Информационно-измерительная система контроля многофазных потоков продукции скважин на основе модифицированного спектрометрического метода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат наук Попова Янина Дмитриевна

• Попова Янина Дмитриевна
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Попова Янина Дмитриевна

Введение

1 Анализ методов и технических средств контроля параметров многофазных потоков продукции скважин

1.1 Оперативный контроль примесей как неотъемлемая часть комплексного мониторинга параметров потоков продукции скважин

1.2 Современные методы и средства контроля параметров потоков продукции скважин

1.2.1 Многофазные расходомеры для контроля параметров газожидкостных потоков

1.2.2 Датчики-сигнализаторы и измерители содержания примесей

1.2.3 Информационно-измерительные системы серии «Поток»

2 Модификация спектрометрического метода измерения количества примесей в потоке продукции скважин

2.1 Специализированная лабораторная установка

2.2 Принципы, положенные в основу построения измерительного преобразователя информационных сигналов каналов регистрации примесей

2.3 Разработка и исследование измерительного преобразователя информационных сигналов каналов регистрации примесей

2.3.1 Оценка границ частотной области преобладающего влияния примесей воды

2.3.2 Оценка границ частотной области преобладающего влияния примесей песка

2.3.3 Исследование измерительных преобразователей информационных сигналов каналов регистрации примесей на специализированных экспериментальных установках

2.4 Климатические исследования измерительных преобразователей

2.4.1 Исследование термостабильности первичных измерительных преобразователей

2.4.2 Исследование термостабильности скважинных измерительных модулей

3 Информационные модели каналов регистрации примесей

3.1 Обобщенные информационные модели каналов регистрации примесей

3.2 Разработка и исследование информационной модели канала регистрации удельного содержания примесей песка

3.3 Разработка и исследование информационной модели канала регистрации удельного содержания примесей воды

4 Информационно-измерительная система контроля параметров многофазных потоков продукции скважин

4.1 Разработка структурных схем ИИС контроля параметров потока продукции скважин

4.2 Основные блоки и устройства ИИС контроля параметров потока продукции скважин

4.3 Программное обеспечение ИИС контроля параметров потока продукции скважин

4.4 Применение ИИС контроля параметров продукции скважин

4.4.1 Структуры ИИС для различных уровней обустройства скважин

4.4.2 Обустройство скважин ИИС контроля параметров продукции

4.5 Основные технические характеристики ИИС

Заключение

Список сокращений

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г. Копии документов о внедрении результатов дисертационной работы

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Информационно-измерительная система контроля многофазных потоков продукции скважин на основе модифицированного спектрометрического метода»

Актуальность темы исследования.

Газовая промышленность является важнейшей отраслью современного топливно-энергетического комплекса России, поскольку на долю природного газа приходится свыше 50% в общей структуре первичных энергоносителей. Колоссальные объёмы разведанных запасов газа, огромный опыт разработки месторождений природных газов [19, 27, 38 и др.], а также накопленные теоретические основы обеспечивают нашей стране уверенное лидерство в мировом экспорте природного газа в европейский и азиатские страны. Так, по данным Международного энергетического агентства экспорт газа из России за 2016 год достиг максимального показателя за весь постсоветский период и составил 30% от общей доли в мировой торговле газом [89]. Согласно прогнозу развития мировой энергетики, опубликованному в традиционном ежегодном обзоре компании British Petroleum в феврале 2018 года, Россия будет оставаться крупнейшим мировым экспортером первичных энергоресурсов до 2040 года [32, 33].

Обеспечение высокопродуктивной и безаварийной добычи газа возможно за счёт внедрения современных методов и средств контроля режимов работы скважин, позволяющих получать достоверную информацию об основных устьевых параметрах: дебита продукции и динамики его изменения, фазового состава, включая примеси воды и песка, давления и температуры. Получение актуальной информации об этих параметрах связано со многими трудностями, обусловленными спецификой эксплуатации месторождений. Так, продукция подавляющего большинства газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающих основной объём добычи газа в России, отличается многофазными (газ + газовый конденсат + примеси воды и песка) высокоскоростными потоками с высокими газовыми факторами. Изучению особенностей многофазных течений посвящено большое количество отечественных и зарубежных трудов. В работах [13, 60, 91, 92, 94, 101-104] представлены результаты комплексного анализа теоретических, лабораторных и промысловых исследований по этой актуальной проблеме. Жидкие примеси в многофазном

потоке продукции могут составлять от десятитысячных до сотых долей от общего объёма смеси при рабочих термобарических условиях, а твёрдые примеси - менее чем миллионные доли. Измерение расхода фаз в таком потоке смеси без предварительной сепарации является сложной научно-технической задачей, для решения которой необходимы специальные технические средства комплексного контроля параметров потока продукции - многофазные расходомеры. Следует учитывать и то, что основной объём газодобычи в России приходится на долю малообустроенных месторождений Крайнего Севера со сложными природно-климатическими и геолого-техническими условиями. Поэтому используемые средства измерения должны отличаться высокой надежностью работы в широком динамическом диапазоне температур и возможностью автономной работы на неэлектрифицирован-ных скважинах.

Решением проблемы оперативного контроля расходных параметров потока в настоящее время занимается достаточно большое количество отечественных и зарубежных фирм. В источниках [9, 15, 21, 61] приводится обзор и анализ основных методов измерения многофазных потоков, сформулированы основные проблемы, возникающие при их эксплуатации.

Большинство современных средств контроля параметров продукции газовых скважин (классические сепарационные установки, компактные передвижные замерные установки и многофазные расходомеры) имеют ряд существенных недостатков: большие габариты и масса, необходимость в питании напряжением 220 В, относительно высокая потребляемая мощность, низкая надежность в реальных условиях промысловых потоков скважин и др. [1]. Кроме того, большинство зарубежных многофазных измерителей имеют высокую стоимость, и их применение для случая массовой установки на каждую скважину является экономически неоправданным [98].

Особо следует подчеркнуть, что наряду с контролем дебита основной продукции необходимым условием при выборе режима работы скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях, является контроль примесей воды и песка. С одной

стороны, выбранный режим работы должен обеспечивать дебит скважины, достаточный для выноса примесей воды и песка с забоя с целью недопущения образования водо-песчаных пробок. С другой стороны, дебит скважины не должен превышать предельных значений, приводящих к лавинообразному выносу воды и песка и созданию аварийных ситуаций. Для этих целей на мировом рынке предложены различные датчики-сигнализаторы примесей песка и воды, однако большинство из них могут использоваться только как индикаторы наличия примесей и не подходят для целей технологического контроля режимов работы скважин.

В связи с этим значительный практический интерес для измерения расхода фаз многофазного потока, включая расход примесей песка и воды, представляет спектрометрический метод, областью эффективной работы которого являются именно потоки с высокими газовыми факторами [7, 8, 40]. Под этим названием подразумевается группа методов, основанная на анализе частотных характеристик пульсаций давления, возникающих при движении многофазного потока через специальное сужающее устройство и регистрируемых оригинальным измерительным преобразователем. Анализ спектра турбулентных пульсаций давления в звуковом низкочастотном диапазоне позволяет определять расходные характеристики среды с разделением по фазам. Анализ спектра ударного воздействия примесей воды и песка в ультразвуковом диапазоне частот позволяет раздельно контролировать вынос этих примесей.

Степень разработанности темы исследования. В работе отмечен и проанализирован вклад учёных, работы которых связаны с темой диссертации:

- Мелик-Шахназарова А.М., Алиева Т.М., Тер-Хачатурова А.А., Моисе-енко А.С., Коловертнова Ю.Д. в области информационно-измерительных систем нефтегазовой отрасли;

- Браго Е.Н., Ермолкина О.В., Москалева И.Н. в области расходометрии многофазных потоков продукции скважин.

