Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

1.6 Состояние разработки объекта

2. Технико-технологический раздел

2.1 Характеристика способа эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами

2.2 Наземное и подземное оборудование УЭЦН

2.3 Контроль работы скважин, оборудованных УЭЦН

2.4 Технико-эксплуатационная характеристика скважины

2.5 Подбор оборудования для эксплуатации скважин УЭЦН

2.6 Факторы, влияющие на нормальную работу установки

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

3.2 Противопожарные мероприятия.

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Источники загрязнения окружающей среды в нефтяной промышленности

4.2 Мероприятия по защите окружающей среды от загрязнений при эксплуатации скважин УЭЦН

Список литературы

скважина месторождение нефтегазоносность насос



Введение

Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий. Одним из перспективных методов при этом становится эксплуатация установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.



1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Карповское месторождение расположено в Бугурусланском районе в 10 км к северо-западу от г. Бугуруслана Оренбургской области в соответствии с рисунком 2. Через г. Бугуруслан проходит с запада на восток железная дорога, связывающая города Самара и Уфа. Связь по району месторождения осуществляется по асфальтированному шоссе, которое соединяет города Оренбург и Самара и пересекает Карповское месторождение с севера на юг. Шоссе пригодно для автотранспорта в любое время года.

Ближайшие разрабатываемые месторождения нефти расположены в 5 км к юго-востоку - Красноярское, в 2,4 км к югу - Бугурусланское, в 4 км к юго-западу - Журавлевско-Степановское и в 3,6 км к северу - Херсонское.

Климат района месторождения - резко континентальный: характерны значительные амплитуды колебания температур в течение суток и года, недостаточная увлажненность. В межсезонье нередки туманы, наблюдаются как приземные, так и приподнятые температурные инверсии. Среднегодовая температура воздуха положительна и равна плюс 3,6 0. При этом средняя температура января минус 13,8 0С, июля плюс 20,1 0С. Интенсивность выпадающих осадков невелика, годовое количество осадков составляет 423 мм.

Среднегодовая температура воздуха на рассматриваемой территории положительна и равна плюс 4,1 o C. Разность между средними температурами января (самый холодный месяц) и июля (самый теплый месяц) составляет 33 oC , при этом средняя температура января - минус 12,7 oC, а июля - плюс 20,3 oC. Устойчивый переход среднесуточных температур воздуха к отрицательным значениям осенью происходит в последних числах октября; весной среднесуточные температуры становятся устойчиво положительными, как правило, в первой декаде апреля. Переход через плюс 5 oC наблюдается: осенью - во второй декаде октября, весной - в середине апреля.

Продолжительность солнечного сияния (по МС Оренбург) составляет в среднем 2198 часов в год. Наибольшая продолжительность отмечается в июле - 322 часа, наименьшая в декабре - 55 часов. Годовой приход прямой радиации на горизонтальную поверхность при ясном небе составляет 4707 МДж/м2, а годовая сумма рассеянной радиации равна 1428 МДж/м2. При реальных условиях облачности многолетний средний годовой приход прямой радиации на горизонтальную поверхность составляет 2430 МДж/м2, рассеянной - 2040 МДж/м2.

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ



1.2 Стратиграфия

По данным геологических съемок и поисково-разведочного бурения осадочный чехол в районе Карповского месторождения представлен отложениями протерозойского, палеозойского и кайнозойского возраста.

Проектируемая деятельность связана с эксплуатацией продуктивных пластов В1 турнейского яруса и Б2 бобриковского горизонта, кроме того в целях доразведки месторождения планируется пробурить оценочную скважину со вскрытием отложений девона, поэтому описание разреза приводится начиная с франского яруса верхнего девона.

Девонская система (D)

Верхний отдел (D3)

Франский ярус (D3f).

Нижнефранский подъярус представлен пашийским и кыновским горизонтами.

Пашийский горизонт сложен терригенными образованиями: песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов.

Толщина горизонта: (32-49) м.

Кыновский горизонт в кровле и основании сложен известняками, средняя часть разреза представлена пачкой аргиллитов.

Толщина горизонта: (29-37) м.

Отложения средне и верхнефранского подъярусов франского яруса представлены, в основном, карбонатными породами. Преимущественным распространением пользуются известняки с прослоями мергелей и аргиллитов, иногда в разрезе присутствуют доломиты.

Фаменский ярус (D3fm) на рассматриваемой территории представлен известняками с прослоями доломитов.

