精细注采管理（共4篇）
精细注采管理 篇1
1、坨28断块基本概况
坨二十八断块位于胜坨油田胜利村穹隆背斜构造的胜三区西北部，其北、东、西三面以1、3、4、5号大断层为界与坨30、坨11和坨21断块相接，西部与边水相连。坨28断块下油组共分三套开发层系(即：沙二7-8、9-103和104-13)三套层系最大含油面积5.7km2，地质储量3417*10zt。
1.1 储层特征
T28断块沉积类型为三角洲沉积，储层岩性以中、细砂岩为主，其次为粉砂岩和泥质粉砂岩，平均孔隙度20.3%，渗透率0.3-6.7μm2，属中孔、中渗储层(其中：7-8层系，平均渗透率2.8μm2;9-103层系平均渗透率2.0μm2;104-13层系平均渗透率2.6μm2)，储层的非均质性严重，特高含水期各小层渗透率、变异系数差异较大。
1.2 构造特征
T28断块是一个东北部抬起，向西开口的负向簸箕状构造，除5条边界大断层外，内部还有10条次一级小断层，断层均为南掉，多数近似东西走向，边界断层落差30-500m，内部断层落差只有10-30m。
1.3 流体性质
T28断块砂层组原油偏稠，平面上原油密度和粘度呈从西北向东南逐渐降低的趋势，原油密度从0.95-0.97g/cm3降至东南的0.92-0.93g/cm3;原油粘度从西北部的2000mPa.s以上降至东南部的1000mPa.s以下;纵向上原油密度和粘度基本上都有增加的趋势。
2、特高含水期坨28水驱开发效果评价
2.1 平面上大部分区域进入了强水淹区，但仍存在一部分含水较低的潜力区
平面上，虽然油藏大部分区域进入了强水淹区，但仍存在一部分含水较低的潜力区。主要集中在注入水波及程度较低区域剩余油富集，以主力韵律层1021为例，其次在断块的西南部和断层附近，受构造和井网控制程度的影响，剩余油相对富集。
2.2 非主力层剩余油潜力相对富集，是下步措施挖潜与注采调整挖潜的主要方向
纵向上，潜力主要集中在7砂层组、833、834、914、101、1031、113、114等非主力层。非主力韵律层突出特点是储层岩性、物性较差、采出程度低，动态井网控制程度差、水驱动用程度低。因此剩余油潜力相对富集，是下步措施挖与注采调整挖潜的主要方向。
2.3 制约坨28断块下油组单元稳产的突出影响因素就是
地层能量差，导致单元地层能量差的原因主要有以下两个因素：
因素一、平面注采不均衡，潜力井区累积注采比低坨28断块下油组平面注采不均衡，受地层渗透率，压力影响，在低压高渗井区，单元采液量较高，这些井区高液量井占总井数的1/3，平均综合含水目前均大于95%，而在在高压低渗井区，单元采液量较低，低液量井占总井数的1/2，平均综合含水92%，平面采液量不均衡。
因素二：层间差异大，限制单元有效注水
统计近两年的地层压力资料，反应主力层地层压力虽然在恢复，但非主力层地层压力在逐年降低，地层压降逐年增大。动态生产资料也反映出非主力层较主力层供液能力较主力层差，平均动液面较深。目前单元主力层启动压力为7.5MPa，非主力层启动压力12.3MPa，两套层系在同一压力系统下注水。这样易造成：一方面主力层吸水好容易造成水窜;另一方面非主力层欠注导致油井能量差，液量低。
3、特高含水期提高开发效果的途径及对策
3.1 精细注采管理恢复地层能量，明确坨28断块调整挖潜方向
一是精细注水、恢复地层能量：对于能量低、产量高、综合含水低、注采井网完善的井区，以层对层的精细注水为出发点，调整的重点是以恢复地层能量、适度提液为主。
二是主力韵律层控水提液：对于层间干扰严重、含水较高的主力韵律层：
1、通过强化非主流线注水，挖掘非主流线潜力;2、通过堵水调剖措施，加大水趋波及面积，挖掘主力层层内潜力;3、以动液面和含水的变化为依据，在培养的基础上，小范围的适度提液。
三是非主力韵律层“短线传递”调整：对于坨28下非主力韵律层以及7砂层组，实施“短线传递”，缩小注采井距，提高水驱效果。
3.2 创新油田开发调整思路，不断优化注采井网，提高水驱控制程度
治理对策一：层段间倒替注水，协调注采关系
根据目前井区注水井集中，每个井组的注水一般都2-3口，分层注水。针对井区储层非均质严重，注水井层间吸水状况差异大的问题。为缓解层间矛盾，达到分层有效注水的目的，根据井区油水井生产情况实施层段间不稳定倒替注水。分层注水层段不超过2个，减少层段间干扰因素，加强潜力层注水效果。
