明, 开展油田节能检测及测试数据综合应用技术研究, 对采油厂开展节能降耗工作起到良好的促进作用, 具有很好的推广应用前景。

参考文献

[1]朱益飞.加热炉进风量的自动控制[J].油气田地面工程, 2001, 19 (2) :51-52.

[2]朱益飞, 石晓明, 马冬梅.提高孤东油田机采系统效率的探讨[J].电力需求侧管理, 2009, 11 (4) :44-48.

[3]朱益飞.便携式加热炉效率自动测试调节仪的研制与应用[J].可编程序控制器与工厂自动化, 2011, 12 (10) :54-57.

油田软件测试 第8篇

从上世纪六十年代开始, 大庆油田就开始了针对我国地质情况进行石油开采技术的探索, 并取得了丰硕的成果。在油田开发的过程中, 随着时间的推移, 油田开发的深入, 开采效果就会越来越差;采用注水开发的过程中, 必须进行分层测试, 用来了解井下分层的吸水能力。截至目前来说, 通过石油水驱技术进行石油开采, 已经成为各大油田进入二次开采之后的主要举措。

简单地说, 分层注水技术是为了解决井下定量配水的问题。从上世纪60年代开始, 大庆油田就研发出来了相应的工艺, 早期主要利用差压式注水管柱、封隔器、配水器等设备来完成, 随着这一工艺的不断改进, 配套出现的注水井分层检测技术也得到了普及;分层注水的原理是将注水井中加入封隔器之后, 高渗透和低渗透的油层被阻断开来, 在利用配水器进行分配水量, 最终让不同渗透曾的水量得到控制, 趋于一致, 促使所有的油层都可以发挥作用。

2 注水井分层测试技术类型研究

注水井分层测试技术分为三个方面, 分别是笼统注水井分层测试技术、桥式偏心分层注水测试技术以及测调联动分层配水及测试技术, 以下分别展开研究。

2.1 笼统注水井分层测试技术

通常情况下, 利用同位素吸水剖面测试, 以及笼统地层压力测试是笼统注水井动态监测的主要手段。当测试小孔隙时, 同位素剖面测试结果往往不容易误判, 所得到的数据是可以接受;但是面对大孔道, 其测试结果往往不够准确, 发生误判的可能性很大, 而且同位素是容易控制井下干扰和污染, 这也增加了测试结果的不确定性。

参考压力和温度的变化, 分析测试仪器的结果主要吸水层决定。一般分层水注入井测试技术的操作相对复杂、耗费的时间较长, 其过程具体为:正常注水情况下连接到测试仪器, 将其放入注水井的规定位置, 连续进行测试。在测试期间, 进行减压试验和吸水剖面在不同压力下的测试, 根据压力、流量和段层的分层指标曲线进行了研究。

如果注射压力是不同的, 真正的指标曲线的起始压力、曲线可以得到明显的标注出来, 每一层的吸水指数和能力可以决定。仪器记录测试结果, 测试结束后, 测试数据可以在电脑中检查。

2.2 桥式偏心分层注水测试技术

桥式偏心分层注水测试技术是大部分油田利用的技术之一, 其主要特点在于, 重点应用设备具有不可洗井封隔器管柱和射流洗并器。这样的装置可以维护设备抵密封性, 同时, 桥式偏心分层注水工艺的流程较为精确, 它主要通过出液孔的结构、形式及尺寸控制, 同时将偏心工作筒主体以及堵塞器进行改进, 以确保双卡单测流量、有效压力测试和分层注水等要求。在具体的应用中, 注水井分层测试可直接投入测试密封段, 设置相关的测试装备, 例如, 使用聚硫结构的测试密封段、这样可以满足双卡测单层的需求。

2.3 测调联动分层配水测试技术

很显然, 测调联动计分层配水测试技术有两个部分组成, 一方面是测试部分, 即通过流量测调仪来检测分层流量数据, 另一方面是可调式堵塞器, 在进行检测的同时, 由地面工作人员通过对流量面积的控制, 实现动态调整和流量监控。

其中, 地面控制部分是一个有机整体, 包括传输系统、桥式偏心分层配水管柱、采集调节系统、辅助系统四个部分, 这四个部分的联合作用构成了主要侧调部分, 对数据的采集和整理, 主要以稳定性为主。

3 注水井分层测试技术的应用策略

在应用方面, 注水井分层测试技术成败的关键是井筒质量, 目前我国油田工艺中, 还缺乏有效地洗井技术, 这也是导致测试技术出现较高误差的原因。油田洗井对水质的要求很高, 消耗的水量大, 但清洗的效果并不好, 一旦油管中出现油垢杂质等就很难处理。

出现上述情况之后, 流量仪器在检测的过程中就会被度测, 水嘴无法正常工作, 测试结果自然会出现较大的误差。从目前的情况来看, 除了积极研究洗井技术之外, 并灭有其他更好的方法提高检测数据的准确性。

基于此, 油田开采中建设一个专业的清洗团队就显得尤为重要, 特别是在我国大多数油田都进入了二次开发甚至三次开发的阶段, 分层注水技术广泛地应用, 需要专项资金投入, 并积极研发新的设备和仪器。

总体而言, 注水井分层参试技术的应用效果越好, 对油田开采的作用就越明显, 它可以有效地规避资源浪费和成本过高的问题;同时, 随着我国石油开采技术的自动化、现代化程度提升, 测试技术可以迎合整体技术水平的应用, 对我国的石油工业发展就越有利。

摘要：大庆油田作为我国最大的砂岩油田, 也是世界级大油田, 半个多世纪以来为我国的能源产业发展做出了巨大的贡献。多年来大庆油田在各项油井技术研究方面取得了丰硕的成果, 油田注水井分层测试技术就是其中的一项, 其主要作用是确保注水井保持油层压力以实现油田稳定高产, 具有重要的实践应用意义。同时, 油田注水井测试技术实施水平的高低, 也决定了井下测试和调配工作的好坏。

关键词：油田注水井,分层测试技术,大庆油田,研究应用

参考文献

[1]王景东, 黄志明, 李宏魁.笼统注水井分层测试技术研究与应用[J].石油仪器, 2005, 03:53-55+7.

[2]秦敏.注水井分层测试技术探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 03:60.

[3]张继明, 张根新, 李鸿新, 耿兆华, 王英世, 杨光鲁.注水井分层压力测试技术在文留油田的应用[J].油气井测试, 2008, 06:56-57+61+75.

[4]巨亚锋, 王在强, 张丽娟, 李明.注水井无级调配测试技术研究与应用[J].西部探矿工程, 2009, 04:102-105.

油田软件测试 第9篇

标准化为在一定的范围内获得最佳秩序, 对实际的或潜在的问题制定共同的和重复使用的规则的活动。它包括制定、发布及实施标准的过程。标准化的重要意义是改进产品、过程和服务的适用性, 防止贸易壁垒, 促进技术合作。

测试行业 (主要包括测井、试井及测试仪器仪表的检定等) 作为一个多学科、多阶段、多流程的技术行业, 其在中间存在多个环节, 只有有了有效准确的标准才能确保各个阶段的实施统一, 做到测试工作的顺利开展。

1.1 统一化

测试行业存在多个项目, 在同一种项目中又运用着各类仪器, 在测井班组只配备一套地面操作系统的情况下, 仪器的标准统一尤其重要。

注入剖面测井仪器, 现阶段就存在西安斯坦、大庆九方、测试仪器厂等各类仪器, 其在解码方式、传输方式等方面各有不同, 而班组配备地面系统解码方式为曼码, 在仪器的选择上必须具备曼码传输的条件。因此只有标准化的实施, 才能确保井下仪器与地面系统的配接良好, 传输顺利。

1.2 程序化

测井项目无论在仪器的维修检定、现场操作还是资料录取解释都必须遵循必备的程序文件。

对各种操作过程进行了明确的规定, 并且制订了相应的企业标准、技术文件, 对实施过程进行标准化指示, 确保统一的标准, 统一的流程, 确保测井工作在各个流程间的顺利进展。

1.3 精确化

在现场操作、仪器维修检定结束后, 需要标准文件对所录取的资料和检定结果进行审核, 因此所需的技术文件是必需的。

同位素注入五参数的资料录取后, 我们需要对各项数据进行审核, 如深度误差、曲线幅度、自然伽马本底底曲线及同位素示踪曲线的要求、流量曲线要求等。在企业标准中均做到了明确的要求, 在其标准的要求下确保原始资料质量达到要求, 确保了测试结果的准确性。

电子压力计检定结束后需要对示值校准进行记录, 对示值误差计算, 最大允许误差应在对应准确度等级的误差范围以内, 在行业标准《电子式井下压力计校准方法》中, 对各个检定过程和误差范围做了规定, 使得每支压力计在检定结束后均能打到工作需求。

1.4 加强管理

测井仪器种类繁多, 配套设施多种多样, 因此需制定各类管理台账, 以便管理。

仪表室现所用的电子压力计多达上百支, 种类繁多, 型号各异, 不同仪器对应不同的测量范围、测量用途, 仪器在使用中出现仪器故障、掉井、定期标定等情况, 在台账中均有明确的显示。台账的有效运行加强了测井试井仪器的管理, 更好的为前线班组服务。

2 测试流程中的标准化

2.1 测试设备标准化

测试设备主要包括地面仪器、井下仪器、标定设备等, 测井设备的标准化管理是做好测试工作的基础, 可靠的测试设备是取得优质测试资料的基础和前提。

测试仪器复杂多样, 单是某种仪器就存在多个厂家的各类型号, 各个厂家在加工自己的仪器时, 各自使用不同的标准, 给标定维修和现场使用造成一些不必要的麻烦, 大大的增加了工作量和检定维修操作的困难。在对电子压力计标定时, 由于各类仪器的外径、扣型差异, 需要大量的转接头与仪器配接, 不仅造成设备损耗, 也造成由于连接头的使用过多造成压力漏失, 大大延长标定时间。

现阶段, 对测试中使用的各类仪器制订了详细准确的检定刻度、维修及操作规程, 使员工在工作中做到了有章可查, 行为规范, 操作细致, 能够很好的完成相应的检定、维修和现场资料的录取。

2.2 测试现场操作的标准化

原始资料的采集是测试施工过程的主要环节, 测井资料质量直接影响油田的勘探、开发进程。标准化操作是取得合格测试资料的基础, 标准化资料检验是取得合格测井资料的重要保证。对资料采集及质量控制进行标准化管理, 取得较好的测井原始资料, 可为下一步的测井资料评价奠定基础。

注入井示踪相关流量测井 (连续) 技术规程, 对连续相关的施工操作做出了明确的规定, 为现场测井人员提供施工依据。该规程划, 包含测井设备的准备、施工条件的要求、测前地面准备、资料的录取与质量控制及测后的收工和安全与环保要求, 规程编写详细, 各项步骤明确, 为操作员在现场的资料录取提供了可靠的保障。

2.3 测试资料解释过程标准化

测试解释成果要做到定量解释, 对资料解释过程中每个细节进行标准化是必不可少的。测井资料深度校正是利用深度可靠的曲线, 对其它曲线进行精细深度校正, 保证测井曲线的深度一致性, 这是测井资料数据处理的基础。

在试井资料数据处理过程中, 解释参数的选取直接影响地层评价参数 (孔隙度、含油饱和度、泥质含量等) 的计算, 地层评价参数对于正确评价地层及确定储层流体性质起着十分重要的作用。

在测井资料解释中, 严格按照相应规程标准对各种情况进行校正解释, 如电缆的定期校验、同位素沾污面积的去处、井径仪器的地面刻度等。统一的标准能够确保整个解释过程的标准化、精确化和更好的管理。在资料解释过程中, 运用标准化解释方法降低了测井仪器、操作人员和测量环境等因素影响, 通过合理的选择解释模型及解释参数, 提供了更精确的定量解释成果。

3 总结

标准化工作在油田的开发中越来越显示举足轻重的作用, 标准化的实施可更好的保障企业利益, 加快企业发展, 更好的与国际接轨, 更好的为油田服务为海外服务。

测试工作作为油田开发中必不可少的一项技术服务, 标准化工作的实施与加强管理尤为重要。测试行业现已经拥有精细的标准化规程与标准, 标准的制定重在实施, 在标准的制定完成之后, 要加强管理, 确保各项标准落在实处, 落在现实工作之中, 确保工作流程的标准精确, 为油田开发建设的建设提供最为有利的技术保障。

摘要：标准化作为现代企业必须具备的一项要求显得弥足轻重, 其在现代企业的管理、发展与合作中发挥着重要的作用。测试工作作为油田开发中必不可少的一项技术服务, 标准化工作的实施与加强管理尤为重要。

关键词：标准化工作,油田测试

参考文献

[1]《大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司质量管理手册》2010.7[1]《大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司质量管理手册》2010.7

[2]《技术标准与知识产权的关系》2006.8[2]《技术标准与知识产权的关系》2006.8