автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Совершенствование системы транспорта нефтегазовой продукции скважин шельфовых месторождений

ВВЕДЕНИЕ.

1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ.

Выводы по разделу.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ И СВОЙСТВ НЕФТЕЙ.

2.1. Краткая характеристика месторождения.

2.2. Физико-химические свойства добываемых нефтей.

2.3. Исследование реологических свойств нефтей.

2.3.1. Методика проведения реологических исследований.

2.3.2. Результаты реологических исследований нефтей.

2.3.3. Влияние газонасыщения на реологические свойства высокопарафинистых нефтей.

2.3.4. Учет влияния неньютоновских свойств высокопарафинистой нефти при транспорте нефтегазовых смесей.

2.4. Выводы по разделу.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТРАНСПОРТА НЕФТЕГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ ПО ПОДВОДНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ.

3.1. Опытно-промысловый стенд и методика проведения экспериментов.

3.2. Результаты экспериментов по транспорту газожидкостных смесей по подводным трубопроводам.

3.3. Исследование пусковых процессов.

3.4. Выводы по разделу.

4. ВНЕДРЕНИЕ СОВМЕСТНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

ПО ПОДВОДНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ.

4.1. Промысловые эксперименты по транспорту газожидкостных смесей

4.2. Изменение концепции обустройства месторождения.

4.3. Анализ внедрения совместного транспорта нефти и газа.

4.4. Исследование пульсаций давления в системе сбора продукции скважин на месторождении "Белый Тигр".

4.5. Выводы по разделу.

5. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ

СМЕСЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ "БЕЛЫЙ ТИГР".

5.1. Анализ режимов течения газожидкостных смесей по подводным трубопроводам.

5.2. Технология сбора продукции скважин с предварительным отбором газа.

5.3. Внедрение технологии сбора продукции скважин с применением устройств предварительного отбора газа.

5.4. Выводы по разделу.

Актуальность темы. При добыче нефти на континентальном шельфе работа системы сбора продукции скважин в значительной степени определяет эффективность разработки месторождения. Для современного уровня развития систем сбора характерно широкое применение совместного транспорта нефти и газа, позволяющего рационально использовать энергию пласта, уменьшить потери нефти и газа, снизить металлоемкость в результате централизации и укрупнения технологических объектов. Совершенствование системы сбора должно осуществляться на базе достижений науки в области гидравлики двухфазных потоков.

Основные закономерности движения газожидкостных смесей (ГЖС) известны. Перенос их в условия нефтепромыслового сбора требует адаптации, так как составляющие нефтегазовой смеси являются многокомпонентными системами с фазовыми переходами (высокий газовый фактор), а пара-финистые нефти в условиях эксплуатации проявляют неньютоновские свойства. Условия эксплуатации системы сбора усложняются вследствие теплообмена между трубопроводом и окружающей его морской водой. Эти специфические особенности необходимо учитывать при разработке технологий транспорта нефтегазовых смесей, так как они в значительной степени ограничивают возможности развития системы сбора и определяют характер осложнений, возникающих при ее эксплуатации. Движение газожидкостных смесей сопровождается пульсациями давления, вызывающими нарушение режима работы сепарационного оборудования, что особенно актуально для морских месторождений, поскольку трубопроводы между объектами обустройства имеют вертикальные участки с нисходящим и восходящим направлениями движения газожидкостной смеси.

Система сбора продукции скважин должна соответствовать способам добычи нефти, которые обеспечивают проектные показатели разработки месторождения, и иметь возможность изменения своих характеристик в случае перехода на другой способ добычи.

Целью данной диссертационной работы является совершенствование системы транспорта нефтегазовой продукции месторождения, расположенного на континентальном шельфе Социалистической Республики Вьетнам, на основе изучения реологических свойств высокопарафинистых нефтей и исследования закономерностей движения газожидкостных смесей по подводным трубопроводам.

Основные задачи исследования.

Основными задачами исследования в данной диссертационной работе являются:

1. Исследование реологических свойств сепарированных и газонасыщенных нефтей в интервале температур и давлений, характерных для условий эксплуатации подводных трубопроводов.

2. Учет влияния реологических свойств нефтей при проведении гидравлических расчетов движения газожидкостных смесей по подводным трубопроводам.

3. Исследование закономерностей пульсаций давления в подводных трубопроводах, транспортирующих ГЖС, разработка режимов работы с минимальными пульсациями,

4. Обоснование различных способов сбора продукции скважин при изменении условий разработки и внедрение их на месторождении "Белый Тигр".

На защиту выносятся экспериментальные лабораторные и промысловые исследования, теоретические обобщения и практические рекомендации по обоснованию технологий сбора продукции скважин на месторождениях, расположенных на континентальном шельфе, при изменении условий их разработки.

Научная новизна результатов, полученных в работе.

1. Обосновано применение различных технологий сбора и транспорта нефти на морских месторождениях при изменении условий их разработки.

2. Предложен способ учета неньютоновских свойств нефтей через истинное газосодержание при расчете режимов течения газожидкостных смесей по трубопроводам.

3. Проведена адаптация программы теплогидравлического расчета транспорта ГЖС к условиям морских месторождений.

4. Экспериментально исследованы пусковые процессы при совместном транспорте высокозастывающей нефти и газа по подводным трубопроводам.

Практическая ценность работы.

Научные результаты, полученные в работе, в виде технологических регламентов нашли применение в практике проектирования и эксплуатации системы сбора месторождения "Белый Тигр", расположенного на континентальном шельфе СРВ.

Рекомендации по внедрению технологии совместного транспорта высокозастывающей нефти и газа по подводным трубопроводам явились основанием для изменения концепции обустройства месторождения в направлении централизации технологических объектов путем использования блок-кондукторов (БК) и укрупненной центральной технологической платформы (ЦТП-2). Это позволило снизить капитальные вложения на обустройство месторождения. Более 70% нефти добывается на БК и в виде газожидкостной смеси транспортируется на ЦТП-2.

Для снижения давления в системе сбора разработана и внедрена технология сбора продукции скважин с предварительным отбором газа. Устройства предварительного отбора газа (УПОГ) установлены на четырех блок-кондукторах.

Разработанные в диссертационной работе технологии и технические средства вошли в "Уточненную технологическую схему разработки и обуетройства месторождения "Белый Тигр", утвержденную 22.03.1999 года Премьер-министром СРВ и являющуюся основным документом по разработке и обустройству месторождения.

Апробация работы.

Вопросы, составляющие содержание диссертации, докладывались и обсуждались:

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, транспорта и переработки нефти и газа (г.Уфа, 26-27 марта 1997 г.);

- на научном семинаре "Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте" (г.Уфа, 9-10 сентября

1997 г.);

- на Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 21-24 апреля

1998 г.);

- на семинаре по проблемам механики сплошных сред в системах добычи, сбора, подготовки и переработки нефти и газа (г.Уфа, 30 ноября - 1 декабря 1998 г.);

- на международной конференции "Multiphase flow, application into oil-gas industry, chemical and environmental technology", Hanoi Institute of Mechanics, April 19-22, 1999.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 8 работ. Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, изложенных на 127 страницах, содержит 23 рисунка, 24 таблицы. Список использованной литературы содержит 150 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение содержит обоснование актуальности, цель и основные задачи исследований, основные положения, выносимые на защиту, характеристики научной новизны, практической ценности и апробации научных результатов.

В первом разделе анализируются результаты теоретических исследований, лабораторных и промысловых работ, посвященных движению газожидкостных смесей в трубопроводах, рассматриваются различные системы сбора и определяются задачи данной диссертационной работы.

Совершенствование однотрубной системы сбора газожидкостных смесей возможно на базе современных достижений в области гидравлики двухфазных потоков. Актуальными являются исследования влияния особенностей конструкции подводных трубопроводов на их гидравлические характеристики при перекачке ГЖС, а также исследование пусковых процессов на газожидкостных смесях и газонасыщенных нефтях.

Методы гидравлических расчетов ГЖС и тем более нефтегазовых смесей не имеют обоснованности и точности, присущих гидродинамике однофазных потоков, так как многообразие структур течения не позволяет создать единую модель для всех режимов движения, а свойства нефти изменяются в широких пределах. Парафинистые нефти только в определенном температурном интервале являются ньютоновскими жидкостями. В области низких температур они проявляют неньютоновские свойства. Необходимо исследование течения парафинистых нефтей, изучение их реологических свойств в рабочем диапазоне температур и давлений. Так как при движении ГЖС газонасыщенность нефти изменяется, то необходим учет влияния газонасыщенности на реологические свойства нефтей. Известны эмпирические зависимости, описывающие зависимость вязкости нефти от температуры и газонасыщения, но коэффициенты этих зависимостей необходимо определять для каждой нефти в интервале изменения температуры и газонасыщения, характерном для конкретного месторождения. Для уточнения теплогидравличе-ских расчетов необходимо учитывать неньютоновские свойства нефтей.

Интенсивные пульсации давления в подводных трубопроводах осложняют работу сепарационного оборудования. Увеличение давления в трубопроводе положительно влияет на потери давления на транспорт и амплитуды пульсаций, но может привести к снижению дебита и сокращению фонтанного периода работы скважин. Необходимо изучение влияния параметров транспорта ГЖС на интенсивность пульсаций давления.

Исследованию пуска трубопроводов системы сбора на газожидкостных смесях практически не уделялось внимания. Недостаточно изучены закономерности первоначального и повторного пусков трубопроводов системы сбора ГЖС в области температур, характерных для неньютоновского поведения парафинистых нефтей. Необходимо исследовать закономерности пусковых процессов в широком интервале изменения расходного газосодержания от максимального до газонасыщенной нефти.

Изменение условий разработки месторождений требует проведения исследований по обоснованию изменений в системе сбора продукции скважин. Совершенствование системы сбора продукции скважин в специфических условиях шельфового месторождения "Белый Тигр" является основной целью проведенного исследования.

Во втором разделе дается краткая характеристика месторождения "Белый Тигр" и физико-химических свойств добываемых нефтей. Месторождение "Белый Тигр" расположено на континентальном шельфе СРВ на расстоянии около 120 км от берега.

В начальный период разработки на месторождении сооружались морские стационарные платформы (МСП), предназначенные для бурения и эксплуатации куста из 16 скважин. Трубопроводы системы сбора, проложенные между платформами, имеют вертикальные участки - райзеры: входные (с восходящим направлением движения) и выходные (с нисходящим направлением движения потока). Трубопроводы не имеют тепловой изоляции и не заглублены в морское дно. Глубина моря в районе месторождения равна 4950 м, дно ровное. Температура воды на дне в течение года изменяется в пределах от 21,8°С до 29,0°С, средняя скорость донных течений составляет 0,6 м/с.

На месторождении добываются нефти с содержанием парафина от 14,1% до 27,0%. Температура плавления парафина и насыщения нефти парафином изменяется от 55°С до 61°С, температура застывания нефтей находится в интервале 29-35°С. По транспортабельным свойствам нефти относятся к высокозастывающим.

Для сбора продукции скважин применялась двухтрубная герметизированная система. Особенности строительства подводных трубопроводов, условия их эксплуатации и специфические физико-химические свойства нефтей являются причиной осложнений в работе системы сбора. Для обоснования возможности применения совместного сбора и транспорта высокозасты-вающей нефти и газа проведено исследование реологических свойств сепарированных и газонасыщенных нефтей (в интервале давлений насыщения 0,1-5 МПа). Исследования реологических свойств нефтей проводились на компьютизированной установке "Rotovisco" RV-20. При исследовании реологических свойств газонасыщенных нефтей использовалась герметичная камера D100/3 00.

Установлено, что кривые течения парафинистых нефтей в области неньютоновского поведения описываются моделью вязкопластичной жидкости Шведова-Бингама. Получены реологические модели нефтей в виде температурных зависимостей пластической вязкости, динамического напряжения сдвига и установившегося значения статического напряжения сдвига. Показано, что с увеличением газонасыщенности нефтей температура перехода от ньютоновского к неньютоновскому поведению снижается.

Предложено учитывать неньютоновские свойства с помощью эффективной вязкости жидкости, определяемой с использованием истинного газосодержания смеси. Критерий пластичности и функция Ильюшина записываются с учетом истинного газосодержания газожидкостной смеси и зависят от отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. Показано, что нефти отличаются как по характеру изменения этого отношения от температуры, так и по абсолютным значениям.

В третьем разделе рассматриваются результаты экспериментальных исследований особенностей транспорта нефтегазовых смесей по подводным трубопроводам. Эксперименты проведены на опытно-промысловом стенде, представляющим собой элемент существующей на месторождении системы сбора между морскими стационарными платформами МСП-3 и МСП-4. Использовались два из трех проложенных между платформами трубопроводов: диаметром 219x12 мм и длиной 909 м и диаметром 325x16 мм и длиной 1067 м. Эксперименты проводились в широком интервале изменения расходного газосодержания и давлений в трубопроводах. Уменьшение газосодержания осуществлялось путем подачи в поток ГЖС определенного количества сепарированной нефти.

Для подводных трубопроводов показано большое влияние вертикальных участков на общий перепад давления. При постоянной производительности с уменьшением газосодержания до р2 = 0,7 перепад давления резко снижается. Установлено, что корректные результаты при гидравлических расчетах таких трубопроводов могут быть получены не методом построения эквивалентной трассы, а путем проведения последовательных расчетов отдельно на каждом участке. Проведена адаптация программы теплогидравли-ческого расчета транспорта ГЖС к условиям морских месторождений.

Проведено исследование пусковых процессов на высокопарафинистых нефтях. Определены пусковые перепады давления на нефтегазовых смесях в широком интервале изменения газосодержания и на нефтях с разной газонасыщенностью. В результате математической обработки результатов экспериментов получено уравнение регрессии, с погрешностью до 15% описывающее зависимость градиента пускового давления от расходного газосодержания.

Предельным случаем уменьшения расходного газосодержания является газонасыщенная нефть. Исследовано влияние газонасыщения нефти на пусковое давление. При минимальном газонасыщении пусковой градиент давления для трубопровода диаметром 219x16 мм составляет 2,1 МПа/км. С увеличением газонасыщения нефти он снижается, причем наиболее резко на начальном этапе газонасыщения.

Экспериментально показана возможность безопасной остановки транспорта нефтегазовых смесей в подводных нетеплоизолированных трубопроводах при температурах окружающей среды ниже температуры застывания нефти. Показано, что с уменьшением газосодержания пусковые давления увеличиваются, приближаясь к значениям, характерным для газонасыщенных нефтей.

В четвертом разделе приводятся результаты внедрения совместного транспорта высокозастывающей нефти и газа по подводным трубопроводам.

После стендовых экспериментов на протяженных трубопроводах в промысловых условиях были проведены исследования, которые подтвердили правильность полученных результатов и убедительно доказали возможность сбора нефтегазовой смеси по нетеплоизолированным подводным трубопроводам при температуре ниже температуры застывания нефти.

Проведенные исследования стали основанием для изменения концепции обустройства месторождения на базе внедрения совместного транспорта нефти и газа и перехода к укрупненной централизованной схеме сепарации продукции скважин и подготовки нефти. Вместо дорогостоящих объектов -МСП с технологическим оборудованием и постоянным обслуживающим персоналом - предложено сооружать небольшие блок-кондукторы, предназначенные для бурения куста скважин с помощью самоподъемной буровой установки (СПБУ), добычи и замера их продукции. Газожидкостная смесь по двум трубопроводам (рабочему и резервному) направляется на центральную технологическую платформу. Система сбора строится по радиальному принципу с ЦТП-2, расположенной в узловой точке нефтегазосборной сети.

Большинство блок-кондуторов БК-1, 3, 4, 5, 6 находятся на расстоянии до 3 км от ЦТП-2.

Нестационарный характер работы подводных трубопроводов проявляется в пульсациях давления, связанных с процессом образования газовых и жидкостных пробок. Наиболее интенсивно пробкообразование происходит в конце линейной части трубопровода и в вертикальном участке трубопровода с восходящим направлением движения. На ЦТП-2 при совпадении частот пульсаций давления в нескольких трубопроводах системы сбора наблюдается резонанс, при котором режим работы сепарационной установки нарушается.

Проведено исследование пульсаций давления на входных вертикальных участках трубопроводов, транспортирующих ГЖС в пробковом режиме течения. Пульсации давления имеют сложную структуру и являются суперпозицией колебаний разной частоты от десятых до сотых долей Герца с максимальными амплитудами до 0,25 МПа. Проведен анализ положительных и отрицательных значений амплитуд пульсаций, выделены максимальные и рассчитаны средние значения. Показано, что между максимальным и средним значениями амплитуды пульсаций существует линейная связь с коэффициентом корреляции 0,9. Поскольку причиной крупномасштабных пульсаций являются входные вертикальные участки, то не обнаружено зависимости интенсивности пульсаций от длины трубопроводов (для БК она изменяется от 1,7 до 3 км).

С увеличением давления интенсивность пульсаций снижается. Определены рабочие давления трубопроводов, при которых пульсации давления не оказывают большого влияния на работу оборудования. С помощью анализа автокорреляционных функций пульсаций давления определен объем жидких пробок и показано, что пробки формируются не только в вертикальном участке, но и в линейной части трубопровода. Исследовано влияние режимов на объем пробок. С увеличением давления объем пробок уменьшается.

При прохождении жидкой пробки мгновенная производительность трубопровода по жидкости возрастает в 5-10 раз. В момент резонанса на

ЦТП-2 одновременно поступают жидкие пробки из всех трубопроводов, что вызывает перегрузку сепараторов с выбросом нефти на факел.

В результате исследования пульсаций обоснованы режимы работы трубопроводов, определены давления, при которых обеспечивается их стабильная работа в течение ряда лет.

Пятый раздел посвящен совершенствованию системы сбора газожидкостных смесей на месторождении "Белый Тигр". Опыт эксплуатации трубопроводов системы сбора ГЖС показал, что высокие энергетические характеристики добывающих скважин позволяли поддерживать в системе сбора повышенные давления для снижения негативного влияния пульсаций на режим работы трубопроводов и оборудования. По мере выработки месторождения, снижения буферных давлений скважин и перехода на газлифтный способ эксплуатации возникла необходимость в понижении давления в системе сбора. Строительство дополнительных трубопроводов в ограниченной акватории месторождения затруднено, а применение двухфазных насосов требует установки на БК дополнительных источников электроэнергии и перевода их в разряд объектов с постоянным обслуживающим персоналом. Для условий месторождения наиболее приемлемым путем является изменение свойств транспортируемой продукции в направлении изменения структурных форм течения смеси.

Путем уменьшением расходного газосодержания транспортируемой продукции можно снизить потери давления, уменьшить интенсивность пульсаций, вплоть до перевода работы трубопроводов в беспульсационную область. Для снижения расходного газосодержания предложено устройство предварительного отбора газа.

Технология сбора продукции скважин с применением УПОГ реализуется в различных режимах от частичного до полного отбора газа. В обоих случаях по одному из трубопроводов (рабочему или резервному) с БК транспортируется газ, а по другому - либо газожидкостная смесь с пониженным газосодержанием (режим неполного отбора газа), либо газонасыщенная

15 нефть (режим полного отбора газа). Давление в УПОГ поддерживается на уровне, обеспечивающем сбор газа и транспорт нефтегазовой смеси или газонасыщенной нефти.

Обнаружены две области эффективного применения технологии. Первая, при относительно низких производительностях, обусловлена большим влиянием вертикальных стояков, вторая, при высоких производительностях, определяется разницей в потерях давления на трение при транспорте ГЖС и газонасыщенной нефти. С увеличением длины трубопроводов возрастает эффективность технологии сбора с применением УПОГ.

Технология испытана и успешно внедряется на месторождении. В настоящее время УПОГ установлены на четырех БК. В режиме полного отбора газа значительно снижаются начальные давления, а транспорт газонасыщенной нефти осуществляется в однофазном состоянии. Внедрение технологии позволило сохранить уровень добычи нефти при одновременном снижении давления в системе сбора.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основании лабораторных исследований установлена модель течения нефтей месторождения "Белый Тигр" в рабочем диапазоне температур и газонасыщенности. Предложено учитывать неньютоновские свойства высо-копарафинистых нефтей при теплогидравлических расчетах ГЖС с помощью эффективной вязкости и других параметров, описывающих их движение и выраженных через истинное газосодержание смеси. Определены условия, при которых необходимо учитывать реологические свойства нефтей при транспорте ГЖС.

2. На опытно-промышленном стенде исследовано движение ГЖС в подводных трубопроводах. Показано значительное влияние вертикальных участков трубопроводов на их гидравлические характеристики. Проведены исследования пусковых процессов на нефтегазовых смесях и газонасыщенных нефтях. Показано, что уменьшение газосодержания смеси приводит к росту пусковых давлений. На основании проведенных исследований доказана возможность внедрения системы совместного сбора нефти и газа на месторождении "Белый Тигр". Внедрение такой системы позволило увеличить добычу продукции до 50% без строительства дополнительных сооружений.

3. Для обоснования выбора режимов работы трубопроводов проведены исследования по выявлению закономерностей пульсации давления при образовании газовых и жидких пробок. Изучено влияние на амплитуду пульсаций производительности, газосодержания и давления при транспорте нефтегазовых смесей. Показано, что объемы жидких пробок превышают объемы вертикальных участков трубопроводов. Это позволило усовершенствовать режимы работы сепараторов.

4. На основе проведенных исследований разработана новая концепция обустройства месторождения "Белый Тигр", внедрение которой обеспечило добычу более 70% нефти в автоматизированном режиме. Показано, что в процессе выработки месторождения поддержание уровня добычи нефти

113 обеспечивается применением технологии сбора продукции скважин с предварительным отбором газа. Разработана конструкция устройства предварительного отбора газа, учитывающая специфику морского месторождения, внедрение которого позволило сохранить уровень добычи нефти при уменьшении давления в системе сбора.

1. Алибеков Б.И., Пирвердян A.M., Сафаров P.A., Чубанов О.В. К расчету воздушного подъемника для вязкопластичной жидкости // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 7. - С. 40-45.

2. Алиев P.A., Гумбатов Т.Т., Гамидов С.Г. и др. Особенности теплового режима подводных нефтепромысловых трубопроводов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. Баку, 1971. - № 7. - С. 45-47.

3. Андриасов P.C., Бочаров А.Н., Пелевин Л.А., Челпанов П.И. Движение газоводонефтяных смесей в промысловых трубопроводах. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 76 с.

4. Антипьев В.Н. Трубопроводный транспорт нефти в газонасыщенном состоянии. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 56 с.

5. Антонова Т.В., Губин В.Е., Скрипников Ю.В., Сковородников Ю.А. Исследование транспортабельных параметров нефтяных смесей // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1973. - Вып. X. - С. 3-7.

6. Арманд A.A. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // В сб.: Гидродинамика и теплообмен в котлах высокого давления. Изв. АН СССР, 1955. - С. 21-34.

7. Арманд A.A. Сопротивление при движении двухфазной смеси по горизонтальным трубам. Известия ВТИ, 1946. - № 1. - С. 16-23.

8. Байков Н.М., Дьячук А.И., Репин H.H. Система сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

9. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. - 264 с.

10. Баталии О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. - 272 с.

11. Бердин В.П., Ким Б.И. Проектирование и эксплуатация подводных трубопроводов за рубежом // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - № 5. - 44 с.

12. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М.: Химия,1977.

13. Волков Л.Ф., Каган Я.М., Латыпов В.Х., Максимов В.П., Трояновский Ю.В. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей. М.: Недра, 1970.- 184 с.

14. Выговской В.П., Н.Ф.Фук. Работа трубопроводов системы сбора на месторождении "Белый Тигр" с предварительным отбором газа // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 61-69.

15. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Применение самоорганизующейся модели для гидравлического расчета газожидкостных потоков в трубах. Известия ВУЗов, Нефть и газ. - 5. - 1978.

16. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Фаттахов М.М. Оптимизация трубопроводных систем промыслового сбора нефти и газа // Нефтепромысловое строительство. 1982. - № 8. - С. 19-21.

17. ГОСТ 20287-74 "Нефтепродукты. Методы определения температуры застывания" // В кн.: Нефтепродукты. Методы испытаний. 4.1. - М.: Изд. Стандартов, 1987.

18. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1997. -238 с.

19. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводных транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 296 с.

20. Губин В.Е., Пиядин М.Н., Скрипников Ю.В. О тиксотропных характеристиках парафинистой нефти // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1973.-Вып. XI. С. 3-6.

21. Гужов А.И. и др. Влияние пульсаций газонефтяного потока на работу сепарирующих устройств // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 21.

22. Гужов А.И. и др. Результаты опытно-промышленных испытаний гидроциклонных сепараторов на промыслах объединения Грознефть // Газовое дело. 1968. - № 7.

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

24. Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. Сбор, транспорт и хранение углеводородных газов. М.: Недра, 1978.

25. Гужов А.И. и др. Использование объемных нагнетателей для сжатия газонефтяной смеси в системе внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

26. Гумеров А.Г., Выговской В.П., Н.Ф. Фук. Исследование пусковых процессов в подводных трубопроводах при перекачке высокозастывающих нефтей // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. Уфа: Изд. УГНТУ, 1999. - С. 24-32.

27. Дегтярев В.Н. Вопросы пуска нефтепровода с парафинистой нефтью после его длительной остановки // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 17. - 64 с.

28. Диденко B.C. Исследование вязкости газонасыщенных промысловых водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. 1983. -№12,-С.11-13.

29. Дьячук А.И., Карпова Н.К., Суслов В.М. и др. К вопросу оптимизации систем промыслового сбора нефти, газа и воды // Сб. научн. тр. / ВНИ-ИСПТнефть. Уфа, 1976. - Вып. 17. - С. 165-168.

30. Зайцев Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О.В., Сафаров P.A., Дворкин Я.П., Зайцев И.Ю. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. - 256 с.

31. Карамышев В.Г. Совершенствование системы сбора газожидкостной смеси путем оптимизации структурных форм потока: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа, 1996.

32. Корнилов Г.Г. Влияние вязкостных свойств фаз смеси на истинную газонасыщенность двухфазных потоков // Нефтяное хозяйство. 1975. - № 1. -С. 41-44.

33. Корнилов Г.Г., Карамышев В.Г. К расчету распределения фаз при пробковой структуре движения ГЖС // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1973. Вып. XI. - С. 71-76.

34. Корнилов Г.Г., Карамышев В.Г. О характеристике однонаправленного двухфазного потока в трубопроводах // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1973. - Вып. XI. - С. 63-70.

35. Корнилов Г.Г., Карамышев В.Г. Определение сопротивления при "лотковом" движении газожидкостной смеси // Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа, 1973. - Вып. X. - С. 58-66.

36. Корнилов Г.Г., Черникин В.И. Влияние физических свойств фаз на относительную скорость в двухфазных потоках // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1965.

37. Корнилов Г.Г., Черникин В.И. О гидравлическом расчете трубопроводов для газожидкостных смесей // Нефтяное хозяйство. 1964. - № 8.

38. Коршак A.A., Брот P.A., Тугунов П.И. Перекачка газонасыщенных нефтей по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981. 37 с.

39. Костерин С.И. Исследование влияния диаметра и расположения трубы на гидравлические сопротивления и структуру течения газожидкостной смеси. Изв. АН СССР, 1949. - № 12.

40. Костерин С.И. Исследование гидравлического сопротивления при движении газожидкостных сред в горизонтальных трубах. Изв. АН СССР, ОТН, 1943. -№№11, 12.

41. Костерин С.И. Исследование структуры потока двухфазной среды в горизонтальных трубах. Изв. АН СССР, ОТН, 1948. - № 7. - С. 37-45.

42. Кроковный П.Н. Некоторые спектральные и пульсационные характеристики горизонтального газожидкостного потока. ЖПМТФ, 1980. - №1.

43. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидравлика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976.

44. Левин С.И. Подводные трубопроводы. М.: Недра, 1970. - 288 с.

45. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра,1979.

46. Мамаев В.А., Одишария Г.Э. Трубопроводный транспорт газожидкостных смесей // Газовое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1966.

47. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин A.A., Семенов Н.И. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. -208 с.

48. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин A.A. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1969. - 208 с.

49. Мамедов Ф.А., Кулиев Р.П., Саркисов Э.И. Тепловой режим подводных продуктопроводов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. Баку, 1974. -№ 2. - С. 20-22.

50. Маринин Н.С., Каган Я.М., Савватеев Ю.Н., Федорищев Т.И. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-Вып. 8 (57).-С. 47.

51. Медведев В.Ф. Вязкость газированных жидкостей // Прикладная химия. 1982. - Т. 55. - № 2. - С. 451-453.

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

53. Методическое руководство по статистическим исследованиям гидравлики трубопроводного транспорта / А.Х. Мирзаджанзаде и др. Уфа: УНИ, 1984.-47 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Вопросы гидродинамики вязкопластич-ных и вязких жидкостей. Баку: Азнефтеиздат, 1959.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев Н.А., Юсифзаде Х.Б., Салаватов Е. Ш, Шейдаев А.Ч. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку: Международная Восточная Нефтяная Академия, 1997. - 211 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.И., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1984.- 287 с.

57. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 121 с.

58. Невежевенко В.Ф. Характер реологических кривых парафинистых нефтей с различным содержанием смол // Коллоидный журнал. 1954. - № 3.

59. Новоселов В.В. Тепловые режимы магистральных трубопроводов в сложных гидрогеологических условиях прокладки. Дис. . докт. техн. наук. -Уфа, 1996. 343 с.

60. Новоселов В.В., Глазырина В.М. и др. Экспериментальное сравнение процессов внешнего теплообмена трубопроводов, проложенных в водо-насыщенном грунте и в непроточной воде // Транспорт и хранение нефти. -1988. -№ 11. С. 10-13.

61. Новоселов В.В., Гумерова Г.А. Экспериментальное сравнение теплообмена трубопровода с водонасыщенными грунтами и водой // Молодежь -науке, производству: Тез. докл. респ. научн.-техн. конф. Уфа, 1987. - С. 30.

62. Новоселов В.В., Иванов Ю.А., Тугунов П.И. и др. Теплообмен подводных трубопроводов // ОИ ИПТЭР. Уфа, 1992. - 51 с.

63. Новоселов В.В., Якупов P.P., Абрамзон JI.C. Особенности теплообмена подводных неизотермических трубопроводов // Нефтяное хозяйство. -1984. -№ 11. С. 23-25.

64. Одишария Г.Э. Некоторые закономерности газожидкостных течений в трубах // Нефтяное хозяйство. 1966. - № 9.

65. Одишария Г.Э., Мамаев В.А., Клапчук О.В., Толасов Ю.А. Двухфазный транспорт нефти и газа // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ТНТО ВНИИОЭНГ, 1977. - 57 с.

66. Перевозчиков С.И. Исследование транспорта газонасыщенных неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам. Дис. . канд. техн. наук. Уфа, 1977. - 186 с.

67. Руководящий документ. Методика определения реологических параметров высокозастывающих нефтей. РД 39-0147103-329-86 / Скрипников Ю.В. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986.

68. Руководящий документ. Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей. РД 39-081-91 / Мир-заджанзаде А.Х. и др. М.: МНП, 1990.

69. Руководящий документ. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. РД 39-0147311-605-86 / Каспарьянц К.С. и др. -М.: МНП, 1986.

70. Сато Т. и др. Влияние пульсаций расхода на критический тепловой поток // В сб.: Достижения в области теплообмена. М.: Мир, 1970.

71. Семенов Н.И. Пульсации давления при течении газожидкостных смесей в трубах // Теплоэнергетика. М.: АН СССР, 1959. - № 1.

72. Телетов С.Г. О коэффициенте сопротивления при движении двухфазной смеси // ДАН СССР. 1946. - Т. 51. - № 8. - С. 579-582.

73. Телетов С.Г. О раздельном течении газожидкостных смесей при малых скоростях // ДАН СССР. 1946. - Т. 51. - № 3.

74. Телетов С.Г. Уравнение гидродинамики двухфазных жидкостей // ДАН СССР.- 1945.-Т. 4.

75. Тимонин В.Н., Демко Г.Г. Добыча, сбор и внутрипромысловый транспорт высокопарафинистых нефтей Южного Мангышлака. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 53 с.

76. Титов В.Г. Пульсации давления при движении газожидкостных смесей по трубопроводам // Тр. Гроз. НИИ. Грозный, 1961. - Вып. 23.

77. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра,1974.

78. Тхык Ф.Д., Гумеров А.Г., Выговской В.П., Фук Н.Ф. Совершенствование системы сбора и транспорта нефти на месторождении "Белый Тигр"

79. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. Уфа: Транстэк, 1997. - Вып. 57. - С. 3-13.

80. Уилкинсон У.Л. НеньютоновсКие жидкости. М.: Мир, 1964.

81. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972.440 с.

82. Фук Н.Ф. Исследование пульсаций давления в системе сбора газожидкостных смесей на шельфовом месторождении "Белый Тигр" // Проблемы эксплуатации шельфовых месторождений: Сб. научн. тр. Уфа: Изд. УГ-НТУ, 1999. - С. 42-51.

83. Хаббарт М.Д., Даклер А.Э. Характеристики режимов течения горизонтального двухфазного потока // В сб.: Достижения в области теплообмена. М.: Мир, 1970. - С. 7-29.

84. Харченко Ю.А. Нестационарные процессы в системах добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья. М.: ВНИИ-ЭГазпром, 1991. - 51 с.

85. Хьюитт Д., Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. М.: Энергия, 1974. - 407 с.

86. Цветков В.И. Экспериментальные исследования реологических свойств газонасыщенных высокозастывающих нефтей. Дис. . канд. техн. наук. Ивано-Франковск, 1972.

87. Черняев В.Д., Галлямов А.К. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1990. - 232 с.

88. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. М.: Недра, 1986. - 204 с.

89. Шаммазов A.M. Диагностика и оптимизация режимов работы нефтепромысловых трубопроводов // Нефтепромысловое дело: Обз. инф. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 6(95). - 40 с.

90. Andreussi P., Bendiksen К.Н. An investigation of void fraction in liquid slugs for horizontal and inclined gas-liquid pipe flow // Int. j. multiphase flow, 15, 1989, pp. 937-946.

91. Andreussi P., Bendiksen K.H., Nydal O.J. Void distribution in slug flow // Int. j. multiphase flow, 19, 1993, pp. 817-828.

92. Andritsos N., Williams L., Hanratty T.J. Effect of liquid viscosity on the stratifield-slug transition in horizontal pipe flow // Int. j. multiphase flow, 15, 1989, pp. 877-892.

93. ANSI/ASTM D 97 66. Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Oils.

94. Baker O. Simultaneous flow of oil and gas // Oil and gas J. 53 (12), 1954, pp. 185-195.

95. Barnea D.A. Unified model for prediction flow pattern transitions in the whole range of pipe inclination // Int. j. multiphase flow, 13, 1987, pp. 1-12.

96. Barnea D.A., Taitel Y. A model for slug length distribution in gasliquid slug flow // Int. j. multiphase flow, 19, 1993, pp. 829-838.

97. Barnea D.O., Brauner N. Holdup of liquid slug in two-phase Intermittent flow // Int. j. multiphase flow, 11, 1985, pp. 43-49.

98. Baroczy C.J. A systematic correlation for two-phase pressure drop // Chem. Engng. Prog. Symp. Ser. 1966, 62 (44), pp. 232-249.

99. Biberg D. A simple friction model for two-phase stratifield pipe flow. -Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

100. Brod M., Deane B.C., Rossi F. Field experience with the use of additives in the pipeline transportation of waxy crudes // J. of the Institute of Petroleum. V. 57, № 554, March 1971, pp. 110-116.

101. Chabra R.P., Farooqi S.I., Richardson J.F. Isothermal two-phase flow of air and aqeous polymer solutions in a smooth horizontal pipe // Chem. Eng. Res. Des. V. 62, January 1984.

102. Chisholm D. The influence of viscosity and liquid flow rate on the phase velocities during two-phase flow // NEL, Report No 33, East Kilbridge, Glasgow: National Engineering Laboratory, May 1962.

103. Costigan G., Whalley P.B. Slug flow regime identification from dynamic void fraction measurement in vertical air-water flows // Int. j. multiphase flow, 23 (2), 1997, pp. 263-282.

104. Das S.K., Biswas M.N., Mitra A.K., Holdup for two-phase flow of gas-non Newtonian liquid mixtures in horizontal and vertical pipes // Can. J. Chem. Engng. V. 70, June 1992.

105. Dhulesia H., Bernicot M., Deheuvels P. Statistical analysis and modeling of slug lengths. Proc. 5th int. Conf. on multiphase < 19-21 June 1991. Cannes, France. Granfield BHRG.

106. Drahos T., Chermak Selucky K. Characterization of Hydrodynamic Regimes in Horizontal two phase flow // Chem. Eng. Process, 22, 1987, pp. 45-52.

107. Drahos T., Tihon J., Serio C., Lubbert A. Deterministic chaos analysis of pressure fluctuations in a horizontal pipe at intermittent flow regime // The Chemical Eng. J. -1996. V. 64, pp. 149-156.

108. Ells J.W., Brown V.R.R. The design of pipelines to handle waxy crude oils // J. of the Institute of Petroleum. V. 57, № 555, May 1971, pp. 175-183.

109. Fairhust C.P. Slug-flow behavior clarified in large diameter pipeline study // Technology, oil and gas j. October 3, 1988.

110. Fuchs P. The pressure limit for terrain slugging. 3rd Inter. Conf. On Multiphase flow, The Hague Netherlands, 18-20 May, 1987, pp. 65-71.

111. Furukawa T. Effect of liquid viscosity on liquid-lump velocity in verti-cal-upwards gas-liquid two-phase flow (Velocity characteristics of the long-life liquid lump) // Jap. J. Multiphase Flow, V. 9, No 2,1996, pp. 121-131.

112. Furukawa T., Fukano T. Effect of liquid viscosity on flow parameters in a gas-liquid slug flow. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

113. Govier G.W., Omer M.M. Horizontal pipeline flow of air-water mixtures // Canad. J. Chem. Engng., 1962, pp. 40-93-104.

114. Gregory G.A., Nicholson M.K., Aziz K. Correlation of the liquid volume fraction in the slug for horizontal gas-liquid slug flow // Int. j. multiphase flow, 4, 1978, pp. 33-39.

115. Griffith P. Multiphase Flow in Pipes // J. of Petroleum Technology, 1984, V.2, pp. 361-367.

116. Hervieu E., SelenHim J.P. An objective indicator for two-phase flow pattern transition. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

117. Hewitt G.F., Hall-Taylor N.S. Annular two-phase flow. Pergamon Press. Qxford. 1970.

118. Hills J.H., Cheng H., Azzopardi B.J. Void fraction waves in vertical gas-liquid flow in 150 mm tube. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

119. Lockhart R.W., Martinelli R.C. Proposed correlation of data for isothermal two-phase two-component flow in pipes // Chem. Engng. Progr., 1949, 45(1), pp. 39-48.

120. Mandhane J.M., Gregory G.A., Aziz K. A flow pattern map for gasliquid flow in horizontal pipes // Int. j. multiphase flow, 1, 1974, pp. 537-551.

121. Manolis I.G, Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Average length of slug region, film region and slug unit in high pressure gas-liquid slug flow. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

122. Manolis I.G, Mendes-Tatsis M.A., Hewitt G.F. Average liquid volumetric content of slug region, film region and slug unit in high pressure gas-liquid slug flow. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

123. Martinelli R.C. Boelter L.M., Taylor T.H.M., Thompson E.G. and Moen R.H. Isothermal pressure drop for two component flow in a horizontal pipe // Trans. Amer. Soc. Mech. Engrs., 1944, 66(2), pp. 139-151.

124. Martinelli R.C., Lockhart R.W. and Putman J.A. Two-phase two-component flow in viscous region // Trans. Amer. Soc. Mech. Engrs., 1946, 42(4), pp. 681-705.

125. Matsui G. Automatic identification of flow regimes in vertical two-phase flow using differential pressure fluctuations // Nuclear Engineering and design, 1986, V. 95, pp. 221-213.

126. Matsui G. Identification of flow regimes in vertical gas-liquid two-phase flow using differential pressure fluctuations // Int. J. of multiphase flow, 1984, V. 10, pp. 711-720.

127. McQuillan K.W., Whalley P.B. Flow patterns in vertical two-phase flow//Int. J. of multiphase flow, 1985, V. 11, pp. 161-175.

128. Mishima K., Ishii M. Flow regime transitions criteria for upward two-phase flow in vertical tubes, Int. j. heat mass transfer. 27, 1984, pp. 727-737.

129. Nicholson M.K., Aziz K., Gregory G.A. Intermittent two-phase flow in horizontal pipes, predictive models // Can. J. Chem. Engng. 56, 1978, pp. 653-663.

130. Nuland S. Bubble front velocity in horizontal slug flow with viscous Newtonian-, shear thinning- and Bingham fluids. -Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

131. Peter B. Smith and Rex M.J. Ramsden. The prediction of oil gelation in submarine pipelines and the pressure required for restarting flow // European offshore petroleum conference and exhibition, 1978, pp. 283-290.

132. Petritsch G., Mewes D. Experimental investigation of the flow pattern in a horizontal pipe with a large diameter. Third International Conference on Multiphase Flow, ICMF' 98 Lyon, France, 1998.

133. Price R.C. Flow improvert for waxy crudes // J. of the Institute of Petroleum, V.57, № 554, March 1971, pp. 106-109.

134. Ruder Z., Hanratty P.J., Hanratty T.J. Necessary conditions for the existence of stable slugs // Int. j. multiphase flow, 15, 1989, pp. 209-226.

135. Ruder Z., Hanratty T.J. A definition of gas-liquid plug flow in horizontal pipes // Int. j. multiphase flow, 16, 1990, pp. 233-242.

136. Scott S.L., Shoham O., Brill T.P. Modeling slug drowth in large diameter pipes. 3rd Inter. Conf. On Multiphase flow, The Hague Netherlands, 18-20 May, 1987, pp. 55-64.

137. Sifferman T.R. Flow properties of difficult to handle waxy crude oils // J. Petr. Tech., August 1979.

138. Smith P.B. and Ramsden M.J. The prediction of oil gelation in submarine pipelines and the pressure required for restarting flow // European offshore petroleum conference and exhibition, 1978, pp. 283-290.

139. Stanislav J.F., Kokal S., Nicholson M.K. Intermittent gas-liquid flows in upwards inclined pipes // Int. j. multiphase flow, 12, 1986, pp. 325-335.

140. Taitel Y., Barnea D.A., Dukler A.E. Modeling flow pattern transitions for steady upward gas-liquid flow in vertical tubes // A.I.Ch.E.J. 26, 1980, pp. 345354.

141. Taitel Y., Dukler A.E. A model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow // AIChE J., 22, 1976, pp. 47-55.

142. Tutu N.K. Pressure drop fluctuations and bubble-slug transition in a vertical two-phase air-water flow // Int. j. multiphase flow, 8(2), 1982, pp. 93-124.

143. Uhde A. and Kopp G. Pipeline problems resulting from the handling of waxy crudes // J. of Institute of Petroleum, 1971, V. 57, No 554, pp. 63-73.

144. Verschuur E., den Hartog A.P. and Verheul C.M. The effect of thermal shrinkage and compressibility on the yielding of gelled waxy crude oils in pipelines //J. of Institute of Petroleum, 1971, V. 57, No 555, pp. 132-138.

145. Verschuur E., Verheul C.M. and den Hartog A.P. Pilot-scale studies on re-starting pipelines containing gelled waxy crudes // J. of Institute of Petroleum, 1971, V. 57, No 555, pp. 139-146.