Система оперативного диагностирования штанговых глубиннонасосных установок нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат технических наук Рыскин, Леонид Моисеевич

• Рыскин, Леонид Моисеевич
• кандидат технических наук
• 1983

Оглавление диссертации кандидат технических наук Рыскин, Леонид Моисеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АВТОМАТИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ГЛУБИННОНАСОСНОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ.

1.1. Состояние проблемы.

1.2. Постановка задачи исследований

2. ИССЛЕДОВАНИЕ СТРУКТУРЫ И РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ ШУНКЦИОНИРОВАНИЯ СОД ГНУ.

2.1. Исследование и синтез структуры СОД ГНУ.

2.2. Исследование и разработка алгоритмов функционирования СОД ГНУ.

3. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ И АЛГОРИТМОВ ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГНО.

3.1. Метод оперативного диагностирования ГНО по единому критерию

3.2. Алгоритм оперативного диагностирования ГНО по динамограмме.

3.3. Алгоритм оперативного диагностирования ГНО по ваттметрограмме.

3.4. Многопараметрическое оперативное функциональное диагностирование ГНУ.

3.5. Алгоритм защиты и контроля работоспособности ГНУ

4. ИНЖЕНЕРНЫЕ МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И АНАЛИЗ ПОГРЕШНОСТЕЙ ЭЛЕМЕНТОВ СОД ГНУ. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ СОД ГНУ

4.1. Измерение электрической мощности в СОД ГНУ

4.2. Аналого-цифровое преобразование в СОД ГНУ

4.2.1. Метод аналого-цифрового преобразования

4.2.2. Структура АЦЦ.

4.3. Индикация и регистрация информации в СОД ГНУ

4.3.1. Устройство отображения диагностической информации.

4.3.2. Способ регистрации динамометрической информации.

4.4. Алгоритмическое и программное обеспечение

СОД ГНУ.

4.4.1. Структура программного обеспечения

4.4.2. Алгоритмы и программы первичной обработки динамометрической информации

4.4.3. Программа анализа и интерпретации динамограмм.

4.4.4. Алгоритм определения параметров уравновешивания СК.

4.5. Экономическая эффективность и результаты внедрения элементов СОД ГНУ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Система оперативного диагностирования штанговых глубиннонасосных установок нефтяных скважин»

В В Е Д Е Н И Е В основных направлениях экономического и социального развития СССР на I98I-I985 годы и на период до 1990 года записано: "...Довести в 1985 году удельный вес добычи нефти на комплексноавтоматизированных промыслах до 85-90 процентов. Снизить трудовые затраты на обслуживание одной скважины на 15-18 процентов". Повышение эффективности нефтедобывающей отрасли связано с развитием автоматизации контроля и диагностирования технологических объектов и созданием соответствующих методов и средств в свете постановления ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 22 июля 1982 г. "О развитии работ по автоматизации машин, оборудования и приборов с применением микропроцессорных средств и создания на этой базе автоматизированных предприятий и технологических комплексов" Штанговый глубиннонасосный способ добычи является самым распространенным механизированным способом нефтедобычи. В СССР около 80 фонда действующих скважин эксплуатируются этим способом [34]. Фонд штанговых гдбиннонасосных скважин непрерывно увеличивается как за счет скважин, переводимых на глубиннонасосную эксплуатацию с компрессорного или фонтанного способа, так и за счет вновь вводимых в эксплуатацию сквакин. Глубиннонасосный способ является экономически высокоэффективным уступая лишь фонтанной эксплуатации. В то же время небольшие межремонтные периоды, простои скважин в ожидании ремонтов, достигающие в среднем 7 календарного времени,и значительная стоимость подземных ремонтов, являются источниками потерь при глубиннонасосной эксплуатации. Качественный контроль работы глубиннонасосных установок, знание текущего технического состояния оборудования позволили бы минимизировать эти потери. Основными способами контроля работы штанговых глубиннонасосных скважин Ш С являются замер дебита и динамометрирование [73]. Анализ данных, получаемыхпри замере дебита, заключается в сравнении с результатами предыдущих замеров и позволяет определить лишь сам факт падения дебита без выявления причины. Динамометрирование позволяет определить текущее техническое состояние подземной части глубиннонасосной установки (ГНУ), выявить место, вид, степень и причину возникновения неисправности, то есть осуществить техническое диагностирование глубиннонасосного оборудования (ГНО). Обработка динамограмрлы проводится вручную, что требует определенной квалиркащи оператора, затрат времени, и вносит элемент субъективности. В последние годы в восточных районах страны получает распространение способ контроля работы ГНУ по потребляемой электрической мощности так называемое ваттметрирование [41,42,43] Однако, до сих пор ваттметрирование применялось лишь для аварийного отключения станков-качалок (СК), возможность диагностирования ГНО по ваттметрограммам не исследовалась. Исходя из отмеченного, цель данной работы заключается в следующем: исследование и разработка методов автоматического диагностирования ГНО; разработка алгоритмов и средств оперативного диагностирования ГНО; разработка принципов структурного построения системы автоматического оперативного диагностирования ГНУ. На защиту выносятся следующие основные положения и результаты.б 1. Впервые предложен и исследован метод оперативного диагностирования ГНО по единому критерию, инвариантный к виду исходного диагностического параметра. На его основе разработаны алгоритмы цифровой обработки и интерпретации динамограмм и маттметрограмм, 2. Предложен способ бипараметрического оперативного функционального диагностирования, позволяющий расширить число распознаваемых состояний ГНО, 3. На основе анализа ваттметрограмм основных классов состояний ГНО установлена необходимость двухкритериального алгоритма защиты и контроля работоспособности ГНУ, и разработан алгоритм, выявляющий аварийное и предаварийное состояние. 4. Исследованы на основе технико-экономических критериев варианты структурного построения системы оперативного диагностирования (СОД) ХНУ И определены прешлущественные области применения каждого из вариантов в зависимости от топологии промыслов и надежностных характеристик элементов системы. Актуальность проведенных исследований и разработок определяется тем, что создание эффективных средств контроля ГНО способствует решению важной государственной задачи, отмеченной в решениях ХХУ1 съезда КПСС и Планах развития народного хозяйства по повышению эективности нефтедобычи. Перспективность работы определяется тем, что создание средств контроля ГНО на основе микропроцессорной техники, отвечаюш[их современному уровню развития науки и практики, позволяет в дальнейшем совершенствовать алгоритмическое и програкмное обеспечение в целях дальнейшего роста эффективности. Исследования базируются на методах структурной оптимизации систем, элементах теории цифровой обработки сигналов, методах теории статистического анализа, приемах технической диагностики, элементах. теории погрешностей. Новизна отдельных решений защищена авторскими свидетельствами Государственного Комитета СССР по делам изобретений и открытий. Результаты работы докладывались и обсуждались: на Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы создания и опыт внедрения автоматизированных систем управления в нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехшлической промышленности" (г.Сзмгаит, октябрь, 1980г.); на Всесоюзном семинаре "Проектирование систем диагностики" (г.Ростов-на-Дону, май, 1982г.).I АВТОМАТИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ГЛУЕИННШАСОСНСЙ НШТЩОБНЧИ I.I. Состояние проблемы Контроль технического состояния объектов глубиннонасосной нефтедобычи осуществляется в Щ Щ Г по результатам замеров дебита и динамометрированию (телединамометрированиго). Б случае затруднений в выявлении состояния оборудования, эти данные передаются Б центральную инженерно-технологическую службу (ЦИТС) НГД7 для расшифровки. В ЦИТС передается и информация о выявленных аварийных ситуациях. На основании этой информации в ЦЙТС формируются задания по аварийным работам и графики движения бригад текущего и капитального ремонтов ГНС. На рис.1.1 показана схема сбора и обработки информации для формирования задания на проведение подземных ремонтов. Б результате контроля в Щ Щ Г данных замеров по дебиту и данамометрированию выявляются скважины, требующие профилактического ремонта. Данные по этим скважинам передаются в ЦИТС nrjoy, где они обрабатываются, и по результатам форшгруются заявки на ремонты, либо, в сомнительных случаях, запрашиваются данные повторного динамометрирования. По этим данным, с учетом заявок на ремонт аварийно остановленных скважин, формируются график и заявки на проведение подземных ремонтов. В производственное объединение направляются статистические данные по скважинам и ожидаемая потребность в материалах и элементах замены. На рис.1.2. показаны информационные потоки при контроле и управлении ГНС в НГДУ, оснащенном системами телемеханики и средствами вычислительной техники. Все виды сообщений, формируемых первичными преобразователями (ПП), через устройство контролируемого пункта (КП) или телеячейку ёкивц \Cmamucmuif.\ [данные и заявки \на мате\ риалы по кивц) График \пос/зел1»ы1ь\ in ТС) Геологотехнический контроль Нормирование залбок на подз. ремонты аибо. рСМО/П70б J 3Qdofuj\ ffо ремонт .1 тиг аНиспетчер CfCUU Заявки ]но peMOff/nl \оВаридно-\ овтанобленныз \скЗомин, контроль Шино\мометри-\ poSanue Рис. I.I Схема сбора и обработки информации для формирования задания на проведение подземных ремонтов.6 киви, по цитс ЭВМ оператор технолог, уровень НГДУ уровень цднг Рис. 1.2 Информационные потоки при контроле и зшравлекми глубиннонасосными скважинаьш.II (ТЯ) системы телемеханики передаются в канал связи. С помощью пульта ущ)авления (ПУ), устройства обработки информации (УОИ) осуществляется прием, обработка, вывод на внешнее устройство, а также регистрация информации в диспетчерском пункте (ДП) на уровне Щ Щ Г Далее часть информации, необходимая для решения экономических, плановых и учетных задач, передается в ЦИТС НГД7. На технологические объекты поступают командные сообщения, регулирующие воздействия задания, форм1фуемые в основном, на уровне ЦПЦГ, а иногда и ЦИТС. Передача командных сообщений на объекты происходит по цепям исполнительных механизмов Ш На основе сообщений, формируемых ПП, осуществляется также местное управление ГНС с помощью локальных устройств управления (ЛУУ). Б качестве ЛУУ применяются инерционные магнитные выключатели типа ШЛБ-Ш, электроконтактные манометры типа БЭ-16 РБ, блоки управления различных типов. Система местной автоматизации обеспечивает автоматическое управление электродвигателем СК при аварийных режимах: отключение при обрыве штанг и поломках редуктора, при коротких замыканиях и обрывах фаз, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийной ситуации на групповой замерной установке и индавидуальный самозапуск СК после перерыва в снабжении электроэнергией. Усилие, несущее в себе информацию о работе глубинного штангового насоса (ГШН), передается от плунжера вверх по колонне штанг, и далее, через полированный шток, балансир, кривошипношатунный механизм, редуктор, клиноременную передачу к приводному электродвигателю СК (рис.1.3). Усилие в точке подвеса штанг содержит полную и наименее искаженную информацию из того, что можно получить на поверхности, о состоянии подземного ГНС. ПоПрибодной Эле1гтрод6иготель 1 боттметричеакая инсрормоци к л иноременноя передача редуктор чаземноя часть глубинночааосной увтоноВки ЪтоиоК каиалко) h:pu6ouJunHO- шатунный механизм динамометрическая инд)ормация полиробанныи шток Подземное глубинночааоеное оборудование колонна ,L штанг глубинный штангоВый ноаос Рис. 1.3 Цепочка прохождения информации от ГШН. этому динамометрирование съем и анализ кривой усилия в функции перемещения точки подвеса штанг, является общепринятым способом контроля работы и диагностирования ГШН. В СССР динамометрирование получило широкое распространение начиная с 40-х годов, когда были опубликованы работы [85 и др.] посвященные теоретическим и практическим вопросам динамометрирования и, в частности, вопросам обработки и расшиовки данамограмм. На основе этих работ были разработаны методшки обработки динамограмм, применяющиеся на большинстве промыслов до настоящего времени.Позднее эти работы были переработаны и дополнены [20] Б ряде трудов [22,56, 63 и дц).] затрагиваются различные аспекты вопроса обработки динамограмм, связанные с развитием конструкции ГШН, появлением систем телединамометрирования, влиянием состава газожидкостной смеси на форму динамограммы, одновременно

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Рыскин, Леонид Моисеевич

Выводы

В 4-й главе рассмотрены принципы построения аппаратуры и программного обеспечения микропроцессорной СОД ГНУ.

1. Показано, что требованиям по точности и быстродействию аналого-цифрового преобразования частотных сигналов отвечают время-импульсный способ и предложенный способ частотного преобразования с "плавающим" интервалом измерения. Исследованы и оценены составляющие погрешности преобразования для конкретных значений сигналов существующих датчиков динамометрирования. Исследованы три варианта построения АЦП - аппаратная, аппаратно-программная, программная реализации, - и показаны преимущественные области их применения - центральное, групповое или мобильное микропроцессорное устройство диагностирования, причем для программной реализации преимущество имеет частотное преобразование с "плавающим" интервалом измерения.

2. Разработано устройство отображения диагностической информации на газоразрядном матричном индикаторе, использующее способ организации вывода знакографической информации из микро-ЭВМ на матричный индикатор в реальном времени с минимальными затратами памяти. Предложен способ и разработано устройство регистрации динамограмм с помощью однокоординатного ленточного регистратора.

3. Разработано алгоритмическое и программное обеспечение микропроцессорной СОД ГНУ, обеспечивающее ввод, сжатие, интерпретацию динамограмм и ваттметрограмм, расчет параметров уравновешивания СК.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие научные и практические результаты.

1. С учетом задач, решаемых на основе данных о функционировании ГНУ, предложена иерархическая структура комплекса средств контроля и диагностирования ГНО. На основе технико-экономических критериев исследованы различные варианты организации взаимодействия источников и потребителей информации в СОД ГНУ и оцределены преимущественные области применения каждого из вариантов в зависимости от топологии промыслов и надежностных характеристик элементов СОД ГНУ.

2. Определены преимущественные области применения для каждого из видов диагностических параметров. Показано, что ваттметрирование имеет преимущество для защиты и контроля работоспособности ГНУ, динамометрирование - для оперативного диагностирования ГНО.

3. Впервые предложен и исследован метод, позволяющий осуществлять оперативное диагностирование ГНО на основе единого критерия, вне зависимости от вида диагностического параметра. Разработаны алгоритмы оперативного диагностирования ГНО по динамо-граммам и по ваттметрограммам.

4. Исследованы пути повыпения достоверности диагностирования ГНО и сделан вывод об эффективности многопараметрического диагностирования. Разработан способ бипараметрического оперативного диагностирования, позволяющий расширить число распознаваемых состояний ГНО и повысить надежность контроля.

5. На основе исследования возможных форм ваттметрограмм, соответствующих различным классам состояний ГНО, установлена необходимость двухкритериального алгоритма защиты и контроля работоспособности ГШ". Разработан алгоритм защиты и контроля работоспособности ГНУ по ваттметрограмме, позволяющий выявить аварийные и предаварийные состояния.

6. Исследованы принципы построения и разработаны средства микропроцессорной СОД ГНУ, в том числе устройства ввода, отображения и регистрации информации. Исследованы и оценены погрешности разработанных АЦП, реализующих предложенный метод частотного преобразования с "плавающим" интервалом измерения. Разработано алгоритмическое и программное обеспечение микропроцессорной СОД ГНУ.

