1458

работы УЭЦН( динамического уровня жидкости; дебита сква­ жины; давления на устье скважины, на приеме насоса, на забое скважины).

Оборудование для диагностики состояния УЭЦН зарубежных фирм

Многие комплектные устройства и станции уп­ равления зарубежных фирм имеют оборудования для диагнос­ тики состояния УЭЦН, однако для выполнения таких функций в состав установки ЭЦН необходимо включать скважинные при­ боры и оборудование.

Скважинные приборы замера давления и температуры (ПЗДТ) фирмы REDА

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

Комплекс состоит из трех основных узлов (табл. 1.48): пульта управления, забойного датчика и переносного пульта наземного считывания информации [3].

Имеется модификация пульта считывания информации с пе­ реходником к принтеру, который может печатать показания каж­ дые 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 бло­ кировочным переключателем, позволяющим непрерывно счи­ тывать значения давления и температуры.

Рабочие характеристики ПЗДТ:

—точность показаний индикатора обеспечивается при окружа­ ющей температуре 70 ± 10 Т (21,11 ± 12,22 °С);

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

—точность показаний индикатора в условиях от -35 °F (-37,22 °С) до 130 Т (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 кгс/см2);

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

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

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 давле­ ния используется датчик GRC Amerada. Датчик температуры измеряет температуру в непосредственной близости от датчика давления.

Имеются две модели скважинного датчика (табл. 1.49) [3]. В наземной панели считывания имеются блок памяти и циф­

ровой дисплей. Каждые 14 с на ней отображаются изменения давления и температуры. Через 15-минутные интервалы регист­ рируются минимальные, максимальные и средние значения дав-

Технические характеристики ПЗДТ фирмы Centrilift

Скважинная система мониторинга

фирмы PHOENIX PETROLEUM SERVICES Ltd (Шотландия)

Скважинная система ТРАЙ-сенсор, как и систе­ мы других фирм, состоит из трех основных элементов: сигналь­ ной панели (TSP), пульта индуктора напряжения (ТЕС) и сква­ жинного инструмента (TDT).

Сигнальная панель выводит на дисплей четыре параметра:

—давление в зоне расположения скважинного инструмента;

—температуру пластовой жидкости в зоне расположения сква­ жинного инструмента;

—температуру моторного масла или обмотки мотора;

—утечку тока.

Сигнальная лампочка показывает, какой параметр выведен на дисплей. Панель имеет непрерывный выход данных, контроль которых может проводиться любой компьютерной системой, со­ вместимой с IBM и оснащенной соответствующим программ­ ным обеспечением. Цикл сбора и выдачи информации — 12 с.

ТРАЙ-сенсор оснащен устройством RSR (быстрый темп отбо­ ра проб), которое позволяет увеличивать темп отбора данных о давлении до 1 с. На дисплей будет выводиться только давление.

В скважинном инструменте установлен тензодатчик с диаф­ рагмами из инконеля, стойкого к H2S.

Технические данные системы ТРАЙ-сенсор

Система может использоваться с приводом с регулируемой скоростью. Имеется система самодиагностики [3].

Категория размещения наземного оборудования по окружа­ ющей среде — 1Р65 (пылестойкость, водонепроницаемость).

1.4.5. Трансформаторы для УЭЦН

Трансформаторы предназначены для питания ус­ тановок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.

Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77 Транс­ форматоры серии ТМГТН. По отдельному заказу выпускаются трансформаторы ТМПЭ/3-УХЛ1 (АО «Трансформатор», Толь­ ятти) и трансформаторы для УЭЦН в «сухом» исполнении (ООО «Привод-ПЭУ», г. Лысьва).

Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответству­ ющих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.

Структура условного обозначения трансформатора типа ТМПН по ТУ 16-517.685-77 представлена на рис. 1.112.

Основные технические характеристики трансформаторов представлены в табл. 1.51 и 1.52 и на рис. 1.113—1.114 [3].

Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69____________ _

______Год выпуска рабочих чертежей Номинальное напряжение

____________ обмотки ВН в вольтах _____

Номинальная мощность в

_________________ киловольтамперах__________

Для погружения электронасо-

________________________ сов добычи нефти_______ __

Естественная циркуляция воз-

_____________________________духа и масла___________ _ _

_______________________________ Трехфазный_______________

Рис. 1.112. Условное обозначение трансформатора

Рис. 1.113. Общий вид трансформаторов ТМПН-40, ТМПН-63:

1 — салазки; 2 — заземление; 3 — табличка; 4 — крюк для подъема трансформа­ тора; 5 — воздухоосушитель; 6 — маслорасширитель; 7 — маслоуказатель; 8 — короб; 9 — крышка короба; 10— вводы; 11 — термометр; 72— гайка; 13 — скоба; 14 — пластина; 15 — бак; 16 — пробка сливная; /7 — скоба; 18— переключатели

Устройство трансформатора

Трансформатор состоит из магнитопровода, об­ моток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя (переключатели).

Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа соби­ раются из холоднокатаной электротехнической стали.

Обмотки трансформаторов ТМПН-40 — ТМПН-200 многослой­ ные цилиндрические изготовлены из провода АПБ ГОСТ 16512-70. Отводы ВН выполняются проводом, отводы НН — алюминие­ выми шинами. Обмотки трансформаторов типа ТМПН-400 вы­ полнены из медных проводов ПБ ГОСТ 16512-70.

Бак трансформатора сварной овальной формы заполняется трансформаторным маслом ГОСТ 982-68 или ГОСТ 10121-76, имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. Трансформато­ ры ТМПН-63 снабжены ребристыми охладителями, а ТМПН-100, ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 - радиаторными [5].

К верхней части бака приварены крюки для подъема со­ бранного и залитого маслом трансформатора. В нижней части бака имеется узел заземления и сливная пробка. Конструкция пробки позволяет при частичном отворачивании ее брать пробу масла.

В трансформаторах ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 име­ ется термосифонный фильтр, предназначенный для непрерыв­ ной очистки трансформаторного масла от продуктов окисления в процессе эксплуатации трансформатора. Он представляет собой трубу, в которой помещается решетка с силикагелем. В этих транс­ форматорах в дне бака имеется пробка для удаления продуктов окисления и остатков масла. В трансформаторах ТМПН-400 на стенку бака со стороны высокого напряжения выведены приво­ ды валов блока переключателей.

К дну бака приварены салазки с отверстиями для крепления трансформатора к фундаменту. Салазки используются также для перемещения трансформатора.

На крышке бака смонтированы:

а) приводы переключателей ответвлений обмоток ВН транс­ форматоров ТМПН-40 — ТМПН-200. Переключатели предназ­ начены для регулирования напряжения без возбуждения (ПБВ);