СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ Российский патент 2005 года по МПК G01G17/00 G01G17/04 

Описание патента на изобретение RU2247336C1

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)· (ρ эgH+Δ P),

где V - фактический объем нефтепродукта в резервуаре, м3;

Н - уровень нефтепродукта в резервуаре, м;

ρ э - плотность эталонной жидкости, кг/м3;

Δ 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 ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;

ρ в - плотность подтоварной воды, кг /м3;

r - радиус резервуара, м;

Δ 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/м3. Радиус резервуара 2 - 13 м.

Затем определили толщину слоя нефтепродукта в резервуаре по формуле

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

ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;

ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;

Нн=(9-7)· 1150/(1150-890)=8,846 м.

По формуле 1 определяем массу нефтепродукта

где ρ н - плотность нефтепродукта, кг/м3;

ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;

r - радиус резервуара, м;

Δ 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.

Похожие патенты RU2247336C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ ЖИДКОСТИ В РЕЗЕРВУАРЕ 2011
  • Скворцов Борис Владимирович
  • Борминский Сергей Анатольевич
  • Солнцева Александра Валерьевна
  • Блинов Дмитрий Игоревич
RU2497085C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРЕ 2019
  • Кожин Владимир Николаевич
  • Бодоговский Сергей Владимирович
  • Петров Игорь Валентинович
  • Беляев Илья Игоревич
  • Барсуков Евгений Владимирович
  • Гусаров Владимир Александрович
  • Фирсова Ксения Николаевна
  • Симаненков Евгений Анатольевич
  • Мещеряков Андрей Алексеевич
  • Галиев Наиль Амирович
RU2715831C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ 1992
  • Внуковский В.В.
  • Щербаков А.А.
RU2057300C1
СПОСОБ ДЕГАЗАЦИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ПЕРЕД РЕМОНТНЫМИ РАБОТАМИ 2012
  • Киршев Алексей Александрович
  • Назаров Владимир Петрович
  • Коротовских Яна Владимировна
RU2518970C1
Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре и устройство для его осуществления 1987
  • Крекотень Юрий Васильевич
  • Лукинюк Михаил Васильевич
  • Буголовский Николай Романович
  • Зуевич Владимир Александрович
  • Венгерцев Юрий Александрович
  • Хижняк Сергей Григорьевич
  • Загоскин Владимир Николаевич
  • Буголовская Светлана Николаевна
SU1520352A1
СПОСОБ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО КОНТРОЛЯ И УЧЕТА МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ТОПЛИВНЫХ БАЗАХ ПРИ ИХ ХРАНЕНИИ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ (ВАРИАНТЫ) 2006
  • Шенкман Эдуард Наумович
  • Науменко Сергей Николаевич
  • Мартынов Леонид Константинович
RU2329472C1
УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ, ОБЪЕМА, ПЛОТНОСТИ И УРОВНЯ ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ 1999
  • Ащин А.Н.
  • Брусин В.Д.
  • Сергеев Л.Г.
  • Хритин А.А.
RU2158418C1
СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПОЖАРА РАЗЛИТОЙ НЕФТИ И ГЕЛЕОБРАЗУЮЩАЯ КОМПОЗИЦИЯ 1997
  • Дегтярев В.Н.
  • Перунов В.П.
  • Халтурин В.Н.
RU2111778C1
Способ измерения массы углеводородов нефти, содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий 2022
  • Шакуров Рашид Ильдарович
RU2791832C1
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В ЗАКРЫТОЙ ЕМКОСТИ ПОД ДАВЛЕНИЕМ, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО В КОНТЕЙНЕРЕ-ЦИСТЕРНЕ 2000
  • Генкин В.Н.
  • Генкин М.В.
  • Волошин П.С.
  • Нестеренко И.Н.
  • Полонуер М.В.
RU2160432C1

Реферат патента 2005 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ

Изобретение относится к измерительной технике и в частности к измерению массы нефтепродукта в резервуаре, содержащем двухкомпонентную смесь. Способ заключается в определении уровня нефтепродуктов в резервуаре и последующем определении разности между общим уровнем нефтепродукта в резервуаре и уровнем подтоварной воды в предварительно размещенной в резервуаре измерительной трубе. При этом массу нефтепродукта рассчитывают по формуле. Технический результат заключается в повышении точности и надежности измерения количества нефтепродукта в резервуаре, содержащем нефтепродукт и подтоварную воду. 1 ил.

Формула изобретения RU 2 247 336 C1

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=Δ hρ нπr2ρв

/(ρ вн),

где ρ н- плотность нефтепродукта, кг/м3;

ρ в - плотность подтоварной воды, кг/м3;

r - радиус резервуара, м;

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

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2005 года RU2247336C1

Способ определения массы нефтепродукта в резервуаре и устройство для его осуществления 1987
  • Крекотень Юрий Васильевич
  • Лукинюк Михаил Васильевич
  • Буголовский Николай Романович
  • Зуевич Владимир Александрович
  • Венгерцев Юрий Александрович
  • Хижняк Сергей Григорьевич
  • Загоскин Владимир Николаевич
  • Буголовская Светлана Николаевна
SU1520352A1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ 1992
  • Внуковский В.В.
  • Щербаков А.А.
RU2057300C1
Способ измерения массы жидкости в резервуарах и устройство для его осуществления 1988
  • Лукинюк Михаил Васильевич
  • Крекотень Юрий Васильевич
  • Буголовский Николай Романович
  • Булгаков Борис Борисович
  • Несговоров Алексей Михайлович
  • Бромберг Эрнест Моисеевич
  • Шурпач Анатолий Игнатьевич
  • Саулов Вячеслав Юрьевич
SU1657975A1
УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ, ОБЪЕМА, ПЛОТНОСТИ И УРОВНЯ ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ 1999
  • Ащин А.Н.
  • Брусин В.Д.
  • Сергеев Л.Г.
  • Хритин А.А.
RU2158418C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В РЕЗЕРВУАРАХ 1996
  • Веревкин А.П.
  • Хафизов А.Р.
  • Ишмаков Р.М.
RU2116629C1

RU 2 247 336 C1

Авторы

Густов Б.М.

Мошков В.К.

Мошков А.В.

Даты

2005-02-27Публикация

2003-06-02Подача