Расходомеры с заторможенной турбинкой
Схема такого преобразователя приведена на рис.
Чувствительный элемент датчика - турбинка 2 - подвешен на струнах 3 и 1. Протекающий через преобразователь измеряемый поток стремится повернуть турбинку, однако этому препятствует момент сопротивления, созданный упругостью струн. Под действием потока жидкости турбинка поворачивается на угол, пропорциональный измеряемому расходу. Закрепленные на оси турбинки ферритовые сердечники частотного преобразователя меняют индуктивности
катушек L1 и L2, включенных в схему LC генераторов Г1 и Г2. Вырабатываемые генераторами частоты f1 и f2 подаются на вход смесителя С, откуда сигнал, усиленный в усилителе У, по кабелю поступает к измерительной аппаратуре, расположенной на поверхности. Из-за отсутствия упорных и радиальных подшипников, а также вследствие того, что турбинка не вращается, влиянием момента трения в опорах и моментом сил гидравлического сопротивления, возникающим от трения жидкости о турбинку, практически можно пренебречь.
Автоматизированные групповые установки
Групповые автоматизированные установки типа «Спутник-А». Установка предназначена для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к групповой установке, контроля за работой скважин по наличию подачи и автоматического отключения скважин при аварийном состоянии на групповой установке. Состоит установка из двух утепленных закрытых блоков: замерно-переключающего и блока приборов управления. Установка обеспечивает поочередное подключение скважин к измерению на определенное время в соответствии с программой, задаваемой блоком местной автоматики. Принципиальная схема установок «Спутник-А» показана на 
|
|
|
Установки состоят из многоходового переключателя ПСМ 1,14, двух отсекателей типа ОКГ 3 и 4, установленных на расходомерной и выкидной линиях, электрогидравлического привода ГП-1 5 для управления переключателем скважин и отсекателями, блока управления 2 для управления приборами, выдачи сигналов на диспетчерский пункт и учета количества измеряемой жидкости; гидроциклонного сепаратора 6 для отделения газа от измеряемой жидкости. Установка работает следующим образом. Нефть из скважины поступает в многоходовой переключатель. Продукция из скважин через замерный коллектор 12 направляется в замерный сепаратор и затем в турбинный счетчик ТОР-1—50 8. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор 11 в сборно-се-парационную емкость или в сборный трубопровод. Программа контроля дебита скважин задается реле времени в блоке управления. Через заданные промежутки времени реле включает гидропривод и скважины подключаются к измерителю. Подача скважин контролируется по работе измерителя с сигнализацией об аварийном состоянии через блок местной автоматики. Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель.Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляются при помощи поплавкового регулятора 10 и крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уровня приводит к закрытию газовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8, установленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепараторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран 7, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, продавка жидкости прекращается. Время накопления в сепараторе и число импульсных пропусков жидкости через счетчик за время измерения зависят от дебита измеряемой скважины. Время продавки жидкости через расходомер от дебита скважины практически не зависит. Такой циклический метод измерения обеспечивает пропуск потока жидкости через счетчик всегда в турбулентном режиме при узком диапазоне изменения расхода, что дает возможность обеспечить широкий диапазон измерения дебита скважин. Дебит каждой скважины измеряют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости, прошедших через счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в БМА. Аварийное отключение скважин происходит в случае превышения давления в сепараторах, при их переполнении или при отключении электроэнергии. В этих случаях по сигналу датчика предельного уровня или электроконтактного манометра блок местной автоматики отключает напряжение с соленоидного клапана гидропривода, вследствие чего поршни приводов отсекатележ 3 и 4 под действием силовых пружин перекрывают трубопроводы. После ликвидации аварии и снятия сигнала аварии на блоке местной автоматики автоматически включается гидропривод, и под; действием давления масла, подаваемого под поршни отсекателей,, последние открываются. Контроль давления осуществляется манометром 9. На установке предусмотрена возможность ручного подключения скважин к измерительному устройству. Количество отсепа-рированного газа измеряется по методу переменного перепада давления дифманометром. Для этой цели на выкидной газовой линии устанавливается камерная диафрагма. Гидравлический привод ГП-1 предназначен для управления переключателем скважин ПСМ-1М и привода аварийных отсекателей коллекторов ОКГ в замерно-переключающих установках. Привод состоит из масляного бака , шестеренчатого насоса , электропривода насоса, соленоидного пилотного клапана и обратного клапана . Реле времени, установленное в блоке местной автоматики,, по заданной программе включает электродвигатель гидропривода, и насос подает масло под давлением одновременно по двум направлениям: к силовому цилиндру переключателя скважин ПСМ-1М и через обратный клапан к силовым цилиндрам отсекателей коллекторов. При этом переключатель ПСМ-1М, поворачиваясь, подключает очередную скважину к измерительному блоку. После отключения электродвигателя масло из силового цилиндра переключателя ПСМ-1М вытесняется через насос в масляный бак; система подготовлена к следующему переключениюскважин. Масло, поступившее в силовые цилиндры отсекателеи, удерживается в них обратным клапаном и под поршнем привода отсекателя сохраняется давление, удерживающее отсекатели в открытом состоянии. Отсекатели закрываются по команде блока местной автоматики снятием напряжения с соленоидного клапана, который при этом переключается и открывает путь маслу, выжимаемому поршнями из.силовых цилиндров отсекателеи через соленоидный клапан в масляный бак .
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пункты учета нефти (кор-мас)
Нужен для учета количества перекаченной нефти по тр-ду. Пункт учета нефти типа КОР-МАС позволяет делать след. операции : измерение расхода, плотности нефти, содержание воды и соли в нефти; вычисление объема, массы нефти с примесью и без нее; передача в систему телемеханики зарегистрированных измерений; автоматический отбор проб. Основные узлы ПУН: 1. Технологический блок (ТБ) – для обеспечения оптим-го режима работы преобразователей расхода и преобразователя скорости потока продукции в эл. сигнал, 2. Узел контроля качества УКК – для отбора ср. пробы и преобразования информации о плотн. Нефти , содержание воды и солей в эл. Сигнал, 3. Устройства обработки и индикации УОИ – для кодирования, обработки и индикации информации, 4. Устройства сопряжения УС – для передачи рез. Измерения в сис-му телемеханики и на регистрирующее устройство, 5. Электромех-кие регистрирующие уст-ва ЭРУ – для регистрации данных измерений. Электрические сигналы с ТБ и УКК, хар-щие скорость потока, плотность, содержание воды и соли, поступает в УОИ, кот. производят обработку инф-ции, вычисления объема и массы, с примесью и без синдикацией указанных данных и мгновенных значений плотности, содержание воды и солей в нефти. Затем рез-ты изм-я в виде двоично-дисятичного кода, поступает в УС для передачи их на регистрацию в систему телемеханики. ЭРУ фиксирует данные с указанием даты и времени. УОС и УС находятся в приборных шкафах и вместе с ЭРУ находятся в операторской. (рисунок)
Классификация уровнемеров
Измерение уровня в скважинах выполняют для контроля изменения пластового давления, для исследования характера притока жидкости из пласта и измерения давления в глубиннонасосных (не переливающих) скважинах.Приборы для измерения уровня можно классифицировать по назначению и по принципу действия. По назначению приборы делят на три большие группы: сигнализаторы, контролирующие предельные значения уровня; уровнемеры, непрерывно измеряющие значения уровня; измерители раздела двух сред. По принципу действия приборы можно разделить на механические, пьезометрические и электрические. Принцип действия приборов в значительной степени определяется свойствами измеряемой среды, поэтому приборы в указанных группах, в свою очередь, подразделяются по устройству: механические - поплавковые с чувствительным элементом находящимся на поверхности измеряемой жидкости и передающим значение уровня указателю с помощью мерной ленты или троса; буйковые (поплавки с отрицательной плавучестью), имеющие в качестве чувствительного элемента буек, связанный с компенсационным устройством, реагирующим на изменение веса буйка при изменении уровня погружения его в жидкость; пьезометрические - барботажные, представляющие собой пневматическую трубку, имеющую выход для воздуха на фиксированном положении от дна резервуара. Уровень определяется по давлению воздуха, прокачиваемого по трубке;
манометрические, определяющие уровень по давлению пьезометрического столба жидкости, воспринимаемого манометром; электрические - кондуктометрические, основанные на изменении электропроводности измеряемых сред. Применяются в основном для контроля раздела сред; емкостные, использующие различие диэлектрических свойств воздуха и измеряемой жидкости; радиоактивные, использующие поглощение измеряемой жидкостью у-лучей, излучаемых радиоактивным излучателем; радиоинтерференционные, использующие изменения частоты радиоволн в зависимости от глубины погружения антенны колебательного контура в измеряемую жидкость; ультразвуковые, измеряющие уровень по времени распространения ультразвуковых волн в измеряемой среде. По способу передачи показаний различают уровнемеры с местным отсчетом и дистанционного действия.
22 Уровнемеры поплавковые, буйковые, пьезометрические, ультрозвуковые, емкостные
Схема комплекта прибора типа УДУ-5, являющегося основной базовой конструкцией, показана на рис. Поплавок 1 уровнемера, подвешенный на перфорированной мерной ленте 2, .при своем движении скользит вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на днище резервуара и натянуты натяжными гайками 4, установленными на крышке верхнего люка резервуара. Лента по роликам 5 проходит через гидрозатвор 6 и вращает мерный шкив 7. Последний вращает механизм счетчика, показания которого соответствуют уровню жидкости в резервуаре. Уровнемер типа УДУ-5 предназначен для измерения уровней однородных взрывоопасных и невзрывоопасных, агрессивных (с агресспвностыо, не превышающей агрессивность сернистой нефти) и неагрессивных, электропроводных и неэлектропроводных жидкостей в резервуарах общепромышленного назначения. Уровнемер позволяет производить местный отсчет результатов измерения п подсоединить к нему потенциометрические и кодоимпульсные датчики для передачи показаний на расстояние. Уровнемеры буйковые УБ-П и УБ-Э. Эти датчики входят в состав ГСП. Они предназначены для непрерывного преобразования уровня жидкости в пневматический или электрический унифицированный сигнал. Датчик состоит из унифицированного пневмо- или электросилового преобразователя и измерительного блока. На рис. приведена принципиальная схема пневматических буйковых уровнемеров типа УБ-П. Принцип действия датчика основан на пневматической силовой компенсации. Изменение уровня жидкости, в которую погружен буек 3, приводит к изменению усилия, приложенного к рычагу 4, Это усилие через тягу 8 передается рычагу пневмосилового преобразователя и автоматически уравновешивается усилием, развиваемым давлением сжатого воздуха в спльфоне обратной связи преобразователя.
Давление обратной связи одновременно является выходным сигналом датчика. Наибольшее усилие рычаг 4 воспринимает в том случае, когда буек 3 не погружен в жидкость. Этому нулевому значению уровня соответствует выходной сигнал, равный 0,1 МПа. При повышении уровня жидкости в результате увеличения выталкивающей силы усилие, приложенное1 к рычагу 4, уменьшается, при полном погружении буньн и жидкость выходной сигнал равен 20 КПа. Пьезометрические уровнемеры Пьезометрический метод измерения уровня основан на измерении высоты столба жидкости по давлению, которое создает этог столб. В этом случае уровень жидкости можно определить подключением манометра к нижней отметке емкости, продувкой воз-духа или при помощи дифференциального манометра. На рис. изображена схема измерения уровня жидкости в резервуаре продувкой воздуха.Установка состоит из импульсной трубки 2, опускаемой в резервуар с приемником 1 на конце, линия 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. К одному весомеру посредством пневмотрубок можно подключать до 20 датчиков, установленных на резервуарах. Длина пневмолинии может достигать 300 м. Датчики и вторичный прибор составляют систему дистанционного контроля уровня в резервуарах «Радиус». Емкостный уровнемер Основными узлами емкостного уровнемера являются: чувствительный элемент, преобразующий изменение уровня в изменение емкости, преобразователь, преобразующий изменение емкости в электрический или пневматический сигнал, н вторичный прибор. Чувствительный элемент представляет собой один из электродов конденсатора. На рис. 8.6 показан один из вариантов исполнения емкостных датчиков. Преимущество емкостных уровнемеров - отсутствие в датчике движущихся частей, долговечность и надежность чувствительных элементов, которые могут быть выполнены из материалов, не подвергающихся коррозии. Емкостные уровнемеры позволяют измерять уровень в сосудах под давлением, вакуумом, при достаточно высоких и низких температурах в широком диапазоне измерений датчика. Поэтому при выборе материала для электродов датчика следует знать, смачивается ли этот материал измеряемой жидкостью.На емкость чувствительного элемента не должны влиять также колебания напряжения электрической сети, питающей схему прибора.Емкость чувствительного элемента измеряют различными способами. Уровнемеры, выпускаемые различными предприятиями, различаются способом измерения емкости. Емкостные датчики различаются конструкцией.
Ультрозвуковыев них уровень опредиляется по времени прохождения ультрозвукавых волн от излучателя до уровня жидкости. В них обычно используется принцип отражения звуковых волн от границы раздела ГВЖ. В комплект прибора входят пьезоэлектрические излучатели – 3, электронный блок – I, и вторичный прибор II. I состоит из генератора – 1, задающего частоту повторения импульсов, генератора – 2, импульсов посылаемых в измеряемую среду, приемного уселителя – 4, измерителя времени – 5. Генератор 1 управляет работои генератора 2 и схемой измерения времени. Генератор 2 формирует короткие импульсы для возбуждения пьезоэлектрического излучателя 3. Электрический импульс преобразованный с помощью пьезоэлектрического излучателя в ультрозвукавой, распространяется в жидкой среде, отражается от границы раздела Ж-В, и возвращается обратно, воздействуя на приемный излучатель, где снова преобразуется в электрический импульс. Импульсы (посланный и отраженный), разделенные во времени, поступают на уселитель. Уровень жидкости определяется по времени запаздывания Tз, отраженного сигнала относительно посланного. Tз=2H/w где Н – высота уровня, w - скорость распросьтранения ультрозвука. (рис)
Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 672; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!