RU2116629C1 - Способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах - Google Patents

Abstract

Способ предназначен для использования в нефтегазодобывающих и нефтегазоперерабатывающих отраслях промышленности при определении количества углеводородного сырья в резервуарах. В способе, включающем измерение гидростатических давлений P₁ и P₂ датчиками, устанавливаемыми на уровне водных и нефтяных слоев с последующим вычислением массы нефти по зависимости M_н = Co + C₁P₂ - C₂P₁, производят коррекцию измеряемых давлений P₁ и P₂ в зависимости от изменения плотностей воды и нефти по расчетным формулам. Способ позволяет исключить погрешность измерения, обусловленную изменением плотностей воды или нефти. 4 ил.

Description

Изобретение относится к способам определения количества углеводородного сырья, в частности нефти и конденсата в резервуарах, и может быть использовано в нефтегазодобывающих и нефтегазоперерабатывающих отраслях промышленности при определении количеств несмешивающихся углеводородных жидкостей.

Известен способ измерения взлива, поверхности раздела нефть-вода и температуры с помощью рулетки [1].

Известный способ отличается низкой точностью, достоверностью, сложен в эксплуатации.

Известен способ оперативного измерения двух уровней несмешивающихся жидкостей (например, нефть-вода), основанный на измерении времени прохождения ультразвуковой волной по волноводу расстояния от излучателя до поплавка [2].

Основным недостатком данного способа является наличие большого нижнего неизмеряемого уровня, так называемого "мертвого остатка".

Известен способ определения количества нефти в резервуаре путем измерения общего взлива, отбора трехслойных проб с последующим производством анализа средней пробы на содержание воды и солей. Полученные величины с помощью калибровочных таблиц и удельного веса средней пробы пересчитываются в весовые единицы [3].

Недостатком способа является недостаточная точность измерения в резервуарах с большим содержанием воды в нефти в виду трудностей в определении границ раздела фаз вода-нефть, наличия промежуточного слоя, а также в связи со сложностями выполнения анализов при высокой обводненности пробы. Увеличение числа проб вопроса не решает, а лишь ведет к увеличению трудоемкости определения.

Наиболее близким по техническому решению является способ определения количества углеводородного сырья в резервуаре путем измерения гидростатического давления датчиками, устанавливаемыми на уровне водного и нефтяного слоев [4] . Количество условно сухой нефти, независимо от соотношения воды и нефти в эмульсии по высоте резервуара, рассчитывается по соотношению
M_н = C₀ + C₁P₂-C₂P₁
где

где
S - площадь поверхности жидкости в резервуаре, ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{н}}$ , ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{в}}$ - расчетные плотности нефти и воды; P₂, P₁ - пьезометрические давления слоев нефти и воды на высотах H₂ и H₁ соответственно; g - ускорение свободного падения.

Недостатками данного способа является зависимость коэффициентов C₀, C₁, C₂ и результата вычисления количества углеводородного сырья от изменяющихся плотностей воды и нефти. В связи с этим возникает погрешность измерения количества углеводородного сырья при изменениях плотностей нефти и воды ρ_н, ρ_в.
Целью изобретения является повышение точности и снижение трудоемкости расчетов при определении количества углеводородного сырья в резервуарах.

Сущность изобретения заключается в том, что в известном способе, включающем изменение гидростатических давлений P₁ и P₂ датчиками, устанавливаемыми на уровне водных и нефтяных слоев с последующим вычислением массы по зависимости
M_н=C₀+C₁P₂-C₂P₁
где

согласно изобретению производят коррекцию измеряемых давлений P₁ и P₂ в зависимости от изменения плотностей воды и нефти по соотношению

где
H_в и H_н рассчитывают по формулам:

где

ρ_в - измеренная плотность воды; ρ_н - измеренная плотность нефти.

α,β,γ - коэффициенты, лежащие в пределах 0 < α < 1; 0 < β < 1; 0 < γ < 1, и устанавливаемые экспертным путем в зависимости от точности измерения и диапазона изменения ρ_в и ρ_н.
Плотности воды и нефти рассчитываются, например, по перепаду давлений между датчиками, установленными в водном слое на высотах H₁, H₃ и в нефтяном слое на высотах H₂, H₄.

