ГОСТ Р 56830-2015. Национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования

11.2 Технические требования

11.2.1 Общие требования

11.2.1.1 Настоящие технические требования распространяются на системы погружной телеметрии (далее - СПТ), предназначенные для контроля, регистрации и передачи внешним устройствам текущих скважинных параметров при эксплуатации УЭЛН.

11.2.1.2 СПТ состоит из наземной части и погружной части. Наземная часть передает информацию о текущих параметрах в контроллер СУ или хранит ее и передает в систему телеметрии промысла в зависимости от исполнения по требованиям эксплуатации.

11.2.1.3 Основная область применения - автоматизация режимов работы УЭЛН с целью:

- защиты УЭЛН при отклонениях скважинных параметров от установленных значений;

- обеспечения оптимизации добычи по заданным параметрам.

11.2.2 Требования к основным параметрам

11.2.2.1 СПТ должна иметь следующие основные параметры:

- номинальное напряжение питания (для наземной части) 220 В или 380 В частотой 50 Гц. Отклонение напряжения, несинусоидальность напряжения, отклонения частоты и другие показатели напряжения питания должны соответствовать ГОСТ 32144;

- потребляемая мощность не более 100 Вт;

- наземная часть должна сохранять работоспособность при температуре окружающей среды от минус 60 °C до 50 °C;

- климатическое исполнение наземной части СПТ - УХЛ1 или УХЛ2 по ГОСТ 15150 в зависимости от исполнения (температура окружающей среды от минус 60 °C до 50 °C);

- температура хранения погружной части СПТ - от минус 60 °C до 50 °C;

- рабочая температура окружающей среды (для погружной части) от 0 °C до 150 °C.

11.2.2.2 Погружная часть СПТ должна обеспечивать работоспособность в скважине при следующих условиях:

- окружающая среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и попутного газа);

- температура окружающей среды от 0 °C до 150 °C;

- температура от 0 °C до 250 °C (в месте установки датчика контроля температуры масла вблизи статорной обмотки и в обмотке ПЭД);

- максимальное давление от 25 до 60 МПа в зависимости от исполнения по требованиям эксплуатации.

11.2.2.3 Степень защиты СПТ, обеспечиваемая оболочкой:

- для погружной части - IP68 по ГОСТ 14254, за исключением контактных площадок для подключения внешних проводников, для которых степень защиты - IP00;

- для наземной части - IP20 по ГОСТ 14254, за исключением контактных площадок для подключения внешних проводников, для которых степень защиты - IP00.

11.2.2.4 Режим работы по продолжительности - длительный.

11.2.3 Требования к конструкции

11.2.3.1 По конструкции СПТ состоят из двух частей:

- наземная часть;

- погружная часть.

11.2.3.2 Наземная часть является электронным устройством, предназначенным для приема и обработки телеметрической информации, поступающей от погружной части СПТ, и передачи ее в контроллер станции либо хранения ее и передачи в систему телеметрии промысла в зависимости от исполнения по требованиям эксплуатации.

11.2.3.3 Погружная часть является электронным устройством, предназначенным для преобразования контролируемых скважинных параметров в электрические информационные цифровые сигналы. Присоединительные размеры погружного блока телеметрии (СПТП) должны соответствовать приложению Р. Габаритные размеры измерительного элемента термодатчика не должны превышать размеров: диаметр 4 мм, длина 40 мм.

11.2.3.4 Сигнал от погружной части должен подаваться через нулевую точку статорной обмотки ПЭД (ПВЭД), по статорной обмотке, по жилам погружного кабеля, по вторичной обмотке ТМПН, через нулевую точку ТМПН на вход наземного блока. По этой же цепи подается напряжение питания от наземной части в погружную часть.

В качестве обратного провода для информационных сигналов и напряжения питания необходимо использовать броню погружного кабеля и корпус ПЭД (ПВЭД). Для надежной электрической связи между наземной частью и погружной частью необходимо:

- обеспечить надежный электрический контакт брони погружного кабеля с контуром заземления СУ с одной стороны и с корпусом ПЭД (ПВЭД) с другой стороны;

- обеспечить проводящее покрытие корпуса ПЭД (ПВЭД), на который устанавливается погружной блок;

- обеспечить надежный электрический контакт проводов от нулевой точки ЭД и от нулевой точки СПТП методом пайки или обжима. Место соединения проводов должно быть изолировано материалами, не уступающими по свойствам изоляционным материалам, применяемым в ЭД.

11.2.3.5 В базовом исполнении наземная часть должна быть выполнена в виде блока, встраиваемого в СУ.

11.2.3.6 Возможно исполнение наземной части в виде автономного блока с собственной памятью, с интерфейсами для считывания и передачи информации, с дисплеем и клавиатурой.

11.2.3.7 В базовом исполнении погружная часть должна быть выполнена в виде герметичного блока, установленного на основании ПЭД (ПВЭД).

11.2.3.8 Для обеспечения измерений параметров на выходе насоса (давления и температуры пластовой жидкости на выходе насоса, производительности насоса) погружная часть доукомплектовывается дополнительным блоком, устанавливаемым на выходе насоса.

11.2.3.9 Связь между погружным блоком СПТ и дополнительным блоком, устанавливаемым на выходе насоса, должна осуществляться посредством кабеля, защищенного от помех и механических повреждений. Крепление кабеля не должно увеличивать габаритов УЭЛН от узла токоввода ПЭД (ПВЭД) до дополнительного блока СПТ.

11.2.3.10 Для обеспечения максимальной достоверности измерений и эффективности защиты ПЭД (ПВЭД) датчик температуры масла должен быть расположен в зоне циркуляции масла у нижней лобовой части статорной обмотки.

11.2.3.11 В погружной части СПТ должны применяться резинотехнические изделия, изготовленные из резиновой смеси с температурным диапазоном не менее от минус 40 °C до 200 °C.

11.2.3.12 В коррозионно-стойком исполнении корпуса блоков погружной части должны иметь защитное антикоррозионное покрытие либо должны быть выполнены из нержавеющей стали.

11.2.3.14 Конструкция погружного блока СПТ должна обеспечивать электрическое подключение к нулевому проводу ПЭД через герметичный соединитель.

11.2.3.15 Погружная и наземная части СПТ должны допускать возможность замены любого блока без потери работоспособности системы.

11.2.3.16 Наземная часть СПТ должна быть оснащена портом RS-485 для передачи сигнала в контроллер СУ. На корпусе СПТН должен быть установлен разъем DB-9M со следующим назначением контактов: 7-RS485A, 8-RS485B, 9-RS485C (общий). Дополнительные интерфейсы в СПТН определяются производителем СПТ.

11.2.4 Требования к электрической изоляции

11.2.4.1 Электрическое сопротивление изоляции цепей питания наземного блока СПТ должно быть не менее 40 МОм в нормальных климатических условиях.

11.2.4.2 Изоляция цепей питания наземного блока ТМС должна выдерживать в течение 1 мин действие испытательного постоянного напряжения 500 В.

11.2.4.3 Электрическая изоляция контактного вывода относительно корпуса погружного блока СПТ в сборе должна выдерживать в течение 1 мин воздействие испытательного постоянного напряжения не менее 1000 В. Сопротивление изоляции контактного штыря погружного блока СПТ относительно корпуса должно быть не менее:

- 100 МОм в нормальных климатических условиях;

- 5 МОм при температуре 150 °C.

11.2.4.4 Погружная часть СПТ должна обеспечивать измерение сопротивления изоляции с использованием мегаомметра до 2500 В без повреждения электронной части погружной части СПТ.

11.2.5 Требования к функциональным возможностям

11.2.5.1 СПТ в базовой комплектации должна обеспечивать измерение следующих параметров:

- температуры пластовой жидкости;

- температуры масла ПЭД (ПВЭД);

- давления пластовой жидкости;

- виброускорения ПЭД (ПВЭД) (по трем осям, комплексное значение);

- сопротивления изоляции системы "кабель - ПЭД (ПВЭД).

11.2.5.2 В зависимости от исполнения по требованиям эксплуатации СПТ может контролировать следующие скважинные параметры:

- температуру масла вблизи статорной обмотки ПЭД (ПВЭД);

- температуру обмотки ПЭД (ПВЭД);

- температуру масла ПЭД (ПВЭД);

- температуру пластовой жидкости на приеме насоса;

- давление масла ПЭД (ПВЭД);

- давление пластовой жидкости на приеме насоса;

- виброускорение ПЭД (ПВЭД) в осевом направлении;

- виброускорение ПЭД (ПВЭД) в радиальном направлении;

- сопротивление изоляции системы "погружной кабель - ПЭД (ПВЭД)";

- подачу насоса;

- давление жидкости на выходе насоса;

- температуру жидкости на выходе насоса.

В зависимости от требований эксплуатации СПТ может контролировать другие параметры.

11.2.5.3 Сопряжение наземного блока СПТ с контроллером СУ должно производиться по интерфейсу RS-485 либо RS-232 по протоколу MODBUS RTU.

11.2.6 Комплектность поставки

11.2.6.1 В базовой комплектации в комплект поставки должны входить:

- погружной блок СПТ;

- комплект присоединительных частей наземного блока в СУ, включая изолированный гибкий провод с медной многопроволочной жилой, длиной не менее 300 мм, с установленным на его конце разъемом для присоединения к нулевому контакту блока телеметрии. Материал проводника провода - медь не ниже марки М1 по ГОСТ 859, сечением от 0,75 до 1,5 мм²;

- наземный блок СПТ;

- протокол приемо-сдаточных испытаний;

- паспорт на изделие;

- комплект ЗИП.

11.2.6.2 Для исполнения СПТ с дополнительным блоком, устанавливаемым на выкиде насоса, в комплект поставки дополнительно должны входить:

- дополнительный блок с датчиками давления и температуры (при необходимости с расходомером), устанавливаемыми на выходе насоса;

- линия связи между погружным блоком СПТ, присоединяемым к ПЭД (ПВЭД), и дополнительным блоком, устанавливаемым на выходе насоса;

- комплект ЗИП.

- 11.2.6.3 Документация, входящая в комплект поставки, должна быть уложена в герметичный пакет из полиэтиленовой пленки (влагонепроницаемую упаковку) и надежно закреплена.

11.2.6.4 С первой партией оборудования должна поставляться следующая техническая документация:

- технические условия;

- руководство по эксплуатации;

- протокол передачи данных между наземной частью и контроллером станции управления.

11.2.7 Маркировка

11.2.7.1 Маркировка наземной части СПТ должна соответствовать техническим условиям предприятия-изготовителя. Наземная часть СПТ должна иметь маркировку элементов схемы: предохранителей, сигнальных индикаторов, органов регулирования, разъемов и клеммников. В маркировке должны быть указаны:

- товарный знак предприятия-изготовителя;

- наименование блока;

- заводской номер блока;

- масса блока;

- дата изготовления (месяц и год).

11.2.7.2 Маркировка погружной части СПТ должна соответствовать техническим условиям завода-изготовителя. Маркировка погружной части должна быть выполнена методом стойким к истиранию, например гравированием. Маркировку переменных данных на табличку необходимо наносить гравированием или другим способом, обеспечивающим рельефное изображение. В маркировке должны быть указаны:

- товарный знак предприятия-изготовителя;

- наименование блока;

- заводской номер блока;

- масса блока;

- дата изготовления (месяц и год).