автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.16, диссертация на тему:Информационно-измерительные системы для скважин, оборудованных глубинными насосами

Самарский ордена Трудового Красного Знамени Политехнический институт им. В.В.Куйбышева

На правах рукописи

КРИЧКЕ Владимир Оскарович

УДК 681.518.3:622.323:622.276

ШЙОРМАВДОШО-ГОМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ СКВАМН, ОБОРУДОВАННЫХ ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ

Специальность 05.II.16 - Информационно-измерительные

системы (в промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Самара 1993

в Самарском ордена "Знак Почета" архитектурно-строительном институте.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор технических наук, профессор Н.Е.Конюхов

дохтор технических наук А.М.Косолапов

доктор технических наук Т.Г.Габдуллин

Ведущее предприятие: Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности"Гипровостокнефть"(г.Самара).

Защита состоится "24« сре&рс/у/Я 1993 г> в /О

час

на заседании специализированного Совета Д-063.16.01. Самарского ордена Трудового Красного Знамени политехнического института им. В.В.КуйбышвЕа по адресу: 443010, Самара, Галактионовская, 141, в ауд. 23.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Самарского политехнического института по адресу: ул.Первомайская, 18.

Автореферат разослан

■■/У" ЛМ/ег/М 1993

г.

Ученый секретарь Специализированного Совета

к.т.н., доцент

В.Г.Диров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Дальнейшая интенсификация процесса добычи нефти связана с решением ряда крупных проблем, требующих новых научно-обоснованных технических, экономических и технологических решений. Важнейшей из этих проблем является созцание комплекса информационно-измерительных систем (ИИС) и средств вычислительной техники для информационного обеспечения процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, позволяющих вести их анализ и управление в реальном масштабе времени. Задачами этих систем, реализация которых вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса, являются:

управление процессом добычи нефти с целью получения максимальной нефтеотдачи пластов при минимальных материальных затратах и оптимальных сроках разработки;

внедрение новых технологических решений по сбору и транспортировке продукции со скважин, которые обеспечивают значительную экономию нефтепромысловых труб и запорной арматуры;

оптимизация работы насосного оборудования скважин и систем, связанных с поддержанием пластового давления;

улучшение экологической обстановки на нефтяных промыслах. Существующими методами и техническими средствами измерения эти задачи в полной мере решить трудно, так как для получения необходимой информации о состоянии работы нефтяного пласта требуется длительная остановка скважин, а это приводит к потерям в добыче и большим искажениям первичной информации за счет взаимного влияния объектов контроля. Учет добытой жидкости и количества закаченной в пласты воды осуществляется несовершенными методами и устройствами, что ведет к значительным погрешностям в оценке работы нефтяных пластов. Существующие системы сбора продукции со скважин через групповые замерные установки усложняют систему трубоцроводов, что приводит к большим эксплуатационным затратам при их ремонте и замене, а также загрязнению окружающей среды при их порывах и повреждениях. Учитывая то, что объем добываемой жидкости из скважин с помощью насосного оборудования очень велик, проблема увеличения межремонтного периода работы скважин является важной. Существующие технические средства не позволяют в полной мере использовать насосное оборудование из-за невозможности гарантировать его содтветст-

вне параметрам скважин, что ведет к преждевременному выходу его из строя, и большим экономическим затратам.

В этой связи представляется актуальной и своевременной разработка новых методов и средств для получения необходимой информации о состоянии нефтяного пласта и технологическоро оборудования с целью управления разработкой нефтяного месторождения с включением в контур управления ЭВМ.

В данной работе исследуется один из возможных вариантов решения указанной проблемы путем реализации новых методов и измерительных средств.

Основными объектами измерения в работе являются нефтяные пласты и скважины, оборудованные глубинными насосами.

В области теории и практики, общих положений информационно-измерительных систем автор опирался на имеющиеся в этом направлении работы. Поставленная проблема решалась на основании следующих документов.

1. Задание Миннефтепрома, Минхиммаша и Минприбора от 9 июня 1976 г. № 304/128/179, по разработке и освоению промышленного производства автоматизированных технологических установок, средств и систем автоматики и телемеханики для автоматизированных систем управления технологическими процессами добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды в 1976-1980 гг.

2. Задание по производству и поставке предприятиями Миннефтепрома осноеных средств автоматизации на 1980-1985 гг. от 23 мая 1980 г. № 273.

3. Комплексная программа работ по развитию автоматизации нефтяного производства на период 1988-1995 гг. Миннефтепром, Минприбор. Октябрь 1987 г.

4. Об усилении развития автоматизации производства в нефтяной промышленности 1986-1990 годы. Миннефтепром, Минприбор, Минхиммаш. 24 декабря 1985 г. № 538/773.

5. Комплексные планы работ ПО "Куйбышевнефть", ШО "Неф-теавтоматика", ШО "Сибнефтеавтоматика".

Целью работы является разработка и исследование методов и технических средств измерения пластового давления, давления на приеме насоса, дебита скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, дебита скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, давления на выкиде насоса, уровня жидкости в затрубном пространстве, температуры погружного электро-

двигателя, давления на забое скважины, расхода жидкости, параметров насосного оборудования, параметров скважины и пласта, разработка математической модели пласта и уравнений измерения технологических параметров.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

проведен анализ современного состояния разработки нефтяных месторождений и даны пути решения проблем, связанных с дальнейшей интенсификацией процесса добычи нефти;

разработаны комплексные подхода к анализу стоящих проблем по решению ряда принципиальных научных и технических задач, основанные на широком использовании косвенных методов измерения технологических параметров с помощью информационно-измерительных систем и средств вычислительной техники;

разработаны измерительные алгоритмы для получения информации о дебите скважин, оборудованных как штанговыми, так и погружными центробежными электронасосами;

дана новая интерпретация математической модели пласта и алгоритмы для количественного определения его параметров;

изучены потоки информации со скважин и дана их классификация ;

проведены эксперименты, подтверждающие теopeтичеcraie положения, связанные с экспериментально-расчетными методами определения технологических параметров скважин и пластов;

разработаны структуры и алгоритмы для функционирования информационно-измерительных систем по измерению дебита, давления, температуры, уровня и других технологических параметров;

исследована информационная сеть для передачи измерительных сигналов со скважин с использованием комбинированных линий, состоящих из силовых электрических распределительных сетей -радиоканала - лазерных линий и проводных специальных линий;

реализованы и внедрены информационно-измерительные системы для измерения забойного давления, дебита, давления и температуры и .других параметров скважин и пласта, исследованы погрешности;

реализованы алгоритмы расчета на ЭВМ параметров пласта и скважины ;

рассмотрены другие приложения полученных результатов. Методы исследования основаны на использовании теории диф-

ференциальных уравнений, методов оптимизации, теории электрических цепей, теории измерений, теории оценок. Значительное внимание уделено вопросам экспериментальной проверки полученных результатов в лабораторных и промысловых испытаниях.

