Этап привитой солапимеризации

применение для кабелей и проводов, применяемых в нефтегазовой индустрии нецелесообразно.

О н е к о т о р ы х н о в ы х м а т е р и а л а х к а б е л ь н о г о п р о и з в о д с т в а , которые могут быть применены в составе силовых кабелей на напряжение 3300—5000 В для кабельных линий УЭЦН. В конце прошлого века и первые годы нового столетия на рынке мате­ риалов кабельного производства появилась широкая номенклатура материалов нового класса под общим названием термоэластопласты (ТЭП) для изоляции и оболочек кабелей и проводов.

ТЭП — новый класс полимеров, сочетающих в себе свойства термо­ пластов и вулканизованных эластомеров. Термоэластопласты имеют высокие значения сопротивления разрыву, относительного удлине­ ния, эластичности, сопротивления раздиру и стойкости к многократ­ ным деформациям, морозостойкости. Существуют ТЭПы, имеющие высокую стойкость к нефтепродуктам и повышенную стойкость к теплу и огню.

Термоэластопласты всегда содержат в себе блоки:

А — стеклоподобные блоки (пластики): полистирол; поли — а метистирол; полиэтилен; полипропилен и др.

Б — эластомерные блоки: бутадиен-стирольный (ДСТ); изопренстирольный (ИСТ); олефины; гидрированный бутадиен-стирольный (термостойкость выше, чем у стирольных); бутадиен-метилстироль- ный (ДМСТ) и др.

Блоксополимеры обладают термопластичными свойствами при ус­ ловии, что число блоков в молекуле полимера не менее трех, причем крайними являются блоки стеклоподобного типа. Из общего коли­ чества термоэластопластов, предлагаемых для применения в кабель­ ной продукции, специалистами кабельной отрасли выбран материал марки TEFABLOK (Германия) для второго слоя изоляции силового кабеля для кабельных линий УЭЦН. Работы по применению указан­ ного материала проводит ОАО «Камкабель», ЗАОр «НП «Подольсккабель» [61,70].

В начале первого десятилетия нового века начаты работы по про­ движению экструдируемого термопластичного полиуретана на Рос­ сийские предприятия кабельной отрасли для применения в произ­ водстве кабелей и проводов различного назначения. Сведения о подобном материале представлены в информации от поставщика, данной в приложении к справочнику. Отдельные композиции экс­

трудированного полиуретана могут быть применены для второго слоя изоляции силовых кабелей.

Защитные покровы предназначены для защиты всех элементов кабе­ лей от механических, климатических и химических воздействий. Струк­ тура защитных покровов определяется условиями прокладки и эксплу­ атации. В кабелях для установок ЭЦН к защитным покровам относится бронепокров из стальной оцинкованной ленты, подушка под броню, оболочка из свинцового сплава (для кабелей с резиновой изоляцией).

При выполнении п о д у ш к и под броню в виде обмотки лентами применяются ткани прорезиненные невулканизированные или по­ лотно нетканое клееное; полотно иглопробивное термоскрепленное для технических целей. Ленты для обмотки из прорезиненной ткани толщиной 0,3 мм или 0,4 мм (допуска ± 0,05 мм) в подушке использо­ вались до начала 90-х годов. Цвет резинового слоя черный или серый. Масса резинового слоя 1 м2 ткани, г: ткань типа I (одностороннее пок­ рытие) 135!32о; 240 ± 30; типа II (двухстороннее покрытие) — 135 ± 20; 125 ± 25. Основа для изготовления прорезиненных невулканизированных тканей — текстильные материалы (миткали «Т1»; «Т-7»).

На настоящее время в подушках кабелей различного назначения применяются новые материалы: полотно нетканое клееное, полот­ но иглопробивное термоскрепленное. Для подушки силовых кабелей плоского и круглого типа на напряжение (2,5—3,3) кВ отечественного производства применяется полотно нетканое двух типов. Полотно нетканое клееное с парамет]эами:

Полотно иглопробивное в кабельном изделии имеет толщину 0,7 мм. Состав полотна: волокно вискозное, волокно лавсановое. Повер­ хностная плотность (160+15) г/м2; разрывная нагрузка по длине и по ширине, не менее 100 Н.

Л е н т ы с т а л ь н ы е д л я б р о н и р о в а н и я к а б е л е й . Изготовляется из низкоуглеродистой стали. Стальная холодноката­ ная лента (ГОСТ 3559-75), предназначенная для защиты кабелей от повреждений, изготавливается двух групп:

А— лента оцинкованная;

Б— лента без покрытия.

Ленту группы А в зависимости от назначения и способа оцинкования подразделяют на подгруппы:

Алл — лента, оцинкованная горячим способом, для изготовления плоской брони;

Апр I — лента, оцинкованная гальваническим способом, для изго­ товления профильной брони;

Апр II — лента, оцинкованная горячим способом, для изготовле­ ния профильной брони.

Лента группы А в зависимости от цинкового покрытия подразделя­ ется на два класса:

первый класс — средняя плотность цинкового покрытия, г/м2, не менее 200;

второй класс — не менее 100.

Для бронирования кабелей плоского и круглого типа, применяе­ мых в кабельных линиях УЭЦН, применяется лента подгруппы Апр с механическими свойствами:

Конструктивные параметры ленты подгруппы Апр представлены в табл. 8.28.

Ленту изготавливают в рулонах (мотках) с внутренним диаметром 175-205 мм (не более 300 мм по согласованию с потребителем) при наружном диаметре 700-750 мм. Намотка ленты в рулоне должна быть плотной. Ленту подгруппы Апр1 допускается изготовлять с внут­ ренним диаметром и шириной не более 200 мм. Масса мотка не долж­ на превышать 150 кг. По согласованию изготовителя с потребителем допускается изготовление мотков массой до 300 кг.

Рулоны укладываются на деревянные или металлические поддоны в стопу (пакет) массой около 1,5 т, обматываются слоем бумаги, ткани (пленки), прикрепляются к поддону и поставляются на заводы-изго­ товители кабеля. Допускаются другие способы упаковки по согласо­ ванию изготовителя ленты с потребителем.

На настоящее время отдельные изготовители ленты стальной оцин­ кованной подгруппы Апр II обеспечивают вполне приемлемое качес­ тво четырехстороннего покрытия цинком. Технологическая линия для оцинкования горячим способ состоит из отдающего устройства; узла раскроя заготовки на ленты требуемой ширины; камеры по под­ готовке поверхности ленты для покрытия цинком; узла оцинкования; накопителя; приемного устройства. На отдающее устройство устанав­ ливается рулон шириной около 300 мм, который в узле раскроя разре­ зается на ленты шириной 10, 15, 20 или других ширин, кратных 5 мм. Далее ленты требуемой ширины поступают в камеру для подготовки поверхности к нанесению цинкового покрытия, а затем производится оцинкование при прохождении через расплав цинка. Излишки цинка удаляются при обдуве сжатым воздухом. Приемное устройство сдво­ енного типа; для обеспечения непрерывности технологического про­ цесса в составе линии предусмотрен накопитель (компенсатор).

Ленты Апр II, изготовленные на указанной технологической ли­ нии для оцинкования, используются при производстве нефтекабелей примерно с 2000 г. и в процессе бронирования не наблюдается «пыления», отслоения цинкового покрытия.

За период с начала 90-х годов и по настоящее время проведены работы по промысловым испытаниям и применению на промыслах силовых кабелей на напряжение 3300 В стальных лент с другими пок­ рытиями:

•Ленты стальные с цинкофосфатным покрытием, дополнитель­ но пропитанным антикоррозионным ингибирующим составом. На промыслах испытана в составе кабеля лента толщиной 0,5 мм

ши риной 20 мм при плотности цинкофосфатного покрытия, на­ несенного с двух сторон, не менее 7 г/м2. Характеристики ленты стальной для нанесения цинкофосфатного покрытия либо других покрытий для всех видов лент для бронирования нефтекабелей приняты одинаковыми.

Цинкофосфатное покрытие дополнительно пропитывалось сме­ сью ингибированной смазки АМС-3 (ГОСТ 2712-75) и жирной консервационной смазки ЖКБ (ТУ 38 УССР 201215-80) в соотношении 3:1. При проведении промысловых испытаний кабеля 3300 В в раз­ личных регионах РФ получены приемлемые результаты, но широкого внедрения стальная холоднокатаная лента с цинкофосфатным пок­ рытием для бронирования кабеля не получила. Основная причина

— обеспечение изготовителей кабельной продукции лентами сталь­ ными оцинкованными хорошего качества и в первую очередь от ОАО «Нытва» (Пермская область). В публикациях изготовителей и потре­ бителей кабелей на напряжение 3300 В нет отзывов о лучшем качестве лент с цинкофосфатным покрытием в сравнении с лентой, имеющей четырехстороннее цинковое покрытие;

•Лента стальная холоднокатаная плакированная алюминием при­ менялась в защитных покровах кабелей 3300 В в конце 90-х годов. Лента плакируется с двух сторон алюминием методом холодной прокатки стальной основы и алюминиевой фольги. Толщина плакирующего слоя от 10 до 30 мкм на сторону. На промыслах поставлено несколько сот километров плоского кабеля, содер­ жащего в защитном покрове ленту стальную шириной 20 мм с данным типом защитного покрытия. В процессе промысловых испытаний получены приемлемые результаты. Однако, учитывая обеспечение производства кабеля лентой с четырехсторонним цинковым покрытием от ОАО «Нытва», дальнейшего продвиже­ ния кабели, содержащие ленты стальные, плакированные алю­ минием, не имеют;

•Лента биметаллическая с мельхиоровым покрытием (МН19- сталь-МН19) размером 0,5x20 мм для кабелей с коррозион­ ностойким покрытием изготовляется ОАО «Нытва», и про­ мысловые испытания кабелей 3300 В начаты в начале текущего десятилетия. Лента имеет предельное отклонение по толщине

—минус 0,11 мм; по ширине — минус 1,0 мм; толщину мель­ хиорового покрытия на одну сторону ленты 4—8% от толщины

основного слоя или 0,02-0,03 мм. Наружный диаметр рулона 600-850 мм; внутренний - 175-205 мм. Механические свойства ленты: временное сопротивление разрыву — не менее 28 Н/мм2 (28 кгс/мм2); относительное удлинение — не менее 23%.

Поверхность ленты покрыта с обеих сторон сплошным слоем мельхиора; отслаивание и растрескивание покрытия не допускают­ ся. На кромках ленты мельхиоровое покрытие отсутствует. При из­ готовлении кабеля силового с профилированной броней лента име­ ет приемлемое качество, и по состоянию на 2006 год на промыслах применяется несколько сот километров кабеля с данным видом за­ щитного покрытия. Отзывов от потребителей кабеля о существен­ ных преимуществах ленты с мельхиоровым покрытием в сравнении с оцинкованными лентами по лучшей коррозионной стойкости пока не имеется;

• Проводятся работы по применению в защитных покровах лент стальных из нержавеющей стали при толщине ленты 0,2-0,3 мм. Первые работы по данной проблеме были проведены в начале 80-х годов при толщине ленты порядка 0,5 мм. Получены отрица­ тельные результаты из-за продольного растрескивания полиэти­ леновой изоляции центральной жилы плоского кабеля. Причи­ ной повреждения были значительные механические воздействия на изолированную жилу при изготовлении и эксплуатации кабе­ ля, обусловленные «жесткостью» ленты. С учетом положитель­ ного опыта эксплуатации кабелей зарубежных фирм с ленточной броней из нержавеющей стали толщиной, равной 0,254 мм, ожи­ дается приемлемое качество кабеля производства отечественных кабельных предприятий [68].

Следует ожидать, что на ближайшие периоды в защитных покровах кабелей 3300 В, применяемых на нефтепромыслах России, преиму­ щественное использование получат ленты стальные с четырехсторон­ ним оцинкованием и из нержавеющей стали.

С в и н ц о в ы е о б о л о ч к и в составе силового кабеля предна­ значаются для защиты изоляции токопроводящих жил от воздействия пластовой жидкости, механических воздействий. Оболочка пред­ ставляет собой гладкую трубу из свинцового сплава, которая наряду с обеспечением герметичности должна быть вибростойкой, т. е. не разрушаться под воздействием вибрации в процессе эксплуатации на скважине. Оболочка должна сохранять стабильную структуру и меха­

Со второй половины 60-х годов в течение примерно 25 лет от­ раслевыми НИИ при участии отдельных заводов кабельной отрас­ ли проведено исследование различных сплавов на основе свинца,

ибыло доказано, что только его комплексное легирование малы­ ми добавками сурьмы, теллура и меди может обеспечить высокую долговечность и надежность кабельной оболочки в сложных усло­ виях эксплуатации и хорошие свойства при прессовании [90]. В плане механических характеристик основной эффект от легирова­ ния сурьмой состоит в значительном повышении вибростойкости

ипрочности. Добавка меди повышает сопротивление ползучести, усталости, механическую прочность и способствует равномерно­ му распределению сурьмы в сплаве. Легирование свинца теллуром значительно повышает его прочность, вибростойкость и пластич­ ность. Для таких сплавов характерна мелкозернистая термоста­ бильная структура.

Комплексное легирование свинца сурьмой, теллуром и медью в оптимальных концентрациях позволило получить высокоэффективныесплавыдля защитных кабельных оболочек. Свинцовый сплав Pb — Sb — Си — Те обеспечивает кабельной оболочке высокое со­ противление усталости, ползучести и активной деформации в ш и­ рокой области температур, а также хорошую технологичность при

ееизготовлении. Основой для такого комплекса положительных характеристик является специфическая мелкозернистая термо­ стабильная структура, обуславливающая стабильность свойств в эксплуатации. Сплавы вышеуказанной композиции находятся на уровне мировых стандартов — они обладают лучшим комплексом эксплуатационных и технологических характеристик по сравне­ нию с наиболее перспективными отечественными и иностран­ ными аналогами. Основной сплав этой системы ССуМТ, состава

РЬ + (0,30-0,45)% Sb + (0,02-0,05)% Си + (0,03-0,05)% Те, включен в ГОСТ 1292-74 на сурьмянистый сплав. Обладая максимальным уровнем механических свойств, он используется для кабелей, экс­ плуатируемых в наиболее тяжелых условиях: кабели маслонапол­ ненные; связи; в изделиях, транспортируемых на большие рассто­ яния; для производства свинцовых труб. Данный сплав является одним из лучших для металлических оболочек термостойких кабе­ лей, применяемых в составе УЭЦН.

8.12. Обмоточныепровода■ составепогружныхэлектродвигателей установок ЭЦ Н

О 6 ш е е. Обмоточные провода — это провода, применяемые для изготовления обмоток электрических машин, аппаратов и приборов. По применяемым проводниковым материалам провода делятся на медные, алюминиевые и из сплавов сопротивления. По вилам изоля­ ции обмоточные провода в основном можно классифицировал» сле­ дующим образом: с эмалевой изоляцией или эмалированные провода* с волокнистой или комбинированной эмалево-волокнистой изоля­ цией, в том числе со стекловолокнистой и бумажной; с пластмассовой изоляцией, включая пленочную; с эмалево-пластмассовой изоляцией. Потребителям обмоточных проводов необходимо знать параметры и свойства обмоточных проводов в целях их правильного и наиболее эффективного использования в изделиях. Одним из важнейших па­ раметров обмоточных проводов является нагревостойкость. Во всем мире прочно установилась классификация обмоточных проводов по длительно-допустимой рабочей температуре. На смену понятия клас­ са нагревостойкости пришло понятое температурного индекса, чис­ ленно равного температуре, при которой в течение не менее 20 тыс. ч. пробивное напряжение (или другой параметр) сохраняется выше оп­ ределенного заданного уровня.

По значению температурного индекса обмоточных проводов их можно классифицировать следующим образом:

1)с температурным индексом 105 (например, поливинилацеталевая изоляция и изоляция на основе масляных лаков, пропитанный шелк, бумага);

2)с температурным индексом 120 (полиуретановая изоляция; изо­

ляция из волокна лавсан и х д.); 3) с температурным индексом 130 (например, немодифицирован-

ная полиэфирная изоляция);

4)с температурным индексом 155 (полиэфиримидная изоляция, стекловолокнистая изоляция, пропитанная глифталевыми лаками,

итл .);

5)с температурным индексом 180 (например, стекловолокнистая

изоляция, пропитанная кремнийорганическими лаками, некоторые

модифицированные полиэфиримидные лаки);

6)с температурным индексом 200 (полиамшшмидная изоляция);

7)с температурным индексом 220—240 (полиимидная изоляция).

Для проводов с более высокой нагревостойкостью температур­ ные индексы не устанавливаются, так как при 250—300°С и выше срок эксплуатации проводов менее 20 тыс. ч. Фактическая рабо­ тоспособность обмоточных проводов в составе изделий во многом определяется правильностью их выбора с точки зрения условий и режимов эксплуатации, конструкции изделия, а также зависит от технологии изготовления самого изделия. Срок службы одного и того же провода в составе разных изделий может различаться в не­ сколько раз, даже если температуры эксплуатации близки. На пред­ приятиях нефтегазового комплекса наибольшее применение имеет электротехническое оборудование, в составе которого как комплек­ тующее изделие используются обмоточные провода с пленочной, эмалевой, пластмассовой изоляцией: погружные электродвигате­ ли установок для добычи нефти; установок ППД; водозаполненные электродвигатели и др. [90].

О б м о т о ч н ы е п р о в о д а д л я п о г р у ж н ы х э л е к т р о ­ д в и г а т е л е й , п р и м е н я е м ы х в с о с т а в е У Э Ц Н . Около 15 различных предприятий России на начало 90-х годов проводи­ ли работы по разработке, исследованию, освоению производства, совершенствованию технологии изготовления, применению но­ вых электроизоляционных материалов, оборудования и др. в части обмоточных проводов, которые до распада СССР поставлялись из Молдавии в значительных объемах, для погружных маслозаполнен­ ных электродвигателей, применяемых при добыче нефти. Освоение производства проводов типа ППИ-У по раздельной технологии в конце 80-х годов было обеспечено с учетом использования обору­ дования, технологии и материалов, применяемых при изготовлении теплостойких проводов с изоляцией из полиимидно-фторопласто- вых пленок для бортовой электрической сети летательных аппара­ тов. Были дополнительно введены в эксплуатацию горизонтальные изолировочные машины отечественного производства и фирмы «Пампус» (Германия). Модернизированы имеющиеся агрегаты для термической обработки полиимидно-фторопластовой изоляции обмоточных проводов. В начале 90-х годов объемы производства проводов ППИ-У по раздельной технологии достигали до 200 тонн в год только по предприятию «Камкабель».

При работе по раздельной технологии в сравнении с технологи­ ческим процессом, объединяющим обмотку полимерными лента­

ми и их термическую обработку в единый технологический цикл при горизонтальном расположении оборудования, возможно изго­ товление провода с характеристиками, отличающимися от качес­ тва проводов, изготовленных по совмещенной технологии. После наложения пленочной изоляции на медную токопроводящую жилу заготовка хранится на технологических барабанах, и со временем уменьшается первоначальная плотность намотки, создаются усло­ вия для появления ребристости, утолщений, сдвига изоляции и т.п. Данные факторы приводят к некоторому снижению стойкости к механическим воздействиям и электрической прочности изготов­ ляемых проводов.

При раздельной технологии затраты на изготовление проводов выше в сравнении с совмещенным технологическим процессом. Необходимо отметить, что при изготовлении обмоточного провода требуется обеспечить стабильность наложения пленки в части шага обмотки; постоянство усилия натяжения пленки при обмотке; оп­ тимальный температурный режим запечки изоляции. Выполнение данных условий проще в условиях единой цепочки изготовления провода, являющейся наиболее прогрессивной и эффективной при производстве более надежных проводов для ПЭД.

Вначале 90-х годов решались вопросы выбора, приобретения

иввода в эксплуатацию наиболее прогрессивного оборудования для производства проводов с изоляцией из полиимидно-фтороп- ластовых пленок. Были получены и рассмотрены предложения ря­ да фирм: «Stolberger Maschinenfabrik GmbH & Со KG» (Германия); «Griller & С°» (Австрия); «Lukas Elektrotechnik GmbH» (Германия); «Kunststoff und Kabelmasintnbau GmbH & Co. KG» («KU-KA-MA») (Австрия); «E.J.R. Engineering & Machine Co., Inc» (США); ОАО «ВНИИКП» (Россия). Специалисты последнего, ОАО «Камкабель»

идругих предприятий посетили ряд фирм Европы и США, на ко­ торых ознакомились с процессом проектирования, изготовления оборудования и его эксплуатации при изготовлении обмоточных проводов. Закуплено и введено в эксплуатацию несколько агрегатов

производства США.

С учетом совместных технических требований на оборудование для совмещенной технологии разработаны и изготовлены предпри­ ятиями России технологические линии (агрегаты) для производства круглых и прямоугольных проводов с пленочной полиимидно-фто-

ропластовой изоляцией с объединением в единый технологический процесс операций наложения изоляции и ее термообработки, ко­ торые введены в эксплуатацию на ряде кабельных заводов страны. Агрегаты оснащены устройствами, обеспечивающими постоянство шага обмотки и натяжения пленки; линейной скорости и темпера­ туры термообработки. Оборудование позволяет получить автома­ тическую плавную корректировку натяжения пленки, регулировку частоты вращения обмотчиков и линейной скорости. Достигается высокое качество изоляции, которое определяет характеристики готового изделия. На настоящее время заводы кабельной отрасли могут обеспечить поставки всех типов обмоточных проводов для изготовления новых ПЭД и ремонтных целей:

ППИ — провод с изоляцией из двухсторонних полиимидно-фто- ропластовых пленок марки ПМФ-С;

ППИ-Н — провод с комбинированной изоляцией из двух типов двух­ сторонних полиимидно-фторопластовых пленок марки Каптон FWA;

ППИ-У — провод с изоляцией из двухсторонней и односторонней полиимидно-фторопластовых пленок или односторонних полиимид­ но-фторопластовых пленок ПМФ-С, Каптон FN, Каптон FWA, Апикаль AF;

ППИ-УМ — провод с изоляцией из двухсторонней и односторон­ ней полиимидно-фторопластовых пленок или односторонних поли­ имидно-фторопластовых пленок марок Каптон FN, Апикаль AF, с утоненной изоляцией;

ПЭИ-200 — провод с изоляцией из полиамидимидного электро­ изоляционного лака и односторонней полиимидно-фторопластовой пленки марок Каптон FN, Апикаль AF.

Сведения о конструкциях, конструктивных параметрах, массе про­ водов приведены на рис. 8.16 и в табл. 8.31, данные по электрическим и механическим параметрам приведены в главе 6 данной книги.

Конструктивные параметры основных марок пленок, применяе­ мых кабельными заводами России и СНГ для производства обмоточ­ ных проводов, приведены в табл. 8.32

Освоение производства проводов на предприятиях России в нача­ ле 90-х годов производилось с применением пленки марки ПМФ-С отечественного производства и импортных пленок типа «Каптон FN». Проведены работы по применению полиимидно-фторопластовых пле­ нок типа «Апикаль AF» фирм «Канека» и «Канегафучи Кемикл» (Япо-

б)

в)

.; -ппи;«>-ппи-н;.2-ппи-??Ту,г;°-ппиУМ”ум » -^ ПЭИ-200;^1- мя1менка1са11токопрово-

AF); 9- односторонняя пленка Кантон FN (Апикаль

лиамидимидного лака; Ц — односторонняя пленка Каптон

С конца 90-х годов фирма «Дюпон» (СШ А), разработчик и крупнейший производитель пленки «Каптон FN», предлагает на рынках сбыта для изоляции обмоточных проводов новую плен­ ку типа «Каптон FWA». Последняя разработана на основе новой технологии производства полиимидных пленок и новых направ­ лений в химии полиимидов. Пленка типа «Каптон FN» представ­ ляет собой модифицированную пленку с фторопластовым покры­ тием с одной или обеих сторон. В новом изоляционном материале используется аморфный полиимид, полученный методом терми­ ческой конверсии, с улучшенной гидролитической стойкостью и модифицированный фторполимер с улучшенными эксплуатаци­ онными свойствами — стойкостью на истирание в условиях теп­ лового старения.

Пленки типов FN и FWA имеют близкие физические и электри­ ческие свойства, однако прочность адгезии фторполимера к полиимиду значительно выше у пленок типа FWA , чем у пленок типа FN. Проведенные испытания пленок типа «Каптон FWA» показывают, что применение их в системе изоляции ПЭД позволяет обеспечить ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционными пленками «Каптон FN», используемыми в настоящее время. В пер­ вую очередь это повышение механической прочности изоляции на истирание, улучшение адгезии с медью и между слоями пленки, по­ вышение сопротивления изоляции.

В лабораториях аккредитованного испытательного центра ка­ бельной продукции ОАО «Камкабель» проведены исследования характеристик обмоточных проводов собственного изготовле­ ния, других предприятий России и зарубежных фирм. Результа­ ты многочисленных исследований образцов проводов в заводском испытательном центре позволили выбрать оптимальный вариант изготовления провода. Им оказался вариант намотки лент в од­ ну сторону с равными шагами. В дальнейшем этот вывод нашел свое подтверждение в публикациях ряда других исследователей, где экспериментальным путем и математическими расчетами до­ казано, что конструкция провода с одинаковым направлением на­ мотки лент с равными шагами и смещением слабых мест каждого из слоев относительно друг друга на всей длине провода не имеет пересечений слабых мест, что положительно сказывается на элек­ трической прочности изоляции.

По отзывам отдельных потребителей на настоящее время обмо­ точные провода типа ППИ-У, изготовленные различными предпри­ ятиями, имеют надлежащее качество по электрическим, механичес­ ким характеристикам, надежности в составе ПЭД. Есть уверенность в том, что наличие полиимидно-фторопластовых пленок нового по­ коления, современного технологического оборудования, мощной испытательной базы позволит предприятиям России производить обмоточные провода для ПЭД с наилучшими потребительскими свойствами при снижении толщины пленочной изоляции. Сведе­ ния о характеристиках (параметрах) ПЭД, обмотках сектора, содер­ жащих обмоточные провода, представленные в данном параграфе справочника, даны в главе 6 данной публикации.

ГЛАВА9. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ УЭЦН ДЛЯ ДОБЫ ЧИ НЕФТИ

9.1. Общее Кабельная линия, предназначенная для электроснабжения погруж­

ного электродвигателя, является одним из элементов оборудования, входящего в комплект УЭЦН. В процессе монтажа кабельной линии на скважине она соединяется со всеми видами оборудования, из ко­ торых собирается установка. Электрически с помощью концевой ка­ бельной муфты кабельная линия соединяется с ПЭД; прокладывается на наружной поверхности: гидрозащиты, приемного модуля, газосепаратора (если данный вид оборудования применяется в комплекте установки), секциям насоса, обратного и сливного клапанов, насосно — компрессорных труб. С перечисленными элементами установки кабель по высоте скважины соединен механически с использованием металлических поясов.

Через сальниковое уплотнение устьевого оборудования кабель вы­ водится из-за затрубного пространства и на воздухе прокладывается до выносного пункта подключения. Последний предназначен для ис­ ключения попадания газа, проходящего по кабелю, в комплектные трансформаторные подстанции КТППН или КТППКС (для кустов скважин).

В общем случае все работы, выполняемые по кабельным линиям для УЭЦН, в части выбора составляющих элементов для линии, сбор­ ки и испытаниям последней; монтажу, эксплуатации, демонтажу на скважине; анализу качества после демонтажа можно условно разде­ лить на этапы:

•подбор типа кабеля-удлинителя и концевой муфты для него; то же по основному кабелю, соединительным муфтам по всей дли­ не кабельной линии для УЭЦН;

•сборка кабельных линий в производственном подразделении НК либо сервисного предприятия, выполняющего подобные работы; сдаточные испытания кабельных линий;

•монтаж, эксплуатация, демонтаж на скважине;

•проверка состояния кабельной линии после демонтажа; иссле­ дования качества и проведение ремонта;

•утилизация отходов кабеля.

Втечение ряда десятилетий при наличии только кабелей с изоляци­ ей из термопластичного полиэтилена при сечении жил 6,10,16,25 мм2

кабельные линии по их длине собирались из кабеля-удлинителя мень­ шего сечения и основного кабеля большего сечения. По промыслам Западной Сибири в основном это были кабели при сечении жил 10 и 16 мм2 соответственно. Для основного кабеля на рубеже веков около 98% применялись кабели плоской формы; остальное — кабель круглой формы. Учитывая применение на промыслах кабелей различного типа производства зарубежных фирм при сечении жил 13,3 мм2 Камский кабельный завод в середине 90-х годов обратился к отдельным НК с предложением использовать кабели подобного сечения от предпри­ ятий России. Предложение принято НК, и кабели при сечении жил 3x13,3 мм2 в настоящее время широко применяются для кабеля-удли­ нителя и основного кабеля. Данное техническое решение позволяет уменьшить толщину плоского основного кабеля, массу, повысить гиб­ кость и, как следствие, увеличить срок службы в составе УЭЦН.

