油田注水系统监测优化
油田回注水自动监测方法及仪器配置问题介绍
采油回注水自动监测装置课题研究采油厂采出原油经脱水处理后，水中含有一定量的油、硫化物、有机酚、氰、细菌、固体颗粒以及所投加的破乳剂、絮乳剂和杀菌剂等化学药剂。
随着油田开发进入中、后期以后，油层压力下降很大，通过注水采油是维持油层压力的重要手段。
而无论是对采出水处理后外排或是回注，若水质不达标就会造成地表水系或地下水系的污染，打破水系本身的平衡，造成不可修复的水质污染事件。
因此，对采出水水质实时自动监测是否达标是保障油田可持续开发、提高油田的经济效益、环境效益的一个重要途径。
目前，国内实现对采出水自动监测的采油厂大多采用的是进口监测设备，或把进口监测设备安装在正压式防爆分析小屋中，用一个大型的分析小屋实现对采出水的自动监测，设备及工程造价50万至120万不等，如此高昂的成本，是众多采油厂无法接受的。
从现场使用情况来看，国外的监测设备无法适应国内的水质环境，存在严重的“水土不服”，已安装的监测设备不仅维护成本高、故障率高，而且一旦设备监测装置受到污染就会造成监测装置瘫痪，非专业技术人员无法维护，如此现状导致回注水自动监测工作无法大面积推进，大多采油厂的回注水水质监管处于空白状态。
长庆油田超低渗透油藏研究中心与正大环保共同成立项目组经过半年的研究，成功试制出了一种维护量小，安装使用成本低的采油回注水自动监测装置，该装置专为自动监测回注水中的原油类含量、温度、悬浮物而设计，传感器是利用油类物质中多环芳香烃的荧光效应来进行检测的，监测仪采用特定波长的高性能UV LED激发水样油类物质中的多环芳香烃，多环芳香烃会相应的发出荧光，分析仪中的高灵敏度光电传感器会捕捉微弱的荧光信号从而转化为油类浓度数值，设备再将监测值与油田数字中心实时通讯，在监控中心可以实时查看注水水质状况。
装置在研究中重点需要解决三个方面的问题：1、是监测方法的简单、易维护、易安装问题；2、监测设备的清洗与对恶劣水质的适应性问题；3、现场取样及监测、清洗中的防爆问题。
油田集输系统及注水系统优化探讨
油田集输系统及注水系统优化探讨摘要：随着外输管道阻力的增大，导致输油泵与注水泵在使用中难免会存在高能耗、低效率的问题。
提高集水井技术水平，可以提高油田生产管理水平，从而提高油田开发的综合效益，确保原油安全高效供应。
文章对油田集输系统及注水系统优化进行了讨论。
关键词：油田；集输系统；注水系统一、油井软件计量技术全面实施在线油井测量是解决问题的“钥匙”。
某油田８５％的油井为抽油井，其余油井为电泵井和螺杆泵井。
因此，其主要开展抽油井的软件测量技术。
抽油井软件测量技术主要采用功率图法油。
通过功率图技术、计算机技术和通信技术的结合，实现了油井容积的自动测量。
功率图法经历了从拉丝法到有效行程法的发展过程；理论技术也从定性到定量发展。
最后，结合泵漏、泵满度、气体影响等因素，将其发展成为目前油井测量技术的综合诊断技术。
性能谱测量的技术原理是将泵系统看作复杂的振动系统。
在一定的边界条件和启动条件下，通过将外部激励（地板动力卡）转换为泵动力卡，建立钻探系统的力学数学模型，将给定系统的泵性能图分割为不同的部分。
计算井底搅拌条件，分析泵功率图，确定泵的有效扬程，计算基础的有效位移。
选取直井、斜井、出砂井、供液不足井、间歇油井、高气井等多种复杂井况，对不同储层类型进行了功率图计量先导试验。
目的是将液量计算模型与实际生产相结合，进一步修改和完善数学模型，提高计算精度。
在有效冲程、丰满度、气体影响、原油物性等因素的影响下，对数学模型进行了优化和完善，自动测量的相对误差小于±１０％，满足生产要求。
在油井产量自动测量的基础上，开发了集测量方法、测试技术、计算机技术和通信技术于一体的油井自动测量与监控系统，实现了油井生产数据的实时采集、工况监测、数据采集等功能，具有油井故障诊断和报警、自动生成报告等功能。
抽油机井上安装有载荷传感器和位移传感器，能够自动测量抽油机的载荷和位移数据。
