/
Текст
477%
ИНСТРУКЦИЯ
по расчету бурильных колонн
Москва, 1997 г.
!
Настоящая инструкция подготовлена сектором надежности и
расчетов на прочность АООТ Научно-исследовательского института
разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб (ВНИИТнефть)
совместно с Комитетом труб и металлов Ассоциации буровых
подрядчиков.
За основу принято РД 39 0147014 502-85
Составители: В.М. Валов, О.Д. Даниленко, И.И. Джафаров,
В.П. Ивановский, В.Ф. Кузнецов, Г.М. Саркисов,
А.Е: Сароян, Г.А. Чеблаков
Одобрена и рекомендована к применению на территории
Российской Федерации и стран СНГ решением конференции
Ассоциации буровых подрядчиков 18.09.96.
Согласована:
Федеральный горный и промышленный надзор России
(письмо от 11.06.97 № 10-13/298)
Российское акционерное общество «Газпром»
(письмо от 31.03.97 № 02-01/47)
Институт ВНИИгаз
(письмо от 25.03.97 № 23-4/740)
Министерство природных ресурсов Российской Федерации
(письмо от 23.04.97 № 21-11/80)
Сибирско-Дальневосточная нефтяная компания «СИДАНКО»
(письмо от 30.04.97 № 06-14/130)
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
ИНСТРУКЦИЯ ПО РАСЧЕТУ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
Взамен РД 39-0147014-502-Р5
Срок введения установлен с 01.01.98 г.
Инструкция по расчету бурильных колонн содержит расчет-
ные схемы, методы определения основных расчетных нагрузок и нап-
ряжений, условия и нормы прочности для бурильных колонн при буре-
нии с использованием забойных двигателей и роторным способом вер-
тикальных, наклонно направленных и, частично, горизонтальных
скважин в обычных и осложнённых условиях, на суше и на море, со
стационарных оснований и с плавучих средств стальными, в том чис-
ле импортными, и алюминиевыми бурильными трубами.
Дана ориентированная на применение ЭВМ методика проекти-
ровочного расчета оптимальных конструкций бурильных колонн для
проводки скважины, основными свойствами которых являются мини-
мальная масса комплекта, максимальное использование труб низких
групп прочности и необходимость минимальной замены труб при пере-
ходе от одной технологической операции к другой.
Приведена методика проверочного расчета бурильной колон-
ны. Даны примеры расчета. Приводится справочный материал по гео-
метрическим, массовым (весовым) и прочностным характеристикам
всех видов бурильных труб.
Руководящий документ предназначен для предприятий и ор-
ганизаций, занимающихся проектированием и строительством скважин.
may
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая инструкция предназначена для выполнения
проектировочного и проверочного расчетов бурильных колонн как для
всего цикла строительства скважины, так и для отдельных техноло-
гических операций, выполняемых с использованием бурильных труб.
1.2. Инструкция обеспечивает проведение расчетов в сле-
дующей области исходных данных:
Скважины - нефтяные, газовые, геологоразведочные.
Месторождения - на суше и в прибрежном шельфе (бурение
производится стационарными и плавучими буровыми установками).
Профиль скважины - вертикальный, наклонно направленный,
горизонтальный.
Технологические операции - бурение, отбор керна, расшир-
ка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных
колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов (в том
числе внутри эксплуатационной колонны).
Способы буриния - роторный, с использованием забойных
двигателей (в том числе электробуров), совмещенный.
Бурильные трубы - стальные, в том числе импортные, и из
алюминиевых сплавов.
1.3. Основные положения инструкции (нормативные значения
коэффициентов запаса прочности, нагрузки на долото и др.) нахо-
дятся в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газо-
вой промышленности", М., 1993 г., утвержденными Госгортехнадзором
России 14.12.92 и Постановлением Госгортехнадзора России № 22 от
06.0$.96 о дополнениях и изменениях указанных Правил.
1.4. Формулы инструкции обязательно следует применять с
теми размерностями параметров, которые указываются в подформуль-
ных расшифровках обозначений.
1.5. Применительно к горизонтальным скважинам до разра-
ботки специальной Инструкции настоящим РД можно пользоваться, как
правило, только для расчета нагрузок на бурильную колонну при
проведении спуско-подъемных операций. Специфические для горизон-
тальных скважин (ГС) вопросы доведения необходимой нагрузки на
долото, изгиба колонны в ее сжатой части между утяжеленными бу-
рильными трубами и долотом, а также вопросы оптимальной компонов-
ки бурильных колонн для строительства ГС здесь не рассматрива-
ются.
1.6. В инструкции на рассматриваются особенности расче-
та, обусловленные возможным контактом бурильных труб с высокоаг-
рессивной, в том числе сероводородсодержащей, средой, а также
особенности, связанные с воздействием’ на трубы высоких температур
(для труб стальных - свыше 200’С, из алюминиевых сплавов - свыше
100*0 ;
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1. Конструкция скважины.
2.2. Профиль наклонно направленной или горизонтальной
скважины.
2.3. Интервалы проводки скважины. Для каждого из них
приводятся следующие данные:
- виды технологических операций, выполняемых с использо-
ванием бурильных труб;
способ бурения;
- диаметр долота;
- нагрузка на долото;
- тип, размеры и масса (вес) эабойногб двигателя;
- частота вращения бурильной колонны;
- плотность (удельный вес) бурового раствора;
давление бурового раствора;
-6-
- наружное давление;
- перепад давления в турбобуре и долоте;
- интервалы установки и массы (веса) частей обсадных ко-
лонн. спускаемых на бурильных трубах;
- крепость разбуриваемых пород;
- коэффициенты трения колонны о стенки скважины (для
наклонно направленных и горизонтальных скважин);
- условия бурения и возможные виды осложнений.
2.4. Дополнительно для скважин, бурение которых произво-
дят с плавучих средств, приводятся следующие данные:
- глубина акватории;
- наибольшее смещение судна относительно оси скважины в
горизонтальной плоскости;
- наибольший угол поворота (наклона) судна относительно
оси скважины;
- давление волн и течения на бурильную колонну.
2.5. Типоразмер клинового захвата.
2.6. Парк бурильных труб и УЕТ - номенклатура и коли-
чество труб <с указанием типоразмеров замковых соединений), из
которых можно формировать бурильные колонны.
3. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ. ФОРМУЛЫ, СООТНОШЕНИЯ
Схематизация бурильной колонны
3.1. Бурильная колонна (БК) состоит из компоновки нижней
части бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).
3.2. КНБК включает в себя в общем случае долото, забой-
ный двигатель, элементы формирования ствола вертикальной скважины
(калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, короткие
утяжеленные трубы - маховики) или элементы, обеспечивающие буре-
-7-
ние нак зонной и гори зонта ль-ой скважины заданного профиля (кроме
пе|'“чис.OIIH.JX выше отклоняющие устройства, немагнитные УБТ,
телеметрические cmcicmii. ут злщенные бурильные трубы), секции утя-
желэнных бурильных труб (УЬТ>, основное назначение которых заклю-
чзегся г •создании осевом нагрузки на долото.
3.3. КВТ состоит из секций бурильных груб (БТ), идентич-
ных по номинальным характеристикам [типу, наружному диаметру,
толщине стенки, группа прочности (марке) материала, типоразмеру
замкового соединения].
3.4. Послес)орательно расположенные секции бурильных труб
одного наружного диаметра образуют ступени бурильной колонны.
Согласно настояний инструкции диаметры и длины ступеней бу'рильной
колонны определяют я исходя из двух условий: достижение оптималь-
ных । идранам1 н еких г< отношений труб в скважине и обеспечение
прочности БК.
3.5 в of щэм случае н произвольном поперечном сечении
колонии бурил»пых труб действуют растягивающая (Цр (сжимающая
нагрузка, крутящий /М< и изгибающий Ми (вследствми потери устойчи-
вости или кривизны скважины, моменты, внутреннее pg и наружное рм
даоленин буоового раствора.
Способы определения указанных нагрузок и вызываемых ими
напряжений приведены ниже. Необходимые для расчета геометричес-
кий, прочностные и массовые ' весовые) характеристики отечест-
венных и некоторых зарубежны* <по стандартен АНИ> типов бурильных
труб, знаковые соединений и > БТ , а также механические свойства
материалов приведены в приложениях 2-26. ВС* характеристики им-
портных труб взяты, за исключением специально оговоренных случа-
ев, из стандартов АНИ.
Осевое нагружений колонны
3.6. В вертикальной скважине растягивающую но грузку ,
II (кгс). в верхнем поперечном сечении лч й секции бурильной колон-
ны и соответствующие ей нормальные напряжения Эр , НПа (кгс/мм2),
для момента отрыва долота о г забоя (наибольшие значения) опреде-
ляют из выражений
ей
Qp - I'CC^E-Qbi -i- Qkh) »• 21 рЪс ; (i)
4 - /
6p - Qp/T\ r. . (2)
Q&L - ; <3)
Qkh - (QsjL 4. Qo + Qz)( 1 t (4)
где К - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил соп-
ротивления движению бурового раствора и сил инерции.
Устанавливается по данным замеров и конкретных услови-
ях бурения. При проектировочных расчетах ориентировоч-
но можно принимать /С = 1,1 S’;
ГМ - порядковый номер (снизу от УСТ) рассчитываемой секции
КЕТ;
Qel - вес L -ей секции КБГ, Н (кгс);
Оку- вес КНБК, Н (КГС);
Др - перепад давления в забойном двигетеле и долоте,
2
НПа (кгс/мм ) ;
- площадь поперечного сечения канала трубы /й -ой сек-
ции БК, мм ;
~ площадь поперечного сечения трубы /Я -ой секции,' нм**;
- привеченный вес 1 м трубы L -ой секции, Н'м (кге/м) ;
- длина L -ой секции БТ. и;
- !)-
плотность (удельный вес) бурового раствора, г/см?
а
(гс/смЛ);
У 4 - приведенная плотность (приведенный удельный вес)
трубы L -ой секции, Г/см3 (гс/см*);
Qii- вес забойного двигателя, Н (кгс);
Qo - вес компоновки УБТ, Н (кгс);
- вес элементов КНБК (за исключением УБТ и забойного
•'двигателя), Н (кгс);
^0 - плотность (удельный вес) УБТ, г/см3 (гс/см3).
3.7. Б нижнем поперечной сечении следующей (гй +1)-ой
2
секции напряжения растяжения, МПа (кгс/мм ). будут равны
&р(>п К) ~ Qprn у (5)
где и/’*? - осевая растягивающая нагрузка, вычисляемая по
формуле (1), Н (кгс);
площадь поперечного сечения тела трубы ( tn +1)-ой
2
секции, мм .
3.8. В наклонно направленной и горизонтальной скважинах
(рис.1) наибольшую растягивающую нагрузку Qp , Н (кгс), рассчиты-
вают последовательно снизу (от УБТ) вверх до рассматриваемого се-
чения колонны бурильных труб для момента отрыва инструмента от
забоя.
В ряде случаев расчет выполняется при усредненных значе-
ниях некотгри» гарам.етров (стм«чаются чертой сверху), определяе-
>
ных по обшей формуле
Ну /7/
- = ei >
‘•де ; 2-. усредненное на участке, и фактическое на длине
/•
отрезка Ci значение параметра;
- 10-
Му - число отрезков усреднения. '
В поперечном сечении произвольной секции КБТ значение <2;
рассчитывают по следующим формулам.
а) На вертикальном участке
ни
Qp = /1 Qsi ApTtc + Qk у (7)
где /?? - порядковый номер в пределах вертикального участка рас -
считываемой секции КБТ;
Qif - усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колон-
ны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на
предыдущих (нижерасположенных участках, Н (кгс). В част-
ности, если рассматриваемый вертикальный участок являет-
ся призабойным
Qk - К Оки .
б) На прямолинейном наклонном участке
ж
Qp = /ГQui (]Ui Siгт <Х > CoS о<) Др^к / Qk> (о)
где ГИ - порядковый номер в пределах наклонного участка рассчиты-
ваемой секции КБТ;
Д< - коэффициент трения БК о стенки скважины,Ц4 = 0,05 -
рекомендации по выбору конкретного значения J.4. приведены
в приложении 27;
(X - угол наклона участка (или профиля скважины на наклонном
участке);
Qk ~ то же, что и в п.(а). В частности, если расснатри/
ваемый наклонный участок является призабойным
Qlc - К QkH ({Ц Si«C( 4-Co.ScX) .
в) На искривленном (переходном) участке при увеличении
угда наклона профиля скважины
Qp~Kcj,R zp Сохл-(^-pz)s.ln oQ <3,
при <X К > .. ., ., _
<?p=K-^^fef[2^weZpcosdje^~*l (10)
-2p co&d -(4Sin ocj
при о(н <0C (X* ?
где P - радиус кривизны участка, м;
и/+> 4 f Qk йм2 _ z. -,v . I -P^K
ф ^Ll^T^~^Cosa‘f"^^ )S1"rt'le
<X - угол неклена профиля скважины в рассчитываемом сечении,
рад;
- значение углаС(, при котором происходит переход приле-
гания колонны от нижней к верхней стенке скважины. Вели-
чину dXif определяют из трансцендентного уравнения (см.
5; приложение 20) ^Ч)
('«;1и — уСс Сс2с<#-)е = ; <12>
<Ли ; М/С - начальное и конечное значение угла с( на искривленном
участке.
Если по уравнению (12) получается ,расчет Ор на
всей длине искривленного участка выполняют по формуле. (9), если
' . (♦)
или значение Ц/ столь велико, что решение уравнения (12)
не существует (сн.приложение 28) - по формуле.(10) при = (Хк .
г) На искривленном (переходном) участке при уменьшении
угла наклона профиля скважины
_ / / /рг (-) Мо(
е -2/UC0S(X + </^2)jSinc*.] > ИЗ)
где
.Ip / f <3к 1 + Сг _ _2 -
2]кф?
В формулах (11), (14) QtC - то же, что в п.(а).
В частности, если рассматриваемый искривленный участок
является призабойным, вначале производят вычисление Qp по форму-
лам (9) - (14) в интервале располозсяния КН Б К при Qtf = 0, после
чего для расчета вышерасположенной КВТ полагаю? (?»Г = Qp . При
другом подходе интервалы расположения КБТ и КНБК объединяют, ус-
реднение параметров производят для всего искривленного
участка расположения бурильной колонны, включая КНБК, расчет Qp
выполняют по. формулам (9)-<14> при Ок = 0.
При расчете БК для горизонтальных скважин, если компо-
новка УБТ расположена на искривленном участке над частью КБТ,
объединяют интервалы расположения КБТ и УБТ с соответствующим
усреднением параметров. При этом значение G.K рассчитывают для
I
части колонны, расположенной на горизонтальном участке.
I
Примечание. Формулы для расчета БК в наклонно направленной и
горизонтальной скважинах применимы:
1. При условии, что профиль скважины состоит из глад-
ко-сопряженных отрезков прямых линий (вертикальных и
наклонных) и искривленных участков постоянной кривиз-
ны. В том случае, если действительный профиль не мо-
жет быть точно представлен указанным способом, допус-
кается его кусочно-непрерывная аппроксимация.
2. Для расчета осевых усилий при спуске колонны с за-
меной знака коэффициента трения на минус.
3.9. Растягивающие нагрузки и напряжения растяжения в
верхних сечениях секций многосекционной колонны, возникающее при
подъеме БК или спуске части обсадной колонны на бурильных трубах,
определяют для последовательных (с выбранным шагом) фиксированных
положений БК на всех участках (см.рис.1). На каждом из участков
верхнее сечение каждой секции фиксируется не менее, чем в трех
точках, соответствующих концу, середине и началу участка.
J.
Рис.1.
Схемы наклонно-
направленных и горизонтальной скважин (I - IV - участки профиля)
-14-
Примечание. Допускается производить расчет верхних сечений
секций БТ только для их положений на верхних грани-
цах искривленных участков и на устье скважины.
3.10. Для процесса бурения в том случае, когда вся на-
грузка на долото создается за счет веса КНБК и нейтральное сече-
ние колонны находится под УБТ, растягивающую нагрузку на БК оп-
ределяют из выражений (1)-(14) при К” в 1.0; 6[кН = 0; = 0.
3.11. Для сжатой в процессе бурения части колонны на
вертикальном и наклонном участках осевую сжимающую нагрузку Gc >
Н (кгс), рассчитывают по формуле
где R ; ИЛ - число ступеней УБТ и бурильных труб до рассчитываемо-
го сечения, причем ступени отсчитываются сверху от
нейтрального сечения;
вес 1 м УБТ j-той секции, Н/м (кгс/м), и ее длина, м;
- угол наклона профиля скважины на прямолинейном нак-
лонном участке. На вертикальном участке СА. = 0,
COS о< « О.
На искривленном (переходном) участке
и к . . . .
(16)
или de. ~ fyR/C&n&D <16')
где ; (Al - углы наклона профиля в начале и конце расположения
<Г °
L-той ступени УБТ;
,И К
; <Л(. - то же для L -той секции бурильных труб;
сАо ~ угол наклона профиля скважины в эоне расположения
нейтрального сечения колонны;
-15-
о( - текучее значение угла наклона профиля скважины.
Напряжения сжатия (5с могут быть вычислены с использо-
ванием значений' Qc по формуле, аналогичной (2).
Примечание. В формулах (15)-(1в'> слагаемые, относяциеся к бу-
рильным трубам, учитываются только для случая буре-
ния горизонтальной скважины для секций ВТ, располо-
женных под УВТ.
3.12. При спуске на бурильных трубах частей обсадных
колонн (ОЮ растягивающую нагрузку на БК и вызываемые ею напряже-
ния определяют по формулам (1), (2) или (7)-(14>, <21. В этом слу-
чае вместо QkH в формулы подставляют значение веса спускаемой
части ОК.
Кручение
3.13. Крутящий момент Мк , Н»к (кгс»м) , который необ-
ходимо приложить к бурильной колонне при роторном способе бурения
для вертикальной скважины, а также вертикального участка наклонно
направленной (или горизонтальной) скважины приближенно может быть
определен из выражений
(17)
ЛГ s Л/ха +Л/к> ед)
Л/х t ~ А/j (1з>
Л4; ; <20,
Ай = <21,
где - коэффициент, равный 9545 при вычислении h/fК
в Н.м и 974 - в кгс*м; . г.
-16-
Jy - общая мощность, затрачиваемая на вращение бурильной
колонны и работу долота, кВт;
И - частота вращения колонны, об/мин;
/3 - мощность, затрачиваемая на холостое вращение колонны
на вертикальном участке скважины;
мощность, затрачиваемая на работу долота. кВт;
Ж - число участков с постоянными значениями наружного диа-
метра трубы и диаметра скважины;
~ мощность, затрачиваемая на вращение £-го участка бу-
рильной колонны ( t 1.Ж ), кВт;
Zi ~ длина L -го участка скважины, м;
J)i - наружный диаметр трубы на L -м участке скважины, м;
J)ci~ номинальный диаметр скважины на L -ом участке, м;
Ф// - коэффициент, равный 5,14*10 ( Qi в кН). 1.0 ( Qa. в тс);
С.- коэффициент крепости пород (7.8 - мягкие; в,9 - сред-
ние; 5.5 - твердые породы);
1Уд - наружный диаметр долота. мм;
фд - осевая нагрузка на-долото, кН (тс).
t
3.14. В произвольном сечейииХна ^-ом ( 1Д^Ж ) участке
скважины мощность . необходимую для вращения нижерасположен-
ной части ВК и работы долота, рассчитывают по формуле
М» 21 //fit + -у 4- Л/. , (22)
где /а-д •. X* - верхние границы (^ -1)-го и -го участ-
ков скважины с постоянными значениями диаметров 2) и ~bc ,Hi
3.15. Ориентировочный расчет мощности, затрачиваемой на
вращение ВК в наклонно направленных скважинах, можно производить
гэ формулам С19), «201 с дополнительным поправочным коэффициентом
в формуле (20)J^, зависящим ст искривления скважины (рис.2).
Примечание. Для расчета мощностей, затрачиваемых на холостое
вращение бурильной колонны и работу долота, вместо
формул (20), (21) и рис. 2 допускается использовать
другие аналитические или эмпирические зависимости,
если их адекватность для конкретного региона обосно-
вана практикой бурения. '*
3.16. При проектировочных расчетах приближенное значение
/W К , Н»м (кгс»м), в верхних сечениях секций или их частей до-
пускается рассчитывать по формуле
Мк =V “ 4 ---------------МкМЫ f (23)
(У ррйду
или М - (\ S ? 7 \J К/'-]' (5pV/l< f < 24 )
где КтГ " коэффициент, учитывающий влияние касательных
напряжений на уровень напряженного состояния трубы.
Можно принимать для вертикальных скважин /(х 1,04,
для наклонно направленных скважин бХ. 1,10;
dp - растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении БК,
рассчитываемая по формулам (1),(14);
максимальные допускаемые значения осевой растягивающей
нагрузки и крутящего момента по телу;
- напряжения растяжения в теле трубы, определяемые по
L
формуле (2), МПа (кгс/Дри >;
V\/k - полярный момент сопоотивления сечения по телу трубы, см
б?рй^*х = 6тТ//7 ;
где “ коэффициент запаса прочности <л.4.2).
Рис.2. Зависимость поправочного коэффициента
от угла профиля скважины.
2
3.17. Касатель-<ы<: напряжения, МПа (кгс/мм >, в рассчиты-
ваемом сечении колонны
Т -Мк/lVrt'. . (2Е>
Изгиб
3.18. На искривленном участке скважины в произвольном
сечении бурильной колонны, растягиваемой усилием Qp , Н <кгс),
наибольший изгибающий момент, Л/йЛл/ , Н»м (кгс»м>, имеет место
около бурильного замка (или протектора) и определяется по следую-
щим приближенным формулам.
При "ТсА
-19-
где Tcf - первая критическая нагрузка, соответствующая касанию
бурильной трубы посередине между замками (или-замком и
протектором) стенки скважины, Н'(кгс).
(27' )
£" - модуль упругости материала трубы, МПа (кгс/мм* );
Т - л 4
J - осевой момент инерции сечения трубы, см ;
R - радиус кривизны профиля скважины, м;
*5 - длина бурильной трубы между замками (или замком и про-
тектором) , м;
S - Ch* >
- наружный диаметр бурильного замка, мм;
jb - наружный диаметр бурильной трубы, мм.
При Та Qp £ Тс2.
X ( / 4 4
'lOOR V 125S2-
25QpS2\
12 EI )У
(26")
где
- вторая критическая нагрузка, соответствующая началу
прилегания бурильной трубы посередине между замками (или
замком и протектором) к стенке скважины, Н (кгс).
Г Тег « ЗТс,.
J
при Q р Тег.
J м»™* - же <'4 V зтг '
(27”)
Во всех случаях наибольшие напряжения изгиба вычисляют по формуле:
- ММилах /Wil > (28)
j где 1д/и - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения
А
бурильной трубы, см .
I ' .
!
-20-
Примечание. Вместо (26)-(27) можно использовать соответствующие
формулы из теории А.Дубинского.
3.19. Величину для плоского проектного профиля скважи-
ны принимают по исходным данным. Для фактического пространствен-
ного профиля на основании результатов инклинометрии значение R
приближенно может быть определено по формуле
______________лб
К = ' "" ..... (29)
*{2. (4 — ‘Sin 0^2.- Cos 0QсА 2.)’ J
где сАу > сА.2 - зенитные углы наклона профиля скважины в на-
чальной и конечной точках участка измерения длиной
де. . и. Обычно А С. - 10 и;
2.—J^< - разность азимутальных углов в тех же точках.
Примечание. Допускается вместо (29) использовать иные обоснован-
ные формулы.
Э.20. На вертикальном участке скважины при потере БК
прямолинейной формы устойчивости в результате вращения
где /, - длина полуволны изогнутой колонны, м;
- стрела прогиба БК, мм.
В произвольном сечении колонны
L = WV/+ СО/^Сш)2' ± ; <u>
/.о = О,^ ; <32>
Ла = , <зз>
где Li0~ Длина полуволны БК в нейтральном сечении, м;
N - осевое усилие в рассматриваемом сечении БК, Н (кгс).
-21-
Q в растянутой части бурильной колонны определяют из вы-
ражений ( 1 ; 7 ) в формуле (31) ставят знак плюс. 6} ~ С. в сжатой
части определяют из выражения (15). в формуле (31) ставят знак
минус;
В
Си
1
ускорение
-Г
угловая скорость, с ;
свободного падения (
= 9,в м/с2 ).
частности, в технической системе единиц, принимая для стали
Р =2,1*10 кгс/мм* , для дюраля (сплав Д16-Т) £ =0,72*10 кгс/мм,
заменяя и), с на частоту вращения и , об/мин,и их числовыми
значениями, получим ( I , см^ ; q, кгс/м; , м; Zip , м):
/’си"0 = 0,970 > <э<>
сд = 0tS€^ И <35)
До ZT
— /
где _£)с - диаметр скважиныи мм. В открытом стволе принимается
_Z)c “ птсид, где/(^.-коэффициент кавернозности, назначае-
мый по результатам замеров или (для новых месторожде-
ний) по прогнозным данным;
-D3 - наружный диаметр бурильного замка, мм.
Наибольшие изгибные напряжения рассчитывают по форму-
ле (20).
3.21. При расчете на сопротивление усталости вращающейся
бурильной колонны в вертикальной скважине или на вертикальном
участке наклонно направленной или горизонтальной скважины учиты-
ваются постоянные! напряжения от осевого усилия б? и переменные
- :!2
напряжения (амплитуда) 6~а от изгиб.» вследствие поct-ри Ь). прямоли-
нейной формы устойчивости:
ж = 6( /{Г * 6"й в ОижАХ . '3^
Осевое усилие 6? рассчитывают по выражению (1) или (15), изгиб-
ные напряжения {Зимину-по формулам (26)-(37) для опасного сечения
трубы (основной плоскости резьбы на высаженном конце трубы,
сварного шва, стабилизирующего пояска или тела трубы -- в зави-
симости от конструкции БТ). При этом следует иметь ввиду, что
осевой момент инерции Г во всех случаях вычисляют для тела тру-
бы, а осевой момент сопротивления U/и - для опасного сечения.
3.22. При расчете на усталость БК* для наклонно направ-
ленных и горизонтальных скважин применительно к наклонным пря-
молинейным участкам допускается изгибные напряжения (5д-6иИ4*Х
определять из тех же положений, что и для вертикальных участков.
Осевые усилия вычисляются при этом по формулам (0) или (15).
Э.2Э. Для искривленных участков наклонно направленных и
горизонтальных скважин для опасного сечения трубы напряжения бд -
=гб'йМА/ рассчитывают по формулам (26)~(28). Осевое усилие вычис-
ляют по выражениям (9)-(14) или (Id), (16').
3.24. При небольиом искривлении скважины расчет напряже-
ний изгиба производят, как и для существенно искривленной скважи-
ны, по формулам (26)-(28), а также в соответствии с п.3.20, как
для вертикальной сквгпкины.
Для оценки статистической прочности колонны используется
большее из полученных значений.
Сопротивление усталости также оценивается в предположе-
нии чисто вертикального [формулы (ЗО)-(ЗЗ), (64)1 и существенно
искривленного [формулы (26)-(28), (64)1 характера профиля. Оценка
3-
сопротивления усталости БК делается по меньшему значению коэффи-
циента запаса, определяемому по формуле <64>.
