| Приоритети: | Изобретението се отнася до измервателната техника и по-специално до измерването на масата на нефтен продукт в резервоар, съдържащ двукомпонентна смес. Методът се състои в определяне на нивото на нефтопродуктите в резервоара и след това определяне на разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, предварително поставена в резервоара. В този случай масата на нефтения продукт се изчислява по формулата. Техническият резултат се състои в повишаване на точността и надеждността на измерване на количеството нефт в резервоар, съдържащ нефт и добита вода. 1 болен.
Чертежи към патент България 2247336
Изобретението се отнася до измервателната техника, по-специално до измерването на масата на нефтен продукт в резервоар, съдържащ двукомпонентна смес.
Известен е метод за определяне на масата на нефтопродукта в резервоар, който се състои в измерване на нивото на нефтопродукта с два нивомера с поплавъци, потопени в нефтопродукта на различна дълбочина в зависимост от техните обемни и тегловни характеристики (Патент на САЩ № 2057300, G 01 G 17/04, оп. 27.03.96).
Недостатъкът на този метод е използването на два поплавъчни нивомера, които внасят допълнителна грешка в измерванетомаса масло. В допълнение, този метод не позволява да се вземе предвид количеството дънна вода на дъното на резервоара, което води до неправилно измерване на масата на нефтения продукт в резервоара.
Най-близкият по техническа същност до предложеното изобретение е метод, който се състои в определяне на действителния обем на нефтопродукта, като се вземат предвид неговото ниво, температура и температура на околната среда, след което се изчислява масата на нефтопродукта и в резервоара с нефтопродукта се поставя контейнер с еталонна течност (с известна плътност), чието ниво се поддържа равно на нивото на нефтопродукта в резервоара, измерва се разликата в хидростатичните налягания на нефтопродукта и еталонната течност , а от съотношението се определя масата на нефтопродукта в резервоара
M=V/(gH) (e gH+ P),
където V е действителният обем масло в резервоара, m 3;
Н - нивото на нефтопродукта в резервоара, m;
e е плътността на еталонната течност, kg/m 3 ;
P е разликата между хидравличното налягане на нефтения продукт и еталонната течност, MPa (изд. Св. СССР № 1520352, G 01 G 17/04, оп. 07.11.89).
При този метод е възможна грешка при определяне на масата на нефтопродукта поради неточността на поддържане на нивото на еталонната течност, равно на нивото на нефтопродукта. Освен това при този метод точките на избор на хидростатични налягания на еталонната течност или нефтен продукт са разположени над нивото на добиваната вода и са на същото ниво. Поради факта, че нивото на произведената вода не е постоянно и се променя значително по време на експлоатацията на резервоара, точката на вземане на проби от хидростатично налягане може да бъде значително по-висока или по-ниска от нивото на разделяне на фазата вода-нефт, което ще доведе до значителна грешка при измерване на масата на нефтения продукт.
задачаТехническото решение е да се повиши точността и надеждността на измерването на количеството нефт в резервоар, съдържащ нефт и добита вода.
Проблемът се решава с факта, че в метода за определяне на масата на нефтопродукта в резервоара, включително определяне на нивото на нефтопродукта в резервоара, съгласно изобретението, се определя разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, предварително поставена в резервоара, и масата на нефтопродукта се изчислява по формулата
където n е плътността на нефтения продукт, kg / m 3;
c - плътност на търговската вода, kg / m 3;
r - радиус на резервоара, m;
h е разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, m;
На приложения чертеж е показана схема на инсталация за определяне масата на нефтопродукт в резервоар.
Инсталацията включва входен тръбопровод 1, резервоар 2, тръбопровод за изтегляне на нефтопродукти 3, измервателна тръба 4 с люк 5, долният край на който се спуска до дълбочина, на която е известно, че дънната вода е люк 6 за измерване на общото ниво на нефтопродукта в резервоара.
Инсталацията работи по следния начин.
Измервателна тръба 4 е монтирана в резервоар 2 по такъв начин, че долният й край винаги е в долния воден слой.
Напоеният нефтопродукт през входния тръбопровод 1 влезе в резервоара 2, където напоеният нефтопродукт се разделя на нефтопродукт и произведена вода. Измервателната тръба 4 се пълни с дънна вода до ниво h, което е по-малко от общото ниво на маслото в резервоара H поради факта, че плътността на водата е по-голяма от плътността на маслото. Измерва се нивото на произведената вода в измервателната тръба 4измервателна лента през горния люк 5 и общото ниво на маслото в резервоара през люка 6, определено като разликата между височината на резервоара и общото ниво на маслото.
Пример за конкретна реализация на метода.
Общото ниво на нефта в резервоар 2, измерено през люк 6, е 9 m, а нивото на добивната вода е 7 м. Плътността на нефтения продукт е 890 kg/m3, плътността на добиваната вода е 1150 kg/m3. Радиус на резервоара 2 - 13 m.
След това по формулата определихме дебелината на слоя нефтопродукт в резервоара
където h е разликата между общото ниво на маслото в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, m;
n е плътността на нефтения продукт, kg / m 3;
c - плътност на търговската вода, kg / m 3;
H n \u003d (9-7) 1150 / (1150-890) \u003d 8,846 m.
Съгласно формула 1 определяме масата на нефтения продукт
където n е плътността на нефтения продукт, kg / m 3;
c - плътност на търговската вода, kg / m 3;
r - радиус на резервоара, m;
h е разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, m.
М=2 890 3.14 13 2 1150/(1150-890)-4177.9 t.
Този метод ви позволява да измервате масата на нефтения продукт в резервоара в случаите, когато има ясно разделяне на фазите, както и в случаите, когато фазовата граница е замъглена и не се определя визуално.
ИСК
Метод за определяне на масата на нефтопродукт в резервоар, включително определяне на нивото на нефтопродукта в резервоара, характеризиращ се с това, че се определя разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, предварително поставена в резервоара, и масата на нефтопродукта се изчислява по формулата:
M \u003d h n r 2 в / (в - n),
където n - плътностнефтен продукт, kg / m 3;
c - плътност на търговската вода, kg / m 3;
r - радиус на резервоара, m;
h е разликата между общото ниво на нефтопродукта в резервоара и нивото на произведената вода в измервателната тръба, m.
