Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси

Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров качества сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании связанной воды в продукции нефтяных скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), заключающийся в том, что измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного (диэлькометрического) датчика и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений значения содержания воды.

Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависят от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти.

Общим недостатком датчиков описанной выше конструкции и соответствующего способа измерения является недостаточная точность при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений. В описанных аналогах с целью решения этой проблемы прибегают к использованию для прямой и обратной эмульсий разных градуировочных зависимостей, по которым и определяют числовое значение содержания воды в контролируемой смеси (SU 1753386 и RU 2065603), или используют два отдельных блока обработки сигналов для прямой и обратной эмульсии, переключение между которыми может осуществляться автоматически по показаниям специального блока определения типа водонефтяной эмульсии (SU 1753386 и RU 2024862) и т.п. Однако даже в случае применения указанных выше технических решений погрешность измерений при обращении эмульсии возрастает в 1,5-2 раза вследствие неконтролируемых изменений электролитических свойств эмульсии, в результате чего ни один из влагомеров емкостного типа не обеспечивает в зоне прямой эмульсии погрешность меньше ±4,5 абс.%, что составляет от 15 до 90% относительной погрешности по определению объемной доли нефти при содержании воды от 70 до 95%. При этом следует отметить, что высокая обводненность характерна для почти 80% добываемой в РФ нефти.

Известен способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), заключающийся в том, что одновременно определяют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью оптического датчика и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений значения содержания воды.

В указанном оптическом датчике (выпускаемый под торговой маркой Red Eye) для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока, отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды). Описанный датчик обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световые потоки после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye.

Таким образом, все способы определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, предусматривающие использование либо емкостного (диэлькометрического), либо оптического датчика, не обеспечивают необходимую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен также способ определения содержания воды в материале, описанный в патенте US 5086279 А, 04.02.1992, заключающийся в том, что с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика одновременно измеряют текущее значение содержания воды в твердом или волокнистом материале, перемещаемом относительно упомянутых датчиков на транспортере, вычисляют среднее значение по двум значениям, измеренным указанными датчиками, и осуществляют передачу средствам представления результатов измерений вычисленного среднего значения содержания воды.

Показания датчиков усредняют для повышения точности и достоверности результатов измерений в максимально широком диапазоне значений влажности, а также исключения влияния на результаты измерений естественных отклонений физических свойств исследуемых материалов. Использование описанного способа позволяет поднять среднюю точность измерений для всего диапазона значений влажности в целом за счет снижения точности на отдельных его участках, но не решает полностью указанной выше проблемы.

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога изобретения (прототипа) может быть принят упомянутый выше способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, описанный в патенте RU 2024862 С1, 15.12.1994.

Таким образом, задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, состоит в создании способа определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси нефтяных скважин, имеющего точность измерения параметра обводненности не хуже ±1,5% в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания эмульсионной воды.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности измерения обводненности нефти в диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды, исключении падения точности измерения при изменении типа водонефтяной эмульсии, объединении преимуществ емкостного и оптического способов измерения содержания эмульсионной воды в нефти и обеспечении автоматического выбора способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, обеспечивающий достижение указанного технического результата, заключается в том, что одновременно измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика, осуществляют выбор значения содержания воды, измеренного одним из указанных датчиков, в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений выбранного значения содержания воды.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, определяют тип водонефтяной эмульсии, при этом выбор одного из значений содержания воды осуществляют в зависимости от типа водонефтяной эмульсии

При этом, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "вода в нефти" и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "нефть в воде".

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если значение сигнала емкостного датчика ниже упомянутого порогового значения.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если значение сигнала оптического датчика ниже упомянутого порогового значения.

При этом, в частном случае реализации изобретения, пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти".

При этом, в частном случае реализации изобретения, пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде".

Использование емкостного датчика обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5 абс.%) для нефти с низкой и средней обводненностью (до 60% воды), а использование оптического датчика - требуемую точность измерения при больших значениях обводненности (свыше 60% воды), таким образом обеспечивается высокая точность измерения во всем диапазоне от 0 до 100% объемного содержания воды.

