СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КООРДИНАТ УРОВНЕЙ ГРАНИЦ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРЕ
METHOD FOR DETERMINING COORDINATES OF BOUNDARY LEVELS OF OIL COMPONENTS IN RESERVOIR

Область техники
Изобретение относится к способам измерения расстояний или скоростей с использованием отраженных или вторично излученных радиоволн, в которых длина волны несущественна. Этот способ может быть использован при построении систем и комплексов оценки качества сырой нефти, контроля процесса ее товарной подготовки при помощи этого способа функционирования многофазных уровнемеров.
Уровень техники
Известен способ определения положения границ раздела между компонентами среды в емкости, при котором в емкости с контролируемой средой размещают вертикальный отрезок длинной линии, зондируют среду видеосигналами, дополнительно возбуждают в отрезке длинной линии электромагнитные колебания на резонансной частоте (Способ определения положения границ раздела между компонентами трехкомпонентной среды в емкости, патент № RU 2620780 C1 от 2017.05.02, МПК G01F 23/28. Совлуков А.В. Институт проблем управления АН РФ).
В известном способе зондирование среды производят в вертикальном направлении по оси емкости (резервуара), а границы раздела между компонентами среды расположены в параллельных плоскостях, которые перпендикулярны оси емкости. Вследствие этого, происходят отражения зондирующего сигнала одновременно от нескольких границ раздела между компонентами среды, сигналы отражения смешиваются, что снижает достоверность определения положения границ раздела между компонентами трехкомпонентной среды.
Известен способ определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуарах посредством размещения в резервуаре проводника-излучателя, длина которого сравнима с высотой резервуара или с удлиненным проводником электрического зонда, который помещают по существу вертикально в резервуар и который может быть присоединен электрически изолированным образом к электрическому генератору с временной переменной и внутренним импедансом (Zg) для подключения к точке питания проводника зонда, чтобы приложить к нему переменное во времени напряжение, точка питания расположена на одном конце проводника зонда, предпочтительно на стороне резервуара, и блок оценки и/или управления для оценки электрической переменной проводника зонда (Einrichtung zum erkennen eines pegelstands, патент № EP 2519807 A1 от 2012.11.07, МПК G01F 23/26. Peter Fend, Alexander Mavtens, Erwin Stein. «Negele Messtechnik GmbH»).
Электромагнитные волны распространяются в среде компонентов нефти, отражаются одновременно от нескольких границ раздела между компонентами среды, сигналы отражения смешиваются и искажают картину расположения слоев фракций нефти.
В качестве альтернативы напряжение прикладывают к концу проводника зонда, который близок к дну резервуара. Когда проводник зонда поступает в резервуар снизу, то уменьшается его часть, выступающая за пределы среды по мере увеличения уровня заполнения. Такое решение позволяет снизить указанные выше искажения измерений.
Таким образом, можно сделать заключение, что электромагнитное или ультразвуковое возбуждение одновременно всей толщи всех компонентов нефти в резервуаре дает погрешность определения границ раздела этих компонентов до 25%. Такой вывод подтверждают исследования, проведенные в ООО «Научно-исследовательский центр многоуровневых измерений». Отчет по НИР на тему «Разработка программного обеспечения подсчета количества нефти в расчетно-вычислительных системах, оснащенных системами измерения производства фирмы НИЦ МИ», г. Уфа, 2012 г., с. 65.
Справедливость полученных результатов подтверждает методика контрольной проверки магнитострикционного метода определения качества нефти, основанной на послойном отборе проб, которая считается абсолютно достоверной: «Определение количества нефти в резервуаре путем отбора проб производится по следующей технологии: специализированный пробоотборник с прикрепленной на нем мерной линейкой опускают через смотровой люк внутрь резервуара. При помощи мерной линейки определяют уровень, с которого будет производиться отбор пробы. По достижении заданного уровня пробоотборник дистанционно открывается, в него попадает жидкость, образуя тем самым пробу. Далее пробоотборник закрывается и извлекается из резервуара, жидкость из пробоотборника переливается в подготовленную тару. Аналогичным образом производится отбор проб с других уровней. По окончании работ по отбору проб, тара с пробами доставляется в химическую лабораторию, где посредством разгонки каждой полученной пробы определяют процентное содержание нефти в каждой взятой пробе». Сайт www.kn.lib-i.ru.
Метод послойных проб не связан с электромагнитным возбуждением всего объема нефти и не сопровождается отражениями одновременно от нескольких границ раздела между компонентами среды. Он имеет другие недостатки: редкое расположение проб по высоте резервуара (8÷12), большие габариты пробника, медленный отбор проб, медленное осуществление лабораторной разгонки проб (в сумме до нескольких часов). Это не позволяет вести быстрый мониторинг состояния компонентов нефти и оперативно определять ее товарность перед перекачкой из технологического, отстойного резервуара. Точность определения глубины слоя подтоварной воды и координаты положения границы раздела с товарной нефтью определяются расположением проб по высоте нижней части резервуара. Для уточнения границы воды используют водочувствительную ленту. Эта ситуация приводит к поставке нефти с водой или неполной откачке нефти, что приводит к убыткам.
В связи с этими обстоятельствами возникает необходимость разработки способа определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре свободного от электромагнитного или ультразвукового возбуждения одновременно всей толщи всех компонентов нефти в резервуаре.
К таким способам можно отнести прототип: способ определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре, заключающийся в том, что вырабатывают считывателем сигнал для снабжения RFID-меток энергией, принимают считывателем ответные сигналы RFID-меток, которые содержат информацию об их координатах, используют пассивные RFID-метки (Способ определения координат подвижного объекта в закрытых помещениях, патент № RU 2540799S1 от 2015.10.02, МПК G01S 1/00. Майоров Б.Г. АО «НПП «Рубин»). В отличие от указанных выше аналогов операции реализуются на схожих физических принципах, но если в аналогах способа колебания возвращались в излучатель от всех границ компонентов нефти во всем объеме нефти в резервуаре, то в прототипе есть приемо-передающая радиосигнал сторона в виде пассивных RFID-меток, которые расположены достаточно близко от антенны считывателя. Тем самым применяется принцип близкодействия по ограничению мощности воздействия: мощность сигнала считывателя должна быть достаточной для передачи энергии питания от считывателя в самую удаленную от него RFID-метку в воздушной среде и достаточной для передачи от этой метки ответного кода в считыватель.
Принцип близкодействия в виде ограничений на количество частот и на мощность приемо-передатчиков был предложен впервые для практической реализации систем сотовой телефонии (Ring D.H. Cover Sheet for Technical Memoranda. Bell Telephone Laboratories incorporeited. 1947.12.11). Сайт www.itechinfo.ru.
Раскрытие сущности изобретения
Предлагаемый способ определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре позволяет избежать электромагнитного или ультразвукового возбуждения одновременно всей толщи всех компонентов нефти в резервуаре за счет применения приемо-передающей радиосигнал стороны в виде пассивных RFID-меток и использования принципа близкодействия, выполнение которого ограничивает мощность сигнала считывателя RFID-меток для снабжения необходимой энергией питания самих RFID-меток.
Целью данного изобретения является решение новой научно-технической задачи, а именно: устранения операции электромагнитного или ультразвукового возбуждения одновременно всей толщи всех компонентов нефти в резервуаре, что позволяет устранить взаимные влияния одновременно возникающих сигналов отражения от различных границ раздела компонентов нефти друг на друга, для чего вырабатывают считывателем сигнал для снабжения RFID-меток энергией, принимают считывателем ответные сигналы RFID-меток, которые содержат информацию об их координатах, используют пассивные RFID-метки, N штук RFID-меток размещают на плоскости, перпендикулярной вертикальной оси резервуара, в этой плоскости размещают антенну считывателя, объединяют N штук RFID-меток и антенну считывателя в единую конструкцию - зонд, RFID-меток зонда располагают на различных расстояниях от антенны считывателя, погружают зонд в резервуар на мерной линейке-кабеле, считывают глубину Н погружения зонда в резервуар, считывают ответные сигналы от M≤N штук меток в виде их номеров (координат), по величине М классифицируют состав среды фракций нефти, по положению фронтов пульсирующих изменений первой производной dM/dH определяют координаты уровней фракций нефти в резервуаре при получении большого числа равенств М=0, М=N вторично погружают зонд в резервуар, перед этим соответственно увеличивают или уменьшают амплитуду сигнала считывателя, тем самым регулируют число М - ответивших RFID-меток в каждой пачке ответных сигналов M≤N или подстраивают динамический диапазон измерений зонда, для устранения необходимости перемещения зонда по высоте резервуара зонд выполняют в виде цилиндра с K плоскостями, содержащими по N штук RFID-меток и по одной антенне считывателя, эти плоскости экранируют друг от друга.
Таким образом, сущность изобретения нового способа заключается в использовании впервые N штук RFID-меток и одного считывателя для зондирования среды фракций нефти радиосигналами накачки RFID-метки энергией необходимой для ответной посылки своего идентификационного номера и приема этих посылок считывателем. Так как каждая фракция нефти имеет отличную от других диэлектрическую постоянную, то связь считывателя с одной и той же группой RFID-меток в различных глубинах погружения в нефть будет происходить с переменным успехом. Количество ответных сигналов от M≤N штук меток в виде их номеров будет переменным и будет полностью определяться диэлектрической постоянной среды, в которой расположен зонд.
Так как диэлектрические постоянные нефтей с различных месторождений отличаются существенно, то подстраивают динамический диапазон измерений зонда для каждой нефти. При необходимости проводить скоростной мониторинг фракций нефти в трубопроводах, при ограничении механического доступа к нефти необходимо усложнить конструкцию зонда и использовать N штук RFID-меток на каждой из K плоскостей зонда и установить такую конструкцию в трубопроводе.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 изображен (условно, вид спереди) разрез резервуара с фракциями нефти и подтоварной водой, обозначены: резервуар 1, газовый слой 2, нефть 3, эмульсия нефти и воды 4, подтоварная вода 5, зонд 6, считыватель 7, мерная линейка-кабель 8.
А-А
На фиг. 2 изображены (условно) вид сбоку и горизонтальный разрез  зонда 6, обозначены: считыватель 7, мерная линейка-кабель 8, антенна 9 считывателя, экран 10 кабеля, RFID-метки 11 в количестве N штук.
i
i
i
i
i
i
i
(1)
(2)
На фиг. 3 изображены: график (а) зависимости m=F(h), где=M/N, h=H/H; график (б) скорости изменения графика (а) или производной m; график (в) пиковых значений скорости изменения второй производной maxm.
Осуществление изобретения
Перечислим и поясним известные предварительные операции, описанные в изобретении (Способ определения координат подвижного объекта в закрытых помещениях, патент № RU 2540799S1 от 2015.10.02, МПК G01S 1/00. Майоров Б.Г. АО «НПП «Рубин»), которое является аналогом.
Способ определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре реализуется следующим образом по группам известных операций:
«…вырабатывают считывателем 7 сигнал для снабжения RFID-меток 11 энергией, принимают считывателем 7 ответные сигналы RFID-меток 11, которые содержат информацию об их координатах, используют пассивные RFID-метки 11».
Поясним принцип взаимодействия считывателя 7 и RFID-меток 11: «Пассивные RFID-метки 11 не имеют встроенного источника энергии. Электрический ток, индуцированный в антенне RFID-метки 11 электромагнитным сигналом от считывателя 7, обеспечивает достаточную мощность для функционирования кремниевого CMOS-чипа, размещенного в метке 11, и передачи ответного сигнала» (Сандип Лахири. RFID. Руководство по внедрению. The RFID Sourcebook / Дудников С. – М.: Кудиц-Пресс, 2007. - 312 с.).
«Пассивные метки УВЧ и СВЧ диапазонов (860÷960 МГц и 2,4÷2,5 ГГц) передают сигнал методом модуляции отраженного сигнала несущей частоты (Backscattering Modulation). Антенна считывателя 9 излучает сигнал несущей частоты и принимает отраженный от метки 11 модулированный сигнал. Пассивные метки ВЧ диапазона передают сигнал методом модуляции нагрузки сигнала несущей частоты (Load Modulation). Каждая метка имеет идентификационный номер. Пассивные метки могут содержать перезаписываемую энергонезависимую память EEPROM-типа. Дальность действия меток составляет 1÷200 см (ВЧ-метки) и 1÷10 метров (УВЧ и СВЧ-метки)» (Dobkin D.M. RFID Basics: Backscatter Radio Links and Link Budgets. The RF in RFID: Passive UHF RFID in Practice. 2007). Сайт www.rfdesignline.com.
Приведенные цитаты подтверждают практическую аппаратную обеспеченность (реализуемость) способа-аналога предлагаемого способа за счет широкого применения пассивных меток УВЧ и СВЧ диапазонов и их крупносерийного производства. Конструктивно они изготавливаются в виде малогабаритных микросхем менее (0,5×0,5 мм), защищенных корпусом от воздействия низких и высоких температур, с необходимой химической стойкостью. В каждую пассивную RFID-метку 11 при ее изготовлении записывается уникальный идентификационный номер. Отличительной особенностью способа-аналога является отсутствие соответствия этого идентификационного номера традиционному описанию объекта (предмета) учета или контроля для поиска его принадлежности или его технических характеристик в базе данных информационно-измерительной системы (ИИС). В новом применении RFID-меток 11 (или в способе-аналоге) идентификационному номеру пассивной RFID-метки 11 соответствуют в базе данных ИИС координаты постоянного положения этой метки в системе координат, например склада. Это позволяет автоматически ориентировать штабелеры склада при их передвижении по складу, путем чтения координат из ряда RFID-меток 11, закрепленных в полу склада при помощи считывателя 7, который закреплен на штабелере.
Предлагается расширить круг новых применений пассивных RFID-меток 11: идентификационному номеру пассивной RFID-метки 11 ставится в соответствие в базе данных ИИС координаты положения этой метки в системе координат горизонтальной плоскости зонда 6, изображенного на фигурах 1 и 2.
Поясним физико-технические аспекты нового способа. Диэлектрическая проницаемость среды определяется по закону Клаузиуса-Мосотти
i
i
где ε, ρ - соответственно диэлектрическая проницаемость и плотность твердой (i=1), жидкой (i=2) и газовой (i=3) фаз вещества, μ, α - его молекулярная масса и поляризуемость, N - число Авогадро.
i
Выражение (1) связывает указанные физические характеристики трех фаз вещества и из него следует влияние этих характеристик (особенно ε) на прохождение радиоволн через это вещество (Лункин Б.В. Многоканальный датчик параметров слоистых сред с одним чувствительным элементом. Автоматика и телемеханика. 2012. №10. С. 127-141. Институт проблем управления РАН).
вд
вз
н
сн
Диэлектрические проницаемости веществ: ε=81 - вода, ε=1 - воздух, ε=(2,0÷2,7) - нефть, ε=(1,7÷2,5) - светлые нефтепродукты. (Диэлектрическая проницаемость нефти. Справочник химика 21). Сайт www.chem21/info.
Диэлектрическая проницаемость ε входит в закон Кулона
1
2
12
где q и q - соответственно первый и второй, взаимодействующие между собой заряды, расположенные на расстоянии r друг от друга. Диэлектрическая проницаемость ε показывает во сколько раз сила взаимодействия F двух электрических зарядов в конкретной среде меньше чем в вакууме (воздухе), для которого ε=1.
Выражения (1) и (2), принцип близкодействия, реализованный в прототипе, позволяют отметить ряд полезных следствий и сделать предположение:
Следствие 1. Расстояние действия радиоволн (затухание) в среде компонентов нефти зависит в основном от величины ε, поэтому можно считать, что расстояние чтения RFID-меток 11 в среде компонентов нефти будет пропорционально обратной величине ε: m ~ 1/ε.
вз
н
Следствие 2. В воздушной среде 1/ε=const, в среде конкретной нефти 1/ε=const.
r
э
Следствие 3. В переходных слоях: в среде газа (смесь воздуха и летучих эфиров нефти) 1/ε=var, в среде эмульсии (смесь нефти и воды) 1/ε=var.
г
э
Предположение. Изменение величин 1/ε=var и 1/ε=var происходит по закону синусоидального критерия наибольшего отклонения (Майоров Б.Г. Восстановление сигнала в системах реального времени по равномерным выборкам с уменьшением интервала Найквиста. Системы и средства информатики. 2019. Т. 29. №2. С. 95 - 112, АО «НПП «Рубин»).
i
Для получения необходимых выражений или математической модели определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре рассмотрим фигуру 3, на которой изображена геометрическая модель распределения обратной величины ε (m ~ 1/ε) по глубине резервуара.
В соответствии с изображением на фиг. 3 можно записать:  Найдем
Искомое выражение для смеси воздуха и летучих эфиров нефти (газа):
Аналогично запишем выражение для нефтеводяной эмульсии:
Найдем производные от выражений (3) и (4):
Поясним операции: «…N штук RFID-меток 11 размещают на плоскости, перпендикулярной вертикальной оси резервуара 1, в этой плоскости размещают антенну считывателя 9, объединяют N штук RFID-меток 11 и антенну считывателя 9 в единую конструкцию - зонд 6, RFID-метки 11 зонда 6 располагают на различных расстояниях от антенны считывателя 9…». На фигуре 2 мерная линейка-кабель 8 соединяет считыватель 7 с антенной считывателя 9, которая излучает сигнал несущей частоты и принимает отраженные от RFID-меток 11 модулированные сигналы, условно этот процесс изображен двумя разнонаправленными стрелками на мерной линейке-кабеле 8. Линейка-кабель 8 заключена в экран, который препятствует излучению сигнала несущей частоты и модулированных сигналов и позволяет избежать электромагнитного или ультразвукового возбуждения одновременно всей толщи всех компонентов нефти. Излучение осуществляет антенна считывателя 9. Мощность излучения соответствует принципу близкодействия и достаточна только для активации всех RFID-меток 11 зонда 6 в воздушной среде. При этом, если расположить дополнительную RFID-метку на плоскости А-А, вне корпуса зонда 6, то она не должна активироваться.
В качестве примера, на фигуре 2 пассивные RFID-метки 11 зонда 6 располагают на различных расстояниях от антенны считывателя 9 и одинаковых расстояниях друг от друга в виде перекрестия, в центре которого находится антенна считывателя 9. Простейшая конструкция зонда 6 может представлять собой круг из стекловолокна, на котором закреплены антенна считывателя 9, экран 10 кабеля, перекрестие из меток 11.
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
i
(1)
(2)
(2)
Поясним операции: «…погружают зонд 6 в резервуар 1 на мерной линейке-кабеле 8, считывают глубину Н погружения зонда 6 в резервуар 1, считывают ответные сигналы от M≤N штук меток 11 в виде их номеров (координат), по изменениям величины М классифицируют состав среды фракций нефти…». Из изображения на фигуре 1 следует, что при погружении зонда 6 в резервуар 1, зонд 6 проходит участки компонент нефти: газовоздушную смесь 2, нефть 3, эмульсию 4, состоящую из нефти 3 и подтоварной воды 5, «чистую» подтоварную воду 5. Блок автоматического считывания показаний мерной линейки-кабеля 8 на фигуре 1 не показан. Основным требованием к его функционированию является соответствие считываемых значений H глубины погружения зонда 6 в резервуар 1 во времени с полученными считывателем 9 на этой глубине ответными сигналами от M≤N штук RFID-меток 11. Информационные посылки H и M через Intranet (сетевой интерфейс) передаются в базу данных ЭВМ ИИС, где осуществляется их обработка: определяются отношения M/N для каждого значения H. Получают график зависимости m=F(h), где m=M/N, h=H/Н (см. фиг. 3а), график скорости изменения этого графика или производной m (см. фиг. 3б), график пиковых значений скорости изменения второй производной maxm (см. фиг. 3в). Пиковые значения maxm соответствуют границам слоев нефти в резервуаре.
Таким образом, без возбуждения всех слоев и фракций нефти определяют границы слоев нефти без наложения друг на друга сигналов отражения от границ раздела фракций нефти. Приведенные операции по осуществлению способа приведены для случая использования торированного зонда 6.
Поясним операции: «…при получении большого числа равенств М=0, М=N вторично погружают зонд в резервуар, перед этим соответственно увеличивают или уменьшают амплитуду сигнала считывателя 7, тем самым регулируют число М - ответивших RFID-меток 11 в каждой пачке ответных сигналов M≤N или подстраивают динамический диапазон измерений зонда 6…». Подстройку динамического диапазона измерений зонда 6 осуществляют в трех средах-чистых фракциях: воздух, товарная нефть 6, подтоварная вода 5, которые должны находиться в отдельных емкостях.
А-А
В воздушной среде мощность излучения считывателя 7 должна соответствовать принципу близкодействия и должна быть достаточна только для активации всех RFID-меток 11 зонда 6 в воздушной среде: M=N. При этом, если расположить дополнительную RFID-метку на плоскости , вне корпуса зонда 6, то она не должна активироваться.
В среде подтоварной воды 5 RFID-метки 11 зонда 6 активироваться не должны: М=0.
В среде товарной нефти 6 должны активироваться (0,3N≤M≤0,7N) RFID-меток 11 зонда 6.
Поясним операции: «…зонд выполняют в виде цилиндра с K плоскостями, содержащими по N штук RFID-меток и по одной антенне считывателя, эти плоскости экранируют друг от друга…». Такая конструкция должна обеспечивать функцию последовательной во времени коммутации сигнала антенны считывателя 9 или излучения сигнала несущей частоты и приема, отраженных от RFID-меток 11 модулированных сигналов, несущих идентификационные номера этих меток 11. Считыватель 7 и зонд 6 такой конструкции может использоваться в мобильных резервуарах и трубопроводах для оперативного мониторинга состава нефтепродуктов.
Пример варианта выполнения изобретения
При реализации способа необходимо использовать неизвестные средства или известные средства, не применяемые ранее по этому назначению.
Подтверждением этого утверждения являются перечень видов: «В зависимости от принципа действия, сигнализаторы принято делить на следующие виды: поплавочного типа; использующие ультразвуковые волны; устройства с емкостным принципом определения уровня; электродные; радарного типа; работающие по гидростатическому принципу». (Какие бывают и как работают уровнемеры нефтепродуктов. http://neftemash-zavod.ru/about/stati/urovnemery-dlya-rezervuarov-nefteproduktov - Нефть.html).
Новый способ отсутствует в перечне известных конструктивно-технологических решений, т.к. использует взаимодействие считывателя и RFID-меток в среде нефти.
Одним из важнейших условий практической реализации способа является выбор считывателей 7 и RFID-меток 11, из имеющихся на рынке, и проектирование зондов 6, к которым (и их носителям) необходимо предъявить следующие технические требования.
1. Считыватели, работающие на больших расстояниях.
«Доступны головки чтения-записи и считыватели с антенной и электроникой в одном корпусе, а так же системы с выносной антенной для больших расстояний чтения и внешними интерфейсами для встраивания в системы автоматизации на производстве. RFID считыватели 125 кГц (LF - низкие частоты), 13,56 мГц (HF - высокие частоты) и сверхвысокие частоты UHF (860-960 МГц) представлены известными производителями: Balluff, IFM Electronic, Pepperl+Fuchs, Turck» (RFID головки чтения-записи, считыватели для промышленности Каталог.htm).
2. Пассивные RFID-метки, работающие в агрессивных средах.
Примером такой метки-транспондера может служить BIS16U фирмы IFM Electronic. Габариты 57×1,3×6 мм. Рабочая частота 866-860 мГц. Рабочая температура -40…+85°С. Пиковая температура 120°С. Материал корпуса: стекловолокно. Степень защиты IP68. (RFID метки и транспондеры для промышленности Каталог.htm).
3. Математические модели взаимодействия считывателя и RFID-меток в среде нефти в соответствии с выражениями (3)÷(6) могут быть успешно реализованы на элементной базе пунктов 1 и 2.
Пример возможности практической реализации технических задач способа определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре показывает, что изобретение может быть реализовано при современном уровне развития техники и промышленности.
Промышленная применимость
Предложенный способ определения координат уровней границ компонентов нефти в резервуаре свободен от возбуждения всего объема нефти, поэтому не имеет одновременного отражения волн (радио, ультразвука) от границ раздела компонентов нефти, что позволяет избавиться от сложной цифровой обработки сигналов (ЦОС) и существенно повысить достоверность определения координат уровней границ.
Способ может быть реализован на современной элементной RFID-базе в соответствии с математическими моделями по выражениям (3)÷(6).
Способ может быть эффективно применен для определения качества товарной нефти в отстойниках, отделения ее от нежелательных фракций, оперативного мониторинга качества нефти в трубопроводах.