авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 11 |

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального ...»

-- [ Страница 3 ] --

Существует интервал значений тангенциальной скорости движения жидких потоков, при котором создаются условия для снятия диффузионных ограничений протекания интенсивных процессов смешения. В соответствии с характером процесса (кинетические параметры, физические характеристики жидких потоков и т.д.) полученные в работе закономерности позволяют выбирать оптимальные условия для его проведения.

0, м2/с f() C r=r R Рисунок 4 - Распределение коэффициента энергии диссипации 0 относительно радиуса r =r R вихревой камеры и параметра распределения тангенциальной скорости жидкости 1 = f ( ) При некоторых вполне определенных соотношениях между характеристиками внешнего воздействия и параметрами среды удается осуществить такое нелинейное резонансное взаимодействие между волновыми формами, что в объеме, занятой средой, реализуется эффект резонансной управляемой турбулизации. Он заключается в том, что мелкодисперсные включения совершают движения со значительными относительными скоростями по весьма сложным запутанным траекториям, а вся среда при этом подвергается чрезвычайно интенсивному перемешиванию. Этот эффект сопровождается рядом уникальных явлений [6].

Во-первых, происходит существенное улучшение теплообмена и массопереноса в среде. В частности, зарегистрировано аномальное повышение коэффициента теплоотдачи (рисунок 5).

Во-вторых, на некоторых режимах могут быть существенно ин тенсифицированы процессы диспергирования включений, причем дисперсность включений может быть многократно увеличена.

В-третьих, эффект сопровождается возникновением и схлопыванием кавитационных каверн, что приводит к возникновению в среде весьма значительных по величине локальных пульсации давления.

Коэффициент теплопередачи Резонансный 120 режим k, Вт/(м^2 C) 100 Исходное распределение 0 50 100 150 200 Частота f, Гц Рисунок 5 - Распределение коэффициента теплопередачи k относительно частоты f гидроакустических волн при различных режимах работы смесителя Комплекс теоретических и экспериментальных лабораторных исследований, полупромышленных и промышленных испытаний показал, что гидроакустическая технология является наиболее эффективным средством интенсификации именно этого круга технологических процессов, так как резонансная природа лежащих в ее основе эффектов позволяет резко интенсифицировать тепло- и массообменные процессы в многофазных средах и сократить энергозатраты при их проведении.

Список литературы 1 Пат. РФ № № 1839612, 1839613, 2124933, 2032325.

2 Брагинский Л.Н., Бегачев В.И., Барабаш В.М. Перемешивание в жидких средах: физические основы и инженерные методы расчета.- Л.:

Химия, 1984.- 336 с.

3 Тахавутдинов Р.Г. и др. Турбулентное смешение в малогабаритных трубчатых аппаратах химической технологии Химическая // промышленность.- 2000. № 5.- С. 41-49.

4 Sung M.-H., Choi I.-S.// Chemical Engineering Science.- 2000.- V. 55/ P. 2173-2184.

5 Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. М.: Химия, 1971.- 784 с.

6 Волновая технология и техника / Под ред. академика РАН Р.Ф.Ганиева.-М.,1993.- 126 с.

УДК 622.276. АПРОБИРОВАНИЕ ГИДРОАКУСТИЧЕСКОЙ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ В ПРОМЫШЛЕННЫХ УСЛОВИЯХ ПРИ ПОЛУЧЕНИИ ЖИДКИХ КОМПОЗИЦИИ Муфазалов Р.Ш. (НПФ "Тимурнефтегаз"), Зарипов Р.К. (ОАО "Татнефтепром"), Арсланов И.Г., Бадриев А.А., Маликова Э.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) На основе применения гидроакустической технологии в условиях ОАО "Татнефтепром" создана промышленная установка для получения битумного лака (рисунок 1). Битум из мерника М-101 насосом Н- малыми порциями, по возможности тонкой струей, подается в аппарат, реактор смешения Р-101 под слой растворителя при работающем погружном циркуляционном насосе Н-103, установленном на горловине аппарата Р-101. На конце выкидной линии насоса Н-103 внутри реактора Р-101 устанавливается вихревые гидроакустические смесители диспергаторы [1,2,3,4,5], нижний конец которого находится на уровне 150 200 мм от днища емкости. Одновременно с подачей битума насосом Н- в аппарат-реактор Р-101 начинают циркуляцию (перемешивание) реакционной смеси насосом Н-101. Готовый битумный лак подвергают полному анализу согласно ТУ-2311-054-00151638-2003 или в объеме, указанном потребителем и при соответствии по качеству аппарат реактор Р-101 опорожняется насосом Н-101 в емкость Е-103 сбора и разлива готовой продукции потребителям. Производительность насоса Н 101 по мере накопления уровня в аппарате-реакторе Р-101 постепенно увеличивается от 10 м3/час до 30-40 м3/час, давление в гидросистеме 0,5…0,7 МПа.

I-битум;

II-растворитель;

III-газоуравнительная линия;

IV –дренаж;

V олифа;

VI-битумный лак Рисунок 1- Технологическая схема блока получения битумного лака с использованием гидроакустической технологии в условиях ОАО "Татнефтепром" Битумный лак был испытан на соответствие требованиям ТУ-2311 054-00151638-2003. Результаты испытаний показывают, что битумный лак выгодно отличается от известных образцов улучшенными физико химическими характеристиками и соответствует требованиям ТУ.

Результаты анализов приведены в таблице.

Физико–химические свойства битумного лака ТУ-2311-054-00151638- Опытные Наименование образцы показателей БМК ИБМК БМК ИБМК 1 Цвет Черный Черный Черный Черный 2 Время высыхания, ч, при (20±2) 0С 22 24 15 при (90±2) 0С 0.5 1.0 0.35 0. 3 3 3.5 3. 3 Прочность при изгибе, мм 4 Прочность при ударе, 40 40 50 кгс.см, не менее 0.55 0.55 0.57 0. 5 Твердость, не менее 15-20 18-20 14 6 Условная вязкость, с 7 Массовая доля нелетучих 39 39±2 38± веществ, % 1.0 1. 1.0 1. 8 Адгезия пленки, баллы Проведены полупромышленные испытания в условиях ОАО пилотной установки для получения пигментированных "Татнефтепром" материалов с предварительной дезагрегацией частиц, которые представляют собой жидкие композиционные системы.

Для решения данной проблемы, в частности для получения тонкодисперсных паст на основе алюминиевой пудры, предназначенных для дальнейшего применения в лакокрасочных материалах, разработана технологическая схема дезагрегирования пигментных материалов в среде пленкообразователя (битумного лака типа БМК) с использованием гидроакустической технологии (рисунок 2,б).

A - диссольвер, Б – бисерная машина, В - гидроакустический смеситель. Потоки: I – исходные компоненты + ПАВ;

II – пигментная паста-полуфабрикат;

III – пигментная паста Рисунок 2- Традиционная и предлагаемая схемы (а) (б) получения пигментированных лакокрасочных материалов на основе нефтяного битума При этом ставилась задача создания оптимальных гидродинамических и адсорбционных условий, чтобы с минимальными затратами энергии осуществить диспергирование пигментов до экономически обоснованных размеров частиц (этап I, рисунок 3) их равномерное распределение и наиболее полное смачивание.

Традиционная технология Предлагаемая (I этап) Дисперсность по "Клин", мм Предлагаемая (II этап) 0 50 100 150 200 250 Время диспергирования, мин I этап – диспергирование в бисерной мельнице до размеров частиц 70-80 мкм;

II этап – диспергирование на пилотной установке Рисунок 3 - Поэтапная обработка пигментной пасты Основными элементами установки, применяемой в указанной схеме, являются два аппарата. Первый - это диссольвер (А), он служит в качестве сырьевой емкости, основным элементом второго аппарата является диспергатор мелкодисперсных пигментов (В), созданный на основе гидроакустического смесителя-диспергатора [5].

Мощное механическое и гидроакустическое воздействие, оказываемое на диспергируемый материал, вызывает деформации и разрушение частиц. Причиной разрушения являются кавитационное и механическое столкновения частиц различного размера, увлекаемых и не увлекаемых волной.

Эксперименты, проведенные на пилотной установке, показывают, что наиболее оптимальным является такой порядок диспергирования, когда пигментная паста подвергается предварительному дезагрегированию до размеров частиц мкм на бисерных 70... мельницах, с последующим диспергированием в гидроакустической камере (этап II, рисунок 3) разработанной авторами (рисунок 2). Для оптимизации условий диспергирования пигмента за счет создания дополнительных сдвиговых усилий в вихревой камере использованы частицы сферической формы. При этом реализуется принцип проточной системы смешения и диспергирования сырья, что является в настоящее время наиболее существенным фактором совершенствования технологического процесса получения ЛКМ и позволяет сократить продолжительность процесса предварительного дезагрегирования частиц в 1,4…1,6 раза.

Е-1,2 – емкости для исходных компонентов;

ТД – трехходовой дозатор;

НА – насосный агрегат;

ГАГ- гидроакустический генератор;

Е-3 – емкость для конечной продукции Рисунок 4- Схема установки для получения различных коллоидных и гомогенных дисперсных систем Разработана, смонтирована в ОАО "Татнефтепром" и испытана гидроакустическая установка (рисунок 4) для получения различных гомогенно-монодисперсных систем, жидкостей для глушения скважин и вскрытия продуктивного пласта, СОЖ для металлообрабатывающей промышленности и т.д.

Созданы различные технические устройства на волновых принципах для обработки бурового, тампонажного растворов и различных жидких композиции. В 2000 году технология внедрена на месторождениях Западной Сибири.

При обработке тампонажного растворов и цементного камня получены следующие результаты: снижение средней водоотдачи на 22 % за 30 мин;

увеличение средней растекаемости на 11%;

снижение среднего размера частиц суспензии на 10%;

увеличение средней прочности при изгибе на 23 %;

увеличение средней прочности на сжатие - 34% и адгезии к металлу обсадной трубы - 57%. Все образцы цементного камня до и после обработки непроницаемы по газу и воде.

Данная технология позволяет проводить обработку как не посредственно в потоке многофазной среды, так и в замкнутых областях в зависимости от характера технологического процесса и реализуется с помощью конструктивно несложных технических устройств на серийном технологическом оборудовании, не требует дополнительных затрат на капитальное строительство, трудовых ресурсов и производственных площадей.

Список литературы 1 А.с. СССР № № 1628329, 1635383, 1707177, 1779737, 1826580.

2 А.с. СССР № № 1538584, 1688616, 1471638.

3 А.с. СССР № № 1633869, 1658450, 1674597.

4 А.с. СССР № № 1655158, 1572093, 1623032, 1633869.

5 Пат. РФ № № 1839612, 1839613, 2124933, 2032325.

УДК 681. РАСХОДОМЕР ДЛЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ Нурутдинов Ш.Р., Нурутдинов Р.Г.

(ООО НГДУ «Туймазанефть», Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) Измерение расхода газонефтяных потоков в системах сбора и транспорта продукции скважин непосредственно в трубах до настоящего времени является практически нерешенной проблемой. В данной работе предлагается динамический расходомер для измерения расхода многофазных потоков непосредственно в трубах.

Устройство и теоретическое обоснование расходомера для газожидкостных потоков заключается в следующем.

Газожидкостной поток пропускается через измерительный участок трубы, который плавно изогнут в горизонтальной плоскости по дуге окружности. Этот участок установлен на упругих элементах и имеет две степени свободы: может перемещаться в вертикальном и горизонтальном направлениях. Вертикальное перемещение пропорционально силе G, измеряемое при помощи тензодатчика.

G = g V = k1, (1) где G - вес газожидкостной смеси, находящейся внутри измери тельного участка трубы;

- плотность смеси;

V - объем внутренней полости измерительного участка;

k1 = gV - постоянный коэффициент.

Горизонтальное перемещение пропорционально силе F, из меряемое при помощи тензодатчика:

Q F = k 2 Q V = k 2 = k3 Q 2, (2) где F - результирующая сила гидродинамического воздействия на стенки трубы в результате поворота на измерительном участке;

k 2 постоянный коэффициент, зависящий от длины и радиуса искривленного Q участка трубы;

- площадь сечения трубы;

Q - объемный расход, V = скорость потока;

k 3 - постоянный коэффициент.

G Из уравнения (1) имеем =. Подставив значение в уравнение (2), k получим ( Q )2 ( Q )2.

F = k3 = k G k Отсюда массовый расход потока Qm = Q = k m F G, где k m - постоянный коэффициент расходомера.

Таким образом, по двум измеренным величинам G и F определяются плотность смеси = G = k G.

k и массовый расход Qm = k m F G Усилия G и F измеряются при помощи тензодатчиков на тензорезистрах и переобразуются в электрические сигналы, которые поступают в блок вторичного электронного прибора и выдаются в виде цифровой информации.

УДК 532. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ПОДЪЕМНАЯ СИЛА, ДЕЙСТВУЮЩАЯ НА ТЕЛО, ПОГРУЖЕННОЕ В ПОТОК ЖИДКОСТИ Нурутдинов Р. Г., Нурутдинов Ш.Р.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском, ООО НГДУ «Туймазанефть») При изучении динамики многофазных потоков имеется необходимость выявления сил, действующих на тело (газ, жидкость, твердое тело), погруженное в движущуюся жидкость.

Общеизвестный закон Архимеда, используемый для оценки этой силы в условиях движущейся жидкости, следует считать неприменимым без соответствующей корректировки.

Согласно формулировке закона Архимеда, сила, действующая на погруженное в жидкость тело:

P = w, где - объемный вес вытесненной жидкости, w - объем вытесненной жидкости, и имеет направление, противоположное направлению силы веса.

Это, безусловно, справедливо для гидростатических условий, когда поверхности разных давлений представляют горизонтальные плоскости.

При рассмотрении жидкостей в динамическом состоянии эквипотенциалы могут иметь самую различную ориентировку. В этом случае выталкивающая сила имеет невертикальное направление. Доказательство этого заключается в следующем. Если имеем погруженное в жидкость тело с замкнутой поверхностью, ограничивающей объем, то главный вектор давления определяется интегралом:

R = nPd = gradPd, где n - орт внешней нормали к поверхности, направленной внутрь жидкости.

Как видно из рисунке 1, главный вектор давления (подъемная сила), действующая на погруженное тело имеет направление, противоположное направлению градиента давления и нормален к линиям равного давления.

В случае тяжелой жидкости проекции градиента давления на направление потока и вертикальную ось будут иметь соответственно выражения следующего вида:

( gradP ) x = g sin, ( gradP ) y = g cos, где угол между горизонтальной плоскостью и эквипотенциальной поверхностью.

У P=C1 R P=C Х P=C P=C gradP Рисунок Проекции главного вектора на те же оси:

Rx = ( gradP ) x d = g sin,.

Ry = ( gradP ) y d = g cos Здесь изменение угла в пределах рассматриваемого объема считаем незначительным и принимаем постоянным.

Выразив в полученном выражении sin через гидравлический уклон I получим R x = g I (2) R y = g 1 I 2. (2,а) Рассмотрим частные случаи применения выражений (2) и (2,а).

1 Случай гидростатического состояния жидкости. В случае покоящейся жидкости, как известно, линии равного давления горизонтальны и гидравлический уклон Тогда приходим к I=0.

общеизвестному выражению закона Архимеда:

Rx = 0, Ry = g.

Случай равномерного движения в открытом русле. В этом случае гидравлический уклон равен геометрическому уклону дна русла (i = I ).

R x = g i, Ry = g 1 i 2.

3 Случай равномерного движения в вертикальной трубе:

а) при движении вверх (I 0 ) :

Rx = 0, Ry = g 1 + I 2 ;

б) при движении вниз (I 0 ) :

Rx = 0, Ry = g 1 I 2.

Интерес представляет случай (пункт 3б), когда сила Ry может быть равна нулю.

Рассмотрим вертикальную трубу с нисходящим равномерным потоком со свободным изливом в нижнем конце (рисунке 2).

Пусть глубина (Н) в резервуаре настолько мала, что гидростатическим напором, создаваемым им, можно пренебречь. Тогда, считая постоянным атмосферное давление по длине трубы, можем написать:

PB = PH, т.е. давления в начале и в конце трубопровода равны. Это значит, что весь геометрический напор затрачивается на гидравлическое сопротивление. Другими словами, на единицу длины трубопровода затрачивается единица напора и гидравлический уклон равен единице (I = 1).

Н PB PH Рисунок Тогда выражение Ry = g 1 i 2 = 0.

Данное расширенное представление о воздействии давления на погруженное в нее тело дает возможность объяснить явление скольжения пузырьков газа относительно жидкости при движении системы «газ жидкость» по горизонтальным трубам. На первый взгляд кажется, что пузырьки газа, находясь в движущейся жидкости и являясь влекомыми потоком, должны двигаться со скоростями, меньшими по сравнению со скоростями жидких частиц. Однако многочисленные опыты с газожидкостными потоками в горизонтальных трубах показывают наличие положительной относительной скорости газовой фазы: газ движется с большой скоростью по сравнению с жидкостью.

Исключение составляет только тот случай, когда содержание газа в потоке мало, а скорость движения жидкости невелика. В этом случае газ находится в основном в верхней части трубы, в зоне малых скоростей, и поэтому имеет место факт отставания газа. Кроме этого, отставанию газа, вероятно, способствует прилипание пузырьков газа к верхней части стенки трубы.

Появление положительной относительной скорости газовой фазы, вероятно, наилучшим образом можно объяснить наличием горизонтальной составляющей выталкивающей силы, определяемой выражением (2).

В данной работе не ставится целью задача определения величины скорости скольжения газовых пузырьков относительно жидкости при движении газожидкостной смеси в горизонтальных трубах. Здесь дается только выражение для активной силы, создающей эту скорость. Величина относительной скорости будет зависеть еще от сил сопротивления, являющихся сложной функцией от диаметра пузырьков, вязкости жидкости, числа Рейнольдса.

УДК 502. К ВОПРОСУ О КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ОТХОДОВ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ Суфиянов Р.Ш., Суфиянова С.Р., Мутин И.И.

(Альметьевский государственный нефтяной технический университет, Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти) Техногенное воздействие на биосферу при проведении процессов разработки нефтегазовых месторождений, нарушающее естественные условия существования природных экосистем носит геомеханический (разрушения покрова земли и т.д.) и химико-токсический (буровые растворы, химические реагенты и т.д.) характер. Условно, источники загрязнения окружающей природной среды подразделяют на постоянные (нефтешламовые амбары и т.д.) и временные (межпластовые перетоки и т.д.). Нефтешламы (НШ), образующиеся при нефтедобыче, содержат в своей основе нефть, органические соединения, минеральные соли и твердую фазу (глину, различные выбуренные породы). Снижение негативного воздействия НШ на окружающую среду является важной экологической задачей. В настоящее время наметилась устойчивая тенденция к использованию нефтесодержащих отходов в качестве вторичного сырья для производства строительных материалов (кирпича, керамзита, смеси для подсыпки под дороги и т.д.), в связи с этим назрела необходимость нормирования НШ. В зависимости от источника образования НШ, процентное содержание нефти, механических примесей и других компонентов колеблется в весьма широком диапазоне. В ТатНИПИнефти разработаны технические условия на НШ (ТУ 0258-085 00147585-2003), регламентирующие их основные физико-химические характеристики, позволяющие классифицировать НШ и выбрать основное направление их переработки.

