- •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
Акустический метод измерения уровня в скважинах
Сущность акустического метода заключается в определении расстояния по времени прохождения упругой звуковой волны от устья скважины до уровня жидкости. В скважину посылают звуковой импульс, мощность которого достаточна, чтобы получить надежное отражение от уровня жидкости. Затем определяют скорость распространения звука в скважине и время, необходимое для прохождения его от устья до уровня жидкости.
Расстояние от устья до уровня жидкости в скважине определяют по формуле
где wr — скорость распространения звуковой волны в газовом пространстве скважины; Т—время пробега звуковой волны от устья скважины до уровня жидкости.
Скорость распространения звуковой волны в скважине зависит от физических свойств, температуры, давления, плотности и состава газа, заполняющего скважину. Исследования показали, что скорость распространения звуковой волны в скважинах лежит в весьма широких пределах: 250—460 м/с, поэтому ее необходимо определять одновременно с измерением уровня жидкости.
Акустический метод измерения уровня использован в эхолоте, который применяется для определения статического и динамического уровней жидкости в глубиннонасосных скважинах.
Принципиальная схема измерения уровня эхолотом приведена на рис. 8.5. В качестве импульсатора в эхолоте применяется пороховая хлопушка 1, создающая мощную звуковую волну при мгновенном сгорании пороха. Для определения скорости распространения звука в скважине на насосных трубах устанавливают репер на определенном расстоянии от устья.
Пороховая хлопушка, герметично соединенная открытым концом с устьем скважины, посылает звуковой импульс, который, дойдя до репера 2 и уровня жидкости, отражается и воспринимается термофоном 3. Звуковой импульс представляет собой взрыв порохового заряда, заключенного в гильзу, который получается при ударе по капсуле бойком пороховой хлопушки. Термофон представляет собой вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток силой 02—0,3 А, нагревающий нить до температуры 100 °С. Звуковые г vt-пульсы (колебания воздуха) воздействуют на вольфрамовую нить, чем вызывают понижение ее температуры, а следовательно, и понижение электрического сопротивления.
При этом сила тока в цепи термофона увеличивается. Колебания тока в цепи термофона, усиленные двухкаскадным усилителем 4, передаются регистратору 5, который записывает их на диаграммной ленте 6. Диаграммная лента перемещается с постоянной скоростью 50 или 100 мм/с. Изменение скорости движения ленты достигается сменой ведущих роликов. Для сменных лент может быть использована любая канцелярская рулонная бумага или калька. Бумагу нарезают ровными лентами шириной 30 мм и длиной 650 мм, которые-склеивают кольцами. Наибольшая глубина, на которой можно измерить уровень жидкости современными эхолотами, 3000 м. Погрешность составляет ±0,5% от предела измерения.
Простейшая теоретическая диаграмма записи звукового импульса и его отражений от репера и уровня, называемая эхограммой, изображена на рис. 8.6. На ней выделяются три пика. Пик В соответствует звуковому импульсу (выстрелу пороховой хлопушки), пик Р — отражению звуковой волны от репера, а пик Ур — отражению звуковой волны от уровня.
Поскольку лента движется с постоянной скоростью (50— 100 мм/с), по расстоянию между пиками легко определить время прохождения звука от устья до репера и до уровня жидкости. Расстояние до уровня можно определить из соотношения
где Hyp и Ну—соответственно расстояния до уровня и до репера; Тур и Тр— время прохождения звуковой волны от устья до урбвня и от устья до репера.
Нетрудно заметить, что Нр/Тр является скоростью движения звукового импульса в скважине. Следовательно, формула (8.9) соответствует формуле (8.7).
Действительная эхограмма отличается от теоретической, изображенной на рис. 8.6. На действительной эхограмме записаны многочисленные колебания, получающиеся вследствие отражения звуковой волны от стыков труб, многократных повторных отражений от репера и от уровня. Эти колебания являются помехами и затрудняют расшифровку эхограмм. Поэтому операцию измерений уровня эхолотом следует выполнить несколько раз и, сопоставив несколько эхограмм, отбросить случайные помехи.
Репер, представляющий собой отражатель звуковых волн, устанавливают на насосных трубах на известном расстоянии от устья скважины. Площадь репера должна перекрывать 50—70% поперечного сечения кольцевого межтрубного пространства, длина репера должна быть 300—400 мм.
Глубину установки репера выбирают в зависимости от притока жидкости и режима работы глубиннонасосной установки. Следует стремиться к тому, чтобы после пуска скважинного насоса расстояние от динамического уровня до репера было в пределах 50—100 м.
Хлопушка монтируется в отверстии фланца, герметизирующего устье скважины. Если давление в межтрубном пространстве скважины не превышает атмосферного, уровень можно измерить без герметизации места подключения хлопушки. При давлении газа выше атмосферного место подключения хлопушки следует герметизировать, так как вырывающийся из затрубного пространства газ будет вызывать шумы, воспринимаемые прибором и маскирующие на диаграмме запись отражения звуковой волны от уровня и от репера.