Оценка технического состояния полимерной изоляции электропогружного кабеля установок электропогружных центробежных насосов в условиях нефтяных месторождений Беларуси

Abstract

Одним из способов эксплуатации добывающих скважин нефтяных месторождений является механизированный с применением установок электроцентробежных насосов, при котором электроэнергия с земной поверхности к погружному электродвигателю подается с применением кабельной линии. Одной из проблем, снижающих эффективность добывающих скважин, является снижение сопротивления изоляции кабеля в районе сростки с кабельным удлинителем. В статье рассмотрены факторы, влияющие на деградацию полимерной изоляции кабеля из блоксополимера пропилена с этиленом в процессе эксплуатации. Приведены результаты испытаний кабеля в среде газонасыщенной нефти и попутного нефтяного газа при разной температуре. На основании проведенных испытаний установлено, что полимерная изоляция кабеля из блоксополимера пропилена с этиленом в среде газонасыщенной нефти в диапазоне температур от +70 до +120 °С склонна к набуханию, при этом при температуре +120 °С нарушается структура полимерной изоляции в результате взаимодействия с ароматическими соединениями, находящимися в нефти. Внедрение в структуру полимера углеводородных соединений приводит к необратимым изменениям параметров материала изоляции, включая прочностные характеристики. Установлено, что попутный нефтяной газ не оказывает влияния, способного снижать эксплуатационную надежность кабеля, на характеристики полимерной изоляции кабеля из блоксополимера пропилена с этиленом в диапазоне температур от +70 до +120 °С, включая прочностные характеристики. Полученные результаты положены в основу методики подбора кабельной линии в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», согласно которой расчетная температура жилы кабеля на глубине сростки основного кабеля и кабельного удлинителя не должна превышать +80 °С, сростка должна находиться в газовой среде над расчетным динамическим уровнем.

One of the methods for operating production wells in oil fields is mechanized using electric centrifugal pumps, in which electricity is supplied from the earth's surface to a submersible electric motor using a cable line. One of the problems that reduces the efficiency of production wells is a decrease in the cable insulation resistance in the area where it is spliced with a cable extension. The article discusses factors influencing the degradation of polymer cable insulation made of a block copolymer of propylene with ethylene during operation. The results of cable testing in the environment of gas-saturated oil and associated petroleum gas at different temperatures are presented. Based on the tests carried out, it was established that the polymer insulation of a cable made of a block copolymer of propylene with ethylene in a gas-saturated oil environment in the temperature range from +70 to +120 °C is prone to swelling, while at a temperature of +120 °C the structure of the polymer insulation is disrupted as a result of interaction with aromatic compounds found in oil. The introduction of hydrocarbon compounds into the polymer structure leads to irreversible changes in the insulation material parameters, including strength characteristics. It has been established that associated petroleum gas has no effect, capable of reducing the operational reliability of the cable, on the characteristics of polymer insulation of a cable made of a block copolymer of propylene with ethylene in the temperature range from +70 to +120 °C, including strength characteristics. The results obtained are the basis for the cable line selection methodology at the Republican Unitary Enterprise “Belorusneft Production Association”, according to which the calculated temperature of the cable core at the depth of the splice of the main cable and the cable extension should not exceed +80 °C, the splice should be in a gas environment above the calculated dynamic level.