Диссертация (1173027), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Бесконтактныедатчикииспользуютсяидляизмеренияходабуровогонасоса.Тогдабесконтактный датчик размещается ближе к концу вала поршня насоса и самоговала и служит в качестве металлического активатора.Рисунок 1.2 - Бесконтактные датчики1.5.2.2. Датчики крутящего моментаДатчики крутящего моментаиспользуютсядлясбораданныхвысокочастотного измерения поверхностного крутящего момента (рисунок 1.3).Самые современные датчики крутящего момента измеряют ток верхнего привода(крутящий момент) на основе эффекта Холла. Датчик обжимает кабельэлектрического двигателя верхнего привода или стола ротора. Электрический токдвигателя пропорционален крутящему моменту, приложенному к БИ.35Рисунок 1.3 - Электрический датчик поверхностного крутящего момента1.5.2.3.
Датчики поверхностного давленияДатчики давления используются для измерения веса на крюке, давлениябурового раствора на стояке и крутящего момента на роторе (рисунок 1.4).Датчики давления, оснащенные тензодатчиками, в маслонаполненном контейнереприкрепляются к мертвому концу талевого каната для измерения веса на крюке.Датчик давления, установленный на диафрагменном блоке в манифольде стояка,служитдляизмерениядавлениянастояке.Датчикидавлениятакжеустанавливаются на гидравлическом контуре натяжного устройства приводаротора для измерения крутящего момента на цепном приводе стола ротора.Рисунок 1.4 − Датчик поверхностного давления1.5.3.
Измерения данных на забоеЗабойные измерения вибраций БИ являются наиболее точной и прямойформой измерения. Датчики расположены в специализированных скважинныхприборах в составе забойных телеметрических систем типа MWD/LWD. Этидатчики передают скважинную информацию для обработки и фильтрации,классификации уровня интенсивности, а затем передают преобразованные данные36на поверхность посредством канала связи (гидравлического, кабельного,электромагнитного).После бурения информация загружается в базу данных для подробногоанализа вибрации в более высоком разрешении. В отличие от поверхностныхдатчиков забойные датчики, используемые для сбора забойных данных, могутповреждаться теми же вибрациями, для измерения которых они предназначены.
Взабойных телеметрических системах используются три типа забойных датчиковдля измерения вибраций: акселерометры, магнитометры и тензодатчики.1.5.3.1. АкселерометрыБольшинство MWD/LWD систем включают ортогонально установленныйтрехосный акселерометр (рисунок 1.5). Акселерометр фиксирует динамическиеускорения БИ по осям X, Y, и Z. Измерение среднего и среднеквадратичногозначения осевых, боковых и крутящих ускорений, обеспечивае хорошеепоказание относительных величин динамических движений. Дополнительноеоборудование акселерометра, выполняющеегамма-каротаж для измерениялитологии, помогает установить связь вибрации с изменением стратиграфиигорных пород.Рисунок 1.5 − Забойный ортогонально установленный трехосныйакселерометрСервисные компании по сбору данных MWD/LWD систем используютразличные методы для обработки данных, полученных от акселерометров.Например, используют среднеквадратичные и фактические значения g длярегистрации амплитуды вибрации.
Другие компании проводят мониторинг и37соответственно подсчитывают «циклические воздействия». Устанавливаетсяопределенный порог измерений g по соответствующим осям X, Y, и Z.Подсчитывается количество резких и высоких вибраций выше заданногопорогового значения. Измерение вибраций выше заданного порогового уровнясоздает ценную систему динамического контроля в реальном масштабе времени.Пороговые значения должны быть установлены достаточно низко, чтобыобеспечить необходимое количество данных, позволяющих охарактеризоватьРисунок 1.6 − Измерение количества циклов забойнымиакселерометрамимеханизм вибрации.
На рисунке 1.6 представлена схема использования этогометода.1.5.3.2. МагнитометрыДля обнаружениякрутящихвибрацийвосновномиспользуютсямагнитометры. Магнитометры измеряют колебания по осям X и Y за счетиспользования магнитного поля Земли. С помощью алгоритмов моделированияподклинки долота значения оборотов в минуту по осям Х и Y используются дляопределения крутильных колебаний долота и КНБК и характеристик каждойподклинки долота.
Минимальное, максимальное и среднее значения оборотов вминуту рассчитываются после разделения этих значений на минимальные имаксимальные обороты и выяснения крутящих вибраций.1.5.3.3. ТензодатчикиКомплект тензодатчиков часто включается в стандартный комплектMWD/LWD-систем. На рисунке 1.7 показана схема работы тензодатчиков. Когда38конструкция сжимается по оси А-В, а по оси C-D растягивается, то тензодатчикизмеряет величину осевой силы.
Кроме того, когда конструкция по оси X-Wрастягивается, а по оси Z-Y сжимается, то тензодатчик измеряет величинумомента. Тем самым обнаруживаются нагрузка на долото и забойный крутящиймомент.Рисунок 1.7 − Схема работы забойных тензодатчиков1.5. Практика мониторинга состояния бурильного инструментаНа буровых объектах продолжают применять «бумажный» вариант всоответствии с Инструкцией по учету работы и списанию бурильных, обсадных инасосно-компрессорных труб на предприятиях и в трубных подразделенияхнефтегазовой отрасли согласно РД 39-1-456-80 Приложение 2.4 ФБТ-1.2 (таблица2.1) [57, 58].
РД разработан в соответствии с Приказом Миннефтепрома N 2 от05.01.1976 "О повышении эффективности использования труб нефтяногосортамента и о дальнейшем развитии производственных трубных баз" отделомсовершенствованияпроизводственныхтрубныхбазВсесоюзногонаучно-исследовательского института разработки и эксплуатации нефтепромысловыхтруб.
Приказом Министерства нефтяной промышленности N 603 от 21.11.1980срок введения установлен с 25.12.1980.В Инструкции рассмотрены вопросы учета работы и списания бурильных, ихпоступления и расхода. Приведены формы учета работы и списания бурильныхтруб.39Применение РД позволило упорядочить учет работы и списание труб,повысить уровень их эксплуатации, снизить потери, улучшить обеспечениепредприятий Миннефтепрома трубами в социалистический период управленияэкономикой в прошлом веке.Для регистрации наработки БТ буровой мастер или бурильщик заполняеттаблицу на бумажном носителе эксплуатации по завершению бурения скважины(рисунок 1.8).Рисунок 1.8 ─ Регистрация наработки бурильных трубВ таблице указывают данные скважины, количество труб в комплекте,способ бурения, проходку в метрах (интервал бурения), время работы комплекта вчасах (механическое бурение, СПО, промывки, проработка), число рейсов.
Когдасумма проведенных операций превышает рекомендуемое время эксплуатациизавода-производителя, то полный комплект снимают с эксплуатации иподвергают дефектоскопии для выявления вероятных дефектов и трещин.В таблице отдельным столбцом указывается «Начисленный условный износ(амортизация)». Единой методики заполнения этого столбца нет, с другойстороны, даже если его заполнять, маловероятно, что все 200-300 бурильных трубработаливвоздействияодномвкомплектепроцессеибурения.испытывалиКаждаяодинаковыебурильнаямеханическиетрубаиз-заеёместоположения в конкретном специфически искривленном интервале стволаскважины под воздействием уникальных для данных временных условий40механических параметров испытывает во время эксплуатации «отдельную жизнь»с точки зрения усталостного повреждения.
Существуют такие интервалы пород,при бурении которых происходят многократные затяжки и посадки. Кроме того,при бурении горизонтальных скважин с отдаленным забоем бурильные трубынаходятся в состоянии сжатия. При сжатии и вращении вследствие эффектапотери устойчивости БТ изгибается и испытывает высокий уровень пластическихдеформаций в резьбовых соединениях.В настоящее время компьютеризации и цифровизации нефтегазовой отрасливид отчетности и проверки эксплуатационной надёжности БТ архаичен и неотражает реальных нагрузок, испытываемых элементами БИ, не исключаеткорректировкиилифальсификациисостороныперсонала,невсёавтоматизировано и субъективный фактор играет не последнюю роль ваварийности с элементами БИ.1.7.
Метод конечных элементов для оценки усталостной прочностиэлементов бурильных труб и КНБКТсукано (Tsukano) и другие сотрудники японского завода Nippon Steel Corp.,производящего бурильные трубы, изучили последнюю резьбу ниппельногосоединения со стороны упорного торца УБТ. Они утверждали, что слом ЗРС УБТобусловлен концентрацией напряжения в последней нитке ЗРС БИ в ниппеле,поэтому предложили снизить высоту резьбы. Эффективность этого утвержденияподтверждена с помощью метода конечных элементов (МКЭ). Анализыподтверждены полноразмерными испытаниями усталости в 1992 году [142].СпециалистыЭксонаисследовалипроизводительностьЗРСновогопоколения для насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадных труб сиспользованиемМКЭ.Имипроведенополноразмерноеиспытаниедляподтверждения результатов.
В компании Эксон разработан нелинейный МКЭ дляточной оценки деформации всех деталей конструкции КНБК и конкретно ЗРС БИ.41Многолетний опыт Эксона подтвердил, что МКЭ и лабораторные испытаниядополняют друг друга [111]. В конечном итоге, цель МКЭ тестировать меньшееколичествообразцовПервоначальноиуверенноспециалистыподтверждатьЭксонарезультатынамеревалисьиспытаний.определитьпределыпрочности труб АНИ и труб нового поколения при экстремальных условиях иобеспечить проектировщикам компании тщательное обоснование для выбора ЗРСБИ, но оказалось, что МКЭ идеален для расчетов ЗРС БИ сложной геометрии.Специалисты Эксона предсказали распространение применения МКЭ послепоявления доступных и дешевых компьютерных технологий [97, 98, 99, 100].Кнайт(Knight)утверждает,чтобольшинствосломовбурильногоинструмента связано с усталостным износом, особенно в ЗРС, где встречаетсяконцентрация напряжения и знакопеременные нагрузки.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