数据传输到远程终端设备（ＲＴＵ），传输方式可以是无线传输或有线传输。
提高油田地面注水系统效率技术应用
• 引言 • 油田地面注水系统概述 • 提高注水系统效率的技术应用 • 案例分析 • 结论与展望
01
引言
背景介绍
油田地面注水系统是油田开发中的重要环节，其效率直接影 响到油田的产能和经济效益。随着油田开发的深入，注水系 统的能耗和运行成本逐渐增加，因此提高注水系统效率对于 降低生产成本、提高产能具有重要意义。
经验总结
03
优化布局是提高注水系统效率的有效途径，需综合考虑管网压
力、流量等因素。
应用案例二：某油田智能控制技术的应用
智能控制方案
采用智能控制技术，实现 注水系统自动化控制。
实施效果
自动化控制提高了注水精 度，减少了人工操作误差， 提高了系统稳定性。
经验总结
智能控制技术是未来油田 注水系统的发展方向，可 有效提高系统效率和稳定 性。
应用案例三：某油田变频调速技术的应用
变频调速方案
通过变频器调节电机转速，实现注水 泵流量可调。
实施效果
经验总结
变频调速技术可有效提高注水系统的 灵活性和节能性，适用于多种工况需 求。
流量调节范围更广，注水压力波动小， 降低了能耗。
05
结论与展望
研究结论
注水系统效率得到显著提高
通过应用新技术，油田地面注水系统的效率得到了显著提升，有 效提高了油田的采收率。
加强智能化与自动化技术的 应用
通过加强智能化和自动化技术的应用，实现注水系 统的远程监控和自动调节，降低人工成本和操作风 险。
拓展跨界合作与创新
加强与其他行业的跨界合作，引入先进的理 念和技术，推动油田地面注水系统的持续创 新与发展。
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油田注水系统详解
3.1 水处理剂
第三部分
3.1.1 注入水处理的内容
添加标题
不管对何种水源都有必要进行一定的处理。
01
添加标题
缓蚀、防垢、杀菌和清除机械杂质等。
02
添加标题
具有缓蚀、阻垢、杀菌等直接作用的药剂称为主剂。
03
添加标题
起间接作用的辅助药剂，称为水处理的助剂。
04
*
3.1.2 水处理主剂
简单的无机化合物：
*
3.3 低渗透油田注入水水质标准
*
原中华人民共和国能源部颁布了低渗透油层注入水水质标准，主要指标如下： 悬浮物含量≤1mg/L； 固体颗粒直径≤2μm； 腐生菌含量≤102个/L； 硫酸盐还原菌含量<102个/L； 膜滤系数≥20； 总含铁量<0.5mg/L； 溶解氧含量≤0.05mg/L； 平均腐蚀率≤0.07mm/a； 游离二氧化碳含量≤10mg/L； 硫化物（二价硫）含量≤10mg/L； 含油量≤5mg/L。
*
4.3 水质物理性质监测
发现问题，及时采取措施，保证注入水水质。
将这些数据结果绘制成曲线图，观察沿流程各个位置上有关指标变化情况，进行综合分析。
水质的浊度、含油量、温度、氧浓度、细菌等项目尽可能进行检查和测定。
*
5 注水加压系统
*
6 注水分配计量系统
该系统是在配水间。 它把注水站所供的高压水，通过一组高压分配管汇，再通过高压计量水表计量出注入水量。 最后引流到注水井中。
4 水质监控
*
4.1 水质监测路线
注水系统水质监控，以观察水处理的实际效果。 沿着水处理流程从水源开始，通过注水系统各个部位，直到注水井井口。 对选定的取样点定期取样分析，并取得有关数据。
油气田井下注水堵水作业优化与效果评价
油气田井下注水堵水作业优化与效果评价一、引言油气田中地下水的分布对采油有着至关重要的影响，注水工艺可以提高油田采油率、油水效益和油藏储量等方面。
但注水工艺的影响因素众多，应用深度有限。
因此，必须对注水优化和评价进行深刻的研究和探索。
二、注水堵水作业的原理注水堵水作业是一种通过在井下向注水管道中注入高渗透性物质来阻塞低渗透性物质，从而提高注水压力和湿润度，增加注水效果的方法。