При обеспечении кабелем силовым сечением 3x13,3 мм2 на темпе­ ратуру при эксплуатации до 120°С представляется возможным отка­ заться от кабеля 3x16 мм2 (температура до 90°С или 120°С), что, кро­ ме указанных преимуществ первого, позволит внедрить серию новых разработок по улучшению качества (лужение жил, изоляция SXLPE, обмотка по изоляции жил и др.) без увеличения общих затрат на ка­ бельную линию УЭЦН.

Отличительными особенностями кабельных линий, применяемых в 2002—2005 гг. и последующие годы, от аналогичных изделий преды­ дущих лет являются:

•в ряде случаев кабельные линии при сечении жил 3x10; 3x13,3 мм2 (температура до 120°С) выполняются без кабеля-удлинителя при монтаже концевой муфты на основном кабеле;

•после демонтажа кабельных линий при удовлетворительном ка­ честве концевой муфты, кабеля-удлинителя, соединительной муфты данные элементы линии используются при последую­ щих «рейсах» в скважину;

•начато серийное применение кабельных линий, собранных по длине из кабелей различной теплостойкости; более широко используются кабельные линии, содержащие новый кабель в нижней части, и кабели, бывшие в эксплуатации, для участков,

прилегающих к устью;

• в составе кабельных линий начато применение кабелей-уд­ линителей не только от предприятий-изготовителей УЭЦН

(АО «АЛНАС»; АО «Борец»); используется подобная продукция от изготовителей запасных частей и комплектующих для устано­ вок (ООО «НПФ «Битек» и др.); НК, сервисные службы начали закупать комплекты концевых муфт с последующим монтажом на своих предприятиях;

•отдельные НК применяют в составе кабельных линий только кабели с теплостойкостью не ниже 120°С;

•порядка 15—20% от всего объема кабеля силового на напряже­ ние 3,3 кВ, находящегося в эксплуатации, составляют кабели, изготовленные по усовершенствованной технологии наложе­ ния изоляции; наложение первого и второго слоя изоляции из экструдированной пластмассы объединены в единый техноло­ гический процесс по отдельным предприятиям-изготовителям идр.

•В 2004—2006 гг. начаты промысловые испытания для сотен ка­ бельных линий, в которых основной кабель предназначен для эксплуатации при температуре до 150°С;

•Созданы и внедрены стенды для тестирования удлинителей [138];

•Для сборки кабельных линий начато применение новых техно­ логических комплексов, разработка и производство ОАО «Волмаш», ООО «НПФ «Битек» (информация в приложении к дан­

ной публикации).

Срок службы кабельных линий в составе УЭЦН за последние го­ ды по отдельным скважинам увеличился примерно в два раза за счет применения новых и модифицированных конструкций кабелей, кон­ цевых и соединительных муфт; внедрения сервисного обслуживания; улучшения качества работ при сборке, ремонту кабельных линий и других мероприятий.

Как критерий оценки надежности УЭЦН при сотрудничестве между отдельными сервисными предприятиями и заказчиками (на­ пример, ЗАО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь») используется показатель-наработка на отказ. Она опреде­ ляется как величина, полученная от деления суммарной наработки отказавших УЭЦН по всему полю скважин, оборудованных данными установками, на количество отказов. При этом наработка на отказ по каждой конкретной установке исчисляется периодом времени с мо­ мента запуска до момента остановки, требующего проведения ПРС

имеются за счет применения протекторов для зашиты кабеля. Увели­ чение объема применения протекторов позволит получить реальную наработку кабельных линий на уровне самых надежных элементов УЭЦН.

Просматривается, что за счет совместной работы потребителей и изготовителей нефтегазового оборудования безотказная работа УЭЦН по Когалымскому и Урайскому регионам изменится и общи­ ми усилиями удастся обеспечить наработку не ниже 600 суток. Опыт совместной работы отдельных потребителей и изготовителей позво­ лит поднять уровень наработки элементов УЭЦН по всем регионам России.

9.2. Анализ условий эксплуатации кабельных линий УЭЦН

По длине кабельной линии УЭЦН от ПЭЛ до пункта подключения силовой кабель эксплуатируется при различных условиях:

—в среде скважинной жидкости;

—в газовоздушной среде;

—на воздухе.

Из эксплуатационных факторов наибольшее значение имеет ра­ бочая температура ( 7 ^ ) и рабочее гидростатическое давление (Р^), а также наличие механических нагрузок, действующих на кабель при спуско-подъемных операциях и в процессе работы на скважине из-за искривленности последней.

Кроме искривления скважин раздавливающие нагрузки, действу­ ющие на кабель, также зависят от расстояния между НКТ и обсадной колонной, т.е. внешним диаметром НКТ (Д.) и внутренним диамет­ ром обсадной колонны (Д*). Наиболее распространенные внутрен­ ние диаметры обсадной колонны — 122,130,144 и 148 мм для устано­ вок с максимальным диаметром 114, 124, 137 и 142 мм соответствен­ но. Трубы для обсадных колонн поставляются длиной от 9,5 до 13 м и соответствуют ГОСТ 632-80. Внешние диаметры НКТ — 33,42,48,60, 73, 89,102 и 114 мм и при этом диаметры концевых муфт составляют 48,56,63,78,93, 114, 127 и 141 мм соответственно. Длина одной трубы НКТ равна 5-10 м (наиболее часто применяются НКТ длиной 8 м). Количество точек крепления кабеля выбирается по две на одну трубу. Расстояние между точками крепления составляет 5—8 м.

При спуске установок в скважину, как правило, наблюдается неболь­ шое кручение колонны НКТ за счет неабсолютной фиксации ее на устье

к слому головки винта, следовательно, обуславливает необхо­ димость ремонта протектора (высверливание винта и нарезка новой резьбы);

•учитывая, что хомут литого протектора выступает под муфтой НКТ, при СПО на него воздействуют ударные нагрузки при контакте с муфтовым соединением труб обсадной колонны, что

всвою очередь приводит к деформации хомута и его слому, а это

вконечном итоге приводит к аварийной ситуации;

От литых протекторов выгодно отличается аналогичное изделие разработки и производства фирмы «М.А.Р.С.— Технология» (протек­ тор пружинный для защиты кабеля).

«'Протектор состоит из корпуса, экранов, зажимных скоб и не со­ держит свободно извлекающихся частей.

«'Имеет вес — 1,7 кг.

«'Шарнирные соединения скоб, элементы натяжения и фиксации защищены экранами и не касаются стенок эксплуатационной колонны.

S Всего плоскостей касания с обсадной трубой у протектора 4. Проведенные испытания показали, что за один спуско-подъ- ем протектор по плоскости касания изнашивается на 0,05 мм, поэтому в среднем протектор выдерживает не менее 5 спуско­ подъемных операций, причем остается запас толщины 2 мм. Весь протектор покрыт антикоррозионным покрытием, и это увеличивает срок его службы;

«'Протекторы пластично упруги, не литые, а штампованные. Кор­ пус протектора выполнен из стали марки 20, скобы — стали мар­ ки 65Г (рессорной, долгое время сохраняющей упругие свойс­ тва). Ось шарнира выполнена из нержавеющей стали.

«'Протектор легко устанавливается на колонну НКТ, и операция включает 3 этапа: установка протектора с кабелем на трубу НКТ, закрытие верхней скобы и закрытие нижней скобы. Всего ус­ тановка занимает 10—15 секунд. Демонтаж (снятие) протектора занимает еще меньше времени — около 5—6 секунд.

'''Цена протектора ниже изделия зарубежных фирм.

Протектор прошел заводские и промышленные испытания, после чего поставляется в НК «ЮКОС», ОАО «ТНК», «КОМИТЕК» и др. В настоящее время протектор является одним из технически совер­ шенных в России и отрицательных отзывов о конструкции не имеет.

Применение защитных протекторов позволят уменьшить повреждае­ мость кабеля в составе УЭЦН при проведении СПО и увеличить «срок жизни». В публикациях специалистов НК показано, что при наличии протекторов количество замечаний по кабелю после демонтажа сни­ жается в 24 раза; представляется возможность увеличить «наработку до отказа» кабельной линии на сотни и сотни суток.

Рабочая температура при эксплуатации кабеля в составе УЭЦН зависит от глубины погружения установки (L), температуры пласта (Тпл), температурного коэффициента скважины (Тк), производитель­ ности скважины (Q) и времени эксплуатации (t3KC). Как правило, Трад на различных уровнях по высоте скважины определяется эксперимен­ тально. В общем случае Тк отличается от геотермического градиента К, за счет прогрева среды от поднимаемой по НКТ нефти и работы насоса, а также ПЭД. Изменение температуры по длине скважины в общем случае можно выразить следующим образом:

Т = Тн + KtxL,

где Г„ — температура на устье скважины, °С; Kt — геотермический градиент;

L — глубина погружения кабеля.

В некоторых скважинах изменение температуры имеет более слож­ ный характер, однако и в этих случаях зависимости хорошо апроксимируются прямой с коэффициентом пропорциональности, равным Kt. На рис. 9.2 показано изменение температуры по глубине скважи­ ны на примере одной из скважин Северного Кавказа.

Как видно из рисунка, до глубины 1000 м К, равен 70°С/км, а на глубине более 1000 м — 30°С/км. По районам СНГ К, наблюдаются в пределах 6,8—86,2°С/км. Для большинства районов К равен 30°С/км.