Научная новизна результатов заключается в следующем: предложен комплексный подход к решению проблем интенсификации процессов добычи нефти, основанный на включении в контур управления нефтяным пластом информационно-измерительных систем и ЭВМ, работающих в реальном масштабе времени;

предложена новая интерпретация математической .модели нефтяного пласта, реально отражающая физические процессы, происходящие е нем;

разработаны экспериментально-расчетные методы определения дебитов скважин с насосным оборудованием;

разработан метод.автоматического регулирования режима работы скважина - установка погружного центробежного электронасоса путем изменения частоты питающей сети;

разработаны экспериментально-расчетные методы для определения давления на приеме насоса в глубиннонасосных скважинах;

исследованы силовые электрические распределительные сети как линии связи информационно-измерительных'систем;

разработаны экспериментально-расчетные метода для измерения технологических параметров скважин и пластов;

разработаны машинные методы анализа состояния насосного оборудования;

разработаны экспериментально-расчетные методы определения производительности поверхностных центробежных насосов;

разработаны оригинальные информационно-измерительные системы для измерения дебитов, давлений, температуры и других параметров.

Практическая ценность работы заключается в следующем: разработан комплекс информационно-измерительных систем для управления нефтяным пластом в реальном масштабе времени, поз-волящий интенсифицировать процесс разработки нефтяных месторождений;

разработаны информационно-измерительные системы для контроля за работой технологического оборудования скважин;

разработан комплекс экспериментально-расчетных методов для определения параметров технологического оборудования сква-

жин, позволяющий оперативно Еести контроль за режимом его работы;

разработана новая схема сбора продукции со скважин без групповых замерных установок, позволяющая сократить материальные и эксплуатационные расходы на обустройство нефтяных месторождений;

предложены новые линии связи для информационных систем,позволяющие повысить их надежность и снизить эксплуатационные расходы.

Результаты работы могут найти применение в теплоснабжении и водоснабжении городов и поселков, при-строительстве нефтепромысловых сооружений, контроле состояния нефте и водопроводов, контроле за работой водяных насосных скважин, контроле за различными технологическими процессами, в которых задействованы поршневые и центробежные электронасосы, в системах измерения расхода тепла и жидкости, в системах связи и других областях народного хозяйства при его информатизации.

Реализация и внедрение результатов работы. Результаты работы использованы:

при разработке, внедрении и эксплуатации станций управления станками-качалками с информационно-измерительными системами контроля за работой скважин и пласта;

при разработке глубинных стационарных манометров-термометров для установок с центробежными погружными электронасосами;

при разработке, внедрении и эксплуатации индикаторов дебита скважин ИД ШГН;

при разработке тепловых меточных расходомеров для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной;

при разработке системы телемеханики с использованием в качестве линий связи силовых электрических распределительных сетей; при расчетах на ЭВМ параметров пластов и скважин. На Серафимовском заводе "Нефтеавтоматика" изготовлена партия станций управления станком-качалкой в количестве 5390 штук с экономическим эффектом I млн 200 рублей в год. В НПО "Сйбнеф-теавтоматииа" выпущена партия индикаторов дебита скважин типа ВД ШШ в количестве 300 штук с предварительным экономическим эффектом 4 млн.рублей в год. В ПО "Куйбыпювнефть" изготовлены и внедрены: 50 индикаторов дебита скважин для станков-качалок; 10 комплектов систем для контроля процесса бурения скваяин, в

которых использованы электрические моментомеры; 10 систем тепловой защиты погружных электродвигателей; система аварийной сигнализации с пяти скважшна диспетчерский пункт с использованием радиоканала. В КИВЦ "Куйбышевнефть" внедрены программы расчета на ЭВМ параметров пласта и скважин. На Бакинском приборостроительном заводе освоен серийный выпуск термоманометрической системы ТМС-3 для скважин с УЭЦН,.в которой используется базовый вариант глубинного манометра-термометра рассмотренного в работе. В институте "Гипровостокнефть" разработан проект обустройства нефтяного месторождения с использованием индикатора дебита ВД ШГН. Фактический экономический эффект от внедрения результатов работ составил свыше I млн.руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались:

на Всесоюзных научно-технических конференциях; научно-технических совещаниях Миннефтегазпрома; областных научно-технических конференциях; научно-технических советах НПО "Нефтеавтоматика" и НПО "Сибнефтеавтоматика";

научно-технических совещаниях объединения "Куйбышевнефть", ТСО "Куйбышевстрой";

научно-техническом совете Самарского архитектурно-строительного института;

научных семинарах кафедры "Механизация, автоматизация и энергоснабжение строительства";

Публикации. По теме диссертации опубликовано свыше 100 научных трудов, в том числе 7 авторских свидетельств. Кроме того получены положительные решения о ввдаче авторских свидетельств по 19 изобретениям.

Личный вклад автора. Все работы, выполненные в соавторстве, подчинены общей поставленной проблеме и концепции ее решения, сделанным соискателем. Им сформулированы идеи защищаемых методов и средств измерения, алгоритмов и структур аппаратных и программных средств, методики испытаний и интерпретации их результатов. Соавторство относится к испытанию методов и средств измерения в производственных условиях.

На защиту выносятся следующие положения: новые подходы в разработке ИИС для эксплуатации нефтяных месторождений;

новые методы измерения гидродинамических параметров скважин и пластов;

новые методы измерения производительности глубиннонасос-ных установок;

новые методы измерения технологических параметров скважин и глубиннонасосного оборудования;

новые средства измерения гидродинамических и технологических параметров скважин и пластов;

комплексное решение проблемы измерения гидродинамических и технологических параметров пластог и скважин, необходимых для управления нефтяным'месторождением.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести разделов и заключения, изложенных на 448 страницах машинописного текста, содержит 96 рисунков, 16 таблиц, библиографического списка включающего 177 наименований на 20 страницах, приложения, занимающего 53 страницы и содержащего листинги программ, акты о внедрении с десятью рисунками. Общий объем работы 523 страницы сквозной нумерации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность решаемой проблемы, определены цели и основные положения работы, выносимые на защиту.

