автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами

На правах рукописи

□03455001

СВЕТЛАКОВА Светлана Валерьевна

ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

Специальность 05.11.16 -«Информационно-измерительные и управляющие системы (в промышленности и медицине)»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ОбДЕК*8

УФА 2008

003455001

Работа выполнена на кафедре автоматизации производственных процессов в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

кандидат технических наук, доцент Емец Сергей Викторович.

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Сапельников Валерий Михайлович;

кандидат технических наук, доцент Гулин Артур Игоревич.

Ведущая организация

Сургутский научно-исследовательский и проектный институт «СургутНИПИнефть» (ОАО «Сургутнефтегаз»),

Защита состоится «19» декабря 2008 года в 10:00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций

Д212.288.02

при Уфимском государственном авиационном техническом университете по адресу: 450000, г. Уфа, ул. К.Маркса, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного авиационного технического университета.

Автореферат разослан «/^» 2008 года.

Л

Ученый секретарь совета

доктор технических наук, профессор

Утляков Г. Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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 России -около 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 (СШНУ) 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 обусловливает необходимость своевременной диагностики и подтверждает актуальность автоматизации контроля технического состояния и режима работы СШНУ.

Наиболее эффективным способом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования остается динамомстрирование 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 сформулированы 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 выпосятся:

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 представляют:

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 № 2004611544 «БтатоОгарЬ»). 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 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.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследований, сформулированы цель работы и задачи исследований, рассмотрены новизна и практическая значимость выносимых на защиту результатов работы.

В первой главе сделан обзор существующих ИИС с указанием их достоинств и недостатков, в результате которого выявлена актуальность проведения работ по созданию алгоритмов диагностирования состояния ШГН по виду устьевой динамограммы.

Произведен анализ контролируемых параметров и методов диагностики скважин, оборудованных ШГН. Сделан вывод о том, что самым простым, доступным и оперативным методом промыслового исследования остается динамометрирование.

Также сделан вывод о том, что повышение эффективности применения ИИС динамометрирования для оперативного контроля за работой скважин, оборудованных ШГН, возможно путем разработки ИИС, включающей в себя: первичные измерительные преобразователи (ИП), станцию управления с контроллером, систему передачи данных от ИП на диспетчерский пункт и программу верхнего уровня, обеспечивающую обработку полученных данных.

Во второй главе предложена структурная схема СИИС динамометрирования ШГН, охватывающая все необходимые ее составляющие: первичные и вторичные ИП, блоки цифровых устройств и элементы сопряжения интерфейсов (рисунок 1).

Сформулированы основные требования, предъявляемые к ИИС динамометрирования.

Проанализированы способы установки ИП усилия на станок-качалку и цепной привод. Обоснована целесообразность размещения стационарного ИП усилия на штоке между нижней и верхней траверсами.

Показано, что наиболее оптимальным способом определения моментов прохождения штоком мертвых точек и периода качания в системах динамометрирования ШГН остается установка дискретных ИП положения. Погрешность определения положения штока в этом случае, в отличие от ИП с аналого-цифровым преобразованием сигнала, будет близка к нулю.

Приведены отличия установок с цепным приводом от станков-качалок, которые должны быть учтены при установке ИП усилия и положения.

Система

«дцс»

ДисП

Сервер ОРС

ЛВС

Клиенты ОРС

Верхний уровень

Уровень среды передачи данных

Средний уровень

Нижний уровень

АКД - аппаратура канала данных; К - контроллер станции управления; СЭ - силовые элементы; БРЧЭ - блок регулировки частоты вращения электропривода ШГН; БИС - барьеры искрозащиты; ИРП - источник резервного питания, Дис П - диспетчерский пункт; КП - контролируемый пункт; ЛВС - локальная вычислительная сеть; ОРС (Object Linking and

Embedding (OLE) for Process Control) - программные технологии

Рисунок 1 - Структурная схема СИИС динамометрирования ШГН

Предложена ИИС динамометрирования ШГН, а именно - система «ДДС» (рисунок 1), разработанная при непосредственном участии автора, которая обеспечивает выполнение таких обязательных функций:

- сбор и обработка данных, полученных с первичных ИП, в установленном на объекте контроллере;

- передача данных по проводным или беспроводным каналам связи на диспетчерский пункт;

- диагностирование состояния оборудования ШГН с выдачей управляющих воздействий;

- количественная оценка дебита СШНУ для выявления определенных сочетаний параметров эксплуатации глубинно-насосного оборудования и геолого-технической характеристики скважины для обеспечения максимально возможной подачи насоса.

Приведены технические и эксплуатационные характеристики предложенной системы «ДЦС».

В третьей главе сформулированы основные требования, предъявляемые к программному обеспечению ИИС динамометрирования.

Представлена программа «БтатоОгарЬ», предназначенная для организации пользовательского интерфейса системы «ДЦС» и обеспечивающая:

- хранение в базе данных результатов замеров, параметров скважины, предельных значений величин, используемых при расчетах;

- представление данных в виде устьевой (наземной), плунжерной (глубинной) динамограмм, графика утечек из насосно-компрессорных труб, а также развертки динамограммы во времени;

- сравнение данных по скважине путем наложения графиков динамо-

грамм;

- обработку данных, которая предполагает диагностику состояния ШГН и оценку дебита скважины по динамограмме;

- формирование отчетов о работе скважины в табличном и графическом виде;

- экспорт исходных данных в файлы с целью дальнейшего импорта в другие базы данных.

Разработаны алгоритмы расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных, полученных без использования ИП положения верхней и нижней «мертвых» точек (ВМТ и НМТ).

Разработан алгоритм диагностирования состояния ШГН по динамограмме, в котором каждому характерному состоянию соответствует некоторый набор симптомов, изменяющихся в заданном диапазоне.

Алгоритм оценки состояния ШГН по динамограмме проводится в следующей последовательности:

- определение значений входных коэффициентов (значений симптомов) рабочей динамограммы;

- расчет 5 - отклонения значений симптомов рабочей динамограммы за диапазон симптомов для динамограммы с характерной неисправностью;

- расчет X - выходных коэффициентов, характеризующих соответствие рабочей динамограммы каждой из характерных динамограмм, по формуле

ы К

где ] = 1.. .И - количество характерных динамограмм;

1=1...К - количество симптомов, определенных для характерной динамограммы.

Всего в работе определено 24 симптома на следующих участках (рисунок 2) теоретической динамограммы:

- 14 участков (по два на боковых гранях и по пять на горизонтальных), характеризуемых средними значениями нагрузки на участке;

- 2 участка (в окрестностях ВМТ и НМТ), характеризуемых максимальным значением нагрузки в ВМТ и минимальным в НМТ;

- 4 участка (ЛАЬ ВВЬ СС] и ББ]), характеризуемых средними значениями нагрузки;

- 3 участка (ход штока вверх, вниз и полный ход), характеризуемых площадями фигур;

- 1 участок (полный ход штока), характеризуемый средним значением перепада нагрузок на плунжер (высотой параллелограмма).

Всего в работе определено 16 характерных динамограмм, включая нормальную работу насоса, каждой из которых соответствует свой набор симптомов с наибольшим и наименьшим значением. Таким образом, из полного набора 24-х симптомов рабочая динамограмма диагностируется по ряду значений симптомов, соответствующих характерной динамограмме. Динамограмма нормальной работы насоса, например, характеризуется всеми 24-мя симптомами.

В таблице 1 показано, какими симптомами характеризуется динамограмма в зависимости от состояния ШГН.

Часто состояние ШГН характеризуется несколькими неисправностями, в этих случаях диагностируются все виды характерных динамограмм (рисунок 3).

