Способ автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб

Способ автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб

Реферат

 

Способ автоматического контроля износа конических резьбовых соединений бурильных труб относится к области нефтегазовой промышленности и горного дела, а именно бурению скважин, преимущественно глубоких. Задачей изобретения является повышение надежности процесса проведения скважин за счет уменьшения вероятности аварийных ситуаций, вызванных состоянием резьбовых соединений буровой колонны. Способ включает ввинчивание контролируемой бурильной трубы в контрольные муфту и ниппель, возбуждение в теле бурильной трубы акустических колебаний, принимаемых датчиками, установленными на контрольных муфте и ниппеле. Полученные датчиками сигналы обрабатывают. Формируют пороговый сигнал, соответствующий образцовому резьбовому соединению. Сравнивают обработанный сигнал с пороговым сигналом и по результатам сравнения указанных сигналов делают вывод о пригодности резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации бурильной трубы. Получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют одновременно или последовательно. В качестве критерия сравнения используют корреляционные или автокорреляционные функции акустических колебаний, прошедших образцовое соединение и контролируемое, при этом сравнивают величины этих функций или их параметры. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и горного дела, а именно бурению скважин, преимущественно глубоких.

Известны различные способы проверки технического состояния бурильных труб, применяемых в буровых установках при бурении скважин различного назначения. При этом бурильные трубы могут проверяться по многим параметрам. Одним из важных параметров бурильных труб является износ резьбового соединения муфты и ниппеля, которыми бурильные трубы соединяются друг с другом.

От надежности этого соединения зависит прочность колонны бурильных труб, т. е. безаварийная проводка скважины. Износ резьбы в резьбовом соединении ведет к увеличению динамических нагрузок на буровой колонне, что может привести к ее разрыву и даже потере уже пробуренной скважины. При биении взрывных скважин износ резьбы в резьбовом соединении ведет к потере энергии ударного импульса, передаваемого по ставу штанг при ударном или ударно-вращательном бурении, или к потере устойчивости бурового става при вращательном бурении.

Поэтому своевременное обнаружение изношенного резьбового соединения, особенно в буровой колонне при глубоком биении, имеет очень большое значение для безаварийной производительной работы буровых установок.

Применяемые в настоящее время способы контроля износа, особенно конических резьбовых соединений, в большинстве применяемых для соединения бурильных труб при глубоком бурении, весьма трудоемки из-за использования ручного мерительного инструмента и отсутствия методик и оборудования для автоматизации процесса контроля. Это не позволяет осуществить полный контроль состояния бурильных труб на буровых, когда приходится производить свинчивание и развинчивание буровой колонны для осуществления спуско-подъемных операций при замене, например, бурового инструмента.

Известные из уровня техники устройства для контроля резьбовых соединений бурильных труб (см. например, патент России 2019675 C1, кл. E 21 B 17/00, 15.09.94 г.) предназначены для проверки резьбовых соединений только на прочность при изгибе и не дают возможности проверить износ резьбы в соединениях.

Изобретение направлено на решение задачи создания способа проведения контроля износа резьбового соединения бурильных труб, который позволил бы полностью автоматизировать процесс проведения проверки, повысить надежность измерений и сократить время проведения таких испытаний.

Технический результат, который может быть получен при реализации изобретения, заключается в том, что повышается надежность процесса проведения скважин за счет уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций, вызванных состоянием резьбовых соединений буровой колонны. При этом появляется возможность включения процесса контроля составным элементом в полностью автоматизированный процесс бурения.

Указанный технический результат достигается тем, что способ автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб включает ввинчивание контролируемой бурильной трубы в контрольные муфту и ниппель, возбуждение в теле бурильной трубы акустических колебаний, принимаемых датчиками, установленными на контрольных муфте и ниппеле, обработку полученных датчиками сигналов, формирование порогового сигнала, соответствующего образцовому резьбовому соединению, сравнение обработанного сигнала, полученного с датчиков, с пороговым сигналом и вывод о пригодности резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации бурильной трубы по результатам сравнения указанных сигналов.

А также за счет того, что получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют одновременно.

А также за счет того, что получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют последовательно для каждого резьбового соединения бурильной трубы.

В указанную совокупность признаков включены все существенные признаки, каждый из которых необходим, а все вместе достаточны для достижения заявленного технического результата.

Способ осуществляется следующим образом.

Перед свинчиванием става бурильных труб или после его развинчивания каждую бурильную трубу устанавливают на контрольный стенд с приспособлением для автоматического соединения контролируемой бурильной трубы с контрольными муфтой и ниппелем. Контрольные муфта и ниппель каждые имеют свой датчик, воспринимающий акустические колебания и преобразующий их в соответствующий аналоговый электрический сигнал.

Затем генератором акустических колебаний в теле бурильной трубы возбуждают колебания, которые проходят через резьбовые соединения и воспринимаются датчиками. Датчик, воспринимающий акустические колебания, размещен также и на генераторе акустических колебаний.

Сигнал, полученный датчиком, размещенным на генераторе акустических колебаний, и сигнал, полученный датчиком, размещенным на контрольных муфте и ниппеле, обработанные соответствующим образом, поступают через умножитель на интегратор, в котором происходит усреднение умноженного сигнала за время корреляции.

В блоке сравнения, который может быть выполнен в виде решающего логического устройства, производят сравнение усредненного сигнала с пороговым сигналом, соответствующим образцовому резьбовому соединению. По результатам сравнения указанных сигналов делают вывод о пригодности резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации.

Возможен вариант осуществления способа, в котором на генераторе акустических колебаний отсутствует датчик, воспринимающий акустические колебания. В этом случае на умножитель поступает разветвленный и задержанный в одной из своих ветвей сигнал с датчика, размещенного на контрольных муфте или ниппеле, т. е. получают автокорреляционную функцию. На интеграторе здесь происходит усреднение умноженного сигнала за время корреляции.

В блоке сравнения, который может быть выполнен в виде решающего логического устройства, производят вычисление времени интегрирования, при котором перемноженный и усредненный сигнал достигает порогового значения, и это время сравнивают с аналогичным временем образцового резьбового соединения. На основании сравнения времен делают вывод о пригодности резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации.

В качестве критерия сравнения в обоих вариантах могут быть использованы корреляционные или автокорреляционные функции акустических колебаний, прошедших образцовое резьбовое соединение и контролируемое. Сравниваются величины этих функций или их параметры.

Возможно получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом производить последовательно или одновременно для каждого резьбового соединения бурильной трубы.

В случае, когда получение, обработку полненных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют последовательно для каждого резьбового соединения бурильной трубы, необходим по меньшей мере один блок сравнения.

В случае, когда получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют одновременно, необходимым является наличие по меньшей мере двух блоков сравнения, работающих одновременно.

Формирование порогового сигнала производят путем пропускания акустических колебаний через бурильную трубу с образцовым резьбовым соединением и статистической обработки многократно снятого датчиками сигнала. В качестве образцового резьбового соединения может быть использовано соединение, изготовленное и прошедшее контроль по стандартным методикам в заводских условиях и признанное годным к эксплуатации, но не эксплуатировавшееся.

В качестве образцового может быть использовано также и специально подготовленное резьбовое соединение, возможно и бывшее в эксплуатации, с поэлементной проверкой параметров резьбы, например, с использованием калибров и установленной степенью износа.

Пороговый сигнал в качестве уставки заводится в блок сравнения и на него настраивается решающее логическое устройство.

Под обработкой сигнала в данном случае понимаются любые действия, производимые с полученным сигналом, включая действия с производными от указанного сигнала функциями.

Формула изобретения

1. Способ автоматического контроля износа конических резьбовых соединений бурильных труб, включающий ввинчивание контролируемой бурильной трубы в контрольные муфту и ниппель, возбуждение в теле бурильной трубы акустических колебаний, принимаемых датчиками, установленными на контрольных муфте и ниппеле, обработку полученных датчиками сигналов, формирование порогового сигнала, соответствующего образцовому резьбовому соединению, сравнение обработанного сигнала, полученного с датчиков, с пороговым сигналом и вывод о пригодности резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации бурильной трубы по результатам сравнения указанных сигналов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют одновременно.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что получение, обработку полученных датчиками сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют последовательно для каждого резьбового соединения бурильной трубы.

4. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что в качестве критерия сравнения используют корреляционные или автокорреляционные функции акустических колебаний, прошедших образцовое резьбовое соединение и контролируемое, при этом сравнивают величины этих функций или их параметры.