Тепловые процессы при работе погружных кабелей

Здравствуйте уважаемые посетители сайта "Помощь электрикам".

Из всего многообразия погружных кабелей для нефтегазовой  промышленности в  наиболее  жестких  условиях многофакторного воздействия работают кабели для электропитания погружаемых в скважины устройств (геофизические снаряды, электротеплонагреватели, электронефтенасосы  и  т.д.);  некоторые элементы  этих  условий, например, механические нагрузки, присущи также эксплуатации наземных кабелей для сейсморазведки и др. К  наиболее  характерным  представителям  кабелей для  скважин относятся  специальные  грузонесущие многофункциональные геофизические кабели. В общем случае они являются электротелеметрическими, хотя и позволяют кратковременную передачу больших токов, а в  некоторых  исполнениях  имеют  и  силовые  жилы  (например, КГПВ-6),  предназначенные  для  канализации значительных мощностей.

  При помощи геофизических кабелей в процессе бурения скважин проводится комплекс промыслово-геофизических работ, основное место в котором занимает каротаж — изучение физических свойств пород, пересеченных скважиной, с целью определения последовательности  напластований,  характеристик отдельных пластов, глубины их залегания и т.д. Кроме  каротажа,  в  комплекс  входит  ряд  измерений, контролирующих бурение  скважины  (измерение  профиля скважины, отклонения оси скважины от вертикали, азимута оси скважины и т.п.), отбор образцов пород сверлящими  или  стреляющими грунтоносами,  проб жидкости  из  пластов  скважины  пробоотборниками, прострелочно-взрывные  операции  при  вскрытии  продуктивных пластов и ликвидации аварий, а также гидродинамические наблюдения в действующих скважинах. Геофизический кабель является каналом связи для передачи  электрических  сигналов  от  скважинных  приборов к измерительной и регистрирующей аппаратуре, расположенной на поверхности земли.

  С помощью спуско-подъемного оборудования и кабеля производят перемещение приборов  по  стволу  скважины.  Наконец, этот кабель используют в качестве измерительного инструмента,  с  помощью  которого  определяют  глубину нахождения аппаратуры в скважине. Известны и другие методы исследования скважин, например, в процессе бурения при помощи аппаратуры,  установленной  над  турбобуром, использующие  в качестве  канала  связи  колонну  бурильных  труб.  Они позволяют проводить исследования в наклонных скважинах сложного профиля или осложненных бурением, однако  ограниченность  их  возможностей  на  глубинах свыше 3000 м, и недостаточность получаемой с их помощью информации не позволяют им конкурировать с детальными  исследованиями,  проводимыми  с  помощью грузонесущих геофизических кабелей. К погружным кабелям, для которых обязательно изучение тепловых процессов при протекании по ним токов нагрузки и подогревании их скважинной жидкостью, можно отнести: силовые кабели для питания погружных электродвигателей нефтенасосов, грузонесущие геофизические кабели,  кабели  для  электропитания  двигателей электробуров, нагревательные  кабели  для  распарафинирования  скважин или для предупреждения асфальтопарафиновых отложений и гидратов в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Ряд  вопросов  имитационных  исследований,  электрического и теплового расчетов, конструирования, изготовления и эксплуатации этих кабелей рассмотрен в работах [1-5].

 В последнее время получили развитие новые схемы одновременной эксплуатации в одних и тех же скважинах  кабелей  различного  назначения,  например,  силовых  нагревательных кабелей  и  силовых  кабелей  для электропитания погружных нефтенасосов. Совместная работа нагревательных кабелей и кабелей  для  питания  погружных  электродвигателей (ПЭД) может  приводить  к  дополнительному  подогреву  последних, что делает тепловой расчет, количественное определение  этого  подогрева,  крайне  актуальной  задачей, так как при расчете допустимого тока нагрузки питающих кабелей этот эксплуатационный вариант ранее не рассматривался.

 В предлагаемой статье рассмотрены методы расчета допустимых токов нагрузки силовых кабелей,  кабелей  нагревания  и  методы  расчета  токов при их совместной работе. Рассмотрены также методы расчета допустимых токов нагрузки грузонесущих геофизических кабелей и показаны возможные методы расчета кабелей для питания нагревателей и электрических двигателей электробуров.

На рис. 1 показана общая схема эксплуатации погружных электронасосов, на рис. 2 — расположение кабелей питания и нагревания по длине скважины и на рис. 3 — расположение этих кабелей по сечению скважины.  

Длина кабеля питания l_k на рис. 2 почти равна длине  НКТ  l.  Возможны  варианты работы  силовых  кабелей питания насосов и кабелей нагревания. В скважинах со штанговыми насосами, естественно, только кабель  нагревания,  расположенный  снаружи НКТ.  В скважинах  с  центробежными  насосами  кабель  питания расположен снаружи НКТ, а кабель нагревания — внутри НКТ (возможно и снаружи НКТ). В случае объединения кабелей  питания  и  нагревания  в  общей броне,  кабель  питания  подвергается значительному нагреванию,  что  крайне  нежелательно,  так  как  это приводит к снижению допустимого тока нагрузки.

Перед насосом к кабелю питания подключен кабельудлинитель, длина которого может достигать 50 м. Этот кабель  подвергается  дополнительному  нагреванию  от работающего насоса  и  двигателя,  особенно  это  относится к аварийным режимам. Поэтому кабель-удлинитель должен обладать повышенной нагревостойкостью.

 Динамический уровень затрубной жидкости ld может изменяться в значительных пределах в зависимости от давления, которое поддерживается в затрубном пространстве.  Он может  изменяться  по  глубине  от 700 м до значения l — 50 м. Рассмотрим наиболее тяжелый случай работы кабеля питания, когда в затрубном пространстве расположен газ под давлением. На  рис.  4  показана  схема  расчета  температур  и мощности  тепловых  потоков в  случае  расположения кабеля питания снаружи НКТ и кабеля нагревания внутри НКТ. В [6-8] рассмотрены теплообменные процессы  и  рекомендованы  численные  значения  тепловых сопротивлений, приведенные в табл. 1. Тепловые сопротивления: R_КП — кабеля питания, R_ТК — кабеля нагревания, R_Т∆ — между кабелем и НКТ при наружном расположении кабеля,  R_Т4 —  между  кабелем  и  НКТ при внутреннем расположении кабеля нагревания при его соприкосновении с поверхностью НКТ, R_Т8 — между кабелем нагревания и нефтегазово-водной смесью в НКТ, R_Т1 — между этой смесью и внутренней стенкой НКТ, R_Т2 — между НКТ и обсадной трубой (ОТ), R_Т5 — между поверхностью кабеля и ОТ, R_Тз — тепловое сопротивление для земли, окружающей обсадную трубу.

Обозначение  температур:  Т_ЖП —  жилы  кабеля  питания, Т_Ж — жилы кабеля нагревания, Т_БП — брони кабеля питания, Т₂ — НКТ, Т₃ — ОТ. Значение Е соответствует температуре грунта (Е = Т_оу +к_с•х), Т₁ — температура нефти. Обозначение мощности тепловых потоков (Вт/м): Р_П — суммарная мощность потерь в кабеле питания, Р — то же в кабеле нагревания, Р_Н — для мощности теплового потока, необходимого для нагревания (или при охлаждении) нефти, и от трения при течении вязкой жидкости.

 В схеме рис. 4 эти потоки соответствуют источникам тока в электрических схемах, а Е — ЭДС.

По определению тепловое сопротивление грунта

 R_Тз =(Т_ОТ-Т_О)/Р, где Т_ОТ — температура грунта около обсадной трубы, Т_О — температура грунта при отсутствии влияния скважины, Р — мощность потока тепловой энергии от обсадной трубы. Если значение Р постоянное, то для температуры грунта  Т  на расстоянии  r  от оси скважины по [12]

 где Еi(z) — интегральная табулированная показательная функция, z = r²/(4аt), а = λ/сρ

(температуропроводность),  t  —  время,  λ —  теплопроводность, с — теплоемкость,  ρ — плотность грунта. В  процессе  работы  скважины  время  от  начала  ее эксплуатации велико и значение z < 0,4 (безразмерная величина). В этом случае справедливо приближение

 Для средних теплофизических свойств грунта приближенно

 где t — время, час.

Значение R_Тз зависит от времени эксплуатации.

 Рассмотрим сначала работу только кабеля питания.

Значение мощности при охлаждении нефти Р_Н при ее движении вверх по скважине невелико, и для приближенных  расчетов  применяем  Р_Н≈0.

При  отсутствии  кабеля  нагревания Р=0. Формально в схеме рис. 4 в цепях Р и Р_Н будет разрыв. Тогда эквивалентное сопротивление для потока Р_Н получим по формуле

 Тепловое сопротивление для земли R_Тз увеличивается со временем работы скважины от 0,25 (при t=100 час.) до 0,4 ^oС•м/Вт (при t=1000 час.).

Тогда при учете значений тепловых сопротивлений в табл. 1 получим R_Т = 1,42-1,57 ^oС•м/Вт.

 Значение Т₁= E при х = l. Если при заданном токе в жиле кабеля 1 рассчитать Р_П по (5), то по (6) определим R_T. По данным [2] (табл.2, 3) получим рекомендуемые токи для заданных (ТЖП-T₁). Тогда для кабелей КПБП-90 и КПпБП-110 получим R_T в зависимости от сечения жилы, приведенные в табл. 2.

При использовании данных [9] для кабелей зарубежных фирм получим в среднем R_T≈1,9 -1,3 ^оС•м/Вт, что приблизительно  соответствует  данным  табл.  2.  Таким образом,  для расчета  максимально  допустимых  токов нагрузки рекомендуется использовать данные табл. 2.

 Однако  фактический  ток  в  кабелях  может  быть меньше максимально допустимого значения.

Мощность  энергии,  необходимую  для  откачки нефти, определим по формуле

 где g =9,81 м/с 2 ; ρн— плотность откачиваемой жидкости,  кг/м³ ; l д —  динамический уровень  межтрубной жидкости, м; Q — объем откачиваемой жидкости, м 3 /с; W — мощность энергии, Вт. При движении жидкости по НКТ энергия затрачивается  также  на трение.  Для  грубой  оценки  необходимой мощности значение W из (4) умножим на 2. Значения необходимой мощности приведены в табл. 3. В этой же таблице  приведены параметры  двигателей  ([3],  табл.  1.5), необходимых для обеспечения этой мощности. На кабельной линии происходит падение напряжения (линейное)

 Здесь R_ж — сопротивление жилы на единице длины  при  средней  температуре  Тср,  Т_оу—  температура грунта  вблизи  устья  скважины;  Т_l —  температура  на нижнем конце кабеля;  α₂₀ = 0,00392  1/^oС для меди; l — длина кабеля; S_ж — площадь поперечного сечения жилы; R₂₀ — сопротивление жилы при 20 ^oС,  ρ₂₀ — удельное сопротивление при 20 ^oС. В табл. 4 приведены значения падения напряжения (в скобках — в процентах по отношению к номинальному напряжению двигателя по фактическому току в кабеле из табл. 3).

 Если предположить, что падение напряжения на кабеле не должно превышать 5 % от напряжения  двигателя,  то  в  соответствии  с табл. 4 кабель с сечением жил 10 мм 2 не следует применять уже при длине кабеля 2,5 км. Как  правило,  дебит  жидкости  при использовании УЭЦН не превышает 50 м³/сут. Для такого дебита может быть использован двигатель мощностью 40 кВт и на напряжение  1000  В.  Из  табл.  4  следует,  что необходимо сечение жилы 35 мм². Если длина кабеля 1500 м, то достаточно сечение 25 мм², а при длине 1000 м — 16 мм². Таким образом, при глубине 2500 м необходимо применять двигатели на напряжение 2000 В (или более). Из  табл.  3  следует,  что  фактически мощность  потерь энергии в кабелях с сечением жил 16 мм² и более не превышает 4 Вт/м.

 Такая мощность потерь существенно не влияет на подогревание нефти при ее продвижении вверх по НКТ. Если  нефть  содержит  растворенный  парафин,  то на стенках НКТ происходит его отложение с постепенным закупориванием канала для течения нефти в НКТ. Для предотвращения отложения парафина и гидратообразования целесообразно применять специальные кабели  нагревания,  расположение  которых  показано на рис. 3. В [6-8] предложена методика расчета необходимой  мощности  и  температуры  кабелей нагревания в соответствии со схемой рис. 4.

 Если  расход  жидкости  Q  больше  50  м³/сут,  то  теплая нефть при движении к устью скважины не успевает охлаждаться и нет необходимости применять кабели нагревания. При расположении  внутри  НКТ  кабели  нагревания можно использовать в периодическом или непрерывном  режиме  включения.  При  периодическом  режиме кабель нагревания включают на 1-3 сут периодически, например,  через  1  мес.  Это  существенно  уменьшает расход энергии на работу кабеля нагревания. В период его включения происходит растворение уже отложившегося  парафина.  При  этом  необходимо  нагревать нефть до температуры на 10-20 ^oС выше температуры начала отложения парафина Т_п [10]

 где U_п — массовая концентрация парафина, %. Численные значения Т_п приведены в табл. 5. При  непрерывном  режиме  включения  кабеля  нагревания  температура  стенки  НКТ около  устья  скважины должна быть не ниже значения Т_П. Таким образом,  периодическое включение  требует  применения кабелей,  рассчитанных  на  максимально  допустимую температуру на 20-50 ^oС выше, чем для непрерывного включения. При  расположении кабеля  нагревания снаружи  НКТ  возможно  использование только непрерывного режима включения. Температура нефти зависит от расстояния х от устья скважины

L  —  характеристическая  длина  при  охлаждении  или нагревании жидкости, м; C — удельная теплоемкость жидкости,  Дж/(кг•^oС);  G  —  расход  жидкости,  кг/с; P — мощность потерь энергии в кабеле нагревания, Вт/м; к Г —  геотермический  градиент;  R₁ и  R₂ — эквивалентные  тепловые  сопротивления,  получаемые  при решении задачи по схеме рис. 4. Для  предотвращения  отложения  парафина  необходимо поддерживать температуру Т₂стенки НКТ не ниже рассчитанного значения. Наименьшие температуры нефти и стенки НКТ Т₂ будут около устья скважины при х=0. Для расчета необходимой мощности потерь энергии в кабелях нагревания в малодебитных скважинах (5-30 м³/сут) в [6-8] рекомендована формула

На глубине 10-15 м температура грунта практически  постоянная  и  равна  среднегодовой температуре грунта для рассматриваемой климатической области. Так, в Якутске T_0У = -9 ^оС, в Новосибирске 0 ^оС, Иркутске +1,3 ^оС, Ташкенте +13,2 ^оС, Калькутте +25,5 ^оС [11]. При значениях тепловых сопротивлений из табл. 1 величины R₂ равны 0,62 для расположения кабеля внутри НКТ и 0,4 — снаружи НКТ. Сумма (R₁ +R₂ ) ≈  0,79 ^оС•м/Вт. Максимальная температура жилы кабеля

 Если применять режим периодического включения кабеля для растворения уже отложившегося парафина, то в формуле (9) следует применить условие Т₁=Т_П +15, Т_П — из формулы (10). Если дебит скважины равен 40-50 м³/сут, значение L становится сопоставимым с длиной кабеля l К , тогда следует учитывать, что нефть приходит к устью скважины нагретой. При дебите более 50 м³/сут нет необходимости применять кабель нагревания. При расположении кабеля внутри НКТ

 Температуру  нефти  около  нижнего  конца  кабеля нагревания Т_Н определим по формуле

 При внутреннем расположении кабеля к₂ = 0,765; к_А = 0,542; R₂ = 0,54 . При  внешнем расположении  кабеля  кВ = 0,66; R₂ = 0,4 ^оС•м/Вт. Первое слагаемое в формулах (14) и (15) соответствует отводу тепла в окружающую среду около устья скважины. Второе слагаемое учитывает приток тепла от поступления нагретой нефти из нижних областей скважины. В качестве примера в табл. 6 приведены мощности кабелей нагревания и температура жил при различных  температурах  грунта  около  устья  скважины при  U_П = 3 %.  Эти  данные несколько  завышены,  и  по (14) и (15) получим меньшие значения Р. Кроме того, значения R_Тз = 0,25 принимали для времени 100 час., тогда как уже при 1000 час. получим R_Тз = 0,4 и мощности кабелей будут меньше.

 Рассмотрим теперь совместную работу кабеля питания двигателя насоса, расположенного снаружи НКТ, и кабеля нагревания, расположенного внутри НКТ. В  схеме  рис.  4  примем приближенно  мощность энергии  при  нагревании  или  охлаждении  нефти  Р_Н равной нулю,  так  как  при  работе  кабеля  нагревания градиент изменения температуры нефти по х_мал. При этом в цепи источника потока энергий Р_Н получим систему уравнений (Е=Т_0У+кГх)

где Т_бП и Т_б — температура брони кабелей питания и нагревания; Р_п и Р —  мощность потерь энергии в кабелях питания и нагревания; Т₂ и Т₃ — температура НКТ и _ОТ. После алгебраических  преобразований  получим формулы для определения значений Р и Т₂

 Порядок расчетов следующий. 1. Рассчитываем коэффициенты  а₁, а₂, а₃, а₄, R_Tз. 2. Проведем расчеты для х = 0 (устье скважины), Е=T_0У, Р_П — задана (по фактическому току в кабеле питания). Зададим значение Т₂ =Т_П (или Т₂ =Т_П +15 для периодического  включения кабеля  нагревания).  По  (19) определим мощность потерь в кабеле нагревания Р. 3. Проведем расчеты для нижнего конца кабеля нагревания х=l_К , Е=T_0У +к_Г•l_к . При этом задана Р_П и значение Р, полученное в п.2. По (20) определим Т₂. Определим  температуру брони  кабеля  питания  по  (22). Температура жил кабеля питания

 По  предложенной  методике  вычислений  получаем несколько  завышенные  значения мощности потерь в кабеле нагревания, так как около устья скважины существует градиент уменьшения температуры  нефти  Т₁ по  х  и  значение Р _П = с_G•d_T1 /dx (поток нефти G, кг/с) направлен против оси х, он отрицательный). В области х=l _K значение d_T1/dx в зависимости от величины G и Р может быть как больше, так и меньше нуля. Учет значения Р Н приводит к громоздким расчетам. В качестве примера рассмотрим расчеты по данным  табл.  1  для кабеля  питания  и  значений  R_TK,  R_T4, R_T1 и R_T8 для кабеля нагревания. По формулам (21) получим  а₁=3,5; а₃ =3,5.  Значения  а₂,  а₄ и  другие  результаты расчетов приведены в табл. 7 для значений R_T3 = 0,25 и 0,4  o С•м/Вт. Концентрация парафина 3 %, температура его осаждения Т_П = 27,6 ^oС. Длина кабеля нагревания l_K =1000 м. Температура T_0У = 0 ^oС.

 В  устье  скважины  приравниваем  Т₂ =Т_П = 27,6 ^oС. Геометрический градиент к_Г = 0,0333 ^oС/м; Р_П = 5 Вт/м. Грузонесущие геофизические кабели могут содержать, как правило, одну, три или семь изолированных жил. На рис. 5 показаны типичные конструкции кабелей. Геофизические кабели могут работать в следующих  средах:  газ  (преимущественно  метан), промывочная  жидкость,  вода,  нефть.  Промывочные  жидкости представляют собой глинистые растворы, жидкости на нефтяной основе или аэрированные жидкости.

Глинистые промывочные жидкости изготавливаются  с  применением  бентонитовых и полигорститовых порошков (20 % порошка и 80 % воды). Промывочные  жидкости  на нефтяной основе содержат, как правило, дизельное топливо до 70-80 %, битум — до 15-20 % и до 10 % воды. Допустимый ток нагрузки рассчитываем по формуле

где Т_М — максимально допустимая температура  для  изоляции;  Т₀ —  температура окружающей среды на максимальной глубине нагревания кабеля; R_Ж — электрическое сопротивление жилы при температуре Т_М, Ом/м; R_ТК — тепловое сопротивление кабеля (отнесенное к общему количеству жил — n); R_Т0 — тепловое сопротивление окружающей среды,  ^oС•м/Вт. Формула  (25)  справедлива  при  одинаковых  токах во всех жилах кабеля. Тепловое сопротивление одножильного кабеля

 где  λ1,  λ2,  λ3 — соответственно теплопроводности изоляции, обмотки и внешней оболочки, Вт/(м• ^oС); r₀ и r₁ — радиусы жилы и по изоляции; r₃ и r₄ — внутренний и наружный радиусы внешней оболочки.

Тепловое сопротивление трехжильного кабеля

 где  а₁= ∆2/ ∆1, а₂=  ( ∆ 2 + ∆ 1)/2r₀; ∆1  —  толщина  изоляции, ∆2 — толщина оболочки.

 В семижильном кабеле центральная жила находится в условиях затрудненного теплоотвода и по ней нецелесообразно пропускать значительный ток нагрузки. Для  внешних жил  можно  приближенно  использовать формулу (27). Основной  особенностью эксплуатации  грузонесущих  геофизических  кабелей  является  кратковременный и циклический характер работы. Максимальная длительность непрерывного нахождения кабеля в  скважине  не  превышает  24-30  часов,  а  наиболее распространенная продолжительность  —  несколько часов. Поэтому в соответствии с формулой (3) принимаем для земли в схеме рис. 4 R_Тз ≈ 0,1 ^oС•м/Вт. Тепловое  сопротивление  теплопередачи  от поверхности кабеля к стенке скважины или к обсадной трубе  зависит  от  теплопроводности λ и  вязкости ν среды в скважине. В табл. 8 приведены средние значения параметров для четырех типичных сред. Коэффициенты  теплопередачи  рассчитывали  для свободной конвенкции [14]

 где N_u, G_r, P_r — числа Нуссельта, Грассгофа, Прандтля;

νП= [Т_ПТ₀] — разность температур поверхности тела (Т_П) и окружающей среды (Т₀); для газов Pr ≈ 0,7. Тепловое сопротивление при конвекции

 При расчете значения  α в газе учитывалась теплопередача теплоизлучением.

В вязких глинистых растворах теплопередача происходит путем теплопроводности

 где r₅ — наружный радиус кабеля; r6 — радиус стенки скважины.

Если принять  λ = 0,6; r₅ = 0,01 м; r₆= 0,1 м, то получим R_Т≈ 0,6 ^oС•м/Вт.

 С  учетом  теплового  сопротивления  земли (0,1 ^oС•м/Вт) получим для четырех сред тепловые сопротивления внешней среды R_Т0 : в воздухе — 3, в воде — меньше 0,1, в дизельном топливе — 0,5, в глинистом растворе 0,7. Учитывая приближенный характер расчетов  для  растворов,  объединим  значения  0,5  и 0,7  и  примем  значение  R_Т0 = 0,6^oС•м/Вт  для  любых растворов. В качестве примера рассмотрим кабель с внешним диаметром 0,01 м и скважину с диаметром 0,1 м для всех сред. Грузонесущие  геофизические кабели  изготавливают с сечением жил 0,75; 1,5; 2,5 мм², толщина изоляции 0,5; 0,7; 1,2 мм. Примем разность температур Т_м-Т_о =  30 ^оС.  Теплопроводность  полиэтилена  0,3  и фторопласта 0,15 Вт/(м • ^oС). Тогда в формуле (27) получим для кабеля КГЗ-60-90-1 (диаметр жилы 1,1 мм, сечение 0,75 мм, толщина изоляции 0,7 мм) тепловое сопротивление, отнесенное  к  трем  жилам, 0,32 о С•м/Вт. В табл. 9 приведены значения тепловых сопротивлений и допустимых токов нагрузки для трех сред четырех типичных кабелей.

 При  расчетах  для  табл.  9  приняты:  Т_м-Т₀=30 ^oС  и данные табл. 8. Расчеты проводились по (25). При расчете допустимых токов нагрузки в кабелях для электробуров следует учитывать, что раствор движется со скоростью V=1-4м/сек. В этом случае коэффициент  теплопередачи  следует  рассчитывать  по числу Рейнольдса (если R_е>2000)

 Например, если V= 2 м/с, ν =2•10 -5 м²/c, d=0,03 м, R_e = 3000, N_u =158, а  ≈  1000, R_Т≈ 0,01^oС•м/Вт.

 В  этом  случае  тепловое  сопротивление  окружающей среды  равно  тепловому сопротивлению  земли.  Для режима работы электробура R_Т0 ≈  0,2 ^oС•м/Вт. Параметры глинистых растворов точно неизвестны, поэтому значение R_Т0 получено только приближенно. В заключение отметим, что применение приведенных  выше  результатов изучения  тепловых  процессов при работе погружных кабелей будут способствовать уточнению расчета их характеристик в различных эксплуатационных режимах и увеличению эффективности их использования.

 Рассмотрены  теплообменные  процессы  в нефтяной  скважине  и  предложены конкретные значения  тепловых  сопротивлений  между  элементами конструкции скважины: кабель-насоснокомпрессорная  труба  (НКТ),  кабель-нефть, нефть-НКТ,  между  НКТ  и обсадной  трубой  (О_Т). Предложен метод расчета теплового сопротивления  между  О_Т  и грунтом.  Разработанные  рекомендации для расчета допустимых токов нагрузки силовых кабелей позволяют получить значения токов,  соответствующих  рекомендациям  зарубежных фирм и практике использования отечественных кабелей. Предложенные методы расчета позволяют определить  допустимые  токи  нагрузки  кабелей  и необходимые  мощности кабелей  нагревания, применяемые  для  предотвращения  осаждения парафина на стенках НКТ при совместной работе силовых кабелей и кабелей нагревания. На основании предложенных методов расчета впервые даны рекомендации по определению допустимых токов нагрузки в геофизических грузонесущих кабелях.

 Авторы: Месенжник Я.З., докт. техн. наук, проф.,

Пироговский Р.А., Холодный С.Д., докт. техн. наук, проф. ОАО «ВНИИКП». атериал с сайта PUE-8.ru