image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 6 2017

Защита от коррозии

01.06.2017 10:00 Модернизация нефтепогружного кабеля установки электроцентробежного насоса: оснащение неметаллизированной защитной броней
Одной из основных причин отбраковки нефтепогружного кабеля при его ремонте является коррозия брони. В процессе эксплуатации скважин на месторождениях Волго-Уральского региона, осложненных наличием сернистого водорода, стальная броня нефтепогружного кабеля непосредственно контактирует с коррозионно-агрессивной скважинной жидкостью и газом, что со временем приводит к возникновению коррозионных дефектов. В процессе подъема нефтепогружного кабеля из скважины происходит осыпание коррозированных частей стальной брони кабеля и, как следствие, снижение защиты от механических повреждений изоляционного слоя токопроводящих жил кабеля при проведении спускоподъемных операций. Одним из возможных путей решения может являться использование коррозионностойких сталей в качестве брони. Однако использование дорогостоящих материалов увеличит стоимость нефтепогружного кабеля в целом, что неизбежно повлияет на рост удельных совокупных затрат на добычу нефти механизированным способом. Учитывая последние достижения в области производства и применения полимерных материалов, в качестве одного из возможных вариантов снижения отбраковки нефтепогружного кабеля при его ремонте предлагается использовать неметаллизированную общую полимерную броню. Данное техническое решение позволяет улучшить технические характеристики кабеля, повысить его надежность, коррозионную стойкость, упростить конструкцию и уменьшить вес кабеля. Использование полимерных материалов вместо стали позволит также снизить общую стоимость нефтепогружного кабеля (в качестве оптимизации капитальных вложений), а учитывая уменьшение массы 1 погонного метра, приведет к сокращению операционных затрат. В статье описаны результаты первого опыта использования кабеля с неметаллизированной общей полимерной броней на месторождениях АО «Самаранефтегаз».
Ключевые слова: электроцентробежный насос, нефтяное оборудование, полимеры, кабель в металлической оболочке, отбраковка, коррозия, нефтепогружной кабель нового поколения.
Ссылка для цитирования: Ульянов С.С., Давыдов Д.С., Сагындыков Р.И., Тотанов А.С., Долинюк В.Е., Гилаев Г.Г. Модернизация нефтепогружного кабеля установки электроцентробежного насоса – оснащение неметаллизированной защитной броней // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 36–42.
Открыть PDF


Серийные нефтепогружные кабели

Характеристики используемых при механизированной добыче нефтепогружных кабелей должны обеспечивать безотказную работу электропогружного оборудования, способствуя росту его средней наработки, а также увеличению срока полезного использования. В соответствии со спецификой эксплуатации скважин (спуск оборудования в скважинную жидкость, в состав которой входят агрессивные вещества и растворенные газы) токопроводящие медные жилы нефтепрогружного кабеля покрыты двойным слоем изоляции, защитной подушкой и стальной бронелентой. Как отмечено в [1], такая традиционная конструкция кабеля для установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) выпускалась еще в 1950-х гг. Негативное влияние агрессивной среды способствует возникновению коррозии на поверхности оцинкованной брони, что впоследствии приводит к ее разрушению. Использование брони из нержавеющей стали значительно увеличивает стоимость кабеля [2].

На сегодняшний день в промышленности широко развито использование различных полимерных материалов, которые довольно успешно применяются в нефтегазовой отрасли, например полимерные рабочие органы УЭЦН и покрытия насосно-компрессорных труб (НКТ). Современные полимерные материалы обладают стойкостью к агрессивным средам, механическим, ударным и тепловым нагрузкам и сравнимы по своим свойствам с металлами [3].

Согласно ежегодному анализу отбраковки кабеля по АО «Самаранефтегаз» наибольший процент отбраковки кабеля при его ремонте происходит по причине коррозии брони. Основной причиной ускоренной коррозии нефтепогружного оборудования является высокое содержание сернистого водорода в агрессивной пластовой среде в совокупности с высокими температурами.

Для исключения контакта скважинной жидкости с металлическими частями кабеля и появления на них коррозии необходимо исключить из конструкции одну из главных причин развития коррозии – металл. Данная задача решается за счет замены металлической брони на полимерную оболочку.

Совместно со специалистами завода-изготовителя авторами проекта было решено в процессе создания кабеля вместо стальной брони защитить медные жилы полимерной оболочкой, стойкой к агрессивной пластовой среде и способной выполнять функции металлизированной брони (табл. 1). Предлагаемое техническое решение позволило улучшить эксплуатационные характеристики нефтепогружного кабеля и повысить его коррозионную стойкость.

1.png 

Конструкция кабеля с полимерной защитной броней

Как и при обычной конструкции кабеля, основа представлена тремя медными токопроводящими жилами, покрытыми изоляционным слоем. Для исключения возникновения задиров при спуске УЭЦН все три медные жилы располагаются в одной плоскости и заключены в цельнолитую оболочку из полимерного материала эллипсовидной формы, которая на всей длине кабеля сохраняет свою целостность (рис. 1) [2].

В целях предотвращения вертикального перемещения оболочки относительно основного слоя изоляции из-за недостаточного сцепления полимерных материалов между собой заливка термопласта производится под давлением с предварительным подогревом, в результате чего достигается полная адгезия внешней полимерной оболочки и электроизоляции, что позволит полностью исключить пустоты в пространстве между изоляцией и полимерной оболочкой (рис. 2). Полимерная оболочка обеспечивает не только химическую стойкость к агрессивной скважинной среде, но и упрощает ее общую конструкцию, сохраняя при этом прочностные свойства и характеристики кабеля в соответствии с Едиными техническими требованиями ПАО «НК «Роснефть» и ГОСТ Р 51777-2001 «Кабели для установок погруженных электронасосов» [2, 4].

Благодаря отсутствию стальной брони кабель с противозадирной полимерной оболочкой эллипсовидной формы уменьшает вероятность деформации средней жилы кабеля в процессе стягивания клямсами. Конструктивная особенность полимера создает амортизирующий эффект, что позволяет эксплуатировать кабель совместно с крупногабаритными установками (напряжения в полимерной оболочке будут распространяться равномерно за счет амортизирующего эффекта) [1, 3].

В случае использования данного кабеля комплектация электропогружного оборудования (ЭПО) для монтажа на скважине проходит по стандартной схеме, без использования дополнительного оборудования.

1_1.png 

Сравнительная характеристика нефтепогружного кабеля 3 х 16 мм

По температурным характеристикам новый кабель способен конкурировать с нефтепогружным кабелем классов К1 и К2 и даже выиграть по таким показателям, как габаритные размеры, намотка на барабан и стоимость – отсутствие стальной брони позволяет снизить массу на 35 % в сравнении с обычным кабелем [2]. Так, вес 1 км обычного кабеля составляет 1100 кг, а вес бронеленты –
500 кг/км, поэтому при замене стальной брони на полимерную оболочку вес модернизированного кабеля снижается до 650–700 кг/км, что заключает в себе такое преимущество, как уменьшение нагрузки на колонну НКТ.

В результате исключения металлической брони минимизируются габаритные размеры, уменьшение которых позволяет увеличить намотку на барабан на 30 %. Таким образом, появляется возможность поставки одного барабана с кабельной линией на скважины глубиной более 3 км (исключая дополнительные операции по сращиванию кабеля при монтаже).

1_1_1.png 

Опытно-промышленные испытания

Технические и технологические характеристики нового кабеля были успешно подтверждены опытно-промышленными испытаниями (ОПИ) 3 км кабеля с полимерной броней, спущенного в скважины АО «Самаранефтегаз (табл. 2).

Для испытания модернизированного кабеля были выбраны скважины с наиболее сложными условиями эксплуатации (наличие сернистого водорода, неравномерность внутреннего диаметра эксплуатационной колонны по глубине скважины (рис. 3), наличие свободного газа и механических примесей, отказы по причине коррозии в предыдущие периоды и наличие коррозии на броне на ранее спущенных кабельных линиях).

В ходе подготовительных работ было принято решение поделить 3 км изготовленного кабеля на равные части и по 1 км спустить в качестве вставки между удлинителем и обычным кабелем. Это решение позволило дополнительно испытать сращиваемую часть кабеля в газожидкостной среде и условиях интенсивного разгазирования скважинной жидкости.

Дополнительно проработан вопрос проведения высоковольтных испытаний для создания магнитного поля в целях возможности локализации мест утечек тока при проведении СПО и ремонте кабельной линии [5]. Подготовленные к спуску кабельные линии прошли все электрические испытания, в том числе при монтаже УЭЦН и СПО в ходе ремонта скважины (рис. 4).

Сращивание полимерного кабеля с обычным удлинителем ничем не отличается от обычного сращивания кабеля с металлической броней, за исключением более тщательной изоляции медных жил (рис. 5). Поэтому кабель с неметаллизированной броней при необходимости сращивается в полевых условиях.

1_1_2.png 

Оценка экономической эффективности

Экономическое обоснование внедрения кабеля с неметаллизированной армированной броней согласно проекту включает рассмотрение таких аспектов, как:

1) экономия на снижении стоимости кабеля за счет замены стальной обмотки брони на полимерную оболочку;

2) отсутствие отбраковки по причине коррозии брони – продление «цикла жизни» кабельной линии.

Предлагаемое техническое решение согласно теплоизоляционным характеристикам в соответствии с Едиными техническими требованиями относится к классу К2. Значительный экономический эффект заключается в снижении показателя отбраковки кабеля с полимерной броней относительно применяемых кабелей с металлизированной броней за счет отсутствия коррозии металлических частей, а также в уменьшении стоимости данного кабеля за счет замены металлизированной брони на полимерную оболочку.

1_1_3.png 

Перспективы применения технологии

Кабель с неметаллизированной общей полимерной броней был успешно испытан на трех скважинах, две из которых были вертикальными, одна имела относительно небольшой зенитный угол наклона (рис. 3). Задачей следующего этапа испытаний является определение надежности кабеля данной конструкции при спуске в скважины с большим углом наклона, т. е. с большей вероятностью возникновения повреждения.

Учитывая, что ширина кабеля новой конструкции меньше, чем у стандартного, с металлической броней (табл. 3), появляется новая возможность решения описанной в [6] проблемы снижения тепловых потерь при эксплуатации УЭЦН с большими рабочими токами в скважинах с относительно малым диаметром эксплуатационных колонн. Если технология получит развитие и дальнейшее применение, появится возможность увеличения сечения токопроводящих жил без увеличения габаритных размеров кабеля.

Таблица 1. Единые технические требования к нефтепогружному кабелю

Table 1. Unified technical requirements for oil- submersible cable

Исполнение кабеля
Cable type

Группы исполнений по длительно допускаемой температуре жил 

Groups of versions sorted by the long-permissible temperature of cores     

К1

К2

К3

К4

До 126 °С 

To 126 °С

130–156 °С

160–200 °С

Более 200 °С 

More than 200 °С

Требования к броне погружного кабеля
The requirements for the armor of submersible cable

Независимо от группы исполнения броня погружного кабеля должна быть: 
Regardless of the performance group, the armor of the submersible cable should be:

  1. стойкой к воздействию агрессивной среды; 
    resistant to the aggressive environment;

  2. коррозионностойкой, с покрытием брони с четырех сторон; 
    corrosion-resistant, with coated armor on four sides;

  3. защищать изоляцию жил кабеля от механических повреждений на протяжении всего срока службы; 
    to protect the insulation of the cable cores from mechanical damage throughout the whole operating life of the cable;

  4. иметь противозадирный профиль; 
    have extreme pressure profile;

  5. сохранять целостность при спускоподъемных операциях (СПО). 
    to maintain the integrity during trigger and lifting operations.


Таблица 2. ОПИ на скважинах АО «Самаранефтегаз»

Table 2. Pilot testing at the wells of Samaraneftegaz JSC

Показатели 

Indicators

1-я скважина 

1st well

2-я скважина 

2nd well

3-я скважина 

3rd well

Уровень Н2S, % 

The level of Н2S, %

11,31

7,04

4,81

Концентрация взвешенных частиц, г/л 

Concentration of suspended particles, g/l

95

125

130

Средний межремонтный период, сут 

The average interrepair period

376

Из БД 

From the base

563

Глубина спуска УЭЦН Нсп, м 

Depth of descent of the installation of an electric centrifugal pump (ESP) Нсп, m

1348

1500

1714

Максимальный зенитный угол скважины в интервале спуска УЭЦН 

The maximum zenith angle of the well in the interval of descent of the ESP

Температура, °С 

Temperature, °С

17

0,45

0,45

Текущий межремонтный период, сут 

The current interrepair period, days

332

366

373

Газовый фактор 

Gas factor

13,9

18,3

23,4

Пластовое давление Рпл, атм 

Reservoir pressure Рпл, atm.

79,1

91,1

165,6

Коррозия 

Corrosion

Коррозия кабеля 

Cable corrosion

80 % коррозии кабеля

80 % of cable сorrosion


Таблица 3. Сравнительная характеристика кабеля с неметаллизированной полимерной оболочкой с кабелем в броне

Table 3. The comparative characteristics of a cable with a non-metallic polymer sheath with a cable in the armor

Параметр 

Parameter

КПвОппБП-120 3 х 16 (стандартный кабель – 

standard cable)

КПвОппП-120 3 х 16 (кабель без брони – 

cable without armor)

КПвОппБП-120 3 х 25 (стандартный кабель – 

standard cable)

КПвОппП-120 3 х 25 (кабель без брони – 

cable without armor)

Вес, кг 

Weight, kg

1100

692

1288

856

Габаритные размеры (высота х ширина), мм 

Overall dimensions (height x width), mm

14,6 х 33,2

1,8 х 31,8

15,3 х 35,3

12,5 х 33,9

Намотка на барабан, м 

The winding on the drum, m

3000

3900

2600

3400

Раздавливающая нагрузка, кН 

Crush pressure, kN

158

158

158

158



← Назад к списку


im - научные статьи.