Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования

" Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств Бакалаврская работа ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ СКВАЖИННОЙ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ Студент гр. БАГ 08−01 Д. Д. Елисеев Руководитель, канд. техн. наук, доц. С. В. Светлакова Уфа 2012

Реферат

Бакалаврская работа _____ с., 37 рисунков, 4 таблицы, 15 использованных источников, 1 приложение.

СШНУ, ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ, ДАТЧИК УСИЛИЯ, DINAMOGRAPH, ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ НАСОС

Объектом исследования являются скважины с месторождения «Узень» ПКФ «Озенмунайгаз» .

В процессе исследования выполнен анализ динамограмм 54-х скважин.

Цель работы — анализ неисправностей добывающих скважин в ПО «DinamoGraph» .

В результате исследования рекомендовано к применению ПО «DinamoGraph» .

Новизна работы заключается в создании инструмента по анализу работы скважин.

Практическая значимость результатов работы в составлении отчета о работе скважин.

• Реферат
• Определения, обозначения и сокращения
• Введение
• Общие сведения о СШНУ
• Наземное оборудование
• Устьевое оборудование
• Подземное оборудование
• Штанговый глубинный насос: принцип работы и методы диагностики
• Анализ работы скважин, оборудованных ШГН
• Выбор датчика усилия
• ПО «DinamoGraph» для диагностики состояния СШНУ
• Диагностика неисправностей
• Анализ работы скважин месторождения «Узень»
• Заключение
• Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения

ШГН — штанговый глубинный насос

СШНУ — скважинная штанговая насосная установка

СК — станок-качалка

НКТ — насосно-компрессорные трубы

ШН — штанга насосная

ВМТ — верхняя мертвая точка

НМТ — нижняя мертвая точка

ПО — программное обеспечение

Наиболее эффективным способом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования является 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.

Актуальность темы

 — создание инструмента по выявлению и предотвращению возможных неисправностей в работе СШНУ, с помощью динамометрирования.

Цель данной выпускной квалификационной работы — анализ работы добывающих скважин по динамограммам.

Задачами выпускной квалификационной работы являются:

изучение устройства СШНУ;

изучение способа получения динамограммы нагрузки на полированный шток;

выбор датчика усилия;

диагностика неисправностей работы скважин в ПО верхнего уровня;

анализ работы скважин месторождения «Узень» ПКФ «Озенмунайгаз» .

При работе над работой были использованы материалы НПП «Грант» (сведения о ходе работы скважин с месторождения «Узень» ПКФ «Озенмунайгаз»).

Общие сведения о СШНУ

Отличительная особенность СШНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

В состав СШНУ (рисунок 1.1) входит:

а) наземное оборудование — СК, оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — НКТ, насосная штанга, ШГН и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Наземное оборудование

Станки-качалки.

СК (рисунок 1.2) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Основные узлы СК — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира (откидная или поворотная) служит для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

1 — защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра;

2 — скважинный насос вставного (невставного) типа; 3 — НКТ; 4 — насосная штанга;

5 — тройник; 6 — сальниковый уплотнитель; 7 — сальниковый шток;

8 — устьевая арматура; 9 — СК; 10 — фундамент

Рисунок 1.1 — Схема скважинной штанговой насосной установки

динамометрирование добывающая скважина насосная

1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун;

5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель;

10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска Рисунок 1.2 — Станок-качалка типа «СКД»

Амплитуду движения головки балансира (длину хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК распределяется неравномерно. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26−16−08−87 выпускаются шесть типоразмеров СК типа «СКД», основные характеристики моделей которых приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — Основные характеристики СК типа «СКД»

В шифре, например, «СКД8 — 3.0−4000», указано: Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка P_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, измеряемая в метрах; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент М_{kp. max} на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный типа «ЛП — 114.00.000», разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз» .

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта сважинного оборудования, техническая характеристика насоса типа ЛП — 114.00.000 приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Техническая характеристика насоса типа ЛП — 114.00.000

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

СК для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН» .

Устьевое оборудование

Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации ШГН, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.

В оборудовании устья типа «ОУ-140−146/168−65Б» и «ОУ-140−146/168−65БХЛ» колонна НКТ расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить, исследовательские работы через межтрубное пространство (рисунок 1.3).

1 — крестовина; 2 — конусная подвеска; 3 — резиновые уплотнения; 4 — разъемный фланец; 5 — патрубок; 6 — тройник; 7 — задвижка; 8 — устьевой сальник СУС2; 9, 11 — обратный клапан; 10 — кран; 12 — пробка

Рисунок 1.3 — Оборудование устьевое типа «ОУ-140−146/168−65Б» и «ОУ-140−146/168−65БХЛ»

Запорное устройство оборудования — проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок (см. рисунок 1.3).

Подъемные трубы подвешены на конусе. НКТ и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.