Целью диссертационной работы является модификация спектрометрического метода измерения расхода фаз многофазных потоков путём расширения его функциональных возможностей при контроле содержания примесей воды и песка

в продукции газовых и газоконденсатных скважин и создание на этой основе новой информационно-измерительной системы (ИИС).

Достижение этой цели предполагает решение следующих задач.

1. Анализ существующих методов и средств контроля расходных параметров сложных многофазных потоков продукции скважин и исследование возможности их применения при измерении расхода фаз потоков с высокими газовыми факторами, включая контроль примесей воды и песка.

2. Модификация спектрометрического метода измерения расхода фаз, его совершенствование и исследование возможности применения для количественной оценки примесей воды и песка в продукции скважин.

3. Разработка измерительного преобразователя информационных сигналов каналов регистрации примесей; исследование измерительного преобразователя на специализированной экспериментальной установке, создающей водо- и песко-воз-душные потоки.

4. Разработка новой методики и проведение климатических испытаний с целью проверки воспроизводимости выходных сигналов измерительных преобразователей при эксплуатации в экстремальных температурных условиях.

5. Разработка и исследование информационных моделей, функционально связывающих количество примесей песка и воды в многофазном потоке смеси с выходными сигналами разработанного оригинального измерительного преобразователя.

6. Обоснование структурной схемы и создание новой ИИС контроля многофазных потоков продукции скважин, включая контроль примесей воды и песка; разработка структурных схем ИИС контроля режима работы скважин, отвечающих различным технологическим схемам обустройства и эксплуатации месторождений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработан новый измерительный преобразователь информационных сигналов каналов регистрации примесей, который позволяет получать информацию о содержании примесей воды на основе вычисления среднеквадратического значения сигнала, вызванного ударным воздействием капель, а информацию о содержании

примесей песка на основе формирования последовательности из пачек импульсов, в которых количество импульсов зависит от интенсивности ударного воздействия песчинок.

2. На основе проведения и обработки результатов экспериментальных исследований определены информативные частотные полосы каналов регистрации примесей песка и воды измерительного преобразователя с использованием приёмов двух-факторного дисперсионного анализа.

3. Разработана новая методика проведения климатических испытаний, базирующаяся на статистически обоснованном анализе экспериментальных данных значительного объема, и проведены исследования термостабильности измерительного преобразователя в широком температурном диапазоне (от -50о С до +50о С), отвечающем реальным жёстким климатическим условиям эксплуатации.

4. Исследованы зависимости выходных сигналов информационных каналов измерительного преобразователя от расхода газа и примесей в потоке смеси, и с использованием приемов регрессионного анализа обоснованы новые и удобные для практического применения информационные модели, функционально связывающие количество примесей песка и воды в потоке продукции со значениями выходных сигналов предложенного измерительного преобразователя; адекватность полученных моделей подтверждена в ходе лабораторных исследований и обработки большого объёма экспериментальных данных.

5. В результате проведённых исследований модифицирован спектрометрический метод измерения расхода фаз многофазных потоков, что позволило расширить его функциональные возможности при контроле примесей воды и песка.

6. Разработаны структурные схемы ИИС контроля многофазных потоков продукции скважин и основного измерительного модуля ИИС, включающего предложенный измерительный преобразователь информационных сигналов каналов регистрации примесей; обоснованы структурные схемы ИИС контроля режима работы скважин, отвечающих различным технологическим схемам обустройства и эксплуатации месторождений.

Практическая значимость работы. Модифицированный спектрометрический метод, измерительный преобразователь каналов регистрации примесей и новые информационные модели для количественной оценки примесей использованы при создании ИИС контроля режима работы скважин нового поколения «Поток-6», отличающейся эффективностью работы при измерении расхода фаз потоков с высокими газовыми факторами. Существенным достоинством ИИС является возможность количественной оценки содержания примесей воды и песка в многофазном потоке смеси, а также её низкое энергопотребление (менее 1 Вт), что открывает перспективы её длительной эксплуатации на неэлектрифицированных скважинах в автономном режиме с батарейным питанием.

Разработанная ИИС доведена до серийного производства и внедрена на трёх скважинах Кшукского газоконденсатного месторождения и на шести скважинах Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. ИИС сертифицирована для серийного выпуска по утвержденным техническим условиям в соответствии с требованиями Таможенного Союза для работы на взрывоопасных объектах.

Полученные унифицированные информационные модели удельного содержания примесей, содержащие всего один градуировочный коэффициент, удобны для практического применения, так как существенно упрощают процедуру градуировки датчика по месту эксплуатации.

Разработанный измерительный преобразователь информационных сигналов каналов регистрации примесей воды и песка реализован в устройстве для контроля расхода компонентов продукции скважин, оригинальность которого подтверждена патентом РФ №2654099 от 16.05.2018.

Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс на кафедре Информационно-измерительных систем РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и используются при подготовке магистров направлений «Нефтегазовое дело», «Приборостроение» и «Управление в технических системах», а также в Центре инновационных компетенций РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

при повышении квалификации руководителей и специалистов топливно-энергетического комплекса по программе «Информационные технологии измерения и контроля в нефтегазовом комплексе».

Результаты диссертационной работы использовались в НИР по темам: «Анализ результатов специальных исследований модульных устройств и информационно-измерительных систем серии «Поток» (№ 525-01-14/102-15); «Анализ результатов специальных промысловых исследований информационно-измерительных систем серии «Поток» (№ 525-01-15/102-16, проведённые в 2016-2018 гг.).

Методология и методы исследования. Для решения поставленных задач проведен большой объём экспериментальных исследований на специализированной лабораторной установке, позволяющей моделировать водо-воздушные и песко-воздушные потоки с различными регулируемыми соотношениями воздуха и примесей. В работе широко использовались методы математической статистики; методы планирования, проведения и анализа факторных экспериментов; приёмы регрессионного анализа. Статистический анализ данных выполнялся на ЭВМ с использованием пакетов прикладных программ.

Положения, выносимые на защиту:

1 Модифицированный спектрометрический метод измерения расхода фаз многофазных потоков, позволяющий количественно оценивать содержание примесей воды и песка в продукции газовых и газоконденсатных скважин в широких динамических диапазонах водосодержаний и содержаний песка, отвечающих реальным условиям эксплуатации.

2 Термостабильный измерительный преобразователь, обоснованные информативные частотные полосы измерительных каналов и унифицированные информационные модели, позволившие повысить точность контроля примесей с индикаторного режима до количественного учёта с приведёнными среднеквадратическими погрешностями (2 - 4) % по песку и (4 - 7) % по воде.

3 Структурные схемы ИИС контроля многофазных потоков продукции скважин и основного измерительного модуля ИИС, включающего предложенный изме-

рительный преобразователь информационных сигналов каналов регистрации примесей, а также структурные схемы ИИС контроля режима работы скважин, отвечающих различным технологическим схемам обустройства и эксплуатации месторождений.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность выводов диссертационной работы подтверждается результатами большого объёма экспериментальных исследований, выполненных с применением современных методов статистического анализа и теории планирования эксперимента; выполненной проверкой адекватности и пригодности разработанных информационных моделей удельного содержания примесей песка и воды; применением средств математического моделирования на ЭВМ с использованием пакета прикладных программ МаНаЬ, а также использованием программного пакета 31а1!81:1са для статистического и графического анализа данных.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на 7 международных и всероссийских конференциях:

- Международные молодёжные научные конференции: 67-я конференция «Нефть и газ - 2013», Москва, 9-12 апреля 2013 г.; 71-я конференция «Нефть и газ - 2017», Москва, 18-20 апреля 2017 г.;

- Всероссийские научно-технические конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России»: X конференция, Москва, 10-12 февраля 2014 г.; XI конференция, Москва, 8-10 февраля 2016 г.; XII конференция, Москва, 12-14 февраля 2018 г.;

- Всероссийские конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности»: X конференция, Москва, 8-11 октября 2013г.; XII конференция, Москва, 24-27 октября 2017 г.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе: в 6-ти статьях в рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК при Минобрнауки России; в 8 тезисах и материалах международных и всероссийских конференций; получен 1 патент РФ на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 112 наименований и 4 приложений. Работа изложена на 132 страницах основного текста и 18 страницах приложений. Основной текст работы содержит 73 рисунка и 34 таблицы.

