Повышение эффективности контроля расхода и компонентного состава нефти в трубопроводе тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат технических наук Моисеев, Алексей Анатольевич

• Моисеев, Алексей Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Моисеев, Алексей Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. НЕФТЬ В ТРУБОПРОВОДЕ, КАК МНОГОФАЗНЫЙ МНОГОКОМПОНЕНТНЫЙ ПОТОК. ОБЗОР И АНАЛИЗ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ПОТОКОВ (МКП)

1.1. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ОДНО- И ДВУХФАЗНЫХ СРЕД

1.1.1 Ультразвуковой метод

1.1.2 Радиационно-акустический метод

1.1.3 Радиоизотопный метод

1.2. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ, ОБОСНОВАНИЕ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ МКП

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ОБРАБОТКИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ДАННЫХ И СИГНАЛОВ ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ ИНФОРМАЦИИ ПРИ ИЗМЕРЕНИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЯНОГО ПОТОКА КАК ГЕТЕРОГЕННОЙ СРЕДЫ

2.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ И СТРУКТУРА АППАРАТУРЫ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕТЕРОГЕННЫХ СРЕД

2.1.1. Назначение и область применения измерительной аппаратуры

2.1.2. Интеллектуализация измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред интеллектуальной информационно измерительной системой (ИИИС)

2.1.3. Структура ИИИС измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред

2.1.4. Архитектурная платформа открытых систем

2.1.5. Измерительный интерфейс

2.1.6. Вычислительный блок ИИИС

2.1.7. Операционная система

2.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ИИИС

2.2.1. Радиоизотопный преобразователь

2.2.2. Оптико-акустический преобразователь

2.2.3. Контроллер интеллектуального датчика

2.2.4. Центральный процессор ИИИС

2.2.5. CAN- контроллер

2.2.6. Контроллер локальной сети EtherNet

2.3. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ (ПО) ИИИС

2.3.1. ПО интеллектуального датчика

2.3.2. ПО центрального процессора

2.3.3. ПО автоматического рабочего места оператора

2.4. ВЫВОДЫ

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ ОБРАЗЕЦ РАСХОДОМЕРА НЕФТИ

3.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБРАЗЦА

3.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОМУ ОБРАЗЦУ

3.3. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ, УСТРОЙСТВО, КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБРАЗЦА

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБРАЗЦА

4.1. Экспериментальные исследования на лабораторных стендах

4.2. Экспериментальные исследования на натурных стендах

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности контроля расхода и компонентного состава нефти в трубопроводе»

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. Особое внимание среди них уделяется газожидкостным потокам в трубопроводах. Трубопроводный транспорт получил настолько широкое применение, что в 60-х годах прошлого века возникла и стала бурно развиваться самостоятельная отрасль гидродинамики - гидродинамика газожидкостных потоков в трубопроводах [29, 37]. Одна из особенностей этой отрасли науки состоит в том, что свойства объектов, которые она изучает, изменяются в очень широких пределах. Это происходит из-за того, что в широких пределах изменяются как свойства жидкостей и газов, образующих потоки, так и их относительное друг друга содержание и термодинамическое состояние. При этом гидродинамические параметры газожидкостных потоков зависят также 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. Усредненные характеристики этих флуктуаций влияют на ход процессов, в которых газожидкостные потоки играют роль агентов, не меньше, а часто даже больше, чем средние значения гидродинамических параметров газожидкостных потоков.

Большое число влияющих факторов, трудно поддающихся учету, затрудняло создание точной обобщенной теоретической модели газожидкостного потока и определило индуктивный путь развития гидродинамики газожидкостных потоков. В ходе этого развития происходило накопление очень большого количества экспериментальных данных, их трактовок и интерпретаций, полученных различными авторами во многих странах [10, 16, 18, 67, 97, 98]. Это послужило основой теории газожидкостных потоков в трубопроводах. Здесь же 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.) и на исследовательских стендах при фиксированных условиях формирования и движения газожидкостного потока. Это позволяло контролировать воспроизводимость результатов, сопоставлять данные, полученные различными экспериментаторами, но ограничило возможности созданной на их основе теории. Поэтому в тех случаях, когда к исследованиям предъявляются высокие требования по точности и достоверности результатов, основным методом исследований остается физический эксперимент. Теория в этом случае необходима для планирования и контроля за ходом эксперимента, анализа, оценки и трактовки результатов.

Потребность в проведении таких экспериментов очень велика и непрерывно возрастает. Это обусловлено широким и непрерывно возрастающим применением газожидкостных потоков. Кроме того, возросшие требования к качеству контроля 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 промыгиленно эксплуатируемых объектах. К таким исследованиям помимо высоких требований к метрологическим и эксплуатационным характеристикам аппаратуры предъявляются требования: отсутствия внешнего влияния на ход исследуемых процессов, на работу технологического оборудования, целостность трубопроводов, по которым движутся исследуемые газожидкостные потоки.

