Разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат технических наук Храбров, Игорь Юрьевич

• Храбров, Игорь Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Храбров, Игорь Юрьевич

Введение.

1. Проблемы оперативного контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.

1.1. Оперативный контроль примесей в продукции скважин - актуальная задача рациональной разработки газовых месторождений.

1.2. Промысловые методы и средства контроля жидких и твердых примесей при исследовании и эксплуатации газовых скважин.

1.2.1. Специальные технические средства контроля твердых и жидких включений в потоке продукции газовых скважин.

1.2.2. Современные методы и средства контроля твердых примесей в газовом потоке.

1.3. Перспективы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

2. Разработка и обоснование принципов построения измерительного преобразователя мелкодисперсных жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин.

2.1. Анализ идеи регистрации примесей по спектру ударного воздействия и разработка основных требований к измерительному преобразователю.

2.2. Разработка обобщенной функции преобразования измерительного преобразователя.

2.3. Разработка принципов построения и анализ технических решений по конструкции измерительного преобразователя.

2.4. Разработка и анализ принципов построения электронных преобразователей информационных сигналов.

3. Исследование и анализ процессов взаимодействия примесей с измерительным преобразователем.

3.1. Разработка экспериментального лабораторного стенда.

3.1.1. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации твердых примесей в воздушном потоке.

3.1.2. Установка для исследования измерительного преобразователя при регистрации капельной жидкости в воздушном потоке.

3.2. Создание промыслового полигона.

3.3. Исследования амплитудно-частотной характеристики измерительного преобразователя.

3.4. Оценка информационных свойств сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей.

3.5. Разработка и исследование информационных моделей контроля концентрации примесей в сложных потоках продукции газовых скважин.

3.5.1. Основные принципы, положенные в основу построения информационных моделей.

3.5.2. Информационная модель контроля твердых примесей в газовом потоке.

3.5.3. Информационная модель контроля жидких мелкодисперсных примесей в газовом потоке.

4. Разработка и создание информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей.

4.1. Разработка структуры информационно-измерительной системы.

4.2. Скважинный измерительный модуль. Построение измерительных каналов контроля примесей.

4.2.1. Разработка и анализ структурных схем измерительных каналов контроля примесей.

4.2.2. Схемотехнические и конструктивные решения.

4.3. Основные модули информационно-вычислительного устройства ИИС.

4.4. Применение ИИС на Уренгойском ГНКМ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин»

Исключительно высокие темпы роста добычи газа в конце XX века в России были основаны на открытии и освоении уникальных сеноманских залежей Западной Сибири, где сосредоточено по разным оценкам от 80 до 90% запасов газа страны. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности связаны с разработкой таких месторождений, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное в Надым-Пур-Тазовском регионе, Бованенковское, Крузенштерновское и Харасовейское на полуострове Ямал [1].

Поддержание высоких уровней добычи и эффективная разработка газовых месторождений в значительной степени зависят от технически грамотной эксплуатации скважин [7]. Поэтому получение оперативной и достоверной геолого-промысловой информации об основных параметрах работы каждой скважины является одной из первостепенных задач. В утвержденных в 1997 году «Основных положениях по автоматизации, телемеханизации и созданию информационно-управляющих систем предприятий добычи и подземного хранения газа» приведен список измеряемых параметров по скважинам, в который входят расход газа и расход жидкости, наличие в продукции абразивных механических примесей и глинопесчаной смеси, устьевое давление и температура продукции. Без полного набора автоматизировано измеренных и переданных в банк данных устьевых параметров со скважин не представляется возможным решение задачи расчета оптимальных режимов работы добывающих скважин.

Продукция газовых скважин представляет многофазный поток со сложной структурой, в котором помимо газовой фазы содержатся жидкая (пластовая и/или конденсационная вода) и твердая (абразивный песок и глинопесчаная смесь) фазы [1-гЗ]. Соотношение фаз в потоке продукции однотипных газовых скважин может изменяться в широких пределах.