治理对策二：井区整体调剖，抑制注入水水窜
针对井区油稠，容易水窜的问题，通过对重点水井调剖，抑制注入水水窜。目前已实施了5口井，通过对高渗层的大剂量堵水，单井压力缓慢上升。
治理对策三：增加恢复注水井点，及时完善注采井网
针对部分井组，水井套损的问题，通过老井转注、水井大修，及时完善注采井网。例如31087井组，由于31087井套损后，只能全井笼统注水，受储层非均质影响，潜力层81层欠注，因此转注310x068井，强化81层注水。
治理对策四：问题水井及时维护，确保注水有效
在注采调整过程中发现的问题水井及时维护，确保管柱有效。问题水井，实施检管作业4井次：31058、31048、31098、38918。例如31058井检管后，该井组对应的电泵井310788井，及时补充了地层能量，遏制了因问题水井，造成的供液不足现象的发生。
3.3. 强化潜力韵律层注水，增加水驱控制储量
治理对策一：内部增加注水井点，完善井网
针对目前井区10砂层组中部，油井集中，对应水井均井区边外注水，油井均单向受效，井网不完善，地层能量低的突出问题，将中部油井37X910井转注，专注1021、1031主力潜力层，完善注采井网，转注后38100、3893两口位于地层低压区的油井先见效，地层能量恢复。
治理对策二：实施工艺增注，加强边部侧缘相带注水
针对井区边部水井受沉积环境影响，侧缘相带注水井注水状况差的问题，对边部水井实施酸化，加强边部侧缘相带注水。目前39109井已实施酸化完毕，该井酸化后，由原来的全井不吸水，恢复到目前日注水平82方，措施效果明显。下部计划对该井区39X119井和38569井实施酸化，恢复动态水驱控制程度。
治理对策三：高压井区提掖，均衡地下流场分布
坨28断块9-103层系36110井区有油井6口，水井5口，目前突出存在的问题就是914非主力韵律层渗透率低，层间干扰严重，注水效果差，动态注采对应率低，仅为20%。通过该井区水井37x910井转注后，地层能量恢复，根据井区压力分布图，可知水量向低压区推进，为均衡地下流场分布，实施高压井区非主流线提液措施。
结束语：对于坨28段块油藏来讲，水驱在油田开发中占有重要地位，实行细分井区管理，制定有针对性的注采调整措施，是控制单元自然递减的主要途径，提高水驱调整地层能量，是特高含水阶段提高采收率的主要措施，同时也是持久性措施之一。所以，精细注采管理，恢复地层能量是特高含水期胜坨油田实现持续有效开发的主攻方向。
精细注采调控改善油田开发效果 篇2
1. 储层非均质性强, 平面、层间、层内矛盾突出, 注采结构不合理, 无效水循环严重。日产液大于15t/d的油井63口, 占开井总数6%;日产油79.5t/d, 占总产油量7%;含水95.1%, 无效水循环严重。
2. 注采结构不合理, 平面干扰严重, 导致自然递减大, 水驱效率下降。全区自然递减率由2007年的12.23%上升至2013年的12.42%, 地下存水率由1995年的88.4%下降至2013年的73.4%, 水驱指数由1995年的2.73%上升至2013年3.79%;全区2005年以前的老井产量递减幅度大, 2005年的年产油量由48.1×104t下降至2013年的22.9×104t。
二、油水运动规律及剩余油分布规律再认识
1. 平面规律
(1) 应用现代沉积理论模式, 对沉积微相进一步研究, 物源主要为西南方向, 砂体平面上成条带状分布。
(2) 检查井和取心井岩心观察结果表明, 天然裂缝不十分发育。人工裂缝监测主体区以北东向为主 (砂体方向) , 而南北向断层附近以东西向为主。裂缝的延展方向与砂体分布形态也密切相关。
(3) 基础井网下, 受砂体分布影响, 砂体方向油井含水最高、产量低, 累产水也最高。
(4) 加密调整后, 线状注采井网中, 沿着河道的砂体延伸方向水驱具有明显优势, 侧翼剩余油富集。示踪剂及水驱前缘监测结果表明:注入水沿砂体延伸方向推进较快, 垂直砂体及东西向推进慢。砂体方向为75.5m/d, 东西向为12.2m/d, 南北向为33.5m/d。
2. 层间剩余油分布规律
(1) 主力层水洗较重, 剩余油主要存在于层内物性条件相对较差部位;Ⅱ级主力层剩余油相对富集。
