O medidor de teor de água do petróleo bruto é baseado em princípios físicos ou químicos, permitindo uma detecção rápida e precisa do teor de água do petróleo bruto. Atualmente, os principais instrumentos usam a técnica de microondas, radiofrequência ou espectrometria de infravermelho próximo, entre os quais a técnica de microondas é mais amplamente aplicada. Seu princípio central é a diferença significativa entre a constante dielétrica da água e do petróleo bruto no campo de microondas - a constante dielétrica da água é de cerca de 80, enquanto a constante dielétrica do petróleo bruto é de apenas 2-3, o instrumento penetra na amostra de petróleo bruto emitindo um sinal de microondas de uma frequência específica, recebendo e analisando o grau de decadência e mudanças de fase do sinal, para calcular rapidamente o conteúdo de água do petróleo bruto. Este método de detecção não requer pré-tratamento complexo da amostra, o tempo de detecção única pode ser reduzido para minutos ou até dezenas de segundos e a precisão de detecção pode atingir ± 0,1%, muito superior aos métodos tradicionais.

Nas operações reais de extração de petróleo, sua aplicação atravessa vários aspectos, como a produção de poços de petróleo e o tratamento integrado, para melhorar a eficiência da extração de petróleo em várias direções. Durante a fase de produção de poços, os funcionários podem monitorar em tempo real as mudanças no teor de água de um poço por meio de medidores de teor de água on-line instalados na boca do poço. Quando o instrumento detecta um aumento anormal do teor de água, pode alertar antecipadamente o técnico para ajustar os parâmetros de extração da boca do poço, como reduzir a pressão de injeção ou ajustar a quantidade de injeção do poço, para evitar a diluição do petróleo bruto devido à injeção excessiva, aumentando assim a produção de petróleo bruto de um poço. Após a aplicação da tecnologia em um campo de petróleo, a flutuação da produção devido ao conteúdo anormal de água em um único poço diminuiu em 30% e a produção diária média de petróleo em um único poço aumentou em 5% a 8%.

Na integração do petróleo bruto, o papel do medidor de teor de água do petróleo bruto é igualmente fundamental. Os sistemas de integração tradicionais precisam transportar o petróleo bruto de vários poços para a estação de tratamento, e se o teor de água de um poço aumentar abruptamente, pode levar a um excesso de teor de água em todo o oleoduto de integração, aumentando o consumo de energia do tratamento de desidratação posterior. O medidor on-line pode monitorar em tempo real o conteúdo de petróleo bruto transportado para o oleoduto de integração, uma vez que o excedente for encontrado, pode imediatamente acionar o dispositivo de desvio para importar petróleo bruto de alto teor de água para tanques de armazenamento temporários, evitando afetar a eficiência do sistema de integração geral. Após a aplicação dessa tecnologia em um sistema de integração de campos petrolíferos, o consumo de energia do tratamento de desidratação do petróleo bruto diminuiu em 15% e a eficiência do tratamento aumentou em 20%.

Além disso, fornece suporte de dados para a gestão digital dos campos petrolíferos. Os dados de conteúdo de água dos instrumentos de detecção podem ser transmitidos em tempo real para a plataforma de gerenciamento de produção de campos petrolíferos e analisados em conjunto com dados como pressão, temperatura e produção do poço, para ajudar os técnicos a avaliar com precisão o estado de desenvolvimento do depósito e desenvolver programas de desenvolvimento mais científicos. Por exemplo, através do monitoramento a longo prazo das mudanças no conteúdo de petróleo bruto em poços de diferentes blocos, pode-se identificar as leis de propulsão da borda frontal do depósito, otimizar o layout da rede de poços de extração e prolongar o ciclo de desenvolvimento econômico do depósito.

Em termos de eficiência econômica, sua aplicação pode reduzir significativamente os custos operacionais dos campos petrolíferos. Por um lado, a detecção rápida e precisa reduz operações ineficazes devido a um erro de avaliação do teor de água, como evitar injeções excessivas de água ou operações desnecessárias de reparação de poços; Por outro lado, reduz o consumo de energia e a perda de equipamento no processo de concentração de petróleo bruto e desidratação, prolongando a vida útil do equipamento. Estima-se que os insumos de um conjunto de medidores de teor hídrico de petróleo bruto on-line podem ser recuperados, geralmente, em 6 a 12 meses, com poupanças de custos.