Методики контроля количества и параметров нефти, добытой по участку недр, и установки для их реализации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат технических наук Березовский, Евгений Вячеславович

• Березовский, Евгений Вячеславович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Березовский, Евгений Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ПРИБОРОВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ, ДОБЫТОЙ ПО УЧАСТКУ НЕДР.

1.1 Общие сведения об измерении количества и параметров нефти, добытой по участку недр.

1.2 Приборы и методы контроля количества нефти, добытой по участку недр

1.2.1 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при прямом методе динамических измерений.

1.2.2 Преобразователи расхода, используемые для контроля количества нефти, добытой по участку недр, при косвенном методе динамических измерений.

1.3 Приборы и методы контроля параметров нефти, добытой по участку недр

1.3.1 Приборы и методы контроля содержания газа в нефти, добытой по участку недр.

1.3.2 Приборы и методы контроля содержания воды в нефти, добытой по участку недр.

1.3.3 Приборы и методы контроля содержания хлористых солей в нефти, добытой по участку недр.

1.3.4 Приборы и методы контроля содержания механических примесей в нефти, добытой по участку недр.

1.3.5 Приборы и методы контроля плотности и вязкости нефти, добытой по участку недр.

1.4 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр.

1.4.1 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании прямого метода динамических измерений с применением СИКНС.

1.4.2 Вычисление массы «нетто» нефти, добытой по участку недр, при использовании косвенного метода динамических измерений с применением СИКНС.

1.5 Проблемы измерений количества и параметров нефти, добытой по участку недр.

1.6 Выводы.

ГЛАВА 2. УСТАНОВКА ВЫСОКОЙ ТОЧНОСТИ, ВОСПРОИЗВОДЯЩАЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ ПОТОКИ С ИЗВЕСТНЫМИ ПАРАМЕТРАМИ И СТРУКТУРОЙ.

2.1 Область применения и принцип работы УВТ.

2.2 Выбор рабочей среды УВТ.

2.3 Описание блоков и конструкции УВТ.

2.4 Система автоматизации УВТ.

2.5 Опробование УВТ.

2.6 Выводы.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ГАЗА, СОДЕРЖАЩЕГОСЯ В ЖИДКОСТИ, НА ПОКАЗАНИЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ЖИДКОСТИ ТУРБИННОГО ТИПА.

3.1 Определения границ применения установки высокой точности, при исследовании влияния газа, содержащегося в жидкости, на преобразователи объемного расхода жидкости устанавливаемые в СИКНС.

3.2 Методика определения влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа

3.3 Результаты исследования влияния газа, содержащегося в жидкости, на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа

3.4 Методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа, в зависимости от содержания газа в газожидкостном потоке.

3.5 Выводы.

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТИ.

4.1 Кондуктометрический метод измерения содержания хлористых солей в нефти и методика его реализующая.

4.2 Автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС.

4.3 Методика градуировки автоматизированной лабораторной установки для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС.

4.4 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методики контроля количества и параметров нефти, добытой по участку недр, и установки для их реализации»

В современной России важнейшей частью экономики является нефтяной комплекс, обеспечивающий жизнедеятельность многих отраслей народного хозяйства и оказывающий решающее влияние на формирование основных финансово-экономических показателей страны.

Одной из важнейших технических задач нефтяного комплекса является измерение количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр. Результаты измерений характеризуют состояние разрабатываемого участка недр и являются основой для налоговых расчетов между государством и нефтедобывающим предприятием, а в некоторых случаях и расчетов между продавцом и покупателем нефти. В свете постоянного роста цен на нефть повышаются требования к точности измерений количества и параметров нефти.

Сложность измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр, состоит в том, что нефть с участка недр является «сырой» — содержит газ и посторонние компоненты, образующие балласт. Количество газа и балласта непостоянно, что приводит к нестабильности структуры и физических свойств газожидкостного потока. Количество нефти, вычисленное путем вычитания из измеренного количества нефти газовой фазы и балласта, образует количество «нетто» нефти, добытой по участку недр. Точность измерений количества «нетто» нефти зависит от точности измерений количества нефти, газа и составляющих балласта.

Основное влияние на точность измерений количества нефти оказывает содержащийся в ней газ. Зависимость метрологических характеристик средств измерений количества нефти от содержащегося в ней газа в настоящее время изучена недостаточно.

Основными составляющими балласта являются: хлористые соли, пластовая вода и механические примеси. Содержание хлористых солей в нефти, добытой по участку недр, может составлять значительную часть 5 балласта. Для увеличения точности измерений балласта нефти необходимо использовать результаты измерений содержания хлористых солей в нефти с применением высокоточных методов и средств измерений, имеющих нормированные метрологические характеристики.

В настоящее время для определения концентрации хлористых солей в нефти используют преимущественно лабораторные методы и средства измерений. Лабораторные методы обладают существенными недостатками: отсутствие нормируемых погрешностей измерений, использование ядовитых растворителей, значительное время анализа. Установки, реализующие данные методы, обладают узким диапазоном измерений и значительными погрешностями.

Таким образом, исследование влияния газа, содержащегося в нефти, на метрологические характеристики преобразователей расхода нефти, а также разработка методики, позволяющей определять содержание хлористых солей в нефти в широком диапазоне, с повышенной точностью и безопасностью измерений представляют значительный интерес для повышения точности и достоверности измерений количества и параметров нефти, добываемой по участкам недр.

Объектом исследования данной работы являются преобразователи объемного расхода нефти и кондуктометрический метод измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Предметом исследования данной работы является улучшение метрологических характеристик средств измерений объемного расхода нефти и содержания хлористых солей в нефти.

Цель работы заключается в повышении точности и достоверности измерений количества нефти, добытой по участку недр.

Достижение поставленной цели требует решения следующих научно-технических задач:

1. Создать установку, позволяющую с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и 6 структурой, и разработать методику, позволяющую определить влияние свободного газа (деле - газа), содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучить влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа и разработать методику коррекции их показаний в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработать методику, реализующую кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и на её основе создать автоматизированную лабораторную установку для измерения концентрации хлористых солей в нефти.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

1. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. Разработана и обоснована методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

1. Создана установка, с высокой точностью воспроизводящая газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой, что позволило обеспечить воспроизведение и передачу единиц измерений объемного и массового расхода газожидкостного потока с известным содержанием газа, приближенного по своим характеристикам к реальным газонефтяным потокам. Установка эксплуатируется в ФГУП ВНИИР.

Использование результатов работы при создании установки подтверждается 7 актом внедрения. На установке выполнен цикл исследований гидромеханики газожидкостного потока в широком диапазоне режимных параметров. Создана методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода нефти турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости.

2. Создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти, реализующая методику, основанную на кондуктометрическом методе определения концентрации хлористых солей в нефти. Установка сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и включена в Государственный реестр средств измерений. Установка эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть», что подтверждается актом внедрения.

Результаты данной работы позволили повысить точность и достоверность измерений количества нефти, добытой по участку недр.

На защиту выносятся:

- установка высокой точности (далее — УВТ), позволяющая воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой;

- результаты экспериментальных исследований влияния газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа;

- методика коррекции показаний преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания в ней газа;

- методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, и автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти (далее — АЛУС).

Достоверность результатов и обоснованность сделанных на их основе выводов и рекомендаций определяются совпадением эмпирических данных с теоретическими, соответствием результатам исследований известных авторов, а также обеспечиваются результатами проведенных испытаний в Государственном центре испытаний средств измерений, 8 подтвержденными выдачей сертификата об утверждении типа АЛУС и актами внедрения результатов работ.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на VI научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов», г. Москва, 2004 г.; XXII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2005 г.; XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», г. Санкт-Петербург, 2008 г.; ежегодных технических совещаниях «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», г. Казань, 2005-2010 гг.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 7 работах (4 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК, 3 публикации в трудах научных конференций). Получен сертификат об утверждении типа разработанного средства измерений.

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях:

1. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

2. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

3. Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

4. Березовский Е.В., Латыпов P.P. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа системой измерений количества и параметров свободного нефтяного газа // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

5. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

6. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы XXII международной практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 344-346.

7. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов P.P. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2008. С. 262-265.

Личный вклад автора. При создании установки УВТ автор принимал непосредственное участие в формировании идей, разработке методики, планировании и проведении экспериментов, обсуждении и обработке экспериментальных данных, написании статей, а также подготовке и представлении докладов на конференциях. Части УВТ, такие как: блок нагнетания газа; блок поверки и калибровки средств измерений расхода газа; блок задания расхода газа; блок смешения, были разработаны и внедрены непосредственно автором. Методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, установка АЛУС, получение на ней экспериментальных данных и их анализ являются результатом деятельности автора.

Соответствие диссертации научной специальности.

Диссертация соответствует специальности 05.11.13 — «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» и затрагивает следующие области исследования по паспорту специальности: п. 3 — Разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие характеристики по сравнению с прототипами; п. 5 — Разработка метрологического обеспечения приборов и средств контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, оптимизация метрологических характеристик приборов; п - Методы повышения информационной и метрологической надежности приборов и диагностика приборов контроля.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографии.

Заключение диссертации по теме «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий», Березовский, Евгений Вячеславович

4.4 Выводы

1. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений.

2. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0 %, в диапазоне от л

1,0 до 26000 мг/дм . АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Создана установка, позволяющая с высокой точностью воспроизводить газожидкостные потоки с известными параметрами и структурой. Разработана методика, позволяющая определить влияние газа, содержащегося в жидкости, на метрологические характеристики преобразователей объемного расхода жидкости.

2. С помощью установки экспериментально изучено влияние газа на показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа. Разработана методика, позволяющая с высокой точностью корректировать показания преобразователей объемного расхода жидкости турбинного типа в зависимости от содержания газа в жидкости. Дополнительная относительная погрешность вычисления объема по данной методике не менее ±0,05 %.

3. Разработана методика, реализующая кондуктометрический метод измерений содержания хлористых солей в нефти, с целью расширения диапазона, повышения точности и безопасности измерений. На основе методики создана автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Основная относительная погрешность измерений концентрации хлористых солей в нефти с применением АЛУС ±3,0%, в диапазоне от 1,0 до 26000 мг/дм3. АЛУС успешно прошла испытания в Государственном центре испытаний средств измерений, внесена в Государственный реестр средств измерений под № 33193-06 и в настоящее время эксплуатируется в НГДУ ОАО «Татнефть».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Березовский, Евгений Вячеславович, 2011 год

1. Федеральный закон "О лицензировании отдельных видов деятельности" от 08 августа 2001 г. №128-ФЗ.

2. С.Жданов. Восстановить лицензионный контроль. // М.: Нефтегазовая вертикаль. 2010. №6. с.56-58.

3. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

4. И.Д.Кизина. Автоматизированная система учета нефти по лицензионным участкам. Требования и варианты программно-информационных решений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, №4. с.37-45.

5. Налоговый кодекс Российской Федерации.

6. Федеральный закон "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации" от 27 июля 2006 г. №151-ФЗ.

7. С.Кудряшов. От реформы налогооблажения к закону "О нефти" // Нефть России. М.: Типография ООО "ЛУКОЙЛ-ИНФОРМ", 2009, №10. с. 1617.

8. МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерений количества и показателей качетва нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

9. М.С. Немиров, Т.Г. Силкина, P.P. Нурмухаметов. Совершенствование методов отбора проб сырой нефти из трубопровода // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2010, №4. с. 10-11.

10. ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

11. 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.: Недра, 2002. -417с.

12. МИ 2693-2001 ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

13. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности // М.: ВНИИОЭНГ, 2000. -472 с.

14. П.И. Лукманов. Методы испытаний средств измерений расхода нефти на газожидкостных потоках и установки для их реализации // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех.наук. Казань. 2010.

15. В.А.Фафурин, И.А. Яценко и др. Расчет метрологических характеристик ультразвуковых расходомеров // Законадательная и прикладная метрология. М.: ООО "МиксПринт", 2010, №3. с.45-47.

16. Е.Е. Johnsen, Н.Р. Ronningsen. Viscosity of "live" water-in-crude-oil emulsions: experimental work and validation of corrélations // Journal of Petroleum Science and Engineering №38, 2003, p.23-36.

17. T.C. Еременко, Э.И. Глушков. К вопросу о стандартизации в учете нефти, нефтепродуктов и газа // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009, №4. с.29-31.

18. Исследование и совершенствования учета нефти в систему ГТН. // Промежуточный отчет. Тема 2-7-83, этапы I, III, IV, V, VII, VIII. ВНИИСПТнефть. Уфа. 1983.

19. Березовский Е.В., Акчурин А.Д. Исследования влияния газа содержащегося в нефти на показания преобразователей объемного расхода нефти. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 43-45.

20. Иванов В.П., Немиров М.С., Силкина Т.Г. Метрологическое обоснование измерения количества нефти объемным методом // Материалы II научно-технической конференции «Метрологическое обеспечение учета энергетических ресурсов» М.: 2000. С. 117-122.

21. МИ 2575-2000 ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

22. Газин Д.И., Кратиров В.А. Современные радиоизотопные средства измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти // Материалы НПК "Коммерческий учет энергоносителей". СПб: Борей-Арт, 2006.

23. РД 39-0147035-225-88 Руководящий документ. Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр.

24. B.C. Фетисов. Средства измерения влажности нефти: современное состояние, проблемы и перспективы // М.: Датчики и системы. 1999. №3. с.33-38.

25. Немиров М.С., Иванов В.П. Метрологичесое обеспечение измерений количества воды и хлористых солей в нефти // М.: Госстандарт СССР, 1976.

26. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Методики выполнения измерений. Расчет массы нетто нефти при измерении влагосодержания поточными влагомерами // Материалы XXII НГЖ«Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2005. С. 344-346.

27. Клугман И.Ю., Ковылов В.М. Диэлькометрические нефтяные влагомеры // М.: ВНИИОЭНГ, 1969.

28. М.Р. Галимов. Микроволновые методы и средства повышения эффективности мониторинга обводненности водонефтяных эмульсий // Дис. кан. тех. наук. Казань. 2005.

29. A.B. Топильский. Микроволновые резонаторные методы определения объемного влагосодержания в жидких углеводородах // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. тех.наук. Тамбов. 2004.

30. Г.Ф. Ничуговский. Определение влажности химических веществ // Ленинград: Химия, 1977. -200с.

31. М.П. Ельсон. Анализ последних работ в области измерения влажности методом ИК-спектроскопии // Тезисы докладов Всесоюзной школы-семинара "Новые спектральные методы и автоматические системы определения влажности". Фрунзе: Илим, 1970. -58с.

32. Стромский В. А. Исследование рассеяния ИК излучения водонефтяными эмульсиями // Сборник трудов СПКБ "Нефтехимпромавтоматика". №2. Казань: 1972. с.43-44.

33. A.A. Гончаро, В.М. Полторацкий, М.А. Слепян. О метрологических характеристиках влагомера RED EYE 2G // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2009, №4. с.28-29.

34. А.Н. Романов. Исследование влияния термодинамической температуры и минерализации воды на радиоизлучение водной поверхности в микроволновом диапазоне // Барнаул: АГУ, 1988.

35. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа // М.: Недра, 1983. -128с.

36. Р.З. Сафиева. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти // М.: Химия, 1998. -448с.

37. ASTM D 4177 Стандартный метод автоматического пробоотбора нефти и нефтепродуктов .

38. ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

39. АСТМ Д 4006-81 (2000) Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

40. ISO 10336:1997 Сырая нефть. Определение воды. Метод потенциометрического титрования Карла Фишера.

41. Фомин Г.С., Фрмина О.Н. Нефть и нефтепродукты. Энциклопедия международных стандартов // М.: Протектор, 2006. -1040с.

42. ASTM D 4007-81 Определение содержания воды и осадка в нефти методом центрифугирования. 1981 г.

43. ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

44. Abdel-Mohsen O.Mohamed, Maisa EI Gamal. Effect of salinity and temperature on water cut determination in oil reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering №40, 2003, p. 177-188 .

45. ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

46. АСТМ Д 3230-99 Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

47. ГОСТ Р 8.580-2001 ГСИ. Определение и применение методов испытаний точности нефтепродуктов.

48. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

49. Министерство нефтяной промышленности СССР, НПО "Нефтеавтоматика". Отчет о НИР "Разработка программы метрологического обеспечения нефтяной промышленности на период до 1995 года" Тема 858990. № гос.регистрации 01890042744 // Уфа: 1990. с.43-45.

50. Солемер нефти автоматический лабораторный С АН-Л // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 22598-02.

51. Анализатор концентрации солей в нефти лабораторный АУМ 101 // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 11711-89.

52. ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей.

53. ASTM D 4807-05 Сырая нефть. Методы определения осадка мембранной фильтрацией.

54. ASTM D 473-02 Сырая нефть и топливо. Определение осадка. Метод экстракции.

55. ISO 3735:1999 Сырая нефть и топливо.Определение осадка. Метод экстракции.

56. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

57. ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

58. ASTM D 445-04 Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

59. ISO 3104-94 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

60. B.JI. Беляков. Автоматический контроль нефтяных эмульсий // М.: Недра, 1992.

61. ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

62. ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

63. МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

64. ASTM D 1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырых нефтей и жидких углеводородов с помощью ареометра.

65. ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

66. ASTM D 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровыми анализаторами плотности.

67. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

68. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

69. МИ 2632-2001 Рекомендация. ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

70. Березовский Е.В., Латыпов P.P. Особенности расчета погрешности измерений объема свободного нефтяного газа СИКГ. // М.: Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2011. №4. С. 45-48.

71. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И. Влияние влагосодержания нефти на погрешность измерений ее количества // Материалы XXII международной практической конференцииV

72. Коммерческий учет энергоносителей» СПб: 2005. С. 341-343.

73. Г.С. Абрамов. Анализ влияния свободного газа на метрологические характеристики объемно-весовых измерителей дебита // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 2006, №11. с.4-15.

74. A.C. Bannwart, О.М.Н. Rodriguez.Experimental investigation on liquid-liquid-gas flow: Flow patterns and pressure-gradient // Journal of Petroleum Science and Engineering №65, 2009, p.1-13.

75. В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти // Казань: ФЭН, 2002.

76. Artur J. Jaworski, Guangtian Meng. On-line measurement of separation dynamics in primary gas/oil/water separators ¡Challenges and technical solutions— A review // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2009. №68. p. 47-59.

77. РД 39-0147103-352-89 Методическое руководство по исследованию сепарационных установок.

78. Jianwen Dou, Jason Guo, Gokulnath R. Is it a MUST to add Upstream Devices for High GVF Multiphase? // North Sea Flow Measurement Workshop 2005, Tonsberg, Norway, 18 21st October 2005.

79. Д.И Газин. Информационно-измерительная система для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности // Дис. канд. тех. наук. СПб: 2007.

80. А.П. Белоусов. Исследование структуры газожидкостных потоков оптическими методами // Дис. канд. физ.-мат. наук. Новосибирск: 2005.

81. М.Б. Гуткин, В.И. Мишустин, Ю.А.Чистяков Метрологическое обеспечение измерений расхода и объема жидкостей и газов в России // Измерительная техника. М.: Калужская типография стандартов,2010, №3. с.30-34.

82. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лукманов П.И., Газизов P.P. Установка для испытаний средств измерений на эталонных газожидкостных смесях с цифровой обработкой данных. // М.: Приборы. 2009. №1. С. 7-10.

83. Березовский Е.В., Немиров М.С., Силкина Т.Г., Лукманов П.И., Газизов P.P. Испытания средств измерений расхода на газожидкостных потоках // Материалы XXVIII международной НПК «Коммерческий учет энергоносителей». СПб: 2008.С. 262-265.

84. ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий.

85. Немиров М.С., Силкина Т.Г., Тропынин В.А., Контуров С.В.Способ и устройство для определения режима течения газожидкостного потока // Описание к патенту на изобретение RU 2390766. 2010.

86. ПБ 03-576-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

87. М. Descamps, R.V.A. Oliemans, G. Ooms, et. al. Influence of gas injection on phase inversion in an oil—water flow through a vertical tube // International Journal of Multiphase Flow 32 (2006) p. 311-322.

88. ГОСТ P 51125-98 Оборудование бытовое для кондиционирования и очистки воздуха. Требования безопасности и методы испытаний.

89. ГОСТ 30319.0,1,2,3-96 Межгосударственный стандарт. Газ природный. Методы расчета физических свойств.

90. НПО «Новые технологии эксплуатации скважин». Счетчик жидкости СКЖ. Руководство по эксплуатации СКЖ30М9.00.000РЭ.

91. Акимов В.Ф. Измерение расхода газонасыщенной нефти // М.: Недра, 1978. -199с.

92. Дробков В.П. Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения нефтеводогазового потока // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, 2007 г.

93. Xiao-Xuan Xu. Study on oil—water two-phase flow in horizontal pipelines // Journal of Petroleum Science and Engineering, №59, 2007, p.43-58.

94. Bello, O. Experimental Validation of Multiphase Flow Models and Testing of Multiphase Flow Meters: a Critical Review of Flow Loops Worldwide // presented at the Multiphase Flow 2007, 4th International Conference, Bologna, Italy.

95. P.L. Spedding, G.F. Donnelly, J.S. Cole. Three phase oil-water-gas horizontal co-current flow // Institution of Chemical Engineers Trans IChemE. Part A.April 2005, p. 401-411.

96. G. Oddie, H. Shi, L.J. Durlofsky. Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes // International Journal of Multiphase Flow, №29, 2003, p.527-558.

97. МИ 2083-90 ГСИ.Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей.

98. ГОСТ 31371.7 2008. Газ природный определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов.

99. ГССД МР113-03 Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263.500 К при давлениях до 15 МПа.

100. ГОСТ 23781 87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава.

101. РМГ 43-2001 ГСИ. Прменение "Руководства по выражению неопределенности измерений".

102. ГОСТ 8.586.1,2,3,4,5-2005 Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств.

103. N. Aske . Water-in-crude oil emulsions stability studied by critical electric field measurements. Correlation to phisico-chemical parameters and near-infrared spectroscopy/ Journal of Petroleum Science and Engineering №36, 2002, p.1-17.

104. Крешков А.П. Основы аналитической химии, т. 3. // М.: Химия, 1976.

105. Ляликов Ю.С. Физико-химические методы анализа // СПб.: Госхимиздат, 1980.

106. Березовский Е.В., Немиров М.С., Лобода И.И., Акчурин А.Д. Методы и средства определения концентрации хлористых солей в нефти. // М.: Приборы. 2010. №6. С. 10-12.

107. ООО "Норма-Тест". Установка автоматизированная лабораторная определения содержания хлористых солей в нефти. Инструкция по эксплуатации.

108. Кнунянц И. JT. (гл. ред.) Химическая энциклопедия: в 5 т. // М.: Советская энциклопедия, 1992, Т. 3., с. 568, с. 639.

109. НПП "Семико". Анализатор жидкости кондуктометрический лабораторный "Мультитест КСЛ". Руководство по эксплуатации НГЖД. 421522.102 РЭ.

110. Установка автоматизированная лабораторная измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС // Государственный реестр средств измерений. Регистрационный № 33193-06.

111. Рекомендация. ГСИ. Нефть. Методика выполнения измерений установкой автоматизированной лабораторной измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Утвержденная ФГУП ВНИИР. 2006.

112. Программа аттестации методики выполнения измерений установкой автоматизированной лабораторной измерения концентрации хлористых солей в нефти АЛУС. Утвержденная ФГУП ВНИИР. 2006.

113. ГОСТ 4233-77 Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия.

114. ТУ 6-09-4711-81 Кальций хлористый б/в ЧДА.

115. ГОСТ 4209-77 Реактивы. Магний хлористый 6-водный. Технические условия.

116. ГОСТ 24104-88 Весы лабораторные общего назначения и образцовые. Общие технические условия.

117. ГОСТ 1770-74 "Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия".

118. ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.

119. ГОСТ 5208-81 Спирт бутиловый нормальный технический. Технические условия.

120. ГОСТ Р 51652-2000 Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия.

121. ТУ 2631-088-44493179-03 О-Ксилол. Техничесие условия.1. ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

122. ASTM American Society for Testing and Materials HART - Highway Addressable Remote Transducer Protocol ISO - International Organization for Standardization

123. АЛУС автоматизированная лабораторная установка для измерения концентрации хлористых солей в нефти

124. АРМ — автоматизированное рабочее место

125. БИК блок измерений показателей качества нефти

126. БИЛ — блок измерительных линий1. БФ блок фильтров

127. ГОСТ — государственный стандарт

128. ДП — диэлектрическая проницаемость

129. ИСП — индикатор структуры потока1. ИЛ — измерительная линия

130. ИП — измерительный преобразователь

131. ИФС — индикатор фазового состояния1. МИ методика института

132. МИД магнитоиндукционный датчик

133. МУН — метод увеличения нефтеконденсатодобычи

134. ПАВ — поверхностно активные вещества

135. ПВ полнопоточный автоматический влагомер1. ПК персональный компьютер

136. ПОР — преобразователь объемного расхода1. ПП поточный плотномер

137. ПУ пробозаборное устройство

138. РИСГН радиоизотопный измеритель свободного газа в нефти СИ — средство измерений

139. СИКГ — система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа

140. СИКНС система измерений количества и параметров нефти «сырой»

141. СКЖ — счетчик жидкости камерный

142. СОИ — система обработки информации

143. ТПР — турбинный преобразователь расхода

144. УВТ — установка высокой точности

145. УКО устройство контроля-отображения

146. УОСГ — устройство определения содержания свободного газа в нефти

147. УПН — установка подготовки нефти

148. У1И1Н установка предварительной подготовки нефти

149. УЭП — удельная электрическая проводимость

150. ЭВМ — электронно-вычислительная машина