1 Анализ методов и технических средств контроля параметров многофазных потоков продукции скважин

1.1 Оперативный контроль примесей как неотъемлемая часть комплексного мониторинга параметров потоков продукции

скважин

Значительная часть общей добычи природного газа в России осуществляется в Надым-Пур-Тазовском регионе Ямало-Ненецкого автономного округа. Так, по данным Минприроды России в 2015 году три месторождения этого района - Заполярное, Уренгойское и Ямбургское - обеспечили около 80% добычи природного газа в стране [89].

В связи с тем, что основной объём газодобычи в России приходится на месторождения Крайнего Севера со сложными природно-климатическими и геолого-техническими условиями, газодобывающая отрасль сталкивается с рядом трудностей, особенно при управлении процессом разработки месторождений и режимами эксплуатации скважин. Для эффективного управления режимами работы скважины, позволяющего обеспечить высокопродуктивную и безаварийную добычу, необходимо иметь достоверную и оперативную информацию об основных параметрах её работы, таких как устьевое давление, дебит газа и динамика его изменения, фазовый состав добываемой продукции, температура потока.

Продукция газовых скважин представляет собой многофазный поток со сложной и изменяющейся структурой, в которой помимо газовой фазы наблюдается присутствие жидких (воды) и твёрдых (песка) примесей различной природы [19, 28, 52]. Причём соотношение фаз в потоке существенно изменяется в зависимости от типа скважины и периода её эксплуатации, т.к. на поздних стадиях экс-

плуатации скважин наблюдается увеличение выноса жидких и механических примесей.

Измерение количества жидких и твёрдых включений занимает особое место в проблеме оперативного контроля параметров потоков продукции газовых скважин. Непрерывный мониторинг содержания примесей крайне важен для выбора, с одной стороны, безаварийного режима их эксплуатации, особенно в условиях начавшихся процессов обводнения и разрушения призабойной зоны пласта, с другой стороны, режима, обеспечивающего наиболее высокую степень извлечения углеводородов из недр.

Результаты многочисленных исследований скважин с содержанием примесей песка подтверждают нелинейный характер зависимости выноса песка от дебита газа. Для каждой скважины существует некоторое критическое значение дебита основной продукции, превышение которого даже на небольшую величину может привести к процессу лавинообразного выноса песка, что может спровоцировать разрушение скважинного оборудования. Поэтому необходимо выбрать такой режим, при котором не будет возникать аварийных ситуаций. В то же время низкие скорости потока не способны обеспечить вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Происходит их скапливание в стволе скважины и образование водо-пес-чаных пробок, существенно влияющих на технологический режим эксплуатации скважины вплоть до её остановки.

Обобщая вышесказанное, можно отметить, что контроль выноса жидкости и песка, проводимый в реальном масштабе времени, позволяет по-новому подойти к решению проблемы разработки газовых месторождений и оптимизации процесса добычи. Для выбора режима эксплуатации скважины важна информация не только о количестве примесей в потоке продукции, но и информация о том, какому дебиту основной продукции он соответствует. Поэтому задача оперативного контроля примесей является неотъемлемой частью комплексного мониторинга целого ряда параметров потоков продукции газовых скважин, таких как дебит газа, давление в трубопроводе и температура контролируемого потока.

1.2 Современные методы и средства контроля параметров потоков

продукции скважин

В настоящее время существует большое многообразие различных методов и средств измерения многофазных потоков. Анализ некоторых из них, проведённый в работах [3, 9, 54, 55, 61, 108], показал, что по различным причинам большинство расходомеров не могут применяться в качестве средств оперативного контроля параметров потоков продукции газовых скважин. Как правило, эти измерители или слишком громоздки и дороги, или они технически несовершенны. Поэтому задача создания компактных и надёжных расходомеров, позволяющих измерять в реальном масштабе времени не только дебит основной продукции, но и содержание примесей в потоке, до сих пор остается актуальной. Кроме того, особые сложности возникают при измерении высокоскоростных потоков с высокими газовыми факторами (объёмное содержание жидкой фазы не превышает сотых долей процента от общего объёма смеси при рабочих термобарических условиях, а твёрдых примесей - миллионных долей), характерных для подавляющего большинства скважин месторождений северных регионов России.

В таких условиях традиционные средства измерения (расходомеры переменного перепада давления, вихревые, турбинные и т.п.) оказываются малоинформативными [9].

К основным методам измерения расходных параметров многофазных потоков продукции скважин можно отнести следующие:

1) Сепарационные методы

Одним из самых распространенных методов оценки дебита продукции эксплуатационных газовых скважин является проведение газодинамических исследований (ГДИ) с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) и сепарационной установки. ГДИ проводятся согласно отраслевому Руководству [46, 90]. В источниках [40, 59, 97] подробно изложена методика проведения ГДИ, приведены результаты проведенных газодинамических исследований на

Уренгойском НГКМ. При проведении ГДИ образующиеся после использования сепаратора однофазные потоки измеряются с помощью типовых промышленных однофазных расходомеров. После отработки каждого режима измерения необходимо производить очистку сепаратора.

ГДИ обладают рядом существенных недостатков. Так, исследования показали, что оценки дебита скважины, полученные по графику зависимости дебита пластового газа от давления на устье, могут значительно отличаться от фактических показателей, особенно на обводняющихся скважинах. Высокая погрешность оценки количества механических примесей объясняется низким качеством сепарации и возможными образованиями застоев в изгибах трубопроводов. При проведении ГДИ скважины, не подключенной к газосборному пункту, работы выполняются с выпуском газа в атмосферу, что способствует ухудшению экологической обстановки в регионе. Исследования проводятся достаточно редко (не чаще 1-2 раз в год), а их продолжительность может достигать как нескольких часов, так и целых суток, поэтому оперативной полученную информацию назвать нельзя.

Таким образом, можно сделать вывод о низкой эффективности применения комплекса ГДИ для целей оперативного контроля параметров потока продукции газовых скважин.

Примером использования метода сепарации потока при контроле параметров продукции эксплуатационных скважин являются коллекторы «Надым» ООО «Тю-менНИИгипрогаз», предназначенные для проведения комплекса ГДИ газовых скважин без выпуска газа в атмосферу (Коллекторы «Надым-2.2М») и с выпуском газа в атмосферу (Коллекторы «Надым-1.2Мм) [88]. Коллекторы типа «Надым» имеют сертификат соответствия Таможенного союза и предназначены для контроля эксплуатационных характеристик скважин и измерения количественного содержания механических и жидких примесей в газовом потоке, а также расхода сухого газа. Установки состоят из следующих основных функциональных элементов: сепаратора, очищающего продукцию от механических примесей и жидкости и состоящего из блоков первой и второй ступени сепарации; расходомера и ёмкостей

для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. Эксплуатация таких коллекторов предполагает установку специальных крупногабаритных блок-боксов с электрообогревом, вентиляцией и сигнализацией загазованности (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Внешний вид коллектора «Надым-2.2М» в блок-боксе

Габаритные размеры «Надым-2.2М» в блок-боксе составляют 5620х2400х 2795 мм, а масса - 4800 кг. Кроме того к существенным недостаткам коллекторов можно отнести: необходимость присутствия на исследуемом месторождении обслуживающего персонала, выполнение большого объёма работ в промысловых условиях и невозможность их использования в системах автоматизированного оперативного контроля режима эксплуатации скважин.

