способ испытания на герметичность подземного резервуара, сооружаемого в растворимых формациях

Формула изобретения

Способ испытания на герметичность подземного резервуара, сооружаемого в растворимых формациях, предусматривающий оборудование его двумя концентрически расположенными, подвесными колоннами труб, закачку жидкого нефтепродукта, определение его массы в резервуаре до и после наложения испытательного давления, производимого путем закачки насыщенного рассола, отличающийся тем, что до и после наложения испытательного давления в резервуар дополнительно закачивают фиксированное количество жидкого нефтепродукта той же марки, отличающегося по химическому составу от исходного, последующим перемешиванием до равномерного распределения компонентов образующейся смеси в объеме подземного резервуара, а степень его герметичности оценивают по суточной утечке жидкого нефтепродукта, исходя из выражения



где М - суточная утечка нефтепродукта, кг/сут;

n - количество суток выдержки подземного резервуара под испытательным давлением, сут;

M₁ - масса дополнительно закачиваемого в подземный резервуар жидкого нефтепродукта до наложения испытательного давления, кг;

с - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в отбираемом из подземного резервуара исходном жидком нефтепродукте, до наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта;

с₁ - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте до наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта;

с₂ - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки до наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта;

M₁" - масса дополнительно закачиваемого дополнительно фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки после наложения испытательного давления, кг;

с" - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в жидком нефтепродукте, отбираемом из подземного резервуара после наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта;

с₁" - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте, после наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта;

с₂" - содержание химического элемента, характеризующего качество нефтепродукта, в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки, после наложения испытательного давления, г/100 г нефтепродукта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к испытаниям на герметичность подземных резервуаров, создаваемых подземным растворением через буровые скважины для хранения жидких и газообразных продуктов в растворимых формациях.

Известен способ испытания подземного резервуара на герметичность, включающий закачку в него испытательного флюида до достижения испытательного давления, выдержку под испытательным давлением с наблюдением за изменением давления на оголовке. О герметичности подземного резервуара судят по изменению давления за время выдержки [1].

Недостатком данного способа является лишь качественная характеристика герметичности подземного резервуара и возможность применения способа не ранее, чем через 1,5 месяца после окончания работ по сооружению резервуара вследствие влияния процесса донасыщения рассола в подземном резервуаре.

Известен также способ испытания подземного резервуара на герметичность, включающий оборудование его двумя концентрически расположенными подвесными колоннами труб, закачку испытательного флюида в межтрубное пространство обсадной и внешней подвесной колонн с доведением границы раздела "рассол - испытательный флюид" ниже башмака обсадной колонны и последующим определением уровня раздела "рассол - испытательный флюид" с помощью радиоактивного каротажа в начале и в конце испытаний при испытательном давлении [2].

Недостатком данного способа является низкая точность в определении утечки испытательного флюида, требуется определение геометрических параметров необсаженной части скважины и применение радиоактивного каротажа.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ испытания подземного резервуара на герметичность, включающий оборудование его двумя концентрически расположенными, подвесными колоннами труб, закачку испытательного флюида с замером его количества, повышение давления до испытательного путем закачки насыщенного рассола и выдержки под испытательным давлением с последующим отбором испытательного флюида из резервуара и замером его количества [1].

Недостатком данного способа является низкая точность в определении объема закачанного и отобранного испытательного флюида, а также необходимость полного извлечения его после испытания.

Решаемая техническая задача заключается в разработке способа, позволяющего с высокой точностью определять массу испытательного флюида - жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре в любой момент времени. При этом возможно осуществлять контроль за изменением массы жидкого нефтепродукта в процессе испытаний и, как следствие, определять герметичность подземного резервуара с высокой точностью и минимальными затратами как во время его строительства, так и в процессе его эксплуатации.

Решение указанной задачи достигается при осуществлении способа, предусматривающего оборудование подземного резервуара двумя концентрически расположенными, подвесными колоннами труб, закачку жидкого нефтепродукта и определение его количества в резервуаре до и после наложения испытательного давления, производимого путем закачки насыщенного рассола.

