автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.02, диссертация на тему:Обеспечение показателей надежности нефтепогружных кабелей на стадии изготовления и в процессе эксплуатации

На правах рукописи

ФРИЗЕН АЛЕКСЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕПОГРУЖНЫХ КАБЕЛЕЙ НА СТАДИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ И В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 05.09 02 - Электротехнические материалы и изделия

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата техниче^иу няvк•

--- ^.<4. у у

Томск -2007

003173497

Работа выполнена на кафедре «Электроизоляционная и кабельная техника» Томского политехнического университета

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Похолков Юрий Петрович

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук Дедов Николай Владимирович Сибирский химический комбинат

Кандидат технических наук, профессор Константинов Геннадий Григорьевич Иркутский государственный технический университет

Ведущая организация: ОАО ВНИИ Кабельной Промышленности, г. Москва

Защита состоится 13 11.2007 г в 16 22 часов в аудитории 312 на заседании диссертационного совета К 212.269.02 в Томском политехническом университете по адресу: 634034, г. Томск, пр Ленина, 2-а

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Томского политехнического университета

Автореферат разослан 12.10 2007 года. Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук, доцент

Общая характеристика работы Актуальность проблемы. В соответствии с ГОСТ 13377-75 надежность - это свойство изделия выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в установленных пределах в течение требуемого времени Одним из главных показателей надежности любой технической продукции, в том числе и кабельных изделий, является ресурс работы Именно этот показатель надежности явился предметом исследования в данной работе.

Для нефтегазодобывающей промышленности особенно остро стоит вопрос обеспечения надежности нефтепогружных кабелей (НПК) для питания нефтепог-ружных насосов Эта проблема стала особенно актуальной в связи с увеличением глубин бурения скважин до 2000-3000 м, что обуславливает воздействие на изоляцию нефтепогружных кабелей повышенных температур (до 200 °С) и давлений (более 100 МПа) Разработанные к настоящему времени методы оценки надежности НПК либо дороги и трудоемки, либо не учитывают такие факторы эксплуатации кабеля, как температура и абсорбция пластовой жидкости материалом изоляции (Месенжнмк Я.З , Осягин А А «Силовые кабельные линии для нефтепогружных электросистем» М , Энергоатомиздалг, 1987, 240с.) В связи с изложенным, задача обеспечения показателей надежности нефтепогружных кабелей на стадии проектирования и в процессе эксплуатации является безусловно актуальной

Цель исследования: Разработать конструкцию нефтепогружного кабеля с повышенным ресурсом и методику его оценки

Для достижения цели поставлены следующие задачи: 1 Установить влияние эксплуатационных факторов на электрические, механические и сорбционные свойствами изоляции нефтепогружных кабелей

2. Создать феноменологическую модель деградации полимерной изоляции при эксплуатации, позволяющую разработать идеологию прогноза ресурса НПК

3 На основе феноменологической модели и выявленных изменений свойств изоляции кабелей от эксплуатационных факторов предложить инженерную методику оценки ресурса нефтепогружных кабелей

4. Разработать конструкцию нефтепогружного кабеля, характеризуемого повышенным ресурсом в условиях эксплуатации

Объекты и методы исследования. Основные объекты исследования - полимерные материалы изоляции нефтепогружных кабелей полиэтилен низкого давления, блок-сополимер этилена с пропиленом, этиленпропиленовая резина, нитриль-ная резина, кремнийорганическая резина В работе использовались стандартные методы измерения электрических и механических свойств, а так же разработанные автором оригинальные методы исследования кинетики сорбции пластовой жидкости в изоляцию кабелей

Научная новизна работы:

1 Установлена обратно пропорциональная связь между сорбционными свойствами и величиной удельного сопротивления исследуемых материалов, что позволило предложить идеологию прогноза ресурса нефтепогружных кабелей.

2 Разработана феноменологическая модель деградации полимерной изоляции НПК, описывающая уменьшение электрического сопротивления изоляционного материала в процессе эксплуатации кабеля и учитывающая температуру скважины и диффузию пластовой жидкости в объем изоляционного материала Полученная модель положена в основу неразрушающе го метода оценки ресурса нефтепогружных кабелей с полимерной изоляцией

3 Показана эффективность использования в конструкции нефтепогружных кабелей защитных пленок из фторопласта-4 для уменьшения сорбции пластовой жидкости в изоляцию этих кабелей в процессе эксплуатации

Практическая ценность.

Предложена инженерная методика оценки ресурса нефтепогружных кабелей путем измерения величины сопротивления изоляции в процессе эксплуатационного старения

Разработаны новые конструкции нефтепогружных кабелей с использованием дополнительных защитных слоев из фторопластовых пленок для предотвращения сорбции пластовой жидкости в процессе эксплуатации, что существенно увеличило

рабочий ресурс кабельных изделий Эти результаты защищены патентами и внедрены в ЗАО «Сибкабель»

На защиту выносятся следующие положения: 1 Рабочий ресурс изоляции нефтепогружных кабелей определяется, в основном, величиной равновесной сорбции пластовой жидкости в объем изоляции 2. Резкое набухание изоляции кабеля, приводящее к сокращению ресурса изделий, наблюдается при температурах эксплуатации выше точки плавления кристаллических областей блоксополимера По этой причине рекомендуется использовать в качестве изоляции кабелей полимеры с повышенными температурами плавления. 3 В основе метода неразрушающей диагностики нефтепогружных кабелей лежит количественная связь между изменением удельного электрического сопротивления изоляции и интенсивностью диффузии пластовой жидкости в изоляцию при разных температурах в процессе эксплуатации

4. Ресурс кабелей существенно увеличивается при использовании защитной пленки из фторопласта для уменьшения проникновения в изоляцию пластовой жидкости

Достоверность полученных результатов. Степень достоверности полученных результатов определяется использованием современных калиброванных измерительных приборов, созданием модели, опирающейся на общепринятые представления в области материаловедения, достаточно хорошим совпадением экспериментальных и расчетных данных * Апробация работы.

Результаты работы доложены на Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Материалы, технологии, конструкции, экономика», г. Красноярск, 2003 г, Всероссийской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации», Россия, г Новосибирск, 2004 г, Международной научно-технической конференции «Электромеханические преобразователи энергии», Россия, г Томск, 20-22 октября 2005 г

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ Реализация результатов работы: результаты диссертационной работы внедрены и используются в ЗАО «Сибкабель», г Томск

5

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Основной текст диссертации изложен на 130 страницах, работа сопровождается 20 таблицами, 55 рисунками и приложением на 24 страницах, список литературы включает 120 наименований

Содержание работы Во введении дана общая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, научно-практическая значимость полученных результатов и основные положения, выносимые на защиту

В первой главе проведен обзор литературы по теме диссертации Рассмотрены существующие конструкции иефтепогружных кабелей и условия их эксплуатации, существующие методы определения надежности НПК. Из литературного обзора сделан вывод о том, что до настоящего времени нет четкой информации о влиянии эксплуатационных факторов на электрические свойства изоляции иефтепогружных кабелей, что затрудняет прогноз ресурса этого типа кабельных изделий. С учетом изложенного поставлены цель и задачи работы

Во второй главе описаны объекты и методы исследования Чтобы обеспечить выбор наиболее оптимального варианта изоляции кабеля, удовлетворяющего современным требованиям, для исследований были взяты полиэтилен низкого давления (ПЭНД), блок-сополимер этилена с пропиленом (СЭП №02-01-К и СЭП №02-МК), этиленпропиленовая резина (ЭПР), нитрильная резина (СКН), кремнийорга-ническая резина, а также образцы, имеющие комбинированную изоляцию (эмалевую, резиновую)

Исследование процессов сорбции и удельного сопротивления материалов в процессе старения производилось на образцах размером 10x10 см2 толщиной 1-2 мм Для оценки степени влагопоглощения производилось взвешивание образцов на аналитических весах М2Р-200 с погрешностью ±5-10"4 г. Измерения емкости, тангенса угла диэлектрических потерь и сопротивления изоляции производились на образцах изолированных жил кабеля длиной 0,8 м с использованием известных современных приборов- автоматического моста переменного тока Е7-8,