2) Измерение расхода фаз многофазными расходомерами

Наиболее привлекательными для решения задачи оперативного контроля параметров потоков продукции газовых скважин представляются новые технические решения и средства измерения - многофазные расходомеры. Многофазные измерители, которые развивались и совершенствовались в течение последних двадцати лет, в настоящее время являются очень перспективным направлением приборостроения. Безусловно, многофазные измерительные приборы имеют ряд преимуществ перед традиционным сепаратором. Они позволяют существенно сократить

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Попова Янина Дмитриевна, 2019 год

Список литературы

1. Абрамович, Г. Н. О влиянии примеси твердых частиц или капель на структуру турбулентной газовой струи // Изв. АН СССР. - 1970. - Т. 190. №№5. - С. 1052-1055.

2. Бакуменко, А. В. Варианты технического облика микроволнового расходомера для ГК и НГК месторождений и ПХГ / А. В. Бакуменко [ и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2015. - №9. - С. 8-17.

3. Бакуменко, А. В. Принципы построения расходомеров «газ-жидкость» для ГК и НГК месторождений и ПХГ / А. В. Бакуменко [ и др.] // Средства измерения автоматизации, телемеханизации и связи. - 2015. - №8. - С. 22-31.

4. Балавин, М. А. Акустический датчик-сигнализатор ДСП-А / М. А. Балавин [и др.] // Газовая промышленность. - 2007. - №1. - С. 83-84.

5. Браго, Е. Н. Автоматизированный контроль режимов работы скважины / Е.Н. Браго [ и др.] // Газовая промышленность. - 1995. - №12. - С. 36-40.

6. Браго, Е. Н. Инновационные технологии контроля режима работы скважин с использованием ИИС «Поток» / Е. Н. Браго [ и др.] // Газовая промышленность. -2008. - №8. - С. 29-34.

7. Браго, Е. Н. Новые технологии и информационно-измерительные системы контроля нефтегазодобычи / Е. Н. Браго, О. В. Ермолкин, М. А. Гавшин // Труды РГУ нефти и газа им Губкина - 2009. - №1. - С. 92-104.

8. Браго, Е. Н. Особенности применения флуктуационного метода измерения дебита газлифтных скважин / Е. Н. Браго, А. В. Царев, О. В. Ермолкин // Труды РГУ нефти и газа им Губкина - 1987. - №1.

9. Браго, Е. Н. Оценка информационных свойств современных систем измерения дебита газовых и газоконденсатных скважин / Е. Н. Браго, О. В. Ермолкин // Газовая промышленность. - 2013. - №5. - С. 82-85.

10. Браго, Е. Н. Совершенствование информационно-измерительных технологий в нефтегазодобыче / Е. Н. Браго [ и др.] // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 2012. - №3. - С. 24-42.

11. Пат. 1060791 Российская Федерация, МПК E21B 47/00. Способ определения

дебита скважин / Браго Е. Н., Ермолкин О.В., Коротков М.К., Кузнецов Ю.В., Царев А.В., заявитель и патентообладатель: Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина и Браго Евгений Николаевич. — №2 3366265; заявл. 08.12.1981; опубл. 15.12.1983.

12. Пат. 2105145 Российская Федерация, МПК Е21В 47/10. Способ измерения расхода фаз газожидкостного потока / Браго Е. Н., Ермолкин О. В., Карташов В.Ю.; заявитель и патентообладатель: Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина и Браго Евгений Николаевич. — №96114284/03; заявл. 17.07.1996; опубл. 20.02.1998.

13. Брилл, Дж. П. Многофазный поток в скважинах. Пер. с англ. Ю. В. Русских / Дж. П. Брилл, Х. Мукереджи - Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.

14. Вакулин, А. А. К вопросу импортозамещения в нефтегазовом приборостроении / А. А. Вакулин, Е. В. Голубев, Ал. А. Вакулин // Нефтегазовое дело - 2015, т.3. - №4. - С. 208-213.

15. Вакулин, А. А. Проблемы измерения расхода и количества многофазных потоков / А. А. Вакулин [ и др.] // Нефтепромысловое оборудование - 2015. - №5. -С. 96-99.

16. Великанов, Д. Н. Контроль содержания капельной жидкости в составе продукции эксплуатационных скважин/ Д. Н. Великанов, И. Ю. Храбров, Я. Д. Зыкова // Труды РГУ нефти и газа им Губкина - 2013. - №3. - С. 78-90.

17. Великанов, Д. Н. Разработка информационно-измерительной системы контроля параметров газодобывающих скважин : дис. ... канд. техн. наук : 05.11.16 / Великанов Дмитрий Николаевич. - М., 2002. - с. 161.

18. Верхушин, И. А. Моделирование взаимодействия рентгеновского излучения со средой для задачи многофазной расходометрии в случае высокого газового фактора / И. А. Верхушин [ и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2016. - №6. - С. 7-14.

19. Вихряев, Р. И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р. И. Вяхирев, А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

20. Волынский, И. А. Измерения расхода фаз многофазного газожидкостного потока. / И. А. Вышиванный, А. Г. Кокуев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. - №8. - С. 22-25.

21. Вьег, Винсент. Рост в использовании многофазных измерителей и ключевые проблемы, которые они помогают решать / Винсент Вьег // ROGTEC. TMG The Media Group. - 2015. - №21. - С. 94-100.

22. Вышиванный, И. Г. Результаты разработки и испытаний трехкомпонентного расходомера для газоконденсатных месторождений. / И. Г. Вышиванный [ и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. -№6. - С. 4-13.

23. Генри, Манус. Измерение расхода многофазного потока при добыче нефти и газа с использованием нового типа измерительной установки на базе кориолисо-вого расходомера. / М. Генри [ и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №23. - С. 105107.

24. Генри, Манус. Измерение расхода трехфазного потока на основе кориолисо-вого расходомера при добыче нефти и газа. / М. Генри [ и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. - №3. - С. 19-24.

25. ГОСТ 8.586.1-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М. : Стандартинформ, 2007. - 42 с.

26. ГОСТ 8.586.3-2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 3. Сопла и сопла Вентури. Технические требования. - М. : Стандартинформ, 2007. - 27 с.

27. Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин. / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов. - М. : Наука, 1995. - 523 с.

28. Гужов, А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. / А. И. Гужов - М. : Недра, 1973. - 280 с.

29. Гусейнзаде, М. А. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности / М. А. Гусейнзаде, Э. В. Калинина, М. Б. Добкина. - М. : Недра,

1979. - 340 с.

30. Дейк, Л. П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Л. П. Дейк. - М. : ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 570 с.

31. Диденко, В. Г. Система регистрации выноса песка из газовых скважин / В. Г. Диденко, С. А. Ежов. В. М. Карюк // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - №3. - С. 79.

32. Ежегодный обзор «BP Energy Outlook-2018» [Электронный ресурс]. - BP Energy Economics, 20 февраля 2018 г. - Режим доступа: https://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/energy-economics/energy-outlook/bp-energy-outlook-2018.pdf.

33. Ежегодный обзор «BP Energy Outlook-2018. Country and regional insights -Russia» [Электронный ресурс]. - BP Energy Economics, 2018 г. - Режим доступа: https://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/energy-economics/energy-out-look/bp-energy-outlook-2018-country-insight-russia.pdf.

34. Ермолкин, О. В. Информационно-измерительная система оперативного контроля многофазных потоков продукции скважин / О. В. Ермолкин, М. А. Гавшин, Я. Д. Попова, А. Н. Лотош // Приборы. - 2018. - №7. - С. 13-20.