(2) 从近年老区重复压裂效果看, Ⅰ类油层随着改造程度不断提高 (平均3.5次) , 重复压裂效果逐渐变差;而Ⅱ、Ⅲ类油层, 在注采系统完善前提下, 增油效果保持较好。
3. 层内剩余油分布规律
吉+14-5的11号层属正韵律河道相沉积, 其底部水淹较重 (剩余油饱和度底部20.7%, 顶部39.2%) ;吉+4-13的3号层上部物性好, 其水淹相对较重 (剩余油饱和度顶部28.1%, 底部38.3%) 。
三、注采调控主要做法及效果
1. 液流转向关井
从2009年开始在Ⅴ区块中部开展试验, 并逐步扩大规模, 已累计实施81井次, 取得明显的控水稳油效果, 累计控水41.82×104m3, 年减缓油田含水上升速度0.65%, 累计增油3450t, 平均单井年增油42t。
2012年开始实施高产液井液流转向关井25口。砂体方向关井形成线性井网, 区域高产液井关井, 平面矛盾突出零散关井。
(1) 液流转向关井后低产液井产量上升, 递减减缓。液流转向后周围油井48口, 基础日产液由310.9t/d上升至370.9t/d, 上升60.0t/d, 日产油由63.3t/d上升至74.5t/d, 上升11.2t/d。年增油2115t, 平均单井44t;综合含水略降, 由80.2%下降至79.9%。
(2) 地层压力得到有效恢复, 相关水井吸水剖面改善
(3) 低产液井配套措施改造效果明显。高产液井关井, 区域能量提高后, 区域低产液井配套压裂改造, 实施10口井, 平均单井日增液2.8t/d, 日增油0.9t/d。液流转向区低产液井压裂效果明显好于全厂平均水平。
2. 细化注水层段
(1) 依据吸水剖面合理细化注水层段。统计吸水剖面资料, 根据吸水状况与层段内渗透率级差、层段内小层数、砂岩厚度、小层连通方向等的关系, 量化细分层注水技术标准。以满足提高动用程度为目的, 在现有工艺技术和测试技术条件下, 制定了“626268”的细分层注水技术标准, 为今后细分层注水和层段重组提供了可操作性的规范。
(2) 细分注水层段进展及效果。通过深化基础地质研究、储层产能评价、剩余油认识, 加强工程技术攻关, 新立油田不具备层内细分注水条件, 主要以层间细分和重组为主。
2011年以来对33口注水井进行细化注水层段。层段数由原来的89段增加到131段, 增加了42段, 单独卡层72层。有针对、有目的卡层为注水方案调整奠定了基础。加强层段44段, 其中单卡层数为31层, 占70.2%。控制层段39段, 其中单卡层数为31层, 占79.5%。
维持层段48段, 其中单卡层数为10层, 占20.8%。
实施25口注水井细分层注水, 周围92口油井受效。月递减率由1.42%下降至0.07%, 减缓1.35%折算年增油1915t, 平均单井21t;综合含水略呈下降趋势。水井细化注水层段后, 加强层吸水得到不同程度的改善。
(3) 调剖、堵水治理无效水。“十一五”以来, 通过深化无效水认识, 完善调堵技术, 逐步扩大规模, 累计实施调剖119井次、堵水81井次, 当年累控水18.44×104m3, 累增油1.88×104t。
水井调剖13口, 调剖后井组日产液下降, 日产油上升, 综合含水下降。日增油能力14.2t, 累增油1820t, 单井增油140t;累减水1.95×104m3。油井堵水8口, 日增油2.3t, 累增油416t, 单井增油52t;累减水7700m3。
结论
1.通过有效注采调控, 新立油田各项指标均呈好转趋势, 与2013年相比取得较好效果。
2.油田进入高含水开发阶段, 在剩余油认识的基础上, 采取灵活多变的注采调控措施, 可以提高开发效果。
3.依托精细剩余油研究, 细化注水层段, 转变固定化观念, 降低层段内渗透率级差, 提高差油层吸水能力, 能够有效缓解层间矛盾。
4.高产液高含水井液流转向关井, 合理保持地层能量, 适时开展措施改造, 可以起到控水稳油的目的。
5.调、堵综合手段治理无效水, 可以通过提高波及系数, 改善油田整体开发效果。
参考文献
[1]王道富, 李忠兴, 等.特低渗透油田注水开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2002.
