автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Повышение эффективности контроля расхода и компонентного состава нефти в трубопроводе

На правах рукописи

МОИСЕЕВ Алексей Анатольевич

--

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОНТРОЛЯ РАСХОДА И КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА НЕФТИ В ТРУБОПРОВОДЕ

Специальность 05.11.13 - Приборы и методы контроля

природной среды, веществ, материалов и изделий

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете), ООО «Комплекс ресурс».

Научный руководитель — доктор технических наук, профессор

Проскуряков Руслан Максимович Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Катушкин Владимир Петрович, кандидат технических наук, доцент

Галушкин Сергей Сергеевич

Ведущее предприятие — ФГУП ВНИИМ имени Д.М.Менделеева.

Защита диссертации состоится 18 октября 2006 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.07 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.7212.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 18 сентября 2006 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д.т.н., профессор — С Л.ИВАНОВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Товарно-коммерческий учет нефти при приеме от производителей и сдаче получателям ведется в единицах массы нетто, т.е. определяется вычитанием от массы брутто нефти массы балласта: воды, солей, механических примесей. Имеются средства измерения и нормативные документы, с помощью которых определяется величина указанных показателей и оценивается погрешность их измерения. Масса брутто нефти определяется автоматически по данным "Системы измерения количества нефти" или вручную по показаниям турбинных расходомеров и плотности нефти при температуре перекачки. Погрешности измерения масс брутто и нетто нормируются и должны составлять соответственно ±0,35% и ±0,25%.

В соответствии с инструкцией по учету нефти при ее транспортировке нефть, сдаваемая грузоотправителем, не должна содержать свободного газа. Однако, установленные на узлах учета нефтегазодобывающих управлений индикаторы фазового состояния не являются измерительным средством и не могут дать количественную оценку содержания газа, а устройство определения свободного газа (УОСГ - 100) неэффективно для практического применения на пунктах приемо-сдачи нефти из-за длительности и трудоемкости процесса измерения. Поэтому, на приведенные выше погрешности влияет присутствие в потоке свободного газа.

В основу существующей в РФ "Системы измерения количества нефти" положена гомогенная модель потока контролируемого вещества, которая не адекватна реальному потоку. В качестве уточненной модели предложена модель потока газожидкостной смеси, имеющего спорадически двухфазную пузырьковую структуру. Эта модель состоит из гомогенной части потока, представляющей собой однородную жидкость (нефть) и негомогенной, состоящей из нефти с пузырьками свободного газа, которые сменяют друг друга. Модель спорадически двухфазного пузырькового потока позволяет уменьшить погрешность измерения расхода (количества) нефти средствами измерения на основе турбинных

преобразователей расхода, широко применяемых в настоящее время при её коммерческом учёте.

Разработка прибора, учитывающего данную модель потока, требует проведения значительного объема теоретических и экспериментальных исследований и промышленных испытаний.

Важным для решения данной задачи является создание бесконтактного поточного измерителя содержания свободного газа в потоке товарной нефти и бесконтактного поточного плотномера нефтегазоводяной смеси, что определяет актуальность настоящей работы.

Цель работы: Повышение эффективности контроля расхода и состава нефти в трубопроводе с фиксацией газовой составляющей и воды, что повышает точность учета количества нефти в процессе ее транспортирования.

Идея работы: заключается в контроле газовой составляющей потока путем регистрации и математической обработке уз-коколлимированного и рассеянного гамма-излучения от трех независимых источников, закрепленных на трубопроводе. Задачи исследования:

• анализ существующих методов контроля одно- и двухфазных потоков;

• обоснование использования радиоизотопного метода в составе измерительной аппаратуры;

• разработка способа определения фазового и компонентного состава нефти и реализующей его измерительной системы;

• разработка макета трубопроводной системы и физического имитатора;

• оценка метрологических характеристик предлагаемой измерительной системы;

• разработка методик и алгоритмов обработки измерительной информации;

Защищаемые научные положения:

• Применение радиоизотопного метода для автоконтроля физического состава нефтегазоводяного потока в трубопрово-

де на основе комплексного использования узкоколлимирован-ного и рассеянного гамма-излучения позволяет снизить погрешность измерения расхода нефти до 2 % абсолютных за счет контроля флуктуации плотности потока и учета объемной доли содержащегося в нем свободного газа.