Возможность автоматического переключения средств представления с сигнала, соответствующего показаниям одного из датчиков, на сигнал, соответствующий показаниям другого датчика в зависимости от значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси (типа водонефтяной эмульсии), позволяет объединить преимущества емкостного и оптического способов измерения, обеспечив автоматический выбор способа измерения, наиболее соответствующего текущим параметрам водонефтяной смеси.

Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается примером реализации способа, представляющим собой описание конструкции и работы полнодиапазонного поточного влагомера сырой нефти, выполненного в соответствии с заявленным изобретением. Описание сопровождается графическими материалами, на которых изображено следующее.

На фиг.1 изображена измерительная часть влагомера.

На фиг.2 изображен разрез А-А по фиг.1.

На фиг.3 изображена принципиальная электрическая схема влагомера.

Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти входит в группу устройств оперативного контроля параметров качества сырой нефти и ориентирован на использование в составе групповых замерных установок типа «Спутник» и т.п. Кроме того, данный прибор также может использоваться в составе блока контроля качества на узлах оперативного учета нефти и в других приложениях.

Влагомер включает в себя измерительную часть 1 с металлическим корпусом 2, выполненным в виде в виде трубы с фланцами 3а и 3b для подключения корпуса в трубопровод. В корпусе 2 размещены два датчика (две измерительные головки): емкостной (диэлькометрический) 4 и оптический 5. Датчики также могут быть размещены в отдельных корпусах, что позволяет подключать их в произвольной последовательности и на разных участках трубопровода для облегчения монтажа, уменьшения гидравлических потерь и т.п.

Влагомер включает в себя также вычислительную часть 6, содержащую блок обработки сигналов датчиков 7, выполненный в едином корпусе (на чертежах не показан) с блоком представления результатов измерений 8. Однако влагомер может включать в себя и два блока обработки сигналов, выполненные аналогично описанному ниже, но управляющие только одним датчиком каждый, с общим для емкостной и оптической частей влагомера выводом на блок представления результатов измерений.

Емкостной датчик 4 предназначен для определения влажности обратной водонефтяной эмульсии ("вода в нефти").

Емкостной датчик включает в себя первый электрод 9, представляющий собой полый цилиндр из токопроводящего материала, размещенный в полости корпуса 2 коаксиально по отношению к нему с помощью двух радиальных винтов 10, закрепленных в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса 2. Винты изолированы от корпуса посредством изолирующих втулок 11, а крепежные отверстия герметизированы с помощью уплотнительных элементов 12, при этом винты изолированы от водонефтяной смеси с помощью втулок 19 из диэлектрического материала.

Емкостной датчик включает в себя трубчатый элемент 13 из токопроводящего материала, размещенный в полости первого электрода 9 коаксиально по отношению к нему. Трубчатый элемент 13 зафиксирован в осевом и радиальном направлениях относительно корпуса посредством расположенных на концах трубчатого элемента кольцевых упоров 14а и 14b с отверстиями 15 для прохода водонефтяной смеси. Упоры 14 обеспечивают электрическую связь трубчатого элемента 13 с корпусом 2, таким образом корпус и трубчатый элемент выполняют функцию второго электрода емкостного датчика и совместно с первым электродом 9 образуют цилиндрический конденсатор, а наличие трубчатого элемента 13 позволяет увеличить емкость этого конденсатора без увеличения габаритов емкостного датчика. Емкость описанного конденсатора будет зависеть от диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси, протекающей между его обкладками, а диэлектрическая проницаемость смеси зависит от соотношения содержаний в ней воды и нефти. Настройка датчика на диэлектрическую характеристику конкретного сорта нефти производится либо при калибровке прибора непосредственно на объекте эксплуатации, либо по усредненной характеристике, занесенной в память при изготовлении влагомера.

Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях со сравнительно высоким уровнем обводненности нефти, то на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9 (при необходимости также на внутреннюю поверхность корпуса 2 и на поверхность трубчатого элемента 13) может быть нанесен слой диэлектрического покрытия, который предотвращает замыкание электродов, когда межэлектродное пространство заполняет пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток. Если влагомер предназначен для эксплуатации на месторождениях с низким содержанием воды или высоким содержанием тяжелых углеводородов в пластовой жидкости, на контактирующие с водонефтяной смесью поверхности первого электрода 9, трубчатого элемента 13 и внутреннюю поверхность корпуса 2 может быть нанесен слой покрытия, предотвращающего налипание компонентов нефтяной эмульсии.

Один из винтов 10 выполняет функцию электрического вывода, соединяющего первый электрод с частотозадающей цепь автогенератора синусоидальных колебаний напряжения 16, соединенного с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7. Второй вывод емкостного датчика 4 через корпус 2 замкнут на "землю" (на чертеже не показано).

Автогенератор 16 размещен на плате в корпусе вычислительной части влагомера и представляет собой RC-генератор, при этом емкостной датчик включен в цепь автогенератора в качестве одного из конденсаторов. В отличие от примененного в прототипе LC-генератора, выполненного по схеме Клаппа, в RC-генераторах отсутствуют катушки индуктивности, что обеспечивает снижение рабочей частоты и повышение помехоустойчивости, а также уменьшение габаритов и массы электрической части влагомера. При этом в устройстве может быть использована одна из известных схем RC-генераторов, наиболее подходящая для конкретной реализации влагомера.

Частота автоколебаний генератора, в цепи которого один из конденсаторов (емкостной датчик) имеет переменную емкость, будет зависеть от текущего значения емкости этого конденсатора и, соответственно, содержания воды в нефти. При достижении порогового (критического) значения, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в воде", частота автоколебаний резко падает. Это пороговое значение для различных вариантов реализации RC-генератора может изменяться в широких пределах, однако для каждой конкретной реализации генератора пороговая частота будет постоянной и не зависящей от типа нефти. Пороговая частота определяется при калибровке датчика.

Влагомер может быть снабжен дополнительным емкостным датчиком (на чертежах не показан), первый электрод которого представляет собой полый цилиндр, выполненный из токопроводящего материала, и установлен коаксиально по отношению к корпусу 2 влагомера, который выполняет функцию второго электрода дополнительного емкостного датчика, при этом дополнительный емкостной датчик включен в цепь дополнительного RC-генератора синусоидальных колебаний напряжения в качестве конденсатора, связанного с блоком обработки сигналов датчиков 7. Дополнительный датчик предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений, путем сравнения блоком обработки сигналов 7 показаний двух емкостных датчиков. При этом для повышения точности производимого сравнения длина и/или диаметр первого электрода дополнительного емкостного датчика может отличаться от, соответственно, длины и/или диаметра электрода 9, что обеспечивает разницу первоначальных расчетных характеристик датчиков.

Оптический датчик 5 предназначен для определения влажности прямой водонефтяной эмульсии ("нефть в воде").

Оптический датчик включает в себя излучатель 17 и приемник 18 оптического излучения, размещенные в полости корпуса 2, предназначенной для прохода водонефтяной смеси с образованием зазора заданной величины между оптическим выходом источника и оптическим входом приемника излучения.

Излучатель 17 представляет собой светодиод или полупроводниковый лазерный диод и создает излучения в спектральном диапазоне от 300 нм до 1500 нм. Излучатель может быть расположен и вне полости корпуса, в этом случае излучение передают в полость корпуса посредством световода, введенного в указанную полость через специальное окно (на чертеже не показано). Приемник 18 датчика 5 представляет собой фотодиод и электрически связан с логической микросхемой блока обработки сигналов датчиков 7 через логарифмический усилитель 20.