В первом разделе рассмотрены проблемы, связанные с созданием информационно-измерительных систем для скважин, оборудованных глубинными насосами, и пути их решения. Проведен анализ современного состояния инфорлационного обеспечения процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в РФ и за рубежом. Показано, что существующими измерительными средствами задачи рациональной эксплуатации скеэжин и пластов в полной мере не решаются, так как объекты нефтедобычи характеризуются большой сложностью и во многих случаях не доступны для прямого исследования. Изучены потоки информации, идущие с объектов нефтедобычи, определен их объем, а также структура и функции ИИС, необходимые для получения нужного объема информации. Показана необходимость в создании новых ИИС, а также использовании в контуре управления нефтяным пластом вычислительной машины, рр-ботающей в реальном масштабе времени. Предложен» новые подходы к определению.гидродинамических параметров скважин и плас-

toe, основанные на косвенных и совокупных методах измерения различных технологических параметров. Изложены основные принятые пути решения проблемы, основанные на новых подходах к разработке математических моделей объектов и средств измерения. Суть этих подходов состоит в том,'что в измерительную цепь вводятся вычислительные средства и осуществляется алгоритмизация измерения, при которой повышается уровень формализованного описания измерительных процедур. При этом в измерительные процедуры вводятся дополнительные преобразования, позволяющие проводить косвенные, совокупные и совместные измерения. При алгоритмизации измерений содержательное описание процедур и результатов заменяется формализованным, при этом в основу формализованного описания измерительной процедуры берутся уравнения измерений. Определены основные назначения разрабатываемых ИИС - это контроль за процессом разработки нефтяного пласта и насосного оборудования. Главное назначение ИИС - контроль за перемещением контура нефтеносности с поддержанием заданного градиента давления, при котором обеспечивается максимальная нефтеотдача пласта при минимальных материальных затратах и заданном теше добычи нефти. Общие требования к системам выражены в виде двух целевых функционалов f , :

t t

Q^dí-i^dt-QrO, <»

где СО - средняя истинная скорость перемещения контура нефтеносности, м/с; fi - проницаемость пласта на данном участке,м2; IYI - динамическая пористость пласта, доли единиц; jU - динамическая вязкость жидкости, Па-с; p,,p¿ - перепад давления между соседними изобарами, Па; лХ - расстояние глевду этими изобарами, м; 2Í0,0cLt - суммарный отбор жидкости из пласта на расчетом участке перепада давления, м3/сут.; JljQpdt - суммарный объем закаченной воды в пласт на данном'ра'счетном участке, м3/сут; йр - разностное значение между количеством добы-. той из пласта жидкости и закаченной в него воды на данном уча-стве перепада давления, м^/сутг Реализации этих функционалов

на базе новых методов и средств измерений посвящена данная работа.

Во втором разделе предложена новая интерпретация математической модели пласта и дано ее решение на ЭВМ. Как известно, математическая модель пласта при неустановившемся плоско-радиальном движении упругой жидкости в упругом пласте описывается дифференциальным уравнением

дгг Г дг ае дЬ

где д£ - постоянный коэффициент пьезопроводности пласта;р -давление в момент £ в любой точке пласта, удаленной на расстояние Г от его центра.

Решение этого уравнения можно представить в Еиде

±

Тк (4)

>

о ' ' кч

где йк- коэффициенты разложения решения дифференциального

уравнения по экспоненциальным функциям от времени с постоянными Тк, которые однозначно находятся из выражения, являющегося решением дифференциального уравнения. Для нахождения всех коэффициентов необходимо знать всю кривую восстановления давления. Однако для практических целей не обязательно иметь разложение дифференциального уравнения в виде бесконечной суммы, а достаточно знать сумму из двух-трех слагаемых, в которой коэффициенты Вк и постоянные времени Тк включают в себя компенсацию за недостающие члены разложения. Была апробирована базовая аппроксимирующая кривая в форме

Ь

(5)

ОС _

Р-Ро-1 Вке

1 1 К=1

3

11 К=}

с условием + А^ +■ Ад = I

или

р=р.

±_ Ъ

В этом уравнении неизвестные члены Ъ >7г, ¡з

находятся путем отыскивания минимума функционала

' т=11' 1 К'1

где /? - число точек, взятых из кривой восстановления давления в момент времени, ¿/л • С учетом того, что начальный участок кривой восстановления искажен из-за притока в скважину жидкости после остановки насоса, то начало координат аппроксимирующей кривой сдвигается относительно основных координат на некоторое время ¿к , тогда базовая аппроксимирующая кривая опишется уравнением

г И, Н, у« лр=др„[Це Т--Аге т'-{Шк Тз ]'<8>

где др- приращение текущего забойного давления; д р0- приращение пластового давления; - время, на которое сдвигается начало координат расчетного участка кривой восстановления давления.

Таким образом, по начальному участку кривой восстановления давления, определяемого десятью точками с интервалом в десять минут, можно вычислить величину пластового давления. При статическом анализе погрешностей показано, что среднее квад-ратическое отклонение случайной составляющей систематической погрешности равна ±3%.

Предложен и исследован метод определения гидродинамических параметров пласта и скважины, в котором исходной информацией является текущий дебит скважины, который рассчитывается по диаграммам мощности и устьевому давлению без применения дополнительных технических средств. По этой методике в основном исследуются низкодебитные скважины, оборудованные глубинными штанговыми насосами. Выразив Рдл через высоту статического уровня жидкости в затрубном пространстве Нст, а забойное давление Рза(5 через текущий уровень жидкости Н, имеем следующую упрощенную математическую модель пласта:

т

йНЩ сИ

+

НН)-Н„

(9)

где ИЦ)~ величина столба жидкости в затрубном пространстве;

¡-¡ст - статический уровень; Т - постоянная времени восстановления уровня.

Решение этого уравнения имеет экспоненциальный виц:

Л л.

Нш=Нш (1-ет)+Н0ет (10)

Здесь На - величина начального столба жидкости в скважине, которая принимается на уровне приема глубинного насоса.

При исследовании из скважины через равные промежутки времени д Ь отбирается жидкость порциями по л И до момента, когда начинается незаполн§ние цилиндра насоса. После этого установка отключается на время Д £ , а затем включается вновь. Тогда за /7 порций высота столба жидкости в скважине составит

Ъ+плЬ п

т )-лНЕе~ т (п>

Обозначив через £г = £ время с начала отсчета и найдя сумму членов в этом уравнении, имеем

и д1,

1-е г

Учитывая, что « Т уравнение (12) принимает вид

где величинад//^£ пропорциональна производительности насосной установки. '

Проделав несколько исследований с различными значениями получим систему уравнений:

и ЬгЬз

Решив ее, находим единственное значение Нст .и Н. Если при исследованиях имеется возможность использовать уроЕнемеры или глубинные манометры, то процесс исследования упрощается, так как не требуется изменения режима работы насосной установки. Тогда система уравнений принимает вид:

Решая эту систему уравнений методом итераций, находим значения пластового давления. При использовании глубинного манометра, например, на-установках УЭЦН, в вышеприведенных формулах Еместо значений уровней Н0, Н^-, Н2, ставятся соответственно значения глубинных давлений Р0, Рр Р^.

Третий раздел посвящен разработке новых методов измерения технологических параметров скважин и пластов, основанных на анализе энергетических параметров насосных установок. Предложен экспериментально-расчетный метод измерения дебита скважины, оборудованной глубинным штэнгоеым насосом, путем анализа диаграмм мощности приводного электродвигателя и давления на устье скважины при ходе устьевого штока вверх при двух режимах работы насосной установки, получаемых путем прикрытия устьевой задвижки. Показано, что производительность установки равна:

Л - Ш лРхв.