В четвертой' главе предложен алгоритм расчета устьевой динамограммы по моделируемым усилиям на плунжере.

ШГН представляется в виде системы последовательно соединенных элементов: плунжерная пара, колонна штанг, подвеска штанг. Эта система элементов заменяется одной штангой с «приведенной» жесткостью, на верхнем и нижнем концах которой имеются силовые и кинематические условия (рисунок 4).

Теоретическая динамограмма

Рабочая динамограмма

Рисунок 2 - К определению симптомов

Таблица 1 - Симптомы, которыми характеризуется динамограмма в зависимости от состояния ШГН

Состояние ШГН Динамограмма характеризуется следующими симптомами

Поздний спад нагнетательного клапана и утечки в нагнетательном клапане на участке ВВ1*

Утечки во всасывающем клапане, влияние пластового газа и недостаточный приток на участке

Утечки в ВМТ в нагнетательном клапане два участка на правой боковой грани

Утечки в НМТ во всасывающем клапане два участка на левой боковой грани

Выход плунжера из насоса на участке СС1

Высокая посадка либо заедание плунжера в ВМТ в окрестности ВМТ

Низкая посадка либо заедание плунжера в НМТ в окрестности НМТ

Заедание плунжера в конце хода на участке АА\

Обрыв штанг или фонтанирование высота параллелограмма

Прихват плунжера (вставной и трубный насос) на участке БОь площади фигур при ходе штока вверх и вниз

Отложения парафина в ВМТ и НМТ

* - Диагностика конкретного состояния ШГН определяется различным диапазоном изменения значения симптома.

'ЕЗЗЗЗЗЗЯЭЯЙвИИЯВвИв

, д.*»»,» .Пфоттрьгодап«« Сяя*

I 'Ж*. ®л.в!® 'К

ЙРЗШВЙ«в**»»? Р«иус йКАрОМап«: н* -

Чпй-йяокв,.1 '" ~

" V . ^Зг-

Дл а ^¡пвааЯдуАани'я I® -0.32"

Г »акгдаежиа' "

Яввигпокад ¡¡г«* - ь '-ЛвИгпф^^мйрмв-,^? * ДвЛлпй^лвй» .. г дйи'гворлр-лед"

^ЗЛ^Г: '«ОГщЕ.

£к*ажик»6.д ВОД ; ' ^»даЖ^ижЫв,19(9),.

-«Аеа**«»«««-

Рисунок 3 - Одновременное диагностирование нескольких видов неисправностей

А

Р, u,v

на штоке

Р„ и„ V,

на плунжере

Рисунок 4 — Схематичное представление системы ШГН в виде штанги I «приведенной» жесткостью

В этом случае перемещение штанги можно дифференциальным уравнением продольных колебаний стержня

, д2и д2и

описать

Эх2 dt2

О)

где

а - скорость распространения звука в штанге;

и - абсолютное перемещение некоторого сечения штанги;

х - координата сечения;

t - время.

При этом заданными граничными условиями являются:

- со стороны подвески штанг - данные замера усилий и перемещений на штоке;

- со стороны плунжерной пары - моделируемые усилия и перемещения плунжера.

Известны решения уравнения (1) при заданных граничных условиях (Р, V) на одном из концов штанги, реализованные в аналитическом алгоритме расчета динамограммы (Алгоритм 1).

В данном алгоритме используются следующие уравнения, полученные в работе В. М. Касьянова (1973 г.):

Ff

Р, (t) = 0,5 • [P(t + 5) + P(t - 6)] - Pm - 0,5 ■ [V(t + 6) - V(t - 6)]—, (2)

V, (t) = 0,5 • [V(t + 8) + V(t - 8)] - 0,5 • [P(t + 5) - P(t - 8)]-^, (3)

Ef

U, (t) = 0,5 • [u(t + 8)+ U(t - 8)] - 0,5 • [{ P(t + 5)dt - f P(t - , (4)

CI

где P,V,U - нагрузка, скорость и перемещение на верхнем конце штанги (далее по тексту - на штоке);

PbVi,Ui - нагрузка, скорость и перемещение на нижнем конце штанги (далее по тексту - на плунжере);

f- площадь сечения штанги; Е - модуль упругости материала штанги; Ршт - вес штанг в жидкости;

8 - время распространения волны перемещений от одного конца штанги до другого

« = ". (5)

а

где Н — длина штанги (глубина погружения насоса).