тераомметра Щ 404-М1, вольтметр-электрометра В7-30

6

Тепловое старение образцов материалов в агрессивной среде осуществлялось в автоклавах, а старение образцов изолированных жил кабеля в специально изготовленных трубах с герметичными крышками, которые заполнялись имитатором пластовой жидкости и образцами так, чтобы гидротермальное давление в капсуле не превышало 1 МПа. В крышки были врезаны манометры, с помощью которых производился контроль давления Старение образцов осуществлялось в имитаторе пластовой жидкости, состоящим из воды, машинного масла и ионов солей (ИаС1, СаС12, РеС 13, КТ) Трубы с образцами помещались в термостаты

Исследование прочности на разрыв и относительное удлинение производилось на разрывной машине РМ-50. Образцы представляли собой двухсторонние лопаточки с шириной 4 мм и длиной рабочей части 20 мм, которые вырезались из пластин используемых материалов, прошедших тепловое старение в агрессивной среде При испытании на продавливание образцы изолированных жил кабеля длиной 15 см укладывались крест-накрест и к ним прикладывалось сжимающее напряжение величиной 20 кг/см2 Скорость подъема температуры составляла 2,5-3 градуса в минуту Измерение деформации производилось скобой рычажного типа СР с ценой деления отсчетного устройства 0,002 мм

Для измерения сопротивления плоских образцов были использованы стандартные металлические электроды Диаметр измерительного электрода <4> =50мм Для обеспечения плотного контакта электродов с поверхностью образца между образцом и электродами прокладывали круглые диски из поролона толщиной 2мм, пропитанные пластовой жидкостью При измерении температурной зависимости сопротивления электроды наносили на образцы из суспензии графита

Третья глава посвящена разработке феноменологической модели деградации изоляции кабелей под действием эксплуатационных факторов Для формулирования основных положений модели использованы результаты исследования влияния теплового старения в имитаторе пластовой жидкости на механические, электрические и сорбционные свойства испытуемых материалов Предлагаемая программа исследований должна выявить наиболее чувствительные характеристики материалов к процессу старения

3.1. Исследование механических свойств материалов

В работе изучено влияния температуры и времени старения на прочность и относительное удлинение при разрыве для исследуемых материалов.

На рис. 1 приведена зависимость прочности на разрыв от времени старения

С7, lf/мм7

для образцов СПЭ-02-01К и СПЭ-02МК, состаренных в пластовой жидкости при температурах 120 и 140 °С. Отметим, что разные типы сополимеров ведут себя идентично. При температуре Тс= 120 °С в начальный период старения блоксопо-

1000 1200 1,час

Рис.1. Зависимость механической прочности на

растяжение от времени старения: 1.1, 1.2 ~

блоксополимер СПЭ 02-01К при температурах ________ „ ____„ „ _ „

л/1 , ,л о^. лимеров прочность на разрыв воз-

старения 124 и 140 С, соответственно; 2.1, 2.2 г г

- блоксополимер СПЭ02-МК при температурах

старения 120 и 140°С, соответственно

А/, мм

'Г- X

I /

/ tfi •у

4 s ) / /

а fj /

(1 i l I

0 20 40 60 80 100 120 140 1Í0 130 Г, С Рис. 2. Температурная зависимость деформации Al материала СПЭ-02МК fТс = 120 °С): 1-исходный образец; 2- время старения /=/16 ч; 3- время старения t-471 ч: 4- время старения 1-570 ч; 5- время старения 1=1087 ч.

растает до максимального значения, а затем плавно спадает. Возрастание прочности на начальном участке обусловлено увеличением гибкости мак-ромолекулярных цепей, что способствует снижению внутренних напряжений в полимере. Дальнейший процесс старения приводит к деструкции материала и уменьшению его механической прочности. Повышение температуры старения до 140 °С вызывает уменьшение прочности практически в два раза.

На рис. 2 показана зависимость

деформации образца при растяжении (А1) для СПЭ-02МК от температуры при различных временах старения. Из рисунка следует что, на температурной зависимости А1 имеется перегиб, положение которого по оси температур обусловлено переходом полимера в вязкотекучее состояние.

Из полученных зависимостей следует, что в течение 300-400 часов старения преобладает пластификация материала, а в дальнейшем превалирует деструкция. Этим и обусловлено снижение температуры перегиба с ростом времени старения.

3.2. Исследование электрических свойств материалов В данном разделе изучалось влияние теплового старения в пластовой жидкости на электрическую прочность Ещ,, диэлектрическую проницаемость, электрическое сопротивление и ígS

Установлено, что в процессе старения величина Епр изменяется сложным образом Для блоксополимера, состаренного при Тс- 120 °С до 800 часов, наблюдается снижение Е„р в полтора раза от исходного значения, а далее некоторое ее возрастание. Такой же характер зависимости Е„р от времени старения наблюдается и

для других исследованных материалов. Учитывая, что испытания на электрическую и механическую прочность являются разрушающими методами контроля, эти характеристики в плане поставленной задачи далее не обсуждаются

Исследование временных зависимостей щб и с на образцах кабеля с различными видами изоляции показало, что и эти характеристики не могут служить критерием работоспособности изделия из-за малой чувствительности к старению

Наиболее информативной характеристикой изоляции оказалась величина электрического сопротивления, которая в процессе эксплуатации кабелей может изменяться на несколько порядков Важно, что при измерении сопротивления изоляции величина приложенного напряжения не превышает 200 В.

Таким образом, выполненные исследования показали, что электрическое сопротивление изоляции является наиболее подходящей характеристикой для разработки неразрушающего метода диагностики изоляции кабеля при эксплуатации.

3 3. Сорбционные свойства изоляционных материалов

Исследование сорбционных свойств изучаемых материалов (блоксополимера

СПЭ-02МК, этиленпропиленовой резины ЭПР и др) производилось на плоских

образцах толщиной 2 мм, состаренных в течение 300-1500 часов при температурах

120, 140 и 160 °С в автоклавах, заполненных имитатором пластовой жидкости

9

Величина сорбции (<р) рассчитывалась по уравнению

9 = т ~ т0 - Я^

'"О б®

где от0 -исходный вес образца, т - вес образца к моменту времени I.

Количество пластовой жидкости в, абсорбированной испытуемым материалом к моменту времени / определялось как

9=т-т0 (2)

Общий характер временной зависимости сорбции агрессивной среды для

блоксополимера СПЭ-02МК при температурах старения 120 и 140°С в имитаторе пластовой жидкости представлен на рис. 3.

Старение блоксополимера в агрессивной жидкости при температуре Тст= 120 °С не приводит к сколь-нибудь заметному вымыванию низкомолекулярных продуктов и водорастворимых примесей. Однако, су-

2.1 1.75

1.4

1.05 0.7 035

<р

\

4

1

3 Г, час

0 200 400 600 800 1000

Рис.3. Кривые сорбции для блоксополимера СПЭ 02-МК1 - Тс=120 °С, 2 - Тс !40 °С, 3,4 - расчетные зависимости (по уравнениям 1,3)

дя по постоянному увеличению веса образцов в течение почти 600 часов старения и значительному водопоглощению (<з=0,4), можно заключить, что происходит ограниченное набухание блоксополимера под действием компонентов пластовой жидкости. Так как полимер при температуре испытания находится в высокоэластическом состоянии, то процесс диффузии жидкой среды идет в основном по его аморфным областям. После 300 часов старения на поверхностях образцов стали появляться вздутия, которые представляли собой полости, заполненные загустевшим нефтяным маслом. Размеры полостей увеличивались по мере старения и в конце опыта достигали в поперечнике 8+10 мм. Повышение температуры пластовой жидкости до 140 °С приводит к значительному изменению диффузионных свойств блоксополимера. При этой температуре аморфные области полимера переходят в вязкотекучее состояние. Возможно также происходит плавление мелких

кристаллических образований Низкомолекулярные вещества локализуются, преимущественно, в аморфных и дефектных областях полипропилена, по этим же областям осуществляется диффузия Все эти факторы приводят к увеличению свободного объема полимера, уменьшению сил межмолекулярного взаимодействия и, как следствие, к повышению интенсивности диффузионных процессов.

Экспериментальные исследования старения блоксополимера СПЭ-02МК при температуре Тст-140 °С показали, что произошло значительное увеличение набухания (до 110%) Состаренные образцы утратили первоначальную жесткость и приобрели высокую эластичность, подобную резине. Затем начинает преобладать процесс вымывания из блоксополимера водорастворимых примесей и низкомолекулярных фракций, что определяет спадающий участок сорбции на рис 3. Сорбция достигает установившегося значения (<0=1,1) через 300 часов старения

Для этиленпропиленовой резины (ЭПР) наблюдается преимущественно осмотический характер сорбции, так как резина имеет в своем составе водорастворимые примеси, содержащиеся в минеральном наполнителе Равновесное поглощение пластовой жидкости для ЭПР при температуре старения 140 °С достигает 122 % за / = 60 час. При температуре старения 160 °С установившееся значение поглощения составляет 118 % за / = 48 часов

Как и для блоксополимера, в ЭПР наблюдается аномально высокое равновесное поглощение пластовой жидкости со значительным набуханием Сорбционные свойства исследуемых материалов представлены в табл. 1 Для расчета эффективного коэффициента диффузии применялся метод Давыдова-Журкова, основанный на результатах взвешивания образцов в процессе старения (Маслов В В Влагостойкость электрической изоляции, М, Энергия, 1973,268с)

Таблица 1

Параметр СПЭ-02МК ЭПР

Гст=120°С Уст =140 "С Тст—140 °С Гст=160 °С

000, % 40 110 122 119

D 10'2, м2/с 2,8 2,0 1,5 0,73

Кривые сорбции, рассчитанные по уравнению Эндрюса и Джонсона (3), находятся в удовлетворительном соответствии с опытными данными (рис 3)

11

а=Qr,

1 --у еЩ к

- 7t Dt Ah2

(3)

где (), - количество влаги (кг), поглощенное образцом за время ( (с); <2т - количество влаги (кг), поглощенное к моменту достижения равновесия (насыщения); И -половина толщины образца (м); О - эффективный коэффициент диффузии (мг/с) ионов имитатора пластовой жидкости (Михайлов М.М. Влагопроницаемость органических диэлектриков. М.Л. Госэнергоиздат, 1960, 163с.). Величина равновесного поглощения пластовой жидкости при заданной температуре старения является одним из важнейших критериев стойкости материала к воздействию среды. Наблюдаемые различия между расчетными и опытными данными, приведенными на рис. 3, объяснены ранее и не влияют на результаты диагностики кабельной изоляции, так как они проявляются на ранних стадиях приработки изделия.

3.4. Температурно-временные зависимости сопротивления изоляции нефтепогружных кабелей в процессе сорбции пластовой жидкости.

В данном разделе приведены результаты исследование влияние теплового старения в агрессивной жидкости на сопротивление выбранных материалов. Усреднённые зависимости сопротивления образцов изоляции, изготовленных из экстру-дированных пластин СПЭ-02МК, приведены на рис. 4. Подобные закономерности были получены и для других материалов.

I0I5bR,OM

t, час

0 200 400 600 800 1000 1200 Рис. 4. Зависимость электрического сопротивления СПЭ № 02-МК от времени старения: 1-T=I20 V и 2 -Т=140 °С

Из рис. 4 видно, что со временем старения наблюдается уменьшение величины сопротивления, связанное с сорбцией компонентов агрессивной среды (влаги и масла) в изоляцию. Молекулы воды и масла, попадая в изоляцию в процессе диффузии, яв-

ляются источником носителей зарядов. С ростом температуры старения кривая ЯНГ^) идет ниже, так как повышение температуры интенсифицирует процесс не только сорбции, но и миграции носителей заряда

Некоторое повышение сопротивления на начальном учаспсе старения, наблюдаемое для СПЭ-02МК и СПЭ-02-01К, связано с достижением равновесной структуры и снижением внутренних напряжений в начале старения (рис.1)

Анализ полученных результаты по влиянию теплового старения на электрические и механические свойства материалов, позволил заключить, что наибольшую информацию о старении несут результаты измерения удельное сопротивление изоляции, а из исследованных материалов более стойкими к агрессивной среде являются блок-сополимеры этилена с пропиленом СПЭ -02МК и СПЭ-02-01К

3.5. Феноменологическая модель снижения сопротивления изоляции НПК в процессе эксплуатации (основное уравнение диагностики НПК)

Основные положения феноменологической модели, получившие подтверждение в данной работе или в литературе формулируются следующим образом 1. Надежность нефтепогружных кабелей характеризуется ресурсом работы 2 Ресурс нефтепогружных кабелей определяется величиной равновесной сорбции пластовой жидкости в объем изоляционного материала

3. Основу феноменологической модели составляет уравнение, 'описывающее уменьшение сопротивления изоляции кабеля в процессе эксплуатации 4 Критерием рабочего ресурса кабеля является критическое сопротивление изоляции кабеля (Ккр ), при меньших значениях которого изделие выходит из строя.

При разработке данной модели были приняты следующие допущения-

1. В процессе сорбции пластовой жидкости в объем изоляции ее удельное сопротивление уменьшается пропорционально количеству поглощенной жидкости (фю) и способности исследуемого материала к набуханию (/?)

2. При достижении равновесного значения абсорбированной среды, удельное сопротивление изоляции стремится к постоянному значению ( руст )

3. Скорость снижения сопротивления изоляции в процессе сорбции пластовой жидкости определяется постоянной времени диффузии (г).

На основании сделанных допущений было получено уравнение, устанавливающее связь между величиной удельного сопротивления изоляции (/?,) в процессе диффузии и количеством поглощенной пластовой жидкости {<р„) к моменту достижения равновесной сорбции:

Р„ . <4>

Рг =

1 + А •

1 - е

где рн-удельное сопротивление материала в исходном состоянии при 20 С, х— постоянная времени сорбции, определяемая из уравнения

4Л2

^ лгО

(5)

Коэффициент А, характеризующий изменение сопротивления от исходного

значения р„ до установившегося значения в процессе сорбции пластовой жидкости, рассчитывается по формуле

2.3 2.5 2.7 2.9 3.1 3.3

Рис. 5. Температурные зависимости сопротивления образцов материала СЭП-02МК (Тс=120 °С) при разных временах старения: 1-не старенный; 2—116 ч.; 3-303 ч.; 4-398 ч.; 5-1087 ч 6-1425 ч„

А = Р'фаэ =

Рн

Л™

(6)

Руст "■уст

Влияние старения изоляции НПК в условиях эксплуатации на ее удельное сопротивление Перед началом старения были проведены исследования по влиянию тепловой обработки исходных образцов материалов на их электропроводность. В процессе тепловой обработки происходит структурирование материалов, в результате чего повышаются их диэлектрические и физико-механические свойства. На рис. 5 приведена

14

температурная зависимость удельного сопрогивления образцов СЭП-02МК при разных временах старения. Аналогичные зависимости были получены для других исследованных материалов.

Из рис. 5 видно, что наибольшее снижение сопротивления изоляции наблюдается в первые 200 часов старения и обусловлено процессами диффузии пластовой жидкости. Содержащиеся в жидкости низкомолекулярные углеводороды приводят к частичному растворению изоляционного материала. В результате пластификации увеличивается подвижность свободных носителей заряда, уменьшается их энергия

активации. Зависимость р = | приближается к линейной и может быть описана уравнением вида:

Рт = Р„- ехр

К к

Т„

(7)

где: IV-энергия активации электропроводности; Г„ = 293 К; Г - текущее значение температуры (К).

12 11 10 9

2.4 2.5

2.6

2.7 2.8 (14) 1000, ут

Рис. б. Температурная зависимость 1%ру для СЭП-02мк (Тс = 120 °С) при 1С = 300 ч. / - экспериментальная кривая; 2 - расчетная кривая

По формуле 7 рассчитана температурная зависимость удельного сопротивления при разных времен старения для СПЭ-02мк, представленная на рис. 6. Аналогичные расчеты выполнены для других материалов, результаты которых представлены в табл. 2.

Из рис. 6 видно, что экспери-

ментальные и расчетные зависимости удельного сопротивления от температуры удовлетворительно согласуются. Это позволило записать аналитическое уравнение, связывающее величину удельного сопротивления исследуемых материалов р(рГ с температурой, временем сорбции и количеством сорбированной пластовой жидкости материалами.

Таким образом, функциональная связь ргТ = /(7\(г>,г) имеет вид:

1+А 1-е т \ Л.

После достижения равновесной сорбции снижение сопротивления изоляции происходит в основном за счет процессов деструкции, обусловленных повышенной температурой и воздействием агрессивной среды Используя экспериментальные данные (рис 3-6), была установлена зависимость величины удельного сопротивления изоляции кабеля от температуры и времени эксплуатации, которая может служить критерием работоспособности изоляции НПК в процессе эксплуатации.

Рн

1 + А

I Л

1-е г

ехр

Ж ' к

(9)

где предэкспоненциальная часть характеризует изменение сопротивления изоляции во времени вследствии сорбционных процессов, а экспоненциальная часть отражает изменение сопротивления в температурном ходе и процессе старения

Здесь: к = 8,31 кДж/моль-К - молярная газовая постоянная), Т„ - начальная температура (293 К), Т - температура эксплуатации изоляции (К), В - коэффициент, характеризующий скорость снижения сопротивления изоляции в процессе старения в пластовой жидкости при температуре эксплуатации

М

(10) Таблица 2

Параметры СЭП (Гс=120°С) СЭП (7;=140оС) ЭПР (Гс=140°С)

р„ [Ом-м] 1015 1015 6,39x10"

т0 [г] 14,891 14,568 16,18

[г] 5,5 16 21,6

А 212,17 4,55x103 75,1

Т Гч] 120 200 50

В 3.48Х10-4 5,71хЮ^ 2x10"4

IV [Дж/моль] 67000 51600 59400

Уравнение (9) запишем в логарифмическом виде

Рн

1 + А I 1-е ^

-0,43

IV

о

I Тн Т,

-В (/-г)

(И)

По выражению (9), определим сопротивление изоляции кабеля, зная его размеры

= Рч

1п

О.

т-е.'тЦ-,

(12)

2-я- 1

где р,т— удельное сопротивление изоляционного материала при температуре эксплуатации (Ом-м); Бк - диаметр кабеля по изоляции [м], с1-диаметр кабеля по жиле [м]; /- расчетная длина кабеля [м]

я(<,т)=

Д.

1 + А

ехр

К.

К

\Т„ т\ г)

18я(1,т)=18

1 + А

- О 43 • —| —---—

АГ1 71 Т

(13)

(14)

где Я„ - сопротивление изоляции изделия в исходном состоянии (Ом) Время достижения минимального допустимого сопротивления изоляции кабеля на 1 км длины (Лкр) можно рассчитать из уравнения (14)

й„/

<р =-

«В

1+

-043

IV I 1

/С I Г Г

+ г

(15)

Уравнение (15) представляет окончательное выражение для расчета ресурса нефте-погружных кабелей

При длительной эксплуатации кабеля в скважине, когда О г, уравнение (15) принимает более простой вид

R

-0.43 — ■[—----

К [Т. Г

IgP

к;

£

О 2«) 400 600 800 100(1 1200 I 100 Рис. 7. Временные зависимости удельного сопротивления материала СЭП-02МК 2 - Тс=120 °С, 4 - Тс—140 °С, 1,3 — расчетные зависимости

Расчетные значения параметров уравнения (16) приведены в табл.2. Результаты расчета и опытов по зависимостям сопоставлены на рис. 7.

Как видно, временные зависимости сопротивления, полученные расчетным путем, достаточно хорошо коррелируют с экспериментальными данными. Аналогично были проанализированы температурно-временные зависимости удельного сопротивления для других материалов.

Таким образом, полученное нами аналитическое уравнение (15) может быть использовано для расчета ресурса неф-тепогружных кабелей в процессе эксплуатации.

Покажем правомочность этого полоясения на примере кабеля с изоляцией из блоксополимера (рис. 8).

В соответствии с ГОСТ Р51777-2001 сопротивление пластмассовой изоляции на 1

км кабеля при 20°С должно быть не менее 2,5-109 Ом-км. Из проведенных расчетов при температуре скважинной среды 120 °С кабель с такой изоляцией может работать в пределах 500-700 часов, после чего сопро-

20 град

ч. —— 12 0 град

|

t, часы

D 200 400 600 800 1000 1300 Ы0О

Рис.8. Расчетные значения временных зависимостей сопротивления изоляции кабеля из СЭП-02мк (Тс = 120 °С) на длине 1 км (l)u¡ = 9,8 мм; d.ж = 4,5 мм)

тивление изоляции становится ниже критического значения (109 Ом-км).

В четвертой главе представлены результаты исследования сопротивления образцов изолированных жил кабеля, оценивается возможность использования комбинированной изоляции, замедления процесса сорбции с помощью защитных слоев,

18

тг

i

что позволило разработать новую конструкцию кабеля. Изложен экспресс-метод оценки остаточного ресурса нефтепогружных кабелей в процессе эксплуатации.

4.1. Сопротивление образцов изолированных жил кабеля Так как результаты измерения сопротивления изолированных жил кабеля могут отличаться от результатов, полученных на плоских изоляционных пластинах, то испытания проводились также на образцах изолированных жил кабеля.

На рис. 9 показана зависимость удельного объемного сопротивления от времени старения при температурах 120 и 140 °С изолированных жил кабеля на основе СПЭ-02МК, а также изолированных жил с ПЭ изоляцией, состаренных при температуре 20 °С.

Из рис. 9 видно, что, как и в случае плоских образцов, удельное сопротивление уменьшается со временем старения. Так при Т= 140 °С удельное сопротивление изолированных жил на основе СПЭ-02МК снизилось в течение 1320 часов почти на три порядка величины. При температуре близкой к комнатной эти процессы протекают медленно, поэтому удельное сопротивление практически не изменяется в процессе старения (см. кривую!, рис. 9). О том, что изменение сопротивления изоляции связано с явлением сорбции влаги подтверждается изменением диаметра проводов за счет набухания изоляции в процессе старения.

4.2. Влияние защитного слоя на сопротивление изолированных жил кабеля В данном разделе представлены результаты испытания образцов изолированных жил кабеля КПпБП до и после бронирования, без и с наличием защиты от действия пластовой жидкости.

'sр

Рис. 9. Зависимость удельного объемного сопротивления изолированных жил кабеля от времени старения в агрессивной среде: 1 - при Т~20"С для ПЭ изоляции; 2 - при Т=120 "С для СПЭ; 3 - при Т=140 "С для СПЭ.

Были приготовлены образцы с защитным слоем из алюминиевой фольги и ленты фторопласта-4, наложенных с 50% перекрытием. Как видно из данных рис.

10, при использовании защитной пленки из Ф-4 кривая зависимости удельного сопротивления изоляции от времени старения лежит выше кривой при отсутствии защитной пленки. Такой же эффект, но более слабый, дает применение защитного слоя из алюминиевой фольги.

Проведенные испытания подтвердили, что из резин наиболее стойкой к воздействию термобарических факторов и пластовой жидкости являются кремнийорганические резины, для которых также подтвердился защитный эффект применения слоев из Ф4 и алюминиевой фольги.

Аналогичные результаты были получены и для комбинированной изоляции ЭПР+СПЭ-02МК при температурах старения 120, 140 и 160 °С. Можно констатировать, что фторопластовая пленка существенно замедляет проникновение пластовой жидкости в изоляцию при всех температурах испытания, а эффективность защиты можно увеличить качеством намотки защитной пленки.

4.3. Экспресс-метод оценки ресурса нефтепогружных кабелей На основе математической модели, изложенной в третьей главе, был разработан экспресс-метод оценки изменения сопротивления изоляции НПК в процессе эксплуатации и прогнозирования остаточного ресурса кабелей.