Рпу т/сут, (15)

А рхв-103

гдел/^8- средняя разностная мощность за период хода устьевого штока вверх, кВт;д^)хв - среднее разностное давление на устье скважины при ходе устьевого штока вверх, МПа; р„у - удельный вес жидкости в поверхностных условиях.

Проведены сравнительные испытания предложенного метода^ измерения дебита с существующими замерными установками и определена разность в показаниях, которая в среднем равна +4,5%. Предложен метод измерения давления на приеме насоса, который реализуется формулой

где - давление на устье скважины, МПа; дрн - потеря давления в насосных трубах, Ша; - расчетное значение КПД глубинного оборудования;рнт - давление от веса столба жидкости- в трубах, Ша; рср - среднее значение мощности за цикл качания, кВт;д - среднее приращение мощности при ходе штока вверх, кВт;4/>£Л,7 среднее приращение устьевого давления при ходе штока вверх, Ша.

Предложен метод непрерывного измерения дебита скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом, путем анализа активной мощности и давления, развиваемого насосом. Уравнение измерения дебита следующее:

(№№) 1 } у ' (Г7) о

где / Руш (Ь)сИ _ энергия, расходуемая на устьевом штоке ^го ~ КПД глубинного оборудования при коэффициенте наполнения насоса, равном-единице, которое учитывает потери на трение в глубинном оборудовании; р„у - плотность поднимаемой ■ жидкости в поверхностных условиях; рнт - давление, приходящееся на плунжер насоса от веса поднимаемого столба жидкости; п, - давление на устье скважины.

Ейли проведены сопоставительные испытания результатов измерения дебита предложенным методом и существующим, которые показали, что разница мевду этими методами составляет +4,5$.

Предложен метод оценки состояния работы насосного оборудования скважины по диаграммам мощности с использованием -ЭВМ.

, Предложен новый показатель для оценки работы насосной установки - относительный коэффициент эффективности равный отношению площади диаграммы мощности, взятой относительно нулевой линии за цикл качания в текущий момент времени, к площади исходной диаграммы мощности, полученной ранее на этой скважине при тех же режимах ее работы.

Предложен метод контроля за работой гцдрофицированной

насосной установкой по диаграммам мощности приводного электродвигателя и дан их анализ при различных неисправностях.

Предложен алгоритм расчета на ЭВМ параметров технологического оборудования скважины с глубинным штанговым насосом.

Предложен экспериментально-расчетный метод определения дебита скважины, оборудованной центробежным электронасосом. Для реализации этого метода рассмотрена новая характеристика насоса, отражающая зависимость отношения развиваемого насосом давления на мощность, действующую на валу насоса (или наоборот) от подачи насоса. Результат деления этих величин рекомендуется назвать энергетическим коэффициентом, а зависимость энергетического коэффициента от подачи насоса - энергетической характеристикой. Аналитическое значение энергетического коэффициента М равно:

.где А - отношение давления, развиваемого насосной установкой, к потребляемой ей мощности при нулевом расходе, №а/кВт;рв -давление на выкиде насоса, МПа; рп - давление на приеме насоса, МПа; Л/ - мощность на валу насоса, кВт; р - коэффициент, зависящий от параметров жидкости;рн - номинальное давление на приеме насоса, МПа.

Показано, что энергетический коэффициент в широком пределе не зависит от состояния рабочих органов насоса, а энергети- • чеекая характеристика индивидуальна для кавдого типа насосной установки; Аппроксимирующая функция зависимости энергетического коэффициента от подачи насоса может иметь один из следующих

(18)

видов:

ЫМ; (НАГАДЬ

в=аМШ-, й=0м [шр[(ат)^М

(19)

где (1,0- постоянные коэффициенты для данного типа насосной установки при измерении дебита и линейной энергетической характеристике уравнение производительности имеет вид

Г

И

t,

А-

Рв-Рп +рн

Р-Ъ

(20)

где г » ^ - соответственно активная мощность потребляемая электродвигателем привода и его коэффициент полезного действия.

Предложен метод регулирования решила работы системы скважина - установка погружного центробежного электронасоса путем изменения частоте питающей сети. Составлено уравнение измерения дебита: .

1-(21)

где j0 - нижняя граничная частота регулирования, Гц; j - текущая частота регулирования, Гц; О. ,$ , С - постоянные для данной насосной установки коэффициенты.

Предложен метод измерения давления на приеме насоса в скважине, оборудованной УЭЦН, который основан на использовании энергетического коэффициента и известного значения дебита скважины. Уравнение измерения давления на приеме насос^ имеет вид:

Л" 10б-!У(л-М)!рнт МПа,

(22)

где [-/ц - глубина подвески насоса в скважине, м; рнт - плотность жидкости в насосных трубах, кг/мЗ; N - мощность на валу насоса, кВт; М - энергетический коэффициент, №а/кВт; Д - постоянный коэффициент, МПа/кВт; О - ускорение свободного падения, м/с^, равное 9,81.

Предложен метод измерения температуры обмотки статора погружного электродвигателя в зависимости от производительности насосной установки и свойсте откачиваемой жидкости. В соответствии с этим методом указанная температура может быть определена по следующей функциональной зависимости:

Т=Ъ+Т,+Мехр (23)

где Т - температура обмотки статора электродвигателя, °С; 7>к - температура охлавдающей жидкости, °С; То - температура обмотки статора электродвигателя при номинальных значениях мощности,скорости и свойств охлаждающей жидкости, о^

24 ехр^-^аМ^-0,05^20^+^- превышение температуры обмотки тора электродвигателя от номинального значения, п~

ста-

площэдь

сечения пространства между корпусом электродвигателя и обсадной колонной, м2;аМ- подача насоса, м3/с; $ - коэффициент, зависящий от свойств откачиваемой жидкости.

Предложен метод тепловой защиты погружного электродвигателя без изменения его конструкции и технологии сборки с помощью термоконтакта и датчика давления, реагирующие на предельно-допустимую температуру и давление масла внутри электродвигателя.

Предложены математические модели систем пласт - скважина-насосная установка. Для скважин с погружными центробежными электронасосами

еМ-Ш\-Т\ 1-ехр

(24)

х к] (аМг+М)]М.

Для скважин с глубинными штанговыми насосами

т

(25)

В этих уравнениях измерения комплексно объединены такие параметры как давление (в пласте, на забое, на приеме насоса, . на устье скважины) и производительность установки, из которых могут быть получены и другие параметры пласта и скважщш.

Четвертый раздел содержит результаты работ по созданию информационно-измерительных систем для скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами. Так, разработаны ИИС для анализа работы установки и измерения ее производительности. Эти ИИС включены в состав блока управления БУС-3. Разработанные ИИС обладают большой функциональной возможностью и комплексно решают вопросы получения необходимой информации для интенсификации работы скважин и всего насосного оборудования. Особенностью этих систем является то, что в них в качестве первичной информации используется активная мощность, потребляемая электродвигателем насосной установки. В качестве первичного датчика применен статический преобразователь мощности на нели-

нейных сопротивлениях.

