CC BY
17БУРЕНИЕ
УДК 622.24
А.Г. Губайдуллин1, e-mail: [email protected]; А.И. Могучев2, e-mail: [email protected]
1 Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).
2 Кафедра «Технологические машины и оборудование», ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).
Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин
Неустойчивость стенок скважин остается одной из актуальных проблем, решение которой позволит значительно повысить технико-экономические показатели бурения. Одним из наиболее распространенных осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважин, является сужение ствола скважины вследствие вязкопластической деформации (ползучести) горных пород околоскважинной зоны пласта под действием горного давления. Рассматривается сужение ствола наклонно-направленных и горизонтальных скважин, вызванное упруговязкопла-стическим деформированием горных пород околоскважинной зоны пласта непосредственно после образования ствола долотом. Аналитическое решение упруговязкопластического смещения стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин получено на основе методов теории ползучести горных пород путем численного интегрирования. Предложена методика расчета смещения стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин при упруговязкопластической деформации околоскважинной зоны пласта.
Разработанная программа позволяет определить значения упруговязкопластического смещения боковой и верхней стенок скважины в любой момент времени после вскрытия пласта долотом на основе данных физико-механических свойств горной породы, горного давления, коэффициента бокового распора, функции и параметров ползучести горной породы, а также значений диаметра скважины, зенитного угла и давления бурового раствора в данном интервале. Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин с течением времени значительно превышает упруговязкопластическое смещение стенок в вертикальных скважинах при прочих равных условиях. С ростом зенитного угла и уменьшением коэффициента бокового распора сужение ствола скважины, вызванное деформацией ползучести, увеличивается, что может стать причиной осложнений и аварий при бурении скважин, таких как прихваты, затяжки, посадки бурильного инструмента, недоспуск обсадных колонн и др. Для предупреждения указанных осложнений в процессе бурения следует выполнить ступенчатое повышение плотности бурового раствора на основе расчетов упруговязкопластического смещения стенок, выполненных в программе, и данных геофизических исследований скважины.
Ключевые слова: наклонно-направленная скважина, горизонтальная скважина, горная порода, околоскважинная зона пласта, ползучесть, упруговязкопластическая деформация, смещение стенок скважины.
A.G. Gubaidullin1, e-mail: [email protected]; A.I. Moguchev2, e-mail: [email protected]
1 Chair «Oil and Gas Wells Drilling», Federal state budgetary educational institution of the higher education Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia).
2 Chair «Technological machines and equipment», Federal state budgetary educational institution of the higher education Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia).
Elastoviscoplastic displacement of wellbore walls in deviated and horizontal wellbores
Instability of walls of wells remains to one of actual problems which decision will allow to raise technical and economic indicators of drilling considerably. One of widespread complications with instability of the walls of wells connected when drilling is narrowing of a wellbore owing to viscoplastic deformation (creep) of rock formations of the wellbore environment zone, caused by action of rock pressure. Borehole restriction of deviated and horizontal wellbores is considered, determined by elastoviscoplastic deformation wellbore environment of bed directly after drilling. The analytical decision of elastoviscoplastic wall displacements of the deviated and horizontal wellbores is got based on methods of rock creep theory breeds by numeral integration. Design procedure of wellbore wall displacement in deviated and horizontal wellbores is offered, tied assistance elastoviscoplastic deformation in wellbore environment of bed.
48
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
The program worked out on the basis of design procedure allows to define the values of elastoviscoplastic displacement of wellbore wall in deviated and horizontal wellbores at any moment to time after formation exposing on the basis of these physical-mechanical properties of rock, overburden pressure, coefficient of lateral thrust, function and parameters of rock creep, and also values of borehole diameter, inclination angle and mud pressure in this interval. Elastoviscoplastic displacement of wellbore wall in deviated and horizontal wellbores exceed greatly with time elastoviscoplastic displacement of wellbore wall in vertical wellbores. Borehole restriction caused by deformation of creep increases with growth of an inclination angle and reduction of coefficient of a lateral thrust, that can become the reason of complications and accidents while drilling wells, such as freeze-in, tightening, landing of drilling bit, not upsetting of casing string, etc. It is necessary to execute step increase of density of mud for the prevention of the specified complications while drilling on the basis of calculations of elastoviscoplastic displacement of wellbore wall, executed in the program and these geophysical surveys of a well.
Keywords: deviated wellbore, horizontal wellbore, rock, wellbore environment of bed, creep, elastoviscoplastic deformation, wellbore wall displacement.
Неустойчивость стенок скважин остается одной из актуальных проблем, решение которой позволит значительно повысить технико-экономические показатели бурения [1]. Прогнозирование осложнений, вызванных упруговязкопластическим смещением стенок скважин на этапе строительства, на основе данных о физико-механических свойствах горных пород позволит инженеру-технологу по бурению принять соответствующие меры по предупреждению осложнений без проведения дополнительных мероприятий по кавернометрии в интервалах сужения ствола.
В работах [2-4] приведено аналитическое решение упругого смещения стенок вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. В частности, упругое смещение стенки вертикальной скважины (рис. 1) в бесконечном массиве горных пород определяется следующим выражением:
ц -(Рс-РЛ с (1-М)Е '
(1)
где ис - смещение стенки скважины; рб - боковое давление горных пород; рс - давление бурового раствора в рассматриваемом сечении; Rc - радиус ствола скважины, равный радиусу долота;
Е - модуль упругости при сжатии; р - коэффициент Пуассона.
В механике горных пород нашла широкое применение теория линейной наследственной ползучести, согласно которой описанное выше упругое
решение соответствует начальному упругому состоянию открытого ствола скважины, не зависящему от времени [5]. Последующее напряженно-дефор-
Рис. 1. К расчету смещения стенки вертикальной скважины Fig. 1. To calculation of vertical well wall displacement
Ссылка для цитирования (for citation):
Губайдуллин А.Г., Могучев А.И. Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 3. С. 48-54.
GubaiduLLin A.G., Moguchev A.I. Elastoviscoplastic displacement of wellbore walls in deviated and horizontal wellbores (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 3, pp. 48-54.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
49
БУРЕНИЕ
Модуль упругости вязкоупругой среды
НАКЛОННАЯ СКВАЖИНА E1 17296
Расчет величины R, =R,/R кйм k' c E2 322203
t, ч 24 t, c 86400,00
МПа 97 Ф 0,6353550
а,градус 45 а,радиан 0,785 c(t) 10576,29664
pa, МПа 67,88 Mt 0,353242877
М 0,26 Х ( 0,546175473
Ху 0,40 p^ МПа 38,800
Х 0,40 МПа 38,800 Ответ в строке Rm=R«= 108 мм
C, МПа 17296
M, МПа 53,338 При R = ko 50 AR6= 1,584434
N, МПа 14,538 ДRв= 0,380154
pc, МПа 97
R4, мм 108
Rko = 50 n 490
ho 0,10 h, мм 10,8
Рис. 2. Программа расчета упруговязкопластического смещения стенки скважины Fig. 2. Program for calculating elastoviscoplastic displacement of well wall
мированное состояние горных пород в околоскважинной зоне определяется полем дополнительных напряжений и деформаций, обусловленных проявлением ползучести горных пород [6]. Линейное интегральное уравнение, лежащее в основе теории линейной наследственной ползучести, имеет вид [7]:
ев=|[а(9+/;Ц1,т)а(т)<к], (2)
где е(Ц - деформация ползучести; t - время; о - напряжение; т - текущее значение времени;
L(t,t) - ядро (функция) ползучести. В соответствии с принципом Вольтер-ры и работами Работнова, задача теории ползучести может быть сведена к задаче теории упругости путем последующей замены упругих постоянных соответствующими временными операторами. Далее необходимо расшифровать полученные операторные выражения таким образом, чтобы они содержали параметры, полученные из испытаний на ползучесть [8-10]. В соответствии с методом переменных модулей, разработанным Б.З. Амуси-ным и А.М. Линьковым, операторные
1,6
12 24 36 48 60 72 84 96 108 120 132 144 156 168
Время, ч Time, hours
Рис. 3. Упруговязкопластическое смещение стенок вертикальной скважины во времени Fig. 3. Elastoviscoplastic displacement of vertical well walls in time
выражения можно заменить алгебраическими выражениями, содержащими функцию ползучести при условии, что граничные условия и объемные силы не зависят от времени [11]. В соответствии с уравнением (1), деформации и перемещения в отличие от напряжений зависят от свойств деформируемых горных пород. Напряжения в массиве горных пород при ползучести не зависят от времени и соответствуют упругой задаче [7]. Уравнение (2) при условии (о=соп$^ преобразуется к виду:
e(t)=^(l+L(t,T).
(3)
Отсюда временные функции модуля упругости и коэффициента Пуассона имеют вид:
Е =
l+L(t,T)'
(4)
(5)
гдеЕ^ - временные функции модуля упругости Е(: и коэффициента Пуассона
соответственно [7, 11]. В качестве функции (ядра) ползучести могут быть применены как широко распространенное ядро Абеля, так и другие функции, полученные из экспериментальных данных.
50
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
ДзЗга
Разработка и произволство контрольно-измерительных приборов
ООО НПП «ПЕТРОЛАЙН-А»
КОМПЛЕКС ДЭЛ-150
Возможность интеграции в состав ДЭЛ-150 дополнительных параметров по желанию заказчика
Возможна интеграция МК-140 ГАЗ с различными системами заказчика.
Динамометр Электронный ДЭЛ-150 - это комплекс оперативного контроля буровых и ремонтных работ с изменяемым количеством параметров.
Ключевыми аспектами являются сохранение, передача и интеграция всех зарегистрированных данных. В расчет идет скорость передачи информации от источника до конечного пользователя.
Система контроля технологических параметров бурения и ремонта скважин - инструмент анализа эффективности деятельности компании нефтегазодобывающей отрасли.
НОВИНКА! модуль коммутации
мк-140 газ
Модуль коммутации МК-140 ГАЗ устанавливается вне взрывоопасной зоны, обеспечивая искробезопасным электропитанием приборы, находящиеся во взрывоопасной зоне.
Модуль коммутации МК-140 ГАЗ - модуль для расширения конфигурации комплекса ДЭЛ-150 и изготавливается под определенные задачи заказчика.
Модуль коммутации МК-140 ГАЗ обеспечивает следующие функции:
- искробезопасное электрическое питание датчиков, электронных измерительных устройств и других приборов, эксплуатируемых во взырвоопасной зоне;
- контроль состояния подключенных зарегистрированных периферийных устройств;
- индикацию текущих значений каналов измерения на штатных графических дисплеях;
- установку предельных пороговых значений для каналов измерения;
- управление звуковой сигнализацией при превышении установленных пороговых значений;
- оперативное отключение звуковой сигнализации;
- управление световой сигнализацией при превышении установленных пороговых значений;
- режим поверки работоспособности внешних исполнительных устройств;
- управление внешними исполнительными устройствами систем безопасности;
- трансляцию данных в модуль управления ДЭЛ-150 для их регистрации;
- индикацию наличия связи с модулем управления ДЭЛ-150. <
ООО НПП «Петролайн-А»
Адрес: 423801, РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, Элеваторная гора, улица Лермонтова, 53А Почтовый адрес: 423819, РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, а/я 90 Тел./факс: +7 (8552) 535-535, 71-74-61 e-mail: [email protected] yyww.pla.ru
БУРЕНИЕ
S Е
s Е
s" *J c
I at
а E
и ш <и m
s -S
z Q.
Ol vi
ÏTJ 01 = S 5
и 5
4
3,5 3 2,5 2 1,5 1
0,5 0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Зенитный угол, гр Zenith angle, degrees
боковая стенка Lateral wall
верхняя стенка Upper wall
Рис. 4. Упруговязкопластическое смещение стенок скважины от зенитного угла Fig. 4. Elastoviscoplastic displacement of well walls from the zenith angle
Полное перемещение горных пород при вязкоупругопластическом деформировании массива определяется суммой упругой составляющей и составляющей, обусловленной вязкопластической деформацией [4]:
коэффициента Пуассона в уравнении (1) временными функциями модуля упругости Е1 и коэффициента Пуассона
(Рс-РЛ
u
с'вп (l-Mt)Et '
u(t)=u +u
\ / у в
(6)
Для определения вязкопластической составляющей перемещения в соответствии с методом переменных модулей выполним замену модуля упругости и
Рис. 5. Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленной скважины (зенитный угол 60°) во времени
Fig. 5. Elastoviscoplastic wall displacement of directional well (zenith angle - 60°) in time
u (t)=(Pc-P6)Rc+(Pc-P6)Rc. (8)
<U (l-M)E (l-Mt)Et. (8)
Аналитическое решение упруговязкопластического смещения стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин получено путем численного интегрирования [2]. Для определения упруговязкопластических смещений стенок в данном случае вычисляется деформация i-го элемента массива горных пород:
(9)
где ДR. - деформация 1-го элемента массива горных пород; || - толщина элемента; С - модуль упругости при вдавливании штампа:
С=
(1-ц2)'
(10)
\ - упругая величина коэффициента бокового распора:
(7) к
(11)
где и - вязкопластическаясоставля-
" с,вп
ющая смещения стенки вертикальной скважины.
Таким образом, упруговязкопластическое смещение стенки вертикальной скважины при объединении уравнений (1), (6), (7) определяется выражением:
у 1-ц
Дон, Да4. - изменение радиального и тангенциального напряжения 1-го элемента массива горных пород соответственно:
Л°Н=(Рб-Рс)
2'
. (12) К=-(Р6"Рс)^ (13)
где Ri - средний радиус элемента,
RrR^AW
(14)
где - радиус контура элемента. Суммарное смещение всех элементов определяется
"c-^ARr
(15)
Для вычисления вязкопластической составляющей смещения модуль упругости при вдавливании штампа и упругую величину коэффициента бокового распора в формуле (9) определяют следующими временными функциями:
г=—з_
4 (i-Mt7
(16)
52
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
Время, ч Time, hours
боковая стенка верхняя стенка
Lateral wall Upper wall
Рис. 6. Упруговязкопластическое смещение стенок горизонтальной скважины во времени Fig. 6. Elastoviscoplastic wall displacement of horizontal well in time
В соответствии с изложенным выше выполним математические преобразования для определения упруговязкопла-стического смещения стенок скважины. Преобразования и расчеты проводятся в программе, выполненной в MS Excel (рис. 2).
Разработанная программа позволяет определить значения упруговязкопла-стического смещения боковой и верхней стенок скважины в любой момент времени после вскрытия пласта долотом на основе данных физико-механических свойств горной породы, горного давления, коэффициента бокового распора, функции и параметров ползучести горной породы, а также значений диаметра скважины, зенитного угла и давления бурового раствора в данном интервале.
Выполним расчеты упруговязкопла-стического смещения стенок скважин в пласте каменной соли Верхнекамского месторождения каменных солей (Пермский край). В качестве функции ползучести принято ядро Абеля, определяемое уравнением:
L(t,T)=^, (18)
где а,6 - коэффициенты, получаемые из испытаний на ползучесть. Упругие постоянные и коэффициенты ползучести каменной соли а,Ь Верхнекамского месторождения каменных солей приведены в работах [12, 13]. Результаты расчета упруговязкопласти-ческого смещения стенки вертикальной скважины во времени приведены на рисунке 3. Как следует из рисунка 3, в течение первых 12 часов после вскрытия пласта долотом имеет место высокая скорость сужения ствола в результате упругого деформирования и последующей вязкопластической деформации горных пород в околоскважинной зоне, затем скорость сужения ствола уменьшается.
Графическая зависимость упруго-вязкопластического смещения стенок скважины от зенитного угла показана на рисунке 4. С увеличением зенитного угла сечение ствола приобретает эллиптическую форму
с малой осью диаметром меньшим, чем диаметр скважины. Причем с ростом зенитного угла до значения, соответствующего горизонтальной скважине (900), упруговязкопластическое смещение верхней стенки увеличивается более чем в 2 раза, в то время как упруговязкопластическое смещение боковой стенки незначительно уменьшается. Расчет упруго-вязкопластического смещения стенки
наклонно-направленной скважины и образование эллиптического сечения ствола наклонно-направленных и горизонтальных скважин с течением времени показано на рисунках 5, 6. Величина упруговязкопластического смещения стенок наклонно-направленных и горизонтальных скважин во времени более чем в 2 раза превышает аналогичную величину для вертикальной скважины.
Коэффициент бокового распора Horizontal thrust factor
боковая стенка верхняя стенка
Lateral wall Upper wall
Рис. 7. Упруговязкопластическое смещение стенок наклонно-направленной скважины (зенитный угол 45°) в зависимости от коэффициента бокового распора
Fig. 7. Elastoviscoplastic wall displacement of directional well (zenith angle - 45°) depending on the horizontal thrust factor
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 march 2016
53
БУРЕНИЕ
На рисунке 7 показана зависимость упруговязкопластического смещения стенок наклонно-направленной скважины от коэффициента бокового распора при постоянном значении коэффициента Пуассона. При значениях коэффициента бокового распора от 0,3 до 0,5 при отрицательных значениях упруговязкопластического смещения верхней стенки (сужение ствола) боковая стенка имеет положительное упруговязкопластическое смещение, т.е. на боковой стенке
при данных значениях имеет место расширение ствола. С ростом коэффициента бокового распора упруговязкопластическое сужение ствола уменьшается, и при гидростатическом напряженном состоянии (X = 1) значения упруговязкопластического смещения верхней и боковой стенок равны. Таким образом, с ростом зенитного угла и уменьшением коэффициента бокового распора эл-липсность ствола увеличивается. Эллиптическое сужение ствола скважины
может стать причиной осложнений и аварий при бурении скважин, таких как прихваты, затяжки, посадки бурильного инструмента, недоспуск обсадных колонн и др. Для предупреждения указанных осложнений следует выполнить ступенчатое повышение плотности бурового раствора на основе расчетов упруговязкопластического смещения стенок, выполненных в программе, и данных геофизических исследований скважины.
References:
1. Kalinin A.G., Levitsky A.Z., Nikitin B.A. Tehnologija burenija razvedochnyh skvazhin na neft' i gaz [Drilling technology of exploratory wells on oil and gas]. The textbook for higher education institutions. Moscow, Nedra Publ., 1998. 440 pp.
2. Popov A.N., Moguchev A.I., Popov M.A. Deformirovanie stenok naklonnoj skvazhiny i ego vlijanie na rabotu i iznashivanie burovyh dolot [Deformation of walls of an inclined well and its influence on work and wear of drilling bits]. Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more = Construction of oil and gas wells by land and by sea, 2008, No. 3. P. 6-13.
3. Bulyukova F.Z. Prognozirovanie i preduprezhdenie oslozhnenij, obuslovlennyh uprugim smeshheniem stenok skvazhiny: dis. kand. tehn. nauk [Prediction and the prevention of the complications caused by elastic walls displacement of a well. Dissertation abstract, Cand.Tech.Sci. Ufa, 2011. 142 pp.
4. Popov A.N. Metodika rascheta uprugogo smeshhenija stenok skvazhiny posle vskrytija gornoj porody bureniem: ucheb.-metod. posobie [Design procedure of wellbore wall displacement of a well after opening of rock formation drilling. Study guide]. Auth. by A.N. Popov, F.Z. Bulyukova, A.I. Moguchev, N.I. Krysin. Ufa, Publishing house of USPTU, 2011. 24 pp.
5. Turchaninov I.A., Kasparyan E.V., Iofis M.A. Osnovy mehaniki gornyh porod [Bases of mechanics of rock formations]. Leningrad, Nedra Publ., 1989. 488 pp.
6. Baklashov I.V., Kartoziya B.A. Mehanika gornyh porod [Mechanics of rock formations]. Moscow, Nedra Publ., 1975. 271 pp.
7. Rabotnov A.N. Jelementy nasledstvennoj mehaniki deformiruemyh tverdyh tel. [Elements of hereditary mechanics of deformable solid bodies]. Moscow, Nauka Publ., 1978. 384 pp.
8. Erzhanov Zh.S. Teorija polzuchesti gornyh porod i ee prilozhenija [Theory of creep of rock formations and its application]. Alma-Ata, Nauka Publ., 1964. 173 pp.
9. Erzhanov Zh.S., Karimbayev T.D. Metod konechnyh jelementov v zadachah mehaniki gornyh porod [Method of final elements in problems of mechanics of rock formations]. Alma-Ata, Nauka Publ., 1975. 241 pp.
10. Erzhanov Zh.S., Aytaliyev Sh.M., Zhubayev N.Zh., Karinsky N.Yu., Sinyaev A.Ya. Analiticheskie voprosy mehaniki gornyh porod [Analytical questions of mechanics of rock formations]. Alma-Ata, Nauka Publ., 1969. 144 pp.
11. Amusin B.Z., Linkov A.M. Primenenie metoda peremennyh modulej dlja reshenija zadach linejnoj nasledstvennoj polzuchesti [Application of a method of variable modules for the solution of problems of linear hereditary creep]. Works of the All-Russian Research Institute of Dairy Industry, 1973, Vol. 88. P. 180-184.
12. Baryakh A.A. Fiziko-mehanicheskie svojstva soljanyh porod Verhnekamskogo mestorozhdenija kamennyh solej [Physicomechanical properties of salt breeds of the Verkhnekamsky field of stone salts]. Perm, Publishing house of PERMGTU, 2008. 199 pp.
13. Konstantinova S.A., Vaulin I.B., Ilyinov V.D. Nekotorye rezul'taty ispytanij soljanyh porod na polzuchest' [Some test results of salt breeds on creep]. Izvestija vuzov. Gornyj zhurnal = News of higher education institutions. Mountain journal, 2008, No. 2. P. 118-122.
Литература:
1. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учебник для вузов. М.: Недра, 1998. 440 с.
2. Попов А.Н., Могучев А.И., Попов М.А. Деформирование стенок наклонной скважины и его влияние на работу и изнашивание буровых долот // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. № 3. С. 6-13.
3. Булюкова Ф.З. Прогнозирование и предупреждение осложнений, обусловленных упругим смещением стенок скважины: дисс. канд. техн. наук: 25.00.15. Уфа, 2011. 142 с.
4. Попов А.Н. Методика расчета упругого смещения стенок скважины после вскрытия горной породы бурением: учеб.-метод. пособие / Сост. А.Н. Попов, Ф.З. Булюкова, А.И. Могучев, Н.И. Крысин. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. 24 с.
5. Турчанинов И.А., Каспарьян Э.В., Иофис М.А. Основы механики горных пород. Л.: Недра, 1989. 488 с.
6. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород. М.: Недра, 1975. 271 с.
7. Работнов А.Н. Элементы наследственной механики деформируемых твердых тел. М.: Наука, 1978. 384 с.
8. Ержанов Ж.С. Теория ползучести горных пород и ее приложения. Алма-Ата: Наука, 1964. 173 с.
9. Ержанов Ж.С., Каримбаев Т.Д. Метод конечных элементов в задачах механики горных пород. Алма-Ата: Наука, 1975. 241 с.