Даже для отдельной скважины это соотношение непостоянно и может меняться в процессе ее эксплуатации. Отмечено, что на газовых скважинах в зимний период эксплуатации при повышенных отборах газа наблюдается существенно больший вынос воды и механических примесей, чем в летний период. Увеличение выноса жидкости и механических примесей имеет место на поздних стадиях эксплуатации скважин. Например, согласно данным 1998г., количество сеноманских газовых скважин на Уренгойском ГНКМ (промышленная эксплуатация начата в апреле 1978 г.), работающих с повышенным выносом механических примесей составляет 32% от действующего фонда скважин. Потери в суточной добыче газа от проекта разработки в связи с ограничениями по дебиту скважин из-за выноса пластового песка и пластовых вод за 1999 г. в ООО «Уренгойгазпром» составили более 47 млн. м3 газа, причем за 6 лет количество потерь возросло в 9,5 раза [1, 8-И 2].

Сам факт появления пластового песка и жидкости в продукции газовых скважин является случайным процессом [6]. В подобной ситуации возникают задачи своевременного обнаружения аварийной концентрации песка в газе и оптимизации режимов эксплуатации скважин по дебиту и депрессии. Последнее необходимо поддерживать так, чтобы исключить образование песчаных пробок, заиление шлейфов и снизить до минимума износ газопромыслового оборудования.

Следовательно, важным параметром, определяющим режим работы скважин, особенно на поздней стадии эксплуатации месторождения, является вынос механических примесей (абразивных и неабразивных).

В настоящее время ввиду отсутствия надежных средств контроля выноса механических примесей не представляется возможным поддерживать безаварийный режим эксплуатации скважин.

Создание высокоточных датчиков давления и температуры даже для условий Крайнего Севера было трудной, но достаточно выполнимой задачей. Намного сложнее выбрать принципы и создать технические средства поточного покомпонентного измерения расхода газожидкостной смеси и индикаторов наличия абразивных механических примесей в продукции скважин.

Таким образом, при оперативном контроле основных технологических параметров работы газовых скважин наибольшие проблемы связаны с измерением расхода (раздельно по газу и жидкости) и оценкой концентрации абразивных примесей (песка) в потоке. До последнего времени попытки многих отечественных и зарубежных исследователей создать новые технические средства измерения этих важнейших параметров, в частности, связанные с комплексным использованием классических методов измерения расхода однофазных потоков, а также использованием минисепарационных установок, не привели к желаемым результатам, в основном, из-за их низкой надежности в реальных условиях промысловых потоков скважин.

На добывающих газовых скважинах большинства месторождений Западной Сибири для оценки параметров многофазного потока продукции на различных режимах работы скважин выполняется стандартный комплекс газодинамических исследований (ГДИ) с использованием сепарационных установок и диафрагменных измерителей критического течения (ДИКТ) [4, 5]. В редких случаях ГДИ проводятся с использованием устьевой установки «Надым-2М», позволяющей контролировать расход газа, а также содержание в продукции механических примесей и жидкости. Для проведения таких исследований необходимо привлечение значительного количества людских ресурсов и специальной техники. Они производятся с большой дискретностью по времени и не отвечают требованиям по оперативности и достоверности информации, используемой для управления режимом эксплуатации скважин. Кроме того, эти исследования связаны с выбросом газа в атмосферу, что не соответствует требованиям экологической безопасности разработки месторождений.

Использование расходомеров переменного перепада давления, используемых в расходоизмерительных комплексах «Сокол», «Пингвин» и измерительном коллекторе «Надым-2М», осложнено ввиду тяжелых климатических условий и многофазности реальных потоков продукции скважин [13, 14].

Из-за отсутствия оперативной и достоверной информации о содержании примесей в потоке продукции скважин и непринятия своевременных мер по изменению режима их эксплуатации происходит преждевременный износ подземного и устьевого технологического оборудования, возникают аварийные ситуации, что приводит к потере добываемой продукции, загрязнению окружающей среды, остановке и простою скважин.

