способ идентификации нефтепромыслового оборудования

Формула изобретения

Способ идентификации нефтепромыслового оборудования, включающий размещение радиочастотной метки на поверхности труб и оборудования с возможностью их считывания, обработку сигналов и их анализ, отличающийся тем, что радиочастотную метку размещают в месте с наименьшими нагрузками на растяжение, изгиб и кручение, в выбранном месте выполняют паз глубиной не более 8 мм и размером сторон или диаметром не более 30 мм, в паз помещают радиочастотную метку с размерами, не большими допустимого размера паза, при этом в качестве метки используют гибкую метку.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтепромыслового оборудования.

Известна технология радиочастотной идентификации деталей, включающая размещение меток, считывание и анализ состояния (радиочастотной идентификации (RFID. Радиочастотная идентификация. Технологии, стандарты, компоненты. http://www.vital-ic.com/files/Catalog RFID light.pdf).

Способ не учитывает специфику нефтедобывающей промышленности и непригоден для применения без существенной доработки размещения меток.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является система и способ оценки ствола скважины, предназначенная для оценки состояния компонентов системы скважины (Заявка № 2007117301, опубл. 20.11.2008 - прототип). Система включает в себя по меньшей мере одно из: колонну добывающих насосно-компрессорных труб, расположенную в скважине, и колонну насосных штанг, перемещаемую внутри колонны насосно-компрессорных труб, при этом система содержит блок датчиков отклонения, перемещаемый внутри колонны добывающих насосно-компрессорных труб при нахождении его в скважине, для измерения отклонения и угла наклона ствола скважины как функции глубины для создания профиля отклонений; блок датчиков колонны для восприятия износа или коррозии по меньшей мере одного из: колонны добывающих насосно-компрессорных труб и колонны насосных штанг при извлечении ее из скважины для создания профиля колонны в функции глубины; и компьютер, поддерживающий связь с блоком датчиков отклонений и блоком датчиков колонны для сравнения профиля отклонений и профиля колонны как функции глубины в скважине. Показаниями являются метки радиочастотной идентификации (RFID), прикрепленные к колонне добывающих насосно-компрессорных труб и/или колонне насосных штанг.

Известный способ не предусматривает учет специфики нефтяного оборудования, напряженного состояния оборудования, условий эксплуатации оборудования. Вследствие этого метки, размещенные бессистемно на оборудовании, выходят из строя или теряются. Все это искажает данные по эксплуатации оборудования, вносит погрешности в получаемую информацию. Загрязненные поверхности необходимо тщательно очищать, чтобы найти метку, а потом ее считать, что исключает поточный метод считывания и требует значительных затрат времени.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности и оперативности поточного считывания информации с радиочастотных меток без предварительной очистки поверхности в течение длительного срока использования нефтепромыслового инструмента и оборудования в сложных скважинных условиях эксплуатации.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ идентификации нефтепромыслового оборудования включает размещение радиочастотной метки на поверхности труб и оборудования с возможностью их считывания, обработку сигналов и их анализ. Согласно изобретению радиочастотную метку размещают в месте с наименьшими нагрузками на растяжение, изгиб, кручение, в выбранном месте выполняют паз глубиной не более 8 мм и размером сторон или диаметром не более 30 мм, в паз помещают радиочастотную метку с размерами, не большими допустимого размера паза, при этом в качестве метки используют гибкую метку.

Сущность изобретения

Технология радиочастотной идентификации (RFID) предназначена для удаленного управления за процессами перемещения товаров, скорости и качества при производстве и ремонте изделий - прежде всего это более эффективное управление бизнес-процессами и сокращение издержек, в том числе на стадии производства, складирования, а также при учете производительности труда персонала. Она позволяет ввести паспортизацию оборудования с контролем технических параметров, вести статистическую оценку наработки оборудования, проводить плановые ремонты с целью минимизации отказов, оперативно оценивать ход проводимых работ. В основе принципа действия RFID-технологии лежит способ беспроводной передачи информации. Эта информация распространяется от антенны передатчика к антенне приемника по линиям магнитного поля в случае применения НЧ RFID-меток и НЧ RFID-считывателя или по радиоканалу распространения электромагнитной волны по принципу пассивной радиолокации, излученной и принятой антеннами, в случае применения СВЧ RFID-меток и СВЧ RFID-считывателя.

Особенностью данного способа является принцип работы считывателя с RFID-меткой в процессе идентификации. В данном случае считыватель инициирует все операции с RFID-меткой, включая ее энергообеспечение. RFID-метка не обладает собственным источником питания, ее работа обеспечивается энергией, передающейся со считывающего RFID-метку устройства.

Коротко процесс идентификации можно представить следующей последовательностью процедур:

1. Информационная система инициирует работу со считывателем.

2. Считыватель заряжает RFID-метку, активирует функции по приему запроса на обслуживание и передачи уникального кода.

3. Считыватель запрашивает RFID-метку для передачи кода.

4. Считыватель обрабатывает результат запроса кода.

5. Считыватель формирует данные кода для отправки в информационную систему.

6. Информационная система оповещает потребителей данной информации в требуемом виде.

В нефтедобывающей промышленности подобный учет оборудования до последнего времени был невозможен, так как не существовало способа хранения информации об объекте, способного выдержать условия эксплуатации объектов, а именно: наносимые гравированием номера могли затираться, штрихкоды быть загрязнены или повреждены. С активным ростом предложений по номенклатуре RFID-меток и оборудованию данный способ является оптимальным в плане защищенности способа хранения, передачи и обработки информации об объекте. Однако он нуждается в детальной проработке в части защиты от воздействия среды при эксплуатации и ремонте оборудования.

Нефтепромысловое оборудование при эксплуатации подвержено значительным механическим и химическим воздействиям. В этих условиях радиочастотные метки, нанесенные на оборудование, воспринимают все эти нагрузки. В большинстве случаев радиочастотные метки, нанесенные произвольно, разрушаются или теряются. В соответствии с изобретением в качестве радиочастотных меток используют гибкие метки. Под гибкой понимают метку, обозначаемую в технической документации на метки как гибкую и представляющую собой метку, защищенную от ударов, истирания, воздействия химически активных сред, повышенных и пониженных температур, влаги и пр. В качестве материала, защищающего метку, используют термостойкий пластик, который придает ей пластичность. Метки на оборудовании размещают в местах с наименьшими эксплуатационными нагрузками. В частности, при размещении меток на бурильной трубе, утяжеленной бурильной трубе, насосно-компрессорной трубе или муфте трубного штангового глубинного насоса метки размещают в пазах установки, выполненных с определенными размерами. В качестве меток используют метки с размерами, не большими допустимого размера паза.

Крепление меток, например, Confidex Steelwave Micro, Ironside Micro, TracTag - DH24EX и DH16EX и т.п. осуществляется при условии предварительного изготовления паза, в соответствии с расчетами на допустимые нагрузки, а также клея или герметика, при помощи которого метка фиксируется в пазу. Для меток DH24EX и DH16EX, имеющих собственную резьбу, также необходимо предварительное изготовление резьбы с шагом 1 мм в пазу. В случае работы с буровыми трубами и насосно-компрессорными трубами паз изготавливается на замке трубы с помощью сверлильного станка, для меток DH24EX и DH16EX резьба нарезается вручную. Клей или герметик наносится на резьбу метки. В случае работы с насосными штангами паз изготавливается на торце насосной штанги с помощью ручного сверлильного станка с горизонтальной подачей, для меток DH24EX и DH16EX резьба нарезается вручную, клей или герметик наносится на резьбу метки.

При анализе и натурных испытаниях ряда нефтепромыслового оборудования было установлено, что выполнение пазов на основном теле труб приводит к резкому ослаблению конструкции, что недопустимо с точки зрения эксплуатационных требований. Выполнение любого паза неизбежно ослабляет конструкцию. Поэтому авторами было принято решение выполнять пазы и размещать метки на оборудовании в местах с наименьшими эксплуатационными нагрузками. В качестве пазов используют углубления глубиной порядка 4-6 мм прямоугольной, квадратной или округлой формы с длиной стороны или диаметром порядка 15-30 мм. Максимально допустимым пазом является паз 30×30×6 мм. При уменьшении размера паза его глубина может увеличиться до 8 мм, но в этом случае важен не только размер паза, но и его геометрия, т.е. при увеличении глубины необходимо стремиться к минимуму площади паза. Для примера, при диаметре 17 мм возможно сделать паз глубиной 8 мм.

Место на оборудовании для размещения метки выбирают после анализа работы конкретного оборудования и возникающих при этом эксплуатационных нагрузок. Для анализа используют методики сопротивления материалов. Уточняют место с наименьшими эксплуатационными нагрузками. Для уточнения возможности выполнения паза в этом месте проводят расчет напряженно-деформированного состояния, например, при кручении, сжатии, растяжении, определение резонансной частоты и т.п. конкретного оборудования без паза и с пазом, уточняют запас прочности оборудования, измененного при выполнении паза, и при достаточном для эксплуатации оборудования запасе прочности выполняют паз, в котором размещают метку.

На конкретном оборудовании пазы и метки размещены следующим образом. На муфте - на наружной поверхности посередине, на бурильной трубе, на утяжеленной бурильной трубе, на насосно-компрессорной трубе - на одном из ее концов на замке трубы, на насосной штанге - на торце штанги, на штанговом глубинном насосе - на направляющей штока насоса.

Выбор для размещения метки места на оборудовании с наименьшими эксплуатационными нагрузками предопределяет максимальную работоспособность метки. В таком месте на оборудовании имеют место минимальные деформации, возникающие от механических нагрузок при растяжении, изгибе, кручении и т.п. При минимальных деформациях участка оборудования и метка на этом месте испытывает минимальные деформации, а значит, меньше искажается ее форма и радиочастотный сигнал, в меньшей степени метка подвержена нагрузкам отслаивания от оборудования. Работоспособность и долговечность метки повышаются.

Этому же способствует использование гибких меток.

Размещение меток в пазах глубиной не более 8 мм и размером сторон или диаметром не более 30 мм не только защищает метку от механических воздействий, но еще и способствует фокусированию и направлению радиочастотного сигнала в условиях скважины с глинистым раствором, покрывающим поверхность оборудования глинистой коркой. Размеры паза подобраны исходя из многочисленных модельных испытаний и выбраны как наиболее оптимальные для фокусирования и направления радиочастотного сигнала, обеспечения минимальных искажений в результате отражений от стенок паза и обеспечения возможности считывания метки при покрытии ее поверхности глинистой коркой. Более глубокие пазы экранируют радиочастотный сигнал, делают радиочастотный сигнал слишком узким, возникают условия для ошибок и пропусков радиосигнала при прохождении оборудования мимо антенн. Кроме того, в более глубоких пазах более толстая глинистая корка экранирует метку. Более широкие пазы снижают фокусирование сигнала и уменьшают точность определения местоположения оборудования. Фокусирование сигнала в пазу при таких его размерах компенсирует наличие экранирующей глинистой корки и обеспечивает надежность считывания информации в сложных условиях скважины.

Пример конкретного выполнения

На каждой бурильной трубе выполняют паз на замке трубы на одном из концов и размещают там метку типа Confidex Steelwave Micro.

Выполняют ремонт буровой трубы. Считыватель на входном контроле считывает информацию о поступаемой трубе, времени ее наработки, количестве ремонтов и записывает информацию по результатам первоначальной сортировки труб по степени искривления, с наплавкой, без наплавки, полный брак или подлежит ремонту. Считыватель в месте хранения после очистки ведет учет времени хранения трубы после очистки и производит идентификацию труб, подлежащих ремонту (в связи с тем, что на открытом складе могут храниться трубы «в ремонт», «хранение после очистки», «готовые»). Считыватель в месте ожидания перед ультразвуковым контролем решает задачи учета времени хранения трубы в ожидании контроля и идентификации искривленных труб. Считыватель на ультразвуковом контроле записывает идентификатор, характеризующий толщину трубы. Считыватель в месте ожидания проточки перед наплавкой ведет учет времени и группирует трубы на наплавку. Считыватель в месте проточки после наплавки минимизирует время нахождения трубы. Считыватель при выходе с наплавки ведет контроль времени нахождения трубы на данном этапе в случае, если токарь отсутствует на месте. Считыватель в месте складирования перед гидроиспытанием ведет учет времени. Считыватель на выходе из цеха ремонта записывает информацию о проведенном ремонте.

При размещении меток на оборудовании произвольно, т.е. по прототипу имелись случаи отсутствия идентификации на отдельных этапах перемещения оборудования. При расположении меток по предложенному способу идентификация оборудования осуществлена в полном объеме без пропусков на каждом этапе.

В результате удается решить задачу повышения достоверности анализа эксплуатации нефтепромыслового оборудования.