Толщина яруса: (333-416) м.

Каменноугольная система (С)

Нижний отдел (С1)

Турнейский ярус (С1t) сложен известняками, в верхах разреза с прослоями доломитов.

Толщина яруса: (7-28) м.

Визейский ярус (С1v) подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний.

Верхний отдел (С3)

Нерасчлененные отложения верхнего карбона состоят из переслаивающихся известняков и доломитов, в верхах разреза отмечаются прослои ангидритов и редко - глин.

Толщина отдела: (110-332) м.

Пермская система (Р)

Нижний отдел (Р1)

Ассельский ярус (Р1a). По литологическим признакам отложения яруса группируются в три пачки: нижняя - карбонатная (известняки и доломиты), средняя - карбонатно-сульфатная (переслаивающиеся ангидриты и доломиты) и верхняя - карбонатная (известняки и доломиты с преобладанием известняков).Толщина яруса: (38-74) м.

Сакмарский ярус (Р1s) образован ангидритами с прослоями доломитов и реже известняков. Количество карбонатов плавно увеличивается в кровле разреза. Толщина яруса: (140-210) м.

Артинский ярус (Р1ar). Отложения яруса залегают на размытой поверхности сакмарского яруса и представлены двумя пачками: нижней -

карбонатной и верхней - сульфатно-карбонатной. Сульфаты представлены ангидритами, изредка гипсо-ангидритами; карбонаты - доломитами с прослоями известняков.

Толщина яруса: (20-60) м.

Кунгурский ярус представлен в объеме филипповского и иреньского горизонтов.

Толщина яруса: (42-97) м.

Филипповский горизонт сложен доломитами и ангидритами с прослоями глин, алевролитов, гипсов.

Толщина горизонта: (97-146) м.

Иреньский горизонт. Отложения горизонта сгруппированы в два типа разрезов: северный и южный. Условная граница между этими разрезами проходит вдоль южного борта долины реки Большой Кинель. Севернее долины реки Большой Кинель главенствующее

положение занимают доломиты, остальной объем приходится на прослои мергелей, гипсов, и ангидритов, глин и алевролитов.

В южном направлении доломиты замещаются ангидритами, исчезают прослои известняков и мергелей, сокращается количество терригенных пород.

Толщина горизонта: (310-395) м.

Верхний отдел (Р2)

Уфимский ярус (Р2u) представлен красноцветными отложениями бугурусланской свиты. На правобережье реки Бол. Кинель свита сложена преимущественно песчаниками, алевролитами и глинами с редкими маломощными прослоями карбонатных и сульфатных пород. Толщина свиты (36-64) м. К югу от р. Бол. Кинель бугурусланская свита сложена чередующимися песчаниками и глинами, содержащими мощные (до 7 м), выдержанные по простиранию, пласты известняков и мергелей.

Толщина яруса: (30-60) м.

Ангидриты и гипсы занимают (10-20) % мощности свиты и приурочены чаще к ее нижней части. Терригенные породы глины, алевролиты и песчаники, имеют подчиненное значение, образуют маломощные прослои по всему разрезу свиты.

Малокинельская свита представлена чередующимися пачками ритмично переслаивающихся песчаников, алевролитов, глин и известняков с мощными линзами косослоистых песчаников.

Кутулукская свита слагает водораздел рек Бол. Кинель и Мал. Кинель. Представлена свита переслаивающимися глинами и алевролитами с маломощными прослоями мергелей и песчаников. Редко встречаются линзы косослоистых песчаников.

Неогеновая система

Плиоцен

Акчагыльский региоярус. Отложения региояруса выполняют плиоценовые переуглубленные палеодолины рек Бол. Кинель, Мочегай и их притоков. Палеодолины протягиваются по левобережьям этих рек, ширина их (4-6) км, глубина (100-150) м. Акчагыльские отложения района подразделяются на нижне-и среднеакчагыльский подъярусы, верхнеакчагыльские отложения отсутствуют.

Нижнеакчагыльский подъярус залегает преимущественно в нижней части палеодолин крупных рек и представлен в нижней части песчано-гравийно-галечными отложениями, в верхней - песчанистыми глинами, алевритами с линзами косослоистых песков.

Среднеакчагыльский подъярус. Разрезы подъяруса в центральных и бортовых частях долин редко различаются. В осевых частях палеодолин он представлен мощной толщей глин и алевритов с редкими линзами тонкозернистых песков. В прибортовых частях в разрезе увеличивается количество линз песков, плохо сортированных алевритов с галькой и гравием.

Толщина плиоцена: (15-25) м.

Четвертичная система

Четвертичные отложения на изученной территории развиты повсеместно. Они покрывают водоразделы, их склоны, слагают террасы и поймы рек. Представлены они аллювиальными, озерными, делювиальными и элювиальными образованиями.

Аллювиальные и озерные четвертичные отложения

Плейстоцен

Верхненеоплейстоценовые отложения слагают аллювиальные комплексы I и II надпойменных террас рек района и делювиальные шлейфы на склонах речных долин.

Аллювий II надпойменной террасы (б2III) прослеживается в долинах почти всех рек района. Подошва аллювия трассируется ниже уреза воды на (5-8) м. В основании залегает русловой аллювий, представленный галечниками мелкогалечными с песчаным наполнителем и линзами песков с примесью гравия и мелкой гальки. Мощность руслового аллювия (2-7) м. Выше лежит пойменный аллювий, представленный суглинками с линзами супесей и мелкозернистых песков. Мощность пойменного аллювия (5-11) м. Аллювий II террасы перекрывается верхненеоплейстоценовыми субаэральными отложениями погребенной почвой и лессами.

Аллювий I террасы (б1III) распространен в долинах крупных рек и выполняет нижнюю часть сложной комплексной I террасы. Верхняя часть террасы сложена голоценовыми отложениями. Подошва аллювия I террасы прослеживается в (6-11) м ниже уреза воды в реках. В основании аллювия залегают русловые пески с галькой, мощностью (3-6) м. Выше лежат пойменные суглинки мощностью (4-5) м.

Еще выше разрез аллювия I террасы наращивается супесями, песчанистыми глинами, с полуразложившимися и обугленными крупными фрагментами растений и раковинами пресноводных моллюсков. Первая терраса рек района низкая, она возвышается над меженным уровнем на (3-5) м и местами заливается во время интенсивных паводков.

Голоцен

Современные аллювиальные отложения (бН) широко развиты на рассматриваемой площади. Они представлены отложениями высокой поймы, старичной фации, русловыми и низкопойменными отложениями в долинах всех рек и ручьев.

Аллювиальные отложения высокой поймы сложены преимущественно супесями тонкослоистыми, реже легкими суглинками. Мощность их (0,5-1,0) м.

Элювиальные образования развиты на плоских водораздельных пространствах, где процессы сноса почти не проявляются.

Литологический состав их тесно связан с составом материнских пород. Преимущественно это суглинки содержащие небольшое количество обломков подстилающих пород, устойчивых к выветриванию - известняков и песчаников. Очень редко на поверхности элювия на абсолютных отметках (220-240) м встречаются крупные гальки и валуны кремней и кварцитов из размытого руслового аллювия миоценовых рек. Мощность его невелика и изменяется от 1 до 4 м.

1.3 Тектоника

В геологическом строении месторождения принимают участие доде-вонские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Общая мощность осадочных образований составляет в среднем 2000 м. Неф-тенасыщение выявлено в отложениях нижнего каменноугольного отдела.

Тектоническое строение территории рассматриваемого района детально изучено по верхнепермским маркирующим горизонтам.

Карповское поднятие, расположенное в южной части Рычковской площади сейсморазведочных работ, впервые было выявлено в 1938 году структурно-геологической съемкой по кровле аманакской свиты татарского яруса, а в 1951 году было подтверждено структурным бурением по реперу в сокской свите. В 1961 году на поднятии началось глубокое поисково-разведочное бурение, которым был изучен геологический разрез до рифейвендских отложений.

В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента месторождение расположено в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена, в соответствии с рисунком 3. Серноводско-Абдулинский авлакоген представляет собой глубоко погруженную впадину фундамента, простирающуюся в субширотном направлении между Татарским и Жигулевско-Оренбургским сводами. По данным грави-магнито- и сейсморазведки он имеет асимметричное строение - крутой (амплитудой в 2,5 км) южный борт и относительно полого погружающийся по системе тектонических нарушений северный. Северный борт авлакогена осложнен Пашкинско-Фоминовским выступом фундамента, который на севере ограничен Бавлин-ским разломом, на юге - Исайкинско-Алпаевским разломом субширотного простирания. Южная граница авлакогена трассируется по Большекинельскому разлому субширотного простирания. Карповское поднятие расположено чуть севернее Большекинельского разлома в пределах внешней прибортовой зоны Муханово- Ероховского внутриформационного прогиба Камско-Кинельской системы. Характерной особенностью бортовых зон прогиба является широкое развитие биогермных построек фаменско-турнейского возраста.