注水堵水作业原理基于注水过程有宏观运动规律，有流体动力学和物理化学等知识作为理论依据，在实际操作中，需要详细掌握油田地质属性、注水管道与油层间相互影响等因素。
三、注水堵水作业的影响因素注水堵水作业的影响因素很多，油井的地质地形、油藏的地质构造、油水互动等诸多因素都会对工艺起到重大影响，需要对注水堵水作业进行优化和调整。
（一）油藏地质构造油田的地质构造是注水堵水作业的基础条件，因此，必须选择适宜的油藏地质环境进行注水，以提高注水压力和流量、保证注水质量和效果。
对于复杂地层、大深度注水等情况，注水前需要对地质结构进行合理的分析和评估。
（二）注水管道与油层间的相互影响注水管道与油层是直接相互影响的，通过优化注水管道的位置、注水压力和注水流量，可以使注水穿透能力更强，注水效果更好。
同时，需要对油藏的水文地质条件和岩石物理性质进行近距离探测和分析，以给优化注水管道提供充分的前提依据。
（三）注水液量大小注水量不同，其堵水效果也会不同。
可通过一系列试验和模拟实验来确定注水液量大小，以达到最佳注水效果。
此外，还应根据实际注水情况进行及时调整，以达到最佳堵水效果。
（四）防堵水剂的选择不同的防堵水剂化学性质不同，基本适用于不同的油藏环境。
因此，需要根据油藏环境和注水效果，选择合适的防堵水剂，并进行精准配比和施加。
四、注水堵水作业效果评价（一）注水效果评价对注水效果进行评价的主要方法是通过揭示油井产出数据的变化来分析注水效果，不仅需要考虑产量值的变化，而且还要考虑产出液体类型和有效半径等多个方面的数据。
油田注水系统能耗监测分析
己 口 Ｉ ｊ 年 第 ７ 期石 油 石 化 节 能Ｉ １
ｉ 式验 ・ 硼究 ， Ｔ ｅ ｓ ｔ ｉ ｎ ｇ＆ Ｒ ｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ
３ 主要节 能 改造措 施
员 ，对整 个注 水管 网分 布 、设 备 的运 行 情况 及注 水 资料 能够 详 细掌握 ，能够 了解 、分 析 注水 系统存 在
注水 管 网 注 水 系 统 注 水 系 统 单耗／ 平 均 效 率／
（ ｋ Байду номын сангаас ｈ・ ｍ。） ％
损失率／ 损 失 率／ 损 失 率， 效 率 ／
％ ％ ％ ％
率为７ ０ ． ５ ９ ％。 统计 的 ３ ４台泵 机 组 平 均 效 率 达 到 了
６ ６ ． ２ ９ ％ ，运 行 效 率较 高 ；８ 台 离 心泵 机 组 平 均运 行
保 持 油 田 高 产 稳 产 的 主 要 措 施 ， 同 时 注 水 系 统 耗 电
组 平 均效 率 达 到 了 ７ ８ ． ４ ８ ％ ，运 行 状 况 较 好 ，见
量 在油 田生产 中也 占相 当大 的 比例 ，开 发 油 田注水 表 １ 、表 ２ 、表 ３ 。 系 统 节 能 技 术 和 装 备 一 直 是 油 田 节 能 工 作 的 重 点 。 油 田注水 系 统 主要 由注 水站 、注水 管 网 、注水 井 组成 ，深入 研 究注 水 系统 降耗 技 术 ，对 于合 理 利 用 系统能量 ，降低生产运行费用有着巨大的经济效益 。
个 ，注水 间 ８ １ １ 座 ，泵机 组 １ ７ ７台 ， 注 水 井 ３ ９ ２ ６ 口 。本 文对 ９ 个 采 油 厂 中 的长 春 、前 大 、红 岗 、新
木 、新 民 等 ５ 个 采 油 厂 注 水 系 统 进 行 了耗 能 分 析 ；
采油注水技术存在的问题分析
采油注水技术存在的问题分析摘要：目前油田大部分已经发展至开发的中后时期,为保障石油供应质量,企业大规模的应用注水工艺技术进行开采,本文就注水工艺技术中应用的问题进行分析,并应用该技术解决相关问题,以不断提升石油的出油率,确保我国能源供应安全性。
关键词：采油；注水工艺；相关问题1采油注水技术原理和步骤采油注水技术，也称为水驱或水驱采油，是一种常用的石油开采方法，用于提高油田的采油效率。
该技术通过注入水来增加油藏中的压力，推动原油流动并提高采收率。
