Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения расхода нефтеводогазового потока тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, доктор технических наук Дробков, Владимир Петрович

• Дробков, Владимир Петрович
• доктор технических наук
• 2007

Оглавление диссертации доктор технических наук Дробков, Владимир Петрович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Обзор и анализ методов и систем информационного обеспечения измерения расхода нефтеводогазового потока.

1.1. Проблемы измерения расхода нефтеводогазового потока в устье нефтяных скважин.

1.2. Классификация методов измерения информационных параметров двухфазного многокомпонентного потока.

1.2.1. Механические методы.

1.2.2. Электромагнитные методы.

1.2.3. Ядерно-физические методы.

1.2.4. Теплофизические методы.

1.2.5. Сравнительная оценка методов.

1.3. Информационно-измерительные системы измерения расхода нефтеводогазового потока.

1.3.1. Системы, основанные на предварительной сепарации газожидкостного потока.

1.3.2. Системы непосредственного измерения расхода нефтеводогазового потока.

ГЛАВА 2. Анализ физических характеристик нефтеводяных газожидкостных смесей и их акустических свойств.

2.1. Физические характеристики нефтеводяных эмульсий.

2.2. Акустические свойства нефтеводяных эмульсий.

2.2.1. Акустическая проводимость эмульсии.

2.2.2. Скорость распространения звука в эмульсии.

2.3. Гидродинамическая картина течения нефтеводогазового потока на выходе нефтяной скважины.

2.3.1. Пузырьковый режим течения.

2.3.2. Снарядный режим течения.

2.3.3. Дисперсно-кольцевой режим течения.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. Анализ акустических методов определения информационных параметров газожидкостного потока и разработка информационно модели.

3.1. Анализ акустических методов измерения объёмной концентрации газовой фазы в газожидкостном потоке.

3.1.1. Объемные методы измерения.

3.1.2. Методы, основанные на использовании волноводов.

3.2. Акустические методы измерения скорости газожидкостного потока.

3.2.1. Методы, основанные на перемещении ультразвуковых колебаний движущейся средой.

3.2.2. Доплеровские методы измерения расхода потока.

3.3. Акустические методы определения объёмной концентрации воды в нефтеводяной эмульсии.

3.4. Разработка информационной модели и выбор определяющих параметров для системы измерения расхода нефтеводогазового потока.

3.4.1. Связь характеристик нефтеводогазового потока с измеряемыми параметрами. Обобщенная информационная модель.

3.4.2. Методика обработки первичной информации и алгоритмы вычисления расходов компонентов нефтеводогазового потока.

ГЛАВА 4. Разработка и исследование информационноизмерительной системы определения расходных параметров нефтеводогазового потока.

4.1. Структурная схема информационно-измерительной системы.

4.2. Акустический измерительный преобразователь для определения концентрации газовой фазы в двухфазном потоке.

4.2.1. Физические основы метода.

4.2.2. Информационные сигналы локального зонда и их анализ.

4.2.3. Особенности преобразователей и электронной аппаратуры для акустического зондирования нефтеводогазового потока.

4.2.4. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя.

4.3. Ультразвуковой доплеровский преобразователь скорости нефтеводогазового потока.

4.3.1. Методы измерения частоты в ультразвуковых доплеровских измерителях скорости двухфазного потока.

4.3.2. Особенности доплеровских преобразователей и электронной аппаратуры для измерения скорости нефтеводогазового потока.

4.3.3. Конструктивное исполнение измерительного преобразователя.

4.4. Импульсный акустический измерительный преобразователь обводненности нефтеводяной эмульсии.

4.4.1. Методы измерения микросекундных интервалов времени.

4.4.2. Конструкция акустического измерительного преобразователя обводненности нефтеводяной эмульсии.

4.5. Конструктивное исполнение информационно-измерительной системы «Ультрафлоу».

4.5.1. Конструкция измерительной системы.

4.5.2. Гидродинамический измерительный канал.

ГЛАВА 5. Испытания информационно-измерительной системы измерения параметров нефтеводогазового потока и оценка адекватности информационной модели.

5.1. Исследование структурных элементов и экспериментальной модели информационно измерительной системы в лабораторных и полевых условиях.

5.1.1. Исследование структурных элементов измерительной системы в лабораторных условиях.

5.1.2. Испытания экспериментальной модели информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» в полевых условиях.

5.2. Испытания измерительной системы на крупномасштабном специализированном стенде. Оценка адекватности информационной модели.

5.3. Опытно-промысловая эксплуатация информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на Уньвинском нефтяном месторождении.

5.3.1. Сопоставление показаний СИ «Ультрафлоу» со штатным

АГЗУ «Спутник».

5.3.2. Сопоставление замеров дебетов, выполненных с помощью измерительных установок разного типа.

5.4. Опытно-промышленная эксплуатация информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на Чернушинской дожимной насосной станции.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование ультразвуковых методов и информационно-измерительной системы измерения расхода нефтеводогазового потока»

Актуальность темы. Измерение дебита нефтяных скважин представляет собой актуальную и вместе с тем весьма сложную проблему, возникающую при разработке месторождений. Особенно эта проблема обострилась в условиях платного недропользования, поскольку является решающей во взаимоотношениях между нефтедобывающими предприятиями и государством. Актуальность этой проблемы определяется также необходимостью повышения эффективности нефтедобычи, что невозможно без качественного оперативного контроля эксплуатационных режимов нефтяных скважин [1-3].

Сложность этой проблемы состоит в том, что выходной продукцией скважин является смесь нефти, пластовой воды и попутных газов. Кроме того, смесь содержит некоторое количество твердых углеводородов (парафин, церезин и др.), а также минеральные частицы и другие механические примеси. Концентрация компонентов смеси непостоянна во времени, что приводит к нестабильности структуры, физических свойств и режимов течения нефтеводогазового потока.

Традиционные методы и средства контроля производительности скважин, основанные на предварительной сепарации свободного газа, а иногда разделении и жидких компонентов, не отвечают сегодняшним потребностям отрасли и современному уровню развития информационно-измерительных технологий. Применяемые сепарационные измерительные установки имеют значительные массогабаритные характеристики, что затрудняет их транспортировку на вновь обустраиваемые месторождения, особенно в труднодоступные северные и восточные регионы страны. К тому же, используемые сепарационные устройства не обеспечивают полного отделения газовой фазы, что приводит к погрешности измерения количества продукции скважины [4].

Существенным недостатком таких установок является выборочный контроль дебита отдельных скважин куста и дискретность показаний, определяемая временем накопления отделяемой фазы в сепарационной емкости. В результате объем и достоверность получаемой информации недостаточны для выработки оптимальных и экономически обоснованных технических решений по режимам эксплуатации и срокам ремонта фонда нефтяных скважин. Отсутствие постоянной информации приводит к простою скважин, преждевременному износу оборудования и создает предпосылки к возникновению аварийных ситуаций [5, 6].

Таким образом, можно сделать вывод, что задача разработки новых методов и средств измерения расхода нефтеводогазового потока без использования сепарационных устройств весьма остро стоит перед специалистами. Необходимо создание приемлемых по стоимости, простых и надежных измерительных систем, обеспечивающих непрерывный контроль эксплуатационных параметров скважин, и, прежде всего, расхода компонентов нефтеводогазового потока.

Для решения данной задачи многие исследователи пытались применить классические методы и устройства измерения расходов однофазных потоков. Это различные сужающие устройства, тахометрические расходомеры, камерные счетчики и т.д. [7, 8]. Подобный подход использован также при создании известных многофазных измерительных систем "AGAR MPFM-301" и "AGAR MPFM-401" американской компании "AGAR Corporation" [9, 10]. Однако в условиях эксплуатации эти измерительные системы показали низкую надежность. К тому же, масса и габариты этих установок оказались весьма значительны.

Наибольшую известность получили бессепарационные многофазные расходомеры, в которых наряду с другими используются методы просвечивания потока ионизирующими излучениями. К ним относятся такие измерительные системы как "Fluenta-Roxar MPFF-1900VI", "Framo

Schlumberger Phase Watcher Vx", "Mixmeter" [11-13].

Кроме того, были разработаны и испытаны бессепарационные измерительные системы, в которых использованы другие методы измерений, основанные на регистрации изменений различных физических величин зондируемой среды. Однако они не нашли широкого применения в нефтедобывающей промышленности в силу различных причин, прежде всего недостаточной точности измерений.

Следует отметить, что успешное решение задачи определения количества продукции нефтяных скважин с помощью бессепарационных многофазных измерительных систем связано с выполнением следующих основных требований:

- необходимо регистрировать параметры физических величин зондируемой многофазной среды;

- следует обеспечить достоверность измерений в условиях нестабильности потока;

- необходимо обеспечить минимальные потери давления в измерительном тракте;

- динамический диапазон измерений расхода фаз должен быть достаточно широким (например, 1:20);

- измерительная система должна быть высоконадежной и автономной;

- измерительная система должна иметь небольшую массу и компактные размеры;

- система должна быть устойчива к химическому и абразивному воздействию рабочей среды;

- следует создать условия, исключающие появление смоло-парафиновых отложений;

- должны быть обеспечены простота монтажа и низкие затраты на обслуживание измерительной системы;

- следует исключить использование источника радиоактивного излучения.

К числу наиболее перспективных методов диагностики многофазных потоков, на базе которых могут быть разработаны измерительные системы, в значительной мере отвечающие перечисленным выше требованиям, относятся акустические методы. Эти методы были положены в основу вновь разработанных информационно-измерительных систем измерения расхода компонентов нефтеводогазовых потоков.

Цель работы. На основе теоретических и экспериментальных исследований газожидкостных потоков разработать и научно обосновать новый метод измерения расхода многофазных потоков ультразвуковыми средствами, создать и внедрить на нефтяных месторождениях России информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов продукции нефтяных скважин.

Для достижения этой цели в диссертационной работе были поставлены и решены следующие основные задачи:

- экспериментально исследованы физические параметры нефтеводогазового потока, включая акустические свойства нефтеводяной эмульсии;

- проанализированы гидродинамические характеристики режимов течения многофазной смеси в вертикальном канале;

- физически обоснованы и исследованы новые методы определения параметров нефтеводогазового потока: скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания в локальных точках;

- разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения параметров нефтеводогазового потока в локальных точках;

- разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками;

- создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока;

- создана методика и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным;

- разработаны и внедрены информационно-измерительные системы измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока на скважинах отечественных месторождений;

- проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы на эксплуатационную надежность на нефтяном месторождении.

Научная новизна. Новые результаты, полученные в работе, заключаются в следующем:

1. Предложены, обоснованы и развиты научные основы нового класса измерительных систем измерения расходных характеристик нефтеводогазового потока на основе определения его локальных параметров акустическими средствами.

2. Разработана и экспериментально исследована информационная модель, связывающая локальные параметры многофазного потока с его интегральными расходными характеристиками. Предложен новый подход к измерению характеристик нефтеводогазового потока, базирующийся на определении статистически осредненных локальных параметров среды и вычислении на этой основе его интегральных расходных характеристик.

3. На основе экспериментальных исследований установлена взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками.

4. Разработаны и обоснованы новые конструкции ультразвуковых преобразователей для определения локальной скорости потока, локального объемного газосодержания нефтеводогазового потока и обводненности нефтеводяной эмульсии.

5. Предложена и обоснована конструкция гидродинамического канала для размещения измерительных преобразователей.

6. Разработана и обоснована структура информационно-измерительной системы контроля расходных характеристик нефтедобывающей скважины.

7. Создана методическая и экспериментальная база для калибровки информационно-измерительной системы в стендовых условиях, максимально приближенных к реальным.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности. Создана информационно-измерительная система для определения расхода компонентов нефтеводогазового потока «Ультрафлоу», в которой достигнуто существенное улучшение важнейших эксплуатационных характеристик: обеспечена долговременная устойчивая работа системы на месторождениях в северных районах страны при значительных отрицательных температурах окружающего воздуха; осуществлена дистанционная передача данных измерений по радиоканалу на дистанцию до 20 км; достигнута более высокая точность измерения расходных параметров; более чем на порядок снижены массогабаритные характеристики относительно традиционных измерительных систем.

Разработан и построен измерительный испытательный стенд, позволяющий организовать течение модельного многокомпонентного потока с расходными и физическими характеристиками, воспроизводящими реальное движение продукции скважин. Стенд сертифицирован Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включен в Государственный реестр средств измерений. На этом стенде выполнен цикл исследований гидромеханики многокомпонентного потока в широком диапазоне изменения режимных параметров, отработаны математические модели связи расходных характеристик потока с параметрами среды, измеряемыми акустическими датчиками.

Выполнены исследования опытных образцов компонентов измерительной системы и в целом опытно-промышленного образца многофазного расходомера «Ультрафлоу».

Разработанная информационно-измерительная система «Ультрафлоу» была установлена на кусте скважин Уньвинского месторождения Пермского края, прошла опытно-промысловую эксплуатацию в течение четырёх лет и в настоящее время используется как штатная измерительная система. Система сертифицирована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включена в Государственный реестр средств измерений. ОАО «Арзамасский приборостроительный завод» приступил к серийному производству измерительных систем «Ультрафлоу», которые востребованы нефтедобывающими предприятиями. Первый серийный образец установлен на Чернушинском месторождении ООО «Лукойл-Пермь» в многофазной системе сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин.