Разработан индикатор дебита скважины типа ИД ШГН, позволяющий непрерывно измерять и суммировать значение производительности насосной установки и выдавать сигнал при ее снижении ниже заданной величины на диспетчерский пункт. Проведены сравнительные испытания ИД ПГГН с А13У и показано, что ВД ШГН при наличии линии связи могут быть эффективно использованы для суммарного учета добываемой жидкости по каждой скважине. Проведен статистический анализ погрешности ИД ШГН и дана его количественная оценка. Информативным параметром для измерения дебита в ИД ШГН является активная мощность, потребляемая электродвигателем привода насоса. Индикатор дебита ШГН рассчитан на работу в широком .диапазоне существующих производительностей насосных установок. Разработана математическая модель ВД ШГН и дано уравнение измерения дебита: г I

^¡Шп^М))]^ ■

где ¡/о \)4 1 л\[г > и„г? (/у (I) соответственно напряжения, пропорциональные дебиту нормированного импульса, активной мощности, потребляемой электродвигателем привода насоса из сети, мощности потерь в электродвигателе и наземном оборудовании установки, давлению от веса столба жидкости в трубах и устьевому давлению.

Разработан переносный дебитомер для скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, основанный на принципе анализа активной мощности, потребляемой электродвигателем привода насоса и устьевого давления. Дебитомер автоматически одновременно

анализирует значения мощности и давления по алгоритму:

где & - дебит скважины, т/сут; О/ .С/3 , и¿, О- дельта функция характеризующая число нормированных импульсов по мощности и устьевому давлению соответственно при номинальном режиме работы установки и при повышенном давлении на устье скважины, имп.;/77 , П. - масштабные коэффициенты соответственно по мощности и давлению; ктг - коэффициент трансформации трансформаторного тока; 43,2 - постоянный коэффициент;рПу - плотность жидкости в поверхностных условиях, кг/м^.

Изготовлены и испытаны опытные образцы таких дебитомеров, а необходимая документация передана в НПО "Сибнефтеавтоматика" для изготовления опытной партии.

Разработана ИИС для контроля за вертикальностью наземного оборудования гидрофицированной насосной установки. При отклонении насосного"оборудования от вертикального положения выдается сигнал на .диспетчерский пункт об аварийном состоянии скважины или насосная установка останавливается.

Разработан и испытан уровнемер жидкости в затрубном пространстве скважины, основанный па методе волнометрироЕания. Акустический импульс в нем создается с помощью волны, образованной кратковременным открытием затрубного пространства скважины или с помощью специального возбудителя упругой волны в виде воздушной хлопушки. Для записи данных измерения используется регистратор с записью на магнитный носитель.

Пятый раздел содержит результаты работ по созданию информационно-измерительных систем для снЕажин с УЭЦН. Комплекс разработанных приборов для УЭЦН можно разделить на глубинные и по-. Еерхностные. Для реализации глубинных приборов проведены исследования глубинной лилии связи для передачи информации с глубины на поверхность. Б качестве линии связи принят силовой токопод-водящий кабель с передачей сигналов на высокой частоте. Дан анализ возможных схем установки глубинных приборов с насосным оборудованием. Показано, что наиболее целесообразно устанавливать глубинные приборы внутри корпуса электродвигателя, где отсутствует газовая среда, наличие которой препятствует надежной герметизации контейнера с аппаратурой. Показана целесообразность подключения схемы глубинных приборов к линии связи .через среднюю точку статорной обмотки электродвигателя, а на поверхности - через среднюю точку силового трансформатора. Исследованы параметры линии связи на различных частотах. Определено, что наи-

меньшее затухание сигнала имеется в диапазоне 30-50 кГц. Для передачи информации с глубины на поверхность принята частотная система измерения с двойной частотной модуляцией.

Разработан глубинный манометр-термометр для УЭЦН, служащий для измерения давления на приеме насоса и температуры масла в отстойнике электродвигателя, а также для снятия кривой восстановления давления с целью получения данных о параметрах пласта и скважины. Предел измерения давления от 0. до 20 Ша. Исследованы статистические характеристики манометра-термометра и дана количественная оценка его.погрешности, которая равна ±2,5%.

Разработан глубинный ультразвуковой манометр-термометр, основанный на измерении скорости прохождения ультразвука в жидкой среде, находящейся под давлением. Составлены уравнения измерения давления и температуры, которые тлеют следующий вид:

где р - измеряемое давление, МПа; Т- измеряемая температура, °С; Л> - коэффициент перевода частоты в давление, МПа/Гц; Кг~ коэффициент перевода частоты в температуру, °С/Гц;% (Ц суммарное время прохождения ультразвука в схеме и элементах рабочего и компенсационного датчиков, время,прохождения ультразвука через жидкость в рабочем и компенсационном

датчиках, с; - опорная частота, Гц. Чувствительность манометра 100 Гц на I Ша.

Разработан глубинный тепловой меточный дебитомер для скважин с УЭЦН. Дебитомер устанавливается стационарно и рассчитан на длительную эксплуатацию. Принцип работы дебитомера основан на измерении времени прохождения между двумя точками искусственно создаваемых в потоке тепловых меток, которые представляют собой локально нагретые участки жидкости.

Составлено уравнение измерения дебита имеющее вид:

(28)

(29)

)

(п-с)

м\ <30)

где 5 - сечение трубопровода, м^; расстояние мевду форш-. рователем метки и термочувствительным приемником, м; Т - период генерации тепловой метки, с; ^г - частота измерительного генератора, Гц; К - поправочный коэффициент, учитывающий параметры жидкости; П - число импульсов за время измерения, имп.; С -поправочный коэффициент, учитывающий инерционность системы.

Принимая для данной конструкции дебитомера

Ш

м1. (31>

14

•Проведен статистический анализ погрешностей дебитомера и дана юс количественная оценка.

Теоретически и экспериментально изучена возможность создания глубинного корреляционного дебитомера, основанного на анализе естественной температурной неоднородности потока контролируемой жидкости. Уравнение измерения дебита имеет вид: т

fl- И./ttt)\ dt

(32)

где т Щ находится при д R(T) = О из уравнения

* Я (V --ЫУ^дТ]-^ [Г- (L/irJ-A?:].

Здесь: Q- дебит, м^/т; /"-.сечение измерительного канала, м**; L - расстояние мевду датчиками, м; скорость потока, м/с; hjw- время отставания сигнала, c;Z(ij- изменяющееся время задержки, с;-дТ- время фиксированного запаздывания сигнала,с; дГ- время фиксированного упреждения сигнала, с.

Разработан глубинный дебитомер-манометр, предназначенный для измерения- дебита и двух давлений в скважинах с УЭЦН, оборудованных для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов одной сквакиной. Для измерения дебита в нем содержится тепловой меточный дебитомер, а для измерения давления - манометр с геликсной пружиной. В качестве линии связи используется сило-

вой тоководводящил кабель, а для передачи информации - высокая частота с двойной частотой модуляцией.

Разработана ИИС тепловой защиты электродвигателя погружной насосной установки, предназначенная для непрерывного контроля температуры масла в корпусе электродвигателя и его отключения при температуре Еыше допустимой.

Разработан индикатор дебита скважины, оборудованной УЭЦН, предназначенный для непрерывного измерения и суммирования дебита, а также выдачи сигнала при снижении его ниже заданной величины. Дебитомер основан на методе анализа активной мощности и давления, развиваемого насосом, с использованием энергетической характеристики насосной установки, впервые предложенной в данной работе. Дебитомер состоит из функциональных блокоЕ, реализующих алгоритм измерения описанный формулой (20).' Изготовлен и испытан в стендовых условиях опытный образец.

Разработана система измерения количества воды, закачиваемой в нагнетательные скважины (НС), содержащая кустовую насосную станцию (КНС), водораспределительные пункты (ВРП), систему трубопроводов с измерительными шайбами и датчиками давления. Измерение общего расхода основано на анализе энергетических параметров насосной установки, а измерение на нагнетательных трубопроводах осуществляется за счет учета соотношений перепадов давления на измерительных шайбах. При этом уравнение измерения количества еоды закачиваемой в любую скважину имеет вид:

¿ч X. V лр ^

** ' (33)

« 1[1

е*11и)Ч -1 КЛ0У J

еч ГУ

где Ар - перепад давления на измерительной шайбе, МПа; ¿ - номер НС; / - номер расчетной НС; С - номер расчетного ВН1;/^ -

полное число НС в одном из ЪШ;ГПе - расчетное число НС в од- ' ном из ВРП; N - полное число ВРП;С - расчетное число ВН1; б - номер ВРП; СО - номер насоса; с(. - число насосных установок; М - энергетический коэффициент; <2,6- постоянные числа для данной насосной установки.

Шестой раздел. Исследованы линии связи для ИИС. Показана перспективность использования комбинированных линий связи, состоящих из специально проложенных линий, линий связи по силовым электрическим.распределительным сетям, радиоканала.

Проведены теоретические и экспериментальные исследования нефтепромысловых низковольтных и высоковольтных сетей как линий сеязи для ИИС. Изучены входные сопротивления и затухания передачи в токоприемниках и линиях в зависимости от частоты передаваемых сигналов. Изучены помехи в силовых сетях и определен их уровень на различных частотах.

Разработаны и исследованы системы передачи информации со скважин,, в которых используются комбинированные линии связи.

В заключении сформулированы основные результаты работы и дано решение по реализации целевых функционалов (I) и (2), исходя из формул (5), $9), (30), (33), в вице:

га, „I I * 1я(<-ие

Г,(Р<М-——1-; „4,

п.,

у / А/ '1го

Р

I чи

С*1 ф

«р 11е /--

ЖМ11 ^

¿4 ¿>1 ы Ы V *р;е

е=1 со-1

+

(35)

±У1

еч

р1

■ сИ,

где Р(Р/.рг, к, ~ °РеДняя истинная скорость перемеще-

ния контура нефтеносности, м/с; (0.0, - разностное значение между количеством добытой из пласта жидкости и закаченной

г

в него воды на данном участке перепада давления, м3/сут; 5Гб}£-суммарный дебит немеханизированного фонда скеэжин, м3/сут;' (йМ2- ¿М)- подача одного из сетевых насосов или группы насосов, работающих на общий коллектор, м3/сут.

-В приложениях приведены листинги программ расчета: пластового давления по сложной модели пласта; по упрощенной модели пласта; параметров технологического оборудования скважины; дебита скважины, оборудованной УЭЦН. Документы о внедрении результатов работы-с фотографиями общего вида отдельных блоков ИИС.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Кричке В.О. К вопросу использования силовых электрических распределительных сетей- в качестве канала связи и телемеханики на нефтепромыслах // Тр. /КуйбышевНИИ НП. 1961. Вып.9.

С.144-160.

2. Кричке В.О. Аппарат для контроля сопротивления изоляции установок погружных электронасосов // Нефтепромысловое дело: Реф.науч.-техн.сб. М. :ВНИИ0ЭНГ, Г963. Вып.6'.

3. Кричке В.О. Использование силовых электрических распределительных сетей в качестве каналов связи и телемеханики на нефтепромыслах // Тр./ КуйбышевНИИ НП. 1961. Вып.10. С.208-211.

4. Кричке В.О. Приборы контроля сопротивления изоляции установки электропогружного двигателя // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1964. Вып.23.

5. Кричке В.О. Испытание и исследование погрешностей прибора контроля изоляции ПКИ-1 // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1966. Вып.33. С.224-228.

6. Кричке В.О., Клюшин И.Я., Метляков И.В., Маясов В.Н. Устройство для дистанционного измерения уровня жидкости в скважинах, оборудованных погружными электронасосами // Тр./ КуйбышевНИИ НП. 1966. Вып.33. С.221-223.

7. Кричке В.О. Телемеханическое устройство для удаленных нефтепромысловых объектов // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1966. Вып.33. С.235-242.

8. Кричке В.О., Бозина В.П., Барсенев Б.П., Колпаков Л.М. К вопросу передачи сигналов по нефтепромысловым распределительным электрическим сетям // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1966. Вып.33.

С.229-234.

9. Баган В.Д., Кричке В.О., Ревин В.Т., Абрамов А.Ф. Ин-

формационно-измерительное устройство для централизованного контроля глубинных давлений в скважинах // Тр.ДуйбышевНИИ НП. 1966. Вып.33. С.208-215.

10. Удостоверение о регистрации № 42626 от 14.01.64 Комитета по делам изобретений и открытий СССР. Разработка системы управления, сигнализации и циклического контроля для рассредоточенных объектов с использованием в качестве линий связи сило- , вых распределительных сетей/ Руководитель В.О.Кричке.

11. Удостоверение о регистрации № 57539 от 22.09.66 Комитета по делам изобретений и открытий СССР. Меточные расходомеры для дистанционного измерения дебита нефтяных скважин/ Руководитель В.О.Кричке.

12. Кричке В.О. Информационно-измерительная система для гидродинамических исследований скважин // Тезисы доклада на областном семинаре/ ЦБТИ. Куйбышев, 1968. С.27-29.

13. Кричке В.О., Кожакин C.B., Заярнюк П.М. Исследование возможности применения средств автоматизации в области гидродинамических исследований скважин // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1968. Вып.38. С.204-211.

14. Кожакин C.B., Кричке В.О. Методика использования авто-, матических устройств для гидродинамических исследований глубин-нонасосных скважин // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1968. Вып.38.С.212-220.

