RU2136839C1 - Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear - Google Patents
Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136839C1 RU2136839C1 RU98106068A RU98106068A RU2136839C1 RU 2136839 C1 RU2136839 C1 RU 2136839C1 RU 98106068 A RU98106068 A RU 98106068A RU 98106068 A RU98106068 A RU 98106068A RU 2136839 C1 RU2136839 C1 RU 2136839C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- nipple
- threshold signal
- drilling
- communication line
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/04—Wave modes and trajectories
- G01N2291/044—Internal reflections (echoes), e.g. on walls or defects
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и горного дела, а именно бурению скважин, преимущественно глубоких. The present invention relates to the field of oil and gas industry and mining, namely, drilling wells, mainly deep.
Известны различные устройства для проверки технического состояния бурильных труб, применяемых в буровых установках при бурении скважин различного назначения. При этом бурильные трубы могут проверяться по многим параметрам. Одним из важных параметров бурильных труб является износ резьбового соединения муфты и ниппеля, которыми бурильные трубы соединяются друг с другом. There are various devices for checking the technical condition of drill pipes used in drilling rigs when drilling wells for various purposes. At the same time, drill pipes can be checked in many ways. One of the important parameters of drill pipes is wear of the threaded joint of the coupling and nipple, by which the drill pipes are connected to each other.
От надежности этого соединения зависит прочность колонны бурильных труб, т. е. безаварийная проводка скважины. Износ резьбы в резьбовом соединении ведет к его прослаблению ("разбалтыванию"), что приводит к появлению циклических, динамических нагрузок, вызывающих ускоренное усталостное разрушение резьбового соединения. Кроме того, прослабленное резьбовое соединение ведет к увеличению динамических нагрузок на буровой колонне, что может привести к ее разрыву и даже потере уже пробуренной скважины. The strength of the drill pipe string, i.e., trouble-free well wiring, depends on the reliability of this connection. Wear of the thread in the threaded joint leads to its weakening ("loosening"), which leads to the appearance of cyclic, dynamic loads that cause accelerated fatigue failure of the threaded joint. In addition, a weakened threaded connection leads to an increase in dynamic loads on the drill string, which can lead to its rupture and even loss of an already drilled well.
При бурении взрывных скважин износ резьбы в резьбовом соединении ведет к потере энергии ударного импульса, передаваемого по ставу штанг при ударном или ударно-вращательном бурении, или к потере устойчивости бурового става при вращательном бурении. When drilling blast holes, thread wear in the threaded joint leads to a loss of shock pulse energy transmitted by the rod set during shock or rotary drilling, or to loss of stability of the drill stand during rotary drilling.
Поэтому своевременное обнаружение изношенного резьбового соединения, особенно в буровой колонне при глубоком бурении, имеет очень большое значение для безаварийной производительной работы буровых установок. Therefore, the timely detection of a worn threaded connection, especially in a drill string during deep drilling, is very important for the trouble-free production operation of drilling rigs.
Не менее важно своевременное обнаружение изношенного резьбового соединения и при проверке насосно-компрессорных труб, производить которую можно, например, при использовании на новых скважинах уже эксплуатировавшихся труб. Equally important is the timely detection of a worn threaded connection during the inspection of tubing, which can be done, for example, when using already used pipes in new wells.
Применяемые в настоящее время устройства контроля износа, особенно конических резьбовых соединений, в большинстве применяемых для соединения бурильных труб при глубоком бурении, весьма несовершенны из-за использования ручного мерительного инструмента и отсутствия методик и оборудования для автоматизации процесса контроля. Это не позволяет осуществить полный контроль состояния бурильных труб на буровых, когда приходится производить свинчивание и развинчивание буровой колонны для осуществления спуско-подъемных операций при замене, например, бурового инструмента. Currently used wear control devices, especially tapered threaded joints, most of which are used for connecting drill pipes during deep drilling, are very imperfect due to the use of manual measuring tools and the lack of techniques and equipment to automate the control process. This does not allow full control of the condition of drill pipes at the drilling sites when it is necessary to make and unscrew the drill string to carry out hoisting operations when replacing, for example, a drilling tool.
