Измерение температуры и давления, автоматизация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вариант 1

1. При изменении температуры на 10С относительное изменение высоты столбика ртутного термометра составляет 1,02 по сравнению с первоначальным. При каком изменении температуры оно будет 1,05, если коэффициент объёмного расширения ртути 1,72 10-4 1/К?

2. Атмосферное давление в зоне установки двухтрубного манометра, заполненного ртутью с v=14 г/см3, равно 101,3 кПа. Определить избыточное и абсолютное давления, если разность уровней 100 мм.

3. В поплавковом уровнемере масса поплавка 2,8 кг, объём 420 см3, масса противовеса 2 кг. При измерении верхнего уровня поплавок находится на расстоянии 5 м от дна резервуара, а противовес - на расстоянии 2 м, масса троса 0,2 кг на погонный метр. Определить, какая часть объема поплавка будет погружена, если плотность измеряемой жидкости 950 кг/м3.

4. Автоматизация нефтяных и газовых скважин.

5. Виды и методы измерений. Погрешности измерений.

Задача 1

При изменении температуры на 10 °С относительное изменение высоты столбика ртутного термометра составляет 1,02 по сравнению с первоначальным. При каком изменении температуры оно будет 1,05, если коэффициент объёмного расширения ртути 1,72•10-4 1/К?

Дано: 10 °С; 1,02; 1,05; 1,72•10-4 1/К.

Найти: .

Решение

Термометры расширения действуют на основании способности жидкости изменять свой объем, а твердых тел - размер при изменении температуры.

Жидкостный термометр расширения состоит из резервуара, заполненного жидкостью (ртуть, спирт), капиллярной трубки и шкалы. Объем жидкости в зависимости от температуры определяется по формуле

или

где, и - объемы жидкости при температурах и , м3;

? коэффициент объемного расширения, 1/K.

Для двух измерений температуры имеем:

и

Для данных соотношений выражаем начальный объём:

и

Приравнивая полученные выражения, получаем уравнение:

Разделим левую и правую части уравнения на начальный объём :

С учётом того что объём определяется через площадь и высоту получаем:

или

где, относительные изменения высоты для двух измерений и .

Таким образом, получаем уравнение:

Откуда находим изменение температуры для второго измерения

Ответ: 462,477 °К.

Задача 2

Атмосферное давление в зоне установки двухтрубного манометра, заполненного ртутью с 14 г/см3, равно 101,3 кПа. Определить избыточное и абсолютное давления, если разность уровней 100 мм.

Дано: 14 г/см3 = 14000 кг/м3; 101,3 кПа; 100 мм = 0,1 м.

Найти: , .

Решение

В жидкостных манометрах используется принцип сообщающихся сосудов. Действие их основано на уравновешивании измеряемого давления силой тяжести столба жидкости.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Жидкостный манометр

Для U-образного двухтрубного манометра давление определяется по разности уровней жидкости в трубах, в которые подаются атмосферное и абсолютное давления (или разность давлений)

и

где, ? плотность заполняющей трубки жидкости, кг/м3;

? ускорение силы тяжести, м/с2;

Таким образом, избыточное давление составит:

14000 • 9,81 • 0,1 = 13734 Па = 13,734 кПа

Применительно к условиям задачи , , а избыточное давление определяет разность давлений , откуда находим абсолютное давление:

или 101,3 + 13,734 = 115,034 кПа

Ответ: 13,734 кПа; 115,034 кПа.

Задача 3

В поплавковом уровнемере масса поплавка 2,8 кг, объём 420 см3, масса противовеса 2 кг. При измерении верхнего уровня поплавок находится на расстоянии 5 м от дна резервуара, а противовес - на расстоянии 2 м, масса троса 0,2 кг на погонный метр. Определить, какая часть объема поплавка будет погружена, если плотность измеряемой жидкости 950 кг/м3.

Дано: 2,8 кг; 420 см3 = 420•10-6 м3; 2 кг; 5 м; 2 м; 0,2 кг/м; 950 кг/м3.

Найти: .

Решение

Поплавковые уровнемеры действуют по принципу перемещения поплавка на поверхности жидкости. Это перемещение затем с помощью механической или электрической передачи поступает на прибор. Уравнение равновесия системы имеет вид:

где, ? объем вытесняемой поплавком жидкости, м3;

? плотность жидкости, кг/м3;

, , ? соответственно масса противовеса, поплавка и неуравновешенной части троса.

Массу неуравновешенной части троса определяем как произведение его удельной массы и разницы расстояний от дна резервуара поплавка и противовеса:

Определяем объем вытесняемой поплавком жидкости, который представляет собой объём поплавка погруженный в жидкость, при этом, так как поплавок находится выше противовеса, массу неуравновешенной части троса берём со знаком «?», получаем:

= (2,8 - 2 ? 0,2 • [5 - 2]) / 950 = 0,0002105 = 210,5•10-6 м3 = 210,5 см3

Таким образом, часть поплавка, погруженная в жидкость:

210,5 / 420 = 0,501

Ответ: в жидкость будет погружена 0,501 часть поплавка.

4. Автоматизация нефтяных и газовых скважин

Согласно существующей технологии газ из скважин поступает на установки комплексной подготовки газа (УКПГ), где от него отделяются влага и жидкий конденсат (рис. 1).

Рис. 1. Принципиальная схема УКПГ

I - установка низкотемпературной сепарации; II - установка абсорбционной очистки; III - установка регенерации гликоля; IV - установка сепарции газа от конденсата; V - установка стабилизации конденсата; 1 - сырой газ; 2- осушенный газ; 3 - вода; 4 - конденсат; 5 - сухой газ; 6 - сухой гликоль; 7 - обводненный гликоль; 8 - вода; 9 - газ; 10 - стабильный конденсат; 11 - отсепарированный сухой

Сырой газ поступает на установку низкотемпературной сепарации (НТС), где он разделяется на три фракции: газ, жидкий конденсат и воду. Перед установкой НТС сырой газ охлаждается за счет эффекта дросселирования. а также при помощи специальных холодильников. Охлажденный газ поступает в полую емкость - сепаратор. При охлаждении в газе нарушается термодинамическое равновесие между газообразными и жидкими фазами его компонентов. Начинает образовываться туман из капель воды и конденсата. Сухой газ выходит сверху сепаратора, капли жидкости частично оседают вниз аппарата, а частично - на различного рода фильтрах, которыми оснащаются сепараторы. Таким образом, вода и конденсат попадают в нижнюю часть аппарата. В поле сил тяжести они расслаиваются, так, что в самом низу сепаратора образуется водяная фаза, выше - более легкий конденсат, а еще выше - туман из газа с капельной жидкостью. Для более глубокой осушки обычно соединяют несколько сепараторов последовательно. Перед каждым сепаратором гaз охлаждают. Поскольку установка НТС не может обеспечить степень осушки газа, которая требуется по ГОСТу, из последней ступени сепаратора газ поступает на дополнительную ступень глубокой осушки. Наиболее часто такая осушка осуществляется за счет поглощения (абсорбции) из газа оставшейся в нем жидкости различными жидкими гликолями, в частности диэтиленгликолем (ДЭГ), триэтиленгликолем (ТЭГ), пропиленгликолем (ПГ) и т. д. Процесс абсорбции ведется в колонне насадочного или тарелочного типа. Осушенный газ постоянно отбирается с верха колонны. Если не требуется дополнительной очистки газа от серы и ее соединений, его направляют потребителю. В противном случае газ проходит еще через установку очистки от серы.

Смесь гликоля с водой и широкой углеводородной фракцией, которая отбирается с низа абсорбционной колонны, подастся на колонну регенерации. Очищенный гликоль отбирается с низа колонны и вновь подается на процесс абсорбции.

Конденсат, отбираемый из сепаратора, является ценным сырьем для газоперерабатывающих (ГПЗ) заводов, но для переработки на ГПЗ его надо еще подготовить - отделить газ и частично попавшую в него воду. С установки НТС конденсат поступает на установку дегазации, которая представляет собой полую емкость. Конденсат заполняет ее примерно наполовину. В верхней части емкости находится газ, а в самом низу - вода, которая отделяется от конденсата за счет разности плотностей. При отборе гага давление в емкости снижается, нарушается равновесие между свободным газом и газом, растворенным в конденсате. В результате часть растворенного газа переходит в свободное состояние.

Для более глубокого отбора легких углеводородных фракций от конденсата после дегазации конденсат направляют на стабилизацию в специальную колонну. Легкие фракции конденсата отбираются с верхней, а стабильный конденсат - с нижней части колонны.

Все перечисленные аппараты УКПГ являются объектами с распределенными параметрами, в которых идут сложные тепломассообменные процессы. Построение динамических моделей этих объектов является довольно трудной задачей.

Рассмотрим схему технологического процесса низкотемпературной сепарации (рис. 2). Сырой газ поступает в холодильник 1, где он охлаждается холодным осушенным газом, прошедшим сепаратор. После холодильника газ через штуцер 2 попадает в сепаратор 3. где от него отделяется сконденсированная жидкость - вода и конденсат. Сухой газ из сепаратора идет на последующую доочистку, проходя перед этим через холодильник 1. Для стабилизации и оптимизации работы установки необходимо знать зависимость температуры и давления в сепараторе от производительности установки и параметров сырого газа. Для условий стационарного режима работы установки, которыми мы ограничимся, подобная зависимость строится на основе законов сохранения энергии.

Из конденсата получают бензин, керосин, дизельное топливо, различные растворители.

Рис. 2. Принципиальная схема одноступенчатой установки низкотемпературной сепарации: / - холодильник; // - дроссель; /// - сепаратор: 1- сырой газ; 2 - охлажденный газ; 3- осушенный газ; 4 - газ с выхода установки; 5 - сода и конденсат

На рис.2 обозначения Т, G и С нижними индексами соответствуют значениям температуры, расхода и теплоемкости газа в различных точках технологической схемы.

При прохождении через штуцер, на котором теряется давление (Др), температура газа снижается за счет его адиабатического расширения.

Для технологических схем, включающих более одного холодильника. процедура построения стационарной модели сохраняется. Для каждого элемента схемы последовательно надо записать уравнения теплового баланса и баланса по давлениям. Совокупность этих уравнений будет полностью определять процесс.

Основы процессов подготовки нефти и постановка задачи их моделирования. Практически вся добываемая нефть содержит свободный газ, пластовую воду, которая образует е ней водонефтяную эмульсию, и различные механические примеси. Согласно существующей технологии сырая нефть со скважин направляется на установки комплексной подготовки нефти (УКПН), где от нее отделяются: газ, вода, механические примеси и соли.

Рис.3. Принципиальная схема установки подготовки нефти:

I - установка сепарации гага от нефти; II -установка обезвоживания нефти: III -установка обессоливания нефти: IV - установка стабилизации нефти; I - сырая нефть: 2 - газ; 3 - вода: 4 - отсепарированная нефть; 5 - обезвоженная нефть; 6 - обессоленная нефть; 7 - гаг; 8 - товарная нефть

Сырая нефть поступает на сепарационные установки, где от нее отделяется свободный газ (рис. 3). В зависимости от газового фактора нефти способности ее к ценообразованию и требуемой четкости отделения легких углеводородных фракций от нефти, сепарация газа проводится в одну, две и более ступеней. По принципу действия и основному конструктивному исполнению установки для сепарации газа от нефти практически идентичны установкам для сепарации газа от конденсата. Математические описания этих процессов также совпадают.

После сепарации газа нефть поступает на установку обезвоживания, где от нее отделяется пластовая вода. При обводненности сырой нефти выше 10 % процесс обезвоживания обычно проводится в две ступени. Сначала осуществляется предварительный сброс пластовой воды в резервуарах, затем нефть подогревают и направляют на установки глубокого обезвоживания.

При высокой минерализации пластовых вод обезвоженная нефть поступает на установки обессоливания, а затем на установки стабилизации нефти. Принцип работы и задачи, решаемые на установках стабилизации, такие же, как и на установках стабилизации газового конденсата, - отделить легкокипящие углеводородные фракции от основного сырья.

Поскольку процесс сепарации газа от жидкой углеводородной фракции был рассмотрен в предыдущем параграфе, дальше будут рассмотрены только два процесса - глубокое обезвоживание и обессоливание нефти.

Пластовые воды, добываемые с нефтью и образующие с ней дисперсную систему, содержат, как правило, значительное количество растворенных минеральных солей. Результаты исследований минерального состава пластовых вод показывают, что основную долю растворенных веществ составляют хлориды натрия, магния и кальция. Кроме них, могут присутствовать и другие соли, но, в отличие от хлоридов, содержание которых исчисляется процентами и десятками процентов от общего количества растворенного вещества, содержание остальных солей измеряется сотыми, тысячными и еще меньшими долями. В связи с этим минерализацию пластовой воды измеряют по содержанию ионов хлора в единице объема с последующим пересчетом на эквивалент натриевых солей.

Помимо определения минерализации свободной пластовой воды, при подготовке нефти к переработке измеряют содержание солей в единице объема нефти. Сама нефть не содержит хлорных солей. Они попадают в нее вместе с эмульгированной водой.

Абсолютное содержание хлоридов в обводненной нефти не даст представления о степени минерализации пластовых вод, поэтому одновременно с солями определяют и обводненность нефти. Последнюю принято измерять в процентах.

Во всех известных до настоящего времени промышленных процессах обезвоживания и обессоливания нефти основным оборудованием является аппарат для разделения водонефтяной эмульсин путем отстаивания эмульгированной воды. Попадая в нижнюю часть аппарата, капли переходят в сплошной слой воды, так называемую дренажную воду, которую выводят из аппарата.

При обезвоживании нефти в ней, естественно, уменьшается и количество солей, так как оно пропорционально содержанию воды в нефти. Однако процессом обессоливания принято называть только такой процесс, в котором перед подачей исходной эмульсии в аппарат для отделения воды в нефть добавляют пресную воду, которую называют промывочной. Эту воду дробят и интенсивно перемешивают с исходной эмульсией. В процессе перемешивания капли пластовой и пресной воды многократно коалесцируют и дробятся, что приводит к выравниванию в них концентрации солей. Результирующая концентрация солей будет меньше их концентрации в пластовой воде, поэтому после обезвоживания вновь образованной эмульсин в ней останется меньше солей, чем это было бы без добавления промывочной воды.

5. Виды и методы измерений. Погрешности измерений

давление скважина нефтяной сепарация

Измерение, т. е. нахождение значения физической величины опытным путем, осуществляется с помощью специальных устройств - средств измерений. Основными видами средств измерений являются измерительные преобразователи и измерительные приборы.

Измерительные преобразователи (датчики) предназначены для получения сигнала измерительной информации, удобной для передачи, обработки и хранения, но не поддающейся непосредственному восприятию наблюдателем.

Измерительные приборы предназначены для получения сигнала измерительной информации в форме, доступной для непосредственного восприятия наблюдателем.

Средства измерений могут быть с успехом использованы лишь только тогда, когда известны их метрологические свойства. Основным метрологическим свойством является погрешность.

Разность между показаниями прибора и истинным значением измеряемой величины называется абсолютной погрешностью.

Отношение абсолютной погрешности измерительного прибора к истинному значению измеряемой нм величины - называется относительной погрешностью.

Основной погрешностью называется погрешность средств измерений, используемых в нормальных условиях, определяемых ГОСТами или другими техническими условиями на средства измерений.

Дополнительной погрешностью называется погрешность средства измерений, вызываемая воздействием на него условий при отклонении их действительных значений от нормальных.

Класс точности средств измерений, являющийся их обобщенной метрологической характеристикой, определяется пределами допускаемых основной и дополнительной погрешностей. Конкретные классы точности устанавливаются в стандартах на отдельные виды средств измерений. Чем меньше число, обозначающее класс точности, тем меньше пределы допускаемых погрешностей.

Статической характеристикой средства измерений называется функциональная зависимость между выходной и входной величинами в установившихся режимах работы, т. е.

Динамической характеристикой средства измерений и их элементов называется функциональная зависимость между их выходной и входной величинами в динамических условиях преобразования, т. е. в переходных режимах, когда статические зависимости нарушаются в силу присущих всем средствам измерений инерционных свойств разного рода и вида (инерция движущихся масс, частей, теплопроводность и т. п.).

Литература

Основная:

Исакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа, М., Недра, 1985.

Исакович Р.Я., Логинов В.И. Автоматизация производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1985.

Клюев А.С. и др. Проектирование систем автоматизации технологических процессов, М. Энергия, 1980.

Подкопаев А.П. Технологические измерения и контрольно-измерительные приборы, М., Недра, 1986.

Болтон У. справочник инженера метролога, М., Додэка-XXI, 2002.

Андреев Е.Б. и др. Технические средства систем управления технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности, М., РГУ нефти и газа, 2004.

Дополнительная:

1 Плотников В.М. Средства контроля и автоматизации объектов транспорта газа, М., Недра, 1985.

2 Третьяков Э. А., Игнатова Л.А. Автоматизированные системы управления производством, М., Машиностроение, 1997.

3 Справочник по автоматизации в газовой промышленности, М., Недра, 1990

4 Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий нефтяной и газовой промышленности, М., Недра, 1984.

5 Геворкян В.Г. Основы сварочного дела, М., Высшая школа, 1991.

6 Ялышко Г.Ф. Сварка трубопроводов высокого давления, М., Стройиздат, 1993.

7 Неразрушающий контроль и техническая диагностика. Справочник/ Под редакцией В. Клюева, М., Машиностроение, 2005.

8 Неразрушающие методы контроля Т.1, 2, 3 /Под редакцией В.Я. Кершенбаума, М., Наука и техника, 1992.

Размещено на Allbest.ru