15. Кричке В.О., Ледяев В.Г. Потенциометрический преобразователь углового перемещения в частоту для нефтепромысловых информационных систем // Тр./КуйбышееНИИ НП. 1968. Вып.38. С.192-196.

16. Кричке В.О., Баган В.Д., Присяжнюк Н.И., Лебедев В.Г., Ревин В.Т. Приборы дистанционного контроля технологических параметров в нефтедобыче // Тр./КуйбышевНИИ НП. 1968. Вып.48.

17. Кричке В.О., Присяжнюк Н.И. Информационная система контроля дебита и давления в скважинах, оборудованных установка™ УЭЦН // Автоматизация и 'телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1974. В 5. С.6-8.

18. Кричке В.О., Добреньков В.И. Бесконтактный генераторный датчик положения для нефтепромысловых информационных систем // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. Jfi II. С.18-21.

19. Кричке В.О. Автоматический анализатор работы глубинно-насосной установки АГУ // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.

№ 12. С.10-14. •

20. Кричке В.О., Морогов В.М., Гонченко В.В. Информационная система контроля работы гидро-винтовых прессмолотов /j Механизация и автоматизация производства. 1975. № 2. C.I0-II.

21. Кричке В.О. Тиристорно-магнитный контроллер с дистанционным управлением // Промышленная энергетика. 1975. В 3.

С.21-23.

22. Кричке В.О., Присяжнюк Н.И. Частотное реше ¡} Электромеханика. 1976. № 2. С.230-231.

23. Кричке В.О., Ширяев Л.Л., Абрамов В.А., Куцын П.Я. Автоматический контроль работы станков-качалок анализаторам! ЛГУ Л Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. № I. С.22-26.

24. Кричке В.О., Кричке В.В. Глубинный тепловой корреляционный дебитсмер // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. № 3. C.II-I4.

25. Кричке В.О., Присяжнюк Н.И., Грачев Ю.В. Глубинные каналы связи информационных систем на скважинах, оборудованных' погружными электродвигателями ] 1 Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. й 4. С.3-5.

26. Кричке В.О. Анализ работы станков-качалок с помощью автоматических устройств Ц Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

& 15. С.23-25.

27. Кричке В.О., Баган В.Д. Глубинный ультразвуковой манометр для нефтепромысловых информационных систем 1] Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности; Реф.науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. № 8. С.13-17.

28. Куликовский Л.Ф., Кричке В.О. Ваттметрографический метод контроля работы глубиннонасосных установок // Нефть и газ. 1976. № 8. С.81-85.

29. Кричке В.О. Статический преобразователь мощности с частотным выходом для нефтепромысловых информационных систем // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф. науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. Ü 10. С.15-17.

30. Кричке В.О. Измерительная информационная система для скважин, оборудованных станками-качалками ИИС-СК П Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.

сб. M.: ВНИИОЭНГ, 1976. Ji II. С.16-18.

31. Кричке В.О., Купин П.Я., Ширяев Л.А., Коршиков A.B. Оперативный контроль производительности станкоЕ-качалок интегрально-статистическими дебитомерами )) Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. Jfi 7. С.9-И.

32. Кричке В.О. Анализатор дебита глубиннонасосной скважины АДС-I// Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. & 10. С.14-18.

33. Кричке В.О. Использование диаграмм мощности электропривода глубиннонасосной установки е целях выбора режима ее работы Л Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. tö I. С.6-8.

34. Кричке В.О. Нефтепромысловые информационные сети с использованием линий электропередач 1) Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979, № 5. С.18-21.

35. Кричке В.О., Ширяев Л.А., Коршиков A.B., Козольц А.Р., Феоктистов В.И. Магнитный регистратор для нефтепромысловых информационных систем МРИ-1 }1 Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. & 8. С.8-12.

36. Кричке В.О., Куцин П.Я., Коршиков A.B. Регистрирующий частотомер для нефтепромысловых измерительных информационных систем ]} Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. tè 10. С.3-5.

37. Ширяев Л.А., Кричке В.О., Александров В.Ф., Коршиков A.B., Фингерит М.А., Шештанов Н.В. Информационная система контроля крутящего момента роторного стола для буровых с электрическим приводом Ц Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: Реф.науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. JS II.

С.21-24.

38. Комплекс технических средств для управления работой скважин H Кинофильм информационный ] Филиал ВНИИОЭНГ; Науч. консультант В.О.Кричке. Куйбышев, 1981.

39. Кричке В.О. Система автоматического управления мачтой сваебойного агрегата Ц Изв.вузов. Строительство и архитектура. 1985. & 3. C.II2-II5.

40. Кричке В.О. Оперативный контроль текущей эффективности работы скважинной насосной установки /У Нефтяное хозяйство. 1986. J6 7. С.47-53.

41. Кричке В.О. Система оперативного контроля несущей способности забивных свай УУ Изв.вузов. Строительство и архитектура. 1986. J % 7. С.47-53.

42. Кричке В.О. Система предупредительной и аварийной сигнализации со скважин СПАС-1 // Изв.вузов. Нефть и газ. 1986.

В 7. С.34-39.

43. Кричке В.О., Костерин В.П. Переносный отказомер /У Основания, фундаменты и механика грунтов. 1986. С.27-29.

44. Кричке В.О. Прибор для контроля вертикальности забивки свай УУ Основания, фундаменты и механика грунтов. 1987. В 2.

С.12-13.

45. Кричке В.О. Контроль за работой гидрофицированной глу-биннонасосной установки по диаграммам мощности УУ Изв.вузов. Нефть и газ. 1985. В 6. С.34-40.

46. Кричне В.О. Тепловой меточный дебитомер-расходомер УУ Изв.вузов. Нефть и газ. 1987. Ш 9. С.31-34.

47. Кричке В.О. Анализатор подачи погружного электронасоса УУ Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. Экспресс-информация. М.: ВНИИОЭНГ. 1987. № 12. С.5-9.

48. Кричке В.О. Глубинный стационарный манометр-термометр для установок ЭЦН УУ Изв.вузов. Нефть и газ. 1988. В 2.С.45-49.

49. Кричке В.О. Лазерная система автоматического контроля уровня забивки свай УУ Изв.вузов. Строительство и архитектура. 1988. № 4. С.104-106.

50. Кричке В.О. Экспериментально-расчетный метод определения производительности скважинной насосной установки УУ Нефтяное хозяйство. 1989. J® 7. С.50-54.

51. Кричке В.О. Измеритель прочности бетона fflIB-I J J Основания, фундаменты и механика грунтов. 1990. № I. С.16-18.

52. Кричке В.О., Семенов B.C., Золотов В.П., Алимпиев A.B., Андрианов В.Н. Эффективность тепловой защиты погружных электродвигателей УУ Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений: Экспресс информация. М.: ВНИИОЭНГ. 1990. Вып.9. C.6-II.

53. Кричке В.О. Система'оперативного контроля отказов забивных свай УУ Изв.вузов. Строительство и архитектура. 1984.

J6 8. С. 124-127.

54. Комплекс технических, средств для информационного обеспечения работ по свайным фундаментам // Кинофильм информационный / Куйбышев, 1990.

55. A.c. 148556 СССР, Класс 42к, 18025а, 41. Автоматический анализатор работы скважины / В.О.Кричке, В.II.Гребенщиков (СССР). № 693229/22; Заявл. 10.01.61; Опубл.-1962, Бгал.й 13.

56. A.c. 154950 СССР, Класс С Ol; 2Ie, 3610. Способ контроля сопротивления изоляции установки электропогружного насоса/ В.О.Кричке (СССР), lb 744000/26-10; Заявл. 28.08.6Г; Опубл.1963, Вол.й II.

57. A.c. 357617 СССР, М.Кл. Н 01 47/28. Частотное реле / В.О.Кричке, Н.И.Присяжнюк, H.A.Афанасьев, В.В.Коптев, Н.Ф.Дудо-ров (СССР). Je 1473983/18-24; Заявл. 19.08.70; Опубл. 31.10.72, Бол..18 33.

58. A.c. 765459 СССР, М.Кл.3 Е 02 13/06. Отказомер сваебойного агрегата / В.О.Кричке, Р.А.Куликовская, С.М.Мельниченко, В.К.Кивран и В.С.Петровский (СССР). В 2649316/29-33; Заявл. 26.07.78; Опубл. 23.09.80, Бол.гё 35.

59. A.c. I20I407 СССР, МКИ Е 02 7/00. Система автоматического контроля погружения свай / В.О.Кричке, В.П.Костерин и P.A.Куликовская (СССР). JS 3715875/29-33; Заявл. 22.12.83; Опубл. 30.12.85, БюлЛ5 48.

60. A.c. 1452959 СССР МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита скважины, оборудованной штанговым, глубинным насосом / В.О.Кричке (СССР). & 4159907/23-03; Заявл. 10.12.86; Опубл. 23.01.89, Бол.Je 3.

61. A.c. I571228 СССР, МКИ Е 21 В 47/10. Устройство для измерения дебита скважины / В.О.Кричке, Л:А.Ширяев, А.Г.Самсонов и А.С.Шмуклер (СССР). JS 4405136/23-03; Заявл. 06.04.88; Опубл. 15.06.90, БюлЛ£ 22.

По теме диссертации получено также следующие решения о вццаче авторских свидетельств на изобретения.

62. Положительное решение по заявке JS 4430841/31-03--08II075 СССР МКИ Е 21 В 47/10. Устройство для определения дебита скважины / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 25.04.88.

63. Положительное решение по заявке № 4443816/31-03--08II075 МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом / В.О.Кричке, В.Н.Андрианов и

A.З.Шефер (СССР). Заявл. 27.04.88.

64..Положительное решение по заявке № 4483187/31-29-092857 МКИ Г 04 В 51/00, Е 21 В 47/06. Способ исследования установки центробежного насоса с электроприводом в скважине /

B.О.Кричке (СССР). Заявл. 15.06.88.

- 65. Положительное решение по заявке № 4817564/04 (018659) МКЛ Н02Н7/08, Н02Н5/04. Устройство для тепловой защиты погружного электродвигателя / В.О.Кричке, В.П.Золотов, В.С.Семенов и А.В.Алишиев (СССР). Заявл. 14.02.90.

66. Положительное решение по заявке & 4886872/29 (114912) МКИ Г04 Д 15/00, Г 04В 51/00. Способ определения расходной характеристики насосной установки / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 39.11.90.

67. Положительное решение по заявке № 4878594/07 (106107) Ш 5 Н03Н5/04, Н02 Н7/08, Н04 В 47/08. Устройство для тепловой защиты погружного электродвигателя // В.О.Кричке, В.П.Золотов, З.С.Семенов (СССР). Заявл. 29.10.90.

68. Положительное решение по заявке № 4905552/10 (114597) ЖИ 5 С01Г 1/12. Устройство для измерения расхода вещества / З.О.Кричке (СССР). Заявл. 29.11.90.

69. Положительное решение по заявке № 4888164/33 (116854) ЖИ 5 Е02Д 13/06. Отказомер свебойного агрегата / В.О.Кричке [СССР). Заявл. 6.12.90.

70. Положительное решение по заявке № 4787192/33 (012839) ЛКИ 55 С 01 33/38. Устройство для измерения прочности бетона / Сричке В.О. (СССР). Заявл. 29.01.90.

71. Положительное решение по заявке й 4932340/07 (036992) ОТ 5 Н02Н5/04, Г 04В47/06. Устройство для защиты погружного •лектродвигателя от анормальных режимов / В.О.Кричке, В.П.Зо-ютов, В.С.Семенов (СССР). Заявл. 30.04.91.

72. Положительное решение по заявке № 4884340/06 (112657) КИ5 Г 23Д 19/10. Способ регулирования расхода тепла в тепло-;ой сети / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 22.11.90.

73. Положительное решение по заявке № 4884341/06 (112658) ЙГ* Г 24Д 19/10. Регулятор расхода тепла в тепловой сети / .0.Кринке (СССР). Заявл. 22.11.90.

74. Положительное решение по заявке № 4884322/06 (112671) КИ5 С 01 К 17/14 // Г 24 Д 9/10. Тепломер / В.О.Кричке (СССР), аявл.- 22.11.90.

75. Положительное решение по заявке J£ 4908568/03 (120549) МКИ E2IB 47/10. Дебитомер / В.О.Кричке (СССР). Заявл.17.12.90.

76. Положительное решение по заявке № 49I88I0 /07/ II8967 МКИ Н02Н5/04, 7/08. Способ тепловой защиты погружного электродвигателя глубиннонасосной установки нефтяной скважины / В.О.Кричке, В.П.Золотов, В.С.Семенов (СССР). Заявл. ТЗ.^.ЭО.

77. Положительное решение по заявке на патент № 4938499/07 (043579) МКИ5 Н02Н5/04, Н07 Н708, H02H3/I6. Погружной электродвигатель с системой защиты и управления / В.О.Кричке, В.П.Золотов, В.С.Семенов (СССР). Заявл. 24.05.91.

78. Положительное решение по заявке № 4886118/10 (II4504) МКИ С01 Г 9/00, С 01 К 17/07. Способ определения расхода тепла в тепловой сети / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 29.11.90.

79. Положительное решение по заявке JЬ 4913070/29 ( 015770) МКИ Г04Д 15/00, 13/0, E2IB43/00. Способ управления работой насосной установки в скважине / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 20.02.91.

80. Положительное решение по заявке й 4896960/24 (123560) МКИ 08BI7/00, 08B2I/00. Система аварийной сигнализации / В.О.Кричке (СССР). Заявл. 26.12.90.