精细注采管理 篇3
1.1 水驱控制程度的定义及影响因素
1.1.1 单砂体水驱控制程度的定义
在前人研究的基础上, 并依据精细地质研究成果, 即平面上细分到沉积微相、纵向上细分到沉积单元、空间上细分到单砂体, 发展和完善了水驱控制程度统计方法, 从而更接近根本意义上的水驱储量控制程度, 体现油层中单砂体注采关系完善程度, 即单砂体水驱控制程度。
1.1.2 影响单砂体注采关系的因素
经过深入分析, 优选出影响单砂体注采关系的主要因素有:油水井射孔状况、注采井距、油水井砂体类型、油水井间砂体连通状况、注采关系、受效方向、注采井网、断层以及油井周围其它井的影响等, 这些因素能综合反映单砂体的注采关系完善状况。
1.2 注采关系完善程度评价方法及标准
第一控制方向的确定。以精细地质划分的小层为评价单元, 以油井为分析对象, 按东、西、南、北四个方向评价。第二不同类型砂体于受效水井距离的确定。第三油水井间砂体连通关系确定。根据分析油井和相应注水井所处的砂体类型, 以及它们之间有无尖灭区、断层或局部变差 (变好) 砂体, 确定油水井间连通关系。
2 完善单砂体注采关系潜力评价方法
2.1 油井射孔情况下, 完善单砂体注采关系潜力评价
下面根据单砂体注采不完善产生原因, 将其分为以下几类 (表1) :
(1) 井网注采关系比较完善, 油井受效方向少。
(2) 有采无注型注采不完善。
(3) 二线受效型注采不完善。
2.2 油井未射孔情况下, 完善单砂体注采关系潜力评价
(1) 有注无采型注采不完善。对于有注无采型注采不完善型潜力是以水井为中心, 当射孔水井在某一方向没有油井射孔, 且未射孔油井一定距离范围内没有射孔油井。当对应油水井之间没有其它类型砂体, 且这口油井满足一定条件时, 可做为补孔对象。
(2) 无注无采型注采不完善。无注无采类型分以下2种:一是油水井钻遇, 但均无射孔造成无注无采;二是油井或水井钻遇, 但未射孔造成无注无采。有注无采类型分为以下2种:一是油水井钻遇, 水井射孔, 但油井未射孔造成有注无采;二是水井钻遇, 没有油井钻遇造成有注无采;或但未射孔造成无注无采。对于这类潜力暂不做为完善单砂体注采关系的潜力。
3 注采关系完善程度评价
3.1 典型区块单砂体注采关系完善程度状况分析
(1) 有效厚度≥2.0m的厚油层, 单砂体水驱控制程度平均为82%, 北北块为88%, 杏九区为68%, 呈现油田北部高南部低的特点。
(2) 有效厚度0.5~2.0m油层, 单砂体水驱控制程度在80%~92%, 其中有效厚度1.0~2.0m油层为86%, 有效厚度0.5~1.0m油层为89%, 呈现油田北部低南部高的特点。
(3) 有效厚度0.2~0.5m薄差油层, 单砂体水驱控制程度平均为81%;表外储层单砂体水驱控制程度在63%~82%, 平均为76%。这两类油层均呈现南、北低中部高的特点。
3.2 各套井网单砂体注采完善程度还存在差异
从各开发区 (除喇嘛甸外) 不同井网水驱控制程度看, 加密调整井单砂体水驱控制程度均高于基础井网单砂体水驱控制程度。如北一区断东基础井网砂岩和有效单砂体水驱控制程度分别为81.8%和84.4%, 一次加密井砂岩和有效单砂体水驱控制程度分别为86.9%和89.1%, 二次加密井砂岩和有效水驱控制程度分别为86.4%和87.8%, 比基础井网单砂体水驱控制程度高近5个百分点。
4 结论
(1) 单砂体水驱控制程度统计方法, 更能真实反映喇萨杏油田高含水后期多油层、多井网情况下注采状况完善程度, 该方法具有标准统一、客观性强、准确程度高、自动化程度强的特点。
(2) 从区块、井网、单井、单砂体多角度展示了高含水后期多套井网条件下单砂体注采关系完善程度、潜力大小及分布。