Нагрузку на штоке можно определить, используя систему динамометрирования, а закон перемещения, как показано в работе В. М. Касьянова, принять гармоническим:

U = iL.(l-cos^J, (б)

где L - удвоенная амплитуда перемещения (длина хода штока ШГН), Т - период качаний.

Используя уравнения (2)...(4), можно по нагрузке и перемещению (скорости) на штоке определить нагрузку, скорость и перемещение на плунжере, то есть рассчитать плунжерную динамограмму.

С целью проверки Алгоритма 1 примем за исходные данные полученное решение на плунжере - параметры Pi(t) и Vi(t) - и по уравнениям (7), (8) рассчитаем устьевую динамограмму - P(t) и V(t). При этом используются уравнения, аналогичные (2)...(4), но отличающиеся знаками:

Р (t) = 0,5 • [Р, (t + 5) + Р, (t - 8)] + Рш + 0,5 • [V, (t + 5) - V, (t - 8)]—, (7)

а

V(t) = 0,5 • [V, (t + 5)+V, (t - 8)]+ 0,5 ■ [P, (t + 8) - P, (t - 8)]^, (8)

Ef

U(t) = 0,5 ■ [U, (t + 8) + U, (t - 8)] + 0,5 ■ Jp, (t + 8)dt - |p, (t - S)dt

(9)

а

Проведенные расчеты показали полное совпадение исходных значений параметров (Рф, У(0 и Щ) устьевой динамограммы с рассчитанными по уравнениям (7)...(9).

Таким образом, согласно постановке задачи в аналитическом алгоритме расчета динамограммы (Алгоритм 1), по исходным данным для устьевой динамограммы можно рассчитать плунжерную и наоборот.

U, (t) = 0,5 • [u(t + 6)+ U(t - S)] - 0,5 • Г |p(t + 5)dt - |p(t - 5)dt

С целью обоснования результатов диагностирования состояния ШГН по виду устьевой динамограммы разработан итерационный алгоритм расчета нагрузки на штоке по моделируемым нагрузкам на плунжере и известным перемещениям на штоке (Алгоритм 2). Отметим, что в известной автору литературе, аналогичные алгоритмы решения уравнения (1) не приводятся.

В Алгоритме 2 для расчета устьевой динамограммы предлагается моделировать усилия на плунжере и использовать определенное по формуле (6) перемещение штока. В такой постановке процесс решения становится итерационным:

V,(t) = 0,5 • [V(t + 5)+ V(t - 5)]- 0,5 • [P(t + 5)- P(t - (11)

Ef

P (t) = 0,5 ■ [P,(t + S)+P, (t - S)]+P^ + 0,5 • [V, (t + 8) - V, (t - 5)]—. (12)

a

Последнее приближение - уточнение усилий на плунжере и расчет перемещений на плунжере:

Ff

P,(t) = 0,5 • [P(t + 5) + P(t - 5)]-Ршт - 0,5 • [V(t + 5)-V(t - 8)]—, (13)

a

— • (H) Ef

Расчеты показали, что наличие скоростной составляющей Vi(t) в первом приближении приводит к появлению наклона «горизонтального» участка, при этом устьевые усилия и скорость на плунжере определяются достаточно точно.

При последующих итерациях устьевые усилия корректируются только за счет небольшого изменения Vi(t), поскольку Pj(t) - задано. Данный процесс быстро сходится, так, для приведенной ниже динамограммы задано десять приближений.

