Оценка покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат технических наук Левашов, Дмитрий Сергеевич

• Левашов, Дмитрий Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Левашов, Дмитрий Сергеевич

Введение.

Глава I. Газонефтеводяной поток как объект контроля параметров многокомпонентного многофазного потока.

1.1 Критический обзор и анализ существующих методов контроля газонефтеводяного потока.

1.1.1 Турбинные счетчики.

1.1.2 Объемные (камерные) счетчики.

1.1.3 Силовые (массовые) расходомеры.

1.1.4 Ультразвуковые расходомеры.

1.1.4.1 Основные реализации метода.

1.1.4.2 Временные расходомеры.

1.1.4.3 Фазовые методы.

1.1.4.4 Частотные методы.

1.1.4.5 Допплеровские расходомеры.

1.1.4.6 Массовые ультразвуковые расходомеры.

1.1.5 Лазерный метод.

1.1.6 Диэлькометрический метод измерения.

1.1.7 Измерение расхода методом контрольных "меток".

1.1.8 Радиоизотопный метод измерения.

1.1.9 Датчики плотности (плотномеры).

1.1.10 Бесконтактные расходомеры для однородных жидкостей.

1.1.11 Идентификаторы гидродинамической структуры потока.

1.1.12 Измерители свободного газа в жидкости.

1.1.13 Многокомпонентные бессепарационные расходомеры.

1.2 Потоки нефтегазоводяных смесей как физический объект.

1.2.1 Разновидности многофазных потоков.

1.2.2 Основные характеристики многофазных потоков.

1.2.3 Структура многофазных потоков.

Глава II. Первичный преобразователь в системе радиоизотопных измерений газонефтеводяных потоков.

2.1 Структура радиоизотопной измерительной системы для контроля

I параметров газонефтеводяных потоков.

2.2 Разработка имитационной математической модели сигнала

I радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти.

2.2.1 Физические основы радиоизотопного метода измерения.

2.1.1.1 Прямое и рассеянное гамма излучение.

2.1.1.2 Законы ослабления гамма-излучения контролируемой средой.

2.1.1.3 Ослабление прямого гамма-излучения. г 2.1.1.4 Ослабление рассеянного гамма-излучения. 2.2.2 Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в и потоке жидкости.

2.2.2.1 Ослабление гамма-излучения потоком жидкости, содержащей свободный газ.

2.2.2.2 Определение содержания свободного газа в потоке жидкости по показаниям радиоизотопного преобразователя плотности.

2.2.3 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ.

2.2.3.1 Априорная информация о гидродинамической структуре потоков товарной нефти и их особенностях.

2.2.3.2 Постановка задачи моделирования.

2.2.3.3 Разработка имитационной математической модели.

2.2.3.4 Моделирование случайного процесса изменения газосодержания в потоке газожидкостной смеси.

2.2.3.5 Моделирование случайного процесса изменения плотности чистой жидкости.

2.2.3.6 Определение длительности чередующихся интервалов протекания чистой жидкости и газожидкостной смеси.

2.2.4 Исследование качества разработанной имитационной математической модели.

2.2.4.1 Постановка задачи.

2.2.4.2 Метод исследования.

2.2.4.2.1 Критерии для проверки состоятельности оценок.

2.2.4.2.2 Критерий для проверки несмещенности оценки плотности распределения.

2.2.4.2.3 Критерий для проверки несмещенности оценки экспоненциальной АКФ.

2.2.4.2.4 Критерий для проверки состоятельности и несмещенности оценки АКФ белого шума.

2.2.4.3 Эффективность методики моделирования.

Глава III. Поверочные средства радиоизотопных первичных преобразователей и поверочные схемы.

3.1 Средства и методы градуировки и поверки расходоизмерительных систем

3.1.1 Образцовые расходомерные установки, принцип действия, конструктивные и метрологические особенности.

3.1.2 Статические и динамические расходомерные установки.

3.1.3 Специальные установки для воспроизведения больших значений расхода.

3.1.4 Образцовые установки для воспроизведения расхода газообразных сред.

3.1.5 Метрологическая аттестация образцовых расходомерных установок

3.1.6 Градуировка и поверка расходомеров.

3.1.6.1 Градуировка расходомеров.

3.1.6.2 Поверка расходомеров.

3.2 Эталоны газонефтеводяных потоков 1-го и 2-го разрядов: устройство, принцип действия, погрешность.

Глава IV. Экспериментально-производственные испытания радиоизотопного первичного преобразователя.

4.1 Принцип действия индикатора "Нефтемер".

4.2 Устройство и работа индикатора "Нефтемер".

4.3 Ограничения на свойства потоков контролируемой среды и параметры трубопровода.

4.4 Метрологические характеристики.

4.5 Общие требования к размещению измерительного первичного преобразователя.

4.6 Градуировка приборов в лабораторных и производственных условиях

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе»

28 декабря 2005 года приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии № 411-ст был введен в действие ГОСТ Р 8.6152005. Данный стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории РФ, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.

Продукция на устье нефтяной эксплуатационной скважины представляет собой поток смеси нефти, попутного нефтяного газа в свободном состоянии и пластовой воды. В сравнительно небольшом количестве в потоке присутствуют твердые частицы.

Расходы каждого из основных компонентов потока, в первую очередь нефти и воды являются очень важными технологическими параметрами процесса добычи нефти. Важным фактором для нефтедобычи является соотношение между количеством воды, газа и нефти в этой смеси. Данное соотношение определяет методику разработки месторождения, а также его рентабельность.

В тех случаях, когда продукция нескольких скважин, принадлежащих разным владельцам, поступает в общий коллектор, расходы ее компонентов являются также и коммерческими параметрами, так как по ним можно определить долю каждого, владельца в конечном продукте. Это особенно актуально для скважин, расположенных на морском шельфе и эксплуатируемых с платформ.

Таким образом, в настоящее время в нефтедобывающей промышленности существует необходимость определения производительности нефтяных скважин раздельно по нефти, воде и газу. При этом средства измерения должны быть бессепарационными и обладать высокой оперативностью.

Измерение расходов компонентов продукции нефтяных скважин - сложная задача, обусловленная тем, что жидкость и газ в потоке движутся с разными скоростями. Кроме того, физико-химические свойства нефтегазовой смеси изменяются в широких пределах (от свойств свободного газа до свойств воды и нефти).

Обычно для измерения расхода продукции нефтяных скважин она подвергается предварительной подготовке потока: разделению его на газ и жидкость или тщательному перемешиванию — гомогенизации — для получения неф-теводяной эмульсии и последующим применением традиционных методов измерения расхода жидкости и газа. В настоящее время этот способ измерения считается мало перспективным

Этот способ требует применения громоздкого, дорогого и металлоемкого оборудования, при этом цель (полное разделение потока на жидкость и газ или получение гомогенной смеси) полностью не достигается, из-за чего не удается получить требуемой точности (не более 5 %) измерений для всех гидродинамических структур потока продукции нефтяных скважин.

Более перспективными являются бессепарационные методы измерения многофазных потоков. Эти методы ориентированы на специфические свойства многокомпонентных потоков продукции нефтяных скважин и не требуют предварительной подготовки потока.

Одновременную фиксацию и определение расхода нескольких компонентов (вода, газ, нефть) в едином потоке позволяет осуществить радиоизотопный метод. Однако получение требуемой при измерениях информации о состоянии потока и точное (до 5 %) измерение каждого из них предполагает создание первичного преобразователя расхода негомогенных потоков для системы измерения, что требует проведения дополнительных теоретических исследований и лабораторных и производственных экспериментов.

Цель данной работы - выявление функциональных закономерностей изменения величины прямого и рассеянного излучения при прохождении через поток газонефтеводяной смеси для количественной оценки её покомпонентного состава в промысловом трубопроводе.

Идея работы заключается в следующем - количество гамма-квантов прямого и рассеянного излучения, прошедших через поток газонефтеводяной смеси, и их соотношение, фиксируемое в вертикальном сечении промыслового трубопровода, детерминировано отражает его покомпонентный состав и с заданной ГОСТ точностью позволяет оценить мгновенное соотношение сырой нефти, нефтяного газа и воды в потоке в любой момент времени.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи исследования:

• провести анализ существующих методов контроля структуры и параметров гомогенных и негомогенных потоков;

• обосновать выбор радиоизотопного метода для покомпонентного измерения расхода газонефтеводяного потока;

• разработать математическую модель, учитывающую зависимость изменения количества гамма-квантов рассеянного излучения при его прохождении через нефтегазовый поток от обводненности и газосодержания;

• разработать макет трубопроводной системы и градуировочного стенда;

• разработать поверочные средства измерений и рекомендации по их использованию;

• разработать метод и реализующую его измерительную систему определения газосодержания и обводненности нефти;

• оценить погрешность и вклад каждого компонента в общую погрешность системы, а также оценить точность измерительной системы в целом;

• разработать инженерную методику градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

Научная новизна работы:

- предложена функциональная зависимость величины энергии прямого и рассеянного излучения, прошедшего через поперечное сечение трубопровода, от состава нефтегазоводяной смеси;

- разработана многопараметрическая математическая модель потока, учитывающая величину и соотношение прямого и рассеянного излучения гамма-квантов, фиксируемого радиоизотопным датчиком.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• даны рекомендации к построению системы контроля параметров нефтяных потоков, обеспечивающей заданную ГОСТ точность измерений негомогенных потоков при нефтедобыче;

• разработана измерительная система для определения количества свободного газа и доли воды в потоках нефти в трубопроводе;

• разработаны рекомендации по обработке первичной измерительной информации при определении газосодержания и обводненности нефти радиоизотопным методом;

• изготовлен стенд для градуировки и поверки средств измерения параметров газонефтеводяных потоков, а также разработана методика градуировки данного стенда.

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

6. Результаты работы переданы ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (г. Усинск) для создания прибора бесконтактного измерения покомпонентного расхода сырой нефти.

Заключение

В диссертации, представляющей собой законченную научно-квалификационную работу, на базе выполненных теоретических и экспериментальных исследований была решена актуальная научно-практическая задача -разработана методика оценки покомпонентного состава газонефтеводяной смеси в промысловом трубопроводе с точностью, не менее установленной ГОСТ, на коммерческих и оперативных узлах учета нефти, что имеет существенное значение для нефтедобывающей промышленности.

На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:

1. Разработана математическая модель, обеспечивающая возможность моделирования случайного процесса изменения газосодержания с негауссовским законом распределения и экспоненциальной АКФ.

2. Установлена зависимость изменения интенсивности потока гамма-излучения при прохождении его через газонефтеводяную смесь в вертикальном сечении промыслового трубопровода £)у 325 мм от обводненности и газосодержания.

3. Для бесконтактного и бессепарационного экспресс-анализа многофазных и многокомпонентных потоков нефти в трубопроводе целесообразно применять радиоизотопный метод на основе комплексного использования прямого и рассеянного гамма-излучения в режиме пульсаций потока.

4. Использование информационно-измерительной системы с первичным преобразователем расхода негомогенных потоков позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до ±5 % отн.) определить количество нефти в потоке.

5. Разработана инженерная методика градуировки прибора для раздельного определения компонентов газонефтеводяного потока.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Левашов, Дмитрий Сергеевич, 2009 год

1. Автоматизация и метрологическое обеспечение измерений в нефтяной и газовой промышленности. Сборник Н.Т. — Уфа, 1984

2. Алиев Т. М., Тер-Хачатуров А. А. Измерительная техника. Учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа. 1991, 384 с.

3. Беляков В.Л. Автоматический контроль нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1992, 204 с.

4. Бурдун Г.Д., Марков В.И. Основы метрологии М.: Изд-во стандартов, 1985, 256 с.

5. Бурсиан Э.В. Физические приборы. М.: Мир. 1984, 271 с.

6. В.А. Большаков, А. В. Горелкин «Сборник задач по гидравлике» Изд. «Бу-дивильник» Киев, 1964 г.

7. Веников В.А., Иванов-Смоленский A.B. Физическое моделирование электрических систем. — М: Госэнергоиздат, 1956

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

9. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкости и бинарных систем: пер. с нем. -М: Атомиздат, 1975, 184 с.

10. Голъдин M.JI. Теоретические основы измерительной техники фотонного излучения. М.: Энергоатомиздат, 1985, 161 с.

11. Гордеев ОТ., Гареев М.М., Кратиров В.А. О совершенствовании учета нефти при ее транспортировке. «Трубопроводный транспорт нефти. АК «Транснефть».№ 3, 1999.

12. Двухфазные моно- и полидисперсные течения газа с частицами / под. ред. JI.E. Стернина. -М., Машиностроение,,!981, 172 с.

13. Зингер Н.О., Савина Т.Е. Результаты анализа первичных измерительных преобразователей для отраслевых АСУ ТП с целью их унификации. — М.:

14. ВНИИОЭНГ, РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1980, № 6

15. И.Н.Ермолов, Ю.Я.Останин. Методы и средства неразрушающего контроля качества: Учеб. пособие для инженерно-техн. спец. вузов. М.: Высшая школа, 1988, 368 с.

16. Ибрагимов Г.З. Технология добычи нефти и газа. М.: МГОУ, 1992, 244 с

17. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: Изд-во МГОУ, 2005, 243 с.

18. Казаков А.Н., Козлов A.B., Кратиров В.А., Путилов A.A. Радиоизотопный метод контроля обводненности нефтеводяных потоков в трубопроводах. — М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1982, № 4

19. Казаков А.Н., Кратиров В.А., Козлов A.B. Способ определения параметров газожидкостного потока1. A.c. 1402842, Опубл. в Б.И., 15.06.1988., № 22

20. Кендалл М., Стъюарт А. Теория распределений, 1966, 566 с.

21. Кивилис С.С. Плотномеры. — М.: Энергия, 1980, 280 с.

22. Кратиров В.А., Гареев М.М. Способ измерения параметров газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2141640

23. Кратиров В.А., Гареев М.М., Кондратьев A.C. 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

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

25. 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

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. С-Пб, Апр. 2000

27. Кратиров В.А., Орлов Д.С. Массовый расходомер газожидкостного потока. Патент на изобретение № 2128328, 27.03.1999

28. Кремлевский 77.77. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982, 216 с.

29. Кремлевский 77.77. Перспективы развития расходомеров переменного перепада давления // Измер. расх. жидк., газа и пара. М.: 1965I

30. Кремлевский 77.77. Расходомеры и счетчики количества: Справочник.-4-e изд., перераб. и доп.-JI.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1989

31. КунцеХ. Методы физических измерений. М.: Мир. 1989, 220 с.

32. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М., Энергия, 1976, 296 с.

33. Левашов Д. С. Особенности градуировки приборов для измерения количества компонентов в многофазных потоках. // Записки Горного института, т. 182. СПб: РИЦ СПГГИ, 2009

34. Леей И.И. Моделирование гидравлических явлений. JI, Энергия, 1963, 210 с.

35. Левшина Е.С., Новицкий П.В. Электрические измерения физических величин. Измерительные преобразователи. Л.: Энергоатомиздат, 1983, 320 с.

36. Липцер Р. Ш., Ширяев А.Н. Статистика случайных процессов. М., 1974, 696 с.

37. Лиу К.Т., Коуба Г.И. Преимущества использования кориолисова вычислителя чистой нефти. Переведено с англ. из OLL & GAS, 1994

38. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Гидродинамика газо-жидкостных смесей в трубах. М: Недра, 1969, 208 с.

39. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин A.A. Движение газожидкостных смесей в трубах. М., Недра, 1978, 271 с.

40. Методы и средства измерения плотности нефти / В.Л. Беляков и др. / Обзорная информация

41. О повышении эффективности использования коммерческих узлов учета нефти / Ф.Р. Сейм, В. Т. Дробах, М.А. Слепян и dp. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. -М., 1982. Вып. 3

42. Оборудование для добычи нефти и газа: Учеб. пособие / Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C. и др. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002, 768 с.

43. ЛевашовД.С. Компьютерное моделирование радиоизотопного измерителя плотности и фазового состава потока нефти. // Записки Горного института, т. 167, часть 1. СПб: РИЦ СПГГИ, 2006, С. 178-179

44. Основы метрологии и электрические измерения: Учебник для вузов / Под ред. Е. М. Душина. JL: Энергоатомиздат, 1987

45. Перспективы применения радиоизотопных преобразователей в нефтяной промышленности. Обзорная информация. М. 1983. (серия "Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности", выпуск 11)

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

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

48. Птевлоцкий КС., Нижегородцев П.В. Радиоизотопный метод измерения средней плотности потока гидросмеси. Л., 1976

49. Пугачев A.B. и др. Радиоизотопный контроль объемной массы материалов. -М.: Энергоатомиздат, 1983, 57 с.

50. Пугачев A.B. Контроль и автоматизация процессов переработки сыпучих материалов. М: Атомиздат, 1989, 150 с.

51. Рабинович С.Г. Погрешность измерений. Л.: Энергия, 1978, 262 с.

52. Разработка нефтяных месторождений / Под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова.ВНИИОЭНГ, 1994, 240 с.

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

54. Спиваковский А.О., Смолдырев A.B., Зубакин Ю.С. Автоматизация трубопроводного транспорта. Изд. «Недра», 1972, 338 с.

55. Способ измерения истинного объемного газосодержания в газожидкостных потоках. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов A.B., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н., Надеин В.А. A.c. № 1022002

56. Тарасов Г.П. Статистические методы обработки информации в системах измерения ионизирующего излучения. — М: Атомиздат, 1980, 207 с.

57. Николаев А.К., Маларев В.И., Левашов Д.С. Исследование кинематических характеристик в горизонтальном пульповоде. // Гидравлика и пневматика (ГиП) №11-12, 2003, С. 28-31

58. Тартаковсшй Д.Ф., Ястребов A.C. Метрология, стандартизация и технические средства измерения. М.: 2002, 205 с.

59. Тилъ Р. Электрические измерения неэлектрических величин. М.: Энер-гоиздат, 1987, 191 с.

60. Тюрин Н.И. Введение в метрологию. -М.: Изд-во стандартов, 1976, 304 с.

61. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Пер. с англ. М., Мир, 1972, 440 с.

62. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическая аттестация и поверка трубопорш-невых поверочных установок. Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1987, 44 с.

63. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическое обеспечение средств измерений нефти и нефтепродуктов // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М., 1977. — Вып. 9

64. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов H.H., Золотухин Е.А., Немиров М.С., Фатхутдинов Т.А. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002, 417 с.

65. Фокин Б.С. Разработка методов расчета пульсационных и осредненных характеристик двухфазного потока на основе принципа минимума диссипации энергии. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. СПб, 1992

66. Ханов Н.И. и др. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете. СПб.: Изд-во СПбУЭФ, 2000, 270 с.

67. Чарный И. А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Недра, 1975, 296 с.

68. Черняев А.П. Взаимодействие ионизирующего излучения с веществом. — М.: Физматлит, 2004, 152 с.

69. Шабалин С.А. Измерения для всех. М.: Наука, 1991, 560 с.

70. Штеренлихт Д. В. Гидравлика: Учеб. для вузов. -— В 2-х кн. — М.: Энер-гоатомиздат, 2008

71. Экспериментальное определение метрологических характеристик турбинных преобразователей и трубопоршневых установок при поверке / А.Ш. Фатхутдинов и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М., 1988. - Вып. 6

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

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

74. H. Toral, S. Cai, E. Akartuna, K. Stothard, A.W. Jamieson. Field1 tests of the ESMER multiphase flow meter, North Sea Flow Measurement Workshop, Gleneagles, Scotland, 1998

75. 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

76. 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

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