Карповская структура по кровле бобриковского горизонта на дату составления первого подсчета запасов нефти представляла собой брахиантиклинальную складку северо-западного направления, осложненную двумя куполовидными поднятиями: юго-восточным и северо-западным, разделенными небольшим прогибом. Оба поднятия имели изометрическую форму и оконтуривались стратоизогипсами минус 1495 м. Каждое из поднятий в свою очередь было осложнено еще двумя куполами, имеющими направление основной складки. Наиболее высокие отметки имели скважины № 15, 12, 17, расположенные в юго-восточной части структуры. Абсолютные отметки кровли бобриковского горизонта в них составляют минус 1482, минус 1477, минус 1477 м. Общие размеры Карповской структуры по замкнутой изогипсе минус 1500 м составляли 10х3,4 - 2,4 км, амплитуда 26 м. Юго - западное крыло наиболее крутое.

В пределах Карповской структуры выявлено было две залежи нефти, разделенные зоной отсутствия коллекторов в скважинах № 11, 12, 14, 15. Северо-западная залежь имела вытянутую форму и небольшие размеры: 3.125x1,125 км, была вскрыта четырьмя скважинами с эффективными нефте-насыщенными толщинами пласта от 1,0 до 2,0 м. Юго-восточная залежь была ограничена с север-запада зоной отсутствия коллектора и была вскрыта тремя скважинами: 13, 17 и 31. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составляли 1,2. 2,3 и 1,2 м. Общий пробуренный фонд скважин составлял 20 скважин.

После бурения новых 23 скважин строение залежей нефти существенно изменилось. Изменились размеры и конфигурация залежей, границы изменения эффективных нефтенасыщенных толщин пласта, что и было учтено при оперативной оценке запасов нефти 1992 года. Юго-восточная залежь разделилась на две по результатам бурения скважины № 141, в которой пласт оказался водоносным. В результате был выявлен восточный купол на месторождении, вскрытый скважинами 31, 144, 143, 140, 142, 145 и 147.

Рисунок 2 - Тектоническая схема северо-западной части Оренбургской области

Запасы нефти по ней были оценены и приняты на баланс объединения в 1992 году. ВНК по залежи принят по материалам ГИС пробуренных скважин на абсолютной отметке минус 1500 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в пределах 1,2 и 3,2 м, водонефтяная зона, в основном, узкая и всего одна скважина №144 вскрыла нефтенасыщенный пласт в 1,6 м и водонасыщенный - толщиной в 2,0 м.

На Западном куполе выявлена одна большая залежь неправильной формы со структурными носами в районе пробуренных скважин № 19 и 14, разделенная на две части зоной замещения коллектора на неколлектор. Этаж нефтеносности равен 18,1 м. Северная часть залежи оконтурена внешним контуром нефтеносности на абсолютной отметке минус 1493 м.

Угол падения слоев меняется от 1° до 2 ° на крутых крыльях и от 0,3 ° до 1° на пологих. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0,8 и 4,6 м в соответствии с рисунком 5.

На южной части залежи ВНК принят на утвержденной абсолютной отметке минус 1497 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта изменяются от 1,0 до 3,2 м.

Размеры залежи составляют 7,0х2,5 км, она относится к типу пластовых сводовых с литологическим ограничением. Средняя глубина залегания продуктивных отложений бобриковского возраста, представленных пластом Б2 составляет на абсолютной отметке минус 1670,9 м. Пласт сложен песчаниками буровато- и темно-серыми мелкозернистыми, расчлененными глинами и алевролитовыми прослоями. Пласт характеризуется сложным строением, невыдержанностью по площади и значительными колебаниями эффективных нефтенасыщенных толщин от 0,8 до 4,6 м. Среднее ее значение составляет 1,8 м (в подсчете запасов 1968г. - 1,5 м).

Залежь на Восточном куполе имеет изометричную форму, вытянутую в северо-восточном направлении и разбуренную в центральной части. Она оконтурена только с запада скважиной № 141, в которой вскрыты водонасы-щенные прослои. Для уточнения ее конфигурации и границ контура нефтеносности рекомендуется провести исследования непродольного вертикального сейсмопрофилирования методом отраженных волн (НВСП MOB) или наземной скважинной электроразведки (НСЭ) в скважине № 140 или 143. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 5,8 до 12,8 м (рисунок 6). Этаж нефтеносности залежи равен 19,6 м. Углы падения пластов на крутых крыльях структур не превышают 2°, на пологих до 1°.

По турнейскому ярусу по месторождению в целом общая нефтенасыщенная толщина всех прослоев в среднем составляет 11,9 м, из них эффективная нефтенасыщенная толщина - 9,7 м (7,8 м по 13 скважинам, вскрывшим нефтенасыщенные прослои, с подсчета запасов нефти 1968 г.). Количество проницаемых нефтенасыщенных прослоев в среднем составило 3,727, песчанистость в эффективной части - 0,846.

Таким образом, можно выделить следующие особенности геологического строения продуктивных объектов нефтеносность на месторождении выявлена в терригенных и карбонатных отложениях нижнего карбона залежи нефти, как и поднятия, контролирующие их, имеют, в основном, средние размеры и относительно средние этажи нефтеносности (до 16 метров). Наиболее значительной по размеру является залежь нефти в продуктивных отложениях турнейского яруса, приуроченная к Западному куполу,которая, в основном, разбурена положительные структуры, к которым приурочены залежи турнейского яруса, почти полностью заполнены нефтью, в отличие от вышележащих боб-риковских, которые ограничены частично зоной замещения коллекторов в зависимости от структурного положения, литологической характеристики коллекторов, их фациальной изменчивости, на месторождении отмечаются следующие типы залежей: пластово-сводовый, пластово-сводовый литологически экранированный и массивный.

Тип коллекторов преимущественно поровый и порово-трещинный; контуры нефтеносности приняты по абсолютным отметкам, соответствующим ВНК, подошве нижнего нефтеносного прослоя или нижних дыр перфорации, из которых получена нефть.

1.4 Нефтегазоносность

В Карповской структуре выявлена залежь газа непромышленного значения в отложениях калиновской свиты. Из скважины № 3 с абсолютных отметок минус (159,1-163,1) и был найден газ с водой. Абсолютно свободный дебит газа составляет 5 тыс. м/сут. В скважине № 2 при отметке верхней части фильтра минус 163,4 м получена вода без признаков газа. Если учесть, что по кровле газоносного пласта “КС” скважина №3 самая высокая по структуре, но этаж газоносности должен быть не более 4 м. Статическое давление газа на устье скважины 28,2 атм, запасы газа исчисляются несколькими млн. м.

Промышленного интереса залежь не представляет. В отложениях верхнего карбона признаки нефти по керну отличались в скважинах № 12, 13, 20. По геофизической характеристике разрыв верхнего карбона расчленяется на несколько чередующихся пластов чистых и глинистых разностей карбонатных пород.

Отложения среднего карбона вскрывались с отбором керна почти по всей мощности разреза. Признаков нефтегазоносности по керну и нефтепроявлений в процессе бурения не отличались.

В нижнем карбоне нефтенасыщеные песчаники бобривского горизонта подняты. Из скважины № 25 в интервале (164-1649) м, по геофизическим материалам пласт Б2 в этой скважине водоносный. Распространение песчаников бобриковского горизонта на Карповской площади, как и на всех площадях рассматриваемого карбона не повсеместное. В восточной части площади через водные структуры проходит полоса выклинивания коллекторов. Нефтенасыщеные песчаники по геофизическому материалу вскрыты в скважинах № 17, 13, 19, частично нефтеносный пласт в скважине № 21. здесь вскрыта максимальная мощность песчаников-5,2 м.

На Карповской площади в бобриковском горизонте ожидаются две самостоятельные залежи. Одна из них в работе скважины №№ 13, 17, структурно литологическая плита, вторая в районе скважин №№ 19, 24, обычная пластовая сводовая залежь. Первая залежь приурочена к юго-восточной переклинальной части структуры. На дату подсчета нефть не получена, в настоящее время ведутся работы по подготовке к опробованию пласта в скважине № 7. Вторая вероятная залежь пласта Б2 приурочена к местному куполу в районе скважины № 19. эта залежь, видимо, будет несколько большей по размерам.

Из пласта В1 турнейского яруса нефть получена в целом ряде скважин, залежь находится в пробной эксплуатации. Дебит нефти по скважинам измеряется от 4,7 до 30 т/с. залежь массивная, этаж нефтеносности 25 м.

Ниже по разрезу в скважине № 25 подняты песчаники с признаками нефти, скважина в бурении, каротажный материал не получен.

1.5 Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти изменяется от 0,8269 до 0,8507 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 2,91 до 7,92 мПа, пластовый газовый фактор от 19,7 до 39,3 м3/т (здесь и далее объём газа приведён к 20 оС и 0,1013 мПа), динамическая вязкость пластовой нефти от 5,5 до 10,4 мПа.с.

После ступенчатой сепарации в рабочих условиях плотность нефти 0,8569 г/см3, рабочий газовый фактор 24,2 м3/т, динамическая вязкость разгазированой нефти 19,81 мПа.с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (серы от 1,63 до 2,65% мас), смолистая (смол силикагелевых от 9,44 до 17,51 % мас), парафинистая (парафинов от 2,79 до 6,96 % мас).

Выход светлых фракций при разгонке до 300 оС от 37 до 53 % объём.

В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, сероводорода 0,65 % мол., метана 25,86% мол., высших углеводородов (пропан+высшие) 22,93 % мол., относительная плотность газа по воздуху 1,041.

Северо-западный купол.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти изменяется от 0,8337 до 0,8596 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 2,7 до 6,26 мПа, пластовый газовый фактор от 22,2 до 38,7 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти от 5,56 до 8,22 мПа.с.

После ступенчатой сепарации в рабочих условиях плотность нефти 0,8691 г/см3, рабочий газовый фактор 27,8 м3/т, динамическая вязкость разгазированой нефти 20,74 мПа.с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (серы от 2,24 до 3,94% мас), смолистая (смол силикагелевых от 8,11 до 28,58 % мас), парафинистая (парафинов от 4,25 до 6,36% мас).

Выход светлых фракций при разгонке до 300оС от 38 до 50% объём.В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, сероводорода нет, метана 26,70% мол., высших углеводородов (пропан+высшие) 38,68 % мол., гелия 0,023 % мольных, относительная плотность газа по воздуху 1,187.

Восточный купол.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти изменяется от 0,8185 до 0,8400 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре от 2,76 до 6,47 мПа, пластовый газовый фактор от 23,2 до 36,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти от 4,87 до 6,92 мПа.с.

После ступенчатой сепарации в рабочих условиях плотность нефти 0,8572 г/см3, рабочий газовый фактор 28,4 м3/т, динамическая вязкость разгазированой нефти 17,22 мПа.с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (серы от 2,12 до 3,26% мас), смолистая (смол силикагелевых от 12,8 до 22,04 % мас), парафинистая (парафинов от 3,10 до 7,35 % мас).

Выход светлых фракций при разгонке до 300 оС от 38 до 51% объём.

В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, сероводорода 1,31 % мол, метана 25,08 % мол., высших углеводородов (пропан+высшие) 22,75 % мол., относительная плотность газа по воздуху 1,085.

1.6 Состояние разработки объекта

На Карповском месторождении работает 12 добывающих скважин (11,12,13,15,17,19,24,114,125,131,140,147), из них четыре эксплуатируются пластом В1(11,12,15,147), остальные скважины работают сразу с двух пластов Б2+В1(13,17,19,24,114,125,131,140).

Закачка воды для ППД осуществляется в пласт В1, через 12 нагнетательных скважин(142,28,105,127,144,21,115,103,106,126,130,137).

Для контроля за величиной пластового давления существует пять пьезометрических скважин(143,22,26,29,110).

Четыре скважины на месторождении эксплуатируются штанговыми насосами. Восемь скважин - электроцентробежными с типоразмерами УЭЦН от ЭЦН-30 до ЭЦН-80.

Средний дебит одной скважины по нефти 7,2т/сут. Средняя обводнённость 77,5 %.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Характеристика способа эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами

Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространенна на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе 90% всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти.

Установки ЭЦН выпускаются для экплуатации высокодебетных, обводненных, глубоких и наконных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подьема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среи всех механизированных способов добычи нефти. В интервали подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40%, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подверженны влиянию кривизны ствола скважины.

Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается о основном при спуско-подьемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связанно (до определенной величинны угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозийнно-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 поддаётся автоматизации и телеуправлению.

При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложения 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 легкий будках или щкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года.Приминение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5-2 раза.

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 при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов. В Российской Федерации установками ЭЦН оснащено более 35% всех нефтяных скважин и добывается более 65% всей нефти.

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще в начале 20 века, когда А.С. Арутюнов вместе с В.К. Долговым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Впоследствии А.С. Арутюнов создал всемирно известную фирму REDA - Русский электродвигатель Арутюнова.

Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в Советском Союзе Особым конструктивным бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разработенных конструкции.

В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов УЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалыи высокие технологи, которые ранее использовались лишь в аэрокосмических областях.

2.2 Наземное и подземное оборудование УЭЦН

К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая арматура.

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

Станция управления

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

Автотрансформатор

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

- привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

- ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

- съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

- расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

- металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла

Устьевая арматура

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при технологической целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.

Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.

Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном для фонтанной арматуры.

Подземное оборудование УЭЦН

К подземному оборудованию относится НКТ, насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рисунок 3) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению.

Рисунок 3 - Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УПЦЭН составляет 114,7 т/сут, а УШСН - 14,1 т/сут.

Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) - обычного исполнения.

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа б - 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети. В России это частота - 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин-1. В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360-600 означает насос группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м.

Рисунок 4 - Типичная характеристика погружного центробежного насоса

В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость. В них рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.

Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочими колесами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), з(Q) (к. п. д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 11.2).

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 - 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный к. п. д. Подача и напор, соответствующие максимальному к. п. д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость з(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению к. п. Д. насоса (на 3 - 5%). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью (см. рис. 11.2, штриховка).

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 м (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м.

Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 до 6,84 м.

Насосный агрегат состоит из насоса (рисунок 4, а), узла гидрозащиты (рисунок 4, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рисунок 4, в), компенсатора (рисунок 4, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разделяющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный радиально-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01 - 0,2 МПа).

Рисунок 4 - Устройство погружного центробежного агрегата

а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор

В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала.

Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину

Узел гидрозащиты - самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением (на рисунок 4 узел, как и сам ПЦЭН, показан с транспортировочными заглушками, герметизирующими торцы узлов)

Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению на глубине погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник скользящего трения, а еще ниже - узел 3 - опорная пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном масле.

Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе 6. Мешок герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный клапан 7.

Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса 6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу.

Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гидрозащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней полости резинового мешка 5.

Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется густым маслом, питающим шариковый радиально-упорный подшипник ПЦЭН прежней конструкции. Таким образом, узел гидрозащиты ГД усовершенствованной конструкции пригоден для использования в комплекте с широко распространенными на промыслах ПЦЭН прежних типов. Ранее применялась гидрозащита, так называемый протектор поршневого типа, в которой избыточное давление на масло создавалось подпружиненным поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более надежными и долговечными. Температурные изменения объема масла при его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка - компенсатора.

Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6.

Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм.

В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.

Малые допустимые диаметры и большие мощности (до 125 кВт) вынуждают делать двигатели большой длины - до 8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.

Верхний конец вала ПЭДа подвешен на пяте скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2. Обычно этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это одно из самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выходят из строя и требуют подъема; 3 - выводные провода обмотки статора; 4 - верхний радиальный подшипник скользящего трения; 5 - разрез торцевых концов обмотки статора; 6 - секция статора, набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг от друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ротор ПЭДа также состоит из секций, собранных на валу двигателя из штампованных пластин трансформаторного железа. В пазы ротора типа беличьего колеса вставлены алюминиевые стержни, закороченные токопроводящими кольцами, с обеих сторон секции. Между секциями вал двигателя центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит отверстие диаметром 6 - 8 мм для прохождения масла из нижней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который может циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими свойствами. В нижней части ПЭДа имеется сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. 11.3, г), присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается и скважинная жидкость через отверстия заходит в пространство между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании мешок расширяется, и жидкость через те же отверстия выходит из кожуха.

ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.

Для поддержания пластового давления применяются специальные погружные насосные агрегаты, укомплектованные ПЭДами мощностью 500 кВт. Напряжение питающего тока в ПЭДах колеблется от 350 до 2000 В. При высоких напряжениях удается пропорционально уменьшить ток при передаче той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение токопроводящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты установки. Это особенно важно при больших мощностях электродвигателя. Скольжение ротора ПЭДа номинальное - от 4 до 8,5 %, к. п. д. - от 73 до 84 %, допустимые температуры окружающей среды - до 100 °С.

При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создается за счет непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и обсадной колонной. По этой причине отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно меньше, чем при других способах эксплуатации.