Вместе с тем выход из строя только одного резьбового соединения в ставе может привести к серьезной аварии. Поэтому, например, в условиях нефтяных промыслов появляется необходимость периодической проверки 100 процентов резьбовых соединений буровых штанг, что возможно практически реализовать только с помощью автоматических устройств контроля. At the same time, failure of only one threaded connection in the stand can lead to a serious accident. Therefore, for example, in the conditions of oil fields, it becomes necessary to periodically check 100 percent of the threaded joints of drill rods, which can only be practically realized using automatic control devices.
Известные из уровня техники устройства для контроля резьбовых соединений бурильных труб (см., например, патент России 2019675 C1, кл. E 21 В 17/00, 15.09.94 г.) предназначены для проверки резьбовых соединений только на прочность при изгибе и не дают возможности проверить износ резьбы в соединениях. Devices for controlling threaded joints of drill pipes known from the prior art (see, for example, Russian Patent 2019675 C1, class E 21 B 17/00, 09/15/94) are designed to test threaded joints only for bending strength and do not give Possibilities to check thread wear in joints.
Изобретение направлено на решение задачи создания устройства для проведения контроля износа резьбового соединения бурильных труб, которое позволило бы полностью автоматизировать процесс проведения проверки, повысить надежность измерений и сократить время проведения таких испытаний. The invention is aimed at solving the problem of creating a device for controlling wear of a threaded joint of drill pipes, which would allow to fully automate the verification process, increase the reliability of measurements and reduce the time for such tests.
Технический результат, который может быть получен при реализации изобретения, заключается в том, что повышается надежность процесса проведения скважин за счет уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций, вызванных состоянием резьбовых соединений буровой колонны. При этом появляется возможность включения процесса контроля составным элементом в полностью автоматизированный процесс бурения. The technical result that can be obtained by implementing the invention is that it increases the reliability of the process of conducting wells by reducing the likelihood of emergencies caused by the condition of the threaded joints of the drill string. At the same time, it becomes possible to include the control process as an integral element in a fully automated drilling process.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных труб включает генератор акустических колебаний, установленный с возможностью возбуждения колебаний в теле бурильной трубы, датчики для приема акустических колебаний, укрепленные на контрольных муфте и ниппеле, которые расположены с возможностью соединения соответственно с ниппелем и муфтой контролируемой трубы, а также соединенные между собой посредством линий связи, по меньшей мере, один блок формирования порогового сигнала, соответствующего сигналу образцового резьбового соединения образцовых муфты и ниппеля, и, по меньшей мере, один логический блок сравнения сигналов от датчиков с заданным пороговым сигналом. The specified technical result is achieved in that the device for automatic control of wear of threaded joints of drill pipes includes an acoustic oscillator installed with the possibility of exciting vibrations in the body of the drill pipe, sensors for receiving acoustic vibrations mounted on a control sleeve and nipple, which are arranged to be connected respectively nipple and coupling of the controlled pipe, as well as at least one forming unit interconnected by means of communication lines a threshold signal corresponding to an exemplary model of a threaded joint of the pin and the sleeve, and at least one logic unit comparing the signals from the sensors with a predetermined threshold signal.
А также за счет того, что блок формирования порогового сигнала содержит уставку для настройки уровня указанного сигнала. And also due to the fact that the threshold signal generating unit contains a setting for adjusting the level of the specified signal.
А также за счет того, что оно имеет полосовые фильтры, установленные в линии связи непосредственно за каждым из акустических датчиков, при этом выход каждого из акустических датчиков связан с входом каждого из полосовых фильтров, включенного в линию связи указанного акустического датчика. And also due to the fact that it has bandpass filters installed in the communication line immediately after each of the acoustic sensors, and the output of each of the acoustic sensors is connected to the input of each of the bandpass filters included in the communication line of the specified acoustic sensor.
А также за счет того, что в линию связи после каждого из полосовых фильтров включен умножитель, один из входов которого соединен с выходом указанного фильтра. And also due to the fact that a multiplier is included in the communication line after each of the band-pass filters, one of the inputs of which is connected to the output of the specified filter.
А также за счет того, что оно снабжено дополнительным акустическим датчиком, вход которого связан с генератором акустических колебаний, а выход - через, по меньшей мере, один полосовой фильтр и блок задержки - со вторым входом каждого из умножителей. And also due to the fact that it is equipped with an additional acoustic sensor, the input of which is connected to the generator of acoustic vibrations, and the output is through at least one band-pass filter and the delay unit with the second input of each of the multipliers.
А также за счет того, что второй вход умножителя связан через регулируемый блок задержки с выходом каждого из полосовых фильтров, установленных в соответствующей линии связи. And also due to the fact that the second input of the multiplier is connected through an adjustable delay unit to the output of each of the bandpass filters installed in the corresponding communication line.
В указанную совокупность признаков включены все существенные признаки, каждый из которых необходим, а все вместе достаточны для достижения заявленного технического результата. The indicated set of features includes all essential features, each of which is necessary, and all together are sufficient to achieve the claimed technical result.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена блок-схема первого варианта устройства для автоматического контроля износа резьбовых соединений бурильных штанг, на фиг. 2 блок - схема второго варианта. The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a block diagram of a first embodiment of a device for automatically controlling wear of threaded joints of drill rods, FIG. 2 block - scheme of the second option.
Устройство по первому варианту включает в себя контрольную муфту 1 и контрольный ниппель 2, которые выполнены и размещены с возможностью соединения с ниппелем 3 и муфтой 4 соответственно контролируемой бурильной трубы 5. Муфта 1 и ниппель 2 снабжены датчиками 6 регистрации сигнала. Акустический сигнал формируется генератором акустических колебаний 7. Для формирования порогового сигнала служит блок формирования порогового сигнала 8, соединенный посредством линии связи с логическим блоком 9 сравнения сигналов. The device according to the first embodiment includes a control sleeve 1 and a control nipple 2, which are made and placed with the possibility of connection with the
Генератор акустических колебаний 7 размещен с возможностью возбуждения акустических колебаний в теле бурильной трубы 5 и в ее резьбовых соединениях. При этом генератор акустических колебаний 7 может иметь свой датчик 6 регистрации сигнала. Для выделения определенной полосы частот акустического сигнала, снятого датчиками 6 регистрации сигнала, наиболее чувствительной к изменению акустического сопротивления, обусловленного зазорами в резьбовом соединении, служат полосовые фильтры 10, каждый из которых включен последовательно своему датчику 6 регистрации сигнала. The generator of
Канал генератора акустических колебаний 7 снабжен линией задержки с блоком задержки 11, обеспечивающей одновременное поступление сигнала с датчиков 6 регистрации сигнала, размещенных на генераторе акустических колебаний 7 и на контрольных муфте 1 и ниппеле 2, на второй вход умножителя 12. Усреднение умноженного сигнала производит интегратор 13, включенный в линию связи последовательно с умножителем 12. The channel of the
Логический блок 9 сравнения сигналов - поступающего от интегратора 13 и порогового сигнала, закладываемого в логический блок 9, включен последовательно с интегратором 13. Периодическая поднастройка порогового сигнала производится блоком формирования порогового сигнала 8. The
Устройство по второму варианту, представленному на фиг. 2, отличается от вышеописанного варианта тем, что в нем отсутствует канал генератора акустических колебаний с датчиком 6 регистрации сигнала и полосовым фильтром 10. При этом блок задержки 14 выполнен регулируемым. The device according to the second embodiment shown in FIG. 2, differs from the above-described variant in that it does not have an acoustic oscillator channel with a
Устройство по первому варианту (фиг. 1) работает следующим образом. The device according to the first embodiment (Fig. 1) works as follows.
Перед свинчиванием става бурильных труб или после его развинчивания каждую бурильную трубу 5 устанавливают на контрольный стенд с приспособлением для автоматического соединения контролируемой бурильной трубы с контрольными муфтой и ниппелем (на чертеже не показаны). Контрольные муфта 1 и ниппель 2 каждые имеют свой датчик 6, воспринимающий акустические колебания и преобразующий их в соответствующий аналоговый электрический сигнал. Before screwing the drill pipe stand or after unscrewing it, each
Затем генератором акустических колебаний 7 в теле бурильной трубы 5 возбуждают колебания, которые проходят через резьбовые соединения и воспринимаются датчиками 6. Датчик 6, воспринимающий акустические колебания, размещен также и на генераторе акустических колебаний 7. Then, the generator of
Сигнал, полученный датчиком 6, размещенным на генераторе акустических колебаний 7, и сигнал, полученный датчиком 6, размещенным на контрольных муфте 1 и ниппеле 2, обработанные соответствующим образом путем прохождения их через полосовые фильтры 10, поступают через умножитель 12 на интегратор 13, в котором происходит усреднение умноженного сигнала за время корреляции. The signal received by the
В блоке сравнения 9, который может быть выполнен в виде решающего логического устройства, производят сравнение усредненного сигнала с пороговым сигналом, соответствующим образцовому резьбовому соединению. По результатам сравнения указанных сигналов делают вывод о пригодности контролируемого резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации. In the
Возможен вариант устройства (фиг. 2), в котором на генераторе акустических колебаний 7 отсутствует датчик 6, воспринимающий акустические колебания. В этом случае на умножитель 12 поступает разветвленный и задержанный блоком задержки 14 в одной из своих ветвей сигнал с датчика 6, размещенного на контрольных муфте 1 или ниппеле 2, т. е. перед интегратором 13 получают автокорреляционную функцию сигнала. На интеграторе 13 происходит усреднение умноженного сигнала за время корреляции. A possible variant of the device (Fig. 2), in which there is no
В блоке сравнения 9, который может быть выполнен в виде решающего логического устройства, производят вычисление времени интегрирования, при котором перемноженный и усредненный сигнал достигает порогового значения и это время сравнивают с аналогичным временем образцового резьбового соединения. На основании сравнения времен делают вывод о пригодности контролируемого резьбового соединения для дальнейшей эксплуатации. In the
В качестве критерия сравнения в обоих вариантах могут быть использованы корреляционные или автокорреляционные функции акустических колебаний, прошедших образцовое резьбовое соединение и контролируемое. Сравниваются величины этих функций или их параметры. As a comparison criterion, in both cases, correlation or autocorrelation functions of acoustic vibrations that have passed through an exemplary threaded joint and controlled can be used. The values of these functions or their parameters are compared.
Возможно получение, обработку полученных датчиками 6 сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы 5 и сравнение их с пороговым сигналом производить последовательно или одновременно для каждого резьбового соединения бурильной трубы 5. It is possible to receive, process the signals received by the
В случае, когда получение, обработку полученных датчиками 6 сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы 5 и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют последовательно для каждого резьбового соединения бурильной трубы 5, необходим по меньшей мере один блок сравнения 9. In the case when receiving, processing the signals received by the
В случае, когда получение, обработку полученных датчиками 6 сигналов с обоих резьбовых соединений бурильной трубы 5 и сравнение их с пороговым сигналом осуществляют одновременно, необходимым является наличие, по меньшей мере, двух блоков сравнения 9, работающих одновременно. In the case when receiving, processing the signals received by the
Формирование порогового сигнала производят путем пропускания акустических колебаний через бурильную трубу 5 с образцовым резьбовым соединением и статистической обработки многократно снятого датчиками 6 сигнала. В качестве образцового резьбового соединения может быть использовано соединение, изготовленное и прошедшее контроль по стандартным методикам в заводских условиях и признанное годным к эксплуатации, но не эксплуатировавшееся. The formation of the threshold signal is produced by passing acoustic vibrations through the
В качестве образцового может быть использовано также и специально подготовленное резьбовое соединение, возможно и бывшее в эксплуатации, с поэлементной проверкой параметров резьбы, например, с использованием калибров и установленной степенью износа. As an exemplary one, a specially prepared threaded connection can also be used, possibly used, with an element-by-element verification of the parameters of the thread, for example, using gauges and a specified degree of wear.
Пороговый сигнал в качестве уставки заводится в блок формирования порогового сигнала 8 и на него настраивается блок сравнения 9. The threshold signal as a setpoint is entered into the block for generating the
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98106068A RU2136839C1 (en) | 1998-04-03 | 1998-04-03 | Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98106068A RU2136839C1 (en) | 1998-04-03 | 1998-04-03 | Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2136839C1 true RU2136839C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=20204202
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98106068A RU2136839C1 (en) | 1998-04-03 | 1998-04-03 | Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2136839C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2555494C2 (en) * | 2013-08-19 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Bench to test threaded pipe connections when screwed-unscrewed in corrosion environment |
-
1998
- 1998-04-03 RU RU98106068A patent/RU2136839C1/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2555494C2 (en) * | 2013-08-19 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Bench to test threaded pipe connections when screwed-unscrewed in corrosion environment |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10490054B2 (en) | In-line integrity checker | |
CA2472436A1 (en) | Method and apparatus for performing diagnostics on a downhole communication system | |
CA2639344C (en) | Method and system for evaluating rod breakout based on tong pressure data | |
JPH0375298B2 (en) | ||
CA2376211A1 (en) | Drilling formation tester, apparatus and methods of testing and monitoring status of tester | |
AU2011249641B2 (en) | Method and apparatus for detecting tightness of threaded joints of drill rods | |
EP3708766A1 (en) | Autonomous connection evaluation and shoulder detection for tubular makeup | |
CN104819837B (en) | A kind of hydroscillator performance test experimental apparatus | |
RU2136839C1 (en) | Device for automatic checking of drilling pipe threaded joints for wear | |
RU2347887C2 (en) | Method and device for discovery of impact loosening of threaded connections | |
RU2136838C1 (en) | Method of automatic checking for wear of drilling pipe threaded joints | |
CA1204634A (en) | Apparatus for detecting ruptures in drill pipe above and below the drill collar and method of detecting and correcting such ruptures to prevent loss of drilling mud | |
CN114486671B (en) | Intelligent transmission embolism water pressure test device for ultra-deep drilling of cross-over tunnel | |
NO305999B1 (en) | Method for automatically monitoring the vibration state of a drill string | |
CN109025914B (en) | Perforation ignition system, perforation-test-acidification combined operation tubular column and using method thereof | |
RU8033U1 (en) | DEVICE FOR CONTROL OF WEAR OF CONICAL THREADED CONNECTIONS OF DRILL RODS | |
CN209025661U (en) | It is installed on the drill string damage well head on-Line Monitor Device for boring disk | |
CN107401958A (en) | A kind of method for identifying blind big gun using the vibration wave analysis of electronic chip detonator blasting | |
CN203066956U (en) | Oil and gas well perforating ground monitoring device | |
CN100487412C (en) | Rotation drilling rod faigue-testing machine | |
CN207568590U (en) | For the caber device of perforating effect test | |
CA2830335A1 (en) | Method and system for tightening threaded elements and certifying the connections and the devices for connecting threaded elements | |
CN116066063A (en) | Drilling tool vibration signal analysis system and method | |
SU1375817A1 (en) | Method of monitoring the strained state of rock mass areas | |
Wenhe et al. | The Returned Cuttings Monitoring Method for Gas Drilling Based on Audio Signals |