УДК 622. МЕТОДИКА ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ВИБРОАКУСТИЧЕСКИМ МЕТОДОМ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ И ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ ШТАНГ Москвина Е.Ю.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Межремонтный период работы нефтедобывающих скважин в значительной степени определяется работоспособностью колонн насосно компрессорных труб (НКТ) и глубинно-насосных штанг, являющихся наиболее металлоемкими и дорогостоящими элементами. Значительная часть подземных ремонтов производится из-за потери герметичности в насосно-компрессорных трубах и обрыва глубиннонасосных штанг. При этом для ремонта требуются дорогостоящие агрегаты, кроме того, на время ремонта прекращается добыча нефти. Одной из важнейших проблем в этом случае является своевременное и качественное обнаружение дефектов штанг и НКТ.

Выявление трещин и других видов дефектов штанг и НКТ непосредственно на месте их эксплуатации мобильными дефектоскопическими комплексами является актуальным вопросом, потому что решает проблемы, связанные со снижением затрат на ремонт скважин, за счет экономии времени на перевоз труб и штанг в стационарные ремонтные цеха, и времени на проведение контроля.

Предлагается использовать для этой цели виброакустический метод, связанный с возбуждением продольных волн в теле штанги или трубы и «наблюдением» за процессом распространения и (или) затухания. В данном направлении проведены исследования как теоретических основ колебаний, так и практические измерения. Ниже представлены результаты исследований.

Собственные частоты колебаний являются важнейшими акустическими свойствами конструкций. В трубе или штанге можно вызвать продольные, крутильные и поперечные колебания. Для дефектоскопии труб и штанг наиболее удобными являются продольные колебания, возбуждаемые механическим ударом.

Дифференциальное уравнение продольных колебаний стержня представляет собой известное волновое уравнение и имеет следующий вид:

2U 2, U, (1) =a t 2 x где U – смещение точки стержня координатой х за время t;

- скорость распространения продольных волн в стержне;

a= E/ Е – модуль Юнга;

- плотность материала стержня.

Это уравнение имеет общее решение:

U = Ak cos wk t, (2) k = a где wk = 2k = - угловые частоты;

l k = 1,2,3… n;

Аk – амплитуда частоты wk;

vk – собственные частоты;

l – длина стержня.

На основе аналитического исследования продольных колебаний насосно-компрессорных труб, согласно формуле (2), показано, что собственные частоты исправной трубы и трубы с парафиновой пробкой отличаются в среднем на 11 %, установлены зависимости собственных частот трубы от расположения наиболее распространенных дефектов:

истирание металла, отверстие, продольные и поперечные трещины.

Собственные частоты штанги с дефектом в виде поперечной трещины отличаются от исправной в среднем на 20 %.

В ходе исследований был разработан виброизмерительный комплекс и методика оценки состояния глубинно-насосных штанг и насосно компрессорных труб. Разработаны лабораторные стенды для проведения исследований колебаний модельных насосно-компрессорных труб и глубинно-насосных штанг, позволяющие производить юстировку и виброакустическую интерпретацию дефектов различной формы и месторасположения.

Назначение виброизмерительного комплекса: измерение продольных колебаний глубинно-насосных штанг и насосно-компрессорных труб в процессе спуско-подъемных операций, отбраковка дефектных по критериям диагностирования. Состав комплекса: специализированный элеватор, датчик вибраций, предварительный усилитель, аналого цифровой преобразователь, персональный компьютер, программное обеспечение, механизм возбуждения колебаний (схема представлена на рисунке 1). Для количественного описания вибросигналов используется виброускорение. Программное обеспечение – это сбор, хранение и обработка полученных данных и постановка диагноза по алгоритму оценки состояния объекта.

Методика проведения измерений глубинно-насосных штанг и насосно-компрессорных труб:

1 На верхний торец штанги при помощи магнита (трубы) устанавливается вертикально датчик вибрации.

2 Колонна штанг (труб) поднимается, и производится отворот верхней штанги (трубы) от колонны.

3 По нижнему торцу отвернутой и свободно вывешенной штанги (трубы) производится удар специальным механизмом возбуждения колебаний, при этом автоматически активизируется режим записи сигнала вибрации в персональный компьютер. Время записи данных составляет 1 мин.

4 В персональном компьютере происходит обработка записанного сигнала и оценка состояния объекта:

4.1 Вычисляются значения критериев диагностирования.

4.2 По алгоритму определяется состояние объекта: наличие на теле штанги (трубы) дефекта определенного вида.

4.3 Выдается диагноз: исправна или дефектна штанга (труба), если последнее, то вид дефекта, его местонахождение и размеры.

1-элеватор;

2-НКТ;

3-ударник Рисунок 1 - Схема лабораторного стенда 5 После того, как штанга (труба) уложена на мостки, датчик снимается, устанавливается на следующую штангу (трубу), и процесс повторяется.

Критерии диагностирования представляют собой результаты анализа временной и частотной картин вибрации.

1 Коэффициент затухания отражает увеличение скорости затухания свободных колебаний при наличии дефектов.

Огибающая вибросигнала аппроксимируется экспоненциальной кривой вида f ( x) = A0 e t, (3) где А0 - начальная амплитуда сигнала;

- коэффициент затухания;

t -время, с.

На рисунке 2 представлены временные картины вибрации исправной (б) и дефектной (а) труб.

Наличие какого-либо дефекта: будь-то парафиновая пробка, различные нарушения сплошности металла - приводит к увеличению коэффициента затухания на 15-30 %.

2 Относительный логарифмический декремент затухания (ОЛДЗ) характеризует диссипацию энергии колебания в местах дефектов.

(l ) ОЛДЗ =, (4) (0) R( t ) где = ln - логарифмический декремент затухания;

n R ( t + nT ) R(t) – размах амплитуды на промежутке времени t (рисунок3);

n – количество периодов Т;

(l*) - трубы с дефектом, l* - длина дефекта;

(0) - бездефектной труб.

A,м/c A = 650e 37 t а) t,c 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0, - - A,м/c A = 239e 18t t,c б) 0 0,05 0,1 0, - - Рисунок 2 - Вибросигнал продольных колебаний НКТ А,м/c R(t) t, 0,02 0,025 0,03 0,035 0,04 0,045 0,05 0,055 0, - - Рисунок 3 - Размах амплитуды на промежутке времени t Среднее значение ОЛДЗ дефектных труб отличается от того же значения исправных труб на 30-200 %.

3 Комбинационные частоты появляются в спектре колебаний при образовании поперечной трещины на теле трубы или штанги.

При наличии поперечной трещины труба (штанга) как бы разделена на две части. В частотной картине должны отражаться колебания трубы (штанги) и двух ее частей. Если трещина близко у края, то размер одной из этих частей почти равен длине всей трубы (штанги), значит, близко должны быть расположены характерные гармоники.

На рисунке 4 показаны частотные картины колебаний исправной трубы (а), дефектной трубы с поперечным пропилом (б).

Таким образом, при наличии дефекта типа поперечной трещины в спектре вибросигнала появляются комбинационные частоты, отражающие геометрию элементов трубы (штанги), по которым можно судить о разнице в собственных частотах колеблющихся частей стержня, разделенных дефектом. Так как собственная частота однозначно зависит от длины стержня, то при известном порядке гармоник и разницы между ними можно судить о местонахождении дефекта типа поперечной трещины на теле трубы (штанги).

4 Следующий критерий, использующийся при сравнении спектров, – площадь спектра. Оценка площади спектра производится по методу Симпсона:

h S= ( A + 4 A1 + 2 A2 + 4 A3 +... + 2 Ai + 4 Ai+1 +... + 2 An 2 + 4 An1 + An ), (5) где Аi – амплитуда колебаний на i-частоте;

h – шаг дискретизации частот.

А,м/c а) v,Гц 0 600 1200 1800 2400 А,м/c б) v,Гц 0 600 1200 1800 2400 Рисунок 4 - Частотные спектры продольных колебаний Зависимость площади спектра от количества замеров представлена на рисунок 5. Среднее значение площади спектра дефектных труб выше в 1,3 3,7 раза исправных, это значение трубы с парафиновой пробкой в 5 раз ниже исправных. Трубы с дефектами в виде отверстий имеют среднее значение площади спектра выше таких же значений исправных труб в среднем в 1,5-2 раза. Следовательно, общая площадь спектра является критерием диагностирования труб с этими дефектами, исключение составляют трубы с поперечными трещинами.

S,Гц*м/с N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 исправная труба;

доверительный интервал исправной трубы;

труба с парафиновой пробкой;

труба с дефектом в виде отверстия;

труба с разными дефектами Рисунок 5 - График зависимости площади спектра исследуемых труб от количества замеров 5 Следующий диагностический признак оценивает затухание по времени собственных частот, для этого был модифицирован логарифмический декремент затухания (ЛДЗ). Модифицированный ЛДЗ:

Ai (ti, v) = ln(e ti +t1 ) = (ti t1 ) = ti1.

i (v) = ln (6) A1 (t1, v) Аi(ti,v) – амплитуда выбранной частоты v в момент времени ti ;

А1(t1,v) – амплитуда той же частоты v в первый момент времени начала записи сигнала t1 ;

– коэффициент затухания колебаний;

ti1 – промежуток времени вибросигнала от момента времени t1 до момента времени ti.