В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Оборудование устьевого типа «ОУШ-65/50Х140» и «ОУШ-65/ 5OX Х140ХЛ» состоит из корпуса (рисунок 1.4), в котором размещена муфтовая подвеска, обеспечивающая подвешивание колонны подъемных труб. На подвеске установлены сальниковые устройства для герметизации штока скважинного насоса и отвод с вентилем, предназначенный для пропуска в затрубное пространство скважинных приборов.

1 — корпус; 2 — трубная подвеска; 3 — сальник устьевой

Рисунок 1.4 — Оборудование устьевое типа «ОУШ-65/50Х 140» и «ОУШ-65/50Х 140 ХЛ»

Эксплуатация скважины осуществляется через боковой отвод трубной головки, на котором установлены быстросъемный дроссель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вентилем сообщен с затрубным пространством.

При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальникового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, предотвращая излив жидкости из скважины.

Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается перепускной клапан.

Подземное оборудование

Штанги насосные.

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 1.5). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 — 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 1.5 — Штанга насосная

Шифр штанг — например «ШН-22», означает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа «МШ» (рисунок 1.6) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа «МШП» — для соединения штанг разного диаметра.

а — исполнение Iб — исполнение II

Рисунок 1.6 — Соединительная муфта

Для соединения штанг применяются муфты типов «МШ16», «МШ19», «МШ22», «МШ25», где цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (в миллиметрах).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает ШН из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм^2. Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина — от 8000 до 11 000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 20%, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги типа «Кород» .

Штанговые глубинные насосы.

ШГН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130 С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

ШГН имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы ШГН (рисунок 1.7).

НВ1 — вставные с заулком наверху; НВ2 — вставные с замком внизу;

НН — невставные без ловителя; НН1 — невставные с захватным штоком;

НН2 — невставные с ловителем

Рисунок 1.7 — Типы штанговых глубинных насосов

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру: «Б» — с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; «С» — с составным (втулочным) цилиндром;

б) специальные: «Т» — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг; «А» — со сцепляющим устройством (только для насосов типа «НН»), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса; «Д1» — одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа; «Д2» — двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости; «У» — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа «НН2»), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе. Насосы всех исполнений, кроме «Д1» и «Д2», одноступенчатые, одноплунжерные;

в) по стойкости к среде: без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л — нормальные; «И» — стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л — абразивостойкие.

ШГН являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп (таблица 1.3). В условном обозначении насоса, например, «НН2БА-44−18−15−2», первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы — исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры — диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра — группу посадки.

Таблица 1.3 — Выбор типа насоса

Штанговый глубинный насос: принцип работы и методы диагностики

ШГН в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх — вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также нагнетательным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, — это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, и, подобно обратному клапану, позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Вначале плунжер находится в стационарном состоянии в нижней точке хода. В этот момент и всасывающий, и нагнетательный клапаны закрыты. Столб жидкости в НКТ создает гидростатическое давление над всасывающим клапаном. Нагрузкой на сальниковый шток (верхний шток из колонны насосных штанг) является только вес колонны насосных штанг. При движении плунжера вверх обратный клапан остается закрытым и колонна насосных штанг принимает на себя вес жидкости в НКТ — вес колонны насосных штанг и вес столба жидкости. При минимальной утечке между плунжером и насосным цилиндром давление между нагнетательным и всасывающим клапанами уменьшается, так что всасывающий клапан открывается, и жидкость из ствола скважины поступает в цилиндр насоса.

В верхней точке рабочего хода плунжер останавливается, и оба клапана снова закрываются, при этом вес жидкости снова приходится на плунжер и нагнетательный клапан. Предположим, что теперь цилиндр насоса заполнился жидкостью и жидкость несжимаема. При начале движения плунжер вниз выкидной клапан откроется. Вес столба жидкости в насосно-компрессорной колонне перенесется на всасывающий клапан и рабочую колонну, а нагрузка на сальниковый шток и насосный узел опять будет состоять только из веса штанг.

Дальнейшее движение плунжера вниз заставит жидкость перетечь из цилиндра в плунжер через обратный клапан. Возвращение плунжера в нижнюю точку рабочего хода закончит цикл (рисунок 1.8).

При автоматизации работы скважинных штанговых глубинных насосов применяются методы ваттметрирования, барографирования и динамометрирования. Первый метод позволяет контролировать, главным образом, работу наземного оборудования, второй и третий — глубинного.

Барографирование позволяет определить давление во всасывающем клапане и на выкиде насоса, перепад давления в клапанах, характер утечек и т. д. Давление регистрируется глубинным манометром, спускаемым на проволоке через затрубное пространство. Метод барографирования достаточно сложен и трудоемок и не может быть применен для оперативного контроля за работой насосных установок.

1 — нагнетательный клапан; 2 — всасывающий клапан

Рисунок 1.8 — Принцип работы штангового глубинного насоса

К достоинствам ваттметрирования необходимо отнести такие факторы, как простота измерения (требуется установка только измерительных трансформаторов тока и напряжения на фазах двигателя) и возможность вести учет потребляемой приводом электроэнергии (станции управления могут быть интегрированы в системы коммерческого и технического учета электроэнергии — АСКУЭ и АСТУЭ) [7, 8].