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

В число гидродинамических параметров гетерогенных сред, подлежащих измерению, входят объемные доли свободного газа, свободной воды и механических примесей в потоке, скорости течения, плотности и расходы жидкости и газа.

Измерительная аппаратура, взаимодействуя с объектом исследований, должна посредством первичных измерительных преобразователей конкретных физических величин формировать, 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. Эти 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 потребителю, их документирования и использования в системе комплексной автоматизации объекта исследований определяют необходимость введения вычислительных средств верхнего уровня.

Таким образом, создание измерительной аппаратуры для бесконтактных измерений гидродинамических параметров гетерогенных сред в постановке, определяемой исходными требованиями на разработку, предполагает создание аппаратуры в виде многоуровневой информационно-измерительной системы открытого типа, построенной по модульному принципу. Создание такой информационно-измерительной системы невозможно без проведения научно-исследовательской работы.

Ответить на изложенные выше проблемные вопросы, подтвердить ответы экспериментом, построить экспериментальную установку, доказывающую возможность с необходимой для практики точностью измерять технологические параметры потоков в нефтепроводах - это и является целью и содержанием представленной на рассмотрение работы.

Выполненные патентные исследования подтвердили отсутствие в мировой практике завершенных технических решений, аналогичных синтезируемому в рамках настоящей работы, несмотря на высокую потребность в измерительной аппаратуре с хорошо известными техническими и эксплуатационными характеристиками.

Заключение диссертации по теме «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий», Моисеев, Алексей Анатольевич

4. Результаты работы могут быть использованы для создания бесконтактного поточного расходомера товарной нефти с остаточным содержанием свободного газа, применение которого в "Системе измерения количества нефти" (СИКН) позволяет учесть газовую составляющую, повысив точность учета нефти при товарно-транспортных операциях.

4.3 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе содержатся научно обоснованные технические разработки, имеющие существенное значение для снижения погрешности измерений на коммерческих и оперативных узлах учета нефти. На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1. Для бесконтактного и бессепарационного экспресс-анализа многофазных и многокомпонентных потоков нефти в трубопроводе целесообразно применять радиоизотопный метод на основе комплексного использования узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения.

2. Использование информационно-измерительной системы позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до 0,5 %) определить плотность нефти в потоке, а также измерить содержание свободного газа в жидкости с абсолютной погрешностью до 0,002 объемной доли.

3. Результаты измерений инвариантны к наличию и пространственному расположению газовых включений в жидкости и к вызванным ими флуктуациям плотности транспортируемой жидкости в диапазоне измерений плотности жидкости 700-1100 кг/мЗ, содержания свободного газа 0-5 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Моисеев, Алексей Анатольевич, 2006 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 B.JI. 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. Бур дун Г. Д., Марков Б.Н. Основы метрологии. М.: Изд-во стандартов, 1975.

9. Вакулин А.А., Шабаров А.Б. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. Новосибирск: Наука, 1998.

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

11. Гольдин М.JI. Теоретические основы измерительной техники фотонного излучения М.: Энергоатомиздат. 1985.-160с.

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

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

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. Гупало Ю.П., Полянин А.Д., Рязанцев Д.С. Массообмен реагирующих частиц с потоком. М. Наука, 1985.

17. Де Гроот Т. Оптимальные статистические решения. -М, 1974

18. Двухфазные моно- и полидисперсные течения газа с частицами / под. Ред. JI.E. Стернина. -М., Машиностроение, 1981 172 с.

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

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

21. Казаков А.Н., Кратиров В.А. и др. Перспективы применения радиоизотопных преобразователей в нефтяной промышленности. М.,ВНИИОЭНГ,1983.

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., Кратиров В.А., Гареев М.М. «Основные проблемы в области учета нефти при добыче и транспортировке». Совершенствование средств измерения расхода жидкости, газа и пара

24. Труды Международной научно-технической конференции 22-24 октября)/под ред. проф. П.П.Кремлевского -СПб.: 1996.-314с.: ил.

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

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

27. Кремлевский П.П. Перспективы развития расходомеров переменного перепада давления // Измер. расх. жидк., газа и пара. М., 1965. С. 3-9.

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

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

30. Кучерюк В.А. и др. О способах автоконтроля за технологическими параметрами нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. М., 1972 - № 8.

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

32. Кимель Л.Р., Машкович В.П. Защита от ионизирующих излучений. Справочник. Изд. 2. М., Атомиздат, 1972,312 с.

33. Кивилис С.С. Плотномеры. М.: Энергия, 1980.

34. Липцер Р. Ш., Ширяев А.Н. Статистика случайных процессов. -М., 1974.

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

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

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

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

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

40. Методы и средства измерения плотности нефти / B.JI. Беляков и др. / Обзорная информация. М.: Недра, 1992.

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

42. Моль Р. Гидропневмоавтоматика. Пер. с франц. М., "Машиностроение", 1975,352 с.

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

44. Новицкий П.В., Зорграф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. JL: Энергоатомиздат Ленингр. отделение, 1985 - 248 е.: ил.

45. 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.

46. Оценка влияния изменений профиля скорости, температуры воды и шероховатости труб на погрешность ультразвуковых расходомеров. Н.В.

47. 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. 2052805 6 G 01 N 29/02 от 21.10.93 Способ измерения параметров жидких сред по затуханию ультразвука. / Закиров Д.Г., Дружинин Л.Ф., Клепиков В.И.

50. 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.

51. Пат. 2003951 5 G 01 F 23/22, G 01 F 23/28 от 09.01.92 Уровнемер жидкости / Кирин Г.Т.

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

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

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

55. 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.

56. Пат. 2014586 5 G 01 N 21/21 от 10.12.90 Способ определения распределения плотности вещества / Ганчеренок И.И., Гайсенок В.Н.

57. Пат. 2011191 5 G 01 N 29/02 от 22.05.90 Способ определения свободного газопаросодержания в потоке жидкости / Нигматуллин Р.И., Нигматулин Б.И., Азаматов А.Ш., Нуриев Р.Ш., Галюк В.Х., Гумеров А.Г.

58. Полупроводниковые приборы: Диоды, тиристоры, оптоэлектронные 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.

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

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

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

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

63. Рабинович С.Г. Погрешность измерений. JI.: Энергия, 1978

64. 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.

65. Резисторы: (справочник)/ Ю.Н. Андреев, А.И. Антонян, Д.М. Иванов и др.; под.ред. И.И. Четверткова. -М: Энергоиздат., 1981-352с.

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

67. Рид. Р., Праусниц Дж., Шервуд Г. Свойства газов и жидкостей. JL, Химия, 1982.

68. Рулев Н.Н. Гидродинамика всплывающего пузырька. Коллоидный журнал. 1980, т.42 №2 с 252-263.

69. 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.

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

71. Статистические информационные системы оперативного анализа /Зеленков А.А., Козубовский С.Ф., Синицын Б.С. -Киев: Наук.думка,-1979.-180с.

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

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

74. Система информационно-измерительная «Вентиль». Пояснительная записка к техническому проекту159.00.00.000 ПЗ. Часть1. Технические характеристики, конструкция и эксплуатация.

75. Совершенствование средств измерения расхода жидкости, газа и пара. Материалы научно-технической конференции 17-18 марта / Под ред. П.П. Кремлевского СПб., 1992.

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

77. Справочное руковобство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / под ред. Ш.К. Гиматудинова. М., Недра, 1983.

78. Тюрин Н.И. Введение в метрологию. М.: Изд-во стандартов, 1976.

79. Уоллис Г. «Одномерные двухфазные течения». Пер. с англ. М., Мир, 1972

80. 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.

81. Фатхутдинов А.Ш. О рациональной схеме измерения дебита скважин счетчиками // Нефтепромысловое дело. 1970. -№11.

82. Фатхутдинов А.Ш. Метрологическая аттестация и поверка трубопоршневых поверочных установок. Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

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

84. 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.

85. 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

86. Фольмер М. Кинетика образования новой фазы М., Наука, 1986.

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

88. Чудин В.И., Ануфриев В.В., Шуваева JI.A. и др. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины // Нефтяное хозяйство 2000. №5.

89. Щукин В.К., Халатов А.А. Теплообмен, массообмен и гидродинамика закрученных потоков в осесимметричных каналах М., Машиностроение, 1982. Гупта А., Лили Д., Сайред Н. Закрученные потоки М., Мир 1987.

90. Экспериментальное определение метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода и турбопоршневых установок приповерке / А.Ш. Фатхутдинов и др. // Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. М, 1988. - Вып. 6.

91. Эксплуатационные испытания массовых расходомеров "Micro Motion" / Е.А. Золотухин, А.Е. Зверев, А.А. Дворяшин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1997. - № 3-4.

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

93. Эффективность сепарационного оборудования в установках промысловой подготовки газа / Э.Г. Синайский, Г.Р. Гуревич, Ю.А. Кашицкий и др. М. изд. ВНИИЭгазпром, 1986, вып. 6.

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

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

96. 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.

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

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