(3) 喇萨杏油田目前虽然多套井网开采, 但是从典型区块单砂体水驱控制程度评价结果看, 基础井网还不到80%, 调整井还不到90%, 而三向及以上单砂体水驱控制程度还比较低。
摘要：在精细地质研究基础上, 通过对影响单砂体注采关系影响因素分析, 利用近年的检查井资料及统计学方法, 提出单砂体注采关系完善程度评价方法, 即根据地质、开发、检查井及分层测试等资料, 并结合专家经验和渗流规律, 按不同方向逐层逐井进行单砂体注采状况分析, 进而研究水驱、聚驱情况下, 按细分沉积单元后自然层和沉积相两种情况研究各井点在不同方向上的注采关系状况, 做到静态精细地质与动态水驱控制程度的具体结合, 建立单砂体注采关系评价标准, 编制出单砂体注采关系完善程度评价分析软件, 该方法具有标准统一, 客观性强, 准确度高的特点, 为多井网、多油层油田单砂体注采关系完善程度及潜力评价提供了有效途径, 在油田区块调整、综合治理、措施井层优选中得到较好的利用。
关键词：单砂体,注采关系,完善程度,水驱控制程度,多层砂岩油田
参考文献
[1]袁庆峰.认识油田开发规律、科学合理开发油田[J].大庆石油地质与开发, 2004, 23 (5) :60-66
[2]周学民, 隋兴光等.喇萨杏油田注采系统调整的研究和探讨[J].大庆石油地质与开发, 1991, 10 (3) :31-38
[3]冈秦麟.高含水后期油田改善水驱效果新技术[M].石油工业出版社, 1999
[4]王延杰, 张红梅等.多层系油田开发层系划分和井网井距研究.新疆石油地质.2002年1期:40-43
精细注采管理 篇4
关键词：注采管理,变频柜,变频技术,节能降耗,抽油机,注水泵,电机
1 概述
油井抽油、注水驱油稳压这两块工作是油田的开发生产过程中最根本和重要的工作, 也是油田生产能耗的大头, 占油田生产用电的70-80%以上。在这两项生产中又以抽油机和注水泵等大功率设备为主, 因地质、技术参数变化加大对单一设备的选型和使用过程中必然造成设备效率空耗增大形成不必要的能源消耗。特别是进入中后期开发阶段的老油田, 面临着断裂区块多、区块面积小、稠油热采、含水高、液量波动大和供液不足等不利情况, 从而造成油井、注水井生产参数经常调整变化, 不利于设备能耗的充分利用。
2 现阶段主要注采设备应用
抽油机方面:主要是以游梁式抽油机为主要设备, 占机采井总数的80%以上。工作时抽油机要承受带冲击性的周期交变负荷, 这一特性本身就要求驱动电机在选型时要留有足够的功率裕度, 以满足带载启动时能克服抽油机较大惯性矩的要求。加之进入中后期开发阶段所遇到的上述不利情况, 井下负载时常发生变化, , 从而造成电机负荷率波动大、功率因数偏低, 抽油机的功效很难保持最佳状态, 不仅使电动机本身空耗有所增加, 而且给电网造成了附加损耗, 降低了电网容量和变压器设备的利用率。在没有变频装置自动调载的情况下, 必须对抽油机的各项参数 (冲次、冲程、平衡等) 进行人工调整, 必然造成停井次数、时间的增加, 不但费工费时, 还易造成卡井、躺井事故的发生。
注水泵方面:油田进入中后期开发阶段, 油田注水驱油、保持地层压力是实现稳产、高产的必然要求和手段。加之进入中后期开发阶段所遇到的上述不利情况, 不同的开发阶段配注量不同, 特别是面临着断裂区块多、区块面积小, 注水量需要经常调整。因注水压力高、水量大, 注水电机多为大功率电机。在没有自动调速装置的情况下, 为了满足注水的压力、水量, 只能人工手动调节阀门方式控制, 不仅费时费力, 还易发生误操作, 存在安全隐患。这时电机依旧满负荷运转, 多余的功率就消耗在阀门和回流上了, 不仅电力浪费很大, 还增加了注水系统设备的损耗。
