СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСНЫХ ШТАНГ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2016 года по МПК E21B47/09 G01N3/20 

Область техники, к которой относится изобретение.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин.

Уровень техники.

Для раннего обнаружения усталостных микротрещин и видимого контроля состояния штанги на наличие микротрещин исследован магнитолюминесцентный метод неразрушающего контроля. Для подтверждения эффективности метода был выполнен комплекс работ по усталостным испытаниям штанг в коррозионной среде, приближенно моделирующей реальные условия эксплуатации.

Рассмотрены и исследованы два способа осуществления магнитолюминесцентного метода: сухой и мокрый. Сухой и мокрый способы контроля были осуществлены с применением магнитолюминесцентных сухих порошков ЛЮМАГПОР-5 (ТУ6-09-5296-86) и LY-2500 фирмы "Helling" и суспензий на их основе.

При опробовании мокрого способа исследованы три варианта суспензий: с порошком LY-2500 - два состава в разных соотношениях и с порошком ЛЮМАГПОР-5 - один состав. В процессе исследования для выявления эффективного варианта сравнивалась протяженность выявленных микротрещин и наличие фона на образцах.

Из данных способов контроля наиболее оптимальным для контроля поверхности штанги является магнитолюминесцентный контроль в приложенном поле электромагнита с использованием суспензии на основе порошка LY-2500 фирмы «Helling». Установлено, что применение порошка LY-2500 фирмы «Helling» позволяет выявлять трещины на рабочих стандартных образцах с шириной их раскрытия 1 мкм, что соответствует требованиям ГОСТ 21105-87.

Отработка мокрого способа магнитолюминесцентного метода контроля в производственных условиях была осуществлена в период проведения усталостных испытаний фрагмента насосной штанги. После 6081500 циклов нагружения фрагмента штанги магнитолюминесцентным методом была выявлена трещина у основания штанги, состоящая как бы из двух трещин суммарной протяженностью 8 мм. При достижении 7032600 циклов нагружения протяженность трещины составила 16 мм.

Таким образом, магнитолюминесцентный метод контроля насосной штанги в приложенном поле электромагнита позволяет эффективно диагностировать поверхностные дефекты типа микро- и макротрещин.

Для прогнозирования эксплуатационных возможностей насосных штанг как новых, так и бывших в эксплуатации существует метод измерения шумов Баркгаузена, обладающий высокой чувствительностью к структурным изменениям ферромагнитного материала. При осуществлении данного метода проводятся исследования фрагментов насосных штанг с маркировкой 19НЗА 001 и 19Н2А 28Н1 из стали 20Н2М производства Очерского машзавода без нагрузки и при циклическом нагружении в коррозионной среде. Для установления эксплуатационных возможностей материала насосной штанги в процессе коррозионно-усталостных испытаний ее фрагмента выполняются измерения шумов Баркгаузена при приложении к штанге продольной растягивающей нагрузки.

В процессе исследований фрагментов под нагрузкой выявлено, что уменьшение амплитуды шумов Баркгаузена связано с разрушением кристаллической решетки материала штанги, зарождением и развитием микро- и макронесплошностей с наружной поверхности фрагмента. Распределение шумов Баркгаузена вдоль фрагмента насосной штанги Очерского машзавода (маркировка 19Н2А 28Н) с магистральной трещиной, уровень шума от которой равен ~60 отн.ед., представлено на фиг. 1, показывающей характер распределения шумов Баркгаузена вдоль фрагмента штанги насосной Очерского машзавода (маркировка 19Н2А 28Н) под нагрузкой в процессе коррозионно-усталостных испытаний.

Причем процесс разрушения связей кристаллической решетки материала насосной штанги, наличие микронесплошностей и их величина в поверхностном и подповерхностном слое фрагмента были подтверждены альтернативными методами неразрушающего контроля, а именно: вихретоковым, люминесцентным, магнитолюминесцентным, магнитоиндукционным.

Таким образом, применение вихретокового, магнитолюминесцентного метода контроля позволило оперативно выявить трещины, установить характер изменения эксплуатационных характеристик изделия на примере насосной штанги, прогнозируемого методом измерения шумов Баркгаузена в процессе их ремонта.