Всвязи с этим чаще всего на глубине 5—7 км температура на забое скважины составляет 150—220°С, а в отдельных случаях до 250°С.

Вскважинах, бурящихся в районах с повышенным К, (например, Се­ верный Кавказ), на таких глубинах температура может достичь 240— 400 °С. К районам с наибольшими значениями К, относятся некото­ рые районы Армении и Грузии (до 100°С/км), Украины (до 83°С/км) и

Таджикистана (до 77°С/км).

Фактическая рабочая температура при эксплуатации кабеля ко­ леблется в широких пределах в зависимости от района нахождения скважины. Максимальные Траб наблюдаются в скважинах Ставро­ польского края, Грузии и некоторых других районов, достигая 130 С.

Рис.9.2. Пример распределения температуры по стволу скважины при изменяющемся (1)

ипостоянном (2) К,: I — К,=50 °С/км, II — К,= 35 °С/км, III — К,= 30° С/км

Врайонах Западной Сибири максимальная Траб составляет 70—90°С, Татарии — 45—70°С, Башкирии — 50—75°С, Поволжья — 50—80°С и

т.д. В большинстве нефтепромысловых районов СНГ максимальные рабочие температуры на глубине до 2000 м не превышают 90°С.

При эксплуатации кабельных линий верхний конец кабеля длиной до 20 м находится на поверхности, и Траб для него определяется тем­ пературой воздуха. В связи с этим наблюдается значительный пере­ пад рабочих температур для участка, находящегося на поверхности, и участка, максимально опущенного в скважину. В зимнее время для ус­ ловий Западной Сибири перепад достигает 150 °С. Наиболее нагретый участок кабеля — участок, прилегающий к поверхности нефтенасоса, за счет тепла, выделяемого при его работе. В нормальном режиме пре­ вышение температуры на этом участке достигает 20°С, а для много­ секционных насосов 40—50°С.

Впроцессе эксплуатации кабельных линий, скомплектованных из кабеля с полимерной изоляцией, на промыслах Западной Сиби­

ри при глубинах подвески свыше 2000 м и температурах добываемого скважинного продукта (100—110 °С), при сборке насосной группы из нескольких секций наблюдается подплавление пластмассовой изо­ ляции, а также набухание последней в среде добываемого продукта. Изменение характера изоляции наблюдается в кабеле-удлинителе и в основном кабеле на длинах по несколько десятков либо сот метров в сторону устья. Причина набухания изоляции и подплавления послед­ ней объясняется тем, что на выходе насоса и входе в НКТ температура скважинного продукта на несколько десятков градусов выше 120°С. Отдельными изготовителями нефтедобывающего оборудования и потребителями проводятся работы по определению температуры на входе в НКТ. Просматривается необходимость увеличения длины теплостойкого кабеля-удлинителя; либо теплостойкость основного кабеля в нижней части кабельной линии должна быть сравнима с теп­ лостойкостью кабеля-удлинителя.

Гидростатическое давление, влияющее практически на все харак­ теристики кабеля, возрастающее с увеличение глубины погружения, с учетом последнего фактора можно выразить следующим образом:

P = PH+ p'L,

где Рн — давление на устье скважины (L=0); р' — плотность скважинной жидкости;

L — глубина погружения скважины.

Гидростатическое давление в глубоких скважинах практически полностью зависит от плотности скважинной жидкости. В некоторых действующих скважинах давление достигает 150 МПа, а в сверхглубо­ ких — 200—250 МПа.

Рабочей средой, в которой эксплуатируются кабельная линия, яв­ ляется нефть, вода и газ. Параметры пластовой жидкости рассмотрены в § 1.1 данной публикации. Состояние среды в нефтяных скважинах определяется динамическим уровнем, т.е. глубиной расположения границы раздела между жидкой и газообразной средами в эксплуата­ ционном (динамическом) режиме. Обычно величина динамического уровня мала и скважина на отдельных месторождениях практически полностью заполнена жидкостью. Иногда динамический уровень до­ стигает 500—700 м и более, и данный фактор необходимо учитывать при эксплуатации кабельных линий УЭЦН.

Один цикл эксплуатации кабельной линии УЭЦН (один «рейс» в скважину) включает: спуск в скважину; эксплуатация в составе уста-

новки; демонтаж на скважине. Отдельными исследованиями после первого «рейса» в скважину проверяются электрические характерис­ тики (электрическая прочность, сопротивление изоляции) по длине кабельной линии от устья до зоны подвески. При исследованиях по­ лучено, что указанные параметры кабельных линий снижаются по ее длине от устья до зоны подвески. Для примера на рис. 9.3 приведены значения пробивного напряжения и сопротивления изоляции, полу­ ченные после демонтажа кабельной линии на одной из скважин Когалымского региона после 6 месяцев эксплуатации. Отрезки кабелей испытывались при напряжении частоты 50 Гц, начиная от 10 кВ до пробоя по ступенчатой методике (через 5 кВ) при выдержке на каж­ дой ступени по 5 мин.

Рис. 9.3. Зависимость величины пробивногонапряжения (1) я сопротимения изоляции

(2) кабеля марки КПБП-90-Зх16 от Шубиныположения после эксплуатации наскважине 5070/120 Южво-Ягуансхого месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная

Сибирь» (1999-2001 IT.)

9.3. Соединительные и коицевые МУФ™ Соединительная муфта предназначена для неразъемного и герме­

тичного соединения токопроводящих жил силовых кабелей.

— плоского кабеля-удлинителя с основным кабелем плоской или круглой формы при сборке кабельной линии для УЭЦН,

— при сборке кабельной линии из отдельных (нескольких) длин кабеля. Соединяются кабели: с жилами равного или разного сечения, кабели с различными видами изоляции; новый кабель с кабельным изделием, бывшим в эксплуатации; кабели одинаковой или разной

формы (круглый и плоский) и пр.;

— при ремонте кабельной линии после демонтажа на скважине.

При монтаже соединительных муфт примерно до конца 80-х-нача- ла 90-х годов работы выполнялись, как правило, по единой технологи­ ческой инструкции, разработанной особым конструкторским бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов (ОКБ БН). С начала 90-х по каждой НК имеется отдельный технологический регламент на монтаж соединительных муфт, который разработан с учетом опыта работ по использованию оборудования за­ рубежных фирм, применения новых изоляционных материалов, срав­ нения электрических параметров муфт различного конструктивного исполнения, эксплуатации муфт на скважинах компаний и пр.

Классифицировать соединительные муфты можно по двум видам: по нагревостойкости и по способу изготовления изоляции. Классифи­ кация муфт по нагревостойкости полностью определяется нагревостойкостью соединяемых кабелей. По конструкции изоляции в месте соединения можно выделить три типа муфт: а) с ленточной изоляци­ ей, выполняемой из лент изоляционного материала, накладываемых методом обмотки; б) с изоляцией, выполненной методом литья; в) с изоляцией на основе термоусаживаемых трубок (ТУТ).

Различные типы соединительных муфт имеют ряд общих элемен­ тов. Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелей может осуществляться пайкой оловянно-свинцовым припоем с использо­ ванием медных гильз; опрессовкой с использованием медных гильз; пайкой встык с применением медно-фосфорных припоев; сваркой. Наиболее распространенная длина гильзы 40—50 мм. Гильзы обжима­ ются специальными клещами при глубине вдавливания на гильзах не более 50% от радиальной толщины. Диаметр гильз выбирается из усло­ вия: при сечении жил кабеля до 6 мм2 — 6—7 мм; при 10—25 мм2 — 8 мм; при 35-50 мм2 — 10 мм. Наибольший объем применения имеют гиль­ зы диаметром 8 мм, выполняемые в двух вариантах: для соединения отрезков кабелей с равными сечениями жил; то же с разными сечени­ ями жил. Сведения о параметрах соединительных гильз при сечениях жил кабелей 10—25 мм2 даны на рис. 9.4 и в табл. 9.1.

Таблица 9.1

Рис. 9.4. Гильзымедные для соединения токопроводящих жил кабелей, применяемых

влиниях УЭЦН: а) — для жил равного сечения; б) — для жил разного сечения

Унифицированы также защитные покровы соединительных муфт. По длине муфты с изолированными местами соединения жил накла­ дывается: один слой стеклоленты, лакоткани, прорезиненной тканевой ленты или иглопробивного нетканого полотна как подушка под броню. Поверх подушки производится наложение брони из стальной оцинко­ ваннойленты размером 0,5x10 мм с S-образным профилем. Общая дли­ на соединительной муфты не должна превышать 990 мм. Размеры муфт по броне не должны превышать: для круглых кабелей типа КПБК-90 при сечении жил от 10 до 16 мм2 — 39 мм, 25—50 мм2 — 44; для плос­ ких кабелей типа КПБП-90 при сечении жил до 16 мм2 — 25,0x50,0 мм, 21,2— 50 мм2 — 30,0x64,0 мм. Варианты выполнения изоляции мест соединения токопроводящих жил показаны на рис. 9.5.

При выполнении изоляции из полимерных лент, последняя накла­ дывается методом обмотки. Участок токопроводящих жил кабелей с нагревостойкостью до 90°С между гильзой и изоляцией заполняется липкой полиэтиленовой лентой шириной 10 мм до диаметра, равного диаметру гильзы. Поверх накладывается обмотка из липкой полиэти­ леновой ленты шириной 20 мм до диаметра, равного диаметру жи­ лы кабеля по изоляции. По изоляции поочередно накладываются 4

а)

г)

Рис. 9.5. Варианты конструкций изоляции соединительных муфт:

а) — подмотка из лент изоляционного материала; б) — литая изоляция; в) —изоляция из термоусаживаемых трубок при соединении жил встык; г) изоляция из термоуса­ живаемых трубок при соединении жил с применением гильзы; 1 — токопроводящая жила; 2 — изоляция жилы кабеля; 3 — пайка припоем МФСУ; 4 — лента Ф-4Э0ЛН, 5 — ультразвуковая заливка ПЭНД; 6 — гильза под опрессовку; 7 — термоусаживае­ мая трубка; 8 — адгезив; 9 — подмотка изоляционной лентой

слоя полиэтиленовой ленты с перекрытием изоляции жил на 20 мм с каждой стороны с общей длиной 150 мм, 2 слоя липкой полиэтилентерефталатной пленки с общей длиной 190 мм, 2 слоя липкой поли­ этиленовой ленты с общей длиной 230 мм и опять 2 слоя полиэтилентерефталатной пленки до длины 270 мм. Для соединительных муфт нагревостойкостью до 110°С взамен полиэтиленовой ленты исполь­ зуется лента из резин типа ЛЭТСАР или РЭТСАР нагревостойкостью свыше ПО °С — пленка из фторопласта 4Э0. Приведенная конструк­ ция ленточной изоляции дана как один из вариантов изолирования места соединения токопроводящих жил. Как правило, предприятия, выполняющие сборку кабельных линий, имеют технологический рег­ ламент на монтаже соединительных муфт, согласованный с НК, на скважинах которых эксплуатируются кабельные линии.

Разработчиками и изготовителями кабельных изделий для нефтега­ зового комплекса разработана соединительная муфта на основе термо­ усаживаемых трубок. Муфты в конце 90-х годов были применены для соединения кабеля-удлинителя с основным кабелем и в составе кабельныхлиний эксплуатировались на промыслах Пермской области. Полу­ чены положительные результаты после трех «рейсов» в скважины без замены кабеля-удлинителя. В настоящее время соединительные муфты на основе термоусаживаемых трубок в составе кабельных линий УЭЦН эксплуатируются на ряде скважин Западной Сибири и Пермского края. Замечаний по качеству муфт не имеется. Соединительные муфты на ос­ нове термоусаживаемых трубок имеют более высокую электрическую прочность; снижается время на монтаж муфты; представляется воз­ можным выполнение комплектных поставок муфт. Ожидается начало серийного выпуска муфт для комплектации кабельных линий УЭЦН от предприятий, изготовляющих нефтегазовое оборудование.

Одним из важнейших комплектующих элементов кабельных линий для УЭЦН является Ыуфта кабельного ввода (концевая муфта) или, как чаще ее называют, кабельный ввод. Муфта предназначена для при­ соединения кабельной линии к погружному электродвигателю. При­ нципиальным признаком ввода является обеспечение многоразового разъема и сочленение контактных элементов. Муфта кабельного ввода изготовляется на конце кабеля-удлинителя, присоединяемого к пог­ ружному электродвигателю. В 80—90-х годах изготовление муфт про­ изводилось по нормативной документации, разработанной ОАО «ОКБ

Н «КОННАС». М уф ^ кабельного ввода по конструкции, аналогич-

ные разработке данного АО, используются в удлинителях, изготовляе­ мых АО «АЛНАС». Информация о конструктивном исполнении муфты представлена на рис. 9.6. Муфта имеет металлический корпус, припаи­ ваемый к броне кабеля-удлинителя. Изолированные жилы кабеля гер­ метично заделаны в корпусе с помощью резинового уплотнителя, шайб и гайки. На концах токопроводящих жил кабеля с помощью резьбо­ вых соединений закреплены штепсельные наконечники. В состоянии хранения и транспортирования муфта кабельного ввода герметично за­ крывается транспортировочной крышкой (на рисунке не показана).

58

78

Рис. 9.6. Муфта кабельного ввода кабельной линии типа К43 (ОАО «АЛНАС»):

/ — кабель-удлинитель; 2 — корпус муфты; 3 — шайба; 4 — уплотнитель; 5 — шайба,

6 — гайка; 7— наконечник штепсельный

По состояний на 2006 год кабели-удлинители с концевыми муф­ тами производя? АО «АЛНАС», АО «Борец», АО «Новомет-Пермь»,

ООО «НПФ «Бйтек>>’ либо подобное изделие изготовляется сервис­ ными предприятиями или в соответствующих подразделения НК. На рубеже веков пр°изводство кабелей-удлинителей для кабельных ли­ ний УЭЦН освоено ООО «НПФ «Битек», которое производит данную продукцию на основе теплостойких кабелей с пластмассовой изоля­ цией (до 120°С) и кабелей со свинцовыми оболочками. Конструкция концевой муфты Для кабелей с пластмассовой изоляцией представле­ на на рис. 9.7; то лее для кабелей с резиновой изоляцией в свинцовой оболочке по изоляции каждой жилы — на рис.9.8.

Рис.9.7. Муфта концевая фирмы «Битек» для кабеля с пластмассовой изоляцией:

1 — кабель; 2 — состав для герметизации; 3 — корпус; 4 — вставка опорная; 5 — уп­ лотнитель; 6 — вставка пластмассовая; 7 — вставка стальная; 8 — гайка; 9 — кольцо; 10— кольцо; 11 — наконечник штепсельный; 12 — крышка; 13 — болт; 14 — шайба; 15— гайка

кабелей для УЭЦН, промысловым испытаниям, повышению срока службы кабельных изделий в составе установок для добычи нефти од­ ними из первых мероприятий были работы по модернизации обору­ дования для сборки и ремонта кабельных линий.

Проведен анализ технического состояния оборудования на отде­ льных предприятиях НК по Приволжскому федеральному округу и в регионах Западной Сибири. Рассмотрены технические характеристики отдельных элементов оснастки, применяемой при сборке кабельных линий, и в том числе в ЗАО «Ойлпамп» (совместное предприятие с од­ ной из зарубежных фирм) г. Когалым. Были разработаны совместные технические требования изготовителей и потребителей кабелей 3300 В на технологические комплексы для сборки кабельных линий, кото­ рые переданы на машиностроительные предприятия. Первоначально работы проводились с ОАО «Волмаш» (г. Вышний Волочек, Тверской обл.), изготовляющим приемно-отдающие устройства для технологи­ ческого кабельного оборудования, но серийного применения техно­ логические комплексы данного изготовителя в указанный период не получили из-за высокой стоимости. Подобные комплексы также были разработаны ООО «НПФ «Битек», и по состоянию на 2003 г. в эксплуа­ тации на предприятиях НК либо сервисных служб находилось порядка 40 технологических комплексов от данного производителя.

Всостав технологического комплекса для сборки кабельных линий УЭЦН входят следующие элементы:

—устройство универсальное отдающее;

—устройство универсальное приемное;

—установка для замера длины и сращивания кабеля;

—монтажный стол электромонтера-кабелыцика. Параметры элементов оборудования:

• Устройство универсальное отдающее (приемное):

•Установка для замера длины и сращивания кабеля. Установка вы­ полнена с применением механического счетчика оборотов, подклю­ ченного к мерному колесу. Мерное колесо 0 318 мм смонтировано на тележке, которая перемещается в направлении движения кабеля. Счетчик имеет устройство для сброса показаний на «О». Показания счетчика соответствуют длине отмеряемого кабеля в метрах.

•Установка для сращивания кабеля выполнена на базе машины контактной МСС-901, U -380 В, смонтированной на поворотной стойке, и предназначена для контактной сварки медных жил кабеля диаметром до 5,0 мм.

Из общего объема вновь собираемых кабельных линий УЭЦН на­ ибольшее количество приходится на линии, комплектуемые из удли­ нителя с концевой муфтой, нового основного кабеля из одной или не­ скольких длин, муфты для соединения удлинителя с основным кабе­ лем и необходимого количества муфт для соединения отрезков кабеля 3300 В, входящих в состав кабельной линии. На участок для сборки и ремонта кабельных линий подаются основной кабель и удлинитель согласно ведомости комплектации кабельной линии. Кабель до сбор­ ки должен иметь температуру не ниже минус 15°С в течение 24 ч. для кабеля с пластмассовой изоляцией.

На приемно-отдающие устройства технологического комплекса устанавливаются барабан с кабелем и транспортно-технологичес­ кий барабан, на который наматывается собираемая кабельная линия. Проверяется состояние упаковки барабана с кабелем и соответствие длины кабеля сопроводительной документации. На концах кабеля ос­ матриваются отметки предприятия-изготовителя, подтверждающие отсутствие хищения кабеля. Проверяются геометрические размеры кабеля. Строительная длина не должна иметь механических повреж­ дений. Проверяются целостность токопроводящих жил с помощью мегомметра и сопротивление изоляции, которое должно быть не ме­ нее значений, указанных в нормативной документации на данный тип кабеля. Верхний конец кабеля с барабана пропускается через счетное устройство длины и выводится примерно на 3,0 м внутрь опорного диска технологического барабана. Производится перемотка основно­ го кабеля на данный барабан при контроле качества брони кабеля и

проведении периодических измерений наружных размеров. По окон­ чании перемотки производится соединение удлинителя с основным кабелем.

Выполняются сдаточные испытания собранной кабельной линии. Муфта кабельного ввода должна выдержать испытание давлением трансформаторного масла величиной 1 МПа (10 кгс/см2) при темпе­ ратуре окружающей среды (20 + 10)°С, прикладываемое со стороны контактных элементов, в течение 20 мин. Допускается испытание муфты воздухом при давлении 0,3 МПа (3 кгс/см2) в течение 5 мин. Утечка трансформаторного масла или воздуха не допускается. Конце­ вая муфта герметично закрывается крышкой и заполняется трансфор­ маторным маслом с электрической прочностью не менее 30 кВ/мм.

Проверяются электрические параметры кабельной линии на возду­ хе или после одночасовой выдержки в воде. Концевая муфта погружа­ ется в воду вместе со всей кабельной линией и свободный конец пос­ ледней выводится наружу. Электрическое сопротивление изоляции измеряется между каждой и двумя другими жилами и броней. Заме­ ренное электрическое сопротивление изоляции пересчитывается на 1км длины, и измеренная величина должна быть не менее значения, регламентируемого в ТУ на кабель. Кабельная линия испытывается в течение 5 мин. постоянным напряжением, величина которого указана в ТУ на кабельное изделие. Соединяемые между собой токопроводя­ щие жилы и броня должны быть при этом соединены с заземляющим выводом установки. До требуемого значения величина напряжения увеличивается плавно со скоростью не более 1 кВ/c. В процессе ис­ пытаний кабельной линии повышенным напряжением производится измерение тока утечки для каждой жилы, величина которого для ка­ белей с пластмассовой изоляцией должна быть не более 10 мкА. За­ полняется паспорт на кабельную линию.

По состоянию на 2006г. на ряде сервисных предприятий введены в эксплуатацию технологические комплексы для сборки кабельных линий, изготовленные ОАО «Волмаш». Рекламная информация от последнего дана в приложении к справочнику.

9.5. Монтаж кабельной линии в составе УЭЦН на скважине и применяемая оснастка

Перечень выполняемых работ и контролируемые параметры при монтаже кабельных линий в составе УЭЦН на скважине, а также и

по другим элементам оборудования, входящего в состав установки, определен в руководствах по эксплуатации предприятий — изго­ товителей и технологических регламентах нефтегазодобывающих компаний. При проведении работ с погружными установками не­ обходимо пользоваться техническими условиями и техническим описанием насосов, то же по ПЭД, техническим описанием и инс­ трукцией по эксплуатации гидрозащиты для монтируемой уста­ новки, описаниями и инструкциями по эксплуатации наземного оборудования.

Схема размещения оборудования, применяемого при монтаже УЭЦН на скважине, подготовленной к монтажу установки (прове­ рены параметры скважины и пластовой жидкости в соответствии с условиями эксплуатации установок, проведено шаблонирование экс­ плуатационной колонны и прочее) представлена на рис. 9.9.

На расстоянии 15—20 м от устья скважины барабан с кабельной ли­ нией устанавливается в отдающее устройство или механизированный кабеленаматыватель. Барабан располагается таким образом, чтобы его ось вращения была перпендикулярна воображаемой линии, про­ веденной от устья скважины к середине барабана, и кабель сматыва­ ется с верхней части последнего.

На мачте подъемного агрегата устанавливается направляющая подвеска для кабеля на высоте 8—10 м. Подвеска должна бьггь распо­ ложена от оси скважины в сторону кабеля, а направляющая подвес­ ки должна совпадать с направлением сматываемого кабеля. Кабельудлинитель с муфтой сматывается с барабана и протягивается через подвеску по роликам и втулкам последней. Не допускается тяжение за концевую муфту и касание кабеля о землю. Конец кабеля с муфтой привязывается к мачте на высоте 1—1,5 м.

Комплектная трансформаторная подстанция или станция управле­ ния и трансформатор устанавливаются на фундаменте или постаменте на расстоянии не менее 20 м от устья скважины. Высота фундаментов (постаментов) должна быть такой, чтобы были исключены затопле­ ния водой и занос снегом установленного на них оборудования.

На специальных мостках или подставках укладываются насосно­ компрессорные трубы таким образом, чтобы муфты труб были обра­ щены к устью скважины. Трубы должны находиться в поле зрения опе­ ратора подъемного агрегата и не мешали проводить работы с кабелем. Наружная и внутренняя поверхности труб должны быть чистыми.

Рис.9.9. Схема расположения оборудования на территории куста при ремонте скважин,

оборудованных УЭЦН:

/ — электростанция; 2 — автонаматыватель; 3 — скважины куста; 4 — блок ГСМ;

5 — подъемный агрегат; 6 — блок долива; 7 — прожектор; 8 — инструментальная;

9— культбудка; 10— мостки для труб; 11 — запорная компановка

•опрессовочный штуцер с манометром.................

•вилка для кабельной м уф ты ..................................

•ключ для проворачивания вал о в .........................

•ключ моментный для проверки усилия затяжки болтовых соединений.................................................

•ключ для вывинчивания и завинчивания спускного штуцера, пробок электродвигателей,

Рис.9.10. Пьедестал для защиты кабельной линии от механических повреждений

при проведении спуско-подъемных операций:

1— корпус; 2 — затвор; 3 — стержень; 4 — палец, фиксирующий затвор; 5 — ручка

трубного элеватора на пьедестал. Грузоподъемность пьедестала 25 т, масса 24 кг.

Подвеска (рис. 9.11) предназначена для поддержания и ориентиро­ вания кабеля относительно устья скважины при проведении спуско­ подъемных операций. Состоит из направляющей 1, роликов 2, втулок 3, ограничителей 4 и троса 5. Направляющая выполнена в виде дуго­ образной рамы из двух уголков, между которыми закреплены роли­ ки и втулки. Опускаемый или поднимаемый кабель направляется и катится по роликам и втулкам. Ограничители предохраняют кабель от случайного выпадания из направляющей. Трос служит для подве­ шивания подвески к мачте подъемного агрегата. Грузоподъемность головки 2 т, масса 20 кг.

Рис.9.11. Подвеска для кабеля УЭЦ Н:

/ __ направляющий элемент подвески; 2 — ролик; 3 — втулка;

4 — ограничитель; 5 — трос

Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 (рис. 9.12) предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки гидрозащиты, секций насоса и всего насосного агрегата. Корпус хо­ мута-элеватора представляет собой скобу с приваренными к ней про­ ушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеется кольцевой выступ, которой при закрытии элеватора входит в Кольцевую про­ точку на головке секции насоса или гидрозащиты. Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.

Хомут-элеватор ХМД-2 (рис. 9.13) предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки секций электродвигателя. Состоит из корпуса 1, затвора 2, откидного болта 3 и гайки 4. Затвор вращается вокруг оси 5, а откидной болт - вок­ руг оси 6. КорНУС представляет собой скобу с проущинаМи, в кото­ рых имеются окна и отверстия для стропов и штырей. На внутренних

поверхностях К°Рпуса и затвора имеются выступы. Грузоподъемность хомута-элеватоРа 2 т, масса 11 кг.

Рис.9.12. Монтажный хомут-элеватор ХМ -3:

I — корпус; 2 — затвор; 3 — болт откидной; 4 — гайка; 5 — ось; 6 — ось

Заправочный насос предназначен для заправки электродвигателя и гидрозащиты диэлектрическим маслом. Насос (рис. 9.14) состоит из емкости, в которую вмонтирован поршневой насос. Масло ручным насосом по шлангу нагнетается в заправляемый двигатель. Объем ем­ кости 20 литров. Опрессованный штуцер с манометром предназначен для контроля давления масла в электродвигателе и протекторе при проверке герметичности соединения секций электродвигателя, со­ единения кабеля и протектора с электродвигателем в процессе мон­ тажа на скважине.

Приспособление для затяжки поясов используется в процессе спус­ ка погружной установки для закрепления кабельной линии поясами к гидрозащите, насосу и НКТ. Длина пояса в зависимости от вида обо­ рудования указана в табл. 9.2.

Рис.9.13. Хомуг-элеватор ХМД-2:

1 — корпус; 2 — затвор; 3 — болт; 4 — гайка; 5 — ось; 6 — ось

Таблица 9.2

При работе с приспособлением поясом охватываются соедини­ тельные изделия (гидрозашита, секция насоса или НКТ) и кабель, не вставляя конец пояса в пряжку. Затем приспособление вставля­ ется в пряжку и в паз вставляется конец пояса. Далее приспособле-

Рис.9.14. Заправочный насос М Ц2:

1— емкость; 2 — насос ручной поршневой; 3 — шланг;

4 — штуцер присоединительный; 5 — горловина

ние вытягивается из пряжки и используя его как рычаг при пере­ мещении пряжки вдоль приспособления в направлении рукоятки производится затяжка пояса до выхода приспособления из пряж­ ки. Приспособление освобождается от пояса и легкими ударами по свободному концу последнего пояс пригибается к пряжке. После­ довательность работ по креплению кабеля с применением пояса представлена на рис. 9.15.

Ключ моментный служит для контроля затяжки крепежных деталей при монтаже погружной установки. Гаечные ключи 14x17, 17x19 применяются при монтаже, демонтаже двигателя и секций насо­ са. Гаечный ключ 24x27 предназначен для заворачивания и отвора­ чивания гаек монтажного хомута-элеватора. Вилка для кабельной муфты применяется при отделении корпуса муфты от головки элек­ тродвигателя при демонтаже установки. Комплект инструмента и принадлежностей для монтажа УЭЦН на скважине поставляется изготовителем установки по отдельному заказу.

Монтаж и спуск погружной установки производится в соответс­ твии с инструкциями предприятия-изготовителя УЭЦН с учетом соответствующего технологического регламента потребителя по монтажу установки на скважине. По окончании монтажа компенса­ тора выполняется монтаж односекционного или двух—трех секци­ онного двигателя и начинается работа по монтажу кабельной линии на скважине. После опускания электродвигателя в скважину до по­ садки хомута-элеватора на фланец колонной головки выполняются работы по присоединению к токовводу электродвигателя муфты ка­ беля в следующей последовательности:

•Снимается упаковочная крышка с муфты удлинителя и штеп­ сельные наконечники промываются диэлектрическим мас­ лом;

•Измеряется сопротивление изоляции кабельной линии при помощи мегаомметра, которое в зависимости от температуры окружающей среды и в пересчете на 1 км длины должно быть не менее:•

• Муфта удлинителя соединяется с токовыводом электродви­ гателя таким образом, чтобы наконечники, замаркирован­ ные буквами «W», «U», «V» (маркировка на фланце корпуса муфты), вошли в гнезда изоляционной колодки токоввода с аналогичной маркировкой. Ввертываются винты крепления муфты со стопорными пружинными шайбами и затягиваются ключом от руки.