3.25. При бурении скважин с плавучих средств изгибающий
момент, возникающий от горизонтальных перемещений судна и угла
поворота (наклона) судна относительно оси скважины, а также от
действия водной среды, имеет наибольшее значение у устья скважи-
ны (на судне) и у дна акватории.
При небольшой глубине акватории (до 150 м) и при 4Vp/ei>4
у устья
Z-.IT
удна +
мь , +^оеа\р ‘4°
где - коэффициент, зависящий от условий закрепления колонны
у устья. Принимается в пределах 0,75-: 1,00;
- осевая растягивающая нагрузка у дна, Н (кгс).
Р = '<3р - •>
•• вес части колонны от устья скважины до дна акватории,
Н < кгс);
Д - смещение судна относительно оси скважины в горизонталь-
ной плоскости, м;
^д - глубина акватории, м;
$ - угол поворота (наклона) судна относительно оси скважи-
ны, рад;
•э - поперечная нагрузка от давления волн и течения на еди-
ницу длины колонны, Н/м (кгс/м).
6
-24-
Из формул (39), (40) следует, что изгибающий момент
уменьшается с уменьшением жесткости сечения, растягивающей наг-
рузки и с увеличением глубины акватории.
Частные случаи нагрузок на БК
3.26. Осевую нагрузку (кгс), при которой напряжения
в теле трубы., зажатой в клиновом захвате, достигает предела те-
кучести, определяют из выражения
' ‘ ’ <41>
где $ТК~ предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате
при коэффициенте охвата, равном единице, Н (кгс);
6V “ предел текучести материала трубы, НПа (кгс/мм2);
- площадь поперечного сечения тела трубы, мм2;
(2. - коэффициент охвата.
С =у4/ЗСО; ” ’
- угол охвата трубы плашками однито клипа. град;
~ количество клиньев;
Дер- средний диаметр трубы, мм;
- рабочая длина клина, мм;
сЛ ~ угол наклона клина, град;
- угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом
клинового захвата, град.
Для четырехклиновых захватов ПКР-У7, ПКР-П18 С = 0,7,
для ПКР-560 С =0,9. В приложениях 14-16 приводятся значения пре-
дельных осевых нагрузок $Тк • вычисленные по формуле (41) при
С = 1,0, С< = 9°27/15* (уклон 1:6) и Ctg( сА < « 2,5.
3.27. Наружное избыточное давление, при котором наи-
большее напряжение в теле трубы достигает предела текучести
-25-
(критическое давление), определяют по формуле
р*р = ЕС. А — А2 ~ В> ’) (42>
где С = 0,5625 £ , S=S/O> .
4 = &т + «55-е+§)£;
В ~ 3,ЗЛХ*/ё?г§*; ^- = <S-r/E;
£ - номинальная толщина стенки, мм;
- наружный диаметр трубы, мм;
овальность.
Значения Кр при овальности G « 0,01 приведены в* прило
жениях 10-13. Действующее на трубу в рассматриваемом сечении избы
точное наружное давление, МПа (кгс/мм2) , определяют из выражения
рн = 0,00/((thl -fcliz),
где kf р - коэффициент, равный 9,81, если расчет производится в
единицах СИ, и 1,0 - в единицах технической системы;
J У2 плотность (удельный вес) бурового раствора за буриль»
5 3
колонной и внутри колонны, г/см (гс/см );
'» ^2. - высота столба жидкости над рассматриваемым сечением 2
колонной и внутри колонны, м.
3.28\ Внутреннее избыточное давление, при котором наи-
большее напряжение в теле трубы достигает предела текучести, оп-
ределяют по формуле
Рт i: О, Х7Г<5т > <«э>
' 7)
где - номинальная толщина стенки трубы.
Значения >0 -[ приведены в приложениях 10-13.
-26-
Допускаемые длины секций КБТ
3.29. Допускаемую из условий статической прочности по
телу трубы длину Ж -ой секции бурильной колонны , м, в верти-
кальной скважине определяют из выражений
. + Qkh)-Др'Зк
К = ----------------------; <44)
$ р Я а/ - /К , <45>
где б^)Ги4Х" максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на
тело трубы ИЛ -ой секции, Н(кгс);
/fj; - коэффициент влияния касательных напряжений на напря-
женное состояние трубы. Для бурения забойными двига-
телями /Гт = 1,0, для роторного способа бурения можно
- '* >*‘4
принимать Ат? * 1.04;
<Tk 'f - площади поперечного сечения канала и тела трубы Щ-ой
секции, мм ;
ft - нормативный коэффициент запаса прочности (по текучес-
ти) , принимаемый в зависимости от способа и условий
бурения (п.4.2).
3.30. Для найденного по формуле (44) значения длины
секции по формулам (1) и (23) (или (17) -(22) при Лт1г(?] рас-
считывают значения осевой растягивающей нагрузки $р , крутящего
момента Л//Г в верхнем сечении секции и в соответствии с разделом 5
определяют допустимость комбинации этих нагрузок для замковых со-
единений. Если являются допустимыми, найденное значение
может быть принято за длину секции. В противном случае производят
уменьшение (по шагамЛ^м) до допустимого для замкового соедине-
ния значения или же (по возможности) выполняют другие рекоменда-
ции п.5.10.
-27 -
3.31. При роторном способе бурения в случае использо-
вания рассчитываемой секции на участках расширения вертикальной
скважины производят проверку на сопротивление усталости секции
согласно п.4.3, в сечениях перехода на больший диаметр скважины.
Если в каком-либо из сечений условия прочности не выпо>
няются, найденную по формуле (44) длину секции уменьшают до зна-
чения. при котором будет обеспечено сопротивление усталости сек-
ции на участке расширения. , .-
3.32. Для вертикальных скважин с известными параметрами
резкого локального искривления ствола в том случае, если в про-
цессе углубления рассчитываемая секция будет работать на участке
искривления, производят ее проверку на статическую прочность, а
для роторного способа бурения - дополнительно на сопротивление
усталости с учетом напряжений изгиба, определяемых по формулам
(26)-(28), а также согласно п.3.24. Условия прочности проверяйте
по пп.4.1.-4.3.
Если статическая прочность или сопротивление усталости
недостаточны, производят уменьшение найденной по формуле (44)
длины секции до значения, удовлетворяющего по прочности всем по-
ложениям секции на участке искривления.
3.33. Если скважину бурят с плавучих средств и если най-
денная с использованием формулы (44) секция в процессе углубление
частично или полностью располагается на участке между дном аква-
тории и судном, то значение длины секции уточняют. Для этого вы-
полняют проверку статической прочности по пп. 4.1, 4.2 с ис-
пользованием формул (39), (40). Дополнительно для роторного спо-
соба бурения секцию проверяют на сопротивление усталости по
пп.4.3. Если условия прочности не выполняются, длину секции
уменьшают до значения, при котором будет обеспечена прочность
-28-
секции во всех ее возможных положениях на указанном участке.
3.34. Наибольшую допускаемую глубину спуска-ой секции
колонны бурильных труб в клиновом захвате (с учетом скомионог =*н-
ной ниже части бурильной колонны) определяют по формуле
Qtk /к — х* , QgL ~
------------------------------------------------(46)
где - предельная осевая растягивающая нагрузка на тело
<
трубы в клиновом захвате. Определяют по формуле <41);
И - нормативный коэффициент запаса пре чти ти трубы f
Клиновом захвате .п.4.4).
Если С С ри определяют по формуле (44) и уто-
чняют в соответствии с пп.3.30-3.33), необходимо применить клино-
вой захват, обеспечивающий большую допускаемую нагрузку на тело
трубы, или перейти на использование элеватора.
Значение , если оно меньше , может быть принято в
качестве длины секции только в порядке исключения, при отсутствии
клиновых захватов, обеспечивающих большую допускаемую нагрузку на.
трубу, и при невозможности применения Элеваторов.
3.35. Допускаемую длину секции БТ в наклонно направлен-
ной и горизонтальной скважине в первом приближении также опреде-
ляют по формуле (44) при выполнении условия по п.3.30, при этом
для бурения забойными двигателями Кт = 1.0» для роторного способа
бурения можно принимать Дт1 ~ 1,10.
-it*
После определения в верхнем сечении рассчитываемой
секции, а также в сечениях, совпадающих с верхними границами
участков искривления (если они имеются на длине ) по формулам
(1), (2), <7)-<14), (23)-(38) вычисляют растягивающие нагрузки,
крутящие и изгибающие моменты и соответствующие напряжения.
Соответствие секции условиям статической прочности про-
-за-
веряют согласно пп.4.1, 4.2. Для роторного способа бурения допол
нительно производят проверку на сопротивление усталости в тех же
сечениях (п.4.3>.
Затем для процесса подъема БК или спуска частей ОК верх
ние сечения секций рассчитывают на статическую прочность в фикси-
рованных положениях на всех проходимых ими участках. При этом ..
расчет верхних сечений секций производят для конца, середины и
начала каждого участка (см.примечание к п.3.9).
Если условия прочности выполняются во всех случаях, вычисленное
значение может быть принято за длину секции. В противном сл}
чае производят (по шагам A Е ) уменьшение до значения, при к<
тором будет обеспечено выполнение условий статической прочности к
сопротивления усталости.
3.36. Для всех способов бурения рекомендуется устанав-
ливать над УБТ секцию длиной не менее 250-300 м из труб возможно
более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для
плавного перехода по жесткости от УБТ к КВТ), причем для ротОрно-
го способа бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом
выносливости (!’6В'<, ТБН.С, ПВ, ПН, ПК, импортные бурильные трубы).
3.37. гели длине, ступени КБТ определяется гидравлически-
ми условиям-! ( 1.3.33», обязательным является наличие переходного
участка, представляющего собой продолжение данной ступени на не-
которую длину после увеличения внутреннего диаметра скважины, в
связи с чем необходим переход на больший диаметр бурильных труб.
Длина переходного участка должна быть не менее 100 м.
З.Зй. Технологические ограничения на длину £. -ой секции
БТ имеют вид
-30-
где максимально допустимая длина секции. Определяется
длиной комплекта труб данного типоразмера, который
может быть выделен для бурения данной скважины;
/лтсп - минимально допустимая длина секции (НДС). Для всех
секций, кроме последней (верхней), устанавливается
. из соображений технологической целесообразности
компоновки БК. Рекомендуется принимать
250-300 м. Длина верхней секции может быть принята
такой, какой она получилась по расчету.
Если длина секции получается по расчету больше макси-
мально допустимой, принимается ~ ,
Если по расчету получается , то такая секция
не включается в состав компоновки БК.
Рекомендуемое соотношение диаметров
-, 3.39. Выбор наружного диаметра секции бурильной колонны
обусловлен необходимостью обесточить оптимальные гидравлические
соотношения при бурении скважины и определяется конструкцией
скважины, способом и условиями бурения. Рекомендуемые диаметры
бурильных труб в зависимости от наружного диаметра соответствую-
щей обсадной колонны jDtf/f ' приведены в табл.1 (диаметры бурильных
труб из алюминиевых сплавов - АБТ, в том случае, если они не
совпадают с диаметрами соответствующих стальных труб, даны в
скобках)
Таблица 1.
Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных
и обсадных колонн, мм
Обсадная кодонна Бурильная колонна, способ бурения
забойными двигателями роторный
114 - 60 ; (64)
127 — 60 ; (64 )
140 — 73
146 - 73
16 8 - 89(90)
176 89 ;102;(90;103 > 89 ;102;(90,103)
194 102;(103);114 102,-(103);114
219 114 ;127 ; (129) 102;(103);114
245 127;140(129;147) 114;127<(129)
27 3 140 ; (147) 127;140 ; (129 ;147)
299 140 ; (147) 140 ; (147)
32 4 140 ; (147) 140;(147)
34 0 140 ; (147) 140 ; ( 147)
37 7 140;(147) 140,-(147)
4 06 168 ; (170 > 168,(170)
и более
В соответствии с данными табл.1 рекомендуемые соот-
ношения диаметров бурильных и обсадных колонн приближенно могут
быть представлены в обобщенном виде (диаметры в мм):
О , 46Dok4 D 4 О , 67Dok-15,0 при Dok < 300;
139,7 D 4 170,0 при DOK > 300.
4. УСЛОВИЯ ПРОЧНОСТИ И'ЗАПАСЫ ПРОЧНОСТИ
4.1. Условия статической прочности бурильной колонны
(на основе 4-ой теории):
а) в общем случае нагружения при роторном бурении (рас-
тяжение, изгиб, кручение)
- в напряжениях
<5э = '/(«}= ^би)24ЭТГ « [©•] ; /47)
-32
£6j = бу/и ,
<48 >
где 6э ~ эквивалентное напрякени**;
fffl
- допускаемое напряиение;
П
- нормативный коэффициент эепасе i.pc* ногти или запас
прочности;
- в усилиях и моментах
&'р Ми \1 / Мк f .
---L---------------) 4 f------------} | >
QpiMOtf МиЙАх МкИлвУ
где Mtf- компоненты допускаемой комбинации действующих
на БК значений растягивющей нагрузки, изгибаю-
7 щего и крутящего моментов;
$рри«Х - максимальное допускаемое значение Qp при усл*. ьии
/Ии - Мн ~ О у
Мита?- максимальное допускаемое значение Ми при условии
Gp ~ М к = О ;
МкИ4а? - максимальное допускаемое значение Мк при условии
$р ~ Ми ~ о •
Qprria?' =
МиЛаХ = ©rVl/и /И )
М^иллу = й’^Т-бУ и4< /41 .
< 5 0 >
(51 )
(52)
При расчете бурильных колонн для наклонно направленных
скважин вместо выражений (47), (43) допускается использовать
приближенные формулы
6^ = + <5и У Г<Т1 •>
(53)
-33-
4 / 2 Gp Ми Ми
1/(1,] > (2 ------* -------- ) ----- 4 1. (54)
V С?|?жл> <?ри4ЛХ' МиЙ1АУ
Формулы (53), (54) соответствуют приближенным выражениям
для расчета /Ик (23), (24) при /Ст - 1,1;
(•) при бурении забойными двигателями можно пренебречь
крутящим моментом’(реактивный момент долота и турбобура), то есть
'•ожно считать Мк — 0 ; 0. Тогда t
= <Ор + <5и 4 ГО'] ; (55)
(9р/$рймх 4 Ми/ЛЛиж*/ 4 ; (56)
в) для вертикальных скважин при роторном бурении, если
возникающие в результате потери прямолинейной формы устойчивости
напряжения изгиба (5и 4 *
6э = VСр2' + ЗТ24 [е] ; (57)
G 4 [\/\к/Мк1аау^ . (58)
Из (58)
4 ~ С Мк^ MrftuAy)2’ у - (59)
Мн ( —( §р/ (ЗрйГй^2' , (60)
J * Допускается вместо выражений (57), (58) использовать
приближенные формулы
— -- i.04&p < Гб]; (61)
1,04 р р id ax' <4 / , (62)
Эти формулы соответствуют приближенным выражениям для
расчета /V/к" (23), (24 ) при /С“С = 1,04.
/
i
- 34 -
4.2. При статическом (квазистатическом) нагружении бу-
рильной колонны осевой растягивающей нагрузкой, крутящим моментом
и при наличии ее изгиба значения запаса прочности (по условию
текучести) должны быть не меньше нормативных значений, приведен-
ных в табл.2.
Таблица ?..
i - ?.-• - • Нормативные запасы прочности
Строительство скважины * Бурение
забойными двигателями роторное
На суше и на море со стационарных оснований 1,40 1 ,50
На море с плавучих средств 1,45 1,55
Запас прочности бурильной колонны при спуске частей
обсадных колонн принимается равным запасу прочности БК при бу-
рении забойными двигателями.
Запасы статической прочности колонны для операций рас-
тирка, проработка, калибровка, отбор керна, разбуривание цемента
принимаются равными запасам прочности БК при бурении.
При использовании совмещенного способа бурения и при бу-
рении забойными двигателями с вращением колонны запас статической
прочности принимается как для роторного способа бурения.
4.3. Сопротивление усталости бурильной колонны, находя-
щейся при роторном бурении под действием переменных во времени
нормальных напряжений от изгиба, постоянных напряжений от круче-
ния, характеризуется расчетным значением коэффициента запаса, оп-
ределяемым по формуле
/7 . .- ,
+ Иг
-35-
iде fl фактический запас прочности по усталости;
/7 - запас прочности по нормальным напряжениям, вычисляемый
в предположении, что касательные напряжения отсутствуют;
/7^-" запас прочности по касательным напряжениям, вычисляемый
в предположении, что нормальные напряжения равны нулю.
/7- = С1 4 • (64)
(3"в 1 Ф <5Г
где " предел выносливости трубы при симметричном цикле из-
гиба с вращением по данным натурных испытаний (при-
ложение 19);
С)а ~ амплитуда переменных напряжений изгиба;
(5д - предел прочности (временное сопротивление);
(5ft- постоянное напряжение от растяжения (знак "+“) или
сжатия (знак “-“) БК. В частности, в нейтральном се-
чении колонны (над УБТ) (55Я =0.
Запас прочности по касательным напряжениям, поскольку
считается постоянным, определяют по пределу текучести:
. Нт: л 0,577 = 0,577 (65)
т. М,с
Для выполнения условий прочности по усталости фактичес-
кий запас должен быть не меньше нормативного.
Нормативный коэффициент запаса *прочности по усталости
бурильной колонны при роторном способе бурения равен 1,5.
В нейтральном над УБТ сечении БК, а также в нижнем се-
чении 2-ой (после 1-ой, переходной, п.3.36 секции на расстоянии
250-300 м от УБТ вследствие малости касательных напряжений рас-
чет на сопротивление усталости можно производить только по нор-
мальным напяжениям, считая И И•
Запас прочности по усталости для операции отбор керна,
выполняемой с вращением бурильной колонны, принимают как для
операции бурение.
При выполнении технологических операций разбуривание,
расширка, проработка, калибровка запас прочности по усталости не
регламентируется.
4.4. При использовании в работе с бурильной колонной
клиновых захватов для труб каждой секции (верхних сечений) необ-
ходимо выполнение следующего условия прочности:
ки с /
4- QkH Qt-k/H (66)
где /И - число нижерасположенных секций КБТ, включая
рассчитываемую;
Gsl- вес L -ой секции КБТ;
(2кн- вес КНБК (или части обсадной колонны, спускаемой на
бурильных трубах)
Отк- предельная (соответствующая пределу текучести) осевая
нагрузка на трубу в клиновом захвате;
И - нормативный коэффициент запаса прочности.
Значения j (Зтк рассчитывают по формулам
(3) ,<4> , (41).
Нормативный запас прочности (по текучести) бурильных
труб в клиновом захвате составляет 1,15.
4.5. Допускаемые избыточные наружное и внутреннее давле-
ния на тело трубы составляют
Рн^Ркр/И; pi=Pr/^>
где pjfp -критическое наружное давление. Определяют но формуле
(42) . Его значения приведены в приложениях 10 13;
-37-
рт ~ предельное (соответствующее пределу текучести мате-
риала) внутреннее давление. Определяют по формуле
(43). Его значения приведены в приложениях 10-13.
Нормативный запас прочности при воздействии на трубу на-
ружного и внутреннего избыточных давлений составляет 1,15.
4.6. Для замковых соединений запасы прочности (коэффи-
циенты запаса) ниппеля 11 4 , муфты Ид , а также запас герметич-
ности соединения можно принимать равными И , где И - норма-
тивный запас прочности бурильной колонны для соответствующего спо-
соба бурения, принимаемый по п.4.2.
4.7. Запасы прочности для импортных бурильных труб при-
нимаются согласно пп.4.2-4.6. .........
5. РАСЧЕТ ЗАМКОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
5.1. При расчете необходимо проверить допустимость на-
грузок. действующих на бурильную колонну (сочетания осевой на-
грузки и крутящего момента), для замковых соединений (30
< рис.3).
5.2. Действующая осевая нагрузка Qр должна быть меньше
максимального допускаемого для замковых соединений значения Т'йаду.
Последнее определяют по формуле
Рй1ах= ~ > <68)
где £?т(_ осевое усилие, вызывающее в опасном сечении ниппеля
(на расстоянии 24 мм от упорного уступа) напряжения,
равные пределу текучести материала (при этом учитыва-
ют как осевые тэк и окружные напряжения), кН (тс);
I'll - коэффициент запаса прочности ниппеля (п.4.6);
М - коэффициент запаса герметичности соединения (п.4.6);
-зе-
рне, з. Схема алгоритма ;ч1счег<| элмяового соединения
-39-
К минимально»* значение усилия сжатия торца муфты и упорно
го уступа ниппеля, обеспечивающего герметичность соеди-
нения, кН (тс).
5.3. Момент затяжки ЗС, обеспечивающий наибольшую Допус-
каемую нагрузку Римах , Н«м(кгс»м), определяют по формуле
MiT - А Озт -Д + (69)
•А - А < + Д z >
где , А 1, ^2, Д - параметры резьбы (р), торца муфты (т),
находящегося в контакте с урорным уступом
ниппеля, и ЗС в целом, зависящие от геомет-
рических размеров и коэффициентов трения
р.Т (обычно принимается ), мм
$37- усилие затяжки, кН (тс);
сА / , сАз. относительные жесткости на растяжение-сжатие
ниппеля и муфты или коэффициенты распределе-
ния внешней нагрузки.
Примечания: 1. Формула (69) дает усилия затяжки
$ ЗТ ~ <0,32 - 0,43) Qt< , близкие к оптимальным по
сопротивлению усталости (как правило, несколько
превышающие их).
>
2. Значения наибольших допускаемых нагрузок и обес-
печивающих их моментов затяжки для замковых соедине-
ний отечественного производства приведены в приложе-
ниях 23-25 для различных коэффициентов запаса проч-
ности .( герметичности) и коэффициентов трения.
Коэффициенты трения в резьбе для отечественных ЗС, по
. I
данным ВНИИБТ, составляют ДЛ = 0,10 (резьбовая смазка с металли-
ческими наполнителями, например, Р-416) и Дл = 0,13 (графитовая
смазка)* *. Указанные замковые соединения имеют пределы текучести
материала ниппеля и муфты <ЭТ/ в СГт2=735 МПа (75 кгс/мм2),
2
ПО ГОСТ 5286-75 и 832.МПа (85 кгс/мм ) по ГОСТ 27834 95. Импорт-
ные (по стандартам АНИ) бурильные замки имеют (5т < ~ <3"т2.
827 МПа (84,4 кгс/мм2).
5.4. При произвольном значении б?р^Рй**Х. кН (тс), за
допускаемый крутящий момент МК , Н«м (кгс.м), принимают меньеюе
значение Л/аг , определяемое из условий обеспечения прочности
ниппля (1=1) и муфты (1=2):
/И^ ~ /?2^?р > <70)
Мк) А <3 р ; < 71 )
...... ..... ПЯ.
)\ - /4<сА< ~ >
где $1Z~ предельное (соответствующее пределу текучести) значении
усилия сжатия торцовой (на длине 24 мм) части муфты.
кН (тс) ; . t.
коэффициент запаса прочности муфты (п.4.6).
Примечания:
1. При определении Мк по формулам (70), (71) можно найти сначала
6k- L. (_ &?).
OU hi Hz'
Если Qjo, то расчет допускаемых значений Мк производят
только по формуле (7 0 > . -•>> • ч -
Если то при расчет производят по формуле
(71), при по формуле (70). • =•---
-
* /Ч =-------- , где ДД - коэффициент трения,
Cos<X/2 - угол профиля резьбы.
2. При из формулы (70) получается
/Й* -4,^-’ * JZ»R.
Hi L
Однако, как следует из более точного решения, это значе-
ние Мк справедливо для Qp~ 0,99_PtMaX.
В узком интервале О , 99 J^tway^ происходит резкое
падение допускаемого крутящего момента и при 6|ргР‘*««Х
3. Необходимые для расчета ЗС значения параметров
R > cAi <&2 ,у Az приведены в приложениях 20-22.
4. При проведении практических расчетов замковых соединений ус-
ловие (71) целесообразно использовать в форме
/Ик^ АЗтъ/На > (71х )
что идет в запас прочности ЗС. повышая надежность его Эксплуа-
тации. (Фермельно услсвие <71* ) реализуется в приводимом ал-
горитме принятием допущения =0).
5.5. Если при нагружении ЗС моментом Мк и усилием Qp
окажется что
Г-•' - ' Мк> МзТ + J (72)
то произойдет довинчивание соединения [уравнения (70), (71) пре-
дусматривают это] до уровня
f МЗТ Мк ~^Qp. " (73)
5.6. Допускаемая для ЗС осевая нагрузка
Мзт> Мзт будет меньше
чем наибольшая допускаемая нагрузка
при
определяемая по формуле (68). Величину у, кН (тс), находят из
выражения
-4 2-
T)Z ЛОц/п* ~Млт
ц %’ - ----- , ------ • (74)
A cAi
5.7. Если по каким-либо причинам момент затяжки соедине-
ния будет меньше, чем требуется по условию (69) ( МзТ Мз~Г ),
допускаемую для ЗС нагрузку, кН(тс) определяют по формуле
Мзт — A^R
ir Иллу =-------------* (75)
А с<2
-при этом jp (Нау Р/Лу . При довинчивании ЗС от /И?Г до Mjr происхо-
дит возрастание допускаемой осевой нагрузки от Р w^y до
При выполнении условия (69) Р'илл/ -Trittau -
5.8. Если крутящий момент Mtf и осевое усилие Qp таковы,
что
Л4к /Изт (76)
то влияние /ИК на прочность и несущую способность ЗС можно не
.учитывать. Соединение рассчитывают только на осевую нагрузку,
при этом Qp P^tay (при отклонениях Мзт от условия (69)
(пп.5.6, 5.7) Qp Р (мчу или tV р Р 1*<и.у ].
5.9. При выполнении условия (72) по формуле (73) вычис-
ляют мом.ент затяжки с учетом довинчивания, по формуле (74), или
при недокреплении (п.5.7) - по формуле (75), находят допускаемое
значение (или Риму ). Тогда при последующих нагружениях
ЗС (до очередного развинчивания) должны выполняться условия
Зр^Р&лу (или ); Мк^Мк.
5.10. При невыполнении условий по пп.5.8, 5.9, то есть
при (^р^Р&лу (или $р >Ру Qр ; Мк>Мк следует:
- докрепить ЗС моментом Мзт, определяемым по формуле (69), если
момент затяжки - начальный или итоговый - меньше Л7зт1
-43-
- сформировать рассчитываемую секцию КБТ из тех же труб, но с
более прочными замками, если такая возможность имеется;
- уменьшить длину секции КБТ;
- заменить рассматриваемые трубы на БТ другого типоразмера с от-
носительно более прочными замковыми соединениями.
6. РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ
6.1. Целью расчета является определение параметров
компоновки УБТ (индекс "О"), обеспечивающих заданную нагрузку на
долото и необходимую жесткость при изгибе (рис.4) в процессе бу-
рения вертикальных и наклонно направленных скважин.
6.2. Компоновка УБТ является составной частью КНБК,
включающей в общем случае кроме долота, забойного двигателя и
УБТ элементы формирования профиля скважины. Комплектование над-
долотной части КНБК из указанных элементов выполняется согласно
инструкциям ВНИИБТ.*
6.3. Исходные данные для расчета компоновки УБТ следую-
щие: способ буреция, тип и диаметр долота, масса и длина элемен-
тов КНБК (кроме УБТ), осевая нагрузка на долото, диаметр 1-ой на
УБТ секции бурильных труб, диаметр и толщина стенки обсадной ко-
лонны, под которую ведется бурение, парк УБТ (трубы, из которых
может быть произведен выбор состава компоновки).