Суть экспресс-метод представлена в виде блок-схемы, определяющей порядок проведения измерений сопротивления изоляции НПК в процессе эксплуатации непосредственно на кабеле, находящимся в скважине, и проведения необходимых расчетов для оценки остаточного ресурса.

Данный экспресс-метод предполагает мониторинг величины сопротивления изоляции НПК, пересчитанного на единицу длины, начиная с ее измерения в исход-

20

р-10™ Ом-м

Рис. 10. Зависимость удельного объемного сопротивления образцов изолированных жил кабеля КПпБП от времени старения:

1- без пленки Т = 120 °С,

2- с пленкой Т~120 °С,

3- без пленки Т-140 С,

4- с пленкой Т~140 °С

ном состоянии (на стадии поставки), а затем непосредственно на работающем кабеле в процессе эксплуатации Полученные результаты измерений заносятся в программу (на основе пакета МагсИаЛ) и обрабатываются в соответствии с порядком, указанным в блок-схеме

Экспресс метод оценки работоспособности электрической изоляции НПК

После измерений сопротивления изоляции в исходном состоянии (Ш), кабель

опускают в скважину, включают насос, и по достижении установившейся температуры, в течение первых суток эксплуатации, вновь измеряют сопротивление изоляции (112) По результатам этих двух измерений рассчитывается среднее значение рабочей температуры кабеля по уравнению (7).

Затем через 300-400 часов работы вновь производят измерение сопротивления изоляции кабеля (Ю) По измеренным значениям сопротивлений (1*2) и (ИЗ) производят расчет коэффициента ,4 (уравнение 6)

Определение остаточного ресурса изоляции НПК предполагает постоянный контроль за величиной ее сопротивления с интервалом примерно через 10-30 суток эксплуатации Проведение этих испытаний позволит произвести расчет коэффици-

ента (В) (уравнение 10), характеризующего скорость старения изоляции под воздействием пластовой жидкости и повышенной температуры.

На основе полученных опытных данных строится зависимость логарифма сопротивления изоляции НПК от времени старения в процессе эксплуатации Имея информацию о величине критического значения сопротивления изоляции (Дкр), следует экстраполировать полученную экспериментальную зависимость до пересечения с горизонтальной прямой, характеризуюжей величину Икр По точке пересечения опытной кривой с уровнем определяется срок службы (ресурс) кабеля

Проведенные расчеты на основе экспресс-метода показали хорошее согласие с экспериментальными результатами Следует отметить, что предложенная математическая модель учитывает также влияние защитного слоя, нанесенного на изоляцию, за счет увеличения постоянной скорости диффузии (т) При использовании защитного слоя время жизни кабеля увеличивается

Укажем, что для эффективного использования на практике экспресс-метод оценки остаточного ресурса нефтепогружных кабелей, необходимо систематически осуществлять мониторинг сопротивления кабелей в процессе эксплуатации С увеличением статистики измерений будет неуклонно расти точность определения остаточного ресурса кабеля, что позволит своевременно производить замену отработанного изделия и предотвратить аварийные ситуации

Заключение по работе:

- Установлено, что в процессе теплового старения нефтепогружных кабелей в среде скважной жидкости происходит набухание, ухудшение электрических и механических свойств изоляции Это выражается, прежде всего, в значительном снижении величины удельного сопротивления

- Для оценки ресурса нефтепогружных кабелей предлагается использовать величину удельного электрического сопротивления изоляции, измеренного в процессе эксплуатации

- В рамках феноменологической модели деградации полимерной изоляции НПК получено уравнение, описывающая уменьшение электрического сопротивления изоляционного материала в процессе эксплуатации кабеля и учитывающая

22

температуру скважины и диффузию пластовой жидкости в объем изоляционного материала Уравнение положено в основу неразрушающего метода оценки ресурса нефтепогружных кабелей с полимерной изоляцией

- Предложен экспресс-метод оценки остаточного ресурса НПК в процессе эксплуатации, позволяющий своевременно заменять кабели, находящиеся в критическом состоянии и предотвращать аварийные ситуации

— Для увеличения ресурса кабелей рекомендуется использовать защитные слои поверх изоляции из алюминиевой фольги или из фторопластовой ленты

— Предложено использовать в качестве изоляции нефтепогружных кабелей комбинированную изоляцию на основе блоксополимера СПЭ-02МК и СЭП с наложением поверх изоляции защитного слоя из фторопласта-4

- На основе рекомендации работы были спроектированы и внедрены в производство в ЗАО «Сибкабель» новые конструкции нефтепогружных кабелей. Авторство этих нововведений подтверждено патентами

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах-

1 Фризен, А Н, Петров А В , Свойства изоляции нефтепогружных кабелей и возможность их прогнозирования в условиях эксплуатации, Кабели и провода, 2007, №4

2. Петров А.В, Фризен А Н, Полтарыхина В Н., Влияние старения в агрессивной среде на температурную зависимость электропроводности изоляции нефтепогружных кабелей // Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации» - Новосибирск, 2004, ч 2, с 179-181

3. Аникеенко В М, Петров А В, Фризен А Н, Электрические свойства изоляции нефтепогружных кабелей, Материалы международной научно-технической конференции «Электромеханические преобразователи энергии», Россия, Томск, 20-22 октября 2005 г, с 399-400

4 Фризен А Н., Аникеенко В М , Баклыков А С., Влияние защитных покрытий на электрические свойства изоляции нефтепогружных кабелей // Материалы все-

российской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации» - Новосибирск, 2004, ч 2, с. 195-196;

5 Аникеенко ВМ, АН Фризен, ПС Еремин Влияние температуры и пластовой жидкости на электрические характеристики изоляции из модифицированного полипропилена //Сборник трудов 9-й Всероссийской конференции «Материалы, технологии, конструкции, экономика» -Красноярск 2003 г. -С 53-55

6. Фризен А , Кочетков И А , Бочкарева Л.Н, Свидетельство на полезную модель № 27434 «Электрический кабель для нефтепогружных насосов» г. Москва, 27 января 2003 г

7 Фризен А Н-, Кочетков И А., Бочкарева Л Н , Руденко В.Н, Патент на полезную модель № 36153 «Электрический кабель для погружных электронасосов» от 10 сентября 2003 г

8 Фризен А.Н., Петров А В Определение ресурса изоляции нефтепогружных кабелей «Электромеханические преобразователи энергии», Россия, Томск, 2007г.

Подписано к печати 11.10 2007 г Тираж 100 экз Кол-во стр 24 Заказ №52-07 Бумага офсетная Формат А5 Печать RISO Отпечатано в типографии ООО «РауШ мбХ» Лицензия Серия ПД № 12-0092 от 03 05 2001г. 634034, г Томск, ул Усова 7, ком 046 тел (3822) 56-44-54

Введение.

Глава I. (Литературный обзор)

Кабели для нефтепогружных систем: условия эксплуатации, воздействующие факторы и причины отказа.

1.1. Условия эксплуатации нефтепогружных кабелей (НПК).

1.2. Электроизоляционные материалы и особенности конструкций нефтепогружных кабелей.

1.3. Воздействия различных факторов на свойства изоляции.

1.4. Взаимодействие пластовой жидкости с изоляцией НПК.

1.5. Способы повышения стойкости полимеров к агрессивным средам.

1.6. Анализ способов оценки надежности изоляции НПК.

1.7. Выводы, постановка задач на исследование.

Глава 2. Объекты и методы исследований.

2.1. Выбор электроизоляционных материалов.

2.2. Методы измерения сопротивления изоляции.

2.3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости.

2.4. Выбор типа электродов для исследуемых материалов.

Глава 3. Разработка феноменологической модели деградации изоляции нефтепогружных кабелей под действием эксплуатационных факторов.

3.1. Исследование механических свойств материалов.

3.2. Исследование электрических свойств изоляции НПК.

3.3. Температурно-временные зависимости удельного электрического сопротивления изоляции нефтепогружных кабелей в процессе сорбции пластовой жидкости.

3.4. Исследование сорбционных свойств.