•Замеряется при помощи мегаомметра сопротивление изоляции Ru системы «кабель-двигатель» со стороны свободных концов кабельной линии. Оно должно быть не менее величины, опре­ деленной по формуле:

R« = (R* + R™) / (R™ + R*), МОм, т.е. R„ > R

Rg— допустимое сопротивление изоляции двигателя, указанное в его инструкции по эксплуатации, МОм;

RK.,— допустимое сопротивление изоляции кабельной линии при температуре окружающей среды, МОм;

Ккл- RK/L K-

• Проверяется целостность цепи «кабель-двигатель».

Далее проводятся работы по монтажу протектора, вдоль кото­ рого прокладывается кабель-удлинитель. По окончании монтажа протектора путем пробного включения электродвигателя прове­ ряется направление вращения вала протектора. Вращение долж­ но быть правым (по часовой стрелке, если смотреть сверху). При обратном вращении вала необходимо перемаркировать две жилы на конце кабеля и выполнить подключение согласно новой мар­ кировке. Не допускается работа насосной установки с обратным вращением двигателя.

До проведения работ по проверке направления вращения двига­ теля проводятся работы по опрессовке электродвигателя, кабельной муфты, стыков между электродвигателем и протектором. При этом в полости электродвигателя создается давление 3—0,5 кгс/см2, которое контролируется по манометру. В течение 10 мин. давление не должно снижаться. Осматривается место присоединения муфты кабеля, стык электродвигателя с протектором. Необходимо помнить, что герме­ тичность двигателя является залогом его надежной работы.

По окончании монтажа двигателя выполняются работы по монтажу секций насоса. Крепление плоского кабеля к протектору и к секциям насоса выполняется с помощью металлических поя­ сов при использовании специального приспособления для их за­ тяжки. Крепление кабеля к корпусу протектора выполняется на расстоянии 200—250 мм от места стыковки с электродвигателем

и 200-250 мм от места стыковки протектора с входным модулем насоса. Кабель крепится поясами к входному модулю выше сет­ ки и к секции выше ребер, прокладывается вдоль образующей секции и крепится поясом к середине последней. При монтаже последующей секции насоса кабель направляется вдоль образу­ ющей предыдущей секции. Прокладывается между ребрами сек­ ции. Крепление поясами выполняется выше ребер и по середине секции. При креплении кабеля поясами необходимо соблюдать следующие условия:

1)для крепления кабеля к протектору и секциям насоса использу­ ются пояса большой длины;

2)пряжка пояса и отогнутый конец не должны попадать на ка­

бель;

3)усилие затяжки должно быть достаточным для закрепления ка­ беля без сползания пояса и не должно приводить к деформации брони кабеля;

4)не допускается перекручивание плоского кабеля;

5)пояс является изделием одноразового использования и его пов­ торное применение не допускается.

Монтаж насоса завершается установкой обратного и спускно­ го клапанов. После завершения монтажа двигателя и секций насоса дальнейший спуск установки выполняется в следующей последова­ тельности:

•в спускной клапан вворачивается первая насосно-компрессор­ ная труба;

Примечание: Трубный элеватор для подъема насосно-компрес­ сорных труб и инструмент для свинчивания труб в комплект поставки насоса не входят.

•насосная установка плавно приподнимается; снимается мон­ тажный хомут-элеватор; прокладывается плоский кабель вдоль образующей верхней секции и крепится поясами к секции ниже

ееловильной головки и к спускному клапану;

•насосная установка плавно опускается так, чтобы трубный эле­ ватор не дошел до фланца колонной головки около 1 м;

•на фланец колонной головки устанавливается пьедестал с от­ крытым затвором так, чтобы насосно-компрессорная труба оказалась во внутренней цилиндрической расточке пьедеста­ ла, а кабель входил в боковую прорезь; кабель поясом мень­

шей длины прикрепляется к трубе на расстоянии 200-250 ш от муфты;

•насосная установка плавно опускается до посадки трубного эле­ ватора на пьедестал;

•вворачивается следующая насосно-компрессорная труба, и ка­ бель крепится на расстоянии на 200—250 мм в обе стороны от муфты.

Выполняя последовательно соединение труб и крепление rafogg к ним, спускается насосная установка в скважину на установленную величину. При этом должны соблюдаться следующие условия:

—там, где кабельная линия имеетсростку (место соединения удли­ нителя с основным кабелем либо соединение штцр-иыпл дшнн основного кабеля несколько утолщ енное), крепление кабеля к трубе вы­ полняется на расстоянии 150—200 мм выше и ниже сростки. Недопус­ тимо расположение сростки на муфте трубы. Если сростка попадает на муфту, то необходимо использовать трубу другой длины;

—при закреплении кабеля к насосно-компрессорным трубам не допускается его закручивания по винтовой линии вокругтруб в про­ цессе их свинчивания и спуска;

—при спуске натяжение кабеля осуществляется за счет собствен­ ного веса на участке между подвеской и кабеленаматывателем; не до­ пускается ослабление натяжения кабеля и волочение его по земле;

—скорость спуска кабеля не более 0,25 м /с (15 м/мин); при про­ хождении участков колонны со значительной кривизной и мест пере­ хода колонны на меньший диаметр труб скорость спускаснижаетсядо

0,1 м /с (6 м/мин);

— через каждые 300 м опушенных труб (порядка 30 НКТ) необхо­ димо замерять величину сопротивления изоляции системы «кабельдвигатель»; оно должно быть не менее 5 МОм.

По окончании спуска снимается пьедестал и на колонной головке закрепляется опушенная установка; герметизируется и обвязывается устье скважины, с использованием для этого принятыху потребителя способов и оборудования. Производится подготовка и подключение наземного электрооборудования в соответствии с их техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации. Для электрического соединения между собой трансформатора и станции управления не­ обходимо применять кабель, сечение жил которого должно быть не менее 50 мм2для насосов с двигателем мощностью до 45 кВт;неменее

70 мм2 при мощности до 63 кВт; 95 мм2 при двигателях мощностью от 70до 140 кВт.

При всех электрических соединения силовой цепи необходимособлюдать правильность чередования фаз А, В, С, что обеспечивает правильное направление вращения двигателя. Кабельная линия, иду­ щая от погружной установки, подключается к пункту подключения, а последний соединяется со станцией управления или комплектной трансформаторной подстанцией. При этом необходимо выполнять следующие условия:

1)маркировка концов кабельной линии 1, 2 и 3 должна соответс­ твовать маркировке U (Cl), V (С2), W (СЗ) на зажимах электрообору­ дования;

2)концы кабельной линии, вводимые в помещение комплектной трансформаторной подстанции или станции управления, должны быть защищены и свободны от брони; участок кабеля, освобожден­ ный от брони, должен быть достаточным для разведения жил и под­ соединения их к зажимам электрооборудования; конец брони должен быть заземлен;

3)кабель, идущий от скважины, должен быть расположен на опо­ рах на высоте не менее 0,5 м от земли при расстоянии между опорами не более 3,0 м.

Выбирается нужная ступень напряжения на трансформаторе, для чего ориентировочно определяется необходимое напряжение на вы­ ходе трансформатора с учетом потерь напряжения в кабельной линии по формуле:

UT= U g+ 0,026 IgL / Sk,

где Ug — номинальное напряжение двигателя, В; Ig — номинальный ток двигателя, А;

L — длина кабельной линии, м;

S — сечение жилы кабеля, мм2;

к — температурный коэффициент, учитывающий температуру пластовой жидкости (Т^):

На трансформаторе устанавливается ближайшая большая ступень напряжения к расчетному значению и перед запуском УЭЦН прове­ ряется:

•сопротивление изоляции системы кабель — двигатель, которое должно быть не менее 5 Мом;

•правильность установки напряжения трансформатора;

•функционирование аппаратов станции управления в автомати­ ческом режиме без подключения установки;

•работоспособность зашиты от замыкания на землю;

•правильность установок защиты станции управления;

•соответствие сечения кабеля токовым нагрузкам;

•определить статический уровень жидкости в затрубном про­ странстве.

После проверки готовности наземного оборудования производится пуск установки и освоение скважины. Работы выполняются согласно технологическим регламентам НК и инструкциям предприятия-изго­ товителя оборудования.

В процессе эксплуатации УЭЦН на скважине контролируются сле­ дующие параметры: количество откачиваемой жидкости, содержание попутной воды в откачиваемой жидкости и ее водородный показа­ тель, концентрацию твердых частиц и сероводорода, микротвердость частиц по Моосу, температуру откачиваемой жидкости на выходе насоса, динамический уровень, буферное давление, сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель», величину тока двигателя. Па­ раметры работы установки и скважины проверяются не реже одного раза в неделю. Данные о работе установки заносятся в эксплуатаци­ онный паспорт.

Величина тока двигателя при установившемся режиме не долж­ на превышать его номинального значения. При снижении сопро­ тивления изоляции системы «кабель-двигатель» до величины менее 0,05 МОм рекомендуется остановить установку. Фиксируются все ос­ тановки УЭЦН и их причины. При остановках проверяется надеж­ ность кабелей, внешних соединений наземного оборудования. Кон­ трольно-профилактические работы и техническое обслуживание на­ земного оборудования выполняются в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

М е р ы б е з о п а с н о с т и . Все работы, связанные с монтажом и эксплуатацией погружной установки для добычи нефти, необходимо