Согласно предлагаемому способу массу жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре до и после наложения испытательного давления определяют по степени ненасыщенности углеводородов в составе нефтепродукта с помощью индикаторного вещества, вводимого в периодически отбираемые пробы жидкого нефтепродукта, или по содержанию химического элемента, характеризующего качество закачанного нефтепродукта, например меркаптановой серы. Перед наложением испытательного давления и по его окончании в подземный резервуар дополнительно закачивают фиксированное количество жидкого нефтепродукта той же марки, но отличающееся при этом по химическому составу от исходного нефтепродукта в подземном резервуаре. После закачки дополнительного количества нефтепродукта содержимое резервуара перемешивают до равномерного распределения смеси нефтепродуктов по всему объему подземного резервуара. Степень герметичности подземного резервуара оценивают по суточной утечке жидкого нефтепродукта, исходя из выражения



где М - суточная утечка нефтепродукта (кг/сут),

n - количество суток выдержки подземного резервуара под испытательным давлением (сут),

М₁ - масса дополнительно закачиваемого в подземный резервуар жидкого нефтепродукта до наложения испытательного давления (кг),

с - содержание определяемого химического элемента в отбираемом из подземного резервуара исходном жидком нефтепродукте (г/100 г нефтепродукта),

с₁ - содержание определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте (г/100 г нефтепродукта),

с₂ - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки (г/100 г нефтепродукта),

M"₁ - масса дополнительно закачиваемого дополнительно фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки после наложения испытательного давления (кг),

с" - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте, отбираемом из подземного резервуара после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта),

c"₁ - содержание определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта),

c"₂ - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта).

Определение массы жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре по степени ненасыщенности углеводородов производят, определяя йодное число нефтепродукта посредством индикаторного вещества, в частности йодсодержащего, например IВr или ICl, при добавлении его в отбираемые из резервуара пробы жидкого нефтепродукта до и после наложения испытательного давления [3].

Определение массы жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре также производят, определяя изменение содержания одного из химических элементов в составе нефтепродукта в отбираемых пробах, в частности по содержанию меркаптановой серы.

Закачивая в подземный резервуар до и после наложения испытательного давления фиксированное количество жидкого нефтепродукта той же марки с отличающимся химическим составом, изменяются количественные и качественные характеристики исходного нефтепродукта в резервуаре, определение которых посредством отбора проб до и после испытания резервуара давлением позволяет рассчитать массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре до и после наложения испытательного давления, что в свою очередь позволяет произвести оценку степени герметичности подземного резервуара.

Массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре, рассчитывают по следующей формуле:



где М - исходная масса жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре;

М₁ - масса дополнительно закачиваемого в подземный резервуар жидкого нефтепродукта до наложения испытательного давления;

с - содержание определяемого химического элемента в отбираемом из подземного резервуара исходном жидком нефтепродукте (г/100 г нефтепродукта),

с₁ - содержание определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте (г/100 г нефтепродукта),

с₂ - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки (г/100 г нефтепродукта).

Выражение (I) выведено на основании того, что содержание определяемого химического элемента в отдельно взятой пробе пропорционально его содержанию в общей массе нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре.

Расчет масс жидкого нефтепродукта, находящихся в подземном резервуаре до и после наложения испытательного давления, осуществляют следующем образом.

Содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте определяется из следующего выражения:



где с - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте, отбираемом из подземного резервуара;

m - масса определяемого химического элемента в исходном жидком нефтепродукте, содержащемся в подземном резервуаре;

М - исходная масса жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре.

Это же соотношение справедливо и для содержания определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом в подземный резервуар фиксированном количестве жидкого нефтепродукта той же марки, но отличающемся по химическому составу от исходного:



где с₁ - содержание определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте;

m₁ - масса определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом количестве жидкого нефтепродукта;

M₁ - масса дополнительно закачиваемого в подземный резервуар жидкого нефтепродукта.

После закачивания в резервуар дополнительного количества жидкого нефтепродукта той же марки и последующего перемешивания до равномерного распределения его в объеме подземного резервуара концентрация индикаторного вещества изменяется и выражается в следующем виде:



где с₂ - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки.

Следовательно, из выражений II, III и IV можно вывести формулу для определения исходной массы жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре:



В расчетах учитываются фактическая масса жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре до наложения испытательного давления и масса дополнительно закачиваемого фиксированного количества нефтепродукта той же марки

M" = M+M₁,

т.е.

где М" - фактическая масса жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре (учитывающая массу дополнительно закачиваемого количества нефтепродукта той же марки M₁) до наложения испытательного давления.

Для этих расчетов необходимо установить значения величин с, с₁, с₂, которые определяют путем отбора проб жидкого нефтепродукта до наложения испытательного давления.

Аналогичный расчет массы жидкого нефтепродукта в объеме подземного резервуара производят после наложения испытательного давления по формуле



где М_р - масса жидкого нефтепродукта в объеме подземного резервуара после наложения испытательного давления,

с" - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте, отбираемом из подземного резервуара после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта),

c"₁ - содержание определяемого химического элемента в дополнительно закачиваемом жидком нефтепродукте после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта),

c"₂ - содержание определяемого химического элемента в жидком нефтепродукте в подземном резервуаре после закачки дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки после наложения испытательного давления (г/100 г нефтепродукта).

Величина утечки определяется разностью между М" и М_р, при этом суточная утечка определяется выражением



т.е.

На чертеже представлена принципиальная схема осуществления способа испытания на герметичность подземного резервуара, в соответствии с которой в подземный резервуар 1, сооруженный в растворимой породе, закачан жидкий нефтепродукт 2. Резервуар 1 оборудован концентрически расположенными колоннами труб обсадной 3, внешней подвесной колонной 4 и центральной подвесной колонной 5. Закачку дополнительного фиксированного количества жидкого нефтепродукта в подземный резервуар производят из мерной емкости 6. Схемой предусмотрено оборудование перекачивающих трубопроводов системой задвижек 7, 8, 9, 10, 11 и 12, насосом 13, манометрами 14, 15 и 16.

Способ реализуется в следующей последовательности.

По завершении работ по размыву подземного резервуара наземный комплекс оборудования монтируют в соответствии со схемой, показанной на чертеже.

Перед началом испытаний подземного резервуара 1 на герметичность необходимо осуществить тщательное перемешивание всего объема жидкого нефтепродукта 2, находящегося в подземном резервуаре. Перемешивание осуществляют путем отбора жидкого нефтепродукта из подземного резервуара по межтрубному пространству обсадной 3 и внешней подвесной 4 колонн и последующей его закачкой обратно в подземный резервуар 1 по межтрубному пространству внешней подвесной 4 и центральной подвесной 5 колонн.

По завершении процесса перемешивания производят забор пробы жидкого нефтепродукта, устанавливают концентрацию индикаторного вещества или степень ненасыщенности углеводородов в отбираемой пробе.

После этого в межтрубное пространство внешней 4 и центральной подвесной 5 колонны закачивают из мерной емкости 6 строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта той же марки, но с иным содержанием искомого вещества или с другой степенью насыщенности углеводородов. При этом задвижки 7, 8, 9 и 10 находятся в открытом положении, а задвижки 11 и 12 - в закрытом (см. на чертеже).

Задвижка 10 на рассол должна быть открыта для того, чтобы давление в подземном резервуаре было гидростатическое.

Для интенсификации процесса перемешивания дополнительного количества жидкого нефтепродукта с ранее закачанным жидким нефтепродуктом в подземном резервуаре 1 поступают следующим образом.

Приводят задвижки 7, 11 и 12 в положение "открыто", а задвижки 8, 9 и 10 в положение "закрыто" и производят циркуляционную подачу жидкого нефтепродукта в подземный резервуар 1 (см. чертеж).

После периода выжидания, необходимого для полного перемешивания дополнительной порции жидкого нефтепродукта с уже находящимся жидким нефтепродуктом в подземном резервуаре 1, приступают к следующему этапу.

Производят забор пробы жидкого нефтепродукта для определения индикаторного вещества или степени ненасыщенности углеводородов.

Затем, зная начальное и конечное значение концентрации индикаторного вещества или степени ненасыщенности углеводородов в жидком нефтепродукте, находящемся в подземном резервуаре, и, зная количество дополнительно закачанного количества жидкого нефтепродукта и содержание в нем индикаторного вещества или степени ненасыщенности углеводородов, определяют общую массу жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре 1 в данный момент времени по формуле (I).

Фактическая масса жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре до наложения испытательного давления определяется по формуле (VI).

Таким образом, точно определив массу жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре 1, приступают к наложению испытательного давления рассолом при помощи насосного оборудования 13.

Для этого задвижку 10 открывают, а задвижки 7 и 11 закрывают и приступают к подаче рассола по центральной колонне в подземный резервуар до доведения давления на оголовке скважины до испытательного, наблюдая за показаниями манометров 14 и 15.

После выдержки подземного резервуара 1 под испытательным давлением давление на оголовке скважины сбрасывают до гидростатического путем открытия задвижки 10 на рассол и наблюдения за показаниями манометров 14, 15 и 16.

Далее снова производят тщательное перемешивание жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре 1 (подробно описанное ранее), осуществляют отбор пробы и определяют в ней концентрацию искомого вещества или степень ненасыщенности углеводородов в жидком нефтепродукте.

Затем производят закачку второго добавленного, строго фиксированного количества жидкого нефтепродукта с иным содержанием индикаторного вещества или другой степенью ненасыщенности углеводородов в подземный резервуар 1 по межтрубному пространству между внешней 4 и центральной 5 подвесной колонной и повторяют процесс перемешивания жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре 1.

