Параметры и эквивалентные нагрузки подъемных систем буровых установок

CLASSIFICATION AND CALCULATION OF SERVICE LIFE ON HOISTING EQUIPMENT OF DRILLING RIGS

V. SHAYAKHMETOV, E. EMRIKH,
«SPC Metallurg» LLC

Представлен анализ системы параметров подъемного оборудования по ГОСТ 16293, ГОСТ Р-ИСО 13626 и АНИ 8С. Предложена методика выбора грузоподъемности подшипников талевого блока на основе совмещения цикловых параметров по АНИ 8С и статистических данных России, которая открывает

путь к определению режимов работы всех компонентов подъемной системы: подшипников, валов, талевого каната, зубчатых и цепных трансмиссий.

The is given of comparative analyses on the determination hook load drilling rigs in according GOST 16293, GOST-ISO 13626 and API Spec.8C. The integration developing a bearing selection procedure from API Spec.8C und statistical date in Russia, it open way to get the rated load for all components hoisting equipment: bearings, shafts, wire ropes, gear and chain transmissions.

Практика определения парамет­ров подъемного оборудования в исходных требованиях заказчика и возможности производителя в их обеспечении базируются на ряде нормативных документов международного уровня и стандартов России, в частности ГОСТе 16293-89. Вводом в действие стандарта ГОСТ Р–ИСО 13626 [1] с нормативными ссылками на международные стандарты, включая ISO 13535, система терминов и их техническое содержание приведены в соответствие с международными стандартами, включая API. В этой связи возникла потребность в анализе и совместимости требований, относящихся к таким качественным характеристикам подъемного оборудования, как срок службы, ресурс базовых компонентов, которые также отображены в нормативных документах ISO и API.
Рассматриваемый состав нормативных документов в комплексе с требованиями к ресурсу оборудования станет ориентиром для заказчика и производителя в совместном поиске оптимальных решений в выборе параметров и конструктивном исполнении подъемных систем.
Исходные требования заказчика обусловлены большим числом факторов, связанных с геологическими особенностями месторождения, технологией бурения. Проект строительства скважин как основание в выборе параметров буровой установки предполагает также учет сопутствующих факторов, которые сопряжены с технико-экономическими рисками. Тем не менее важно разработать базовые критерии, т.е. «шаблон» для определения усредненных параметров, которые могут уточняться применительно к конкретным условиям строительства скважин.
Проект строительства скважин как основание в выборе параметров буровой установки предполагает также учет сопутствующих факторов, которые сопряжены с технико-экономическими рисками. Тем не менее важно разработать базовые критерии, т.е. «шаблон» для определения усредненных параметров, которые могут уточняться применительно к конкретным условиям строительства скважин.
При определении параметров буровой установки, как правило, на первом месте стоит «грузоподъемность» подъемной системы. Этот термин принят из области крановой техники и по своему определению не в полной мере отображает специфику подъемных систем буровых установок. В соответствии с ГОСТ Р – ИСО 13626 в качестве главного параметра подъемной системы принята «Расчетная максимальная статическая нагрузка на крюке» (maximum rated static hook load) при отсутствии свечей и ветра (далее – МСН). Определение этого параметра в API Spec. 4F [2] дополнено условием «…с учетом веса талевого оборудования…», т.е. «… composed of the weight travelling equipment…». В конечном счете этот параметр относится к подъемной системе в целом и отображает допускаемое рабочее (полезное) усилие на крюке.
«Допускаемая нагрузка на крюке» как главный параметр подъемной системы по ГОСТу ориентирована на учет ветрового воздействия на мачту с комплектом свечей со скоростью 20 м/с. Принимая во внимание, что подъемные системы подлежат испытаниям с нагрузкой, превышающей на 20 % величину «допускаемой нагрузки на крюке», переход на систему параметров по ISO и API можно рассматривать как снятие ограничения на использование потенциала несущей способности подъемных систем в интервале ветрового воздействия до 20 м/с.
«Допускаемая нагрузка на крюке» как главный параметр подъемной системы по ГОСТу ориентирована на учет ветрового воздействия на мачту с комплектом свечей со скоростью 20 м/с. Принимая во внимание, что подъемные системы подлежат испытаниям с нагрузкой, превышающей на 20 % величину «допускаемой нагрузки на крюке», переход на систему параметров по ISO и API можно рассматривать как снятие ограничения на использование потенциала несущей способности подъемных систем в интервале ветрового воздействия до 20 м/с.
Вторым регламентируемым параметром по ГОСТу является условная глубина бурения, определяемая исходя из 50 % «допускаемой нагрузки на крюке» и среднем весе погонного метра труб 300 Н. Этот параметр, в основном, используется для определения емкости подсвечников для размещения свечей бурильной колонны с запасом по длине не менее 25 %. При переходе на параметры ГОСТ Р – ИСО 13626 соотношение максимального веса бурильной колонны и МСН сохраняется также на уровне 50 %.
Нагрузку на крюке, учитывающую вес перемещаемой части талевой системы (талевый блок, канат), можно представить в виде соотношения к МСН:

где Qм – расчетная максимальная статическая нагрузка на крюке (МСН), кН;
Gп – вес перемещаемой части талевой системы, который составляет в среднем 3 % от МСН, т.е. Ψп = 1,03.
Соотношение Ψп следует рассматривать как поправочный коэффициент при расчете несущей способности буровых сооружений, включая определение испытательной нагрузки, так и эквивалентных нагрузок в механизмах подъемной системы. При этом глубина бурения и связанная с ней нагрузка на крюке могут быть представлены в виде единичной шкалы, отражающей подобие нагрузок на крюке при бурении скважин различной глубины.
Работа подъемной системы состоит из регулярного процесса спуска и подъема бурильных труб по мере износа долот и операциями с повышенными нагрузками на крюке, связанными со спуском обсадных колонн, ликвидацией осложнений в скважине, включая прихваты инструмента. Достаточно полную характеристику углубления скважины представляет так называемый график проходки, который устанавливает зависимость расхода долот от текущей глубины бурения. Эта зависимость может быть представлена формулой (2) и графиком (рис. 1):

где h(x) = A / xu – проходка на долото в зависимости от глубины скважины;
x – текущая глубина вертикальной скважины, м;
u – показатель степени влияния глубины бурения.
На основе зависимости (2) суммарный путь перемещения талевого блока при подъеме или спуске бурильной колонны на текущей глубине скважины X составит:

Соотношение между s(xk) и s(x) с заменой переменой по глубине скважины на относительную величину, т.е. α = x/ xк, позволяет получить качественно новое выражение, т.е. определение объема спуско-подъемных операций, далее – СПО, в виде относительной доли от конечной глубины скважины:

Исходя из условия, когда объем СПО на конечной глубине бурения принят равным 1,0, величина постоянного коэффициента B для единичной шкалы составит:

В соответствии с формулами (4) и (5) при u = 1 формула (4) примет вид:

Применительно к формуле (6) можно дать дополнительное определение ее физического содержания, которое состоит в том, что функция ϕ(α) представляет собой относительную частоту силового воздействия на крюк в интервале 0. – 1 по отношению к максимальной нагрузке на крюке.
Значения частоты по формуле (6) достаточно близко совпадают с эмпирической формулой, полученной на основе статистических данных по проходке скважин в СССР за период 1960 – 1970 гг., представленной в книге [3], что позволяет принять формулу (6) как эквивалент для дальнейшего анализа режимов работы подъемных систем буровых установок.
Сравнение объемов СПО при u = 0 и u = 1 указывает также на возможность оценки объемов СПО на основе данных о расходе долот и глубине скважины по формуле:

где zk – расход долот на скважину;
xk – глубина скважины или проходка по скважи­не, м.
В книге [3] сделан еще один важный шаг в комплексном описании режимов работы подъемных систем буровых установок, который состоит в совмещении спектра регулярных нагрузок СПО, связанных с бурильным инструментом, и нерегулярных, которые по усилиям на крюке превышают вес бурильной колонны. Эта идея совмещения реализована в эмпирической формуле относительной частоты усилий на крюке в единичном масштабе для МСН, которая представлена на графике (рис. 2).
Построение графика частоты в полном диапазоне силовых воздействий следует рассматривать как экспертную оценку, что обусловлено отсутствием статистической информации из области нерегулярных нагрузок. Частота силовых воздействий представлена формулой следующего вида:

где α – относительная величина нагрузки на крюке к МСН.
На рис. 2, в порядке сравнения, пунктирной линией представлен график частоты для бурильной колонны. Площадь каждой из частотных графиков равен 1,0, но с точки зрения силового воздействия виден значительный сдвиг частот в сторону нагрузок, превышающих вес бурильной колонны. При этом объем СПО для модифицированной частотной функции включает перемещения крюка, не связанные с заменой долота.
В стандартах ISO и API для определения режима работы дана ссылка на методику FEM 9.511, которая разработана международной ассоциацией производителей кранового оборудования HMI [4]. В рамках этой методики подъемные системы буровых установок ориентированы на использование среднего режима работы (L2), который представлен гистограммой в единичных координатах по нагрузке и числу циклов (времени работы) на рис. 3.
Выбор этой гистограммы для определения режима работы подъемного оборудования буровых установок, как и построение самой гистограммы, можно отнести к категории экспертных оценок. С позиции специфики работы крановых механизмов время работы было разделено на две равные составляющие для «холостого» перемещения с нагрузкой 0,2 от максимальной и «рабочего» – с разделением оставшихся частей шкал на три равные части.
Коэффициент эквивалентности – как обобщенный критерий режима работы подъемного оборудования – может быть представлен для заданного диапазона нагрузок в виде произведения двух частных коэффициентов, т.е. силового и циклового коэффициентов эквивалентности:

m = 1, 10/3, 6 и 9 – показатели степени кривой долговечности, соответственно, для следующих критериев оценки несущей способности компонентов конструкции: износ, контактная прочность роликовых подшипников качения, контактная и изгибная прочность зубчатых передач, изгиб и кручение валов.
Гистограмма на рис. 3 позволяет получить только силовой коэффициент эквивалентности. Что же касается цикловой составляющей, то она представлена в стандартах ISO и API только в косвенном виде для отдельных компонентов подъемной системы. В механических системах, в том числе и в подъемных системах буровых установок, на базе подшипников формируются основные эксплуатационные параметры: срок службы, безотказность, ремонтопригодность, цена и, как результат, стоимость часа эксплуатации. Методики выбора подшипников отличаются наиболее высоким уровнем их технического развития, и результат накопленного опыта проектирования и эксплуатации в конкретной области их применения фиксируется в нормах проектирования, в том числе и в нормах API. Наряду с выбором подшипников эти нормы открывают путь к определению ресурсных параметров взаимосвязанных компонентов системы.
Мировые производители подъемного оборудования буровых установок, как и производители подшипников, в своих методиках оценки силового коэффициента, как правило, используют гистограмму FEM 9.511, в соответствии с которой кс для роликовых подшипников составляет 0,63, тогда как по формуле (9) он равен 0,40.
В целях поиска совместимости методик выбора подшипников на базе FEM 9.511 и формулы (8) рассмотрим формулу расчета динамической грузоподъемности подшипников талевого блока по API Spec.8C [5] или [6], которая имеет следующий вид:

где WB – расчетная грузоподъемность подшипников талевого блока, к-т;
N – число шкивов талевого блока;
WR – динамическая грузоподъемность подшипника шкива талевого блока при 100 об/мин в течение 3000 часов с вероятностью безотказной работы 90 %, фунты.
В соотношении (11) зашита информация о цикловом режиме работы подъемной системы. Для расшифровки скрытых параметров режима работы важно обратить внимание на асимметричную на­работку подшипников талевого блока и кронблока, которая позволяет увеличить срок службы сборки в два раза за счет переустановки осей разворотом на 180°. Соответственно, расчетный срок службы подшипников талевой системы должен составлять 10 лет вместо Т = 20 лет для подъемной системы в целом [7]. Вторым ключом для анализа соотношения (11) является силовой коэффициент эквивалентности кс = 0,63 в полном диапазоне цикла работы: «холостой» режим – спуск и подъем незагруженного элеватора, «рабочий» режим – спуск и подъем бурильного инструмента.
В соответствии с изложенными условиями анализа, включая базовые числа циклов для подшипников по ISO и API, рассмотрим формулу для расчета динамической грузоподъемности подшипника, исходя из усилия натяжения каната и числа оборотов «быстроходного» шкива, за расчетный срок службы:

где kэ= 714/ 2000 = 0,357– коэффициент эквивалентности при kc=0,63;
Fм = Ψп * Qм / i тс – максимальное натяжение каната, кН;
i тс – число струн талевой системы.
Величина kэ, как комплексный показатель режима работы может быть представлена в виде произведения частных коэффициентов по формуле (8) – без нарушения соотношения (11) в определении режима работы по API.
При замене kс = 0,63 на kс = 0,40, полученный без учета «холостого» режима работы (относительно небольшая доля в kc, как и по гистограмме FEM), число оборотов «быстроходного» шкива талевого блока за расчетный срок службы роликовых подшипников подъемной системы составит:

Используя соотношение между диаметром шкива и расчетным диаметром барабана лебедки Dш/Dб = ~1,5, число оборотов подъемного вала применительно к каж­дому из четырех этапов выполнения СПО за расчетный срок службы подъемной системы составит:

Полученные критерии цикловой нагрузки, в рамках норм API, следует рассматривать как исходные параметры для инженерного анализа и оценки эффективности подъемных систем буровых установок. В комплексе с непрерывными функциями, входящими в состав формулы (8), диапазон анализа эффективности систем подъема не только расширяется, но и приобретает обратную связь с технологией бурения.
Полученные критерии цикловой нагрузки, в рамках норм API, следует рассматривать как исходные параметры для инженерного анализа и оценки эффективности подъемных систем буровых установок. В комплексе с непрерывными функциями, входящими в состав формулы (8), диапазон анализа эффективности систем подъема не только расширяется, но и приобретает обратную связь с технологией бурения.
На основе формул (9) и (13) расчет динамической грузоподъемности подшипника шкива по ISO может быть представлен формулой:

Практика расчетов и выбора подшипников для шкивов показала, что методики производителей подшипников, в частности фирмы «TIMKEN», показывают более высокое значение динамической грузоподъемности по сравнению с методиками, которыми располагает изготовитель бурового оборудования. Различие можно объяснить тем, что методики производителей подшипников, возможно, учитывают два взаимодополняющих фактора долговечности сборки в целом: вероятность безотказной работы сборки и жесткость (прогиб) оси, влияющей на кромочные напряжения в роликовых подшипниках.
Подшипники талевого блока и кронблока находятся на одной оси, и отказ хотя бы одного подшипника приводит к отказу сборки в целом. Для поддержания вероятности безотказной работы сборки на уровне 90 % за срок службы вполне логично при выборе подшипника заложить коэффициент запаса по надежности, определяемый по формуле [3]:

где N – число шкивов (подшипников) на оси.
Формула расчета динамической грузоподъемности подшипника шкива для подъемной системы со сроком службы 20 лет в составе подъемной системы, с учетом поправки на вероятность безотказной работы, примет следующий вид:

В табл. приведены данные по Kб в зависимости от числа шкивов.
По данным каталогов производителей подшипников, соотношение между статической и динамической грузоподъемностями двухрядных роликовых конических подшипников составляет ~ 1,5, что предполагает контроль за запасом по статической грузоподъемности С0, который должен быть не менее 3-х.
Из соотношения (17) следует, что запас должен удовлетворять условию:

В частности, для N=7: Кs = 1.16 * 1.63 * 1.5 /3 = 0.94
Мировые производители подъемного оборудования буровых установок, как и производители подшипников, в своих методиках оценки силового коэффициента, как правило, используют гистограмму FEM 9.511, в соответствии с которой кс для роликовых подшипников составляет 0,63, тогда как по формуле (9) он равен 0,40.
Полученное соотношение указывает на обеспечение запаса по статической грузоподъемности для всего размерного ряда максимальных нагрузок на крюке, включая режимы испытания подъемных систем.
Пример: Расчет Cr для Qм = 3150 кН, N = 6: Cr = 1.16* 1.03* 3150/6 = 627 кН, с учетом Кб = 1.56, Cr = 627*1.56 = 978 кН. По методике фирмы «TIMKEN» предложен подшипник NA8575-SW/8520CD: Cr = 912 кН.
Применительно к бурению скважин с горизонтальной составляющей ствола предлагается методика опре­деления эквивалентной вертикальной скважины с последующим выбором подъемной системы из параметрического ряда для вертикальных скважин. Эквивалентную глубину комбинированного ствола скважины позволяет получить формула следующего вида:

где Lв – глубина вертикальной части скважины, м;
Lг – длина горизонтального ствола скважины, м;
µ – коэффициент сопротивления перемещению бурильной колонны в горизонтальной части ствола скважины.
Величина µ зависит от конкретных условий проходки, включая риски осложнений в скважине и возможности их ликвидации. Ориентировочно она может быть принята равной 0,5.
Следует также отметить, что вес дополнительных компонентов подвижных частей, как, например, верхнего привода, следует учитывать в виде повышения величины МСН при выборе подъемной системы из параметрического ряда.

Литература

1. ГОСТ Р- ИСО 13626-2013. Оборудование буровое и эксплуатационное. Сооружения для бурения и обслуживания скважин.
2. API Spec. 4F Specification for Drilling and Well Servicing Structures. Third edition, January 2008.
3. Аваков В.А. Расчеты бурового оборудования. М.: Недра, 1973. 400 с.
4. Сomparison of hoist duty service classifications. As described in United States and European wire rope hoist specifications. HMI, 2000.
5. API Spec.8C. Specification for Drilling and Production Hoisting Equipment (PSL 1 and PSL 2). Third Edition, December 1997.
6. ГОСТ 31844-2012 (ISO 13535:2000) Оборудование подъемное. Общие требования.
7. API RP 9B Recommended Practice on Application Care, and use of Wire Rope for Oil Field Service. Twelfth Edition, June 2005.

References

1. GOST R- ISO 13626-2013. Oborudovaniye burovoye i eks­pluatatsionnoye. Sooruzheniya dlya bureniya i obsluzhivaniya skvazhin [State Standard R-ISO 13626-2013. Drilling and operating equipment. Facilities for drilling and servicing wells]. Moscow, Standartinform.
2. API Spec. 4F Specification for Drilling and Well Servicing Structures. Third edition, January 2008.
3. Avakov V.A. Raschety burovogo oborudovaniya [Calculations of drilling equipment] Moscow, Nedra Publ., 1973. 400 p.
4. Сomparison of hoist duty service classifications. As described in United States and European wire rope hoist specifications. HMI, 2000.
5. API Spec.8C. Specification for Drilling and Production Hoisting Equipment (PSL 1 and PSL 2). Third Edition, December 1997.
6. GOST 31844-2012 (ISO 13535:2000) Oborudovaniye pod”yemnoye. Obshchiye trebovaniya [State standard 31844-2012 (ISO 13535: 2000) Lifting equipment. General requirements]. Moscow, Standartinform.
7. API RP 9B Recommended Practice on Application Care, and use of Wire Rope for Oil Field Service. Twelfth Edition, June 2005

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Шаяхметов В.З.

    Шаяхметов В.З.

    к.т.н., главный специалист по перспективному проектированию

    ООО «НПЦ «Металлург»

    Эмрих Е.К.

    Эмрих Е.К.

    директор департамента бурового оборудования, главный конструктор

    ООО «НПЦ «Металлург»

    Просмотров статьи: 212

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru