автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.02, диссертация на тему:Разработка и исследование кабелей нагревания для нефтяных скважин

АССОЦИАЦИЯ «ЭЛЕКТРОКАБЕЛЬ»

Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт кабельной промышленности (ВНИИКП)

На правах рукописи

Буренков Александр Евгеньевич

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ КАБЕЛЕЙ НАГРЕВАНИЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.09.02 -

электротехнические материалы и изделия

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2003

Работа выполнена в ОАО «Камкабель»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

ХОЛОДНЫЙ С.Д.

Официальные оппоненты: доктор технических наук

БОЕВ М.А.

»

кандидат технических наук НОВИКОВ Д.В.

*

Ведущее предприятие ОАО «СИБНЕФТЬ-

НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»

Защита состоится « ^ » 2003 г. в час. <£^мин. на

заседании диссертационного совета Д1430501 (Электротехнические материалы и изделия) во Всероссийском научно-исследовательском, проектно-конструкторском и технологическом институте кабельной промышленности по адресу: 111024, г.Москва, ш.Энтузиастов, д.5, ВНИИКП. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан « •У » 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук Г.И. МЕЩАНОВ

3

\}?о\

ОБШАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Эксплуатация многих нефтяных скважин осложняется интенсивным парафиногидратообразованием, предупреждение которого традиционными средствами (применение ингибиторов, растворителей и др.) не обеспечивается полностью. Одним из путей профилактики образования пробок вследствие отложения парафина является подогревание продукции скважин до температуры, исключающей выпадение твердой фазы при работе скважин. Источниками тепла для такого подогревания могут быть греющие кабели, расположенные внутри или снаружи нефтепроводящей трубы (НКТ).

Нефтяные предприятия имеют опыт применения греющих кабелей в нефтяных скважинах, в качестве которых использованы или силовые кабели для питания электродвигателей погружных насосов или геофизические кабели. Однако такие кабели имеют параметры не полностью удовлетворяющие оптимальным режимам подогревания скважин. Для этой цели необходимы специальные кабели нагревания.

Цель работы. Применение кабелей нагревания для борьбы с парафинизацией скважин удобно в технологическом отношении и эффективно экономически. В литературе опубликованы результаты теоретических и экспериментальных исследований по глубине начала отложений парафина, температуре в скважинах, скорости роста парафиновых отложений и скорости их отмывания при периодическом включении кабелей нагревания. Разработаны инструкции по расчету и применению геофизических кабелей и силовых кабелей питания погружных насосов для подогревания нефти в скважинах при периодическом включении кабелей, расположенных внутри НКТ, с целью отмывания отложившегося парафина нагретой нефтью. Однако, в этих расчетах не учитываются реальные теплообменные процессы в скважинах в системе кабель нагревания - движущаяся по нефтепроводящей трубе (НКТ) нефть -

НКТ - теплообмен между НКТ и обсадной Ш^^ЩГйШВЮ^ и грунтом.

БИБЛИОТЕКА I СПетерЛпи-/-¿-у* ^ ОЭ 3«$ ш»7/ г\

Для расчета условий применения специально разработанных кабелей

нагревания в периодическом и непрерывном режиме нагревания необходимо

решить следующие задачи:

- провести теоретические и экспериментальные исследования нагревания нефти в скважинах с учетом реальных процессов теплопередачи и учетом прогревания грунта, окружающего скважину, в условиях периодического и непрерывного включения кабеля;

- провести исследование по методам конструирования и расчета параметров специализированных кабелей нагревания на основе применения современных полимерных материалов, повышения нагревостойкости;

- разработать четкий алгоритм расчетов температуры жил кабелей и мощности потерь в них, для обеспечения оптимального режима подогревания нефти в скважинах с применением кабелей нагревания при их расположении внутри и снаружи НКТ.

Научная новизна.

1. На основе теоретического и экспериментального изучения процессов тепломассообмена в нефтяных скважинах и кабелях нагревания предложены:

- методика расчета при теплопередаче от обсадной трубы (ОТ) в окружающий грунт в зависимости от времени работы скважины и кабеля нагревания;

- методика расчета тепловых сопротивлений при теплопередаче между элементами конструкции скважины: кабель - нефть, кабель -нефтепроводящая труба (НКТ), НКТ - ОТ;

- методика расчета теплового сопротивления кабелей плоской конструкции;

- разработаны схемы замещения тепловых потоков и тепловых сопротивлений для расчета температур жил кабелей и нефти при расположении кабелей внутри и снаружи НКТ;

- методика расчета допустимых токов нагрузки при работе силовых кабелей питания насосов, кабелей нагревания и при их совместной работе;

- методика расчета постепенного снижения необходимой мощности кабеля нагревания в процессе продолжительной работы скважины с нагревательным кабелем.

2. В результате анализа расчетов тепловых режимов при работе кабелей нагревания предложены методы расчета мощности кабелей нагревания и температуры их жил и установлено:

- при расположении кабелей нагревания снаружи НКТ целесообразна только непрерывная работа кабелей нагревания, так как в периодическом режиме

• включения кабеля температура жил должна быть значительно выше, чем при непрерывном режиме включения;

• - при расположении кабелей внутри НКТ возможны режимы непрерывной и

периодической работы кабелей нагревания, причем, в высокодебитных скважинах наиболее целесообразно периодическое включение кабеля нагревания в режиме растворения отложившегося слоя парафина, а в скважинах с малым расходом нефти - непрерывное включение кабеля.

3. В результате тепловых расчетов показано, что с целью снижения расхода электроэнергии целесообразно ступенчатое увеличение сечения жил кабеля

• по его длине по мере его углубления в скважине и автоматическая регулировка мощности кабеля для поддержания постоянной температуры

, нефти при её выходе из устья скважины.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Разработанные методы расчета режимов работы кабелей нагревания позволяют получить оптимальные режимы подогревания нефти в скважинах с целью исключения отложения парафина.

Разработаны трехжильные кабели нагревания плоской конструкции со стальными и медными жилами марок КНСППоБ, КНСПШБ, КНППоБ, КНПШБ, изготовляемые в ОАО «Камкабель» по техническим условиям ТУ 16.К09-120-2000, а также четырехжильные кабели нагревания. Получен опыт

!

применения этих кабелей в нефтяных скважинах предприятий «Башнефть», НГДУ «Уфа-нефть», «Сибнефть» (г. Ноябрьск), «Пермьтекс» (г. Соликамск). В результате применения кабелей нагревания увеличился дебит нефти и отпала необходимость остановки скважин для проведения чистки нефтепроводящих труб.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на III Всероссийской научно-практической конференции «Состояние, задачи и перспективы развития сервисного технического обеспечения « основных направлений нефтедобывающего производства», Пермь, 2001 г.

Публикации. Основные результаты работы опубликованы в 10 статьях. , По результатам работы получены 3 авторских свидетельства «на полезную модель».

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, содержащих результаты работы, заключения и списка литературы. Материал изложен на 133 страницах текста и иллюстрирован 46 рисунками. Список литературы содержит 60 наименований.

Основные положения, представляемые к защите: щ

- методики расчета тепловых сопротивлений при теплопередаче от обсадной трубы в окружающий грунт, между отдельными элементами конструкции

с

скважины и кабелем нагревания, теплового сопротивления кабелей плоской конструкции;

- методики расчета необходимой мощности кабелей нагревания, допустимого тока нагрузки и температуры жил и нефти при работе силовых кабелей, кабелей нагревания и при их совместной работе;

- рекомендации по режимам работы кабелей нагревания при их расположении снаружи и внутри нефтепроводящей трубы;

- разработанные конкретные конструкции кабелей нагревания и результаты их применения в нефтяных скважинах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулирована цель работы, представлены основные положения, выносимые на защиту, изложена научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе рассмотрены способы эксплуатации нефтяных скважин и способы борьбы с отложениями парафина в скважинах. Рассмотрены методы расчета глубины отложения парафина и скорости нарастания толщины слоя парафина. Показано, что имеется опыт применения кабелей нагревания нефти, расположенных внутри НКТ, в скважинах при периодическом режиме включения кабеля. Период между включениями кабеля («межочистной период») ^ определяется по времени уменьшения пропускного сечения в нефтепроводящей трубе (НКТ) в 2 раза.

Во время включения кабеля температура нефти в устье скважины Ту должна быть выше температуры начала выпадения парафина по крайней мере на 5 °С. Разработаны инструкции для расчета режимов растворения парафина, мощности потерь энергии в кабеле нагревания, температуры жил кабеля. Показано, что периодическое включение кабеля позволяет существенно снизить расход электроэнергии по сравнению с постоянным режимом включения кабеля.

Для зависимости температуры нефти от глубины в скважине х получена формула

Т = Т0 + к,л + кгЦ1 -ехр(х-0/Ь)] + ркКт[1-ехр((д:-/к)/Ь)], (1)

где Т0— среднегодовая температура грунта около устья скважины, °С; кг -геотермический градиент, °С/м; / - длина НКТ, м; 4 - длина кабеля нагревания, м; Ят - эффективное тепловое сопротивление, °С-м/Вт; Ь - характеристическая длина, м; рк — мощность потерь энергии в кабеле, Вт/м.

