способ определения компонентов в потоке водно-нефтяной смеси

Формула изобретения

1. Способ определения компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, включающий излучение с помощью излучающей антенны электромагнитной энергии СВЧ-диапазона в поток водно-нефтяной смеси, прием излучения электромагнитной энергии, прошедшего через поток водно-нефтяной смеси, с помощью приемной антенны, посредством которой измеряют значения величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, и установление по результатам сопоставления конкретных компонентов водно-нефтяной смеси в исследуемом потоке, отличающийся тем, что излучение электромагнитной энергии осуществляют в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, в качестве излучающей антенны используют, по меньшей мере, один прямоугольный волновод, обращенный открытым концом, являющимся апертурой излучения, на поток водно-нефтяной смеси, в качестве приемной антенны применяют, по меньшей мере, один прямоугольный волновод, обращенный открытым концом, являющимся апертурой приема, на поток водно-нефтяной смеси, при этом апертуру каждого или одного из указанных волноводов выполняют срезанной под углом, меньшим минимального угла Бриллюэна излучения электромагнитной энергии, в качестве значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, используют значения амплитудно-частотной характеристики принятого излучения электромагнитной энергии в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, а в качестве калибровочных значений величин, соответствующих различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, используют значения калибровочной амплитудно-частотной характеристики принятого излучения электромагнитной энергии в заданной полосе частот СВЧ-диапазона.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что излучение электромагнитной энергии осуществляют в полосе частот 1.8-3.0 ГГц.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что волновод излучающей и приемной антенн заполняют радиопрозрачным диэлектриком.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что радиопрозрачный диэлектрик выбирают со значением диэлектрической проницаемости, соответствующей значению среднего геометрического значений модулей диэлектрических проницаемостей воды и нефти.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сопоставлении измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, учитывают температурные поправки, обусловленные условиями измерения их значений.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, осуществляют на заранее выбранных частотах из заданной полосы частот СВЧ-диапазона, при этом число выбранных частот устанавливают не менее двух.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологиям определения составляющих жидких смесей (эмульсий, суспензий, растворов) и может быть использовано при разделении водно-нефтяных смесей на составляющие, которые в них входят.

Известен способ определения компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, включающий излучение с помощью излучающей антенны электромагнитной энергии СВЧ-диапазона в поток водно-нефтяной смеси, прием прошедшего через поток водно-нефтяной смеси излучения электромагнитной энергии с помощью приемной антенны, посредством которой измеряют значения величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, и установление по результатам сопоставления конкретных компонентов водно-нефтяной смеси в исследуемом потоке (см. патент США №5644244, кл. G 01 N 22/04, 1997). Известный способ, который является наиболее близким по технической сущности к предлагаемому, предназначен для измерения водосодержания и концентрации твердых включений в водно-нефтяной смеси во всем диапазоне изменения влагосодержания от 0 до 100% посредством измерения затухания СВЧ-сигнала, проходящего через тестируемую смесь. При этом используется СВЧ-сигнал фиксированной выбранной частоты из диапазона 10-12 ГГц. Принятый сигнал обрабатывается по специальной программе и сравнивается в компьютере с множеством значений измеряемых параметров, полученных для известных значений водонасыщенности и концентраций твердых включений.

Недостатком способа является значительная погрешность определения влагосодержания в случаях, когда кроме воды и соли в смеси дополнительно присутствуют другие компоненты, например остаточный газ, процентное содержание которого является дополнительной неизвестной величиной, и для повышения точности определения влаги в смеси необходимо измерять дополнительный независимый параметр.

Другим недостатком известного способа является необходимость введения температурной поправки, которая на выбранной частоте (выше 10 ГГц ) существенна. В этом случае при измерениях необходимо либо располагать большим массивом данных, полученных при различных температурах при всевозможных известных концентрациях воды, нефти, соли, либо решать проблему термостабилизации на аппаратном уровне, что приводит к еще большему усложнению измерительной схемы известного способа и накоплению ошибок.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа, - повышение точности измерения содержания воды/нефти в водно-нефтяной смеси в присутствии солей.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе определения компонентов в потоке водно-нефтяной смеси, включающем излучение с помощью излучающей антенны электромагнитной энергии СВЧ-диапазона в поток водно-нефтяной смеси, прием излучения электромагнитной энергии, прошедшего через поток водно-нефтяной смеси, с помощью приемной антенны, посредством которой измеряют значения величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, и установление по результатам сопоставления конкретных компонентов водно-нефтяной смеси в исследуемом потоке, согласно изобретению излучение электромагнитной энергии осуществляют в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, в качестве излучающей антенны используют, по меньшей мере, один прямоугольный волновод, обращенный открытым концом, являющимся апертурой излучения, на поток водно-нефтяной смеси, в качестве приемной антенны применяют, по меньшей мере, один прямоугольный волновод, обращенный открытым концом, являющимся апертурой приема, на поток водно-нефтяной смеси, при этом апертуру каждого или одного из указанных волноводов выполняют срезанной под углом, меньшим минимального угла Бриллюэна излучения электромагнитной энергии, в качестве значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, используют значения амплитудно-частотной характеристики принятого излучения электромагнитной энергии в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, а в качестве калибровочных значений величин, соответствующих различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, используют значения калибровочной амплитудно-частотной характеристики принятого излучения электромагнитной энергии в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, а также за счет того, что излучение электромагнитной энергии осуществляют в полосе частот 1.8-3.0 ГГц, и, кроме того, за счет того, что волновод излучающей и приемной антенн заполняют радиопрозрачным диэлектриком.

Технический результат достигается также за счет того, что радиопрозрачный диэлектрик выбирают со значением диэлектрической проницаемости, соответствующим значению среднего геометрического значений модулей диэлектрических проницаемостей воды и нефти, и, кроме того, за счет того, что при сопоставлении измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, учитывают температурные поправки, обусловленные условиями измерения их значений, а также за счет того, что сопоставление измеренных значений величин, характеризующих принятое излучение электромагнитной энергии, с калибровочными значениями величин, соответствующими различным значениям содержания в потоке водно-нефтяной смеси воды, нефти и твердых включений, осуществляют на заранее выбранных частотах из заданной полосы частот СВЧ-диапазона, при этом число выбранных частот устанавливают равным не менее двух.

Сущность изобретения иллюстрируется фиг.1, где изображена схема распространения СВЧ-волн в полом волноводе с апертурой, срезанной под углом, на фиг.2 изображены траектории излучения СВЧ-сигнала в исследуемый поток излучающей антенной и приема сигнала принимающими антеннами, на фиг.3 показан характер изменения амплитудно-частотной характеристики принимаемого сигнала при изменении состава водно-нефтяной смеси.

Данный способ используется для определения содержания присутствующих компонентов в водно-нефтяных смесях, а также твердых примесей и газа посредством измерения параметров распространения СВЧ-волн через исследуемую водно-нефтяную смесь. Фазовая скорость распространения СВЧ-волны и ее затухание зависят от комплексной диэлектрической проницаемости среды и, следовательно, содержание в водно-нефтяной смеси молекул воды, меняя комплексную диэлектрическую проницаемость среды, будет изменять и параметры распространения СВЧ-волн. Действительно, большинство углеводородов, например нефть, имеют диэлектрическую проницаемость порядка 2-2.2, в то время как диэлектрическая постоянная воды может достигать 81. Таким образом, присутствие даже малого количества воды, диспергированной в нефти, значительно повлияет на среднюю диэлектрическую постоянную смеси. Так, например, присутствие 1% воды в нефти увеличивает диэлектрическую постоянную до 2.8-3. Эти изменения легко заметить по характеристикам распространения электромагнитных волн в СВЧ-диапазоне.

Из-за сильного отличия комплексной диэлектрической постоянной нефти и воды по действительной и мнимой частям принципиально возможно определить объемное влагосодержание в водно-нефтяной смеси замером лишь одного параметра. В качестве такого параметра может быть выбран, например, параметр погонного затухания, или параметр набега фаз при прохождении электромагнитной СВЧ-волны через среду, или коэффициент отражения при прохождении волны через границу исследуемой среды и среды с известной диэлектрической проницаемостью. При этом зависимость изменения диэлектрической постоянной смеси от объемного влагосодержания при известных диэлектрических свойствах компонентов смеси считается известной.

Также однозначно с составом смеси связана постоянная распространения волны в среде, коэффициент преломления на плоской границе со средой с известными диэлектрическими параметрами при заданном угле падения волны, а также коэффициент отражения от указанной границы.

Выбор частоты СВЧ-волны имеет большое значение и должен осуществляться из компромиссных соображений. Обычно для определения влагосодержания в водонефтяных эмульсиях или смесях используют волны из диапазона частот 10-150 ГГц. В этом случае удается исключить ошибку измерения, связанную с присутствием в смеси различных солей. Однако поглощение волн в водосодержащей смеси на этих частотах большое и приходится решать технические задачи, связанные с обработкой слабых сигналов, по причине чего волны вышеуказанной частоты используют обычно для определения содержания воды в потоке товарной нефти. Так, погонное затухание волны в воде в области миллиметровых волн (30-150 ГГц) настолько велико (15.5 дБ/мм - при длине СВЧ-волны, равной 10 мм, и 41.1 дБ/мм - при длине волны 2 мм), что проводить измерения амплитуды прошедшего через водно-нефтяную смесь сигнала практически невозможно, и приходится переходить к более длинным волнам (при длине волны =10 см затухание составляет всего 0,6 дБ/мм).

Кроме того, на высоких частотах (10-150 ГГц) характерна большая зависимость диэлектрической постоянной и тангенса угла потерь от температуры и, следовательно, необходимо вносить температурные поправки в измеряемые величины с помощью численных или аппаратных средств.

Способ реализуется следующим образом.

Изменение частоты внутри полосы СВЧ-частот ведет к изменению угла падения излучаемого пучка электромагнитной энергии (см. фиг.2): на более высоких частотах угол , отсчитываемый от нормали к поверхности трубы волновода и к границе раздела "тестируемая смесь - заполняющая волновод керамика", становится больше, вплоть до возможного достижения значения, соответствующего углу полного внутреннего отражения. С приближением угла Бриллюэна к углу среза прямоугольного волновода эффективная площадь излучения увеличивается, приближаясь к поверхности среза. На более низких частотах полосы угол излучения и эффективная апертура излучения уменьшаются, и угол может согласно выражению =90°-- стать равным нулю (нормальное падение).

Согласно концепции Бриллюэна электромагнитное поле волны любого волноводного типа можно представить в виде суммы полей парциальных плоских волн: бесконечного числа волн, расходящихся конусом - для круглого волновода, и лишь двух синфазных плоских волн, лежащих в плоскости (см. фиг.1) в случае основной волны (Н₁₀) прямоугольного волновода. Вектор электрической напряженности этих синфазных волн перпендикулярен широкой стенке волновода для основного типа прямоугольного волновода. Волны распространяются под углом Бриллюэна к оси волновода:

=arcsin(/2а),

где a - размер широкой стенки прямоугольного волновода, - длина СВЧ-волны, - угол Бриллюэна. Если волновод срезан под углом перпендикулярно широкой стенке, то для углов Бриллюэна, больших , парциальные волны излучаются синфазно с постоянным распределением амплитуды и фазы излучения на его апертуре. Это видно из построения на фиг.1. С уменьшением частоты угол Бриллюэна растет, и, значит, изменением частоты можно менять угол падения луча на плоскость среза.

Таким образом, при изменении частоты луч излучения из антенны в виде волновода с косым срезом Т (см. фиг.2) будет сканировать водно-нефтяную смесь, проходя через нее в приемные антенны с косым срезом I, II, III. В данном изобретении при изменении диэлектрической постоянной смеси меняется и коэффициент преломления, а значит, и угол преломления, что влечет за собой изменение амплитуды и фазы проходящего сигнала. Максимум прохождения сигнала будет наблюдаться при определенном значении угла падения =arcsin(n ·sin/n _d), где n - коэффициент преломления смеси, n_d - коэффициент преломления заполняющего волновод диэлектрика, - угол преломления. В этом случае преломленный луч соединяет центры эффективных апертур (линия АВ на фиг.2) одинаковых излучающей и приемной антенн в виде прямоугольного волновода с косым срезом, и излучение направлено вдоль этой прямой. По частоте максимума определяют . Зная , при известной величине конструктивно заданного угла и относительной диэлектрической постоянной _d материала, которым заполняют волновод с косым срезом, можно определить оптическую плотность тестируемого вещества. Однако следует отметить, что затухание тестирующей волны в диапазоне 1.8-3 ГГц зависит также от содержания соли, увеличиваясь с засоленностью.

Чтобы тестируемая водно-нефтяная смесь не попадала в волновод, а также одновременно для увеличения электрических размеров антенн вместо полого волновода предлагается использовать волновод, заполненный радиопрозрачным, механически прочным и химически неактивным диэлектриком с соответствующей диэлектрической проницаемостью. Таким диэлектриком может быть, например, радиопрозрачная для СВЧ-волн керамика или другой материл со сходными свойствами. На противоположной к излучающей антенне стороне относительно водно-нефтяного потока согласно изобретению располагается одна или несколько приемных антенн, идентичных излучающей. Оси всех антенн в предпочтительном варианте выполнения параллельны, как показано на фиг.2. Очевидно, что можно и, наоборот, использовать в качестве приемной антенны излучающую антенну, а передаваемый сигнал коммутировать с одной излучающей антенны на другую. Для увеличения диапазона углов отклонения преломленного луча диэлектрическую проницаемость материала, заполняющего волновод _d, целесообразно выбирать соответствующей значению среднего геометрического значений модулей диэлектрических проницаемостей составляющих компонентов смеси. Таким образом, _d должно соответствовать диэлектрической постоянной для смеси с равными объемами воды и нефти. В этом случае предлагаемый способ позволяет измерять влагосодержание практически при любом процентном содержании воды вплоть до значения 100%. Угол Бриллюэна для случая прямоугольного волновода, заполненного радиопрозрачной керамикой с проницаемостью _d, будет равен:

=arcsin( _d·/2a),

где а - размер широкой стенки прямоугольного волновода, - длина СВЧ-волны.

Заключение о составе смеси делается по частотной зависимости величины амплитуды принимаемого сигнала (условно можно говорить о величине максимума амплитуды проходящего в приемную антенну сигнала), а оценки твердых включений и количества примесей производят по отношению величин максимумов амплитуд сигналов, прошедших в приемные антенны, и по разности значений частот положения максимумов амплитуд сигналов. На угол преломления в смеси в основном влияет показатель преломления, а коэффициент передачи (отношение принятой мощности к излученной) из излучающей антенны в приемную в основном определяется величиной kL, где L - путь преломленного луча в водно-нефтяной смеси, k - константа распространения. Кроме того, на коэффициент передачи влияют также коэффициенты прохождения волны через границу "диэлектрик, заполняющий антенну, - среда смеси", дифракционное расхождение пучка электромагнитного излучения и другие параметры. Полностью высчитывать эти величины во всем диапазоне состава смесей, рабочих температур и солености воды не имеет смысла из-за сложности анализа и накопления погрешностей измерения при идеализациях, однако прослеживаемые зависимости представляют собой гладкие непрерывные функции. При этом имеется возможность на основе измеренных данных построить семейство однозначных калибровочных кривых.

Если влагосодержание водно-нефтяной смеси велико, то на нижних частотах из полосы частот погонное затухание значительно меньше, чем на верхних частотах. В этом случае максимум коэффициента передачи недостаточно выражен и может вообще отсутствовать, например, в случае если крутизна изменения затухания в водно-нефтяной смеси от частоты больше крутизны характеристики излучения (характеристика излучения - это частотная зависимость коэффициента передачи в случае непоглощающей среды). В этом случае, возможна регистрация коэффициента передачи тестирующего сигнала на нескольких заранее определенных частотах СВЧ-диапазона при изменении значения частоты относительно некоторого заранее заданного ее значения.

Присутствие еще и таких влияющих факторов, как наличие остаточного газа и твердых примесей, требует для их определения дополнительных связывающих уравнений, которые могут быть получены параметризацией измерений по частоте. Этот подход в настоящем изобретении реализуется путем применения достаточно широкой полосы изменения частоты и использованием нескольких пар антенн (излучающая - принимающая), максимум передачи в которых задается углом падения квазиплоской волны на границу раздела, зависящим от частоты, а также углом преломления луча и затуханием волны, определяемыми диэлектрическими свойствами среды водно-нефтяной смеси. Если в смеси присутствует, например, остаточный газ, то он будет занижать значение диэлектрической проницаемости смеси на всех частотах в соответствии с его содержанием (присутствие газа как бы понижает диэлектрическую постоянную нефти), но затухание останется пропорциональным содержанию воды. С ростом частоты затухание в газе и нефти не меняется и к тому же пренебрежимо мало по сравнению с быстро растущим затуханием в воде и с погрешностями измерений.

Главным фактором общей погрешности измерений процентного содержания воды в водно-нефтяной смеси является влияние солености воды на параметры распространения СВЧ-волн.

На фиг.3 приведен характерный вид коэффициента передачи СВЧ-сигнала, прошедшего через различные водно-нефтяные смеси. Максимум значения коэффициента передачи наблюдается (с учетом менее влияющих факторов направленности антенн и отражений от границ раздела) при прямом попадании излучения из излучающей антенны в приемную, что определяется не только частотой излучения (углом падения ), но также коэффициентом преломления у водно-нефтяной смеси. Положение максимума амплитуды сигнала (обозначается символом (*) на фиг.3), таким образом, характеризуется в нашем случае в основном действительной частью комплексной диэлектрической проницаемости водно-нефтяной смеси. Величина максимума амплитуды сигнала характеризует погонное затухание в водно-нефтяной смеси и зависит от мнимой части комплексной диэлектрической проницаемости смеси. Диапазон изменения затухания амплитуды сигнала велик: от пренебрежимо малого до ˜70 дБ в случае чистой воды. Содержание воды определяется в основном по затуханию амплитуды сигнала (см. фиг.3): для среды без потерь с диэлектрической постоянной _d имеем характерную кривую 1; для смеси воды и нефти, взятой в объемной пропорции 50:50 и 60:40 соответственно, однозначно определено затухание и частота максимума амплитуды (см. фиг.3, кривые 2 и 3 соответственно). С добавлением соли в водно-нефтяную смесь затухание амплитуды СВЧ-волн увеличивается, в то время как коэффициент преломления (а значит, и частота максимума амплитуды сигнала) остается практически неизменным. Это наглядно видно по поведению кривых 4 и 5 (фиг.3), представляющих амплитудно-частотные характеристики принимаемого СВЧ-сигнала для водно-нефтяных смесей, взятых в объемной пропорции 50:50 (кривая 4) и 60:40 (кривая 5) соответственно, и содержащих 1% соли.

На фиг.3 также изображена амплитудно-частотная характеристика СВЧ-сигнала, проходящего через воду (кривая 6) без учета характеристики излучения антенной системы.

Присутствие соли в водно-нефтяной смеси уменьшает коэффициент преломления, вследствие чего максимум амплитуды принимаемого излучения смещается в сторону более высоких частот в заданной полосе частот СВЧ-диапазона, но величина спадающей части кривой проходящего сигнала (отношение амплитуды сигнала вдали от частоты максимума амплитуды на высокочастотном крыле диапазона к величине этого максимума амплитуды) позволяет правильно идентифицировать наличие соли.

Таким образом, при реализации способа характер частотной зависимости амплитуды проходящего сигнала позволяет найти состав водно-нефтяной смеси, если учитывать различное частотное поведение коэффициента затухания и коэффициента преломления для составляющих водно-нефтяную смесь компонентов. В рассмотренном примере нефть не меняет своих свойств в диапазоне использованных частот. При наличии в смеси воды резко растет затухание и коэффициент преломления СВЧ-волн, причем с увеличением частоты это влияние растет. При наличии в водно-нефтяной смеси соли затухание с увеличением ее содержания растет, а диэлектрическая постоянная (коэффициент преломления) незначительно падает, причем с ростом частоты влияние соли на затухание уменьшается.

Проведенные исследования показали, что наличие твердых примесей также будет влиять на параметры распространения СВЧ-волны через водно-нефтяную смесь и приведет к дополнительным погрешностям измерения, если эти факторы не учитывать. С целью повышения точности измерения водосодержания в смеси при наличии твердых включений в настоящем изобретении предлагается изменять частоты излучения СВЧ-волн в достаточно широкой полосе от 1.8 ГГц до 3 ГГц и использовать несколько пар приемно-излучающих антенн. В этом случае угол падения на границу раздела водно-нефтяной смеси будет определяться частотой СВЧ-волны, а измеряемые угол преломления и затухание волны дадут необходимые связывающие уравнения для определения содержания воды, соли и твердых включений в водно-нефтяной смеси.

Предлагаемый способ позволяет анализировать параметры распространения СВЧ-волн не при одной частоте, а в полосе частот из СВЧ-диапазона. Это дает возможность идентифицировать большее число присутствующих в водно-нефтяной смеси компонентов по различному частотному поведению амплитуды сигнала для различных компонентов смеси и известному характеру влияния этих компонентов смеси на указанное поведение, подтвержденному или выявленному измерениями при определении калибровочных амплитудно-частотных характеристик.

Определение величины максимума значения затухания амплитуды проходящего сигнала и частоты, на которой этот максимум наблюдается, для каждой пары антенн (параметризация по частоте) позволяет найти дополнительные данные, например оценить соленость воды и объем твердых включений, в случае, если частотные зависимости не вырождены с точностью до погрешностей измерения в диапазоне параметризации по частоте. Другими словами, для одной пары приемоизлучающих антенн коэффициент преломления определяется частотой, при которой наблюдается максимум амплитуд прошедшего сигнала, т.е., в основном, величиной диэлектрической постоянной, а величина максимума амплитуды определяется затуханием. По предварительно проведенной калибровке на двумерном массиве амплитуд затухания и частот максимума амплитуды для данной антенны определяется влагосодержание, в измеренную величину которого необходимо внести температурную поправку для получения значения, приведенного к нормальным условиям - 20°С и атмосферному давлению. Затем операция повторяется поочередно для других пар антенн, и расхождение результатов, большее погрешности измерения, будет свидетельствовать о наличии дополнительного влияющего фактора. Если более "высокочастотная" антенна, находящаяся дальше от излучающей, имеет максимум передачи на более низкой частоте из заданной полосы частот СВЧ-диапазона, то найденный коэффициент преломления занижен, что может происходить из-за наличия твердых непроводящих примесей в исследуемой водно-нефтяной смеси.

За счет изменения частоты СВЧ-волн и применения антенн, представляющих собой прямоугольный волновод, срезанный плоскостью, перпендикулярной широкой стенке, под определенным углом, меньшим угла Бриллюэна распространяющейся волны, возможно произвести сканирование водно-нефтяной смеси лучом электромагнитной энергии, определить содержание воды, соли в водно-нефтяной смеси по амплитуде и частоте максимума амплитуды принимаемого сигнала (или по амплитудно-частотной зависимости в случае отсутствия максимума амплитуды).

В случае отсутствия максимума на кривой затухания СВЧ-волны, прошедшей через анализируемую водно-нефтяную смесь, сравнение измеренных данных с массивом калибровочных данных и дальнейшее определение состава смеси может осуществляться по амплитуде принимаемого СВЧ-сигнала на выбранных частотах из полосы частот СВЧ-диапазона 1.8-3 ГГц.

Данный способ позволяет с большой точностью определить процентное содержание воды в водно-нефтяной смеси в присутствии солей, а также определить процентную концентрацию этих солей в воде. В этом случае использование СВЧ-волн в диапазоне 1.8-3 ГГц также является наиболее информативным. Действительно, добываемая сырая нефть извлекается обычно в виде водно-нефтяной смеси с присутствием минеральных солей NaCl, которые оказывают влияние на параметры распространения СВЧ-волн. При этом коэффициент затухания волны увеличивается, а диэлектрическая постоянная уменьшается с увеличением процентного содержания NaCl. При этом, на частоте 3 ГГц такая зависимость выглядит особенно отчетливо в отличие от частоты, например, 10 ГГц.

Кроме того, располагая измеренными значениями затухания амплитуды сигнала в водно-нефтяной смеси, содержащей соли, а также калибровочными данными этих величин в смесях с известными значениями водонасыщенности и солености в пределах от пресной воды до насыщенного солевого раствора, численными методами можно определить влагосодержание и соленость такой смеси.

Поскольку угол преломления определяется отношением фазовых скоростей волны в среде падения и среде преломления, то измерение разности фаз при прохождении СВЧ-волны из одной среды в другую аналогично измерению угла преломления.

Данный способ позволяет повысить точность определения содержания компонент смеси благодаря тому, что ее состав определяется с учетом комплексной диэлектрической проницаемости на основе измеренных параметров затухания и угла преломления не на одной частоте, а в диапазоне частот (практически на ряде выбранных частот диапазона), задаваемых путем перестройки частоты.

При этом различная частотная зависимость диэлектрической проницаемости от содержания воды и от соли позволяет раздельно определить, насколько влияет каждый из этих факторов, и тем самым повысить точность определения компонент.

Наиболее успешно данный способ может быть промышленно использован в геологии, в геофизике, в горной и нефтегазодобывающей промышленности при определении нефте- и водонасыщенности горных пород, в нефтегазовой индустрии для определения содержания компонентов в транспортируемой нефти, в экологии водного хозяйства - для контроля допустимого уровня нефтепродуктов и твердых включений в водозаборах, а также в других областях, в которых необходимо точное определение компонентов, содержащихся в водно-нефтяных смесях.

Таким образом, данное изобретение повышает точность измерения содержания воды/нефти в водно-нефтяной смеси в присутствии солей и может быть продуктивно использовано в нефтегазовой промышленности для определения содержания воды в добываемой водно-нефтяной смеси после сепарации газа.