以下是采油注水技术的基本原理和步骤：注水井的建设：在油田中选择适当的位置，建设专门的注水井。
这些井通常位于油藏中低压区域，以确保注入的水能够有效地传播到油藏中。
水源准备：采用地表水、地下水或再处理后的产水等作为水源。
确保水源质量符合注入要求，不会对油藏和设备造成不良影响。
水处理：进行适当的水处理，以去除悬浮物、溶解物和生物污染物，避免对油藏造成污染或堵塞。
注水井的压裂：有时候需要对注水井进行压裂处理，以增加注水井与油层之间的通透性，提高注水效果。
水注入与分配：通过注水井将处理后的水注入到油藏中。
注入的水通过孔隙和裂缝的连通性，扩展到含油层中，增加油层中的压力，推动原油向生产井流动。
生产井的开放：在采油井中合理选择合适的位置，将压力增大的油推向生产井，通过提高油井的产能，提高采收率。
通过采油注水技术，可以有效利用水资源，增加油藏的压力，改变油藏中的物理和化学性质，降低油的粘度，并提高原油的产量。
但是，需要注意适当控制注水量和注水压力，以避免引起地层的堵塞和泥垢沉积。
此外，也要密切监测油井和水源的状态，进行合理调整和管理。
需要根据不同油田的条件和特点，以及实际生产情况来选择和优化注水方案，以达到最佳的采油效果。
2采油注水技术存在的问题2.1水质问题水源的质量可能会影响注水效果和油田设备的正常运行。
若水中含有高浓度的固体颗粒、溶解物或含有酸性物质，则可能导致油井堵塞、设备腐蚀等问题。
注水系统优化运行效果分析
． ３ ４ ×１ ０ ｔ 。 干管 单井 配水 流 程 。 由于柱 塞泵参 数 基本 相 同 ，无 油 井见 到 明显效果 ，累计减 少 产液 ０ 法 实 现 调 节 能 力 ，只 能 通 过 阀 门开 启 度 调 节 注 水 ２ ）开 展 “ 免 测试 层 段 轮换 ”周 期 注 水 。在 外 围油 田开 展 了 “ 免 测 试层 段轮 换 ”周 期 注水试 验 研 究 ，即每 次 只注一 个 层段 ，其 他 层段 投 死嘴 ；根 据
第 一 作 者 简 介 ：陈 向武 ， ２ ０ ０ ５年 毕业 于 中 国石 油 大 学 （ 华东） ．从 事 油 田 生 产 技 术 管 理 工 作 ，Ｅ － ｍａ ｉ ｌ ：ｃ ｈ ｅ ｎ ｘ ｉ ａ “ ｇ ｗ ｕ ＠ｐ ｅ ｔ ｒ ０ ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ． ｔ ｏ ｎ ｉ
比 ，累计 减 少 注 水 ３ ６ ． １ ｘ １ ０ ｍ ；同 时 为 控 制 含 水 上 升 ，降低 油 田注采 比 ，在 外 围油 田老 井 区实施 周 期 调整 ２ ４ 井次 ，累计减 少 注水 ２ ． ６ ８ Ｘ １ ０ ｍ 。
在 部分 无 效低 效 注水循 环 ；注 水管 道 运行 接 近三 十 水 井 方 案 控 制 注 水 调 整 ２ ４ ３口井 ，３ ３ ７ 个 注 水 层
年 ，注水 管线 内部 腐蚀 结垢 严 重 ，管径 变 细 ，管线 段 ，其 中方 案 控 水 ７ １ 口井 ８ ９ 个层段 ， Ｌ ｔ 配 注减 少
量 ，导致 部分 能量 损失 。
１ 注水 系统 优 化 措 施 及效 果
年 注水量 要求 ，确定 单层 段 合理 的注水 周期 ；通 过 针 对 油 田注 水 系统 能 耗 现 状 ，通 过 能 耗 大 调 控制 井 口注 水压 力 ，保证 日注水 量 。通 过优 选试 验 查 ，认 真 分析 ，采 取综 合 节能 措施 ，应用 精细 地 质 区 块 ，试 验 区 内共 有 注 水 井 ２ ５口 ，９ １ 个 注 水 层 研 究成 果 ，加 强 注水结 构 调整 ，控 制 油 田低效 无 效 段 ，方 案 实施 后 ，平 均 注水 压 力 下 降 １ ． ７ ６ ＭＰ ａ ，平 循 环 ，积 极探 索 应用 节能 新技 术 ，降 低 注水 站 、管 均 日减少 注 水 １ ５ ２ ｍ ，年 减少 注水 ２ ． ８ ４×１ ０ ｍ’ 。 道能 量损 失 ，同时加 强优 化 运行 管理 ，取 得 了很 好 ３ ）扩 大 外 围地 区 周 期 注水 技 术 应 用 规 模 。在 的节 能效 果 ，为 采油 七 厂油 田注 水 系统节 能 优化 运 外 围地 区新 增 加 周 期 注水 井 ６ ２口 ，与 全 年 注 水 相