Температура грунта на глубине х без учета влияния скважины

Тф = Т0 + к,* (2)

1/Ь = 0,086ктУ(С-ср) (3)

где в - дебит жидкости, т/сут; ср - теплоемкость продукции скважины, кДж/(кг-°С); кт — коэффициент теплопередачи от потока нефти в окружающий грунт, Вт/(м-°С).

Для нефтей месторождений Западной Сибири рекомендована формула для расчета температуры начала выпадения парафина

Т„ = 14,77 1пи„+11,4 (4)

где и„ - концентрация парафина в нефти, % (по массе).

Глубину начала отложения парафина х = /п получают из уравнения равенства формул (1) и (4) при рк = 0.

Теоретически при постоянном геотермическом коэффициенте парафинизация наиболее интенсивно происходит вблизи нижней границы парафиноопасной зоны. Наблюдаемые на практике глубины 300 - 350 м обусловлены значительным ростом местного градиента температуры, связанного с существованием линз многолетнемерзлых пород.

Время межочистного периода (МОП) определяют по времени

уменьшения площади сечения канала в НКТ 50 на 50%:

, - 14-77^с_ ,,,

50 2 кт-рип[Тп-Тгр(1п)]-(1-2)2"

где Тгр (/„) - температура грунта на глубине наиболее интенсивного отложения парафина; г - обводненность продукции (доли объема).

Коэффициент р равен отношению суммарного количества отложившегося на стенках НКТ парафина к общему количеству парафина, прошедшему вместе с нефтью через скважину. В инструкции рекомендован Р=0,063. По данным различных литературных источников, полученным из практики эксплуатации скважин, этот коэффициент находится в пределах от 0,063 до 0,15.

Для растворения образовавшегося парафина необходимо нагреть нефть до температуры большей, чем Тп. Эта температура определяется неравенством:

Т„ +5 5^57«, (6)

где Т« — максимально допустимая температура нагревания нефти.

Отношение времени процесса растворения парафина при включенном кабеле 1Р ко времени МОП определяют по формуле: /, = Д.[ехр(0.06777-Л) - ехр(0.06777;,)] ехр(0.06777;„ -ехр(0.0677Гл)

где Ту - температура нефти на устье (х = 0) без подогревания скважины; Т)Н - с подогреванием скважины; В0 - постоянный коэффициент.

В примерах расчетов по литературным данным показано, что при мощности тепловыделения в кабеле р, = 80 Вт/м, расход нефти 40 т/суг и допустимом снижении площади проходного сечения на 40% отношение (р/г( составляет 0,01. Если 1| = 40 сут, то время растворения парафина (включения кабеля) ц = 0,04 сут.

Необходимую мощность тепловыделения в кабеле рассчитывают:

Л" 1 — ехр(—/„ / /.) ' (8)

Значение кг = кТ|7г 6Н„, где с!Н1СТ - наружный диаметр НКТ, м. Для расчетов рекомендовано кТ| = 11,6 Вт/м2-°С. Если с!нгг два с половиной дюйма, то кт = 2,31 Вт/м-°С. Эффективное тепловое сопротивление Ят = 1/к, = 0,432 °С-м/Вт. В инструкциях приняты Т0 = 0 °С и кг = 0,033 °С/м. В этой же инструкции приведена зависимость Т,р от х, полученная экспериментально. По этим зависимостям кг в среднем 0,02 °С/м и он изменяется по глубине скважины. Значение Т0 для различных климатических зон может изменяться от - 5 °С до 10 °С.

В результате анализа литературных данных установлена необходимость дальнейшего анализа условий работы кабелей нагревания в нефтяных скважинах.

Рассмотрены только методы расчета кабелей нагревания, расположенных внутри НКТ, в качестве которых рекомендованы трех п семижильные

геофизические кабели марок КГЗ и КГ7. Эти кабели имеют сечение жилы 0,75 мм\

В высокодебитных скважинах С > 60 т/сут, как правило, отложение парафина не происходит, т.к. температура нефти около устья скважины выше Т„. При дебите 40 - 60 т/сут длина кабеля нагревания 1« составляет 400 - 600 м. В малодебитных скважинах длина кабеля нагревания достигает 1000 м. При малом сечении жил геофизических кабелей напряжение питания кабелей нагревания будет неоправданно высоким.

Не рассмотрены методы расчета кабелей плоской конструкции, закрепленных снаружи НКТ, что необходимо в скважинах со штанговыми насосами. В этой связи необходима разработка методов расчета теплового сопротивления таких кабелей. Применение силовых кабелей питания насосов в качестве кабелей нагревания экономически неоправдано, т.к. они имеют жилы большого сечения и большую толщину изоляции, рассчитанную на напряжение 3300 В. Это вызывает необходимость разработки специализированных кабелей нагревания при напряжении питания 380 В переменного тока и до 600 В постоянного тока. Применение новых электроизоляционных материалов позволяет увеличить максимальную температуру жил до 120 "С (вместо 90 °С).

Возникает необходимость более детального рассмотрения процессов теплообмена между элементами конструкции скважины: кабель - нефть (при внутреннем расположении кабеля), кабель - НКТ, НКТ - обсадная труба, обсадная труба - грунт.

Необходимо рассмотрение процессов массообмена между нефтью и внутренней поверхностью НКТ, которые зависят от вязкости нефти и других условий и определяются температурой стенки НКТ, а не только средней по сечению трубы температурой нефти.

Во второй главе теоретически исследованы процессы теплопередачи между элементами конструкции скважины и процессы отложения парафина при отсутствии кабеля нагревания и его растворения при включенном кабеле

нагревания и дана экспериментальная оценка параметров этих процессов на основании практического опыта эксплуатации скважин.

При постоянной мощности тепловыделения на оси скважины температура Т в любой точке грунта

Т-Тгр = -(р/4лХ>Ш(г), (9)

где - интегральная показательная функция; ъ = г2/(4гП); а - Х/ср; г -расстояние от оси скважины, м; I - время, с; X, с, р - теплопроводность, теплоемкость и плотность грунта; а - температуропроводность грунта, мг/с; Тгр - начальная температура грунта при I = 0; р - суммарная мощность тепловыделения в скважине, Вт/м.

В процессе работы скважины время от начала ее эксплуатации велико и величина г < 0,4 (безразмерная). В этом случае справедливо приближение -Е; = 0,5722 + 1пг. Тогда тепловое сопротивление при теплопередаче от обсадной трубы в грунт

11x3= (Тот- Т,р)/р = (-1/41Л) (0,5772 + \т) (10)

По справочным данным для параметров грунтов можно дать оценку средних значений Л,, (табл. 1).

Таблица 1.

Время эксплуатации, час 10 100 1000 10000 100000

Значение Я™ °С м/Вт 0,14 0,27 0,4 0,52 0,66

Для вpei\ieни меньше 10 час формула становится неточной, так как не учитывает теплоемкость элементов конструкции скважины.

Разность между средней температурой нефти Т1 и температурой стенок НКТТ2

Т.-Та-рЯт,, (11)

где р - тепловой поток между нефтью и НКТ, Вт/м; КТ1=1/(ясЗ|а|) - тепловое сопротивление, °С-м/Вт; с!: - внутренний диаметр НКТ, м; си - коэффициент теплопередачи, Вт/м2 -°С.

Значение а( получим по формуле а! = Ыи-ХМь где "к - теплопроводность нефти, Вт/м-°С; Ыи - число Нуссельта Ыи = 0,0118-Ке°'<)-Рг0'3; Яе - число Рейнольдса; Яе=>ус1|/у; Рг - число Прандтля; ы - средняя по сечению скорость нефти, м/с; V - кинематическая вязкость нефти, м2/с; Рг = у/а.

Скорость нефти в трубе с внутренним диаметром 0,05 м при дебите продукции от 5 до 50 т/сут составляет 0,033 - 0,328 м/с. Кинематическая вязкость изменяется от 1,1 ■ 10"6 до 5,6-Ю'5 м2/с.

Если принять для нефти с V = 10"6 м2/с скорость 0,328 м/с, то Яе = 1,6-104. Для и» = 0,033 и V = 5,6-Ю'5 получим Ле = 30. Таким образом, режим движения вязких нефтей будет ламинарным, а маловязких - турбулентным. Следует отметить, что выделение растворенных газов в виде пузырьков способствует увеличению турбулентности потока. Наличие воды снижает вязкость и увеличивает теплопроводность.

Для диапазона вязкостей V = 1,1-Ю"6 - 5,6-10'5 м2/с получим Рг = 10-560. Нижней границе турбулентности потока Яе = 2000 соответствует (Х1=110 и ЯТ1=0,058 °С-м/Вт. Для ламинарного движения а « 13, ЯТ1= 0,49 °С-м/Вт. В дальнейших расчетах в среднем принято КТ1=0,25 °С-м/Вт.

Тепловое сопротивление между кабелем внутри НКТ и нефтью Р-т^К-тз^т^АЗк, где с1к - наружный диаметр кабеля, м. Если с1к=0,015 м, то 11x3=0,83 °С-м/Вт. Если кабель соприкасается со стенкой НКТ (несоосное расположение), то по методам расчета, рекомендованным в кабельной технике, между кабелем и НКТ Ят2,6 = ЫТ4 = 0,26/(1+5с1к). Получим Ят4=0,25 °С-м/Вт. Если НКТ соприкасается с обсадной трубой и пространство между трубами заполнено нефтью, то Ят2 = 0,26/(1+5с32), где <12 - диаметр НКТ, м. Если пространство между трубами заполнено газом под давлением Ят2 = 0,95/(1+50ё2). Для (12=0,063 м получим Ят3 = 0,23 °С-м/Вт.

В случае, если трубы не соприкасаются, то при давлении газа 1 МПа по критериальным уравнениям теплопередачи получим Лт2 » 0,457 и при давлении 4 МПа Ят2» 0,23 °С-м/Вт.

Реальным температурам при использовании кабелей нагревания на практике соответствуют значения Ыт4 = 0,25; Ят2 = 0,25 °С-м/Вт.

Скорость нарастания толщины парафина определяется формулой

где у - толщина слоя парафина, м; а„ - коэффициент массообмена между потоками нефти и стенкой НКТ, м/с; и и2 - концентрации растворенного парафина в протекающей нефти и в слое нефти, непосредственно прилегающем к стенке трубы (или к слою отложившегося ранее парафина), кг/кг.

Концентрации определены по формуле (4): и, = 4,62-10"3ехр(0,0677 ТО, и2 = 4,62- 10"3ехр(0,0677 Т2), где Т, и Т2 - средняя по сечению температура нефти и стенки НКТ. Температуру Т) определим по (1) при р„ = 0.

При охлаждении нефти от нее уходит поток тепловой энергии с мощностью р = - сСсПУсЬс. Разность температур ДТ = Т] - Т2 = - р/Ога^а.)).

Коэффициент ам=а.№/\. Коэффициент диффузии О определяется диффузией молекул парафина и смол через комбинированную жидкость -(нефть-вода-газ), которую для краткости будем называть «нефтью», причем Б » ВоехрО^Т]). Для нефти с малой вязкостью Ь1«0!025 1/°С, а для нефти с большой вязкостью Ь1«0,04 1/°С. Коэффициент Б0 соответствует значению Б при Т1=0 °С и он обратно пропорционален вязкости нефти.

После алгебраических преобразований получена формула для МОП

ёу/с!1 = ам(и, - и2),

(12)

¡п^Рп

Ю/3(1/п ~иу)к

(13)

У ' ыс

где иу = 4,62-10"3ехр(0,0677-Ту), кг/кг; остальные единицы в системе СИ.

Коэффициент кмс учитывает большую скорость отложения парафина в области максимума этой скорости.

Общий объем отложившегося парафина 0сум. Общее количество парафина, выделившееся из нефти за время I равно С1(ип-иу). Тогда коэффициент р = РпОсум/ [С^и,,- иу)]. Для коэффициента (3 получена формула

/1-3.13.10 , (14)

I ль ) ип-иу ^

где Ь = 0,0677 + Ь,; (4,62-10-3-0,0677 = 3,13-Ю"4 1 ГС).

Если принять ип = 0,02; рп = 900 кг/м3; Ь = 0,093 - 0,108 1/°С (в среднем 0.1); X = 0,16 Вт/м-°С4; с = 2000 Дж/кг-°С; Тп = 20 °С; Ту = 0 °С; Р = 0,063, то из (14) получим Б0= 5,6-Ю'9 м2/с.

Если в среднем Ь1 = 0,032 1/°С, то при 20 "С получим Б = 1,06-10'8 м2/с. Это значение по порядку величины соответствует коэффициенту диффузии в жидкостях.

ч Значение Б0 = 5,6-10"9 получено по литературным рекомендациям для Р=0,063 для нефти Западной Сибири. Из формулы (14) видно, что коэффициент Р зависит от вязкости нефти и температур Тп и Ту. Этот коэффициент можно оценивать на основании (14) при выбранных значениях параметров

/3 = 2Л0^[ех?фТп)-ехр(ЬТу)]/(ил-иу) , (15)

Время 11 для МОП:

/, « 4.5 • 103 Дб/с^ (ехр(ЬГ7)~ ехр(ьГу))] , (16)

где Ь = 0,1 1/°С; кмс=1.5 - 2.3; /„ - глубина начала отложения парафина, м; й -расход жидкости, кг/с; <11=0,05 м.

Используя формулу (1) при (рк = 0), на основе уравнения (12) получим для области максимума скорости отложения парафина л:ч:

Если принять в среднем Ь=0,1 1/°С, кг=0,02 °С/м, ср= 2000 Дж/кг-°С, Ят =1/кт =0,5 °С-м/Вт, то получим значения (/ - *м), и кмс , приведенные в таблице 2(1- длина НКТ).

Таблица 2

в, т/сут 10,8 21,6 43,2 86,4

в, кг/с 0,125 0,25 0,5 1,0

Ь, м 125 250 500 1000

(/-*„), м 220 329 481 693

Кмс при /=1500 м 2,1 1,78 1,51 1,33

Если нагреть стенку НКТ до температуры Т2 большей, чем температура Тп, которая соответствует формуле (4) и концентрации парафина ип в исходной нефти, то происходит растворение отложившегося парафина в соответствии с формулой (12).

Получено дифференциальное уравнение для зависимости концентрации парафина в нефти 11) от координаты х и времени /

ди, тт. диу

= , (18)

где а = Еам /Б; Р - площадь поверхности парафина на единице длины НКТ, м2/м; Б — площадь сечения канала в НКТ, м2; м> — скорость движения нефти, м/с.

Рассмотрено решение этого уравнения для простейшего случая , когда Т2 и Уг не зависят от х и Начальное условие при 1 = 0 = ип независимо от х. Исходная толщина парафина не зависит от х и равна Дп.

При этих условиях получим время растворения парафина:

/,"«^„/„/[2(1/,-£/„)] , (19)

Примем значения: Дп=0,01 м; /„=1000 м; (и2-ип)=0,04 (4%); 0=5,8-Ю"4 м3/с (50 м3/сут); <1,=0,05 м. Получим 1р=0,785 сут. При 0=10 м3/сут 1р= 3,92 сут.

Время растворения не зависит от коэффициента массообмена и определяется разностью концентрации (и2-ип), которая зависит от разности температур (Т2-Тп).

Для отношения времени включения кабеля к МОП получена формула:

= /Ф~ехр(М^ -^я))14ехР(®-®677(Г2 1] , (20)

Она аналогична формуле (7), в которой коэффициент В0 заменен на р. В формуле (7) принято Ь=0,0677. Если задать Ь=0,1 и р=0,15; то получим, что для разности температур Ту-Тп=10-20 °С и отношения ^Лр = 20-50 необходима разность температур между температурой стенки НКТ около устья скважины Т2 и температурой начала отложения парафина Т„ Т2-Т„ »15-25 °С. Этот вывод уточняет соотношение (6), в котором вместо температуры нефти в устье скважины Ту„ задается температура стенки НКТ Т2 в устье скважины.

Тепловое сопротивление между броней кабеля плоской конструкции и наружной стенкой НКТ при наружном расположении кабеля нагревания определяется по формуле:

ЯТд=Д/(Х-ак) (21)

где ак - ширина кабеля, Д - толщина зазора между броней кабеля и стенкой НКТ, X - теплопроводность вещества в данном зазоре. Для газов Х«0,03; для нефти Х=0,1б Вт/м-°С. Кабель прикрепляется к НКТ по длине приблизительно через один метр. В промежутках между точками крепления кабель отстоит от НКТ на величину А. Если а„«32-45 мм, то при изменении Д=1-3 мм в газовой среде Ктд=0,75-2,25; а в среде нефти Р.Тд=0,16-0,48.

Теоретически получен метод расчета изменения температуры по окружности стенки НКТ при наружном закреплении кабеля. На противоположном от кабеля конце трубы снижение Т2 достигает нескольких градусов.

В третьей главе рассмотрен расчет режимов работы кабелей нагревания с учетом особенностей теплопередачи в нефтяных скважинах.

Разработана схема соединения тепловых сопротивлений и тепловых потоков в скважинах с учетом теплоемкостей всех элементов конструкции скважины в нестационарном режиме работы. Показано, что тепловое сопротивление земли возрастает медленно в течение времени работы скважины, а нестационарный процесс нагревания скважины не превышает нескольких часов с начала включения кабеля нагрева. Поэтому все расчеты целесообразно проводить для стационарного процесса. Схема для расчетов приведена на рис. 1 и 2 для внутреннего и наружного расположения кабеля. Обозначения тепловых сопротивлений: Я™ - изоляция кабеля, Ы-п - между нефтью и стенкой НКТ, Л-п - между НКТ и обсадной трубой, Ятз - между нефтью и поверхностью кабеля, Лт4 — между кабелем и внутренней стенкой НКТ, яТ5 — между кабелем и обсадной трубой, Ятб - между кабелем и стенкой НКТ (Итб=Ктд)> И-п - между обсадной трубой и окружающим грунтом. Температуры: Т] - средняя температура нефти по сечению канала НКТ, Т2 -стенки НКТ, Тз - обсадной трубы, ТП1[ - поверхности кабеля, Тж - жилы кабеля, Е=Т0+кгХ. Мощности тепловыделения: р - в кабеле нагревания, р„ - в нефти, Вт/м.

При отключенном кабеле нагревания (его отсутствии) схема теплового потока показана на рис.3. Она использована для более точного определения глубины начала отложения парафина при условии Т2=ТП (в литературе принималось Т1=ТП).

РИС. 1

Рис.2

Схема для теплового расчета скважины при расположении греющего кабеля внутри НКТ

Схема теплового расчета скважины при расположении греющего кабеля снаружи НКТ

£il Тг Втг ТЗ

T, JBJ-, Т» Дц E

Рис.3

Схема для теплового расчета скважины без греющего кабеля

Рис. 4

Объединенная схема для теплового расчета скважины с греющим кабелем

Схемы рис.1 и 2 путем преобразования соединений из треугольника в звезду могут быть приведены к общей схеме рис.4, для которой получена система уравнений:

сС-^Г,/Л = (Г1-Г5)/Л1 , (22)

(Т}-Е)/112=р + сС<1Т1/с1х , (23)

Тж = Т5+р(Яп + Яу) (24)

Е = Тоу + крХ (25)

Из этой системы получим дифференциальное уравнение

L,-dTxldx~Tx =-{ТЬч +кх+pR2) , (26)

где I, = c-G-RT; RT = Ri + R2-

Начальное условие: при * = 4, Ti = Т„. Температуру нефти в НКТ Т„ на глубине прокладки кабеля 4 определим по формуле (1) при рк=0, значение L = cG( Rti + Rt2+ Rn)-

После интегрирования (26) получим формулы для расчета температур T1 = Toy+krx + L,kr (1-z) + pR2 (1-z) + (TH - Toy - /kkr) z (27)

Для схемы (1)

T2 = Toy + ka[L,kr(l-z) + p(R[ + R2)(l- k2z) + (TH - Toy - /Kkr) z] (28) Для схемы (2)

T2 = ТоУ + k,* + kbL,kr(l-z) + pR2(l-kbZ) + kb(T„ -Toy - /kkr) z (29)

Ъ = ТоУ + крХ + k2L,kr( 1 -z) + pR:( 1 -k2z) + k2(T„ - Toy - /kkr) z (30) где z = exp[(x - /k)/L,]; L, = cG(R!+ R2).

Формула для T| аналогична формуле (1), однако значение Rt и L в (1) заменено на R2 и L] в (27) с учетом конкретных условий теплопередачи между элементами конструкции скважины. Учет конкретных условий теплопередачи сравнительно слабо сказывается на результатах расчетов температуры нефти Т|, но существенно влияет на температуру жил кабеля. Температура Tj реально не существует и является только промежуточной расчетной величиной.

Значения тепловых сопротивлений в среднем с учетом фактических результатов нагревания нефти кабелями в скважинах: RTi = 0,25; R-n = 0,25; Rt3 =1; RT4 = 0,25; RT5 = 2,5; R„ = 0,25; RT6 = 1,5 (в газовой среде), RT6 =0,5 (в среде нефти).

Условные тепловые сопротивления схемы рис. 4: Для схемы рис.1

Rl = Rti Rn/Racl r-2 = Ra2 + Rt2 + Rtj> R3 = Ra3; ^2 = R2/(Rl + R2); ка = (Rt2 + R„)/(R, + R2); Rac = Rti + Rrj + Rt4! Ra2 = RtiRt4^; Ra3 ~ Rt»Rt4/R« Для схемы рис.2

ri = rTI + rb2; r2 = rM + rn! r3= RTeRrs/rbci k2 = r2/(ri + r2); kb = 1 - Rti/(Ri + r2); Rbc = r-п + Rt5 + Rt6! rb2 = rt6rt2/rbc; Rm = rtsrt2/Rbc (31)

Наименьшая температура HKT T2 будет около устья скважины при х=0. Приравнивая Т2=ТП, получим необходимую мощность тепловыделения в кабеле для предотвращения отложений парафина при непрерывном режиме включения кабеля (Zo^expi'/k/Li)). Для схемы рис.1 = Т„-T^-k^krd-zJ + jT,-^ -lKkr)zJ

W+RJi 1-MJ Для схемы рис.2

= Тп-Т„-кь[Цкг(\-20) + (Тк-Тоу-lKkr)z0]

р ^O-V.)

где Т„ - температура нефти в НКТ около нижнего конца кабеля нагревания (при х = /к).

Если необходимо растворение парафина нагретой нефтью при периодическом включении кабеля, то к значению Т„ в формулах (32) и (33) следует прибавить 15-20 °С.

Необходимая мощность кабеля существенно зависит от среднегодовой температуры грунта около устья скважины Тоу, которая может изменяться в пределах от -5 до +10 °С. Например, если Т„=30 °С, то разность (Т„-Точ) изменяется от 35 до 20 °С, что изменяет значение р почти в 2 раза.

В таблице 3 приведены параметры, полученные по формулам (31) для выбранных значений тепловых сопротивлений RTi - Rye- Для схемы рис.2 приведены значения для случаев, когда в междутрубном пространстве находится газ или нефть.

Таблица 3

Условия Параметр

Ri R2 R3 k2 ka kb

Схема рис.1 0,167 0,542 0,167 0,765 0,705 -

Схема Рис.2 газ 0,338 0,397 0,882 0,540 - 0,660

нефть 0,228 0,442 0,385 0,606 - 0,658

В качестве примера в таблице 4 приведены результаты расчетов для двух характерных режимов. Режим 1: /=2500 м, кг=0,033 °С/м, и„=4 %, 0=50 т/сут, /К=465 м, Тоу=0 °С, Тп=31,9 °С. Режим 2: /=1500 м, кг=0,02 °С/м, и„=2 %, 0=10 т/сут, /К=970 м, ТО)=0 °С, Тп=21,6 °С. Соответственно в области 1К<х <1 значение Ь=870 м (С=50) и Ь=174 м (С=10). В таблицах 5 и 6 приведена зависимость температуры нефти Т] и жилы кабеля от координаты х.

Таблица 4

Параметр Режим 1 (0=50) Режим 2 (0=10)

Схема рис.1 Схема рис.2 Схема рис.1 Схема рис.2

820,6 850,7 164,1 170,1

хм(в максимуме Т)м), м - - 711,2 779,3

Т|Ч (нефть в максимуме),°С 41,2 41,2 22,7 22,7

Тж„ при х=хм, °С 77,1 125,6 64,2 106,0

Тж при х=0, "С 70,5 115,9 53,2 93,8

р, Вт/м 46,9 57,8 38,7 49,0

рс (суммарная), кВт 21,8 26,9 37,6 47,6

Таблица 5

Расположение °С Расстояние от устья скважины, м

кабеля 0 100 200 300 400 460

Внутреннее т, 36,5 38,0 39,0 40,0 40,0 40,0

(схема рис.1) Тж 71,5 74,0 75,5 76,8 77,6 78,0

Внешнее т, 35,5 38,4 38,9 39,4 39,8 40,0

(схема рис.2) Тж 117,3 120,0 122,2 125,0 125,8 126,8

Таблица 6

Расположение °С Расстояние от устья скважины м

кабеля 0 200 400 600 700 800 900 970

Внутреннее т, 24,0 28,0 32,0 35,2 36,0 35,3 31,1 21,9

(схема рис.1) тж 54,2 58,2 62,2 65,5 66,7 66,9 63,8 57,2

Внешнее т, 24,5 28,5 32,5 35,7 36,5 35,7 31,4 21,9

(схема рис.2) Тж 105,2 109,2 113,2 116,7 118,1 118,5 117,1 112,8

По мере прогревания грунта в процессе эксплуатации скважины значение

Яп (земли) увеличивается от 0,25 до 0,5 °С м/Вт и необходимая мощность кабеля снижается. Эту мощность целесообразно регулировать автоматически, поддерживая температуру НКТ Т2 в устье скважины постоянной и равной температуре отложения Т„.

Наибольшая разность между максимальной температурой жил и температурой при выходе из скважины в рассматриваемых примерах составляет 12 - 13 "С. Если использовать двухступенчатый кабель с разным сечением жил на длинах х от 0 до 485 м и от 485 до 970 м, то можно лишь незначительно снизить максимальную температуру жил (приблизительно на

5 °С), но можно существенно уменьшить суммарную мощность, потребляемую всем кабелем.

Для режимов 1 и 2 течения нефти рассчитаны температуры и удельная мощность кабеля, необходимые для эффективного растворения отложившегося парафина при периодическом включении кабеля (табл.7).

Таблица 7

Режим ; (С=50) Режим 2 (0=10)

Параметр Схема Схема Схема Схема

рис.1 рис.2 рис.1 рис.2

Температура в устье скважины Т2 = Тп + 15 °С 47 47 • 36,6 36,6

Т, Тнс^т, 41,2 41,2 22,7 22,7

Температура в устье скважины (х = 0) Т] 49,9 46,8 40,4 37,7

Тж 128,0 224,0 92,4 164,7

Мощность кабеля р, Вт/м 100,4 119,5 68,7 86,7

Максимальная температура жилы будет приблизительно на 5 °С выше, чем около устья скважины.

