Метрологическое обеспечение измерительных систем в нефтегазовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Расчетно-графическая работа

по дисциплине «Метрологическое обеспечение измерительных систем в нефтегазовой промышленности»

Уфа, 2017

1. Теоретическая часть

Охарактеризуйте функциональное назначение и состав БИЛ.

БИЛ предназначены для измерения расхода и контроля параметров нефти с последующей передачей в систему обработки информации. Количество и диаметр измерительных линий определяется расчетным путем, в зависимости от максимального расхода через СИКН (система измерения количества и показателей качества нефти) и типа применяемых преобразователей расхода.

В состав блока измерительных линий входят:

* преобразователи массового или объемного расхода; * входной и выходной коллекторы, трубная обвязка с запорной арматурой; * датчики давления и температуры; * манометры и термометры; * регуляторы расхода; * узел подключения передвижной поверочной установки.

Почему выгодно выделять фильтры в отдельный БФ в составе УУН?

Применение отдельного БФ предпочтительнее, т.к. это облегчает обслуживание фильтров, позволяет производить очистку, отключая их поочередно. Причём, можно значительно продлить срок работы фильтров, используя в БФ фильтры большей пропускной способности. Режим работы измерительных линий становится более стабильным, т.к. он не зависит от состояния фильтров.

Контроль состояния (засоренности) фильтров производится автоматически с помощью преобразователя разности давлений или визуально с помощью дифференциального манометра.

Каковы метрологические характеристики УУН при коммерческом учете товарной нефти?

Метрологические характеристики УУН

Пределы допускаемой относительной погрешности, %, по:

массе брутто+ 0,25;

массе-нетто+ 0,35.

Для обеспечения этих значений погрешности средства измерений, входящие в состав УУН, должны иметь следующие метрологические характеристики: коллектор сепаратор газ жидкость

предел допускаемой относительной погрешности преобразователей объемного расхода в рабочем диапазоне расходов и вязкости, %+ 0,15

абсолютная погрешность:

датчика плотности, кг/м³+ 0,5

преобразователей температуры (термометров), С+ 0,2

класс точности преобразователей давления на БИЛ и в БКН 1,0

Блок обработки информации системы СОИ должен иметь следующие метрологические характеристики:

а) приведенная погрешность преобразования аналоговых сигналов давления и температуры, %, не более 0,2

(в рабочей области значений влияющих величин)

б) относительная погрешность вычисления объема и массы при стабильных значениях входных сигналов, %, не более + 0,05

(в рабочей области значений влияющих величин)

Каково рекомендуемое соотношение объемов жидкости и газа в сепараторе?

Соотношение объемов жидкости и газа в сепараторе регулируется по закону Гея-Люссака т.е. при изменении температуры изменяется объем

Жидкая и газовая фазы, образовавшиеся в сепараторе, отбираются раздельно (отсюда название этого устройства -- сепаратор).

В зависимости от соотношения условий в сепараторе и в нефтехранилище из жидкости может выделиться или большее или меньшее количество газа.

В сепараторе продукция скважины приводится в равновесие при существующих давлении и температуре.

Давление в сепараторе устанавливается при помощи регулирующего устройства

Каково назначение ТПУ? Каковы преимущества ТПУ в сравнении с другими средствами поверки?

Основными средствами поверки, используемыми для поверки турбинных и других преобразователей расхода (ТПР) на УУН, являются трубопоршневые поверочные установки (ТПУ).

По сравнению с другими средствами поверки ТПУ имеют большие преимущества:

возможность поверки преобразователей на месте эксплуатации в процессе измерения в рабочих условиях;

полная герметизация процесса поверки;

возможность поверки ТПР на больших расходах - до 10.000 м³/ч;

независимость метрологических характеристик ТПУ от рода, вязкости жидкости и условий эксплуатации;

возможность полной автоматизации процесса поверки.

Рассчитайте рекомендуемый минимальный объем калиброванного участка для ТПУ с максимальным расходом Qmax=100м³/ч.

Параметры ТПУ, производимых зарубежными фирмами, определены в соответствии со стандартом АНИ США 2531. По этому стандарту приняты следующие соотношения:

Объём калиброванного участка ТПУ должен быть не менее 0,5 % от максимального расхода, выраженного в м³/ч, т.е. V = 0,005Qmax (м³);

V=0.005*100=0.5 м³

Каков принцип действия объемного счетчика с овальными шестернями? Какой объем в счетчике калибруется?

Для измерения расхода топлива наиболее популярны расходомеры (счетчики) с овальными шестернями. Принцип действия счетчика с овальными шестернями заключается в следующем. Ротационный счетчик с овальными шестернями состоит из двух находящихся в зацеплении овальных шестерен, насаженных на оси и помещенных внутри корпуса, имеющего патрубки для входа и выхода жидкости. Входящая в корпус жидкость создает на шестернях момент, благодаря чему они вращаются, замыкая и выталкивая в трубопровод через выходное отверстие корпуса объемы жидкости. Число таких объемов, прошедших через прибор за некоторое время, связано с числом оборотов шестерен. При каждом обороте пары овальных прямозубых шестерен через расходомер теоретически проходит постоянный объем жидкости. Между зацеплением зубьев овальных шестерен с одной стороны и поверхностью измерительной камеры и скользящей по ней овальной шестерне с другой стороны имеются зазоры всего в несколько сотых миллиметра, что позволяет беспрепятственно вращаться шестерням не пропуская топливо. Счетчики с овальными шестернями применяются для измерения умеренных потоков жидкости (от 0,5 до 600 литров в час) и являются приборами высоких классов точности (0,1 - 1,5)

Каков принцип действия автоматического вискозиметра с падающим шариком?

Принцип действия вискозиметра с падающим шариком или падающим цилиндром основан на имзмерении скорости перемещения шарика (или цилиндра) под действием заданной силы в большом цилиндре, заполненном исследуемым расплавом

Вискозиметр с падающим шариком использует принцип измерений, разработанный Гепплером, обеспечивающий простое и точное измерение динамической вязкости прозрачных ньютоновских жидкостей.

Базовой концепцией является измерение затраченного времени на падение шарика через заполненную образцом трубку, наклоненную на определенный угол*. Трубка смонтирована на шарнирной опоре, что позволяет быстро поворачивать трубку на 180 градусов и практически немедленно выполнять повторное испытание.

Выполняются три измерения, и результатом является среднее время, требуемое для падения шарика. По формуле для преобразования величина времени переводится в значение окончательной вязкости.

Вискозиметр с падающим шариком используется для контроля качества различных отраслях промышленности, а также в академических организациях для научной работы. Простота использования и однозначность метода с использованием регистрации времени гарантирует получение четких результатов испытаний.

2. Практическая часть

1. Сначала из резервуара слили некоторое количество нефти до уровня L1 м. Потом слили еще некоторое количество нефти, при этом оказалось, что изменение уровня в первом и во втором случае одинаковое, а общая масса слитой нефти - DM т. Плотность нефти P кг/м3. С какого до какого уровня был слив нефти за 2 раза?

Данные по варианту:

Решение.

Найдем объем начального слива:

Объем нефти при уровне L1:

Для начального объема нефти (L0, V0):

Для конечного объема нефти (L2, V2):

Находим V0-V2 и выражаем ДL:

Слив нефти был с уровня 12,131 м до 11,675 м.

2. Три промысла поставляют сырую нефть на установку предприятия по подготовке нефти (относительная погрешность измерения массы нефти нетто - «пМ» %).

За отчетный период на первом промысле две бригады добыли сырой нефти (по результатам измерений бригадных УУСН): I - «б1» т., II - «б2» т. массы нефти нетто (относительные погрешности измерения массы нефти нетто: I - «п1» %, II - «п2» %).

На втором промысле две бригады добыли сырой нефти (по результатам измерений бригадных УУСН): I - «б3» т., II - «б4» т. массы нефти нетто (относительные погрешности измерения массы нефти нетто: I - «п3» %, II - «п4» %).

На третьем промысле две бригады добыли сырой нефти (по результатам измерений бригадных УУСН): I - «б5» т., II - «б6» т. массы нефти нетто (относительные погрешности измерения массы нефти нетто: I - «п5» %, II - «п6» %).

Некоторые из трех промыслов имеют свои коммерческие узлы учета нефти (k12,k34,k56: =1 - имеют КУУН, =0 - не имеют КУУН) (соответствующие относительные погрешности измерения массы нефти нетто - «п12», «п34», «п56» %), которые измерили «M12», «М34», «М56» т. массы нефти нетто (если имеются соответствующие КУУН).

Откорректируйте данные значения для возможности взаиморасчетов, если на установке предприятия по подготовке нефти было принято «M» т. массы нефти нетто.

Решение.

Для первого промысла:

Фактическая масса добытой нефти по двум бригадам:

На узле измерения показали 3354 т, следовательно, Д=52 т.

Находим абсолютные погрешности для каждой бригады:

Аналогично для второго промысла:

Фактическая масса добытой нефти по двум бригадам:

На узле измерения показали 4931 т, следовательно, Д=25 т.

Для третьего промысла:

Фактическая масса добытой нефти по двум бригадам:

На узле измерения показали 5194 т, следовательно, Д=72 т.

Б. Рассчитать минимальный вариант ТПУ: Согласно стандарта АНИ США 2531 определить объем калиброванного участка V(м³), сечение S(м²) и погрешность детектора d(мм) для ТПУ, позволяющей поверять сразу 3 вида ТПР с коэффициентами преобразования f1, f2 и f3 имп/м³. Известен максимальный расход Qmax, м³/час. Погрешность детектора d, мм выбирать из стандартного ряда с кратностью Dd, мм по формуле d=D₀+n*Dd, где n=1,2,3…

Решение.

Рассчитаем V:

Следовательно,

Площадь сечения:

По стандартному ряду:

Размещено на Allbest.ru