Разработка канала для комплексной скважинной аппаратуры

Разработка канала для комплексной скважинной аппаратуры

2

2

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Разработка канала для комплексной скважинной аппаратуры

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа содержит 71 страницу, 9 рисунков, 8 таблиц, 8 источников, 1 приложение, 8 листов графического материала формата А1.

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ, КАНАЛ ИЗМЕРЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ, КАНАЛ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ, КОМПЛЕКСНАЯ СКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА, МИКРОКОНВЕРТОР

В выпускной квалификационной работе проведено исследование и анализ методов измерения влажности и температуры, разработана принципиальная схема канала, произведен расчет основных компонентов схемы, проведен анализ погрешностей разработанного канала. Разработаны конструкции первичных преобразователей.

В экономической части приведен расчет стоимости проведенных работ. Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности человека при эксплуатации данного канала.

Содержание

Введение

1. Анализ технического задания. Выбор методов измерений

1.1 Требования к комплексной скважинной аппаратуре

1.2 Анализ технического задания

1.3 Выбор метода измерения влагосодержания

1.4 Выбор метода измерения температуры

2. Разработка структурной схемы

2.1 Структурная схема комплексной скважинной аппаратуры

2.2 Структурная схема каналов измерения температуры и влажности

2.3 Выбор основных узлов

3. Разработка принципиальной схемы

3.1 Вывод функции преобразования датчика влажности

3.2 Разработка принципиальной схемы преобразователя емкости в период

3.3 Разработка принципиальной схемы преобразователя сопротивления в напряжение

3.4 Режим работы АDuC 834

4. Математические модели измерительных каналов

4.1 Математическая модель первичного преобразователя температуры

4.2 Математическая модель канала измерения содержания воды в нефти

5. Анализ погрешностей

5.1 Основная погрешность канала измерения температуры

5.2 Дополнительная погрешность канала измерения температуры

5.3 Основная погрешность канала измерения влажности

5.4 Дополнительная погрешность влагомера

6. Разработка конструкции

6.1 Разработка конструкции для первичного преобразователя температуры 56

6.2 Разработка конструкции первичного преобразователя влагомера

7. Технико-экономическое обоснование

7.1 Оценка экономической эффективности проекта

7.1.1 Расчет затрат и стоимости проекта

7.1.2 Расчет количества и стоимости сырья, основных материалов и покупных изделий

7.1.3 Расчет трудоемкости и тарифной заработной платы производственных рабочих

7.1.4 Расчет себестоимости

7.2 Расчет ожидаемой экономической эффективности

7.2.1 Расчет общих капитальный вложений в проектируемый канал

7.2.2 Смета эксплуатационных расходов

7.2.3 Срок окупаемости

8. Обеспечение безопасности жизнедеятельности

8.1 Требования к оборудованию, аппаратуре и техническим средствам

8.2 Меры безопасности при эксплуатации скважинного прибора

8.3 Правила эксплуатации, хранения и транспортировки

Заключение

Список использованных источников

Введение

Геофизические исследования скважин являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования вещества используются для геологического изучения резервов, пройденных скважинами, выявления оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин.

Применительно к изучению резервов нефтяных и газовых скважин эти исследования называют промысловой геофизикой. Кроме того, в практике используется термин «каротаж». Каротаж (фр.) -- исследование литосферы методами создания (бурение или продавливание) специальных зондировочных скважин и проведения измерений при прохождении электрическими, магнитными, радиоактивными, акустическими и другими методами. В современном понятии обозначает совокупность геофизических работ на скважинах - скважинную геофизику или геофизические исследования скважин.

Геофизические исследования в скважинах выполняются с помощью специальных установок, называемых промыслово-геофизическими (каротажными) станциями.

В последние годы значительно увеличились глубины скважин, значительно усложнились условия их проходки. Это потребовало создания новых высокопроизводительных приборов и аппаратуры на основе достижений электронной техники и широкого внедрения обработки геофизических данных на ЭВМ.