На основе разработанных методов измерения локальных параметров нефтеводогазовой смеси и математических моделей определения расходных характеристик многофазного потока создана информационно-измерительная система «Ультрафлоу» для определения количества компонентов продукции нефтяных скважин. Тем самым решена важная научно-техническая проблема, имеющая большое значение для нефтедобывающей отрасли.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: th

- на семинаре «5 Workshop on Measurement Techniques for Steady and Transient Multiphase Flows». Rossendorf (Dresden), Germany - September 18-20,2002;

- на научно-техническом совете ЗАО «Лукойл-Пермь» об опытно-промысловых испытаниях системы измерения «Ультрафлоу». Пермь, 12 июля, 2002;

- на научном семинаре по многофазным системам измерения дебита скважин. ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 10-11 июля, 2003;

- на конференции «European Oil/Gas Industry Conference». Aberdeen, Scotland, Great Britain, September 4-7, 2003;

- на совещании главных метрологов ООО «ЛУКОЙЛ» «Метрологическое обеспечение учёта энергоресурсов». Москва, 1-3 октября, 2003;

- на семинаре «Новые технологии в системе замера дебита, учёта нефти и нефтепродуктов, мультифазные расходомеры». Нефтеюганск, ОАО «Юганскнефтегаз», 27 апреля, 2004;

- на семинаре «Multiphase Flow Measurement Seminar». Франция, Париж (Кламар), 14-19 декабря, 2004;

- на семинаре начальников управлений нефтедобычи ОАО «ЛУКОЙЛ». Пермь, 15 декабря, 2005;

- на техническом совещании «Метрологическое обеспечение учета нефти и нефтепродуктов», проведенном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии РФ, ФГУП ВНИИ расходометрии. Казань, 21-23 ноября, 2006.

- на технических совещаниях в ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «ЮКОС», ОАО «Газпром-Геофизика» (в период 2001-06 гг.).

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и семи приложений.

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Дробков, Владимир Петрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработаны научные основы нового класса измерительных систем определения расходных характеристик нефтеводогазового потока на основе ультразвуковых измерений.

2. Исследована взаимосвязь между физическими параметрами нефтеводогазового потока и его акустическими характеристиками и, в частности, акустические свойства нефтеводяной эмульсии. Определено, что величина затухания ультразвука в водонефтяной эмульсии может достигать 120 дБ/см на частоте 1МГц; наблюдается аномально низкое затухание ультразвука на частоте 8 МГц - 44 дБ; скорость звука в эмульсии монотонно зависит от объемной концентрации воды, фракционного состава нефти, степени минерализации воды и от температуры; вязкость эмульсии достигает максимального значения в точке инверсии (при обводненности 60-70%) и возрастает при повышении степени дисперсности.

3. Разработана и экспериментально обоснована информационная модель, связывающая локальные параметры потока с его интегральными расходными характеристиками;

4. Физически обоснованы и исследованы новые методы определения локальных параметров нефтеводогазового потока: скорости движения, объемной концентрации компонентов жидкой фазы, объемного газосодержания. Предложен новый подход к определению интегральных расходных характеристик нефтеводогазового потока, основанный на использовании статистически осредненных параметров зондируемой среды в определенных точках измерительного канала.

5. Разработаны новые эффективные ультразвуковые преобразователи для измерения локальных параметров нефтеводогазового потока: объемной концентрации газовой фазы в потоке методом акустического зондирования; скорости потока доплеровским методом; обводненности нефтеводяной эмульсии по скорости прохождения акустических импульсов.

6. Создана информационно-измерительная система определения расхода компонентов продукции нефтяных скважин «Ультрафлоу», включающая первичные преобразователи сигналов, блок накопления данных, радиоканал, базовый компьютер с программно-вычислительным комплексом "Var-Pro 2000", сертифицированная Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенная в Государственный реестр средств измерений. В ней достигнуто значительное повышение точности измерения расхода компонентов нефтеводогазового потока по сравнению с традиционными измерительными системами.

7. Разработаны методы и оборудование для исследования и калибровки измерительной системы в условиях, моделирующих реальные режимы течения нефтеводогазовой смеси на выходе нефтяной скважины, сертифицированные Федеральным Агентством по техническому регулированию и метрологии РФ и включенные в Государственный реестр средств измерений.

8. Проведены долговременные промысловые испытания информационно-измерительной системы «Ультрафлоу» на эксплуатационную надежность на Уньвинском нефтяном месторождении Пермского края и в 2006 году начато серийное производство в ОАО «Арзамасский приборостроительный завод».

9. Разработанная информационно-измерительная система контроля расходных характеристик нефтеводогазового потока внедрена на отечественных месторождениях.

10. Предложены оригинальные технические решения, новизна которых, подтверждена патентами: РФ №2126143, №2138023, Европейского патентного бюро №1261846 В1, США №6,658,944 В2, Канады №2393727, Китая №1427948 и других стран.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Дробков, Владимир Петрович, 2007 год

1. Ахпателов Э.А. Актуальность проблемы учёта и контроля количества нефти, добываемой на месторождениях // 1. Общероссийская научно-практическая конференция по расходометрии: Материалы конференции. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - С. 7-9.

2. Браго Е.Н. Контроль режима эксплуатации скважин Крайнего Севера: проблемы и перспективы их решения на основе новых информационных технологий. / Е.Н. Браго, Б.А. Григорьев, О.В. Ермолкин и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - 60 с.

3. Баринов Б.А. Метрологическое обеспечение учёта продукции нефтяных скважин. // Законодательная и прикладная метрология. -2002.-№3.-С. 14-15.

4. Слепян М.А. Основные проблемы автоматизации в нефтедобывающей отрасли. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1996. - №1. - С. 2-3.

5. Белов В.Г., Соловьёв В.Я. Системность это предсказуемость процесса. // Нефть России. 1998. - №7. - С. 28-29.

6. Кремлёвский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1982. - 214 с.

7. Гужов А.И., Медведев В.Ф., Удодов А.Г. Установка для оперативного контроля расхода нефти и газа в системах совместного сбора продукции скважин. // Нефтяное хозяйство. 1981. - № 12. - С. 55-56.

8. AGAR MPFM-301 Multiphase (Oil/Water/Gas) Flow Meter. AGAR Corporation, www.agarcorp.com.

9. Описание типа средств измерения «Многофазный измеритель расхода AGAR MPFM-401» фирмы AGAR Corporation (США)», Государственный реестр средств измерений, per. № 15368-96.

10. Olsvik К. Fluenta Multiphase Flow Meter, Tested and Marinised./ Olsvik K., Widree Т., North Sea Flow Measurement Workshop, UK, 1995, 24-26 September, paper 19.

11. Oyvind Isaksen. Multiphase Meters. // Multiphase Metering Technology Forum. 2001, February 27 March 1, Houston, USA.

12. Harrison P.S., Hewitt G.F., Parry S.J., Shires G.L. Development and Testing of the «Mixmeter» Multiphase Flow Meter. // North Sea Flow Measurement Workshop, UK, 1995, 24-26 September. paper 17. - p. 1-34.

13. Алиев T.M. Информационно-измерительные системы количественного учета нефти и нефтепродуктов. / Т.М. Алиев, А.А. Тер-Хачатуров М.: Недра, 1976.- 157 с.

14. Ханов Н.И. Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учёте. / Н.И. Ханов, А.Ш. Фахутдинов, М.А. Слепян и др. СПб.: СПб. УЭФ, 2000. -270 с.