现今变频技术在油田生产中的运用越来越广泛。它融入了多项先进技术, 实现了对于抽油机、注水泵等设备能耗的有效控制。除此之外, 运用相应的变频调速技术, 对其进行模糊控制, 从而使得进行机械采油和注水系统的效率保持相对的稳定。这样一来, 就能够在很大程度上防止了相关高耗能设备的空耗, 起到了节约能源的作用。不仅如此, 变频技术还促进了相关的电机动力设备进行了软启动。这样一来, 就使得相关设备在进行型号选择的时候更加趋于合理化。避免了抽油机人工调参、电机负载率变化大、功率因数低, 注水系统水量控制单靠阀门的节流、打回流和停泵等人工办法的“费时费力费能耗”的三费。相应的变频技术的适应性较强, 适应了稠油热采区块吞吐轮次较高以及断裂区块多面积小相应的地下参数变化较大的特点, 这更有利于进行对油田的高效开发。一定程度上提高了其经济效益以及社会效益。
3 变频柜节能降耗的相关工作原理
(1) 工作的原理。目前状况下, 国内进行对于在动力变频柜中再生电能的处理时, 所采用的方法主要有三种, 分别是制动电阻法、吸收电容法以及回馈制动法。而其中第三种方法即回馈制动法是较为先进的。其具体操作方法是进行对于能量的回馈, 将电能回馈给相应的电网以及将抽油机的能量回馈给变频控制柜, 并进行相应的分工来实现对于电量的节约。
(2) 电动机节能的原理。根据相关规定, 当电动机在运行时, 其所使用的电能达到额定负荷或者徘徊在额定负荷附近时, 我们就可以认定为电动机在进行经济而又有效的运行。而在实际的情况中, 电动机主要是以轻载来进行运行的。由此看来, 电动机的节能问题值得我们进行对其的关注。
对此在变频柜控制上, 通过优化频率提高效率, 可以结合油、水井的自动监控系统的实时监控功能, 在油井方面:做到对抽油机的载荷变化及示功图实时采集分析的数据与变频柜的变频调速控制器实施联动控制。对上下行程不平衡的油井, 依据抽油机在一个冲程内的载荷变化情况合理调整抽油机按不同频率运行, 达到上快、下慢的合理运行方式, 减少泵组的空抽, 提高泵效;注水井方面:同样做到对注水井的水量、压力实时采集分析的数据与变频柜的变频调速控制器实施联动控制, 与预先设定的压力、流量值进行比较, 变频调速器自动依据差值进行运算调节频率, 进而控制注水泵电机调速运行。进而达到注采设备自动节能降耗运行的目的。
4 油田电动机的节能情况
对于油田电动机的节能的探究, 相关的研究人员一直在进行着, 从未放弃。他们为油田电动机的节能积累了大量的经验并做出较大的贡献。传统的风机、水泵类等的载荷的变化不是十分复杂, 而抽油机、注水泵等载荷的变化规律相对而言有一定的复杂性。这样一来, 就在一定程度上给相关的工作带来一定的不便。
5 结论
在油田生产中, 变频柜技术已成为一项十分重要的节能技术和发展方向, 它结合了相应的信息技术、模糊控制技术、计算机技术、变频调速技术、传感器技术等, 实现对于抽油机等设备能耗控制的高效控制。其具体的方法是运用相应的变频自动调速技术, 进行一定的模糊控制, 从而使得注采设备的效率保持相对的稳定, 起到了节约能源的作用。然而, 对于一些负载变化波动不大的电动机节能, 目前来说还是较为困难, 我们依然需要继续努力, 解决相关的问题, 做出更多的努力。
参考文献
[1]郭登明, 艾薇, 杨菁, 钱彦岭, 季宾。抽油机变频变压节能控制器的设计[J]江汉石油学院学报;2002 (4) [1]郭登明, 艾薇, 杨菁, 钱彦岭, 季宾。抽油机变频变压节能控制器的设计[J]江汉石油学院学报;2002 (4)
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