L'hydromètre de pétrole brut est basé sur des principes physiques ou chimiques qui permettent une détection rapide et précise de la teneur en eau du pétrole brut. Les instruments courants utilisent actuellement la méthode des micro - ondes, la méthode des radiofréquences ou la spectroscopie proche infrarouge, la méthode des micro - ondes étant la plus largement utilisée. Le principe de base est d’utiliser la différence significative de la constante électrique de l’eau par rapport au pétrole brut dans le champ des micro - ondes – l’eau a une constante diélectrique d’environ 80, tandis que le pétrole brut n’a qu’une constante diélectrique de 2 - 3, et l’instrument peut rapidement calculer la teneur en eau du pétrole brut en émettant un signal micro - ondes à une fréquence spécifique à travers l’échantillon de pétrole brut, en recevant et en analysant le degré d’atténuation du signal par rapport au changement de phase. Cette méthode de détection ne nécessite pas de prétraitement complexe de l'échantillon, le temps de détection unique peut être réduit à quelques minutes, voire quelques dizaines de secondes, et la précision de détection peut atteindre ± 0,1%, bien au - delà des méthodes traditionnelles.

Dans les opérations réelles d'extraction de pétrole, son application s'étend sur de nombreux liens tels que la production de puits de pétrole, la collecte et le traitement, améliorant ainsi l'efficacité de l'extraction de pétrole dans plusieurs directions. Pendant la phase de production du puits, le personnel peut surveiller en temps réel les variations de la teneur en eau du pétrole brut d'un seul puits grâce à un hydromètre en ligne installé à la tête du puits. Lorsque l'instrument détecte une augmentation anormale de la teneur en eau, il peut être averti en temps opportun pour inciter les techniciens à ajuster les paramètres d'injection de tête de puits, tels que la réduction de la pression d'injection d'eau ou l'ajustement de la quantité d'injection de puits, afin d'éviter la dilution du pétrole brut due à l'injection excessive d'eau, augmentant ainsi la production de pétrole brut d'un seul puits. Après l'application de cette technologie dans un champ pétrolifère, les fluctuations de rendement dues à des anomalies de la teneur en eau dans un seul puits ont diminué de 30%, et la production quotidienne moyenne de pétrole dans un seul puits a augmenté de 5 à 8%.

Dans la chaîne de collecte du pétrole brut, le rôle de l'hydromètre de pétrole brut est tout aussi crucial. Le système de collecte traditionnel doit concentrer le pétrole brut de plusieurs puits vers la station de traitement, si la teneur en eau du pétrole brut d'un puits augmente, cela peut entraîner un dépassement de la teneur en eau du pétrole brut dans l'ensemble du pipeline de collecte, augmentant la consommation d'énergie du traitement de déshydratation ultérieur. Le détecteur en ligne peut surveiller en temps réel la teneur en eau du pétrole brut acheminé par chaque tête de puits vers le pipeline de collecte, une fois que le dépassement est constaté, il peut immédiatement déclencher le dispositif de dérivation, diriger le pétrole brut à haute teneur en eau dans le réservoir de stockage temporaire et éviter d'affecter L'efficacité globale du système de collecte. Après l'application de cette technologie, la consommation d'énergie de traitement de la déshydratation du pétrole brut est réduite de 15% et l'efficacité du traitement est améliorée de 20%.

En outre, il fournit un support de données pour la gestion numérique des champs pétrolifères. Les données de teneur en eau détectées par l'instrument peuvent être transmises en temps réel à la plate - forme de gestion de la production pétrolière, couplées avec des données telles que la pression à la tête de puits, la température, le rendement et d'autres analyses, aidant les techniciens à juger avec précision l'état de développement du réservoir et à élaborer un programme de développement plus scientifique. Par exemple, en surveillant à long terme les variations de la teneur en eau du pétrole brut dans les puits de différents blocs, on peut identifier les lois de propulsion du bord d'attaque de l'eau du réservoir, optimiser la disposition du réseau de puits d'injection et prolonger le cycle de développement économique du réservoir.

D'un point de vue économique, son application peut réduire considérablement les coûts d'exploitation des champs pétrolifères. D'une part, une détection rapide et précise réduit les opérations inefficaces résultant d'erreurs de détermination de la teneur en eau, telles que l'évitement des injections excessives d'eau ou des opérations de réparation de puits inutiles; D'autre part, la consommation d'énergie et la perte d'équipement dans les liaisons de collecte et de déshydratation du pétrole brut ont été réduites et la durée de vie de l'équipement a été prolongée. On estime que l'entrée d'un ensemble de jauges de teneur en eau de pétrole brut en ligne peut généralement être récupérée en 6 à 12 mois grâce à des économies de coûts.