АВТОМАТИЗАЦИЯ И
РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ
ТЕХНОЛОГИИ
  • Новости от компании ЗАО «АРСТ»
  • Новости от компании ЗАО «АРСТ»

    Подробный ответ на запрос о функционале прибора «Омпик-3»

    Подробный ответ на запрос о функционале прибора «Омпик-3»

    Переписка главного энергетика НГДУ «Речицанефть» РУП ПО «Белорусьнефть» с генеральным директором ЗАО «АРСТ» Кузнецовым Павлом Алексеевичем, относительно функционала прибора «Омпик-3»

    Главный энергетик НГДУ «Речицанефть» РУП ПО «Белорусьнефть» О. В. Серак:
    Нас интересует комбинированное устройство ОМПИК-3. Где, на каких предприятиях в настоящее время используется это устройство? Позволяет ли ОМПИК-3 определить место повреждения или участок на котором снижена изоляция кабеля. Можно ли гарантировать, что после прохождения испытаний кабель отработает в скважине какой-то определенный (гарантийный ) срок?

    Генеральный директор ЗАО «АРСТ» П. А. Кузнецов:
    Примером эксплуатации устройств «ОМПИК-3» является ОАО «Сургутнефтегаз». Первые модели «ОМПИК-1» у них эксплуатировались 14 лет. После того как они морально и физически устарели ОАО «Сургутнефтегаз» принял решение закупить у нас новые модели «ОМПИК-3В» в количестве 10 комплектов которые им поставлены и успешно эксплуатируются 6 месяцев.

    «ОМПИК-3» позволяет найти место повреждения кабельной линии за один цикл перемотки кабеля с барабана на барабан, с точностью 1 см. двумя способами:
    — В процессе мягкого прожига по характерному «шуму и треску» и выделению продуктов горения;
    — После мягкого прожига по тепловому следу – датчиком теплового следа.

    По поводу гарантий наработки кабельной линии на отказ после испытаний, хочу пояснить следующее:

    — Прогнозировать срок наработки кабельной линии погружного кабеля очень проблематично, я бы даже сказал, практически невозможно. Объясняется это условиями эксплуатации данного вида кабеля. Когда вы изготовили новую кабельную линию и протестировали ее – это один кабель, когда доставили до места монтажа – второй кабель, когда спустили погружное оборудование – это третий кабель, после эксплуатации 10 дней – это четвертый кабель, при подъеме погружного оборудования – это пятый кабель, при доставке на базу – это шестой кабель, при перемотке на базе – седьмой кабель. Итак, мы видим, что погружной кабель постоянно находится в динамике и подвергается стрессовым ситуациям. Поэтому применить к погружному кабелю стандартные методы прогнозирования, которые неплохо работают на кабеле находящиеся в статике, практически невозможно.

    Все эти обстоятельства связаны, прежде всего, с характеристиками изоляции токоведущих жил. И тут две основные проблемы: первая – изоляция теряет свою непроницаемость становясь «микрогубкой» – резистором на протяжении от одного до сотни метров в длину. В таком кабеле невозможно локализовать место утечки. И тут единственный «дедовский» способ «пополам» – измерение обоих половин, снова пополам и т. д. (но такая ситуация встречается довольно редко).

    Чаще встречается проблема вторая – изоляция «костенеет» т. е. теряет свою эластичность. Вследствие чего на изоляционном покрове возникают микротрещины как продольные, так и поперечные. Происходит это при перемотке кабеля, а прежде всего при прохождении кабеля через блок-баланс при спускоподъемных работах.

    Следует отметить, что поперечную микротрещину, защемленную по внутреннему радиусу намотанного на барабан кабеля не возможно обнаружить испытательным напряжением согласно ГОСТа и ТУ заводов изготовителей кабеля (на сегодняшний день это 18 кВ). Замачивание в ванне с водой, в данном случае, также бесполезно. В ванне нет давления. И так такой кабель проходит через блок-баланс (это очередной стресс) и попадает в среду, где температура и давление. В итоге: выход кабеля из строя (пробой) может произойти сразу или через неделю, месяц и т. д. И это тупиковая ситуация.

    Тем не менее, основной блок этих проблем был нами решен 16 лет назад. И когда этот разработанный нами метод и устройство впервые, 16 лет назад, начали использовать в НГДУ «Полазнанефть», то отказы погружной установки по проблемам с кабелем упали до 2%, а доходило ранее до 70%. Цех ремонта погружного оборудования тут же ликвидировал ванну для водных испытаний кабеля, чем продлил срок службы брони кабеля. И так работает по сегодняшний день.

    Вслед за НГДУ «Полазнанефть» ОМПИКами были оснащены все базы «Башнефть», «Татнефть», «Сургутнефтегаз», «Азнефть», «Лукойл» и т.д.

    Теперь кратко о принципе работы устройства «ОМПИК».

    Устройство в своем составе содержит два источника:
    — Источник постоянного регулируемого опорного напряжения: 0-3кВ (ПРОЖИГ);
    — Источник постоянного регулируемого напряжения: 0-50кВ (ТЕСТ).

    Оба эти напряжения одновременно подаются на испытуемую жилу кабеля. И если на новый качественный кабель Вы подаете 3кВ опорного и 50кВ тестирующего напряжения, то Вы увидите, что ток утечки стабилизируется, и в таком состоянии будет держаться неопределенно долгое время. И ничего с изоляцией кабеля страшного не произойдет, потому что это постоянное напряжение!

    Для примера могу привести следующий факт. Когда первые ОМПИКи 15-16 лет назад устанавливались, то от устройства «ОМПИК» до шкафа удлинителя подключения к испытуемому кабелю прокладывалась кабельная магистраль длиной 15-30 метров. Эта кабельная магистраль не что иное, как обычный погружной бронированный кабель. И этот отрезок погружного кабеля каждый день подвергался испытательному напряжению 35кВ по несколько раз на протяжении 15-16 лет.

    Таких линий было смонтировано более ста штук, и я не знаю ни одного случая пробоя такой линии. Это говорит о том, что тестирующее высокое постоянное напряжение ни каким образом не влияет разрушающе на изоляцию погружного кабеля, тем более, что кабель за свой жизненный цикл подвергается высоковольтным испытаниям вряд ли более 10-20 раз.

    Если в новом кабеле произойдет пробой, то это однозначно дефект изоляции. И если вы не будете сильно дожигать дефектный участок то, вскрыв броню, вы увидите причину заводского брака.

    Другое дело с кабелем, побывавшим в скважине, где высокое давление, температура, набор растворителей, газа, воды, да и вообще понемногу всей таблицы Менделеева. И тут возвращаемся к потере эластичности и микротрещинам. Что происходит с таким кабелем при испытаниях «ОМПИКом»? При подаче тестирующего напряжения до 18 кВ либо пробой, либо большой ток утечки. При пробое, естественно, поиск места повреждения согласно инструкции на «ОМПИК». При большой утечке, ждать пока не произойдет пробой, а он может и не произойти. Вам ничего не остается как поднимать напряжение до пробоя, т. е. локализации места дефекта, как правило это микротрещина, сростка или механическое повреждение при спускоподъемных работах. «ОМПИК-3» позволяет поднимать тестирующее напряжение до 50кВ, что обеспечивает возможность до 98% локализовать место пробоя. За исключением случаев, когда изоляция становится резистором (описание выше).

    Тем не менее, еще не так все просто. Вы подали, например, опорное напряжение 3кВ, а тестирующее 18кВ. Через некоторое время ток стабилизировался и можно считать, что все в порядке. Однако, это не всегда говорит о том, что кабельная линия не имеет дефектов. Если на кабеле имеет место защемленная микротрещина, то она не покажет ни повышения тока утечки, ни пробой. Единственный способ обнаружить ее это поднимать напряжение тестирования минимум до 35 кВ и удерживать это напряжение 3-5 минут.

    Тестирующее напряжение будет активно озонировать в микротрещине, чем создаст токопроводящий микрослой. Произойдет кратковременный пробой, т. е. емкость заряженного кабеля разрядится через этот дефектный участок. Этот разряд тут же создаст условия для прохождения тока прожига (не забываем, что у нас работают одновременно два источника). Начнется процесс мягкого прожига.

    Если кабельная линия выдержала 35 кВ в течении 3-5 минут, а ток утечки не стабилен, то это говорит о том, что в кабельной линии есть дефектный участок и даже напряжение 35кВ не может его локализовать. Следует поднимать напряжение тестирования до пробоя вплоть до 50кВ.

    Если кабельная линия выдержала 35кВ в течении 3-5 минут и ток утечки стабилен, то это и есть на сегодняшний день единственная гарантия исправности кабельной линии. Но это еще не все. Если микротрещина, образовавшаяся на изоляции, не дошла до токоведущей жилы, например, несколько микрон, то и 50кВ Вам не помогут.

    Приведу интересный факт из нашей жизни. Тринадцать лет назад на базе нашего предприятия проходило совещание представителей всех ТД НК «Лукойл». Одна из тем была испытание погружного кабеля. Многие были возмущены, что мы предлагаем испытывать кабель напряжением 35кВ, что является нарушением ГОСТа и ТУ. Мы доказывали, что тогда это патовая ситуация. Мнение разделилось 50 на 50, после совещания ко мне подошел один из участников совещания (к сожалению, не помню его фамилию) и сообщил интересный факт, что по соседству с ним в Западной Сибири работает Канадская компания. С погружным кабелем они поступают следующим образом: разматывают его в поле и подают на него испытательное постоянное напряжение 120кВ! И если кабель выдержал, то только тогда его спускают в скважину!

    В данном случае, я согласен с таким подходом, исходя хотя бы из того, что пробивное напряжение полиэтилена низкого давления доходит до 150кВ на миллиметр. Вот и подсчитайте, каким напряжением мы обнаружим микротрещину, не дошедшую до токоведущей жилы 0,5мм.

    Еще один факт. ВНИИ КП где-то 12 лет назад изменило ГОСТ по испытаниям погружного кабеля, где напряжение испытания было поднято с 12кВ до 18кВ. Связано это с тем, что многие уже работали с нашими «ОМПИКами» и поняли, что 12кВ никоим образом не позволяют обнаружить большинство дефектов изоляции.

    Я был на этом совещании, где принималось решение об изменении ГОСТа. Когда спросили мое мнение, каким напряжением испытывать погружной кабель, то я естественно ответил, что это минимум 35кВ, а желательно 50кВ. Но естественно представители кабельных заводов категорически были против. Было принято решение поднять испытательное напряжение до 18кВ, которое, по факту так же не позволяет обнаружить и локализовать микродефекты изоляционного покрова погружного кабеля.

    Подводя итог становится понятно, что проблема с погружным кабелем, к сожалению, до сих пор не решена начиная с производства и заканчивая объективными испытаниями. Поэтому считаю, что наш метод испытания повышенным постоянным напряжением является на сегодняшний день самым оптимальным и позволяет нефтедобывающим предприятиям уменьшить финансовые потери.

    Если решите применять наши «ОМПИКи» (они выпускаются в разной комплектации), то будет проведено обучение персонала, а я с удовольствием готов принять участие в совещании по проблемам эксплуатации и ремонту погружного кабеля.


    Комментарии работают от сайта Disqus
    ← Вернуться на предыдущую страницу

    Фотографии оборудования

    arst arst arst
    arst arst arst
    arst arst arst