Для проверки Алгоритма 2 (уравнения (11) и (12)) в качестве нагрузки Pi использовались решения, полученные по Алгоритму 1. Расчеты по Алгоритму 2 показали, что полученные решения (P, U, V) с погрешностью не более 0,5% совпадают с исходными P, U, V.

Таким образом, моделируя условия на плунжере и используя для расчета Алгоритм 2, можно рассчитать устьевую динамограмму.

Следует отметить, что, несмотря на представление Алгоритма 2 в упрощенном виде, рассчитанные динамограммы хорошо согласуются с реальными (рисунок 5), что позволило уточнить диагностику состояния ШГН по устьевой динамограмме.

В работе с помощью Алгоритма 2 были проанализированы следующие условия работы ШГН: нормальная работа насоса, утечки в клапанах, недостаточный приток и запаздывание закрытия нагнетательного клапана.

В пятой главе приведено описание экспериментальных исследований разработанной системы «ДДС», в частности таких ее функций, как диагностика состояния и оценка дебита ШГН.

2 40(1 2 240 2 000 1 600 1 ОТ 1 »00 1 200 1 ООО 800 600 400 200 О -200

СКВ. №753 Куст № I

Дата: 27 35.0313:1 г50

____¡Нагрузка на плунжере

00:00 00:01 00:03 00:05 00:06 00:00 00:10 00:12 00:13 03:15

Время: мин:с

1- замеренная; 2 - рассчитанная по Алгоритму 1; 3 - заданная по Алгоритму 2; рассчитанная по Алгоритму 2

Рисунок 5 - Графики нагрузок на верхнем (на штоке) и нижнем (на плунжере) концах штанги

Целью первого исследования было выявление причины отсутствия подачи на скважине № 3005 НГДУ «Южарланнефть» ОАО АНК «Башнефть».

В ходе исследований на скважину был установлен датчик усилия ДУ-04 системы «ДДС». Была проведена регистрация динамограммы с помощью переносного модуля сбора информации МСИ-07. Далее результаты замера были перенесены в программу верхнего уровня «ОтатовгарЬ». Окно программы «ОтатоОгарЬ» с графиком динамограммы скважины №3005 показано на рисунке 6.

2Х3532212|1В1

«03005 цзх саоооо

Дате: 16.12.2005 10.55:43

100 120 140 180 181 Перемеценне (см)

200 220 240 260

; -V..Г ^

Дейиг .

Дебит го ходу.шгокд. Я»5иг по1 плунжерной -

/l-i-.iT оо Л1ЧрО.-,С.ЯИ1!

^ЙИГЭДЭ-ф'ф.ХОДН '.■

■мЪ/АЗ?;

/мГЯсут . ' Ьм'ЭУсдт

~ ~ - _ . Км-*" , ■ .;л С-:' ..Г"

Рисунок 6 - Окно программы «БташоСгарЬ» с графиком динамограммы

скважины № 3005

Вывод: с помощью подпрограммы диагностики работы скважины, реализованной в ПО «БтатоСгарЬ», была выявлена причина отсутствия подачи на скважине № 3005, а именно запарафиненность исследуемой скважины. Специалисты бригады подземного ремонта скважины впоследствии однозначно подтвердили данный факт.

В ходе второго исследования, проведенного на Забегаловском месторождении ОАО «Белкамнефть» (Удмуртия), на скважину был установлен стационарный ИП усилия системы «ДЦС». Динамограммы записывались каждые 5 минут во внутреннюю память контроллера в течение 20 часов. Позже данные были считаны в компьютер и обработаны программой «ОтатоСгарЬ».

Исследование состояло из следующих этапов:

а) автономная запись динамограмм в память контроллера с последующим считыванием их в компьютер;

б) диагностирование состояния глубинно-насосного оборудования.

В ходе автономной работы контроллера за 20 часов были получены 234 динамограммы. На рисунке 7 представлена выборка из 10 динамограмм, измеренных с интервалом в 2 часа и наложенных друг на друга.

Рисунок 7 - Наложение динамограмм по скважине №1312, снятых с интервалом в 2 часа

Диагностика по всем снятым динамограммам в программе «ВтатоОгарЬ;» показала наличие утечек в приемном клапане, что было подтверждено специалистами Забегаловского месторождения.

Вывод: система «ДДС» обеспечивает автономную запись динамограмм в собственную память контроллера, что позволяет не только диагностировать текущее состояние глубинно-насосного оборудования, но и отследить динамику изменения состояния скважины;

Целью третьего исследования было сравнение значений дебита скважин, полученного посредством системы «ДДС», а также счетчика количества жидкости (СКЖ), установки массоизмерительной (УМИ) и групповой замерной установки (ГЗУ), которые в настоящее время используются для оценки количества жидкости, добываемого из скважины. Исследования проводились на объектах НГДУ «Елховнефть»

ОАО «Татнефть» (значения среднесуточного дебита составляли от 1,7 до 38 м3/сут).

Учитывая, что значения дебетов, полученных посредством различных средств замера, в большинстве случаев отличаются от теоретической производительности скважины; и 80% всех исследуемых скважин являлись малодебитными (среднесуточный дебит менее 10 м3/сут) - для таких скважин сильно возрастает максимально допустимая погрешность измерения производительности всеми средствами измерений, делаем вывод: на сегодняшний день ни одно из вышеперечисленных средств замера дебита, широко применяемых в настоящее время, не может быть принято в качестве эталонного.

Целью четвертого исследования было сравнение значений дебита, полученных посредством системы «ДДС» и СКЖ. Исследование проводилось на одной из скважин НГДУ «Елховнефть» в течение месяца.

В результате проведенного исследования было установлено, что данные по дебиту, полученные посредством системы «ДДС», хорошо коррелируют с данными по СКЖ.

Вывод: для достоверного определения текущего дебита добывающей скважины по динамограмме в программе «ВтатоСгарЬ» достаточно ввести поправочный коэффициент, характеризующий конкретную скважину.

Заключение содержит основные результаты работы.

В приложении А диссертации приведены материалы, относящиеся к внедрению системы «ДДС».

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

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

1 Разработана система «ДДС», адаптированная для станков-качалок и установок с цепным приводом и реализующая автоматизированную обработку данных, полученных без использования измерительного преобразователя положения верхней/нижней «мертвых» точек.

2 Разработано ПО «БшатоОгарЬ», на которое получено свидетельство об официальной регистрации №2004611544 от 24.06.04 (программа для ЭВМ «ОтатоОгарЬ)).

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 алгоритма расчета динамограммы позволило уточнить диагностику состояния ШГН 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 составил 1728 комплектов. Вероятность отказа измерительного преобразователя усилия ДУ-04 составила 0,11.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В рецензируемых изданиях из списка ВАК:

1 Моделирование динамограммы станка-качалки. Нормальная работа насоса / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. // Нефтегазовое дело. - 2004. - Т. 2. - С. 75-81.

2 Моделирование динамограммы станка-качалки. Утечки в клапанах / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. // Нефтегазовое дело. -2005. - Т. 3. - С. 47-54.

3 Моделирование динамограммы станка-качалки / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В.//Нефтяное хозяйство. - 2005. - №11.-С. 84-88.

В других изданиях:

4 Информационно-измерительная система динамометрирования стационарная ДДС-04 / Емец С. В., Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В., Хакимьянов М. И. // Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления «Датчик-2003»: материалы XV научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов. - М., 2003. - С. 253-255.

5 Диагностирование неисправностей в работе станка-качалки по результатам динамометрирования / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В. // Информационные технологии и системы: новые информационные технологии в науке, образовании, экономике (НИТНОЭ-2003): материалы 3-й Международной научно-технической конференции. -Владикавказ, 2003. - С. 17-20.

6 Применение стационарных ИИС динамометрирования в системах контроля производительности скважин / Светлакова С. В., Сидоров М. Е., Ковшов В. Д., Емец С. В., Хакимьянов М. И. // Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления «Датчик-2004»: материалы XVI научно-технической конференции с участием зарубежных специалистов. -М., 2004. - С. 278-279.

7 «DinamoGraph». Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2004611544 от 24.06.04 / Ковшов В. Д., Сидоров М. Е., Светлакова С. В.

8 Анализ программного обеспечения современных систем динамометрирования штанговых глубинных насосов / Ковшов В. Д., Светлакова С. В. // Информационные технологии в профессиональной деятельности и научной работе: материалы региональной научно-практической конференции. - Йошкар-Ола, 2005, - С. 106-109.

9 Оптимальные способы кодирования динамограмм глубинно-насосных установок / Хакимьянов М. И., Светланова С. В. // Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий: межвузовский сборник научных статей. - Уфа, 2005. - С. 146-150.

10 Датчики усилия для систем динамометрирования штанговых глубинных насосов добычи нефти / Ковшов В. Д., Емец С. В., Хакимьянов М. И., Светланова С. В.//Нефтегазовое дело. - 2007. -http://www.ogbus.ru/authors/Kovshov/Kovshov_l.pdf.

11 Опыт диагностирования состояния глубинно-насосного оборудования системой динамометрирования ДЦС-04 / Хакимьянов М. И., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. // Обеспечение промышленной безопасности на предприятиях нефтяной и газовой отрасли: сборник научных трудов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 115-120.

12 Установка датчиков динамометрирования ДЦС-04 на цепные приводы штанговых глубинных насосов / Хакимьянов М. И., Ковшов В. Д., Светлакова С. В. Гаскаров В. 3., Самарин С. Ю. // Электротехнологии, электропривод и электрооборудование предприятий: сборник научных трудов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Т. 1. - С. 168-174.

13 Сравнительный анализ возможностей отечественных и импортных систем автоматизации скважин, эксплуатируемых ШГН / Хакимьянов М. И., Гузеев Б. В., Светлакова С. В., Соловьев Я. Ю., Музалев И. В.//Нефтегазовое дело- 2008. -http ://www. ogbus .ru/authors/Hakimyano v/Hakimy ало v_4 .pdf.

Подписано в печать 12.11.08. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Уся. печ. л. 1. Тираж 100. Заказ 246. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типография: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Соискатель

С.В. Светлакова

Перечень использованных сокращений

Введение

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 28 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» 62 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 116 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 127 Выводы по главе 5 128 Заключение 130 Список используемой литературы 131 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.

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 России -около 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 №2004611544 «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 №2004611544 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.

1. Казиев В. Станки-качалки // Оборудование: рынок, предложение, цены. 2002. - № 3. - http://www.neftemash.rU/press/7/index.htm.

2. Калмыков 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. Молчанов А. Состояние и перспективы развития рынка балан-сирных станков-качалок // Конъюнктура рынка нефтегазового оборудования. 2007. - № 9(20). - С. 9-10.

5. Энынь С. Главные испытания впереди // Прогресс. 2003. -№33. - http://www.neftemash.ru/press/40/index.htm.

6. Федоров Т. Знакомьтесь: цепной привод // Нефть и жизнь. -2004. № 2 (8). - С. 24-26.

7. Уразаков К. Р. Основные направления развития техники и технологии механизированной добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2007. -№8.-С. 126-127.

8. Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа. -М.: Недра, 1983. 256 с.

9. Адонин А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами / Под ред. В.М. Муравьева. -М.: Недра, 1979. -278 с.

10. Аливердизаде К. С. Приводы штангового глубинного насоса. -М.: Недра, 1973-192 с.

11. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003, 816 с.

12. Молчанов Г. В., А. Г. Молчанов. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. - 464 с.

13. Молчанов А. Г., ЧичеровЛ. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М: Недра, 1976. - 328 с.

14. Элияшевский 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. Ивановский 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. Гриб 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. Смородов 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. Щуров 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 №4973226, pr. 27.11.1990. 4973226 Method and apparatus for controlling a well pumping unit.

24. McKee, et al. Method of calibrating a well pump-off controller, Pat. USA № 5167490, pr. 01.12.1992.

25. Dutton, Coriolis pump-off controller, Pat. USA № 5823262, pr. 20.10.1998.

26. Mills, Electrically isolated pump-off controller, Pat. USA № 6315523, pr. 13.11.2001.

27. Watson, et al., Reciprocating pump control system, Pat. USA №6890156, pr. 10.05.2005.

28. Barnes, et al., Integrated control system for beam pump systems, Pat. USA № 7219723, 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. Хакимьянов 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. Хакимьянов М.И. Измерительные преобразователи информационно-измерительных систем динамометрирования штанговых глубинных насосов: Дис. канд. техн. наук: 05.11.16 / УГНТУ. Уфа, 2003. - 191 с.

40. Алиев Т. М., Мелик-Шахназаров А. М., Тер-Хачатуров А. А. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. -М.: Недра, 1981 -351 с.

41. Цапенко М. П. Измерительные информационные системы М.: Энергия, 1974-292 с.

42. Бутусов И. В. Измерительные информационные системы. JL: Недра, 1970.-528 с.

43. ГОСТ 27300-87 Информационно-измерительные системы. Общие требования, комплектность и правила составления эксплуатационной документации.

44. Исакович 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 15150-69 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 51317.4.4-99 (МЭК 61000-4-4-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний.

49. ГОСТ Р 51317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний.

50. Ковшов 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. 2221227, 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. Костанян 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. Бобылев О. А. Диагностика периодически работающих установок скважинных штанговых насосов // Нефтепромысловое оборудование. -2002. -№2. -С. 82-83.

60. Бобылев О. А. Диагностирование периодически работающих скважин // Интервал. 2001. - № 12. - С. 59-61.

61. Соломатин 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. Дунаев 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. Белов 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. 107121.

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. Алиев 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. Кричке В. О. Оперативный контроль текущей эффективности работы скважинной штанговой насосной установки // Нефтяное хозяйство. -1986.-№7.-С. 47-52.

72. Кричке В. О. Экспериментально-расчетный метод производительности скважинной штанговой насосной установки // Нефтяное хозяйство. 1989.-№7.-С. 50-54.

73. Тахаутдинов 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. Юрчук А. М., Истомин А. 3. Расчеты в добыче нефти. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1979. - 271 с.

76. Касьянов В. М. Кинематические коэффициенты станков-качалок/ Касьянов В. М., Алимова Ф. М.//Нефтяное хозяйство. 1977. -№ 2. - С. 55-56.

77. Клюев С. И. Станки-качалки «Ижнефтемаша» / Клюев С. И., Огнев М. Е. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 4. - С. 120-122.

78. Вирновский А. С. Теория и практика глубинно-насосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971. 184 с.

79. Щуров И. В. Кинематика плунжера глубинного штангового насоса для откачки нефти // Интервал. 2002. - № 11. - С. 73-74.

80. Минеев Б. П. Глубинный штанговый насос. Чего мы о нем не знаем? // Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. -2003. -№ 1.-С. 57-63.

81. Ковшов В. Д. Моделирование динамограммы станка-качалки / Ковшов В. Д., Светлакова С. В., Сидоров М. Е. //Нефтяное хозяйство. 2005. -№ П.-С. 84-88.

82. Касьянов В. М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1973. - 96 с.

83. Ковшов 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. Ковшов 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.