- •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
§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
Для телемеханизации технологических объектов нефтедобывающих предприятий применяют систему телемеханики ТМ-620, осуществляющую централизованный сбор информации об интегральных (ТИИ) и текущих (ТИТ) значениях параметров, телединамометрирование (телеконтроль), телеуправление (ТУ) двухпозиционными исполнительными устройствами, телесигнализацию аварийного состояния объекта (ТСА), телесигнализацию состояния двухпозиционного объекта (ТС), проведение телефонных переговоров (рис. 24.2).
Устройства КП системы ТМ-620 выполнены в четырех модификациях: КП1—для групповых замерных установок (ГЗУ), КП2—для блочных кустовых насосных станций (БКНС), КПЗ и КП4—для индивидуальных нефтяных скважин.
В модификации КП1 (рис. 24.2,а) предусмотрены телеуправление ТУ двумя исполнительными устройствами (ИУ), телеизмерение четырех текущих значений ТИТ (давлений), телеизмерение трех интегральных значений ТИИ (например, дебита жидкости нефти и газа), передача двух сигналов аварийного состояния ТСА.
Телеизмерение дебита нефтяных скважин может осуществляться .по трем программам: местной, единой центральной и индивидуальной центральной.
В первом случае время замера дебита устанавливается на КП данной групповой замерной установки (ГЗУ) и является одинаковым для всех скважин этой ГЗУ.
Во втором случае время замера дебита устанавливается на ПУ и является одинаковым для всех скважин.
В третьем случае время замера дебита устанавливается на ПУ .индивидуально для каждой скважины.
Время замера дебита обычно составляет 1 2, 4 и 8 ч. Для телемеханизации кустовых насосных станций (КП2, рис. 24.2,6) предусмотрены до 8 сигналов ГУ, до 16 сигналов от датчиков ТИТ телеизмерений текущих значений параметров, телеизмерение трех интегральных значений ТИИ, передача состояний до 8 двухпозиционных объектов ТС и двух сигналов аварийного состояния ТСА.
Модификация КПЗ (рис. 24.2,в) предусматривает телеуправление ГУ двумя исполнительными устройствами на нефтяной скважине, телеизмерение четырех текущих значений параметров ТИТ (давлений), передачу двух сигналов аварийной сигнализации ТСА.
Модификацией КП4 (рис. 24.2,г) предусмотрены телеуправление ТУ одним исполнительным устройством, телеизмерение двух текущих.
значений параметров ТИТ, передача двух сигналов аварийной сигнализации ТСА, а также телединамометрирование ТД одного объекта (скважинного насоса), осуществляемое с помощью датчиков хода и усилия. Последние датчики, а также блок питания КП4 выполнены в искробезопасном исполнении.
Во всех модификациях предусмотрена телефонная связь КП с ПУ. Координацию работы блоков КП осуществляет блок режима работы БРР, прием и передачу информации—линейный узел ЛУ.
В системе ТМ-620 выбрана древовидная структура линий связи КП с ПУ в виде двухпроводного выделенного кабеля. Число таких линий связи (направлений)—до 15. К каждому направлению может подключаться до 15 КП.
Координацию работы ПУ системы ТМ-620 (рис. 24.3) осуществляет блок режима работы БРР. По его команде коммутатор направления КН подключает к одному из направлений линейный узел ЛУ. Последний преобразует непрерывный частотный сигнал в прямоугольные импульсы, которые через БРР поступают на преобразователь.
Блок приема-передачи БПП осуществляет прием ТИИ и ТИТу а также передачу в канал командных сигналов. Блок замера дебита БЗД включается в состав ПУ для обеспечения измерения дебитов по индивидуальным программам (третий вариант программы). Пря использовании местной или единой центральной программы этот блок не устанавливают. Блок управления приемом телесигнализацией БТС формирует сигнал управления звуковой или световой сигнализацией.
Для представления информации на ПУ в удобном для использования виде применяется устройство обработки телемеханической информации УОТИ-1. Оно обеспечивает регистрацию на пишущей машинке, перфорацию и индикацию ТИИ и ТИТ, индикацию теледина-мометрирования, регистрацию и перфорацию операций по телеуправлению, сигнализацию (световую и звуковую) состояния объектов. Передача команд телеуправления производится с пульта диспетчера ПД через блок БТУ.
Система ТМ-620 работает в двух режимах: автоматического циклического опроса информации и опроса информации по вызову с ПУ. Общее число КП в системе может достигать 225. Максимальное расстояние между КП и ПУ составляет 60 км. Конструктивно КП выполняют в навесных, а ПУ—в напольных шкафах.