Таким образом, для эффективного растворения парафина при расположении кабеля внутри НКТ необходима мощность потерь энергии в кабеле приблизительно 100 Вт/м в высокодебитных скважинах и 70 Вт/м в малодебитных скважинах. Соответственно температура жилы будет ~ 130 или 90 °С. Для этой цели пригодны разработанные кабели нагревания с допустимой температурой жил 120 °С.

При расположении кабеля снаружи НКТ необходимая мощность возрастает до 120 и 87 Вт/м, а температура жил до 200 и 160 °С. Это требует применения кабелей с изоляцией высокой нагревостойкости и высокой стоимости. В этом случае нецелесообразно применение периодического режима включения кабеля.

В высокодебитных скважинах (режимы фонтанирования, газлифта, применение центробежных насосов) целесообразно располагать кабель нагревания внутри НКТ, при этом возможно использовать как непрерывный

режим включения кабеля для предотвращения отложений парафина, так и периодический режим включения для растворения отложившегося парафина.

В низкодебитных скважинах, особенно с применением штанговых насосов, следует применять кабели нагревания, закрепленные снаружи НКТ, в непрерывном режиме включения.

В приведенных примерах рассмотрен интенсивный режим растворения парафина, когда температура стенки НКТ около устья скважины Т2 = Тп+ 15 "С. При использовании менее интенсивного режима, когда Т2 = Тп + 10 °С или Т2 = Тп + 5 °С увеличивается время включения кабеля, но снижается необходимая мощность кабеля и температура жил, тем не менее остальные выводы и рекомендации остаются неизменными.

Принятые значения тепловых сопротивлений согласуются с практическими результатами применения кабелей нагревания. На одной из скважин определяли температуру нефти при выходе из устья скважины в зависимости от мощности самонесущего кабеля нагревания, расположенного внутри НКТ. Длина кабеля /к=1000 м. Диаметр НКТ 2,5 дюйма. Характеристики грунта Тоу = -5 "С, кг = 0,02 °С/м. Опробовано шесть режимов включения кабеля с мощностью от 12,6 Вт/м до 46,3 Вт/м, при этом температура нефти в устье скважины изменялась от 11 °С до 22,5 °С, а дебит нефти возрастал с увеличением температуры с 25 м3/сут до 50 м3/сут. Расчетные значения суммарного теплового сопротивления в скважине 1/кт = И-т = + изменялось от 0,35 до 0,48 °С-м/Вт, а в среднем 0,41. Время включения кабеля было не более 1 суток, при этом тепловое сопротивление земли < 0,1.

В табл.2 Ят » Я] + Л2 = 0,71; однако в этих расчетах при длительном включении кабеля принято Я„ = 0,25.

При эксплуатации кабеля нагревания фирмы «КаусЬеш» длиной 1000 м, расположенного снаружи НКТ, с мощностью 32 Вт/м получена температура жидкости 26 - 27 °С. Динамический уровень междутрубной жидкости 564-723 м. Расход С? — 22,5 м /сут, обводненность 20 %. Расчетное тепловое

сопротивление по этим данным составляет Ят = 0,59 °С-м/Вт. Кабели включены длительное время.

По литературным рекомендациям при диаметре НКТ 2,5 дюйма Ят = 1/кт= 0,432 °С-м/Вт.

Таким образом, при длительном включении кабелей нагревания достигает 0,25 - 0,5 "С-м/Вт и выбранные расчетные значения Кт=К1+Я2и0,7 вполне оправданы. При кратковременном включении кабеля (менее суток) в режиме растворения парафина значение снижается до 0,4 - 0,5 °С-м/Вт.

Следует учитывать, что значение И-т зависит от многих факторов, которые можно учесть только по приближенньм оценкам, т.к. многие параметры конкретных скважин по их глубине заранее неизвестны. Поэтому необходимо автоматическое регулирование мощности кабеля для поддержания постоянной температуры нефти при ее выходе из скважины (равную или несколько больше температуры начала осаждения парафина для нефти данной скважины).

В скважинах с электроцентробежными насосами одновременно работают силовые кабели питания электродвигателя, закрепленные снаружи НКТ, и кабели нагревания, которые могут быть расположены внутри или снаружи НКТ. При одновременной работе кабелей между ними имеется взаимное тепловое влияние. Дополнительные потери энергии в силовом кабеле приводят к уменьшению необходимой мощности кабеля нагревания на 5 - 20 %. Работа кабеля нагревания приводит к увеличению температуры силового кабеля и это должно учитываться при расчете допустимого тока в силовом кабеле.

Разработана схема для тепловых сопротивлений и потоков в случае одновременной работы двух кабелей, составлена и решена система уравнений для теплового расчета двух кабелей. Получены формулы для расчета токов в каждом кабеле.

Обычно длина силового кабеля / больше длины кабеля нагревания 1К. Значение / приблизительно равно длине НКТ. Обычно расчет силовых кабелей

проводится для этой глубины, температура грунта там Т) = Т0> + кг/. Тогда допустимый ток нагрузки силового кабеля рассчитываем по формуле 1 = ЗЯЖЯТ) , (34)

г 2 ) , (35)

где Ятп - тепловое сопротивление трехжильного кабеля питания электродвигателя °С-м/Вт; остальные обозначения и значения соответствуют рис.2; Тжм - максимально допустимая температура жилы.

В отличие от рекомендованных ранее в литературе методов расчета в формуле (35) учтены фактические тепловые сопротивления, аналогичные схеме рис.2, в том числе тепловое сопротивление земли Ятз для теплопередачи от обсадной трубы к грунту. По приближенным оценкам значений тепловых сопротивлений при заполнении междутрубного пространства газами Я? « 1,8 — 2, а при заполнении нефтью 1,4-1,5 °С-м/Вт. При выборе Ят ~ 1,6-2 получим токи нагрузки приблизительно соответствующие токам, рекомендованным для кабелей зарубежных фирм (см. в литературе [2] и [6]).

В результате анализа тепловых расчетов рекомендованы упрощенные формулы для расчетов режимов работы кабелей нагревания. Скважины с дебитом 5-30 т/сут. При расположении кабеля внутри НКТ: р= (Т2 - Тоу)/(ЯТ2 + 1^ = 0,25; = 0,25 °С-м/Вт; Тжч = 0,77р + 10 + Тоу + р-Яг, Я2 = 0,54.

При расположении кабеля снаружи НКТ: Р = (Т2- Тоу)/К2, 112 = 0,39; Т^ = 1,43р + 10 + Тоу + р-Я2.

Температура в непрерывном режиме работы кабеля Т2=ТП=11,4+ 14,77-1пип, где и„ - концентрация парафина в нефти около нижнего конца НКТ. При режиме растворения парафина Т2 = Тп + 15 (или Т„ +10).

Для скважин с дебитами 40 - 50 т/сут и более необходимо применять полные формулы (27) - (33).

В четвертой главе рассмотрены конструирование и расчет кабелей нагревания. Показано, что оптимальной является площадь сечения жил 5,5 мм2. При напряжении 380 В в трехфазной сети кабель с медными жилами длиной 1000 м обеспечивает мощность 35 Вт/м, а кабель со стальными жилами при длине 350 м обеспечивает ту же мощность.

При питании постоянным током целесообразно применять четырехжильные кабели, в которых жилы попарно соединены параллельно. Для получения мощности 35 Вт/м напряжение питания при длине кабеля с медными жилами 1000 м составит 385 В, а при длине кабеля со стальными жилами 500 м при напряжении питания 600 В мощность составит 43 Вт/м.

Толщина изоляции кабелей 2 мм обеспечивает длительную работу при напряжении не менее 1000 В.

Самонесущий круглый кабель с тремя или четырьмя медными жилами при прокладке внутри НКТ для увеличения разрывной прочности должен содержать стальные тросы, расположенные в промежутках между изолированными основными жилами. В качестве самонесущего кабеля можно применять кабель аналогичный по конструкции с одножильным геофизическим, но с сечением медной жилы 10 мм2. На нижнем конце жила соединена со стальной броней. В диссертации предложен метод расчета электрического полного и активного сопротивления тока кабеля с учетом поверхностного тока в броне.

Разработана методика расчета теплового сопротивления трехжильных и четырехжильных кабелей плоской конструкции. При этом учтено, что промежутки между изолированными круглыми жилами и ленточной профилированной броней из стальных лент заполнены газом или нефтью с теплопроводностью существенно отличающейся от теплопроводности изоляции.

Тепловое сопротивление, отнесенное к суммарным потерям во всех жилах. Трехжильный кабель Rtl> = (1/Rt + 3/R2|)/(3D3); четырехжильный кабель RtK = (1/R, + 2/R2,)/(4D4); D, = (1 /R2 + 2/R,,) (1 /R, + 1 /R,,) - 2/ Я;,; D4 = (1/R, + 1/R2i) (1/R2 + l/R:i) - 1 //t;,; Ri = 1/(2G + G3); Gj = 1/RTJ; RTJ = (l/TtX,)ln(rHl/rA) + (l/nX3)ln(r„/r„i); R: = 1/4G; G « я/2с - 2b/(c ) arctg [(b - с)Л/б2-с5 ]; R:, = 1/G,,;

G2, = Tt/(4c) - 2b/(cл/fc' -cl) arctg [0,41(b - c)/vV -c! ]; b = 1IX, + A/Xir„; с = (l/X,)-ln(r„,/r«) + (l/Xj)ln(r„/rHl) - 1ГХ2.

