Способ и устройство для определения состава водонефтяной смеси Российский патент 2021 года по МПК G01N22/04 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а именно для определения содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси.

Определение содержания воды в составе водонефтяной смеси имеет важное значение в процессах добычи и переработки нефти, а также контроля процессов разработки месторождений углеводородного сырья. Известно использование различных методов для определения состава двухфазного водонефтяного потока: рентгена, воздействие на смесь источников ультразвуковых волн, гамма-квантов, фотонов. Однако, известные способы либо сложны, не обеспечивают высокую точность определения состава в проточных устройствах, либо используют источники, в частности радиоактивные, которые требуют повышенных мер производственной безопасности. В связи с чем в последнее время наибольший интерес вызывают способы определения состава водонефтяной смеси с использованием электромагнитного воздействия с различной частотой колебаний.

Особый интерес в настоящее время вызывают исследования различных материалов и флюидов с использованием ТГц-диапазона частот, разрабатываются новые источники терагерцового излучения (квантово-каскадные лазеры, источники на основе полупроводниковых материалов).

Известно устройство для определения влагосодержания нефти (патент RU 2617695, опубл. 26.04.2017, МПК: G01N 22/04, B01F 11/02), которое содержит первичный измерительный преобразователь, выполненный в виде СВЧ-генератора с волноводом, в полости которого размещен контрольный участок трубопровода, выполненный из материала, прозрачного для волн СВЧ, ультразвуковой проточный реактор-диспергатор, установленный на трубопроводе до его контрольного участка, и блок контроля и обработки параметров, к входам которого подключены датчик расхода транспортируемого по трубопроводу нефтепродукта, установленный до ультразвукового проточного реактора-диспергатора, и датчики температуры нефтепродукта, размещенные до и после контрольного участка трубопровода.

Общими признаками известного и заявляемого устройств являются использование электромагнитного излучения и трубок (в заявленном изобретении – капилляров), выполненных из прозрачного для электромагнитного излучения материала, а также обработка параметров.

Общими признаками известного способа, реализуемого известным устройством, и заявляемого способа являются подача анализируемого флюида в специальное устройство, его обработку электромагнитным излучением, а также анализ параметров.

Однако, в известном техническом решении используется трубопровод с большим диаметром, что приводит к снижению точности определения состава водонефтяной смеси в результате поглощения СВЧ-излучения при взаимодействии с флюидом, при этом СВЧ-излучение не обеспечивает высокую точность получения данных о составе флюида в связи с тем, что в данном частотном диапазоне трудно выделить отдельно индуктивности и емкости, которые влияют на значения поглощения электромагнитных колебаний. Это приводит также к усложнению способов и устройств, использующих СВЧ-диапазон.

Известен мультифазный поточный влагомер (патент RU 2632275, опубл. 17.07.2017, МПК: G01N 21/85, G01N 9/36) для определения количества воды, содержащейся во взаимно несмешивающихся с ней нефтепродуктах и свободном нефтяном или природном газах. Известное устройство выполнено в виде n-числа проточных ячеек, размещенных по периметру коммутирующего устройства, расположенного в центральной части корпуса, при этом проточные ячейки включают в себя излучающие и приемные матрицы, выполненные с возможностью излучения и приема электромагнитных волн инфракрасного спектра излучения, высокочастотного и ультразвукового излучения.

Общими признаками известного и заявленного устройств являются использование проточных ячеек (в заявленном изобретении – капилляров), источников электромагнитного излучения, а также приемных элементов для приема электромагнитных волн, прошедших через флюид.

Общими признаками способа, реализуемого известным устройством, и заявляемого способа являются анализ флюида для оценки водосодержания в проточной ячейке, его обработку электромагнитным излучением, а также анализ параметров.

Однако, учитывая зависимость взаимодействия электромагнитного излучения с объемом потока флюида, т.е. влияние на результат диаметра проточных ячеек – для ячеек различного диаметра могут быть получены значительно отличающиеся результаты, что снижает точность способа. Использование высокочастотного электромагнитного излучения не обеспечивает высокой различимости характеристик воды и нефти по сравнению с ТГц-диапазоном электромагнитного излучения в связи со сложностью выделения отдельно индуктивности и емкости электромагнитного поля. Кроме того, объектом воздействия электромагнитных волн является не сама водонефтная смесь, но и диэлектрическая проточная ячейка (трубопровод, капилляр), геометрические характеристики которой могут также существенно влиять на точность определения состава.

Ближайшим аналогом (прототипом) является способ предварительной оценки содержания воды в эмульсии нефть-вода (Yan Song, Honglei Zhan, Chen Jiang, Kun Zhao, Jing Zhu, Ru Chen, Shijie Hao, and Wenzheng Yue, High Water Content Prediction of Oil−Water Emulsions Based on Terahertz Electromagnetically Induced Transparency-like Metamaterial. ACS Omega, 2019, 4, 1810−1815) с использованием метаматериала, индуцированного электромагнитным полем. Известный способ основан на том, что ТГц-волны сильно ослабляются водным слоем, что является также ограничением для эмульсий с высоким содержанием воды. В связи с чем предлагается анализировать тонкие слои водонефтяной смеси для определения состава, чтобы исключить эффекты затухания электромагнитных волн.

Однако известный способ эффективен только для тонких слоев водонефтяной смеси (5 мкм), что усложняет его использование даже в лабораторных условиях и не позволяет использовать при разработке устройств для анализа скважинного анализа водонефтяной смеси, а также снижает точность определения состава водонефтяной смеси в связи с тем, что размеры капель дисперсной фазы в водонефтяной эмульсии могут изменяться в широком диапазоне (известны эмульсии с размером капель в единицы микрон (мкм), что приведет к высокой степени погрешности определения состава для тонких слоев эмульсии) и снижению точности определения состава водонефтяной смеси.

Техническим результатом является повышение точности и скорости определения состава водонефтяной смеси: количественное содержание воды и углеводородной фазы и/или их соотношение. Это позволяет осуществлять с высокой точностью идентификацию типа пластового флюида (углеводородная или неуглеводородная смесь), а также определять тип водонефтяной эмульсии при тестировании водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Технический результат достигается при реализации способа определения состава водонефтяной смеси, который включает размещение водонефтяной смеси в капилляре, выполненном из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм; воздействие на водонефтяную смесь электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм; измерение значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний; определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения измеренных на предыдущем этапе значений поглощения электромагнитных колебаний со значениями поглощения эталонных образцов.

Достижение технического результата обеспечивается за счет создания условий воздействия электромагнитных колебаний на водонефтяную смесь в капилляре, при которых наблюдаются значительные отличия в значениях поглощения водой и нефтью электромагнитных колебаний и их зависимости от частоты колебаний. В диапазоне низких частот и низких толщин стенки капилляра – за счет разницы значений поглощения, а при повышении толщины стенки и/или повышении частоты дополнительно за счет изменения характера частотных зависимостей поглощения, который изменяется для разных флюидов в результате резонансных явлений. В диапазоне заявленных условий (частоты колебаний и геометрических характеристик капилляров) исключаются эффекты затухания электромагнитных колебаний при взаимодействии с капилляром, содержащим водонефтяную смесь, при этом использование электромагнитного излучения в ТГц-диапазоне обеспечивает снижение электродных эффектов в результате снижения импеданса, в связи с чем им можно пренебречь по сравнению с сопротивлением исследуемого объекта (водонефтяной смеси) при прохождении электромагнитных колебаний через капилляр. Использование электромагнитных колебаний ниже 0,03 ТГц не позволяет выделять отдельно индуктивность и емкость при электромагнитном воздействии на капилляр с водонефтяной эмульсией и, соответственно, учитывать импеданс емкости двойного слоя. Использование электромагнитных колебаний с частотой свыше 30 ТГц нецелесообразно, т.к. при уменьшении длины волны будет требоваться использование сверхтонких проточных ячеек (капилляров), чтобы избежать явления затухания волн при прохождении через флюид. Это будет приводить к снижению точности, т.к. размер глобул воды и нефти в водонефтяной смеси может быть достаточно велик.

Необходимость использования именно капилляров обусловлена тем, что увеличение толщины слоя водонефтяной смеси, как указывалось выше, может приводить к полному поглощению электромагнитных колебаний либо к значительному снижению измеряемых значений до уровня, при котором сравнение с эталонными значениями поглощения будет невозможным. Пределы внутреннего диаметра капилляра обусловлены тем, что диаметр флюида в 10 мкм является предельно тонким относительно длины волны на большинстве частотных участков электромагнитных колебаний, а размер капель флюидов в водонефтяной смеси, как указывалось выше, может достигать единиц микрон. При этом слой воды в 200 мкм ослабляет поле ТГц-излучения на частоте 1 ТГц на порядок, а слой в 1 мм практически непрозрачен во всем ТГц-диапазоне. В связи с чем установлено, что использование капилляров диаметром, превышающим 200 мкм для определения состава водонефтяной смеси, не позволит достичь технический результат. При этом прямое воздействие электромагнитными колебаниями на водонефтяную смесь технически сложно в исполнении и может быть осуществлено только в лабораторных условиях, а необходимость использования проточных ячеек/капилляров приводит к необходимости учитывать взаимодействие электромагнитного излучения с материалом, из которого они выполнены.

Установлено, что для капилляра с толщиной стенки всего в 20 мкм с частотой около уже 500 ГГц растет дифракционное рассеяние, при этом наблюдается падение диссипации. При повышении частоты колебаний (ТГц-диапазон) – данное явление характерно уже и для толщины стенки капилляра 10 мкм, что связано с уменьшением длины волны при увеличении частоты. В результате взаимодействия такой волны с флюидами разного типа (вода и нефть) спектральные характеристики преломленной либо отраженной волн для этих флюидов значительно отличаются. Увеличение толщины стенки, а также увеличение частоты колебаний приводит к появлению геометрических резонансов и частотные зависимости экстинкции (поглощения) и рассеяния носят осциллирующий характер, т.е. резонансы оболочки проявляются существенно сильнее, наблюдается большее падение поглощения. Так, в диапазоне частот от 3 ТГц до 30 ТГц влияние оболочки (толщины стенок капилляра) имеет существенное влияние на характер частотных зависимостей значений поглощения электромагнитных колебаний, при этом также наблюдается уменьшение диссипации. При значительном увеличении толщины стенок (более 100 мкм) при такой частоте колебаний геометрические резонансы будут проявляться сильнее, что будет приводить к сложности интерпретации получаемых данных. Капилляры с толщиной более 100 мкм целесообразно использоваться в меньшем диапазоне частот (от 0,03 ТГц до 3 ТГц) в связи с большей длиной волны. При увеличении толщины стенки капилляра спектральные характеристики детектируемых волн, связанные с резонансными явлениями, значительно увеличиваются, в связи с чем даже на небольших частотах толщина стенки капилляра в рамках заявленного изобретения не превышает 200 мкм для точной интерпретации получаемых значений поглощения и обеспечения технического результата. Использование стенок менее 10 мкм сложно реализовать с технической точки зрения, т.к. для них будет характерна хрупкость, особенно при анализе водонефтяной смеси в динамическом режиме (например, при реализации способа в скважинном устройстве для определения состава водонефтяной смеси).

Под значениями поглощения электромагнитных колебаний понимаются как значения поглощения, так и, например, значения коэффициентов экстинкции, пропускания или отражения – которые характеризуют процессы взаимодействия (поглощения) электромагнитных колебаний с водонефтяной смесью и самим капилляром, характер которых будет отличаться для водного и нефтяного флюида в связи с указанными выше явлениями. В результате которых будет обеспечиваться их различимость и достижение технического результата. Также предпочтительно учитывать и значение значения рассеяния. Указанные значения поглощения электромагнитных колебаний могут быть выражены при детектировании данных любым известным для специалиста способом – через значения коэффициентов, сечений и т.п.

Для нефтяного флюида частотные зависимости сечений экстинкции, рассеяния и поглощения в гигагерцовом диапазоне сходны с аналогичными зависимостями для водного флюида, дифракция мала, поглощение пропорционально диаметру. Что касается частот терагерцового диапазона, то в диапазоне 1 – 3 ТГц дифракция растет не так быстро, как для водного флюида, максимумы выражены слабо за счет более низкой диэлектрической проницаемости. С увеличением концентрации воды в смеси также увеличивается и коэффициент поглощения. Несмотря на то, что резонансная частота диэлектрической проницаемости объемной воды (~ 18 ГГц при комнатной температуре) лежит вне заявленного диапазона, резонансная линия вносит значительный вклад в получаемый сигнал (особенно мнимой части диэлектрической проницаемости).

Толщина стенки капилляра, например, в 20 мкм, хотя и экранирует внутренний слой, уменьшая его влияние на характеристики рассеяния электромагнитной волны флюидом, тем не менее, во всем рассматриваемом диапазоне частот электромагнитных колебаний разница между водным и нефтяным флюидом имеет достаточно существенные значения за счет разницы в дифракции. Отличия же за счет диссипации заметно меньше в диапазоне до 3 ТГц. В диапазоне от 3ТГц до 30 ТГц отличия увеличиваются за счет диссипации. В результате, несмотря на то что кривые в диапазоне от 3 до 30 ТГц при указанных толщинах оболочки сильно осциллируют, водный и нефтяной флюиды отличаются по значениям экстинкции и рассеяния. Это в целом дает различные значения поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний при различном соотношении водной и нефтяной фаз.

Таким образом, предлагается способ, учитывающий различное взаимодействие электромагнитных волн с разной частотой колебаний с флюидами различного типа, находящихся в капиллярах с различными геометрическими характеристиками, при котором обеспечивается повышение точности определения состава водонефтяной смеси за счет обеспечения различимости отдельных флюидов – воды и нефти.

При сравнении измеренных значений со значениями поглощения эталонных образцов определяют соотношение водной и нефтяной фазы, т.е. состав исследуемой водонефтяной смеси.

При измерении значений поглощения водонефтяной смеси электромагнитного воздействия дополнительно может быть получен спектр поглощения водонефтяной смеси в зависимости от частоты электромагнитных колебаний и определение состава водонефтяной смеси проводят путем сравнения полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов. Это позволяет провести более наглядное сопоставление результатов со значениями поглощения эталонных образцов.

Значениями поглощения эталонных образцов могут являться, в частности, известные зависимости значений поглощения водонефтяной смеси от содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси. При этом зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученными для эталонных образцов, могут содержаться в базе данных, которая сформирована при осуществлении следующих стадий: измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра и фиксированной толщиной стенки, заполненным нефтью; измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой; определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре; повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра и с различной толщиной стенок; фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра и различной толщиной стенок. Дополнительно формирование базы данных может включать стадии моделирования спектров поглощения электромагнитных колебаний водонефтяной смесью в капиллярах при различных процентных соотношениях вода-нефть после стадий определения значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре.

Зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученными для эталонных образцов, могут также содержатся в базе данных, которая сформирована путем моделирования поведения электромагнитных колебаний при взаимодействии с капиллярами различного фиксированного внутреннего диаметра и фиксированной толщиной стенок, заполненными водонефтяной смесью с различным содержанием воды и нефти. Математическое моделирование в настоящее время широко используется для описания процессов и свойств, в том числе для описания взаимодействия электромагнитных волн с различными объектами, что позволяет составлять базы данных с результатами такого моделирования.

В связи с этим значениями поглощения эталонных образцов могут являться также данные моделирования поведения электромагнитных колебаний при взаимодействии с водонефтяной смесью с различным содержанием воды и нефти в условиях, аналогичных условиям измерения значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний.

Значениями поглощения для эталонных образцов могут являться значения поглощения электромагнитных колебаний водой и значения поглощения электромагнитных колебаний нефтью, полученные в условиях, аналогичных тем, в которых осуществляется измерения значения поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний. С учетом вышесказанного такими данными могут быть в том числе смоделированные значения поглощения водой и нефтью для капилляра с конкретными характеристиками. Либо это могут быть значения поглощения, полученные при анализе нефти и воды в том же капилляре, который используется для определения состава водонефтяной смеси. Предпочтительно в этом случае также получить данные для водонефтяной смеси известного состава в качестве дополнительного эталонного образца.

Воздействие на капилляр с водонефтяной смесью возможно и предпочтительно осуществлять плоской монохроматической электромагнитной волной. Использование плоской монохроматической волны позволяет обеспечить относительную простоту интерпретации измеренных данных путем более быстрого моделирования. Плоская форма волнового фронта обеспечивает геометрически более правильные фронты рассеянной и прошедшей волн. Монохроматичность излучения позволяет интерпретировать частотную дисперсию рассеянного или прошедшего излучения с точки зрения взаимодействия со стенками капилляра и флюидом, но не техническими характеристиками излучателя. При отсутствии возможности воздействия плоской монохроматической электромагнитной волной необходимо учитывать технические характеристики излучателя и их влияние на результаты взаимодействия электромагнитных колебаний с капилляром и водонефтяной смесью.

Дополнительно может быть определено также содержание солей в составе водонефтяной смеси по измеренным значениям в результате сопоставления с данными эталонных образцов. В этом случае также дополнительно может быть получен спектр поглощения водонефтяной смеси и определение состава водонефтяной смеси проводят при сопоставлении полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов, а значениями пглощения эталонных образцов могут являться зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси. Зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси могут содержаться в базе данных, которая сформирована при осуществлении следующих стадий: измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного внутреннего диаметра и фиксированной толщины стенки, заполненным нефтью; измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой, содержащей соли с фиксированной концентрацией; определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть-соль в данном капилляре; повторение указанных выше стадий для капилляров различного внутреннего диаметра с различной толщиной стенки и различных концентраций солей; фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и солей в водонефтяной смеси для капилляров различного внутреннего диаметра и различной толщины стенки.

Дополнительно может быть определено содержание поверхностно-активных веществ для данной водонефтяной смеси, которое соответствует критической концентрации мицеллообразования. Для этого, зная соотношение вода-нефть, с помощью моделирования можно рассчитать диаметр капель воды по изменению поглощения водонефтяной смесью в капилляре.

Капилляр может быть выполнен зигзагообразным (змеевидным) для увеличения коэффициента поглощения зондирующего электромагнитного излучения капилляром. Капилляр может содержать участки с толщиной стенок в диапазоне от 10 мкм до 200 мкм и участки с толщиной стенок в диапазоне от 10 мкм до 100 мкм. Капилляр может быть выполнен из по меньшей мере двух участков: прямого одиночного участка, переходящего в зигзагообразный участок. Это позволит, в частности, проводить анализ водонефтяной смеси в различных типах капилляров и сопоставлять со значениями пглощения эталонных образцов, полученных для разных типов капилляров.

Дополнительно на водонефтяную смесь можно воздействовать электромагнитными колебаниями в диапазоне от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц и определять содержание солей в составе водонефтяной смеси, что является известным из уровня техники. В этом случае предпочтительно использовать вариант капилляра, который состоит из двух частей: прямой одиночный капилляр, переходящий в участок зигзагообразного капилляра, и дополнительно воздействовать электромагнитными колебаниями с частотой в диапазоне от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц на водонефтяную смесь в прямом одиночном капилляре. В связи с тем, что в ТГц–области спектра влияние соли на значения поглощения значительно слабее по сравнению с СВЧ-диапазоном, сочетание этих двух диапазонов (СВЧ и ТГц) позволяет дополнительно повысить точность определения состава водонефтяной смеси, а именно, и влагосодержание, и солесодержание.

Технический результат достигается также при использовании устройства для определения состава водонефтяной смеси, которое включает по меньшей мере один генератор электромагнитных колебаний, по меньшей мере один детектор электромагнитных колебаний, соединенный со средством обработки полученных сигналов, по меньшей мере один капилляр, выполненный из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, соединенный с системой подачи водонефтяной смеси в капилляр, при этом капилляр, генератор и детектор расположены друг относительно друга с возможностью воздействия электромагнитными колебаниями, создаваемыми генератором, на капилляр и фиксацией детектором волн, отраженных и/или преломленных при взаимодействии электромагнитных колебаний с капилляром, а толщина стенки капилляра составляет от 10 мкм до 200 мкм на участке капилляра, подвергающемся воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 0,03 ТГц до 3 ТГц, и/или от 10 мкм до 100 мкм на участке капилляра, подвергающемуся воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 3 ТГц до 30 ТГц.

Достижение технического результата обеспечивается за счет использования капилляров, в которых обеспечивается получение значений поглощения электромагнитных колебаний, получаемых с помощью генератора, с высокой точностью при воздействии на водонефтяную смесь в капилляре с определенными геометрическими характеристиками электромагнитными колебаниями с заявленных диапазонах частот, при которых обеспечивается различимость нефтяной и водной фаз.

В одном из вариантов устройства капилляр может быть прямоточным либо зигзагообразным, в другом варианте – капилляр может быть выполнен из по меньшей мере двух участков: прямого участка, переходящего в зигзагообразный участок капилляра. Могут использоваться существующие зигзагообразные капилляры, либо может быть использован капилляр, в котором длина продольных частей зигзагообразного капилляра составляет 2D и общая ширина зигзагообразного капилляра составляет 2D, где D – диаметр сфокусированного квазиоптического пучка на длинноволновом краю диапазона перестройки используемого ТГц – генератора. В одном из вариантов устройства капилляр может содержать по меньшей мере два участка с разной толщиной стенок, при этом толщина стенки одного участка составляет от 10 мкм до 200 мкм, толщина стенки второго участка составляет от 10 мкм до 100 мкм.

Технический результат достигается также при использовании устройства, которое включает по меньшей мере один генератор электромагнитных колебаний, по меньшей мере один детектор электромагнитных колебаний, соединенный со средством обработки полученных сигналов, по меньшей мере два капилляра, выполненных из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, соединенные с системой подачи водонефтяной смеси в капилляры, при этом капилляры, генератор и детектор расположены друг относительно друга с возможностью воздействия электромагнитными колебаниями, создаваемыми генератором, на капилляр и фиксацией детектором волн, отраженных и/или преломленных при взаимодействии электромагнитных колебаний с капилляром, а толщина стенки одного капилляра, подвергающегося воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 0,03 ТГц до 3 ТГц, составляет от 10 мкм до 200 мкм, толщина стенки второго капилляра, подвергающегося воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 3 ТГц до 30 ТГц, составляет от 10 мкм до 100 мкм.

В одном из вариантов этого устройства один из капилляров может быть прямоточным, второй – зигзагообразным. Могут использоваться существующие зигзагообразные капилляры, либо может быть использован капилляр, в котором длина продольных частей зигзагообразного капилляра составляет 2D и общая ширина зигзагообразного капилляра составляет 2D, где D – диаметр сфокусированного квазиоптического пучка на длинноволновом краю диапазона перестройки используемого ТГц-генератора.

В зависимости от схемы анализа, которая определяется техническими возможностями конкретной лаборатории, в устройствах может использоваться либо один детектор, обеспечивающий фиксацию преломленной или отраженной волны, либо два детектора, которые будут обеспечивать фиксацию как преломленной, так и отраженной волны. Сравнение данных, полученных на двух детекторах, позволит дополнительно повысить точность определения состава водонефтяной смеси.

Устройства могут дополнительно включать линзы и зеркала для фокусировки электромагнитного излучения, в частности может быть обеспечено создание квазиоптического тракта, в котором линзы и зеркала позволяют фокусировать излучение генератора на капилляре, собирать рассеянное капилляром излучение и подавать его на детектор – создание открытого квазиоптического резонатора. Предпочтительно создание плоской монохроматической волны, воздействующей на капилляр с водонефтяной смесью и при этом может быть использована другая схема фокусировки электромагнитного воздействия – при этом отраженная либо преломленная волны будут вне зависимости от способа фокусировки иметь схожие спектральные характеристики и обеспечивать различимость нефтяного и водного флюида в заявленных условиях измерений.

В одном из вариантов изобретения устройства могут включать один генератор электромагнитных колебаний, перестраиваемый в диапазоне частот от 0,03 ТГц до 30 ТГц. В другом варианте – устройства могут включать несколько генераторов электромагнитных колебаний различных частот, обеспечивающих создание электромагнитных колебаний в диапазоне частот от 0,03 ТГц до 3 ТГц и/или от 3ТГц до 30 ТГц.

Дополнительно либо генератор устройства может также перестраиваться в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц, либо устройство может включать генератор, обеспечивающего электромагнитные колебания с частотой в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц.

Капилляры любой формы могут содержать несколько участков с толщиной стенок от 10 до 200 мкм, что позволит использовать разные частотные диапазоны электромагнитных колебаний, получать значения поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний как для диапазона от 0,03 ТГц до 3 ТГц, так и для диапазона от 3 ТГц до 30 ТГц.

При осуществлении заявленного способа обеспечивается возможность определения состава водонефтяной смеси как в статическом состоянии, так и в динамике при её движении через капилляр.

Достижение технического результата обеспечивается также при использовании компьютерной системы для определения состава водонефтяной смеси, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения значений поглощений эталонных образцов с измеренными значениями поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний, которые получены при воздействии на водонефтяную смесь, размещенную в капилляре с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм путем фокусировки излучения генератора электромагнитных колебаний.

Также технический результат обеспечивается при использовании машиночитаемого носителя для определения состава водонефтяной смеси, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения значений поглощения эталонных образцов с измеренными значениями поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний, которые получены при воздействии на водонефтяную смесь, размещенную в капилляре с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм путем фокусировки излучения генератора электромагнитных колебаний.

Технический результат для компьютерной системы и машиночитаемого носителя достигается за счет сравнения полученных (измеренных) в заявленных условиях значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний с эталонными данными.

Процессор дополнительно может строить спектр поглощения водонефтяной смеси и проводит определение состава водонефтяной смеси путем сравнения полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

Значениями поглощения эталонных образцов могут быть известные зависимости значений поглощения водонефтяной смеси от содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, которые могут быть получены, например, любым ранее указанным способом.

Компьютерная система и машиночитаемый носитель дополнительно могут включать базу данных зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученными для эталонных образцов, и которая сформирована при осуществлении следующих стадий: измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью; измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой; определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре; повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра; фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

Процессор дополнительно может определять содержание солей в составе водонефтяной смеси в результате сопоставления со значениями поглощения эталонных образцов, при этом процессор дополнительно может строить спектр поглощения водонефтяной смеси и определяет состав водонефтяной смеси проводят при сопоставлении полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов. Значениями поглощения эталонных образцов в этом случае могут быть зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси.

Компьютерная система и машиночитаемый носитель, соответственно, в этом случае могут включать дополнительно базу данных, содержащая зависимость известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси и сформированная при осуществлении следующих стадий: измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью; измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой, содержащей соли с фиксированной концентрацией; определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть-соль в данном капилляре; повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра и различных концентраций солей; фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и солей в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

Изобретение поясняется следующими фигурами.

На фигуре 1 представлена общая схема устройства для осуществления способа, где 1 – капилляр, заполненный водонефтяной смесью, 2 – генератор электромагнитных колебаний, 3 – детектор отраженных волн, 4 – отраженная волны, 5 – детектор преломленных волн, 6 – преломленная волна, 7 – падающая электромагнитная волна.

На фигуре 2 представлена общая схема промышленно-производимого зигзагообразного капилляра 8 с внутренним диаметром 50 мкм и толщиной стенки капилляра порядка 100 мкм.

На фигуре 3 представлена частотная зависимость сечений экстинкции, рассеяния и поглощения водного и нефтяного флюидов диаметром 10 мкм в капилляре с толщиной стенок 20 мкм в диапазоне до 3ТГц, где 10 – значения экстинкции водного флюида, 11 – значения поглощения водного флюида, 12 – значения рассеяния водного флюида, 13 – значения экстинкции нефтяного флюида, 14 – значения поглощения нефтяного флюида, 15 - значения рассеяния нефтяного флюида.

На фигуре 4 представлена частотная зависимость сечений экстинкции нефтяного флюида диаметром 10 мкм в капилляре с толщиной стенки 13 – 20 мкм, 16 – 50 мкм в диапазоне электромагнитных колебаний до 3 ТГц.

На фигуре 5 представлена частотная зависимость сечений экстинкции, рассеяния и поглощения водного и нефтяного флюида диаметром 10 мкм в капилляре с толщиной стенок 20 мкм в диапазоне от 3ТГц до 30ТГц, где 17 - значения экстинкции водного флюида, 18 - значения поглощения водного флюида, 19 - значения рассеяния водного флюида, 20 - значения экстинкции нефтяного флюида, 21 - значения поглощения нефтяного флюида, 22 - значения рассеяния нефтяного флюида.

На фигуре 6 представлена частотная зависимость, отражающая характер изменения значений сечений экстинкции рассеяния и поглощения водного и нефтяного флюида диаметром 10 мкм в капилляре с толщиной стенок 50 мкм в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц, где 23 - значения экстинкции водного флюида, 24 - значения поглощения водного флюида, 25 - значения рассеяния водного флюида, 26 - значения экстинкции нефтяного флюида, 27 - значения поглощения нефтяного флюида, 28 - значения рассеяния нефтяного флюида.

На фигуре 7 – частотная зависимость сечения поглощения в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц, на фигуре 8 – та же зависимость в диапазоне от 3 ТГц до 10 ТГц, где 23 - значения поглощения водного флюида, 26 - значения поглощения нефтяного флюида.

Все частотные зависимости представлены относительно значений сечений (экстинкции, поглощения и/или рассеяния) в относительных единицах, т.е. по отношению к площади видимого оптического сечения.

Способ определения состава водонефтяной смеси, в котором водонефтяную смесь размещают в капилляре 1 с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм. Воздействуют на водонефтяную смесь электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм путем фокусировки излучения генератора электромагнитных колебаний 2. Измеряют значения поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний и определяют содержание воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения измеренных на предыдущем этапе значений поглощения со значениями поглощения эталонных образцов.

Варианты реализации заявленного изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники при прочтении нижеприведенного раскрытия изобретения.

При реализации заявленного способа может быть использована, как указано выше, любая схема устройства, общий вид которой представлен на фигуре 1 и которая включает генератор электромагнитных колебаний 2. С помощью генератора на капилляр 2, заполненный водонефтяной смесью, воздействуют электромагнитными колебаниями. Отраженная и преломленная от этого капилляра волны будут иметь схожие спектральные характеристики и обеспечивать различимость нефтяного и водного флюида в заявленных условиях измерений. Использование змеевидного капилляра дополнительно обеспечивает увеличение коэффициента поглощения зондирующего электромагнитного излучения капилляром. На фигуре 2 представлен один из существующих коммерчески доступных типов капилляра (компании Micronit), который может быть использован в заявленном способе.

При фиксации, например, преломленной волны на детекторе фиксируются значения, характеризующие поглощение капилляром, заполненным водонефтяной смесью, электромагнитных колебаний (в частности, сечения экстинкции, поглощения, рассеяния). Для разных частотных диапазонов и различной толщины стенки капилляра для водного и нефтяного флюида эти значения различны.

Так, при толщине стенки капилляра 20 мкм в диапазоне частот электромагнитных колебаний от 0,03 ТГц до 3 ТГц (фигура 3) наблюдается значительная разница между указанными значениями. Например, между значениями сечения экстинкции для водного флюида 10 и нефтяного флюида 13. В результате чего, зная, в частности, значения экстинкции, поглощения и рассеяния чистых водного и нефтяного флюидов и, соответственно, их содержание (в случае использования этих значений в качестве эталонных), можно рассчитать содержание воды и нефти в водонефтяной смеси по полученным (измеренным) значениям экстинкции, поглощения и рассеяния для этой смеси путем, например, решения системы линейных уравнений.

Сопоставление с уже известными данными, например, из базы данных, содержащей эталонные данные (значения поглощения), аналогичные условиям измерения для исследуемой водонефтяной смеси, позволяет обеспечить определение количественного содержания воды и нефти в составе исследуемой смеси.

Как указывалось выше при увеличении толщины стенки капилляра, как и при увеличении частоты электромагнитных колебаний, повышается влияние резонансных явлений на значения поглощения электромагнитных колебаний водой и нефтью. На фигуре 4 представлено как меняется частотная зависимость для нефтяного флюида в одном и том же диапазоне частот при увеличении толщины стенки капилляра от 20 мкм (кривая 13) до 50 мкм (кривая 16). В результате появления на частотных зависимостях пиков, положение и значение которых для водного и нефтяного флюидов сильно отличаются, это дополнительно повышает точность определения состава водонефтяной смеси особенно при анализе частотных зависимостей в широком диапазоне частот электромагнитных колебаний.

При толщине стенки капилляра 20 мкм в диапазоне частот электромагнитных колебаний от 3 ТГц до 30 ТГц (фигура 5) изменения значений экстинкции, поглощения и рассеяния сильно отличаются за счет резонансных явлений, которые возникают при взаимодействии электромагнитных колебаний с капилляром, заполненном водным 16 и нефтяным 19 флюидами. Из фигуры 5 видно, что в результате отличия не только количественные, но также меняется характер изменения значений сечений экстинкции, поглощения и рассеяния при изменении частоты. Эти отличия обеспечивают различимость флюидов и позволяют при сравнении с такими эталонными данными определить содержание каждого из флюидов в составе смеси.

Сравнение характера частотных зависимостей поглощения для капилляров, заполненных водой и нефтью, с одинаковым внутренним диаметром (10 мкм) с толщиной стенки 20 мкм в диапазоне от 0,03 ТГц до 3 ТГц (фигура 3) и для диапазона от 3 ТГц до 30 ТГц (фигура 5) подтверждает, что при увеличении частоты колебаний увеличивается вклад резонансных явлений, который меняет характер частотных зависимостей.

При увеличении толщины стенки капилляра резонансные явления будут проявляться более явно. В диапазоне частот электромагнитных колебаний от 3 ТГц до 30 ТГц (фигура 6) при толщине стенки капилляра 50 мкм в результате резонансных явлений водному и нефтяному флюидам характерны значительные отличия, характер частотной зависимости значений сечений сильно меняется. На фигуре 7 отдельно представлена разница в характере частотной зависимости сечений поглощения для водного флюида 23 и нефтяного флюида 26 в диапазоне частот от 3 ТГц до 30 ТГц. На фигуре 8 показана разница сечений поглощения для водного 23 и нефтяного 26 флюидов в диапазоне от 3 ТГц до 10 ТГц.

Таким образом при анализе частотных зависимостей водонефтяной смеси (значений экстинкции, поглощения и рассеяния) даже с эталонными значениями поглощения для чистых флюидов (воды и нефти) позволит специалисту при анализе данных (либо графиков на основе этих данных) определить содержание воды и нефти (и их соотношение) в составе водонефтяной смеси. При сравнении с эталонными значениями экстинкции, поглощения и рассеяния водонефтяных смесей с известным содержанием воды и нефти, полученными в аналогичных условиях и содержащихся, например, в базе данных, дополнительно повысит точность определения состава исследуемой смеси, также такое сопоставление является очевидным и ясным для специалиста. Учитывая разный характер изменения частотной зависимости значений рассеяния, например, кривые 12 и 15 фигуры 3, для повышения точности определения состава предпочтительно учитывать и анализировать значения как поглощения, так и значения рассеяния.

Представленные графики были получены с помощью физико-математического моделирования, характеризующего процессы взаимодействия электромагнитных волн с различными известными типами материалов, флюидов. Представленное описание реализации заявленного изобретения подтверждает возможность достижения технического результата при использовании заявленного способа определения состава водонефтяной смеси, а также устройств для определения состава водонефтяной смеси.

Сравнение полученных и эталонных значений поглощения и, соответственно, определение состава водонефтяной смеси может быть проведено с использованием заявленных компьютерной системы и машиночитаемого носителя для определения состава водонефтяной смеси.

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для определения содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси. Техническим результатом является повышение точности и скорости определения состава водонефтяной смеси, который достигается при реализации способа определения состава водонефтяной смеси, включающего размещение водонефтяной смеси в капилляре, выполненном из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, воздействие на водонефтяную смесь электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм и измерение значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний. Определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси проводится путем сравнения измеренных на предыдущем этапе значений поглощения электромагнитных колебаний со значениями поглощения эталонных образцов с использованием устройства для определения состава водонефтяной смеси, компьютерной системы и машиночитаемого носителя с компьютерной программой. 5 н. и 50 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ определения состава водонефтяной смеси, который включает:

- размещение водонефтяной смеси в капилляре, выполненном из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм;

- воздействие на водонефтяную смесь электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 200 мкм;

- измерение значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний;

- определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения измеренных на предыдущем этапе значений поглощения электромагнитных колебаний со значениями поглощения эталонных образцов.

2. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, в котором при измерении значений поглощения водонефтяной смеси электромагнитного воздействия дополнительно получают спектр поглощения водонефтяной смеси и определение состава водонефтяной смеси проводят путем сравнения полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

3. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1 или 2, в котором значениями поглощения эталонных образцов являются известные зависимости значений поглощения водонефтяной смеси от содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси.

4. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 3, в котором зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученные для эталонных образцов, содержатся в базе данных, которая сформирована при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

5. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 4, в котором формирование базы данных дополнительно включает стадию моделирования спектров поглощения электромагнитных колебаний водонефтяной смесью в капиллярах при различных процентных соотношениях вода-нефть после стадий определения значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре.

6. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 3, в котором зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученные для эталонных образцов, содержатся в базе данных, которая сформирована путем моделирования поведения электромагнитных колебаний при взаимодействии с капиллярами различного фиксированного внутреннего диаметра и фиксированной толщиной стенок, заполненными водонефтяной смесью с различным содержанием воды и нефти.

7. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1 или 2, в котором значениями поглощения эталонных образцов являются данные моделирования поведения электромагнитных колебаний при взаимодействии с водонефтяной смесью с различным содержанием воды и нефти в условиях, аналогичных условиям измерения значений поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний.

8. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1 или 2, в котором значениями поглощения эталонных образцов являются значения поглощения электромагнитных колебаний водой и значения поглощения электромагнитных колебаний нефтью, полученные в условиях, аналогичных тем, в которых осуществляются измерения значения поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний.

9. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, в котором воздействие осуществляют плоской монохроматической электромагнитной волной.

10. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, который дополнительно включает определение содержания солей в составе водонефтяной смеси по измеренным значениям в результате сопоставления со значениями поглощения эталонных образцов.

11. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 10, в котором дополнительно получают спектр поглощения водонефтяной смеси и определение состава водонефтяной смеси проводят при сопоставлении полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

12. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 10 или 11, в котором значениями поглощения эталонных образцов являются зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси.

13. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 12, в котором зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси содержатся в базе данных, которая сформирована при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой, содержащей соли с фиксированной концентрацией;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть-соль в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра и различных концентраций солей;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и солей в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

14. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, который дополнительно включает определение активности поверхностно-активных веществ (ПАВ) для водонефтяной смеси.

15. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, в котором капилляр выполнен зигзагообразным.

16. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, в котором капилляр содержит участки с толщиной стенок в диапазоне от 10 мкм до 200 мкм и участки с толщиной стенок в диапазоне от 10 мкм до 100 мкм.

17. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 1, в котором капилляр выполнен из по меньшей мере двух участков: прямого одиночного участка, переходящего в зигзагообразный участок.

18. Способ определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 1-16, который дополнительно включает воздействие на водонефтяную смесь электромагнитными колебаниями в диапазоне от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц и определение содержания солей в составе водонефтяной смеси.

19. Способ определения состава водонефтяной смеси по п. 17, в котором на водонефтяную смесь в прямом одиночном капилляре дополнительно воздействуют электромагнитными колебаниями с частотой в диапазоне от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц и определяют содержание солей в составе водонефтяной смеси.

20. Способ определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 1–19, в котором дополнительно измеряют значения рассеяния электромагнитных колебаний при взаимодействии с капилляром с водонефтяной смесью и определяют состав водонефтяной смеси с учетом дополнительно значений рассеяния.

21. Устройство для определения состава водонефтяной смеси, которое включает по меньшей мере один генератор электромагнитных колебаний, по меньшей мере один детектор электромагнитных колебаний, соединенный со средством обработки полученных сигналов, по меньшей мере один капилляр, выполненный из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, соединенный с системой подачи водонефтяной смеси в капилляр,

при этом капилляр, генератор и детектор расположены относительно друг друга с возможностью воздействия электромагнитными колебаниями, создаваемыми генератором, на капилляр и фиксацией детектором волн, отраженных и/или преломленных при взаимодействии электромагнитных колебаний с капилляром, а толщина стенки капилляра составляет от 10 мкм до 200 мкм на участке капилляра, подвергающемся воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 0,03 ТГц до 3 ТГц, и/или от 10 мкм до 100 мкм на участке капилляра, подвергающемся воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 3 ТГц до 30 ТГц.

22. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21, которое дополнительно включает линзы и зеркала.

23. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 22, в котором линзы и зеркала образуют квазиоптический тракт.

24. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21, которое включает один генератор электромагнитных колебаний, перестраиваемый в диапазоне частот от 0,03 ТГц до 30 ТГц.

25. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21 или 24, в котором генератор дополнительно перестраивается в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц.

26. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21 или 24, которое дополнительно включает генератор электромагнитных колебаний с частотой в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц.

27. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 21–26, в котором капилляр выполнен зигзагообразным.

28. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 21–26, в котором капилляр выполнен из по меньшей мере двух участков: прямого участка, переходящего в зигзагообразный участок капилляра.

29. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21, в котором средство обработки полученных сигналов представляет собой компьютерную систему.

30. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 21, в котором капилляр содержит по меньшей мере два участка с разной толщиной стенок, при этом толщина стенки одного участка составляет от 10 мкм до 200 мкм, толщина стенки второго участка составляет от 10 мкм до 100 мкм.

31. Устройство для определения состава водонефтяной смеси, которое включает по меньшей мере один генератор электромагнитных колебаний, по меньшей мере один детектор электромагнитных колебаний, соединенный со средством обработки полученных сигналов, по меньшей мере два капилляра, выполненных из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, соединенные с системой подачи водонефтяной смеси в капилляры,

при этом капилляры, генератор и детектор расположены относительно друг друга с возможностью воздействия электромагнитными колебаниями, создаваемыми генератором, на капилляр и фиксацией детектором волн, отраженных и/или преломленных при взаимодействии электромагнитных колебаний с капилляром, а толщина стенки одного капилляра, подвергающегося воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 0,03 ТГц до 3 ТГц, составляет от 10 мкм до 200 мкм, толщина стенки второго капилляра, подвергающегося воздействию электромагнитных колебаний с частотой от 3 ТГц до 30 ТГц, составляет от 10 мкм до 100 мкм.

32. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 31, которое дополнительно включает линзы и зеркала.

33. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 32, в котором линзы и зеркала образуют квазиоптический тракт.

34. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 31, которое включает один генератор электромагнитных колебаний, перестраиваемый в диапазоне частот от 0,03 ТГц до 30 ТГц.

35. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 31 или 32, в котором генератор дополнительно перестраивается в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц.

36. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 31 или 34, которое дополнительно включает генератор электромагнитных колебаний с частотой в диапазоне частот от 0,1 ГГц до 3,0 ГГц.

37. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 31–36, в котором капилляры выполнены зигзагообразными.

38. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по п. 31, в котором средство обработки полученных сигналов представляет собой компьютерную систему.

39. Устройство для определения состава водонефтяной смеси по любому из пп. 31–36, в котором один капилляр представляет собой прямой одиночный капилляр, второй капилляр представляет собой зигзагообразный капилляр.

40. Компьютерная система для определения состава водонефтяной смеси, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения значений поглощения эталонных образцов с измеренными значениями поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний, которые получены при воздействии на водонефтяную смесь, размещенную в капилляре, выполненном из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм и 200 мкм путем фокусировки излучения генератора электромагнитных колебаний.

41. Компьютерная система по п. 40, в которой процессор дополнительно строит спектр поглощения водонефтяной смеси и проводит определение состава водонефтяной смеси путем сравнения полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

42. Компьютерная система по п. 40 или 41, в которой значениями поглощения эталонных образцов являются известные зависимости значений поглощения водонефтяной смеси от содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси.

43. Компьютерная система по п. 42, которая дополнительно включает базу данных зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученных для эталонных образцов, и которая сформирована при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

44. Компьютерная система по п. 40, в которой процессор дополнительно определяет содержание солей в составе водонефтяной смеси в результате сопоставления со значениями поглощения эталонных образцов.

45. Компьютерная система по п. 44, в которой процессор дополнительно строит спектр поглощения водонефтяной смеси и определяет состав водонефтяной смеси при сопоставлении полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

46. Компьютерная система по п. 44 или 45, в которой значениями поглощения эталонных образцов являются зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси.

47. Компьютерная система по п. 46, которая дополнительно содержит базу данных, содержащую зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси, и которая сформирована при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой, содержащей соли с фиксированной концентрацией;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть-соль в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра и различных концентраций солей;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и солей в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

48. Машиночитаемый носитель для определения состава водонефтяной смеси, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет определение содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси путем сравнения значений поглощения эталонных образцов с измеренными значениями поглощения водонефтяной смесью электромагнитных колебаний, которые получены при воздействии на водонефтяную смесь, размещенную в капилляре, выполненном из прозрачного для электромагнитного излучения материала, с внутренним диаметром от 10 мкм до 200 мкм, электромагнитными колебаниями в диапазоне от 3 ТГц до 30 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм до 100 мкм либо от 0,03 ТГц до 3 ТГц при значениях толщины стенки капилляра от 10 мкм и 200 мкм путем фокусировки излучения генератора электромагнитных колебаний.

49. Машиночитаемый носитель по п. 48, в котором процессор дополнительно строит спектр поглощения водонефтяной смеси и проводит определение состава водонефтяной смеси путем сравнения полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

50. Машиночитаемый носитель по п. 48 или 49, в котором значениями поглощения эталонных образцов являются известные зависимости значений поглощения водонефтяной смеси от содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси.

51. Машиночитаемый носитель по п. 50, который дополнительно включает базу данных зависимости значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в составе водонефтяной смеси, полученных для эталонных образцов, и которая сформирована при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды и нефти в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.

52. Машиночитаемый носитель по п. 48, в котором процессор дополнительно определяет содержание солей в составе водонефтяной смеси в результате сопоставления со значениями поглощения эталонных образцов.

53. Машиночитаемый носитель по п. 52, в котором процессор дополнительно строит спектр поглощения водонефтяной смеси и определяет состав водонефтяной смеси при сопоставлении полученного спектра со значениями поглощения эталонных образцов.

54. Машиночитаемый носитель по п. 52 или 53, в котором данными эталонных образцов являются зависимости известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси.

55. Машиночитаемый носитель по п. 54, на котором дополнительно сохранена база данных, содержащая зависимость известных значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и соли в составе водонефтяной смеси и сформированная при осуществлении следующих стадий:

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний капилляром фиксированного диаметра, заполненным нефтью;

- измерение значений поглощения электромагнитных колебаний данным капилляром, заполненным водой, содержащей соли с фиксированной концентрацией;

- определение значений поглощения водонефтяной смеси при различных процентных соотношениях вода-нефть-соль в данном капилляре;

- повторение указанных выше стадий для капилляров различного диаметра и различных концентраций солей;

- фиксация взаимосвязи значений поглощения водонефтяной смеси и содержания воды, нефти и солей в водонефтяной смеси для капилляров различного диаметра.