Информационно-измерительная система для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.16, кандидат технических наук Газин, Дмитрий Игоревич

• Газин, Дмитрий Игоревич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Газин, Дмитрий Игоревич

ОГЛАВЛЕНИЕ.

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Средства измерения, применяемые при коммерческом учете товарной нефти.

1.2 Методика выполнения измерений при коммерческом учете товарной нефти.

1.3 Анализ влияния свободного газа в потоках товарной нефти на результаты измерения ее расхода.

1.4 Методика выполнения измерений, учитывающая гидродинамическую структуру потока.

1.5 Анализ необходимости разработки новой ИИС для измерения содержания свободного газа и обоснование используемого метода измерения.

1.6 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования.

2 РАЗРАБОТКА ИМИТАЦИОННОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СИГНАЛА РАДИОИЗОТОПНОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ПЛОТНОСТИ НА ПОТОКЕ ТОВАРНОЙ НЕФТИ.

2.1 Физические основы радиоизотопного метода измерения.

2.2 Применение радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости.

2.3 Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ.

2.4 Исследование качества разработанной имитационной математической модели.

2.5 Полученные результаты и выводы по главе 2.

3 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ АЛГОРИТМОВ ИДЕНТИФИКАЦИИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СТРУКТУРЫ ПОТОКА И ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА.

3.1 Общий подход к разработке алгоритмов идентификации газожидкостной структуры потока.

3.2 Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной структуры потока на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье.

3.3 Разработка и исследование алгоритма идентификации на основе критериев однородности.

3.4 Разработка и исследование алгоритма идентификации газожидкостной смеси на основе порядковых статистик.

3.5 Полученные результаты и выводы по главе 3.

4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ИИС ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА В ПОТОКАХ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

4.1 Устройство и характеристики ИИС серии РИСГН-1.

4.2 Метрологическое обеспечение ИИС серии РИСГН-1.

4.3 Испытания на утверждение типа средства измерения ИИС серии РИСГН-1.

4.4 Экспериментальные исследования ИИС серии РИСГН.

4.5 Полученные результаты и выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Информационно-измерительная система для определения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности»

Настоящая работа посвящена решению задачи повышения точности коммерческого учета товарной нефти на магистральных нефтепроводах в Российской Федерации за счет уменьшения методической погрешности измерения расхода, связанной с наличием в потоках товарной нефти свободного газа.

Исследования потоков товарной нефти в магистральных трубопроводах для выявления в ней свободного газа и измерения его количества начались в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века. Причиной их проведения послужило различие в количестве нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю. В СССР за год оно достигало 2 млн. тонн [30,31,34,29].

Для объяснения такого расхождения было высказано предположение о наличии в потоке нефти остаточного свободного газа. По мере прохождения партии нефти через нефтеперекачивающие станции, свободный газ может улетучиваться в атмосферу, тогда его количество на конечной станции окажется меньше, чем на начальной. Поскольку свободный газ учитывается турбинными преобразователями (преимущественно используемыми на коммерческих узлах учета нефти) наравне с нефтью, учтенное количество нефти на выходе системы трубопроводного транспорта будет меньше количества нефти, учтенного на входе системы.

В исследованиях принимали участие следующие научные организации: ВНИИОЭНГ, ВНИИСПТ-нефти, СПКБ СНА, ЦНИИ РТК. Основные результаты данных исследований сводятся к следующему [30,48]:

- в потоках нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета присутствует свободный газ, среднее содержание которого составляет 0.20.5% по объему;

- свободный газ движется в виде обособленных скоплений пузырьков. В момент прохождения скопления пузырьков содержание свободного газа в нефти может достигать 2% по объему;

- наличие свободного газа приводит к появлению погрешности измерения объемного расхода нефти турбинными преобразователями расхода.

На основе данных результатов Миннефтепромом были разработаны организационные меры с целью учета влияния наличия свободного газа в нефти при сведении баланса между добытым и поставленным количеством нефти. Измерительные линии нефтеперекачивающих станций были оснащены устройствами для определения содержания свободного газа в потоке нефти. По результатам измерения вычислялся поправочный коэффициент, на который помножалось измеренное значение объема [58].