3.5. Феноменологическая модель снижения сопротивления изоляции

НГЖ в процессе эксплуатации (основное уравнение диагностики НПК).

Глава 4. Усовершенствование конструкции и разработка экспресс-метода оценки показателей надежности нефтепогружных кабелей.

4.1. Сопротивления образцов изолированных жил кабелей с различными видами изоляции в процессе старения.

4.2. Пути усовершенствования конструкции нефтепогружных кабелей.

4.3. Разработка экспресс-метода оценки ресурса нефтепогружных кабелей.

Актуальность проблемы. В соответствии с ГОСТ 13377-75 надежность - это свойство изделия выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в установленных пределах в течение требуемого времени. Одним из главных показателей надежности любой технической продукции, в том числе и кабельных изделий, является ресурс работы. Именно этот показатель надежности явился предметом исследования в данной работе.

Для нефтегазодобывающей промышленности особенно остро стоит вопрос обеспечения надежности нефтепогружных кабелей (НПК) для питания нефтепогружных насосов. Именно эта проблема встала в последнее время в связи с увеличением глубин бурения скважин до 2000-^3000 м, что обуславливает воздействие на изоляцию нефтепогружных кабелей повышенных температур (до 200 °С) и давлений (более 100 МПа). Разработанные к настоящему времени методы оценки надежности НПК либо дороги и трудоемки, либо полностью не учитывают такие важные условия работы кабеля, как температура и абсорбция пластовой жидкости материалом изоляции. В связи с изложенным, задача обеспечения показателей надежности, нефтепогружных кабелей на стадии проектирования и в процессе эксплуатации является безусловно актуальной.

Цель исследования: На основе изучения влияния эксплуатационных факторов на электрические и физико-химические свойства изоляции нефтепогружных кабелей разработать его оптимальную конструкцию и методику оценки его рабочего ресурса.

Для достижения цели поставлены следующие задачи:

1. Установить влияние эксплуатационных факторов на электрические, механические и сорбционные свойства изоляции нефтепогружных кабелей.

2. Создать феноменологическую модель деградации полимерной изоляции при эксплуатации, позволяющую разработать идеологию прогноза остаточного ресурса НПК.

3. На основе феноменологической модели и выявленных закономерностей изменения свойств изоляции кабелей от эксплуатационных параметров, предложить инженерную методику оценки ресурса нефтепогружных кабелей.

4. Разработать конструкцию нефтепогружного кабеля, характеризуемого повышенным ресурсом в условиях эксплуатации.

Объекты и методы исследования. Основными объектами исследования были материалы изоляции нефтепогружных кабелей: полиэтилен низкого давления, блок-сополимер этилена с пропиленом (СЭП-02-01К и СЭП -02МК), этиленпропиленовая резина (ЭПР), нитрильная резина (СКН), крем-нийорганическая резина. В работе также исследовались образцы, имеющие комбинированную изоляцию (эмалевую, резиновую и т.д.), изоляцию и оболочку. Исследование свойств этих материалов в процессе старения производилось как на плоских образцах, так и на изолированных жилах кабеля.

Для измерения электрических и механических свойств использовались стандартные методы, а также разработанные автором оригинальные методы исследования кинетики сорбции пластовой жидкости в изоляцию кабелей.

Научная новизна работы:

1. Установлена обратно пропорциональная связь между сорбционными свойствами и величиной удельного сопротивления исследуемых материалов, что позволило предложить идеологию прогноза рабочего ресурса нефтепогружных кабелей.

2. Разработана феноменологическая модель деградации полимерной изоляции НПК, описывающая уменьшение электрического сопротивления изоляционного материала в процессе эксплуатации кабеля и учитывающая температуру скважины и диффузию пластовой жидкости в объем изоляционного материала. Полученная модель положена в основу неразрушающего метода оценки ресурса нефтепогружных кабелей с полимерной изоляцией.

3. Показана эффективность использования в конструкции нефтепогружных кабелей защитных пленок из фторопласта-4 для уменьшения сорбции пластовой жидкости в изоляцию этих кабелей в процессе эксплуатации.

Практическая ценность. Предложена инженерная методика оценки ресурса нефтепогружных кабелей путем измерения величины сопротивления изоляции в процессе эксплуатационного старения.

Разработаны новые конструкции нефтепогружных кабелей с использованием дополнительных защитных слоев из фторопластовых пленок для уменьшения сорбции пластовой жидкости в процессе эксплуатации, что существенно увеличило рабочий ресурс кабельных изделий. Эти результаты защищены патентами и внедрены в ЗАО «Сибкабель».

На защиту выносятся следующие положения:

1. Рабочий ресурс изоляции нефтепогружных кабелей определяется, в основном, величиной равновесной сорбции пластовой жидкости в объем изоляции.

2. Резкое набухание изоляции кабеля, приводящее к сокращению ресурса изделий, наблюдается при температурах эксплуатации выше точки плавления кристаллических областей блоксополимера. По этой причине рекомендуется использовать в качестве изоляции кабелей полимеры с повышенными температурами плавления.

3. В основе метода неразрушающей диагностики НПК лежит количественная связь меэду кинетиками изменения удельного электрического сопротивления изоляции, диффузии пластовой жидкости в изоляцию, а так же температурой в процессе эксплуатации.

4. Ресурс кабелей существенно увеличивается при использовании защитной полимерной пленки для уменьшения проникновения в изоляционный объем пластовой жидкости.

Достоверность полученных результатов. Степень достоверности полученных результатов определяется: использованием современных калиброванных измерительных приборов, обладающих высокой точностью измерений, созданием модели, опирающейся на общепринятые представления в области материаловедения, достаточно хорошим совпадением экспериментальных и расчетных данных.

Апробация работы.

Результаты работы доложены на: Девятой Всероссийской научно-технической конференции «Материалы, технологии, конструкции, экономика», г. Красноярск, 2003 г.; Всероссийской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации», Россия, г. Новосибирск, 2004 г.; Международной научно-технической конференции «Электромеханические преобразователи энергии», Россия, г. Томск, 20-22 октября 2005 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Реализация результатов работы: результаты диссертационной работы внедрены и используются в ЗАО «Сибкабель», г. Томск.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Основной текст диссертации изложен на 130 страницах, работа сопровождается 20 таблицами, 55 рисунками и приложением на 24 страницах, список литературы включает 120 наименований.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1993. - 152 с.

2. J.Artbauer, Zur Temperaturabhangigkeit der elektrisechen Durchsehlagfes-tigkeit amorpher Polymeren mit Relaxation unter der Glastemperatur, Journal of Polymer Sciense, 1967, part C, № 16, p. 177-184.

3. Алексеев В.И., Месенжник ЯЗ., Новиков Д.В., Свалов Г.Г. Новый подход к определению долговечности специальных силовых кабелей с полиэтиленовой изоляцией для механизированной нефтедобычи// Электротехника, 2001, №3.-С. 15-24.

4. Алексеев В.И., БеззубовА.В., Гинзбург М.Я., Месенжник Я.З., Новиков Д.В., Свалов Г.Г. О разработке стандарта на кабели для установок погружных электронасосов// Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа, 2001, №4 . С. 26-29.

5. Аптакаев Г.А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Ленторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №3. С.24-26.

6. Аристов Б.В. Опыт эксплуатации УЭЦН производства АО «Алнас» в АО «Татнефть»// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1997, №3. -С31-33.

7. Аристов Б.В. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть»// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №3. С.57.

8. Аристов Б.В. 30-летний опыт эксплуатации УЭЦН в ОАО «Татнефть»// Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. -М., июнь, 2002 г. С.14.

9. Бартенев Т.М. Физика и механика полимеров. М.: Высшая школа, 1983.-346 с.

10. Белоруссов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева А.И. Электрические кабелипровода и шнуры. Справочник. -М.: Энргоатомиэдат, 1988. 536с.115

11. Борисов Б.И., Мощанский Н.А. Дффузия агрессивных сред через полимерные материалы// Пластические массы. -1963, №3. -С.72.