На рис.5 приведена схема конструкции кабеля для расчета теплового сопротивления: 1 - жила, 2 - слой полимерной изоляции, 3 - подушка из лент, 4 - заполнение газом или нефтью, 5 - общая подушка из лент, 6 - броня из стальных профилированных лент. Удельные теплопроводности: Х| - изоляции, Хг - газа или нефти, Xj - подушки (Вт/м-°С).

Геометрические размеры кабеля марки КНППоБ: гж=1,4; г„|=3,4; ги=3,64; Д=0,3 мм. Изоляция - блоксополимер этиленпропилена (СЭП). Приняты теплопроводности: Х|=0,2; Х2=0,03 (для газа); Х2 =0,16 (для нефтн); Xj=0,l6 Вт/м °С. Учтено также тепловое сопротивление вдоль по периметру брони Rip«0,07. Получены расчетные значения RTr: трехжильный кабель КНСППШБ - 0,8 "С-м/Вт, КНСППоБ - 0,69, четырехжильный - 0,57.

ч,

I

4

5

6

X

Рис.5

Фрагмент средней изолированной жилы плоского кабеля

Предложен также метод расчета 1*тк для одножильного самонесущего кабеля с двумя повивами стальной брони с сечением медной жилы 10 мм2 и толщиной изоляции 0,7 мм. Получено Ятк = 0,376°С-м/Вт.

Тепловое сопротивление кабелей определялось экспериментально. По жилам кабеля пропускали ток и измеряли температуру жилы и поверхности кабеля (брони). Получены значения 1*тк: КНППоБ - 0,49; КНСППШБ - (0,70.8); КНСППоБ - 0,6 °См/Вт.

Исследование свойств полимеров, применяемых для изоляции кабелей в нефтяных скважинах, показали, что по совокупности эксплуатационных характеристик для изготовления изоляции предпочтительным являются силаносшиваемый ПЭВП, применяемый на заводе "Камкабель", и блоксополимер СЭП 02015-302 КМ, сочетающие достаточно высокие значения морозостойкости, более высокую температуру разложения, сравнительно высокую стойкость к воздействию нефти. Кабели с такой изоляцией могут работать с температурой жил до 120 "С.

Для определения температур области плавления и начала термического разложения снимались термограммы на дифференциально-сканирующем калориметре ДСК-111. Температуры плавления: ПЭВП - (134-136); СЭП -(169-174) н термоэластопласта (ТЭП) - (165-168) °С. Температуры начала термического разложения: ПЭ 271-70К - (233-238); ПЭ 271-274К - (247-252); силаносшитогоПЭ-(273-277); СЭП-(241-263); ТЭП - (260-269) "С.

Приращение массы при набухании в нефти при 80 - 90 "С: все виды ПЭВП (сшитого и термопластичного) - (9-10) %; СЭП - (20-35); ТЭП - 146 (г.Уфа)- (61-68); ТЭП 02035-305К(г.Уфа)-(77-81) %.

Подробные сведения о свойствах и конструкциях изготовляемых на ОАО «Камкабель» кабелей нагревания приведены в ТУ 16.К09-120-2000.

В пятой главе приведены результаты исследования процессов теплопередачи на макете нефтяной скважины. Стальная труба с наружным

диаметром 60 мм выполняла функцию НКТ. Она помещена в трубе с диаметром 159 мм, выполняющей функции обсадной трубы (ОТ). По НКТ пропускали масло МНК-4В ТУ 38.401-58-76-93 с вязкостью при 20-50 °С в пределах (3,7-16)-10"6 м2/с. Длина труб приблизительно 10 м. Расход масла от 2,7 до 10 л/мин. Измерялись температуры НКТ, ОТ, поверхности и жилы кабеля, масла. Пределы изменения мощности кабеля от 30 до 100 Вт/м. По экспериментальным результатам рассчитаны тепловые сопротивления для расположения кабеля снаружи НКТ.

В результате теоретических расчетов и экспериментальных данных рекомендованы средние значения тепловых сопротивлений для тепловых расчетов с применением нагревательных кабелей, приведенные в таблице 8.

Таблица 8

Тепловые сопротивления Rt. RT2 Ru rt3 R4 R5 R* Rtk

Значения, °С-м/Вт 0,25 0,25 0,25 1 0,25 1,5 1 0,6

ВЫВОДЫ

1. В результате анализа условий теплопередачи между элементами конструкции скважины показано, что для определения условий начала образования отложений парафина следует рассматривать не температуру нефти, а температуру стенки нефтепроводящей трубы.

2. Показано, что тепловое сопротивление окружающего грунта увеличивается с возрастанием времени эксплуатации скважины и это позволяет постепенно снижать необходимую мощность кабеля нагревания.

3. Установлено, что при расчете температур нефти и жилы кабеля нагревания, расположенного снаружи нефтепроводящей трубы, основное значение имеет тепловое сопротивление между броней кабеля и стенкой трубы. Для снижения этого сопротивления целесообразно увеличивать ширину кабеля

плоской конструкции и располагать поверх кабеля защитный кожух из профильного металла.

. 4. Разработаны схемы соединения тепловых сопротивлений для расчета температур жилы кабеля, стенки нефтепроводящей трубы и нефти при расположении кабелей внутри и снаружи нефтепроводящей трубы. Получены формулы для расчета этих температур и необходимой мощности кабелей.

5. Показано, что периодический режим включения кабеля для растворения образовавшихся отложений парафина целесообразен только при расположении кабеля внутри нефтепроводящей трубы. При расположении снаружи трубы необходимая мощность кабеля и температура жил будут неоправданно высокими.

6. Непрерывный- режим включения кабеля нагревания рекомендован для малодебитных скважин при расположении кабеля снаружи нефтепроводящей трубы. В скважинах с центробежными насосами возможно также расположение кабеля внутри трубы.

7. Разработаны методы расчета тепловых сопротивлений при теплопередаче: кабель - нефть, кабель - стенка нефтепроводящей трубы, нефтепроводящая труба - обсадная труба, обсадная труба - окружающий грунт.

8. Разработаны обоснованные методы расчета допустимого тока нагрузки с учетом всех тепловых сопротивлений для силовых кабелей, кабелей нагревания, а также при их совместной работе. Полученные токи нагрузки силовых кабелей соответствуют рекомендациям зарубежных фирм для аналогичных кабелей.

9. Разработаны конструкции трех и четырехжильных кабелей нагревания и технические условия для этих кабелей ТУ 16.К09-120-2000. Организовано производство кабелей нагревания на предприятии ОАО «Камкабель».

10.Разработаны рекомендации по применению кабелей нагревания с сечением жил 5.5 мм2 в нефтяных скважинах.

Кабели с медными жилам. Трехжильные с напряжением питания переменного тока до 400 В и четырехжильные с напряжением питания постоянного тока до 400 В - длина до 1000 м с расположением снаружи нефтепроводящей трубы.

Кабели со стальными жилами. Трехжильные с напряжением питания переменного тока 500 В, длина 500 м. Четырехжилььные кабели с напряжением питания постоянного тока до 600 В, длина 500 м. Расположение снаружи нефтепроводящей трубы.

11. В качестве изоляции для кабелей нагревания с максимально допустимой температурой 120 °С рекомендован силансшитый полиэтилен высокой плотности (СПЭВП) и блоксополимер этилена с пропиленом (СЭП). Возможно применение комбинированной изоляции из двух слоев - первый слой СПЭВП и второй слой СЭП.

12.Применение разработанных кабелей в нефтяных скважинах предприятий Башнефть НГДУ — Уфа - нефть, Сибнефть (г. Ноябрьск), «Пермьтекс» (г.Соликамск) позволило увеличить дебит нефти и устранить необходимость периодической очистки нефтепроводящей трубы от отложений парафина.

Основные результаты работы отражены в следующих публикациях:

1. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Мерзляков Б.Л., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет нагревания потока нефти в скважине при применении нагревательного кабеля». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001.- 176 с.

2. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Смильгевич В.В., к.т.н., Мерзляков Б.Л., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов с применением нагревательного кабеля». Там же.

3. Буренков А.Е. «Кабель нагрева». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Там же.

4. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н, Савченко В.Г. «Разработка и качество кабелей для УЭЦН». Там же.

. 5. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Савченко В.Г. «Исследование и производство кабелей со сшитой полиэтиленовой изоляцией для установок, применяемых при добыче нефти». Там же.

6. Буренков А.Е., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов». «Электро» № 4,2001 г., с.9 -11.

7. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Патрушев А.И., Савченко В.Г., Холодный С.Д., д.т.н. «Производство и качество силовых кабелей низкого напряжения с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена». «Электро», № 2,2001 г.

8. Буренков А.Е., Валеев Н.С., д.т.н., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Физикомеханические и физикохимические свойства материалов для изоляции и оболочек кабелей, применяемых в нефтяных скважинах». Электро № 3,2002.

9. Беляков С.Ю., Буренков А.Е., Логунов В.В., Макиенко Г.П., Мерзляков Б.Л., Савченко В.Г., Турбин П.В., Холодный С.Д. Свидетельство на полезную модель № 22579 от 10.04.02 «Плоский нагревательный кабель для системы обогрева нефтескважины».

