Информационно-измерительная система контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в нефтегазовом потоке тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат технических наук Брагин, Борис Сергеевич

• Брагин, Борис Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Брагин, Борис Сергеевич

ГЛАВА 1. ЗАДАЧА ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНЫХ СМЕСЕЙ.

1.1. Потоки нефтегазоводяных смесей как физические объекты.

1.1.1. Разновидности многофазных потоков.

1.1.2. Основные характеристики многофазных потоков.

1.1.3. Структура многофазных потоков.

1.2. Потоки нефтегазоводяных смесей как объекты измерений.

1.2.1. Показатели качества товарной нефти.

1.2.1.1. Плотность.

1.2.1.2. Фракционный состав.

1.2.1.3. Содержание воды.

1.2.1.4. Содержание механических примесей.

1.2.1.5. Содержание серы.

1.2.1.6. Вязкость.

1.2.2. комерческий учёт нефти.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В ПОТОКАХ НЕФТИ.

2.1. Современные приборы покомпонентного контроля нефтегазоводяных потоков.

2.2. Ультразвуковой метод измерения.

2.3. Диэлькометрический метод измерения расхода.

2.4. Радиационно-акустический метод.

2.4.1. Резонансное поглощение.

2.4.2. Молекулярное рассеяние.

2.4.3. Аэрозольное рассеяние.

2.4.4. Измерение скоростей потоков.

2.5. Радиоизотопный метод измерения расхода и количества.

2.5.1. Обоснование использования радиоизотогшого метода.

2.5.2. Описание технических решений по бесконтактному измерению плотности нефти, основанных на применении гамма-излучения.

2.5.3. Техническая реализация метода.

2.5.4. Радиоизотопный преобразователь.

2.5.5. Постановка задачи исследования и выбор сферы применения.

ГЛАВА 3. СИНТЕЗ И АНАЛИЗ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ НПС.

3.1. Экспериментальная установка.

3.1.1. Узел учёта нефти (УУН).

3.1.2. Особенности УУН.

3.1.3. Погрешность измерений при наличии в. товарной нефти остаточного свободного газа.

3.1.4. Формулирование условий эксперимента.

3.1.5. Выбор измеряемых параметров для определения значения измеряемых величин.

3.1.6. Основы математического моделирования потока.

3.1. 6. 1. Физическая модель — постановка проблемы.

3.1.6.2. Математическая модель.

3.2. Информационно-измерительная система.

3.2.1 Назначение и область применения измерительной аппаратуры.

3.2.2 Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред.

3.2.3 Структура ИИС измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред.

3.2.4 Архитектурная платформа открытых систем.

3.2.5 Измерительный интерфейс.

3.2.6 Вычислительный блок ИИС.

3.2.7 Операционная система.

3.3. Технические средства ИИИС.

3.3.1 Радиоизотопный преобразователь.

3.3.2 Контроллер интеллектуального датчика.

3.3.3. Центральный процессор ИИИС.

3.3.4. CAN-контроллер.

3.3.5 Контроллер локальной сети Ethernet.

3.3.6. Экспериментальный образец измерительной аппаратуры.

3.3.6.1. Назначение и область применения экспериментального образца.

3.3.6.2. Технические требования к экспериментальному образцу.

3.3.6.3 Принцип действия, устройство, конструктивное исполнение, технические характеристики экспериментального образца.

3.4. Программное обеспечение.

3.4.1 Программное обеспечение интеллектуального датчика.

3.4.2. Программное обеспечение центрального процессора.

3.4.3 Программное обеспечение автоматизированного места оператора.

3.5. Методика выполнения экспериментальных исследований.

3.5.1. Метод измерений.

3.5.2. Основы эксперимента.

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

4.1. Экспериментальные исследования на исследовательских стендах.

4.2.Экспериментальные исследования на натурном стенде (в промышленных условиях).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Информационно-измерительная система контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в нефтегазовом потоке»

В настоящее время гетерогенные среды широко встречаются во многих отраслях промышленности, при пневмо- и гидротранспорте, добыче, сборе, транспортировке и переработке твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, в энергетике и военной технике. Гетерогенные среды — это многофазные и многокомпонентные потоки веществ. Особое место, среди гетерогенных потоков занимают газожидкостные потоки в трубопроводах. Их роль настолько велика, что в 60-х годах этого века возникла и стала бурно развиваться самостоятельная отрасль гидродинамики - гидродинамика газожидкостных потоков [$]. Главная особенность этой отрасли науки заключается в том, что свойства объектов, которые она изучает, изменяются в очень широких пределах. Обусловленно это тем, что в широких пределах изменяются как свойства жидкостей и газов, образующих потоки, так и их объёмное содержание в потоке, и термодинамическое состояние. Гидродинамические параметры газожидкостных потоков зависят не только от свойств жидкостей и газов образующих потоки, их состояния и относительного содержания, но и от геометрических характеристик трубопровода, физических и химических свойств материала, из которого он изготовлен, шероховатости стенок и ориентации трубопровода относительно вектора силы тяжести.

Специфическая особенность газожидкостных потоков состоит в том, что мгновенные значения их гидродинамических параметров изменяются случайным образом - флуктуируют. Осредненные характеристики этих флук-туаций влияют на ход процессов, в которых газожидкостные потоки играют роль агентов, не меньше, а часто даже больше, чем средние значения гидродинамических параметров газожидкостных потоков [2j\.

Большое число влияющих факторов, трудно учитываемых, затрудняет создание достаточно точной, обобщенной, теоретической модели газожидкостного потока и определило индуктивный путь развития гидродинамики газожидкостных потоков. В процессе развития происходило накопление больтого количества экспериментальных данных, их трактовок, интерпретаций, полученных различными авторами. Это послужило основой теории газожидкостных потоков. Следует отметить, что физические эксперименты проводились лишь со сравнительно небольшим набором относительно "чистых" жидкостей (вода, глицерин и т.д.) и газов (воздух, водяной пар и т.д.) на исследовательских стендах при фиксированных условиях формирования и движения газожидкостного потока. Это позволило контролировать воспроизводимость результатов, сопоставлять данные, полученные различными экспериментаторами, но ограничило возможности созданной на их основе теории. В тех случаях, когда к исследованиям предъявляются высокие требования по точности и достоверности результатов, основным методом исследований остается физический эксперимент. Теория в этом случае необходгша для планирования и контроля хода эксперимента, анализа, оценки и трактовки результатов.

Потребность в проведении таких экспериментов очень велика и непрерывно возрастает. Она обусловленна широким и непрерывно возрастающим применением газожидкостных потоков. Кроме того, возросшие требования к качеству и контролю расхода потоков жидкостей и газов заставляют учитывать наличие в потоке второй фазы там, где раньше этим можно было пренебречь. В этих случаях исследования необходимо проводить в натурных условиях на промыитенно эксплуатируемых объектах. К таким исследованиям помимо высоких требований к метрологическим и эксплуатационным характеристикам аппаратуры предъявляются следующие требования: отсутствие внешнего влияния на ход исследуемых процессов, на работу технологического оборудования, целостность трубопроводов, по которым движутся исследуемые газожидкостные потоки.

Отсутствие технических средств, необходимых для проведения исследований, удовлетворяющих сформулированным требованиям, определяет актуальность и важность проблемы создания бесконтактной измерительной аппаратуры для точных и достоверных измерений гидродинамических параметров газожидкостных потоков в трубопроводах.

Измерительная аппаратура, посредством первичных измерительных преобразователей, должна: формировать конкретные физические величины, кодировать и передавать вычислительным средствам более высокого уровня сигналы измерительной информации, соответствующие результатам наблюдений этих величин. Кроме того, первичные измерительные преобразователи должны принимать от вычислительных средств более высокого уровня управляющие сигналы. Сигналы должны формироваться на основе априорной информации об объекте исследований и об условиях измерений и задавать режимы работы измерительных первичных преобразователей. Вычислительные средства более высокого уровня могут быть удалены от первичных измерительных преобразователей на значительные расстояния, а условия проведения исследований на промышленно-эксплуатируемых объектах характеризуются высоким уровнем промышленных помех. Эти требования определяют необходимость включения в состав первичных измерительных преобразователей сравнительно мощных средств автоматической обработки, преобразования, приема и передачи информации - контроллеров, которые образуют вычислительные средства нижнего уровня. Связь между вычислительными средствами нижнего и более высокого (среднего) уровня должна осуществляться по помехозащищенным линиям связи с использованием новейших способов кодирования информации и современных протоколов обмена информацией между вычислительными средствами. Высокие требования, по наглядности представления результатов измерений, определяет необходимость введения вычислительных средств верхнего уровня.

Измерительная аппаратура для бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред предполагает создание аппаратуры в виде многоуровневой информационно-измерительной системы открытого типа, построенной по модульному принципу. Создание такой информационно-измерителъной системы невозможно без проведения научно-исследовательской работы.

Целью и содержанием представленной на рассмотрение работы является ответить на поставленные выше вопросы, подтвердить ответы экспериментом, построить экспериментальную установку, доказывающую возможность с необходимой для промышленной практики точностью измерять параметры потоков в нефтепроводах.

Главной задачей при синтезе информационно-измерительной системы является проблемма точного учёта энергорессурсов, в частности — нефти. Для решения этой проблеммы необходимо макимально снизить погрешность измерения. В настоящее время, главным неконтроллируемым фактором, влияющим на точность измерения нефти, является остаточный свободный газ в нефти. Отсутствие корректировки измерения расхода нефти на содержание в нефтяном потоке свободного газа приводит к существенным погрешностям измерения и экономическим потерям. Поэтому, основное внимание в работе, уделено проблемме контроля остаточного свободного газа в потоках нефти.

Выполненные патентные исследования подтвердили отсутствие в мировой практике завершенных технических решений аналогичных синтезируемому в рамках настоящей работы.

Заключение диссертации по теме «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий», Брагин, Борис Сергеевич

Выводы:

По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы:

1. Патентно-информационный поиск, анализ патентной литературы, монографий, диссертаций на соискание ученой степени кандидата и доктора наук, публикаций в периодических научно-технических изданиях, показал:

- актуальность и важность проблемы создания измерительной аппаратуры для бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред;

- позволил определить перспективные направления исследований и выявить наиболее передовые технические решения в исследуемой области.

2. Анализ возможных областей применения разрабатываемой измерительной аппаратуры позволил выделить следующие наиболее важные сферы ее применения: коммерческие узлы учета товарной нефти; магистральные трубопроводы; коррозийноопасные участки трубопроводов; воздуховодяные и пароводяные исследовательские стенды.

3. Измерительная аппаратура должна представлять из себя открытую систему и строиться по модульному принципу.

4. Проведенные работы показали, что для измерения плотности и газосодержания потоков жидкостей с малым и средним газосодержанием целесообразно применять радиоизотопный метод измерения и первичные измерительные преобразователи потоков ионизирующего излучения преобразующие его в сигналы измерительной информации.

5. Имеется возможность измерять объемный расход газожидкостной смеси, текущей по измерительной линии трубопоршневой установкой с погрешностью 0.05%.

6. Наилучшее приближение к реальным условиям измерения обеспечивает обобщенная модель сигнала РИП, включающая математическую и физическую модели соответствующих сигналов.

ГЛАВА 4. Результаты экспериментальных исследований

4.1. Экспериментальные исследования на исследовательских стендах

Экспериментальный образец информационно-измерительной системы был изготовлен в трех вариантах для измерительных линий с диаметром условного прохода 250 и 400 мм.

Проведены исследования двух экспериментальных образцов системы, рассчитанных на диаметр условного прохода 250 и 400 мм, на исследовательских стендах.

Исследования включают в себя эксперименты в статических условиях и на воздухо-водяном потоке. Целью исследований образца в статических условиях является контроль следующих характеристик образца:

• стабильность работы первичных измерительных преобразователей системы;

• диапазон и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа;

• чувствительность к изменению химического состава исследуемых веществ.

Экспериментальный образец системы для трубопроводов имеет следующий состав. В нижней части трубопровода устанавливается блок источника гамма-излучения, создающий узко коллимированный пучок прямого излучения в вертикальном направлении по диаметру поперечного сечения трубопровода. Кроме того, в нижней части трубопровода установлены два блока источника, создающие встречно направленные потоки излучения в одной из хорд поперечного сечения и формирующие поток вторичного (рассеянного) излучения. Потоки прямого и рассеянного излучения, прошедшие через среду, регистрируются блоком детектирования. Аппаратурные спектры прямого и рассеянного излучения, измеренные в ходе исследований, показаны на рис. 4.1. Зарегистрированные гамма-кванты дискриминируются по энергиям с помощью двухканального амплитудного скриминатора. Рассеянное излучение регистрируется в диапазоне 60 - 400 кЭВ ("мягкий" канал), прямое - более 550 кЭВ ("жесткий" канал).

В дальнейшем будут использоваться следующие обозначения: жесткий канал - канал 1, мягкий - канал 2. Зарегистрированные в каналах 1 и 2 кванты подсчитываются в течение промежутков времени фиксированной длительности. Таким образом, формируются дискретные отсчеты сигнала по каналам 1 и 2. Поскольку прямое и рассеянное излучение регистрируются одним и тем же детектором, то необходимо исключить их взаимное влияние. В диапазоне энергий 60-400 кЭВ, соответствующем рассеянному излучению, будет регистрироваться не только излучение, рассеянное контролируемой средой, но и кванты из прямого пучка излучения, испытавшие комптонов-ское рассеяние в кристалле сцинтиллятора. Это наглядно иллюстрирует рис 15,6, где показан аппаратурный спектр выходного сигнала детектора при облучении его монохроматическим пучком гамма-излучения с энергией

661 кЭВ. На рисунке видно, что большая часть излучения регистрируется именно в комптоновском канале.

Влияние этого явления, присущего всем сцинтилляционным детекторам, устраняется путем вычитания этой компоненты из суммарного сигнала в "мягком" канале. Для этого необходимо знать ее численное значение, для чего, в свою очередь, требуется выяснить ее связь со значением сигнала в "жестком" канале. С этой целью при градуировке экспериментального образца выполняется следующий эксперимент. Источники рассеянного излучения перекрываются. В результате этого в детектор попадает только пучок прямого излучения, и аппаратурный спектр принимает вид, показанный на рис. 15,а. При этом все содержимое канала 2 обусловлено только комптонов-ским рассеянием гамма-излучения в сцинтилляторе. После этого необходимо создать различные условия ослабления прямого пучка, для чего в него помещают твердые имитаторы контролируемой среды или контрольные жидкости с различной плотностью. Для каждой жидкости выполняется измерение средней величины отсчета по обоим каналам (nj и п2) и снимается зависимость между nj и п2. Эта зависимость с достаточной степенью точности является линейной. Ее коэффициенты а0, bo определяются методом Хаузнера-Бреннана. Таким образом, определяется линейная связь между средней величиной отсчета в жестком канале и вкладом, вносимым комптоновской частью спектра в мягкий канал. В алгоритме работы системы предусмотрено вычитание этого вклада из величины отсчета в "мягком" канале: n'i = n2- (ао + Ь0щ ) • (4-1.)

Экспериментальные образцы системы, рассчитанные на диаметр условного прохода трубопровода 250 и 400 мм.

Поскольку прямое и рассеянное излучения регистрируется различными блоками детектирования, то это позволяет отказаться от процедуры градуировки прямого канала, описанной выше. Во всем остальном способ измерения плотности и объемной доли свободного газа, используемый во всех трех вариантах системы, и объем их исследований один и тот же.

Экспериментальный образец монтируется на измерительном участке трубопровода. Участок устанавливается горизонтально и заглушается с обеих сторон фланцами. Фланцы снабжены прозрачными окнами для визуального контроля заполнения участка жидкостью и кранами для слива жидкости.

Для исследования метрологических характеристик образца необходимо выполнить его градуировку по обеим измеряемым величинам. В качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см (вода, раствор поваренной соли в воде, керосин, дизельное топливо, различные масла нефтяного происхождения). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.

Принципиально задача о возможности применения такого способа измерений решена. Дальнейшие исследования направлены на то, чтобы оптимизировать параметры системы.

Поскольку градуировочные коэффициенты полностью определяются решением системы из четырех уравнений, то для градуировки необходимо измерить выходные сигналы в "жестком" и "мягком" каналах для четырех контрольных жидкостей и для "пустого" трубопровода. Кроме того, для измерения градуировочных коэффициентов аз, Ь3 в каждой из контрольной жидкостей формировалось объемное содержание газа 1%, 2% и 4%.

Целью исследований образца на воздуховодяном стенде является проверка чувствительности системы к локальным неоднородностям плотности в потоке контролируемой среды и ее способности автоматически различать фазы в гетерогенных потоках.

Измерительный участок трубопровода устанавливался вертикально и заполнялся жидкостью до уровня отводного крана. Воздух от компрессора подавался в нижнюю часть трубопровода и барботировал через столб жидкости. Часть жидкости при этом вытеснялась через отводной кран в мерный цилиндр. Опорное значение содержания свободного газа в жидкости измерялось как отношение объема вытесненной жидкости к полному объему трубопровода. Объемный расход воздуха регулировался с помощью мембранного редуктора. Поток воздуха прерывался через равные промежутки времени с помощью электроклапана, управляемого мультивибратором с регулируемой длительностью импульсов, или перекрывался вручную. Таким образом, в контролируемой среде создавались флуктуации плотности с различной частотой и длительностью, разделенные участками однородной жидкости. Экспериментальный образец системы, установленный на трубопроводе, измерял плотность жидкости, плотность газожидкостной смеси и объемное содержание газа в смеси.

Результаты измерений индицировались на экране и записывались на жесткий диск в виде файлов протоколов для распечатки на принтере.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Диссертация представляет собой законченную научно-квалификационную работу, в которой содержится новое решение актуальной научно-производственной задачи: повышение точности контроля расхода нефти в нефтепроводе за счёт учёта остаточного газосодержания в нефтяном потоке на результат измерения расхода нефти вне зависимости от газораспределения по сечению потока.

Основные научные и практические выводы и результаты: на основе разработанной оригинальной модели нефтегазового потока построен алгоритм обнаружения свободного газа, уменьшающий погрешность измерения расхода нефти на величину до 2% абсолютных, за счёт корректировки показаний измерителей расхода нефти на величину газа в нефтяном потоке; на основе проведённых исследований, а также промышленных испытаний экспериментального образца, определена область применения радиоизотопного измерителя газа в нефти, как основного элемента подсистемы коррекции информационно-измерительной системы контроля расхода нефти и определения остаточного газосодержания в диапазоне 0 - 4 % присутствия газа в нефтяном потоке; экспериментальный образец измерительной аппаратуры определяет объёмное содержание газа в нефти в диапазоне от 0 до 4 %, с погрешностью измерения не более 0,2% абсолютных, по данным экспериментальных замеров и замеров расхода газа подаваемого от компрессора, регистрируемого расходомером, установленным на трубопроводе после компрессора, но, до смешивания газа с нефтью; подтверждено, на основе проведённых экспериментальных исследованиях и анализе результатов измерений, что в настоящее время при транспорте нефти контролируется не её расход, а расход нефтегазовой смеси, то есть газ в нефтяном потоке вызывает случайную составляющую абсолютной погрешности измерения расхода нефти до 2%; на основе проведённых теоретических и экспериментальных исследований, установлено, что энергия поля рассеянного гамма-излучения, прошедшая через контролируемый участок и охватывающая всё сечение трубопровода, регистрируемая детектором в энергетическом диапазоне 60-400 кЭВ, характеризует количество и характер распределения газа в нефтяном потоке, за счёт разных физико-химических свойств поглотителей; разработан и апробирован надежный способ измерения расхода нефти в трубопроводе, а также определения газосодержания, позволяющий обеспечить с достаточной для промышленной практики точностью коммерческий учёт нефти на нефтеперекачивающих станциях.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Брагин, Борис Сергеевич, 2005 год

1. Авторское свидетельство Н2 668, Кл. G 01 F 1 / 10. Турбинный расходомер/В.Т. Дробах, А.Ш. Фатхутдинов, Р.Т. Ахунянов //Б.И.-1980 №4.

2. Андерсон Т. Введение в многомерный статистический анализ. — М, 1963.

3. Балл Г.А. Аппаратурный корреляционный анализ случайных процессов. М.: Энергия, 1968, -160с.

4. Беликов М.П., Бескин Л.И. и др. Радиационные методы контроля и измерений в гидротехнике. М.: Издательство литературы по строительству, 1972.-144с.

5. Белов ВГ., Соловьев В .Я. Модернизация АГЗУ "Спутник АМ-40" и методики измерения продукции скважин //Нефтяное хозяйство, 2000. № 10

6. Беляков В.Л. Автоматический контроль нефтяных эмульсий. — М.: Недра, 1992.

7. Блочные установки для коммерческого и оперативного учета нефти / М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, А.Ш. Фатхутдинов, А.С. Шатунов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 1997. № 3-4.

8. Бурдун Г.Д., Марков Б.Н. Основы метрологии. М.: Изд-во стандартов, 1975.

9. Вопросы теплоотдачи и гидравлики двухфазных сред: Сборник статей / Под общ.ред. С.С. Кутателадзе.—Москва; Ленинград: Госэнергоиз-дат, 1961.—392 е.: ил.—Библиогр. в конце ст.

10. Газожидкостные течения: Сб. науч. тр. Новосибирск, Ин-т теплофизики СО АН СССР, 1990

11. Н.Газин Д.И., Кратиров В.А. Проблема обнаружения свободногогаза в товарной нефти и пути ее решения. СПГПУ, ФТК. Микропроцессорные средства измерений. Сборник трудов. Вып. III. СПб.: Нестор, 2003.

12. Танеев Ф.К. Автоматизированные групповые установки типа "Спутник" для покомпонентного измерения продукции скважин / Экспресс-информ. Серия "Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - вып. 10.

13. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкости и бинарных систем: пер. с нем. М: Атомиздат, 1975.

14. ГОСТ 8.009-84. Нормирование и использование метрологических характеристик средств измерений. М.: Изд-во стандартов, 1985.

15. Гуревич Г.Р. Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния ч свойств газоконденсатных смесей. М., Недра, 1984.

16. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в трубах. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. М: Недра, 1969.

17. Грехем П., Уоллис «Одномерные, двухфазные течения»

18. Гареев М.М., Кратиров В.А. «Массовый расходомер газожидкостного потока».Заявка на изобретение №2000125679 от 11.10.2000.

19. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах / Под. ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргу-лова М., Недра, 1984. - 360 с.

20. Закон РФ "Об обеспечении единства измерений" // Измерительная техника. 1993. - № 7.

21. Гордеев О.Г., Гареев М.М., Кратиров В.А. «О совершенствовании учета нефти при ее транспортировании». Трубопроводный транспорт нефти. АК Транснефть. № 3,1999.

22. Кратиров В.А., Гареев М.М., Бикбавов Р.А., Проблема свободного газа в товарной нефти. // Нефтяное хозяйство М., 2001 - № 1.

23. Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков.- Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982.-214с., ил.

24. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества: Спра-вочник.-4-е изд., перераб. и доп.-Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989.-701с., ил.

25. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В. Способ определения параметров газожидкостного потока. А.с. 1402842, Опубл. в Б.И., 15.06.1988., №22.

26. Кратиров В.А., Кратиров Д.В., Гареев М.М. Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете. Материалы 11-й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учет энергоносителей. Апрель, 2000г., С-Петербург.

27. Коммерческий учет энергоносителей. Труды 15-й Международной найчно-практической конференции 23-25 апреля 2002 г./ Под ред. Лач-кова. СПб.: Борей-Арт, 2002. - е.: ил.

28. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. «Гидродинамика газожидкостных систем». М., Энергия, 1976

29. Кутателадзе С.С. Гидравлика газо-жидкостных систем / С.С. Кутателадзе, М.А. Стырикович. — Москва; Ленинград: Госэнергоиздат, 1958.— 232 е.: ил.—Библиогр.: с.229-232.

30. Кендалл М., Стьюарт А. Теория распределений, 1966.

31. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Малыхина Г.Ф., Гареев М.М. Способ измерения параметров газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2086955, 10.08.1997., Бюл. № 22.

32. Кратиров В.А., Гареев М.М., Кондратьев А.С. Испытательно-поверочный комплекс средств измерений объемной доли свободного газа в жидкости. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара: Материалы 12-ой научно-практической конференции, 2002.

33. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. Способ измерения объемного газосодержания в газожидкостных потоках. А.с. 1022002, Опубл в Б.И.,1983, № 21.

34. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра,1983.

35. Мамаев, Одишария, Семенов, Точигин. «Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах». М., Недра, 1980

36. Маринин Н.С., Саватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М., Недра, 1983.

37. Мелик-Шахназаров A.M., Маркатун М.Г. Цифровые измерительные системы корреляционного типа.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-128с.

38. Методы и средства измерений / К.Л. Куликовский, В.Я. Купер / -М.: Энергоатомиздат, 1986.

39. Методы и средства измерения плотности нефти / В.Л. Беляков идр. / Обзорная информация. М.: Недра, 1992.

40. Метрологическое обеспечение автоматизированных узлов учета нефти / А.Ш. Фатхутдинов и др. / Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

41. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М., Недра, 1972.

42. Новицкий П.В., Зорграф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. — JT.: Энергоатомиздат Ленингр. отделение, 1985 248 е.: ил.

43. О повышении эффективности использования коммерческих узлов учета нефти / Ф.Р. Сейм, В.Т. Дробах, М.А. Слепян и др. // Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. — М, 1982. Вып.З.

44. Нефтепромысловое дело. 1999г., NN 1-4.

45. Нефть России. 1997г., NN 1-12.- 1998г., NN1-12.

46. Нефтяная и газовая промышленность. Научно-технический ин-форм. сборник; Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1992г., NN1-5.

47. Оценка влияния изменений профиля скорости, температуры воды и шероховатости труб на погрешность ультразвуковых расходомеров. Н.В. Голышев, Б.М. Рогачевский, И.Н. Завалишин / Законодательная и прикладная метрология №1, 1997.

48. Пат. 210 44 97 G 01 F 1 /34, 1 / 86. Установка для измерения количества нефти и нефтепродуктов / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, Ф.Г. Фахрисламов, И. Я. Абдуллин // Б.И. 1998. - № 4.

49. Пат. 2014568 5 G 01 F1/68 от 25.12.91 Способ определения расхода фаз многофазного жидкостного потока и устройство для его осуществления / Хуснуллин М.Х., Хатмуллин И.Ф., Фазлутдинов К.С., Фосс В.П., Петров С.Б.

50. Пат. 2041862 6 G 01 N 21/01 от 07.04.92 Способ измерения концентрации / Ицкович B.C., Мануйлов B.C.

51. Пат. 2029947 6 G 01 N 29/02 // G 01 Р 5/00 от 26.06.92 Способ определения параметров потока / Галкин В.И.

52. Пат. 2019823 5 G 01 N 29/00 от 09.01.92 Устройство для измерения параметров вещества / Онищенко A.M.

53. Пат. 2027149 6 G 01 F 1/66 от 27.06.90 Ультразвуковой способ определения скорости потока и устройство для его осуществления / Наумчук А.П., Федосеев П.В., Бочканов Е.М., Журавлев Л.П.

54. Прибор бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред. — Отчет о научно-исследовательской работе НИТИ им. А.П. Александрова, № гос. регистрации 01.99.00.07979, 1999.

55. Приборы и системы управления. 1993г., NN1-12; 1995г., NN1-12; 1996г., NN1-12; 1997г., NN2-12; 1999г., NN1-6.

56. Полупроводниковые приборы: Диоды, тиристоры, оптоэлектрон-ные приборы. Справочник / А.В. Баюков, А.Б. Гитцевич, А.А. Зайцев и др.; под общ. Ред. Н.Н. Горюнова. — 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1985.-744 е., ил.

57. Пугачев А.В. Чувствительность радиоизотопных способов контроля. М.:Атомиздат, 1976.-96с.

58. Приборы и устройства для контроля и регулирования технологических процессов. Вып.4, 1984г.

59. Проблемы измерения продукции скважин нефтяных месторождений. А.И. Фролов / Датчики и системы. №9, 2001.

60. Пытьев Ю.П. Математические методы интерпретации эксперимента: Учеб. пособие для вузов.- М.: Высш. шк., 1989. — 351 е.: ил.

61. Рабинович С.Г. Погрешность измерений. Д.: Энергия, 1978

62. Радиоизотопный метод контроля обводненности нефтеводяных потоков в трубопроводах. А.Н. Казаков, А.В. Козлов, В.А. Кратиров, А.А. Путилов / Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, вып. 4., 1982.

63. Расходомеры переменного перепада давления, расходомеры переменного уровня, тахометрические расходомеры и счетчики.—2002.—409 е.: ил.—Библиогр.: с.383-404.—ISBN 5-7325-0410-9.

64. Рекомендация. ГСП. Метрология. Основные термины и определения. МИ 2247-93. СПб: Изд-во ВНИИМ им. Д.И. Менделеева, 1994.

65. Рид. Р., Праусниц Дж., Шервуд Г. Свойства газов и жидкостей. Д., Химия, 1982.

66. Розенблюм В.И. Разработка математической модели и исследование одномерных двухфазных потоков: Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.14.05 / Розенблюм В.И.; СПбГТУ.—Санкт-Петербург: Б.и., 1966—14 с.

67. Свидетельство на полезную модель 3962, МПК Е 21 В 47 / 10. Узел учета нефти и нефтепродуктов / А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Е.А. Золотухин, Ф.Г. Фахрисламов, И. Я. Абдуллин // БПМ ПО. 1997. - № 4.

68. Слепян М.А. и др. Информационно-измерительные системы для измерения продукции скважин и учета сырой нефти. Аналитический обзор. АО "Нефтеавтоматика". — Уфа, 2000.

69. Сирая, Грановский «Методы обработки результатов измерений»

70. Сизиков B.C. математические методы обработки результатов измерений: Учебник для вузов. СПб: Политехника, 2001. - 240 е.: ил.

71. Синайский Э.Г. Разделение двухфазных многокомпонентных смесей в нефтегазопромысловом оборудовании. М.: Недра, 1990.-272с.

72. Система информационно-измерительная «Вентиль». Пояснительная записка к техническому проекту 159.00.00.000 ПЗ. Часть 1. Технические характеристики, конструкция и эксплуатация.

73. Сотникова M.JT. Массовые расходомеры, приборы и системы управления // Нефтепромысловое дело 1996. №11.

74. Способ измерения истинного объемного газосодержания в газожидкостных потоках. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. А.с. № 1022002

75. Тарасов Г.П. Статистические методы обработки информации в системах измерения ионизирующего излучения. М: Атомиздат, 1980.79. "Татнефть", передовые технологии в добыче и транспортировке нефти и газа"; 1998г. N 7, с. 55-56

76. Тюрин Н.И. Введение в метрологию. М.: Изд-во стандартов,1976.81. "Ультразвуковые технологии измерения расхода нефти.", Венге-ровА. П.; 1998г.-N 1, с. 53

77. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения: Пер. с англ. / Г. Уоллис. —Москва: Мир, 1972. — 440 с: ил. — Доп. тит. л. на англ. яз. — Библиогр. в конце гл.

78. Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете. В.А.Кратиров, Д.В.Кратиров, М.М. Гареев. Материалы 11-й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учетэнергоносителей. Апр.,2000г.

79. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическое обеспечение средств измерений нефти и нефтепродуктов // Автоматизация и телемаханизация в нефтяной промышленности. — М, 1977. — вып. 9

80. Фатхутдинов А.Ш., Пашина Н.А. Комплекс нормативно-технических документов по метрологическому обеспечению средств измерений объема нефти на узлах учета // Автоматизация и телемаханизация в нефтяной промышленности. М, 1988. - Вып. 5.

81. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И., Золотухин Е.А., Немиров М.С. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. М.: ООО "Недра-Бизнес-центр", 2002. — 417 е.: ил.

82. Фокин Б.С. «Разработка методов расчета пульсационных и ос-редненных характеристик двухфазного потока на основе принципа минимума диссипации энергии». Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Спб, 1992.

83. Ханов Н.И. и др. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете. СПб.: Изд-во СПбУЭФ, 2000

84. Экспресс-гамма-плотнометрия на обратнорассеянном излучении. В.А. Горшков, В.А. Воробьев, Е.Г. Сухов, К.А. Пичугин / Дефектоскопия №1 1999.

85. Яковлев В.Н.АКУР в системах автоматизированного учета нефти и нефтепродуктов. Омск, 1996.

86. A. Kennedy, I. Simm. Use of a subsea multiphase flow meter in the West Brae/Sedgwick joint development, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

87. A. W. Jamieson. Multiphase metering the challenge of implementation, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

88. G. Roach, T.S. Whitaker. Long term use and experience of multiphase flow metering, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

89. H. Toral, S. Cai, E. Akartuna, K. Stothard, A.W. Jamieson. Field tests of the ESMER multiphase flow meter, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.

90. Measurement & Control. A. 1994r., v. 27, N 6-10; 1995r., v. 28, N1-10; 1996r., v. 28, N1-10.

91. Oil & Gas Journal. А. 1999г. (еженедельник).

92. V.Kratirov, D.Orlov. On one source of environment pollution with simultaneous casing-head gas. INTERNATIONAL CONFERENCE INSTRUMENTATION in ECOLOGY and HUMAN SAFETY. PROCEEDINGS. October-November, 1996, St.Petersburg.

93. W.J. Priddy. BP multiphase meter application experience, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998.iSi