Оценка содержания нефти в резервуарах (OCHP) по прототипу [4] может быть решена путем установки двух, трех или четырех пьезометрических датчиков давления типа "КАРАИДЕЛЬ" фиг. 1 - 4, где 1 - резервуар; 2, 3, 8, 10 - датчики давления; 4, 5, 9, 11 - местные приборы; 6 - вычислительное устройство; 7 - вторичный прибор.

В случае установки датчиков по высотам водного слоя H₁ и нефтяного слоя H₂ коррекция по плотностям воды и нефти не производится (фиг. 1).

В случае установки двух датчиков давление на высотах водного слоя H₁ и H₃= H₁ + ΔH (где ΔH = 0,5...1,0 м) и одного датчика давления по высоте нефтяного слоя H₂ производится коррекция по плотности воды, оцениваемой по перепаду давлений между датчиками по высотам H₁ и H₃, (фиг. 2).

Коррекция по плотности воды производится по формулам (5)-(10) при Δρ_н= 0.
В случае установки одного датчика давления по высоте водного слоя H₁ и двух датчиков давления по высотам нефтяного слоя H₂ и H₄=H₂ + ΔH (где ΔH = 0,5. . .1,0 м) производится коррекция по плотности нефти, оцениваемой по перепаду давлений между датчиками по высотам H₂ и H₄ (фиг. 3).

Коррекция по плотности нефти производится по формулам (5)-(10) при Δρ_в= 0. Если одновременно устанавливаются датчики на высотах H₃, H₄, то коррекция производится по плотностям воды и нефти (фиг. 4).

Для вычисления массы нефти и давлений P₁ и P₂ по формуле (1) можно использовать промышленные микроконтроллеры, например ремиконт P-110, входные и выходные величины которого измеряются в процентах.

В этом случае формула (1) примет вид
M_н(%)=С₀+C₁P₂(%)- C₂P₁(%),
где

K_м - коэффициент усиления вторичного прибора,
K_р - коэффициент усиления пневмоэлектропреобразователя, например,
K_м=100%/(4000•10³)кг=2,5•10^-5%/кг; K_р=125%/10⁵Па=1,25•10^-3%/Па
При характерных плотностях воды ρ_в (1100 - 1200) кг/м³ и нефти ρ_п (880 - 890) кг/м³; H₁ = 1 м; H₂ = 7 м значения коэффициентов обычно лежат в пределах

Рассмотрим влияние изменения плотностей ρ_н и ρ_в на точность расчета M_н безотносительно к причине их изменения.

Проанализируем величины чувствительности K $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{ln}}{\text{в}}$ и K $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{ln}}{\text{н}}$ в зависимости от изменения различных факторов: исходных плотностей воды ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{в}}$ и нефти ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{н}}$ уровня условно "сухой" нефти H_н; взлива резервуара H.

Для характерных параметров работы резервуаров УКПН "Ашит" (АНК "Башнефть")

Эти величины дают возможность оценить какова будет относительная погрешность оценки массы нефти при относительном изменении ρ_в или ρ_н, если коэффициенты C₀, C₁, C₂ не корректировать.

Для повышения точности оценки величины M_н следует производить расчет C₀, C₁, C₂ для каждого резервуара индивидуально.

Изменение температуры приводит к одновременному изменению ρ_в и ρ_н. Относительные изменения ρ_в и ρ_н при Δ t = ± 5^oC составляют соответственно величины

Приведенные значения погрешностей от влияния различных факторов позволяют сделать следующие выводы:
1) погрешность от изменения температуры в пределах ± 5^oC приводит к появлению погрешности δM_н, не превышающей 1%;
2) изменения плотностей воды и нефти в пределах δρ_в≤ 1,5% и δρ_н≤ 0,4% приводят к погрешности δM_н порядка 4,5%;
3) при отсутствии коррекции оценки величины M_н по плотностям воды, нефти и температуре максимальная погрешность метода составляет величину порядка 5% при δρ_в≤ 1,5% и δρ_н≤ 0,4% и до нескольких десятков процентов, если δρ_в> 5% и δρ_н> 2%.
Функциональная схема при необходимости внесения коррекции в зависимости от плотности воды приведена на фиг. 2. Отличие этой схемы от предыдущей в том, что устанавливается еще один датчик давления на высоте H₃.

Функциональная схема при необходимости внесения коррекции в зависимости от плотности нефти приведена на фиг. 3. Ее отличие от схемы на фиг. 1 состоит в том, что устанавливается дополнительный датчик на высоте H₄.

Расчет по формулам (5)-(10) может производиться оперативно для достижения заданной точности вычисления P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{кор}}{\text{1}}$ , P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{кор}}{\text{2}}$ . В этом случае соотношения (5)-(8) приобретут вид

Пример.

ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{в}}$ = 1000 кг/м³; ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{н}}$ = 880 кг/м³; H₁=1 м; H₂=7 м; H₃=2 м; H₄=7,5 м.

Слой нефти H_н=5 м, слой воды H_в=4 м; S = 480 м².

C₀= 21120m = ((H₂-H₁)/(1-ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{н}}$ /ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{в}}$ ))Sρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{н}}$
C₁=0,407742 m/Па; C₂=0,3588174 m/Па.

M_н=2112 m.

Допустим, что плотность воды изменилась на 10% и стала ρ_в= 1100 кг/м³, а плотность нефти осталась неизменной. При этом измеряемое давление P₁ станет равным 7,5537•10⁴ Па и масса нефти, рассчитанная без коррекции
M_н=C₀+С₁P₂-C₂P₁= 21120+7039,7-27104=1055,7 m
Относительная погрешность расчета коррекции составляет
δ = ((2112 - 1055,7)/2112)100% = 50%.

Расчет с учетом коррекции.

Оценка по формуле (3) для воды H_в = 6,5 м; для нефти по формуле (4) H_н = 2,5 м

Поскольку Δρ_н = 0, то корректируется только значение P₁. Тогда, принимая для диапазона изменения
1000 ≤ ρ_в≤ 1120, кг/м³ значение α = 0,55, получим
P $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{кор}}{\text{1}}$ = 7,5537•10⁴-0,30•10⁴= 7,25•10⁴ Па
Масса нефти будет равна
M_н = 21120 + 7039,7 - 25942,5 = 2146 m
Погрешность составит
δ = ((2112 - 2146)/2112)100% = 1,6%
то есть погрешность уменьшилась более чем на порядок.

Для других вариантов изменения плотностей воды и нефти погрешности будут составлять величину того же порядка. Например, если

Практическая возможность реализации способа в резервуарных парках отвечает критерию "промышленная применимость".

Таким образом, способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах позволяет исключить погрешность изменения из-за изменения плотностей воды или нефти. Предлагаемое изобретение целесообразно использовать в резервуарных парках нефтегазодобывающих, нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

Использованная литература
1. Модель Д-2401-2 имеет сертификат соответствия BAS N Ex812205Х/4 Британской службы санкционирования электрооборудования и горючих средств (BASEEFA)
2. Уровнемеры типа ВК-1200 производства Уфимского научно-производственного предприятия Автоматика-ВК.

3. ГОСТ 2517-69. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

4. Веревкин А. П., Иванов В.И., Раутенштейн В.Я. Решение задачи оценки содержания нефти в резервуарах / межвузовский сборник "Автоматизация технологических процессов и объектов нефтяной и газовой промышленности". - Уфа: УНИ, 1991, - с. 89 - 96.

Claims (1)

1. Способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах путем измерения гидростатических давлений P₁ и P₂ датчиками, устанавливаемыми на уровне водного и нефтяного слоев с последующим вычислением массы нефти по зависимости
   M_н = C₀ + C₁P₂ - C₂P₁,
   отличающийся тем, что производят коррекцию измеряемых давлений P₁ и P₂ в зависимости от изменения плотностей воды и нефти по соотношениям
   

   

   
   

   

   
   где
   

   

   
   

   

   
   

   

   
   

   

   
   

   

   
   Δρ_B= ρ_B- ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{B}}$ ;
   Δρ_H= ρ_H- ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{H}}$ ;
   S - площадь поверхности жидкости в резервуарах;
   ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{H}}$ , ρ $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{0}}{\text{B}}$ - расчетные плотности нефти и воды;
   P₂, P₁ - пьезометрические давления слоев нефти и воды на высотах H₂ и H₁ соответственно;
   g - ускорение свободного падения;
   ρ_H, ρ_B - измеренная плотность нефти и воды соответственно;
   α, β, γ - коэффициенты, лежащие в пределах 0 < α < 1; 0 < β < 1; 0 < γ < 1, и устанавливаемые экспертным путем в зависимости от точности измерения и диапазона измерения ρ_H и ρ_B.B

Images