3.1.3 Комплекс устройств телемеханики для нефтедобывающих предприятий (на примере асст тм-620)

АССТ-комплекс ТМ-620 обеспечивает сбор информации о дебитах (количествах общей жидкости, нефти и газа, выдаваемых скважиной в единицу времени), о состоя­нии объектов управления, о состоянии оборудования (телединамометрирование), о значениях контролируемых параметров и передачу команд управления типа «вклю­чить — отключить». Команды ТУ и вызова ТИТ взаимо­заменяемы. Одна команда ТУ может быть использована как две команды вызова ТИТ.

Защита информации от помех в линии связи и аппа­ратурных искажений осуществляется аналогично ТМ-320 повторением сообщений и паритетом. При обнаружении сбоя осуществляется перезапрос, при трехкратном сбое одного и того же сообщения сигнализируется неисправ­ность и осуществляется опрос следующего КП.

Специфичными для комплекса являются замер деби­та и телединамометрирование работы глубинного насо­са. Замер дебита осуществляется с помощью групповых замерных установок (ГЗУ), оборудованных различными типами переключающих устройств. Замер может выпол­няться: по местной программе, при этом время замера задается на КП и выбирается индивидуально для каждой ГЗУ; по центральной единой программе, при этом время замера для всех скважин в группе, независимо от номера КП на данном фидере, выбирается одинаковым и задается на ПУ; по центральной индивидуальной программе, при этом время замера задается на ПУ индивидуально для каждого КП.

Измерение дебита по местной и центральной единой программе может осуществляться на ГЗУ, оборудован­ных замерно-переключающими установками типа «Спутник». Время замера выбирается в этом случае из ряда 1; 2; 4 и 8 ч. Измерение дебита по центральной инди­видуальной программе может выполняться на ГЗУ, обо­рудованных замерно-переключающими установками ти­па «Спутник» и «Трап». В первом случае время выби­рается из ряда 1; 2; 4; 8 и 12 ч, во втором — 10; 20; 40; 80 и 240 мин.

Измерение дебита во всех случаях сводится к теле­измерению интегральных значений параметров.

Телединамометрирование позволяет по форме динамограммы определять степень наполнения глубинного насоса, пропуски в его верхнем и нижнем клапане, оце­нивать дебит скважины и выяснять другие вопросы, определяющие технологические режимы работы глубин-нонасосной станции.

Телединамометрирование осуществляется с помощью датчика хода и датчика усилий, устанавливаемых на скважине, и динамоскопа, устанавливаемого на пункте управления. Сигналы от датчиков подаются через усили­тели на вертикальные и горизонтальные отклоняющие пластины электронно-лучевой трубки динамоскопа.

Комплекс ТМ-620 обеспечивает обмен информацией между ПУ и КП, соединенными выделенными двухпро­водными линиями связи радиально-цепочечной структу­ры. К каждой линии связи (направлению) могут под­ключаться до восьми или пятнадцати КП в зависимости от расстояния. Число таких линий связи не более 15. Максимальное расстояние между ПУ и КП при кабельной линии связи с сопротивлением 30 Ом/км состав­ляет 60 км при 8 КП на линии и 20 км при 15 КП.