Технические требования (ТТ) нефтяных компаний к СУ существуют достаточно давно, но они практически ежегодно дорабатываются, обновляются. ТТ отдельных компаний постепенно согласуются друг с другом, унифицируются заводами-изготовителями. Вместе с тем между ТТ различных компаний остаются несоответствия, которые вынуждает производителей выпускать в разнообразных исполнениях как отдельные узлы станций, так и сами СУ, а также программное обеспечение к ним (табл. 1).

Кроме этого, существует значительное количество небольших несоответствий в части комплектаций поставки и ЗИП. Есть также расхождения требований к установочным размерам (до 1 мм), маркировке, специальному конструктиву. Еще хуже обстоят дела с унификацией ТТ разных нефтяных компаний к системам погружной телеметрии. Эти требования расплывчаты и недостаточно четко определяют конструкцию и функции этих систем. В результате ТМС разных производителей существенно отличаются друг от друга, что нередко порождает проблемы при их заказе, эксплуатации и ремонте (табл. 2).

Данные обстоятельства требуют более детального анализа и рассмотрения возможности внесения изменений и дополнений в существующие требованиях к СУ и ТМС в части унификации.

При разработке стандарта УЭЦН перед Экспертным советом стоит задача максимально учесть обозначения конструкций и основных параметров, принятые как на заводах-изготовителях, так и в нефтяных компаниях — они должны быть едиными. Концепции разделов стандарта по условным обозначениям, наименованиям и терминам, применимым к СУ и ТМС, уже были представлены на обсуждение.

ПРОБЛЕМЫ УНИФИКАЦИИ ТМС

Остановимся на некоторых технических и эксплуатационных проблемах ТМС, которые в наибольшей степени влияют на процесс унификации по конструктивным и функциональным параметрам. К таким проблемам относятся:

• терминология, наименования и условные обозначения;
• расположение датчиков температуры масла ПЭД;
• архитектура системы;
• общие технические требования к отдельным узлам;
• обеспечение передачи данных при снижении сопротивления изоляции;
• обеспечение работоспособности УЭЦН при коротком замыкании погружного блока без ее подъема;
• обеспечение электрического контакта погружного блока с наземным контуром заземления (требования к покрытию элементов УЭЦН и кабельным муфтам).

ПРОБЛЕМЫ ТЕРМИНОЛОГИИ

В настоящее время у разных производителей значительно отличаются как наименования, так и условные обозначения ТМС (табл. 3).

Что касается самой аббревиатуры ТМС, то даже она по-разному раскрывается изготовителями и нефтяными компаниями (табл. 4). Следует заметить, чтов настоящее время термин термоманометрическая система устарел. Поэтому для того, чтобы исключить путаницу в понятиях, мы предлагаем перейти к употреблению словосочетания, в большей степени соответствующего функциональному назначению, — система погружной телеметрии (СПТ).

РАСПОЛОЖЕНИЕ ДАТЧИКОВ

В соответствии с графиком распределения температуры по длине ПЭД, построенным отдельно по маслу, обмотке и поверхности корпуса (рис. 1), самая теплонапряженная область — это нижняя лобовая часть в месте выхода масла. В этой точке и следует измерять температуру ПЭД. Вместе с тем весьма распространено заблуждение, что такой областью является головка ПЭД, а с ним, в свою очередь, связаны стремления некоторых разработчиков и требования отдельных заказчиков размещать погружной блок и датчик температуры именно там.

Для подтверждения того, что единственно правильно устанавливать датчик температуры в нижней части двигателя рассмотрим результаты разбора ПЭД 10 скважин, оснащенных как температурными датчиками, так и термоиндикаторами, установленными в разных точках (табл. 5). При нагреве корпусов ПЭД до 140–160°С (цвета побежалости на пакетах ротора, оплавление токоввода) датчики показывали 60–90°С в зависимости от температуры пласта. Но самое главное, что при этом они не фиксировали увеличения температуры ПЭД.

Исходя из изложенного выше, можно сформулировать следующие требования к размещению датчиков температуры масла ПЭД. Во-первых, погружной блок должен быть установлен на нижнее основание ПЭД. Во-вторых, датчик температуры масла ПЭД должен быть расположен в зоне циркуляции масла у нижней лобовой части. В-третьих, датчик температуры конструктивно должен быть единым целым с погружным блоком.

Унификация размещения датчика температуры неразрывно связана с унификацией посадочного места погружного блока и с унификацией переходных деталей к нижнему основанию ПЭД.

ТРЕБОВАНИЯ К БЛОКАМ ТМС (СПТ)

В СПТ, на наш взгляд, должно быть три основных узла: наземный блок, высоковольтный блок и погружной блок. К конструкции каждого из узлов СПТ могут быть сформулированы свои технические требования. Исполнение наземного блока возможно в двух вариантах: наземный блок, обрабатывающий сигнал с погружного блока и передающий информацию в головной контроллер СУ, либо самостоятельный наземный блок, в состав которого входят запоминающее устройство и все необходимые интерфейсы для передачи и считывания информации.

Высоковольтный блок должен быть конструктивно выполнен отдельным элементом из соображений безопасности, возможности замены и удобства установки в любую СУ без конструкторских доработок.

Погружной блок должен быть расположен в нижнем основании ПЭД, иметь внизу соответствующую резьбу для монтажа центраторов или колонны ниже датчика, а также сохранять работоспособность при снижении сопротивления изоляции до допустимых 30 кОм.

Надо отметить, что далеко не все производители обеспечивают последнее требование. Дело в том, что при снижении сопротивления изоляции (ПЭД, кабель) на нулевой точке, к которой подключен погружной блок, растет напряжение. В результате происходит сбой в передаче информации. При повышении сопротивления изоляции погружной блок вновь начинает передавать информацию. Этим объясняются спонтанные сбои в передаче информации у некоторых поставщиков. Требование к сохранению работоспособности при снижении сопротивления изоляции до 30 кОм позволит обеспечить передачу информации вплоть до срабатывания защиты в СУ по Rиз.

Важно сохранять работоспособность УЭЦН при коротком замыкании погружного блока. В настоящее время при коротком замыкании погружного блока СУ отключает всю установку по защите от снижения изоляции, так как нет возможности определить место короткого замыкания — ТМПН, кабель, ПЭД или погружной блок. Иногда практикуется отключение защиты по снижению изоляции, что совершенно недопустимо, поскольку, во-первых, это может привести к безвозвратному выгоранию погружного блока, вовторых, существующие правила безопасности запрещают это делать. Восстановить работоспособность насосной установки при коротком замыкании погружного блока без ее подъема можно, если принудительно электрически разъединить погружной блок от нулевой точки ПЭД — например, прожечь предохранитель погружного блока повышенным током от наземного независимого источника тока, подключенного к ТМПН. Но надо сказать, что технически это очень сложная задача, и пока она не реализована ни одним заводом-изготовителем.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КОНТАКТА ПОГРУЖНОГО БЛОКА С НАЗЕМНЫМ КОНТУРОМ ЗАЗЕМЛЕНИЯ

Нарушения электрического контакта погружного блока с наземным контуром заземления (и, как следствие, сбои в передаче информации с погружного блока) в местах резьбовых и фланцевых соединений элементов насосной установки (оснований, корпусов, головок и т.д.) (рис. 2) происходят из-за отсутствия специального токопроводящего покрытия элементов. Обычный тип покрытия — фосфатирование — не относится к числу проводящих, но его чаще всего применяют как более дешевое и обладающее хорошими защитными свойствами. В этих условиях контакт обеспечивается за счет случайных повреждений покрытий при свинчивании элементов и шпилек во фланцевых соединениях насосной установки. Контакт между устьевым оборудованием и контуром заземления обеспечивается при условии соблюдения «Правил устройства электроустановок» при монтаже оборудования, что выполняется не всегда.

Решением проблемы могло бы быть обеспечение специального электрического контакта в муфте удлинителя между броней кабеля и корпусом муфты (рис. 3). Тогда контакт обеспечивался бы по броне кабельной линии при условии наличия надежного контакта между сростками. Однако существующие конструкции кабельных муфт не позволяют создать такой контакт.

Таким образом, для достижения достаточного контакта и обеспечения надежной передачи информации с погружного блока необходимо, во-первых, наличие проводящих покрытий (типа цинк–хром) резьбовых и фланцевых соединений элементов ПЭД. Вовторых, в кабельной муфте должен быть обеспечен специальный электрический контакт между броней кабеля и корпусом муфты. В-третьих, в кабельной линии должен быть обеспечен надежный электрический контакт брони между сростками. В-четвертых, на ТМПН должен быть обеспечен надежный электрический контакт брони кабеля с контуром заземления.

ВЫВОДЫ

В настоящее время очевидна необходимость разработки единых требований к СУ и СПТ и определение оптимальной степени их унификации. Для этого требуется совместное обсуждение нефтяными и сервисными компаниями, заводами-изготовителями проблем, связанных с эксплуатацией, обслуживанием и ремонтом СУ и СПТ, а также с их разработкой и производством.

Для обеспечения унификации СПТ и унификации технических требований нефтяных компаний к ним необходимо:

• принять общую терминологию и единый подход к условному обозначению СПТ;
• обеспечить расположение датчиков температуры, позволяющее осуществлять однозначный контроль динамики изменения температуры ПЭД;
• определить единые требования к построению системы и технические требования к отдельным узлам;
• ввести требования обеспечения передачи информации при снижении сопротивления изоляции до 30 кОм;
• ввести требование восстановления работы УЭЦН при коротком замыкании в погружном блоке без ее подъема;
• ввести требование к элементам УЭЦН по обеспечению электрического контакта для бесперебойной передачи информации с погружного блока СПТ.