• При измерении количества какого-либо компонента в нефтяном потоке с использованием высокостабильного блока детектирования, трех блоков источника излучения и при применении определенных программных средств обработки информации, результаты измерений не зависят от химического состава и флуктуаций плотности нефтегазоводяной смеси. Методы исследований: При проведении теоретических исследований использовались методы математической статистики, гидродинамики газожидкостных систем, теории погрешностей. Экспериментальные исследования проводились как на стендах, так и в производственных условиях реальных нефтепроводов.

Научная новизна работы:

• Сложная степенная зависимость, описывающая мгновенную плотность нефтяного потока, не содержит переменных, определяемых химическим составом этого потока при определенной конфигурации поля излучения.

• Введены новые информативные показатели оценки параметров пбтока нефти и нефтепродуктов.

• Доказано, что радиоизотопный метод на современном этапе является наиболее перспективным для определения количества содержания компонентов потока и для измерения плотности нефти, транспортируемой по трубопроводу.

• Разработана методика комплексного использования узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения для анализа многофазных и многокомпонентных потоков. Обоснованность и достоверность научных положений базируется на результатах стендовых и промышленных испытаний прибора, численных методах решения уравнений.

Достоверность полученных результатов, выводов и рекомендаций подтверждается удовлетворительной сходимостью резуль-

татов аналитического описания и экспериментальных исследований на стенде и в реальном нефтепроводе.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• Метод экспресс-анализа фазового и компонентного состава нефти в нефтепроводе, использующий регистрацию и обработку узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения, 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.

• Разработана измерительная система определения содержания свободного газа и плотности жидкостей в потоках нефти в трубопроводе.

• Разработаны методики обработки первичной измерительной информации при определении фазового и компонентного состава нефти радиоизотопным методом.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы используются при проведении научно-исследовательских работ по синтезу инструментальных методов и средств измерения расхода и количества нефти в нефтепроводах.

Личный вклад автора

• Обоснована возможность применения радиоизотопного метода для контроля расхода, а также фазового и компонентного состава нефти в трубопроводах для повышения точности учета ее количества.

• Разработан экспериментальный образец для измерения фазового и компонентного состава нефти на трубопроводах диаметром 250 и 400 мм.

• Выполнены экспериментальные исследования работоспособности образца измерительной системы на лабораторном стенде, на промышленном оборудовании, а также в условиях реального трубопровода.

• Предложена методика выполнения измерений содержания

свободного газа и воды в потоках нефтегазоводяных смесей.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях "Полезные ископаемые России и их освоение" в 1999, 2001, 2003 гг. в СПГГИ (ТУ), на VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (8СМ'2003) в СПбГЭТУ, на конференциях «Коммерческий учёт энергоносителей» в 2003 и 2005 гг.

Публикации Основные результаты диссертации опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, изложенных на 114 страницах. Содержит 18 рисунков, 5 таблиц, список литературы из 98 наименований и 1 приложение.

Во введении приведено обоснование актуальности, сформулирована идея диссертационной работы, на основании которой определены цель и основные задачи исследования, а также научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В главе 1 проведен обзор и анализ методов и средств контроля многокомпонентных потоков. Сформулированы задачи исследования. Произведен выбор области применения инструментальных средств контроля, определены информативные параметры, влияющие на значения измеряемых величин.

В главе 2 установлены основные принципы построения и структура аппаратуры для измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред, предложены технические средства и программное обеспечение интеллектуальной информационно-измерительной системы.

