Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Автономные информационно-измерительные системы для исследования скважин

Диссертация: Автономные информационно-измерительные системы для исследования скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Предложен алгоритмический способ коррекции температурной зависимости характеристик тензопреобразователей, позволяющий значительно снизить влияние температуры на показания преобразователя. Этот способ использовался при разработке автономной ИИС для исследования нефтяных и газовых скважин. Установлено, что погрешность аппроксимации предложенного способа не превышает 0.03% во всём диапазоне… Читать ещё >

Автономные информационно-измерительные системы для исследования скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ
  • ГЛАВА 1. АКТУАЛЬНОСТЬ РАЗРАБОТКИ АВТОНОМНЫХ ИИС ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
    • 1. 1. Состояние и перспективы развития методов и средств исследования нефтяных и газовых скважин
    • 1. 2. Нефтяные и газовые скважины как объекты контроля и управления
    • 1. 3. Требования, предъявляемые к ИИС для исследования скважин
  • РЛ* ¦ «> «I
    • 1. 4. Анализ способов и средств вШй^ййя, используемых в ИИС для исследования скважин
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИННЫХ АВТОНОМНЫХ ПРИБОРОВ
    • 2. 1. Анализ основных источников погрешностей измерительного канала давления
    • 2. 2. Анализ методов снижения температурной зависимости тензорезистивного датчика давления
    • 2. 3. Анализ основных источников погрешностей измерительного канала температуры
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 3. АВТОНОМНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ 68 СИСТЕМА
    • 3. 1. Назначение и структурная схема
    • 3. 2. Алгоритм работы АИИС
    • 3. 3. Технические характеристики АИИС
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ
  • ГЛАВА 4. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АИИС
    • 4. 1. Назначение и возможности программного обеспечения
    • 4. 2. Математическая обработка полученных данных
    • 4. 3. Результаты исследований и расчётов
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Актуальность. Для увеличения конечных объемов извлечения газа, нефти и газового конденсата из газонефтеконденсатных месторождений необходимо знать их параметры, характер движения нефти и газа по продуктивным пластам, гидропроводность, пьезопроводность продуктивных пластов и многие другие геологические параметры, что требует постоянного и оперативного контроля за их разработкой и управления.

Результаты исследований, полученных механическими и электромеханическими приборами, имеющими низкую точность и малую информативность и использующиеся для моделирования процессов разработки месторождений с целью прогнозирования, управления режимами эксплуатации и реализации технологических мероприятий, позволяющих гарантировано добывать запланированные на длительную перспективу объемы газа, нефти и газового конденсата, весьма приблизительны и не отвечают жестким требованиям, предъявляемым к разработке месторождений.

Поэтому требования к повышению качества, информативности и надежности измерительной аппаратуры являются актуальными.

Создание и совершенствование измерительной техники для исследования скважин связано с разработками в области теории и методики интерпретации газогидродинамических методов, новейшими достижениями в измерительной технике, электронике и вычислительной технике.

Реализация компьютеризации скважинных исследований приводит к значительному расширению функциональных возможностей не только с точки зрения универсализации методов исследования, но и возможности гибкого изменения функционирования каждого из методов, увеличению дополнительных функций (управления, сигнализации, диагностирования и т. д.), осуществлению совокупных измерений, экспресс-обработке измерительной информации, различным сервисным функциям, программированию и адаптации к различным условиям проведения измерений.

Повышение чувствительности связано с усложнением функционирования системы, реализации нестандартных процедур автокалибровки, автоматической коррекцией погрешностей, более сложных, но эффективных по точности алгоритмов измерений.

Таким образом, главным направлением повышения уровня промыслово-геофизических исследований является их интеллектуализация путем реализации измерительных процедур специальными аппаратными и программными средствами. В таких измерительных средствах центральным звеном является микропроцессорная система, которая дает возможность реализовать процедуры самонастройки, управления, самоконтроля, адаптации, взаимодействия и т. п.

Указанные обстоятельства обуславливают актуальность сформулированной темы исследования.

Целью настоящей работы является разработка и внедрение автономной информационно-измерительной системы с высокими точностными характеристиками и надежностью для исследования скважин, с целью повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений.

Для достижения поставленной цели потребовалось;

1. Провести теоретический анализ и систематизировать известные методы и средства измерения давления и температуры в скважинах с целью установления степени их соответствия заданным требованиям.

2. Исследовать характеристики и определить влияние внешних и внутренних факторов на точностные характеристики датчиков давления и температуры и разработать способ уменьшения погрешности датчика давления, вызванной взаимным влиянием давления и температуры.

3. Разработать, изготовить и внедрить автономную информационно-измерительную систему (АИИС) на микропроцессорной базе для измерения давления и температуры в нефтяных и газовых скважинах.

4. Разработать программное обеспечение, позволяющее контролировать состояние АИИС, запускать АИИС в работу, представлять полученную информацию в виде графиков и таблиц, рассчитывать гидродинамические параметры пластов.

Методы исследования. Поставленные в работе задачи решены с использованием классической теории электрических цепей, теории погрешностей и помехоустойчивости, методов статистической обработки результатов измерений, теории сплайн-аппроксимации, объектно-ориентированного программирования. На защиту выносятся:

1. Алгоритм температурной коррекции показаний тензометрического датчика давления, позволяющий значительно снизить влияние температуры датчика на его характеристики.

2. Методика индикаторной привязки показаний АИИС по стволу скважины, которая позволяет получать профили давления, температуры и плотности по стволу скважин, используемые для диагностики состояния колоны скважины.

3. Автономная информационно-измерительная система серий АМТ-07 и АМТ-08, разработанная и внедрённая в промышленность.

4. Программное обеспечение созданное для работы с автономными ИИС АМТ-07 и АМТ-08.

Научная новизна приведенных исследований, заключается в следующем:

1. Предложен алгоритмический способ коррекции температурной зависимости характеристик тензометрического датчика давления, позволяющий значительно снизить влияние температуры датчика на его характеристики.

2. Предложена и реализована методика индикаторной привязки показаний автономной ИИС по стволу скважины, которая позволяет получать профили давления, температуры и плотности по стволу скважин, используемые для диагностики состояния колоны скважины.

3. Разработан программно-аппаратный комплекс, отвечающий требованиям к автономным ИИС. Исследованы и определены основные метрологические характеристики промышленных образцов АИИС АМТ-07 и АМТ-08.

Практическая ценность и внедрение результатов работы.

Разработан и внедрен программно-аппаратный комплекс, позволяющий решать ряд важных геофизических и геолого-промысловых задач по оптимизации разработки месторождения, в частности, выделение продуктивных зон и определение характера их насыщения, характер распределения давления и температуры по стволу скважин и месторождению в целом, определение фазового состояния среды, исследование скважин при установившихся и неустановившихся отборах, определение изменения давления и температуры в пьезометрических и наблюдательных скважинах в течение периода разработки месторождения.

Годовой экономический эффект от внедрения АИИС только по ОАО «Сургутнефтегаз» составил 865 888 руб. на один прибор.

На программное обеспечение комплекса получены свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ (Роспатент) № 2 000 610 295,

2 000 610 296 от 13.04.2000.

Данная работа проводилась в соответствии с договорами на разработку и внедрение, заключенными в 1997 — 2001 г. г. с предприятиями «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», АО «Татнефть», АНК «Башнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. хозрасчетной научно-исследовательской лабораторией «ИИС» кафедры АПП УГНТУ.

Апробация работы. Основные положения проведенных исследований и результаты работы докладывались на следующих конференциях:

— 48 н.-т. конф ст-тов, асп-тов и молод, ученых УГНТУ (Уфа, УГНТУ, 1997);

— Всероссийская н.-т. конф. «Новые методы, технические средства и технологии получения измерительной информации» (Уфа, УГАТУ, 1997);

— 49 н.-т. конф ст-тов, асп-тов и молод, ученых, посвященной 50-летию УГНТУ (Уфа, УГНТУ, 1998);

— Международная н.-т. конф., посвященная 50-летию УГНТУ «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, УГНТУ, 1998);

— Международный н.-.т. семинар «Проблемы нефтегазовой отрасли» (Уфа, УГНТУ, 1998);

— XI н.-т. конференция с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Гурзуф, 1999);

— XII н.-т. конференция с участием зарубежных специалистов «Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления» (Гурзуф, 2000).

Публикации. По результатам научных исследований опубликовано 10 печатных работ, из которых 4 статьи и 2 свидетельства о регистрации программного продукта.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, включающего 139 наименований и приложений. Общий объём работы составляет 142 страницы, в том числе 46 рисунков и 9 таблиц.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4

1. Разработано программное обеспечение для АИИС, соответствующее современным требованиям на ПО.

2. В рамках ПО реализована обработка основных гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин, что значительно повышает достоверность результатов обработки и уменьшает трудозатраты интерпретатора.

3. Предложен и реализован способ индикаторной привязки показаний АИИС по стволу скважины, что расширяет функциональные возможности АИИС. Так по результатам расчёта можно получить распределение давления, температуры и плотности по стволу скважины, что позволяет определить необходимость или ненадобность в более дорогостоящих геофизических исследованиях.

4. На программное обеспечение комплекса получены свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2 000 610 295, 2 000 610 296 от 13.04.2000.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований получены следующие основные результаты и выводы.

1. Обоснованы актуальность и практическое значение разработки АИИС для газогидродинамических исследований скважин. Показано, что разработка таких АИИС связана с созданием способов и измерительной аппаратуры, которые бы отвечали следующим основным требованиям:

— увеличенное время работы в скважине (до 30 суток и более);

— малая погрешность измерения (не более 0.25%) для более полного использования различных методов обработки скважинных результатов;

— возможность контролировать комплекс параметров;

— стабильность метрологических характеристик в течение всего периода работы прибора;

— предельно высокая надёжность автономного прибора;

— малая стоимость ИИС в целом.

Показано, что известные устройства и приборы не удовлетворяют в полной мере указанному комплексу требований.

2. Исследованы характеристики тензопреобразователей на основе структур КНС и проанализировано влияние дополнительных факторов. Показано, что влияние температуры среды на аддитивную составляющую и чувствительность датчиков давления значительно. Установлено, что дополнительная приведённая температурная погрешность измерения давления в диапазоне от -25 °С до +125 °С составляет 5% и более, что не позволяет использовать данный датчик без коррекции температурной зависимости.

3. Проанализированы различные методы снижения температурных погрешностей датчика давления, а именно, компенсации аддитивной и мультипликативной составляющих температурной погрешности. Показано, что для пассивных и активных схем термокоррекции характерна сложность подбора корректирующих цепей, при этом погрешность измерения давления составляет 2% и более.

4. Предложен алгоритмический способ коррекции температурной зависимости характеристик тензопреобразователей, позволяющий значительно снизить влияние температуры на показания преобразователя. Этот способ использовался при разработке автономной ИИС для исследования нефтяных и газовых скважин. Установлено, что погрешность аппроксимации предложенного способа не превышает 0.03% во всём диапазоне измеряемых давлений и температур.

5. На основе проведённых в рамках диссертационной работы исследованиях разработана и внедрена АИИС серий АМТ-07 и АМТ-08 для исследования нефтяных и газовых скважин. Разработанная автономная ИИС успешно прошла сертификационные испытания для целей утверждения типа средств измерения. По результатам которых установлено, что полная приведённая погрешность измерения давления и температуры не превышает 0.25% во всём диапазоне измеряемых параметров.

6. Разработано программное обеспечение верхнего уровня для автоматизации расчетов газогидродинамических характеристик продуктивных пластов и обработки результатов поинтервальных замеров с целью получения значений параметров, распределенных по стволу скважин. На программное обеспечение комплекса получены свидетельства об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2 000 610 295, 2 000 610 296 от 13.04.2000.

7. Годовой экономический эффект от внедрения АИИС на промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» составил 865 888 руб. на один прибор.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983. — 256 с.
  2. Т.М., Мелик-Шахназаров A.M., Тер-Хачатуров A.A. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. -М.: Недра, 1981.-351 с.
  3. Ахо А., Хопкрофт Д., Ульман Д. Структуры данных и алгоритмы. -М.: Издательский дом «Вильяме», 2000. 384 с.
  4. Б. Страуструп. Язык программирования С++, 3-е изд./Пер. с англ. -СПб.- М.: «Невский Диалект» «Издательство БИНОМ», 1999. — 991 с.
  5. А.П., Засецкий Т. Е. Малов В.В. Кварцевые датчики температуры // Приборы и системы управления. 1991. № 9. с. 21 -24.
  6. Т. Объектно-ориентированное программирование в дейст-вии/Перев. с англ. СПб.: Питер, 1997. — 464 с.
  7. Н.К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. — 343 с.
  8. Ю.А., Капушак Л. В., Слепян Е. А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. Киев: Техника, 1987. — 148 с.
  9. Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970. — 192 с.
  10. И.С., Жидков Н. П. Методы вычислений. Т. 1: М.: «Наука», 1996.-632 с.
  11. 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.
  12. С.Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. — 246 с.
  13. Е.Е., Никитин A.A., Стучебников В. М. Серийные датчики избыточного давления МИДА-ДИ-01П с чувствительными элементами на основе структур КНС // Микроэлектроника в машиностроении: Тез. докл. науч.-техн. конф. Ульяновск, 1992. — с. 71.
  14. В.В., Николайчук O.JL, Стучебников В. М. Серия микроэлектронных датчиков давления МИДА // Датчики и системы. 2000. № 1. -с. 30−32.
  15. В.И. Интегральные тензопреобразователи. М.: Энергоатом-издат, 1983, — 136 с.
  16. В.И., Беклемишев В. В. Схема температурной компенсации интегрального преобразователя давления // Измерительная техника. 1977. № 5. с. 24−27.
  17. B.C., Демин Е. А. Глубинный автономный прибор для регистрации забойных параметров // Новости нефтяной и газовой техники. Нефтяное оборудование и средства автоматизации. 1961. № 6. — с. 30−33.
  18. В.М., Вершин В. Е. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Л.: Машиностроение, 1973. — 160 с.
  19. В.Н., Петров А. И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра, 1989. — 271 с.
  20. В.А. Сплайн-функции: теория, алгоритмы, программы. -Новосибирск: Наука, 1983. 215 с.
  21. В.Р., Фаддеев В. П. Организация информационных систем в нефтедобывающей промышленности. М.: Недра, 1967. — 169 с.
  22. Т.Г., Лукьянов Е. П. Применение глубинной дистанционной аппаратуры. Казань: Тат. книжн. изд-во, 1968. — 119 с.
  23. Э., Хелм Р., Джонсон Р., Влиссидес Дж. Приёмы объектно-ориентированного проектирования. Паттерны проектирования. СПб: Питер, 2001.-368 с.
  24. А.О. Автономные скважинные приборы // Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Сборник материалов XI Научно-технической конференции. Под ред. проф. Азарова В. Н. М.: МГИЭМ, 1999. — с. 52 — 53.
  25. А.О. Программные комплексы для определения гидродинамических параметров скважин: Материалы 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных. Секция автоматизации производственных процессов. Уфа, 1998. — с. 50−51.
  26. Л.А. Каротажные кабели и их эксплуатация. М.: Недра, 1967.- 152 с.
  27. В.А., Бердинский A.C. Сравнение эффективности некоторых схем температурной компенсации. В кн.: Физика и техника полупроводников / Новосибирск: Изд. НЭТИ, 1974. — с. 56 — 66.
  28. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. 523 с.
  29. Д., Вайнберг П. SQL: полное руководство: пер. с англ. К.: Издательская группа BHY, 1998. — 608 с.
  30. В.В., Зейгман Ю. В. Техника и технология добычи нефти. -Ува: 1987.- 116 с.
  31. В. И. Суханов В.И. Первичные преобразователи давления высокотемпературных сред // Измерение, контроль, автоматизация. 1989. № 2.-с. 27−30.
  32. C.B., Ганцев А. О., Мамаев Р. Ф. Программно-аппартный комплекс для определения гидродинамических характеристик скважин // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы международного научно-технического семинара. Уфа, 1998,-с. 30−31.
  33. C.B., Емец С. А. Алгоритм коррекции статических измерительных преобразователей // Измерительные преобразователи и информационные технологии: Межвуз. научн. сб. Уфа, УГАТУ, 1996,-с. 152- 159.
  34. М.М., Фахреев И. А. Глубинные манометры и термометры. Труды УфНИИ, вып. XXIV. Уфа: УфНИИ, 1968. — 95 с.
  35. Измерительные преобразователи давления, теоретические и экспериментальные исследования и разработка: Сб. Научн. Тр. М.: НИИТе-плоприбор, 1989. — с. 50.
  36. В.М., Лимбергер Ю. А. Геофизические исследования глубоких скважин. М.: Недра, 1977. — 200 с.
  37. Интегральные микросхемы: Микросхемы для аналого-цифрового преобразования и средств мультимедиа. Выпуск 1: Справочник М.: ДО-ДЭКА, 1996, — 384 с.
  38. ИоакимГ. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1966. — 537 с.
  39. Р.Я. Контрольно-измерительные приборы в добыче нефти. -М.: Гостоптехиздат, 1954. 358 с.
  40. Р. Я. Технологические измерения и приборы. М.: «Недра», 1979.-344с.
  41. И.А., Дмитриев И. А., Филиппов В. Т., Хохряков Н. П. Замеры температуры в стволе скважины во время циркуляции // Бурение. 1969. № 5.-с. 34−36.
  42. В.А., Ковалёва Л. А., Назаров В. М. и др. Временная инструкция по поинтервальной обработке пласта при освоении и эксплуатации скважин Оренбургского месторождения. -М.: ВНИИГаз, 1976. 25 с.
  43. Кнут, Дональд, Эрвин. Искусство программирования, том 1. Основные алгоритмы, 3-е изд.: Пер. с англ.: М.: Издательский дом «Вильяме», 2000. -720 с.
  44. Кнут, Дональд, Эрвин. Искусство программирования, том 3. Сортировка и поиск, 2-е изд.: Пер. с англ.: М.: Издательский дом «Вильяме», 2000. — 832 с.
  45. В.Д. Автоматизация технологических процессов. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1994. — 132 с.
  46. В.Д., Емец C.B., Ганцев А. О. Программно-аппаратные средства для гидродинамических исследований скважин: Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Секция АПП. Уфа, 1997. — с. 49 — 50.
  47. В.Д., Емец C.B., Ганцев А. О., Павлов О. Б. Автономные приборы для гидродинамических исследований скважин // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы международного научно-технического семинара. Уфа, 1998. — с. 28 — 29.
  48. Ю.Д. Автоматизация технологических процессов бурения скважин: Учебное пособие. Уфа: Изд-во Уфимск. нефт. ин-т, 1977.-102 с.
  49. Ю.Д., Ганцев А. О., Полищук И. Н. Использование приборов для измерения давления и температуры при гидродинамических исследованиях скважин // Датчики и преобразователи информации систем измерения, контроля и управления: Сборник материалов XII
  50. Научно-технической конференции. Под ред. проф. Азарова В. Н. М.: МГИЭМ, 2000.-с. 150−151.
  51. Ю.Д., Ишемгужин А. И. Информационно-измерительные системы для исследования высокотемпературных скважин. Учебное пособие. Уфа: Изд-во Уфимск. нефт. ин-т, 1988. — 53 с.
  52. Ю.Д., Ишинбаев H.A. Теоретические основы инвариантных преобразователей сопротивления датчика. Учебное пособие. -Уфа: Изд-во Уфимск. нефт. ин-т, 1989. 56 с.
  53. Ю.Д., Коловертнов Г. Ю., Краснов А. Н. Методы и средства измерений. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. — 105 с.
  54. Ю.Д., Кутлуяров Г. Х. Приборы для измерения температуры. Учебное пособие. Уфа: Изд-во Уфимск. нефт. ин-т, 1980. — 72 с.
  55. Ю.Д., Кутлуяров Г. Х. Термостойкая геофизическая аппаратура с преобразователями сопротивления резистивных датчиков. Учебное пособие. Уфа: Изд-во Уфимск. нефт. ин-т, 1986. — 68 с.
  56. Т., Бегг К., Страчан А. Базы данных: проектирование, реализация и сопровождение. Теория и практика, 2-е изд.: Пер. с англ.: Уч. пос. М.: Издательский дом «Вильяме», 2000. — 1120 с.
  57. Л.Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. — 200 с.
  58. A.A., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. -М.: Недра, 1964.-279 с.
  59. В.Е., Сычугов Е. М. Термостабильные тензометрические преобразователи для датчиков давления // Датчики и системы № 11 12. 2000.-с. 25−27.
  60. Маклаков С.В. BPwin и ERwin. CASE-средства разработки информационных систем. М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2000. — 256 с.
  61. С.И., Мамай B.C., Орлов В. А. Контроль глубины скважины при бурении // Приборы и системы управления. 1998. № 2. с. 37 — 40.
  62. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949. — 260 с.
  63. Е.А. О тенденциях развития датчиков специального назначения // Приборы и системы управления. 1990. № 10.-е. 10 12.
  64. В.П. Цифровой акустический термометр // Приборы и системы управления. 1997. № 5. с. 15−17.
  65. В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978, — 448 с.
  66. А. Г. Развитие геофизического приборостроения // Приборы и системы управления. 1986. № 2. с. 10−12.
  67. П.В., Зограф И. А. Оценка погрешностей результатов измерений. Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1985. — 248 с.
  68. В.В. Решение задач аппроксимации с помощью персональных компьютеров. М.: МИКАП, 1994. — 382 с.
  69. Jl.И. Полевые геофизические информационно-измерительные системы со встроенными ЭВМ // Приборы и системы управления. 1987. № 11.-с. 21−23.
  70. Л.И. Проблемы геофизического приборостроения // Приборы и системы управления. 1987. № 11. с. 13 — 15.
  71. А.П., Туз Ю.М., Интеллектуальные измерительные комплексы // Приборы и системы управления. 1989. № 7. с. 19−21.
  72. П.П. Автоматические измерения и приборы. Киев: Вища школа, 1980.-560 с.
  73. Е.П., Тимошенко Н. Н. О системном подходе к решению проблемы обеспечения народного хозяйства датчиками // Приборы и системы управления. 1991. № 2. с. 11 — 12.
  74. Патент РФ № 2 130 194, МКИ G 01 R 35/00. Способ коррекции статических характеристик измерительных преобразователей / Емец C.B. // Опубл. 1999, Б.И. № 13.
  75. А.Н. Глубинные приборы для исследования скважин. М.: Недра, 1980.-224 с.
  76. А.Н. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин, М.: «Недра», 1972. — 230 с.
  77. Л.И., Белоконь Д. В., Козяр В. Ф. Аппаратура и оборудование геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1985. -271 с.
  78. М.А. Биметаллические термометры // Приборы и системы управления. 1997. № 6. с. 23 — 25.
  79. В.И., Первушин В. Е. Практическое руководство по методам вычислений с приложением программ для персональных компьютеров. М.: Высш. шк., 1998. — 383 с.
  80. РД 39 100−91, Методическое руководство по гидродинамическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. -М.: ВНИИнефть, 1991.- 120 с.
  81. Рихтер Д. Windows для профессионалов (программирование в Win32 API для Windows NT 3.5 и Windows 95) / Пер. с англ. М.: Издательский отдел «Русская редакция» ТОО «Channel Trading Ltd.», 1995. -720 е.: ил.
  82. С.А. Электрические измерения физических величин: Методы измерений. JL: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние, 1987. — 320 с.
  83. Справочник по техническим средствам автоматики / Под ред. В. Э. Низе, И. В. Антика. М.: Энергоатомиздат, 1983. — 504 с.
  84. Тензопреобразователь. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВМИУ.408 854.007 ТО. Орёл: Изд-во ЗАО «Орлекс», 1996.- 19 с.
  85. A.M. Электрические измерения неэлектрических величин. -М. Л.: Энергия, 1966. — 690 с.
  86. А.А. Проблемы самоприспосабливающихся (адаптивных) систем // Измерение, контроль, автоматизация. 1989. № 3. с. 14−16.
  87. М.П. Измерительные и информационные системы: Структуры и алгоритмы, системотехническое проектирование: Учебное пособие для вузов. 2-е издание. — М.: Энергоатомиздат, 1985, — 440 с.
  88. И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1948. -280 с.
  89. Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. К.: Госиз-датгехлит УССР, 1961.-275 с.
  90. Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. — 304 с.
  91. Р.Г., Билалов Ф. Р. Применение ЭВМ при проектировании и анализе разработки нефтяных и газовых месторождений. Под ред. Мирзаджанзаде А. Х. Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1984. — 80 с.
