- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
§ 9. Измерение расхода в скважине
Скважинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы добывающих и нагнетательных скважин. С помощью этих расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи.
1. Определяют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной.
2. Определяют место притока и количество поступающей жидкости в вертикальном направлении нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности гидравлического разрыва пласта и образования трещин.
3. Выявляют водопринимающие пропластки в нагнетательных скважинах и определяют объем поступающей в них жидкости при изучении технологических процессов поддержания пластового давления методом закачки воды в пласт.
4. Определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению притока по стволу скважины.
5. Определяют наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.
Существующие скважинные расходомеры по принципу действия можно разделить на приборы постоянного перепада давления и приборы, имеющие турбинку.
Скважинные расходомеры постоянного перепада давления. Схема прибора показана на рис. 7.11. Измерительная часть состоит из конусной трубки 7 и поплавка 6, соединенного штоком 9 с ползуном 11, к которому крепится держатель с пером 12.
Ползун может свободно перемещаться по вертикали в направляющей трубке 10. Поток измеряемой жидкости через отверстия 4 и измерительный конус выходит через отверстия 8. Для того чтобы весь поток измеряемой жидкости проходил через измерительное устройство, предназначено пакерующее устройство 3, представляющее собой многолепестковый раструб, распираемый пружинами 5. При спуске прибора в скважину лепестки раструба сложены, прижаты к корпусу и удерживаются в таком положении кольцом 2. В заданном месте гидравлическое реле 1 сдвигает кольцо 2 вниз и раструб 3, отжимаемый пружинами 5, раскрывается, перекрывая поперечное сечение колонны труб и направляя весь поток жидкости в прибор.
Изменение расхода приводит к пропорциональному изменению положения поплавка 6 по высоте, что фиксируется пером 12 на диаграммном бланке, вставленном в барабан 13. Барабан с диаграммным бланком вращается часовым механизмом 16, который амортизирован в корпусе прибора пружинным упором 17. Чтобы исключить влияние давления на показания прибора, камера, в которой расположена регистрирующая часть, заполнена жидкостью под тем же давлением, что и в измеряемом потоке. Давление в скважине, действующее на ось 14, не передается на выходную ось часового механизма, расположенного в герметичной камере. Это давление через бурты 15 передается корпусу прибора.
Для диаграммного бланка используют цветную бумагу, покрытую титановыми белилами с воском. Прибор опускают в скважину на проволоке 19, закрепленной в головке 18.
Скважинные расходомеры с турбинкой. Турбинка в качестве измерительного преобразователя использована в разработанных ВНИИКАнефтегазом скважинных расходомерах РГД-3, РГД-4, РГД-5 и РГД-6, предназначенных для измерения расхода при закачке воды непосредственно через эксплуатационную колонну.
У расходомера РГД-3 внутри корпуса 10 (рис. 7.12,а) установлены струевыпрямители 6 и 9 для сглаживания завихрений потока до и после турбинки 7. Вращение турбинки посредством кольцевого магнита 8 передается магнитному прерывателю тока 5, размещенному в герметичной камере, изготовленной из немагнитного металла. Для повышения чувствительности при небольших расходах на корпус одевают цилиндр 4, уменьшающий кольцевой зазор между стенками скважины и прибором. Прибор опускают в скважину на кабеле 1, закрепленном в головке 2. Верхний предел измерения прибора составляет 1 мус.
Расходомер РГД-4 (рпс. 7.12,6) имеет турбинку 3 с магнитным прерывателем, состоящим из магнита 2 и геркона 1. В нижней части прибора предусмотрен центратор, фиксирующий положение корпуса относительно стенок труб. Центратор состоит из шарнирно соединительных пластин 5, раздвигаемых в скважине с помощью пружинного толкателя 4. Верхний предел измерения прибора РГД-4 составляет 1 м3/с.
Приборами РГД-3 и РГД-4 измеряют парциальный расход, т.е. часть расхода жидкости, протекающей через сечение скважины, так как у этих приборов отсутствует пакерующее устройство. Показания приборов зависят от диаметра скважин, который не постоянен, вследствие чего этими приборами можно измерять относительный расход по пропласткам. Выполняется это следующим образом. Вначале, установив прибор выше кровли самого верхнего пласта, измеряют общий расход воды. Значение расходов жидкости по нижележащим пропласткам определяют как отношения показаний прибора при каждом измерении к общему расходу.
Расходомер РГД-5 снабжен манжетным пакером и центратором. Весь поток жидкости проходит через калиброванное сечение струенаправляющей трубы, в которой расположена турбинка. Эластичные резиновые мембраны пакера, не затрудняя спуск прибора в скважину, обеспечивают надежное перекрытие кольцевого сечения между стенками скважины и прибором, если диаметр эксплуатационной колонны не превышает 10 мм номинального сечения.
РГД-6, в отличие от рассмотренных, снабжен гидравлическим пакерующим устройством, обеспечивающим полное перекрытие кольцевого зазора в скважинах, имеющих диаметр от 140 до 180 мм. Пакер представляет собой резиновую оболочку, концы которой закрепляются снаружи корпуса глубинного снаряда резьбовыми кольцами. Раскрывается пакер накачкой жидкости под резиновую оболочку специальным насосом. Предел измерения РГД-6—0,3 м3/с.