способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах

Формула изобретения

Способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах путем измерения гидростатических давлений P₁ и P₂ датчиками, устанавливаемыми на уровне водного и нефтяного слоев с последующим вычислением массы нефти по зависимости

M_н = C₀ + C₁P₂ - C₂P₁,

отличающийся тем, что производят коррекцию измеряемых давлений P₁ и P₂ в зависимости от изменения плотностей воды и нефти по соотношениям





где











_B= _B- ⁰_B;

_H= _H- ⁰_H;

S - площадь поверхности жидкости в резервуарах;

⁰_H, ⁰_B - расчетные плотности нефти и воды;

P₂, P₁ - пьезометрические давления слоев нефти и воды на высотах H₂ и H₁ соответственно;

g - ускорение свободного падения;

_H, _B - измеренная плотность нефти и воды соответственно;

, , - коэффициенты, лежащие в пределах 0 < < 1; 0 < < 1; 0 < < 1, и устанавливаемые экспертным путем в зависимости от точности измерения и диапазона измерения _H и _B.B

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам определения количества углеводородного сырья, в частности нефти и конденсата в резервуарах, и может быть использовано в нефтегазодобывающих и нефтегазоперерабатывающих отраслях промышленности при определении количеств несмешивающихся углеводородных жидкостей.

Известен способ измерения взлива, поверхности раздела нефть-вода и температуры с помощью рулетки [1].

Известный способ отличается низкой точностью, достоверностью, сложен в эксплуатации.

Известен способ оперативного измерения двух уровней несмешивающихся жидкостей (например, нефть-вода), основанный на измерении времени прохождения ультразвуковой волной по волноводу расстояния от излучателя до поплавка [2].

Основным недостатком данного способа является наличие большого нижнего неизмеряемого уровня, так называемого "мертвого остатка".

Известен способ определения количества нефти в резервуаре путем измерения общего взлива, отбора трехслойных проб с последующим производством анализа средней пробы на содержание воды и солей. Полученные величины с помощью калибровочных таблиц и удельного веса средней пробы пересчитываются в весовые единицы [3].

Недостатком способа является недостаточная точность измерения в резервуарах с большим содержанием воды в нефти в виду трудностей в определении границ раздела фаз вода-нефть, наличия промежуточного слоя, а также в связи со сложностями выполнения анализов при высокой обводненности пробы. Увеличение числа проб вопроса не решает, а лишь ведет к увеличению трудоемкости определения.

Наиболее близким по техническому решению является способ определения количества углеводородного сырья в резервуаре путем измерения гидростатического давления датчиками, устанавливаемыми на уровне водного и нефтяного слоев [4] . Количество условно сухой нефти, независимо от соотношения воды и нефти в эмульсии по высоте резервуара, рассчитывается по соотношению

M_н = C₀ + C₁P₂-C₂P₁

где



где

S - площадь поверхности жидкости в резервуаре, ⁰_н, ⁰_в - расчетные плотности нефти и воды; P₂, P₁ - пьезометрические давления слоев нефти и воды на высотах H₂ и H₁ соответственно; g - ускорение свободного падения.

Недостатками данного способа является зависимость коэффициентов C₀, C₁, C₂ и результата вычисления количества углеводородного сырья от изменяющихся плотностей воды и нефти. В связи с этим возникает погрешность измерения количества углеводородного сырья при изменениях плотностей нефти и воды _н, _в.

Целью изобретения является повышение точности и снижение трудоемкости расчетов при определении количества углеводородного сырья в резервуарах.

Сущность изобретения заключается в том, что в известном способе, включающем изменение гидростатических давлений P₁ и P₂ датчиками, устанавливаемыми на уровне водных и нефтяных слоев с последующим вычислением массы по зависимости

M_н=C₀+C₁P₂-C₂P₁

где



согласно изобретению производят коррекцию измеряемых давлений P₁ и P₂ в зависимости от изменения плотностей воды и нефти по соотношению



где

H_в и H_н рассчитывают по формулам:



где



_в - измеренная плотность воды; _н - измеренная плотность нефти.

,, - коэффициенты, лежащие в пределах 0 < < 1; 0 < < 1; 0 < < 1, и устанавливаемые экспертным путем в зависимости от точности измерения и диапазона изменения _в и _н.

Плотности воды и нефти рассчитываются, например, по перепаду давлений между датчиками, установленными в водном слое на высотах H₁, H₃ и в нефтяном слое на высотах H₂, H₄.

Оценка содержания нефти в резервуарах (OCHP) по прототипу [4] может быть решена путем установки двух, трех или четырех пьезометрических датчиков давления типа "КАРАИДЕЛЬ" фиг. 1 - 4, где 1 - резервуар; 2, 3, 8, 10 - датчики давления; 4, 5, 9, 11 - местные приборы; 6 - вычислительное устройство; 7 - вторичный прибор.

В случае установки датчиков по высотам водного слоя H₁ и нефтяного слоя H₂ коррекция по плотностям воды и нефти не производится (фиг. 1).

В случае установки двух датчиков давление на высотах водного слоя H₁ и H₃= H₁ + H (где H = 0,5...1,0 м) и одного датчика давления по высоте нефтяного слоя H₂ производится коррекция по плотности воды, оцениваемой по перепаду давлений между датчиками по высотам H₁ и H₃, (фиг. 2).

Коррекция по плотности воды производится по формулам (5)-(10) при _н= 0.

В случае установки одного датчика давления по высоте водного слоя H₁ и двух датчиков давления по высотам нефтяного слоя H₂ и H₄=H₂ + H (где H = 0,5. . .1,0 м) производится коррекция по плотности нефти, оцениваемой по перепаду давлений между датчиками по высотам H₂ и H₄ (фиг. 3).

Коррекция по плотности нефти производится по формулам (5)-(10) при _в= 0. Если одновременно устанавливаются датчики на высотах H₃, H₄, то коррекция производится по плотностям воды и нефти (фиг. 4).

Для вычисления массы нефти и давлений P₁ и P₂ по формуле (1) можно использовать промышленные микроконтроллеры, например ремиконт P-110, входные и выходные величины которого измеряются в процентах.

В этом случае формула (1) примет вид

M_н(%)=С₀+C₁P₂(%)- C₂P₁(%),

где



K_м - коэффициент усиления вторичного прибора,

K_р - коэффициент усиления пневмоэлектропреобразователя, например,

K_м=100%/(400010³)кг=2,510^-5%/кг; K_р=125%/10⁵Па=1,2510^-3%/Па

При характерных плотностях воды _в (1100 - 1200) кг/м³ и нефти _п (880 - 890) кг/м³; H₁ = 1 м; H₂ = 7 м значения коэффициентов обычно лежат в пределах



Рассмотрим влияние изменения плотностей _н и _в на точность расчета M_н безотносительно к причине их изменения.

Проанализируем величины чувствительности K^l_вⁿ и K^l_нⁿ в зависимости от изменения различных факторов: исходных плотностей воды ⁰_в и нефти ⁰_н уровня условно "сухой" нефти H_н; взлива резервуара H.

Для характерных параметров работы резервуаров УКПН "Ашит" (АНК "Башнефть")



Эти величины дают возможность оценить какова будет относительная погрешность оценки массы нефти при относительном изменении _в или _н, если коэффициенты C₀, C₁, C₂ не корректировать.

Для повышения точности оценки величины M_н следует производить расчет C₀, C₁, C₂ для каждого резервуара индивидуально.

Изменение температуры приводит к одновременному изменению _в и _н. Относительные изменения _в и _н при t = 5^oC составляют соответственно величины

Приведенные значения погрешностей от влияния различных факторов позволяют сделать следующие выводы:

1) погрешность от изменения температуры в пределах 5^oC приводит к появлению погрешности M_н, не превышающей 1%;

2) изменения плотностей воды и нефти в пределах _в 1,5% и _н 0,4% приводят к погрешности M_н порядка 4,5%;

3) при отсутствии коррекции оценки величины M_н по плотностям воды, нефти и температуре максимальная погрешность метода составляет величину порядка 5% при _в 1,5% и _н 0,4% и до нескольких десятков процентов, если _в> 5% и _н> 2%.

Функциональная схема при необходимости внесения коррекции в зависимости от плотности воды приведена на фиг. 2. Отличие этой схемы от предыдущей в том, что устанавливается еще один датчик давления на высоте H₃.

Функциональная схема при необходимости внесения коррекции в зависимости от плотности нефти приведена на фиг. 3. Ее отличие от схемы на фиг. 1 состоит в том, что устанавливается дополнительный датчик на высоте H₄.

Расчет по формулам (5)-(10) может производиться оперативно для достижения заданной точности вычисления P^к₁^ор, P^к₂^ор. В этом случае соотношения (5)-(8) приобретут вид



Пример.

⁰_в= 1000 кг/м³; ⁰_н= 880 кг/м³; H₁=1 м; H₂=7 м; H₃=2 м; H₄=7,5 м.

Слой нефти H_н=5 м, слой воды H_в=4 м; S = 480 м².

C₀= 21120m = ((H₂-H₁)/(1-⁰_н/⁰_в))S⁰_н

C₁=0,407742 m/Па; C₂=0,3588174 m/Па.

M_н=2112 m.

Допустим, что плотность воды изменилась на 10% и стала _в= 1100 кг/м³, а плотность нефти осталась неизменной. При этом измеряемое давление P₁ станет равным 7,553710⁴ Па и масса нефти, рассчитанная без коррекции

M_н=C₀+С₁P₂-C₂P₁= 21120+7039,7-27104=1055,7 m

Относительная погрешность расчета коррекции составляет

= ((2112 - 1055,7)/2112)100% = 50%.

Расчет с учетом коррекции.

Оценка по формуле (3) для воды H_в = 6,5 м; для нефти по формуле (4) H_н = 2,5 м



Поскольку _н = 0, то корректируется только значение P₁. Тогда, принимая для диапазона изменения

1000 _в 1120, кг/м³ значение = 0,55, получим

P^к₁^ор= 7,553710⁴-0,3010⁴= 7,2510⁴ Па

Масса нефти будет равна

M_н = 21120 + 7039,7 - 25942,5 = 2146 m

Погрешность составит

= ((2112 - 2146)/2112)100% = 1,6%

то есть погрешность уменьшилась более чем на порядок.

Для других вариантов изменения плотностей воды и нефти погрешности будут составлять величину того же порядка. Например, если



Практическая возможность реализации способа в резервуарных парках отвечает критерию "промышленная применимость".

Таким образом, способ определения количества углеводородного сырья в резервуарах позволяет исключить погрешность изменения из-за изменения плотностей воды или нефти. Предлагаемое изобретение целесообразно использовать в резервуарных парках нефтегазодобывающих, нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

Использованная литература

1. Модель Д-2401-2 имеет сертификат соответствия BAS N Ex812205Х/4 Британской службы санкционирования электрооборудования и горючих средств (BASEEFA)

2. Уровнемеры типа ВК-1200 производства Уфимского научно-производственного предприятия Автоматика-ВК.

3. ГОСТ 2517-69. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

4. Веревкин А. П., Иванов В.И., Раутенштейн В.Я. Решение задачи оценки содержания нефти в резервуарах / межвузовский сборник "Автоматизация технологических процессов и объектов нефтяной и газовой промышленности". - Уфа: УНИ, 1991, - с. 89 - 96.