Ваттметрограмма представляет собой кривую потребляемой мощности электродвигателя станка-качалки. По ваттметрограмме прежде всего выявляется такой важный показатель, как несбалансированность СКН (рисунок 1.9).

Ваттметрирование позволяет получить информацию о работе наземного оборудования, в то время как наиболее важно иметь представление о состоянии и режиме работы глубинного насоса и колонны штанг и труб. Решить данную задачу помогает метод динамометрирования, результатом которого является график зависимости усилия в точке подвеса штанг от перемещения этой точки, называемый устьевая динамограмма.

а) сбалансированный станок-качалка

б) несбалансированный станок-качалка

Рисунок 1.9 — Ваттметрограммы СК

На практике применяются следующие понятия: теоретическая, практическая (замеренная, реальная) динамограмма (рисунок 1.10). Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса имеет форму параллелограмма (рисунок 1.10, линия 1). Она строится для условия, когда насос исправен и герметичен, цилиндр заполнен несжимаемой жидкостью, погружение насоса под динамический уровень равно нулю, в насосной установке не возникают динамические нагрузки, коэффициент заполнения насоса равен единице.

Практическая устьевая динамограмма отражает реальное изменение нагрузки на полированный шток за полный цикл качания.

Реальный график отличается от теоретического, в основном, из-за влияния сил инерции и колебательных процессов в колонне штанг (рисунок 1.10, линия 2). Вследствие влияния силы инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразные изменения нагрузки на устьевой шток.

1 - теоретическая; 2 - практическая

Рисунок 0. 10 - Графики устьевых динамограмм

Размеры и форма реальной динамограммы определяются длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь, зависят от глубины спуска и диаметра насоса, частоты качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер.

Можно сформулировать следующие характерные признаки практической динамограммы, которые в сумме дают право на заключение о нормальной работе насоса:

— линии восприятия (рисунок 1.10, линия АB) и снятия (рисунок 1.10, линия CD) нагрузки практически могут быть приняты за прямые;

— линии восприятия и снятия нагрузки у практической динамограммы параллельны соответствующим линиям теоретической динамограммы, и, следовательно, параллельны друг другу;

— левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые.

Вывод: с помощью динамометрирования, которое является самым простым, доступным, а, следовательно, и самым распространенным методом промыслового исследования и оперативного контроля за работой СШНУ, решаются следующие задачи:

1) определяются отдельные параметры пласта и скважин, и проверяется режим работы насосной установки: подача насоса, коэффициент продуктивности, коэффициенты наполнения и подачи насоса, давление на приеме насоса, величина деформации труб и штанг;

2) проверяется исправность работы ШГН и выявляются механические неисправности отдельных узлов подземного оборудования: негерметичность всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб и т. д.

Анализ работы скважин, оборудованных ШГН

Динамометрирование СШНУ

Снятие динамограммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией СШНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором — динамографом.

Сопоставление замеренной с помощью динамографа динамограммы с теоретической позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе самого ШГН. Регулярное обследование СШНУ является обязательным, так как позволяет своевременно предотвратить более серьезные осложнения. Динамограмма, кроме того, позволяет уточнить режим откачки и по возможности его улучшить.

Известны динамографы механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и др.

В гидравлических динамографах нагрузка на полированный шток передается через рычажную систему на упругую диафрагму камеры, заполненной жидкостью.

Принцип действия гидравлического динамографа состоит в следующем. Давление жидкости в камере, пропорциональное усилию в штоке, по капилляру передается геликсной пружине. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается и поворачивает перо, которое чертит линию на бумажном бланке, закрепленном на подвижном столике или барабане.

Перемещение столика пропорционально ходу полированного штока. Таким образом, смещение пера, пропорциональное усилиям в штоке, соответствует оси ординат, а смещение столика, пропорциональное ходу штока, — оси абсцисс.

Месдоза, геликсная пружина с пером, столик и его приводной червячный механизм смонтированы вместе в виде компактного прибора. Стандартное оборудование СШНУ предусматривает возможность установки динамографа в разъеме между траверсами канатной подвески. Приводной механизм столика или барабана с помощью шнура соединяется с неподвижной точкой — сальником устьевого оборудования.

При движении штока вверх шнур разматывается со специального шкива, который при этом поворачивается на несколько оборотов, вращая червячный ходовой винт, и перемещает столик. Одновременно при этом заводится спиральная возвратная пружина. При обратном ходе столик возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины, вращающей червяк и шкив в обратном направлении. Шнур при этом наматывается на шкив, оставаясь в натянутом состоянии. К прибору придается три сменных шкива различного диаметра. Это позволяет получить три различных масштаба хода, обычно 1: 15, 1: 30 и 1: 45.

На рисунке 2.1 показан динамограф «ГДМ-3» (гидравлический динамограф с месдозой, тип 3), установленный в разъем траверс контактной подвески (показана в разрезе).

В этом динамографе жидкостная камера встроена в верхнем рычаге силоизмерительной части (пластине) 11 силоизмерительного устройства. Правая опора пластин силоизмерительного устройства допускает перестановку опоры, при которой соотношение плеч рычажной системы изменяется. Это позволяет 3 раза изменить масштаб усилий: 1; 0,75; 0,53, что, в свою очередь, обеспечивает пределы измерения усилий в полированном штоке в 40; 80; 100 кН.

Динамограмма и её интерпретация

Теоретическая динамограмма нормальной работы глубинно-насосного оборудования показана на рисунке 2.2 На нее наложена (пунктирная линия) типичная фактическая динамограмма исправного насоса, спущенного на небольшую глубину и работающего в условиях отсутствия газа.

Линия «АВ» означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину л, начиная от НМТ.

1 — шнур, 2 — шкив ходового вита, 3 — ходовой винт столика, 4 — направляющие салазки столика, 5 — бумажный бланк, прикрепляемый к столику, 6 — перо геликсной пружины, 7 — геликсная пружина, 8 — капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры — 9, 10 — нажимной диск, 11 — верхний рычаг силоизмерителыюй части, 12 — нижний рычаг силоизмерительной части

Рисунок 2.1 — Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески

Линия «ВС» — полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.

Точка «В» соответствует ВМТ. Линия «ВCD» — ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.

Рисунок 2.2 — Устьевая динамограмма нормально работающей СШНУ

Реальная динамограмма всегда отличается от теоретической. Превышение пунктира над линией «ВС» означает появление дополнительных нагрузок, связанных с инерцией системы и трением, этим же объясняется снижение пунктирной линии по отношению к линии «DA» при ходе вниз. Изучение снятой динамограммы и ее сопоставление с теоретической позволяет выяснить ряд дефектов и неполадок в работе СШНУ. Так, смещение точек б и г вправо означает пропуски в нагнетательной части насоса в результате растягивания во времени процесса перехода нагрузки Р_ж с труб на штанги. Пропуск в нагнетательной части приводит к заполнению объема цилиндра, высвобождаемого плунжером, перетекающей жидкостью и, таким образом, создает на плунжер подпор снизу. Чем больше утечки в нагнетательной части, тем сильнее смещение точек «В» и «D» вправо.

При пропуске в приемной части (всасывающий клапан) происходит обратное явление. Точки «В» и «D» смещаются влево. Утечки жидкости в приемной части раньше времени снимают подпор плунжера снизу и штанги воспринимают вес жидкости быстрее.

На динамограмме отражается вредное влияние газа, попадающего в ШГН. В этом случае переход от точки «В» к линии AD происходит плавно, что означает сжатие газа в цилиндре под плунжером. Динамограммы позволяют выявить правильность посадки плунжера в цилиндре. Появление короткого спада нагрузки вблизи НМТ, ниже Р_шт, свидетельствует об ударе плунжера о всасывающий клапан. Резкое снижение нагрузки ниже Р_ш + Р_ж вблизи ВМТ означает выход плунжера из цилиндра насоса (если насос невставной), а появление пика у ВМТ — удары плунжера об ограничительную гайку цилиндра в случае вставного насоса (рисунок 2.3).

Подобная расшифровка динамограмм, однако, возможна в ограниченных случаях (малые глубины, жесткие штанги, малые диаметры плунжера). При возникновении колебательных нагрузок, т. е. при динамическом режиме откачки, динамограмма искажается и в некоторых случаях при нормально работающем скважинном насосе может приобрести очень сложный вид. Это является результатом наложения на нормальную динамограмму нагрузок, вызванных колебательными процессами в штангах, которые в свою очередь есть результат интерференции собственных упругих колебаний штанг и вынужденных колебаний, вызванных работой станка-качалки.

Анализ и расшифровка сложных динамограмм связаны с необходимостью перехода от устьевой динамограммы, снятой на верхнем конце колонны штанг (полированный шток), к глубинной плунжерной динамограмме, соответствующий нижнему концу колонны штанг. Это равносильно установке динамографа непосредственно над плунжером. Вообще такие динамографы были созданы, однако их использование связано с двукратным спуском и извлечением штанг и поэтому они не нашли практического применения.

а) утечки в ВМТ в б) утечки в НМТ в нагнетательном клапане всасывающем клапане

в) утечки во всасывающем г) низкая посадка клапане, влияние пластового газа либо заедание плунжера в НМТ и недостаточный приток

д) выход плунжера из насоса е) высокая посадка либо заедание плунжера в ВМТ

Рисунок 2.3 — Отражение дефектов работы штангового насоса на динамограмме

Для подобной диагностики работы СШНУ и получения глубинной динамограммы используют довольно сложную аналитическую обработку поверхностной динамограммы. При этом составляющие нагрузок, вызванные колебаниями колонны штанг и их упругими деформациями, рассчитывают и исключают при построении глубинной динамограммы. Поверхностная динамограмма Р (S) по точкам перестраивается в зависимость нагрузки от времени Р (t). Затем ординаты каждой точки зависимости Р (t) пересчитываются на соответствующие значения глубинной динамограммы. Если координаты всех точек (обычно 36; через каждые 10° угла поворота кривошипа), т. е. значения Р (t) в виде таблицы ввести в ЭВМ, то получение такой глубинной динамограммы упрощается.

