Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРЕ

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:

где:

Н - общий уровень взлива водонефтяной смеси, м;

π - число Пи, 3,14;

r - радиус резервуара, м;

ρ_н - плотность нефти, кг/м³;

ρ_в - 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

где: Н - общий уровень взлива водонефтяной смеси, м;

π - число Пи, 3,14;

r - радиус резервуара, м;

ρ_н - плотность нефти, кг/м³;

ρ_в - плотность воды, кг/м³;

Р - гидростатическое давление столба жидкости на уровне дна резервуара;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с².

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.