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修丽群：油田注水系统监测优化第7卷第11期
1现状
为保证地层压力，许多油田均采用注水开发的方式进行开采。
在非均质多油层砂岩油田的开发及采收率的提高的过程中，注水开采起到了非常重要的作用[1-2]。
近年来，注水工艺的高速发展有效解决了油藏的层间、层内和平面之间的矛盾，提高了注水的波及系数，有效延长了油田开采寿命，保障了油田的高产稳产。
受国际油价影响，油田的规模不断扩大、注水井的数量不断增加、作业施工频繁，部分水驱井变为聚驱、三元复合驱注入井[3-7]，使得在泵站总供水充足的情况下，部分注水井实际压力和注水量产生较大缺口，而一些注水井的实际注水量超出需求量。
又由于整体系统是相互关联的，常出现多个泵站影响一口井的情况，注水不足的井很难找到直接影响它的泵站就行调整，通常需高价购买清水进行补充，增加开采成本。
并且从生产实际来看，多个泵站为一条注水干线注水、同一泵站为多条注水干线注水，这种跨区块的、多对多的注采模式使得对某一区块的压力分析和水量监测成为难点。
针对这些问题，对注水系统的压力及水量监控机制提出了优化方案，可明确分析出导致某一区块注水量变化的直接和间接因素，指导优化开泵方案，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。
2典型的多区块注水系统流程
目前国内油田常见的注水单元，采出水经处理站净化引入储罐，由多个注水泵共同注入到注水干线上，采用“集中注水，单井或多井配水”流程，注水站采用高压离心注水泵增压方式集中供高压水，由许多注水单元构成注水系统管网（图1）。
图1注水站注水流程
按照层系和砂岩特点，通常将油田系统按区块划分，不同区块有多条注水干线，由多个注水站进行注水。
截止2014年底，大庆油田某注水系统建成4类水质的注水站21座、注水泵83台，注水能力39.84×104m3/d，系统运行负荷率63.1％。
共有注水(入)井3959口，其中水驱注水井（基础、一次、
油田注水系统监测优化
修丽群（大庆油田有限责任公司第三采油厂）
摘要：目前国内外许多油田为提高采出率，保证地层压力，均采油注水驱替的方式补充地层能量进行开采。
但是开发多年后，管网的维护和改造使注水井的配注量发生了改变，使得在管网系统供水能力富裕的情况下，注水量与需水量不相匹配。
而在注水系统中的不同注水站之间相互影响，当一个区域出现注水不足或过剩的情况，很难找出影响它的直接因素，因而造成资源的浪费。
为解决上述问题，以国内某油田某区块为研究对象，对注水系统的压力及水量进行监控，明确压力异常原因后，指导开泵方案，降低日耗电量近1×104kWh，约6.5万元，为油田降本增效提供有力的数据支撑和理论指导。
关键词：注水系统；压力检测；区块；节能优化
DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2017.11.012
作者简介：修丽群，2016年毕业于东北石油大学（油气储运工程专业），
从事计量间及油水井管理工作，E-mail：996577741@，地址：黑
龙江省大庆油田有限责任公司第三采油厂三矿302队，163000。
管理·实践/Management &
Practice
二次、三次加密井网）1718口，聚驱注入井1592口，三元注入井649口，建成注水干线334km。
将注水系统中的一部分作业区进行简化（图2），共有5条注水干线，3个注水站。
其中1#注水站负责干线1、干线2、干线3和干线4注水；2#注水站负责干线1和干线2注水；3#注水站负责干线3、干线4和干线5注水。
