RU2693566C1 - Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production - Google Patents
Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693566C1 RU2693566C1 RU2016125893A RU2016125893A RU2693566C1 RU 2693566 C1 RU2693566 C1 RU 2693566C1 RU 2016125893 A RU2016125893 A RU 2016125893A RU 2016125893 A RU2016125893 A RU 2016125893A RU 2693566 C1 RU2693566 C1 RU 2693566C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- spectra
- gas condensate
- optical density
- derivative
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 10
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 36
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 35
- 239000012482 calibration solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 claims description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000862 absorption spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
- G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
- G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
- G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
- G01N21/35—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light
- G01N21/3577—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using infrared light for analysing liquids, e.g. polluted water
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области анализа состава продукции нефтяных и газоконденсатных скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.The invention relates to the field of analysis of the composition of the production of oil and gas condensate wells in the development of oil and gas fields.
Известен способ и методическое руководство по раздельному учету добычи газового конденсата и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО "Газпром" [1] с помощью измерения показателя преломления.There is a method and methodological guide for the separate accounting of gas condensate and oil production when they are jointly supplied to the well from oil and gas condensate deposits of OAO Gazprom [1] by measuring the refractive index.
Известен также способ определения содержания попутной нефти [2] в газовом конденсате, основанный на измерении оптической плотности стабильного газового конденсата с помощью ИК - спектрометра ИКАР-3 и определении содержания нефти по предварительно созданным калибровкам, вводимым в память микропроцессорной системы прибора перед измерениями.There is also known a method for determining the content of associated oil [2] in gas condensate, based on measuring the optical density of stable gas condensate using an infrared spectrometer ICAR-3 and determining the oil content from previously created calibrations entered into the memory of the microprocessor system of the device before measurements.
Известен способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин при их совместном поступлении в скважину [3], взятый за прототип, основанный на измерении спектра интегральной оптической плотности продукции скважины с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения и раздельного определения содержания нефти и газового конденсата методом PLS по предварительно созданной калибровочной модели.There is a method of separate measurement of mass fractions of oil and gas condensate in the production of oil and gas condensate wells when they enter the well jointly [3], taken as a prototype based on measuring the spectrum of the integrated optical density of a well’s production and separate determination of oil content and gas condensate by the PLS method according to a previously created calibration model.
Все указанные способы определений [1-3] имеют существенный недостаток, связанный с тем, что измерения показателя преломления и оптической плотности углеводородного раствора напрямую связаны с удельной плотностью стабильного газоконденсата исследуемой скважины.All these methods of definitions [1-3] have a significant drawback associated with the fact that the measurements of the refractive index and optical density of the hydrocarbon solution are directly related to the specific density of the stable condensate of the well under study.
Известно, что в процессе эксплуатации каждой конкретной газоконденсатной скважины физико-химические свойства продукции этой скважины существенно меняются.It is known that during the operation of each specific gas condensate well, the physicochemical properties of the production of this well change significantly.
Это приводит к постоянным изменениям оптических свойств нефтей и конденсатов, связанное с изменением как пластовых условий, так и условий добычи и подготовки. В частности, прослеживается четкая закономерность увеличения плотности дегазированного конденсата при снижении дебита любой газоконденсатной скважины [4]. Кроме того физико-химические свойства газоконденсатов также существенно зависят от режима его стабилизации. В результате возникают существенные ошибки при исследовании оптически плотных конденсатов рефрактометрическими и ИК - спектрометрическими методами, так как фактическое содержание попутной нефти в таких конденсатах невелико либо она вообще там отсутствует.This leads to constant changes in the optical properties of oils and condensates, associated with changes in reservoir conditions as well as in production and preparation conditions. In particular, there is a clear pattern of increasing the density of degassed condensate while reducing the flow rate of any gas condensate well [4]. In addition, the physicochemical properties of gas condensates also significantly depend on the mode of its stabilization. As a result, there are significant errors in the study of optically dense condensates by refractometric and IR spectrometric methods, since the actual content of associated oil in such condensates is small or it is completely absent there.
