RU2247336C1 - Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре - Google Patents
Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре Download PDFInfo
- Publication number
- RU2247336C1 RU2247336C1 RU2003116261/28A RU2003116261A RU2247336C1 RU 2247336 C1 RU2247336 C1 RU 2247336C1 RU 2003116261/28 A RU2003116261/28 A RU 2003116261/28A RU 2003116261 A RU2003116261 A RU 2003116261A RU 2247336 C1 RU2247336 C1 RU 2247336C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tank
- oil
- level
- mass
- measuring
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к измерительной технике и в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, содержащем двухкомпонентную смесь. Способ заключается в определении уровня нефтепродуктов в резервуаре и последующем определении разности между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в предварительно размещенной в резервуаре измерительной трубе. При этом массу нефтепродукта рассчитывают по формуле. Технический результат заключается в повышении точности и надежности измерения количества нефтепродукта в резервуаре, содержащем нефтепродукт и подтоварную воду. 1 ил.
Description
Изобретение относится к измерительной технике, в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, содержащем двухкомпонентную смесь.
Известен способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающийся в измерении уровня нефтепродукта двумя уровнемерами с поплавками, погруженными в нефтепродукт на различную глубину в зависимости от их объемно-весовых характеристик (пат. РФ № 2057300, G 01 G 17/04, оп. 27.03.96).
Недостатком данного способа является применение двух поплавковых уровнемеров, которые вносят дополнительную погрешность в измерение массы нефтепродукта. Кроме того, данный способ не позволяет учитывать количество подтоварной воды, находящейся на дне резервуара, что приводит к неверному измерению массы нефтепродукта в резервуаре.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ, который заключается в том, что определяют фактический объем нефтепродукта с учетом его уровня, температуры, а также температуры окружающей среды, после чего рассчитывают массу нефтепродукта, причем в резервуар с нефтепродуктом помещают емкость с эталонной жидкостью (с известной плотностью), уровень которой поддерживают равным уровню нефтепродукта в резервуаре, измеряют разность гидростатических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости, а массу нефтепродукта в резервуаре определяют из соотношения
M=V/(gH)· (ρ эgH+Δ P),
где V - фактический объем нефтепродукта в резервуаре, м3;
Н - уровень нефтепродукта в резервуаре, м;
ρ э - плотность эталонной жидкости, кг/м3;
Δ Р - разность гидравлических давлений нефтепродукта и эталонной жидкости, МПа (авт.св. СССР № 1520352, G 01 G 17/04, оп. 07.11.89).
В этом способе возможна погрешность определения массы нефтепродукта из-за неточности поддержания уровня эталонной жидкости, равной уровню нефтепродукта. Кроме того, в данном способе точки отбора гидростатических давлений эталонной жидкости или нефтепродукта расположены выше уровня подтоварной воды и находятся на одном уровне. В связи с тем, что уровень подтоварной воды непостоянен и значительно изменяется в процессе работы резервуара, точка отбора гидростатических давлений может оказаться значительно выше, либо ниже уровня раздела фаз вода-нефтепродукт, что приведет к значительной погрешности измерения массы нефтепродукта.
Задачей технического решения является повышение точности и надежности измерения количества нефтепродукта в резервуаре, содержащем нефтепродукт и подтоварную воду.
Поставленная задача решается тем, что в способе определения массы нефтепродукта в резервуаре, включающем определение уровня нефтепродукта в резервуаре, согласно изобретению, определяют разность между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в предварительно размещенной в резервуаре измерительной трубе, а массу нефтепродукта рассчитывают по формуле
где ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;
ρ в - плотность подтоварной воды, кг /м3;
r - радиус резервуара, м;
Δ h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м;
На прилагаемом чертеже представлена схема установки для определения массы нефтепродукта в резервуаре.
Установка содержит входной трубопровод 1, резервуар 2, трубопровод отбора нефтепродукта 3, измерительную трубу 4 с люком 5, нижний конец которой опущен на глубину, на которой заведомо находится подтоварная вода, люк 6 для замера общего уровня нефтепродукта в резервуаре.
Установка работает следующим образом.
В резервуар 2 смонтировали измерительную трубу 4 таким образом, что нижний конец которой всегда находится в слое подтоварной воды.
Обводненный нефтепродукт по входному трубопроводу 1 поступил в резервуар 2, где произошло разделение обводненного нефтепродукта на нефтепродукт и подтоварную воду. Измерительная труба 4 заполнилась подтоварной водой на уровень h, который меньше общего уровня нефтепродукта в резервуаре Н за счет того, что плотность воды больше плотности нефтепродукта. Уровень подтоварной воды в измерительной трубе 4 замерили измерительной рулеткой через верхний люк 5, а общий уровень нефтепродукта в резервуаре через люк 6, определяемый как разность между высотой резервуара и общим уровнем нефтепродукта.
Пример конкретного осуществления способа.
Общий уровень нефтепродукта в резервуаре 2, замеренный через люк 6, составил 9 м, а уровень подтоварной воды 7 м. Плотность нефтепродукта - 890 кг/м3, плотность подтоварной воды - 1150 кг/м3. Радиус резервуара 2 - 13 м.
Затем определили толщину слоя нефтепродукта в резервуаре по формуле
где Δ h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м;
ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;
ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;
Нн=(9-7)· 1150/(1150-890)=8,846 м.
По формуле 1 определяем массу нефтепродукта
где ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;
ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;
r - радиус резервуара, м;
Δ h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м.
М=2· 890· 3,14· 132· 1150/(1150-890)-4177,9 т.
Данный способ позволяет измерить массу нефтепродукта в резервуаре в случаях, четкого раздела фаз, а также в случаях, когда граница раздела фаз размыта и визуально не определяется.
Claims (1)
- Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, включающий определение уровня нефтепродукта в резервуаре, отличающийся тем, что определяют разность между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в предварительно размещенной в резервуаре измерительной трубе, а массу нефтепродукта рассчитывают по формуле:М=Δ hρ нπ r2ρгде ρ н- плотность нефтепродукта, кг/м3;ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;r - радиус резервуара, м;Δ h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003116261/28A RU2247336C1 (ru) | 2003-06-02 | 2003-06-02 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003116261/28A RU2247336C1 (ru) | 2003-06-02 | 2003-06-02 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003116261A RU2003116261A (ru) | 2004-12-10 |
RU2247336C1 true RU2247336C1 (ru) | 2005-02-27 |
Family
ID=35286361
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003116261/28A RU2247336C1 (ru) | 2003-06-02 | 2003-06-02 | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2247336C1 (ru) |
-
2003
- 2003-06-02 RU RU2003116261/28A patent/RU2247336C1/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2124702C1 (ru) | Способ измерения уровня воды или жидкости (варианты) и барботажный уровнемер | |
US20090272188A1 (en) | Binary Liquid Analyzer For Storage Tank | |
RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
CN103344542A (zh) | 变水头法测量渗透系数装置 | |
RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
Prill et al. | Specific yield: Laboratory experiments showing the effect of time on column drainage | |
US4720995A (en) | Method of determining the volume of a section of an underground cavity | |
US2557488A (en) | Apparatus for and method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
RU2247336C1 (ru) | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре | |
RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
RU2715831C1 (ru) | Способ определения массы нефти в резервуаре | |
JP2012150090A (ja) | 気泡式粘度・比重、液位計 | |
US3182502A (en) | Tank gauge apparatus | |
RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
CN109915126B (zh) | 含油岩石的渗吸采出程度的测定方法和渗吸试验装置 | |
RU2057300C1 (ru) | Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре | |
RU201521U1 (ru) | Устройство для определения уровня нефти, воды и льда в вертикальных наземных резервуарах | |
SU894060A1 (ru) | Прибор дл определени набухани глинистых грунтов | |
RU2153153C1 (ru) | Гидростатический способ определения уровня и плотности жидкости в резервуаре | |
RU2006124625A (ru) | Способ градуировки резервуаров | |
RU2547877C1 (ru) | Способ определения объема расходуемой жидкости | |
US3308663A (en) | Metering system for the net oil produced from an oil well | |
RU2355884C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
RU213010U1 (ru) | Устройство для определения уровней нефтепродуктов и воды в резервуарах с применением оптического датчика | |
CN200986520Y (zh) | 一种泥岩密度测定仪 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060603 |