На поверхностной динамограмме находят отражения все дефекты работы СК, главным образом удары и люфты в сочленениях шатунно-кривошипного механизма, в шпонках и зубьях редуктора.

Динамометрирование СШНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.

Выбор датчика усилия

К настоящему времени известен целый ряд способов и средств измерения усилия на полированном штоке усилий для систем динамометрирования СШНУ, различающихся по типу первичного преобразователя, по месту установки на станок-качалку, по способу передачи механического напряжения первичному преобразователю, по типу выходного сигнала и др. Выбор места расположения датчика усилия (рисунок 2.4) обуславливается, как правило, желанием получить наибольшую чувствительность для конкретного типа датчика, требованиями к простоте его конструкции и удобством монтажа.

Различают четыре места установки датчиков усилия на ШГН:

1) на балансире;

2) на штоке между верхней траверсой и ограничителем;

3) на штоке между нижней и верхней траверсами;

4) на самом полированном штоке.

При установке датчика на балансире ШГН усилие на шток определяется по величине изгиба балансира относительно точки его опоры. Величина изгиба, в свою очередь, измеряется с помощью датчика линейных размеров, устанавливаемого симметрично относительно той же точки опоры.

1 — на балансире; 2 — на штоке между верхней траверсой и ограничителем;

3 — на штоке между нижней и верхней траверсами; 4 — на «черной» части полированного штока

Рисунок 2.4 — Схема мест установки датчиков усилия на ШГН

Очевидными недостатками таких датчиков являются зависимость их показаний от конструкции балансира, точности установки базовых точек датчика, существенное влияние температуры окружающей среды. В последнее время появился ряд датчиков, устанавливающихся на сам полированный шток, в которых величина усилия оценивается через продольную или поперечную деформацию полированного штока. Такие динамографы имеют потенциально меньшую чувствительность, поскольку шток изготавливается со значительным запасом прочности и, аналогично устанавливаемым на балансир, позволяют получать лишь относительные значения усилия. Понятно, что для рассмотренных выше динамографов получения значений усилия в абсолютных единицах возможно только в случае проведения калибровки датчика на каждой конкретной установке ШГН, что на практике неосуществимо. Непосредственно воспринимают нагрузку датчики усилия, в которых чувствительные элементы устанавливаются между нижней и верхней траверсами или между верхней траверсой и ограничителем. У этих датчиков появляются такие очень важные эксплуатационные свойства как возможность калибровки в лабораторных условиях и взаимозаменяемость.

Датчики усилия, которые устанавливаются между верхней траверсой и ограничителем имеют более простую конструкцию корпуса и полностью облегают шток, однако для их установки требуется полная разборка подвески траверс, что является достаточно трудоемкой и опасной операцией. В этом плане более предпочтительны межтраверсные датчики, которые требуют для своего монтажа лишь разгрузки траверс, хотя и имеют несколько более сложную «подковообразную» форму корпуса. Примером датчика усилия межтраверсной установки может служить относительно широко распространенная П-образная конструкция упругого элемента [2, 3, 4], изображенная на рисунке 2.5.

1,2 — упругие элементы; 3 — перемычка; 4,7 — нагружающие силовоспринимающие площадки; 5,6,8,9 — опорные силовоспринимающие площадки; 10,11 — тензорезисторы

Рисунок 2.5 — Тензорезисторный датчик силы ДУ-04

Устройство содержит два упругих элемента 1 и 2, жестко соединенных перемычкой 3, с образованием П-образной конструкции. Нагружающая (4 и 7) и опорная (5, 6, 8,9) силовоспринимающие площадки каждого из упругих элементов развернуты друг относительно друга на 180° и образуют две трехточечные схемы нагружения, обеспечивающие самоустановку датчика. Размещенные на упругих элементах тензорезисторы 10 и 11 собраны в тензометрический полу мост.

Принцип действия датчика основан на распределении суммарной нагрузки между чувствительными элементами 1 и 2. Однако очевидно, что из-за значительной неровности поверхности траверс, которые изготавливаются обычным литьем, нельзя считать, что они соприкасаются с силовоспринимающими площадками в точках, расположенных строго по центру последних. Как показывает детальный анализ, отклонения указанных точек приложения от центральных (показано жирными стрелками на рисунке 2.5, б) приводят к значительным изменениям эпюры деформации по поверхности каждого чувствительного элемента. Изменение эпюры деформации в зоне наклейки тензорезисторов неизбежно вызывает изменение их деформации, что сопровождается нестабильностью показания датчика усилия в целом в зависимости от места его установки.

В данной работе предлагается использовать конструкцию тензорезисторного датчика усилия ДУ-04, в которой в значительной степени устранены указанные недостатки (рисунок 2.6).