Поэтому весьма актуальной является задача создания информационно-измерительных систем оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

В последнее время решением проблемы оперативного контроля расходных параметров потока скважин активно заняты ряд российских и зарубежных организаций и фирм. Анализ их опыта показывает, что в основном их усилия направлены на создание и внедрение многофазных расходомеров для контроля дебита скважин по газу и жидкости в условиях ограниченных газосодержаний.

Среди зарубежных фирм, выпускающих многофазные расходомеры, наибольших успехов достигли фирмы Agar, Framo Engineering AS, Controlotron, Roxar Flow Measurement (RFM), Schlumberger, Kongsberg Offshore A.S, A.S Norske Shell и Shell Research. Однако производимые ими измерительные системы не ориентированы на условия разработки газонефтеконденсатных месторождений Крайнего Севера России. К недостаткам продукции указанных фирм можно отнести также ограничения по диапазону изменения расходного газосодержания потока, наличие элементов, подверженных абразивному износу и применение радиоактивных источников. Установка измерительных систем требует обычно существенного изменения технологической обвязки скважин. Кроме указанных выше недостатков, зарубежные измерительные системы отличаются высокой стоимостью.

Из отечественных работ можно выделить разработку бесконтактного расходомера двухфазного потока РГЖ-001, созданного в Научно-исследовательском институте измерительных систем (НИИИС), Н. Новгород [15, 16]. К недостаткам расходомера РГЖ-001 можно отнести сложную форму измерительного участка и возможность появления погрешностей измерения из-за загрязнения рабочих поверхностей датчиков и абразивного износа. Кроме того, эта работа не доведена до широкого промышленного применения.

Важно подчеркнуть, что все вышеперечисленные разработки не решают проблемы контроля выноса механических примесей, а также контроля выноса жидких включений в начальный период обводнения скважин. Из зарубежной и отечественной литературы известны специальные разработки различных детекторов и систем контроля за пескопроявлением. Среди прочих следует выделить детекторы песка и жидкости контактного типа, чувствительный элемент которых непосредственно контактирует с протекающей по трубопроводу средой, например пьезоэлектрические детекторы фирм Schlumberger, Gaz de France, a также отечественные типа «Спектр» [17, 18]. Такие детекторы пытаются применять для контроля за пескопроявлением на скважинах, эксплуатирующих подземные хранилища газа при ограниченных дебитах. Однако нет достаточной информации относительно работоспособности таких детекторов на высокодебитных скважинах в суровых климатических условиях Крайнего Севера России.

Большой практический интерес представляют совместные разработки кафедры Автоматизации технологических процессов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и фирмы «ГАНГ-Нефтегазавтоматика», создающих измерительные системы контроля технологических параметров работы газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин серии «Поток» [19-^34]. В основе разработок лежит спектрометрический метод бессепарационного измерения расхода фаз (газовой, жидкой и твердой) многофазных потоков продукции эксплуатационных скважин. Информационно-измерительные системы (ИИС), созданные на основе этого метода, позволяют получать информацию о составе многофазной продукции скважин непосредственно из характеристик потока — флуктуаций давления в измерительном участке трубопровода. До последнего времени системы серии «Поток» применялись в основном на нефтяных и малообводненных газовых скважинах. Приведенные в диссертационной работе исследования показали, что спектрометрический метод позволяет оперативно измерять расходные параметры продукции газовых скважин, находящихся на поздних стадиях эксплуатации, т.е. работающих с повышенным выносом воды и механических примесей [35442].

Проблемы применения спектрометрического метода для контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин являются предметом специальных исследований, представленных в диссертационной работе.

Целью работы является разработка информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин на основе спектрометрического метода.

Основные научные и технические задачи, которые потребовалось решить в рамках представленной диссертационной работы, следующие: 1. Предложить и обосновать функцию преобразования измерительного преобразователя расхода жидких и твердых включений.

2. Разработать принципы построения и создать измерительный преобразователь контроля жидких и твердых включений в продукции газовых скважин.

3. Разработать и создать экспериментальные стенды для исследования измерительного преобразователя.

4. Исследовать характеристики измерительного преобразователя и оценить его информационные свойства.

5. Разработать и исследовать информационные модели контроля расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке.

6. Разработать и создать информационно-измерительную систему контроля примесей в газовом потоке.

7. Внедрить ИИС и оценить результаты промышленной эксплуатации.

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Храбров, Игорь Юрьевич

Основные результаты исследований и работ, приведенные в четвертой главе, заключаются в следующем:

1. Разработана и обоснована структурная схема информационно-измерительной системы контроля мелкодисперсных жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

2. Разработаны и проанализированы варианты структурных схем электронных преобразователей сигналов ударного воздействия капельной жидкости и твердых примесей, предложены схемотехнические решения.

3. Разработаны схемотехнические и конструктивные решения по основным устройствам ИИС контроля примесей — скважинному измерительному модулю и информационно-вычислительному устройству.

4. Создана ИИС контроля расхода жидких и твердых примесей в продукции газовых скважин. Система доведена до серийного производства и эффективно используется на Уренгойском газонефтеконденсатном месторождении.

Заключение.

В целом, научные и практические результаты исследований и работ, проведенных при создании информационно — измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых включений в сложных потоках продукции газовых скважин, можно сформулировать следующим образом:

1. На основе анализа спектрометрического метода измерения расхода многофазных потоков предложена и обоснована функция преобразования измерительного преобразователя в операторном виде, описывающая связь регистрируемого флуктуационного процесса в потоке продукции газовых скважин с концентрациями мелкодисперсных жидких и твердых примесей.

2. Разработан измерительный преобразователь расхода жидких и твердых примесей в газовом потоке, обеспечивающий регистрацию и эффективную селекцию ударного воздействия капель воды и частиц песка, содержащихся в многофазном потоке продукции газовых скважин.

3. В результате исследования характеристик измерительного преобразователя установлены информативные частотные области спектра общего флуктуационного процесса в многофазном потоке, в которых высоко значимы ударные воздействия капель жидкости и частиц песка.

4. Разработаны и исследованы информационные модели многоуровневого контроля концентрации жидкости и твердых примесей в многофазном потоке продукции газовых скважин.

5. Разработанный измерительный преобразователь положен в основу создания информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин. Разработаны структурная схема ИИС, функциональные и принципиальные схемы основных ее устройств.

6. Разработан и создан комплекс лабораторных и промысловых полигонов, позволяющих проводить исследования новых измерительных преобразователей, осуществлять выходной и межэксплуатационный контроль устройств информационно-измерительной системы оперативного контроля жидких и твердых примесей в потоке продукции газовых скважин.

7. Созданная информационно-измерительная система доведена до серийного производства, внедряется и эффективно эксплуатируется на газовых скважинах Уренгойского ГНКМ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Храбров, Игорь Юрьевич, 2005 год

1. Р.И. Вяхирев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, 880 с.

2. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. Под редакцией Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. — М.: Недра, 1984, 360 с.

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

4. Руководство по исследованию скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова. — М.: Наука, 1995, 523 с.

5. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. 320 с.

6. Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ.; под ред. М.А. Цайгера. — М.: Недра, 1986, 176 с.

7. В.В. Ремизов, В.Л. Сливнев, P.C. Сулейманов и др. Обводнение газоконденсатных скважин Уренгойского месторождения. — М.: ИРЦ Газпром, 1998, 23 с.

8. Ю.И. Орехов, И.Н. Москалев, Л.П. Хохрин и др. Способ определения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси продуктов газонефтедобычи в трубопроводе и устройство для его реализации. Патент Российской Федерации № 2164340.

9. М.А. Цайгер, Б.В. Арестов, С.И. Назаров. Эксплуатация газовых скважин и ПХГ в условиях рыхлых пород. — Москва, журнал «Газовая промышленность», № 3, 1992, с.30-31.

10. В Ермолкин, И.Ю. Храбров. Система контроля расходных параметров потока продукции нефтяных скважин «Поток-ЗМ». — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» №4, 2005, с. 19-24.

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

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

13. В.В. Ремизов, P.C. Сулейманов, E.H. Браго. Новые принципы и средства контроля многофазной продукции скважин. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 9, 1998, с. 15-16.

14. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, B.C. Битюков, Г.А. Ланчаков. Автоматизированный контроль режимов работы скважины. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 12, 1995, с. 36-40.

15. В. Ермолкин, Г.А. Ланчаков, Г.Г. Кучеров, А.Н. Кульков. Оперативный контроль дебита скважин, эксплуатирующих нефтяные оторочки. Москва, журнал «Газовая промышленность», 1993, №11.

16. В.С. Битюков, Г.А. Ланчаков, E.H. Браго, О.В. Ермолкин и др. Информационно измерительные системы оперативного контроля режима работы скважин серии «Поток». Москва, журнал «Наука и техника в газовой промышленности», № 1, 2002, с. 43-52.

17. Р.С. Сулейманов, Г.А. Ланчаков, E.H. Браго, О.В. Ермолкин и др. Новые достижения в области контроля режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин. Москва, журнал «Наука и техника в газовой промышленности», № 4, 2001, с. 9-15.

18. В. Ермолкин, М.А. Гавшин, Е.Б. Андреев. Системы оперативного контроля производительности нефтегазовых скважин. Москва, журнал «Современные технологии автоматизации», 2001, с. 44-49.

19. В.Ю. Карташов, М.А. Гавшин, И.Ю. Храбров, А.К. Толстунов. Оперативный контроль дебита скважин и выноса механических примесей. Москва, журнал «Газовая промышленность», № 1-2, 1996, с. 55-57.

20. С.И. Назаров и др. Исследования и освоение газовых скважин в условиях разрушения пласта-коллектора. В сб. научных трудов

21. ВНИИГАЗа "Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин". — М.: 1989, с. 153-158.

22. М.А. Цайгер, С.И. Назаров. Механизм абразивной эрозии и оценка максимальной скорости абразивного потока, при которой эрозия отсутствует. В сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин", — М.: 1991, с. 98109.

23. РД 50 213 - 80. Правила измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. — М.: Издательство стандартов, 1982.

24. К2.00.00.000 ТО. Коллектор «Надым-2», техническое описание и инструкция по эксплуатации. — Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1987, 13с.

25. УСФ 00.000 ТО. Устройство сужающее фланцевое УСФ. Техническое описание и инструкция по монтажу и эксплуатации. — Тюмень, ЗСФ ВНИИнефтемаш, 1989, 14 с.

26. JI.M. Гухман. Инструкция по расчету влагосодержания природного газа. — Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1982, 60 с.

27. L.D.Mullins, W.F.Baldwin. P.M.Berry. How detectors measure flowline sand. The Oil and Gas Jornal, 1975, v. 73, № 5, p. 101-104.

28. С.И. Назаров, Г.И. Солдаткин, С.П. Сибирев. Индикатор наличия песка в промысловых трубопроводах действующих ПХГ. В реф. сб. «Транспорт и хранение газа». — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, вып. 12, 1981, с. 18-22.

29. В.Н. Виноградов, С.И. Назаров и др. Датчики для контроля выноса песка из скважин ПХГ. В реф. сб. «Транспорт и хранение газа». — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, вып. 12, 1979, с. 34-39.

30. С.И. Назаров. Разработка и применение системы индикации твердых механических примесей в газе на действующих ПХГ. В сб. научныхтрудов ВНИИГАЗа "Проблемы подземного хранения газа в СССР". -М.: 1982, с. 116-121.

31. С.И. Назаров, В.А. Доценко. Устройство "Режим ПНА-1". — Москва, журнал «Газовая промышленность», № 10, 1988, с. 25.

32. С.И. Назаров и др. Исследования и освоение газовых скважин в условиях разрушения пласта-коллектора. В сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин". — М.: 1989, с. 153-158.

33. А.П. Сидоров, Е.Ф. Токарев, С.И. Назаров. Акустические преобразователи для контроля твердых и жидких примесей в трубопроводе без контакта с флюидом. В сб. докладов международной конференции по подземному хранению газа. М.: 1995, с. 102-107.

34. С.И. Назаров, А.П. Сидоров. Техника и технология контроля содержания пластового песка в потоке природного газа. В сб. докладов международной конференции по подземному хранению газа. — М.: 1996, с. 75-79.

35. П.П. Кремлевский. Расходомеры и счетчики количества. — Л.: Машиностроение. Ленингр. отделение, 1989.

36. П.П. Кремлевский. Измерение расхода многофазных потоков. — Л. Машиностроение. Ленингр. отделение, 1982.

37. В.А. Кратиров, П.П. Кремлевский. Флуктуационный метод измерения расхода нефтегазовых смесей. — Москва, журнал «Приборы и системы управления», № 9, 1983, с. 18-19.

38. В. Ермолкин. Разработка и исследование спектрометрического метода и информационно-вычислительных систем измерения расходамногофазных потоков. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. — М.: ГАНГ им И.М. Губкина, 1998.

39. Д.Н. Великанов. Разработка информационно измерительной системы контроля параметров газодобывающих скважин. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

40. E.H. Браго, Г.А. Ланчаков, В.Г. Подюк, P.C. Сулейманов. Новые информационные технологии для управления разработкой газонефтеконденсатных месторождений. — Москва, журнал «Наука и промышленность России», № 8, 2002, с. 38-41.

41. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин. Информационная модель газожидкостного потока. Москва, журнал «Приборы и системы управления», № 3, 1995, с. 17-19.

42. В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра. 1978, 270 с.

43. В.Д. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов, A.A. Точигин. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. — М.: Недра, 1969, 208 с.

44. Н.И. Семенов. Пульсации давления при течении газожидкостных смесей в трубах. Теплоэнергетика, изд-во АН СССР, 1959, выпуск 1, с. 46-53.

45. Б.С. Фокин, E.H. Гольдберг. Исследование пульсационных и сплошных характеристик двухфазного потока. Сб. Труды ЦКТИ, "Исследование и разработка элементов энергетического оборудования". — JL: вып. 138, 1976, с. 38-44.

46. Е.Н. Браго, A.B. Царев, О.В. Ермолкин и др. Способ определения дебита скважин. Патент РФ № 1060791, 1991.

47. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, В.Ю. Карташов. Способ измерения расхода фаз газожидкостного потока. Патент РФ № 2105145, 1998.

48. E.H. Браго, O.B. Ермолкин, Г.А. Ланчаков и др. Устройство для контроля дебита газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Патент РФ № 2103502, 1998.

49. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, И.Ю. Храбров и др. Устройство для контроля дебитов компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2103503, 1998.

50. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, B.C. Битюков и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2148168, 2000.

51. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, Г.А. Ланчаков и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2148711,2000.

52. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, А.Н. Пономарев и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ №2151286, 2000.

53. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, P.C. Сулейманов и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ №2151287, 2000.

54. Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, И.Ю. Храбров и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2151288,2000.

55. E.H. Браго, О.В. Ермолкин, В.В. Ремизов и др. Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин. Патент РФ № 2154162, 2000.

56. Л.А. Кесова, В.Н. Шевченко и др. Исследование пылерасходомеров с сужающими устройствами. Журнал «Теплоэнергетика», 1983, с. 51-55.

57. Е.Н. Браго, A.B. Царев, О.В. Ермолкин Особенности применения флуктуационного метода измерения дебита газлифтных скважин. — Москва, журнал «Нефтяное хозяйство», №1, 1987.

58. С.П. Сибирев, С.И. Назаров, Г.И. Солдаткин. Измерение характеристик течения газ твердые частицы в трубопроводах. Нефть и газ. Изв. ВУЗов, Баку, № 1, 1983, с. 61-66.

59. С.И. Назаров, С.П. Сибирев. Комплексный подход к повышению надежности газопромыслового оборудования на основе создания системы автоматического управления дебитом скважины. Нефть и газ. Изв. ВУЗов, Баку, № ю, 1979, с. 82-86.

60. Ультразвук. Маленькая энциклопедия. Гл. ред. И.П. Голямина. М.: Советская энциклопедия, 1979, 400 с.

61. В.В. Малов. Пьезорезонансные датчики. — М.: Энергия. 1989, 272 с.

62. Б. Яффе, У. Кук, Г. Яффе. Пьезоэлектрическая керамика. — М.: Мир. 1974.

63. Р.Г. Джагупов, A.A. Ерофеев. Пьезоэлектронные устройства вычислительной техники, систем контроля и управления: Справочник. — СПб.: Политехника, 1994, 608 с.

64. ГОСТ 12370-80. Материалы пьезокерамические. Методы испытаний. — М.: Изд-во стандартов, 1980, 30 с.

65. ГОСТ 13927-80. Материалы пьезокерамические. Технические условия. — М.: Изд-во стандартов, 1980, 10 с.

66. Б.С. Аронов. Электромеханические преобразователи из пьезоэлектрической керамики. — JL: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990, 272 с.

67. В.К. Иофе, В.Г. Корольков, М.А. Сапожков. Справочник по акустике. — М.: Связь. 1979,312 с.

68. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. — М: Изд-во стандартов, 1989.

69. И.Е. Идельчик. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. — М.: Машиностроение, 1975. 248 с.

70. Е.Т. Володарский, Б.Н. Малиновский, Ю.М. Туз. Планирование и организация измерительного эксперимента. — К.: Вища школа. Головное изд-во. 1987, 280 с.

71. В.Н. Вапник. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным. -М.: Наука, 1979, 447 с.

72. Р.В. Хемминг. Численные методы для научных работников и инженеров. М.: Наука. 1972, 400 с.

73. Дж. Бендат, А. Пирсол. Прикладной анализ случайных данных. М.: 1989, 540 с.

74. Ж. Макс. Методы и техника обработки сигналов при физических измерениях. -М.: Мир. 1983, т. 1, 312 с.

75. Р.Б. Рандалл. Частотный анализ. Брюль и Къер.1989. 389 с.

76. Е.И. Куликов. Методы измерения случайных процессов. — М.: Радио и связь. 1986, 272 с.

77. М.П. Цапенко. Измерительные информационные системы: Структуры и алгоритмы, системотехническое проектирование. М.: Энергоатомиздат, 1985, 438 с.

78. Электрические измерения. Под ред. В.Н.Малиновского. М.: Энергоатомиздат, 1985, 416 с.

79. E.H. Браго. Методы и устройства цифрового преобразования информации в измерительных системах нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра. 1976, 198 с.

80. A.M. Мелик-Шахназаров, Т.М. Алиев. Измерительные информационные системы в нефтяной промышленности. — М.: Недра. 1981,360 с.

81. Г.Я. Мирский. Микропроцессоры в измерительных приборах. — М.: Радио и связь. 1984.

82. П.В. Новицкий, В.Г. Кнорринг, B.C. Гутников. Цифровые приборы с частотными датчиками. — JL: Энергия, Ленинградское отделение, 1970, 424 с.

83. С. Марков. Цифровые сигнальные процессоры. Книга 1. М.: «Микроарт», 1996, 144 с.

84. ADSP-2100 Family/ Users manual. Third edition (9/95). Analog devices, 1995.

85. Digital Signal Processing Applications. Using the ADSP-2100 Family. V.l/2. Analog devices, 1992.

86. Embedded PCs For Extrime Environments. 6000 Series Users manual 4738(1197). Octagon systems corporation, 1997.

87. ГОСТ 14254-80. Изделия электротехнические. Оболочки. Степени защиты. Обозначения. Методы испытаний. — М.: Изд-во стандартов, 1980.

88. ГОСТ 22782.5-78. Электрооборудование взрывозащищенное с видом взрывозащиты "Искробезопасная электрическая цепь". Технические требования и методы испытаний. -М.: Изд-во стандартов, 1994. 71с.