10. Буренков А.Е., Холодный С.Д., д.т.н. «Конструкции и области применения нагревательных кабелей». Электро № 2, 2002 г.

11. Буренков А.Е., Смильгевич В.В., к.т.н, Мерзляков Б.Л., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет режимов работы греющих кабелей в нефтяных скважинах с учетом особенностей процессов теплопередачи». Электро № 1, 2003 г.

12. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н, Савченко В.Г. Свидетельство на полезную модель № 22284 от 10.03.02 «Самонесущий нагревательный кабель».

13. Смильгевич В.В., Буренков А.Е., Демин A.B., Логунов В.В., Мерзляков Б.Л. Свидетельство на полезную модель № 20697 от 20.11.01 «Электронагревательный кабель».

t

I

I jfo\

•'380 1

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Процессы парафинообразования в нефтяных скважинах и методы борьбы с ними.

1.1 Способы эксплуатации нефтяных скважин.

1.2 Отложения парафина в нефтяных трубах и способы борьбы с ними

1.3 Теплотехнический и электрический расчет в соответствии с инструкцией [13].

1.4 Механизм образования смоло-парафиновых отложений.

1.5 Условия добычи нефти и парафинообразования на предприятиях ОАО «Оренбургнефть».

1.6 Расчет коэффициентов теплопередачи от скважины в грунт.

1.7 Обсуждение результатов по главе 1. Задачи дальнейших исследований.

ГЛАВА 2. Исследование процессов теплопередачи и процессов отложения-растворения парафина в скважинах.

2.1 Исследование процессов отложения и растворения парафина.

2.2 Процессы теплопередачи и массообмена в реальной конструкции скважины.

2.3 Обсуждение результатов исследований в главе 2.

ГЛАВА 3 Расчет режимов работы кабелей нагревания с учетом особенностей теплопередачи в нефтяных скважинах.

3.1 Система уравнений для расчета температуры в скважинах.

3.2 Расчет температуры нефти, стенки НКТ, жил кабеля и глубины начала отложения парафина.

3.3 Расчет мощности кабеля и температур нефти и жилы кабеля при периодическом включении кабеля в режиме растворения парафина.

3.4 Экспериментальное исследование нагревания нефти в скважинах с применением нагревательного кабеля.

3.5 Совместная работа кабелей питания насосов и кабелей нагревания

3.6 Условия работы кабелей при их непрерывном и периодическом включении. Общие рекомендации для применения кабелей нагревания и методика расчета.

ГЛАВА 4. Конструирование и расчет кабелей нагревания для нефтяных скважин.

4.1 Определение оптимальных длин кабелей, площади сечения жил и оптимальных конструкций кабелей.

4.2 Расчет и экспериментальное определение электрических и тепловых параметров кабелей нагревания.

4.3 Материалы для изоляции и оболочки кабелей нагревания.

4.4 Конструкции и основные параметры кабелей нагревания, изготовляемых ОАО «Камкабель».

ГЛАВА 5. Экспериментальные исследования процессов теплопередачи на модели нефтяной скважины.

5.1 Устройство установки.

5.2 Основные технические характеристики оборудования и приборов, используемых в установке по определению параметров теплопередачи.

5.3 Результаты исследований и методика их обработки.

ВЫВОДЫ.

Актуальность темы.

Эксплуатация многих нефтяных скважин осложняется интенсивным пара-финогидратообразованием, предупреждение которого традиционными средствами (применение ингибиторов, растворителей и др.) не обеспечивается. Одним из путей профилактики пробкообразования является подогревание продукции скважин до температуры, исключающей выпадение твердой фазы при работе скважин. Источниками тепла для такого подогревания могут быть греющие кабели, расположенные внутри или снаружи нефтепроводящей трубы.

Нефтяные предприятия имеют опыт применения греющих кабелей в нефтяных скважинах, в качестве которых использованы или силовые кабели для питания электродвигателей погружных насосов или геофизические кабели. Однако, такие кабели имеют параметры не полностью удовлетворяющие оптимальным режимам подогревания скважин. Для этого необходимы специальные кабели нагревания. Целью диссертационной работы является расчет условий работы кабелей нагревания в нефтяных скважинах и их конструирование с целью оптимизации технико-экономических параметров их применения.

Новизна научных исследований.

1. На основе теоретического и экспериментального изучения процессов тепломассообмена в нефтяных скважинах и кабелях нагревания предложены:

- методика расчета теплового сопротивления при теплопередаче от обсадной трубы в окружающий грунт в зависимости от времени работы скважины и кабеля нагревания;

- методика расчета тепловых сопротивлений при теплопередаче между элементами конструкции скважины: кабель - нефть, кабель - нефтепроводящая труба, нефтепроводящая труба - обсадная труба;

- методика расчета теплового сопротивления кабелей плоской конструкции;

- разработаны схемы замещения тепловых потоков и тепловых сопротивлений для расчета температур жилы кабелей и нефти при расположении кабелей внутри и снаружи нефтепроводящей трубы;

- методика расчета допустимых токов нагрузки при работе силовых кабелей, кабелей нагревания, а также при их совместной работе;

- метод расчета кабеля нагревания со снижением необходимой мощности с увеличением времени его работы.

2. В результате анализа расчетов тепловых режимов при работе кабелей нагревания и силовых кабелей питания электродвигателей насосов предложены методы расчета мощности кабелей нагревания и температуры их жил и установлено:

- при расположении кабелей нагревания снаружи нефтепроводящей трубы целесообразна только непрерывная работа кабеля нагревания;

- при расположении кабелей внутри нефтепроводящей трубы возможны режимы непрерывной и периодической работы кабелей нагревания, причем в высокодебитных скважинах целесообразно преимущественно периодическое включение кабеля нагревания в режиме растворения отложившегося слоя парафина.

3. В результате тепловых расчетов показано, что с целью снижения расхода электроэнергии целесообразно ступенчатое увеличение сечения жил кабеля по его длине по мере углубления в скважине и автоматическая регулировка мощности кабеля для поддержания постоянной температуры нефти при ее выходе из устья скважины.

На защиту выносятся положения:

Методики расчета тепловых сопротивлений при теплопередаче от обсадной трубы в окружающий грунт, между отдельными элементами конструкции скважины и кабелей плоской конструкции.

Методики расчета необходимой мощности кабелей нагревания, допустимого тока нагрузки и температуры жил и нефти при работе силовых кабелей, кабелей нагревания и при их совместной работе.

Рекомендации по режимам работы кабелей нагревания при их расположении снаружи и внутри нефтепроводящей трубы.

Разработанные конкретные конструкции кабелей нагревания и результаты их применения в нефтяных скважинах.

Практическое применение.

Разработаны трехжильные кабели нагревания марок КНСППоБ, КНСПШБ, КНППоБ, КНПШБ, изготовляемые в ОАО «Камкабель» по техническим условиям ТУ 16.К09-120-2000, а также аналогичные четырехжильные кабели.

Получен опыт применения этих кабелей в нефтяных скважинах предприятий:

1. Башнефть НГДУ - Уфа - нефть. Скважина 665, длина кабеля со стальными жилами 180 м. Заказано 20 линий с длиной кабеля нагревания 320 м.

2. Сибнефть, г.Ноябрьск. Работает 8 линий с длиной кабеля с медными жилами 1000 м (кабели КНППоБ 4x5.5 мм2).

3. «Пермтекс» (г.Соликамск). Скважина 146. Имеются положительные отзывы. Увеличился межочистной период и увеличился дебит нефти.

В результате применения кабелей нагревания увеличился дебит нефти и отпала необходимость остановки скважин для проведения чистки нефтепрово-дящих труб.

Основные результаты работы отражены в следующих публикациях:

1. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Мерзляков Б.Л., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет нагревания потока нефти в скважине при применении нагревательного кабеля». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001 г., с.37 - 41.

2. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Смильгевич В.В., к.т.н., Мерзляков Б.Л., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов с применением нагревательного кабеля». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001 г., с.41 - 44.

3. Буренков А.Е. «Кабель нагрева». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001 г., с.36 - 37.

4. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н, Савченко В.Г. «Разработка и качество кабелей для УЭЦН». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001 г., с. 16 - 26.

5. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Савченко В.Г. «Исследование и производство кабелей со сшитой полиэтиленовой изоляцией для установок, применяемых при добыче нефти». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль - МГ, 2001 г., с.26 - 35.

6. Буренков А.Е., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов». «Электро» № 4, 2001 г., с.9- 11.

7. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н., Патрушев А.И., Савченко В.Г., Холодный С.Д., д.т.н. «Производство и качество силовых кабелей низкого напряжения с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена». «Электро», № 2, 2001 г., с.38 - 41.

8. Буренков А.Е., Валеев Н.С., д.т.н., Смильгевич В.В., к.т.н., Холодный С.Д., д.т.н. «Физикомеханические и физикохимические свойства материалов для изоляции и оболочек кабелей, применяемых в нефтяных скважинах». Электро № 3, 2002, с.21 -23.

9. Беляков С.Ю., Буренков А.Е., Логунов В.В., Макиенко Г.П., Мерзляков Б.Л., Савченко В.Г., Турбин П.В., Холодный С.Д. Свидетельство на полезную модель № 22579 от 10.04.02 «Плоский нагревательный кабель для системы обогрева нефтескважины».

10. Буренков А.Е., Холодный С.Д., д.т.н. «Конструкции и области применения нагревательных кабелей». Электро № 2, 2002 г., с.28 - 30.

11. Буренков А.Е., Смильгевич В.В., к.т.н, Мерзляков Б.Л., Холодный С.Д., д.т.н. «Расчет режимов работы греющих кабелей в нефтяных скважинах с учетом особенностей процессов теплопередачи». Электро № 1, 2003 г., с.27 - 31.

12. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., к.т.н, Савченко В.Г. Свидетельство на полезную модель № 22284 от 10.03.02 «Самонесущий нагревательный кабель».

13. Смильгевич В.В., Буренков А.Е., Демин А.В., Логунов В.В., Мерзляков Б.Л. Свидетельство на полезную модель № 20697 от 20.11.01 «Электронагревательный кабель».

173

1. Муравьев И.М. и Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М-Л.: Гостехиздат, 1949, 776 с. (учебник для нефтяных вузов).

2. Малышев А.Г., Черемисин Н.А. «Применение греющих кабелей для предупреждения парафиногидратообразования в нефтяных скважинах». Нефтяное хозяйство, № 6, 1990 г., с.5 8 60.

3. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. «Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием». Нефтяное хозяйство, № 9, 1997 г., с.62 69.

4. Технология предупреждения гидратообразования в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нефтяных скважин электрообогревом. РД 39-0148070-043 ВНИИ 86. - Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 25 с.

5. Технология применения химических реагентов для борьбы с парафинизаци-ей нефтепромыслового оборудования. РД 39 - 23 - 1216 - 84. - М.: Мин-нефтепром, 1986 - 40 с.

6. Трояновский Ю.В. Особенности парафинизации промыслового оборудования и разработка мер по борьбе с отложениями в условиях месторождений западной Сибири: Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. Тюмень, 1971 г.

7. Пудовкин М.А., Саламатин А.И., Чугунов И.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: КГУ, 1997. - 200 с.

8. Черемисин Н.А. Исследование механизма образования парафиногидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ним: Автореферат диссертации к.т.н. Тюмень, 1991 г.

9. Федоров Е.Е. Разработка методов понижения вязкости и депарафинизации промысловых трубопроводов с использованием электрического поля: Автореферат диссертации к.т.н. Иваново-Франковск, 1982 г.

10. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ним. М.: Недра, 1970. - 220 с.

11. Чаронов В.Я. и др. «Проблема электронагрева нефтескважин при очистке их от отложений парафина». Электротехника, 1995, № 12.

12. Пудовкин М.А., Саламатин А.И., Чугунова В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: изд. КГУ, 1997.

13. Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. «Особенности теплового поля нефтяного месторождения» изд. КГУ, Казань, 1968 г.

14. Шохин В.Ф. «О теплопередаче через стенки скважины». Труды Гидротю-меннефтегаза, вып. 18, Тюмень, 1969 г.

15. Шохин В.Ф., Герасимов В.П. «Экспериментальное изучение теплоперадачи через многослойную цилиндрическую стенку». Проблемы нефти и газа Тюмени, вып.20, Тюмень, 1973 г.

16. Люшин С.Ф. и др. Борьба с отложениями парафина, М: изд. «Недра», 1965.

17. Невеженко В.Ф. Методика определения температуры начала кристаллизации парафина в нефти. Тр. Куйбышев НИИ НП, вып.9, Куйбышев, 1961 г.

18. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. Москва, «Недра», 2000 г.

19. Ашмян К.Д., Губкина Г.Ф., Мраченко Е.А. Методика выявления месторождений нефти, насыщенных парафинами, с использованием корреляционных зависимостей // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 1, 2 - с.51 - 52.

20. Стандарт МЭК. Публикации 287 (1982 г) и 853-1 (1985 г).

21. Основы кабельной техники // под ред. В.А.Привезенцева. М: «Энергия», 1975 г.

22. Буренков А.Е., Смильгевич В.В, Холодный С.Д. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов». «Электро» № 4, 2001 г.,

23. Буренков А.Е., Холодный С.Д., Мерзляков Б.Л. и др. «Расчет нагревания потока нефти в скважине при применении нагревательного кабеля». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль МГ, 2001. - 176 с.

24. Буренков А.Е., Холодный С.Д., Мерзляков Б.Л. и др. «Расчет допустимого тока нагрузки в кабелях для погружных электронасосов с применением нагревательного кабеля». Там же.

25. Лыков А.В. Тепломассообмен (справочник). М.: «Энергия», 1972.

26. Кейс В.М. Конвективный тепло и массообмен. М.: «Энергия», 1972.

27. Буренков А.Е. «Кабель нагрева». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль МГ, 2001.

28. Вопросы высоковольтной кабельной техники на XX сессии Международной конференции по крупным энергосистемам. М.: ВНИИЭМ, 1965, доклад 233.

29. Месенжник Я.З., Новиков Д.В., Свалов Г.Г. «Кабельная продукция для нужд нефтегазовой промышленности». Кабели и провода, 2001, №1.

30. Фризен Н.И., Олеар М.Г., Бочкарева Л.Н., Сотников В.Г. «Разработка кабеля для нефтепогружных электронасосов, изолированного на основе полипропилена. Сб. научн. тр. ВНИИКП. Исследование и производство кабелей и проводов. М.: Энергоатомиздат, 1991.

31. Кабели и провода для ядерных энергетических установок. Под ред. Э.Э. Финкеля. М.:Энергоатомиздат, 1983.

32. Смильгевич В.В., Макиенко Г.П. «Новые кабели с пластмассовой изоляцией для кабельных линий У ЭЦН». Химическое и нефтегазовое машиностроение, 8, 2000 г. Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль МГ, 2001.

33. 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, 11, 2000 г.

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

35. Новиков Д.В. Разработка и исследование теплостойких кабелей для погружных электронасосов. Автореферат дисс. М.: 1999 г.

36. Смильгевич В.В., Макиенко Г.П. ОАО «Камкабель» крупнейший производитель кабельной продукции для нефтегазовой индустрии». Химическое и нефтегазовое машиностроение, 5, 2000 г.

37. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., Савченко В.Г. «Разработка и качество кабелей для УЭЦН». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль МГ, 2001.

38. Буренков А.Е., Макиенко Г.П., Савченко В.Г. «Исследование и производство кабелей со сшитой полиэтиленовой изоляцией для установок, применяемых при добыче нефти». Пермская обл. для нефтегазовой индустрии. Сборник, Пермь 2001. Агентство «Стиль МГ, 2001.

39. Буренков А.Е. и др. «Производство и качество силовых кабелей низкого напряжения с изоляцией из силаносшиваемого полиэтилена». «Электро», № 2, 2001 г.

40. Месенжник Я.З., Новиков Д.В., Пироговский Р.А. «Новые исследования в области создания силовых кабелей повышенной теплостойкости для погружных нефтенасосов». Электротехника, 1997, № 6.

41. Месенжник Я.З., Новиков Д.В., Пироговский Р.А. «Кабели промежуточной теплостойкости для питания погружных нефтенасосов». Кабели и провода, 1999, № 1.

42. Образцов Ю.В. «Силовые кабели среднего напряжения с силаносшиваемой полиэтиленовой изоляцией». Кабели и провода, № 4, 2001.

43. Поливанов К.М. Теоретические основы электротехники, ч.З. Теория электромагнитного поля. М.: «Энергия», 1969 г.

44. Белоруссов Н.И., Саакян А.Е., Яковлева А.И. Электрические кабели, провода и шнуры. Справочник. М.:Энергоатомиздат, 1987 г.

45. Буренков А.Е., Холодный С.Д. «Конструкции и области применения нагревательных кабелей». «Электро», № 1, 2002.

46. Буренков А.Е., Валеев Н.С., Смильгевич В.В., Холодный С.Д. «Физикомеха-нические и физикохимические свойства материалов для изоляции и оболочек кабелей, применяемых в нефтяных скважинах». «Электро», № 2, 2002.

47. Ютау Жу, Хо Гиу Йон, Кван С Су «Сравнение электрических свойств сила-носшиваемого полиэтилена и полиэтилена, сшитого с применением перекиси дикумила». IEEE Transactions on Dielektric and Electrical Insulation, vol. 6, № 2, April, 1999.

48. Тернер P.B. «Основные процессы переработки полимеров». М:, Химия, 1972 г.

49. Сополимеры этилена с пропиленом. JI. Химия, 1965 г.

50. Буренков А.Е. и др. Свидетельство на полезную модель № 22579. Приоритет от 27.08.2001.

51. ТУ 16.К09 120 - 2000. Кабели нагрева. Введены впервые от 15.02.2001 г.

52. ОАО ТИТ. «Энергоснабжение». Инструкция «Комплексная технологияборьбы с отложениями при добыче нефти и защита от замораживания нефтепромысловых объектов электрообогревом» РД 36253509 - . - 97 Р.1. Тюмень, 1997.

53. Диткин В.А., Прудников А.П. Справочник по операционному исчислению, М.: Высшая школа, 1965.