Для автоматизированного исследования насосных штанг на длине от 6200 мм и более без очистки поверхности от органических загрязнений предложен, разработан и исследован магнитоиндукционный контроль в постоянном магнитном поле подвижной системы для выявления дефектов несплошности и неоднородности структуры материала. Наличие дефекта, типа несплошность в теле насосной штанги (например, усталостная трещина, расслоение металла и т.п.), приводит к перераспределению магнитного потока, пронизывающего ее в продольном направлении. Изменение длины силовой линии обусловлено геометрическими размерами дефекта, величиной раскрытия дефекта, площадью поперечного сечения и протяженностью дефекта.

В результате упругого и/или пластического непропорционального удлинения штанги от приложенной нагрузки, превышающей максимальное нагружение штанги в скважине, но не более предела прочности материала штанги, в теле штанги, например, бывшей в эксплуатации, при наличии дефекта несплошности происходит явное, видимое раскрытие трещины и пластическая деформация поперечного сечения штанги, наиболее пораженного дефектом несплошности, что при дефектоскопии приводит к резкому увеличению амплитуды сигнала с выхода измерительных катушек. Выделение дефектов неоднородности структуры изделия (например, штанги) основано на относительном сравнении непрерывно и локально изменяющихся магнитных проводимостей участков, расположенных в зоне катушек намагничивания, так как магнитная проводимость участка зависит от объемного содержания феррита, перлита, сорбита, мартенсита в структуре изделия. При наличии дефекта типа неоднородность структуры в результате пластического непропорционального удлинения штанги в указанных пределах наблюдается образование, например, шейки, диаметр которой меньше диаметра участка штанги за пределами дефекта. Поэтому при проведении дефектоскопии происходит уменьшение магнитной проводимости в зоне дефекта, и как следствие, резкое увеличение амплитуды сигнала с выхода измерительных катушек.

Измерение магнитного поля, эквивалентного дефекту, осуществляется посредством двух обмоток измерительной системы, которые размещены коаксиально к насосной штанге, разделены между собой ферромагнитным диском и включены по дифференциальной схеме, при этом выход обмоток подключен, например, на вход быстродействующего регистратора. Измерительные обмотки перемещаются вдоль штанги одновременно с обмотками намагничивающей системы.

Таким образом, данный магнитоиндукционный способ неразрушающего контроля штанг позволяет (например, из штанг, находившихся в нефтяной скважине) выбирать штанги, пригодные для дальнейшей эксплуатации, независимо от качества подготовки их наружной поверхности.

Но кроме вышепредставленных способов (и соответствующих устройств) применяются и способы (соответствующие устройства) определения прочностных характеристик штанг, основанные на приложении к испытуемым образам механических воздействий и последующем анализе откликов на эти воздействия.

Известен выбранный в качестве прототипа способ определения остаточного ресурса трубопроводов (RU 2413195). Изобретение относится к обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводов длительной эксплуатации в нефтяной и газовой промышленности. Сущность: из контролируемого участка вырезают образцы, свидетельствующие о ресурсе трубопровода. Образцы вырезают из наименее подверженных износу участков трубопровода, причем половину образцов подвергают отжигу, а вторую половину оставляют в исходном состоянии. Обе части образцов - исходный (отожженный) и неотожженный - подвергают испытаниям (статическим и усталостным) и проводят сравнительный анализ, а по результатам испытаний определяют по формуле остаточный ресурс. Технический результат: определение остаточного ресурса длительно эксплуатируемых трубопроводов с учетом деградации механических свойств металла трубопроводов, подверженных действию различных долговременных нагрузок.

Но данный способ является способом, сопряженным с разрушением образца, и требует больших временных, трудовых и энергетических ресурсов для проведения измерений при контроле состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин, так как он требует демонтажа насосных штанг. Кроме того, в способе определяют остаточные ресурсы наименее подверженных износу участков, но такие параметры могут быть очень слабо коррелированы с остаточными ресурсами наиболее нагруженных участков.

Раскрытие изобретения.