7. Разработанные элементы СОД ГНУ внедрены и внедряются в ПО Башнефть, внедряющая организация - СПНБ "СНА" ; в ПО Глав-тюменнефтегаз, - завод "Электрон" ; в перспективе будут внедрены в ПО Татнефть, - НИПИ "НХА" ; в ПО Азнефть, - БПО "Геофиз-прибор".

Основные положения диссертации изложены в семи статьях, брошюре, тезисах двух докладов, отдельные технические решения защищены двумя авторскими свидетельствами СССР.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Рыскин, Леонид Моисеевич, 1983 год

1. Абдуллаев А.А., Джавадов А.А., Лёвин М.А., Набиев И.А. Телемеханические комплексы для нефтяной промышленности.- М., Недра, 1982, 200 с.

2. Абдуллаев А.А., Алиев Т.М., Джавадов А.А. и др. Телемеханические комплексы и приборы для АСУ ТП нефтяной промышленности. -М., ШШОЭНГ, 1974 , 83 с.

3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М., Неда, 1979, 213 с.

4. Аливердизаде К.С. Приводы штангового глубинного насоса.- М., Недра, 1973, 193 с.

5. Алиев Г.Х. Об одном алгоритме анализа динамограмм работы глубинных насосов. Труды Ж АН Аз.ССР, т. , 1968.

6. Алиев Т.М., Едуш Б.Я., Тер-Хачатуров А.А. Двухкоординат-ные регистраторы для автоматической записи динамограмм.- За технический прогресс, 1962, № 10, с.1-6.

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

8. Алиев Т.М., Красикова С.Я., Тер-Хачатуров А.А. Приборы и аппаратура для технической диагностики оборудования глубинно-насосных нефтяных скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1978, 58 с.

9. Алиев Т.М., Рыскин Л.М., Тер-Хачатуров А.А. Об одном методе определения состояния глубинного штангового насоса.- Нефть и газ, 1980, № II, с.81-85.

10. Алиев 'Г.М., Рыскин Л.М., Тер-Хачатуров А.А. Устройство для автоматического контроля состояния глубиннонасосного оборудования. А.с. СССР № 836343. Бюллетень изобретений,1981, № 21.

11. Алиев Т.М., Надеин В.А., Рыскин Л.М., Тер-Хачатуров А.А. Методы и средства контроля технического состояния глубиннонасос-ного оборудования. М., ВНИИОЭНГ, 1981, 53 с.

12. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Перспективы автоматизации обработки информации при диагностике глубиннонасосного нефтяного оборудования. Нефть и газ, 1981, № 9, с.88-92.

13. Амбросович В.Д. Статические преобразователи мощности для телеизмерительных систем. Л., Наука, 1965, 118 с.

14. Асланов М.М., Арутюнов Г.Б., Минчук А.А. К вопросу об эффективности обработки динамограмм на ЭВМ. Организация и управление нефтедобывающей промышленности, 1970, № 7, с.27-30.

15. Ахиезер Н.И. Лекции по теории аппроксимации. М., Наука, 1965, 407 с.

16. Бадалов Т.А. Принцип построения аналогового автомата для диагностики работы глубинных нефтяных насосов. За технический прогресс, 1971, № 8, с.12-14.

17. Бадалов Т.А., Гитис В.Г. Применение детерминировалио-статистического подхода к задаче автоматизации диагностики неисправностей глубинных насосов. За технический прогресс, 1971,4, с.15-17.

18. Балашов К.П., Пузанков Д.В. Микропроцессоры и микропроцессорные системы. М., Радио и связь, 1981, 328 с.

19. Безикович А.Я., Шапиро JS.3. Измерение электрической мощности в диапазоне звуковых частот. Л., Энергия, 1980, 167 с.

20. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом. -М., Гостоптехиздат, I960, 127 с.

21. Бронштейн О.И., Духовный И.М., Модели приоритетного обслуживания в информационно-вычислительных системах. М., Наука, 1976, 220 с.

