- •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
§ 6. Тахометрические расходомеры
Принцип действия тахометрических расходомеров основан на зависимости частоты вращения тела, установленного в трубопроводе, от расхода вещества. Эти расходомеры относятся к скоростным, в которых для создания момента на крыльчатке или другой подвижной части используется кинетическая энергия измеряемого потока. К тахометрическим расходомерам относятся: 1) турбинный—с вращающейся крыльчаткой; 2) шариковый — с движущимся шариком; 3) камерный—с одним или более подвижными элементами, отмеривающими при своем движении определенные объемы жидкости или газа. Частота вращения турбинки или крыльчатки пропорциональна скорости потока, а следовательно, и расходу. Между расходом, скоростью движения жидкости w и площадью поперечного сечения потока F существует зависимость
Зависимость между частотой вращения n турбинки или крыльчатки и скоростью жидкости может быть выражена следующим соотношением:
где С — коэффициент пропорциональности.
На основании (7.12) можно написать
Подставив в формулу (7.13) значение скорости из (7.14), получим
Следовательно, при постоянных С и F частота вращения турбинки или крыльчатки будет пропорциональна расходу.
К этому типу относятся применяемые на нефтяных промыслах расходомеры и счетчики ТОР и НОРД.
Турбинные счетчики типа ТОР предназначены
для измерения производительности
(дебита) нефтяных скважин в автоматизированных
групповых установках типа «Спутник»
(см. гл. 18). Схема счетч
Дистанционная передача показаний осуществляется электромагнитным или магнитоиндукционным преобразователем. Электромагнитный датчик построен на принципе магнитоуправляемых нормально разомкнутых контактов, которые, замыкаясь, выдают электрический сигнал, когда постоянные магниты, закрепленные на диске 12, проходят мимо контакта электромагнитного датчика 9.
Магнитоиндукционный преобразователь представляет собой генератор, имеющий постоянный магнит, сердечник и обмотку. Частотные сигналы в этом преобразователе возникают в результате прохождения ферромагнитных лопастей крыльчатки мимо сердечника.
Турбинные счетчики ТОР выпускаются трех типоразмеров на диапазон измерения от 3 до 75 м3/ч. Относительная погрешность измерения 2,5% от предела измерения. Рабочее давление 6,4 МПа. Питание электромагнитного преобразователя осуществляется постоянным током 3,8 мА, напряжением 35 В. Блок питания подключается к переменному току напряжением 220 В, частотой 50 Гц.
Счетчик типа НОРД представляет собой комплект устройств для измерения расхода и объема сырой и товарной нефтей, включающий: турбинный преобразователь расхода, магнитоиндукционные преобразователи и электронные блоки.
Магнитоиндукционный преобразователь и электронные блоки позволяют вносить коррекцию в показания расходомеров на изменения температуры и влагосодержания.
Турбинный преобразователь расхода (рис. 7.7) собран в корпусе 3 с присоединительными фланцами. Чувствительным элементом преобразователя является крыльчатка 4, насаженная на ось 6, вращающуюся в подшипниках 5. Крыльчатка находится между направляющими пластинами 2. Снаружи корпуса укреплена фланцевая втулка 7 с резьбовым гнездом для монтажа магнитоиндукционного преобразователя. Корпус, направляющий аппарат 2 и обтекатели 1, 8 изготовлены из немагнитной стали, а крыльчатка — из нержавеющей стали.
Магнитоиндукционный преобразователь состоит из корпуса, внутри которого размещены катушка индуктивности с сердечником и постоянный магнит.
Турбинные преобразователи расхода НОРД выпускаются 22 типоразмеров на условные диаметры от 40 до 200 мм. Максимальный
расход от 35 до 900 м3/ч. Отношение максимальных измеряемых расходов к минимальным 10:1. Относительная погрешность при измерении расхода сырой нефти ±1—±2,5% от предела измерения. Давление от 2,5 до 16 МПа.
Каждый типоразмер турбинного преобразователя расхода совместно с магнитоиндукционным преобразователем характеризуется коэффициентом разрешающей способности [л/имп;м3/имп], где Q—расход жидкости, л/с; м3/с; f—частота электрического сигнала, соответствующая этому расходу, Гц.