12. Буренков А.Е. Кабель нагрева. Технический сборник Пермская область для нефтегазовой индустрии / Под ред. Андрияшкина О.Б. Составители: Макиенко Г.П., Тимошок С.Г. - г. Пермь, Агентство «Стиль - МГ», 2001. -С. 53.

13. Буренков А.Е., Валеев Н.С., Смильгевич В.В, Холодный С.Д. Физико-механические и физико-химические свойства материалов для изоляции и оболочек кабелей, применяемых в нефтяных скважинах// Электротехника, 2002, №3.-С.67.

14. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., Патрушев А.И., Савченко В.Г., Холодный С.Д. Производство и качество силовых кабелей низкого напряжения с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена// Электротехника, 2001, №2. -С.74.

15. Буренков А.Е., Смильгевич В.В., Холодный С.Д. Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов// Электротехника, 2001, №4. С.78.

16. Ведерников С.Г. Приборы контроля и оснастки, применяемые придобыче и переработке нефти// Сборник докладов II Всероссийской научнопрактической конференции по нефтегазовому оборудованию. г.Лысьва Перм116ской области, октябрь, 2000 г. С.45.

17. Гирфанов А.А., Гольдштейн В.Г. Оценка эксплуатационного ресурса погружных электродвигателей предпрятий нефтедобычи// Электротехника, 2006,№3.-С.32-38.

18. Гнедин А.А., Григорьян А.Г., Месенжник Я.З., Мещанов Г.И., Свалов Г.Г. Кабельная продукция для нефтегазового комплекса// Кабельная техника, 1997, №12.-С.13.

19. Гнедин А.А., Григорян А.Г., Месенжник Я.З., Мещанов Г.И., Новиков Д.В., Свалов Г.Г. Состояние разработки и производства кабелей и проводов для нефтегазовой промышленности// Электротехника, 1997, №6. С.74.

20. Гнедин А.А., Мещанов Г.И. Обмоточные провода с пленочной изоляцией для погружных электродвигателей насосов нефтедобычи// Электротехника, 1986 №11.-С. 91.

21. Глупушкин П.М. и др. Кабельные резины. М.: JL: Энергия, 1966.352 с.

22. Говарикер В.Р. Полимеры. Пер. с англ., М.: Наука, 1990. 241 с.

23. ГОСТ 17491 80. Кабели, провода и шнуры с резиновой и пластмассовой изоляцией и оболочкой. Методы испытания на холодостойкость.

24. ГОСТ 3345 75. Кабели, провода и шнуры. Метод определения электрического сопротивления изоляции.

25. ГОСТ 2990-78. Методы испытаний электрической изоляции высоким напряжением.

26. ГОСТ Р51777-2001 .Кабели для нефтепогружных систем.

27. ГОСТ 12179 76. Кабели и провода. Метод определения тангенса угла диэлектрических потерь.

28. ГОСТ 26996-86. Полипропилен и сополимеры пропилена.

29. ГОСТ 11262-80. Пластмассы. Механическое испытание на растяжение.

30. Горбенко JI.A., Месенжник Я.З. Кабели и провода для геофизических работ. М.: Энергия, 1977. - 327 с.117

31. Городецкий С.С., Лакерник P.M. Испытания кабелей и проводов. М.: Энергия, 1971, -271 с.

32. Григорьян А.Г., Дикерман Д.Н., Пешков И.Б. Производство кабелей и проводов с применением пластмасс и резин. М.: Энергоатомиздат, 1992. -268 с.

33. Григорьян А.Г., Кранихфельд Л.И., Фролов В.Г., Хазян Л.З., Бибер-галь Л.А. Кабели и провода с изоляцией из кремнийорганической резины. М.: Энергия, 1979.-274 с.

34. Григорян Е.Е. Серийное производство УЭЦН производство под конкретного потребителя // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000, №3. - С.66.

35. Гуль В.Е., Кулезнёв В.Н. Структура и механические свойства полимеров: учебное пособие для студентов химико-технологических специальностей вузов. М.: Высшая школа, 1979. 352 с.

36. Долин П.А. Справочник по технике безопасности. М.: Энергоатомиздат, 19 84. - 328 с.

37. Дикерман Д. Н. и др. Провода и кабели изоляцией. М.: Энергоиздат, 1982,- 144 с.

38. Замятов М.М. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в АО «Татнефть».

39. Зуев Ю.С. Разрушение полимеров под действием агрессивных сред. М., Химия 1972.-232 с.

40. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. М., Нефть и газ, 2002. - 139 с.

41. Ивановский В.Н., Даршцев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа. ч.1. М.: Нефть и газ, 2002. -178 с.

42. Кабели и провода. Коллектив авторов под общей редакцией В.А. Привезенцева. Т.1. М.: Госэнергоиздат, 1959.-246 с.

43. Кабели, провода, материалы для кабельной индустрии. Технический справочник. Составители: Кузенев В.Ю., Крехова О.В. М.: Нефть и газ. 2001.- 148 с.

44. Казарновский Д.М., Тареев Б.М. Испытания электроизоляционных материалов и изделий. JL: Энергия. 1980. -216 с.

45. Казарновский Д.М., Тареев Б.М. Испытания электроизоляционных материалов и изделий. JL: Энергия. 1969. 296 с.

46. Кибирев Е.А. Опыт эксплуатации и ремонта УЭЦН в ЦБПО НПО «Юганскнефтегаз»// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №3. -С. 55.

47. Ковригин JT.A. Управление температурным полем нефтяной скважины. Информационные управляющие системы// Сборник научных трудов ПГТУ. г. Пермь, 2003.-С.78.

48. Pressure effect on the electrical agling of polyethylene. Lalam T. -Benlizidia, Heading The - Guam. J.Phys D. 2000, 33, № 22, L. 133-136.

49. Кранихфельд Л.И., Рязанов И.Б. Теория, расчет и конструирование кабелей и проводов. М.: Высшая школа, 1972. - 240 с.

50. Кристаллические полиолефины. Под редакцией Раффа Р.А. и Дака К.В. М.: Химия, 1970 -360 с.

51. Кузенев В.Ю., Крехова О.В. Влияние конструкции пленочной изоляции на электрическую прочность обмоточных проводов для погружных электродвигателей УЭЦН// Химическое и нефтегазовое оборудование 1999, №3. -С.53.

52. Кузенев В.Ю., Крехова О.В. Кабели с металлопластмассовой оболочкой новое поколение кабелей для погружных насосов// Химическое и нефтегазовое машиностроение». №5,2001. - С.56.119

53. Кузнецов В.А. Наработка на отказ как критерий оценки надежности УЭЦН.// Материалы технической конференции: Проблемы эксплуатации УЭЦН на месторождениях Когалымского и Урайского региона ООО « ЛУКОЙЛ Западная Сибирь», Когалым, март 2001. - С.48.

54. Кузнецов В.А. Организация и эффективность подконтрольной эксплуатации УЭЦН. Материалы технической конференции: Проблемы эксплуатации УЭЦН на месторождениях Когалымского и Урайского региона ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь», Когалым, март, 2001, - С.63.

55. Кулезнев В.Н., Шершнев В.Н. Химия и физика полимеров. М.: Высшая школа, 1988. - 312с.

56. Лавров Ю. Кабели 6-35 КВ с пластмассовой изоляцией. Особенности проектирования и эксплуатации// Новости электротехники, 2007, №1 . -С. 72-75.

57. Ларина Э.Т., Шувалов М.Ю. Электрическое старение и электрический триинг кабельной изоляции. Исследование и производство кабелей и проводов. Сборник научных трудов. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 146 с.

58. Лутфуллин Р.Г. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000, №3. С. 36.

59. Лущейкин Г.А. Методы исследований электрических свойств по-лимеров.М.: Химия, 1988. 178 с.

60. Маслов В.В. Влагостойкость электрической изоляции. М.: Энергия, 1973.-208 с.

61. Макиенко Г.П., Скрипкин К.П. Оборудование для сборки и ремонта кабельных линий УЭЦН// Химическое и нефтегазовое машиностроение. М.: 2000, №8. -С.74.

62. Макиенко Г.П., Смильгевич В.В., Савченко В.Г., Холодный С.Д. Применение полимеров со сшитой структурой при изготовлении кабелей для УЭЦН// Химическое и нефтегазовое машиностроение. М.: 2000, №11.- С.25.

63. EPDM formulation for electric wires and cables. Conand С Sens M, Antonio, Visconteh. Yuan, Nuness R.C. Reis. Kantsch and Gummi Kunstst, 2001, 54, N1-2, s.50-60

64. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях интенсификации добычи нефти. Роль сервиса в работе погружного комплекса// Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002 г.

65. Месенжник Я.З., Осягин А.А. Силовые кабельные линии для погружных электросистем. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 240 с.

66. Месенжник Я.З. Кабели для нефтегазовой промышленности. Ташкент, издательство «Фан», 1972. - 143 с.

67. Месенжник Я.З., Прут Л.Я., Гнедин А.А., Бугрова Л.Д. Исследование аварийно-профилактических ремонтов изоляции электропогружных установок для добычи нефти в условиях Западной Сибири// «Электричество», 1990, №10. С.57.

68. Месенжник Я.З., Тареев Б.М., Прут Л.Я. Физико-математические модели отказов изоляции погружных установок электроцентробежных неф-тенасосов// Электричество, 1995, №1. С.83.

69. Месенжник Я.З., Новиков Д.В., Пироговский Р.А. Новые исследования в области создания силовых кабелей повышенной теплостойкости для погружных нефтенасосов// Электротехника, 1997, №6. С.61.

70. Месенжник ЯЗ., Новиков Д.В., Пироговский Р.А. Технико-экономические характеристики специальных высоковольтных кабелей нового поколения для электропитания погружных нефтенасосов// Электротехника, 1999, №1. -С.ЗЗ.

71. Месенжник ЯЗ., Новиков Д.В., Пироговский Р.А. Кабели промежуточной теплостойкости для электропитания погружных нефтенасосов// Кабели и провода, 1999, №1 (256).

72. Месенжник ЯЗ. Кабели и провода специального назначения для нефтегазового комплекса (конструкции, проблемы, основные тенденции развития)//Электротехника, 2000, №1. С.44.

73. Месенжник Я.З., ПрутЛ.Я. Эффективность операций ремонта электроцентробежных насосов// Электротехника, 2000, №9. С.65.

74. Месенжник ЯЗ., Новиков Д.В., Свалов Г.Г. Кабельная продукция для нефтегазовой промышленности (разведочная и промысловая геофизика, нефтедобыча)// Кабели и провода, 2001, №1 (266).

75. Месенжник Я.З. К вопросу исследования электрической изоляции погружных электросистем с помощью методов математического планирования эксперимента и физического эквивалентирования// Электротехника, 2002, №2. -С.38.

76. Месенжник ЯЗ., Оосягин А.А., Влияние технологических и эксплуатационных факторов на характеристики силовых кабелей для нефтедобычи// Электричество, 1984, №7. С.78.

77. Михайлов М. М. Влагопроницаемость органических диэлектриков. М.Л.ГЭИ, 1960.- 163 с.

78. Новиков Д.В. Разработка и исследование теплостойких кабелей для погружных нефтенасосов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 1999.

79. Панзер Л.М., Вилли Бизаиг. Силаиовое сшивание полиэтилена для улучшения качества продукции и облегчения технологического процесса// Пластические массы, 1998, №3.-С.44.

80. Патент РФ №215319. Кабель электрический бронированный. Сафонов Е.Н., Васильев П.К., Акшенцев В.Г., Люленецкий Г.М.

81. Пекарников Н.Н. О роли совершенного сервиса в деле повышения эффективности эксплуатации УЭЦН// Материалы XI Всероссийской технической конференции по УЭЦН. М.: июнь, 2002 г.

82. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Недра, 2000.- 166 с.

83. Правила устройства электроустановок. Главгосэнергонадзор России.-М.: 1998.- 147 с.

84. Павлов Н.Н. Старение пластмасс в искусственных и естественных условиях. М.: Химия, 1982. - 224 с.

85. Регель В.Р., Слуцкер А.И., Томашевский Э.Е. Кинетическая природа прочности твёрдых тел. М.: 1974. -560 с.

86. Рейтлингер С.А. Проницаемость полимерных материалов. М.: Химия, 1974.-272 с.

87. Реутов B.JI. Производство оборудования УЭЦН в ООО «Привод-ПЗУ»// Химическое и нефтегазовое машиностроении, 2000, №3. С.53.

88. Сажин Б.И. Электрические свойства полимеров. Л.: Химия, 1997.192 с.

89. Сажин Б.И., Лобанова A.M., Романовская О.С. Электрические свойства полимеров.-Л.: Химия, 1986. -224 с.

90. Сафонов Г.П., Воробьев П.В., Сорокин А.М, Булдаков А.В. Продление ресурса систем изоляции за счет использования химически активных компонентов// Электротехника, 2007, №3. С.51-55.

91. Сафонов Г.П., Гринь Е.Л., Сорокин А. М, Булдаков А.В., Воробьев П.В. Диагностика состояния систем электрической изоляции// Электротехника, 2007, №3. -С.48.

92. СанталовА.М., Иванов А.А., ПрошечкинА.И., ЛукинА.В., Наумов Ю.И. Погружной электродвигатель с однопроводной линией питания// Химическое и нефтегазовое машиностроение. М.: 1998, №3. - С.72.

93. Свалов Г. Г. Развитие кабельной промышленности России в 19992000 годах// Кабели и провода, 2001, №4. С.52.

94. Свидетельство на полезную модель. РФ №10000. Кабельная линия. Семенов В.В., Гордиевский В.Б., Макиенко Г.П. и др.

95. Свидетельство на полезную модель. РФ №19670. Кабельная линия. Локшин Л.И., Буренков А.Е., Геордиевский В.Б., Макиенко Г.П. и др.

96. Свидетельство на полезную модель. РФ №21839. Электрический кабель (варианты) для кабельной линии установки, применяемой при добыче нефти. Буренков А.Е., Долгошапко М.А., Макиенко Г.П. и др.

97. Свидетельство на полезную модель. РФ № 27264. Электрический кабель (варианты) для питания вентильного погружного электродвигателя. Григорян Е.Е., Джабраилов Н.Ю., Макиенко Г.П. и др.

98. Свидетельство на полезную модель. РФ № 22265. Электрический кабель для погружных нефтенасосов (варианты). Глушков С.Е., Миков С.Ю.

99. Свидетельство на полезную модель. РФ № 20690. Электрический124кабель. Грайф P.M., Бочкарева J1.H.

100. Свидетельство на полезную модель. РФ № 24040. Электрический кабель. Акшенцев В.Г. и др.

101. Свидетельство на полезную модель. РФ № 21978. Электрический кабель. Акшенцев В.Г., Гарифиллин И.Ф., Хабиров P.M.

102. Смильгевич В.В., Макиенко Г.П. Новые кабели с пластмассовой изоляцией для кабельных линий УЭЦН// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000, №8. С.46.

103. Тагер А.А. Физикохимия полимеров. М.: Химия, 1978. - 544 с.

104. Технические условия ТУ 16.К73.017-79. Кабели с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов.

105. Фризен Н.И., Олеар М.Г. Отчёт № 1101-89 по ОКР «Разработка кабелей с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов». Томск, 1989.- 150 с.

106. Фризен Н.И., Олеар М.Г., Бочкарева Л.Н., Сотников В.Г. Разработка кабеля для погружных электронасосов, изолированного на основе полипропилена. Технический сборник Исследование и производство кабелей и проводов. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 163 с.

107. Хамидов Ш.М. Современные требования к оборудованию УЭЦН,эксплуатируемому в ОАО «Сургутнефтегаз»// Материалы XI Всероссийской125технической конференции по УЭЦН. М.:, июнь, 2002 г.

108. Холодный С.Д. Методы испытаний и диагностики кабелей и проводов. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 296 с.

109. Шелковников Е.А. Анализ причин аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН// Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000, №3. -С.84.

110. Энциклопедия полимеров. Под ред. Кобанова. М.: Советская энциклопедия, т. 1-3, 1972 - 1974.