Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Кабели с теплостойкой изоляцией для погружных электронасосов

Согласно статистике, при эксплуатации УЭЦН погружное кабельное оборудование выходит из строя значительно чаще насосного. Результаты комиссионных разборов показывают, что основной причиной отказа кабельной линии служит воздействие на нее целого комплекса факторов, включая высокие температуры, химический состав окружающей кабель среды, высокое содержание газа, а также соотношение воды и нефти в добываемой жидкости. Для решения данной проблемы инженеры ОАО «НП «Подольсккабель» разработали новые конструкции кабелей повышенной теплостойкости с защитными покрытиями кабельных жил, выполненными из специальных композиционных материалов. Предложенные разработки успешно прошли стендовые испытания в условиях, имитирующих воздействие агрессивных сред в скважине, и рекомендованы к применению в качестве альтернативы более дорогим зарубежным аналогам.

06.04.2017 Инженерная практика №01-02/2017
Ксенофонтов Алексей Валерьевич Коммерческий директор ОАО «НП «Подольсккабель»


Специалисты ОАО «НП «Подольсккабель» постоянно изучают причины отказов вышедшего из строя нефтепогружного оборудования и занимаются поиском способа их устранения. В ходе изучения состояния большого количества кабелей УЭЦН после эксплуатации мы пришли к выводу, что повышенная температура не может рассматриваться в качестве единственного определяющего ресурс кабельного оборудования фактора, несмотря на то, что она оказывает значительное влияние на его работу. В значительной мере срок службы кабеля определяют также такие факторы, как химический состав окружающей кабель среды, газосодержание, а также соотношение воды и нефти в добываемой жидкости. Поэтому для увеличения надежности и срока службы кабеля необходимо повышать его стойкость к воздействию «окружающей» среды в целом. И применение металлической оболочки при этом далеко не всегда оправдано.

Кроме того, применяемый сегодня ГОСТ Р 517772001 обладает, на наш взгляд, рядом недостатков, основной из которых – это отсутствие информации о методах испытаний, подтверждающих стойкость к агрессивной среде (скважинной жидкости). На рис. 1 показан кабель после натурных (эксплуатационных) и лабораторных испытаний. Как видно, результаты близки. На рис. 2 представлены образцы кабеля в месте сростки: в данном случае отчетливо видна граница и результаты воздействия скважинной жидкости. Синим цветом показан неповрежденный участок изолированной жилы кабеля, находившийся под слоем защитных лент, а красным отмечено место прямого контакта со скважинной жидкостью.

Рис. 1. Примеры разрушения изоляции кабеля
Рис. 1. Примеры разрушения изоляции кабеля
Рис. 2. Участок кабеля в месте сростки: граница и результаты воздействия скважинной жидкости
Рис. 2. Участок кабеля в месте сростки: граница и результаты воздействия скважинной жидкости

Предлагаемые нами пути решения проблемы преждевременного выхода кабеля из строя в результате воздействия скважинной среды включают применение в наружном слое специальных материалов, стойких к набуханию в скважинной жидкости при высокой температуре, и исключение контакта скважинной жидкости с основной изоляцией кабеля. Данный вариант решения подразумевает применение в конструкции кабеля бандажа (обмотки) из лент, стойких к воздействию агрессивных сред, а также сплошной экструдированной защитной оболочки из фторполимера (рис. 3).

Рис. 3. Кабели с защитным элементом поверх изоляции каждой жилы
Рис. 3. Кабели с защитным элементом поверх изоляции каждой жилы

Оба метода были испытаны в одной из наших партнерских организаций. Результаты приведены на рис. 4.

Рис. 4. Сравнительные испытания материалов повышенной теплостойкости и типовых аналогов
Рис. 4. Сравнительные испытания материалов повышенной теплостойкости и типовых аналогов

Прежде всего, хотелось бы обратить внимание на график, демонстрирующий набухание и разрушение изоляции из обычного полипропилена в имитаторе скважинной жидкости. Композиционный материал повышенной теплостойкости на основе полипропилена, несмотря на ухудшение свойств, в скважинной среде не набухает.

На рис. 5 показаны образцы кабелей после сравнительных тепловых испытаний. В данном случае видно, что стандартный материал изоляции деградировал – стал хрупким и неработоспособным, изменил цвет. Кабель с изоляцией из теплостойкого композиционного материала на основе полипропилена, напротив, не утратил своих рабочих свойств и может эксплуатироваться дальше.

Рис. 5. Образцы кабелей после тепловых испытаний
Рис. 5. Образцы кабелей после тепловых испытаний

ФТОРОПЛАСТОВОЕ ПОКРЫТИЕ

Таким образом, нанесение поверх изоляции каждой жилы фторопластового (фторполимерного) покрытия обеспечивает 100%-ную герметичность кабеля, исключая контакт со скважинной жидкостью, и повышает надежность кабельного оборудования при незначительном увеличении его стоимости. Отметим, что данная технология была разработана специалистами Подольского кабельного завода еще в 1976 году и уже больше 40 лет успешно применяется в различных отраслях промышленности, в том числе авиационной и судостроительной. Образцы кабеля с фторопластовой оболочкой (рис. 6, 7) прошли испытания на специальном стенде, поочередно имитирующем реальные условия эксплуатации, такие как воздействие тепла, агрессивной жидкости, электрического напряжения, воды и охлаждения.

Рис. 6. Кабель марки КПсПпЛБП-140 3х16
Рис. 6. Кабель марки КПсПпЛБП-140 3х16
Рис. 7. Кабель марки КПсПпФБП-140 3х16
Рис. 7. Кабель марки КПсПпФБП-140 3х16

Результаты циклических испытаний изоляции кабеля при высокой температуре в агрессивной среде (жидкости СЖР) приведены на рис. 8. В нижней части прерывистой линией указана норма по сопротивлению изоляции, в верхней – результаты замеров сопротивления изоляции кабеля после испытаний. По итогам тестирования было сделано заключение о том, что срок службы кабеля при температуре 150°С составляет более года, при 140°С – в среднем три года.

Рис. 8. Циклические испытания изоляции кабеля при высокой температуре в агрессивной среде СЖР
Рис. 8. Циклические испытания изоляции кабеля при высокой температуре в агрессивной среде СЖР
Рис. 9. Кабель марок КИФБП-160 и КИФБП-200
Рис. 9. Кабель марок КИФБП-160 и КИФБП-200

КАБЕЛЬ КИФБП С ПОЛИИМИДНОФТОРОПЛАСТОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

При эксплуатации УЭЦН в условиях повышенных температур (160-200°С) рекомендуется использовать кабель марки КИФБП с полиимидно-фторопластовой изоляцией, разработанной институтом кабельной промышленности ОАО «ВНИИКП» (рис. 9).

Данная модель успешно прошла лабораторные испытания и может служить альтернативой более дорогим (к примеру, производства США) зарубежным аналогам. В ходе исследований была проведена проверка электрических параметров изоляции опытного образца и воздействия на них отдельных факторов, присутствующих при эксплуатации кабелей в нефтяных скважинах, таких как повышенная температура, химически агрессивная среда, изгиб и др.

Образцы кабеля КИФБП-200 после испытания на стойкость
Рис. 10. Образцы кабеля КИФБП-200 после испытания на стойкость к растрескиванию при повышенной температуре в агрессивной среде с одновременным механическим воздействием

Образец кабельной жилы выдерживался в СЖР в течение 15 сут при температурах 160 и 200°С, при этом не было зафиксировано никаких изменений изоляции, пробои отсутствовали.

Также образцы кабеля КИФБП-200 прошли испытания на стойкость к растрескиванию при повышенной температуре в агрессивной среде с одновременным механическим воздействием (рис. 10).

СИСТЕМА ТЕМПЕРАТУРНОГО МОНИТОРИНГА

В настоящий момент специалисты ОАО «НП «Подольсккабель» совместно с партнерами работают над созданием системы температурного мониторинга, позволяющей осуществлять контроль температуры по всей длине и в каждой точке кабеля, измерять температуру, давление и вибрации одним кабелем, контролировать утечки жидкости (воды, нефти) и перегрев оборудования. Система состоит из электрооптического нефтепогружного кабеля (рис. 11), рамановского рефлектометрического анализатора и специализированного программного обеспечения.

Рис. 11. Система температурного мониторинга
Рис. 11. Система температурного мониторинга
Замеры температуры по глубине скважины
Таблица. Замеры температуры по глубине скважины (20.09.2010)

Данный программно-аппаратный комплекс может применяться для мониторинга нефтепогружного оборудования в составе геофизического кабеля, в трубопроводах, кабелях электроснабжения и т.д. Электрооптический датчик не влияет на работу установки и нечувствителен к внешним электромагнитным помехам. Протяженность действия составляет до 10 км.

Необходимость выполнения подобного мониторинга работы нефтепогружного оборудования обуславливается тем, что показаний блока погружной телеметрии, как правило, недостаточно для оперативного реагирования на внештатные ситуации (рис. 12, таблица).

Рис. 12. Пример выполнения мониторинга температуры в скважине
Рис. 12. Пример выполнения мониторинга температуры в скважине
Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Повышение эффективности применения центробежных насосных агрегатов на объектах подготовки нефти и газа и ППД
Инновационная кабельно-проводниковая продукция с термокоррозионно-стойким алюминиевым сплавом
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.