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 1P65).
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» [3]:
- 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).