Дипломный проект с чертежами по «Нефтяной промышленности»
| Шифр проекта | 01.01.09.04.02 |
| Пояснительная записка (в программе Word) | 70 с., 9 рис., 8 табл., 8 источников |
| Чертежи (в программе Компас) | 7 листов плакатов и чертежей |
| Год выпуска | — |
| ВУЗ | — |
| Приложения | Спецификация 0 листов |
Состав чертежей дипломного проекта:
1. Чертёж анализа погрешностей (формат А1)
2. Чертёж методов измерения влажности (формат А1)
3. Чертёж обзора средств измерения температуры (формат А1)
4. Чертёж общего вида канала измерения содержания в нефти воды для комплексной скважинной аппаратуры и первичного преобразователя температуры (формат А1)
5. Чертёж структуры канала (формат А1)
6. Чертёж структуры комплексной скважинной аппаратуры (формат А1)
7. Чертёж технических характеристик (формат А1)
Содержание
Введение
1 Выбор способов измерений. Анализ задания технического.
1.1 Требования к скважинной комплексной аппаратуре
1.2 Анализ задания технического
1.3 Выбор способа измерения влагосодержания
1.4 Выбор способа измерения температуры
2 Разработка схемы структурной
2.1 Структурная схема скважинной комплексной аппаратуры
2.2 Структурная схема каналов измерения влажности и температуры
2.3 Выбор узлов основных
3 Разработка схемы принципиальной
3.1 Разработка функции преобразования датчика влажности
3.2 Разработка схемы принципиальной преобразователя емкости в период
3.3 Разработка схемы принципиальной преобразователя сопротивления в напряжение
3.4 Режим работы АDuС 834
4 Математические модели каналов измерительных
4.1 Математическая модель преобразователя температуры первичного
4.2 Модель математическая канала измерения содержания в нефти воды
5 Анализ погрешностей
5.1 Погрешность канала определения температуры основная
5.2 Погрешность канала определения температуры дополнительная
5.3 Погрешность канала определения влажности основная
5.4 Погрешность влагомера дополнительная
6 Разработка конструкции
6.1 Разработка конструкции для преобразователя температуры первичного
6.2 Разработка конструкции преобразователя влагомера первичного
7 Экономико-техническое обоснование
7.1 Оценка экономической эффективности проекта
7.1.1 Расчет стоимости и затрат проекта
7.1.2 Расчет стоимости и количества сырья, покупных изделий и основных материалов
7.1.3 Расчет заработной платы тарифной и трудоемкости производственных рабочих
7.1.4 Расчет себестоимости
7.2 Расчет экономической эффективности ожидаемой
7.2.1 Расчет капитальный вложений общих в проектируемый канал
7.2.2 Смета расходов эксплуатационных
7.2.3 Срок окупаемости
8 Безопасность жизнедеятельности
8.1 Требования к аппаратуре, оборудованию и техническим средствам
8.2 Методы безопасности при использовании прибора скважинного
8.3 Правила хранения, эксплуатации и транспортировки
Заключение
Список использованных источников
Приложение 1. Канал измерения содержания в нефти воды для скважинной комплексной аппаратуры. Перечень элементов
Описание
В выпускной квалификационной работе произведен анализ разработки канала для скважинной комплексной аппаратуры. Выбраны способы измерения влагосодержания и температуры (термоэлектрическими преобразователями, кварцевыми термопреобразователями, пирометрами, шумовыми термометрами, термометрами ядерного квадрупольного резонанса или термометрами, использующими явление ядерного магнитного резонанса), проведен анализ задания технического и представлены требования к скважинной комплексной аппаратуре. Применение современных термисторов в средствах измерений для термического каротажа и соответствующих алгоритмов обработки информации и калибровки приборов позволяют обеспечить высокую точность измерений в широком диапазоне температур, высокое быстродействие, долговременную стабильность характеристик, высокую разрешающую способность, простоту конструкции датчика и схемы его включения.
Разработаны структурные схемы скважинной комплексной установки и каналов измерения влажности и температуры, выбраны основные узлы. Также разработаны схемы принципиальные преобразователя емкости в период и преобразователя сопротивления в напряжение, разработаны функции преобразования датчика влажности и рассмотрен режим работы АDuС 834.
Приведены математические модели преобразователя температуры первичного и канала измерения содержания в нефти воды.
Проведен анализ погрешностей (каналов определения температуры основного и дополнительного, влажности основного и влагомера дополнительного).
Разработаны конструкции для преобразователя температуры первичного и влагомера первичного.
Приведено экономико-техническое обоснование проекта, а именно: дана оценка экономической эффективности (произведены расчеты стоимости и затрат, стоимости и количества сырья, покупных изделий и основных материалов, тарифной заработной платы и трудоемкости производственных рабочих, себестоимости), рассчитана ожидаемая экономическая эффективность (общие капитальные вложения в проектируемый канал, смета расходов эксплуатационных и срок окупаемости).
Рассмотрена безопасность жизнедеятельности, в том числе: требования к аппаратуре, оборудованию и техническим средствам, методы безопасности при использовании прибора скважинного, правила хранения, эксплуатации и транспортировки.
Спроектирован 2-хканальный модуль, который предназначен для преобразования в цифровые коды температуры флюида и содержания в нефти воды.
Даны обзор и анализ методов определения влагосодержания и температуры. Приведены схемы устройства структурная и принципиальная, разработана конструкция преобразователей первичных, дано описание устройства канала.
В целом разработанный модуль для определения температуры флюида и содержания в нефти воды удовлетворяет метрологическим характеристикам и условиям эксплуатации.