Кабель для погружных нефтяных насосов
Кабель для погружных нефтяных насосов относится к подземному оборудованию нефтяных скважин и может быть использован для питания электродвигателей погружных нефтяных насосов. Кабель содержит расположенные в одной плоскости или скрученные три изолированные токопроводящие жилы, имеющие изоляцию из блоксополимера пропилена с этиленом; поверх изолированных жил расположена защитная подушка в виде обмотки из синтетических лент снабженной подслоем, стойким к воздействию ионов меди, выполненным монолитно с основным слоем и высокопрочным бронепокровом, выполненым из полимерного, обладающего высокими диэлектрическими свойствами материала, например, полипарафенилен-терефталамида (кевлара).
Кабель для погружных нефтяных насосов относится к подземному оборудованию нефтяных скважин и может быть использован для питания электродвигателей погружных нефтяных насосов. Известен кабель для установок погружных электронасосов по ТУ 16-505.129-2002 «Кабели с полиэтиленовой изоляцией для установок погружных электронасосов», содержащий три параллельно уложенные медные токопроводящие жилы, каждая из которых покрыта двухслойной полиэтиленовой изоляцией, и последовательно наложенные поверх изолированных жил обмотку из синтетической ткани или полимерной ленты и бронепокров из стальных оцинкованных лент (информационно-технический сборник «Изделия кабельные», том 6, «Кабели и провода различного назначения», часть 2, изд. ОАО ВНИИКП, г. Москва).
Основным недостатком этой конструкции кабеля является низкая стойкость к воздействию нефтяной среды (протокол испытаний 
6 от 10 апреля 2008 г, ЦЗЛ ОАО «РОССКАТ»).
Наиболее близким по технической сути является «Кабель для погружных нефтяных насосов» (по патенту RU 236802, МПК7 H01B 7/08, от 16.05.2008), содержащий три параллельно уложенные медные токопроводящие жилы, каждая из которых покрыта полимерными изоляцией и оболочкой, и последовательно наложенные поверх них общую обмотку из синтетической ткани или полимерной ленты и бронепокров из стальных оцинкованных лент, при этом полимерные изоляция и оболочка выполнены из блоксополимера пропилена с этиленом, включающего 0,1-0,6 мас.% дезактиватора меди. Это техническое решение позволяет использовать кабель в условиях нефтяных скважин, так как изоляция и оболочка из блоксополимера пропилена с этиленом устойчивы к воздействию нефтяной среды.
Известно, что при работе УЭЦН ток от трехфазного источника питания через сопротивления жил кабеля поступает на обмотки ПЭДа. Одновременно с этим, часть тока через емкостное сопротивление жил кабеля поступает на броню кабеля, формируя на ней электрический потенциал.
Поскольку потенциал обсадной колонны, по определению, близок нулю, тогда между броней кабеля, корпусом ПЭДа и обсадной колонной возникает разность потенциалов и электрический ток, протекающий через электропроводящую лифтируемую жидкость.
Также причинами появления электрического потенциала на броне кабеля могут быть; - нарушение симметрии фазовых напряжений и токов из-за перекоса фаз питающего напряжения, недостаточная изоляция и несимметричность конструкции (плоского) кабеля.
В свою очередь, при значительных дебитах скважин более 100 м3/сут. и линейной скорости добываемой жидкости в кольцевом зазоре между ПЭД и обсадной колонной более 10 м/сек, ионно-насыщенная область уносится потоком, затрудняя процесс восстановления металла и способствуя образованию язвенной коррозии как на корпусе ПЭДа, в одном полупериоде, так и на обсадной колонне в противоположном.
В свою очередь, при использовании ингибиторов солеотложения по технологии постоянного или периодического дозирования ингибитор стекая через межтрубное пространство по стволу скважины, попадает в зазор между НКТ и кабелем, вызывает электролитическое разрушение металла муфт, НКТ или эксплуатационной колонны под действием наведенного потенциала на броне вследствие токов утечки кабеля. В тоже время в скважинных условиях - при наличии кислых газов и повышенной температуре коррозионная агрессивность закачиваемых ингибиторов - возрастает.
Целью предлагаемого технического решения является увеличение срока службы подземного скважинного оборудования и погружного кабеля.
Поставленная цель решена за счет того, что кабель для погружных нефтяных насосов, содержащий расположенные в одной плоскости или скрученные три изолированные токопроводящие жилы, имеющие изоляцию из блоксополимера пропилена с этиленом; поверх изолированных жил расположена защитная подушка в виде обмотки из синтетических лент снабженной подслоем, стойким к воздействию ионов меди, выполненным монолитно с основным слоем и высокопрочным бронепокровом, который выполнен из полимерного, обладающего высокими диэлектрическими свойствами материала, например, полипарафенилен-терефталамида (кевлара). Выполнение бронепокрова кабеля из полимерного материала (кевлара) обладающего высокой прочностью (в пять раз прочнее стали, предел прочности 
0=3620 МПа. Кевлар сохраняет прочность и эластичность при низких температурах, вплоть до криогенных (-196°C), более того, при низких температурах он даже становится чуть прочнее. При нагреве кевлар не плавится, а разлагается при сравнительно высоких температурах (430-480°C). Диэлектрические свойства материала, (кевлара), предотвращают электролитическое разрушение колонны НКТ, насосного оборудования и эксплуатационной колонны, разрушение изоляции кабеля, и увеличивая время наработки на отказ.
На фиг. 1 изображен кабель с изолированными жилами, расположенными в одной плоскости, где токопроводящая жила 1, слой изоляции 2, подушка 3, бронепокров 4.
Кабель выполнен следующим образом.
Токопроводящая жила 1 покрыта слоем изоляции 2, выполненной из блоксополимера пропилена с этиленом, который снабжен подслоем иной композиции блоксополимера пропилена с этиленом, стойкой к воздействию ионов меди.
Поверх изолированных жил 1 расположены защитная подушка 3 в виде обмотки из синтетических лент и бронепокров 4, выполненный из полипарафенилен-терефталамида (кевлара).
Технический эффект предложенного технического решения заключается в увеличении срока службы подземного скважинного оборудования и кабеля, за счет исключения металлического (гальванического) контакта скважинного оборудования с металлической броней кабеля.
При использовании ингибиторов солеотложения по технологии постоянного или периодического дозирования ингибитор стекая через межтрубное пространство по стволу скважины, попадает в зазор между НКТ и кабелем, вызывая электролитическое разрушение металла муфт, НКТ или эксплуатационной колонны под действием наведенного потенциала на броне вследствие токов утечки кабеля. В тоже время в скважинных условиях - при наличии кислых газов и повышенной температуре коррозионная агрессивность закачиваемых ингибиторов - возрастает.
Литература:
1. ТУ 16-505.129-2002 «Кабели с полиэтиленовой изоляцией для установок погружных электронасосов» - аналог.
2. Патент RU 236802, МПК7 H01B 7/08, от 16.05.2008 - прототип.
Кабель для погружных нефтяных насосов, содержащий расположенные в одной плоскости или скрученные три изолированные токопроводящие жилы, имеющие изоляцию из блок-сополимера пропилена с этиленом; поверх изолированных жил расположена защитная подушка в виде обмотки из синтетических лент, снабжённой подслоем, стойким к воздействию ионов меди, выполненным монолитно с основным слоем и высокопрочным бронепокровом, отличающийся тем, что бронепокров выполнен из полимерного обладающего высокими диэлектрическими свойствами материала, например полипарафенилен-терефталамида (кевлара).