В одном аспекте изобретения раскрыт способ для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, включающий в себя этапы, на которых:

A) прикладывают давление к по меньшей мере одной насосной штанге при помощи блока приложения давления устройства определения прочностных характеристик;

Б) измеряют отклонение по меньшей мере одной насосной штанги с помощью блока измерения отклонения устройства определения прочностных характеристик;

B) определяют прочностные характеристики по меньшей мере одной насосной штанги на основании данных об оказанном давлении, полученных от блока приложения давления, и данных об измеренном отклонении, полученных от блока измерения отклонения, посредством блока вычисления устройства определения прочностных характеристик;

Г) принимают решение о соответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности; или

Д) принимают решение о необходимости дополнительных измерений следующего множества насосных штанг нефтедобывающей скважины, в случае если определенные прочностные характеристики не удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности и удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности, и повторяют этапы А, Б, В, а также Г, или Д, или Е для следующей одной или более штанги; или

Е) принимают решение о несоответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги не удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности.

В дополнительных аспектах раскрыто, что блок приложения давления представляет собой гидравлический блок; блок приложения давления представляет собой электрический блок.

В другом аспекте изобретения раскрыто устройство для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, содержащее блок приложения давления, выполненный с возможностью оказывать механическое воздействие на насосную штангу; первое силовое плечо, одним концом жестко прикрепленное к блоку приложения давления и выполненное с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой; второе силовое плечо, одним концом жестко прикрепленное к блоку приложения давления и выполненное с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой; блок измерения отклонения, выполненный с возможностью измерять изгиб насосной штанги в ответ на приложение давления; блок вычисления, выполненный с возможностью определения прочностных характеристик насосной штанги, причем устройство содержит блок управления для способствования осуществлению этапов вышеупомянутого способа.

Основной задачей решаемой заявленным изобретением является быстрое и достоверное определение прочности насосных штанг.

Сущность изобретения заключается в том, что на первую насосную штангу скважины крепится предложенное устройство для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, которое прикладывает к штанге изгибающее воздействие, измеряет отклик на это воздействие (отклонение штанги от первоначального состояния под приложенным воздействием), по отклику делает заключение о прочностных характеристиках первой насосной штанги. Причем в зависимости от определенных прочностных характеристик делается заключение, необходимо ли проверять прочностные характеристики следующей штанги скважины или, как вариант, все штанги необходимо заменять.

Выбор первой насосной штанги объясняется тем, что на первую (самую верхнюю) штангу приходится самая большая нагрузка, так как на нее воздействует вес всех последующих штанг.

При этом определение прочностных характеристиках насосных штанг может осуществляться в полевых условиях без демонтажа исследуемой штанги.

Технический результат, достигаемый предложенным решением, заключается в уменьшении времени определения прочности насосных штанг нефтедобывающих скважин в полевых условиях и одновременно в повышении достоверности определения. Результат достигается тем, что нет необходимости демонтажа штанги для определения ее прочностных характеристик, тем, что исследованию подвергаются на все штанги, и тем, что полученные результаты делятся не на две категории: пригодна для эксплуатации, непригодна для эксплуатации, а на три: пригодна для эксплуатации, непригодна для эксплуатации, требуется дополнительное исследование.

Возможность исследования прочности штанги без демонтажа достигается благодаря наличию у предложенного устройства двух силовых плеч, выполненных с возможностью входить в зацепление с насосной штангой и блока приложения давления, выполненного с возможностью оказывать механическое воздействие на насосную штангу. Такое конструкционное решение обеспечивает небольшой вес предложенного устройства, благодаря минимальному набору составляющих компонент, что обеспечивает удобство и быстроту использования.

Краткое описание чертежей.

Фиг. 1 показывает характер распределения шумов Баркгаузена вдоль фрагмента штанги насосной под нагрузкой.

Фиг. 2 показывает соединенные насосные штанги и предложенное устройство для определения прочностных характеристик.

Осуществление изобретения.

Для передачи возвратно-поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединяемых муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения.

Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги d0 и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [σ]. У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет 70…130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями 150 МПа.

Напряжение σ_пр в верхней насосной штанге какой-либо ступени штанговой колонны, определяемое по формуле

где σ_max - максимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения;

σ_а - амплитуда напряжения в теле штанги за цикл нагружения,

где σ_min - минимальное напряжение в теле штанги за цикл нагружения.

Колонна штанг - одна из наиболее ответственных элементов установки, работающей в наиболее напряженных условиях. Прочность и долговечность штанг, как правило, обусловливает подачу как всей установки, так и максимальную глубину спуска насоса. Обрыв штанг вызывает простои и необходимость подземного ремонта. Разрушение колонны штанг происходит, как правило, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.

Наиболее часто обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоряется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздействием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряжений для штанг представляет собой важную задачу.

Важнейшее условие безаварийной работы колонны штанг - их прямолинейность.

Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Согласно статистике отказов установок штангового глубинного насоса (далее УШГН) по узлам, доминируют отказы вызванные обрывом штанг - 18-28%, в 70% обрывов разрушения насосной штанги происходит по телу штанги.

Основные причины разрушения металлической насосной штанги:

- высокие амплитудные нагрузки;

- коррозия тела металлической штанги.

Стальные насосные штанги даже при условии усиленно разрабатываемых высоколегированных сталей не смогут решить всех указанных проблем. Поэтому необходимо усилить контроль или создать все необходимые условия для корректного контроля при приемке насосных штанг.

Существуют определенные правила приемки насосных штанг, которых необходимо придерживаться, чтобы в дальнейшем избежать преждевременных аварий по причине ненадлежащего качества труб:

1. Для проверки соответствия штанг и муфт требованиям предприятие-изготовитель должно подвергать их приемочному контролю, а штанги также периодическим испытаниям.

2. Штанги и муфты предъявляются приемочному контролю партиями, содержащими не более 1200 штанг или муфт. Каждая партия должна состоять из штанг одного типоразмера, изготовленных из стали одной плавки, одного вида термической обработки, а каждая партия муфт - из муфт одного типоразмера, одной марки стали, одного класса и одного исполнения.

3. Объем выборки из партии должен устанавливаться в соответствии с ГОСТ 16493, исходя из заданного значения риска потребителя β=0,1 и браковочного уровня качества q=1,0.

4. Отбор изделий в выборку из проверяемой партии штанг или муфт должен производиться по ГОСТ 18321 с применением метода систематического отбора единиц продукции в выборку.

5. В выборке должно проверяться каждое изделие, за исключением контроля по п. 7 (б, в, г, ж), при котором проверяются две муфты или штанги из выборки.

6. Если в выборке обнаружено хотя бы одно дефектное изделие, партия бракуется в соответствии с вариантом браковки КЗ по ГОСТ 16493.

При неудовлетворительных результатах контроля по п. 7 (б, в, г, ж) хотя бы по одному показателю разрешается проводить повторный контроль этого показателя на удвоенном количестве проб, взятых от той же партии.

Допускается одна повторная закалка штанг. Количество отпусков не ограничивается. После повторной термообработки партия испытывается, как предъявленная вновь.

7. При приемочном контроле проверяют:

а) размеры штанг и муфт;

б) механические свойства материалов штанг и муфт, а также их химический состав;

в) глубину и твердость поверхностного упрочнения штанг и муфт класса S;

г) глубину, твердость и микроструктуру износостойкого покрытия муфт класса SM;

д) качество износостойкого покрытия муфт класса SM;

е) качество необработанных поверхностей;

ж) макро- и микроструктуру штанг;

з) кривизну тела штанги;

и) качество резьб штанг и муфт;

к) соосность резьбы и тела штанги и муфты;

л) качество обработанных поверхностей штанг и муфт;

м) перпендикулярность торцев упорных буртов штанги и торцев муфты к осям резьбы штанги и муфты;

н) маркировку, консервацию и упаковку штанг и муфт;

8. При периодических испытаниях, проводимых не реже одного раза в год, проверяют предел прочности и показатели надежности (вероятность безотказной работы штанг (за 5 млн циклов) должна быть не менее 0,996, а для штанг из стали марки 40 и штанг, подвергнутых только нормализации, - 0,99; установленный срок службы штанг - не менее 3 лет; средний срок службы штанг - не менее 5,5 лет; критерием предельного состояния штанги или муфты является их обрыв, а также значительный износ и (или) растрескивание головки и тела штанги или муфты, искривление штанги, исключающие возможность их дальнейшей эксплуатации) штанг.

Периодическим испытаниям на предел прочности подвергают не менее двух штанг одного типоразмера от партии, прошедшей приемочный контроль. Объем выборки для проверки показателей надежности определяется методикой проведения этих испытаний.

Существуют стандартные методы контроля штанг и муфт:

1. Размеры штанг, муфт и их резьб, а также перпендикулярность торцев упорных буртов штанги и торцев муфты к осям резьбы штанги и муфты, проверяют при калибровке штанг и муфт.

Допускается применение иных средств измерения, обеспечивающих необходимую точность контроля.

2. Химический состав материалов штанг, муфт и покрытий проверяют по сертификатам или результатам химического анализа.

3. Механические свойства материала сердцевины штанг проверяют на образцах, вырезанных из термически обработанных отштампованных заготовок штанг.

Отрезку следует производить на участке зоны термического влияния. От каждой заготовки должно быть взято не менее чем по два образца для каждого вида испытаний.

4. Статические испытания на растяжение с целью определения временного сопротивления разрыву, предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения проводят по ГОСТ 1497.

Испытание на ударную вязкость проводят по ГОСТ 9454.

5. Твердость сердцевины отштампованных заготовок штанг, а также твердость поверхности штанг и муфт, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ, и муфт классов S и SM проверяют по ГОСТ 9012 и ГОСТ 9013.

При этом на каждой проверяемой муфте класса SM должно быть сделано не менее пяти измерений в точках вдоль образующей наружной поверхности, по которым выводится средний показатель твердости покрытия.

6. Глубина поверхностного упрочнения штанг, подвергнутых нагреву ТВЧ, должна определяться измерением на темплетах.

7. Макроструктуру головок штанг проверяют визуально. Допускается применять лупу с пятикратным увеличением.

8. Предел прочности штанг, подвергнутых поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ, проверяют испытанием на разрыв натурных образцов штанг или отрезков штанг длиной не менее 600 мм.

9. Длину незакаленных участков муфт и глубину поверхностного упрочнения муфт класса S проверяют их измерением на продольных протравленных темплетах муфт.

10. Микроструктуру износостойкого покрытия муфт класса SM проверяют сравнением с эталоном, изготовленным предприятием-изготовителем и согласованным с головной организацией-разработчиком муфт.

11. Отсутствие недопустимых дефектов поверхности штанг и муфт проверяют визуально с помощью поверочной линейки.

12. Отсутствие пережога стали и микроструктуру головок проверяют с помощью микроскопа на поперечных шлифах, вырезанных из головки термически обработанной заготовки штанг на расстоянии от 40 до 80 мм от торца и из тела заготовки на расстоянии не менее 300 мм от торца.

Допускается контроль перегрева и пережога стали проводить в изломе по ГОСТ 10243.

13. В процессе нагрева головок штанг под высадку в индукторе ТВЧ должен осуществляться активный контроль нагрева для обеспечения качества структуры металла.

14. Кривизну тела штанги и соосность резьбы и тела штанги и муфты проверяют универсальными измерительными инструментами или с помощью специальных приспособлений.

15. Качество поверхности резьбы и других механически обработанных поверхностей проверяют визуально, а шероховатость поверхности - сопоставлением с эталонами шероховатости, выполненными в соответствии с требованиями ГОСТ 9378.

16. Показатели надежности проверяют по результатам сбора информации об эксплуатационной надежности штанг и муфт.

При этом вероятность безотказной работы штанг определяют по числу их обрывов без учета эксплуатационных отказов за 5 млн. циклов у штанг в количестве 1000 шт., изготовленных в период времени продолжительностью не более трех месяцев.

Допускается подтверждение показателей надежности штанг по результатам подконтрольной эксплуатации штанг одной марки стали и одного вида термообработки.

17. Соответствие маркировки, консервации и упаковки проверяют внешним осмотром.

Как правило, приемка насосных штанг происходит в полевых условиях. Существует множество факторов, влияющих на качество приемки НШ.

1. Погодные условия.

2. Количество штанг для приемки.

3. Нечитаемость маркировки на штангах.

4. Человеческий фактор и т.д.

На сегодняшний день существует проблема отсутствия технологического учета движения насосных штанг, что приводит к их пересортице (по классу прочности, сорту, сроку эксплуатации). В результате чего в скважину внедряются НШ (насосные штанги), имеющие неравнозначную прочность, что приводит к выходу из строя и необходимости проведения ПРС (подземные ремонт скважин). Кроме этого, отсутствие учета не позволяет владеть раздельной информацией по объемам и причинам вывоза со скважин насосных штанг (на ремонт, на обработку или на временное хранение). Отсутствие данной информации, в свою очередь, не позволяет в режиме реального времени производить анализ затрат на транспортировку и диагностику насосных штанг.

Применение разработанного устройства и способа позволит сократить время приемки насосных штанг, увеличить межремонтный период по причине их неисправности, что приведет к сокращению простоев скважин, а также сокращению затрат на проведение подземных ремонтов.

Прочностные характеристики насосных штанг 1 (фиг. 2) нефтедобывающих скважин с помощью заявленного устройства 2 определяются следующим образом: обеспечивается доступ заявленного устройства 2 к насосной штанге 1 или ее части, устройство 2 закрепляется на штанге, при помощи устройства 2 оказывают изгибающее воздействие и определяют отклик штанги 1 на приложенное воздействие, на основании полученного отклика определяют прочностные характеристики штанги 1, как вариант, в случае если отклик не попадает в предварительно заданный диапазон (выше первого предварительно заданного порога), принимают решение о необходимости замены штанги 1, в качестве другого варианта принимают решение о необходимости исследования следующей штанги, и так продолжают до тех пор, пока не будет получено достоверное решение о необходимости замены всех насосных штанг (в случае если прочность штанги ниже второго предварительно заданного порога) или об их соответствии установленным требованиям по прочности. Откликом может являться, например, величина изгиба штанги, которая в случае износа штанги может превысить допустимое значение. Выбор первой штанги (наиболее верхней) из всех штанг НКТ (насосно-компрессионного тракта) объясняется тем, что на нее приходится самая большая нагрузка, поэтому наиболее вероятно, что именно она первой потеряет свои прочностные свойства и выйдет из строя. Для еще большего повышения достоверности можно проводить исследования штанг по группам из произвольного числа штанг, например, 3, 5, 10 и т.д.

Кроме того, требования по порогам для каждого последующего цикла измерений могут ужесточаться.

В случае исследования группы штанг, а не одной штанги, на каждом цикле определения характеристик можно определять усредненные значения прочности.

Для закрепления устройства на штанге может быть использован любой тип креплений, например зажимы, захваты, винтовые соединение и т.п., что не относится к сущности полезной модели и не описывается подробно.

Силовые плечи устройства 2 должны быть выполнены из материала, свойства которого сохраняются неизменными на протяжении значительного числа измерений, чтобы не вносить дополнительную погрешность в измерения. Силовые плечи могут быть выполнены с возможностью изменять свою длину так, чтобы наилучшим образом соответствовать длине исследуемой штанги и/или обеспечивать наиболее точные измерения.

Устройство 2 содержит блок приложения давления, который оказывает изгибающее воздействие не штангу, очевидно, существует множество возможных реализаций этого блока, которые не относятся к сущности заявляемой полезной модели, в частных вариантах, он может быть гидравлическим, электрическим, ручным, автоматизированным или автоматическим.

Также устройство 2 содержит блок измерения отклонения (величины изгиба), который измеряет отклонение точки штанги, к которой приложено воздействие блоком приложения давления, от первоначального состояния. Далее по величине этого отклонения блок определения прочностных характеристик делает вывод о прочности исследуемой штанги и выдает решение о ее пригодности для дальнейшей эксплуатации.

Специалисту в области техники понятно, что благодаря конструкционному исполнению, в котором блок приложения давления выполнен с возможностью оказывать механическое воздействие на насосную штангу; первое силовое плечо одним концом жестко прикреплено к блоку приложения давления и выполнено с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой; второе силовое плечо одним концом жестко прикреплено к блоку приложения давления и выполнено с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой обеспечивается более легкий вес заявленного устройства по сравнению с решениями уровня техники. Адаптация устройства под конкретную задачу определения характеристик позволяет оптимизировать конструкцию и облегчить ее.

За счет облегченной конструкции предложенного устройства значительно повышается удобство его эксплуатации, и, как следствие, уменьшается время, необходимое для определения прочности насосных штанг нефтедобывающих скважин.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

В заявке не указано конкретное программное и аппаратное обеспечение для реализации упомянутых средств и блоков, но специалисту в области техники должно быть понятно, что сущность изобретения не ограничена конкретной программной или аппаратной реализацией, и поэтому для осуществления изобретения могут быть использованы любые программные и аппаратные средства известные в уровне техники. Так аппаратные средства могут быть реализованы в одной или нескольких специализированных интегральных схемах, цифровых сигнальных процессорах, устройствах цифровой обработки сигналов, программируемых логических устройствах, программируемых пользователем вентильных матрицах, процессорах, контроллерах, микроконтроллерах, микропроцессорах, электронных устройствах, других электронных модулях, выполненных с возможностью осуществлять описанные в данном документе функции, компьютер либо комбинации вышеозначенного.

Хотя отдельно не упомянуто, но очевидно, что, когда речь идет о хранении данных, программ и т.п., подразумевается наличие машиночитаемого носителя данных, примеры машиночитаемых носителей данных включают в себя постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, регистр, кэш-память, полупроводниковые запоминающие устройства, магнитные носители, такие как внутренние жесткие диски и съемные диски, магнитооптические носители и оптические носители, такие как диски CD-ROM и цифровые универсальные диски (DVD), а также любые другие известные в уровне техники носители данных.

Несмотря на то что примерные варианты осуществления были подробно описаны и показаны на сопроводительных чертежах, следует понимать, что такие варианты осуществления являются лишь иллюстративными и не предназначены ограничивать более широкое изобретение и что данное изобретение не должно ограничиваться конкретными показанными и описанными компоновками и конструкциями, поскольку различные другие модификации могут быть очевидны специалистам в соответствующей области.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтедобывающего оборудования, а именно, к способу и устройству, применяемым для контроля состояния насосных штанг нефтедобывающих скважин. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в уменьшении времени определения прочности насосных штанг нефтедобывающих скважин в полевых условиях и одновременно в повышении достоверности определения. Указанный технический результат достигается благодаря тому, что разработан способ для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, включающий в себя этапы, на которых: определяют прочностные характеристики по меньшей мере одной насосной штанги на основании данных об оказанном давлении, полученных от блока приложения давления и данных об измеренном отклонении, полученных от блока измерения отклонения, посредством блока вычисления устройства определения прочностных характеристик; принимают решение о соответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о необходимости дополнительных измерений следующего множества насосных штанг нефтедобывающей скважины, в случае если определенные прочностные характеристики не удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности и удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности; или принимают решение о несоответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги не удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2. ил.

1. Способ для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, включающий в себя этапы, на которых:
A) прикладывают давление к по меньшей мере одной насосной штанге при помощи блока приложения давления устройства определения прочностных характеристик;
Б) измеряют отклонение по меньшей мере одной насосной штанги с помощью блока измерения отклонения устройства определения прочностных характеристик;
B) определяют прочностные характеристики по меньшей мере одной насосной штанги на основании данных об оказанном давлении, полученных от блока приложения давления, и данных об измеренном отклонении, полученных от блока измерения отклонения, посредством блока вычисления устройства определения прочностных характеристик;
Г) принимают решение о соответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности; или
Д) принимают решение о необходимости дополнительных измерений следующего множества насосных штанг нефтедобывающей скважины, в случае если определенные прочностные характеристики не удовлетворяют первому предварительно заданному порогу прочности и удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности, и повторяют этапы А, Б, В, а также Г, или Д, или Е для следующей одной или более штанги; или
Е) принимают решение о несоответствии прочностных характеристик всех насосных штанг нефтедобывающей скважины предварительно установленным требованиям, в случае если определенные прочностные характеристики упомянутой по меньшей мере одной насосной штанги не удовлетворяют второму предварительно заданному порогу прочности.

2. Способ по п. 1, причем блок приложения давления представляет собой гидравлический блок.

3. Способ по п. 1, причем блок приложения давления представляет собой электрический блок.

4. Устройство для определения прочностных характеристик насосных штанг нефтедобывающих скважин, содержащее:
блок приложения давления, выполненный с возможностью оказывать механическое воздействие на насосную штангу;
первое силовое плечо одним концом жестко прикрепленное к блоку приложения давления и выполненное с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой;
второе силовое плечо одним концом жестко прикрепленное к блоку приложения давления и выполненное с возможностью другим концом входить в зацепление с насосной штангой;
блок измерения отклонения, выполненный с возможностью измерять изгиб насосной штанги в ответ на приложение давления;
блок вычисления, выполненный с возможностью определения прочностных характеристик насосной штанги,
причем устройство содержит блок управления для способствования осуществлению этапов способа по п. 1.