Однако эти меры не привели к окончательному решению проблемы погрешности измерения из-за наличия в потоке свободного газа, поскольку:

- Разработанная методика учета присутствия свободного газа предполагала, что газ распределен в потоке равномерно. Поэтому содержание свободного газа определялось путем периодического отбора и анализа проб нефти. На самом же деле свободный газ движется в виде сравнительно небольших скоплений пузырьков. Поэтому пробы не отражают реального содержания свободного газа в потоке.

- Содержание свободного газа в потоке нефти определялось в блоке контроля качества, через который проходила лишь часть основного потока нефти, что приводило к плохой представительности отбираемых проб.

- Наличие свободного газа приводит к изменению эпюры распределения скорости потока по сечению трубы. Это ухудшает точность измерения турбинным преобразователем расхода.

Для устранения указанных причин возникновения погрешности измерения была предложена методика проведения измерений [30], основанная на дополнении турбинного преобразователя расхода специальным измерительным прибором, который должен:

- непрерывно определять, имеется ли в потоке нефти свободный газ;

- измерять текущее и среднее относительное содержание свободного газа;

- измерять текущее и среднее значение плотности жидкости без газа на потоке в измерительной линии;

Внесение поправки в результаты измерения турбинного преобразователя расхода (или объемного расходомера другого типа), определенной на основе измеренного среднего значения содержания свободного газа позволит 6 уменьшить методическую погрешность, связанную с присутствием в потоке нефти свободного газа.

Следующим шагом в решении проблемы свободного газа должна была стать разработка автоматизированного бесконтактного средства измерения содержания свободного газа, по показаниям которого производилась бы автоматическая коррекция показаний преобразователя расхода нефти. Работы по созданию такого прибора финансировались Миннефтепромом, а затем компанией «Транснефть», однако из-за распада Советского Союза в начале 90-х годов данные работы были приостановлены.

Таким образом, проблема, связанная с возникновением погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в потоке нефти свободного газа, в настоящее время не решена.

В то же время, экономическая необходимость повышения точности учета товарной нефти очевидна. Учитывая масштаб коммерческих операций с товарной нефтью, даже незначительное увеличение точности измерения приводит к существенному экономическому эффекту. Значительные финансовые потери из-за погрешности в измерении при расчетно-учетных операциях с нефтепродуктами привели к дублированию измерений коммерческих параметров отпускаемого продукта поставщиком и покупателем. Установка собственных приборов учета, причем как можно более высокой точности, выгодна поставщику и покупателю. Например, она позволяет покупателю контролировать результаты измерений поставщика и в ряде случаев оспаривать их, и таким образом избегать необоснованных переплат [58].

Особенную актуальность измерение содержания свободного газа приобретает при проведении приемо-сдаточных операций, когда нефтегазодобывающие предприятия сдают нефть для транспортировки магистральными трубопроводами АК «Транснефть» или через локальные трубопроводные системы других нефтегазодобывающих предприятий.

Невыполнение регламента подготовки товарной нефти, приводящее к сдаче нефти, содержащей свободный газ, экономически выгодно сдающей стороне, поскольку фактический объем сдаваемой нефти оказывается меньше на объем содержащегося в нефти свободного газа. Использование средств измерения содержания свободного газа при данных операциях позволит свести к минимуму споры между сдающей и принимающей сторонами.

Кроме того, присутствие в товарной нефти свободного газа влияет на надежность работы технологического оборудования на нефтеперекачивающих станциях. Свободный газ в процессе перекачки может накапливаться на возвышенных участках трассы нефтепровода, или наоборот, уноситься с потоком при увеличении производительности перекачки, а в резервуарах - выделяться в газовоздушное пространство. Наличие большого количества свободного газа в потоке нефти может привести к нештатным ситуациям, например, к срыву работы насосных агрегатов в связи с нарушением сплошности потока, к потоплению понтона при попадании нефтегазовой смеси в резервуары с понтоном, и др. Для решения этой задачи важен автоматизированный контроль содержания свободного газа в потоке.

Из всего сказанного выше следует, что разработка автоматизированного бесконтактного средства измерения содержания свободного газа, по показаниям которого могла бы производиться автоматическая коррекция показаний преобразователя расхода нефти на узлах учета - актуальная в настоящее время задача.

В конце 90-х годов прошлого века компания АК «Транснефть» вернулась к идее разработки средства измерения содержания свободного газа, а в 2002 году заказала разработку полного комплекта рабочей конструкторской документации и опытного образца информационно-измерительной системы (ИИС) для измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти на основе радиоизотопного метода измерения.

Целью данной работы является разработка и исследование алгоритмов обработки сигнала для данной ИИС, а также реализация этих алгоритмов в виде программного обеспечения для микроконтроллеров и персональных компьютеров.

Для достижения поставленной цели в работе решены следующие исследовательские и практические задачи.

1. Анализ современного состояния проблемы, заключающейся в возникновении методической погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в ней свободного газа. В результате была сформулирована задача разработки алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока на основе анализа сигналов бесконтактного радиоизотопного измерительного преобразователя плотности.

2. Разработка имитационной математической модели сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, отражающей характерные особенности реального потока.

3. Разработка алгоритмов обнаружения и измерения содержания свободного газа в потоке товарной нефти, основанных на обработке сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

4. Исследование данных алгоритмов с целью подбора оптимальных параметров их работы, определения их метрологических свойств, изучения их устойчивости к изменению значений величин, влияющих на результат измерения.

5. Разработка программных средств, реализующих предложенные алгоритмы.

Для решения данных задач использовались методы математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, методы распознавания образов. При математическом моделировании и разработке программного обеспечения использовалась система Matlab и языки высокого уровня С, С++.

На защиту выносятся следующие результаты.

- Имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ.

- Алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока и измерения объемной доли свободного газа в потоках товарной нефти, основанный на порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

Научная новизна полученных в работе результатов заключается в следующем.

- Предложена новая имитационная математическая модель, позволяющая формировать случайный процесс изменения газосодержания с произвольным законом распределения и экспоненциальной АКФ, характерный для реальных двухфазных потоков. Известная ранее модель [39,41] обеспечивала возможность моделирования указанного процесса только с нормальной плотностью распределения, однако существующие экспериментальные данные не подтверждают нормальность этого распределения.

- Разработаны новые алгоритм идентификации гидродинамической структуры потока, основанные на:

• признаках однородности выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

• порядковых статистиках выборок сигнала радиоизотопного преобразователя плотности.

Данные алгоритмы позволяют измерять газосодержание с более высокой точностью и в более широких пределах изменения значений влияющих факторов по сравнению с известными ранее алгоритмами [39,23,25].

Практическую ценность в данной работе представляет программное обеспечение, разработанное для ИИС для измерения содержания свободного газа, в котором реализованы предложенные в работе алгоритмы для обнаружения свободного газа и измерения его содержания.

В первой главе диссертации показана актуальность разработки нового средства измерения содержания свободного газа на основе радиоизотопного метода измерения и сформулированы основные задачи исследования.

Для этого проведен анализ применяемой в настоящее время методики учета товарной нефти, показавший, что присутствие в потоках товарной нефти свободного газа приводит к появлению целого ряда методических погрешностей измерения.

Для уменьшения этих погрешностей необходимо усовершенствование методики учета товарной нефти на основе измерения фактического содержания свободного газа в потоке. Сформулированы требования к необходимым для этого средствам измерения. Проведен обзор существующих средств измерения содержания свободного газа, по результатам которого показано, что такие средства, удовлетворяющие сформулированным требованиям, в настоящее время отсутствуют. Таким образом, обоснована необходимость разработки нового средства измерения содержания свободного газа.

Показано, что среди различных методов измерения объемной доли свободного газа одним из наиболее перспективных методов является радиоизотопный. Сформулирована основная задача исследования - разработка алгоритмического и программного обеспечения для нового средства измерения содержания свободного газа в потоке товарной нефти на основе радиоизотопного преобразователя плотности.

Во второй главе проведена разработка имитационной математической модели выходного сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ. Обоснована актуальность создания имитационной математической модели сигнала. Приведено описание основ радиоизотопного метода измерения и основные соотношения, определяющие зависимость выходного сигнала радиоизотопного преобразователя от изменения параметров контролируемой среды. Проанализированы особенности применения радиоизотопного метода для измерения газосодержания в потоке жидкости.

Рассмотрен алгоритм реализации имитационной математической модели сигнала. Сформулированы требования к качеству разработанной математической модели, проведено исследование соответствия модели этим требованиям.

В третьей главе проведена разработка алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока и измерения содержания свободного газа. Предложено три различных алгоритма идентификации. На тестовых данных, сформированных при помощи имитационной математической модели сигнала, проведено сравнительное исследование указанных алгоритмов и выявлен алгоритм, имеющий наилучшие метрологические свойства. Выбраны оптимальные параметры его работы, определено значение погрешности измерения газосодержания, которую обеспечивает данный алгоритм.

В четвертой главе рассмотрена практическая реализация работы, в ходе которой было разработано программное обеспечение радиоизотопных ИИС серии РИСГН-1, реализующее предложенные в работе алгоритмы для измерения содержания свободного газа. Рассмотрены устройство и основные характеристики данных ИИС, их метрологическое обеспечение, включая методики проведения первичной и периодической поверок. Рассмотрены метрологический стенд для проведения эксплуатационных испытаний ИИС серии РИСГН-1, методика проведения и результаты эксплуатационных испытаний, на основании которых на ИИС серии РИСГН-1 был получен сертификат об утверждении типа средства измерения.

Заключение диссертации по теме «Информационно-измерительные и управляющие системы (по отраслям)», Газин, Дмитрий Игоревич

4.4.3 Выводы по результатам эксперимента

По результатам эксперимента могут быть сделаны следующие выводы:

- ИИС РИСГН-1-400 чувствительна к появлению в потоке жидкости свободного газа, порог чувствительности первичного преобразователя ИИС составляет не более 0.27%;

- Погрешность измерения содержания свободного газа соответствует значению, указанному в документации: ±0.002 объемных долей.

4.5 Полученные результаты и выводы по главе 4

Предложенные в работе алгоритмы для обнаружения свободного газа и измерения его содержания в потоках товарной нефти реализованы в виде комплекса программ ИИС для измерения свободного газа серии РИСГН-1.

Для данных ИИС разработано оригинальное метрологическое обеспечение, позволяющее использовать в качестве рабочего эталона весы.

Проведены эксплуатационные испытания ИИС серии РИСГН-1 на специальном метрологическом стенде на базе ОАО «Уралсибнефтепровод», подтвердившие соответствие технических характеристик ИИС требованиям технического задания.

ИИС серии РИСГН-1 прошли сертификацию и в настоящее время зарегистрированы Государственном реестре средств измерений Российской Федерации.

Проведены экспериментальные исследования работы ИИС серии РИСГН-1 на измерительной линии узла учета нефти в условиях эксплуатации, подтвердившие заявленные метрологические характеристики ИИС.

В настоящее время ИИС серии РИСГН-1 эксплуатируются в ОАО «Уралсибнефтепровод» в тестовом режиме.

В программном обеспечении ИИС серии РИСГН-1 реализован алгоритм обнаружения и измерения содержания свободного газа на основе порядковых статистик, предложенный в данной работе.

Реализованный алгоритм измерения позволил обеспечить в ИИС РИСГН-1 абсолютную погрешность измерения объемной доли свободного газа, не превышающую ±0.002 объемных долей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В первой главе настоящего исследования проведен анализ современного состояния проблемы, заключающейся в возникновении методической погрешности измерения расхода товарной нефти из-за присутствия в ней свободного газа. Выявлены основные источники погрешности измерения расхода товарной нефти, связанные с присутствием в потоке свободного газа. Показана актуальность разработки нового средства измерения содержания свободного газа, основанного на радиоизотопном методе измерения.

2. Во второй главе разработана новая имитационная математическая модель сигнала радиоизотопного преобразователя плотности на потоке товарной нефти, содержащей свободный газ. Сформулированы критерии качества моделирования и проведено исследование, показавшее соответствие разработанной модели критериям качества.

3. В третьей главе разработан ряд алгоритмов идентификации гидродинамической структуры потока товарной нефти и измерения содержания свободного газа:

• на основе оценок коэффициентов разложения функции плотности распределения сигнала в ряд Грама-Шарлье;

• на основе критериев однородности выборок сигнала;

• на основе порядковых статистик выборок сигнала.

4. На тестовых данных, сформированных при помощи имитационной математической модели сигнала, проведено сравнительное исследование указанных алгоритмов, показавшее, что наилучшими метрологическими свойствами обладает алгоритм идентификации на основе порядковых статистик выборок сигнала. Для данного алгоритма определены оптимальные параметры работы, обеспечивающие минимальное значение погрешности измерения газосодержания.

5. В четвертой главе описано созданное в ходе работы программное обеспечение новых ИИС серии РИСГН-1 для измерения содержания свободного газа в потоках товарной нефти, реализующее предложенный в работе алгоритм измерения.

6. ИИС серии РИСГН-1 изготовлены, сертифицированы как средство измерения и введены в тестовую эксплуатацию на нефтеперекачивающей станции «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод».

7. Широкое внедрение ИИС серии РИСГН-1 на узлах коммерческого учета нефти позволит повысить точность коммерческого учета товарной нефти за счет уменьшения методической погрешности измерения, связанной с присутствием в товарной нефти свободного газа.

8. Перспективным направлением для внедрения данных ИИС и разработки их новых модификаций является учет нефти при проведении приемосдаточных операций, когда одни предприятия осуществляют транспортировку добытой нефти через локальные трубопроводные системы других предприятий. В этом случае ИИС серии РИСГН-1 позволят контролировать соблюдение технологического регламента подготовки нефти и предотвратить сдачу нефти, содержащей свободный газ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Газин, Дмитрий Игоревич, 2007 год

1. Аверина Т.А., Артемьев С.С. "Моделирование стационарных случайных процессов с заданным одномерным распределением и экспоненциальной корреляционной функцией". Новосибирск, 1984. 24 с. (Препринт /АН СССР, Сиб. отд.-ние, ВЦ; №495).

2. Айвазян С.А., Бухштабер В.А., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. Прикладная статистика. Классификация и снижения размерности. М.: Финансы и статистика, 1989.

3. Беликов М.П., Бескин Л.И. и др. Радиационные методы контроля и измерений в гидротехнике. М.: Издательство литературы по строительству, 1972.-144с.

4. Бендат Дж., Пирсол А. Измерение и анализ случайных процессов — М.: Мир, 1974.

5. Болыпев Л.Н., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. -М.: Наука, 1983.

6. Булатов Б.П., Андрюшин Н.Ф. Обратно рассеянное гамма-излучение в радиационной технике.-М: Атомиздат, 1971.

7. Венгеров С.Ю., Тлеукулов А.О. Ультразвуковые технологии измерения расхода в процессах добычи и переработки нефти. Нефтяное хозяйство. -1998.-№1,-с. 53-54.

8. Вероятностные разделы математики. Учебник для бакалавров технических направлений. Под ред. Максимова Ю.Д. СПб.: "Иван Федоров", 2001.

9. Вьюгин А.Б. , Дунцев А.В., Лабутин С.А., Мельников В.И. Акустозон-довая система исследования распределения газовой фазы в двухфазной среде // Датчики и системы, 2001, - № 11, - с. 14-17.

10. Измерение содержания свободного газа в нефтегазовых смесях радиоизотопным методом / Д.И. Газин и др. // Датчики и системы. 2006. - №1. -с. 38-40.

11. Состояние проблемы измерения содержания свободного газа в нефтегазовых смесях радиоизотопным методом / Д.И. Газин и др. // Коммерческий учет энергоносителей. Труды 21-й Международной научно-практической конференции. С-Пб, 2005. - с. 460-463.

12. Гарт Г. Радиоизотопное измерение плотности жидкости и бинарных систем: пер. с нем. -М: Атомиздат, 1975.

13. Гольдин M.JI. Теоретические основы измерительной техники фотонного излучения. -М: Энергоатомиздат, 1985.

14. Грановский В. А., Сирая Т. Н. Методы обработки экспериментальных данных при измерениях.— JI.: Энергоатомиздат, 1990. — 287 с.

15. Дженкинс Г., Ватте Д. Спектральный анализ и его применения. М: Мир, 1971.

16. Дуда Р., Харт П. Распознавание образов и анализ сцен. М.: Издательство "Мир", 1976.-511 с.21 .Закс, JI. Статистическое оценивание : Пер. с нем. / JL Закс .— Москва : Статистика, 1976 .— 599 с.

17. Измерения количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете / Н. И. Ханов и др.. -СПб.: Изд-во СПбГУЭФ, 2000. -269 с.

18. Исаев Е.В. Идентификация сигналов бесконтактных датчиков при измерении гидродинамических параметров потоков нефти на коммерческих узлах учета. Труды международной конференции «Идентификация систем и задачи управления», Москва, - 2000. - с.909.

19. Исаев Е.В. Радиоизотопный измеритель плотности и фазового состава нефти в магистральных нефтепроводах. Труды Международного форума по проблемам науки, техники и образования, Москва, - 2000. - с. 103.

20. Исаев Е.В. Статистическая обработка сигналов радиоизотопного плотномера при работе с газожидкостными средами. Сборник докладов II научно-технической конференции молодых ученых «Навигация и управление движением», С.-Петербург, 2000. - с.189.

21. Кендалл М., Стьюарт А. Теория распределений. М.: Наука, 1966. - 566с.

22. Ким Дж.-О., Мьюллер Ч.У., Клекка У.Р. Факторный, дискриминантный и кластерный анализ. М.: Финансы и статистика, 1989.

23. Кобзарь А.И. Прикладная математическая статистика— М.: Физмат-лит, 2006. —816 с.

24. Кратиров В.А., Кратиров Д.В., Гареев М.М. Учет реального фазового и компонентного состава энергоносителей при их учете. Материалы 11 -й Международной научно-практической конференции. Коммерческий учет энергоносителей. Апрель, 2000г., С-Петербург.

25. Кремлевский П.П. Измерение расхода многофазных потоков. Л.: Машиностроение, 1982.

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

27. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976.

28. Левин Б.Р. Теоретические основы статистической радиотехники. М.: Радио и связь, 1989.

29. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

30. Малахов, А.Н. Кумулянтный анализ случайных негауссовых процессов и их преобразований / А.Н. Малахов .— Москва : Советское радио, 1978 .— 376 с.

31. Малыхина, Г. Ф. Разработка методов и средств интеллектуализации измерений в задачах определения свойств технических объектов: Автореф. дис. д-ра техн. наук: 05.11.16 . СПбГТУ, — С.-Пб.: Б.и., 1996 .— 30 с.

32. Мамаев В.А., Одишария Г.А., Семенов Н.И., Точигин А.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1980.

33. Меркушева, А.В. Разработка методов и средств применения вейвлет преобразования в информационных системах : Автореф. дис. канд. техн. наук: 05.11.16. СПбГТУ .-С.-Пб : Б.и., 2002 .— 16 с.

34. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений— JL: Энергоатомиздат, 1985. —248 с.

35. Орлов А.И. О проверке однородности двух независимых выборок. Заводская лаборатория. 2003. - Т.69. - №1. -с. 55-60.46.0рлов А.И. Прикладная статистика. Учебник для вузов. М.: Экзамен, 2004.

36. Прибор бесконтактного измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред. Отчет о научно-исследовательской работе НИТИ им, А.П. Александрова, № гос. per. 01.99.00.07979, 1999.

37. Перспективы применения радиоизотопных преобразователей в нефтяной промышленности. Обзорная информация. М. 1983. (серия "Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности", выпуск 11).

38. Пугачев А.В. Контроль и автоматизация процессов переработки сыпучих материалов — М.: Атомиздат, 1977.

39. Романенко А.Ф., Сергеев Г.А. Вопросы прикладного анализа случайных процессов — М.: Советское радио, 1968.17451 .Рунион Р. Справочник по непараметрической статистике. Современный подход. -М.: Финансы и статистика, 1982, 198 с.

40. Сошникова M.JI. Массовые расходомеры. Приборы и системы управления. 1996. - №11. - с. 47-49.

41. Справочник по теории вероятностей и математической статистике. B.C. Королюк, Н.И. Портенко, А.В. Скороход, А.Ф. Турбин. -М.: Наука, 1985.

42. Лабутин С.А., Пугин М.В. Статистические модели и методы в измерительных задачах: Монография. Нижегород. гос. техн. ун-т. Н. Новгород, 2000.

43. Тарасов Г.П. Статистические методы обработки информации в системах измерения ионизирующего излучения. М: Атомиздат, 1980.

44. Ту, Д. Принципы распознавания образов / Д. Ту, Р. Гонсалес ; Пер. с англ. И. Б. Гуревича.— Москва : Мир, 1978 .— 411 с.

45. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. -М.: Мир, 1972.

46. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И., Золотухин Е.А., Немиров М.С., Фатхутдинов Т.А. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспортировке и переработке. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002.

47. Феллер В. Ведение в теорию вероятностей и ее приложения, т. 1. М.: Мир, 1984.

48. Фукунага, К. Введение в статистическую теорию распознавания образов / К. Фукунага ; Под ред. А.А. Дорофеюка; Пер. И.Ш. Торговицкого .— Москва : Наука, 1979 .— 367 с.

49. Хайкин С. Нейронные сети: полный курс, 2-е изд., испр.: пер. с англ. -М.: ООО "И.Д. Вильяме", 2006. 1104 с.

50. Холлендер М., Вулф Д. Непараметрические методы статистики— М.: Финансы и статистика, 1983. — 518 с.63 .Черняев А.П. Взаимодействие ионизирующего излучения с веществом. М.: Физматлит, 2004. - 152 с.

51. Евлахов С.К., Гареев М.М., Гумеров А.Г., Нагаев Р.З., Кратиров В.А. Методика расчета количества нефти на узле учета оснащенном измерителем свободного газа в потоке. Нефтяное хозяйство 2005. -№11

52. Соловьев С.Е., Гареев М.М., Кратиров В.А. Проблемы учета нефти и пути их решения. Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара: Материалы конференции «Энергоэффективные технологии», Уфа: Транстэк,-2004. - с. 123-125.

53. Поточный преобразователь плотности 7835. Электронный ресурс. -Режим доступа: http://www.solartron.ru/density/pl7835.html

54. Автоматический поточный измеритель свободного газа. Электронный ресурс. Режим доступа: http://skpneft.ru/?skp=apig-5

55. Controlotron System 1010DV. High Precision Clamp-On Ultrasonic Flowmeters For Pipeline Applications. Электронный ресурс. Режим доступа: http://www.able.co.Uk/downloads/l 01 Odv.pdf

56. А.С. 1402842. Способ определения параметров газожидкостного потока / Казаков А.Н., Кратиров В.А., Козлов А.В., Заяв. 15.06.1988; Опубл. в Б.И. №22.

57. А.с. 1022002. Способ измерения объемного газосодержания в газожидкостных потоках. Кратиров В.А., Казаков А.Н., Козлов А.В., Кашкет Ж.М., Николаев В.Н, Надеин В.А., Опубл в Б.И.,1983, № 21.

58. Пат. 2086955. Способ измерения параметров газожидкостного потока. / Кратиров В. А., Казаков А.Н., Малыхина Г.Ф., Гареев М.М. Заяв Л 0.08.1997., Бюл. № 22.

59. Пат. 2256157. Измерительная линия узла учета нефти. Кратиров В.А., Гареев М.М., Логоша И.И. Опубл. 10.07.2005. Б.И. №19.

60. Пат. 2292040. Способ градуировки средства для измерения объемной доли свободного газа. Кратиров В.А., Гареев М.М., Логоша И.И., Нагаев Р.З., Евлахов С.К., Хайретдинов Г.Г. Опубл. 20.01.2007. Б.И. №2.

61. The multiphase flow facility. Электронный ресурс. Режим доступа: http://wwwlegacy.cranfield.ac.uk/soe/pse/facilities.htm

62. Методика расчета количества нефти на узле учета нефти, оснащенном измерителем свободного газа в потоке. / Евлахов С.К. // Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал. Электронный ресурс. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Evlahov/Evlahovl.pdf

63. Индикатор фазового состояния ИФС-1В-700М. Электронный ресурс. Режим доступа: http://www.zelectr.ru/productifs.html

64. Многофазные потоковые расходомеры Multiphase Flow Meter MPFM 1900VI. Электронный ресурс. Режим доступа: http ://www. roxar.ru/flo wmeasurements/products/? id= 1

65. Прибор для определения содержания свободного газа УОСГ-ЮО СКП. Электронный ресурс. Режим доступа:http://rostec.ru/cat/oil/gaz/uosg100.html.