- •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
§ 1. Измерение плотности
Плотность вещества—одна из основных характеристик, численно равная отношению массы М к его объему: ρ=M/V. Единицей плотности является кг/м3. Иногда пользуются понятием относительной плотности вещества, которая определяется отношением его массы к массе чистой воды при температуре +4°С, взятой в том же объеме. Относительная плотность—величина безразмерная. Так как вода и нефтепродукты имеют, неодинаковые коэффициенты расширения, то при определении плотности необходимо указывать температуры воды и нефтепродукта, при которых проводилось определение.
В СССР плотность нефти и нефтепродуктов определяют при температуре +20°С и относят к плотности воды при температуре +4°С, принятой за единицу. Эта плотность обозначается через .
Удельный вес—это физическая величина, равная отношению веса вещества к его объему; γ=G/V.
Плотность и удельный вес связаны между собой таким же отношением, как масса и вес, т. е. γ=ρg, где g— ускорение свободного падения.
Плотность жидкостей или газов измеряют с помощью плотномеров, которые по принципу действия подразделяются на следующие группы: поплавковые, весовые, пьезометрические, вибрационные и радиоактивные.
К поплавковым плотномерам относят ареометры, глубина погружения поплавка которых в исследуемую жидкость обратно пропорциональна ее плотности. По числу делений выступающей части ареометра из исследуемой жидкости определяют значение плотности. Такие ареометры применяют при определении плотности бурового раствора.
Принцип действия весовых плотномеров основан на том, что при Неизменном объеме масса жидкости прямо пропорциональна ее плотности. Следовательно, для измерения плотности достаточно непрерывно взвешивать определенный: объём жидкости, протекающей по трубопроводу.
Схема весового плотномера типа ДУВ-ТК-101 изображена на рис. 9.1. Чувствительным элементом прибора является U-образная трубка 4, соединенная с подводящими неподвижными патрубками при помощи сильфонов 8. С изменением плотности жидкости, протекающей по трубке, вес ее меняется и заслонка 3 приближается или отходит от сопла 2. Соответственно изменению плотности жидкости изменяется и давление воздуха на выходе пневмоусилителя 1. Это давление фиксируется вторичным прибором 10, шкала которого градуирована в единицах плотности.
Для автоматического введения поправки на изменение плотности при изменении температуры в конструкции прибора предусмотрен манометрический термометр, состоящий из термобаллона 9, капиллярных соединительных трубок и сильфона, заполненных сжатым азотом. При отклонении температуры от 20 °С, при которой тарируется прибор, термосистема воздействует через рычаг обратной связи 7 и сильфон 6 на трубку 4, внося тем самым поправку. Для устранения влияния окружающей температуры Предусмотрен компенсационный сильфон 11, а для устранения произвольных колебаний—демпфирующее устройство 5.
Изменение показаний вторичного прибора от 0 до 100% соответствует приращению плотности Δρ=100 кг/м3. Максимальное рабочее давление 1,6 МПа, рабочая температура —5, +110°С. Погрешность датчика ло выходному пневматическому сигналу ±1% от диапазона шкалы.
Принцип действия пьезометрических плотномеров основан на том, что давление жидкости на глубине Н от поверхности равно весу столба жидкости. При неизменных глубине Н и площади F чувствительного элемента с изменением плотности р будет пропорционально изменяться давление р
На рис. 9.2,а приведена схема одного из пьезометрических плотномеров — сильфонного с унифицированным пневмопреобразователем (типа ПЖ.С-П). В измерительной камере на определенном расстоянии друг от друга расположены сильфоны 11 и 14, соединенные подвижным коромыслом 13. При изменении плотности жидкости, протекающей через измерительную камеру, изменяется деформация сильфонов, вследствие чего коромысло поворачивается относительно своей точки опоры. Коромысло 13 при помощи углового рычага 9 соединено с Т-образным рычагом 1 унифицированного пневмопреобразователя. Герметичность вывода рычага из измерительной камеры обеспечивается мембраной 10. Внутренние полости сильфонов 11, 14 и 12, из которых 11 и 14—измерительные, соединены последовательно с помощью трубки. Сильфон 12 предназначен для компенсации погрешности, вызываемой изменением температуры. Все сильфоны заполнены контролируемой жидкостью, плотность которой минимальна. Датчик типа ПЖС-П позволяет измерять плотность в диапазоне 500—2500 кг/м3. Схема подключения сильфонного плотномера с унифицированным электросиловым преобразователем (ПЖС-Э) к объекту контроля показана на рис. 9.2,б.
Принцип действия пьезометрического плотномера для измерения плотности бурового раствора типа ГПА-1 (рис. 9.3) основан на дифференциальном измерении давления столба жидкости в желобе циркуляционной системы.
Плотномер состоит из дифференциального узла сравнения усилий, пневмопреобразователя с силовой компенсацией и механической системы передачи перемещений и усилий. Измерительные мембраны 1 и 2 связаны через суммирующий рычаг 19. На него действуют силы гидравлического давления, определяемые разностью погружения мембран под уровень жидкости:
где ΔН—разность глубин погружения мембран под уровень жидкости; S—эффективная площадь мембран.
Поскольку g, ΔH и S — величины постоянные, то ΔР пропорционально измеряемой плотности жидкости. Усилие ΔР уравновешивается силой, возникающей в сильфоне 8 обратной связи, которая передается рычагу 19 через систему рычагов 4, 5, 7. Уравновешивание осуществляется следующим образом. При изменении плотности бурового раствора (например, при ее увеличении) усилие ΔР возрастает и вызывает перемещение толкателей 3, 4 вверх. Одновременно рычаг 5 поворачивается вокруг шарнирной опоры и заслонка 10 приближается к соплу 11. При этом повышается давление на выходе пневмоусилителя 12 и в сильфоне 8 обратной связи. Давление на выходе пневмоусилителя изменяется пропорционально изменению плотности в пределах 20—100 кПа. Для устранения возможной разности площадей мембран предусмотрено изменение соотношения плеч 16 и 19 суммирующего рычага при помощи скользящей опоры 18.
Плотномер имеет две шкалы, отградуированные в пределах 0,8— 1,8 г/см3 и 1,8—2,8 г/см3. Переключение шкал осуществляется с помощью пневмотумблера 14, сильфона 22 и рычага 15. Для работы в первом диапазоне с помощью пневмотумблера 14 на сильфон 22 подается от пневмосети сжатый воздух. При этом дно сильфона упирается в ограничитель хода 20, в результате чего рычаг 15. перемешается вниз, растягивая пружины 13, 23 и 9. Регулировкой натяжения этих пружин устанавливается нижний предел измерения (20 кПа). Настройка верхнего предела измерения осуществляется перемещением сильфона 8 и тяги 6. Для переключения прибора на второй предел измерения тумблер 14 размыкают. При этом сжатый воздух выходит из сильфона 22 и рычаг 15 поднимается вверх до упора винта 21 в ограничитель, вследствие чего натяжение пружин 13, 23 и 9 уменьшается, давление на выходе пневмоусилителя падает и стрелка показывающего прибора занимает положение начала отсчета по второму диапазону измерения. Регулировка начальной точки второго диапазона измерения осуществляется путем перемещения упора 21, расположенного на рычаге 15. Основная погрешность измерения составляет ±1,5% от предела.
Принцип действия радиоактивных плотномеров основан на изменении поглощения γ-излучения радиоактивного источника при прохождении лучей через жидкость в зависимости от изменения плотности этой жидкости. Интенсивность I узкого пучка γ-лучей, прошедшего через слой жидкости толщиной х и плотностью ρ, определяется
выражением
где Iо—начальная интенсивность при хр=0; μо—коэффициент ослабления γ-лучей.
Преимуществом радиоактивного плотномера является отсутствие непосредственного контакта измерительного прибора с измеряемой средой. Следовательно, этот прибор можно применять для измерения плотности агрессивных жидкостей, а также жидкостей, находящихся в сосудах под высоким давлением, и полимеризующихся сред.
На рис. 9.4 приведена принципиальная схема плотномера типа ПЖР. На участке трубопровода 2, в котором протекает исследуемая жидкость, монтируются источник 1 и приемник 3 излучения. В качестве излучателя применяют радиоактивный изотоп Со60 или Cs137. Гамма-лучи от источника пронизывают стенки трубопровода и слой исследуемой жидкости и попадают в приемник излучения. Электрический сигнал приемника, являющийся функцией измеряемой плотности, формируется блоком 4 и передается на вход электронного преобразователя 5. На этот же преобразователь поступает электрический сигнал, полученный от блока 9, формирующийся при попадании на приемник 8 гамма-лучей источника 6, прошедших через компенсационный клин 7. Принцип действия и устройство источника 6, блока 9, приемника 8 и источника 1, приемника 3 и блока 4 идентичны.
Разность сигналов усиливается в электронном преобразователе и подается, на реверсивный двигатель 10, который связан с компенсационным клином 7 и плунжером 11 дифференциально-трансформаторного датчика вторичного прибора 12. В зависимости от размера и знака сигнала в электронном преобразователе реверсивный двигатель перемещает клин до тех пор, пока разность сигналов не станет равной нулю. Перемещение клина, с которым связана стрелка показывающего прибора, пропорциональна изменению плотности жидкости. Интервал измерения плотности плотномером ПЖР от 600 до 2000 кг/м3, погрешность прибора 2%.