Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин

Диссертация: Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Выполнен анализ точности измерения параметров продукции добывающих скважин техническими средствами, выпускаемыми промышленностью. Установлена значительная (до 100% и более) погрешность измерения дебита жидкости скважин, обводненности нефти и газового фактора в интервале обводненности 40.80%, обусловленная образованием в подземном оборудовании скважины стойких эмульсий обратного типа… Читать ещё >

Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. СПОСОБЫ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕРИЙНО ОСВОЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ
    • 1. 1. О функциональной роли замера продукции и точности измерений в процессе контроля и мониторинга за разработкой нефтяных месторождений
    • 1. 2. Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках
    • 1. 3. Анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения дебитов пластовых флюидов
  • Выводы
  • 2. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЭМУЛЬГИРОВАННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА ТОЧНОСТЬ ЗАМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ
    • 2. 1. Связь ошибки измерения обводнённости нефти с дисперсным составом эмульгированной попутно-добываемой воды
    • 2. 2. Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости
    • 2. 3. Влияние способа эксплуатации скважины на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий обратного типа, поступающих в замерную емкость установки
  • Выводы

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПЕРЕД ИЗМЕРЕНИЕМ, А ТАКЖЕ НОВЫХ СПОСОБОВ ЗАМЕРА ДЕБИТОВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ 45 3.1. Технология дестабилизации стойких нефтяных эмульсий на входе в измеритель

3.1.1. Выбор реагентов — деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость

3.1.2. Схема подачи деэмульгатора и результаты опытно — промышленных испытаний замерных установок с предварительным разрушением эмульсии.

3.2. Разработка новых способов измерения дебитов скважин

3.2.1. Способ измерения обводнённости нефти

3.2.2. Измерители на базе серийно — выпускаемых АГЗУ

3.2.3. Анализ погрешности определения дебита, обводненности и газосодержания трехфазным измерителем 77

Выводы

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ АНК «БАШНЕФТЬ»)

4.1. Анализ текущего состояния систем автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов

4.2. Разработка системы радиотелемеханики объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM — 1800/GPRS

4.3. Технология передачи данных о параметрах объектов нефтедобычи системами радиотелемеханики

4.4 Телеметрический комплекс «Мега»

4.5 Программное обеспечение системы телемеханики «Мега» 113 ОСНОВНЫЕ

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 117

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Актуальность темы

.

Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разработкой нефтяных месторождений являются дебиты добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров позволяют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования.

Наиболее распространенным средством измерения дебитов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). Они показали достаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более Зм3/сут. При меньших дебитах погрешность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1 м /сут. становятся невозможными. Кроме того, существующие АГЗУ не позволяют производить замеры обводнённости нефти и газосодержания.

В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются технические средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и газового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и «Квант». Несмотря на отличия, обеим установкам присущи значительные ошибки при измерении дебитов.

Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения является передача измеряемых параметров скважин па пункты обработки информации и принятие решения. Эта передача должна осуществляться в режиме реального времени. Устаревшие технологии передачи данных не позволяют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных. Поэтому создание новых установок измерения дебита скважин и совершенствование технологии измерения является актуальной проблемой.

Цель работы.

Совершенствование способа измерения дебитов нефти, газа и воды добывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и недостаточной эффективности работы автоматизированных систем.

Основными задачами исследований явились:

— промысловый анализ достоверности измерения дебитов и обводненности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием;

— исследование причин снижения точности измерения параметров добычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин;

— разработка способов измерения дебитов нефти, газа и воды с предварительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку;

— совершенствование методов автоматизированных измерений на объектах добычи нефти.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением комплекса сравнительных промысловых исследований замеров дебита скважин и обводненности нефти выпускаемым промышленностью оборудованием и экспериментальной установкой по изучению влияния газовой фазы на расслоение эмульгированных нефтей.

Научная новизна.

1. Установлена корреляционная связь погрешности измерения обводненности нефти в интервале ее изменения 40. 80%, поступающей в виде высоковязкой эмульсии в замерную установку. С ростом интенсивности эмульгирования нефти в добывающих скважинах возрастают ошибки измерения обводненности продукции, а также дебита жидкости.

