Габаритные размеры и масса составных частей ИСТ-1

Составные части	Габаритные размеры, мм, не более	Масса, кг, не более
длина	ширина	высота	диаметр
ПРД					13, 5
ПРМ					6, 0
БТ				—	0, 4

 

Система ИСТ-1 имеет до 8 каналов контроля параметров.

Значения установок на отключение УЭЦН по каждому из кон­тролируемых па­ра­метров устанавливается оперативно с помо­щью переключателя на лицевой па­нели блока приемника или перепайки перемычек:

- по давлению, кгс/см² — 0, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100;

- по температуре, °С — от 0 до 100 с шагом 1 °С;

- по виброускорению, м/с² — от 0 до 25 с шагом через 1 м/с².

Блок приемника выпускается с уставочными значениями по виб­роус­ко­ре­нию — 15 м/с² и по температуре — 95 °С, если иные значения не оговорены в до­го­воре на поставку.

Диапазон изменения контролируемого давления, МПа — от 0 до 25 (от 0 до 250 кгс/см²).

Диапазон изменения контролируемой температуры, °С — от 0 до 120.

Диапазон изменения контролируемого виброускорения, м/с² — от 0 до 25.

Комплекс диагностики насосных установок КДНУ предназна­чен для осна­ще­ния скважин, оборудованных штанговыми и по­гружными электронасосами для обеспечения безсепарационного замера дебита жидкости и с целью диаг­нос­тирования и уп­равления работой нефтепромыслового оборудования, изме­ре­ния и контроля в автономном режиме параметров работы нефтепро­мыс­ло­во­го оборудования и передачи информации на АРМ «Ди­агност» для обработки по­лученных данных и анализа парамет­ров работы нефтепромыслового обору­до­вания.

Комплекс для работы с погружными электроприводными на­сосными уста­нов­ками типа УЭЦН, УЭВН и УЭДН выполняет следующие функции:

1. Контроль токовой нагрузки погружного электродвигателя для опре­де­ле­ния режима работы установки.

2. Контроль давления на выкидной линии и в затрубном про­странстве.

3. Определение подачи насосной установки.

4. Определение температуры добываемой жидкости на при­еме насоса, в вы­кидной линии; определение температуры в погружном элект­род­ви­га­те­ле.

Для обеспечения указанных функций комплекс оснащается необходимыми пер­вичными приборами (датчиками), логичес­ким программируемым конт­рол­ле­ром и пакетом прикладных программ «Диагностические инструменты — DT7».

Комплекс ДНУ включает в себя диагностические комплексы УИС.НП, дат­чики, размещенные на нефтепромысловом обору­довании, на произ­водст­вен­ных площадках и программное обес­печение АРМ «Диагност».

Сбор первичной информации осуществляется комплексом УИС.НП, сос­тоя­щим из логического контроллера УИС.ЛК.01 со встроенным программным обес­печением контроля и диаг­ностики УЭЦН, датчика тока электродвигателя УИС.ДТ.01, датчиков давления на устье скважины и в затрубном про­странстве (МТ-100), датчика перепада давления на штуцере (диафрагме), датчика тем­пе­ра­туры жидкости на устье сква­жины, шкафа и клеммных соединителей (испол­не­ние наруж­ное IP65).

Дополнительно для обустройства куста скважин и организа­ции радио­ка­на­ла необходимы: логический контроллер УИС.ЛК.01 со встроенным прог­рамм­ным обеспечением; датчик давления нефти в коллекторе МТ-100; радиомодем; ра­диостанция типа «Гранит-Р33П» с источником питания и антенной.

Комплекс ДНУ-3М является инструментом технолога для ди­агностики сос­тояния скважинных насосных установок для до­бычи нефти и анализа сис­те­мы «пласт — скважина — насосная установка» (П-С-НУ).

Система позволяет определять основные параметры работы системы П-С-НУ:

- герметичность колонны НКТ и узлов насоса;

- давление на устье скважины, на приеме насоса, на забое скважины;

- динамический уровень жидкости в скважине;

- подачу скважинной установки;

- загрузку приводного электродвигателя.

Функции измерения, обработки и передачи первичной ин­формации комп­лек­сом ДНУ-3М: установка параметров измере­ния и диагностики с АРМа «Диаг­ност» [22]:

- пределы изменения нагрузки;

- пределы изменения тока;

- периодичность измерения диаграммы, токограммы и дру­гих параметров;

- считывание текущих показаний датчиков;

- формирование диаграммы и токограммы с заданным пе­риодом;

- хранение информации (три последних диаграммы и токог­раммы);

- передача замеров диаграммы, токограммы и давления по радиосети или про­мышленной сети с заданным периодом на АРМ «Диагност»;

- съем и передача диаграммы и токограммы по запросу с АРМа «Диаг­ност»;

- определение состояния аварийности насосного и электро­оборудования по заданным параметрам;

- передача аварийной диаграммы и токограммы на АРМ «Ди­агност»;

- выключение электрооборудования при возникновении аварийного сос­тоя­ния;

- включение нефтепромыслового оборудования после устра­нения аварий­но­го состояния;

- отсчет текущего времени и ведение календаря.

АРМ «Диагност» производит: формирование базы данных по фонду добы­ваю­щих скважин и эксплуатируемого оборудования; запись в базу данных за­ме­ров основных параметров работы стан­ка-качалки (СК) и скважинного обо­ру­до­вания штанговых и бес­штанговых насосных установок; обработку по­лу­чен­ной инфор­мации; выявление отклонений в работе составляющих насосной уста­новки; получение качественных и количественных оценок работы УЭЦН (ди­намического уровня жидкости; дебита сква­жины, давления на устье сква­жи­ны, на приеме насоса, на забое скважины).

Оборудование для диагностики состояния УЭЦН зарубежных фирм

 

Многие комплектные устройства и станции уп­равления зарубежных фирм имеют оборудования для диагнос­тики состояния УЭЦН, однако для выпол­не­ния таких функций в состав установки ЭЦН необходимо включать скважинные при­­боры и оборудование.

Скважинные приборы замера давления и температуры (ПЗДТ) фирмы REDA

 

Фирма выпускает различные модификации ПЗДТ в зависимости от исполь­зования в составе УЭЦН, станций уп­равления и двигателей.

Комплекс состоит из трех основных узлов (табл. 5.50): пульта управления, за­бойного датчика и переносного пульта наземного считывания информации [22].

Таблица 5.50

Применимость комплекса ПЗДТ в составе УЭЦН фирмы RЕDA

Модификация	Использование в составе оборудования
Пульт управления
№ 330829, пульт № 2	Все станции управления, кроме DFH-2
№ 330837, пульт № 3	DFH-2. MFH, MDFH
№ 330845, пульт № 4	DFH-2, MDFH
№ 330852, пульт № 5	DFH-2
№ 332503	RPR-2
№ 344275
Забойный узел датчика
№ 344036	Двигатели серии 375
№ 344044	Двигатели серии 456
№ 344051	Двигатели серии 540
№ 344069	Двигатели серии 738
Пульт считывания информации
№ 344085	Стандартный

 

Имеется модификация пульта считывания информации с пе­реходником к прин­теру, который может печатать показания каж­дые 15, 30, 60 мин или через каж­дые 4 и 8 часов в зависимости от выбора оператора.

Наземные цифровые индикаторы попеременно показывают давление и тем­пе­ратуру. Все индикаторы снабжены ручным бло­кировочным перек­лю­чателем, позволяющим непрерывно счи­тывать значения давления и тем­пера­ту­ры.

Рабочие характеристики ПЗДТ:

- точность показаний индикатора обеспечивается при окружа­ющей тем­пе­­ратуре 70 ± 10 °F (21, 11 ± 12, 22 °С);

- разрешающая способность индикатора ± 1 фунт/кв. дюйм (0, 07 кг/см²) или ± 0, 1 °F (± 0, 122 °С);

- точность показаний индикатора в условиях от –35 °F (–37, 22 °С) до 130 °F (54, 44 °С) равна ± 0, 25 % максимального значения шкалы ± 0, 25% показания;

- погрешность измерения скважинного датчика давления — от 0, 5% при дав­лении 0 до ± 1, 0 % при давлении 5000 ± 30 фунт/ кв. дюйм (350 ± 2, 1 кг/см²);

- нелинейность измерений скважинного датчика температуры менее 1 — 1, 5% в пределах температурного диапазона и по­грешность менее 1 %.

Каждые 20 с прибор контроля автоматически осуществляет самокалиб­ров­ку в ответ на изменения сопротивления датчика внутри скважины, вызванные, нап­ример, колебаниями темпера­туры.

Наземные индикаторы могут использоваться для управления элект­роп­ри­во­дами с регулированием скорости и одновременной подачей сигналов дав­ле­ния и температуры в дистанционную систему сбора данных.

В скважинных приборах типа ДМТ в качестве датчика давле­ния исполь­зует­ся датчик GRC Amerada. Датчик температуры измеряет температуру в не­пос­редственной близости от датчика давления.

Имеются две модели скважинного датчика (табл. 5.51) [22].

Таблица 5.51

⇐ Предыдущая58596061626364656667Следующая ⇒

Поделиться: