способ определения массы нефтепродукта в резервуаре

Формула изобретения

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= h _н r² _в/( _в- _н),

где _н- плотность нефтепродукта, кг/м³;

_в - плотность подтоварной воды, кг/м³;

r - радиус резервуара, м;

h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м.

Описание изобретения к патенту

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)· ( _эgH+ P),

где V - фактический объем нефтепродукта в резервуаре, м³;

Н - уровень нефтепродукта в резервуаре, м;

_э - плотность эталонной жидкости, кг/м³ ;

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 _н - плотность нефтепродукта, кг/м³;

_в - плотность подтоварной воды, кг /м³;

r - радиус резервуара, м;

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/м ³. Радиус резервуара 2 - 13 м.

Затем определили толщину слоя нефтепродукта в резервуаре по формуле

где h - разница между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в измерительной трубе, м;

_н - плотность нефтепродукта, кг/м³;

_в - плотность подтоварной воды, кг/м³;

Н_н=(9-7)· 1150/(1150-890)=8,846 м.

По формуле 1 определяем массу нефтепродукта

где _н - плотность нефтепродукта, кг/м³;

_в - плотность подтоварной воды, кг/м³;

r - радиус резервуара, м;

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.