ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАБЕЛЬ

Электрический кабель относится к кабельной технике и может быть использован для питания погружных электросистем, преимущественно электродвигателей погружных нефтенасосов.
На работоспособность кабелей электродвигателей погружных нефтенасосов влияют скважинные и другие факторы:
- проникновение газа под давлением во внутренний объем изоляции, уменьшение плотности изоляции приводит к росту токов утечки - уменьшению диэлектрических свойств изоляции;
- подъем УЭЦН при присутствии газа в изоляции, уменьшение плотности изоляции, радиальные микроразрывы (микротрещины) изоляции при несоответствующих скоростях подъема УЭЦН приводят к росту токов утечки - уменьшению диэлектрических свойств изоляции;
- присутствие горячей воды более 80°С и внедрение ее в изоляцию приводит к соединению гидроксильной группы (ОН) с молекулярной структурой изоляции, приводит к уменьшению диэлектрических свойств изоляции - росту токов утечки;
- вымывание ингредиентов из изоляции (специальных добавок, увеличивающих срок эксплуатации кабеля), приводит к уменьшению диэлектрических свойств изоляции -росту токов утечки;
- внедрение маслянистых жидкостей не диэлектрического характера под давлением в изоляцию приводит к уменьшению плотности изоляционного материала, росту токов утечки;
- внедрение маслянистых жидкостей под давлением в изоляцию, в закрытом объеме под бронепокровом, приводит к сдавливанию средней жилы и утонению ее боковых стенок, результатом этого эффекта является появление продольных трещин по бокам средней жилы и росту токов утечки;
2
- внедрение химических веществ в объем изоляции, таких как NaCl, HS углеводородных соединений и других приводит к химическому соединению с молекулярной структурой изоляции и росту токов утечки;
- высокое давление отрицательно влияет на работу изоляции.
(Я.З. Месенжник «Кабели для нефтегазовой промышленности», Ташкент, издательство «Фан», 1972,стр28,29).
Известен «Электрический кабель» по патенту SU 1828302, МПК 6 Н 01 В 7/18, от 1991.05.23, опубл. 1996.04.10, где три изолированные композицией, на основе полиэтилена высокой плотности, токопроводящие жилы, расположенные параллельно в одной плоскости, поверх них наложена оболочка из композиции, содержащей полиэтилен низкой плотности и бронь из стальной профилированной ленты, при этом, оболочка выполнена из композиции, дополнительно содержащей полиэтилен высокой плотности, при следующем содержании компонентов, массовом соотношении: полиэтилен низкой плотности 50-80; полиэтилен высокой плотности 20-50.
Данное техническое решение путем увеличения стойкости к раздавливающим усилиям в результате предотвращения растворения оболочки в условиях эксплуатации, и ее выдавливания за пределы брони, повышает эксплуатационную надежность кабеля.
Недостатком этой конструкции является то, что кабель пригоден к эксплуатации для скважин небольших глубин до 1500-1800 м при рабочей температуре 90°С. В настоящее время глубина скважин достигает 3000 м, эту конструкцию кабеля можно использовать только в верхней части скважин из-за повышенных температур на забое 90-120°С.
Наиболее близким техническим решением является кабель для питания установок электропогружных насосов КПсПБП -130, на рабочую температуру 130°С, Подольского завода НП «Подольсккабель», содержащий медную токопроводящую жилу, комбинированную изоляцию из сшитого и несшитого полиолефина, подушку из иглопробивного полотна и бронепокрова из стальной оцинкованной ленты,
Изоляция двух слоев выполнена из полиолефинов, которые изменяют свою геометрию при температуре 80°С и выше. Происходит продольное утонение диаметральных сторон средней жилы, растрескивание, и, как следствие, токи утечки возрастают, происходит пробой изоляции.
При такой конструкции кабеля нет адгезии между первым слоем изоляции и вторым, имеющих разное молекулярное строение, поэтому в местах разделки и сростки при эксплуатации в вертикальном положении кабеля происходит внедрение маслянистых жидкостей скважинного пласта в изоляционный материал по всей длине кабельной линии, разбухание изоляции, токи утечки возрастают, происходит пробой изоляции.
Процент разбухания при температуре -140°С достигает 12-14% в маслянистой жидкости показан на сравнительном графике (прил. 1).
Задачей предлагаемого технического решения является увеличение срока службы
при эксплуатации кабеля на глубинах до 3000 метров с температурой пластовой жидкости от 80°С до 210°С.