После периода выжидания, необходимого для полного перемешивания второго дополнительного количества жидкого нефтепродукта с уже находящимся жидким нефтепродуктом в подземном резервуаре 1, производят забор пробы жидкого нефтепродукта из подземного резервуара 1 и определяют в ней вновь искомые величины.

Затем расчетным путем определяют массу жидкого нефтепродукта в подземном резервуаре 1 после наложения испытательного давления по формуле (I).

Суточную величину утечки жидкого нефтепродукта из подземного резервуара определяют по формуле (IХ).

Пример 1

Для испытания резервуара 1 на герметичность закачанный в подземный резервуар 1 по межтрубному пространству обсадной 3 и внешней подвесной 4 колонн жидкий нефтепродукт 2 тщательно перемешивают, отбирают пробу и определяют йодное число, которое составляет - с=6,00321 (г йода /100 г нефтепродукта); дополнительно таким же образом закачивают строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта массой M₁=1000 кг; йодное число в нем составляет - с₁=1,01312 (г йода/100 г нефтепродукта); а йодное число в жидком нефтепродукте, образовавшемся в результате смешения дополнительно закачанных 1000 кг жидкого нефтепродукта и жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре, составляет - c₂=5,90202 (г йода /100 г нефтепродукта).

Расчетным путем определяют исходную массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре 1



Общую массу жидкого нефтепродукта, образовавшегося в результате дополнительной закачки фиксированного количества жидкого нефтепродукта той же марки, но отличающегося по химическому составу, определяют следующим образом:

М"=М+М₁=48314+1000=49314 (кг).

После чего путем закачки рассола в подземный резервуар 1 по центральной подвесной колонне 5 увеличивают давление жидкого нефтепродукта до испытательного и выдерживают резервуар 1 под давлением в течение 3-х суток. После истечения испытательного срока давление жидкого нефтепродукта 2 снижают до первоначального за счет выпуска рассола по центральной подвесной колонне 5, ранее закачанного в резервуар. Затем производят тщательное перемешивание жидкого нефтепродукта 2 в подземном резервуаре 1 путем отбора нефтепродукта 2 из подземного резервуара 1 по межтрубному пространству внешней 4 и центральной подвесной 5 колонн и последующей его закачки в подземный резервуар 1 по межтрубному пространству обсадной 3 и внешней 4 подвесной колонн. После полного перемешивания жидкого нефтепродукта 2, находящегося в подземном резервуаре 1, с дополнительно закачанным количеством жидкого нефтепродукта производят отбор пробы нефтепродукта и определяют в ней йодное число: с"= 5,90217 (г йода /100 г нефтепродукта).

Затем в подземный резервуар 1 закачивают по межтрубному пространству обсадной 3 и внешней подвесной 4 колонн строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта (M"₁= 1000 кг) с отличающимся йодным числом (c"₁= 1,01312 (г йода /100 г нефтепродукта)). Затем тщательно перемешивают смесь нефтепродуктов в резервуаре, снова отбирают из него пробу и определяют в ней йодное число: c"₂=5,80402 (г йода /100 г нефтепродукта).

Расчетным путем устанавливают массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре после воздействия испытательного давления



После этого определяют суточную утечку жидкого нефтепродукта 2 из подземного резервуара 1 за время испытаний, равное 3 суткам, по следующей формуле:



Приведенный расчет показывает, что суточная утечка жидкого нефтепродукта из подземного резервуара 1 составила 167,3 кг/сут.

По СП 34-106-98 подземный резервуар считается выдержавшим испытание на герметичность, если суточная утечка не превышает 20 кг/сут [1, 4].

М>20 кг/сут, следовательно, данный подземный резервуар не выдержал испытание на герметичность.

Пример 2

Для испытания резервуара 2 на герметичность закачанный жидкий нефтепродукт тщательно перемешивают, отбирают пробу и определяют йодное число, которое составляет - с=6,00321 (г/100 г нефтепродукта); дополнительно закачивают строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта массой M₁= 1000 кг; йодное число в нем составляет - с₁=1,01312 (г/100 г нефтепродукта); а йодное число в жидком нефтепродукте, образовавшемся в результате смешения дополнительно закачанной 1000 кг жидкого нефтепродукта и жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре, составляет - c₂=5,90202 (г/100 г нефтепродукта).

Расчетным путем определяют массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре



Общую массу жидкого нефтепродукта, образовавшегося в результате смешения дополнительно закачанного фиксированного количества жидкого нефтепродукта с жидким нефтепродуктом, находящемся в подземном резервуаре, определяют следующим образом:

M"=М+M₁=48314+1000=49314 (кг).

После этого путем закачки рассола увеличивают давление жидкого нефтепродукта до испытательного и выдерживают резервуар под давлением в течение 3-х суток. По истечении испытательного срока давление жидкого нефтепродукта снижают до первоначального за счет выпуска из резервуара ранее закачанного рассола. Вновь тщательно перемешивают жидкий нефтепродукт в подземном резервуаре, производят отбор пробы, в которой определяют йодное число: с"= 5,90217 (г/100 г нефтепродукта).

Затем в подземный резервуар добавляют строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта (M"₁= 1000 кг) с другим йодным числом (c"₁=1,01312 (г/100 г нефтепродукта)) нежели в жидком нефтепродукте, содержащемся в подземном резервуаре, и тщательно перемешивают, отбирают пробу жидкого нефтепродукта и определяют в ней йодное число: c"₁=5,80497 (г/100 г нефтепродукта).

Далее рассчитывают массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре после наложения испытательного давления



Определяют суточную утечку жидкого нефтепродукта из подземного резервуара за 3 суток испытаний по следующей формуле:



Приведенный расчет показывает, что суточная утечка нефтепродукта из подземного резервуара будет составлять 5 кг/сут.

По СП 34-106-98 подземный резервуар считается выдержавшим испытание на герметичность, если суточная утечка не превышает 20 кг/сут [1, 4].

М<20 кг/сут, следовательно, данный подземный резервуар является герметичным.

Пример 3

Для испытания резервуара 3 на герметичность закачанный жидкий нефтепродукт тщательно перемешивают, отбирают пробу и определяют концентрацию меркаптановой серы, которая составляет - с=0,00485187 (г/100 г нефтепродукта); дополнительно закачивают строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта массой M₁=1000 кг; концентрация меркаптановой серы в нем составляет - с₁= 0,00379434 (г/100 г нефтепродукта); а концентрация меркаптановой серы в жидком нефтепродукте, образовавшемся в результате смешения дополнительно закачанной 1000 кг жидкого нефтепродукта и жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре, составляет - c₂=0,00482216 (г/100 г нефтепродукта).

Расчетным путем определяют массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре



Общую массу жидкого нефтепродукта, образовавшегося в результате смешения дополнительно закачанного фиксированного количества жидкого нефтепродукта с жидким нефтепродуктом, находящимся в подземном резервуаре, определяют следующим образом:

М"=М+М₁=34595,08+1000=35595,08 (кг).

После этого путем закачки рассола увеличивают давление жидкого нефтепродукта до испытательного и выдерживают резервуар под давлением в течение 3-х суток. По истечении испытательного срока давление жидкого нефтепродукта снижают до первоначального за счет выпуска из резервуара ранее закачанного рассола. Вновь тщательно перемешивают жидкий нефтепродукт в подземном резервуаре, производят отбор пробы, в которой определяют концентрацию меркаптановой серы: с"=0,00482216 (г/100 г нефтепродукта).

Затем в подземный резервуар добавляют строго фиксированное количество жидкого нефтепродукта (M"₁= 1000 кг) с другой концентрацией меркаптановой серы (c"₁=0,00379434 (г/100 г нефтепродукта)) нежели в жидком нефтепродукте, содержащемся в подземном резервуаре, и тщательно перемешивают, отбирают пробу жидкого нефтепродукта и определяют в ней концентрацию меркаптановой серы: c"₂=0,00479403 (г/100 г нефтепродукта).

Далее рассчитывают массу жидкого нефтепродукта, находящегося в подземном резервуаре после наложения испытательного давления:



Определяют суточную утечку жидкого нефтепродукта из подземного резервуара за 3 суток испытаний по следующей формуле:



Приведенный расчет показывает, что суточная утечка жидкого нефтепродукта из подземного резервуара будет составлять 19 кг/сут.

По СП 34-106-98 подземный резервуар считается выдержавшим испытание на герметичность, если суточная утечка не превышает 20 кг/сут [1, 4].

М<20 кг/сут, следовательно, данный подземный резервуар является герметичным.

Источники информации

1. СП 34-106-98 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. ОАО "Газпром".

2. SMRI 95-0001. S.F.Crotogino. SMRI Reference For External Well Mechanical Integrity Testing - Performance, Data Evaluation And Assessment.

3. Химическая энциклопедия в 5-ти томах, том 2. Гл. ред. И.Л.Кнунянц. Научное издательство "Большая Российская Энциклопедия". - М., 1998 г.

4. ВСН 51-5-85. (Включая Изменение 1) Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов. "Мингазпром".