35. Ермолкин, О. В. Исследование и разработка флуктуационного метода измерения расхода газожидкостных потоков и информационных измерительных систем определения дебита газлифтных скважин: дис. ... канд. техн. наук: 05.11.16 / Ермолкин Олег Викторович. - М., 1984. - с. 183.

36. Ермолкин, О. В. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин / О. В. Ермолкин, Д. Н. Великанов, М. А. Гавшин, Я. Д. Попова // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2017. - №4. - С. 12-20.

37. Ермолкин, О. В. Контроль параметров сложных потоков продукции эксплуатационных скважин измерительной системой «Поток» нового поколения / О. В. Ер-молкин, Д. Н. Великанов, Я. Д. Попова, И. Ю. Храбров // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2018. - №3/288. - С. 195-207.

38. Ермолкин, О. В. Контроль работы газовых и газоконденсатных / О. В. Ермол-кин, Д. Н. Великанов, И. Ю. Храбров // Деловой журнал Neftegaz.ru. - 2016. - №1.

- С. 26-33.

39. Ермолкин, О. В. Разработка и исследование измерительного преобразователя пульсаций давления для решения задач измерения расхода / О. В. Ермолкин [ и др.] // Труды нефти и газа. - 2011. - №3. - С. 112-126.

40. Ермолкин, О. В. Разработка и исследование спектрометрического метода и информационно-вычислительных систем измерения расхода многофазных потоков: дис. ... д-ра техн. наук: 05.11.16 / Ермолкин Олег Викторович. - М., 1998. - с. 295.

41. Ермолкин, О. В. Разработка и исследование электронных преобразователей каналов регистрации примесей в потоке продукции газовых и газоконденсатных скважин / О. В. Ермолкин, Я. Д. Попова, А. В. Горохов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2018. - №3. - С. 18-23.

42. Ермолкин, О. В. Системы оперативного контроля производительности нефтегазовых скважин / О. В. Ермолкин, М. А. Гавшин, Е. Андреев // Нефтегазовая промышленность. - 2001. - №2. - С. 44-49.

43. Ермолкин, О. В. Современные информационно-измерительные технологии контроля продукции газовых и газоконденсатных скважин / О. В. Ермолкин, И. Ю. Храбров, Д. Н. Великанов // Территория нефтегаз. - 2015. - №3. - С. 53-61.

44. Завьялов, С. В. Телеметрический мониторинг режимов эксплуатации скважин Харвутинской площади ЯНГКМ в условиях выноса песка и жидкости с использованием датчиков-сигнализаторов ДСП-А / С. В. Завьялов [ и др. ] // Газовая промышленность. - 2017. - №1. - С. 74-85.

45. Закс, Л. Статистическое оценивание. Пер. с нем. В. Н. Варыгина. / Под ред. Ю. П. Адлера, В. Г. Горского. - М. : Статистика, 1976. - 598 с.

46. Зотов, Г. А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. / Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. - М. : Недра, 1980. - 301 с.

47. Идельчик, И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. М. О. Штейнберга. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Машиностроение, 1992. - 672с.

48. Карюк, В. М. Экспериментальное определение методической погрешности

измерения температуры газового потока в стальной трубе с помощью накладных датчиков температуры / В. М. Карюк, А. В. Мальков, В. Н. Бойко, А. С. Суродеев // Экспозиция Нефть Газ. - 2017. - №5 (58). - С. 102-104.

49. Кокуев, А. Г. Устройство для измерения расхода многофазного потока / А. Г. Кокуев, А. В. Сорин // Вестник Астраханского государственного технического университета. Серия: управление, вычислительная техника и информатика. - 2015. -№1. - С. 7-14.

50. Колмаков, А. В. Применение мобильного беспроводного измерительного комплекса для регистрации выноса песка из газопромысловых скважин / А. В. Кол-маков, В. П. Устинов, С. С. Савастюк, В. М. Карюк, И. В. Морозов // Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - №1 (47). - С. 66-69.

51. Контроль выноса твердых фракций из газовых скважин // ТехСовет. Путеводитель по эффективным техническим решениям. - 2016. - № 5(47). - С. 66-69.

52. Коротаев, Ю. П. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2 т. / Под ред. Ю. П. Коротаева, Р. Д. Маргулова -М. : Недра, 1984. - 360 с. - 1 т.

53. Костиков, С. Л. Применение датчиков-сигнализаторов выноса песка и капельной влаги для мониторинга режимов работы скважин подземных хранилищ газа / С. Л. Костиков, К. В. Парфенов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2016. - №2. - С. 190-210.

54. Кремлевский, П. П. Расходомеры и счетчики количества веществ : Справочник / П. П. Кремлевский. - 5-е изд., перераб. и доп. - СПб. : Политехника, 2002. -409 с.

55. Кремлевский, П. П. Измерение расходов многофазных потоков / П. П. Кремлевский. - Л. : Машиностроение, 1982. - 214 с.

56. Кучеров, Г. Г. Современные технологии комплексного контроля расходных параметров продукции скважин / Г. Г. Кучеров [ и др. ] // Территория нефтегаз. -2006. - №3. - С. 30-34.

57. Ланчаков, Г. А. Многопараметрический контроль многофазных потоков на

устье скважин / Г. А. Ланчаков [ и др.] // Научно-технический сборник Вести газовой науки - 2011. - №2(7). - С. 39-51.

58. Ланчаков, Г. А. Оперативный контроль дебита газоконденсатных скважин информационно-измерительными системами «Поток-5». / Г. А. Ланчаков [ и др. ] // Газовая промышленность. - 2009. - №9. - С. 45-51.

59. Малышев, С. Л. Контроль и воспроизведение двухфазного потока на эталоне массового расхода газожидкостных смесей : дис. ... канд. техн. наук : 05.11.13 / Малышев Сергей Львович. - Казань, 2017. - с. 139.

60. Мамаев, В. А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О. В. Клапчук. - М. : Недра, 1978. - 270 с.

61. Мансуров, А.А. Расходометрия многофазных потоков. Недостатки и тенденции развития / А. А. Мансуров, А. Г. Кокуев // Естественные и технические науки. - 2014. - №2. - С. 88-82.

62. Материалы V общероссийской научно-практической конференции по расхо-дометрии / ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика». - Москва : ВНИИОЭНГ, 2009. -143с.

63. Михеев, В. А. Бессепарационный многофазный расходомер как «подрывная» инновация в нефтегазовой отрасли и проблемы ее продвижения / В. А. Михеев, А. А. Вакулин, Е. М. Черкашев // Наука и бизнес: Пути развития. - 2017. - №3. - С. 513.

64. Москалев, И. Н. Измерительная секция расходомера для определения ВГФ и КГФ в газоконденсатных потоках. / И.Н. Москалев [ и др. ] // Газовая промышленность. - 2005. - №2. - С. 59-62.

65. Москалев, И. Н. Методы измерения скорости и плотности газоконденсатного потока при покомпонентном определении расходов расходомером РГЖ-001-02. / И. Н. Москалев [ и др. ] // Средства измерения, автоматизации, телемеханизации и связи. - 2011. - №3. - С. 2-12.

66. Москалев, И. Н. Микроволновые методы оперативного анализа природного газа и конденсата: в 3 т. / И. Н. Москалев, В. Е. Костюков. - Саров: ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ», 2013. С. 420. - 1 т.

67. Москалев, И. Н. Физические принципы работы измерительной секции сква-жинного расходомера. / И. Н. Москалев, В. Е. Костюков, И. Г. Вышиванный // Газовая промышленность. - 2004. - №2. - С. 73-75.

68. Назаров, С. И. Индикатор наличия песка в промысловых трубопроводах действующих ПХГ. / С. И. Назаров, Г. И. Солдаткин, С. П. Сибирев // Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ. - 1981. - Вып. 12. - С. 18-22.

69. Назаров, С. И. Система индикации твердых механических примесей / С. И. Назаров, З. Н. Лаготский, Г. И. Облеков // Газовая промышленность. - 1990. - №6.

- С. 30.

70. Назаров, С.И. Техника и технология контроля содержания пластового песка в потоке природного газа: сб. докл. междунар. конф. по подземному хранению газа. / С. И. Назаров, А. П. Сидоров. М., 1996. - С. 75-79.

71. Анализ работы многофазных расходомеров различных типов на скважинах и кустовых установках и оценка их применимости в ОАО «Газпром» : отчет о НИР / рук. Новопашин В. Ф. ; исполн.: Филиппова Ю. А. [ и др. ]. - Тюмень : ООО Тю-менНИИгипрогаз, 2010. - 169 с.

72. Новопашин, В. Ф. Испытания расходомера РГЖ-001-01 на скважине заполярного НГКМ / В.Ф. Новопашин [ и др.] // Газовая промышленность. - 2011. - №6. -С. 36-39.

73. Новопашин, В. Ф. Многофазные расходомеры для газоконденсатных скважин: состояние, проблемы, перспективы совершенствования (Часть 3) / В.Ф. Новопашин [ и др.] // Научная дискуссия: вопросы технических наук. № 2-3 (24): сборник статей по материалам ХХХ1-ХХХ11 международной заочной научно-практической конференции. — М., Изд. «Международный центр науки и образования», 2015

- С. 67-78.

74. Плотников, В. М. Приборы и средства учёта природного газа и конденсата / В.М. Плотников, В.А. Подрешетников, Л.Н. Тетеревятников - Л. : Недра, 1989. -238 с.

Экспозиция Нефть Газ. - 2017. - №2. - С. 130-132.

76. Попова, Я. Д. Определение количества примесей в потоке продукции газовых и газоконденсатных скважин / Я. Д. Попова, О. В. Ермолкин // Нефть и газ 2017. Сборник трудов 71-ой Международной молодежной научной конференции. 2017. С. 283-292.

77. Попова, Я. Д. Разработка и исследование информационных моделей расхода примесей в потоке продукции газовых и газоконденсатных скважин / Я.Д. Попова // Нефть, газ, бизнес. - 2017. - №11. - С. 9-16.

78. Рымаренко, К. В. Многофазная расходометрия: принципы работы и опыт применения принципы работы и опыт применения на примере технологии Vx на примере технологии Vx / К.В. Рымаренко // Техника и технологии. - 2011. - № февраль. - С. 28-35.

79. Сайт компании «AGAR Corporation»: MPFM серии 50. Многофазный расходомер (нефть/вода/газ) [Электронный ресурс]. - AGAR Corporation, 2011. Режим доступа : http://www.agar.ru/technology/mpfm.php - Загл. с экрана.

80. Сайт компании «ClampOn»: ClampOn. Ultrasonic Intelligent Sensors. Наша продукция [Электронный ресурс]. - ClampOn AS, 2016. Режим доступа : http://www.clampon.com/russian/ , свободный. - Загл. с экрана.

81. Сайт компании «ClampOn»: Интеллектуальные Ультразвуковые Датчики. Датчик контроля выноса песка ClampOn SandQ® [Электронный ресурс]. - ClampOn AS, 2016. Режим доступа : http://www.clampon.com/wp-content/uploads/2016/05/ClampOn-SandQ_Russian_April-2016.pdf , свободный. -Загл. с экрана.

82. Сайт компании «Schlumberger»: Vx Multiphase Well Testing Technology [Электронный ресурс]. - Schlumberger Limited, 2016. Режим доступа : http://www.slb.com/services/characterization/testing/multiphase/vx_technology.aspx, свободный. - Загл. с экрана.

83. Сайт компании «Schlumberger»: Многофазный расходомер PhaseTester [Электронный ресурс]. - Schlumberger, 2009. Режим доступа : https://www.slb.com/~/media/Files/testing/product_sheets/multiphase/phasetester_ps_ru

s.pdf, свободный. - Загл. с экрана.

84. Сайт компании АО «СИГМА-ОПТИК»: Акустический датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ [Электронный ресурс]. - НПО «Вымпел», 2015. Режим доступа : http://www.sigma-optic.com/catalogue/tekhnology/dat/dspake, свободный. - Загл. с экрана.

85. Сайт компании АО «СИГМА-ОПТИК»: Акустический датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ-1 [Электронный ресурс]. - НПО «Вымпел», 2015. Режим доступа : http://www.sigma-optic.com/catalogue/tekhnology/dat/dspake1, свободный. - Загл. с экрана.

86. Сайт компании АО «СИГМА-ОПТИК»: Акустический датчик-сигнализатор ДСП-АКЭ- [Электронный ресурс]. - НПО «Вымпел», 2015. Режим доступа : http://www.sigma-optic.com/catalogue/tekhnology/dat/dspake2/, свободный. - Загл. с экрана.

87. Сайт компании НПО «Вымпел»: Расходомер двухфазный ДФР-01 [Электронный ресурс]. - НПО «Вымпел», 2017. Режим доступа : http://vympel.group/products/flowmeters/dvukhfaznyy-raskhodomer-dfr-01-/, свободный. - Загл. с экрана.

88. Сайт компании ООО «Газпром проектирование», Тюменский филиал «Тю-менНИИгипрогаз»: Коллекторы «Надым» [Электронный ресурс]. - Тюменский филиал ООО «Газпром проектирование», 2018. Режим доступа : http://tyumenniigiprogaz.gazprom.ru/about/working/production/vypuskaemoe-oborudovanie/gazopromyslovoe-oborudovanie/kollektory-nadym/?mode=preview/, свободный. - Загл. с экрана.

89. Статистический сборник. ТЭК России - 2016 [Электронный ресурс]. - Аналитический центр при правительстве Российской Федерации, июнь 2017 г. - Режим доступа: http://ac.gov.ru/files/publication/a/13691.pdf.

90. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. - М. : Газпром экспо, 2011. - Ч. I. - 234 с.

91. Стюарт, Л. Скотт. Современное состояние технологии измерения многофазных потоков / Д-р Стюарт Л. Скотт // ROGTEC. TMG The Media Group. - 2014. -

№11. - С. 32-47.

92. Таланкин, А. К. Технология применения мобильной замерной установки ROXAR WETGAS METER в комплексе исследований по анализу динамических потоков на газовых и газоконденсатных месторождениях / А.К. Таланкин, М.В. Ко-ряковцева // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - N2.

- С. 69-76.

93. Томус, Ю. Б. Сравнительный анализ методов и средств измерения расхода многофазного потока / Ю.Б. Томус, Г.Р. Таирова // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. - 2015. - Том XIII N1. - С. 414-422.

94. Тоски, Э. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией / Эрик Тоски [ и др. ] // Нефтегазовое обозрение. - Весна 2003.

- Том 8 №1. - С. 68-77.

95. Тювени, Б. Новая технология замера многофазного потока при испытаниях скважин / Б. Тювени [ и др.] // Технологии ТЭК. - 2006. - N3. - С. 2-7.

96. Хикс, Ч. Основные принципы планирования эксперимента / Ч. Хикс; пер. с англ. под ред. Т.И. Голиковой, Е.Г. Коваленко, Н.Г. Микешиной - 5-е изд., перераб. и доп. - Москва. : Изд-во «МИР», 1967. - 406 с.

97. Храбров, И. Ю. Разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин: дис. ... канд. техн. наук: 05.11.16 / Храбров Игорь Юрьевич. - М., 1984. - с. 186.

98. Чесноков, А. Туда-обратно. Российский расходомер нам продадут иностранцы / А. Чесноков // Нефтегазовая вертикаль. - 2017. - N13-14. - С. 98-101.

99. Шарапов, В. М. Пьезоэлектрические датчики / В. М. Шарапов, М. П. Муси-енко, Е. В. Шарапова - Москва : Техносфера, 2006. - 632 с.

100. American Petroleum Institute (API): Recommended Practice for the Design, Testing, and Operation of Subsea Multiphase Flow Meters. June 2015. 42 p.

101. Casimiro, R. New multiphase flow metering technology available for industrial measuring units in the oil and gas industry / R. Casimiro [ et al. ] // OIL FIELD EQUIPMENT. - 2014. - No. 2. - Pp. 114-118.

102. Crowe, C.T. Multiphase Flow Handbook. Mechanical and Aerospace Engineering Series CRC Press, Taylor & Francis Group, 2006. - 1128 p.

103. Gioia Falcone, G. F. Hewitt, Claudio Alimonti. Multiphase flow metering: Principles and Applications. ELSEVIR, 2009. 328 p.

104. Hawryluk A., Botros K.K., Golshan H., Huynh B. Corneliussen S., Couput J.-P., Dahl E., Dykesteen E., Fr0ysa K.-E., Malde E., Moestue H., Moksnes P. O., Scheers L., Tunheim H. Scientific Professionals (Tekna): Handbook of Multiphase Flow Metering. Revision 2. The Norwegian Society for Oil and Gas Measurement. The Norwegian Society of Chartered Technical and Scientific Professionals. March 2005. 113 p.

105. Hogendoorn, Ja. Magnetic Resonance Technology. A New Concept for Multiphase Flow Measurement. 31st International North Sea Flow Measurement Workshop, T0nsberg, Norway, 22-25 October, 2013.

106. Hogendoorn, Ja. Magnetic Resonance Multiphase Flow Meter: Gas Flow Measurement Principle and Wide Range Testing Results. 32nd International North Sea Flow Measurement Workshop, T0nsberg, Norway, 21-24 October, 2014.

107. Lansangan, R. Coriolis mass flow metering for wet gas / R. Lansangan [ et al. ] // Measurement and Control - 2008. - № 41. - Pp. 213-216.

108. Baker, R. C. Flow measurement handbook : industrial designs, operating principles, performance, and applications. Cambridge University Press, 2016. - P. 790.

109. Theuveny, B. Multiphase Fluid Samples: a Critical Piece of the Puzzle / Bertrand Theuveny [et al.] // Oilfield Review. - Summer 2009. - Vol. 21, no. 2. - P. 38-47.

110. Wee, A. A Combined Multiphase and Wetgas Meter with In-Situ Sampling of Fluid Properties / Arnstein Wee, Farestvedt Lars // Americas Workshop, the Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, USA, 2-5 May 2011. - 2011.

111. Wee, A. Multiphase meter capable of detecting scale on the pipe wall and correcting flow rate measurements / A. Wee [et al.] // 31st North Sea Flow Measurement Workshop Norway. - 2013. - No. October. - P. 373-393.

112. Xing, L. A combination method for metering gas - liquid two-phase flows of low liquid loading applying ultrasonic and Coriolis flowmeters / L. Xing [ et al. ] // Flow Measurement and Instrumentation. - 2014. - Vol. 13 - P. 135-143.

164

Приложение А

Таблица А.1 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4585 на водо-воздушной экспериментальной установке для

частотной области 70-85 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 То.

4,3 1 0,0081 9 0,0279 17 0,0738 25 0,1121 0,4397

2 0,0075 10 0,0285 18 0,0704 26 0,1113

0,0156 0,0565 0,1443 0,2233

6,9 3 0,0098 11 0,0333 19 0,0839 27 0,1411 0,5434

4 0,0097 12 0,0328 20 0,0866 28 0,1463

0,0195 0,0660 0,1705 0,2874

9,9 5 0,0117 13 0,0423 21 0,1077 29 0,1728 0,6642

6 0,0110 14 0,0415 22 0,1048 30 0,1725

0,0227 0,0839 0,2124 0,3452

13,1 7 0,0116 15 0,0492 23 0,1232 31 0,2056 0,7724

8 0,0124 16 0,0498 24 0,1249 32 0,1957

0,0240 0,0990 0,2481 0,4013

Т,. 0,0818 0,3053 0,7754 1,2573 Т... = 2,4197

Таблица А.2 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4585 на водо-воздушной экспериментальной установке для

частотной области 85-100 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0043 9 0,0152 17 0,0406 25 0,0672 0,2519

2 0,0041 10 0,0153 18 0,0390 26 0,0663

0,0084 0,0305 0,1165 0,1335

6,9 3 0,0055 11 0,0184 19 0,0468 27 0,0841 0,3145

4 0,0054 12 0,0181 20 0,0496 28 0,0867

0,0108 0,0365 0,1385 0,1708

9,9 5 0,0065 13 0,0234 21 0,0597 29 0,1024 0,3827

6 0,0061 14 0,0229 22 0,0591 30 0,1026

0,0125 0,0463 0,1721 0,205

13,1 7 0,0063 15 0,0274 23 0,0706 31 0,1220 0,4483

8 0,0068 16 0,0276 24 0,0703 32 0,1173

0,0131 0,0549 0,1409 0,2393

Т,. 0,0449 0,1683 0,4357 0,7486 Т...= 1,3974

частотной области 70-100 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 То.

4,3 1 0,0057 9 0,0212 17 0,0541 25 0,0849 0,3312

2 0,0054 10 0,0212 18 0,0538 26 0,0849

0,0111 0,0424 0,1079 0,1697

6,9 3 0,0070 11 0,0260 19 0,0658 27 0,1086 0,4117

4 0,0069 12 0,0253 20 0,0662 28 0,1059

0,0139 0,0513 0,1320 0,2145

9,9 5 0,0090 13 0,0326 21 0,0781 29 0,1287 0,4957

6 0,0088 14 0,0314 22 0,0786 30 0,1284

0,0178 0,0639 0,1567 0,2571

13,1 7 0,0099 15 0,0372 23 0,0920 31 0,1518 0,5845

8 0,0103 16 0,0368 24 0,0939 32 0,1525

0,0202 0,0740 0,1859 0,3044

Т,. 0,0631 0,2317 0,5825 0,9457 Т...= 1,8230

Таблица А.4 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4321 на водо-воздушной экспериментальной установке для частотной области 70-85 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0073 9 0,0271 17 0,0696 25 0,1067 0,4204

2 0,0068 10 0,0272 18 0,0686 26 0,1070

0,0141 0,0544 0,1382 0,2137

6,9 3 0,0089 11 0,0333 19 0,0841 27 0,1375 0,5230

4 0,0088 12 0,0323 20 0,0844 28 0,1337

0,0177 0,0657 0,1684 0,2712

9,9 5 0,0114 13 0,0414 21 0,1000 29 0,1628 0,6284

6 0,0112 14 0,0400 22 0,0998 30 0,1617

0,0226 0,0814 0,1998 0,3245

13,1 7 0,0126 15 0,0475 23 0,1169 31 0,1909 0,7403

8 0,0131 16 0,0469 24 0,1194 32 0,1930

0,0257 0,0944 0,2363 0,3839

Т,. 0,08013 0,295842 0,742748 1,193364 Т... = 2,3121

частотной области 85-100 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0035 9 0,0128 17 0,0320 25 0,0549 0,2062