В главе 3 предложен экспериментальный образец измерительной аппаратуры для контроля фазового и компонентного состава потоков нефти, его область применения, технические требования, принцип действия, конструктивное исполнение, технические характеристики.

В главе 4 приведены результаты исследования эксперимен-

тального образца на лабораторном и натурном стендах.

Заключение отражает обобщенные выводы по результатам исследований в соответствии с поставленной целью и решенными задачами.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Положение 1

Применение радиоизотопного метода для автоконтроля физического состава нефтегазоводяного потока в трубопроводе на основе комплексного использования узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения позволяет снизить погрешность измерения расхода нефти до 2 % абсолютных за счет контроля флуктуации плотности потока и учета объемной доли содержащегося в нем свободного газа.

Исходя из необходимости бесконтактности и бессепарацион-ности измерения фазового и компонентного состава нефти в трубопроводах, целесообразно для этого использовать радиоизотопный метод.

Горизонтальный трубопровод с потоком нефти облучается тремя узкими пучками прямого гамма-излучения радионуклида Сб, два из которых направлены навстречу друг другу по горизонтальной хорде поперечного сечения потока, а третий по вертикальному диаметру этого же сечения потока снизу вверх.

Первичным измерительным преобразователем системы служит радиоизотопный датчик плотности. Его назначение:

• регистрация ослабленного товарной нефтью узкого пучка прямого гамма-излучения, направленного по вертикальному диаметру поперечного сечения потока. Регистрация осуществляется блоком детектирования, расположенным на противоположном источнику излучения конце диаметра;

• регистрация рассеянного излучения, образовавшегося в результате комптоновского рассеивания на атомах контролируемого вещества узких пучков прямого гамма-излучения, направленных по горизонтальной хорде поперечного сечения потока. Регистрация осуществляется тем же блоком детектирования,

что и регистрация прямого пучка гамма-излучения, но в другом энергетическом окне;

• формирование сигналов измерительной информации в результате регистрации прямого и рассеянного гамма-излучения;

Таким образом реализуется метод измерения плотности жидкости инвариантно к изменениям ее химического состава, основанный на использовании двух источников гамма-излучения с различными энергиями. При использовании этого метода плотность определяется из решения системы трех уравнений с тремя неизвестными:

>1=А(ц • ¿ь рж),

у2^{\х. • ¿/2, рж),

Ц • (¡2=Я\1 • с/0,

где у\, уЪ — результат детектирования излучений с энергией 1 и 2 соответственно.

ц • с1\, ц • ей — коэффициенты ослабления излучения с энергиями 1 и 2 соответственно, в которых ц - массовый коэффициент ослабления прямого излучения; ¿/у, с12 - эффективные длины просвечиваемых участков контролируемого потока; рж -плотность контролируемой жидкости.

В нашем случае излучением с энергией 1 является прямой пучок гамма-излучения радионуклида 137Су с энергией 661 кэВ. Излучением с энергией 2 является пучок рассеянного вверх под углом 90° гамма-излучения.

Импульсы сигнала, зарегистрированные на выходе детектора, дискриминируются по амплитудам. В зависимости от энергии квантов формируются две последовательности импульсов: первая - импульсы, соответствующие зарегистрированным квантам прямого излучения (импульсы между порогами 2 и 3), вторая - соответствующие квантам рассеянного излучения (импульсы между порогами 1 и 2). Импульсы обеих последовательностей подсчи-тываются за фиксированные промежутки времени, разделенные между собой фиксированными паузами, записываются и подвергаются дальнейшей обработке.

N, % со .ПОРОГ 1

порог 2

порог 3

О 200 400 600 BOO Е, кэВ

Е,кэВ - энергия зарегистрированного гамма-кванта

N,% - доля от общего количества зарегистрированных гамма-

квантов

Рис. 1. Энергетический спектр регистрируемого у-излучения Сигнал, регистрируемый от узкого пучка прошедшего через среду прямого излучения, связан с плотностью жидкости следующим выражением:

Г1Ж = (1)

где Г1Ж - средняя величина отсчета в последовательности, выделенной для однородной жидкости из информационного сигнала, полученного при регистрации прямого излучения; гю - средняя величина отсчета в выборке заданного объема при регистрации прямого излучения в отсутствии контролируемой среды в трубопроводе.

Величина г\о не зависит от свойств контролируемой среды, и ее точность определяется стабильностью характеристик применяемых излучателей, детектора, трубопровода.

Величина (р. • d) зависит от химического состава контролируемой среды и может изменяться неконтролируемым образом. Это приводит к большим погрешностям измерения плотности. Чтобы устранить указанные погрешности, дополнительно ис-

пользуем результаты измерения рассеянного излучения при измерении плотности жидкости в этом же сечении трубопровода.

Точного аналитического выражения, связывающего величину регистрируемого рассеянного излучения с плотностью контролируемой среды, не существует, и получить его затруднительно.

Экспериментально, в ходе разработки данного метода измерения, были выявлены эмпирические зависимости, связывающие плотность жидкости Рлс, массовый коэффициент ослабления прямого излучения ц и среднюю величину отсчета в последовательности, выделенной для однородной жидкости из сигнала, полученного при регистрации рассеянного излучения, Г2Ж'

г2ж=а + Ь-рж (2)

Ъ - ах + Ьх • ц • ¿/ (3)

6 = я2 + ¿>2 • р, • (4)

где аI, Ъ¡, а2, Ь2 - коэффициенты, определяемые по градуиро-вочным характеристикам.

Зависимость величины Г2Ж от плотности жидкости учитывается непосредственно в уравнении (2). Нелинейная зависимость величины Г2ж от величины (ц • с1) учитывается уравнениями (3) и (4). Коэффициенты я/, Ъ¡, а2, Ъ2 не зависят от химического состава и плотности контролируемой среды и учитывают влияние на взаимного положения блоков, формирующих рассеянное излучение, блока детектирования, трубопровода. Неизменность факторов, влияющих на значения указанных коэффициентов, в течение достаточно продолжительного времени обеспечивается конструкцией экспериментального образца системы.

Объединив уравнения (1), (2), (3), (4) в систему и решив эту систему относительно плотности жидкости рж, получим:

^ -«1 ~Ь21п(-^-)±Л/(а1 +Ь21п(—)-г2лс)2 -4агЪх 1п(^-)

V У 7* '

__ 1эх~_ 1.ЯС_' 1л»г

Как видно из выражения (5), при определении плотности жидкости обеспечивается инвариантность результатов измерения к изменению химического состава контролируемой среды (в уравнение (5) не входит величина (ц • сГ)).

Входящие в уравнение (5) величины и Г2ж определяем прямыми измерениями, а величины гю, я/, Ъ\, а2, Ь2 определяем по градуировочным характеристикам.

Для повышения точности определение величины гю осуществляется путем измерения величины сигнала от прямого излучения г\ж при контроле жидкостей, имеющих различные плотности и одинаковые значения коэффициента например, при контроле дистиллированной воды с температурой 90°, 75°, 60°, 35° и 20° Цельсия. Величина г\о определяется из выражения:

в котором 1т*ю и (ц • сГ) - параметры прямой линии, аппроксимирующей экспериментальную зависимость 1т*1в от плотности дистиллированной воды рв.

Определение величин а¡, Ь\, а2> Ъ2 осуществляют при градуировке прибора путем измерения величины сигнала от прямого излучения Г1Ж и величины сигнала от рассеянного излучения Г2Ж при заполнении трубопровода контрольными жидкостями, имеющими различные плотности р и коэффициенты ц, например, дизельным топливом, керосином, пресной водой, пластовой водой. Величины (ц • с!) для контрольных жидкостей следует определить при градуировке экспериментально. Для этого предварительно ареометром измеряется плотность жидкости. Затем на пустой трубе измеряется величина гю- Далее трубопровод заполняется контрольной жидкостью и измеряется величина Г1Ж. Величину (ц • сГ) для каждой из указанных жидкостей определяют из выражения:

1пг1в =1пг10-ц-^ф

в»

(6)

\1-с! —

1

(7)

Рв Г\ ж

Определенные таким образом значения коэффициентов (ц • с1) для контрольных жидкостей, плотности жидкостей, значения выходных сигналов блока детектирования Г2Ж, измеренные на контрольных жидкостях при градуировке, подставляем в уравнения (8) — (11). Путем решения системы этих уравнений определяем значения коэффициентов я/, Ъ\, а2, Ь2. Как было показано, значения коэффициентов а¡, Ъи а2, Ь2 не зависят от величии (ц • с!) и рж.

Г2Д.Т=а1 +а2Рд.Т.+№)д.гХЬ2Рд.Г. + Ъ\ ) (Ю

гг**рГ а\ + агРкер. + №)кер. (Ь2РКер. + ¿>1) (9)

Г2пр.е = а1 + агРщ,*. + №)пР.е. (Ь2Рпр.в. + ЪХ ) (Ю)

г2пл.е = Ч +а2рплв+(^)плв(Ь2рплв +ЬХ) (11)

Определив плотность жидкости рж и, решая систему уравнений (1) - (4) относительно (ц • с/), можно определить химический состав контролируемой среды, например, при контроле параметров нефти можно определить ее сортность, которая зависит от соотношения атомов углерода и водорода в нефти.

Под объемной долей свободного газа ср понимается отношение объема свободного газа, находящегося в "просвечиваемом" гамма-излучением объеме, к величине этого объема.

Для определения ср экспериментальным путем найдем зависимость, связывающую указанный параметр со средней величиной отсчета в выборке, сформированной при регистрации рассеянного излучения Г2, и со средней величиной отсчета в выборке, сформированной при регистрации рассеянного излучения и принадлежащей последовательности, выделенной для однородной ЖИДКОСТИ Г2ж-

ф= с«).

«3 +(Ь3 -1 )г2ж

где аз, Ьз - коэффициенты, определяемые при градуировке измерительного первичного преобразователя на различных жидкостях. При градуировке экспериментально определяется зависи-

мость т*2 от ф для каждой из контрольных жидкостей. Для каждой из полученных зависимостей определяются параметры линейной аппроксимации я/5 где индекс / определяет тип контрольной жидкости. Строим зависимость величин Ь,) от величины г2ж/-Определяем параметры а?, Ьз линейной аппроксимации этой зависимости.

Положение 2

При измерении количества какого-либо компонента в нефтяном потоке с использованием высоко стабильного блока детектирования, трех блоков источника излучения и при применении определенных программных средств обработки информации, результаты измерений не зависят от химического состава и флуктуаций плотности нефтегазоводяной смеси.

Для проведения измерений радиоизотопным методом разработан экспериментальный образец информационно-измерительной системы. При его разработке были учтены следующие технические требования, принятые в отрасли.

Диаметр трубопровода, мм 250,400

Диапазон измерений

плотности, кг/м3 700-1100

содержания свободного газа, % 0-5

Погрешность измерений:

- плотности (относительная), % 0.5

- содержания свободного газа (абсолютная) 0.002

Скорость контролируемых потоков, м/с 0-5

Температура окружающей среды, °С -40 -+50

В нижней части трубопровода устанавливаются 3 блока ис-

точника гамма-излучения. Один создает узкоколлимированный пучок прямого излучения в вертикальном направлении по диаметру поперечного сечения трубопровода. Остальные - встречно направленные потоки излучения в одной из хорд поперечного сечения, формирующие поток вторичного (рассеянного) излучения. Прошедшее через среду излучение регистрируется блоком

детектирования, закрепленным диаметрально противоположно от блока "прямого" излучения.

Источниками излучения служат блоки типа БГИ-60А на основе радиоизотопа 137Ся активностью 6.67 109 Бк. Блок детектирования (БД) изготовлен во взрывозащищенном исполнении. БД включает в себя сцинтилляционный счетчик, состоящий из кристалла Иа^ активированного таллием, и фотоэлектронного умножителя (ФЭУ), процессорную плату для первичной обработки регистрируемого спектра импульсов напряжения на выходе ФЭУ, источник высокого напряжения, спектрометрический усилитель, микроконтроллер, терморегулятор.

Стабилизация работы сцинтилляциоиного счетчика выполняется с помощью системы автоматического регулирования, которая представляет собой следящую систему, управляющую высоким напряжением на аноде ФЭУ.

а) б)

Рис. 2. Формирование сигнала рассогласования в системе стабилизации: а—на первом уровне; б—на втором уровне.

N - число зарегистрированных гамма-квантов а - абсолютное значение производной от скорости счета

Центр тяжести фотопика соответствует энергии 660 кэВ. Для работы системы стабилизации выделяются два окна в спектре регистрируемого излучения, расположенные симметрично относительно значения 660 кэВ (рис.2). Пик полного поглощения симметричен, и скорости счета в обоих окнах должны быть рав-

ны. В случае, если в окне 1 скорость счета оказалась меньше, чем в окне 2, это означает, что наблюдаемый фотопик находится правее номинального положения, т.е. высокое напряжение на аноде ФЭУ завышено. Аналогично, если скорость счета в окне 1 больше, чем в окне 2 - анодное напряжение занижено. Это позволило реализовать следящий алгоритм управления анодным напряжением ФЭУ. Алгоритм работает в двух режимах. Грубая стабилизация - сравнение скоростей счета в окнах 1 и 2. Точная стабилизация — сравнение производных от скоростей счета.

Для выяснения стабильности работы первичных измерительных преобразователей системы, диапазона и погрешности измерений плотности жидкости и объемного содержания свободного газа, чувствительности к изменению химического состава контролируемых веществ экспериментальный образец был исследован на исследовательском стенде.

Экспериментальный образец был смонтирован на измерительном участке трубопровода. Участок установлен горизонтально и заглушён с обеих сторон фланцами, снабженными прозрачными окнами для визуального контроля заполнения участка жидкостью и кранами для слива жидкости.

При градуировке в качестве имитатора контролируемой среды использовались контрольные жидкости различного химического состава и различной плотности в диапазоне от 0.780 до 1.090 г/см (вода, раствор поваренной соли в воде, дизельное топливо, различные масла нефтяного происхождения). Требуемое содержание свободного газа создавалось путем отливания из измерительного участка определенных объемов жидкости.

Градуировочные коэффициенты определялись решением уравнений (8) - (11). Выполнялись измерения выходных сигналов в "жестком" и "мягком" каналах для четырех контрольных жидкостей и для "пустого" трубопровода. Для измерения градуиро-вочных коэффициентов аз, Ъз (12) в каждой из контрольной жидкостей формировалось объемное содержание газа 1%, 2% и 4%.

Чувствительности системы к локальным неоднородностям плотности в потоке контролируемой среды и ее способность ав-

томатически различать фазы в гетерогенных потоках исследовались на воздуховодяном стенде.

Измерительный участок трубопровода устанавливался вертикально и заполнялся жидкостью до уровня отводного крана. Используя компрессор, барботирующий воздух через столб жидкости, и, управляя расходом воздуха, в контролируемой среде создавались флуктуации плотности с различной частотой и длительностью, разделенные участками однородной жидкости. При этом фиксировалось значение вытесняемой жидкости и объемный расход воздуха. Экспериментальный образец системы, установленный на трубопроводе, измерял плотность жидкости, плотность газожидкостной смеси и объемное содержание газа в смеси.

Цель экспериментов на натурном стенде на измерительной линии №1 УУН № 21 НПС Нурлино состояла в исследовании работы системы на потоках реальных газожидкостных смесей при гидродинамической структуре течения, характерной для потоков товарной нефти в измерительных линиях узла учета. Схема размещения образца показана на рис.3. Образцовым средством измерений служила метрологическая установка "Фактор", размещенная за турбинным преобразователем расхода, чтобы исключить взаимное влияние первичных измерительных преобразователей, входящих в состав экспериментального образца и установки "Фактор".

При градуировке экспериментального образца на натурном стенде опорные значения содержания газа измерялись с помощью установки "Фактор". Измерительная линия заполнялась нефтью и отсекалась задвижками, после чего выполнялось измерение сигнала Г2ж- Затем из линии часть нефти отливалась и снова выполнялось измерение выходного сигнала. Одновременно с этим выполнялось измерение установкой "Фактор".

Описанные операции выполнялись несколько раз для различных значений содержания свободного газа, после чего результаты обрабатывались градуировочной программой и вычислялись коэффициенты аз, Ь2.

Рис. 3. Размещение приборов на натурном стенде

а - вид сверху; б - поперечные сечения Контрольные измерения выполнялись на "горячей" нефти из магистрального нефтепровода, отстоянной нефти из резервуарно-го парка, нефти из резервуарного парка с искусственно добавленным свободным газом.

Для подачи газа в поток нефти к выходу подпорных агрегатов был подключен компрессор. Содержание газа в потоках нефти измерялось параллельно экспериментальным образцом системы и метрологической установкой "Фактор".

^ 0,6 -

я

м 0 I I I I I I I I I I I

1 2 345 67 89 10 11 Номер эксперимента - — - Метрологическая установка Экспериментальный образец

Рис.4 Результаты измерений содержания свободного газа в потоках нефти установкой "Фактор" и экспериментальным образцом

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 абсо-

лютной 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/м3, содержания свободного газа 0-5 %.

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 исключить газовую составляющую, повысив точность учета нефти при товарно-транспортных операциях.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Моисеев A.A. Информационная теория измерительных устройств. [Текст] / Сборник трудов молодых ученых Санкт-петербургского государственного горного института (технического университета)/Санкт-петербургский горный институт, СПб.: РИЦ СПГГИ, 1999, вып.5, с.104-108.

2. Моисеев A.A. Флуктуационный метод измерения производительности нефтяных скважин раздельно по воде, нефти и газу. [Текст] / Записки Горного института. СПб,: РИЦ СПГГИ, 2002, с. 92-95.

3. Моисеев A.A. Интеллектуальные системы измерения влагосодержа-ния в потоке нефти на ДНС. [Текст] / Сборник докладов VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (SCM'2003). Том 2/Санкт-петербургский государственный электротехнический университет, СПб.: 2003, с. 12-15.

4. Моисеев A.A. Перспективы совершенствования коммерческого учета товарной нефти. [Текст] / Сборник докладов VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (SCM'2003). Том 2/Санкт-петербургский государственный электротехнический университет, СПб.: 2003, с. 69-73.

5. Моисеев A.A. Измерение сухости пара, подаваемого в нефтяной пласт при паротепловом воздействии [Текст] / Кратиров В.А., Бра-гин B.C. / Труды конференции «Коммерческий учёт энергоносителей», СПб, Борей-Арт, 2003, с. 92-99.

6. Моисеев A.A. Состояние проблемы измерения содержания свободного газа в нефтегазовых смесях радиоизотопным методом [Текст] / Кратиров В.А., Брагин Б.С. / Труды конференции «Коммерческий учёт энергоносителей», С-Пб, Борей-Арт, 2005, с. 94-97.

РИЦ СПГГИ. 21.06.2006. 3.271. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

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

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.

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 %.

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.