  92. В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. — 285 с.
  93. Alexander S., Hugh Е.Н. Radioactivity geophysical prospecting, Pat. USA № 3 016 961, pr. 16.1.62.
  94. Analog Devices, Data Sheet. USA, Analog Devices Inc., 1992 — 1996.
  95. Analog Devices, Design In Reference Manual. — USA, Analog Devices Inc., 1994.
  96. Anderson S.A., Kerbow O.L. Magnetic tape recorders for down-hole data recovery and use with electronic tubing calipers // J. Petrol. Technology.1963. № 15, № 2. pp. 121 122.
  97. Arps G.L. New Log-while drilling method proves practical // Oil and Gas J.1964. № 7. pp. 34−35.
  98. Bennett G. Photoelectric cell for the automatic exploring of curves. Pat. USA № 3 112 422, pr. 26.11.63.
  99. Bennett G.D., Mayes F.M. Apparatus for bore hole drill and logging, Pat. USA № 3 016 963, pr. 16.01.62.
  100. Bluestein I. Understanding Contact Temperature Sensors // Sensors. 1999. vol. 16. № l.pp. 23−24.
  101. Borland Database Engine. Online Reference. USA, Inpise Corp., 2000.
  102. Chaney P.E., Mayes F.M., Bennett G., Jones G.W. New swim logger run through drill pipe // Oil and Gas J. 1959. № 16, pp. 112−113.
  103. Chaney P.E., Mayes F.M., Jones G.W., Bennett G.D. Drill stem logging tool in Successful, World Oil, 1959, № 6. pp. 101 102.
  104. Desmarais R., Breuer J. How to Select and Use Right Temperature Sensor // Sensors. 2001. vol. 18. № 1. pp 31 32.
  105. Eccles L.H. IEEE 1451.2 Engineering Units Conversion Algorithm // Sensors. 1999. vol. 16. № 5. pp. 28 29.
  106. Ersland D.L. A Consistent Mathematical Approach for Multiple Input Calibration // Sensors. 1999. vol. 16. № 5. pp. 30 31.
  107. Grady Booch. Object-Oriented Analysis and Design with Applications. Benjamin/Cummings, Redwood City, CA, 1994. Second Edition.
  108. Hartman K., Schmidt E.D. Pressure Sensor Interchangeability // Sensors. 1999. vol. 16. № l.pp. 26−27.
  109. InterBase 5. Language Reference. USA, InterBase Corp., 2000.
  110. InterBase 5. Operations Guide. USA, InterBase Corp., 2000.
  111. InterBase 5. Programmer’s Guide. USA, InterBase Corp., 2000.
  112. Krasnow S. Method and apparatus for taking physical measurement in bore holes, Pat. USA № 2 421 436, pat. 03.07.1947.
  113. Krasnow S., Curtiss L.F. Methods and apparatus for direct recording of bore hole radioactivity, Pat. USA № 2 409 436, 15.10.1956.
  114. Krysciak T. Low-Temperature Measurement with Thin Film Platinum Resistance Elements // Sensors. 1999. vol. 16. № 1. pp. 32 33.
  115. Lebourg M.P., Tangny D.R. Improved Formation Evaluation with LogTest-Log Technique // J. of Petroleum Technology. 1966. vol. 18. № 11. pp. 130−131.
  116. Makdessian A., Parsons M. DSSP-Based Pressure Sensors // Sensors. 2001. vol. 18. № l.pp. 33 -34.
  117. Martin G.G. Logging while drilling, Pat. USA № 2 941 784, p. 21.06.1960.
  118. Mathews D. Choosing and Using a Temperature Sensor // Sensors. 2000. vol. 17. № l.pp. 28−29.
  119. MAX1478, Reference manual, Maxim Inc, 2000.
  120. Mayes F.M., Weir G.G. Bore hole logging apparatus, Pat. USA № 3 055 404, fil. 10.09.1957, pat. 20.11.62.
  121. Microchip, Embedded control handbook, vol. 1, Microchip Tech. Inc., 1997.
  122. PCF8583, Clock/calendar with 240×8-bit RAM, Data Sheet, Philips, 1997.
  123. Rastegar A.J., Bryzek J. A High-Performance CMOS Processor for Pie-zoresistive Sensors // Sensors. 1997. № 10. pp. 31 32.
  124. Scherbatskay S.A. Recording apparatus for correlating measurements in accordance with depth, Pat. USA № 2 479 518, pat. 16.08.1949.
  125. Sederberg T.W. Techniques for cubic algebraic surfaces // IEEE Computer Graphics and Applications. 1990. № 4. pp. 14 25.
  126. Temperature Sensors, HEL-775 Series. USA, Honeywell Inc., 1998.
  127. Wang T.P., Bedlones D., Allen M.G. Recent Advances In Temperature Sensors. Advances in Instrumentation and Control, vol. 50, part 3, ISA, 1995.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!