В качестве примера такого случая на рисунке 1 показаны спектры интегральной оптической плотности конденсатов ГК21, ГК25 и ГК7 вместе со спектром калибровочного раствора 15% нефти 20230 в конденсате ГК7. Хорошо видно, что оптическая плотность конденсатов ГК21 и ГК25 больше оптической плотности 15%-й пробы, то есть это означает, что при измерении по величине оптической плотности содержание нефти в этих конденсатах будет определено как близкое к 15%.As an example of such a case, Figure 1 shows the spectra of the integral optical density of condensates GK21, GK25 and GK7, together with the spectrum of the calibration solution of 15%
Это связано с тем, что все указанные методы анализа учитывают только один параметр - оптическую плотность, по которой отличаются между собой нефти, конденсаты и их растворы.This is due to the fact that all of these analysis methods take into account only one parameter - the optical density, in which oil, condensates and their solutions differ.
Задачей заявляемого изобретения является создание способа определения содержания нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатной скважины, независимого от удельной и оптической плотности газового конденсата и нефти.The task of the invention is the creation of a method for determining the content of oil and gas condensate in the production of oil and gas condensate wells, independent of the specific and optical density of gas condensate and oil.
Техническим результатом изобретения является возможность оперативного достоверного анализа состава продукции в процессе разработки нефтегазоконденсатной скважины.The technical result of the invention is the ability to quickly and reliably analyze the composition of products in the process of developing an oil and gas condensate well.
Поставленная задача и требуемый технический результат достигается тем, что содержание нефти и газового конденсата определяют с помощью ИК Фурье - спектрометра высокого разрешения по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности методом PLS по калибровочной модели, создаваемой по спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности стандартов (калибровочных растворов), измеренных на этом спектрометре, причем выбор регионов для создания калибровочной модели осуществляют на таких участках волновых чисел, где спектры 1-й производной спектров интегральной оптической плотности калибровочных растворов не пересекаются. При этом измерения производят в кюветах с оптической толщиной 1,5-2,5 мм, не позволяющей выделять характеристические полосы поглощения.The task and the required technical result is achieved by determining that the content of oil and gas condensate is determined using a Fourier transform infrared spectrometer on the spectra of the first derivative of the integral optical density spectra using the PLS method using a calibration model created from the spectra of the first derivative of the integral optical density spectra solutions), measured on this spectrometer, and the selection of regions for creating a calibration model is carried out on such sites in new numbers, where the spectra of the 1st derivative of absorbance spectra of the integrated calibration solutions do not intersect. In this case, measurements are made in cuvettes with an optical thickness of 1.5-2.5 mm, which does not allow to distinguish the characteristic absorption bands.
При переходе к спектрам первой производной спектров интегральной оптической плотности, которые измеряли в кюветах толщиной 2,4 мм, практически удалось избавиться от влияния оптической плотности на результаты измерений.When passing to the spectra of the first derivative of the spectra of the integrated optical density, which was measured in cuvettes with a thickness of 2.4 mm, it was practically possible to get rid of the effect of optical density on the measurement results.
В таблице 1 показаны результаты измерений содержания нефти в различных конденсатах по показателю преломления и с помощью ИК Фурье - спектрометра.Table 1 shows the results of measurements of the oil content in various condensates in terms of the refractive index and using an IR Fourier spectrometer.
\
На рисунке 2 представлены спектры 1-й производной интегральной оптической плотности конденсатов ГК21, ГК25, ГК7 и градуировочных смесей нефти скважины 20230 в конденсате ГК7 в кювете 2,4 мм. На рисунке видно, что спектры всех конденсатов находятся примерно на одном уровне независимо от их оптической плотности, т.е. вместо измеренного в ГК21 по оптической плотности содержания нефти 26,69%, а в ГК25 - 14,04%, при измерении по спектрам 1-й производной были получены значения существенно меньше 5%.Figure 2 shows the spectra of the 1st derivative of the integral optical density of condensates GK21, GK25, GK7 and calibration mixtures of oil from well 20230 in GK7 condensate in a 2.4 mm cuvette. The figure shows that the spectra of all condensates are approximately at the same level regardless of their optical density, i.e. instead of the oil content measured in GK21 based on the optical density of 26.69%, and in GK25 - 14.04%, when measuring from the spectra of the 1st derivative, values significantly less than 5% were obtained.
Следует заметить, что для анализа спектров первой производной спектров интегральной оптической плотности, показанных на рисунке 2, выбран участок (регион), на котором спектры калибровочных растворов, измеренных в кювете 2,4 мм, не пересекаются, что хорошо видно на рисунке 3.It should be noted that for analyzing the spectra of the first derivative of the spectra of integrated optical density, shown in Fig. 2, a site (region) was selected in which the spectra of calibration solutions measured in a 2.4 mm cell did not intersect, which is clearly seen in Fig. 3.
Как правило в диапазоне измерений 4000 см - 500 см для построения калибровочной модели (Nicolet TQ Analyst) необходимо выбрать несколько таких участков в качестве регионов при определении содержания нефти в газоконденсатах методом PLS по спектрам 1-й производной, что позволит избежать грубых ошибок.As a rule, in the measurement range of 4000 cm - 500 cm, in order to construct a calibration model (Nicolet TQ Analyst) it is necessary to select several such sites as regions when determining the content of oil in gas condensates using the PLS method from the 1st derivative spectra, thus avoiding gross errors.
На рисунке 4 показана градуировка по первой производной спектров оптической плотности градуировочных растворов с содержанием нефти скважины 20230 в ГК7 от 0 до 5%, измеренных в кювете 2,4 мм, в методом PLS с помощью программы TQ Analist. Из рисунка видно, что параметры качества градуировки достаточно высокие.Figure 4 shows the graduation of the first derivative of the optical density spectra of calibration solutions with the oil content of the
Градуировка возможна и в программе Excel, которая строит график уравнения линейной регрессии, по которой можно вычислять содержание нефти в растворе - показана на рисунке 5.Graduation is also possible in Excel, which builds a graph of a linear regression equation that can be used to calculate the content of oil in a solution — shown in Figure 5.
На рисунке 6 показаны спектры интегральной оптической плотности газовых конденсатов различных скважин неокомских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения и калибровочного раствора с 15 процентным содержанием нефти скважины 20230 в газоконденсате ГК7 (С1), а на рисунке 7 - спектры 1-й производной, измеренных с помощью ИК Фурье - спектрометра в кювете 2,4 мм. На рисунках отмечены спектры конденсатов, имеющих существенные особенности. В частности, конденсаты ГК21, ГК25 и ГК скв. 313 на представленном участке имеют, как видно на рисунке 6 оптическую плотность больше конденсата скв.1454, а по рисунку 7 наоборот, спектр 1-й производной конденсата скв.1454 близок к 15% калибровочному раствору.Figure 6 shows the spectra of the integrated optical density of gas condensates from different wells of the Neocomian deposits of the Urengoi oil and gas condensate field and calibration solution with 15 percent oil content of well 20230 in GK7 gas condensate (C1), and in Figure 7 - spectra of the 1st derivative measured using Fourier transform infrared - spectrometer in a 2.4 mm cuvette. The figures show spectra of condensates that have significant features. In particular, condensates GK21, GK25 and GK SLE. 313 in the presented section have, as can be seen in Figure 6, the optical density is greater than Condensate Well 1445, and in Figure 7, on the contrary, the spectrum of the 1st Derivative of Condensate Well 1445 is close to 15% calibration solution.
В таблице 1 представлены результаты измерений содержания нефти в конденсатах различными методами, а в таблице 2 для справки указаны цвета смесей конденсатов с различным содержанием нефти, полученные при составлении калибровочных растворов.Table 1 presents the results of measurements of the oil content in condensates by various methods, and table 2 shows for reference the colors of the mixtures of condensates with different oil contents obtained in the preparation of calibration solutions.
Как видно из таблицы 1 измеренные значения концентраций нефти по спектрам 1-й производной интегральной оптической плотности некоторых конденсатов существенно отличаются от измеренных по спектрам оптической плотности и практически соответствуют их положению на рисунке 7 и по цвету близки к показанным в таблице 2.As can be seen from Table 1, the measured values of oil concentrations in the spectra of the 1st derivative of the integrated optical density of some condensates differ significantly from those measured by the optical density spectra and almost correspond to their position in Figure 7 and are close in color to those shown in Table 2.
Следует заметить, что при измерении по спектрам интегральной оптической плотности методом PLS в аномальных случаях результаты также иногда получаются достоверными, как это видно по конденсату скв. 313.It should be noted that when measuring by the integral optical density spectra using the PLS method in anomalous cases, the results are also sometimes obtained reliable, as can be seen from the SLE condensate. 313.
СПИСОК ИСТОЧНИКОВLIST OF SOURCES
1. СТО Газпром 2-3.3-304-2009 Методическое руководство по раздельному учету добычи газового конденсата и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО "Газпром", 2009 г.1. STO Gazprom 2-3.3-304-2009 Methodological guide for separate accounting of gas condensate and oil production at their joint entry into the well from oil and gas condensate deposits of Gazprom OJSC, 2009.
2. Василенко П.А. Способ определения содержания попутной нефти в продукции газоконденсатной скважины / Василенко П.А., Жалнина Т.И., Якубсон К.И. // Патент RU №2386951 от 20.04.2010 г.2. Vasilenko P.A. The method of determining the content of associated oil in the production of gas condensate wells / Vasilenko PA, Zhalnina T.I., Yakubson K.I. // Patent RU No. 2386951 dated 04/20/2010
3. Василенко П. А. Способ раздельного измерения массовых долей нефти и газового конденсата в продукции нефтегазоконденсатных скважин / Василенко П.А., Жалнина Т.И., Якубсон К.И., Горохов А.В. // Патент RU №2565356 от 16.09.2015 г.3. Vasilenko P.A. Method of separate measurement of mass fractions of oil and gas condensate in the production of oil and gas condensate wells / Vasilenko PA, Zhalnina T.I., Yakubson K.I., Gorokhov A.V. // Patent RU No. 2565356 dated 09/16/2015
4. Пономарев А.И. Повышение эффективности разработки залежей углеводородов в низкопроницаемых и слоисто-неоднородных коллекторах. // Сб. тр. под ред. А.Э. Конторовича, изд. СО РАН, г. Новосибирск, 2007 г., 116-135 стр.4. Ponomarev A.I. Improving the efficiency of hydrocarbon development in low-permeability and layered heterogeneous reservoirs. // Sat. tr. by ed. A.E. Kontorovich, ed. SB RAS, Novosibirsk, 2007, 116-135 p.
5. Евдокимов И.Н. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений / Евдокимов И.Н., Лосев А.П. // изд. «Нефть и Газ» РГУ им. И.М.Губкина, М., 2007 г, 226 с.5. Evdokimov I.N. Opportunities for optical research methods in oil field development monitoring systems / Evdokimov I.N., Losev A.P. // ed. "Oil and Gas" RSU them. I.M. Gubkina, M., 2007, 226 p.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125893A RU2693566C1 (en) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125893A RU2693566C1 (en) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2693566C1 true RU2693566C1 (en) | 2019-07-03 |
Family
ID=67252263
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125893A RU2693566C1 (en) | 2016-06-29 | 2016-06-29 | Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693566C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773670C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method (variants), system and machine-readable medium for determining the proportion of reservoir fluid in a fluid mixture |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5349189A (en) * | 1990-04-09 | 1994-09-20 | Ashland Oil, Inc. | Process and apparatus for analysis of hydrocarbons by near-infrared spectroscopy |
| US20090279072A1 (en) * | 2006-07-04 | 2009-11-12 | Dkk-Toa Corporation | Oil type discrimination method and oil type discriminator |
| RU2386951C2 (en) * | 2007-07-19 | 2010-04-20 | Институт проблем нефти и газа Российской академии наук | Definition method of content of following oil in production of gas-condensate well |
| RU2565356C1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method of separate measurement of mass fractions of oil and gas condensate in products of oil-gas condensate wells |
-
2016
- 2016-06-29 RU RU2016125893A patent/RU2693566C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5349189A (en) * | 1990-04-09 | 1994-09-20 | Ashland Oil, Inc. | Process and apparatus for analysis of hydrocarbons by near-infrared spectroscopy |
| US20090279072A1 (en) * | 2006-07-04 | 2009-11-12 | Dkk-Toa Corporation | Oil type discrimination method and oil type discriminator |
| RU2386951C2 (en) * | 2007-07-19 | 2010-04-20 | Институт проблем нефти и газа Российской академии наук | Definition method of content of following oil in production of gas-condensate well |
| RU2565356C1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method of separate measurement of mass fractions of oil and gas condensate in products of oil-gas condensate wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2773670C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-06-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method (variants), system and machine-readable medium for determining the proportion of reservoir fluid in a fluid mixture |
| RU2797335C1 (en) * | 2023-01-25 | 2023-06-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Method for determining gas condensate mass concentration in water-methanol solutions by fluorimetric method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109983338B (en) | Measurement of Hydrocarbon Fuel gas composition and Properties | |
| Correia et al. | Portable near infrared spectroscopy applied to fuel quality control | |
| CN105319198B (en) | Benzene content in gasoline Forecasting Methodology based on Raman spectrum analytic technique | |
| Chung | Applications of near‐infrared spectroscopy in refineries and important issues to address | |
| JP2005512051A (en) | A method of analyzing unknowns as a blend of known substances calculated to match specific analytical data and predicting the properties of unknowns based on the calculated blend | |
| CN101403696A (en) | Method for measuring gasoline olefin content based on Raman spectrum | |
| Corsetti et al. | Comparison of Raman and IR spectroscopy for quantitative analysis of gasoline/ethanol blends | |
| BR112013020376B1 (en) | method for using spectroscopic envelopes to determine components in a sample and apparatus for determining components in a sample | |
| US20090121138A1 (en) | Measuring Near Infra-Red Spectra Using a Demountable Nir Transmission Cell | |
| JP2015184018A (en) | Infrared absorption spectrum creation method, calibration curve creation method, and solution density quantification method and solution density measurement device using these same | |
| DE202019101137U1 (en) | Simultaneous measurement of SO2 concentration, NO2 concentration and NO concentration in a gas mixture | |
| EP3104163B1 (en) | Process gas analyser and method for analysing a process gas | |
| US8538717B2 (en) | Method of absorbance correction in a spectroscopic heating value sensor | |
| US9624769B2 (en) | Determination of fluid compositions | |
| RU2693566C1 (en) | Method for separate determination of oil and gas condensate content in oil and gas condensate wells production | |
| EP1147396B1 (en) | Determination of the quality of a gas | |
| Chen et al. | Investigation of sample partitioning in quantitative near-infrared analysis of soil organic carbon based on parametric LS-SVR modeling | |
| EP2010890A2 (en) | Method and system for the production of a test result indicative of the presence of a substance in a sample based on a spectrometric measurement | |
| US20230102813A1 (en) | Open-loop/closed-loop process control on the basis of a spectroscopic determination of undetermined substance concentrations | |
| Guillaume et al. | Effect of gas cell pressure in FTIR analysis of fire effluents | |
| EP3861321B1 (en) | Method of determining octane number of naphtha and of determining cetane number of diesel fuel or jet fuel using infrared spectroscopy | |
| US9500638B2 (en) | Method of measuring water contamination in turbine and other industrial oils | |
| Pavoni et al. | FT‐IR Spectroscopy and Chemometrics as a Useful Approach for Determining Chemical‐Physical Properties of Gasoline, by Minimizing Analytical Times and Sample Handling | |
| KR20000030689A (en) | Simultaneous evaluation method of physical properties of diesel fuel oil using near-infrared absorption spectra | |
| US20160290919A1 (en) | Spectral analysis through model switching |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190804 |