Измерение - расходный параметр
Cтраница 1
Измерение расходных параметров нельзя заменить их контролем, поскольку измерения необходимы для решения задач регулирования разработки нефтяных месторождений. Вместе с тем периодичность регулирования значительно больше периодичности оперативного контроля. [1]
Избыточность измерений расходных параметров дает системе возможность осуществлять перекрестный контроль измерений. [2]
Очевидно, что точность измерения расходных параметров будет разной в зависимости от того, для решения какой задачи используются результаты измерения. [3]
Необходимо отметить, что основные характеристики измерения расходных параметров, такие, как статическая относительная погрешность и периодичность измерения, совершенно различны для решения этих двух задач. Очевидно, например, что при оперативном контроле подачи скважин измерения должны быть более грубыми, но более частыми. [4]
Обратная же задача состоит в определении таких величин погрешностей измерения расходных параметров, которые позволяют управлять разработкой нефтяного месторождения с допустимыми экономическими потерями. Решение прямой задачи заключается в определении допустимой погрешности измерения посредством выбора программы измерения - времени осреднения и измерителя расхода с требуемой метрологической характеристикой. Прямой метод проще, но он не позволяет определить технические характеристики средств измерения расхода компонент, удовлетворяющие АСУ разработкой нефтяного месторождения. [5]
 |
Схема интегрирующего устройства замера дебита при работе со Спутником. [6] |
Принцип построения и схема управления интегрирующим устройством - измерения дебита отличается от устройства измерения других расходных параметров. Это обусловливается тем, что замер дебита нефтяных скважин в силу их различной производительности происходит по индивидуальной программе. [7]
Разработанная методика позволяет определять основные параметры неустановившегося режима с точностью до 15 %, что приемлемо для инженерной практики ( погрешность измерения расходных параметров при течении газонефтяных смесей в нефтегазопроводах составляет 10 - 15 % и более, [1]), отклонения расчетных значений перепадов давления от измеренных могут достигать 30 %; с ее помощью можно заранее оценить необходимость оперативного вмешательства диспетчерских служб и тем самым обеспечить необходимую пропускную способность трубопровода. [8]
Обратная задача определения погрешности измерения расхода жидкости для двух подсистем АСУ разработкой нефтяного месторождения состоит в следующем. Определение оптимальной погрешности измерения расходных параметров скважинного потока является в настоящее время нерешенной проблемой. Вместе с тем задача определения точности расходомерных устройств, дающая оптимальное количество управляющей информации и позволяющая получить максимальную экономическую выгоду при минимальных затратах, является весьма актуальной. Очевидно, что неточность измерения параметров процесса управления и управление системой на основе этой неточной информации приводят к потерям. [9]
Из выражения ( 14) видно, что для измерения любого расходного параметра скважинного потока достаточно измерить мгновенные значения параметра в точках отсчета, равных kkt. Таким образом, для измерения расходных параметров вместо непрерывного измерения можно применить дискретное. При этом не обязательно всю продукцию измеряемой скважины пропускать через де-биггомер, а достаточно подключать его к скважине в определенное заранее выбранное время. [10]
Чтобы получить численные результаты, необходимо задаться функцией эффективности автоматической системы управления или экономико-математической моделью производственного процесса. Вместе с тем массовое внедрение АГЗУ требует решения задачи определения оптимальной точности измерения расходных параметров. Поэтому для решения этой проблемы необходимо иметь хотя бы приблизительную оценку оптимальной погрешности измерения некоторых расходных параметров скважинных потоков. [11]
Схема инженерной сети охватывает основные технологические объекты нефтегазового комплекса: объекты добычи, подготовки, транспорта и переработки нефти, перекачки сточной и пресной воды, закачки ее в нефтяные пласты, начиная от добывающих и кончая нагнетательными скважинами. Модель инженерной сети представляет собой систему уравнений баланса, дополненных соотношениями, описывающими процесс измерения расходных параметров потоков жидкости. В модели графовая структура инженерной сети представляется в виде матрицы баланса, а калибровочные таблицы измерительных приборов используются для определения поправочных коэффициентов к измеренным значениям. [12]
Из выражения ( 14) видно, что для измерения любого расходного параметра скважинного потока достаточно измерить мгновенные значения параметра в точках отсчета, равных kkt. Таким образом, для измерения расходных параметров вместо непрерывного измерения можно применить дискретное. При этом не обязательно всю продукцию измеряемой скважины пропускать через де-биггомер, а достаточно подключать его к скважине в определенное заранее выбранное время. [13]
Обратная задача определения погрешности измерения расхода жидкости для двух подсистем АСУ разработкой нефтяного месторождения состоит в следующем. Определение оптимальной погрешности измерения расходных параметров скважинного потока является в настоящее время нерешенной проблемой. Вместе с тем задача определения точности расходомерных устройств, дающая оптимальное количество управляющей информации и позволяющая получить максимальную экономическую выгоду при минимальных затратах, является весьма актуальной. Очевидно, что неточность измерения параметров процесса управления и управление системой на основе этой неточной информации приводят к потерям. Реактивные потери - это потери обратимые, которые можно возместить при дополнительных затратах, активные же - необратимые. Так, недобытая в данный момент времени вефть из-за поломки насоса может быть добыта позднее. Любые потери, как активные, так и реактивные, можно оценить в денежном выражении. Таким образом, если эксплуатация месторождения дает прибыль в PQ руб, то неточность измерения расходных параметров продукции нефтяных скважин может уменьшить эту прибыль до PI руб при управлении месторождением с учетом результатов измерений. [14]
Страницы: 1