形成多个注水站为同1条干线注水，1个注水站为多条干线注水的情况，形成“多对多”的注水管网。
这样，若干线2上位于1#注水站和2#注水站中间的井注水量增多或缺失，很难判断是由哪个注水站引起的，不能及时解决问题，
造成资源的浪费。
图2多区块注水系统流程
地面系统注水量的监测以泵站出口流量为准，而注水量的开发预测，即未来给泵站的配水量以区块为研究单元，因此实时监测的目标与计划供水的计算目标不对等，引起计算冗乱现象，无法定量分析某一区块的开发预测与实际注水量的匹配情况，当某一区块出现压力问题或配水水量不足的情况，无法第一时间发现问题的根源[8-12]。
3区块压力及流量监测
为便于分析各区块的压力及水量的变化情况，
及时找到水量丢失或增多的原因，现将图2中的注水管网按照物理距离分成两个区块，在每个区块中再细分成3份。
将每个小区域的边界与注水干线的交点取为节点，选取该节点附近的3口注水井泵压的平均值作为该节点的压力。
每条注水干线的压力即为所取节点的压力均值，该区块的压力便是该区块内的注水干线压力均值。
“由大化小，再由小化大”实现不同区块的压力监测，为合理优化开泵方案提供数据支撑和理论指导。
为对比各区块水量分配情况，现以不同区块的交界处设置流量计，但是贯穿于2个区块的注水干
线在交界处的流动方向无法判断。
将干线和2个区块交界处的点记为边界点，在其两侧各找3处距离较近的水井，取合适的泵压，根据压差，得到节点处的流体流动方向。
根据流量计计算出流入及流出该区块的总水量。
公式如下：
Q =∑i =1
n Q i
式中：Q ——该区块中总流量，t/d；
Q i ——边界处各点流量，流入为正，流出
为负，t/d；
P 1、P 2、P 3、P 4——边界处管线两端的压
力，Pa。
如图3所示若P 2大于P 1该区块中水向区块外部流动，流量为Q 1；若P 3大于P 4该区块中水向区块内部流动，流量为Q 2。
图3
区块边界流量示意
4经济效益分析
4.1
结果分析
在油田生产中，基层队按规定每天会上报注水
井的泵压，只需从上报的数据中选出节点的压力，工作量并不会显著增加。
通过整合现场提供的压力及流量（表1）。
在表1中可知每条注水干线的平均压力，进而看出每个区块的平均压力，平均流量。
可
表1
各区块压力及流量
区块名称
1
压力/MPa
13.0
流量/(t·d -1)
21167
注水干线12
34节点压力/MPa
压力1
12.813.112.213.3压力212.513.512.913.2压力312.013.614.512.6平均压力12.413.413.213.0
修丽群：油田注水系统监测优化第7卷第11期
根据日常数据，及时发现波动区域，找出引起波动的原因，并调整开泵方案，避免资源的浪费。
使压油田管理系统增添区块压力和流量实时监测的分页提供可能。
4.2
节能对比
以国内某油田区块注水系统为例，取2016年某一天的注水站运行参数进行分析，各注水站均运行1台泵。
通过压力检测，找出影响压力异常的原因，调节开泵方案，使得实际注水量和耗电量明显减小（表2）。
通过调整开泵方案，该区块可节约电量近1×104kWh，约6.5万元。
表2
各注水站调整前后运行参数对比
参量注水量
对比调整前1#注水站83132#注水站77333#注水站103935结论
1）通过对注水管网进行距离划分，得到边界
节点，根据节点平均压力得到注水干线的平均压力，再汇总注水干线的平均压力得到不同区块的平均压力，根据日常压力走势，当某一点出现压力波动时，可迅速找出问题所在。
2）分区块检测注水量，可使理论预测所选的研究单元与实际检测的研究单元对等。
直观地检测不同区块的用水量可合理调节开泵方案，提高资源利用率。
3）根据检测所得数据合理调整开泵方案，可有效降低实际注水量和耗电量。
参考文献：
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收稿日期
2017-07-14
（编辑
沙力妮）。