10. Ержанов Ж.С., Айталиев Ш.М., Жубаев Н.Ж., Каринский Н.Ю., Синяев А.Я. Аналитические вопросы механики горных пород. Алма-Ата: Наука, 1969. 144 с.
11. Амусин Б.З., Линьков А.М. Применение метода переменных модулей для решения задач линейной наследственной ползучести // Труды ВНИМИ. 1973. Вып. 88. С. 180-184.
12. Барях А.А. Физико-механические свойства соляных пород Верхнекамского месторождения каменных солей. Пермь: Изд-во ПермГТУ, 2008. 199 с.
13. Константинова С.А., Ваулина И.Б., Ильинов В.Д. Некоторые результаты испытаний соляных пород на ползучесть // Известия вузов. Горный журнал. 2008. № 2. С. 118-122.
54
№ 3 март 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
АНИКРОН Т-07
АНИКРОН ТМ-03
АНИКРОН Б-04
АНИКРОН ТМ-03 Б
а Ток возбуждения до 500 А Я Напряжение возбуждения до 300 В
■ Габаритные размеры 806x852x2135 ,
■ Масса 350 кг
■ Ток возбуждения до 500 А
■ Напряжение возбуждения до 230 В
■ Габаритные размеры 606x652x1935 |
■ Масса 200 кг
Цифровые регуляторы возбуждения АНИКРОН® для синхронных электродвигателей
Цифровые регуляторы АНИКРОН предназначены для питания
обмоток возбуждения, управления и регулирования тока возбуждения при прямом и реакторном пуске, синхронной и аварийной работе синхронных электродвигателей, снабженных щеточной или бесщеточной системой возбуждения.
Статические (щеточные) и бесщеточные системы возбуждения АНИКРОН:
■ Усовершенствованная система контроля изоляции ротора
■ Широкий спектр алгоритмов защит
■ Безотказная работа в диапазоне от 0,6 до 1,2 номинального напряжения питания
■ Ведение журнала событий и осциллографирование работы двигателя
■ Наличие двух независимых, идентичных и взаимозаменяемых блоков регулирования
■ Контроль работоспособности регулятора перед пуском двигателя
■ Работа с системами плавного пуска, частотного регулирования, АСУТП
■ Продвинутые комплексные алгоритмы управления
■ Средняя наработка на отказ более 1 000 000 часов
■ Срок эксплуатации 15 лет
ООО НПО «Цифровые регуляторы» более 13 лет разрабатывает, изготавливает, устанавливает и обслуживает цифровые регуляторы возбуждения АНИКРОН для синхронных электродвигателей.
Также предлагаем вам:
» источники переменного тока и трехфазного напряжения ТРИТОН-б для настройки регуляторов возбуждения;
■ услуги электролаборатории;
■ энергоаудит промышленных предприятий и общеобразовательных учреждений;
■ шеф-монтаж, монтаж, пусконаладку и ремонт оборудования;
■ проведение проектно-изыскательских работ;
■ модернизацию систем возбуждения;
■ поставку запчастей;
■ дистанционную поддержку и консультирование;
■ бесплатное обучение персонала эксплуатирующих организаций.
Вся продукция и услуги сертифицированы. Компания имеет разрешение на проведение работ на опасных и особо опасных объектах. Ряд моделей серии АНИКРОН обладает сертификатами
Включил
и забыл!
ООО НПО «Цифровые регуляторы», 630058, г. Новосибирск, Бердский тупик, 1, тел./факс: (383) 306 30 50, 306 30 04, [email protected] www.anikron.ru
■ Ток возбуждения до 18 А
■ Напряжение возбуждения до 80 В
■ Габаритные размеры 606x652x1935
■ Масса 200 кг
ТРИТОН-б
■ Габаритные размеры: 400 х 350 х 180 мм
■ Вес прибора без соединительных проводов: 5,5 кг
■ Ток возбуждения 7 (16) А
■ Напряжение возбуждения до 60 (150) В
■ Габаритные размеры 606 х 652 х 1935
■ Масса 180 кг
