RU2715831C1 - Способ определения массы нефти в резервуаре - Google Patents

Способ определения массы нефти в резервуаре Download PDF

Info

Publication number
RU2715831C1
RU2715831C1 RU2019113847A RU2019113847A RU2715831C1 RU 2715831 C1 RU2715831 C1 RU 2715831C1 RU 2019113847 A RU2019113847 A RU 2019113847A RU 2019113847 A RU2019113847 A RU 2019113847A RU 2715831 C1 RU2715831 C1 RU 2715831C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
tank
water
weight
determining
Prior art date
Application number
RU2019113847A
Other languages
English (en)
Inventor
Владимир Николаевич Кожин
Сергей Владимирович Бодоговский
Игорь Валентинович Петров
Илья Игоревич Беляев
Евгений Владимирович Барсуков
Владимир Александрович Гусаров
Ксения Николаевна Фирсова
Евгений Анатольевич Симаненков
Андрей Алексеевич Мещеряков
Наиль Амирович Галиев
Original Assignee
Акционерное общество "Оренбургнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Акционерное общество "Оренбургнефть" filed Critical Акционерное общество "Оренбургнефть"
Priority to RU2019113847A priority Critical patent/RU2715831C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2715831C1 publication Critical patent/RU2715831C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F22/00—Methods or apparatus for measuring volume of fluids or fluent solid material, not otherwise provided for
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F23/00—Indicating or measuring liquid level or level of fluent solid material, e.g. indicating in terms of volume or indicating by means of an alarm
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01G—WEIGHING
    • G01G9/00—Methods of, or apparatus for, the determination of weight, not provided for in groups G01G1/00 - G01G7/00

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способам определения количества нефти, в частности к измерению массы нефти в резервуаре, содержащем двухкомпонентную смесь, и может быть использовано для измерения массы нефти в резервуарах, содержащих водонефтяную эмульсию. Способ заключается в определении уровня в резервуаре и давления гидростатического столба. При этом массу нефти рассчитывают по формуле. Технический результат заключается в повышении точности и снижении трудоемкости расчетов при определении массы нефти в резервуарах с нечетко выраженной границей раздела фаз (нефть - вода), с так называемым промежуточным слоем, во всем диапазоне возможных уровней взлива продукции. 1 ил.

Description

Изобретение относится к способам определения количества нефти, в частности к измерению массы нефти в резервуаре, содержащим двухкомпонентную смесь, и может быть использовано для измерения массы нефти в резервуарах содержащих водонефтяную эмульсию.
Известен способ определения массы нефтепродукта в резервуаре, заключающийся в измерении разности уровней в трубе с подтоварной водой и общего уровня нефтепродукта в резервуаре (патент на изобретение РФ №2247336, G01G 17/00, 17/04, оп. 27.02.05).
Недостатком данного способа является то, что попадание нефти в измерительную трубу в процессе заполнения резервуара приводит к неверному измерению массы нефтепродукта, а так же повышенная металлоемкость и сложность конструкции.
Так же известен способ определения количества нефти в резервуаре путем отбора проб специализированным пробоотборником с прикрепленной на нем мерной линейкой и вычисление количества нефти суммированием полученных значений на каждом уровне после проведения лабораторных испытаний отобранных проб.
Недостатком данного способа является низкая точность определения количества нефти, большая трудоемкость, отсутствие возможности постоянно контролировать количество нефти в резервуаре.
Наиболее близким по технической сущности является способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах путем измерения гидростатических давлений P1 и Р2 датчиками, устанавливаемыми, на уровне водных и нефтяных слоев (патент на изобретение РФ №2116629, G01F 1/86, G01F 23/14 от 27.07.98).
Недостатком данного способа является необходимость размещения датчиков давления в слоях нефти и воды, что делает невозможным измерения при неполном заполнении резервуара или наличия водонефтяной эмульсии в зоне установки датчиков.
Задачей данного изобретения является повышение точности, и снижение трудоемкости расчетов при определении массы нефти в резервуарах с не четко выраженной границей раздела фаз (нефть - вода), с так называемым промежуточным слоем, во всем диапазоне возможных уровней взлива продукции.
Техническая задача решается тем, что в способе определения массы нефти в резервуаре, согласно изобретению, определяют общий уровень взлива водонефтяной смеси в резервуаре и гидростатическое давление столба жидкости на уровне дна резервуара, а массу нефти М [т], рассчитывают по формуле:
Figure 00000001
где:
Н - общий уровень взлива водонефтяной смеси, м;
π - число Пи, 3,14;
r - радиус резервуара, м;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
ρв - плотность воды, кг/м3;
P - гидростатическое давление столба жидкости на уровне дна резервуара;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2.
На чертеже показана схема установки реализующей предлагаемый способ.
Установка содержит резервуар 1, уровнемер 2 для измерения общего уровня взлива продукта в резервуаре, датчик гидростатического давления 3 расположенный на уровне дна.
Установка работает следующим образом.
После набора в резервуар смеси подтоварной воды и нефти производят замер уровня взлива продукции и одновременно гидростатическое давление измеренного столба жидкости.
Пример конкретного осуществления способа.
Общий уровень жидкости в резервуаре 1, замеренный уровнемером 2, составил 7 м, а гидростатическое давление измеренное датчиком 3 - 71932 Па. Плотность нефти - 895 кг/м3, плотность подтоварной воды - 1200 кг/м3, радиус резервуара 1 - 10 м.
По формуле 1 определяем массу нефтепродукта
Figure 00000002
где: Н - общий уровень взлива водонефтяной смеси, м;
π - число Пи, 3,14;
r - радиус резервуара, м;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
ρв - плотность воды, кг/м3;
Р - гидростатическое давление столба жидкости на уровне дна резервуара;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2.
Figure 00000003
Данный способ позволяет производить измерение массы нефти в резервуарах, когда граница раздела фаз размыта, т.е. присутствует так называемый промежуточный слой в не зависимости от уровня жидкости и наличия отстоявшихся слоев нефти и воды.

Claims (10)

  1. Способ определения массы нефти в резервуаре, включающий определение гидростатического давления столба жидкости в резервуаре, отличающийся тем, что уровень жидкости в резервуаре определяют при помощи уровнемера, а массу нефти М в тоннах рассчитывают по формуле:
  2. Figure 00000004
  3. где:
  4. Н - общий уровень взлива водонефтяной смеси, м;
  5. π - число Пи, 3,14;
  6. r - радиус резервуара, м;
  7. ρн - плотность нефти, кг/м3;
  8. ρв - плотность воды, кг/м3;
  9. Р - гидростатическое давление столба жидкости на уровне дна резервуара, Па;
  10. g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2.
RU2019113847A 2019-05-06 2019-05-06 Способ определения массы нефти в резервуаре RU2715831C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019113847A RU2715831C1 (ru) 2019-05-06 2019-05-06 Способ определения массы нефти в резервуаре

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019113847A RU2715831C1 (ru) 2019-05-06 2019-05-06 Способ определения массы нефти в резервуаре

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715831C1 true RU2715831C1 (ru) 2020-03-03

Family

ID=69768454

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019113847A RU2715831C1 (ru) 2019-05-06 2019-05-06 Способ определения массы нефти в резервуаре

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715831C1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2138026C1 (ru) * 1998-04-13 1999-09-20 25 Государственный научно-исследовательский институт (ГосНИИ по химмотологии) Министерства обороны Российской Федерации Гидростатический уровнемер
RU137934U1 (ru) * 2013-10-11 2014-02-27 Сергей Альтаирович Волков Устройство определения массы нефтепродукта в резервуаре
CN207180783U (zh) * 2017-08-28 2018-04-03 中国石油天然气股份有限公司 多相流体计量装置

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2138026C1 (ru) * 1998-04-13 1999-09-20 25 Государственный научно-исследовательский институт (ГосНИИ по химмотологии) Министерства обороны Российской Федерации Гидростатический уровнемер
RU137934U1 (ru) * 2013-10-11 2014-02-27 Сергей Альтаирович Волков Устройство определения массы нефтепродукта в резервуаре
CN207180783U (zh) * 2017-08-28 2018-04-03 中国石油天然气股份有限公司 多相流体计量装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГОСУДОСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР ГОСТ 26976-86 "Нефть и нефтепродукты". Методы измерения массы. М.: Издательство стандартов, 1986. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20130338937A1 (en) Method for determining suspended matter loads concentrations in a liquid
US20090272188A1 (en) Binary Liquid Analyzer For Storage Tank
RU2715831C1 (ru) Способ определения массы нефти в резервуаре
US20170097295A1 (en) Method for determining suspended matter loads concentrations in a liquid
US2557488A (en) Apparatus for and method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores
RU2572476C2 (ru) Устройство для определения фазовой проницаемости
BE1020080A5 (nl) Bepaling van een karakteristiek van een waterweg.
RU2340772C2 (ru) Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+"
RU2247336C1 (ru) Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре
US20240003729A1 (en) Method and system for determining over time a level of a phase interface of a multiphase fluid present in a vertical pipe
RU105434U1 (ru) Устройство для определения границы раздела фаз жидких сред нефтепродукт - вода
US3182502A (en) Tank gauge apparatus
RU2623412C2 (ru) Способ оценки толщины слоя нефти над водой и устройство для его реализации
RU2519236C1 (ru) Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока
RU2057300C1 (ru) Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре
EA040237B1 (ru) Способ определения содержания воды в пластовой жидкости
RU2629030C1 (ru) Устройство для определения фазовых проницаемостей
RU2620702C1 (ru) Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин
RU2820738C1 (ru) Способ определения эффективного порового объёма горной породы в лабораторных условиях
RU2779533C1 (ru) Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины
RU137934U1 (ru) Устройство определения массы нефтепродукта в резервуаре
RU201521U1 (ru) Устройство для определения уровня нефти, воды и льда в вертикальных наземных резервуарах
RU2116629C1 (ru) Способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах
US4438651A (en) Method and device for measuring the density of fluids particularly dredgings
CN106441502A (zh) 非接触测量试剂剩余量的装置和方法