Поставленную задачу решают за счет того, что электрический кабель содержит три изолированные пространственно сшитым полиэтиленом высокой плотности токопроводящие жилы, оболочку и броню из стальной профилированной ленты, при этом поверх изоляции каждой жилы расположен дополнительный слой, выполненный из термоэластопласта, толщиной 0,2 - 0,7 мм,
Добавление дополнительной оболочки из химически стойкого материала, например термоэластопласта, толщиной 0,2 - 0,7 мм, предотвращает увеличение геометрии изоляции от разбухания, что не позволяет сдавливать в продольных точках соприкосновения изолированные жилы в замкнутом пространстве внутри бронепокрова и менять ее диэлектрические параметры. Это увеличивает эксплуатационный срок службы кабеля в скважинах на глубинах от 2500 до 3000 м от 2 до 3 раз и позволяет повысить индекс изоляции на 20-70°С, не увеличивая энергию и время при радиационной обработке изоляции жил.
Совокупность признаков нова и приводит к техническому эффекту позволяющему увеличить срок службы при эксплуатации кабеля на глубинах до 3000 метров с температурой пластовой жидкости от 80°С до 210°С и повышенным газовьм фактором.
3
В настоящее время кабель в количестве 48 кабельных линий успешно эксплуатируется на скважинах Нефтеюганского месторождения на глубинах до 2600÷2700 метров с тяжелыми осложняющими факторами температурой 160°С, присутствием газа 120 м/т и давлением 25÷27 МПа.
3
В третьем квартале 2005 года на НК ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефть» (г. Ноябрьск) было поставлено и опущено в скважины более 350 км. кабеля с оболочкой из термоэластопласта. Скважины отличаются максимальной температурой в зоне подвески более 90°С, с газовым фактором до 21 см/т и давлением жидкости 25 МПа.
Ни на одну из работающих строительных длин кабелей, на момент подачи заявки от нефтепромыслов, замечаний не поступало.
В приложении 2 дан график зависимости разбухания изоляции жил и оболочек от воздействия трансформаторного и других масел по методике №45200-90106.002 ЗАО «РОССКАТ»-000 «Юганск ЭПУ Сервис»-000 Мамонтов ЭПУ Сервис» и методике №45200-90106.006 ОАО «РОССКАТ» - 000 «Резонанс Плюс» г. Дмитровград НИАР (Научно исследовательский институт атомных реакторов)
На чертеже изображен кабель в разрезе, где медная токопроводящая жила 1, двухслойная изоляция 2, дополнительная оболочка из термоэластопласта 3, подушка из термоскрепленного нетканого или иглопробивного технического полотна 4, броня из стальной оцинкованной или с мельхиоровым покрытием ленты 5. Электрический кабель выполнен следующим образом.
Электрический кабель содержит три изолированные несколькими слоями пространственно сшитого полиэтилена высокой плотности 2 токопроводящие жилы 1 с толщиной изоляции, рассчитанной под определенное напряжение.
Поверх изоляции каждой жилы дополнительно расположен слой оболочки, выполненной из химически стойкого к воздействию пластовой нефтяной жидкости термоэластопласта, толщиной 0,2 - 0,7 мм. Толщина меньше 0,2 мм является минимальной по техническим возможностям технологического экструзионного оборудования и уже не надежной по механической прочности; толщина 0,7 мм является максимальной, исходя из практической целесообразности, применение большей толщины ведет к необоснованным расходам.
Оболочка выполнена из химически стойкого термоэластопласта, которая минимально разбухает в самом агрессивном трансформаторном масле ГОСТ 982 при температуре 140°С в течение 6 часов. 0,8-0,9%; в автомобильных маслах разбухает на ту же величину в интервале температур до 190°С.
Поверх дополнительных оболочек всех трех жил расположены подушка из термоскрепленного нетканого или иглопробивного технического полотна 4 и броня из стальной оцинкованной или с мельхиоровым покрытием ленты 5.
Физико- механические и другие параметры термоэластопластов были исследованы во Всероссийском научно -исследовательском институте кабельной промышленности. Протокол испытаний ОАО «ВНИИКП» стр. 6, 8, 9. (прил. 3)
13
12
Например, изоляция при гель фракции не менее 70% отвечает температурной стойкости 140°С и разбухании в незащищенном состоянии в пределах от (22-35)%, а при защите химической оболочкой разбухание составляет (0,8-1)% и отвечает температура до 210°С с удержанием удельного омического сопротивления pν=10 -10 Ом. см (стр.210 «Кабели для нефтегазовой промышленности» Я.З. Месенжник Издательство «Фан Узбекской ССР Ташкент 1972 г»).