电子压力计时间数据漂移浅析

电子压力计时钟振荡频率随地层温度的变化而变化。电子压力计标定数据时，只有压力和温度两种传感器的标定系数，而没有电子时钟的标定系数，造成电子压力计录取数据的时间误差。需要研制开发一种电子压力计时钟的标定设备，校正由于温度的影响而造成的时间误差，使电子压力计录取的资料更加真实、可靠。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。计量站拥有经验丰富、技术精湛、操作熟练的检定人员,且均具有检定员资格。计最站秉承“质帚第一、服务第一”的工作态度,为青海、西南、新疆、大港、华北、江苏、吐哈、中原、胜利、中油测井等全国多家油田和单位长期提供高精度电了压力计的标定与维修。在二十多年的检定工作中,标定计量工作得到了困内外广大客户的高度认可,能提供圈内外多种电子压力计检定服务。标定过的国内电子压力计种类有：井冈山、EPT、SEPT等;标定过的国外电了压力计种类有：GRC、PANEx、APINE、McALLISTER、DDI、SPARTEK、PPS、TECH、KUSTER、PANTHER等。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

<正>油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计量站是国内石油行业唯一经过中国石油天然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

中国石油渤海钻探油气井测试分公司井下压力计计量站

油气井测试分公司井下压力计计‘量站是国内石油行业唯一经过中国石油大然气集团公司考核认证的电子压力计检定实验室,标定装置的精度为十万分之五。1994年通过国家质量技术监督局的认证考核,2005年通过了集团公司“最高计量标准装置和工作计量标准装置”的考核,符合国家级计量实验室的标准。     

温度压力计的标定算法及软件实现

基于油田广泛使用的存储式井温压力计系统，对保证该系统测量精度的温度、压力标定算法进行了详细描述，并给出了提高测量精度的改善方法。在软件实现部分，基于串口，通过软硬件间的通讯协议实现了存储式井温压力计的数据采集和标定过程。对压力计标定算法的描述和数据处理的实现成为存储式井温压力计系统不可缺少的一部分。     

电潜泵生产井压力监测的新方法

塔里木油田生产井产层在4000～6O00m，均属深井和超深井，转抽后井下压力监测非常困难。在电潜泵下利用永久式电子压力计进行深井和超深井的压力温度监测，已在LN10井试验成功。这种监测方法适合电潜泵机组外径与套管内径间隙较大的井，以便能安装永久式电子压力计。     

电子压力计井温测试工艺

利用井温曲线可以定性或定量分析油水井的出水层段、吸水层段及套管找漏、管外窜槽等，但目前普遍应用的机械井温仪存在不直观、卡片容量小、停点不清楚、基温调试复杂等问题。近年来应用电子压力计测井温曲线，工艺简单、成功率高，与机械井温仪相比具有快速、经济、准确、不受井深影响等优点。对于井段较厚或隔层发育的井，可代替同位素测吸水剖面。     

电子压力计在水井压降测试中的应用

为进一步确定储层物性 ,掌握注水井污染情况、评价压力动态及注水能力 ,采用电子压力计压降测试技术。经对电子压力计应用现状分析 ,通过 2 0 0 2年注水测试资料解释结果 ,为地质提供了可用的压力动态变化、地层污染状况、储层物性以及边界形态等数据 ,为油田动态监测、增产挖潜、制定方案提供依据。     

应用DST和电子压力计试井资料对胜海区进行油藏评价

运用试油、测试及电子压力计试井资料对位个渤海湾浅海埕岛油田北区的胜海区进行油藏描述和评价。以油藏地质研究为基础，应用油藏动态条件下的测试资料描述胜海地区油藏压力、温度特征，判别油藏渗透性与非均质性，搞清其流体性质及分布规律，分析其油藏产能特征及影响因素，确定油藏动态储量及边界距离，为今后本区的勘探和开发提供准确的油藏参数和分析依据。     

全自动高精度压力计检定系统

全自动高精度压力计检定系统整套装置以高精度压力天平为基准,高精度空气浴形成恒定的温度场,由计算机控制压力发生系统和温度系统,从而实现对电子压力计的全自动检测,并实现对检测数据进行校验、维护、报告、证书输出.     

直接驱替法排替压力测量装置的改进研究

目前直接驱替法应用的测量装置是压力表、流量计等模拟设备,存在自动化程度不高,测量结果不连续等问题。为此,对原测量装置进行了改进。改进后的测量装置利用计算机、传感器和单片机等现代技术,将模拟压力值转换为数字量,并通过C++语言设计的监控系统将其连续采集绘制为压力曲线,并对其值进行监控,从而实现了排替压力测试过程的数字化、自动化、图形化,也保证了测试的连续性和准确性。     

L13-23井探边测试成果分析

冀东油田L13－23井以58m3／d的产量稳定生产了近6000h，且流压、油压均稳定，流压有时还有上升趋势。为弄清该井所在区块油层特性、地层压力、断块形状等油藏参数，进行了电子压力计探边测试。测试结果为该油藏形状近似长方形，周围存在三条不渗透边界和一条定压边界；油层渗流特性良好；油层平均压力为34．90～35.46MPa，超过初期所测原始地层压力，说明该油藏除弹性驱动外，还有外来能量供给；用动态资料计算的储量与地质计算结果也非常吻合。     

焦化装置吸收塔液位计引管断裂分析

某石化公司炼油厂焦化装置吸收塔液位计引管发生断裂后进行了断口宏观检查、硬度测试、断面金相分析、材质分析、断面腐蚀产物能谱分析和断面扫描电镜等分析,断裂原因是硫化物应力腐蚀开裂,开裂源位于接管焊缝内表面熔合线边缘凹坑部位的局部应力集中处。为降低液位计引管应力,对装置吸收稳定区塔器其他类似部位进行风险评估后,对吸收塔、再吸收塔和干气脱硫塔的8只液位计拆除处理;对吸收稳定区液位计引管焊缝及热影响区的硬度进行复查,对硬度大于200HB的部位,则对焊缝进行着色渗透及DR实时成像检查,对检查出的问题及时进行处理,对暂时无法处理的缺陷,制定安全预案并组织员工进行培训．     

用超小型遥测仪测量抽油机减速器输出轴转矩

ＮＫ—７６９０超小型遥测仪由发射块、接收机、校正器和电池等组成。说明了测量抽油机减速器输出轴转矩的原理及贴片与标定时应注意的事项。比较了曲柄平衡块标定法及电模拟标定法的计算公式及优缺点。最后给出了抽油机减速器输出轴转矩的实际测试结果。     

3.9 Mt/a渣油加氢装置运行情况分析

介绍了中国石化上海石油化工股份有限公司3.9 Mt/a渣油加氢装置RHT系列催化剂中期工业标定情况、RHT系列催化剂日常运行数据、装置能耗及装置运行存在的问题。工业标定及日常运行数据结果表明,在冷高压分离器压力为15.5MPa、体积空速为0.2h-1、较低的反应器床层平均温度、较小的反应器径向温差、平稳的反应器压降条件下,渣油加氢装置能够为下游的催化裂化装置提供低硫、低金属、低残炭的加氢重油原料。中期工业标定期间RHT系列催化剂的平均脱硫率为89.82%,平均降残炭率为65.01%,平均脱金属率为86.39%,说明RHT系列加氢精制催化剂具有较高的脱硫、降残炭、脱金属活性。同时,日常运行数据表明RHT系列加氢精制催化剂具有较低的失活率,能够满足催化剂长周期平稳运行的需要。目前装置由于循环氢压缩机转数无法调节,造成装置的两个反应系列不能达到理想的氢油比,将成为渣油加氢装置满负荷运行至催化剂末期时的最大瓶颈。