RU2002109834A - The method of accounting for oil - Google Patents

The method of accounting for oil

Info

Publication number
RU2002109834A
RU2002109834A RU2002109834/03A RU2002109834A RU2002109834A RU 2002109834 A RU2002109834 A RU 2002109834A RU 2002109834/03 A RU2002109834/03 A RU 2002109834/03A RU 2002109834 A RU2002109834 A RU 2002109834A RU 2002109834 A RU2002109834 A RU 2002109834A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
crude oil
density
oil
tank
pumping
Prior art date
Application number
RU2002109834/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2245444C2 (en
Inventor
Сергей Алексеевич Поярков
Анатолий Алексеевич Демьянов
Татьяна Георгиевна Силкина
Михаил Семенович Немиров
Юрий Валентинович Матюхин
Original Assignee
Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко"
Filing date
Publication date
Application filed by Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" filed Critical Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко"
Priority to RU2002109834/03A priority Critical patent/RU2245444C2/en
Priority claimed from RU2002109834/03A external-priority patent/RU2245444C2/en
Publication of RU2002109834A publication Critical patent/RU2002109834A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2245444C2 publication Critical patent/RU2245444C2/en

Links

Claims (8)

1. Способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откаченной нефти с учетом измеренных параметров, отличающийся тем, что перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом, массу М откаченной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:1. A method of accounting for oil, including measuring the volume and density of crude oil in a tank at the same or reduced to the same temperature and pressure, taking a combined sample of crude oil from a pipeline during its pumping and determining the density of oil and produced water and the content of ballast in it, and determining mass of pumped oil, taking into account the measured parameters, characterized in that before pumping the crude oil from the tank, it settles to a partial separation of the produced water and determining the density of the produced water, when pumping cheese second oil flow measured in its density, volume fraction of water in it, the pressure and temperature at the same mass M of oil evacuated and percentages ballast SW determined from the following expressions:
Figure 00000001
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000002
Figure 00000003
 где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;where GSV1 is the volume of crude oil before pumping, m 3 ; GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;GSV2 - the volume of crude oil after pumping, m 3 ; W - объемная доля воды, %;W is the volume fraction of water,%; DB - плотность пластовой воды, кг/м3;D B - density of produced water, kg / m 3 ; D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;D 20 is the density of crude oil at 20 ° C in vacuum, kg / m 3 ; Wmn - массовая доля механических примесей, %.W mn - mass fraction of mechanical impurities,%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.2. The method according to claim 1, characterized in that the determination of the density of the settled formation water is carried out in its sample, taken after sludge of crude oil in the tank. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.3. The method according to claim 1, characterized in that the density of the settled formation water is determined in its stream during pumping out of the tank after sludge and before pumping crude oil. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем сырой нефти в резервуаре определяют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.4. The method according to claim 1, characterized in that the volume of crude oil in the tank is determined continuously by its level and the data of the calibration table for the tank. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор объемной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.5. The method according to claim 1, characterized in that the bulk sampling of crude oil from the pipeline during its pumping out is performed manually or automatically, subject to isokinetics. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откаченной нефти.6. The method according to claim 1, characterized in that after the settling of crude oil in the tank, point samples of crude oil are taken, an additional combined sample is created from them and the density of crude oil, oil and produced water and the content of ballast are determined from it and these parameters are used for assessing the accuracy of the definitions of pumped oil indicators. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.7. The method according to claim 1, characterized in that the measurement during pumping out of crude oil in the flow of its density, volume fraction of water, pressure and temperature is carried out periodically with averaging of the current values of the measured parameters over a time interval equal to the period of measuring the parameters of the crude oil in the tank. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что массу пластовой воды МВ определяют по формуле8. The method according to claim 1, characterized in that the mass of produced water M B is determined by the formula
Figure 00000004
Figure 00000004
RU2002109834/03A 2002-04-16 2002-04-16 Method for recording oil flow RU2245444C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) 2002-04-16 2002-04-16 Method for recording oil flow

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) 2002-04-16 2002-04-16 Method for recording oil flow

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002109834A true RU2002109834A (en) 2003-10-27
RU2245444C2 RU2245444C2 (en) 2005-01-27

Family

ID=35139245

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) 2002-04-16 2002-04-16 Method for recording oil flow

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2245444C2 (en)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105156102B (en) * 2015-09-28 2018-02-27 中国石油大学(北京) Bottom water reservoir water energy three-dimensional physical simulation device and method
RU2620702C1 (en) * 2015-12-29 2017-05-29 Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" Method of determining the formation water share in the production of oil wells
RU2625130C1 (en) * 2016-03-10 2017-07-11 Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Robbins et al. A squeezer for efficient extraction of pore water from small volumes of anoxic sediment 1
KR910006718A (en) Oil well analyzer and method
RU2002109834A (en) The method of accounting for oil
WO2007033415A1 (en) A method of analysis and an analyser
CN106645325A (en) Electrochemical method for detecting sunset yellow in food
RU2006146906A (en) METHOD FOR DETERMINING WATER CONTENT IN MULTIPHASE OIL AND GAS MIXTURE
RU2008135064A (en) ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS
FR2795713A1 (en) METHOD FOR CONDUCTING URBAN WASTEWATER TREATMENT PLANTS BASED ON CHARGE INDICATIONS
RU2245444C2 (en) Method for recording oil flow
RU2647539C1 (en) Method of measuring the debit of oil well production
RU2467326C2 (en) Method to register water erosion of soil
JPS5999353A (en) Method and apparatus for measuring bod
CN117074231B (en) Rapid detection method for solid content of wastewater slurry in green building construction
CA2514779C (en) Method for the determination of the caco3 content of a scrubbing liquid
CN112051197A (en) Simple testing device and method for porosity of fracture-cave type carbonate rock
RU2005134575A (en) METHOD FOR MEASURING THE COMPONENTAL CONSUMPTION OF MULTIPHASE FLOW PHASES IN A PIPELINE AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
CN214310025U (en) Sediment content measuring device
RU1153619C (en) Method of determining coefficient of residual oil saturation of rock-collectors
RU2386030C1 (en) Method of measurement of production output of wells
RU2169604C2 (en) Method of determining coefficient of separation
RU2485453C2 (en) Method to determine working parameters of gas-liquid flow in pipeline and device for its realisation
RU2620702C1 (en) Method of determining the formation water share in the production of oil wells
CN116106074A (en) Method for collecting liquid sample
TH2001005716A (en) Cleaning time extension device for dissolved gas probes
JPS588309B2 (en) Sludge zone measurement method