Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

Диссертация: Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались и обсуждались: на XV научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Москва, 2003) — 3-й Международной научно-технической конференции «Информационные технологии и системы: Новые информационные технологии в науке… Читать ещё >

Содержание

  • Перечень использованных сокращений
  • 1. Современные информационно-измерительные системы динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами
    • 1. 1. Общие сведения о скважинах
    • 1. 2. Анализ контролируемых параметров и методов диагностики состояния штангового глубинного насоса
    • 1. 3. Обзор существующих информационно-измерительных систем динамометрирования штангового глубинного насоса
      • 1. 3. 1. Анализ патентов
      • 1. 3. 2. Отечественные и зарубежные контроллеры штанговых глубинных насосов
  • Выводы по главе
  • 2. Разработка информационно-измерительной системы динамометрирования
    • 2. 1. Основные требования, предъявляемые к информационно-измерительным системам динамометрирования
    • 2. 2. Система «ДДС»
      • 2. 2. 1. Выбор места установки измерительного преобразователя усилия
      • 2. 2. 2. Выбор измерительного преобразователя для измерения параметров движения штока
      • 2. 2. 3. Назначение и состав системы «ДДС»
      • 2. 2. 4. Характеристики системы «ДДС»
  • Выводы по главе
  • 3. Разработка программного обеспечения информационно-измерительной системы динамометрирования 66 3.1 Диагностирование состояния глубинно-насосного оборудования
    • 3. 1. 1. Диагностика по устьевой динамограмме
    • 3. 1. 2. Диагностика по плунжерной динамограмме
    • 3. 2. Оценка дебита скважины
    • 3. 2. 1. Оценка дебита с помощью измерительных устройств
    • 3. 2. 2. Оценка дебита по ваттметрограмме
    • 3. 2. 3. Оценка дебита по динамограмме
    • 3. 3. Основные требования, предъявляемые к программному обеспечению информационно-измерительных систем динамометрирования
    • 3. 4. Назначение и возможности программы «DinamoGraph»
    • 3. 4. 1. Алгоритм диагностирования состояния штангового глубинного насоса по характерным симптомам
    • 3. 4. 2. Методики оценки дебита по динамограмме
    • 3. 4. 3. Автоматизация определения положения ВМТ/НМТ на динамограмме
  • Выводы по главе
    • 4. Моделирование динамограммы штангового насоса
    • 4. 1. Постановка задачи и описание алгоритмов
    • 4. 1. 1. Аналитический алгоритм расчета динамограммы
    • 4. 1. 2. Итерационный алгоритм расчета динамограммы
    • 4. 1. 3. Учет сил сопротивления при движении штанг
    • 4. 2. Моделирование нагрузок на плунжере
    • 4. 2. 1. Нормальная работа насоса
    • 4. 2. 2. Утечки в клапанах
    • 4. 2. 3. Недостаточный приток
    • 4. 2. 4. Запаздывание закрытия нагнетательного клапана
  • Выводы по главе
    • 5. Экспериментальные испытания программного обеспечения информационно-измерительной системы динамометрирования штангового глубинного насоса 118 5.1 Выявление причины отсутствия подачи на скважине
    • 5. 2. Исследование динамики изменения состояния скважины
    • 5. 3. Оценка достоверности различных методик оценки дебита в программе «DinamoGraph»
    • 5. 4. Сравнение значений дебитов, полученных по различным методикам, в программе «DinamoGraph»
    • 5. 5. Внедрение системы «ДДС»
    • 5. 6. Экономическая эффективность внедрения информационно-измерительных систем динамометрирования штангового глубинного насоса
  • Выводы по главе 5
  • Заключение
  • Список используемой литературы
  • Приложение А
  • ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ АРМ — автоматизированное рабочее место
  • АСУ ТП — автоматическая система управления технологическим процессом
  • АЦП — аналого-цифровой преобразователь- ВМТ — верхняя «мертвая» точка- ГЗУ — групповая замерная установка- ГНО — глубинно-насосное оборудование- ДУ — датчик усилия- ДП — датчик положения
  • ИИС — информационно-измерительная система
  • ИП — измерительный преобразователь
  • КПД — коэффициент полезного действия
  • НГДУ — нефтегазодобывающее управление
  • НГДП — нефтегазодобывающее предприятие
  • НКТ — насосно-компрессорные трубы
  • НМТ — нижняя «мертвая» точка
  • МСИ — модуль сбора информации
  • МТУ — манометр-термометр универсальный
  • НМТ — нижняя «мертвая» точка
  • ПО — программное обеспечение
  • СШНУ — скважинная штанговая насосная установка
  • СКЖ — счетчик количества жидкости
  • СКН — станок-качалка нормального ряда
  • ШГН — штанговый глубинный насос
  • ШСН — штанговый скважинный насос
  • УМИ — установка малогабаритная измерительная
  • ЦП — цепной привод
  • ЭВМ — электронно-вычислительная машина- ЭЦН — электроцентробежный насос

Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность.

В настоящее время для добычи нефти наиболее часто используются штанговые глубинные насосы (ШГН). Согласно статистике, таким способом в Западной Европе эксплуатируются 90% скважин, в США — 85%, в Россииоколо 53%. Разрабатываются также новые нефтепромысловые технологии и оборудование, например, цепные приводы для ШГН, более эффективные при добыче высоковязкой и остаточной нефти, чем традиционные станки-качалки. В связи с этим проводятся дополнительные исследования с целью уточнения параметров, используемых при диагностировании состояния ШГН, и совершенствуются системы автоматизации скважин.

К достоинствам скважинных штанговых насосных установок (С1ПНУ) относятся: технически несложный монтаж, возможность адаптации к изменяющимся условиям притока и относительно высокий КПД. К недостаткам — достаточно быстрый (3−4 года) износ плунжерной пары, насосно-компрессорных труб и штанг вследствие трения, а также трудоемкость операций по замене и ремонту глубинных насосов, что обуславливает необходимость своевременной диагностики и подтверждает актуальность автоматизации контроля технического состояния и режима работы СШНУ.

Наиболее эффективным способом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования остается динамометрирование ШГН — построение устьевой (наземной) динамограммы — графика зависимости нагрузки на траверсе СШНУ от положения полированного штока. Данный способ позволяет, используя методы диагностирования, отслеживать исправность работы ШГН в реальном масштабе времени, а также оценивать текущий фактический дебит скважины.

Среди известных на данный момент систем контроля состояния СШНУ наиболее перспективны стационарные информационно-измерительные системы (СИИС), позволяющие осуществлять непрерывный контроль за работой целых комплексов насосных установок. Вся информация, поступающая со скважин в диспетчерский пункт, оперативно обрабатывается и анализируется с использованием программного обеспечения верхнего уровня.

Вышеизложенное позволяет утверждать следующее: создание новых систем контроля состояния СШНУ остается актуальной задачей и в частности, имеется необходимость разработки информационно-измерительной системы (ИИС) динамометрирования ШГН, адаптированной как для станков-качалок, так и для установок с цепным приводом и включающей программное обеспечение верхнего уровня с функциями диагностирования состояния ШГН.

Цель работы разработка информационно-измерительной системы динамометрирования скважин, оборудованных ШГН и ее программного обеспечения с функцией диагностирования состояния ШГН по динамограмме.

Задачи исследования.

Для достижения поставленной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

1) разработка ИИС динамометрирования скважин, оборудованных ШГН, адаптированной для станков-качалок и установок с цепным приводом;

2) разработка программного обеспечения верхнего уровня, обеспечивающего сбор, хранение и обработку данных динамометрирования, в том числе диагностирование работы ШГН;

3) разработка алгоритма диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы;

4) разработка алгоритма расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере;

5) экспериментальные исследования разработанной ИИС динамометрирования.

Методы исследования.

Поставленные в работе задачи решены с использованием классической теории электрических цепей, теории погрешностей и помехоустойчивости, методов статистической обработки результатов измерений, методов решения уравнений математической физики, технологии высокоуровневого программирования. Проверка эффективности решения поставленных задач осуществлялась на реальных промысловых данных.

На защиту выносятся:

1 ИИС динамометрирования ШГН, а именно — система «ДДС» (диагностирование по динамограмме скважины).