2 0,0033 10 0,0126 18 0,0327 26 0,0544

0,0070 0,0254 0,0647 0,1093

6,9 3 0,0043 11 0,0155 19 0,0399 27 0,0682 0,2557

4 0,0044 12 0,0154 20 0,0405 28 0,0675

0,0087 0,0310 0,0804 0,1357

9,9 5 0,0056 13 0,0201 21 0,0470 29 0,0815 0,3106

6 0,0056 14 0,0192 22 0,0489 30 0,0826

0,0112 0,0393 0,0959 0,1641

13,1 7 0,0062 15 0,0226 23 0,0571 31 0,0983 0,3678

8 0,0064 16 0,0227 24 0,0582 32 0,0963

0,0126 0,0453 0,1153 0,1946

Т,. 0,0392 0,1410 0,3564 0,6036 Т...= 1,1402

Таблица А.6 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4322 на водо-воздушной экспериментальной установке для частотной области 70-100 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0051 9 0,0196 17 0,0538 25 0,0814 0,3222

2 0,0054 10 0,0191 18 0,0533 26 0,0846

0,0105 0,0387 0,1070 0,1660

6,9 3 0,0067 11 0,0243 19 0,0610 27 0,1029 0,3950

4 0,0069 12 0,0235 20 0,0629 28 0,1066

0,0137 0,0479 0,1239 0,2095

9,9 5 0,0085 13 0,0297 21 0,0723 29 0,1228 0,4731

6 0,0085 14 0,0309 22 0,0733 30 0,1272

0,0170 0,0606 0,1456 0,2499

13,1 7 0,0100 15 0,0346 23 0,0884 31 0,1505 0,5726

8 0,0095 16 0,0367 24 0,0886 32 0,1542

0,0195 0,0713 0,1771 0,3047

Т,. 0,0607 0,2185 0,5536 0,9302 Т...= 1,7629

частотной области 70-85 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0057 9 0,0217 17 0,0590 25 0,0863 0,3488

2 0,0061 10 0,0211 18 0,0586 26 0,0903

0,0119 0,0428 0,1175 0,1766

6,9 3 0,0076 11 0,0272 19 0,0664 27 0,1096 0,4283

4 0,0079 12 0,0263 20 0,0694 28 0,1139

0,0155 0,0535 0,1358 0,2235

9,9 5 0,0097 13 0,0334 21 0,0792 29 0,1299 0,5131

6 0,0097 14 0,0347 22 0,0803 30 0,1363

0,0194 0,0680 0,1594 0,2662

13,1 7 0,0114 15 0,0385 23 0,0974 31 0,1620 0,6253

8 0,0109 16 0,0411 24 0,0969 32 0,1671

0,0223 0,0797 0,1943 0,3291

Т,. 0,0691 0,2439 0,6071 0,9954 Т...= 1,9155

Таблица А.8 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4322 на водо-воздушной экспериментальной установке для частотной области 85-100 кГц

Огаза ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0044 9 0,0172 17 0,0480 25 0,0762 0,2930

2 0,0044 10 0,0169 18 0,0474 26 0,0785

0,0088 0,0341 0,0953 0,1547

6,9 3 0,0057 11 0,0211 19 0,0551 27 0,0958 0,3582

4 0,0059 12 0,0204 20 0,0556 28 0,0988

0,0116 0,0415 0,1107 0,1945

9,9 5 0,0070 13 0,0255 21 0,0646 29 0,1152 0,4291

6 0,0072 14 0,0266 22 0,0657 30 0,1173

0,0142 0,0521 0,1303 0,2325

13,1 7 0,0084 15 0,0302 23 0,0784 31 0,1381 0,5144

8 0,0080 16 0,0317 24 0,0796 32 0,1401

0,0164 0,0619 0,1580 0,2782

Т,. 0,0509 0,1896 0,4943 0,8600 Т...= 1,5948

частотной области 70-100 кГц

0газа ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0054 9 0,0199 17 0,0494 25 0,0772 0,3041

2 0,0051 10 0,0195 18 0,0494 26 0,0782

0,0105 0,0394 0,0987 0,1554

6,9 3 0,0067 11 0,0242 19 0,0589 27 0,0974 0,3738

4 0,0065 12 0,0238 20 0,0585 28 0,0979

0,0132 0,0480 0,1174 0,1953

9,9 5 0,0082 13 0,0293 21 0,0714 29 0,1175 0,4549

6 0,0084 14 0,0305 22 0,0711 30 0,1185

0,0183 0,0598 0,1426 0,2360

13,1 7 0,0094 15 0,0363 23 0,0851 31 0,1388 0,5435

8 0,0096 16 0,0360 24 0,0885 32 0,1399

0,0189 0,0723 0,1735 0,2788

Т,. 0,0591 0,2195 0,5322 0,8654 Т...= 1,6763

Таблица А.10 - Представление результатов наблюдений эксперимента при исследовании ИП 4572 на водо-воздушной экспериментальной установке для частотной области 70-85 кГц

0газа ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0065 9 0,0240 17 0,0590 25 0,0906 0,3607

2 0,0062 10 0,0235 18 0,0591 26 0,0917

0,0127 0,0475 0,1182 0,1824

6,9 3 0,0081 11 0,0289 19 0,0703 27 0,1142 0,4423

4 0,0077 12 0,0285 20 0,0698 28 0,1147

0,0158 0,0574 0,1401 0,2289

9,9 5 0,0098 13 0,0351 21 0,0852 29 0,1376 0,5383

6 0,0100 14 0,0368 22 0,0849 30 0,1387

0,0199 0,0719 0,1701 0,2763

13,1 7 0,0112 15 0,0435 23 0,1010 31 0,1625 0,6415

8 0,0115 16 0,0432 24 0,1050 32 0,1636

0,0226 0,0867 0,2060 0,3261

Т,. 0,0710 0,2636 0,6345 1,0137 Т...= 1,9828

частотной области 85-100 кГц

0газа ь м3/ч

0 воды j, л/час 8,3 13 17,9 23,1 Т.о.

4,3 1 0,0040 9 0,0147 17 0,0373 25 0,0609 0,2340

2 0,0038 10 0,0144 18 0,0371 26 0,0618

0,0078 0,0291 0,0744 0,1226

6,9 3 0,0050 11 0,0182 19 0,0447 27 0,0769 0,2895

4 0,0049 12 0,0180 20 0,0443 28 0,0776

0,0098 0,0361 0,0890 0,1545

9,9 5 0,0061 13 0,0221 21 0,0543 29 0,0932 0,3522

6 0,0062 14 0,0225 22 0,0539 30 0,0940

0,0123 0,0446 0,1082 0,1871

13,1 7 0,0071 15 0,0274 23 0,0653 31 0,1102 0,4233

8 0,0072 16 0,0268 24 0,0680 32 0,1113

0,0143 0,0542 0,1334 0,2215

Т,. 0,0442 0,1640 0,4050 0,6858 Т...= 1,2989

170

Приложение Б

Содержание песка Б по модели, г/м

Рисунок Б.1 - Зависимости фактического содержания песка от содержания песка,

рассчитанного по модели (3.11) для СИМ №2

Канал регистрации УСПП. СИМ 3

Модель Э=э*Рь/Ог

120

СО юо

80

О. Б0

40

20

е

УЪ

о/"

20

40

60

80

100

120

Содержание песка Э по модели, г/м3

Л

г

со" юо

и 01

<0

О. <и с!

о и <и

0 *

и

01 т

Ё

!С

в

80

60

40

20

ох Уо

20

40

60

80

100

120

Содержание песка Б по модели, г/м3

Рисунок Б.3 - Зависимости фактического содержания песка от содержания песка,

рассчитанного по модели (3.11) для СИМ №4

Содержание песка 9 по модели,

Рисунок Б.5 - Зависимости фактического содержания песка от содержания песка,

рассчитанного по модели (3.11) для СИМ №6

Канал регистрации УСПП. СИМ 7 Модель 5=э*Яь/С?гс

120

п £

100

со

О 4> С 4>

п!

*

о.

ф

Ч

о

о

4>

О ^

о

О)

(О

е

30

60

40

20

Уо

о,

О ОТ О

р

20

40

60

80

100