22. Багапов Ю.Г. Обработка динамограмм с неизвестным масштабом усилия. Нефтепромысловое дело, 1970, № 6.

23. Валишин Ю.Г., Репин Н.Н., Юсупов О.М. Исследование работы штанговых насосов методом барографирования. Уфа, Баш-НШИнефть, ОНТИ, 1972.

24. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М., Наука, 1969, 576 с.

25. Вешеневский С.Н. Характеристики двигателей в электроприводе. -М., Энергия, 1977 , 431 с.

26. Вигдоров Д.И., Щирин Г.В. К вопросу определения частоты контроля глубиннонасосных скважин с помощью телединамометрирова-ния. Нефть и газ, 1974, В 5, с.78, 84.

27. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. Избранные труды. М., Недра, 1971, 184 с.

28. Гольденберг 1.М., Левчук Ю.И., Поляк М.П. Цифровые фильтры. М., Связь, 1974, 160 с.29; Длин A.M. Факторный анализ в производстве. М., Статистика, 1975, 328 с.

29. Долгов В.А., Касаткин А.С., Сретенский В.Н. Радиоэлектронные автоматические системы контроля. М., Советское радио, 1978, 384 с.

30. Драготэску Н.Д. Глубиннонасосная добыча нефти. М., Недра, 1966, 416 с.

31. Еникеев В.Р. Эксплуатация глубиннонасосных скважин. М., Недра, 1971.

32. Ермолаев В.В., Зайцев Е.И., Курилов А.И., Морозов Ю.М. Применение индикатора ИМГ-1 в амплитудном анализаторе. Приборы и системы управления, 1983, $ 2, с.22-23.

33. Зайцев Ю.В., Балакиров 10.А. Добыча нефти и газа, М.,1. Недра, 1981, 382 с.

34. ЗубашичВ.Ф., Кобылинский А.В., Темченко В.А., Саба-даш Н.Г. Микропроцессорный комплекс ШС серии К580. Семейство микро-ЭШ "Электроника KI" Электронная промышленность, 1979, № 11-12, с.19-22.

35. Исмайлов А.Г., Халафбеков А.Х. Устройство для снятия трубной телединамограммы. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1973, Jfc 10, с.30-32.

36. Исмайлов Х.А., .Бдмиров Д.И., Рыскин Л.М. Формирователи времени измерения для цифровых интегрирующих приборов. Приборы и техника эксперимента, 1979, № 2, с.175-177.

37. Касьянов В.М. Аналитические методы контроля работы глубинных штанговых насосов. М., ВНИИОЭНГ, 1973, 95 с.

38. Красюкова С.Я., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуров А.А. Об одном способе автоматического распознавания телединамограмм глубинных насосов. Нефть и газ, 1971, № II, с.99-103.

39. Красюкова С.Я., Тер-Хачатуров А.А. Аппаратура автоматического распознавания неисправностей телединамограмм по дискретному признаку. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1973, $ 5, с.22-26.

40. Кричке В.О. Автоматический анализатор работы глубинно-насосной установки. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1975, № 12, с.10-12.

41. Кричке В.О. Анализ работы станков-качалок с помощью автоматических устройств. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1976, № 5, с.23-25.

42. Кричке В.О., Ширяев Л.А., Абрамов В.А., Куцын П.Н. Автоматический контроль работы станков-качалок анализаторами АГУ. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности,1976, № I, с.22-26.

43. Кули-заде К.Н.* Хайкин И.Е. Электроэнергетика насосной нефтедобычи. М., Недра, 1971, 208 с.

44. Куликовский Л.Ф., Кричко В.О. Ваттметрографический метод контроля работы глубиннонасосной установки. Нефть и газ, 1976, # 8, с.82-85.

45. Кудершмидт Я.А. Точность телеизмерений. М., Энергия, 1978, 168 с.

46. Лаврентьев С.И., Калмыков В.К., Смоляров A.M. Малогабаритное устройство отображения информации на индикаторе ИМГ-1. Приборы и системы управления, 1981, № 12, с.25-26.

47. Лейбезон Л.С.Сборник трудов Т.З. М., изд. 1Н СССР, 1965, 678 с.

48. Мартяшин А.И., Шахов Э.К., Шляндин В.М. Преобразователи электрических параметров для систем контроля и измерения-М., Энергия, 1976 , 392 с.

49. Махмудов Ю.А., Алиев И.И., Алиев Г.Х. Устройство для контроля технического состояния глубинных насосов при одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных пластов. Вопросы технической кибернетики, Ж АН Азерб.ССР, Баку, 1977, с.З-П.

50. Махмудов Ю.А., Бадалов Т.А., Применение теории распознавания образов в технической диагностике работы глубинного нефтяного насоса. Известия АН Азерб.ССР, сер. физ.-тех. и мат. наук, 1971, J6 3, с.52-56.

51. Мелик-Шахназаров A.M., Бигдоров Д.И., Сухолуцкий Б.М., Шпакова И.Л. Методика обработки динамограмм глубиннонасосных скважин на ЭЦВМ. Нефть и газ, 1969, $ 4, с.95-98.

52. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторскихпредложений в нефтедобывающей промышленности. РД 39-3-370-79.- М., Миннефтепром, 1979.

53. Митропольский А.К. Техника статистических вычислений.- М., Наука, 1971, 576 с.

54. Мищенко И.Т., Ишемгужин С.Б. Экспресс-метод определения давления на приеме штанговых глубинных насосов. Нефтепромысловое дело, 1971, Л I, с.18-20.

55. Мовламов Ш.С. метод определения положения нулевой линии и масштаба усилий телединамограммы. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1979, & 5, с.28-31.

56. Набиев И.А., Гусейнов М.Ш., Кафаров Ю.М. Измерительный преобразователь напряжения частота для ИИС нефтяной промышленности. - Нефть и газ, 1975, № I, с.91-93.

57. Надеин Б.А., Рыскин Л.М., Сухолуцкий Б.М., Тер-Хачатуров А.А. Устройство отображения диагностической информации.- Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1981, $ 9, с.2-4.

58. Основы технической диагностики. Под ред. П.П.Пархоменко.- М., Энергия, 1976, 464 с.

59. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М., Недра, 1965, 191 с.

60. Прангишвили И.В. Микропроцессоры и микро-ЭВМ. М., Энергия, 1979, 231 с.

61. Преобразование Фурье в задачах нефтепромысловой механики. -М. , МИНХ и ГП, 1975.

62. Прок А.И. Совершенствование контроля работы глубинно-насосных установок. -М., ВНИИОЭНГ, 1980, 45 с.

63. Прэтт У. Цифровая обработка изображений. В 2-х кн.- М., Мир, 1982, 790 с.

64. Рабинер JL, Гоулд Б. Теория и применение цифровой обработки сигналов. М., Мир, 1978, 848 с.

65. Репин Н.Н., Девликамов Б.В., Юсупов О.М., Дьечук А.И. Технология механизированной добычи нефти. М., Недра, 1976, 175 с.

66. Рыскин Л.М. Метод диагностирования штангового глубинно-насосного оборудования нефтяных скважин. Б сб. Проектирование систем диагностики, - Ростов на-Дону, 1982.

67. Рыскин Л.М., Сухолуцкий Б.М. Программное обеспечение микро-ЭВМ для диагностирования штанговой глубиннонасосной установки. Б сб. Элементы автоматики и информационно-измерительные системы, - Баку, 1982, с.194-199.

68. Рыскин Л.М., Сухолуцкий Б.М., Тер-Хачатуров А.А. Модуль ввода в микропроцессор сигналов датчиков динамометрирования. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1982,2, с.13-16.

69. Рыскин Л.М., Тер-Хачатуров А.А. О структуре комплекса средств технической диагностики глубиннонасосного оборудования. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1981, № 4, с.7-9.

70. Рыскин Л.М., Тер-Хачатуров А.А. Алгоритм дихотомической диагностики штанговой глубиннонасосной установки. Нефть и газ, 1982, № 10, с.74-78.

71. Свердлов Г.М., Ягудин Р.Ю. Технологические объекты нес|ьтедобывающих предприятий и их автоматизация. М., Недра, 1975, 215 с.

72. Смол^ов A.M., Борзых Б.Е., Пархоменко В.В. и др. Индикатор графиков на газоразрядной матричной панели. Приборы и системы управления, 1977, № 7, с.42-43.

73. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гимату-динова. М., Недра, 1974 , 703 с.

74. Сухолуцкий Б.М. Определение погрешности регистрации и квантования динамограмм глубинных насосов. Нефть и газ, 1972, № 2, с.95-98.

75. Трахтман Г.И. Оптимизация процессов добычи нефти за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1981, 47 с.

76. Трахтман Г.И. Применение штанговых глубиннонасосных установок за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1980, 36 с.

77. Халафбеков А.Х., Сазонов В.В. Трубное динамометрирование глубиннонасосных скважин. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1969, №11, с.27-29.

78. Чарный И.А. Исследование работы штанг глубиннонасосных установок. Труды МНИ, вып.2, 1940, с.129-136.

79. Чарный И.А., Фрейдензон А.И., Арустамова Ц.Т. Динамический расчет штанг глубоких нефтяных насосов с учетом сил трения о насосные трубы. Изв.АН ОТН, 1949, т.6, с.855-875.

80. Шарипов А.Х. Энергетический анализ глубиннонасосной добычи нефти. Уфа, Башкнигоиздат, 1969, 104 с.

81. Шастова Г.А., Коекин А.И. Выбор и оптимизация структуры информационных систем. М., Энергия, 1972, 256 с.

82. Шляндин В.М. Цифровые электроизмерительные приборы. М., Высшая школа, 1981, 335 с.

83. Шувалова С.Г. Чтение и разбор динамограмм глубинных насосов. БТЭИ, ЦНИТНефти, М., 1949.

84. Якимов О.П. Газоразрядные матричные индикаторные панели. М., Советское радио, 1980, 72 с.

85. Amezcua J.D. Pump off controllers improve sucker rod lift economics. - World Oil, 1982, vol. 194, 2, p. 55-60.

86. Douglas В., Irdy R., Vencil N. Monitoring sistem improves rod-pumped well performance. Petroleum Engineer International 1974, vol.,46, 9, p.55, 58, 62.89* Eickmeier J.B. Diagnostic analysis of dynamometer cards. Petroleum Engineer, 1967, vol. 39, I*

87. Eickmeier J.H. How to optimize pimping wells. Oil and Gas Journal, 1973, vol. 71, 32, p. 49-56.

88. Gibbs S.G. Predicting the behayiour of sucker rod pumping sistems. Petroleum Engineer far management, 1963, vol. 35, 7, p. 769-778.

89. Gibbs S.G. A method of determining sucker rod pump performance. U.S. Patent 3*343.409, September 26, 1967.

90. Gibbs S.G. Computing gearbox torque and motor loading for beam pumping units with consideration of inertia effects. -Journal of Petroleum Technology, 1975, vol. 27, 9, p. И53-И59»

91. Gibbs S.G., Neely A.B. Coputer diagnosis of downhole conditions in sucker rod pumping wells. Journal of Petroleum Technology, 1966, vol. 23, I, p. 91-98.

92. Gibbs S.G., Nolen K.B. Wellsite diagnosis of pumping problems using minicomputers. Journal of Petroleum Technology, 1973, II, p. I3I9-I323.

93. Herbert W.F. Sucker rod pumps now analyzed with digital computer. - Petroleum Engineer, 1966, vol» 58» 1-2.97» Herbert W.F. Digital computer sids sucker rod pumping analysis. Petroleum Equipment and Services, 1966, vol. 29, I, p. 7-10,12.