При помощи МЛДЗ был найден коэффициент затухания собственных частот исследуемых труб и штанг. На рисунке 6 представлены линии аппроксимации от кривых изменения МЛДЗ при затухании первой собственной частоты модельных труб на трех различных безразмерных t i, промежутках времени. Тангенс угла наклона этих линий = t i +1,1 t i, представляет коэффициент затухания частот.

На рисунке 6 показано: 2 – линия изменения МЛДЗ первой собственной частоты исправной трубы, 4,5 – линия изменения МЛДЗ первой собственной частоты труб с парафиновой пробкой и с поперечной трещиной, 7,3 – линия изменения МЛДЗ первой собственной частоты труб с износом металла и отверстием. Коэффициент затухания 1-й собственной частоты дефектных труб с трещинами различного направления и парафиновой пробкой выше в среднем в 2-3 раза, а труб с дефектами в виде истирания металла и отверстия ниже в среднем в 1,5-2 раза исправных труб, та же тенденция наблюдается и с коэффициентом затухания 3-й собственной частоты.

Ai ln A 0, 1 2 -0, - -1, - -2, -3 -3, Рисунок 6 - Аппроксимирующие прямые от кривых изменения безразмерной амплитуды первой собственной частоты исследуемых труб Исследования коэффициента затухания собственных частот глубиннонасосных штанг показывают те же результаты в соответствующих частотных интервалах.

Как было показано выше, не по всем критериям четко диагностируются типовые дефекты. Чтобы обеспечить достоверность дефектоскопии НКТ виброакустическим методом, предлагается использовать разработанные критерии в комплексе в виде алгоритма (рисунок 7), подтверждая диагноз по каждому из них.

*2,38 *0, 0,85*2, стерт металл 1,6*2, 1,1*1, 0,85*1, S 830 S A-0, отверстие S A-0, A 1, -0,66 A 1, 1, 0,647 1, r r прод. трещина парафин S 0, 0,271 0, поп. трещина 0, несколько дефектов исправная Диагностические критерии: А – статистика амплитуд, r – коэффициент стандартной корреляции Рисунок 7- Алгоритм оценки состояния НКТ Методика диагностирования труб и штанг виброакустическим методом была опробована в промысловых условиях на стендовой скважине цеха ПРС НГДУ «Туймазанефть» при СПО колонны НКТ и штанг.

УДК 536. О НАГРЕВЕ ТЕРМОМЕТРОВ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТОКОМ Колосов Б.В., Шакиров А.А.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском, ВНИИГИС, г. Октябрьский) Проблема определения погрешности термометров сопротивления, возникающая за счет нагрева измерительным током, рассмотрена в работах [1-4]. Например, в [1] приводится соотношение I = 2000d 3/2t1/2, (1) где I - ток, мА;

d - диаметр проволоки термометра сопротивления, мм;

t - допустимое приращение показаний термометра за счет нагревания током, исходя из которого предлагают определить величину измерительного тока.

Однако в то же время не оговариваются условия теплообмена на поверхности. Эти условия существенно зависят от конструкции термометра.

В последнее время намечается тенденция к использованию все более тонкой проволоки в качестве чувствительного элемента. При этом трудно обеспечить достаточно плотный контакт проволоки с изоляционным порошком, в результате чего внутри корпуса образуются пустоты.

За счет этого на одних участках тепло от проволоки передается теплопроводностью (к порошку), а на других за счет естественной конвекции (в пустотах). Кроме того, существуют конструкции, в которых чувствительный элемент целиком находится в газовой среде.

Поэтому, в настоящей работе поставлена цель исследования теплообмена проволок разного диаметра в воздухе.

Для этого изготовлена установка, которая представляет собой коробку сечением 50х50 мм, составленную из стеклянных пластин. Внутри на расстоянии 20 мм от стенок закреплены отрезки проволок длиной 0,4 м. Установлены медные проволоки (в эмалевой изоляции) диаметром 0,02;

0,06;

0,11;

0,15;

0,2;

0,41мм. Проволоки нагревались постоянным током от 1 до 200 мА от источника тока В5-50. Величина тока и напряжения измерялись вольтметром универсальным В7-21.

В таблицах 1, 2, 3 приведены экспериментальные данные для проволок d=0,11;

d=0,06;

d=0,02мм соответственно.

Таблица = 200 С d = 0,11 = 0, t R В min I, мА 10 50 100 150 R, Oм 0,7051 0,7048 0,7068 0,7087 0, t t В, K - - 0,65 1,33 2, N 103, Вт - - 7,068 15,95 28,, Вт/м2К - - 86,5 95,5 - - 0,33 0,37 0, Nu Таблица t В = 210 С d = 0,06 R min = 2, I, мА 10 20 40 80 R, Oм 2,455 2,442 2,445 2,451 2, t t B, K 1,9 0,53 0,83 1,49 2, N 103, Вт 0,245 0,977 3,911 15,69 24,, Вт/м2К 1,71 24,4 61,0 139,6 161, 0,0039 0,056 0,14 0,321 0, Nu Таблица d = 0,02 t В = 210 С = R, min I, мА 10 20 40 60 80 R, Oм 21,57 21,52 21,67 24,36 24,81 25, t t В, K 1,57 0,986 2,78 35,35 40,8 47, N 103, Вт 2,157 8,606 34,72 87,72 158 253,, Вт/м2К 54,7 354,2 497,5 98,86 155 0,042 0,272 0,383 0,076 0,12 0, Nu Температура проволоки определялась исходя из формулы R t = R 0[1 + k(t t 0 )], (2) где R 0 - сопротивление при t 0 = 00 C, t-измеряемая температура, 0 C, Ом k = 0,00427 - температурный коэффициент для меди.

С В таблицах приведено минимальное значение сопротивления R min, ( I 10м0 ) при малом времени которое измерялось при малых токах включения цепи. Это значение сопротивления считалось соответствующим температуре воздуха t B в измерительной коробке. Эта температура измерялась лабораторным ртутным термометром с ценой деления 0,1 0 C.

Для проведения тепловых расчетов использовано уравнение теплового баланса следующего вида:

N = (t t B )F, (3) где N = I 2 R - электрическая мощность, выделяемая на проволоке за счет нагрева;

Вт - коэффициент теплоотдачи за счет естественной конвекции;

, м 2К F = dl - боковая поверхность проволоки (поверхность теплообмена);

d, l, м - соответственно длина и диаметр проволоки.

Количество тепла, передаваемое за счет излучения в данном случае не учитывались. Это связано с тем, что коэффициент теплоотдачи, излучением абсолютно черного тела при столь малых разностях температур 5 Вт. Определение степени черноты таких проволок м 2К представляет отдельную задачу, но известно, что 0,1, что уменьшает потери за счет излучения еще примерно на порядок.

Потери тепла теплопроводностью через контакты при данных величинах l и d пренебрежимо малы.

В результате коэффициент теплоотдачи вычислялся по формуле N. (4) = (t t )F B Число Нуссельта по стандартному выражению d, Nu = (5) Вт где коэффициент теплопроводности воздуха при, мК температуре t B.

Сравнение приведенных в таблицах результатов с 1,2, существующими в литературе данными говорит о следующем.

Известны результаты [5,6], что при числах (Gr Pr ) 1 для тонких проволок теплообмен осуществляется в режиме теплопроводности и при этом Nu = 0,45 0,5. При этом отмечается неустойчивость этого режима. В [7] рекомендуется в диапазоне Gr Pr = 1010 102 зависимость Nu = 0,675(Gr Pr)0,058, (6) где Gr -число Грасгофа, Pr- число Прандля.

Из (6) следует плавное уменьшение числа Nu при переходе к тонким проволокам. Например, при Gr Pr = 106, Nu = 0,3.

Проведенные нами исследования соответствуют диапазону 106 Gr Pr 102, однако, как видно из таблиц 1, 2, 3 зависимость Nu = f(Gr Pr) более сложная.

В данном диапазоне существуют зоны максимума и минимума Nu 0,05 0,07, числа причем минимальное значение что Nu, существенно меньше, чем в [5,6]. В то же время при больших (Gr Pr) опытные данные примерно соответствуют [5, 6, 7].

При малых (Gr Pr) Nu 0, однако результаты существенно зависят от времени нагрева при фиксированном токе. При значительной выдержке при малых токах в ряде опытов отмечен значительный перегрев датчиков.

Эта область требует дополнительных исследований. В качестве практического использования данных исследований для уменьшения погрешности измерения термометром сопротивления находящимся в газовой среде можно рекомендовать величину рабочего тока I = 10 20м для длительных измерений. При использовании токов большей и меньшей величины время измерения должно быть небольшим (порядка нескольких секунд).

Список литературы 1 Электрические измерения неэлектрических величин / Под ред. П.В.

Новицкого. - М.: Энергия,1975.- 576с.

2 Лах В.Н. Повышение точности и расширения пределов измерения термометров сопротивления // Приборы и системы управления. 1971. №9.- С.23-25.

3 Приборы для измерения температуры контактным способом:

Справочник / Под общ. ред. Р.В. Бычковского. – Львов: Высшая школа, 1978. - 208 с.

4 О перегреве термометров сопротивления измерительным током / Р.В.Бычковский, Н.А.Смородинский, Б.А. Шварц и др.-Метрология. 1974.- №7.- С.44-48.

Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-367с.

6 Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.:Энергоиздат, 1981.-416с.

7 Теплотехника / Под редакцией В.М. Луканина.- М.: Высшая школа, 2002.

УДК 622.276. ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ РАБОТЫ И АНАЛИЗ ИЗНОСА КЛАПАНОВ БУРОВОГО НАСОСА Абдюкова Р.Я.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Наиболее быстроизнашивающейся деталью гидравлической части бурового насоса является клапан. Клапаны поршневых насосов служат для разобщения и соединения рабочей камеры цилиндра насоса попеременно с подводящим и напорным трубопроводами. Большое распространение получили самодействующие клапаны, типа тарели и седла.

Износ клапанов определяется с первых часов работы наоса. Первая стадия - механический износ резинового элемента, независимо от его расположения, а именно в местах наибольшей концентрации напряжений.

Один из таких участков - это часть манжеты, непосредственно прилегающий к месту сопряжения тарели с седлом клапана. В момент посадки манжеты на седло в буровых насосах У8-4 или тарели на манжету в буровых насосах У8-6М заостренная часть манжеты выдавливается в уплотнительный зазор и защемляется. При дальнейшем смыкании тарели с седлом с ростом давления защемленный объем отрывается, что приводит к потере герметичности клапанной пары. В результате появляются трещины в опорных поверхностях тарели и седла клапана, который приводит к усталостному разрушению в местах концентрации напряжении. Манжета разрушается также в результате циклического воздействия давления, который зависит от скорости потока жидкости. Опорные поверхности подвержены только гидроабразивному изнашиванию. Контактное давление на опорных поверхностях можно изменить за счет изменения нагрузки от давления предаваемого поршнем тарели и уменьшением площади конуса седла клапана и тарели.

Работа буровых насосов зависит в целом от конструктивных особенностей клапанов.

К конструктивным особенностям клапанов относятся:

1) расположение уплотнительного элемента, 2) форма опорной поверхности, 3) угол наклона конусности седла, 4) высота конусности седла, 5) вид упрочнения седла, 6) марка материала клапана, 7) диаметр цилиндровой втулки.

Расположение уплотнительного элемента различается в насосах У8- и У8-6М. Уплотнение происходит между резиной и металлом седла, металлом тарели и резиной седла. Различаются опорные поверхности тарели и седла: плоская, коническая и плоскоконическая. Угол конусности седла колеблется в клапанах от 15-600. При = 00 – обеспечивается =25-600 обеспечивается одинаковый, максимальный износ, при наименьший износ тарели и седла, что характерно для гидроабразивного изнашивания. Различаются по виду упрочнения седла клапана: закалка, цементация и ТВЧ. Твердость седла колеблется в пределах от 48-64 HRC.

Марка материала клапанной пары : инструментальная сталь - Х12М и ХВГ, конструкционная сталь - 40ХН2МА, пружинная сталь - 50ХФА-, цементованная сталь - 20ХН3А их износостойкость превосходит 1,8-3р от эталонной стали 40Х. При диаметре цилиндровой втулки от 100-160 мм обеспечивается безотрывное течение жидкости. При диаметре втулки 180мм происходит нарушение безотрывного течения жидкости, что приводит к резкому увеличению высоты подъема тарели клапана. Значит увеличение расхода через клапан в 1,2 р приводит увеличению высоты подъема тарели более чем в 3 р. Нарушение безотрывного течения жидкости приводит к запаздыванию закрытия клапанов, что обеспечивает уменьшение объема жидкости. Безотрывное течение жидкости обеспечивает безударную посадку и малую высоту подъема тарели, что обеспечивает условие нормальной работы клапанов.

Изучая характеристику условий работы и анализируя процесс изнашивания клапанов буровых насосов, необходимо перейти к конструктивным решениям. Для решения поставленной задачи необходимо усовершенствовать конструкцию клапана.

УДК 622.276.53.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И УСЛОВИЯ РАБОТЫ ДЕТАЛЕЙ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ Абдюкова Р.Я.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) В настоящее время все большее применение имеют двухцилиндровые насосы двойного действия.

Нагнетательная cреда поршневых насосов представляет собой глинистый раствор с различными добавками и утяжелителями, в котором находятся высокотвердые абразивные частицы, что приводит к интенсивному износу уплотнительных устройств гидравлической части. В значительной степени интенсивность износа зависит от концентрации абразивных частиц. Взаимосвязь между интенсивностью износа и концентрацией абразивных частиц зависит от конкретных условий работы пары трения, от сочетания свойств материалов, от условий проникновения абразивных частиц в зону трения и ряда других факторов.

К числу сменных деталей и узлов гидравлической части буровых насосов относятся: шток поршня, цилиндровая втулка, поршень, уплотнение штока, клапанный узел и рабочие органы компенсатора. У компенсатора диафрагменного типа быстро изнашивается диафрагма, а у поршневого - поршень и втулка. Сменные узлы и детали буровых насосов относятся к разряду уплотнении.

Изучая работу деталей гидравлической части поршневых насосов, необходимо отметить следующие факторы:

- влияние циклических нагрузок от давления перекачиваемой среды;

скоростей относительного перемещения деталей, -влияние изменяющиеся в пределах каждого хода поршня;

-влияние температуры перекачиваемой жидкости, содержащие в большинстве случаев нефть, кислоты, щелочи и различные химические реагенты, а также твердые абразивные частицы выбуренной породы и утяжелители различной формы;

-влияние окружающей среды с перепадами температур.

Поэтому в столь тяжелых условиях обеспечение бесперебойной работы буровых насосов остается нерешенной задачей. Увеличение нагрузки на насос происходит одновременно с воздействием высокого переменного давления. Для деталей перемещающихся относительно друг друга с большими скоростями скольжения, вызывает их интенсивный износ и разрушение. Этому подвергаются уплотнения штока и втулки, клапаны, диафрагмы компенсатора. В первую очередь изнашиваются уплотнительные устройства. Уплотнительные устройства перечисленных деталей и узлов отличаются главным образом формой и материалом уплотнителя, а также способом их закрепления на металл. Долговечность клапанов в целом определяется ресурсом уплотнительного элемента.

Процесс изнашивания уплотнительных устройств протекает при различных режимах работ буровых насосов: в режимах низкого, среднего и высокого давлений.

Режим низкого давления - 10 МПа. На данном режиме работают в основном буровые насосы 9МГр и 11ГрИ. незначительный период времени, когда разбуриваются верхние интервалы для бурения структурно поисковых скважин. Перекачиваемая жидкость при этих условиях является, как правило, легким буровым раствором, содержащим значительное количество абразива в основном песка до 5%.Температура невысокая, в основном 20-400 С. Режим среднего давления 10-16 МПа.

Данный режим наиболее распространен. На среднем давлении работают в основном буровые насосы У8-6МА, лишь в последние годы в отдельных регионах стали переходить на более высокий режим работы, однако это еще не получило широкого распространения из-за низкой долговечности уплотнительных устройств. На режиме высокого давления 16-32 МПа работают в основном насосы У8-4 и У8-6МА на данном режиме происходит усталостное разрушение материала уплотнительных устройств в области уплотняемого зазора. Разрушение при трении происходит в основном из-за высокого давления и высоких температур.

Изучение изнашивания уплотнительных устройств гидравлической части бурового насоса является одним из основных задач повышения надежности. Исправный клапан правильно выбранного размера не изнашивается. Для определения оптимальных размеров клапана (диаметра отверстия седла клапана, диаметра тарелки, максимальной высоты подъема клапана, веса тарелки, натяжения пружины) производится гидравлический расчет, после чего определяются остальные конструктивные размеры деталей клапана. Подвергается проверке на прочность тарелка клапана, устанавливается возможность наиболее длительной эксплуатации поверхностей клапана.

Отсутствие стука в процессе посадки тарели на седло обеспечивает спокойную работу клапанов, что является правильным конструктивным решением. В результате тщательных исследовании нами предложена новая конструкция клапана. Для испытания новой конструкции клапана предлагается лабораторный стенд на базе поршневого насоса.

УДК 622.276. НОВАЯ КОНСТРУКЦИЯ КЛАПАНА БУРОВОГО НАСОСА Абдюкова Р.Я.

(Филиал Уфимского нефтяного технического университета г.Октябрьском) Долговечность клапанов в целом определяется ресурсом уплотнительного элемента. Существующие конструкции не удовлетворяют требования бурения, в виду имеющихся недостатков в сопряжениях уплотнительных устройств, которые приводят к потере герметичности, ударной работе клапана и к полному выходу из строя узла.

Нами предлагается новая конструктивная схема клапана бурового насоса (рисунок 1).

Клапан состоит из седла 1, тарели 2, уплотнительного кольца 3, прижимной втулки 4, упорной гайки 5, крестовины 6, тарель клапана снабжена хвостовиком 7 и ограничителем подъема 8.

Данная конструкция клапана представлена следующим образом.

При работе клапанного узла седло клапана испытывает меньше износа, поэтому уплотнительное кольцо установлено на тарели клапана,т.к. седло подвержено к скользящему воздействию струи раствора, а тарель дополнительно ударным воздействиям. Клапан открывается под действием протекающей через него жидкость, закрывается под действием натяжения пружины и нагрузки передающей от веса тарели и пружины.

Рисунок Видоизменена форма посадочных поверхностей тарели, седла и уплотнительного элемента (рисунки 1,2,3). Посадочное гнездо седла в форме конуса переходящего в цилиндр. Такое конструктивное решение обеспечивает наименьший износ седла и тарели, т.к. уменьшена высота конусности седла. Тарель имеет форму конического диска и при посадке упирается на цилиндрическую поверхность, что создает при этом мягкую посадку, т.е. ударного воздействия не происходит. Уплотнительное кольцо съемное круглого сечения. Втулка имеет возможность перемещаться в осевом направлении, относительно ограничителя.

Ограничитель снабжен упорной гайкой. Данные изменения в конструкции позволяют обеспечить улучшенную герметизацию за счет уплотнительного кольца и за счет действия давления прижимной втулки и быструю сборку и разборку.

Рисунок 2 - Клапан в сборе Рисунок 3 Клапан разобранный Указанное конструктивное решение обеспечивает повышение надежности насоса.

Существующим отличием данной конструкции является то, что представленная форма уплотнительного элемента обеспечивает улучшенную посадку и двойную герметизацию. Выполнение данного вида уплотнения позволяет обеспечить взаимозаменяемость, сэкономить расход материалов и повысить технико-экономические показатели насоса.

Посадочное место седла клапана соответствует клапану марки НБ125, рекомендованному для насосов 9Т и 9МГр.

С целью изучения общих закономерностей и особенностей работы клапанов насоса при изменении давления и подачи насоса проведены динамические испытания на лабораторном стенде.

УДК 622.233.

ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА РЕГИСТРАЦИИ ДАВЛЕНИЯ И ВИБРАЦИИ Абдюкова Р.Я.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического Университета в г.Октябрьском) Для изучения динамики и влияния давления на работу клапана проводится спектральный анализ на лабораторном стенде. Измерительная система для регистрации сигналов по давлению состоит из датчика давления, цифрового осциллографа, блока питания датчика давления и ПК. Система регистрации виброперемещения, виброскорости, виброускорения состоит из датчика вибрации, цифрового регистрирующего устройства, ПК и программного обеспечения.


Эксперимент проводится с новыми клапанами при следующих режимах:

- без нагрузки;

- с нагрузкой - диаметр 25 мм;

- с нагрузкой - диаметр 20 мм.

1.Перед началом работы произвести тарирование датчика давления.

2.Снять показания датчика давления, вывести на ПК.

3.Снять показания вибродатчика, вывести на ПК.

обработку показаний вибродатчика на ПК с 4.Произвести программным обеспечением «Атлант».

5.Произвести тарирование датчика давления.

Аналогичные замеры в качестве сравнения произвести с серийными клапанами. В результате испытании необходимо обосновать следующее:

- динамику посадки тарели по продольным колебаниям (мягкая, средняя, грубая);

- вывод по конструктивным показателям;

- вывод по показаниям давления и подачи.

Запись параметров производят в следующем порядке : после сборки и отладки системы “датчик-усилитель-«КОРСАР»” записывают нулевые значения сигналов, включается насос, выводится на режим и производится запись исследуемых параметров. Насос останавливается, производится запись нулевых значений сигнала по давлению. Условия и результаты эксперимента регистрируются в таблице.

Оптимальным будет являться та конструкция, которая обеспечит более мягкую посадку, лучшую подачу и давление.

Результаты динамических исследований позволяют констатировать следующее, что динамика работы клапанов в целом зависит от геометрических параметров конструкции.

На рисунке 1 представлен измерительный комплекс для регистрации давления.

Система для регистрации виброперемещения, виброскорости, виброускорения:

1 Персональный компьютер Noote book.

2 Цифровой регистратор «Корсар».

3 Датчик вибрации типа ВК -310А.

1 -персональный компьютер Noote book;

2 -цифровой запоминающий РС осциллограф РСS64i;

3 -датчик давления ПДМТ-10 ;

4 -блок питания для датчика давления + Рисунок 1 - Комплекс для измерения давления Цифровой запоминающий РС осциллограф РСS64i использует в качестве дисплея персональный компьютер- Noote book. Все стандартные функции осциллографа выполняются в DOS и Windows. Он выполняет все функции обычного осциллографа с одной лишь разницей, что большинство операции выполняются с помощью мыши. Прибор используется как спектроанализатор сигнала с частотой до 16 МГц.

Осциллограф подключается через параллельный порт компьютера.

«Корсар» - цифровой регистратор с памятью для измерения вибросигналов. Прибор применяется для регистрации, преобразования и анализа вибросигналов с возможностью сохранения результатов измерений в памяти и последующего их просмотра с сохранением в базе данных персонального компьютера через последовательный интерфейс при помощи поставляемого с прибором программного RS- обеспечения. Для экспорта замеров из прибора в компьютер необходимо наличие установленной на нем программы «Атлант». Связь прибора с программой на компьютер осуществляется по последовательному порту.

Рисунок 2 - Персональный портативный виброметр «Корсар»

В комплект поставки входят :

-прибор “Корсар”;

-датчик вибрации ВК-310А (или аналог);

-зарядное устройство;

-сумка для переноски прибора;

-интерфейсный кабель для связи с компьютером;

-кабель соединительный к вибродатчику;

-паспорт и руководство по эксплуатации прибора;

-методика поверки;

-технический паспорт на вибродатчик.

Прибор имеет сертификат RU.C.28.004.A №8343 ГОССТАНДАРТА России о регистрации в Государственном реестре средств измерений под № 19988 00.

Поставляемый в комплекте с прибором вибродатчик типа ВК-310А устанавливается при помощи магнита на плоскую поверхность.

При установке датчика следует придерживаться следующих правил:

1.Датчик должен иметь надежный контакт с поверхностью объекта измерений. Перед установкой датчика необходимо счистить слой краски и удалить возможные загрязнения (масло, стружку и т.п.).

2.Магнит должен быть плотно (от руки) привёрнут к датчику, соприкасающиеся поверхности датчика и магнита должны быть очищены от загрязнений. Любые ослабления в соединении датчика с магнитом приводят к демпфированию высокочастотных составляющих и искажению измеряемых сигналов.

3.При установке датчика на магнит последний должен плотно прилегать к поверхности объекта измерений без люфта и качания.

4.При проведении измерений датчик и соединительный кабель должны быть неподвижны.

Для измерения давления используется высокочувствительные мембранные, тензометрические датчики давления типа ПДМТ-10.

Диапазон измерения 0-10 МПа. Выходной сигнал 0-5 мА. Датчик давления устанавливается на нагнетательном трубопроводе.

Измерения проводились при различных режимах с новыми конструкциями клапанов и с серийными клапанами. Изменения нагрузки от давления получали путем уменьшения диаметра нагнетательной линии трубопровода при помощи специальных штуцеров различных диаметров 20,25 мм. Заменялись клапаны одного цилиндра. В качестве сравнения проводили измерения с серийными клапанами. Были получены записи по давлению и вибрации. Полученные сигналы обрабатываются специальной программой «Атлант» на персональном компьютере. По полученным сигналам давления новых клапанов можем выявить увеличения давления на выкидной линии трубопровода, что характеризует увеличение подачи.

Увеличение подачи определяется практичеким и теоретическим путем.

По вибрации исходными данными являются записи перемещения клапанов. Выявлено, что диапазон энергетического ускорения с серийными клапанами определяется при частотах от 0-120 Гц, по сравнению с новыми клапанами, показывает, что движение клапана не передается к корпусу,т.е тарели клапанов обспечивают плохую посадку на седло клапана и допускают утечку. Диапазон энергетического ускорения с новыми клапанами увеличивается почти в два раза. Из-за появления высоких частот при работе обеспечивается герметичность посадки клапанов, что тоже способствует увеличению подачи.

УДК 622. РАСЧЕТ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ЗАМКОВОГО УСТРОЙСТВА РАЗЪЕДИНИТЕЛЯ Ларин П.А., Степанов Р.В., Степанов P.P.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, НГДУ «Нижнесортымскнефть») Хвостовики или нижняя секция обсадных колонн до заданной глубины скважины спускают на бурильной колонне. При этом хвостовик или нижняя секция обсадной колонны соединяются с бурильными трубами при помощи разъединителя.

Затем в трубы закачивают расчетный объем цементного раствора, после этого сбрасывают верхнюю цементировочную пробку. Продавочной жидкостью продавливают цементный раствор. Верхняя цементировочная пробка движется вниз и садится на нижнюю цементировочную пробку, соединенную с промывочным патрубком при помощи нижнего штифта, а промывочный патрубок скреплен при помощи верхнего штифта со специальным переводником (рисунок). При этом должен в первую очередь срезаться верхний штифт, а затем нижний штифт. Такая последовательность операции дает возможность отворота бурильных труб от хвостовика или нижней секции обсадной колонны.

Рассмотрим случай, когда в нашу систему поступает жидкость с определенной скоростью V. Пусть S - площадь поперечного сечения канала, в котором движется жидкость, р - плотность жидкости, с - скорость распространения гидроудара в этой жидкости. За время dt масса жидкости, равная pScdt станет неподвижной. До остановки она имела скорость V, после остановки ее скорость равна 0, поэтому изменение количества движения равно (pScdt)· V.

Поделив на dt, мы найдем силу pScV, действующую на систему за счет гидроудара. За промежуток времени (0, t) масса неподвижной жидкости станет равной pSct, а сила ее давления pgSct. Нижний штифт сдерживает обе силы, а также вес нижней и верхней цементировочных пробок mH g, где тн - масса нижней и верхней цементировочных пробок.

Общая сила на нижний штифт равна (1) FH(t) = p-Sc(V + gt) + mHg.

Верхний штифт сдерживает как эту силу, так и вес верхнего поршня, поэтому общая сила на верхний штифт (2) FB(t) = p-Sc(V + gt) + mg, где т = mН + mВ - масса промывочного патрубка.

1 - специальный переводник;

2 - верхний штифт;

3 - промывочный патрубок;

4 - верхняя цементировочная пробка;

5 - нижний штифт;

6 - нижняя цементировочная пробка Обозначим через FHCреза, FBCреза силу среза нижнего и верхнего штифтов соответственно. Срабатывание, т.е. срез этих штифтов должен происходить в следующей временной последовательности:

t (0,t1) - оба штифта остаются целыми;

t (tv t2) - нижний штифт остается целым;

(3) FH(t)FHCpe,a, а верхний срез срезается:

(4) Fв(t)РВсреза, t (t2,t3) - нижний штифт срезается.

Подставив (1) в (3), получим. (5) Поскольку в (3) ив (5) t t2, имеем (6) Подставив (2) в (4) будем иметь.

В (4) и в (6) t t1, поэтому Подставив значение t1 d в неравенство t10 получим (7) FBCpe3amg + p·SVc.

Подставив значения t1 и t2 в неравенство t1t2, получим (8) FBCреза - FHCреза mВg.

Наибольшее допустимое время t3 срабатывания системы равно времени заполнения всего канала раствором где Н - длина канала, а - производительность насоса, нагнетающего раствор.

Подставив значения t2 и t3 в неравенство t2 t3, будем иметь, сила среза нижнего штифта, диаметр которого DH, а площадь поперечного сечения SH, равна, где - напряжения сдвига. Аналогично определяется сила среза верхнего штифта D2 В FНСреза= SВ =.


Подставив (10), (11) в (7), (8), (9) получим допустимые значения диаметров штифтов Эти условия обеспечивают срабатывание системы в нужной последовательности.

УДК 622.276.

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИХ ЦЕНТРАТОРОВ ТИПА ЦГМС ДЛЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН С ДРУГИМИ ВИДАМИ ЦЕНТРАТОРОВ Ларин П.А., Степанов Р.В., Степанов P.P., Степанова P.P.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском, НГДУ «Нижнесортымскнефть) Используемые в настоящее время буровыми предприятиями центраторы пружинного и жесткого типов не обеспечивают большинство требований, предъявляемых к подобного рода устройствам.

Предлагаемые устройства относятся к области крепления стенок скважин, а именно - принудительного центрирования обсадной колонны в скважинах сложного профиля, а также для заякоревания обсадной колонны.

Принцип работы данных центраторов (рисунок 1) следующий:

после спуска обсадной колонны в скважину на заданную глубину при прохождении цементировочной пробки сбиваются разрушаемые пробки 3, что обеспечивает поступление внутриколонной жидкости в полость цилиндра 2. Под действием перепада давления между внутриколонной и заколонной полостями поршень 8 перемещается вниз относительно патрубка центратора. Таким образом, нижний конец поршня воздействует на верхние концы рычагов 9. Рычаги при этом раздвигаются в радиальном положении и упираются на стенки скважины, устанавливая обсадную колонну в местах расположения центраторов концентрично скважины.

После срабатывания проходное сечение центратора имеет такой же диаметр, что и обсадная колонна.

С целью однозначного установления факта срабатывания гидромеханической системы ЦГМС, т.е. перехода ЦГМС в рабочее положение, проведены лабораторные испытания ЦГМС на предмет его раскрытия.

Испытания ЦГМС в количестве двух экземпляров проводились в АОЗТ аппаратурой электромагнитной дефектоскопии «Литосфера»

ЭМДСТ - МП. Исследования проводились с центратором в нераскрытом (транспортном) положении и с центратором в раскрытом (рабочем) положении.

Полученные диаграммы хорошо фиксируют заметное отличие сигнала от раскрытого центратора и центратора закрытого (рисунки 2 и 3).

Кривые на диаграммах отличаются по форме, а не по амплитуде, что очень важно, т.к. центраторы могут быть изготовлены из разного материала.

Результаты, полученные в лабораторных испытаниях, позволяют сделать вывод о том, что с помощью электромагнитной дефектоскопии возможно определить место установки ЦГМС на обсадной колонне в скважине и его положение (раскрыт-не раскрыт).

С целью определения работоспособности ЦГМС и качества крепления обсадных колонн в местах их установок в конце 2001 года и в начале 2002 года проведены скважинные испытания ЦГМС 146 в ОАО «Негуснефть» на месторождении Варьеганском в кустовых скважинах №2016 на глубинах 2490 м и 2444 м, В ЗСФ ООО «Лукойл-Бурение» на Ватьеганском месторождении на кустовой скважине №5372 установлены три ЦГМС 146 на глубине 2321,4 м-2368 м. Туймазинское УБР установило центраторы ЦГМС 102 на скважинах №1520 четыре ЦГМС, № 1697 три ЦГМС, №1469 четыре ЦГМС. Отношение суммы интервалов со сплошным сцеплением цементного камня с колонной (по данным ГИС) ко всему исследованному интервалу цементирования составило 90-92 % (Ст.

Р.Ш. Рахимкулов, Е.А. Левченко. Анализ качества крепления боковых стволов в АНК «Башнефть» (на примере опыта работы ТУБР и НУБР)).

1- обсадная труба;

2 - цилиндр;

3 - разрушаемые пробки;

4 и 5 втулки;

6-защитное кольцо;

7 - втулка;

8- поршень;

9 - рычаг;

10 – фиксатор;

11-гайка;

12 - штифт Рисунок 1 - Центратор гидромеханический Степанова В условиях НГДУ «Бавлынефть» были испытаны центраторы ЦГМС 102 на скважинах №№ Максимальный 444, 374, 749, 748.

угол вышеперечисленных скважин составил 510. Спуск зенитный обсадных колонн с установленными центраторами ЦГМС102 в скважины прошел в штатном режиме. На каждой колонне установлено по центраторов. Геофизические исследования показали, что цементное кольцо в районе установки данных центраторов равномерно, т.е. исключена возможность заколонного перетока флюидов из продуктивных пластов в поглощающие, а также на дневную поверхность.

Рисунок 2 - Раскрытый центратор Рисунок 3 - Закрытый центратор Для более качественной центрации обсадной колонны относительно ствола скважины и крепления ее стенок предлагается новая технология заканчивания скважин. При спуске обсадной колонны в скважину на ней устанавливают не менее двух гидромеханических центраторов типа ЦГМС и между ними другие виды центраторов. После продавки цементного раствора создается перепад давления в 3 - 4 МПа.

При этом срабатывает нижний гидромеханический центратор и заякоривает нижнюю часть обсадной колонны (рисунок 4).

центратор типа ЦГМС;

1-гидромеханический 2-центратор (или пружинный, или жесткий, или литой);

3-рычаг гидромеханического центратора гипа ЦГМС;

4 - якорь- центратор, разработанный на основе гидромеханического центратора типа ЦГМС;

5- обсадная колонна;

6 скважина Рисунок 4 - Схема приблизительной установки центраторов на обсадную колонну Затем обсадная колонна натягивается и создается перепад давления 10-15 МПа для того, чтобы сработали остальные гидромеханические центраторы. После срабатывания центраторов натяжку колонны снимают.

При этом расположение рычагов ЦГМС не дает колонне вернуться в исходное положение.

Для нахождения оптимального расстояния между центраторами ЦГМС в зависимости от натяжения обсадной колонны предлагается система уравнений:

T где а=Е·I, k =.

a L - расстояние между центраторами, м;

Т - растягивающая сила, Н;

R - сила реакции рычага центратора, Н;

m - момент защемления, Н"м;

q - вес одного погонного метра трубы, Н/м;

Е- модуль упругости, (2,1-1011Па);

I - момент инерции сечения трубы, м4;

Рисунок 5 - Зависимость расстояния между центраторами типа ЦГМС от силы натяжения колонны для горизонтальных скважин Рисунок 6 - Зависимость расстояния между центраторами типа ЦГМС от силы натяжения колонны для горизонтальных скважин Рисунок 7 - Зависимость расстояния между центраторами типа ЦГМС114 о силы натяжения колонны для горизонтальных скважин Рисунок 8 - Зависимость расстояния между центраторами типаЦГМС от силы натяжения колонны для горизонтальных скважин По этим формулам рассчитана зависимость расстояния между центраторами от силы натяжения колонны для обсадных колонн диаметрами 102,114,146 и 168 мм (рисунки 5,6,7,8). Данные формулы выведены для горизонтальных скважин.

Р.Ш. Рахимкулов, Е.А. Левченко. Анализ качества крепления боковых стволов в АНК «Башнефть» (на примере опыта работы ТУБР и НУБР)//Актуальные проблемы геологии и бурения нефтяных скважин.

Сборник научных трудов.- Уфа: БашНИПИнефть.- 2003. –Вып.111. С. 131- УДК 621.643:667. ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ПОКРЫТИЯ ДЛЯ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРОВ Алушкина Т.В.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Салавате) Коррозия внутренней поверхности – одна из основных проблем, возникающая при эксплуатации резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Один из способов устранения этого недостатка – нанесение покрытий. Однако и данный метод не лишен недостатков, так, например, необходимо постоянно обновлять покрытие из-за малого срока службы.

В Филиале УГНТУ в г.Салавате разработано покрытие ЗП-К. С целью исследования работы покрытия в условиях циклического нагружения испытывались образцы с разным количеством слоев.

Исследовалось влияние способа обработки поверхности под покрытие на его долговечность. Эксперимент проводился для случаев, когда поверхность под покрытие обрабатывалась металлической щеткой, шлифмашинкой и пескоструйной обработкой. Установлено, что на образцах, поверхность которых подготовлена пескоструйной обработкой, характер появления трещины на покрытии, значительно отличается от образцов, зачищенных щеткой. Отличие заключается в том, что появление трещины происходит «внезапно», без предварительных морщин. И при продолжении циклического нагружения, рост трещины на много меньше, чем в предыдущем случае.

Разрушение покрытия образцов, зачищенных с помощью шлифмашинки, больше напоминает испытание образцов, обработанных ручной металлической щеткой, хотя некоторые из образцов разрушались по тому же принципу, что и при пескоструйной обработке.

Обработка металлической щеткой Количество слоев покрытия --- Обработка шлифмашинкой Пескоструйная обработка 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Число циклов нагружения, N --- Экспериментальные кривые зависимости числа циклов от толщины покрытия (числа слоев) С некоторых образцов, прошедших большое число циклов, была снята часть покрытия в зоне появившейся трещины (лезвием), и в ходе визуального осмотра дефектов в структуре металла замечено не было, что говорит о разрушении только покрытия.

На рисунке приведены экспериментальные кривые зависимости числа циклов от толщины покрытия (числа слоев) и показано влияние способа обработки поверхности на долговечность защитного покрытия.

Как видно по полученным кривым, наиболее оптимальным способом подготовки поверхности является пескоструйная обработка.

УДК 622. МОДЕЛЬ УЧЕТА, КОНТРОЛЯ И АНАЛИЗА НАДЕЖНОСТИ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ФОНДА СКВАЖИН Доровских И.В., Соколовский П.А., Доровских А.В.

(Самарский государственный технический университет, Самарский научно-исследовательский и проектный институт нефтедобычи) Постоянный учет и контроль подземного оборудования является залогом эффективного его использования, повышения качества работы всего технологического процесса, связанного с эксплуатацией подземного оборудования. Обозначим следующее определение модели. Модель- это наборы данных описывающие скважину, подземное оборудование, его состояние и условия эксплуатации. Анализ наработки подземного оборудования и причин выхода из строя приводит к предотвращению отказов и увеличению межремонтного периода. Все это является прямой экономией материальных средств касающихся затрат на приобретение и ремонт оборудования, на подземный и капитальный ремонт скважины.

Под задачей учета подземного оборудования (ПО) будем понимать процесс информационного сопровождения его движения с момента его монтажа до момента списания с эксплуатации.

Информационное сопровождение подземного оборудования по существу является процессом ведения протокола смены состояний подземного оборудования с сопутствующей информацией для каждого вида состояния.

Учет смены состояния необходим не только для подземного оборудования и его узлов, но и для скважины в целом, для сохранения единицы отказа.

На основе вышеизложенной концепции построения модели, возможны решения следующих задач:

1. Учет подземного оборудования и его узлов по состояниям • Например: Наличие в скважине (в работе, простое, бездействие), в ремонте, на базе производственного обслуживания. Учет поступившего и используемого нового оборудования.

2. Контроль за эксплуатацией подземного оборудования.

• контроль за параметрами работы обусловленных паспортными характеристиками;

• контроль за условиями эксплуатации подземного оборудования.

3. Систематизация информации, связанной с работой и отказом подземного оборудования:

• технические характеристики подземного оборудования различных фирм, применяемого в нефтедобыче;

• условия эксплуатации;

• результаты демонтажа после отказа;

• оценка состояния оборудования после отказа при демонтаже;

• результаты дефектации отказавшего оборудования на базе производственного обслуживания;

• комиссионное расследование причин отказов и др.

Это приводит к полноценному анализу надежности подземного оборудования, а значит, и к нахождению решения проблемы преждевременных отказов, некачественной эксплуатации, брака оборудования.

УДК 621.179. ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСТАНОВОК Баширов М.Г., Заварихин Д.А.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в городе Салавате) Одной из основных задач промышленной и пожарной безопасности в нефтегазовой отрасли является обеспечение надёжного электроснабжения потребителей. Кабельные коммуникации неотъемлемая часть системы электроснабжения, техническое состояние которых определяет надежность.

Кабельные линии (КЛ) непосредственно после их сооружения и в процессе эксплуатации подвергаются разнообразным испытаниям, с помощью которых выявляются ослабленные места или дефекты в изоляции и в защитных оболочках кабелей, соединительной и концевой арматуры и других элементах кабельных линий. Причины возникновения таких ослабленных мест весьма различны. Они могут возникать при изготовлении кабеля и арматуры на заводе из-за их конструктивных недостатков, при небрежной прокладке кабельных линий, а также при некачественном выполнении монтажных работ. Ослабленные места выявляются в процессе эксплуатации КЛ, так как со временем наблюдаются старение изоляции кабелей и коррозия их металлических оболочек. Кабельные линии, проложенные в земляной траншее, невзирая на дополнительную защиту в виде покрытия кирпичом и систематическое наблюдение за состоянием трассы линий, весьма подвержены внешним механическим повреждениям. За исключением прямых механических повреждений, ослабленные места и дефекты КЛ имеют скрытый характер.

Своевременно не выявленные испытаниями, они могут с той или иной скоростью развиваться под воздействием рабочего напряжения. При этом возможно полное разрушение элементов КЛ в ослабленном месте с переходом линии в режим короткого замыкания и её отключением с соответствующим нарушением электроснабжения потребителей [1].

Целью диагностики технического состояния является оценка способности кабеля выполнять свои функции в заданных условиях эксплуатации. Для оценки состояния кабелей непосредственно в эксплуатации разрабатываются методы неразрушающей или практически неразрушающей диагностики, имеющие свои показатели старения. В настоящее время разработано несколько десятков методов диагностики состояния контрольных и силовых кабелей с изоляцией из ПВХ, ПЭ, ПЭНП, кабельных резин, пропитанной маслоканифольными составами бумаги [2].

Требования к идеальному методу диагностики можно представить следующим образом:

- должен обеспечить неразрушающую диагностику;

- быть простым при использовании в условиях эксплуатации;

- проводить контроль состояния в эксплуатации без отключения оборудования;

- обладать высокой чувствительностью к старению во всём диапазоне старения;

- иметь контролируемое свойство с известной зависимостью от степени повреждения кабеля;

- обеспечивать диагностику большинства типов промышленных изоляций и существующих кабельных конфигураций;

- обеспечивать воспроизводимость и возможность компенсации влияния на измерения окружающих условий (температуры, влажности);

- стоимость применения должна быть меньше, чем замена кабелей.

Как показывает опыт, ни один из существующих методов контроля состояния не удовлетворяет вышеперечисленные требования. Более того, в некоторых случаях необходимо использовать несколько методов для определения текущего состояния кабеля.

Наиболее распространёнными из них ( в то же время морально устаревшими) являются испытания повышенным напряжением. Величина испытательного напряжения и время его приложения регламентируются «Нормами испытания оборудования». Данный вид диагностики не даёт полной «картины» о состоянии изоляции кабеля. Кроме того, может развить дефект до состояния, при котором рабочее напряжение вызывает пробой в диэлектрике, что приводит к преждевременному выходу из строя кабеля [2].

В настоящее время одним из перспективных методов является частотно-импульсный метод диагностики технического состояния КЛ. Он позволяет производить мониторинг состояния изоляции кабеля, не вызывая его разрушения.

Список литературы 1 Канискин В., Таджибаев А. Определение остаточного ресурса силовых кабелей неразрушающая диагностика // Новости электротехники – 2003. - № 2(20).

2 Шабанов В. А. Методы диагностики силовых кабелей // Электротехника. - 2002. - № 7. - С. 51-53.

УДК 621.179. ОЦЕНКА УРОВНЯ ДЕГРАДАЦИИ СВОЙСТВ СТАЛЕЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ МЕТОДОМ Баширов М.Г., Ишмухаметов В.С.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Салавате) Необходимость обеспечения надежной работы нефтепромыслового оборудования в России в условиях его старения и при жестко ограниченных финансовых и материальных ресурсах (коэффициент обновления основных фондов — менее 2 %, износ оборудования — 70 %) заставляет специалистов все большее внимание уделять развитию диагностического и предупреждающего технического обслуживании этого оборудования.

Механические и электрофизические свойства материалов «закладываются» на уровне структуры и взаимосвязаны. Все изменения в структуре материала в процессе деформирования-разрушения, зарождение и развитие микроповреждений отражаются в соответствующих изменениях электрофизических параметров. Макроповреждения структуры материала, развитые дефекты типа нарушения сплошности материала также вызывают изменение электрофизических параметров материала. Изменения электрофизических параметров материала могут быть измерены электромагнитными методами и использованы для оценки текущего технического состояния и ресурса оборудования. Механическим критериям предельных нагрузок и деформаций оборудования соответствуют электрофизические критерии предельного состояния, значения которых могут быть определены при доведении модели или натурного образца до предельного состояния. Электромагнитное устройство диагностики содержит преобразователь, состоящий из обмотки возбуждения и измерительной обмотки. Обмотка возбуждения генерирует переменное электромагнитное поле, которое взаимодействует с электропроводящим объектом контроля. Результирующее электромагнитное поле наводит переменную ЭДС в измерительной обмотке [1]. Параметры этой ЭДС характеризуют электрофизические свойства материала объекта контроля, а через них и механические свойства материала. Таким образом, в системе “электромагнитный преобразователь – объект контроля” параметры электрических сигналов обмоток связаны через электрофизические и геометрические параметры объекта контроля. Эта связь в операторной форме может быть записана как (1) W(p) = y(p)/x(p), где W(p) называется передаточной функцией объекта контроля;

y(p) – преобразованный по Лапласу сигнал в измерительной обмотке;

x(p) - преобразованный по Лапласу сигнал в обмотке возбуждения.

Величина W(p) зависит только от параметров объекта, поэтому она полностью определяет ее электрофизические и геометрические параметры.

Зная передаточную функцию, можно найти переходный процесс y(t) (изменение во времени сигнала в измерительной обмотке) при любом заданном воздействии и определенных начальных условиях. И наоборот, анализируя кривую переходного процесса, можно получить численное выражение передаточной функции. Сопоставление текущей передаточной функции с передаточной функцией объекта в исходном состоянии позволяет оценить уровень деградации его свойств в процессе эксплуатации.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 11 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.