Разработана комплексная скважинная аппаратура - агрегатированная система геофизических скважинных приборов, рассчитанных на высокие давления и температуры. Она содержит несколько модулей, каждый из которых измеряет определенный параметр [1]. Целью данной работы является разработка одного из таких модулей, а именно, канала измерения содержания воды в нефти и канала измерения ее температуры.

Влажность нефти является одним из важнейших технологических параметров. На разных этапах добычи и подготовки нефти она определяет правильность эксплуатации нефтяного пласта, интенсивность эмульгирования водо-нефтяной смеси в процессе ее перекачки, эффективность процессов деэмульсации и качество товарной нефти, поступающей на переработку. С влагосодержанием тесно связано также содержание солей, которые причиняют немалый вред оборудованию нефтеперерабатывающих заводов.

1 Анализ технического задания. Выбор методов измерений

1.1 Требования к комплексной скважинной аппаратуре

Под комплексной скважинной аппаратурой понимается совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения физических величин и параметров в скважинах. В состав аппаратуры в общем случае входят скважинный прибор и наземные блоки, соединенные геофизическим кабелем. Поскольку скважинная аппаратура эксплуатируется совместно с геофизическими лабораториями и станциями, основные узлы последних входят в состав телеизмерительной системы скважинной аппаратуры и обеспечивают ее нормальную работу.

Одним из требований разработки скважинной геофизической аппаратуры, вытекающих из условий ее эксплуатации, является максимальное упрощение части измерительной схемы, опускаемой в скважину в процессе исследований. Однако это требование должно учитываться наравне с требованием оптимальности аппаратуры. Так сигнал, поступающий с датчика или приемника зонда, часто имеет небольшую мощность или вид, неудобный для передачи по кабелю, поэтому возникает необходимость соответствующего преобразования сигнала с помощью устройств, сосредоточенных в скважинном приборе. Выходные параметры должны быть согласованы с электрическими параметрами геофизического кабеля, что нередко вызывает дополнительные усложнения схемы.

Таким образом, измерительная схема геофизической аппаратуры включает две части, одна из которых располагается в скважинном приборе, а другая - на поверхности.

Наиболее ответственной в метрологическом отношении частью аппаратуры является зондовое устройство или датчик [2].

При эксплуатации аппаратура и ее отдельные блоки находятся под воздействием различных факторов (нагрузок). К ним относятся климатические условия, механические и электрические нагрузки, квалификация обслуживающего персонала, обеспеченность материалами и запасными частями и т.п.

Механические нагрузки (вибрация, удары, постоянно действующее ускорение) возникают при транспортировке и эксплуатации аппаратуры. Количественные значения механических нагрузок, воздействующих на аппаратуру в целом при различных условиях ее работы, приводятся в стандартах и другой нормативно-технической документации.

В результате воздействия механических нагрузок наблюдается: смещение скользящих и вращающихся деталей и узлов аппаратуры, разрушение паек, разрушение нитей накала ламп, короткое замыкание близко расположенных проводников и деталей, размыкание нормально замкнутых контактов, замыкание нормально разомкнутых контактов, обрыв и разрушение элементов конструкции.

Климатические нагрузки (температура, влажность, конденсационная влага, гидростатическое давление) воздействуют на аппаратуру на всех этапах ее эксплуатации. Например, скважинный прибор должен выдерживать температуру порядка 120?С и высокое давление порядка 60 МПа.

В результате воздействия климатических нагрузок наблюдается: изменение значений электрических констант (R, L, C и т.д.), размягчение и потеря эластичности изоляции, уменьшение поверхностного и объемного сопротивления изоляции, переохлаждение и замерзание движущихся частей аппаратуры, размыкание и замыкание контактов вследствие коробления, изменение прочности конструкционных элементов, чрезмерный механический износ подвижных частей аппаратуры вследствие проникновения песка и пыли.

Климатические нагрузки в отдельных частях аппаратуры могут резко отличаться от их значений в окружающей среде.

Электрические нагрузки (ток, напряжение, рассеиваемая мощность) обычно определяются для отдельных элементов изделия и реже для его узлов. Электрическая нагрузка зависит от принципиальной электрической схемы, конструкции аппаратуры и стабильности частоты и напряжения питания.

В результате воздействия электрических нагрузок появляются: обрыв элементов или узлов аппаратуры в результате их перегорания, короткое замыкание элементов или узлов в результате пробоя, изменение значений электрических констант (R, L, C и т.д.) [2].

Комплексная скважинная аппаратура должна удовлетворять всем перечисленным выше требованиям и выдерживать подобные условия эксплуатации.

1.2 Анализ технического задания

Разрабатываемый канал должен удовлетворять следующим требованиям:

1) Разрабатываемый модуль измерения температуры и содержания воды в нефти предназначен для работы в составе комплексной скважинной аппаратуры.

2) Диапазон измерения температуры, ?С 0...120

3) Диапазон измерения влагосодержания, % 0...100

4) Погрешность измерения температуры:

а) основная погрешность, ?С ±0,05

б) дополнительная температурная погрешность, ?С/?С

5) Погрешность измерения влагосодержания:

а) основная погрешность ±0,05

б) дополнительная температурная погрешность, 1/ ?С

6) Время преобразования, с, не более 0,2

7) Напряжение электрического питания, В 5

8) Диаметр корпуса прибора, мм 28

9) Выходной код - двоичный, последовательный, 24-разрядный.

Проанализировав техническое задание, можно сказать, что высокой точности требует измерение температуры. К измерению же влагосодержания не предъявляется требования высокой точности, поскольку все существующие методы определения влажности не могут ее обеспечить. Быстродействие модуля невысокое.

1.3 Выбор метода измерения влагосодержания

Методы измерения влажности жидкости можно разделить на 5 групп: равновесные, испарительные, выделительные, химические и физические.

При использовании равновесных методов измерения сводятся к определению влажности газовой фазы, находящейся в подвижном гигротермическом равновесии с жидкостью, содержащей влагу. Практически используется электрохимический влагомер газов и гигроскопический дилатометрический влагомер газов. Недостаток метода - большая инерционность и невысокая точность.

При использовании испарительного метода определение содержания влаги в жидкости подменяется определением ее в газе, для чего пробу влажной жидкости полностью выпаривают. Этот метод позволяет пользоваться любым типом влагомера для газов; он пригоден для измерения влажности низкокипящих жидкостей, упругость паров которых при температуре окружающего прибор воздуха не превышает рабочего давления данного влагомера (0,07 до 1,0 МПа) - фторированных углеводородов (фреона), сжиженного нефтяного газа, жидкого пропана и др. Если это давление значительно (единицы и десятки МПа), применяют редуктор давления и обогреваемый паром или электричеством испаритель.

В выделительных влагомерах влагу сначала выделяют из контролируемой жидкости тем или иным способом (дистилляция, экстрагирование жидкостью, вымывание газом), после чего прямо или косвенно определяют содержание воды в отгоне или экстракте. При работе по методу экстрагирования (чаще всего диоксаном) нужно, чтобы экстрагирующее вещество не взаимодействовало с безводной частью контролируемой жидкости. Дистилляционный метод в прямом виде примени только к жидкостям с относительно низкой упругостью -поров (например, трансформаторное масло) и недиссоциирующим термически при температуре перегонки. При малых концентрациях воды (10-1 до 10-4% объемный) ее предпочтительно выделяют промыванием жидкости в колонке током тщательно осушенного (остаточное содержание влаги менее 1 - 10-4% объемный) нейтрального газа.

В химических методах вода контролируемой жидкости вступает количественно в химическую реакцию со вспомогательным реагентом, вводимым в жидкость, и мерой определяемого содержания воды является количество продуктов реакции или ее тепловой эффект. Эти методы получили значительное распространение как образцовые в широком интервале значений концентраций влаги в жидкостях как методы лабораторного и производственного спорадического экспресс-анализа. Физические (прямые) методы характеризуются тем, что содержание воды в контролируемой жидкости определяют измерением значений каких-либо однозначно зависящих от влажности, физических свойств непосредственно самой жидкости, без выделения из нее влаги. К числу свойств, используемых для этой цели, относятся диэлектрические потери и проницаемость, электропроводность, показатель преломления, плотность, температуры фазовых переходов, поглощение электромагнитных и корпускулярных излучений и др. Наибольшее значение среди них получили методы емкостные и кондуктометрические.

Влажность жидкостей, в составе которых водород составляет небольшой процент, может быть измерена методом ядерного резонанса.

Недостатком всех перечисленных выше методов является то, что для них необходимо специальное оборудование, либо их необходимо проводить в лабораторных условиях.

Кондуктометрический метод основан на измерении электропроводности. Однако она зависит не только от соотношения воды и нефти, но также и от химического состава жидкости. Из-за наличия солей в воде результат измерения может изменяться в 50-100 раз.

Поэтому наиболее приемлемым методом для решения поставленной задачи является диэлькометрический, основанный на существовании функциональной зависимости между диэлектрической проницаемостью водо-нефтяной эмульсии и объемным содержанием воды в ней [3]. Этот метод наиболее удобен для практической реализации. Кроме того, он имеет высокие метрологические показатели и возможность контроля влажности непосредственно в потоке нефти.

В качестве первичного преобразователя используем цилиндрический датчик, состоящий из металлического корпуса, который служит наружным электродом, и коаксиального внутреннего цилиндрического электрода, покрытого слоем прочной и термостойкой пластмассы для защиты от воздействия внешней агрессивной среды. Такой преобразователь отличается простотой конструкции и удобством сопряжения с трубопроводом.

1.4 Выбор метода измерения температуры

Термический каротаж широко используется как на стадиях региональных и зональных геофизических исследований, так и на стадии эксплуатации скважин, включая контроль процессов разработки и изучение состояния скважин [4]. В связи с этим большую роль играют технические и, прежде всего, метрологические характеристики применяемых средств измерения температуры. В настоящее время имеются реальные технические возможности создавать средства термометрии, обладающие существенно более высокими метрологическими характеристиками по сравнению с известными серийно выпускаемыми каротажными приборами и системами.

К важнейшим метрологическим характеристикам относятся:

- погрешность измерения температуры (во всем диапазоне условий эксплуатации);

- разрешающая способность по температуре;

- инерционность (постоянная времени);

- долговременная стабильность характеристик.

Улучшение указанных характеристик позволит не только повысить точность измерений температуры и термоградиента, но и повысить метрологическую надежность средств измерений и достоверность получаемой измерительной информации.

В термоизмерительных приборах метрологические характеристики прибора в целом определяются главным образом характеристиками первичного измерительного преобразователя (датчика) температуры.

Различные средства измерения температуры можно подразделить по типу используемых первичных преобразователей.

Термоэлектрические преобразователи. При использовании термоэлектрических преобразователей (термопар) возникает необходимость измерения значения термо-ЭДС на выходе термопары. Для этой цели широко применяются милливольтметры и компенсаторы постоянного тока, шкалы которых градуируются непосредственно в градусах температуры.

При измерении температуры свободные концы термопары должны находиться при постоянной температуре. Рабочий диапазон температур термопары 0 - 150?С и точность измерения до 0,001.

Кварцевые термопреобразователи. В последние годы для измерения температур от -80 до +250?С все более широкое распространение получают кварцевые термопреобразователи, отличающиеся высокой разрешающей способностью и имеющие частотный выходной сигнал, хорошо защищенный от помех и легко преобразуемый в цифровой код. В кварцевом термопреобразователе используется зависимость собственной частоты кварцевого элемента от температуры.

Кварцевые термопреобразователи имеют высокую чувствительность (до 103Гц/К), высокую временную стабильность (0,02К за год) и разрешающую способность 10-4-10-7К, что и определяет перспективность их использования в цифровых термометрах, а применение микропроцессоров открывает возможность учета их индивидуальных нелинейных градуировочных характеристик.

Пирометры. Приборы для измерения температуры, основанные на использовании энергии излучения нагретых тел, называются пирометрами. Они делятся на радиационные, яркостные и цветовые.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5



Реклама
В соцсетях
рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать