Розробка технології та технічних засобів неруйнівного контролю фізико-механічних характеристик нафтогазового обладнання та інструменту

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Розробка технології та технічних засобів неруйнівного контролю фізико-механічних характеристик нафтогазового обладнання та інструменту

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Загальна характеристика роботи

Актуальність роботи. Аналіз сучасного стану українського ринку нафтогазового обладнання та інструменту показав, що для нього характерні такі основні ознаки:

- не дивлячись на п'ятирічки «якості», що проводилися наприкінці 80-х - на початку 90-х років, технічний рівень продукції нафтогазового машинобудування все більше відставав від рівня закордонних аналогів і ця тенденція на сучасному етапі не покращилась;

- в останні роки збільшився перелік підприємств, які, не маючи досвіду випуску продукції для потреб нафтогазової галузі, зайнялися її виробництвом і це негайно відбилося на технічному рівні та якості продукції;

Окрім того, стан вітчизняної економіки примушує виробничників продовжувати терміни експлуатації нафтогазового обладнання та інструменту понад ті, що обумовлені експлуатаційною документацією. При цьому необхідно враховувати таке явище, як «деградація» структури металу.

Для забезпечення експлуатаційної надійності нафтогазового інструменту та обладнання (далі - обладнання) дуже важливо мати можливість оцінити його фактичний технічний стан у різні періоди експлуатації. При цьому, насамперед, важливо мати інформацію про наявність дефектів у виробах та відповідність їх фізико-механічних характеристик (ФМХ) нормованим значенням.

Виявленням дефектів у нафтогазовому обладнанні займається дефектоскопія і це питання вважається достатньо опрацьованим на сьогоднішній день, в той час як проблема контролю ФМХ обладнання в нафтогазовій промисловості практично не вирішується.

Тому задача розробки технології та засобів неруйнівного контролю ФМХ нафтогазового обладнання на протязі всього періоду їх експлуатації є важливою і актуальною.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота виконувалась у відповідності до «Галузевої науково-технічної програми Держнафтогазпрому України на 1997-2001 р.р. «Створення, освоєння серійного випуску та впровадження у виробництво комплексу технічних засобів і технологій неруйнівного контролю та технічної діагностики трубних колон, бурового та нафтогазопромислового обладнання та інструменту».

Метою даної роботи є розробка технології та технічних засобів неруйнівного контролю ФМХ нафтогазового обладнання та інструменту на різних стадіях експлуатації.

Для досягнення поставленої мети необхідно вирішити такі основні задачі:

- проаналізувати основні ФМХ, що відповідають за експлуатаційну надійність обладнання та методи їх контролю;

- розробити технічні засоби неруйнівного контролю ФМХ сталей, що використовуються у нафтогазовій промисловості;

- дослідити характер зв'язків між основними ФМХ обладнання та інформативними параметрами неруйнівних методів контролю;

- дослідити зміну ФМХ матеріалу в залежності від часу експлуатації обладнання;

- розробити методики оцінки фактичного технічного стану обладнання за допомогою розроблених засобів контролю;

- виготовити, випробувати та впровадити у виробництво комплекс технічних засобів та технологій контролю ФМХ обладнання.

Теоретична цінність дослідження полягає в розвитку нового напрямку в забезпеченні експлуатаційної надійності обладнання шляхом вимірювання його основних ФМХ безпосередньо в умовах експлуатації і проведенні на базі одержаних даних оцінки фактичного технічного стану та прогнозування залишкового ресурсу.

Практична цінність полягає в тому, що розроблені технології і комплекс технічних засобів неруйнівного контролю ФМХ впроваджені у виробництво і дозволяють забезпечити можливість відпрацювання обладнанням свого повного ресурсу. Крім того, розроблені технології і технічні засоби неруйнівного контролю ФМХ можуть бути використані при проведенні контролю інших феромагнітних виробів.

Наукова новизна отриманих результатів визначається такими основними положеннями:

- розроблено методику ідентифікації марки сталі і групи міцності обладнання на базі визначених ФМХ та твердості і відсоткового вмісту вуглецю на основі теоретичних підходів нечіткої логіки;

- розроблено нову конструкцію накладного вихрострумового перетворювача (ВСП), при якій вплив асиметрії основних та паразитних параметрів на його вихідний сигнал виключається вже на стадії конструювання перетворювача;

- розроблено методику визначення допустимого навантаження на бурову вежу на основі визначених в процесі експлуатації фактичних ФМХ матеріалу.

Реалізація результатів роботи. Розроблені методики та технічні засоби пройшли промислові випробування на бурових підприємствах та базах виробничого обслуговування АТ «Укргазпром», АТ «Укрнафта», ДП «Чорноморнафтогаз» (Шебелинського, Полтавського, Хрестищенського, Івано-Франківського, Надвірнянського, Стрийського, Долинського управлінь бурових робіт та Калуської і Самбірської НГРЕГБ). Результати теоретичних та експериментальних досліджень використано при розробці галузевих стандартів України: ГСТУ 320.028.29777.003-99 «Неруйнівний контроль та оцінка технічного стану металоконструкцій бурових веж в розібраному й зібраному стані» та ГСТУ 320.028.29777.004-99 «Рекомендації по проведенню неруйнівного контролю бурового обладнання».

Особистий внесок здобувача. Основні положення та результати роботи отримані автором самостійно. Зокрема:

- вперше запропоновано вирішувати задачу ідентифікації марки сталі і групи міцності нафтогазового обладнання в процесі експлуатації з використанням положень нечіткої логіки, базуючись на визначених під час контролю фактичних ФМХ та додаткових інформативних ознаках - твердості і відсоткового вмісту вуглецю [1, 3, 5];

- запропоновано методику оцінки фактичного технічного стану бурових веж та прогнозування їх залишкового ресурсу на основі визначених в процесі експлуатації фактичних ФМХ [8, 12, 13];

- встановлено кореляційні залежності між ФМХ та електромагнітними і магнітними інформативними параметрами для матеріалів, з яких виготовлено нафтогазове обладнання [2, 4, 9];

- отримані формули, що описують вплив асиметрії основних та паразитних параметрів на вихідний сигнал накладного диференційного трансформаторного вихрострумового перетворювача, що дало можливість виявити параметри, вплив яких найістотніший і виключити його на стадії конструювання перетворювача [6];

- запропоновано нові конструктивні рішення, які були використані при розробці технічних засобів [4, 7, 10, 11].

Із робіт, що опубліковані в співавторстві, використовуються результати, отримані особисто здобувачем.

Апробація роботи. Основні результати дисертаційної роботи доповідались і обговорювались на наукових семінарах кафедри «Методи та прилади контролю якості» (1996, 1997, 1998 рр.), на науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу (1996, 1997 рр.), на ІІ Українській конференції» Технічна діагностика і неруйнівний контроль в Україні», 1997 р., м. Дніпропетровськ, на семінарах-виставках у 1996-1998 рр. в містах Івано-Франківську, Києві, Полтаві, на конференції з міжнародною участю» Фізичні методи та засоби контролю матеріалів та виробів «Леотест - 99», м. Славське Львівської області. Матеріали дисертації опубліковані в таких наукових журналах як» Методи та прилади контролю якості» (1997-1999 рр.) та» Технічна діагностика і неруйнівний контроль» (1996-1997 рр.).

Публікації. За темою дисертаційної роботи опубліковано 13 друкованих праць.

Структура та об'єм роботи. Дисертація складається з вступу, чотирьох розділів, основних висновків, списку літературних джерел із 121 найменування та п'яти додатків, викладених на 16 сторінках. Обсяг роботи складає 145 сторінок, які містять 103 сторінки друкованого тексту, 33 рисунки та 10 таблиць.

Основний зміст роботи

У вступі дана загальна характеристика дисертаційної роботи. Обґрунтована актуальність теми дисертаційної роботи, на підставі чого сформульовані мета та основні завдання, вирішення яких дає можливість забезпечити експлуатаційну надійність обладнання шляхом проведення неруйнівного контролю їх ФМХ на різних стадіях експлуатації.

У першому розділі проведений аналіз умов роботи обладнання та механічних властивостей сталей, що визначають їх роботоздатність в різноманітних умовах експлуатації, проаналізовано методи контролю ФМХ виробів із феромагнітних матеріалів.

Показано, що обладнання нафтової і газової промисловості, включаючи обладнання для бурових робіт, видобутку, переробки, зберігання і траспортування продуктів, працює у виключно різноманітних і важких умовах, обумовлених зовнішніми факторами впливу (навантаження різного характеру, високі та низькі температури, агресивні середовища).

На сучасному етапі у вітчизняному нафтогазовому машинобудуванні для виготовлення обладнання найбільш широко застовуються сталі марок 10, 20, 35, 45, 40Х, 40ХН та 30ХГСА.

Основними ФМХ матеріалу, які потрібно враховувати при розрахунку конструкцій, є: при статичному режимі навантаження - межа текучості матеріалу _т, межа міцності _в, відносне видовження і відносне звуження ; при динамічному режимі навантаження - ударна в'язкість а_н; при циклічному навантаженні - межа витривалості _-1. Також важливою ФМХ є критичний коефіцієнт інтенсивності напружень при плоскій деформації К_1С.

Визначення таких характеристик як , та _-1 не представляє особливої складності, а ударної в'язкості а_н та критичного коефіцієнта інтенсивності напружень К_1С в умовах експлуатації нафтогазового обладнання є достатньо складним і в даній роботі воно не вирішувалося.

Тому, враховуючи вищесказане, всю увагу було зосереджено на питанні розробки методик та технічних засобів контролю межі текучості та межі міцності.

Питанням розробки технології та технічних засобів неруйнівного контролю конструкційних матеріалів присвячена значна кількість робіт вітчизняних та зарубіжних авторів. Найбільш відомі роботи інституту доктора Ферстера (Німеччина), російських науковців В.Г. Герасімова, Е.С. Горкунова, М.Н.Міхєєва, Н.Н. Зацепіна, М.А. Мельгуя, А.Л. Дорофєєва, С.В. Вонсовского, А.І.Нікітіна, М.Ю. Натикана, наших співвітчизників Б.В. Копея, Л.А. Баштаннікова, М.А. Яцуна, С.М. Маєвського А.С. Чернова, М.І. Сухого, О.П. Осташа, А.Я. Тетерка, В.М. Учаніна та ін.

В роботах названих авторів було показано, що найефективнішими методами контролю ФМХ феромагнітних матеріалів є електромагнітний (вихрострумовий) та магнітний методи, які широко реалізовані в приладах для вимірювання, як правило, твердості різноманітних матеріалів. Але описані в публікаціях технічні засоби контролю практично не можуть бути застосовані для контролю нафтогазового обладнання в експлуатаційних умовах через наявні недоліки, а саме: необхідність забезпечення електричного контакту з контрольованим об'єктом; високі вимоги до чистоти обробки (R_Z40) поверхні деталі, що підлягає контролю; неможливість контролю виробів з криволінійними поверхнями.

Потрібно відмітити, що в даний час існує широке коло невирішених питань, які виникають при контролі виробів:

немає методик ідентифікації марок сталей та груп міцності обладнання, яке пройшло ремонт;

відсутні методики визначення фактичного технічного стану металомістких виробів (наприклад, бурових веж) з великим терміном експлуатації за визначеними поточними ФМХ;

недостатньо вивчене питання зміни ФМХ в залежності від терміну та умов експлуатації обладнання.

Тому, на сучасному етапі розвитку нафтогазової галузі необхідні нові підходи до розробки технології та технічних засобів, що повинні забезпечувати неруйнівний контроль основних ФМХ обладнання на протязі всього періоду їх експлуатації і визначення за його результатами фактичного технічного стану та прогнозування залишкового ресурсу нафтогазового інструменту і обладнання.

Другий розділ присвячений розробці технічних засобів контролю ФМХ сталей нафтогазового сортаменту, які б дозволили набрати експериментальний матеріал і виявити характер залежностей між окремими ФМХ та інформативними параметрами неруйнівних методів контролю.

При розробці приладу для контролю межі текучості обладнання, як базовий, був взятий вихрострумовий прилад типу СІГМА-Т, призначений для контролю груп міцності труб нафтового сортаменту (ТНС) діаметрами 60…168 мм. Перевагою модернізованого приладу є те, що контроль здійснюється без попередньої підготовки контрольованої поверхні (очищення від бруду, мастил, окалини, іржі і т. п.), що досягається за рахунок вибору оптимального моменту відбору інформації з кривої власних затухаючих коливань вихідного сигналу ВСП (вершина першої півхвилі другого півперіоду) при максимальному усуненні впливу зазору між перетворювачем та поверхнею контрольованих труб. Прилад (рис. 1) складається з таких основних блоків: генератора імпульсів 1, накладного ВСП із збуджуючою та вимірювальною обмотками ОЗ та ОВ, підсилювача 2, підсилювача-інвертора з діодним обмежувачем 3, нормуючого пристрою 4, аналого-цифрового перетворювача 5 та цифрового індикатора 6.

Проведений аналіз дозволяє зробити висновок, що в даному випадку найбільш доцільним є застосування накладного диференційного трансформаторного ВСП, який дозволяє компенсувати вихідну напругу перетворювача, зумовлену первинним та вторинним електромагнітними полями. Однак асиметрія параметрів ВСП, зумовлена основними та паразитними параметрами (впливом взаємної індуктивності обмоток, їх ємностей і т. п.) та конструктивними особливостями ВСП (неідентичністю першої та другої первинних та вторинних обмоток, їх неспіввісністю та перекосами котушок) обмежує глибину компенсації. У зв'язку з цим було поставлено завдання одержати кількісну оцінку впливу кожного з вищеназваних параметрів. Це дозволяє виявити ті параметри, які мають найбільший вплив на глибину компенсації і вжити необхідних заходів для його зменшення на стадіях проектування і виготовлення ВСП.

Оскільки перетворювач працює на високій частоті і довжина проводу обмоток у нього невелика, то для спрощення розрахунку вплив активного опору на асиметрію основних і паразитних параметрів ВСП не враховувався.

Для оцінки впливу асиметрії основних та паразитних параметрів ВСП, було визначено коефіцієнт передачі з входу на вихід ВСП за допомогою методу графів. В результаті було отримано вираз для передавальної функції ВСП:

(1)

де s - оператор Лапласа; L₁, L₁, C₁, C₁ - відповідно індуктивності та паразитні ємності першої та другої первинних обмоток ВСП; L₂, L₂, C₂, C₂ - відповідно індуктивності та паразитні ємності першої та другої вторинних обмоток ВСП; М₁ - взаємна індуктивність між первинними та вторинними обмотками ВСП.

Тут не врахована прохідна ємність між першими і другими первинними та вторинними обмотками C_п, оскільки аналіз її впливу проводився окремо.

На підставі виразу (1) показано, що за повної симетрії ВСП, тобто якщо: С₁=С₁, С₂=С₂, L₁=L₁, L₂=L₂, передавальна функція K_1-4(s) = 0. Отже, наявність паразитних параметрів не впливає на глибину компенсації, а впливає асиметрія як основних так і паразитних параметрів.

Використовуючи вираз (1), була проведена оцінка впливу окремих факторів на коефіцієнт передачі з вузла 1 у вузол 4 для накладного диференціального трансформаторного перетворювача. При цьому припускали, що дія інших факторів відсутня.

Результати оцінки впливу окремих факторів на модуль коефіцієнта передачі наведено на рис. 2. Аналіз показав, що найбільший вплив має асиметрія індуктивностей (лінія 1), причому із зростанням частоти цей вплив збільшується. Дещо менше впливає прохідна ємність (лінія 2) і асиметрія взаємних індуктивностей М (лінія 3). Найменший вплив має асиметрія паразитних ємностей (лінія 4). Сумарний вплив усіх факторів на коефіцієнт передачі (лінія 5) є значно меншим від впливу деяких окремих факторів. Очевидно, що тут відбувається взаємна компенсація впливів.

На базі отриманих результатів розроблений завадостійкий прилад для визначення межі текучості нафтогазового обладнання та інструменту «СІГМА-5Т».

Для контролю межі міцності _в та відсоткового вмісту вуглецю С% (додаткового інформативного параметру при ідентифікації марки сталі та групи міцності), як базовий, було використано коерцитиметр типу «КИФМ-1» в комплекті з первинним перетворювачем. Оскільки конструктивне виконання типових первинних перетворювачів дозволяє проводити контроль тільки плоскопаралельних виробів, була проведена їх адаптація під конкретні умови контролю обладнання, шляхом виготовлення спеціальних полюсних наконечників. Для компенсації впливу геометричних розмірів таких полюсних наконечників на чутливість контролю коерцитивної сили, у схему прилада було введено блок корекції, що також дозволило не змінювати градуювання шкали.

Крім того, були проведені теоретичні дослідження з метою виявлення впливу геометричних розмірів контрольованого обладнання на чутливість контролю. Результати розрахунків для ТНС, які становлять значну частку обладнання, показують, що під час проведення магнітного контролю труб діаметром більше 51 мм і товщиною стінки більше 8.66 мм з використанням стандартного перетворювача вплив геометричних розмірів на результати вимірювання відсутній.

У третьому розділі викладені методика та результати експериментальних досліджень, що проводилися з метою встановлення залежностей між інформативними параметрами вихрострумового та магнітного методів контролю і ФМХ та відсотковим вмістом вуглецю, а також встановлення характеру зміни ФМХ в залежності від тривалості експлуатації обладнання.

З метою вирішення поставлених завдань експериментальні дослідження проводились на натурних взірцях обладнання (на прикладі ТНС та елементів бурових веж), виготовлених відповідно до вимог ДСТУ 3365-96 та ДСТУ 3124-95. Для одержання достовірних результатів дослідження проводились з об'ємом вибірки n30. При дослідженнях використовувалась серійна контрольно-вимірювальна апаратура, атестована в органах Держстандарту України.

На першому етапі досліджень частину натурних взірців (по 3 взірці кожної групи міцності) було піддано руйнівним випробуванням за стандартною методикою (по ГОСТ 7855-84) на розривній машині та проведений їх хімічний аналіз. Були визначені дійсні значення межі текучості, межі міцності та відсоткового вмісту вуглецю сталей, з якого виготовлені нафтогазове обладнання та інструмент. Всі подальші дослідження проводились без руйнування взірців з метою встановлення характеру залежностей межі міцності _в, відсоткового вмісту вуглецю С_% і межі текучості _т від параметрів магнітного (коерцитивна сила Н_с, початкова магнітна проникність _н) та вихрострумового (питома електрична провідність ) контролю, а також межі міцності _в і межі текучості _т від часу експлуатації обладнання.

В результаті експериментальних досліджень було встановлено, що найбільш інформативною ознакою при визначенні межі міцності та відсоткового вмісту вуглецю є коерцитивна сила Н_с. Але для спрощення проведення оцінки результатів вимірювань контроль проводиться за показами струму розмагнічування коерцитиметра І_р. При цьому залежності (рис. 3 а, б) описуються рівняннями регресії:

_в=12.637І_Р + 231.766, (2)

C_%=0.018 І_Р + 0.008521. (3)

Встановлено, що інформативними ознаками при визначенні межі текучості є два параметри - початкова магнітна проникність _н та питома електрична провідність , а залежності (рис. 4 а, б) описуються рівняннями регресії:

_т =1123-2.64_н, (4)

_т =1359-137.12. (5)

При проведенні експериментальних досліджень також було встановлено, що на результати вимірювання межі текучості суттєвий вплив має поверхневий феромагнітний шар нафтопромислових труб. Тому, були проведені експерименти з метою встановлення частоти власних затухаючих коливань ВСП, при якій чутливість контролю межі текучості максимальна, а вплив поверхневого феромагнітного шару на результати вимірювання - мінімальний. Результати показують, що оптимальна частота власних затухаючих коливань рівна 1500 Гц.

Для встановлення характеру зміни ФМХ в залежності від терміну експлуатації в період з 1992 по 1998 р.р. нами були проведені дослідження для бурового обладнання (штропи, гакоблоки) та елементів бурових веж. Було проконтрольовано 20 веж типу ВБ-53-320, 18 гакоблоків та 32 штропи 1977-1992 р.р.випуску на бурових установках Стрийського УБР, Долинського УБР, Івано-Франківського УБР, Калуської НГРЕГБ та Самбірської НГРЕГБ. Результати досліджень показують, що незалежно від легування і рівня міцності трубних сталей у часовій залежності механічних властивостей металу, з якого виготовлене обладнання, є два головних інтервали. В першому інтервалі часу, до 5-10 років експлуатації, ФМХ металу труб практично не змінюються. В цьому інтервалі не спостерігається значної кількості відмов через зміну ФМХ, їх кількість мінімальна і зберігається на одному рівні. В другому інтервалі часової залежності, яка перевищує 10-15 років, відбувається зниження пластичних властивостей матеріалу. В цьому інтервалі часу межа текучості та межа міцності знижуються відповідно на 6% та 8%.

Отримані нами результати свідчать про необхідність контролю ФМХ обладнання, термін експлуатації якого наближається до нормативного.

Четвертий розділ присвячений питанням розробки та виготовлення технічних засобів і їх метрологічного забезпечення, розробки методик неруйнівного контролю ФМХ нафтогазового обладнання та інструменту і їх впровадження в умовах бурових промислів та баз виробничого обслуговування.

Для контролю межі текучості виготовлено та проведено приймальні випробування завадостійкого приладу «СІГМА-5Т». При розробці ВСП були враховані результати теоретичних досліджень, які викладені в другому розділі.

