курсовая нгпо. Геологопромысловый раздел
 Скачать 0.68 Mb.
|
 Введение Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. Установка электроцентробежного насоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования. Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Наличие газа в водонефтяной смеси изменяет ее свойства и влияет на рабочие характеристики насоса, а при определенном газосодержании происходит срыв подачи. По длине насоса изменяются объемный расход, вязкость и плотность откачиваемой газожидкостной смеси. Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики. В межлопаточных каналах первых рабочих колес образуются газовые каверны, которые не участвуют в движении и снижают рабочие характеристики, что в конечном итоге приводит к перегреву насоса и его заклиниванию. Допустимые значения газосодержания на входе насоса по техническим условиям эксплуатации составляют 25%, но на практике в зависимости от типоразмера и применяемого оборудования изменяются от 5 до 50% от объема. Геолого-промысловый раздел. 1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Открыто в 1961г. Введено в разработку в 1964г. Расположено в Верхнекамской впадине. Ближайшими населенными пунктами являются дд. Шудимари, Каймашабаш, Каймаша, Иткинеево и г. Янаул. К северу от месторождения (4,5 км) ближайшей железной дорогой является линия Екатеринбург-Казань. Наиболее близко расположена железнодорожная станция в г.Янаул, она удалена от площади месторождения на 11 км. В 5 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Чернушка-Кутерем». В 4,3 км проходит магистральный газопровод «Уренгой-Петровск». Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Краснохолмскнефть»ООО «Башнефть – Добыча», расположенное в г. Янаул. В административном отношении Игровское месторождение находится в Янаульском районе Республики Башкортостан, на расстоянии 11 км к юго-востоку г. Янаул. С востока месторождение граничит с Четырманским месторождением, с юга и юго-запада – с Орьебашским и Львовским месторождениями. Обзорная карта расположения Игровского и окружающих месторождений Ближайшими населенными пунктами являются дд. Шудимари, Каймашабаш, Каймаша, Иткинеево и г. Янаул. К северу от месторождения (4,5 км) ближайшей железной дорогой является линия Екатеринбург-Казань. Наиболее близко расположена железнодорожная станция в г.Янаул, она удалена от площади месторождения на 11 км. В 5 км от месторождения проходит магистральный нефтепровод «Чернушка-Кутерем». В 4,3 км проходит магистральный газопровод «Уренгой-Петровск». Разработку месторождения ООО «Башнефть – Добыча», расположенное в г. Янаул. В орогидрографическом отношении месторождение расположено на Буйско- Таныпском водоразделе и представляет собой всхолмленную равнину, изрезанную густой сетью оврагов, играющих большую роль в формировании современного рельефа. Гидрографическая сеть в районе месторождения развита хорошо. Основными реками являются притоки рр. Буй и Танып – рр. Каймашинка, Янаулка, Якс. Питание рек и ручьев происходит за счет источников верхнепермских отложений и атмосферных осадков. Воды рек пригодны для питья и технических целей. Климат района континентальный, лето короткое, жаркое, зима холодная, продолжительная, с большими снежными наносами и метелями. Средняя температура января минус 18 0С, июля плюс 18-20 0С. Продолжительность зимы 5 месяцев. Снежный покров держится с ноября по март - первую половину апреля. Глубина промерзания грунта 1,8 м. Направление ветра в районе месторождения преимущественно юго-западное. Годовое количество осадков в среднем 450-500 мм. В экономическом отношении сельскохозяйственный район превратился в один из промышленных районов Башкортостана. Население района смешанное: башкиры, татары, русские, марийцы. Основным полезным ископаемым района является нефть, кроме того, для строительных целей местным населением используются известняки, песчаники, алевролиты, пески, глина, галечники и суглинки. Глины используются для приготовления глинистого раствора при бурении скважин. Поисково-разведочное бурение на площади начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1961 г. и введено в разработку разведочными скважинами в 1964 г. 1.2 .Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике Всего на месторождении установлено 188 залежей нефти. Карбонатная толща среднего карбона Пачки Скш2-3 и Скш4 каширского горизонта представлены известняками порового типа. Установлено 18 залежей нефти структурно -литологического и литологически ограниченного типа. Коэффициент расчлененности продуктивного разреза изменяется от 1,14 (пачка Скш4) до 1,22 (пачка Скш2-3), средневзвешенные нефтенасыщенные толщины колеблются винтервале от 1,2 до 2,2 м. Пачка Скш2-3 Выделяется от 1 до 9 прослоев коллектора. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 7,8 м. В пачке выявлено 5 залежей нефти пластового, структурно-литологического типа. Значение пористости по керну в интервале 4,0-28,0 %. По данным ГИС пористость по 143 определениям в интервале 8-24 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 57-95. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по керну. Пачка Скш4 Пачка представлена 1-4 прослоями коллекторов. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,6 до 7,6 м. Суммарные эффективные толщины варьируют в интервале 0,6-5,9 м. Выявлены 13 залежей нефти пластового, структурно-литологического типа. Коллекторы порового типа. Значение пористости по керну изменяется в интервале 3,0-27,0 %. По данным ГИС пористость пачки составила 15,0 % по 774 определениям в интервале 10,0-25,0 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 56-90 %. Проницаемость принята по керну. Пористость и нефтенасыщенность для расчетов приняты по ГИС. Пачка Св1 Пачка представлена в основном одним прослоем. Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,6 до 2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 2,4 м. Доля коллекторов пачки составляет 0,54. В пачке выделяется 20 продуктивных залежей пластово-сводового, структурно-литологического типов. Коллекторы порового типа. Значение пористости по керну изменяется в интервале от 5 до 26 %. По данным ГИС пористость пачки по 444 определениям изменяется в интервале 10-27 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-98 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пачка СвЗ Количество проницаемых интервалов в пачке изменяется от 1 до 5 Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,7 до 6,4 м. Нефтенасыщенная изменяется от 0,7 до 5,6 м. Доля коллектора составляет 0,50. В карбонатных отложениях пачки выделено 14 продуктивных залежей пластового, структурно- литологического типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пачки по 895 определениям изменяется в интервале 10-28 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 45-93 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пачка Св4 Отличается резкой коллекторской изменчивостью. На небольших расстояниях коллекторы почти на всех залежах практически полностью выклиниваются. Общая толщина продуктивной пачки изменяется в пределах 0,6- 7,2 м. Нефтенасыщенная толщина пачки изменяется от 0,6 до 2,5 м. Доля колл По пачке выделено 13 продуктивных залежей пластового, структурно- литологического типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пачки по 181 изменяется в интервале 10-22 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 50-86. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пачка Сбш Общая толщина продуктивной пачки изменяется от 0,5 до 66,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 14,4 м. Доля коллекторов составляет 0,18. Количество прослоев-коллекторов и их суммарная толщина резко и без какой-либо закономерности изменяется по площади даже на коротких расстояниях. В целом это количество прослоев коллекторов находится в пределах от 1 до 13 В пачке выделяется 15 залежей подстилающихся водой, структурно- литологического, пластового типа. Коллекторы порового типа. По данным ГИС по 1584 определениям пористость пачки Сбш изменяется в интервале 9-25 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 55-92 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Отложения терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Пласт СП Пласт представлен 1-3 прослоями песчано-алевролитовых пород. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,8 до 12,0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 11,4 м. В пласте установлено 19 залежей. Залежи структурные сводовые и структурно-литологические. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 311 определениям изменяется в интервале 16-27 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-94 %. При проектировании по пласту пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пласт СГУ Пласт сложен 1-3 прослоями небольшой толщины. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,6 до 7,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 3,9 м. В пласте выявлено 28 залежей. Все залежи пластовые: две залежи структурные, три литологические, остальные 22 структурно-литологические. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 192 определениям изменяется от 17 до 28 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 63-94 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования керна. екторов составляет 0,18. Пласт СУ Пласт в основном сложен одним прослоем, в единичных случаях тремя прослоями. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,4 до 6,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 4,8 м. В пласте установлено 19 залежей. Все залежи пластовые, из них пять структурных, 13 структурно-литологических и одна литологическая. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта изменяется в интервале 17-32 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 65-94 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по керну. Пласт СУЮ Пласт сложен одним или в редких случаях тремя прослоями коллекторов. Общая толщина продуктивной части пласта изменяется от 0,6 до 13,8 м. По площади месторождения эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 13,2 м. В пласте установлено 17 залежей нефти. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость пласта по 338 определениям изменяется в интервале 17-30 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 63-98 %. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС . Проницаемость принята по керну. Пласт СУ1 Пласт представлен 1-6 пропластками коллекторов. В 51% скважин пласт сложен одним прослоем, в 32% - двумя, в 18% - тремя и более прослоями. Общая толщина продуктивной части изменяется от 0,7 до 29,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 0,6 до 15,5 м. В пласте выявлено 14 залежей. Коллекторы порового типа. По данным ГИС пористость по 279 определениям изменяется в интервале 16-29 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 60-99 %. При проектировании по пласту пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по данным исследования нефтенасыщенных образцов керна. Пласт СУ1 Выделен только в западной части месторождения - одна залежь. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 5,6 м. Пласт представлен одним пропластком. Керн из пласта не отбирался. Определения пористости и проницаемости по керну не проводились. По ГИС пористость и нефтенасыщенность определены по результатам двух определений из двух. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом СVI. Пласт СУП Представлен 1-7 прослоями коллекторов. Общая толщина пласта варьирует в пределах от 1,1 до 60,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,2 до 9,7 м. В пласте выявлены две структурно-литологические, пластовы При проектировании значения пористости и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пластом СVI. Турнейский ярус В отложениях выделены две пачки карбонатных пород, насыщенных нефтью это СТкз и СТчр+туп-мл. Пачка СТкз Пачка сложена 1-7 прослоями коллекторов. В 26 % скважин пачка сложена одним прослоем, в 36 % двумя, в 38 % тремя и более прослоями. Общая толщина пачки изменяется от 0,6 до 17,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в интервале от 0,6 до 5,6 м. Доля коллекторов в пачке составляет 0,22. В пачке установлено семь залежей. Залежи структурно-литологические, пластовые. Коллекторы порового типа. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям скважин не определялась. По данным ГИС пористость пласта СТкз по 235 определениям изменяется в интервале 7-17 %. Нефтенасыщенность изменяется в интервале 61-89. При проектировании пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС. Проницаемость принята по аналогии с пачкой СТкз Четырманского месторождения. Пачка СТчр+уп-мл Общая толщина пачки изменяется от 0,8 до 39,6 м. Эффективная нефтенасыщенная меняется в интервале от 0,8 до 3,8 м. Доля коллектора составляет 0,36. В пачке нефтеносный коллектор установлен в одной залежи. Залежь структурно-литологическая, пластовая. Коллекторские характеристики пачки СТчр+уп-мл были изучены по ГИС. Керн из отложений пачки не отбирался. По ГИС пористость определялась по девяти определениям в восьми скважина, нефтенасыщенность по пяти определениям в четырех скважинах. При проектировании значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС. Значение проницаемости принято по аналогии с пачкой СТкз. Значения коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой для продуктивных пластов и пачек принимались как по результатам экспериментальных исследований на кернах месторождения, так и по корреляционным зависимостям, полученным статистической обработкой результатов экспериментов по вытеснению нефти водой из линейных моделей продуктивных пластов ТТНК, пачек каширского и верейского горизонтов, турнейского яруса нефтяных месторождений Башкортостана, находящихся в подобных условиях залегания. Всего было отобрано 37 пластовых проб нефти. Пачки среднего карбона нижнего охарактеризованы семью пробами, среднего карбона нижнего - 12, пласты ТТНК - 18 Не освещены глубинными пробами пачки турнейского яруса (СТкз и СТчр+уп-мл), Св4 верейского горизонта, пласт ^1нж бобриковского и ^И(ЛП) косьвинского горизонтов. Свойства пластовых нефтей этих пачек и пластов приняты по аналогии с ближайшими по разрезу пачками и пластами. е залежи. Нефть пластов ТТНК относятся к тяжелой и повышенной вязкости, нефти среднего карбона - менее вязкие. Из продуктивных пластов и пачек было отобрано 1835 поверхностных проб. Не освещены глубинными пробами пачка Св4 верейского горизонта, пласт СУ1нж бобриковского и пласт СУП(ЛП) косьвинского горизонтов. По содержанию серы и парафина нефти месторождения классифицируются как сернистые и парафинистые. По содержанию силикагелевых смол по раздельно отобранным пробам нефти являются смолистыми. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и пачек представлена в таблице 1 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод. Пачки Скш2 и СкшЗ сложены доломитами и известняками, выделяются в средней части каширского горизонта и рассматриваются как единый пласт. Пласт Скш2+3 содержит шесть залежей нефти структурно-литологического и пластово-сводового типа длиной от 0,4 до 1,2 км, шириной от 0,5 до 2,0 км, высотой от 18,0 до 59,8 м.. Фильтрационно-емкостные свойства пластов среднего карбона определен по ГИС в полном объеме. Фильтрационно-емкостные свойства пласта Скш2+3 определены по керну: пористость (41 определение из 5 скважин), по данным ГИС пористость (32 определения из 30 скважин) коэффициент нефтенасыщенности (32 определения из 32 скважин). Величина пористости по керну варьирует в пределах от 8,2 до 23,8 %, проницаемости от 0,001 до 0,087 мкм2. Значение пористости принято по ГИС, проницаемости по керну, нефтенасыщенности -поГИС. Пачка Скш4 сложен доломитами и известняками, выделяется в основании каширского горизонта. Пласт Скш4 содержит тринадцать залежей нефти пластово-сводового типа длиной от 0,7 до 3,7 км, шириной 0,9 - 2,7 км, высотой 5,7 - 34,1 м. Фильтрационно-емкостные свойства пласта определены по керну: пористость (267 определений из 21 скважины), по данным ГИС пористость (339 определений). Величина пористости по керну варьирует в пределах от 8,0 до 26,5 %, проницаемости от 0,001 до 0,875 мкм2. Значение пористости принято по ГИС, проницаемости по керну, нефтенасыщенности -по ГИС. 2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Технология добычи нефти УЭЦН Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД). Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют следующее исполнение: обычное (УЭЦНМ) и повышенной корозионно-износостойкости (УЭЦНМК, УЭЦНМИ). При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 г/л, происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН. В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного размера (диаметра) погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5, 5А, 6. Насосы также подразделяют на три условные группы - 5, 5А, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм. Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса (ЭЦН), электродвигателя с гидрозащитой спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. Над насосом через 2 НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сливной (сбивной). На глубине 1000-1200м в НКТ устанавливается ловитель скребка. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения из модифицированного чугуна типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиамида. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двухопорной конструкции и др. Погружные электродвигатели (ПЭД) маслозаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые в обычном и коррозионностойком исполнениях являются приводом погружного ЭЦН (рис.2.5). Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости с температурой до 110°С, содержащей: механические примеси; сероводород; свободный газ. Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Скважинные центробежные насосы являются многоступен¬чатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом). Модульные ЭЦН Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспортировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса Гидрозащита Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащиты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора и компенсатора. Обратный и спускной клапаны. Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Остановки погружного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической эксплуатации и т.п. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Трансформаторы Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470-2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км). Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя. Трасформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением. Они предназначены для установки на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений, обеспечивающих подачу оптимального напряжения на электродвигатель. Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ. Станцияуправления Станция управления предназначена для управления работой и защиты У ЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке. Кабельные линии Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю. К ним предъявляются достаточно жесткие требования — малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д. Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. |