2. Лабораторными исследованиями установлено негативное влияние свободного газа в стойких нефтяных эмульсиях обратного типа на их расслоение, вызванное защемлением газовых пузырей в плотноупакованном межканальном пространстве.

3. Показано влияние способов эксплуатации добывающих скважин на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий, поступающих в емкости измерительных установок.

4. Обоснованы наиболее эффективные реагенты — деэмульгаторы, позволяющие предварительно разрушать образующиеся в скважинах высокодисперсные эмульсии до их поступления в измерительные установки.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты анализа погрешности измерений продукции добывающих скважин выпускаемыми промышленностью техническими средствами замеров.

2. Технология дестабилизации нефтяных эмульсий перед входом в замерную емкость измерительных аппаратов технических средств.

3. Способ измерения параметров трехфазной продукции нефтяных скважин на базе серийно выпускаемых автоматизированных групповых установок.

4. Система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, обеспечивающая передачу данных измерения продукции скважин в режиме реального времени.

Практическая ценность работы.

1. Выполнены анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции скважины, выпускаемых промышленностью, показавшим значительную погрешность замеров дебита и обводненности скважин в интервалах изменения обводненности 40. 80%.

2. Разработана технология и проведены промышленные эксперименты повышения точности измерения продукции скважин предварительным разрушением эмульсий перед входом в замерные емкости установок путем подачи реагентов — деэульгаторов в период замера.

3. Разработан принципиально новый способ измерения количества газа, нефти и воды на базе существующей автоматизированной групповой замерной установки «Спутник», основанный на использовании процесса регистрации отраженных сигналов от поверхности раздела фаз водонефтяных смесей.

4. Разработана система автоматизированной передачи данных измерений продукции скважин на базе радиотелемеханизации объектов добычи нефти и использования единой GSM — сети.

Апробация работы.

Основные результаты исследований, представленных в работе, докладывались на:

— заседаниях технических советов АНК «Башнефть» в период с 2000 по 2005 г. г;

— на IV конгрессе «Нефть-газ 2003», секция автоматизации и метрологии, доклад «Распределенная АСУ ТП установок подготовки нефти»;

— на VI конгрессе «Нефть-газ 2005», секция автоматизации и метрологии, доклад «Построение систем ТМ нефтедобычи на GSM».

Публикации.

Основное содержание изложено в 13 научных работах, в том числе в 9 статьях, 2 тезисах к докладам, 2 патентах РФ. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка технологий, проведение, анализ и обобщение экспериментальных исследований.

Выводы.

1. Выполнен анализ точности измерения параметров продукции добывающих скважин техническими средствами, выпускаемыми промышленностью. Установлена значительная (до 100% и более) погрешность измерения дебита жидкости скважин, обводненности нефти и газового фактора в интервале обводненности 40.80%, обусловленная образованием в подземном оборудовании скважины стойких эмульсий обратного типа, препятствующих сепарации свободной газовой фазы.

2. Лабораторными исследованиями установлено увеличение погрешности измерения обводненности нефти с повышением интенсивности эмульгирования пластовых флюидов в скважинах. Показано, что присутствие окклюдированного газа в эмульсиях замедляет отстой водной фазы, причем тем сильнее, чем выше обводненность нефти до значений, соответствующих инверсии фаз.

3. Разработана и испытана в промысловых условиях технология дестабилизации эмульгированных нефтей перед входом в измерительные емкости технических средств. Обоснован выбор наиболее эффективных реагентов — деэмульгаторов, способных разрушать стойкие эмульсии до их поступления в емкости измерения.

4. Разработан ' новый способ измерения параметров продукции обводненных нефтяных скважин на базе широко применяемых на промыслах АГЗУ «Спутник», основанный на отсечении определенного объема поступающей продукции, ее отстоя и последующего измерения содержания всех 3-х фаз с помощью регистрации прохождения в них электромагнитных волн.

5. Разработана система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, позволяющая в режиме реального времени осуществлять передачу данных измерения параметров добычи нефти на диспетчерские пункты для принятия соответствующих решений. Экономический эффект от внедрения системы в 2000.2004 г. г. по АНК «Башнефть» составил 205 900 тыс. руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.А., Браммер Ю.А., J1. xoDa С.П., Шостак В. А. Радиотехнические устройства и элементы радисисем. — М.: Высшая школа, 2002- 17 с.
  2. П.П. Книга первая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2002. — 250 с.
  3. П.П. Книга вторая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2004. — 245 с.
  4. К.С., Неймен J1.P., Коровкин Н. В., Чечурин B. J1. Теоретические основы электротехники. Том 1 Санкт-Петербург.: Питер, 2004. -238 с.
  5. К.С., Неймен JI.P., Коровкин Н. В., Чечурин B.JI. Теоретические основы электротехники. Том 2 Санкт-Петербург.: Питер, 2004. -21 с.
  6. Измеритель неоднородностей линий Р5−10. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. М.: Внештогиздат, 1990 — 11 е.
  7. Н.М., Колеников Б. В., Челнянов П. И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М.: Недра, 1975. — 83 с.
  8. А.П. Принцмпы агрегатирования при обеспечении народного хозяйства датчиковой аппаратурой. Приборы и системы управления № 4., 1986 г.
  9. Ю.А., Капушак J1.B., Слепян Е. А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. Киев: Техника, 1987. — 148 с.
  10. Ю.Бершанский Я. М., Кулибанов В. Н., Мееров М. В., Першин О. Ю. Управление разработкой нефтяных месторождений /Под ред. М. В. Меерова. -М.: Недра, 1983. 309 с.
  11. Н.Бонкарев Ю. М. Современные проблемы производства датчиков технологических параметров. Приборы и системы управления № 6. 1990 г.
  12. Ю.П. Датчнковая аппаратура в ракетно-космической технике. Приборы и системы управления № 10. 1990 г.
  13. Е.Л. О тенденциях развития датчиков специального назначения. Приборы и системы управления № 10. 1990 г.
  14. М.Орнатский Л. П., Туз Ю. М, Интеллектуальные измерительные комплексы. Приборы и системы управления № 7, 1989 г.
  15. В.А. Телеконтроль и телеуправление. М.: Энергия, 1969.-344 с.
  16. Р. Я. Технологические измерения и приборы. М.: «Недра», 1979 г.-344 с. 19.0рнатский П. П. Автоматические измерения и приборы. Киев: Вища школа.- 1980 Г.-560 с.
  17. Г. Н. Основы теории цепей. М.: Энергия, 1969. — 424 с.
  18. Дж., Мальком М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений. М: Мир. 1980 г.
  19. В.Э., Антика И. В. Справочник по техническим средствам автоматики. М: Энергоатомиздат. 1983. — 504 с.
  20. A.M. Электрические измерения неэлектрических велечин. М. -Л.: Энергия. 1966.-690 с.
  21. В.М., Вершин В. Е. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Л.: Машиностроение. 1973. — 160 с.
  22. В.Н., Петров А. И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра. 1989. -271 с.
  23. Г. А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. с. 75−81.
  24. Ю.В., Валеев М. Д., Сыртланов А.III. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигопздат, 1987. 167 с.
  25. А.С. 747 982 СССР, МКИ Е21 В 43/00. Стенд для исследования процесса образования эмульсий /М.Д. Валеев, Р. С. Хакимов, К. Р. Уразаков и др. (СССР) — № 2 576 197/22−03- Заявл. 25.01.78- Опубл. 15.06.80.
  26. А.С. 848 598 СССР, МКИ Е21 В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти/О.М. Юсупов, М. Д. Валеев, Ф. А. Гарипов и др. (СССР) — № 2 801 636/22−03- Заявл. 27.07.79- Опубл. 23.07.81.
  27. М.Д., Хасанов М. М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа. Башкнигопздат. 1991.
  28. М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии //Тематич. научн.-техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1985 Вып. 2(91). 40 с.
  29. М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах //Проблемы нефти и газа: Тез. докл. Респ. Научн.-техн. конф. Уфа, 1988. с.29−30.
  30. М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах//Депонированная рукопись. М.:ВНИИОЭНГ. № 1388, нг 87.
  31. М.Д. Технология предупреждения эмульгирования нефтей в скважине //Вузовская наука научн.-техн. прогрессу: Тез. докл. Респ. научн.-техн. конф. Уфа. 1986.
  32. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий /В.П. Тронов, И. М. Амерханов, А. В. Тронов и др. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. № 10. с.22−25.
  33. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий / Б. Я. Зарецкий, JI.A. Пелевин, В. И. Ионов и др. //Нефтяное хозяйство. 1976. № 10. с. 38−41.
  34. Ф.А., Валеев М. Д., Фазлутдинов И. А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. № 3. с. 12−14.
  35. И.И., Митрофанов А. З. Критическая обводненность нефтяной эмульсии при обращении фаз. // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1982. № 7. с. 39−40.
  36. Исследование закономерностей эмульсеобразования /Мирошниченко О.А., Кутова А. А., Клименко А. Н. и др. //Газовая промышленность. 1978. № 4. с. 35−39.
  37. Исследование стойкости эмульсий на промыслах. /Байков Н.М., Бенин С. Д., Клугман И. Ю. и др. //Нефтяное хозяйство. 1971. № 8. с. 61−63.
  38. С.А., Яхин С. Г., Пряжевских В. А. Определение места образования эмульсий в эксплуатационных скважинах // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. Вып. 3. 1963. с. 20−22.
  39. Р.А., Валеев М. Д., Комарова Н. М. Дисперсный анализ агрегативно-неустойчивых эмульсий, отбираемых под давлением //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. № 10. с. 39−42.
  40. И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти //Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1978. 44 с.
  41. Пат. США № 3 247 902, НКИ 166−42. Предупреждение образования эмульсии при добыче нефти. Заявл. 13.11.62- Опубл. 26.04.66.
  42. Подбор деэмульгаторов для разрушения стойких высоковязких нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей /Хамидуллнн Ф.Ф., Тронов В. П., Хамндуллин Р. Ф. и др. //Нефтяное хозяйство 1991. № 1 с.40−41.
  43. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти /Репин Н.Н., Юсупов О. М., Валеев М. Д., Карпова И. К. //Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. 59 с.
  44. JT.A. Об основных закономерностях образования и разложения эмульсий и о простейшем способе деэмульсации нефти //Нефтяное хозяйство. 1964. № 4. с. 61−65.
  45. В.А. Условия образования эмульсий на нефтепромыслах и влияние дисперсности водонефтяной эмульсии на процесс деэмульсации // Тр. института Гипровостокнефть. 1967. Вып. 10. с. 122−127.
  46. В.А. Эксплуатация обводненных скважин. Казань: Таткнигоиздат. 1967. 79 с.
  47. Л.М. Совершенствование внутрискважинной деэмульсации при добыче высоковязкой нефти //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. ипформ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. Вып. 8. с. 35−36.
  48. Composite catalog of oil field equipment and services, Published by World oil. 1986−1987.
  49. Herbeck E.F., Heint R.S., Hastings J.R. J. of Petrol. Eng. 1977. -Vol. 49, numb.2.-P. 40, 44, 46, 49, 52, 56.
  50. Lea J.F., Winkler H.W. What’s new in artifical lift // World oil 1989, -Vol. 208, numb. 5. -P.30−34, 36,38, 40.
  51. Lea J.F. What’s new in artifical lift // World oil 1985, -Vol. 200, numb. 6. -P.39−40.
  52. Ryalty M.L. Development of a new downhole pumping system // J.Petrol. Technol.-l983.-Vol.35, numb. 10.-P. 1709−1718.
  53. Srivastava R., Narasininamirty G. Hydrodinamics of non newtonial two-phase flow in pipes //Chem.Eng.Sc., -1973.-Vol.28, numb.2.-P.553−558.
  54. Г. П. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982. 221 с.
  55. РД 39−147 275−035−98 Методика определения дебита скважин с применением передвижной установки «Квант». Уфа. Башиииииефть. 1998. 17 с.
  56. РД 39Р-135 648−010−92. Методика выполнения измерений продукции скважин установкой УИДС. Уфа. Бапшипинефть. 1992. 21 с.
  57. Г. С., Сахаров В. М., Зимин М. И. Нефтяные измерительные установки. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ. 1998. -№ 9−10.-с. 8−9.
  58. Авторское свидетельство на изобретение № 1 810 795 «Устройство для измерения влагосодержания нефти».
  59. И.М., Рейм Г. Д. и др. Передвижная установка для замеров газовых факторов на промыслах. М.: ВНИИОЭНГ. /Экспресс информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1986. — Вып. 6.
  60. ЛСМЛ РИТЭК Машиностроение РИТЭК — нефтяникам. Нефтепромысловое дело, 1998. — № 9−10. — с. 34.
  61. ГОСТ 33–82. Нефть и нефтепродукты. Методы определения кинематической и динамической вязкости.
  62. ГОСТ 3900–85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
  63. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра. 1971 г. -207 с.
  64. Отбор поверхностных проб нефти и газа из нефтяных и газовых скважин, нефтяных и газовых сепараторов из промысловых нефте- и газопроводов: Методическое руководство /Баш11ИПИнефть, Леванов Ю. Б., Галеева Р. К., Ведерников В. А. г. Уфа, ОНТИ, 2000 11 с.
  65. Пат. РФ № 2 133 826, МКИ6 Е21В47/00, Установка для определения дебита продукции скважин./ Хазиев Н. Н., Газизов М. Г., Хазиев В. Н. № 98 100 130/03 27.07.99. Бюл.№ 21.
  66. Пат. РФ. № 2 116 442, МКИ6 Е21В47/00, Устройство для определения дебита продукции нефтяных скважин. Белов В. В., Трубин М. В., № 97 118 165/252707.98. Б юл. № 21.
  67. Пат. РФ. № 2 125 651, МКИ6 Е21В47/00, Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин. Давлетбаев Р. Ф., Демакин Ю. П. jii97109497/32 701.99. Бюл. № 3.
  68. РД 39−147 035−225−88 Инструкция по определению газовых факторов количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтыо из недр. М.: ВНИИ.-1988.- 19 с.
  69. РД 39−148 306 Единая система система учета нефтяного газа и продукции его переработки от скважин до потребителя. Краснодар. — ВНИПИгазпереработка. 1987.-65 с.
  70. Рекомендации по применению газовых факторов, но месторождениям АНК «Башнефть» на 1996−2000 гг., БашНИПИнефть, ОНТИ. 1995−31 с.
  71. Рекомендации по применению газовых факторов по месторождениям ПО Башнефть. БашНИПИнефть, ОНТИ. 1991 — 16 с. 81 .Свидетельство на полезную модель № 29 961 «Установка для измерения параметров двухфазного потока».
  72. А.Н. Мурыжников, О. Д. Тахаутдинов, И. М. Ахметгалин. Опыт эксплуатации автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии «Телескоп+» в АНК «Башнефть» // Мефтяное хозяйство № 4 (4) 2002 г. с 101−103.
  73. А.Н. Мурыжников, С. Ю. Смекалин. АРМ «Геолог» нефтегазодобывающего управления // Нефтяное хозяйство № 9 1992г. с. 44−45.
  74. А.II. Мурыжников, В. Н. Сафонов, А. А. Мурыжников. Распределенная автоматизированная система управления технологическими параметрами// Нефтяное хозяйство № 10 2004г. с. 127−129.
  75. А.Н. Мурыжников, В. Н. Сафонов, Н. Ф. Хатмуллин. Система радиотелемеханизации объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM-1800/GPRS // Нефтяное хозяйство № 10 2003г. с. 50−51.
  76. Н. Мурыжников, А. К. Галлеев Информационный экран коллективного пользования // Нефтяное хозяйство № 12(12) 1988 г. с. 64−67.
  77. Ф.Х. Хатмуллин, Ш. Г. Исланов, А. Н. Мурыжников. Система тестового обучения и контроля знаний правил техники безопасности в НГДУ «Чекмагушнефть» // Нефтяное хозяйство № 4 1990 г. с. 70−71.
  78. А.Н. Мурыжников, Ф. Х. Хатмуллин, Е. И. Крюков. Программно-технический комплекс «АРМ диспетчера ЦДНГ на основе АВУ386ТМ» // Нефтяное хозяйство № 5 (5) 1997 г. с. 53−57.
  79. А.Н. Мурыжников, В. Н. Сафонов, А. А. Мурыжников. АСУ ТП пунктов сдачи-приема товарной нефти // Нефтяное хозяйство № 12 2004 г. с. 107−108.
  80. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства средств измерений. Узел учета нефти с турбинными преобразователями расхода. Методика определения суммарной погрешности. МИ 312.01.- Казань: Госстандарт России. ГНМЦВНИИР. 1995 г.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!