Для вимірювання твердості (додаткового інформативного параметру при ідентифікації марки сталі та групи міцності) обладнання в умовах нафтогазових промислів та баз виробничого обслуговування використано адаптовану для контролю обладнання версію портативного динамічного твердоміра ТДМ-1. Адаптація прилада проводилась шляхом виготовлення спеціальних протекторів на різні типорозміри нафтопромислових труб, що дозволило вимірювати твердість випуклих циліндричних поверхонь.

Також проведено метрологічний аналіз приладів «СІГМА-5Т» та «КИФМ-1» і контрольних взірців до них. Встановлено, що основна відносна похибка приладів не перевищує 3%. Метрологічний аналіз динамічного твердоміра ТДМ-1 не проводився, оскільки він є серійним приладом, що атестований в органах Держстандарту України. Згідно даних повірки його основна абсолютна похибка вимірювань становить 20 НВ.

Використовуючи решту натурних взірців (по 6 взірців кожної групи міцності) було проведено оцінку достовірності контролю ФМХ. Встановлено, що сумарна похибка неруйнівних методів вимірювання межі текучості та межі міцності не перевищує 6%.

Прилади «СІГМА-5Т» виготовлені у кількості 5 шт. і ними укомплектовані пересувна установка неруйнівного контролю «ПЛНК-2» та стаціонарна установка для контролю обсадних труб «Зонд-СОТ».

Наступним завданням була розробка методики ідентифікації марок сталей та груп міцності обладнання.

Як правило, марки сталі та групи міцності вказують у паспортах на обладнання при отриманні з заводів-виготовлювачів. Але, враховуючи низьку якість продукції вітчизняного нафтогазового машинобудування, зміну ФМХ у процесі тривалої роботи, частої реструктуризації підприємств нафтогазової промисловості, яка супроводжується втратою частини паспортів на обладнання, виникає завдання визначення його груп міцності та марок сталей безпосередньо в процесі експлуатації.

Ідентифікацію групи міцності при отриманні з заводу-виготовлювача та у процесі експлуатації ведуть, як правило, по межі текучості або межі міцності. Так як сортування обладнання по групах міцності за допомогою лише однієї ФМХ (_т або _в) зумовлює його низьку точність, виникає необхідність застосування комплексного підходу, а саме: врахування всіх характеристик - _т, _в, , і додаткових інформативних параметрів - твердості НВ та відсоткового вмісту вуглецю С%.

Одним із шляхів вирішення цього завдання може бути застосування для опису складного об'єкта дослідження (у нашому випадку - обладнання) уявлення про кібернетичну систему, яку часто називають «чорним ящиком» і яка описується математичними моделями виду

Y₁=f(_т, _в, , , НВ), (6)

Y₂=f(_т, _в, , , НВ), (7)

де Y₁-група міцності; Y₂-марка сталі. Але, скласти такі математичні моделі для обладнання виявляється досить складним завданням, оскільки через так звані явища деградації структури металу та обезвуглеводнення сталей в процесі експлуатації параметри _т, _в, , , НВ та С% змінюються неоднаково. Тому, необхідно застосувати інший підхід, який би дав можливість визначити марку сталі та групу міцності обладнання в існуючій нечіткій ситуації. Нами були застосовані теоретичні підходи нечіткої логіки. При цьому вихідні дані за допомогою експертів були підготовлені таким чином, щоб проявились ознаки, які б можна було оцінити, тобто отримати з чітких величин нечіткі діапазони. Для розробки методики ідентифікації групи міцності та марки сталі обладнання в умовах невизначеності було використано логічні правила-продукції у вигляді

Р=ЯКЩО X₁,…, Хn TO Y₁,…, Ym ІНАКШЕ Z, (8)

де Хn-перелік умов; Ym, Z-перелік дій; Р-функція належності. Переліки дій в умовах невизначеності можна подати у вигляді логіко-лінгвістичної моделі

Р=ЯКЩО X=V TO Y=W, (9)

де X та Y-лінгвістичні змінні; V i W-відповідні їм фазі-множини (терми).

Для того, щоб описати перелік дій у різноманітних обставинах (вхідний контроль та контроль ФМХ в процесі експлуатації) було складено набір логічних правил-продукцій, що дозволив здійснювати ідентифікацію групи міцності та марки сталі обладнання з тим більшою точністю, чим більшою кількістю нових правил-продукцій надалі він буде поповнюватись.

Отримані правила-продукції були переведені на мову програмування FPL і реалізовані за допомогою блока FUZZY програмного забезпечення системи SIMATIC S7-300 і рекомендовані для практичного використання в службах неруйнівного контролю підприємств нафтогазової галузі.

Також була розроблена методика розрахунку залишкового ресурсу бурових веж. Суть її полягає у визначенні допустимого навантаження на гак вежі (а отже, і допустимої глибини буріння) в процесі експлуатації за визначеним поточним значення межі текучості. Отриманий вираз для визначення допустимої глибини Н_б:

, (10)

де _min - мінімальна товщина стінки, визначена товщиноміром;? - розділююча здатність товщиноміра, приймається рівною 0.6 мм;? - коефіцієнт зменшення допустимого напруження на стиск, яке залежить від гнучкості елемента (стрижня) і вибирається з таблиць; _т - межа текучості; n-число канатних шківів талевого блока; G_обл. - вага змонтованого на вежі обладнання; g_о.к. - приведена вага одного метра обсадної колони; D - зовнішній діаметр труби, з якої виготовлена нога вежі.

Використовуючи вираз (10), було побудовано номограму визначення Н_б для вежі типу ВБ-53-320. Це дозволяє проводити процес буріння з врахуванням зміни ФМХ і забезпечити зменшення аварійності при проводці свердловин.

Розроблені методики та технічні засоби пройшли промислові випробування та впроваджені на бурових підприємствах та базах виробничого обслуговування АТ «Укргазпром», АТ «Укрнафта», ДП «Чорноморнафтогаз».

Акти впровадження наведені в додатках.

Використання розроблених технічних засобів та методик у поєднанні з організаційно-методичними положеннями, викладеними в нормативних документах, дозволило значно зменшити кількість відмов елементів бурильної колони, скоротити строки будівництва свердловин, зекономити значні матеріальні та енергетичні ресурси.

Економічний ефект від використання розроблених технічних засобів та методик складає не менше 1.5 млн. гривень в рік.

Основні результати та висновки

1. На основі проведених теоретичних і експериментальних досліджень розроблено та впроваджено у виробництво комплекс технічних засобів і технологій, які дозволяють проводити контроль ФМХ нафтогазового обладнання неруйнівними методами як при його виготовленні, так і впроцесі експлуатації.

2. Показано, що найбільш узагальненими ФМХ матеріалу, які відповідають за експлуатаційну надійність нафтогазового обладнання та інструменту і можуть бути визначені методами неруйнівного контролю є межа текучості _т і межа міцності _в.

3. Встановлено, що найбільш структурно-чутливими електромагнітними характеристиками при контролі межі текучості є початкова магнітна проникність _н і питома електрична провідність , а при контролі межі міцності - коерцитивна сила Н_с, що послужило основою для розробки технічних засобів.

4. Розроблено завадостійкий прилад для вимірювання межі текучості «СІГМА-5Т» та модернізовано серійний коерцитиметр «КИФМ-1», які дозволяють вимірювати основні фізико-механічні характеристики нафтогазового обладнання та інструменту. Метрологічний аналіз розроблених засобів показав, що сумарна похибка вимірювань не перевищує 3%.

5. В результаті експериментальних досліджень встановлено, що:

сумарна похибка методу вимірювання межі текучості не перевищує 6%, а кореляційний зв'язок описується рівняннями регресії виду _т =1123-2.64_н, _т =1359-137.12;

сумарна похибка методу вимірювання межі міцності не перевищує 6%, а кореляційний зв'язок описується рівнянням регресії виду _в=12.637І_Р + 231.766;

ФМХ матеріалу нафтогазового обладнання в першому інтервалі часу експлуатації (до 5-10 років) практично не змінюються, а в другому інтервалі часової залежності (10-15 років і більше) відбувається зниження межі текучості на 6% і межі міцності на 8%.

6. На основі проведених теоретичних досліджень розроблені методики:

ідентифікації групи міцності та марки сталі бурового і нафтогазового обладнання та інструменту на протязі всього періоду його експлуатації на основі положень нечіткої логіки, що дозволяє забезпечити їх раціональне використання та безаварійну експлуатацію;

визначення допустимої глибини буріння буровою вежею типу ВБ-53-320 з врахуванням фактичних ФМХ матеріалу і розраховано номограму, по якій можна визначати залишковий ресурс вежі.

7. Розроблені технічні засоби і методики реалізовані в пересувній лабораторії неруйнівного контролю ПЛНК-2, стаціонарній установці для контролю стальних обсадних труб «Зонд-СОТ», галузевих стандартах України - ГСТУ 320.028.29777.003-99 «Неруйнівний контроль та оцінка технічного стану металоконструкцій бурових веж в розібраному й зібраному стані» (розділи 14 і 15) та ГСТУ 320.028.29777.004-99 «Рекомендації по проведенню неруйнівного контролю бурового обладнання» (розділи 6.3 і 9). Впровадження даного комплексу технічних засобів і методик на бурових підприємствах і базах виробничого обслуговування АТ «Укргазпром», АТ «Укрнафта», ДП «Чорноморнафтогаз» дозволили зменшити кількість аварій нафтогазового обладнання, пов'язаних з невідповідністю ФМХ нормованим значенням. Економічний ефект від використання розроблених технічних засобів та методик складає не менше 1.5 млн. гривень в рік.

Перелік опублікованих праць

1. Карпаш О.М., Кійко Л.М., Даниляк Я.Б., Молодецький І.А. Про один з підходів до контролю якості різьових з'єднань труб нафтового сортаменту // Технічна діагностика і неруйнівний контроль. - 1996. - №4. - С. 58-61.

2. О.І. Степура, О.М. Карпаш, І.А. Молодецький. Поліпшення оцінки амплітуди сигналів в ультразвуковій дефектоскопії // Технічна діагностика і неруйнівний контроль. - 1997. - №2. - С. 19-21.

3. Молодецький І.А. Визначення фізико-механічних характеристик нафтогазового інструменту // Методи та прилади контролю якості. - 1997. - №1. - С. 65-66.

4. Криничний П.Я., Молодецький І.А. Прилад для контролю фізико-механічних характеристик труб нафтового сортаменту СІГМА-5Т // Методи та прилади контролю якості. - 1998. - №2. - С. 9-10.

5. Карпаш О.М., Молодецький І.А. Вдосконалення методології визначення групи міцності та ідентифікації марки сталі нафтогазового обладнання та інструменту // Методи та прилади контролю якості. - 1999. - №3. - С. 12-13.

6. Молодецький І.А., Карпаш О.М., Бучма І.М. До питання про підвищення точності вихрострумового методу контролю границі текучості нафтогазового інструменту та обладнання // Методи та прилади контролю якості. 1999. - №3. - с. 14-17.

7. Молодецький І.А., Молчанов М.О. Прилади для контролю фізико-механічних характеристик трубних виробів // Матеріали науково-технічної конференції «Сучасні прилади, матеріали, та технології для технічної діагностики та неруйнівного контролю нафтогазового, хімічного та енергетичного обладнання. Сучасний підхід до підготовки фахівців з НК і ТД». - 2-6 грудня 1996 р., м. Івано-Франківськ, - с. 17-19.

8. М.А Кононенко, П.Я. Криничний, І.А. Молодецький, І.І. Цюцяк, М.В. Буній. Розробка технічних засобів та методика неруйнівного контролю бурових веж // Тези науково-технічної конференції професорсько-викладацького складу ІФДТУНГ, ІІ частина, м. Івано-Франківськ. - 1996. - С. 134.

9. Криничний П.Я., Молодецький І.А. Підвищення достовірності неруйнівного контролю міцністних характеристик труб нафтового сортаменту // Матеріали Другої української науково-технічної конференції «Неруйнівний контроль та технічна діагностика». - 12-16 травня 1997 р., м. Дніпропетровськ, - с. 184-185.

10. Даниляк Я.Б., Молодецький І.А., Молчанов М.О. Технічні засоби та технології для неруйнівного контролю бурильних труб та бурового обладнання // Матеріали 5-ї Міжнародної конференції «Нафта-Газ України-98». - 15-17 вересня 1998 р., м. Полтава, - с. 201.

11. О.М. Карпаш, П.Я. Криничний, Я.Б. Даниляк, І.А. Молодецький, М.О. Молчанов, В.К. Куцій, В.О. Васьків. Стаціонарна установка «Зонд-СОТ» для автоматизованого комплексного неруйнівного контролю стальних обсадних труб // Матеріали науково-технічної конференції «Фізичні методи та прилади контролю середовищ, матеріалів та виробів «Леотест-99». - 22-26 лютого 1999 р., м. Славське Львівської області., - с. 37-38.

12. ГСТУ 320.028.29777.003-99 «Неруйнівний контроль та оцінка технічного стану металоконструкцій бурових веж в розібраному й зібраному стані».

13. ГСТУ 320.028.29777.004-99 «Рекомендації по проведенню неруйнівного контролю бурового обладнання».

Размещено на Allbest.ru