Для определения обводненности нефти с помощью оптического датчика используется эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Для оптического излучения вода является фактически прозрачной, а нефть - сильный поглотитель (поглощает около 90% испускаемого излучения), поэтому выходной ток приемника оптического излучения, который определяется интенсивностью светового потока, попавшего на фотодиод, будет пропорционален текущему соотношению нефти и воды в зазоре между излучателем и приемником. При этом точность измерения оптического датчика практически не зависит от содержания газа, минеральных солей и мехпримесей в исследуемой водонефтяной смеси.

Влагомер также может быть снабжен дополнительным приемником излучения (на чертежах не показан), расположенным на заданном расстоянии от приемника 18, который предназначен для исключения систематической погрешности, вызванной образованием на поверхностях датчика парафиновых, солевых и пр. отложений, алогично описанному выше для емкостного датчика.

Кроме того, влагомер может быть снабжен одним или несколькими дополнительными оптическими датчиками, аналогичными описанному выше (на чертежах не показаны), при этом излучатели всех оптических датчиков должны создавать излучения с длиной волны, отличающейся от длины волны других излучателей и соответствующей одному из возможных вариантов оптических характеристик нефтяной составляющей водонефтяной эмульсии, при этом в блоке 7 будет проводиться усреднение показаний датчиков, что в некоторых случаях может обеспечить существенное повышение точности измерений, производимых оптической частью влагомера.

Блок обработки сигналов датчиков 7 содержит логическую микросхему, которая представляет собой программируемую интегральную микросхему, в область перезаписываемой памяти которой введено пороговое значения частоты колебаний напряжения автогенератора 16, которое соответствует переходу от эмульсии типа "вода в нефти" к эмульсии "нефть в воде" и определяется для каждого конкретного прибора при его калибровке. Логическая микросхема обеспечивает обработку выходных сигналов датчиков 4 и 5 (ток фотоприемника и частота автогенератора) и формирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения измеряемой частоты автогенератора с пороговым значением. Если измеряемое значение частоты падает ниже пороговой, то на блок представления передается обработанный сигнал оптического датчика, при повышении частоты блок представления переключается на сигнал емкостного датчика.

Момент обращении типа водонефтяной эмульсии также может быть зарегистрирован оптическим датчиком как скачкообразное падение значения выходного тока приемника оптического излучения ниже соответствующего порогового значения, что может быть использовано при автоматическом выборе способа измерения, вместо или параллельно с регистрацией момента обращения типа водонефтяной эмульсии с помощью емкостного датчика, как описано выше.

Так как момент обращения типа водонефтяной эмульсии регистрируют и емкостная и оптическая системы измерения, в случае необходимости, автоматический выбор оптимального способа измерения могут осуществляться по показаниям обоих датчиков, то есть переключение между емкостным и инфракрасным способами измерений будет происходить только когда пороговое значение превысит величину выходного сигнала одного датчика, а величина выходного сигнала другого датчика станет меньше порогового значения или обращение эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти" регистрируется одним датчиком, а обратный переход другим и т.п.

Влагомер может включать в себя специальный блок определения типа водонефтяной эмульсии, который может быть выполнен по любому известному принципу, в том числе отличному от описанных выше. Указанный блок обеспечит формирование сигнала, соответствующего типу эмульсии (например "0" для эмульсии типа "вода в нефти" и "1" для эмульсии типа "нефть в воде"), который будет передан в блок обработки сигналов датчиков 7, а указанный блок сформирует сигнал для блока представления результатов измерений 8, соответствующего показаниям емкостного или оптического датчика в зависимости от результатов производимого логической микросхемой сравнения этого сигнала с заданным значением.

Выходной сигнал блока 7 отображается на цифровом индикаторе блока 8 в виде процента обводненности (влажности) нефти с ценой деления 0,01%. Помимо мгновенного значения обводненности, блоком обработки сигналов датчиков может быть рассчитано и выведено на индикатор блока 8 значение, усредненное по заданному интервалу времени и/или по заданной величине расхода водонефтяной смеси через полость корпуса. Для справки на индикаторе может также отображаться информация, полученная с датчика, не являющегося основным при текущем состоянии водонефтяной эмульсии, и прочая информация. Кроме того, данные из блока 7 могут передаваться на телемеханику данных S 485 (протокол MODBUS RTU) или выводиться самописец.

Основные технические характеристики влагомера:

Диапазон измерения содержания нефти, об.% долей	2-100
Диапазон измерения содержания воды, об.% долей	0-100

Пределы допускаемого значения относительной погрешности измерения содержания нефти в смеси:

- для диапазона 30-100%	±4,5%
- для диапазона 5-30%	±14,0%
- для диапазона 2-5%	±30%

Пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерения содержания воды в смеси:

- для диапазона 0-30%	±1%
- для диапазона 30-100%	±1,5%

Измеряемая среда - сырая нефть, температура от +5 до +85°С, содержание солей 0,3÷15 массовых % при остаточном содержании газа в водонефтяной смеси до 5 об.% долей.

Как показали лабораторные и промысловые испытания опытного образца влагомера, он сохраняет работоспособность и обеспечивает требуемую точность измерения (не хуже ±1,5 абс.%) во всем диапазоне обводненности без дополнительной сепарации свободного газа и воды, также было отмечено малое влияние на работу прибора температуры и уровня содержания солей в водонефтяной смеси.

В таблице представлены сравнительные результаты замеров образцов пластового продукта, сделанных с помощью описанного влагомера заявленным способом и в лаборатории цеха научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) на промысле.

Заявленный способ определения обводненности нефти может быть реализован с помощью устройства, конструкция которого отличается от описанной выше. Кроме того, заявленный способ может быть реализован без применения специального устройства, объединяющего два датчика и средства обработки сигналов датчиков, как описано выше, а с помощью двух независимых датчиков (влагомеров) емкостного и оптического типа, при этом выбор оптимального способа измерений и передача выбранного значения средствам представления результатов измерений будут осуществляться непосредственно оператором по описанным выше принципам.

Таблица
Результаты измерений обводненности скважин, полученных в соответствии с заявленным способом и лабораторным методом
№ замера	в соответствии с заявленным способом, %	лабораторным методом, %	абсолютная погрешность, %
1.	91,2	89,9	+1,3
2.	94,9	94,7	+0,2
3.	98,2	97,6	+0,6
4.	98,7	97,3	+1,4
5.	8,9	8,2	+0,7
6.	18,4	17,8	+0,6
7.	13,0	12,2	+0,8
8.	25,8	25,5	+0,3

1. Способ определения содержания воды в потоке водонефтяной смеси, заключающийся в том, что одновременно измеряют текущее значение содержания воды в потоке водонефтяной смеси с помощью емкостного датчика и с помощью оптического датчика, осуществляют выбор значения содержания воды, измеренного одним из указанных датчиков, в зависимости от текущего значения предварительно заданного параметра, определяемого свойствами водонефтяной смеси, осуществляют передачу средствам представления результатов измерений выбранного значения содержания воды.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что определяют тип водонефтяной эмульсии, а выбор одного из значений содержания воды осуществляют в зависимости от типа водонефтяной эмульсии.

3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "вода в нефти" и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если водонефтяная эмульсия представляет собой эмульсию типа "нефть в воде".

4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если значение сигнала емкостного датчика ниже упомянутого порогового значения.

5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что осуществляют передачу средствам представления результатов измерений сигнала, соответствующего текущему значению сигнала оптического датчика, если указанное значение превышает предварительно заданное пороговое значение, и сигнала, соответствующего текущему значению сигнала емкостного датчика, если значение сигнала оптического датчика ниже упомянутого порогового значения.

6. Способ по п.4 или 5, характеризующийся тем, что пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" в эмульсию типа "вода в нефти".

7. Способ по п.4 или 5, характеризующийся тем, что пороговое значение, по крайней мере, приближенно соответствует значению, при котором происходит обращение водонефтяной эмульсии типа "вода в нефти" в эмульсию типа "нефть в воде".