
- •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
§ 3. Пьезометрические уровнемеры
Пьезометрический метод измерения уровня основан на измерении высоты столба жидкости по давлению, которое создает этот столб. В этом случае уровень жидкости можно определить подключением манометра к нижней отметке емкости, продувкой воздуха или при помощи .дифференциального манометра.
При измерении уровня продувкой воздуха в резервуар опускают на фиксированное расстояние трубку. Расстояние от свободного конца ее до дна резервуара должно быть не менее 75 мм. Через трубку прокачивают воздух, который, выходя из свободного конца ее пузырьками, препятствует поступлению жидкости в трубку.
Давление воздуха, прокачиваемого по трубке, всегда будет равно гидростатическому давлению столба жидкости:
р=Hρg,
где Н—высота столба жидкости над обрезом трубки; ρ — плотность жидкости; g—ускорение свободного падения.
П
Этот метод был использован в разработанной институтом «Нефтехимавтомат» системе типа «Радиус» для измерения массы нефти и нефтепродуктов в резервуарах.
Схема измерения показана на рис. 8.3. Установка состоит из импульсной трубки 2, опускаемой в резервуар с приемником 1 на конце, линии питания 4, по которой прокачивается воздух, дросселя 5 и весомера 3. Приемник 1 предназначен для уменьшения пульсации давления воздуха при выходе пузырьков и представляет собой полый замкнутый цилиндр с горизонтальными щелями. Дроссель 5 предназначен для ограничения подачи воздуха в заданных пределах.
Если в импульсную трубку 2 подать сжатый воздух, то в ней установится давление, равное гидростатическому давлению столба жидкости на уровне расположения щели в приемнике. Массу жидкости в резервуаре можно определить по формуле
где p=ρgH—гидростатическое давление столба жидкости в резервуаре; Fcp(H) — средняя площадь резервуара при данном заполнении уровня Н
где Vн— объем резервуара, ограниченный высотой Н; F (h)—зависимость поперечного сечения резервуара от высоты (определяется по калибровочным таблицам). Весомер представляет собой грузо-поршневой манометр, обеспечивающий силовую компенсацию веса столба жидкости (давления) в резервуаре. К одному весомеру можно подключить до 20 датчиков, установленных на резервуарах. Длина пневмолинии может достигать 300 м.
§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
Приборы для измерения уровня в скважинах называют пьезографами. Уровень измеряют в глубиннонасосных и пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины представляют собой скважины, проведенные на эксплуатирующийся пласт, находящиеся за контуром нефтеносности и предназначенные для измерения в них уровня с целью контроля пластового давления.
Приборы для измерения уровня в скважинах применяют для решения следующих задач:
1) определения изменения пластового давления с целью контроля тенденции его изменения и определения таким образом эффективности мер поддержания пластовых давлений; 2) определения забойных давлений в глубиннонасосных скважинах с целью выбора режима эксплуатации и технической характеристики необходимого эксплуатационного оборудования; 3) исследования скважин методами прослеживания уровня и пробных откачек.
По принципу действия существующие устройства для измерения уровня в скважинах можно разделить на поплавковые (погружные) и акустические.
Поплавковый (погружной) компенсационный пьезограф. Прибор предназначен для измерения изменений уровня в скважине. Устройство разработанного ВНИИКАнефтегазом компенсационного пьезографа показано на рис. 8.4. Прибор опускают в пьезометрическую скважину под уровень жидкости на определенную глубину Н.
При этом на чувствительный элемент пьезографа — сильфон 12— будет действовать давление, создаваемое весом столба жидкости:
где Но—уровень жидкости над сильфоном; ρ—плотность жидкости.
Сильфон 12, сжимаясь под действием статического давления, включит контакт нуль-органа 9, и двигатель 6 будет вращаться. Двигатель имеет два выходных вала. Нижний выходной вал, вращая винт 7, будет сжимать пружину 8 до тех пор, пока усилие ее не будет достаточным для компенсации давления, испытываемого сильфоном. Верхний выходной вал двигателя будет вращать ходовой винт 2, который, перемещая гайку 5 с закрепленным на ней держателем с пером 4, обеспечит запись компенсационного усилия на диаграммном бланке, вставленном в барабан 3. Барабан приводится во вращение часовым механизмом 1. При компенсации пружиной 8 давления нуль-орган разомкнет цепь питания двигателя 6 и последний остановится.
При изменении уровня жидкости до Hi давление изменится и нуль-орган, связанный с сильфоном, опять включит двигатель, который через винт 7 будет сжимать пружину 8 до компенсации нового давления:
Поскольку плотность жидкости в процессе измерения не меняется, изменение давления будет пропорционально изменению уровня. Если из (8.4) вычесть (8.3), получим
Приемная камера 10 сообщается с внешней средой через отверстие 11.