1 — корпус; 2 — чувствительные элементы; 3 — скоба крепления; 4 — полированный шток

Рисунок 2.6 — Конструкция ДУ-04

Как видно из рисунка 2.6, чувствительные элементы, представляющие собой цилиндрические стержни, размещаются в вершинах равностороннего треугольника, что позволяет компенсировать несимметричность распре деления общей нагрузки между ними, неизбежно появляющаяся при установке датчика между траверсами. Вместе с тем, стержни чувствительных элементов имеют по торцам сферическую поверхность, обеспечивая тем самым локализацию точек приложения усилия по оси цилиндра. Размещение чувствительных элементов в направляющих колодцах общего корпуса исключает возможность появления изгибающих усилий. Предпринятые мероприятия позволяют рассчитать габаритные размеры чувствительных элементов исходя из получения максимально допустимой деформации в зоне наклейки тензорезисторов и, следовательно, максимальной чувствительности.

В рассматриваемой конструкции датчика каждый упругий элемент (рисунок 2.7) содержит по два нагрузочных и по два компенсационных тензорезистора.

Рисунок 2.7 — Упругий элемент с тензорезисторами

В представленном датчике тензорезисторы всех трех чувствительных элементов соединены специальным образом в измерительную мостовую схему представленную на рисунке 2.8, где R^н — нагрузочные тензорезисторы и R^к — компенсационные тензорезисторы. Можно показать, что при таком включении тензорезисторов общий сигнал с измерительного моста не будет зависеть от несимметричности распределения нагрузки между чувствительными элементами и их температурной деформации.

Другим существенным требованием к датчикам динамометрирования ШГН является необходимость обеспечения временной стабильности показаний в широком диапазоне температур. В этом плане, в измерительном преобразователе применено импульсное питание измерительной цепи тензорезисторов с использованием специальной весовой функции, благодаря чему сведены к минимуму влияние температурного дрейфа напряжения смещения активных элементов преобразователя и помехи питающей сети 50 Гц, обусловленной расположением датчика в непосредственной близости от потребителей промышленной сети.

Вместе с тем, дополнительная цифровая обработка результатов измерения позволила снизить влияние случайной помехи и нестабильности напряжения питания датчика.

Рисунок 2.8 — Схема размещения тензорезисторов на упругих элементах

Датчики усилия ДУ-04 входят в состав системы динамометрирования стационарной ДДС-04 (разработка и производство ООО НПП «ГРАНТ»).

В настоящий момент системы ДДС-04 успешно эксплуатируются целым рядом предприятий нефтегазодобывающей промышленности России и ближнего зарубежья (Украина, Казахстан).

3-й раздел работы посвящен ПО «DinamoGraph», которое также входит в состав системы ДДС-04 и предназначено для накопления, архивирования и анализа динамограмм, полученных посредством системы телемеханики от датчика усилия ДУ-04. Будут рассмотрены его основные функции, а также проанализированы возможности программы по диагностике работы СШНУ на примере скважин месторождения «Узень» .

Обработка и анализ динамограмм в разделе 3 осуществлялись в значительной степени автором настоящей работы.

ПО «DinamoGraph» для диагностики состояния СШНУ

Возможности программы

ПО «DinamoGraph» разработано компанией ООО НПП «ГРАНТ» (Уфа). Программа ориентирована на работу в составе корпоративных сетей нефтяных компаний, таких, например, как АРМИТС (Автоматизированное рабочее место инженера технической службы) в ОАО «Татнефть», и имеет модули конвертации динамограмм в базу данных АРМИТС. Передача команд и прием измеренной информации осуществляется ПО диспетчерского пункта.

Программа «DinamoGraph» выполняет следующие функции:

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

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

3) сравнение данных по скважине путем наложения графиков динамограмм;

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

5) формирование отчетов о работе скважины в табличном и графическом виде;

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

Результаты замеров хранятся в базе данных типа «Paradox» и сортируются по номеру скважины, номеру куста и дате замера (рисунок 3.1).

Данные могут быть представлены в виде устьевой (рисунок 3.2), плунжерной (пересчитанной из устьевой) динамограмм (рисунок 3.3), а также в виде развертки динамограммы во времени (рисунок 3.4) и графика утечек (из НКТ) (рисунок 3.5).

Рисунок 3.1 — Хранение и сортировка данных

Рисунок 3.2 — Вкладка «Устьевая динамограмма»

Рисунок 3.3 — Вкладка «Плунжерная динамограмма»

Рисунок 3.4 — Вкладка «Коррекция данных» (развертка динамограммы во времени)

Рисунок 3.5 — Вкладка «График утечек»

На рисунке 3.2 цифрами показаны программно устанавливаемые метки (1 — открытие всасывающего клапана; 2 — открытие нагнетательного клапана; 3 — закрытие нагнетательного клапана), предназначенные для определения фактического хода плунжера S_Ф, величина которого участвует в формуле расчета дебита скважины. Определение положения меток иногда представляет определенные затруднения (например, в случаях запарафиненности скважины или недостаточного притока), поэтому предусмотрена возможность изменения положения меток вручную оператором, работающим с программой.

Развертка динамограммы во времени (рисунок 3.4) позволяет наглядно наблюдать значения нагрузки в каждый момент времени. Также при надобности можно сдвинуть (откорректировать) границы динамограммы: изменить число точек при ходе штока вверх и вниз и/или сдвинуть среднюю линию динамограммы (точно определить момент ВМТ). Такая корректировка бывает необходима в случаях ручного съема динамограммы с помощью переносного модуля сбора информации, чтобы исключить влияние человеческого фактора при определении НМТ и ВМТ.

График утечек (рисунок 3.5) строится по данным нагрузки, измеренным при остановленном станке-качалке в положении, когда траверса не дошла до ВМТ на расстояние не более четверти длины хода.

Меню «База данных» содержит команды для работы с базами данных — открытие, закрытие, копирование в архив, удаление, а также импорт и экспорт результатов замеров.

Меню «Параметры скважин» содержит команды вызова окон просмотра и изменения базовых, исходных, технических и расчетных параметров скважины (рисунки 3.6…3.10, соответственно). Также здесь можно просмотреть и скорректировать минимальные и максимальные значения предельных параметров, используемых для расчетов в программе.

Рисунок 3.6 — Базовые параметры скважины

В окне «Исходные параметры» устанавливается (выбирается из списка) тип станка-качалки. Данные были предоставлены специалистами ОАО «Татнефть». В окне «Технические параметры» задаются номер отверстия кривошипа (в случае СК) или радиус шестерни привода (в случае цепного привода).

Меню «Сервис» содержит команды вызова окна «Параметры», где устанавливаются настройки работы с программой, а также окна «Поиск скважины» .

Рисунок 3.7 — Исходные параметры скважины

Рисунок 3.8 — Технические параметры скважины

Рисунок 3.9 — Расчетные параметры скважины

Возможно два варианта отчета о работе скважины в текстовом (рисунок 3.10, а) и графическом (рисунок 3.10, б) видах.

а) текстовый вид б) графический

Рисунок 3.10 — Отчет о работе скважины

Диагностика неисправностей

В ПО «DinamoGraph» используются следующие алгоритмы (разработка ООО НПП «ГРАНТ»):

— расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных, полученных без использования ИП положения верхней и нижней «мертвых» точек (ВМТ и НМТ) (разработка ООО НПП «ГРАНТ»);

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

Всего в работе определено 24 неисправности на следующих участках (рисунок 3.11) теоретической динамограммы:

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

Рисунок 3.11 — К определению признаков

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

— 4 участка (АА₁, ВB₁, СС1 и DD₁), 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 программе определяются 16 характерных динамограмм, включая нормальную работу насоса, каждой из которых соответствует свой набор неисправностей с наибольшим и наименьшим значением. Таким образом, из полного набора 24-х неисправности рабочая динамограмма диагностируется по ряду значений неисправностей, соответствующих характерной динамограмме (таблица 3.1). Динамограмма нормальной работы насоса, например, характеризуется всеми 24-мя неисправностями.

Таблица 3.1 — Неисправности, которыми характеризуется динамограмма в зависимости от состояния ШГН

Анализ работы скважин месторождения «Узень»

Месторождение «Узень» принадлежит производственно-коммерческому филиалу «Озенмунайгаз» АО «Разведка Добыча «Казмунайгаз» (Казахстан).

На рисунке 3.12 показана база данных динамограмм месторождения «Узень» .

Рисунок 3.12 — База данных «123» динамограмм месторождения «Узень»

Для анализа работы месторождения «Узень» по каждой скважине были получены следующие данные:

— длина хода штока;

— диаметр плунжера;

— глубина погружения насоса;

— длина насосных штанг;

— диаметр насосных штанг;

— диаметр НКТ;

— дебит скважины.

После ввода данных, открывается вкладка «Динамограмма устьевая» и в меню «Исходные параметры скважины» (рисунок 3.13) и «Технических параметров скважины» (рисунок 3.14) вводятся принятые данные с месторождения о скважинах. В итоге мы получаем динамограммы, снятые в определенные моменты времени, информацию о различном дебите скважины, первоначальные данные о скважине, число качаний и т. д.

Рисунок 3.13 — Меню «Исходные параметры скважины»

В меню функций «Исходные параметры скважины» для каждой скважины вводил такие параметры, как глубина погружения насоса, диаметр плунжера, выбирал тип диаметра НКТ, устанавливал диаметр насосных штанг, остальные параметры оставались без изменений.

Рисунок 3.14 — Меню «Технические параметры скважины»

В меню «Технические параметры скважины» была введена длина хода штока и с помощью функции «Установить Длину хода штока» для дат от: 14.12.08 08: 01: 52 до 07.05.09 16: 01: 24″ установлено её значение для всех полученных динамограмм по этой скважине.

После ввода корректных исходных и технических данных в ПО «DinamoGraph» появляется возможность диагностики неисправностей СШНУ. Часто состояние ШГН характеризуется несколькими неисправностями, в этих случаях диагностируются все виды характерных динамограмм (рисунок 3.15).

Исходя из данной динамограммы, можно сделать вывод о том, что в данный момент времени существуют такие неполадки, как утечки во всасывающем клапане, влияние пластового газа, утечки в НМТ во всасывающем клапане. По данным диагностики принимается решение об отправке бригады по ремонту скважины, сначала для подтверждения факта наличия неполадок, а затем для их устранения.

Рисунок 3.15 — Одновременное диагностирование нескольких видов неисправностей

Также в пределах одной скважины существует возможность наложения динамограмм для их сравнения (рисунок 3.16), позволяющее проследить тенденцию изменения вида и положения графиков во времени, то есть «эволюцию» состояния скважинного оборудования. Это способствует выявлению тенденций изменения состояния оборудования и своевременному ремонту СШНУ.

На рисунке 3.17 показана история работы скважины № 3049. В период работы скважины с 13.12.2008 по 16.12.2008 наблюдается такая неисправность, как обрыв штанг (либо СК не качает), в период с 16.12.2008 по 25.12.2008 наблюдаются утечки во всасывающем клапане, влияние пластового газа и недостаточный приток, в период с 25.12.2008 по 19.02.2009 наблюдается обрыв штанг (либо СК не качает).

Рисунок 3.16 — Наложение динамограмм

Рисунок 3.17 — История работы скважины № 3049

На рисунке 3.18 показана история работы скважины № 7564. В период работы с 10.12.2008 до 12.12.2008 на всем промежутке работы существуют такие неполадки, как влияние пластового газа и недостаточный приток, утечки в НМТ во всасывающем клапане присутствуют только в 3 из 5 позиций. Каждая из неполадок характеризуется своей вероятностью нахождения.

Рисунок 3.18 — История работы скважины № 7564

На рисунке 3.19 показана история работы скважины № 301. Данный период работы скважины отличается наличием отложения парафина и выходом плунжера из насоса.

Рисунок 3.19 — История работы скважины № 301

В результате проделанной работы было проанализировано 54 скважины за период времени с декабря 2008 г по май 2009 г. Полученные и обработанные в процессе работы данные совпадают с данными о работе скважин на предприятии. Общее количество обработанных динамограмм составило порядка 13-ти тыс.

Заключение

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%.

Изучена технология добычи нефти с помощью СШНУ.

Проанализирована работа скважин, с помощью динамометрирования.

Представлено ПО «DinamoGraph» с функциями диагностики состояний СШНУ по устьевой динамограмме.

В результате проделанной работы было проанализировано 54 скважины за период времени с декабря 2008 г по май 2009 г. Полученные и обработанные в процессе работы данные совпадают с данными о работе скважин на предприятии. Общее количество обработанных динамограмм составило порядка 13-ти тыс.

Список использованных источников

1. Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В. Г. Крец, А. В. Шадрина. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. — 108 с.

2. Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В. Г. Крец, А. В. Шадрина. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. — 113−114 с.

3. ОСТ 26−16−08−87. Станки-качалки. Технические условия. От 25.08.87 г.

4. Оборудование устья скважины при эксплуатации СШНУ // Дарищев, В.И. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. — 515−518 с.

5. Экспериментальная установка штангового скважинного насоса [Текст]: метод. указания / М. Е. Рожкин, А. А. Мордвинов. — Ухта: УГТУ, 2009. — 6−8 с.

6. Насосные штанги // Дарищев, В.И. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. — 656−661 c.

7. Исаченко, И.Н., Гольдштейн, Е.И., Налимов, Г. П. Методы контроля сбалансированности станка-качалки на основе измерения электрических параметров // Нефтяное хозяйство. 2002. № 1. С. 60 — 61.

8. Абрамов, Г. С., Барычев, А.В., Чураков, В. В. Ваттметрические метод-контроля за работой скважин // Нефтегаз. 2003. № 3. С. 87 — 89.

9. Экспериментальная установка штангового скважинного насоса [Текст]: метод. указания / М. Е. Рожкин, А. А. Мордвинов. — Ухта: УГТУ, 2009. — 48−50 с.

10. В. Д. Ковшов, С. В. Емец, А. О. Ганцев. Разработка и опыт эксплуатации датчика динамометрирования стационарного. Проблемы нефтегазового комплекса России. Материалы секции автоматизации производственных процессов международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию УГНТУ. — Т.I. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. — С.: 9−12.

11. Пат.2 221 227, Датчик усилия для динамометрирования скважинных штанговых насосов / Ковшов, В.Д., Емец, С.В., Хакимьянов, М.И., Павлов О. Б. М.: РОСПАТЕНТ, 21.08.2002.

12. Система динамометрирования стационарная ДДС-04. Руководство по эксплуатации. — Уфа: Изд-во НПП «Грант», 2007. — 37 с

13. «DinamoGraph». Руководство пользователя. — Уфа: Изд-во НПП «Грант», 2007. — 16 с.

14. «DinamoGraph». Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2 004 611 544. / Ковшов, В.Д., Сидоров, М.Е., Светлакова, С.В. РОСПАТЕНТ, 24.06.2004.

15. Информационно-измерительная система динамометрирования скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.11.16/УГНТУ. — Уфа, 2008.