15. Кульчицкий В.В. Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 2. - С. 95-97.

16. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Тотальный сбор информации. // Нефть России. 1999. - № 2. - С. 69-71.

17. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Обработка и представление информации. // Нефть России. 1999. - № 6. С. 64-67.

18. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Решения, основанные на информации. // Нефть России. 1999. - № 10. - С. 62-65.

19. Муравьев В.М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. / В.М. Муравьев, Н.Н. Репин М.: Недра, 1972. - 208 с.

20. Муравьёв В.М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977. - 304 с.

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

22. Левченко Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. / Н.М. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева М.: Химия,- 1967.-200 с.

23. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - 142 с.

24. Эмульсии. / Под ред. Ф. Шермана: Пер. с англ. /Под ред. А.А. Абрамзона. Л.: Химия, 1972. - 448 с.

25. Тоски Э., Окугбайе Э., Таувени Б. и др. Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией. // Сб. Нефтегазовое обозрение. М.: весна 2003. - С. 68-77.

26. Гриценко А.И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. / А.И. Гриценко, О.В. Клапчук, Ю.А. Харченко М.: Недра, 1994.-240 с.

27. Boure J.A., Delhaye J.M. General Equations and Two-Phase Flow Modeling. // Handbook of Multiphase Systems / Ed. by G. Hetsroni -Washington, NY, London: Hemisphere Publishing Corporation, 1986. P. 36-95.

28. Кутателадзе C.C. Исследование турбулентных течений двухфазных сред. -Новосибирск, 1973.-315 с.

29. Фукс Г.И. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов. М.: Знание, 1984.-64 с.

30. Гимаутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. / Ш.К. Гимаутдинов, А.И. Ширковский М.: Альянс, 2005. - 310 с.

31. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 50-51.

32. Дунюшкин И.И. Расчёты физико-химических свойств пластовой ипромысловой нефти и воды. Учебное пособие для ВУЗов. / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева М.: ФГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 448 с.

33. Вакулин А.А. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. / А.А. Вакулин, А.Б. Шабаров -Новосибирск: Наука, 1998. 249 с.

34. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука, 1987. -Часть 4.1.-464 с.

35. Телетов С.Г. Уравнения гидродинамики двухфазных жидкостей. // Доклады АН СССР М., 1945. - Т. 50. - С. 99-102.

36. Дюнин А.Н. Основы механики многокомпонентных потоков. / А.Н. Дюнин, Ю.С. Борщевский, Н.А. Яковлев Новосибирск: АН СССР. Сибирское отделение, 1965.-436 с.

37. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. / Г.Э. Одишария, А.А. Точигин М.: ВНИИ Природных газов и газовых технологий. Ивановский Государственный Энергетический Университет, 1998. - 400 с.

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

39. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика двухфазных систем. М.: Энергия, 1976. - 296 с.

40. Сноу С. Гидродинамика многофазных систем: Пер. с англ. / Под ред. М.Е. Дейча-М.: Мир, 1971.-536 с.

41. Полянин JI.H. Прикладная гидродинамика восходящих газожидкостных потоков. /JI.H. Полянин, В.П. Дробков М.: Энергоатомиздат, 2004. - 80 с.

42. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972. - 440 с.

43. Мельников В.И. Акустические методы диагностики двухфазныхтеплоносителей ЯЭУ. / В.И. Мельников, Г.Б. Усынин М.: Энергоатомиздат, 1987.- 161 с.

44. Кремлевский П.П. Расходомеры и счётчики количества. JL: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1989. - 701 с.

45. Каменов А.В., Лепешкин Л.Н., Литвинов Л.И. Расходомер с сужающим устройством для водопонижающих скважин. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 14-16.

46. Acharya S.K. Characteristics of Dall Flow Tube. // j. Inst. Engng. (India Mech. Engng). Div. 47, № 9. - P. 327-335.

47. Локшин В.А. Технические характеристики трубок для измерения расхода жидкости. // Теплоэнергетика. 1954,- № 4.- С. 29-33.

48. Иванов К.Ф., Дубинский Н.М. Расходомеры на базе осредняющих напорных трубок. // Сб. Повышение точности измерения расхода. Л.: ЛДНТП, 1988.-С. 30-34.

49. Акимов В.Ф. Измерение расхода газонасыщенной нефти. М.: Недра, 1978.-200 с.

50. Акимов В.Ф. Щелевые расходомеры непрерывного взвешивания // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.-С. 71-74.

51. Agostini G., Era A. Preliminary Density Measurements of Steam Water Mixtures Flowing in a Tubular Channel Under Adiabatic and Heated Conditions // Energie nucleare. 1971. - Vol. 18, № 5. - P. 30-34.

52. Агабеков Н.Г., Арутюнов Л.А., Цабкевич Э.Р. Счётчики жидкости ковшового типа. // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 9. - С. 54-58.

53. Киясбейли А.Ш. Счётчики и расходомеры с овальными шестернями. / А.Ш. Киясбейли, Л.М. Лифшиц М.: Машиностроение, 1983. - 144 с.

54. Грабовский A.M., Денисов А.Ю. Расходомер с поворотным крылом. // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.-С. 63-65.

55. Бошняк Л.О. Современное состояние исследований и разработок тахометрических расходомеров. // Приборы и системы управления. -1972.-№9.-С. 44-48.

56. Леванов В.Г., Чумаков А.Г., Мезнев А.В. Расходомер с шариковым ротором. // Сб. Расчёт и конструирование расходомеров. Л.: Машиностроение, 1978.- С. 98-101.

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

58. Ибрагимов Н.Г., Самойлов В.В., Фролов А.И. и др. Анализ и выбор средств измерения расходов в системах ППД и газосборных сетях. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 74-78.

59. Киясбейли А.Ш. Вихревые счётчики-расходомеры. / А.Ш. Киясбейли, М.Е. Перелыптейн М.: Машиностроение, 1974. - 160 с.

60. Киясбейли А.Ш. Вихревые измерительные приборы. / А.Ш. Киясбейли, М.Е. Перелыптейн М.: Машиностроение, 1978. - 152 с.

61. Ривкин И.Я. Вибрационные массовые расходомеры. // Измерение, контроль, автоматизация. 1980. - № 7-8. - С. 27-32.

62. Биргер Г.И. Ультразвуковые расходомеры. / Г.И. Биргер, Н.И. Бражников М.: Металлургия, 1964. - 382 с.

63. White D., Rodely A., McMurtrie С. The Vortex Shedding Flowmeter. // Chem. Eng. 1972. - Vol. 13, № 1. - P. 1-17.

64. Маштаков Б.П. Разработка и исследование вихревых расходомеров на основе взаимодействия потока жидкости с телом обтекания: Автореф. дисс. канд. техн. наук. М., 1984. - 24 с.

65. Маштаков Б.П., Грикевич А.В. Вихревые расходомеры с телом обтекания. Перспективы вихревой расходометрии. // Приборы и системы управления. 1990. -№ 12. - С. 24-26.

66. Трескунов С.Л., Барыкин Н.А. Перспективы использования струйныхгенераторов для измерения расхода. // Теоретические и экспериментальные исследования в области создания измерительных преобразователей расхода: Труды НИИ Теплоприбор. М., 1984. - С. 30-39.

67. Катыс Г.П. Массовые расходомеры. JL: Энергия, 1965. - 88 с.

68. Цейтлин В.Г. Расходоизмерительная техника. М.: Стандарты, 1977. -239 с.

69. Eren Н. Density Measurement. // Curtin University of Technology. Press LLC http://www.engnetbase.com

70. Киясбейли А.Ш. Частотновременные расходомеры и счётчики. / А.Ш. Киясбейли, A.M. Измайлов, В.М. Гуревич М.: Машиностроение, 1984.-127 с.

71. Бобровников Г.Н. Бесконтактные расходомеры. / Г.Н. Бобровников, Б.Н. Новожилов, В.Г. Сарафонов М.: Машиностроение, 1985. -128 с.

72. Fox Т.Е. A Theoretical and experimental investigation of a range-gated ultrasonic Doppler Flow Detector // Scien. Instr. 1981. - Vol. 14, № 5. - P. 330-340.

73. Coulthard J. Cross-correlation Flow Measurement a History and the State of the Art// Meas. and Contr. - 1983. - Vol. 16, № 6. - P. 214-218.

74. The Abbon Flow Master (AFM) // Acoustic Technology. Официальный сайт фирмы "ABBON". www.abbon.com.htm.

75. Мельников В.И. Акустические методы диагностики газожидкостных потоков. / В.И. Мельников, В.П. Дробков, В.В. Контелев М.: Энергоатомиздат, 2006. - 382 с.

76. Arave А.Е. Ultrasonic Density Detector for Vessel and Reactor Core Twophase Flow Measurements // Aspects Nucl. React. Safety Proc. Int Cobl. Tests React. Safety Program, Patten, 25-28 June., 1979, Chur. 1980. P. 345-368.

77. Мельников В.И., Хохлов B.H., Усынин Г.Б. и др. Разработка и исследование акустического метода измерения паросодержания на выходе ТВС реакторов ACT. // Атомная энергия. 1986. - Т. 61, Вып. 1,-С. 27-30.

78. Бутенко В.И., Чистяков Е.С. Установка для измерения концентрации газовых фаз в потоке жидкости. // Газотермодинамика многофазных потоков в энергоустановках: Труды Харьковского авиационного института. Харьков, 1978. - Вып. 1. - С. 92-96.

79. Беляков B.JI. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. Глава 4. М.: Недра, 1992. - 202 с.

80. Кричевский Е.С. Теория и практика экспрессного контроля влажности твёрдых и жидких материалов. / Е.С. Кричевский, В.К. Бензарь, М.В. Венедиктов и др. М.: Энергия, 1980. - 240 с.

81. Лидерман И.С. Методы и приборы для измерения влажных жидких сред в нефтепереработке и нефтехимии. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1972.-88 с.

82. Саяхов Ф.Л. Электрофизические методы контроля и управления свойствами технологических жидкостей в нефтедобыче. /Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 68 с.

83. Шерклиф Дж. Теория электромагнитного измерения расхода: Пер. сангл. М.: Мир, 1965. - 268 с.

84. Гаммерман М.Я. Общепромышленные электромагнитные расходомеры // Приборы и системы управления. 1972. - № 9. - С. 42-44.

85. Корсунский JI.M. О применении электромагнитных расходомеров для сред с низкой проводимостью. // Сб. Вопросы магнитной гидродинамики. Рига, 1963. - С. 309-314.

86. Рабинович Ф.М. Кондуктометрический метод дисперсного анализа. -Л.: Химия. Ленинградское отделение, 1970. -176 с.

87. Голубев Б.П. Электрофизические методы исследования свойств теплоносителей. / Б.П. Голубев, С.Н. Смирнов, Ю.М. Лукашев, Е.П. Свистунов -М.: Энергоатомиздат, 1985. 184 с.

88. Субботин В.И., Похвалов Ю.Е., Михайлов Л.Е. и др. Резистивный и емкостной методы измерения паросодержания. // Теплоэнергетика. -1974.-№6.-С. 63-68.

89. Марченко А.В., Голубев Б.П., Свистунов Е.П. и др. Использование кондуктометрического метода определения характеристик двухфазных методов в теплоэнергетике. // Теплоэнергетика. 1979. - № 7. - С. 5861.

90. Дробков В.П. Разработка методик измерений и экспериментальное определение теплогидродинамических характеристик контура естественной циркуляции реактора для ACT: Дисс. канд. техн. наук. -М., 1986.-207 с.

91. Hammer Е., Thorn R. Capacitance Transdusers for Nonintrusive Measurement of Water in Crude Oil. // Proceedings of International

92. Conference on The Metering of Petroleum and Its Products (7-8 march 1985). London: ECA, 1985. - P. 45-49.

93. Браго E.H., Мартынов Д.В., Великанов Д.Н. Комбинированный измерительный преобразователь для определения влагосодержания в нефтепродуктах. // Приборы и системы управления. 1996. - № 1. - С. 27-28.

94. Фетисов B.C. Средства измерения влажности нефти: современное состояние, проблемы и перспективы (обзор) // Датчики и системы. -1999.-№3,-С. 33-38.

95. Patent 5,503,004 United States, Intern. CI. G01F1/74. Apparatus for Determining the Percentage of a Fluid in a Mixture of Fluids. / J. Agar (US). № 438,984; Date of filing 11.05.1995; Date of publication 02.04.1996; US005503004A.

96. Браго E.H. Использование сверхвысоких частот для измерения содержания компонентов в нефтеводяных и газожидкостных потоках. / А.А. Демьянов-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1989. Вып. 3(71). -40 с.

97. Войнов В.В. Исследование методов относительного содержания компонент в многофазных микроволновых расходомерах для нефтяных скважин: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Долгопрудный, 1997. -18 с.

98. Зайцев JI.A. Система сбора и обработки информации для резервуарных парков. /Л.А. Зайцев, В.В. Панарин -М.: Недра, 1984. 148 с.

99. Стырикович М.А. Методы экспериментального изучения процессов генерации пара. /М.А. Стырикович, М.И. Резников М.: Энергия, 1976. -279 с.

100. Жерновой А.И. Ядерно-магнитные расходомеры. Л.: Машиностроение, 1985. - 135 с.

101. Жерновой А.И. Измерения расхода компонентов гетерогенных потоков с помощью ядерного магнитного резонанса // Сб. Измерения расходовжидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 134-135.

102. Солодкий В.А., Бартоломей Г.Г., Харитонов Ю.В. и др. Определение паросодержания в кипящих реакторах способом электрозондирования. //Теплоэнергетика. 1980.- № 10.-С. 15-18.

103. Дробков В.П., Кулаков И.В., Халмэ М.В., Шанин В.К. Исследование распределения паровой фазы теплоносителя в тяговой шахте модели реактора ACT. // Теплоэнергетика. 1987. - № 4. - С. 37-39.

104. Резников М.И., Миропольский 3.JI. Радиоизотопные методы исследования внутрикотловых процессов. М.: Энергия, 1965. - 216 с.

105. Харитонов Ю.В. Методика определения истинного объёмного паросодержания в стационарных и нестационарных процессах с помощью гамма-просвечивания: Дисс. канд. техн. наук. М.: МЭИ, 1973.-269 с.

106. Юрова JI.H., Смолин С.В., Шпанский С.В. и др. Метод определения паросодержания в среде по регистрации замедленных ею нейтронов // Атомная энергия. 1977. - Т. 43, № 3. - С. 164-170.

107. ПО. Емельянов И.Я., Юрова J1.H., Смолин С.В. и др. Использование нейтронного датчика для определения паросодержания. // Атомная энергия. 1977. - Т. 43, № 3. - С. 171-175.

108. Бартоломей Г.Г., Алтухов М.С., Байбаков В.Д. Определение плотности среды методом нейтронного просвечиваия. // Теплоэнергетика. 1975. - № 2. - С. 72-76.

109. Кратиров В.А., Кремлёвский П.П. Флуктуационный метод измерения расхода нефтегазовых смесей. // Приборы и системы управления. -1983.-№ 9.-С. 18-19.

110. Александрович Г.В., Колесов В.И. Тепловой трубчатый расходомер. // Заводская лаборатория. 1967. - № 5. - С. 380-382.

111. Френкель Б.А. Тепловые калориметрические расходомеры. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1968. - 90 с.

112. Корякова О.Н., Кузьмин В.А. Термоанемометры постоянной температуры. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973.-С. 56-59.

113. Гришечкин B.C. Измерение скоростей потоков воды и воздуха полупроводниковыми термоанемометрами. // Сб. Измерение расхода жидкости, газа и пара. М., 1973. - С. 77-79.

114. Делайе Д. Теплообмен и гидродинамика в атомной энергетике: Пер. с англ. / Делайе Д., Гио М., Ритмюллер М. // Под ред. П.Л. Кириллова -М.: Энергоатомиздат, 1984. 422 с.

115. Леончик Б.И., Маякин В.П. Измерения в дисперсных потоках. М.: Энергоиздат, 1981.- 181 с.

116. Басков В.Б., Кириллов С.Е. Тепловая меточная система для измерения параметров потоков жидкостей. // Изв. Вузов. Приборостроение. -1982.- Т. 25.-С. 14-18.

117. Фатхутдинов А.Ш. Автоматизированный учёт нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. /А.Ш. Фатхутдинов, М.А. Слепян, Н.И. Ханов и др. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2002. -417 с.

118. Абрамов Г.С. Проблемы выбора средств измерения дебита нефтяных скважин. // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. 2004. - № 9. - С. 2-8.

119. Чудин В.И., Ануфриев В.В, Шуваева Л.А. и др. Варианты решения проблемы контроля за дебитом нефтяной скважины. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 3. - С. 51-54.

120. Фролов А.И. Проблемы измерения продукции скважин нефтяных месторождений. // Датчики и системы. 2001. - № 9. - С. 37-40.

121. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Многофазные расходомеры для измерения дебита нефтяных скважин. // Мир измерений. 2003. -№5.-С. 7-20.

122. Танеев Ф.К. Автоматизированные групповые установки типа «Спутник» для покомпонентного измерения продукции скважин. // Экспресс-информ. Серия «Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1971. - Вып. 10.-С. 17-21.

123. Дробах В.Т., Танеев Ф.К., Галямов М.Н., Гафаров Ш.М. Эксплуатация автоматизированных групповых установок «Спутник». // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 2. - С. 66-68.

124. Лазовский Л.И. Автоматизация измерения продукции нефтяных скважин. / Л.И. Лазовский, Ш.М. Смотрицкий. М.: Недра, 1975. -168 с.

125. Слепян М.А., Золотухин Е.А., Фатхутдинов А.Ш., Шатунов А.С. Блочные установки для коммерческого и оперативного учёта нефти. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -1997.-№3-4.-С. 33-35.

126. Белов В.Г., Соловьёв В.Я. Модернизация АГЗУ «Спутник АМ40» и методики измерения продукции скважин. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 10.-С. 118-121.

127. Слепян М.А. Программа капитального ремонта и модернизации ГЗУ «Спутник» // Общероссийская научно-практическая конференция «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии»: Материалы конференции. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С. 70-73.

128. Под маркой ОЗНА. Оборудование для измерения продукции скважин нового поколения. Материалы аналитической службы. // Нефтегазоваявертикаль. 2005. - № 18. - С. 68-69.

129. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Е-03-180-300А». Техническое описание. Уфа, 2000.

130. Рекомендация ГСИ: Дебит жидкости нефтяных скважин. Методика выполнения измерений массоизмерительной установкой типа «АСМА». МИ 2731-2002. М.: ФГУП ВНИИМС Госстандарта России, 2002. - 24 с.

131. Установка измерительная групповая «Спутник-М». Руководство по эксплуатации. Тюмень, 2002.

132. Замерная установка гидростатического типа «МЕРА 40-1-1500М». Техническое описание. Тюмень: «Нефтемаш», 2003.

133. Установка измерительная групповая автоматизированная «Электрон-1500». Устройство и принцип действия, www.zeleletr.ru/el.

134. Абрамов Г.С., Зимин М.И., Чураков В.В., Тресков С.Г. Гидростатический метод учета продукции нефтяных скважин. // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 9. - С. 8-11.

135. Абрамов Г.С., Зимин М.И. Анализ погрешностей установок с гидростатическим методом измерения // Автоматизация, телемеханизации и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 9. - С. 12-15.

136. Технологический учет жидкости в продукции нефтяных скважин. Групповая замерная установка «Дельта-М»,НПО «НТЭС».www.nponts.ru.

137. Официальный сайт компании «Accuflow» (США): www.accuflow.com.

138. Компактный циклонный мультифазный анализатор ССМ компании «Argosy Technologies Ltd», www.argosy-tech.

139. Официальный сайт университета г.Тулса (США): www.tustp.org.

140. AGAR MPFM-401 Multiphase (Oil/Water/Gas) Flow Meter. AGAR Corporation, www.agarcorp.com.

141. Harrison P.S., Hewitt G.F., Parry S.J., Shires G.L. Development and Testing the "Mixmeter" Multiphase Flowmeter. // 13-th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1995. - paper 17.-33 p.

142. Torkildsen B.H., Helmers P.B., Kanstad S.K., Letton W. Topside and Subsea Experience with the Framo Multiphase Flow Meter. // 15-th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1997. - paper 6. - 18 p.

143. Thorn R., Johansen G.A., Hammer E.A. Three-phase Flow Measurement in the Offshore Oil Industry is there a Place for Process Tomography. // 1-st World congress on industrial process tomography. Buxton, Greater Manchester. 1999. - April. - P. 228-235.

144. Valle-Hanssen B. Status of the Framo Subsea Multiphase Flow Meter // 13th Measurement Workshop "North Sea Flow". 1995. - paper 13.-10 p.

145. Compact Multiphase Meters Take Tradition to Task. // Offshore engineer. -2003.-October.-P. 41-44.

146. Сафонов A.B. Многофазные расходомеры производства фирмы Roxar (Норвегия) // II Общероссийская научно-практическая конференция по расходометрии: Материалы конференции. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.-С. 155-158.

147. Прибор RFM MPFM. Техническое описание. Roxar flow measurement. -2005.-23 с.

148. Расходомеры-счетчики многокомпонентные TopFlow. Описание типа средств измерений. // Per. № 22110-01 в Государственном реестресредств измерений РФ.

149. Расходомер для многофазных сред TopFlow. Техническое описание. -Pietro Fiorentini/FlowSys. 2003. - 17 с.

150. Multiphase Meter to Undergo North Sea Tests. //Oil & Gas Journal. -1995.-№ 17.-P. 69-71.

151. Patent 5287752 United States, Intern. CI. G01F1/64. Measurment of Gas and Liquid Flowrates and Watercut of Multiphase Mixtures of Oil, Water and Gas. / Den Boer Johannis J. (NL). № US 19920872377; Date of filing 23.04.92; Date of publication 22.02.94.

152. Расходомер РГЖ-001. Паспорт и руководство по эксплуатации. ИГНД 407312 002 РЭ. НИИИС. 1997. - 17 с.

153. Садыков Р.Х., Стариков В.П. Измерители состава и расхода многофазных и многокомпонентных жидкостей «КОУН» // XIIмеждународная научно-практическая конференция

154. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара»: Труды конф. СПб.: Борей-Арт, 2002. - С. 27-36.

155. Jones О.С., Zuber N. The Interrelation between Void Fraction Fluctuations and Flow Patterns in Two-Phase Flow. // Int. Journal Multiphase Flow. -1975.-Vol. 2.-P. 273-306.

156. Jamieson A.W. Multiphase Metering The Challenge of Implementation. // 16-th North Sea Flow Measurement Workshop. - 1998. - Norway. - 8 p.

157. Браго E.H. Новые информационные технологии и измерительное оборудование контроля режима эксплуатации скважин газонефте-конденсатных месторождений Крайнего Севера. / Е.Н. Браго, Б.А. Григорьев, О.В. Ермолкин и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -84с.

158. Сулейманов Р.С., Ланчаков Г.А., Браго Е.Н., Ермолкин О.В. Спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода многофазных потоков скважин. // Сб. Проблемы освоения Уренгойского комплекса. М.: Недра, 1998. - С. 273-280.

159. Браго Е.Н., Ермолкин О.В. Информационная модель газожидкостного потока. // Приборы и системы управления. 1995. - № 3. - С. 17-19.

160. Шэклтон Дж. Программа новых технологий ENERGIE: Многофазная измерительная система ESMER. // Нефтегазовые технологии. 2000. -№ 5. - С. 43-44.

161. Toral Н., Cai S. Field Tests of the ESMER Multiphase Flowmeter. // 16-th North Sea Flow Measurement Workshop. 1998. - Norway. - p. 15.

162. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987. - 144 с.

163. Вакулин А.А. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. /А.А. Вакулин, А.Б. Шабаров -Новосибирск: Наука, 1998. 249 с.

164. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основныхтехнологических процессов. Казань: Фэн, 2002. - 512 с.

165. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский М.: Альянс, 2005. - 310 с.

166. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей. Инженерные методы расчета: Пер. с польск. / Под ред. П.Г. Романкова M.-JL: Химия, 1966. -536 с.

167. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 50-51.

168. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 328 с.

169. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике. М.: Иностранная литература, 1956. - 726 с.

170. Берлинер М.А. Электрические методы и приборы для измерения и регулирования влажности. М. - Л.: Госэнергоиздат, 1960. - 310 с.

171. Полянин Л.Н. Вопросы теплофизики водоохлаждаемых энергоустановок. -М.: Энергоатомиздат, 1994. 144 с.

172. Мойссис Р., Гриффите П. Теплопередача // Труды американского общества инж.-мех. 1961. - сер.С., № 3. - 99 с.

173. Справочник по теплообменникам: Пер. с англ. / Под ред. Б.С. Петухова, В.К. Шикова М.: Энергоатомиздат, 1987. - Т. 1 - 560 с.

174. Lucas D., Krepper Е., Prasser Н. Prediction of radial gas profiles in vertical pipe flow on the basis of bubble size distribution. // Int. J. Therm. Sci. -2001.-Vol. 40.-P. 217-225.

175. Федоткин И.М. Теплогидравлические процессы в выпарных аппаратах. /И.М. Федоткин, С.И. Ткаченко Киев: Техника, 1975. - 212 с.

176. Полянин Л.Н., Дробков В.П. Относительные скорости движения фаз в газожидкостном потоке на подъёмных участках элементов энергетического оборудования. // Тяжёлое машиностроение. 2001. -№1. - С. 34-36.

177. Peebles F.N., Gerber H.J. Studies on the motion of gas bubbles in liquids. // Chemical Engineering Progress. 1953. - Vol. 49, № 2.

178. Гаврилов A.P. Содержание свободного газа в жидкости и акустические методы его измерения. // Акустический журнал. 1969. - Т. 15, № 3. -С. 321-333.

179. Лепендин Л.Ф. Акустика. М.: Высшая школа, 1978. - 448 с.

180. Исакович М.А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. - 496 с.

181. А.С. 618674 СССР, МКИ G01N29/02. Способ определения концентрации газа в жидкости. / И.С. Кольцова (СССР), Л.О. Крымский (СССР), И.Е. Покровская (СССР), И.Г. Михайлов (СССР). № 19772442125; Заявлено 10.01.77; Опубликовано 05.08.78; Бюлл. -1978.-№29.

182. Остервечель Г. Об измерении объемов маленьких газовых пузырьков и расходов газов акустическим методом // Приборы для научных исследований. 1980. - № 2. - С.44-48.

183. Winterton R.H.S. Boiling noise detection. // J. Brit. Nucl. Energy Soc. -1973.-Vol. 12, №4.-P. 459-462.

184. Левковский Ю.Л. Структура кавитационных течений. Л.: Судостроение, 1978. - 222 с.

185. Патент 5030230U Япония, МКИ Е02В15/06. Устройство для контроляза качеством теплоносителя в ядерном реакторе. / № 19910085443U; Заявлено 24.09.1991; Опубликовано 20.04.1993.

186. Patent 1138433 GB, Intern. CI. G01n29/00. Method and Device for Measuring the Gas Content of a Flowing Two-Phase Mixture /С. Chederville , N. Lions, M Rosse . № 5603/67; Date of application and filing 06.02.1967.

187. Патент 2091258 Франция, МКИ G01N29/00. Детектор газовыделения./ Заявлено 05.05.71.

188. Бутенко В.И., Чистяков Е.С. Установка для измерения концентрации газовых фаз в потоке жидкости. //Газотермодинамика многофазных потоков в энергоустановках. Харьковский авиационный институт. -Харьков, 1978.-Вып. 1.-С. 92-96.

189. Winterton R.H. Boiling Noise Detection. // J. Brit. Nucl. Energy Soc. -1973. Vol.12, № 4. - P. 459-462.

190. Мельников В.И. Диагностика двухфазных потоков методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. — 1981. — Т. 3, № 2. С. 110-116.

191. Махин В.А., Мельников В.И., Шатров В.А. Оценка точности измерения паросодержания методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. 1981. - Т. 3, № 4. - С. 83-86.

192. А.С. 1125538 СССР, МКИ G01T29/02. Акустический зонд для диагностики двухфазных сред. / В.И. Мельников (СССР), В.Н. Хохлов (СССР). № 3325545/25-28; Заявлено 06.08.81; Опубликовано 23.11.84; Бюлл. -1984. -№ 43.

193. А.С. 871057 СССР, МКИ GO 1 N29/00. Способ измерения среднего объемного паросодержания и устройство для его осуществления. / В.И. Мельников (СССР). №2780888/25-10; Заявлено 18.06.79; Опубликовано 07.10.81, Бюлл.-1981.-№37.

194. Patent US3744301 United States, Intern. CI. G01F23/296. Ultrasonic Void

195. Fraction Detector. /А. Arave (United States). № USD3744301; Date of filing 09.09.71; Date of publication 10.07.73.

196. Тренин Ю.С., Радовский И.С., Егоров Ю.В., Шпирный В.Д. Результаты испытания акустического датчика паросодержания. // Вопросы теплофизики ядерных реакторов. 1977. - Вып. 6. - С. 57-60.

197. Мельников В.И. Ультразвуковые методы измерений парожидкостных средах. // Труды Российской национальной конференции по теплообмену. -М., 1994.-Т. 6.-С. 136-141.

198. А.С. 901895 СССР, МКИ G01N29/02. Устройство для диагностики двухфазного потока / В.И. Мельников (СССР), В.А. Махин (СССР), Н.Ф. Дзятко (СССР). № 2893456/25-10; Заявлено 12.03.80; Опубликовано 30.01.82, Бюлл. 1982. -№ 4.

199. Патент 2167442 Франция, МКИ G01F1/66. Способ измерения расхода жидкости или газа и устройство для его осуществления./ № 19720001488; Заявлено 11.01.72; Опубликовано 24.08.73.

200. Бражников Н.И., Каневский И.Н. Ультразвуковые импульсные методы контроля расхода жидкостей. // Ультразвуковая техника. 1968. - № 2. -С. 34-39.

201. Лабутин С.А., Мельников В.И. Многофункциональный измеритель характеристик случайных процессов. // Приборы и техника эксперимента. 1988. - № 4. - С. 217.

202. Дунцев А.В., Лабутин С.А., Мельников В.И., Хохлов В.Н. Доплеровский ультразвуковой импульсный измеритель скорости и расхода двухфазных потоков жидкости. // Приборы и техникаэксперимента. 1994. -№ 2. - С. 210.

203. Беляков B.JI. Автоматический контроль параметров нефтяных эмульсий. Глава 3. М.: Недра, 1992. - 202 с.

204. Дробков В.П., Лабутин С.А. Методы и средства измерения влажности нефти (обзор). // Датчики и системы. 2002. - № 11. - С. 23-27.

205. Дробков В.П. Измерение объемной концентрации воды в нефтяных эмульсиях методом локального ультразвукового зондирования. // Методы и средства измерения физических величин: Материалы VI Всеросс. научно-техн. конф. Нижний Новгород, - 2002. - С. 15.

206. Патент 2126143 РФ, МКИ GO IF 1/74. Ультразвуковой расходомер компонентов многофазной среды. /В.И. Мельников (РФ), В.П. Дробков (РФ), А.В. Шустов (РФ). № 98104060/28; Заявлено 02.03.98; Опубликовано 10.02.99; Бюлл. 1999. -№ 4.

207. Патент 2138023 РФ, МКИ GO IF 1/74. Способ определения расхода компонентов многофазной среды. / В.П. Дробков (РФ), В.И. Мельников (РФ). № 98103920/28; Заявлено 02.03.98; 0публиковано20.09.99; Бюлл. -1999.-№26.

208. Дейч M.E. Газодинамика двухфазных сред. / Дейч М.Е., Филиппов Г.А. М.: Энергоиздат, 1981.-472 с.

209. Лаврентьев М.А. Проблемы гидродинамики и их математические модели. / Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. М.: Наука, 1973. - 416 с.

210. Биркгоф Г. Гидродинамика. М.: ИЛ, 1963. - 244 с.

211. Амосов А.А. Вычислительные методы для инженеров. / Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. М.: Изд-во МЭИ, 2003. - 596 с.

212. Дробков В.П., Лабутин С.А., Чернигин В.А. Анализ доплеровских методов измерения частоты в ультразвуковых измерителях скорости и расхода двухфазных потоков. // Датчики и системы. 2003. - № 12. -С. 17-20.

213. Махин В.А., Мельников В.И., Шатров В.А. Оценка точности измерения паросодержания методом акустического зондирования. // Промышленная теплотехника. 1981. - Т. 3, - № 4. - С. 83-86.

214. Herringe R.A., Davis M.R. Detection of instantaneous phase changes in gas-liquid mixtures. // J. Physics. E Scientific Instrum. - 1974. - Vol.7, № 10. -P. 807-812.

215. Севастьянов В.П., Голубев Б.П., Свистунов Е.П. О достоверности результатов электрозондирования пароводяных потоков в теплоэнергетике. // Теплоэнергетика. 1984. - № 12. - С. 58-60.

216. Френке Л. Теория сигналов: Пер. с англ. М.: Советское радио, 1974. -344 с.

217. Применение ультразвука в медицине. Физические основы. / Под ред. К. Хилла. М.: Мир, 1989. - 568 с.

218. Бокс Д. Анализ временных рядов. Прогноз и управление: Пер. с англ. /Д. Бокс, Г. Дженкинс. / Под ред. В.Ф. Писаренко. М.: Мир, 1974. -Вып. 1.-406 с.

219. Мельников В.И., Дробков В.П., Лабутин С.А., Шаронов Д.А. Исследование скорости распространения ультразвуковых волн в нефтеводяной эмульсии. // Датчики и системы. 2006. - № 2. - С. 7-10.

220. Дробков В.П., Рахимкулов Р.С., Червяков А.П. Многофазный ультразвуковой расходомер «Ультрафлоу» для измерения дебита нефтяных скважин. // Нефтегаз. London.: Highbury House

221. Communications, P.L.S., 2003. № 3. - P. 103-107.

222. Дробков В.П., Лабутин С.А. Ультразвуковой измеритель скорости и расхода компонентов многофазного потока. // Измерительная техника. 2002. - № 12.-С. 32-33.