2 Алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы.

3 Алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере ШГН.

Научная новизна результатов.

1 Разработана ИИС динамометрирования ШГН — система «ДДС», адаптированная для станков-качалок и установок с цепным приводом и отличающаяся от известных возможностью автоматизированной обработки данных, полученных без использования измерительного преобразователя положения верхней/нижней «мертвых» точек.

2 Разработан алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы, отличающийся от известных тем, что значения симптомов определяются как отклонения диагностируемой динамограммы от теоретической и соответствуют видам неисправностей, а не являются параметрами некоторых выделенных признаков, полученных в результате какого-либо преобразования общего вида динамограммы. Указанная особенность разработанного алгоритма позволяет диагностировать одновременно несколько видов неисправностей ШГН.

3 Предложен и разработан алгоритм расчета устьевой динамограммы, отличающийся от известных тем, что исходными данными являются усилия на плунжере, смоделированные для различных условий работы ШГН, что позволяет обосновать наличие характерных симптомов и диапазоны их значений при диагностике состояния ШГН по виду устьевой динамограммы.

Практическая ценность и внедрение результатов работы.

Практическую ценность разработанной системы динамометрирования скважин составляют:

1 Разработанная ИИС динамометрирования ШГН — система «ДДС», внедренная в системе автоматики и управления штанговым глубинно-насосным оборудованием ОАО «Татнефть» и обеспечивающая оперативный контроль состояния ШГН.

2 Программа, реализующая алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы (программа для ЭВМ № 2 004 611 544 «DinamoGraph»). Применение данного алгоритма дополняет известный ранее перечень диагностируемых по динамограмме неисправностей и обеспечивает распознавание динамограмм, имеющих признаки нескольких видов неисправностей ШГН, что позволяет более эффективно эксплуатировать скважины.

3 Программа, реализующая алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере. Программа позволяет проводить расчеты в широких диапазонах изменения геометрических параметров и условий работы ШГН с целью уточнения диагностики состояния ШГН по виду устьевой динамограммы.

4 Результаты экспериментальных исследований, которые подтвердили адекватность разработанного алгоритма диагностирования состояния ШГН экспертным оценкам специалистов-технологов.

Апробация работы.

Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались и обсуждались: на XV научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Москва, 2003) — 3-й Международной научно-технической конференции «Информационные технологии и системы: Новые информационные технологии в науке, образовании, экономике» (Владикавказ, 2003) — XVI научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Москва, 2004) — Региональной научно-практической конференции «Информационные технологии в профессиональной деятельности и научной работе» (Йошкар-Ола, 2005).

Публикации.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 работах, в том числе 9 научных статьях, из них 3 — в рецензируемых изданиях из списка ВАК, 4 — в виде тезисов докладов в сборниках материалов конференций и 1 свидетельство Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ.

Структура и объем диссертации

.

Диссертационная работа изложена на 147 страницах машинописного текста и включает в себя введение, 5 глав основного материала, заключение, 72 рисунка, 13 таблиц, библиографический список из 104 наименований и приложения.

Основные результаты теоретических, практических и экспериментальных исследований сводятся к следующему:

1 Разработана система «ДДС» повышенной надежности (вероятность отказа ИП усилия ДУ-04 составляет 0,11), адаптированная для станков-качалок и установок с цепным приводом.

2 Разработано ПО «DinamoGraph», на которое получено свидетельство об официальной регистрации № 2 004 611 544 от 24.06.04 (программа для ЭВМ «DinamoGraph»).

3 Разработан алгоритм диагностирования состояния ШГН по характерным симптомам устьевой динамограммы, позволяющий определять 16 различных условий работы глубинно-насосного оборудования и, следовательно, принимать обоснованные решения по режиму эксплуатации СШНУ.

4 Предложен и разработан алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере. Использование разработанного итерационного алгоритма расчета динамограммы позволило уточнить диагностику состояния СШНУ по устьевой динамограмме.

5 В настоящее время система «ДДС», внедрена в системах автоматики и управления штанговым глубинно-насосным оборудованием ОАО «Татнефть». Общий объем внедренных систем «ДДС» на 01.01.2008 по ОАО «Татнефть» составил 1728 комплектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Диссертационная работа посвящена разработке четырехуровневой ИИС динамометрирования, включающей в себя первичные ИП, станцию управления с контроллером, систему передачи данных от ИП на диспетчерский пункт и программу верхнего уровня, обеспечивающую обработку полученных данных.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В. Станки-качалки // Оборудование: рынок, предложение, цены. 2002. — № 3. — http://www.neftemash.rU/press/7/index.htm.
  2. О. Состояние и перспективы производства станков-качалок и скважинных штанговых насосов // Конъюнктура рынка нефтегазового оборудования. 2007. — № 9. — С. 11−13.
  3. Image: Oil well scheme.svg. -http://commons.wikimedia.0rg/wiki/Image:Oilwellscheme.svg.
  4. А. Состояние и перспективы развития рынка балан-сирных станков-качалок // Конъюнктура рынка нефтегазового оборудования. 2007. — № 9(20). — С. 9−10.
  5. С. Главные испытания впереди // Прогресс. 2003. -№ 33. — http://www.neftemash.ru/press/40/index.htm.
  6. Т. Знакомьтесь: цепной привод // Нефть и жизнь. -2004. № 2 (8). — С. 24−26.
  7. К. Р. Основные направления развития техники и технологии механизированной добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2007. -№ 8.-С. 126−127.
  8. Ф. С. Добыча нефти и газа. -М.: Недра, 1983. 256 с.
  9. А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами / Под ред. В. М. Муравьева. -М.: Недра, 1979. -278 с.
  10. К. С. Приводы штангового глубинного насоса. -М.: Недра, 1973−192 с.
  11. И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003, 816 с.
  12. Г. В., А. Г. Молчанов. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. — 464 с.
  13. А. Г., ЧичеровЛ. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М: Недра, 1976. — 328 с.
  14. И. В. Технология добычи нефти и газа: Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1985. — 303 с.
  15. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений//Под ред. Гиматудинова Ш. К. М.: Недра, 1983.-455 с.
  16. В. Н., Дарищев В. И., Сабиров А. А. и др. Скважин-ные насосные установки для добычи нефти. М.: Нефть и Газ, 2002. — 824 с.
  17. В. С. Контроль и автоматизация длинноходовых глубинно-насосных установок: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. — 86 с.
  18. Автоматизация и автоматизированное управление объектов нефтегазодобывающего производства ОАО «Башнефть». Типовые проектные решения. Уфа: Изд-во ОАО «АПК «Башнефть», 2002. — 102 с.
  19. СТП-01−007−97. Автоматизированная система управления технологическими процессами нефтегазодобычи. Основные положения. М.: Изд-во ОАО «Лукойл», 1998. — 20 с.
  20. РД 153−39.1−2852−02 Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». Альметьевск: Изд-во ОАО «Татнефть». 229 с.
  21. Е. А. Оперативный контроль сбалансированности станка-качалки на основе динамометрирования / Смородов Е. А., Де-ев В. Г.// Нефтяное хозяйство. 2001. — № 7. — С. 57−58.
  22. И. В. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983.-510 с.
  23. McKee, Method and apparatus for controlling a well pumping unit, Pat. USA № 4 973 226, pr. 27.11.1990. 4 973 226 Method and apparatus for controlling a well pumping unit.
  24. McKee, et al. Method of calibrating a well pump-off controller, Pat. USA № 5 167 490, pr. 01.12.1992.
  25. Dutton, Coriolis pump-off controller, Pat. USA № 5 823 262, pr. 20.10.1998.
  26. Mills, Electrically isolated pump-off controller, Pat. USA № 6 315 523, pr. 13.11.2001.
  27. Watson, et al., Reciprocating pump control system, Pat. USA № 6 890 156, pr. 10.05.2005.
  28. Barnes, et al., Integrated control system for beam pump systems, Pat. USA № 7 219 723, pr. 22.05.2007.
  29. Lufkin Automation Home page. -http://www.lufkinautomation.com/.31 eProduction Solutions Home page. — http://www.ep-solutions.com/.
  30. ABB Home page. — http://www.abb.com/.
  31. R&M Energy Systems Home page. — http://www.rmenergy.com/.
  32. International Automation Resources, Inc. Home page. -http://www.ter-usa.com/.
  33. SPOC Automation, Inc. Home page. -http://www.spocautomation.com/.
  34. НПФ «Интек» Главная страница. — http://www.intekufa.ru/.
  35. НПО «Интротест» Главная страница. -http ://www. introtest. com/.
  36. M. И. Контроллеры автоматизации установок штанговых глубинных насосов / Хакимьянов М. И., Ковшов В. Д., Чики-шев А. М., Максимов Н. С., Почуев А. И. // Нефтегазовое дело. Уфа, 2007. -http://www.ogbus.ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov3.pdf.
  37. НПП «Грант» Главная страница. — http://www.grant-ufa.ru/.
  38. MPC/RPC Rod Pump Controller. http://www.lufkinautomation.com/downIoads/brochures/mpcrpcengfull.pdf.
  39. М.И. Измерительные преобразователи информационно-измерительных систем динамометрирования штанговых глубинных насосов: Дис. канд. техн. наук: 05.11.16 / УГНТУ. Уфа, 2003. — 191 с.
  40. Т. М., Мелик-Шахназаров А. М., Тер-Хачатуров А. А. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. -М.: Недра, 1981 -351 с.
  41. М. П. Измерительные информационные системы М.: Энергия, 1974−292 с.
  42. И. В. Измерительные информационные системы. JL: Недра, 1970.-528 с.
  43. ГОСТ 27 300–87 Информационно-измерительные системы. Общие требования, комплектность и правила составления эксплуатационной документации.
  44. Р. Я., Кучин Б. JI., Попадько В. Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: Недра, 1976. — 344 с.
  45. СТ СЭВ 1806−79 Информационно-измерительные системы. Общие требования.
  46. ГОСТ 24.104−85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования.
  47. ГОСТ 15 150–69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.
  48. ГОСТ Р 51 317.4.4−99 (МЭК 61 000−4-4−95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний.
  49. ГОСТ Р 51 317.4.5−99 (МЭК 61 000−4-5−95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний.
  50. В. Д. Датчики усилия для систем динамометрирования штанговых глубинных насосов добычи нефти / Ковшов В. Д., Емец С. В., Ха-кимьянов М. И., Светлакова С. В. // Нефтегазовое дело. Уфа, 2007. -http://www.ogbus.ru/authors/Kovshov/Kovshovl.pdf.
  51. ООО «Микон» Главная страница. — http://www.mikon.ru/news/.
  52. Контроль работы штанговых глубинных насосов. Комплекс СИДДОС.- Томск: Изд-во ТНПВО «СИАМ», 1996.- 24 с.
  53. Low Cost ±1.5g Single/Dual Axis Accelerometer // Analog Devices, Inc., 2003. 6 p.
  54. Пат. 2 221 227, Датчик усилия для динамометрирования сква-жинных штанговых насосов / Ковшов В. Д., Емец С. В., Хакимьянов М. И., Павлов О. Б. М.: РОСПАТЕНТ, 21.08.2002.
  55. Модуль сбора информации МСИ-07. Руководство по эксплуатации. Уфа: Изд-во НПП «Грант», 2007. — 20 с.
  56. Система динамометрирования стационарная ДДС-04. Руководство по эксплуатации. Уфа: Изд-во НПП «Грант», 2007. — 37 с.
  57. Альбом динамограмм ШГН электронного динамографа с накладным датчиком нагрузок. Уфа: Изд-во ОАО АНК «Башнефть», 2005. -33 с.
  58. В. Р. Автоматическая обработка динамограмм в диалоговой системе контроля глубинных насосов / Костанян В. Р., Тер-Хачатуров А. А. // Нефть и газ. 1986. — № 2. С. 70−75.
  59. О. А. Диагностика периодически работающих установок скважинных штанговых насосов // Нефтепромысловое оборудование. -2002. -№ 2. -С. 82−83.
  60. О. А. Диагностирование периодически работающих скважин // Интервал. 2001. — № 12. — С. 59−61.
  61. Г. И. Прогнозирование работы скважин с помощью искусственных нейронных сетей / Соломатин Г. И., Захарян А. 3., Ашка-рин Н. И. // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 10. — С. 92−96.
  62. И. В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросете-вых технологий: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа., 2007. 16 с.
  63. И. Г. Исследование работы глубинных насосов динамографами. М.: Гостоптехиздат, 1960. — 128 с.
  64. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. Нефтепромысловая техника. Терниц: Изд-во Шеллер-Блекманн ГмбХ, 1988. — С. 107 121.
  65. Технология и техника добычи нефти: Учебник для ВУЗов / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, A.M. Хасаев, В. И. Гусев / Под ред. Проф. А. Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1986. — 382 с.
  66. Т. М., Тер-Хачатуров А. А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. М.: Недра, 1988. -232 с.
  67. Echometer Со Home page. — http://www.echometer.com/.
  68. J F Lea, PLTech LLC & Lynn Rowlan Echometer Co Beam Pumping Systems. http://www.echometer.com/papers/.
  69. ГОСТР 8.615−2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
  70. РД 153−39.0−384−05 Оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой месторождений ОАО «Татнефть». Бугульма: Изд-во ОАО «Татнефть», 2004. — 33 с.
  71. В. О. Оперативный контроль текущей эффективности работы скважинной штанговой насосной установки // Нефтяное хозяйство. -1986.-№ 7.-С. 47−52.
  72. В. О. Экспериментально-расчетный метод производительности скважинной штанговой насосной установки // Нефтяное хозяйство. 1989.-№ 7.-С. 50−54.
  73. Ш. Ф., Фархуллин Р. Г., Муслимов P. X, Сулейма-нов Э. И., Никашев О. А., Губайдуллин А. А. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ. Казань: Изд-во «Новое Знание», 1997. — 76 с.
  74. ТНПВО «СИАМ» Главная страница. http://www.siam.tomsk.ru/iadex.php.
  75. А. М., Истомин А. 3. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1979. — 271 с.
  76. В. М. Кинематические коэффициенты станков-качалок/ Касьянов В. М., Алимова Ф. М.//Нефтяное хозяйство. 1977. -№ 2. — С. 55−56.
  77. С. И. Станки-качалки «Ижнефтемаша» / Клюев С. И., Огнев М. Е. // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 4. — С. 120−122.
  78. А. С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971. 184 с.
  79. И. В. Кинематика плунжера глубинного штангового насоса для откачки нефти // Интервал. 2002. — № 11. — С. 73−74.
  80. . П. Глубинный штанговый насос. Чего мы о нем не знаем? // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. -2003. -№ 1.-С. 57−63.
  81. В. Д. Моделирование динамограммы станка-качалки / Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. //Нефтяное хозяйство. 2005. -№ П.-С. 84−88.
  82. В. М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1973. — 96 с.
  83. В. Д. Моделирование динамограммы станка-качалки. Нормальная работа насоса / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В.// Нефтегазовое дело. 2004. — Т. 2. — С. 75−81.
  84. В. Д. Моделирование динамограммы станка-качалки. Утечки в клапанах/ Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В.// Нефтегазовое дело. 2005. — Т. 3. — С. 47−54.
  85. Методика определения коэффициентов замеряемости и работоспособности средств измерений добывающих скважин. Альметьевск: Изд-во ОАО «Татнефть», 2005. — 11 с.
  86. Анализ надежности и эффективности использования динамографов в НГДУ ОАО «Татнефть». Альметьевск: Изд-во ОАО «Татнефть», 2006.- 16 с.
  87. Положение по применению системы динамометрирования скважин для контроля среднесуточного дебита нефтяной скважины косвенным методом. Альметьевск: Изд-во ОАО «Татнефть», 2003. — 9 с.
  88. Технико-экономическое обоснование создания средства измерения технологического контроля дебита жидкой фазы нефтяной скважины. -Бугульма: Изд-во НПО «Новые технологии эксплуатации скважин», 1998. -12 с.
  89. Станция управления скважинного штангового насоса «Мир ИСУ-07» // Территория НЕФТЕГАЗ. 2006. — № 8. — С. 16−17.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?