6.4. В общем случае компоновка УБТ.состоит из нескольких
ступеней с диаметрами, уменьшающимися по направлению от долота к
колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом
предназначена для создания основной части нагрузки на долото и
* 1. Министерство нефтяной промышленности. Временная инструкция
по предупреждению искривления вертикальных скважин:
Утв.14.08.74/ Миннефтепром. - М.: Б.И., 1975. - 40 с.-
В надзаг.: ВНИИ буровой техники.
2. РД 39-2-810-83. Инструкция по бурению наклонно направленных
скважин.- Введ.01.08.83; Срок действия до 01.08.88. - М.:
Б.и., - В.надзаг.: ВНИИ буровой техники.
Q Начало )
Исходные
данные
Список УБТ
ZZZ3_____
Назначение
?о1
(п, &в)
рСП
^01 »
равное длине
участка
)
должна удовлетворять требованиям по гидравлике (п.6.5) и жесткос-
ти на изгиб (п.6.6). Последующие ступени обеспечивают плавный пе-
реход по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных
труб (п.6.7).
6.5. Наружный диаметр основной ступени D должен соот-
ветствовать диаметру долота 1)д. (или диаметру расширителя)
(табл.З), наружному диаметру и толщине стенки обсадной колонны,
под которую ведется бурение (п.6.6) (требования по гидравлике и
жесткости).
Примечание. Можно пользоваться также следующими приближенными
соотношениями, полученными на основе данных табл.З:
- для долот диаметром 1)Д 295,3 мм выбираются УБТ
с диаметрами, ближайшими значениям О, 8513 Д для нор-
мальных и 0,75 Lil для осложненных условий бурения;
- для долот диаметром La У 295,3 мм выбираются УБТ
с диаметрами, ближайшими соответственно значениям
0,75 L Д и 0,65 La .
При бурении скважин в осложненных условиях долотами
диаметром больше 269,9 мм допускается применение УБТ ближайшего
меньшего по отношению к указанным в табл.З диаметра.
При бурении забойными двигателями диаметр основной сту-
пени УБТ не должен превышать диаметра турбобура (электробура).
Таблица 3.
Соотношения диаметров долот и УБТ, мм
Долота УБТ
отечественные импортные
120,6 95 89 -
139,7;14 5 114; 120 108 120,6 104,8
-4 6-
Окончание табл.З.
Долота УБТ
отечественные импортные
151 120; 133 108; 114 120,6; 127,0 104,8
165,1 133; 146 120 127,0 120,6
190,5 159 146 158,8 152,4
215,9 178 159 171,5; 177,8 158,8 ; 165,1 ;171,5
244,5 203 178 196,8; 203,2 184,2; 196,8
269,9 219; 229 203 209,6; 228,6 203,2; 209,6
295,3 ;320 229;245;254 219; 229 228,6;241,3;247,6 228,6
349,2 245; 254 229; 245 247,6; 254,0 228,6; 241,3
393,7 и больше 273; 299 254; 273 279,4 254,0
Примечание. В таблице приведены рекомендуемые соотношения
диаметров долот и УБТ для нормальных (верхняя
строчка) и осложненных (нижняя строчка) условий
бурения.
6.6. Выбираемые с использованием табл.З или указанных
в примечании соотношений УБТ 1-ой ступени должны удовлетворять
требованию минимальной жесткости, а именно': во всех случаях
жесткость на изгиб основной ступени УБТ (индекс 01) должна быть
/
не меньше жесткости обсадной колонны (ОК), под которую ведется
бурение, то есть
( Е1)о( (ЕГ)ОК (77)
или при Е о< ~ ЕоК
-47-
; D<n . 4 I ~[CDok-2.Sok)/Dok1^
--- У \ /------------------------— • (78)
4 - (d^/Doi)^ ’
где X)04 dOf - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной)
j
/ ступени УБТ;
| DOK\ Suk - наружный диаметр и толщина стенки ОК.
6.7. Для обеспечения плавного перехода по жесткости
от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполня-
ется ступенчатой, при этом количество ступеней должно быть таким,
чтобы при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись
условия
4- 1,зззЬ< *,
f а? -
O,75DdfL-r)^ 4Ъоб£-/),
где X) 4 - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции;
L ~ порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх);
И - количество ступеней компоновки УБТ.
6.8. Длины дополнительных (переходных) ступеней УБТ
и т.д. могут равняться длине свечи или длине одной трубы.
6.9. Длину 1-ой (основной) ступени УБТ, м, для верти-
кального и наклонного участков вычисляют по формуле
Л3----------Q,oi&i)Cosa (79>
где ot (L =4 " приведенный вес 1 м длины L-ой секции УБТ,
Н (к гс ) ;
сА угол наклона профиля скважины на участке
-4 8 -
расположения КНБК. Для вертикального участка
оС = О;
Кл~ коэффициент нагрузки на долото. При роторном
способе бурения Кл, = 4/3 = 1,333*;
Qa - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс);
V 3 3
л 0 - плотность (удельный вес) УБТ, г/см (гс/см );
С?АД~ вес забойного двигателя, Н (кгс); >
“ суммарный вес всех элементов КНБК за исключе-
нием забойного двигателя и УБТ, Н (кгс);
CL (i-2, П ) - длина i-й переходной ступени УБТ, м.
«•♦л
Для искривленного участка в первом приближении
0 л , «
= 0,01745л | Ckol — CS £>< | ; (80)
oGi = aZcSih SiMCAot —
(X Ср
(81)
или
И
Н
<*<u=azcSiri Sincbcii —---___________
. М К
где СлО{ • углы наклона профиля скважины в начальной
(81 )
и ко-
нечной точках расположения основной ступени УБТ;
бЛср - средний угол наклона профиля на участке расположе-
ния забойного двигателя и специальных элементов
компоновки КНБК.
* Это значение /'(д. соответствует "Правилам безопасности...'" (см.
с.4). Для бурения с использованием забойных двигателей величина
/Сл указанными “Правилами..." не регламентируется. Как и по пре-
дыдущему изданию Инструкции (РД 39-0147014-502-85) при бурении
скважин забойными двигателями следует принимать Кд = 1,175.
В некоторых случаях, когда это оправдано технико-экономическими
показателями бурения, а также безаварийной работой инструмента,
допускается уменьшать длину компоновки УБТ при условии, если это
предусмотрено технологическими инструкциями и указано в задании
на проектирование скважины.
6
- -19-
Так как в формуле <Я1)’не учитывается не.личие переходных
ступеней, еспи они имеются (пп.6.7, G.8), найденное значение Cd
корректируется путем замены переходными ступенями примерно равной
по массе (весу) части основной ступени в верхней части компоновки
УБТ.
В формуле (81) знак минус принимается для случая набора,
плюс - спада зенитного угла. Значение выражения в фигурных скоб-
, И
ках должно составлять от 0 до 1,0. Кроме того, должно быть
и
больше или равно (ЛИ при наборе и с(<м должно быть меньше или равно
сХ// при спаде угла профиля, где СХ и - угол профиля в начале иск-
ривленного участка.
Гели указанные условия не выполняются, это означает, что
основная ступень УБТ выходит за цределы искривленного участка. В
И
таком случае принимают сХ•)< - И, по формуле (80) находят часть дли-
л в)
ны -С С4 основной ступени У5Т, располагающейся на искривленном
участке и по формуле
или
вычисляют создаваемую за счет этой длины УБТ (а также забойного
двигателя и других элементов КНБК) часть#осевой нагрузки на до-
лото. Недостающая часть нагрузки
6$ = Кдйд - о!0
создается з.д счет дополнительной длины основной ступени УБТ < СИ
•
на вышерасположенном участке, которую рассчитывают в зависимости
от вида участка по формулам (79) или (80), (81), при этом прини-
-50-
мают ЙЗЛ=(9; Кд-ft) . Общая длина основной ступени УБТ
Г z?^ .'z^J
в этом случае -СсЧ - СсМ т IBI ,
v ...» Аналогично производят дополнения основной ступени УБТ
на вертикальном или наклонно направленном участках, если найден-
ное по формуле (79) значение превышает длину призабойного участ-
ка. В этом случае
+ (Олй + Qs.)] СА >
а недостающая часть осевой нагрузки &д создается за счет допол-
нительной длины £dl на вышерасположенном участке.
Примечания: 1. При проектировании многоступенчатой компоновки УБТ
для нормальных условий бурения рекомендуется вы- ,
поднять условие
2. Приближенный расчет длины основной ступени УБТ до-
пускается производить без учета характера профиля
призабойных участков по формуле
£oi + + /фо<. <82>
L < 7J' *
3. Используемое в п.6.9 понятие дополнительной длины
p&i
(-61 основной ступени УБТ является условным, так
Р &)
как величина -С 01 может быть сои:меримой с
лМ
С01 или даме существенно превышающей последнюю.
6.10. При роторном способе бурения с частотой вращения
колонны И 85 об/мин рекомендуется применять только УБТС.
6.11. Вес всей компоновки УБТ и ее общая длина
И п П Л. п
Qc ~ GsOilol LO - ,
' L~l
• где At - общее число ступеней У5Т.
-51-
6.12. Если нагрузка на долото О А > 1.94^ (Eljoi Cjcl >
то для ограничения прогибов л площади контакта УБТ со стенками
скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профиль-
ного сечения (например, квадратные, спиральные). Наибольшие попе-
речные размеры промежуточных опор для некоторых размеров долот
приведены в табл.4.
Таблица 4.
Соотношения размеров долот и промежуточных опор
Диаметр долота, мм Наибольший попе- речный размер опоры, им Диаметр долота, мм Наибольший попе- речный размер опоры, мм
139,7; 145 133 215,9 203
151 143 244,5 230
165,1 153 269,9 255
190,5 181
Необходимое расстояние между промежуточными опорами
находят из зависимости
С\ ~ Ко L у (94)
где |\q - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных'опор
и УБТ. Принимают Ко- 1,25 для УБТ диаметром 1)о £159 мм
и Ко = 1,52 для 159 мм;
L ~ длина полуволны УБТ вращающейся колонны. Определяют по
>
формула м <31>-(33> или (34) -(36).
Рекомендуемые расстояния между промежуточными опорами
на основной ступени УВТ прм различных частотах вращения колонны
приведены в табл.5. Количество промежуточных опор
' Ж = / А
и должно быть не меньше двух.
Таблица 5.
Расстояние между промежуточными опорами й., м
Диаметры УБТ, мм Масса (вес) 1м УБТ, кг (кгс) Частота вращения колонны, об/мин
наружный внутренний 50 90 120 150
73 35 25,3 17,5 13,0 11,3 Ю , 1
89 51 32,8 19,7 14.7 12,7 11,4
95 32 49,3 19,5 14,5 12,6 11,2
108 56 52,6 21,4 16,0 13,8 12,4
114 45 67,6 21,5 16,0 13,9 12,4
120 64 63,5 22,7 16,9 14,6 13,1
133 64 8? , 8 23,6 17,6 15,2 13,6
146 68 102,9 24,7 18,4 15,9 14,2'
146 74 97,7 24,9 18.5 16,0 14,4
159 80 116,4 31,5 23,5 20,3 18,2
178 80 155,9 33,0 24,6 21,3 19,1
178 90 145,4 33.4 24,9 21,5 19,3
203 80 214,6 34,9 26,0 22,5 20,1
203 - 100 192,4 35,5 26,5 22,9 20,5
219 112 218,4 37,0 27,6 23,9 21,4
229 90 273,4 37,0 27,6 23,9 21,4
245 135 257,7 39,5 29,4 25,5 22,8
254 100 336,1 39.0 29,1 25,2 22,5
273 100 397,8 40,3 30,0 26,0 23,2
299 100 469,5 41,9 31,3 27,1 24,2
Примечания. 1. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточ-
ные опоры можно не устанавливать.
2. Расстояние между опорами может быть увеличено не
более чем на 10%.
3. Расстояние между опорами при бурении забойными
двигателями принимается по табл.5 для
Л = 50 об/мин.
4. Численные значения массы (СИ) и веса (техническая
система единиц) совпадают.
6.13. Резьбовые соединения '/FT должны быть свинчены ^кру-
тящими моментами (моментами затяжки) /ИзГ* значения которых приве-
дены в приложении 26. Рекомендуемые значения Мзг для каждого ти-
поразмера трубы соответствуют:
первое (меньшее) значение - условию достижения наиболь-
шего предела выносливости соединения при квазистатическом харак-
тере изгиба и вращения УБТ. Напряжение затяжки <5"зт в опасном се-
чении ниппеля составляет при этом 0,3-0,4 от предела текучести
материала б"г (по данным ВНИИСТ);
/
-53-
гторое .'большее) значение - условию предотвращения рас-
крепления соединения и последующей поломки ог вибрационных наг-
рузок, при ’4»гом (Взт - 0,6 (5т. Верхнее значение Мзт следует исполь-
зовать только в условиях появления раскреплений соединений, при
этом допускаемым для использования является весь диапазон Мгг
о г нижнего до верхнего значения. Коэффициенты трения, принятые
в приложении 26, соответствуют смазкам-, указанным в примечании 2
к п . 5 . 3 .
7. РАСЧЕТ КОЛОНН БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
7.1. Методики проектировочного и проверочного расчетов
бурильных колонн, излагаемые ниже, распространяются на колонны,
»гоставленные из новых <1 класс) и частично изношенных <11,
111 классы) бурильных труб. В случае использования БТ II и III
классов должны быть изменены по сравнению с I классом только зна-
чения несущей способности труб при сохранении тех же значений
массовых (весовых) характеристик и нормативных запасов прочности.
Классы отечественных и импортных бурильных труб по изно-
су устанавливают в соответствии с РД 39-013-90*.
Проектирование КБТ для группы смежных
технологических операций
7.2. Проектировочный расчет колонн бурильных труб заклю-
чается в выборе рациональных вариантов из множества допустимых
компоновок. Понятие рациональности БК не является общим и уста-
навливается на основании критериев, выработанных практикой про-
ектирования в конкретном регионе.
* РД 39-013-90. Инструкция по эксплуатации бурильных труб.-
Куйбышев: Б.и., 1990. - 227 с.- В надзаг.: М-во нефт. и газ.
пром-сти, ВНИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб.
6
Общая схема алгоритма построения бурильных колонн для
всего цикла проводки скважины или выполнения ряда смежных техно-
логических операций представлена на рис.5 и описывается ниже.
7.3. В начале процесса проектирования формируют пере-
числяют в порядке очередности в цикле строительства скважины
ЦСС) технологические операции, выполняемые с использованием бу-
рильных труб, описывают в соответствии с ГТН исходные данные
для проведения каждой операции.
7.4. Выделяют часть (группу) операций (в порядке очеред-
ности в ЦСС), для которых предполагается спроектировать бурильные
колонны, удовлетворяющие требованию минимальной замены бурильных
труб при переходе от одной технологической операции к другой.
В частности, рекомендуется операции расширение, прора-
ботка, калибровка ствола, отбор керна, разбуривание (за исключе-
нием разбуривания цемента внутри эксплуатационной колонны) объе-
динять в одну группу с операцией бурение для соответствующего ин-
тервала скважины. Операция спуск частей обсадных колонн на бу-
рильных трубах может быть объединена в одну группу с предыдущими
операциями, но может рассматриваться и отдельно.
7.5. С целью обеспечения оптимальных гидравлических со-
отношений (табл.1, п.3.39) для каждой технологической операции в
соответствии с внутренним диаметром скважины формируют ступени
бурильных колонн (определяют их длины, значения все?; подходящих
наружных диаметров труб). При этом предусматривают интервалы пе-
рекрытия переходов от одного диаметра скважины к другому (п.3.37)
ступенями БК.
7.6. В зависимости от конструкции скважины (п.7.5),
способа и условий бурения, с учетом приоритета труб и их наличия
производят выбор типоразмеров БТ, предназначенных для проектиро-
вания бурильных колонн.
1 _ I_ I_ I___ (_ I_, I_I__ (__L_ • l_ • I_, l_
боль'ш допустит
длин секций
(п.7.9)
-------1——
Определение
необходиюй длины
секций
(п.7.10)
—-У-—
Коррекция
необходима длиии
секций
(Д.7.1П
сл
СП
t
Рис•5•
Схема алгоритма проектировочного расчета колонн бурильных труб
Бурильные трубы, которые предполагается использовать,
располагают в определенном порядке: при их последовательном пере-
боре производится построение бурильных колонн, удовлетворяющих
выбранным критериям оптимальности или выбранной цели проектиро-
вания .
В качестве предпочтительной (но не единственной) может
быть принята цель обеспечить минимальную массу комплекта буриль-
ных труб, необходимых для проводки скважины или ее части, при
максимальном использовании труб возможно более низких групп
прочности и наименьшей замене труб при переходе от одной техно-
логической операции к другой. Для достижения указанной цели бу-
рильные трубы должны быть расположены в такой последователь-
ности:
- по типам БТ - в зависимости от способа бурения и
соответствии с приоритетным списком;
- внутри каждого типа - по возрастанию наружного диа-
метра;
- внутри группы БТ с одним диаметром - по возрастанию
толщины стенки; ’
- внутри группы БТ с одной толщиной стенки - по возрас-
танию группы прочности материала;
- внутри каждой группы прочности БТ - по возрастаниой
наружного диаметра замкового соединения.
7.7. Из всех рекомендуемых наружных диаметров бурильных
труб для выделенной группы технологических операций фиксируется
наименьший диаметр и те операции, в которых предполагается ис-
пользовать трубы с этим значением диаметра.
7.8. Производится перебор и проверка подготовленной по-
следовательности труб на соответствие:
- наружного диаметра тела трубы зафиксированному по
п.7.7 значению;*
- наружного диаметра замкового соединения внутренним
диаметрам соответствующих ступеней скважины;
- комплекса параметров трубы (группа прочности, толщина
стенки, предел выносливости) рекомендациям п.3.36 - для нижней
(над УБТ) секции КБТ;
- расчетных значений запасов прочности по усталости
(для операций с вращением бурильной колонны - пп.3.18-3.25 , 4.3)
нормативным значениям;
- допускаемых избыточных наружного и внутреннего давле-
ний на тело трубы (пп.3.27, 3.28, 4.5) ожидаемым фактическим
значениям давлений.
Перебор последовательности труб продолжается до нахожде-
ния первой БТ, соответствующей всем перечисленным требованиям.
7.9. В соответствии с пп.3.29-3.38 для каждой операции
определяют наибольшие допустимые длины секций бурильных труб выб-
ранных типоразмеров.
7.10. Определяют необходимую длину секции бурильных труб
выбранного типоразмера, которая дает возможность компоновать бу-
рильные колонны для всех технологических операций с минимальной
заменой труб.
Для этого при найденных в предыдущем пункте наибольших
допустимых длинах секций труб находят наибольшие для всех опера-
ций расстояния верхнего и нижнего сечения секции из рассматрива-
емых труб от устья скважины. Разность этих расстояний определяет
необходимую (обеспечивающую минимальную замену труб при переходах
от операции к операции) длину секций рассматриваемых БТ.
В случае проектирования БК для отдельной технологичес-
-58-
кой операции необходимая длина секции равна ее наибольшей донус
каемой длине.
7.11. Необходимую длину секции проверяют на выполнение
технологических ограничений по минимально (НДС) и максимально
допустимой длинам секций (п.3.38).
7.12. Производят компоновку бурильных колонн для фик-
сированных п.7.4 технологических операций. При этом за длину
секции выбранных труб для каждой операции принимают меньшее зна-
чение из наибольшей допустимой (п.7.9> и необходимой (п.7.10)
длины. В том случае, если указанное значение длины секции превы-
шает величину, необходимую для формирования ступени БК для ка-
кой-либо операции, производят соответствующее (с учетом переход-
ного участка) уменьшение длины проектируемой секции.
7.13. После окончательного выбора длин секций данного
типоразмера бурильных труб определяют такие характеристики, как
масса секции, нарастающая масса колонны, фактические значения за-
пасов статической прочности и прочности по усталости.
7.14. В том случае, если хотя бы для одной технологичес-
кой операции ступень БК скомпонована не полностью, для недостаю-
щей части снова производят перебор последовательности бурильных
труб.
7.15. Если последовательность бурильных труб данного
диаметра исчерпана и остались нескомплектованными ступени БК для
каких-либо технологических операций, производят пеэеход на сле-
дующий (больший) разрешенный диаметр бурильных труб. Для этодч>
рассмотренный диаметр исключается из списка и повторяется процс-
дура выбора параметров по пп.7.7-7.13.
7.16. Если при данном значении диаметра бурильных тру)
соответствующие ступени бурильных колонн для всех фиксированных
-59-
f
операций скомпонованы, производится переход на следующий (мень-
ший из оставшихся) диаметр бурильных труб и в соответствии с
пп.7.7-7.15 выполняется компоновка новых ступеней БК.
Так продолжается до тех пор, пока не будут скомпонова-
ны гвсе бурильные колонны или же пока не окажется, что сделать
это из заданного списка бурильных труб не представляется возмож-
ным .
7.17. Если из заданной последовательности труб не уда-
ется скомпоновать, все бурильные колонны, необходимо проанализи-
ровать ситуацию и выполнить одно из следующих мероприятий (или
их совокупность):
- расширить список труб, в том числе использовать АБТ
и импортные бурильные трубы, если их не было в списке;
- снизить частоту вращения БК;
- уменьшить массу КНБК и соответственно нагрузку на
долото (при бурении забойными двигателями часть нагрузки может
быть создана бурильными трубами);
- уменьшить диаметры бурильных колонн ниже рекомендуе-
мых п.3.39 значений;
- изменить по возможности конструкцию скважины (в ус-
тановленном порядке);
- частично изменить профиль наклонно направленной или
горизонтальной скважины (в установленном порядке) - уменьшить
интенсивность набора (или спада) угла профиля или увеличить ра-
диус кривизны искривленного участка;
- перейти на раздельное проектирование бурильных ко-
лонн для каждой операции или части операций; ,--- . ——
- пересмотреть размеры частей обсадных колонн, спус-
-60-
ка емых на бурильных трубах и др.
7.18. Проектирование бурильной колонны для отдельной
технологической операции, выполняемое при необходимости автоном-
но (т.е. вне связи с другими операциями), осуществляют по опи-
санному алгоритму как частный случай проектирования БК при чис-
ле операций, равном единице.
7.19. После окончания проектировочного расчета каждой
бурильной колонны рассчитывают ее массу, моменты затяжки замковых
соединений БТ (п.5.3) и УБТ (п.6.13), наибольшую допускаемую глу-
бину спуска колонны на клиньях. Все выходные результаты предо гib-
ляются в табличной форме (например, в виде табл.9.5,8.6,Я.7 сог-
ласно РД 39-0148052-537-87*).
Проверочный расчет бурильной колонны
7.20. Целью расчета является проверка выполнения условий
статической прочности и прочности по усталости (при роторном спо-
собе бурения) бурильной колонны, гидравлических и технологических
требований к ее конструкции в следующих основных случаях:
- фактические условия бурения (исходные данные) отлича-
ются от предполагавшихся при проектировании;
- по каким-либо причинам БК спроектирована с отступлени-
ем от методики, изложенной в настоящей инструкции (пп.7.2-7.19);
- при анализе аварийных ситуаций.
7.21. Особенность проверочного расчета состоит в том, что
во многих случаях он может выполняться с использованием фактичес-
* РД 39-0148052-537-87. Пакет рабочего проекта на строительство
скважин на нефть и газ. П-во нефт. пром-сти, П., 1987.
ких данных о конструкции скважины, условиях бурения, действующих
нагрузках, геометрических параметрах труб, механических свойствах
материалов.
7.22. При проведении проверочного расчета на прочность
определяют:
- осевые нагрузки от растяжения колонны;
- изгибающие моменты от потери устойчивости прямолиней-
ной формы или от кривизны скважины;
- крутящие моменты от вращения колонны и работы долота;
— нормальные и касательные напряжения, соответствующие
указанным нагрузкам; е
- условия статической прочности (пп.4.1,4.2) и прочнос-
ти по усталости (п.4.3).
Дополнительно производят расчет бурильных труб на наруж-
ное и внутреннее давления, определяют допустимые глубины спуска
колонн с использованием клинового захвата.
7.23. Расчет БК может производиться для следующих основ-
ных расчетных случаев:
- процесс бурения;
- отрыв долота от забоя при вращающейся колонне (если
используется роторный способ бурения);
- процесс подъема БК (для наклонно направленных и гори-
зонтальных скважин).
Для оценки статической прочности бурильной колонны допу-
скается из двух первых расчетных случаев рассматривать только
второй, соогвэтствующий, как правило, более высокому уровню наг-
руженности колонны. Расчет на сопротивление усталости выполняют
при роторном бурении для процесса бурения.
7.24. Статическую прочность БК для вертикальной скважины
рассчитывают следующим образом: лЖ'
-62-
- на осевое растяжение - пп.3.6, 3.7 (отрыв долота от
забоя), 3.10 (бурение);
- на кручение - пп.3.13, 3.14 (для случая отрыва долота
от забоя Нд =0), 3.16, 3.17;
- на изгиб - пп.3.20, 3.21, 3.26.
Расчету подлежат верхние сечения секций КБТ, а также
верхние сечения частей секций, оказывающихся в процессе углубле-
ния на участках непланового локального искривления.
7.25. Для наклонно направленной и горизонтальной скважины
при расчете БК на статическую прочность осевые растягивающие наг-
рузки и напряжения рассчитывают по пп.3.8,3.9 (отрыв долота от
забоя и подъем БК), 3.10 (бурение, при этом принимается Д( =0).
Расчету подлежат верхние сечения секций и сечения в верхних точ-
ках участков искривления.
Расчет БК на кручение производится по пп.3.13-3.15, на
изгиб - по пп.3.18-3.21,3.24 , при этом в соответствии с последним
пунктом может производиться разделение скважины на условно верти-
кальную или искривленную.
7.26. Замковые соединения бурильных труб каждой секции
КБТ проверяют на выполнение условий по допускаемый нагрузкам и
моментам свинчивания (затяжки) согласно разделу 5.
7.27. При бурении скважин с тТл^вучих средств дополни-
тельно к пп.7.24,7.25 по формулам (39),(40),(28) рассчитывают
изгибающие моменты и напряжения изгиба в БК у устья скважины
(на судне) и у дна акватории. Расчету подлежат верхние сечйэния
секций или их частей, оказывающихся в процессе углубления у
устья или дна.
7.28. Трубы каждой секции БК рассчитывают на избыточное
наружное и внутреннее давления. Расчет производят в соответствии
-63-
с пп.3.27, 3.28, при этом условия прочности проверяют согласно
П. 4.5 .
7.29. Расчету на сопротивление усталости в вертикальной
скважине подлежат:
- нижние сечения всех секций;
- нижние сечения частей секций, работающих в процессе
углубления в местах расширения скважины; _____ ______..
- верхние сечения секций или их частей, работающих в
процессе углубления на участках непланового искривления скважины.
Рассчитывают напряжения:
- • от растяжения (сжатия) - пп.3.10, 3.11, 3.7;
- от кручения - пп.3.13,3.14,3.16,3.17;
- от изгиба - пп.3.20,3.21, 3.24.
7.30. Бурильные трубы, работающие в процессе углубления
не. искривлен-:ых . а также на вертикальных и наклонных участках на-
клонно направленнэ!.< и горизонтальных скважин, рассчитывают на
сопротивление усталости, причем для последних остаются справедли-
выми те же положения, что и для вертикальной скважины (п.7.29).
На искривленных участках расчету подлежат: .
- верхние сечения секций;
- сечения БК в верхних точках участков искривления.
Рассчитывают напряжения:
- от растяжения (сжатия) - пп.3.10, 3.11, 3.7;
< - от кручения - пп.3.13-3.17;
- от изгиба - пп.3.18, 3.19, 3.24.
7.31. При расчете на сопротивление уталости БК для
случая бурения скважин с плавучих средств дополнительно к
пп.7.29, 7.30 по формулам (39),(40),(27) определяют возникающие
в процессе углубления изгибающие моменты и напряжения в верхних
-64-
сечениях секций или их частей у устья скважины на судне и у дна
акватории, при этом переменные напряжения от изгиба (5"а ~
постоянные (о'ж ~ ^/
7.32. Проверяют выполнение рекомендации п.3.36 об уста-
новке над УБТ переходной по жесткости секции -250-300 м с по-
вышенным сопротивлением усталости (для роторного способа буре-
” ‘ I
ния).
7.33. Производят проверку выполнения требований к
размерам КБТ:
- по гидравлическим условиям - согласно пп.3.39, 3.37;
- по технологическим требованиям - согласно п.3.38.
7.34. Проверяют выполнение комплекса требований к компо-
новке УБТ согласно разделу 7 (обеспечение нагрузки на долото, не-
обходимой изгибной жесткости, создание оптимальных гидравлических
условий, достаточной плавности переходов между ступенями УБТ и
между УБТ и КБТ, крутящих моментов свинчивания).
7.35. Для каждой секции КБТ рассчитывают (при необходи-
мости) допускаемую глубину спуска колонны с использованием клино-
вого захвата. Расчет выполняют согласно п.3.34.
7.36. Расчет бурильных труб, используемых для спуска
частей обсадных колонн, выполняют в соответствии с пп.3.12, 4.2.
Для технологических операций отбор керна, расширение,
проработка, калибровка ствола расчет БК производят так же, как
для операции бурение. ”-’г
-t J’TV!'.
8 . ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
Поскольку проведение вручную объединенных проектировоч-
ных расчетов бурильных колонн для группы технологических операций
является весьма громоэдким, трудноебозримым делом и требует при
менения современной вычислительной техники (начиная уже с совмес-
тного расчета колонн для бурения двух смежных интервалов скважи-
ны), ограничимся в приводимых ниже демонстрационных.примерах ав-
тономными расчетами БК для отдельных технологических операций.
ПРИМЕР 1
Выполнить проектировочный расчет бурильной колонны для
бурения одного интервала вертикальной скважины.
Расчет проведем в соответствии с разделом 7 и схемой
алгоритм?’ проектировочного расчета колонны бурильных труб (см.
рис.5).
Исходные данные
Показатель Значение показателя
Вид технологической операции Интервал, м К началу проведения операции спущена обсадная колонна диаметром, мм Бурение ведется под промежуточную колонну диаметром, мм Способ бурения Частота, (угловая скорость)’ вращения колонны, об/мин (с“*) Диаметр долота, мм Плотность бурового раствора, г/см5 Нагрузка на долото, тс (кН) Давлс'ние бурового раствора, кгс/мм2 (МПа) Перепад давления на долоте, кгс/мм2 (МПа) Условия бурения Бурение 4000-4500 426 324 Роторный * 60 (6,28) 393,7 1.7 20,0 (196) 2,50 (24,5) 1,00 (9,8) Нормальные
' Используется клиновой захват ПКР-560 с
длиной клина 400 мм.
- 6 6
Расчет УБТ
Расчет производился в сиптветсгьпн с разделом 6. Необхо-
димо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней
компоновки УБТ.
Согласно п.6.5 для неосложненных условий бурения выбира-
ем по табл.З для 1-й (основной) ступени УБТС.2 «: наружным дилгьзт-
ром Dfl* = 273 мм (внутренний диаметр 100 мм, вес 1 м 307,0 мт или
3900 Н) . По п.6.6 эти трубы имеют необходимую жесткость при буре-
«
нии под промежуточную колонну диаметром 32«1 мм: при толщине стен-
ки ОК 10 мм согласно формуле (78) имеем
Ddfy/Dt’ic - о,н4з;> «1.632.
Диаметр нижней секции бурильной колонны сигл-к-но табл.1
необходимо принять равным 14 0 мм. По п.6.7 диаметр УГГ! , располо-
женных перед бурильными трубами, должен удовлетворять условии.
Dori<t 186,3 мм, поэтому компоновка УБТ должна (»ьиь ступенчатой,
состоящей из труб нескольких диаметров, уменьшающихся ни направ-
лению к бурильным Трубам. Диаметр .’-й с1упени УБТ (в мн) должен
составлять
20 5,8 Х)о2 <1 273.
Этому условию соответствуют УБТС.2 с наружным диаметром
229 мм (внутренний диаметр 90 мм, вес 1 м 273,4 кгс или 2680 П).
Диаметр УБТ 3-й ступени (в.мм> должен составлять
171.8 229.
Этому условию соответствуют УБТС.2 диаметром 178 мм
(внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м 155,9 кгс или 1530 Н>, причем
они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб.
В связи с этим данная ступень является последней в компоновке
УБТ.
Выбираем длины Переходных ступеней (п.6.8) равными 25 м
-6 7-
н вычисляем длину основной ступени УБТ по формуле (79):
1,333*20(100
1-1 ,7/7,85
(273,4*25 ♦ 155,9*25) >м = 58,6 м.
Окончательно принимаем 101 - 60 м.
Общий вес компоновки УБТ (п.6.11)
Qo- (397.8*60 ♦ 273,4*25 ♦ 155,9*25) КГС = 34600 КГС (339,1 кН).
Общая длина
@0 = (60 ♦ 25 + 25)м » 110 М.
Рассчитываем (п.6.12) необходимое число промежуточных
опор и расстояние между ними для основной ступени по следующим
формулам:
V 26775 ’
--------- ) н = 477,5 и;
397,8
(36) : Lo = 24,2 м;
(84): & = (1,52*24,2) м = 36,8 м;
(п.6.12): ГЛ = 2.
При этом еще одна опора должна быть установлена между
2-й и 3-й ступенями УБТ.
Моменты затяжки (н.6.13) принятых УБТ при Ото- 65 кгс/мм*
(640 МПа) и Д( = 0,13 (графитовая смазка) следующие (приложение 26):
Диаметр УБТС.2, мм Л/ЗТ ,,кгс*м (кН*м)
• 3
273 9080-18500 (89-181,3)
229 5380-10880 (52,7-106,6)
178 3280-6500 (32,2-63,7)
Расчет КБТ
В соответствии с табл.1 для компоновки всей колонны мо-
гут быть использованы бурильные трубы с наружным диаметром 140 мм.
-68-
Будем использовать труби типа ТБВ (ГОСТ 631-7!», тип 1)
диаметром 140 мм с толщинами стенок И, 10, 11 мм, групп прочности
Д’, К, Е, Л.
В соответствии с п.7.6 сформируем последовательность
труб.
Порядковый номер Тип БТ Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Группа прочности материала Тип замювого соединения
1 ТБВ 139,7 < 9 Д ЗШ-178
2 ТБВ 139,7 9 К ЗШ-178
3 ТБВ 139,7 9 Е ЗШ-178
4 ТБВ 139,7 9 Л ЗШ-178
5 ТБВ 139,7 10 Д ЗШ 178
• 6 ТБВ 139,7 10 К ЗШ-178
7 ТБВ 139,7 10 Е ЗШ-178
8 ТБВ 139,7 10 Л ЗШ-178
9 ТБВ 139,7 11 Д ЗШ-178
10 ТБВ 139,7 11 К ЗШ-178
11 ТБВ 139,7 11 Е ЗШ-178
12 ТБВ 139,7 11 Л ЗШ-178
13 ТБВК 139,7 11 Д ЗШК-178 .
Примечания: 1. Ограничение’на длину (250 м) существует
только для комплекта W 13 ТБВК. Эти трубы »
вводятся в колонну в соответствии с реко-
мендациями п.3.36.
2. Минимально допустимую длину секции прини-
маем равной 500 м.
Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы
под порядковым номером 1 (БТ №1).
Производим проверку соответствия этой БТ требованиям
п.7.0.
-89-
Ус тана н лива ем следующее:
- наружный диаметр соответствует Зафиксированным в п.7.7
значениям;
- наружный диаметр замкового соединения (178 мм) не ог-
раничивает применение данной трубы;
- БТ №1 не соответствует условиям по п.3.36 для компо-
новки 1 й (над УБТ) секции КБТ.
Из представленной последовательности условиям п.3.36 со-
ответствует только БТ №13, которая удовлетворяет также требовани-
ям п.7.8, предъявляемым к наружным диаметрам тела трубы и замко-
вого соединения.
Проверяем бурильную трубу №13 на соответствие расчетных
запасов прочности по усталости нормативным значениям по следующим
формулам:
. д /э27,6*
(34): (0,970*60\/----- ) м = 280,3 м;
V 40,0
66,408 _______д „
06): L = Lo = (------Л]280,3J м = 16,53 м;
4 60 ’
I , 1,1*393,7 - 178
(37): L = (---------------) мм = 128 мм;
2
2 • ' . '
'Л *128*2,1*10 *927,6
<30): МИЛ1АХ= (----------------£------) КГС*М =
10°*18,53
= 716,7 кгс*м (7024 Н*м);
(2^: б'и/ид/ =^(716,7/132,8) кгс/мм = 5,40 кгс/мм2, (53 МПа);
(38): <5^гй — 0 ; 6" а = 5,40 кгс/мм2 (53 МПа);
(64): И = Ие = 13,0/5,40 = 2,40,
-70-
что больше нормативного значения И = 1,50.
, Предельное (соответствующее пределу текучести материала)
избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле (43):
2-11 2 z
рг ~ (0,075.38,0. ------ ) кгс/мм = 5,23 кгс/мм (51,3 НПа).
1 139,7
•1
Проверяем условие прочности по формуле (67):
2,50 < 5,23/1.15 = 4,55.
Таким образом, фурильная труба №13 удовлетворяет всем
требованиям п.7.8.
В связи с тем, что длина секции бурильных труб №13 зада-
на и равна 250 м, проверим эту секцию на статическую прочность в
верхнем сечении по формулам
(4): Оки = (34600 (1 - 1,7/7,85) 1 КГС = 27107 кгс (265650 К);
(3): Qbi = (40,0’250 (1 - 1,7/7,85)1 кгс = 7835 кгс (76783 Н);
(1): (Эр = (1,15(7835+27107) + 1,00’108801 кгс =
= 51064 кгс (500430 Н);
2 2
(2): Ор = (51064/4448) кгс/мм = 11,48 кгс/мм (125,5 МПа);
(48): [6"1 = (38/1,5) кгс/мм2 = 25,33 кгс/мм2 = (248 МПа);
(61): - (1,04’11,48) кгс/мм2 = 12,00 кгс/мм2 (117,6 НПа);
(ЭЭ < [ 6“ 1 .
Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу
№1. Эта труба соответствует условиям:
- по наружному диаметру тела трубы и замкового соедине-
ния ;
- по избыточному внутреннему давлению.
По формулам (43) и (67) соответственно получаем:
2,9 2 2
Рт= (0,875’38,0 ------) кгс/мм = 4,28 кгс/мм (42 НПа);
• 139,7
2,5 < 4,28/1,15 3,72.
-71-
Заметим, что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внут-
реннее избыточное давление из всех труб, представленных для про-
ектирования. В связи с тем, что это допускаемое давление выше
действующего давления и, кроме того, все остальные трубы соответ-
ствуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым усло-
виям, в дальнейшем расчете по п.7.6 остается проверять трубы
только на сопротивление усталости.
<Э4): = (0 , 970*60* у?92,8/34,0 ' ) м = 281,0 м;
(36): Lo = [ (66.408/60) «у 281,0 ’ J М = 18,58 М;
(1. П.3.10): Qp= 1,7 (40,0*250*<1 - )] КГС = 7835 КГС (76785 Н) 7,85
( Q р / ) = 7835/(34,0*281,0) = 0,820;
(31): L = (18,58 1 <(0,820)*'+ 0,820 ] М = 27,0 М;
<37): Р 1,1*393,7-178 ( ) мм = 128 мм; 2 г
(30): = ^"•128*2,1*10 *792,8 ( ) КГС*М = Ю5' • 27,02
= 288 кгс«м (2823 Н*м);
(28): бииилх = (288/156,6) = 1,84 кг«/мм2 (18 МПа);
(38): (5"7и = (7835/5652) кгс/мм2 = 1,39 кгс/мм2’ (13,63 МПа)
1,8 4 кгс/ммх(18 МПа);
7,0 7,0 1,39 -1
(64): ft = =-----(1 ♦ ----------) = 3,52,
1,84 65 1,84
-72-
что больше нормативного значения И =• 1,50.
Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ If]
по формуле (44), используя следующие выражения:
л __ 38*3695
(4S): t/p Иллу = (--------) кгс - 93607 кгс <91 7350 Н);
1.5
(3): = 7835 кгс (76785 Н);
(4): fan = 27107 кгс <265650 11);
93607/1,04 - 1,15(7835*27107) 1,0*11632
1246 М.
м
1,15*34,0(1 - 1,7/7,85)
Общая длина скомпонованной части БК равна
£/4 £z = (цо ♦ 250 * 1246) м = 1606 м.
Оставшаяся для компоновки длина составляет
(4500 - 1606) М = 2894 м.
Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (3-я секция)
рассмотрим БТ №3. Использование БТ If 2 нецелесообразно, поскольку
до полного завершения компоновки БК еще далеко и применение трубы
из стали группы прочности К, незначительно отличающейся по стои-
мости и величине предела текучести от трубы из стали группы проч-
ности Е, неоправдано увеличит число секций.
Сопротивление усталости БТ W3 определяем аналогично
предыдущему:
(34) : = 281,0 м;
(36): Lio - 18,58 м;
,<3): = ((34,0*1246(1 - 1,7/7,85) 1 кгс s 33190 кгс (325265 Н) ;
)
-73-
(1, п 3.10): Qp = (7835 + 33190) кгс = 41025 кгс <402045 Н);
J < Gp /С UJ ) = <41025/34,0*281,0) = 4,294 ;
(31) : L = [18,58 1 +(4,294 ) ♦ 4,294 ] м = 54,81 м;
(37 ) : ' J (426-2*10)-176 ( ) мм = 114.0 мм ;
(30 ) : <^*114*2,1*10 *792,8
10-5'*54,81*
= ,62,35 кгс*м (611 Н*м) * »
(20) : йхлу = 2. (62,35/156,6) кгс/мм 2. = 0,40 кгс/мм (3,92 МПа)
(38) : (5й7 = г (41025/5652) кгс/мм = 7,26 кгс/мм2" (71,2 МПа);
(5д = йГ<у= — ' 7,0 (64): = (1 0,40 (24): = (0,577\j ’ = 415,4 кг е. 0,40 кгс/мм (3,92 МПа); 7,0 7,26 -1 ♦ ) = 6,49 ; 75 0,40
1 f 410 2 5 • '1,04 - 1 • 2 • 113,5) кгс*м = 3695 С*М (4071 Н*М);
55* 2*156,6
(65): Л-Г= 0.577 ----------- = 23,93;
415,4
6,49*23,93
<63>: И « ---------------- = 6,26,
+ 23,93*
что больше нормативного значения. Отметим, что при вычислении
значение берется по телу бурильной трубы предыдущей секции.
Допустимую длину 3-й секции определяем по формуле (44),
-74 -
при этом
(45) :
55*3695
рилсу = <---------> КГС = 135483 КГС (1327740 Н) ;
1,5
135483/1,04 - 1,15(7835 + 33190*27107 ) - 1,0*11632
м = 1315 М.
1,15*34,0(1 - 1,7/7,85)
Общая длина скомпонованной части БК равна
о 1 </ 4 (110 ♦ 250 ♦ 1246 ♦ 1315) м = 2921 м.
Оставшаяся для компоновки длина составляет
(4500 - 2921) М » 1579 м.
Для дальнейшей компоновки (4-я секция) рассмотрим БТ >Г4 .
Отметим следующее. При последовательном использовании
труб ( d = const) по группам прочности допустимые длины секций
уменьшаются. При этом может оказаться, что очередная секция будет
иметь длину, меньшую минимально допустимой (см.п.3.38), которая в
настоящем примере принята равной 500 м.
По указанным причинам далее сначала будем рассчитывать
наибольшую допустимую длину секции из предполагаемых труб. Если
эта длина окажется не меньше минимально допустимой, будем прини-
мать секцию из таких труб для компоновки и проверять на сопро-
тивление усталости.
Наибольшую допустимую длину 4-й секции определяем по
формуле (’44), при этом
(3): 0^ = (34,0*1315(1 - 1,7/7,85)] кгс = 35027 КГС (34327.0 Н) ;
/) 65*3695
КГС = 160116 КГС (1569140 Н) ;
1,5
-75-
/ 160116/1,04 - 1,15(7835+33190+35027+27107) - 1,0*11632
I £4 =------------------------——------------------------------------- N =
[ 1,15+34,0(1 - 1,7/7,85)
= 773 M,
__j «то больше минимально допустимой длины секции.
Условия сопротивления усталости БТ N“4 определяем по еле-
| дующим формулам:
(34) : /о) = 281,0 м;
j (36): Lo = 18,58 м;
(1, п.3.10): $р = (7835 ♦ 33190 ♦ 35027) кгс =
| = 76052 КГС (745310 Н);
I
—i
( йр/^/^ьО ) а (76052/34,0+281,6) = 7,960;
— (31): L = 118,58 1 +(7,960 )Z 7,960 \ м = 74,28 м;
(37) : «^ = 114,0 мм;
х
’ I . +114+2,1+10 +792,8
I (30): /Иий?<1К=(------------------- ) кге + м =
I 105+74,28z
“ = 33,95 кгс + М (332,7 Н+м);
I 7 2
| (28): ОИки*К= (33,95/156,6) кге/мм = 0,22 кге/мм (2,16 МПа);
(38): <5*"кй = (76092/5652) кге/мм2, = 13,46 кге/мм2- (132 МПа);
’ (S'" Ci = ^й1мах= 0,22 кгс/мм2, (2,16 МПа);
6,5 6,5 13,46 -1
_ (64): И =-----------(1 ♦ -- ------- ) = 4,9 5 ,
0,22 80 0,22
Л/, Д/ 2. ' 7 60 52
(24): /ПК = (0,577 \/1,0 4 - 1 ----- • 2 • 113,5) КГС + М ;
— I 3695
I
J
S
-76-
•= 770,1 кгс*м (7547 Н«м>;
. 65*2*156,6
(65): И<= 0,577 ------------= 15,25;
770,1
4,95*15,25
(63): И = - - — = 4,70,
Д/4,95* + 15,25*'
что больше нормативного значения.
Общая длина скомпонованной части БК равна
Л'-* Л+ Л + = (110 ♦ 250 + 1246 + 1315 ♦ 773) М = 3694 м.
Остающаяся для компоновки длина составляет
(4500 - 3694) м = 806 М.
При дальнейшей (5-я секция) компоновке БТ №5, №6 и БТ №7
должны быть пропущены, так как их несущая способность ниже, чем у
БТ №4. Также неэффективными оказываются БТ №8 ...БТ №11.
Следующей подходящей трубой, как показывает анализ, явля-
ется БТ №12.
Расчеты для БТ №12 повторяем аналогично предыдущему.
(3): $6У= (34,0*773(1 - 1,7/7,85)1 кгс = 20590 кгс (201785 Н);
« 65*4448
(45) tyPKxdX =< ---------- ) кгс = 192746 кгс (1888910 Н) ;
1,5
л 192746/1,04 - 1,15(7835+33190+35027+20590+27107) - 1,0*10880
Z = --------------------------------------------------------------М;
Л 1,15*39,9(1 - 1,7/7,85)
= 894 М,
<34): -Zu) = (0,970*60*^927,6/39,9* ) м = 280,6 м; '
I 66,408 ______
(36): <----\/280,6 ') м = 18,54 м;
60 ’
-77-
(1, н.3.10): Qp = (7835 ♦ 33190 ♦ 35027 ♦ 20590) кгс =
= 96642 КГС (947090 Н);
> - (96642/39,9*280,6) = 8,632;
(31) : L = (18,54^1 +(8,632)Z ♦ 8,632 ] М = 77,16 м;
(37) : У = 114,0 мм; / • 114*2,1*10 *927,6
(30) : /Мииййу =( ) кгс*м = 10-”*77,162 = 36,82 кгс*м (360;8 Н*м);
(28) : (З'иЛЛу а (36,82/181,6) кгс/мм = 0,20 кгс/мм '(1,96 МПа)
(38) : = (96642/7264) £ кгс/мм = 13,30 2 кгс/мм (130,4 МПа)
<5а ••= 6“иьо»у= 0,20 кгс/ммЛ (1,96 МПа) ;
(64) : И.е = 6,5 6,5 13,30 -1 (1 ♦ ) з 5,0В; 0,20 80 0,20
(24): Мк =
V 4448
= 951,2 кгс*м (9322 Н*м);
(65) : Иг- 65*2*187,6 0 577* » 14 79*
951,2
5,08*14,79
(63): И "—,s 4 *80»
Г1 Vs,08х + 14,79х'
что больше нормативного значения.
Таким образом, в результате проведенного проектировочно-
го расчета бурильная колонна скомпонована полностью.
i
Расчет замковых соединений
Наиболее нагруженными являются замковые соединения бу-
рильных труб, расположенных на устье скважины.
Определяем осевые нагрузки и крутящие моменты, используя
следующие формулы:
(1): Qp - 182166 кгс ^182,2 тс (1786 кН);
(2): 6> = 40,96 кгс/мм2 (401,1 МПа);
(24): /V/к = 1*793 кгс*м (17575 Н*м).
Определяем наибольшее допускаемое значение осевой наг-
рузки, воспринимаемой ЗС при И- = 1,5, = 0,10. Согласно при-
ложению 24 для ЗШ-178
РйаХ = 260,0 тс (2550 кН),
что значительно превышает действующую нагрузку.
По формулам (70), (71) с использованием приложения 21 вы-
числяем допускаемые крутящие моменты при Qp = 182,2 тс (1786 кН):
— ft) 438,5
(70): /Ик = ((8,02+6,96) —----- - 6,96*182,2] кгс*м «
1,5
= 3110 кгс*м (30490 Н*м);
541'°
(71 ): /НК = ((8,02+6,96) ------] КГС*М = 5400 КГС*м (52920 Н*м).
1,5
Наименьшее значение Л/к = 3110 кгс»м (30490 Н*м) (по ус-
ловию прочности ниппеля), что выше действующего крутящего момента..
Проверяем условие (72) по возможности довинчивания ЗС
(с использованием приложений 21, 24):
Мзт -Об? р= (2425 + 0,56*182,2] КГС*м = 2527 КГС*М (24765 Н*м).
-79-
Это меньше действующего значения крутящего момента /Цк.
Таким образом, комбинация действующих осевой растягиваю
щей нагрузки и крутящего момента является допустимой даже для на-
иболее нагруженного верхнего сечения бурильной колонны и эти наг-
рузки в сочетании не вызывают довинчивания ЗС.
Следовательно, замковые соединения ЗШ-178 (ЗШК-178) не
вносят каких-либо ограничений на применение полученной компоновки
БК. При этом моменты затяжки ЗС должны быть для всех секций равны
Л/ЗТ - 2425 КГс*м (23790 Н*м).
Расчет наибольших допускаемых глубин спуска
секций бурильной колонны в клиновом захвате
Коэффициент охвата для ПКР-560 С = 0,9. г(, .
Определяем допускаемую глубину спуска каждой секции по
формулам <41 >, (46) с использованием приложения 15.
Секция 1
(БТ JT1 3 > :
(140700*0,9) кгс = 126630
кгс (1240975 Н);
126630/1,15 - 27107
2649 м
М
40,0(1 - 1,7/7,85)
что
значительно больше принятой длины этой
секции
250 м.
Секция 2 (БТ JT1):
(116600*0,9) кгс = 104940
кгс (1028410 Н)
104940/1,15 - 7835 -27107
м = 2114 м
34,0(1 - 1,7/7,85)
=
что
больше длины
Этой секции
1?£ = 1246
м.
Секция 3 (БТ N*3):
$ТК <168000*0,9)
кгс - 151920
КГС (1488820 Н);
-80 •
151920/1,15 - 7835 - 33190 2710?
24 0 2. м.
34,0(1 - 1,7/7,85)
что больше длины этой секции С.з - 1315 к.
Секция 4 СБТ W*4 ): .3
Q?K (199500 «0,9) кгс
179550 кгс (1759590 Н);
^/Г4 =
179550/1,15 - 7835 - 33190 - 35027 - 27107
34,0(1 - 1,7/7,85)
Ж ?
м = 1989 м,
что больше длины этой секции L н - 773 м.
Секция 5 (ВТ №12):
$ТК = (2-J0700• 0,9) кгс = 216630 кгс (2122975 Н) ;
9
216630/1,15 - 7835 - 33190 - 35027 - 20590 - 27107
39,9(1 - 1,7/7,85)
= 2067 и,
что значительно больше принятой длины этой секции Qs = 806 м.
Таким образом, вся спроектированная бурильная колонна
может быть спущена до глубины 4500 м с использованием клинового
захвата ПКР-560.
Результаты расчета
Конструкция бурильной колонны (секции
указаны снизу-вверх)
tw пп Тип трубы Размеры, мм Группа прочности Длина секции. М
1 УБТС.2 273x100 60
2 УБТС.2 229х 90 25
3 УБТС.2 178х 80 25
4 ТБВК 139,7x11 Д 250.
5 ТБВ 139,7х 9 Д 1246
6 ТБВ 139,7х 9 Е 1315
7 ТБВ 139,7х 9 Л 773
8 ТБВ 139,7x11 Л 806
I
-Bl-
ПРИМЕР 2
. Выполнить проектировочный расчет бурильной колонны при
следующих исходных данных:
1. Вид технологической операции - бурение.
2. Скважина наклонно направленная, профиль скважины сос-
тоит их трех участков (см.рис. la): Н = 2000 м, На = 260 м,
к . И
R = 250 м, cXj = 10*.
3. Интервал бурения 500-2000 м.
4. Бурение ведется под эксплуатационную колонну диамет-
ром 168 мм.
5. Конструкция обсадной колонны, спущенной к началу буре-
ния данного интервала: от 0 до 500 м - кондуктор диаметром 245 мм.
6. Способ бурения турбинный. Турбобур двухсекционный
, 4
диаметром 190/195 мм, вес (масса) турбобура 2500 кь/ или
24500 Н (2500 кг), длина 14 м.
7. Диаметр долота 1)л = 215,9 мм.
В. Осевая нагрузка на долото - 7,9 тс (77,5 кН).
2.
9. Наружное давление 2,0 кгс/мм (19,6 МПа).
10. Перепад давления в турбобуре и долоте
, 2
Др = 0,6 кгс/мм (5,9 МПа).
11. Удельный вес (плотность) бурового раствора
= 1,4 кгс/см (кг/см*).
12. Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.
13. Условия бурения нормальные.
14. Клиновой захват ПКР-560 с длиной клина /я= 400 мм.
Расчет УБТ
Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб,
диаметры и длины ступеней компоновки УБТ.
-82-
Согласно п.6.5 для неосложненных условий бурения выбира-
ем по табл.З для 1-й (основной) ступени УБТС.2 с наружным диамет-
ром Dvi= 178 мм (внутренний диаметр 80 мм, вес 1 м 155,3 кгс или
1530 Н).
По п.6.6 Эти трубы имеют необходимую жесткость на изгиб
при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм: при
толщине стенки <9оИ" = 10 мм согласно формуле (78) имеем
J)0i /l)oK -- 1,058 > 0,802.
Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно табл.1
должен составлять 127 мм.
По п.6.7 диаметр последней (л -й) перед бурильными труба-
ми секции УБТ должен соответствовать условию
Don < (1,333’127) мм = 169,3 мм,
поэтому компоновку УБТ необходимо спроектировать ступенчатой.
Диаметр УБТ 2-й ступени (в мм) должен составлять
133,5 4’ Dcz < 178.
Этому условию, а также требованию к трубам последней
ступени удовлетворяют УБТ диаметром 146 мм (внутренний диаметр
74 мм, вес 1 м 97,7 КГС или 958 Н).
Длину 2-й (переходной) ступени (п.6.8) выбираем равной
12 м. По формуле (79) вычисляем длину 1-й (основной) ступени УБТ:
155,9’0,9848
1,175’7900
----------- - (2500 + 97,7•12)•0,9848
L 1-1,4/7,85
• 50 М.
Принимаем
£04= 50 м. Тогда общий вес компоновки УБТ
(п.6.11) на воздухе
-83-
Qo -- (155,9’50 ♦ 97,7’12) кгс = 8970 кгс (87910 Н).
Общий пос КНБК по формуле (4 ) :
$Л"Н =
(2500
1,4
♦ 8970>(1 ------->
КГС =
9425 кгс (92370 Н).
7,85 J
Общая длина компоновки УБТ
0 = (50 ♦ 12) м = 62 м.
Общая длина КНБК
Z(W= (62 ♦ 14) м = 76 м.
В соответствии с (п.6.12) число промежуточных опор при-
нимаем -=£2.
Моменты свинчивания (затяжки) принятых УБТС.2 диаметром
178 мм согласно п.6.13 составляют при <5т<?а 65 кгс/мм
. f
(640 МПа), ДХ = 0,10 (смазка Р-416) 2530-5040 КГС’М (24800 - *
49390 Н’М); для УБТ диаметром 146 мм при бТО = 45 кгс/мм**
(440 МПа) 1170-1490 КГС’М (11470-14600 Н’м).
Расчет КБТ
В соответствии с табл.1 для всей бурильной колонны могут
быть использованы трубы с наружным диаметром 127 мм. С учетом не-
большой глубины скважины, неосложненных условий бурения забойными
двигателями для компоновки бурильной колонны могут быть использо-
ваны трубы типа ТБВ (ГОСТ 631-75, тип 1). Предположим, что в на-
шем распоряжении имеются трубы указанного типа с наружным диамет-
ром 127 мм, толщинами стенок 9 и 10 мм групп прочности Д и Е, а
также трубы типа ТБВК (ГОСТ 631-75, тип 3) тех же размеров и
групп прочности. Тогда в соответствии с п.7.6 сформируем такую по-
следовательность БТ:
8 4
Порядковый номер БТ Тип БТ Наружный диаметр. мм Толщина стенки, мм Группа прочности материала Тип замкови го соедине НИЯ ПГрани - чение но длине, м
1 ТБВ 127,0 9 Д ЗУ-155
2 ТБВ 127,0 9 Е ЗУ 155
3 ТБВ 127,0 10 Д ЗУ 155 250
4 ТБВ 127,0 10 Е ЗУ-155 -
5 ТБВК 127,0 9 д ЗУК 155
6 ТБВК 127,0 9 Е ЗУК-155
7 ТБВК 127,0 10 д ЗУК-155 250
8 ТБВК 127,0 10 Е ЗУК-155 -
В соответствии с рекомендацией и.3.36 1-ю над УБТ секцию
КБТ длиной 250 м скомпонуем иэ БТ №3, имеющих наибольшую толщину
стенки и наименьшую группу прочности. Эти трубы по п.7.0 соответ-
ствуют конструкции скважины по диаметру тела и замкового соедине-
нии .
Допускаемое наружное избыточное давление в соотьествии с
формулой (42), Приложением 11 и условием (67) для данной трубы
составляет
2
- 4,54 КГС/ММ ( 44,50 НПа);
Р/4 - (4,54/1,15) кгс/мм2 - 3,95 кгс/мм2 (38,7 НПа)
что выше действующего наружного избыточного давления 2,0 кгс/мм 2
(19,6НПа).
Так как длина 1-й секции задана (250 м), проверим выпол-
нение условий статической прочности в верхнем сечении секции для
случая отрыва долота от забоя по формулам
(3): &G1 - [32,1*250 (I 1,4/7,85)1 кгс 6594 к г<: (64620 Н) ;
(П.3.8.6): Ql< - [1,15*9425(0.3* -Si-i*?. 10° I CO-Q I 0° ) 1 кгс;
- ( 10839* 1,0369) кгс = 11240 кгс (110155 Н);
<В>: $р = (1,15*6594* 1,0369 ♦ 0,6*8992 ♦ 11240) КГС =
= 24500 кгс (240100 Н);
(2): (5р= (24500/3676) кгс/мм*1 2 = 6,67 кгс/мм2 (65,37 МПа);
(48): ( СТ ] = (38/1,4) кгс/мм2 = 27,14 кгс/мм= (266 МПа);
(55): • СГЭ * <3"р < (<?].
Фактический запас прочности составляет
/7 = 38/6,67 = 5,70.
Согласно приложению 24 найденное растягивающее усилие
Qp существенно меньше допустимой растягивающей нагрузки для
ЗУ-155 206,7 тс (2028 кН).
Проверим для 1-й секции выполнение условий статической
прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК.
Длина искривленного участка
0,017453-R-X<X= (0,017453*250*10°) м » 43,63 м.
Принимаем = 4 4 м, тогда на наклонном прямолиней-
ном участке будет находиться часть 1-й секции длиной 206 м и
КНБК. Получаем по формулам
(3): ( @64 = (32,1*206(1-1,4/7,85)] КГС = 5433 кгс (53245 Н);
Ок = К(( Qg< Окн к ♦ CoSd ) + ДрЗк;
0к = (1,15(5433 ♦ 9425)*1,0369 + 0,6*8992] кгс =
= 23112 кгс (226500
1 23112
2 11,15*32,1*250
, -0,3*0,17453
♦ O.Sl'SM'Y 10° О = 1,3710.
Н) ;
1,090
----- - 2*0,3* C.OS ю ♦
0,8217
-86-
* При полученном значении у не существует решения транс-
цендентного уравнения (12) (см.приложение 28). Следовательно, на
* всей длине искривленного участка бурильная колонна располагается
i
при ее подъеме на верхней стенке скважины. Тогда при СЯ = = о
и СХ ♦ = к из (10) получаем
- 1 - А/?
= е
(»): = <2'1,15'32,1*250
0,3*0,17453
+ 2*о,з cos ю ) е - ।
__ /Uc^/Г _
♦ 2G - /U J ; (»)
0,8217 0,3*0,17453
------ [1,3716 А *
1,090
3,31} кгс » 25672 кгс (251585 Н) ;
(2) : 2^ 2. б" р = (25672/3676) кгс/мм = 7,00 кгс/мм (68,60 МПа);
(27' ) : -7- -3 2/ ICf = (3,84*10 2,1'10 *633,5*250*14/12 ) кгс = » 8623 КГС (84505 Н);
(27 ): *Тс2.= (3*8623) КГС = 25870 кгс (253530 Н) .
(26Z/) : Таким образом, фр £ Тс 2. , поэтому
о 2,1*10 *633,5 3*250*14 25*25672*12 *(1 » + — ) кгс*м 100*250 125*122’ 12*2,1*10^ *633,5
= 1151 КГС*М = <11280 Н*м);
(28): б'и&лхя (1151/99,77) кгс/мм^ = 11,54 кгс/ммг (113,1 НПа);
(55): (Гэ —(7,00 + 11,54) кгс/мм* = 18,54 кгс/мм*(181,6 МПа);
(5э = 27,14 кгс/мм2 (266 МПа).
Фактический запас прочности составляет
И » 38/18,54 = 2,05.
Найденное по формуле (9) значение Qp также существенно
меньше допускаемой для замкового соединения осевой растягивающей
)
нагрузки. Таким образом, 15Т НЗ удовлетворяет всем условиям и
принимается для компоновки 1-й секции КБТ.
Для компоновки 2-й секции рассмотрим БТ №2 сформирован-
ной последовательности. Эта труба удовлетворяет технологическим
требованиям по диаметру тела и замкового соединения ЗУ-155.
Допускаемое избыточное наружное давление составляет
рН( = 5,39 кгс/мм (52,82 МПа);
рц - (5,39/1,15) кгс/мм2 = 4,69 кгс/мм2 (45,96 МПа),
что выше действующего наружного давления 2,0 кгс/мм (19,6 МПа).
Определим наибольшую допустимую длину 2-й секции (первое
приближение) БТ №2 по формулам
(45): (55*3336/1,4) кгс = 131057 кгс (128360 Н);
(44 ) : 131057 - 1,15(6594 + 9425) - 0,6*9331 м — 3840 м
1,15*29,5(1 - 1,4/7,85)
что больше необходимой длины 2-й секции.
Расстояние по стволу скважины от забоя до устья (см.
рис.1а)
л 0 f? 2000 “ <260 * 250* ю° )
' = Св < + = 260 ♦ 44 +------------------------------м =
COS 10е
.= (260 ♦ 44 * 1723) М = 2027 М.
Необходимая длина»'-2-;.й секции
0-2. = [2027 - tl4> 62 ♦, 250)1 м = 1701 м.
Проверим далее, тр.ёбуется ли корректировка (уменьшение)
длины 2-й секции с целью удовлетворения условиям прочности на
участках повышенной напряженности в соответствии с п.3.35. Для
- 88-
. 4'
Этого, во-первых, проверим выполнение условий статической проч-
ности 2-й секции на верхней границе искривленного участка для
момента окончания бурения наклонного участка и отрыва долота от
забоя.
• sb
Длина части 2-й
секции на наклонном участке
( L2>H= [1723 - (14 ♦ 62 ♦ 250)] м « 1397 М.
Далее выполняем расчет по формулам:
(3): ( $И)И = (29,5*1397(1 - 1,4/7,85) 1 КГС =
- 33862 КГС (331850 Н);
s Кд $£4 + < ^2- )Н+ G*h MjUSwdL + ) 4 ДрТк
(9к= (1,15(6594 ♦ 33862 ♦ 9425)*1,0369 ♦ 0,6*9331] кгс =
65080 кгс (637785
(11):
в)
Н) ;
1
65080 1,090
1,15*29,5*250 0,8217
2*0,3* СО <Г ю
2
♦ 0,91 • Л> т _ -0,3*0,17453 10 J С =4,6244;
(*) : Sp* <2*1,15*29,5 0,8217 0,3*0,17453 ♦ 250 [ 4,624 4^ 1,090 + 2*0,3
0,3*0, • 10* ) 6 17453 - 0,3]} КГС = 69787 кгс (683915 Н>
(2) : (27' ) : (5р = <69787/3336) _ -J ТЪ<= (3,84*10 *2, £ ? кге/мм = 20,92 кгс/мм (205,0 * // 1*10 *584,1*250*14/12 ) КГС = МПа) ;
= 7950 КГС (77 915 Н) ;
(27" ) : 7с2= (3*7950) кгс = 23850 кгс (233740 Н).
Таким образом
, поэтому
///
(26 ) :
/V/ ии?ах =
2,1*10 *584,1
100*250
I 69787*250*14
--------------->
5*2,1*10^*584,1
кгс • м;
-89-
Л/иМл/=1470 кгс*м (14406 Н*м) ;
(28): 6kk7*V= (1470/91,98) кгс/мм2 =15,98 кгс/мм* (156,6 МПа);
(55): б'э = (20,92 + 15,98) кгс/мм* = 36,90 КГС/мм* (362 МПа);
(48): (6^1 = (55/1,4) кгс/мм* = 39,28 кгс/мм* ( 385 НПа).
Таким образом, &.Э [ (S' 1. Фактический запас статической
прочности составляет
И = 55/36,90 = 1,49.
Усилие Gp здесь существенно меньше допускаемого значения
осевой растягивающей нагрузки на замковое соединение ЗУ-155.
Проверим выполнение условий статической прочности для 2-
секции на устье скважины.
(3): (Ggz)a= 129,5*260(1 - 1,4/7,85) 1 кгс = 6302 кгс (61760 Н);
б? К = < Gp >И ;
(17): Gp - (1,15*6302 ♦ 0,6*9331 ♦ 697871 кгс =
= 82633 кгс (809805 Н>;
(2): - (82633/3336) кгс/мм* = 24,77 кгс/мм* (243,0 МПа);
(55) : 6b » <5р < ( С1.
Фактический запас статической прочности на устье скважин!
/7 = 55/24,77 » 2,22.
Усилие Gp здесь также существенно мдньше допускаемого
для ЗС ЗУ-155 значения Р Яа? х 206,7 тс (2028 кН).
Таким образом, БТ V2. удовлетворяет всем условиям и при-
нимается для компоновки 2-й секции КБТ.
Определим наибольшие допускаемые глубины спуска секций в
клиновом захвате. Для 1-й секции при коэффициенте охвата С = 0,9
в соответствии с приложением 15 и формулами (41), (46) получаем:
-90-
Qtk = (118100*0,9) КГС = 106290 КГС ( 1041650 H) ;
106290/1,15 - 9425
32,1(1 - 1,4/7,85)
М * 3147 М,
что значительно больше принятой длины этой секции С( = 250 м.
Для 2-й секции аналогично
бткв (154900*0,9) кгс • 139410 КГС (1366220 И);
Й» =
139410/1,15 - 6594 - 9425
<
29,5(1 - 1,4/7,85)
М » 4340 М,
что больше длины этой секции = 1701 м.
Таким образом, вся бурильная колонна длиной 2027 м может
быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.
В итоге проектировочного расчета получена следующая кон-
струкция бурильной колонны (бурение производится двухсекционным
турбуром 190/195 мм, длиной 14 м):
пп Тип трубы Размеры, мм Группа прочности Длина секции, м
1 2 УБТС.2 УБТ 178 х 80 146 X 74 50 12
3 5 ТБВ ТБВ 127 X 10 127 X 9 Д Е 250 1701
ПРИМЕР 3
Рассчитать усилия сопротивления при подъеме и спуске
бурильной колонны на искривленном (переходном) участке горизон-
тальной скважины (рис.1в, II) при следующих исходных данных;
Радиус кривизны профиля участка,?? м 300
Углы .наклона профиля (зенитный),рад (град.):
начальный, сА Н 0
-91-
конечный, СХ/Г '77'7 2 (90°)
Вес компоновки колоцны на горизонтальном участке скважины ( Hl ), б? 2 , тс (кН) 20 (196)
Приведенный (усредненный) вес 1 м длины бурильной колонны на искривленном участке, , кгс/м (Н/м) 30,6 (300)
Удельный вес (плотность) бурового раствора, » гс/см 5 (г/смя> 1.2
Коэффициент трения, рх 0,3
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА
а) Подъем бурильной колонны
С Z
= <1,15*0,3*20000) кгс = 6900 кгс (67620 Н) ;
(11) :
(/А !
2
6900
11,15* 30,6* 250
1 + 0,3 2 -0,37Г/2
------------ + (1 + 0,3 ) в
1 -1,2/7,85
= 0,5465;
(12): сЛ х- = 1,1103 рад (63,62*);
На верхней границе искривленного участка сК = о( н а 0.
При Этом из (10) получаем:
67/) = -----——- кЦ/ в +2
уи е -Д<];
zn ' 0,3*1,1103 0,3*1,1103
(У/> ={2*8204,76* [0,5465 + 2 • 0,3 • C&S 1,1103 ) С
»
- О.ЗПкгс = 18640 кгс (182675 Н), '
где 8204,76 кгс - значение неоднократно повторяющегося ниже
"блока" из формул (9), (10)
1- /У 1 - 1,2/7,85
/Гл/?---------- = [1,15*30,6*300 ------------] кгс •
7 1 + ~р2 1 4 0,3 а
- 8204,76 кгс (80407 Н).
-92-
Длина искривленного участка
Zh = <jR/2; = (ЯГ.300/2) м = 471,2-1 м;
вес труб на искривленном участке
(3): < <Зб )И = [30,6*471,24(1 - 1,2/7,85)] кгс =
= (14420*0,8471) КГС = 12215 КГС (119710 Н),
масса труб при этом составляет 14420 кг.
Для проверки выполним расчет сил сопротивления на ниж-
ней границе искривленного участка ( СХ = СХ и а 1/Г/2):
~ 0,3'Т/2
(9): Up = <8204,76(2*0,5465^ - (1 - 0,3 )]> КГС =
= 6900 кгс (67620 Н).
С другой стороны, в рассматриваемом сечении должно быть
(см.с.91) (Jp = (S К = 6900 кгс <67620 Н) .
Таким образом, результаты совпадают, что свидетельствует
о правильности решения.
б) Спуск бурильной колонны.
Для расчета сил сопротивления при спуске колонны спра-
ведливы те же формулы (9 - 12) с заменой знака коэффициента тре-
ния на минус. Это относится также к расчету
С учетом отмеченного получаем
(11):
1 6000
2 30,6*300
Z 1
1 + 0,3 2. 0,3<Г/2
------------ + (1 + о.з ) е
1 -1,2/7,85
« 0,0553.
При полученной величине параметра уравнение (12) не
имеет решения. Значение левой части (12) при Д< =0,3 находится
в пределах 0,3 (при Ск * = 0). . .0,6^2 (при * =^/2).
т
-93-
Таким образом,у/ меньше минимально возможного значени
’ из указанного интервала. Это означает, что при спуске БК при
, данной величине веса компоновки на горизонтальном участке вся
i
__колонна на искривленном участке располагается на нижней стенке
скважины. Следовательно, расчет осевого усилия следует произво-
। дить Yio формуле (9).
’ При СА - С<Н.-о и = -0,3 получаем:
j (9): Qp = [8204,76(2*0,0553 - 2*0,3)] кгс =
= - 4016 кгс (- 39360 Н).
Полученный результат означает, что для спуска рассматри-
__I ваемой бурильной колонны при весе ее части Gz. - 20тс <196 кН)
(масса 2366 т), находящейся на горизонтальном участке профиля,
| необходимо надавливание колонны в зоне верхней границы искривлен-
ного (переходного) участка усилием б?>4016 кгс (39360 Н) за счеч
; соответствующего комплекта УБТ.
—। Для БК на нижней границе искривленного участка из (9)
при СХ = С/Г/2 'получаем
_ -0,37/2
1 СГД = 18204.76(2*0,0553 G - 0,91)]кгс = -6900 кгс(-67620 Н),
что соответствует силе сопротивления спуску БК, оказываемой ее
| частью на горизонтальном участке. Знак минус свидетельствует о
том, чго нагрузка на колонну является сжимающей.
| Рассмотрим тот момент спуска колонны, когда она еще не
— зашла на горизонтальный участок, то есть при б?/( = 0. Расчет ус-
ловно выполняем при тех же усредненных параметрах ( <^,):
I I (*) 1 . г. -о,з1/2
—' (11): Ц/ = - <1 - 0,3 )ё = 0,7289;
2
__ (12): * = 0,3808 рад (21,82*).
На нижней границе искривленного (переходного) участка
при СХ - О< М" - 'ТГ/'l имеем:
'J _
г
$
-94-
п -0,з1Г/2
(9): = [8204,76(2’0,7289 G - 0,91)] кгс = 0,
что и должно быть.
На верхней границе искривленного (переходного) участка
при О< = о( Н = о получаем:
-0,3’0,3808
(10): =<2’8204,76[ (0,7289 G -2’0,3 0,3808)’
-0,3’0,3808
+0,31} кгс = 6287 кгс (61615 Н)_.
Таким образом, н^ данном этапе спуска вся колонна на
искривленном участке находится в растянутом сотоянии, распола-
гаясь при 0<^сХ^ 21,82° на верхней и при 21,82°.^о(^ 90° на нижней
стенке скважины. Переход БК с верхней на нижнюю стенку скважины
на самом деле происходит, конечно, не в точке, а на некотором
весьма малом участке. Длина этого участка условно считается рав-
ной нулю, что является теоретическим приемом и не вносит каких-
либо заметных погрешностей в решение задачи.
-95-
Приложение 1
ОБОЗНАЧЕНИЯ ТРУБ, ПРИНЯТЫЕ В ИРБК.
В настоящей Инструкции для унификации и
сокращения записи приняты следующие обозначения бурильных труб:
Нормативный документ Краткая характеристика трубы Нормативное обозначение Обозна- чение в ИРБК
ГОСТ 631-75 ГОСТ Р 50276-92 ГОСТ 23786-79 ! Стандарты АНИ Тип 1 - с высаженными внутрь концами, муфтами к ним, на- винчиваемыми замками. Тип 2 - то же, с высаженными наружу концами. Тип 3 - с высаженными внутрь концами и коническими стаби- лизирующими поясками, с на- винчиваемыми замками. Тип 4 - то же, с высаженными наружу концами. ПВ - с внутренней высадкой, приваренными замками. ПК - то же, с комбинирован- ной высадкой. ПН - то же, с наружной вы- садкой. Труба бурильная из алюмини- евого сплава с внутренними концевыми утолщениями <за- концовками), навинчиваемыми замками. То же, с протекторным утол- щением. Импортные стальные буриль- ные трубы с приваренными замками, внутренней, комби- нированной, наружной высад- ками . Труба В - Труба Н - Труба ВК - Труба НК - Труба ПВ- Труба ПК - Труба ПН - ТБ Д16.Т - ТБП Д16.Т ТБВ ТБН ТБВК (ВК) ТБНК (НК) ТБПВ (ПВ) ТБПК (ПК) - ТБПН (ПН) АБТ (ЛБТ) АБТП ТБИВ ТБИК ТБИН (ТБИ)
Приложение 2
Геометрические и массовыые (весовые) характеристики стальных бурильных труб
по ГОСТ Р 50278-92 с приваренными замками по ГОСТ 27834-95
Обозначе- ние типо- размера Группа проч- ности Наруж- ный диа- метр , мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм Площадь поперечного сечения,мм2 Осевой момент Тип зам- кового соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес )* 1 м трубы, кг (кгс >
инерции попереч- ного се- чения , см* сопро- тивле- ния се-’ чения, см3
тела канала
Трубы бурильные с внутренней высадкой - Т1В, групп прочности Д и Е
ПВ 73x9 ПВ 89x9 ПВ 89X11 ПВ 102x8 Д.'Е Д;Е Д;Е Д;Е 73,0 88,9 88,9 101,6 9.2 9,4 11,4 8,4 54,6 70,1 66,1 84,8 1844 2348 2776 2460 2341 3860 3432 5648 95,77 188,1 212,9 269,2 26 ,24 42,31 47,90 53,00 ЗП-95-32 ЗП-108-44 ЗП-108-41 ЗП-133-71 14,46 18,34 21,79 19,27 16,40 20,90 24,38 22,56
Трубы бурильные с комбинированной высадкой - ПК, групп прочности Д и Е
ПК 114x9 ПК 114x11 ПК 127x9 ПК 127x13 ПК 140x9 ПК 140x11 Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е 114,3 114,3 127,0 127,0 139,7 139,7 8,6 10,9 9,2 12,7 9,2 10,5 97,1 92,5 108,6 101,6 121,3 118,7 2856 3541 3405 4560 3772 4262 7405 6720 9263 8107 11556 11066 401,5 478,5 594,2 753,9 806,9 895,1 70,25 83,72 93,57 118,7 115,5 128,2 ЗП-159-83 ЗП-159-76 ЗП-162-95 ЗП-162-89 ЗП-178-102 ЗП-178-102 22,32 27,84 26,70 35,80 29,52 33,57 27,37 33,19 31,22 40,60 35,53 39,53
Трубы бурильные с наружной высадкой - ПН, групп прочности Д и Е
ПН 60x7 ПН 73x9 ПН 8^x9 ПН 80x11 Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е 60,3 73,0^ 88,9 88,9 7,1 - 9,2 9,4 11,4 46,1 54.6 70,1 66,1 1187 1844 2348 2776 1669 2341 3860 3432 42,73 95,77 188,1 212,9 14,17 26,24 42,31 47,90 ЗП-86-44 ЗП-105-54 ЗП-121-68 ЗП-127-65 9,33 14,46 ‘.8,34 21,79 10,54 16,41 21,08 25,03
Продолжение прил.2
Обозначе- ние типо- размера Группа проч- ности Наруж- ный диа- метр, мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм Площадь поперечного сечения ,мм 12 Осевой момент Тип зам- кового Соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг С кгс) Приве- денная масса (вес )* 1 м трубы, кг (кгс)
инерции попереч- ного се- чения , см* Сопро- тивле- ния се- чения , см 3
тела канала
- ПН 102x8 ПН 114x9 ПН 114x11 ПН 127x9 ПН 127x13 Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е Д;Е 101,6 114,3 114,3 127,0 127,0 8,4 6,6 10,9 9,2 12,7 84,8 97,1 92,5 108,6 101,6 2460 2856 3541 3405 4560 5648 7405 6720 9263 8107 269,2 401,5 478,5 594,2 753,9 53,00 70,25 83,72 93,57 118,7 ЗП-152-ВЗ ЗП-162-95 ЗП-162-92 ЗП-178-102 ЗП-178-102 19,27 22,32 27.84 26,70 35,80 23,75 26,75 32,40 32,36 42,05
Трубы бурильные с внутренней высадкой - ПВ, групп прочности Л, М и Р
ПВ 102x3 ПВ 102x8 ПВ 102x8 Л и р 101,6 101,6 101,6 8,4 8,4 8,4 84,8 84,8 84,8 2460 2460 2460 5648 5648 5648 269,2 269,2 269,2 53,00 53,00 53,00 ЗП-133-68 ЗП-140-62 ЗП-140-51 19,27 19,27 19,27 22,88 23,55 24,04
Трубы бурильные с комбинированной высадкой - ПК, групп прочности Л, М и Р
ПК 114x9 ПК 114x9 ПК 114x11 ПК 114x11 ПК 114x11 ПК 127x9 ПК 127x9 ПК 127x9 ПК 127x13 ПК 127x13 ПК 127x13 ПК 140x9 ПК 140x9 ПК 140x9 ПК 140X11 ПК 140x11 Л ;М Р Л м р л м р л м р л м р Л ;И Р 114,3 114,3 114,3 114,3 114,3 127,0 127,0 127.0 127,0 127.0 127,0 139,7 139,7 139,7 139,7 139,7 8,6 8,6 10,9 10,9 10,9 9,2 9,2 9,2 12,7 12,7 12,7 9,2 9,2 9.2 10,5 10,5 97,1 97,1 92,5 92,5 92,5 108,8 108,8 108,8 101,6 101,6 101,6 121,3 121,3 121,3 118,7 118,7 2856 2856 3541 3541 3541 3405 3405 3405 4560 4560 4560 3772 3772 3772 4262 4262 7405 7405 6720 6720 6720 9263 9263 9263 8107 8107 8107 11558 11556 11556 11066 11066 401,5 401,5 478,5 478,5 478,5 594,2 594,2 594,2 753,9 753,9 753,9 806,9 806,9 806,9 895,1 895,1 70,25 70,25 83,72 83,72 83,72 93,57 93,57 93,57 118,7 118,7 118,7 115,6 . 115,6 115,6 128,2 128,2 ЗП-159-76 ЗП-159-70 ЗП-159-70 ЗП-159-63 ЗП-159-57 ЗП-162-89 ЗП-165-83 ЗП-168-70 ЗП-165-76 ЗП-168-70 ЗП-1В1-83 ЗП-17В-95 ЗП-184-89 ЗП-190-76 ЗП-184-В9 ЗП-190-76 22,32 22,32 27,84 27,84 27,84 26,70 26,70 26,70 35,80 35,ВО 35,ВО 29,52 29,52 29,52 33,57 33,57 27,74 28,36 33,73 34,10 34,42 31,94 32,78 33,47 41,84 42,47 43,62 36,10 37,13 38,77 41,09 42,73
Окончание прил.2
Обозначе- ние типо- размера Группа проч- ности Наруж- ный Диа- метр , мм Толщина стенки, мм Внутренний диаметр, мм Площадь поперечного сечения, мм£ Осевой момент Тип зам- кового соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес )* 1 м трубы, кг (кгс)
инерции попереч- ного се- чения , см* сопро- тивле- ния се- чения , см3
тела канала
Трубы бурильные с наружной высадкой - ПН, групп прочности Л, и Р
1 ПН 60x7 Л ;М 60,3 7,1 46,1 1187 1669 42,73 14,17 ЗП-86-44 9 ,33 10,57.
, ПН 73x9 Л;М 73,0 9,2 54,6 1844 2341 95,77 26,24 ЗП-105-51 14,46 16,58
‘ ПН 73x9 Р 73,0 9,2 54,6 1844 2341 95,77 26,24 ЗП-111-41 14,46 17 .18
! ПН 89x9 Л 88,9 9 ,4 70,1 2348 3860 188,1 42,31 ЗП-127-65 18,34 21,73
; ПН 89x9 м 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,31' ЗП-127-62 18,34 21,90
; ПН 89x9 р 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,31 ЗП-127-54 18 ,34 22,27
ПН 89X11 л 86,9 11.4 66,1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-62 21,79 25,28
’ ПН 89x11 м 88,9 11.4 66,1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-54 21,79 25,65
ПН 89x11 р 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-57 21,79 26.14
ПН102Х8 Л ;П 101,6 8,4 84,6 2460 5648 269,2 53,00 ЗП-152 -83 19,27 23,86
ПН102Х8 Р 101,6 8,4 84,6 2460 5648 269,2 53,00 ЗП-152-76 19,27 24,30
ПН114ХЭ Л ;М 114 ,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,25 ЗП-162-95 22,32 26,90
ПН114Х9 Р 114,3 8,6 97 ,1 2856 7405 401,5 70,25 ЗП-162-89 22,32 27,36
ПН114Х11 Л ;М 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,72 ЗП-162-89 27,84 32,77
ПН114Х11 Р 114 , 3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,72 ЗП-168-76 27,84 34,08
ПН127Х9 Л 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,57 ЗП-178-102 26,70 33,00
ПН127Х13 Л 127,0 12,7 101 ,6 4 560 8107 753,9 118,7 • ЗП-178-95 35,80 43., 00
’.римечания: 1. В двух последних графах численные значения кассы (СИ) и веса (техническая система единиц)
совпадают.
-98-
2. Приведенная масса (вес) 1 м трубы рассчитана для БТ длиной С-
БТ (индекс штрих) пересчет указанных характеристик производится
12,5 м. Для другой длины
по правилу:
Ж лр
(ггнр -
ж) &* т.
Приложение 3
Геометрические и массовые (весовые) характеристики стальных бурильных труб
по ГОСТ 631-75 с навинченными замками по ГОСТ 5286-75 *
Наружный (условный) диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- метр,мм Площадь поперечного сечения, мм2 Площадь опасного сечения, мм2 Осевой момент инерции попереч- ного се- чения , см* Осевой момент сопротивления, см3 Тип зам- кового соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес) ♦ 1 м трубы, кг (кгс)
тела канала
гладкой части трубы высажен- ного кон- ца в опасном сечении
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами ТБВ (трубы В, тип 1)
60,3 (60) 7 9 46,3 42,3 1172 1450 1684 1405 1200 1655 42,34 49,18 14,04 16,31 12,73 15,41 ЗН-80 9,2 11,4 10,1 12,3
73,0 (73) •9 9 11 59,0 55,0 51,0 1451 1810 2143 2734 2376 2043 1528 2344 2710 79,92 94,48 106,2 21,90 25,89 29,09 20,86 27,58 29,58 ЗШ-108 ЗН-95 ЗШ-108 ЗН-95 ЗШ-108 ЗН-95 11,4 14.2 16,8 13,0 12,7 15,8 15,5 18.4 18,0
89,0 (89) 7 9 11 75,0 71,0 67,0 1803 2262 2695 4418 3959 3526 2038 3113 3457 152,7 183,2 209,1 34,31 41,18 46,98 35,38 42,77 50,81 ЗН-108 ЗН-108 , ЗН-108 14,2 17,8 21,2 15,8 19,4 22,7
101,6 (102) 7 6 9 10 87,6 85,6 83,6 81,6 2080 2352 2618 2878 6027 5755 5489 5230 2205 2706 3181 3632 234,0 260,0 283,3 305,4 46,06 51,08 55,76 60,12 45,73 53,89 60,89 66,83 ЗШ-133 16,4 18,5 20,4 22,4 19,3 21,5 23.5 25,5
Продолжение прил.3
Наружный (условный) диаметр трубы, мм i । Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- метр ,мм Площадь поперечного сечения, мн £ Площадь опасного сечения, мм 2. нм ** Осевой момент инерции попереч- ного се- чения , см* Осевой момент сопротивления, Тип зам- кового соедине- ния Пасса (вес) 1 м трубы, кг (кгс > Приве- денная масса (вес )* 1 м трубы, кг (кгс)
тела канала
гладкой части трубы высажен- ного кон- ца в опасном сечении
114,3 <114) 7 8 9 10 11 100,3 98,3 96,3 94,3 92,3 2360 2672 2977 3277 3570 7901 7589 7284 6984 6691 3225 3774 4299 4798 5039 341,0 379,5 415,7 449,7 481,6 59,67 66.40 72,73 78,68 84,26 73,69 83,25 91,55 98,72 101,90 ЗШ-146 ЗШ-146 ЗШ-146 ЗШ-146 ЗШ-146 18,5 20,9 23,3 25,7 28,0 21,7 24,2 26,0 2В , 3 30,6
127,0 (127) 7 8 9 10 113,0 111,0 109,0 107,0 2639 2991 3336 3676 10023 S677 9331 8992 3587 4218 4825 5406 476,6 531,8 584,1 633,5 75,06 88,75 91,98 99,77 93,40 106,4 117,9 128,0 ЗУ-155 20,7 23,5 26,2 28,9 24.0 26,8 29,5 32,1
135,7 (140) 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117.7 3310 3695 4075 4448 12018 11632 11253 10880 4963 5652 6316 7264 720,3 792,8 861,9 927,6 103,11 113,5 123,4 132,8 141,5 156,6 170,1 167,6 ЗШ-178 ЗШ-178 ЗШ-178 ЗШ-178 26,0 29,0 32,0 35,0 31,0 34,0 37,0 39,9
168,3 (166) 9 10 150,3 148,3 4504 4973 17742 17273 7089 7917 1433 1564 170,3 185,9 242,0 263,9 ЗН-197 ЗШ-2ОЗ ЗН-197 ЗШ-2ОЗ 35,3 39,0 41,6 41 ,3 45,2 45,0
Бурильные трубы с высаженными наружу концами ТБН (трубы Н, тип 2)
101,6 (102) 8 9 10 85,6 83,6 81,6 2352 2618 2878 5755 5469 5230 2965 3248 3526 259.5 283,3 305,4 51,0В 55,76 60,12 68,86 74,11 79,03 ЗШ-146 ЗШ-146 ЗШ-146 18,5 20,4 22,4 21,7 23,7 25,7
I - I 1 — l_. <___ l_ (. : L.._ L—.. I L_._ Г
Продолжение прил.З
Наружный (условный) диаметр тр убылями Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- М£1'р , мм Площадь поперечного сечения, мм 2 Площадь опасного сечения, мм 2 Осевой момент инерции попереч- но го се- чения , см^ Осевой момент сопротивления, см *3 Тип зам- кового соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес )* 1 м трубы, кг (кгс)
тела канала
гладкой части трубы высажен- ного кон- ца в опасном сечении
114,3 (114) 8 9 10 11 98,3 96,3 94,3 92,3 2672 2977 3277 3570 7589 7284 693 4 6691 3338 3662 3979 4290 379,5 415,7 443,7 481,6 66,40 72,73 78,68 84,26 88,00 95,00 101,6 107,8 ЗУ-155 20,9 23,3 25,7 28,0 24,2 26,5 28,3 31,1
139,7 (140) 8 9 10 11 123,7 121,7 119,7 117,7 3310 3695 4075 4448 12018 11632 11253 10880 4561 4963 5359 5748 720,3 792,8 861,9 927,6 103,1 113,5 123,4 132,8 148,7 159,0 170,1 180,1 ЗУ-185 26,0 29,0 32,0 35,0 30,4 33,3 36,2 39,1
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками ТБВК (трубы ВК, тип 3)
89,0 (89) 9 11 71,0 67,0 2262 2695 3959 3526 - 183,2 209,1 41,18 46,98 - ЗШК-118 17,8 21,2 19,7 23,0
101,6 (102) 9 10 83,6 81 , 6 2618 2878 5489 5230 - 283,3 305,4 55,76 60,12 - ЗШК-133 20,6 22,6 23,3 25,3
11;,3 (114) 9 10 11 96,3 94,3 92,3 2977 3277 3570 7284 6984 6691 - 415,7 449,7 481,6 72,73 78,68 84,26 - ЗУК-146 23,4 25,7 28,0 26,6 28,9 31,1
127,0 (127) 9 10 109,0 107,0 3336 3676 9331 8992 - 584,1 633,5 91,98 99,77 - ЗУК-155 26,2 28,9 29,5 32,1
101-
Окончание прил.3.
Наружный (условный) диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- метр ,мм Площадь поперечного сечения, мм2 Площадь опасного сечения, мм2 Осевой момент инерции попереч- ного се- чения , см* Осевой момент сопротивления, см3 ' Тип зам- кового соедине- ния Масса (вес) 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс)
тела канала
гладкой части трубы высажен- ного кон- ца в опасном сечении
139,7 (140) 9 10 11 121,7 119,7 117,7 3635 4075 4448 11632 11253 10880 - 792,8 861,9 927,6 113,5 123,4 132,8 - ЗШК-178 29,0 32,0 34,9 34,4 37,2 40,0
Примечания; 1. В двух последних графах численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц)
совпадают.
2. Приведенная масса (вес) 1 м трубы рассчитана для БТ длиной 12,0 м. Далее см. примечание 2
к Приложению 2.
-10
i _ i. । l ii__________________________ ( < ( I. l___________________ i(_________________। i .. i._. i _
Приложение 4
Геометрические и массовые (весовые) характеристики бурильных труб-из алюминиевых сплавов
по ГОСТ 237В6-79 с навинченными замками по ТУ 33-0147016-46-93
Наружный диаметр трубы, ми. Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- метр те- ла, мм Плоцадь поперечного сечения, мм2 Осевой момент инерции попереч- ного се- чения , см* Осевой момент сопротивления, см3 Тип замка Пасса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс) Длина трубы с зам- ком, м Приве- денная масса (вес)* 1 м трубы. кг (кгс) Приееде-j иная плот- ность (удель- ный вес) г/см5 (гс/см3)
тела в месте посадки на клинья
тела канала
гладкой части трубы высажен- ного кон- ца в ос- новной плоскости резьбы
73 9 16 55 1810 2376 94,48 25,89 28,79 ЗЯ-90 4,8 4,8 9,3 9,3 6,4 6,8 3,37 3,49
90 9 16 72 2290 4072 190,2 42,27 50,41 ЗЛ-108 6,6 9,4 7,6 3,17
103 9 15 85 2658 5674 296,2 57,52 72,26 ЗЛ-116 8,0 9,5 9,2 3,09
114 10 15 94 3267 6940 445,8 78,21 87,75 3Л-140 9,6 12,4 11,2 3,12
129 9 11 15 17 111 107 3393 4078 9677 8992 614,2 715,2 95,22 111,0 118,3 129,7 ЗЛ-152 10,2 12,0 12,4 12,4 12,2 14,0 3,17 3,11
1>7 9 11 13 15 17 15 17 20 22 24 129 - 125 121 117 113 3902 4700 5473 6220 6943 13070 12272 11499 10751 10029 932,8 1094 1240 1372 1492 126,9 148,8 168,7 186,7 203,0 161,1 177,7 199,7 212,3 223,6 ЗЛ-172 11.7 13,9 16.1 18,2 20,1 12,4 12,4 12,4 12,4 12,4 14,4 16,5 18,6 20,6 22,5 3,21 3,15 3,11 3,07 3,04
170 11 17 148 5495 17203 1745 205,3 250,3 ЗЛ-197 16,2 12,4 19,2 3,21
•) Численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают.
Приложение 5
Геометрические и кассовые (весовые) характеристики импортных (по
стандартам АНИ) бурильных труб
толщина стенки, нм Внутрен- ний диа- Площадь поперечного ееие.ниа мм2 Осевой монент Тип Группа проч- ности Тип замко- вого сое- динения (ЗС) Наружный диаметр (30 ,мм Внутрен- ний диа- метр ЗС, мм Пасса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная
Наружный диаметр трубы, НН (дюймов) инерции попе- речного сече- ния , Л см* сопро- тивле- ния см^ ки
трубы, мн тела канала на с са (вес)* 1 м трубы, кг (кгс)
60,3 (2 3/В) 7,11 46,1 1189 1668 42,77 14,19 EU EU EU E-75 X-95 G-105 NC26(2 3/B1F) NC26(2 3/8IF) NC26(2 3/8IF) 85,7 85,7 85,7 44,4 44,4 44,4 9,91 9,91 9,91 10,4 10,4 10,4
73,0 (2 7/8) 5,51 62,0 1189 3017 66,96 18,35 EU EU* EU* E-75 X-95 G-105 NC31(2 7/8IF) NC31(2 7/8IF) NC31(2 7/8IF) 104,8 104,8 104 , В 54,0 54 ,0 54,0 10,2 10,2 10,2 10,9 11,6 11 ,с
7,82 57,4 1602 2584 82,26 23,63 EU*» EU** EU** EU** EU«* EU»* E-75 E-75 X-95 X-95 G-105 G-105 NC26(2 3/8IF) NC31(2 7/8IF) NC26(2 3/8IF) NC31(2 7/8IF) NC26(2 3/8IF) NC31(2 7/8IF) 85,7 104,8 85,7 104 ,6 85,7 104,8 44,5 54,0 44,5 54 ,0 44,5 54,0 12,6 12,8 12,8 12,8 12,8 12,8 13,8 14,5 13,9 14,6 13,9 14,6
9,19 54,6 1844 2343 95,71 26,22 EU EU EU EU E-75 X-95 G-105 S-135 NC31(2 7/6IF) NC3K2 7/8IF) NC3K2 7/8IF) NC31(2 7/8IF) 104,8 104,8 104,8 111,1 54,0 50,5 50,5 41,3 15,4 15,4 15,4 15,4 16,1 16,2 16,2 16,7
88,9 (2 1/2) 6,45 76,0 1671 4536 143,36 32,13 EU EU* EU* EU* E-75 X-95 G-105 S-135 NC3B NC3B(3 1/2IF) NC3B(3 1/2IF) HC38(3 1/2IF) 120,7 120,7 120,7 120,7 70,2 68,3 68,3 68,3 14.2 14,2 14,2 14,2 15,3 15,5 15,5 15,5
i 9,35 70,2 2336 3870 188,09 42,16 й EU EU EU EU EU E-75 X-95 G-105 о ~ 1 o 5 S-135 NC38(3 1/2IF) NC38(3 1/2IF) NC38(3 1/2IF) NC38(3 1/2IF) NC4O(4FH) 127 10 127,0 127,0 136,6 68,3 65,1 61,9 54,0 61,5 19,8 19,8 19,8 19,8 19,6 20,6 21,3 21,4 21,5
11,40 66,1 2777 3432 219,71 47,90 EU EU EU EU E-75 X-95 -G-105 S-135 NC38(3 1/2IF) NC38(3 1/2IF) NC38(3 1/2IF) NC4 0 < 4FH) 127,0 127,0 127,0 139.7 65,1 61,9 54,0 57,2 23,1 23,1 23,1 23,1 24,5 24,6 24 ,7 26,0
101,6 (4) 8,38 8 4,.8 2455 5653 268,74 Е2,ЗО IU EU IU EU IU E-75 E-75 X-95 X-95 G-105 HC40 (4FH) NC46 (4JF) NC40 (4FH) NC46 (4 IF) NC“0 (4FH) 133,4 152,4 133,4 152,4 139.7 71,4 82,6 66,3 92,6 61,9 20,9 20,9 20,9 20,9 20,9 22,5 23,8 22,6 23,7 23,3
I.... ( I. . t_ (.__________________________ I .J. I I...' L.._ 1 . I — . I I
Продолжение прил.5
Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) Толщина стенки, мм Внутрен- ним диа- метр трубы, мм Площадь поперечного сечения, мм2 Осевой момент Тип высад- ки Группа проч- ности Тип замко- вого сое- динения (ЗС) Наружный диаметр (ЗС).мм Внутрен- ним диа- метр ЗС, мм Масса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс)
инерции попе- речного сече- ния, см V сопро- тивле- ния, см3
тела канала
101,6 (4) EU G-105 NC4 6 (4 I") ’ b 2 * 82,6 20,9 23,7
IU 3-135 NC40 (4FH) 139,7 50,8 20,9 23,6
EU S-135 НС 4 6 <4IF) 152 4 76,2 20,9 23,9
114,3 (4 1/2) 6,88 100,5 2323 7939 336,26 58,84 IU* E-75 NC46I4 IF> 85,7 20,5 23,3
EU* E-75 NC50C4 1/2IF) 1 Г А А AJO . 0 98,4 20,5 23,0
8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 IU E-75 4 1/2FH 152,4 76,2 24,7 27,0
EU E-75 NC50(4 1/2IF) 161,9 95,3 24,7 27,0
IEU* E-75 NC46(4IF) 158,8 92,6 24,7 27,4
» IEU* E-75 4 1/2FH 4 1/2FH 152,4 76,2 24,7 27,2
t IU X-95 152,4 76,2 24,7 27,2
EU X-95 NC50(4 1/2IF) 161,9 35,3 24,7 27,0
IEU* X-95 NC46(4 IF) 158,8 76,2 24,7 27,6
IEU* X-95 4 1/2FH 152,4 76,2 24,7 27,2
< IU G-105 4 1/2FH 152,4 76,2 24,7 27,2
EU G-105 NC50(4 1/2IF) 161,9 35,3 24,7 27,0
t IEU* G-105 NC46(4 IF) 158,8 76,2 24,7 27,6
IEU* G-105 4 1/2FH 152,4 76,2 24,7 27,2
IU S-135 4 1/2FH 158,8 63,5 24,7 27,8
EU S-135 NC50<4 1/2IF) 161,9 88,9 24,7 27,3
♦ IEU* S-135 NC46(4IF) 158,8 69,5 24,7 27,6
IEU* S-135 4 1/2FH 158,8 63,5 24,7 27,8
10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 EU E-75 NC50(4 1/2IF) 161,9 92,1 29,8 32,7
IEU E-75 4 1/2FH 152,4 76,2 29,8 32,4
i IEU* E-75 NC46(4 IF) 158,8 76,2 29,8 33,0
I, EU X-95 NC50(4 1/2IF) 161,9 88,9 29,8 34,4
IEU X-95 4 1/2FH 152,4 158,8 63,5 29,8 32,3
IEU* X-95 NC46(4 IF) 69,9 29,8 33,1
EU G-105 NC50(4 1/2IF) 161,9 88,9 29,8 34,4
1 IEU G-105 4 1/2FH 152,4 158,8 63,5 29,8 32,3
IEU* G-105 NC46(4 IF) 63,5 29,8 33,4
EU S-135 NC50(4 1/2IF) 168,3 76,2 29,8 33,4
IEU* S-135 NC46(4IF) 158,8 57,2 29,8 33,6
127.0 (55 7,72 112,0 2822 9845 505,68 79,64 IEU*» E-75 NC50(4 1/2IF) 161,9 95,3 24,2 27,5
IEU** X-95 NC50(4 1/2IF) 161,9 95,3 24,2 27,8
IEU»» G-105 NC50(4 1/2IF) 161,9 95,3 24,2 27,8
IEU** S-135 NC50(4 1/2IF) 161,9 88,9 24,2 28,5
9,19 108,6 3403 9266 533,68 .93,49 IEU E-75 5 1/2 FH 177,8 95,3 29,0 33,4
IEU* E-75 NC50(4 1/21F) 161,9 95,3 29,0 31,3
IEU X-95 5 1/2 FH 177,8 95,3 29,0 33,5
м . IEU* X-95 NC50(4 1/2IF) 16>, 9 88,9 29,0 31,4
-SOI-
Продолжение прил.5
Наружный диаметр трубы, НН (дюймов) Толщина стенки, НН Внутрен- ним диа- метр трубы, нм Плоцадь поперечного сечения, мм^ Осевой момент Тип высад- ки Группа проч- ности Тип замко- вого сое- динения (30 Наружный диаметр (30,мм Внутрен- ним диа- метр ЗС, мм Пасса (вес)» 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес)» 1 м трубы, кг (кгс)
инерции попе- речного сече- ния. см* сопро- тивле- ния, CM-S
тела . канала
127.0 (5$ 9,13 IEU IEU* IEU IEU* G-105 G-105 S-135 S-135 5 1/2 ЕН NC5O(4 1/2IF) 5 1/2 ЕН NC50<4 1/2IF) 177,8 165,1 184,2 168,3 95,3 82,6 88,9 63,9 29,0 29,0 29,0 29,0 33,5 32,0 34,6 32,9
12,70 101,6 4560 8107 753,93 118,73 IEU IEU* IEU IEU* IEU IEU* IEU E-75 E-75 X-95 X-95 G-105 G-105 S-135 5 1/2 ЕН NC50(4 1/2IF) 5 1/2 FET NC50(4 1/2IF) 5 1/2 EH NC50(4 1/21F) 5 1/2 FH 177,8, 161,9 177,8 165,1 184,2 168,3 184,2 88,9 88,9 88,9 76,2 88,9 69,9 82,6 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 38,1 42,5 40,2 42,6 42,2 43,2 41.9 43,5
133,7 (5 1/2) 7,72 124,3 3202 12127 699,33 100,12 IEU»» IEU»* IEU»* IEU»» E-75 X-95 G-105 S-135 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 177,8 177,8 177,8 177,8 101,6 101,6 101,6 101,6 28,6 28,6 28,6 28,6 31,9 32,1 32,1 32,1
9,17 • 121,4 3740 11568 804,82 115,22 IEU IEU» ТЕИ IEU IEU* IEU» IEU E-75 E-75 X-95 G-105 G-105 G-105 S-135 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 177,8 187,3 177,8 184,2 177,8 187,3 190,5 101,6 119,1 95,3 88,9 101,6 119,1 76,2 32,6 32,6 32,6 32,6 32,6 32,6 32,6 35,7 36,1 36,1 37,2 35,7 36,4 38,5
10,54 118,6 4277 11051 897,77 128,53 ТЕП IEU IEU E-75 X-95 G-105 S-135 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 5 1/2 FH 177,8 184,2 184,2 190,5 101,6 88,3 88,9 76,2 36,8 36,8 36,8 36,8 40,0 41,5 41,5 42,8
152,4 (6) 8,23 135,3 3227 14514 971,62 127,51 IEU** IEU»* IEU** IEU** E-75 X-95 G-105 S-135 5 1/2 TH 5 1/2 IH 5 1/2 IH 5 1/2 IH 187,3 197,3 187,3 187,3 122,2 122,2 122,2 122,2 32,8 32,8 32,8 32,8 35,7 36,0 36,0 36,0
9,65 133,1 - 4328 13914 1107,38 145,33 IEU*» IEU*« IEU*» IEU*» E-75 X-95 G-105 S-135 5 1/2 IH 5 1/2 IH 5 1/2 IH 5 1/2 IH 197,3 187,3 187,3 187,3 122,2 122,2 122,2 113,1 37,2 37.2 37,2 37,2 40l2 40,2 40,2
-901-
Окончание прил.5
Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) Толщина стенки, мм Внутрен- ний диа- метр трубы, мм Площадь поперечного сечения, мма Осевой момент Тип высад- ки Группа проч- ности Тип замко- вого сое- динения (ЗС) Наружный диаметр (30,мм Внутрен- ним диа- метр ЗС, мм Масса (вес)• 1 м трубы, кг (кгс) Приве- денная масса (вес)* 1 м трубы, кг (кгс)
инерции попе- речного сече- ния, см* сопро- тивле- ния. см*
тела канала
168,3 (6 5/8) 8,38 151,5 4210 18036 1349,53 160,38 IEU IEU** IEU*» IEU»* Е-75 Х-95 G-105 S-135 6 5/8 FH 6 5/8 PH 6 5/8 PH 6 5/8 PH 203 ,2 203,2 203,2 203,2 127,0 127,0 127 ,0 127,0 37,5 37,5 37,5 37,5 41,9 42,5 42.5 42,5
Примечания:
1. Звездочками отмечены трубы, сведения о которых взяты из проспектов фирмы “Маннесманн” (1980):
» труба имеет частичные для данного типоразмера (группа прочности, толщина стенки или тип замка)
отличия от стандарта АНИ (API RP 7G);
•• трубы данного типоразмера не приводятся в стандарте АНИ (API HP 7G).
2. Численные значения кассы (си) и веса (техническая система единиц в двух последних графах совпадают.
приложение 6
Предельные (соответствующие пределу текучести) растягивающие нагрузки и крутящие
моменты для стальных бурильных труб (ГОСТ Р 50278-92)
Наруж- ный диа- метр трубы, мм Толщи- на стен- ки, мм Растягивающая нагрузка при М/С = Qp , кН (тс) 0 Крутящий момент Mt, Н»м (кгс»м)
при цр = 0
Д Е Л м Р Д Е Л и Р
60,3 7,1 450 (45,9) 613 (62,6) 777 (79,3) 859 (87,6) 6198 (632) 8455 (862) 10712 (1093) 11840 (1208)
73,0 9,2 700 (71,3) 953 (97,2) 1208 (123,2) 1335 (136,2) 1715 (174,9) 11476 (1170) 15655 (1597) 19834 (2023) 21923 (2236) 28160 (2872)
88,9 9,4 11,4 890 (90,8) 1052 (107,3) 1214 (123,8) 1435 (146 ,4) 1538 (156,9) 1818 (185,4) 1700 (173,4) 2010 (205,0) 2183 (222,7) 2580 (263,3) 18505 (1888) 20950 (2137) 25243 (2575) 28575 (2915) 31980 (3262) 36203 (3693) 35350 (3606) 40017 (4082) 45408 (4632) 51400 (5243)
101,6 8,4 932 <35,1) 1272 (129,7) 1610 (164 ,3) 1780 (181,6) 2287 (233,3) 23180 (2364) 31620 (3225) 40060 (4086) 44277 (4516) 56876 (5800)
114,3 8,6 10,9 1082 (110,4) 1342 (136,9) 1476 (150,6) 1830 (186,7) 1870 (190,8) 2320 (236,6) 2070 (210,9) 2564 (261,5) 2656 (270,9) 3293 (335,9) 30724 (3134) 36616 (3735) 41910 (4275) 49950 (5095) 53100 (5416) 63280 (6455) 58690 (5987 ) 69950 (7135) 75390 (7690) 89850 (9165)
127,0 9,2 12,7 1290 (131,6) 1728 (176,3) 1760 (179,5) 2358 (240,5) 2230 (227,5) 2987 (304,7) 2465 (251,4) 3300 (336,8) 3166 (323,0) 4240 (432,6) 40926 (4174) 51930 (5300) 55830 (5634) 70835 (7225) 70730 (7214) 89744 (9154) 78180 (7974) 99200 (10120) 100420 (10243) 127420 (13000)
139,7 9,2 10,5 1430 (145,8) 1615 (164,8) 1950 (198,9) 2203 (224,7) 2470 (252,0) 2792 (284,7) 2730 (278,5) 3086 (314,7) 3508 (357,8) 3964 (404,3) 50525 (5154) 56050 (5717) 68920 (7030) 76460 (7800) 87320 (8907) 96870 (9880) 96520 (9845) 107070 (10920) 123980 (12646) 137540 (14030)
-801-
Приложение 7
Предельные (соответствующие пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
стальных бурильных труб (ГОСТ 631-75)
Наруж- ный диа- метр трубы, мм Толщи- на стен- ки , мм Растягивающая нагрузка dp , кН (тс) Крутящий момент ЛЛг, Н»м (кгс«м) при Qр = 0
при Мл и
Д К Е л М Д К Е Л М
60,3 7 436,5 (44 ,54 ) 574,3 (58,61) 631,8 (64,47) 746,8 (76,19) 861,5 (87,91) 6039 (616,2) 7946 (810,8) 8741 (891,9) 10330 (1054) 11919 (1216)
9 540,2 (55,12) 710,7 (72,52) 781,8 (79,76) 924,0 (94,29) 1066 (108,8) 7015 (715,8) 9230 (941,8) 10153 (1036) 11999 (1224) 13845 (1413)
73,0 6 470,3 (47,99) 618,8 (63,15) 680,7 (69,46) 804,5 (82,09) 9 28,2 (94 ,72) 8416 (858,7) 11073 (ИЗО) 12181 (1243) 14400 (1469) 16611 (1695)
7 540,5 (55,15) 711 ,2 (72,57) 782,3 (79,83) 924 ,6 (94,04) 1067 (108,9) 9415 (960,7) 12389 (1264 ) 13627 (1391) 16105 (1643) 18583 (1896)
8 608,4 (62,08) 800,5 (§1,68) 880,5 (89,85) 1041 (106,2) (122,5) 10318 (1053) 13577 (1385) 14934 (1524) 17650 (1801) 20365 (2078)
9 673,9 (68,76) 886,7 (90,48) 975,3 (99,53) 1153 (117,6) 1330 (135,7) 11131 (1136) 14646 . ( 14 94 ) 16111 (1644) 19040 (1953) 21969 (2242)
11 797,9 (81,42) 1050 (107,1) 1154 (117,8) 1365 (139,3) 1575 (160,7) 12510 (1277) 16461 (1680) 18107 (1848) 21399 (2184) 24692 (2520)
89,0 6 582,6 (59,45) 766,6 (78,23) 843,3 (86,05) 996,6 (101,7) 1150 (117,3) 13087 (1335) 17219 (1757 ) 18941 (1933) 22385 (2284) 35829 (2636)
7 671,5 (68,52) 883,6 (90,16) 972,0 (99,18) 1149 (117,2) 1325 (135,2) 14753 (1505) 19411 (1981) 21353 (2179) 25235 (2575) 29117 (2971)
8 758,1 (77,4) 997,5 (101,8) 1097 (112,0) 1297 (132,3) 1496 (152,7) 16291 (1662) 21435 (2187 ) 23579 ( 2406 ) 27866 (2843) 32153 (3281)
9 842,3 (85,95) 1108 (113,1) 1219 (124,4) 1441 (147,0) 1663 (169,6) 17707 ( 1807 ) 23299 ( 2377 ) 25629 (2615) 30289 (3091> 349 49 (3566)
11 1004 (102,4) 1321 (134 ,8) 1453 (148,3) 1717 (175,2) 1981 (202.2) 0203 (2061) 26582 • (2712) 29241 (29Я4) 34557 () 39874 ( Л ПС С 1
-601-
Продолжение прил. 7
Наруж- ный Диа- метр трубы, мм Толщи- на стен- ки, мм Растягивающая нагрузка Qp ,. кН (тс) Крутящий момент Мк , Н«м (кгс»м) при Qp - 0
при МКs 0
Д К Е Л П Д К Е Л Н
101,6 7 774,7 (79,05) 1019 (104,8) 1121 (114,4) 1325 (135,2) 1529 (156,0) 19807 (2021) 26062 (2659) 28668 (2925) 33880 (3457) 39093 (3989)
8 876,0 (89,39) 1153 (117,6) 1268 (129,4) 1498 (152,9) 1729 (176,4) 21966 (2241) 28903 (2949) 31793. (3244) 37574 (3834) 43354 (4424)
9 975,0 (99,49) 1283 (130,9) 1411 (144,0) 1668 (170,2) 1924 (196,2) 23979 (2447) 31551 (3220) 34707 (3541) 41017 (4185) 47327 (4829)
1Q 1072 1410 1551 1833 2115 25853 34017 37118 44222 51025
(109,4) (143,9) (158,3) (187,1) (215,8) (2638) (3471)^ (3818) (4512) (5207)
114,3 7 878,7 (89,67) 1-156 (118,0) 1272 (129,8) 1503 (153,4) 1734 (177,0) 25660 (2618) 33764 (3445) 37140 (3790 ) 43893 (4479) 50646 (5168)
8 994,9 €101,5) 1309 (133,6) 1440 (146,9) 1702 (173,7) 1964 (200,4) 28554 (2914) 37571 (3834) 41328 (4217) 48842 (4984) 5 635 6 (5751)
9 1109 (113,1) 1459 (148,9) 1605 (163,8) 1897 (193,5) 2188 (223,3) 31276 (3191) 41153 (4199) 45268 (4619) 53498 (5459) 61728 (6299)
10 1220 (124,5) 1606 (163,8) 1766 (180,2) 2087 (213,0) 2408 (245,8) 33834 (3452) 44 518 (4543) 48970 (4997) 57873 (5905) 66777 (6814)
11 1329 (135,6) 1749 (178,5) 1924 (196,3) 2274 (232,0) 2624 (267,7) 36234 (3697) 47676 (4865) 52443 (5351) 61979 (6324) 715U (7237)
127,0 7 982,7 (100,3) 1293 (131,9) 1422 (145,1) 1681 (171,5) 1940 (197,9) 32276 (3293) 42469 (4334) 46715 (4767) 55209 (5634) 63403 (6500
8 1114 (113,7) 1465 (149,5) 1612 (164,5) 1905 (194,4) 2198 (224,3) 38013 (3675) 47385 (4835) 52123 (5319) 61600 (6286) 7107 7 (7253)
9 1242 (126,8) 1635 (166,8) 1798 (183,5) 2125 (216,9) 2452 (250,2) 39552 (4036) 5204 3 (5310) 57247 (5842) 67655 (6904) 78064 (7966)
10 136'9^ (139,7) 1801 (183,8) 1981 (202,2) 2341 (238,9) 2702 (275,7) 42903 (4378) 56451 (576П) 62096 (6336) 73386 (7488) 8 4 67 6 ( 8640)
139,7 8 1233 (125,8) 1622 (165,5) 1784 (182,0) 2108 (215,1) 2433 (248,2) 44342 (4525) 58345 (5954) 64180 (6549) 75849 (7740) 87518 (8930)
-oil-
Окончание прил. 7
Наруж- ный диа- метр трубы, мм Толщи- на стен- ки , мм Растягивающая нагрузка фр , кН <тс> Крутящий момент Мк, Н»м (кгс*м) | при фр = 0
при М/С = 0
Д К Е Л И Д К Е Л И
139,7 9 1376 (140,4) 1811 (184,8) 1992 (203,2) 2354 (240,2) 2716 (277,2) 48808 (4980) 64222 (6553) 70644 (7209) 83488 (8519) 96333 (9830)
10 1517 (154,8) 1997 (203,7) 2196 (224,1) 2596 (264,9) 2995 (305,6) 53060 (5414) 69816 (7124) 76797 (7836) 90760 (9261) 104723 (10686)
11 1656 2179 2397 2833 3269 57103' 75136 82649 97677 112704
(169,0) (222,4) (244,6) (289,1) (333,6) (5827 ) (7667) (8434) (9967) (11500)
168,3 9 1677 (171,2) *2207 (225,2) 2428 (247,7) 2869 (292,8) 3311 (337,8) 73242 (7474) 96371 (9834) 106008 (10817) 125282 (12784) 144556 (14751)
10 1852 (189,0) 2437 (248,7) 2681 (273,5) 3168 (323,3) 3655 (373,0) 79920 (8155) 105158 (10730) 115674 (11803) 136706 (13960) 157737 (16096)
-112-
Приложёние 8
Предельные (соответствующие'пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
бурильных труб из сплава Д16Т
(ГОСТ 23786-79 и РД 39-013-90)
Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Растягивающая нагрузка при Mrf f кН (тс) Крутящий момент Мк при Н’М (КГС’И)
64,0 fi 455,7 (46,45) 6577 (670,4)
73,0 9 585,9 (59,72) 9677 (986,4)
93,0 9 768,9 (78,38) 17030 (1736)
103,0 9 860,4 (87,71) 21505 (2192)
114,0 10 1057 (107,8) 29235 (2980)
129,0 9 1099 (112,0) 35590 (3628)
11 1320 (134,6) 41495 (4230)
147,0 9 1264 (128,8) 47440 (4836)
11 1522 (155,1) 55625 (5670)
13 1772 (180,6) 63060 (6428)
16 2132 (217,3) 72910 (7432)
17 2247 (229,1) 72870 (7734)
170,0 11 1779 (181,3) 76715 (7820)
5
Приложение 3
Предельные (соответствующие пределу текучести) растягивающие
нагрузки и крутящие моменты для импортных (по стандартам АНИ)
бурильных труб
Наружный диаметр трубы, мм (дюйм) Толщина стенки, мм Растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести, кН (тс) Крутящий момент, соответствующий пределу текучести. Н*м (кгс’м)
Е-75 •Х-95 G-105 S-135 Е-75 Х-95 G-105 S-135
60,3 7,11 613,6 777,8 859,3 1105 8459 10722 11846 15233
(2 3/9) (62,61) (79,36) (87,68) (112,7) (863,2) (1094) (1209) (1554)
73 , 0 5,51 603,4 764,8 844,9 1087 10940 13867 1 5321 19701
<2 7/8) (61,57) (78,04) (86,22) (110,9) (1116) (1415) (1563) (2010)
7,82 827,0 (84,39) 1048 (107,0) 1158 (118,2) 1489 (152,0) 1 4094 ( 1438 ) 17865 (1823) 19737 (2014) 25380 (2590 )
9,19 951,5 (97,09) 1206 (123,1) 1332 (136,0) 1713 (174,8) 15638 (1596) 19821 (2023) 21899 (2235) 28160 (2873)
88,9 6,45 862,9 1094 1208 1554 19164 24291 26836 34509
(3 1/2) (88,05) (111,6) (123,3) (158,5) (1955) (2479) (2738) ( 3521 )
9,35 1207 1530 1690 2173 25141 31868 . 35207 45273
(123,1) (156,1) (172,4) (221,8) (2565) (3252) (3593) (4620)
11,40 1433 *'(146,3) 1817 (185,4) 2007 (204,8) 2581 (263,4) 28563 (2915) 36205 (3694) 39999 (4082) 51436 (5248)
101,6 8,38 1267 1607 1775 2282 31548 39998 44179 56810
(4) (129,9) (163,9) (181,1) • (232,9) (3219) (4080) (4508) ( 5797 )
114,3 6,88 1199 1520 1679 2159 35089 44477 49138 63187
(4 1/2) (122,4) (155,1) (171,3) (220,3) (3581) (4538) (5014 ) (6448)
8,56 1469 (149,9) 1862 (189,9) 2057 (209,9) 2645 (269,9) 41742 (4259) 52911 (5399) 58455 (5965) 75168 (7670)
10,92 1832 2322 2565 3298 49992 63367 70008 90023
(186,9) (236,9) (261,7) (336,6) (5101) (6466) (7144) (9186)
Окончание прил.9
Наружный дианетр трубы, мм (дюйм)- Толщина стенки, мм Растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести, кН (тс) Крутящий момент, соответствующий пределу текучести, Н»м (кгс«м)
Е-75 Х-95 G-105 S-135 Е-75 Х-95 G-105 S-135
127,0 7 52 1458 1848 2042 2625 47491 60197 66506 85520
(5) (148,8) (188,6) (208,3) (267,9) (4846) (6143 ) (6786) (8727 )
9,19 1757 (179,2) 2227 (227,2) 2460 (251,0) 3163 (322,8) 55756 (5689) 70673 (7112) 78079 (7967) 100402 (10245)
12,70 2355 (240,3) 2985 (304,6) 3298 (336,6) 4241 (432,8) 70805 (7225) 89749 (9JL58) 99153 (10118) 127502 (13010)
139,7 7,72 1653 2095 2315 2977 59707 75681 83612 107518
(5 1/2) (168,7) (213,8) (236,2) (303,8) (6093) (7723) (8532) ( 10971 )
9,17 1942 (198,2) 2462 (251,2) 2720 (277,5) 3497 (356,9) 68713 (7012) 87097 (8887) 96224 (9819 ) 123735 (12626)
10,54 2209 (225,4) 2800 (285,7) 3093 (315,6) 3977 (405,9) 76649 (7821) 97156 (9914 ) 107337 (10953) 138026 ( 1 4084 )
152,4 8,23 1925 2440 2696 3767 76041 96386 106486 136931
(6 ) (196,4) (249,0) (275,1) (353,7) (7759) (9835) ( 10866 > (13973)
9,65 2235 ( 228,1) 2833 (289,1) 3130 (319,4) 4025 (410,7) 86665 (8843) 103653 (11209? 121364 (12384) 156064 ( 15 925 )
163 , 3 8,38 2174 2756 3045 3316 9 5 6 4 3 12123-' 133937 172230
(6 5/8) (221,9) (281,2) (310,7) (399,5) (9760) (12371) ( 13667 ) ( 17 575 )
Приложение 1О
Предельные внутреннее и наружное давления для стальных бурильных труб по ГОСТ Р 50275-32
Наружный < условный) диаметр трубы, мм Т олщина стенки, им Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, КПа (кгс/мм2)
Д Е Л И Р Д Е Л К Р
60.3 7.1 78,20 (7,97) 106,5 (10,86) 135,0 (13,76) 149,2 (15,21) - 74,65 (7,61) 100,9 (10,29) 126,8 (12,93) 139.5 (14 ,22) -
73,0 9,2 83,78 (8,54) 114,0 (11,62) 144,5 (14,73) 159,7 (16,28) 205,3 (20,93) 80,83 (8.24) 109.4 (11,15) 137,7 (14,04) 151,6 (15,45) 192,7 (19,64)
86,9 9,4 70,24 (7,16) 95,65 (9,75) 121,3 (12,36) 134,0 (13,66) 172,3 (17,56) 65,73 (6,70) 88,50 (9,02) 110,9 (11,30) (12,40 153,0 (15,60)
11.4 85,15 (8,68) 116,1 (11,83) 147,2 (15,00) 163.5 (16,56) 209,0 (21,30) 82,40 (8.40) 111,6 (11,38) 140,6 (14,33) 154.8 (15,78) 196,9 (20,07)
101,6 8.4 54,94 (5,60) 74,75 (7,62) 94,76 (9,66) 104^8 (10,68) 134,7 (13,73) 48,27 (4,92) 64,16 (6,54) 78,97 (8,05) 85,84 (8,75) 104,6 (10,66)
114,3 8,6 50,03 (5,10) 68,08 (6,94) 88,33 (8,80) 95,35 (9,72) 122,6 (12,50) 42,48 (4,33) 55,92 (5,70) 68,08 (6,94) 73.58 (7,50 87,90 (8.96)
10,9 , 63,37 (6,46) 86,23 (8,79) 109,4 (11,15) 120,9 (12,32) 155,4 (15,84) 58,00 (5,91) 77,70 (7,92) 96,73 (9,86) 105,9 (10,80 131,7 (13,43)
127,0 9,2 48,17 (4,91) 65,53 (6,68) 83,09 (8,47) 91,82 (9,36) 118,0 (12,03) 40,32 (4,11) 52,78 (5,38) 63,96 (6,52) 68.96 (7,03) 81,52 (8,31)
12,7 66,41 ($,77) 90,45 (9,22) 114,7 (11,69) 126.7 (12,92) 162,9 (16,61) 61,41 (6,26) 82,60 (8,42) 103,1 (10,51) 113.0 (11,52) 141,4 (14,41)
139,7 9,2 43,75 (4,46) 59,55 (6,07) 75,54 (7,70) 83,48 (8,51) 107,3 (10,94) 34,92 (3,56) 45,32 (4,62) 53,96 (5,50) 57,68 (5,88) 66,71 (6,80)
10,5 49,93 (5,09) 68,00 (6,93) 86,23 (8,79) 95,26 (9,71) 122,4 (12,48) 42,48 (4,33) 55,92 (5,70) 68,00 (6,93) 73.48 (7,49) 87,70 (8,94)
-115-
Приложение 11
Предельные внутреннее и наружное давления для стальных бурильных труб
по ГОСТ 631-75
Наружный (условный) диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Внутреннее давление, ППа (кгс/мм2') Наружное давление, МПа (кгс/мм2')
Д К Е Л М Д К Е Л м
60,3 7 75,65 99,54 109,5 129,4 149,3 72,07 94,13 103,3 121.3 139,0
(7,72) (10,16) (11,17) (13,20) (15,24 ) (7,35) (9,61) (10,54) (12,38) (14,18)
9 97,27 129,99 140,8 166,4 192,0 96,08 126,0 138,5 163,2 187,7
(9,93) (13,06) (14,37) (16,98) (19,59) (9,80) (12.86) (14,13) (16,85) (19,16)
73,0 6 53,56 70,48 77,53 91,62 105,7 47,05 60,60 66,0 76,39 96,11
(5,47) (7,19) (7,91) (9.35) (10,79) (4,80) (6,18) (8,74) (7,79) (8,79)
7 62,49 82,23 90,45 106.9 123,3 57,27 74,39 91 , 36 94,95 108.1
(6.38) (6,39) (9,23) (10,91) (12,59) (5,84) (7,59) (8.30) (9,69) (11,03)
8 71,42 93,97 103,4 122,2 141,0 67,33 87,86 96.30 112,9 129,2
(7,29) (6,53) (10,55) (12,47) (14,38) (6,87) (8,97) (9,83) (11,52) ( 13,19 •
9 80.35 106,7 116,3 137.4 158,6 77,30 101,1 111,0 130,5 143,7
(8.20 (10,79) (11,87) (14.02) (16,18) (7,89) (10,32) (11,32) \ 1 3.31 (15,28)
11 88,20 129,2 142,1 168,0 193,8 97,11 127,4 111,0 140,0 165,0
(10,02) (13,18) (14,50) (17,14) (19,78)- (9.91) (13,00) (11,32) (14,28) (16,60)
1 83,0 6 43.93 57.81 63,59 75,15 86,71 35,74 45,12 4 6,63 55,24 60,97
(4,48) (5,90) (6,49) (7,67) (8,85) (3.65) (4,60) (4,37) (5,64) (6,22)
7 51,26 67,44 74,19 87,68 101,2 4 4,38 56,96 61,84 "1,4? 80,22
(5,23) (6,88) (7,57) (8,95) (10,32) (4,53) (5.61) (6,32) (8,19)
8 58,58 77,08 84 ,79 100,2 115,6 52,82 68,40 ~ 4 . 70 66,93 98,63
(5,98) (7,97) (8,65) (10,22) (11,80) (5,39) <6 , S6) (7,62' (8,87) V A v , U .*
9 65,90 86,71 95,38 112,7 130,1 61.12 79,57 97,10 131.9 х 1 6 . Л
(6,72) (8,85) (9,73) (11,50) (13,28) (6,24) (9,12) ( 8.8 9 • ' ’ 2 4 G 1 (11,97-!
11 80,55 106,0 116,6 13 7,8 159,0 77,53 101,4 111,3 130.8 150.2
(8,22) (10,81) (11,90) (14,06) (16,22) (7,91) (10,35) (11,36 > <13,35’ _j (15.30’
Продолжение прил.11
Наружный ( условный) диаметр трубы, мм Т-.>71щина стенки ММ Внутреннее давление, МПа (кгс/мг 1Х) Наружное давление, МПа (кгс/мг- >2)
Д К Е Л у; Д К Е Л М
101.6 е 9 10 44,90 (4,59) \5^24) 57,73 (5,99) 6 4,14 (6,55) 59,09 (6,03) 67,52 (6,99) 75,96 (7,75) 94,40 (9,61) 64,99 (6,63) 74,27 (7,58) 93,56 (9,53) 92,64 (9,47) 76,90 (7,94) 97,79 (9,96) 99,75 (10,09) 109,7 (11,20) 86,62 (9,04) 101,3 (10,33) 113,9 (11,63) 126,6 (12,92) 3 6,89 (3,76) 44,44 (4,54) 51,64 (5,29) 59,14 (6,03) 46,70 (4,77) 57,05 (5,82) 67,09 (6,85) 76,90 (7,85) 50,47 (5,15) 62,05 (6,33) 73,24 (7,47) 84,15 (8,59) 57,41 (5,86) 71 ,55 (7.33) 8 5,16 (8,69) 98,34 (10,03) 63,54 (6,48) 80,37 (6,20) 36,53 (9,85) (11.44)
114,3 7 8 9 10 11 39,91 (4,07) 45,61 (4,65) 51,31 (5,24) 57,02 (5,92) 62,72 (6,40) 52,52 (5,36) 60,02 (6,12) 67,52 (6,99) 75,02 (7,66) 92,52 (9,42) 57,77 (5,99) 66,02 (6,74) 74,27 (7,59) 92,52 (9,42) 90,79 (9,26) 69,27 (6,97) 79,02 (7,96) 97,78 (8,96) 97,53 (9,95) 107,3 (10,95) 78,77 (8,04) 90,03 (9,19) 101,3 (10,33) 112,5 (11,48) 123,8 (12;63) 30,87 (3,15) 37,74 (3,65) 44 ,44 (4,54) 51,03 (5,21) 57,52 (5,87) 38,40 (3,92) 47,87 (4,88) 57,05 (5,82) 65,98 (6,73) 74,74 (7,63) 41,18 (4,20) 51,78 (5,28) 62,05 (6,33) 72,01 (7,35) 81,74 (8,34) 46,09 (4,70) 59,01 (6,02) 71,55 (7,30) 83,57 (8,54) 95,44 (9,74) 50,21 (5,12) 65,44 (6,68) 80.37 (8,20) 94,77 (9,67) 108,7 (11,09)
127,0 7 6 9 10 ’ 35,32 (3,67) 41,05 (4,19) 46,19 (4,71) 51,31 (5,241 47,26 (4,92) 54,02 (5,51) 60,77 (6,20) 67,52 (6,99) 51,99 (5,31) 59,42 (6,06) 66,92 (6,92) 74,27 (7,59> 61,44 (6,27) 70,22 (7,17) 79,00 (8,06) 87,78 (8,96) 70,90 (7,23) 81,02 (8,27) 91,15 (9,30) 101,3 (10,33) 25,95 (2,65) 32,26 (3,29) 38,42 (3,92) 44,44 (4,54) 31,64 (3,23) 40,32 (4,11) 48,80 (4,98) 57,05 (5,82) 33,64 (3,43) 43,32 (4,42) 52,82 (5,39) 62,05 (6,33) 37,04 (3,78) 48,69 (4,97) 60,28 (6,15) 71,55 (7,30) 39,76 (4,06) 53,25 (5,43) 66,95 (6,83) ₽0,37 (8,20)
139,7 g 9 37,32 (3,91) 41,99 49,11 (5,01) 55,24 54,02 (5,51) 60,77 63,84 (6,51) 71,82 73,66 (7,52) 82,87 27,69 (2,83) 33,39 34,02 (3,47) 41,88 36,28 (3,70) 45,07 40,20 (4,10) 50,82 43,38 (4,43) 55,75
Окончание прил.11
Наружный (условный) диаметр трубы, мм Толщина стенки, Внутреннее давление, МПа (кгс/мр 1*> Наружное давление, МПа (кгс/Mf I2)
Д К Е Л М Д К Е Л м
10 11 (4,28) 46,65 (4,76) 51,31 (5,24) (5,64) 61,38 (6,26) 67,52 (6,89) (6,20) 67,52 (6,89) 74,27 (7,58) (7,33) 79,80 (8,14) 87,78 (8,96) (8,46) 92,07 (9,40) 101,3 (10,33) (3,41) 38,97 (3,98) 44,44 (4,54) (-5.27) -'3,56 (5,06) 57.05 (5,82) (4,60) 53,67 (5,48) 62.05 (6,33) (5,19) 61,32 (6,26) 71,55 (7,30) (5,69) 68,19 (6,96) 80,37 (8,20)
166,3 9 10 34,85 (3,56) 38,72 (3,95) 45,86 (4,68) 50,95 (5,20) 50,44 (5,15) 56,05 (5,72) 59,61 (6,08) 66,24 (6,76) 68,76 (7,02) 76,43 (7,80) 24,62 (2,51) 36,40 (3,71) 29.82 (3,04) 36,40 (3,71) 31,62 (3,23) 38,93 (3,97) 34,65 (3,54) 43,38 (4,43) 37,05 (3,78) 47,06 (4,80)
Приложение 12
Предельные внутреннее и наружное давления
для бурильных труб из сплава Д1 6Т
по ГОСТ 23786-79 и РД 39-013-90
Наружный диаметр трубы, мм Толщина ciенки, мм Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, МПа (кгс/мм2)
64,0 8 70,74 (7,22) 66,19 (6,75)
73,0 9 69,77 (7,12) 65,05 (6,64)
93,0 9 54,77 (5,59) 39,77 (4,06)
114,3 10 49,64 (5,07) 40,02 (4,08)
129,0 9 39,48 (4,03) 26,06 (2,66)
11 48,26 (4,92) 38,17 (3,89)
147,0 9 34,65 (3,54) 19,45 (1,98)
11 42,35 (4,32) 30,06 (3,07)
13 50,05 (5,11) 40,56 (4,14)
16 61,60 (6,29) 55,23 (5,64)
17 65,45 (6,68) 59,90 (6,11)
170,0 11 36,62 (3,74) 22,10 (2,26)
Приложение 13
Предельные наружное и внутреннее давления для
импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб
Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) Толщина стенки, мм Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, МПа (кгс/мм2)
Е-75 Х-95 G-105 S-135 Е-75 Х-95 G-105 3-135
SO, 3 7 ,11 106,7 135,1 149,3 191,9* 107,6 136,2 150,6 176,9*
(2 3/8) (10,89) (13,79) (15;23) (19,58) (10,98) (13,90) А (15,37) (18,05)
73 ,0 5,51 68,3 86,5 95,6 122,9* 72,2 89,1 96,6 88,4*
<2 7/8) (6,97) (8,83) (9,76) (12,54) (7,37) (9,09) (9,86) (9,02)
7,82 96,9 (9,89) 122,8 (12,53) 135 ,6 (13,84) 174,5 (17,76) 98,9 (10,09) 125,3 (12,79) 138,5 (14,13) 178,0 (18,16)
9,19 114,0 (11,63) 144,3 (14,72) 159,5 (16,28) 205,1 (20,93) 113,8 (11,61) 144,2 (14,71) 159,3 (16,26) 204 , 9 (20,91)
88,9 6,45 65 , 6 8 3,2 92,0 118,2 69,2 83,2 90,0 108,8
(3 1/2) (6,69) (6,69) (9,39) (12,06) (7,06) (8,49) (9,18) (11,10)
9,35 95,1 (9,70) 120,5 (12,30) 133,2 (13,59) 171,3 (17,48) 97 , 3 (9,93) 123,3 (12,58) 136,2 (13,90) 175,1 i (17,87)
11,40 116 , 1 (11,84) 147,1 (15,01) 162,5 (16,58) 209,0 (21,33) 115,6 (11,80) 146,5 (14,95) 161,9 (16,52) 208,2 (21,24)
'101,6 8 ,38 74,7 94 , 6 104,5 134 , 4 78,3 99,1 109,6 13S , 1
j<4) (7,62) (9,65) (10,66) (13,71) £7,39) (10,11) (11,16? (14,13)
: 114, з 6,8В 54 , 5 69,0* 76 , 2* 38,0* 49.6 4 5,3* 48,0* 54,2*
(4 1/2) (5,56) (7,04) (7,77) (10,00) ( 5,06) (4,62) (4,83) (”5,53) ।
i 8 , 56 67,8 85,8 94 , 9 122,0 71 , 6 87 , 9 95 , 3 115,8
1 (6,92) (8,76) (9,68) (12,45) (7,30) (8,97) (9,72) (11,82.)
1 10,92 86,5 109,6 121,1 155,7 89,4 113,2 125,1 160,5
(8,83) (11,18) (12,38) (15,89) (9,12) (11,55) (12,77) (16,42)
L
Окончание прил.13
U-. u, u i-' l_ i— L_ l_. i— i_ i
Наружный диаметр трубы, мм (дюймов) Толщина стенки, мм Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, МПа (кгс/мм2)
Е-75 Х-95 G-105 S-135 Е-75 Х-95 G-105 S-135
127,0 (5) 7,52 9,19 12,70 53,6 (5,47) 65,5 (6,68) 90,5 (9,23) 67,8 (6,92) 83,0 (8,47) 114,6 (11,69) 75,0 (7,65) 91,7 (9,36) 126,7 (12,93) 96,5 (9,85) 117,9 (12,03) 162,9 (16,62) 48,1 (4,91) 68,9 (7,03) 93,1 (9,50) 55,8 (5,69) 82,8 (8,45) 117,9 (12,03) 59,4 (6,06) ‘89,6 (9,14) 130,3 (13,30) 68,0 (6,94) 108,2 (11,04) 167,5 (17,09)
133,7 (5 1/2) 7,72 9,17 10,54 50,0 (5,10) 59,4 (6,06) 68,3 (6,97) 63,4 (6,47) 75,2 (7,67) 86,5 (8,83) 70,1 (7,15) 83,2 (8,49) 95,6 (9,76) 90,0 (9,18) 106,9 (10,91) 122,9 (12,54) 41,9 (4,28) 58,2 (5,94) 72,1 (7,36) 47,8 (4,88) 68,9 (7,03) 89,1 (9,09) 50,3 (5,13) 74,0 (7,55) 96,5 (9,85) 56,0 (5,71) 87,6 (8,94) 117,6 12,00)
152,4 (6) 8,23 9,65 48,8 <4,98) 57,3 (5,85) 61,9 (6,32) 72,6 (7,41) 68,4 (6,98) 80,2 (8,18) 87,9 (8,97) 103,2 (10,53) 39,8 (4,06) 54,5 (5,56) 44 , 4 (4,53) 64,2 (6,55) 47,5 (4,85) 68,7 (7,01) 52,1 (5,32) 80,5 (8,21)
168,3 (6 5/8) 8,38 45,1 (4,60) 57,1 (5,83) 63,1 (6,44) 81,2 (8,29) 33,2 (3,39) 36,6 (3,73) 37,9 (3,87) 41,6 (4,24)
* Предельные наружное и внутреннее давления рассчитаны по формулам
(42), (43) настоящей инструкции в связи с отсутствием данных в
стандартах АНИ.
-IEI-
I
Приложение 14
Предельные (соответствующие пределу текучести) осевые растягивающие нагрузки в
клиновом захвате на бурильные трубы по стандартам АНИ / по ГОСТ Р 50278-S2, кН (тс)
Наружный диаметр трубы, мм (дюйм) Толщи- на стен- ки, мм Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм
Парка стали / группа прочности Парка стали / группа прочности
~/д Е-75/Е Х-95/Л G-105/H S-135/P -/д Е-75/Е Х-95/Л G-105/П S-135/P
60,3 (2 3/8) 7,11 406,1 (41,4) 552,4 (56,4) 700,2 (71,4) 773,6 (78,9) 994,7 (101,5) 416,9 (42,5) 566,5 ’ (57,8) 718,1 (73,3) 793,3 (81,0) 1020 (104,1)
73,0 (2 7/8) 5,51 529,0 (54,0) 670,5 (68,4) 740,8 (75,6) 952,6 (97,2) 545,8 (55,7) 691,8 (70,6) 764,3 (78,0) 982,9 (100,3)
7,82 728,1 (74,3) 922,9 (94,2) 1020 (104,0) 1311 (133,8) 750,6 (76,6) 951,4 (97,1) 1051 (107,3) 1352 (137,9)
9,19 617,0 (62,9) 839,8 (85,7) 1065 (108,6) 1176 (120,0) 1512 (154,3) 635,7 (64,4) 865,2 (88,3) 1097 (111,9) 1212 (123,6) 1558 (159,0)
88,9 <3 1/2) 6,45 736,4 (75,1) 933,4 (95,2) 1031 (105,2) 1326 (135,3) 764,4 (78,0) 968,9 (98,9) 1070 (109,2) 1377 (140,5)
9,35 761,3 (77,6) 1035 (105,6) 1312 (133,9) 1450 (147,9) 1864 (190,2) 788,7 (80,4) 1073 (109,5) 1361 (138,8) 1503 (153,4) 1933 (197,2)
11,40 907,4 (92,5) 1234 (125,9) 1564 (159,6) 1728 (176,4) 2223 (226,8) 939,8 (95,8) 1279 (130,5) 1621 (165,4) 1791 (182,7) 2303 (235,0)
101,6 (4) 8,38 780,0 (79,5) 1061, (108,3) 1345 (137,3) 1486 (151,7) 1911 (195,0) 813,2 (82,9) 1106 (112,9) 1402 (143,1) 1549 (158,1) 1992 (203,3)
114,3 <4 1/2) 6,88’ 979,8 (100,0) 1242 . (126,7) 1372 (140,0) 1764 (180,0) 1027 (104,8) 1302 (132,8) 1438 (146,7) 1849 (188,7)
-122-
Окончание прил.14
Наружный диаметр трубы, мм (дюйм) Толщи- на стен- ки, .мм Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм
Марка стали / группа прочности Марка стали / группа прочности
-/д Е-75/Е Х-95/Л G-105/M S-135/P -/д Е-75/Е Х-95/Л G-105/M S-135/P
114,3 <4 1/2) 8,56 884,9 (90,2) 1204 (122,8) 1526 (155,7) 1685 (172,0) 2167 (221,1) 926,1 (94,4) 1260 (128,6) 1598 (163,0) 1765 (180,1) 2270 (231,6)
10,92 1108 (112,9) 1507 (153,8) 1910 (194,9) 2111 (215,4) 2714 (276,9) 1160 (118,2) 1577 (160,9) 1999 (204,0) 2208 (225,3) 2840 (289,8)
127,0 (5) 7,52 1167 (119,1) 1480 (151,0) 1635 (166,8) 2102 (214,5) 1229 (125,4) 1557 (158,9) 1720 (175,5) 2212 (225,7)
9,19 1037 (105,7) 1411 (143,9) 1788 (182,4) 1975 (201,5) 2540 (259,2) 1091 (111,2) 1484 (151,4) 1881 (191,9) 2078 (212,0) 2672 (272,6)
12,70 1398 (142,5) 1902 (194,1) 2411 (246,0) 2664 (271,8) 3426 <349,5) 1469 (149,7) 1998 (203,9) 2533 (258,5) 2798 (285,6) 3599 (367,2)
139,7 (5 1/2) 7,72 1297 (132,3) 1644 (177,7) 1816 . (185,3) 2335 (238,3) 1371 (139,8) 1737 (177,3) 1919 (195,8) 2468 (251,1)
9,17 1123 (114,4) 1527 (155,8) 1935 (197,5) 2138 (218,2) 2750 (280,6) 1186 (120,9) 1613 (164,6) 2045 (208,6) 2259 (230,5) 2905 (296,4)
10,54 12-7 9 (130,4) 1741 (177,6) 2206 (225,1) 2437 (248,7) 3134 (-319,8) 1351 (137,7) 1838 (187,5) 2330 (237,7) 2574 (262,6) 3310 (337,7)
152,4 (6) 8,23 1481 (151,1) 1877 (191,5) 2073 (211,6) 2666 (272,0) 1571 (160,3) 1992 (203,2) 2200 (224,5) 2829 (288,7)
9,65 1723 (175,8) 2184 (222,8) 2413 (246,2) 3102 (316,6) 1828 (186,5) 2316 (236,4 ) 2559 (261,1) 3291 (335,8)
168,3 (6 5/8) 8,38 1631 (166,4) 2067 (211,0) 2284 (233,1) 2937 (299,7) 1740 (177,5) 2205 (225,0) 2436 (248,6) 3133 (319,7)
Приложение 15
Предельные (соответствующие пределу текучести) осевые растягивающие нагрузки
в клиновом захвате на бурильные трубы по ГОСТ 631-75, кН (тс)
Наружный диаметр трубы, мм Толщи- на стен- ки , мм Длина клина ЗО'о мм Длина клина 400 мм
Г Р у п п а про ч н О С т и Группа прочности
Д К Е Л Н Д К Е Л П
60,3 7 392,9 516,9 568,6 672.0 775,4 402,9 530,2 583,2 680,2 795,3
(40,1) (52,7) (58,0) (68,6) (79,1) (41,1) (54,1) (59,5) (70,3) (81,2)
9 488,0 642,1 706,3 834,7 963,2 500,1 658, ) 723,8 855,4 987,0
(49,8) (65,5) (72,1) (85,2) (98,3) (51,0) (67,1) (73,9) (87,3) (100,7)
73,0 6 412,7 543,0 597,3 705,9 814,5 425,7 560,2 616,2 728,2 840,3
(42,1) (55,4) (58,0) (68,6) (79,1) (43,4) (57,2) (62,9) (74.3) (85,7)
7 475,2 625,2 687,7 812,8 937,8 490,0 644,7 709,2 838,1 967,1
(48,5) (63,8) (72,1) (85.2) (98,3) (50,0) (65,8) (72,4) (85.5) (98,7)
8 535,8 705,0 775,5 916.5 1057,0 552,3 726,7 799,3 944,7 1090,0
(54,7) (71,9) (58,0) (68,6) (107,9) (56,4) (74,2) (81,6) (96,4) (111,2)
9 594,6 782,4 860,6 1017,0 1174,0 612,6 806,1 886,7 1048,0 1209,0
(60,7) (79,8) (72,1) (103,8) (119,7) (62,5) (82,3) (90,5) (106,9) (123,4)
11 706,6 929,8 1023,0 1209,0 1395,0 727,4 957.1 1052,0 1244.0 1436,0
(72,1) (94,9) (104,4) (123,3) (142,3) (74,2) (97,7) (107,4) (127,0) (146,5)
89,0 6 496,7 653,6 719,0 849,7 980,4 515,7 678,6 746,5 882,2 1018
- (50.7) (66,7) (73,4) (86.7) (100,0) (52,6) (69,2) (76,2) (90,0) (103,9)
7 573,6 754,7 830,1 981,1 1132 595,3 783,2 861,6 1018 1175
(58,5) (77,0) (84,7) (100,1) (115,5) (50,0) (79,9) (87,9) (103,9) (119,9)
8 648,7 853,6 938,8 1109,0 1280 672,9 885,5 974,0 1151 1328
(66,2) (87,1) (95,8) (113,2) (130,6) (68,7) (90,4) (99,4) (117,5) (135,5)
9 7 2 .2,0 950,0 1045,0 1235.0 1425 748,8 985,2 1083 1281 1478
(73 '"7') (96,9) (106,6) (126,0) (145,4) (76,5) (100,5) (110,6) (130,7) (150,8)
11 863,5 1136,0 1250,0 1477,0 1704 894,7 1177 1295 15 ЗС. 1766
(88,1) (115.9) (127,5) (150,7) (173,9) (91,3) (120,1) (132,1) (156,2) (180,2)
Продолжение прил.15
Наружный диаметр трубы, мм Толщи- на стен- ки, мм Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм
Группа прочное т и Группа про ч н 0 с т и
Д К Е Л И Д К Е Л Н
101,6 7 647,2 851,5 936,7 1107 1277 675,0 888,1 976,9 1154 1332
(66.0) (86,9) (95,6) (113,0) (130,3) (68,9) (90,6) (99,7) (117,8) (135,9)
В 733,1 964,6 1061 1254 1447 764,3 1006 1106 1307 150В
(74,8) (98,4) (108,3) (128,0) (147,6) (78,0) (102,6) (112,9) (133,4) (153,9)
3 817,3 1075 1183 1398 1613 851,8 1120 1233 1457 1681
(83,4) (109,7) (120,7) (142,7) (164,6) (86,9) (114,4) (125.8) (148,7) (171,5)
10 900,0 1184 1302 1539 1776 937,5 1233 1357 1604 1850
(91,8) (120,8) (132,9) (157,1) (181,2) (95,7) (125,9) (138,5) (163,6) (188,8)
114,3 7 718,2 945,0 1039 1228 1417 752,6 990,2 1089 1287 1485
(73,3) (96,4) (106,1) (125,4) (144,6) (76,8) (101,0) (111,1) (131,4) (151,6)
8 814,5 1072 1179 1393 160В 853,2 1123 1235 1459 1684
(83,1) (109,4) (120,3) (142,2) (164,0) (87,1) (114,6) (126,0) (148,9) (171,8)
9 909,3 1196 1316 1555 1795 952,1 1252 1378 1629 1879
(92,8) (122,1) (134,3) (158,7) (183,1) (97,2) (127,8) (140,6) (166,2) (191,7)
10 1002 1319 1451 1715 1979 1049 1381 1519 1795 2071
\ (102.3) (134,6) (148,0) (175,0) (201,9) (107,1) (140,9) (155,0) (183,1) (211,3)
11 1094 1439 1583 1871 2159 1145 1506 1657 1958 2259
(111,6) (146,9) (•161,6) (190,9) (220,3) (116,8) (153,7) (169,1) (199.6) (230,5)
127,0 7 786,2 1034 1138 1345 1552 827,6 1089 1198 1416 1633
(80,2) (105,6) (116,1) (137,2) (158,3) (84,4) (111,1) (122,2) (144,4) (166,7)
8 892,5 1174 1292 1527 1762 939,1 1236 1359 1606 1854
(91,1) (119,8) (131,8) (155,8) (179,7) (95,8) (126,1) (138,7) (163,9) (189,1)
9 . 997,3 1312 1444 1706 1968 1049 1380 1518 1794 2070
(101,8) (133,9) (147,3) (174,1) (200,9) (107,0) (140,8) (154,9) (183,1) (211,3)
10 1101 1448 1593 1882 2172 1157 1523 1675 1979 2284
(112,3) (147,8) (162,5) (192,1) (221,6/ (118,1) (155,4) (170,9) (202,0) (233,1)
Окончание прил.15
Наружный диаметр трубы, мм Толщи- на стен- ки , мм Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм
Г Р у п п а про Ч Н О с Т и Г Р у п п а про ч н о С Т И
Д К Е Л М Д К Е Л И
139,7 8 967 ,2 1273 1400 1684 1909 1022 1345 1480 1748 2018
(98 , 7) (129,9) (142,9) (168,8) (194,8) (104,3) (137,3) (151,0) (178,4) (205,9)
9 1082 1423 1566 1850 2135 1143 1504 1654 1955 2255
(110, 4) (145,2) (159,8) (188,8) (217,8) (116,6) (153,4) (168,8) (199,5) (230,2)
10 1195 1572 1729 2043 2358 1262 1660 1826 2158 2490
(121, 9) (160,4) (176,4) (208,5) (240,6) (128,7) (169,4) (186,3) (220,2) (254,1)
11 1306 1718 1890 2234 2578 1379 1814 1996 2360 2722
(133, 3) (175,4) (192,9) (228,0) (263,0) (140,7) (185,1) (203,7) (240,7) (277,7)
168,3 9 1259 1657 1823 2154 2486 1343 1767 1944 2297 2651
(128, 5) (169,1) (186,0) (213,8) (253,6) (137,0) (180,3) (198,4) (234,4) (270,5)
10 1393 1832 2016 2382 2749 1484 1954 2149 2540 2930
(142, 1) (187,0) (205,7) (243,1) (280,5) (151,5) (199,3) (219,3) (259,2) (300,0)
К—? \ '!__£ —*>4 ____4 >----4 • 4
Приложение 16
-127-
Предельные (соответствующие пределу текучести)
Ьсевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате
на бурильные трубы из сплава Д16Т по ГОСТ 23786-79
и РД 39-013-90. кН (тс)
Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Длина клина, мм
тела утолщенных концов 300 400
64 8 11 533,4 (54,4) 547,0 (55,8)
73 9 16 828,4 (84,5) 850,8 (86,8)
93 9 16 1079 (110,1) 1117 (114.0)
103 9 16 1197 (122,2) 1245 (127,0)
114 10 15 1251 (127,6) 1307 (133,3)
129 9 15 1404 (143,3) 1475 (150,5)
11 17 1569 <160,0) 1646 (168,0)
147 9 15 1578 (161,0) 1668 (170,2)
11 17 1767 (180,3) 1866 (190,4)
13 17 1767 (180,3) 1866 (190*, 4)
16 22 2217 (226,2) 2337 (238,5)
17 24 2387 (243,6) 2516 (256,7)
170 11 17 2004 (204,5) 2133 (217,6)
Приложение 17
Механические свойства материалов бурильных труб по ГОСТ Р 50278-92 / стандартам АНИ
Показатель Группа прочности / марка стали
Д Е / Е-75 Л / Х-95 М / G-105 Р / S-135 Т У
Предел текучести при растяжении (5т. МПа (кгс/мм2): не менее не более 379 (30,7) 517 (52,7) 655 (66,8) 724 (73,8) 930 (94,9) 1035 (105,5) 1170 (119,0)
- 724 (73,8) 062 (07,9) 930 (94,9) 1138 (116,0) 1241 (126,0) 1379 (140,0)
Предел прочности^при растяжении &g, МПа (кгс/мм">, не менее 655 С66,8) 689 (70,3) 724 (73,8) 792 (80,8) 999 (101,8) 1104 (112,5) 1241 (126,6)
Относительное удлинение °/о, не менее 16 14 14 12 12 11.5 10,0
Относительное сужение после- разрыва , не менее 50 50 50 45 45 40 40
Ударная вязкость KCV, Дж/см2 (кгс•м/см.не менее 69 (7) 69 (?) 69 (7) 69 (7) 69 (7) - -
Модуль упругости при растяжении £ , МПа (кгс/мм2) 20,6»10 72,1*10*)
Плотность (удельный вес), г/см3 (гс/см3) 7.05
Примечания:
1. Группы прочности Т и У введены в стандарт как перспективные. Допускается изготовлять трубы из групп
Т и У по нормативно-технической документации.
-128-
2. Значения показателей 05, у , KCV даны по ГОСТ Р 50270-92. По стандартам АНИ соответствующие
значения несколько (примерно на 10-12%) выше, нормируются в зависимости от площади поперечного сечения образца
и находятся расчетным путем.
Приложение 18
Механические свойства материалов бурильных труб по
ГОСТ 631-7$ (СБТ) и РД 39-013-30 САБТ)
Показатель А Б Т СБТ
Марка сп. а в а — АКА1Т1 Группа прочности
Д16Т 1953Т1 Д К Е Л М F
Предел текучести при растяжении <5т . МПа (кгс/мм2), не менее 32S (33) 48G (49> 355 (ЗЕ) 1 373-( 38) [430 (50) 53S (55) 637 (65) 735 (75) 882 (30) 380 (100)
Предел прочности.при растяжении (За . МПа (кгс/миЪ?не менее 460 (47) 540 (55) 430 (44) 637 (65) 587 (70) 735 (75) 784 (80) 882 (30) 980 (109> 1 4C78 iHO) |
Относительное удлинение, %, не менее: а 05 6,5-8 8-11 16 12 12 12 12 12 12
Sa 12 10 10 10 10 in ’ 1 n 1
Относительное сужение после w разрыва , не менее 40 40 40 40 4 0 40 1 4 0
Ударная вязкость KCV, Дж/см2 (кгс«м./с№), не менее । 33,2 (4)139,2 (4) 1 39,2 (4) 39,2 (4) 33,2 (4) 23,4 (3) 23.4 (3)
Модуль упругости при растяжении С , МПа (кгс/мм2) 7,06’10^(0,72 10* > 20,6-10*( 2,1 • 10*)
Плотность (удельный вес), г/смЛ (гс/см-*) 2,76 7,85
-6?!
Приложение 19
Пределы выносливости (изгиб с вращением) бурильных труб , кгс/мм2 (МПа)
Тип (шифр) трубы Группа проч- ности Условный диаметр трубы, мм
60 73 89 102 114 127 140 168
ТБВ, ТБН Д К Е Л М 7,5 (73' 6,5 (64. 8,0 (78) 7,0 (67) 6,0 (59) 7,5 (73) 6.5 (64) 3,0 (78) 7,0 (67) 6,0 (S3) 7,5 (73) 6.5 (64) 8,0 (78) 7,0 (67) е п ( с ° ) 7,0 (67) 6,0 (59) 8.0 (78) 7,0 (67) 6,0 (59) 7,0 (67) 6,0 (59) 9,0 (78) 7,0 (67* S,С (53) 7,0 (67) 6,0 (59) 7.5 (13) 7 л г с 7 ' 5^5 (54) 7.0 (67) С,0 (59) 7,0 (67) 6,5 (64) 5,0 (4=) 6,5 (64) 5,5 (54) 6.5 (64 ) 6,0 (59) 4,5 (44)
ТББк, ТВНК, ТБПВ, ТБПК, ТБПН Д к Е Л м - 14,0 (137) 14,0 (137) 15,0 (147) 13,0 (128) 11,0 (108) 14,0 (137) 12,0 (118) 13,0 (128) 12,0 (118) 10,0 (98) 14,0 (137) 11,0 (108) 12,0 (112) 11,0 (108) 10,0 (96* 14,0 (137) 11,0 (1ОЯ) 12,0 (118) 11,0 (108) 10,2 (ЗС) 13,5 (132' 10 .и ЧОО/ 11,0 (108) 10,0 (95) 9,0 (88) 13,0 (128) 10.0 (98) 11,0 (108) 10,0 (98) 9,0 (98) — 1
АБТ Д16-Т 64 73 9? 10? 114 129 147 170 J
5,1 (50 5,0 (49) 4,8 (47) 4,7 (46) 4,5 ( 44 ) 4,1 (40) 3,3 (32? 2,5 *24? i
Примечания:
1. Согласно ГОСТ Р 50278-92 (п.2.13) для труб ПВ, ПК, ПН (ТБПВ, ТБПК, ТБПН) значение 6~-i
дслжно составлять не менее 16 кгс/мм2. Как показали натурные испытания, это требование для серийных труб,
как правило, не выполняется. Поэтому в практических расчетах бурильных колонн значения б*-< рекомендует-
ся принимать по данному приложению.
2. Пределы выносливости импортных <по стандартам АНИ) бурильных груб можно определять с
использованием настоящего приложения, увеличивая соответствующие (по группе прочности и диаметру трубы,
значения <5"-/ для ТБВК-ТБПН примерно в 1,1 1,25 раза.
Приложение 20
Геометрические и прочностные характеристики бурильных замков
пл ГОСТ 27R34-95 »)
j Тип | замка 1 1 гезв- ба Диаметры,ММ 0 т.н о с ит ел ьны е жесткости Предельные нагрузки, кН (тс) Расчетные геоне греческие параметры, мм
пзруж- НЫЙ Оз внут- ренний в зоне осевого контак- та при <5^-у на тор- це муф- ты Qtz на ниппель /14 А 2
ниппеля СХ/ муфты CKi
1
Коэффициент Тренин в резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
! Z 44 Г” 3-73 35,7 44,5 0,552 0,448 30,41 (3,10) 1165 (118,8) (iis.r. 4.31 5,30 3/43 4,46 0.84 0.92
(ЗП-95-32 3-73 55,2 31,8 U.4OJ 0,517 86,33 (6,80) 2290 <233,5) 1726 (175,9) 1739 (177,3) 4,31 5,30 3,61 4,69 0,22 0.14
ЗП-105-54 3-66 104,8 54,0 0,494 0,506 75.05 (7,65) 2156 (219,8) 1672 (170,4) 16Й5 (171,8) 4,36 6,15 4,10 5.32 0,38 0,35
ЗП-105-51 3-66 104,8 50,8 0,516 0,482 75,05 (7,65) 2156 (219,6/ 1870 (190,6) 1895 (192,2) 4,96 6,15 4.10 5,32 0,59 0.62 |
ЗП-1ОЗ-44 3-86 1С8.0 44,5 0,511 0,489 75,05 (7,65) 2602 (265 2) 2223 (227,2) 2246 (229,0) 4,96 6,15 4,10 5,32 0,54 0,54
»П-Ю8-41 5-86 108,0 41,3 О.,526 0,474 75,05 (7,65) 2602 <265,2) 2395 <2«4,1) 2413 (246.0) 4,96 6,15 4,10 5,32 0,67 0,71
|ЗП-Ш~41 3-36 111,1 ’41.3 0,430 0,510 75,05 (7,65) 3047 (310,6) 2395 (244,1) 2413 (246,0) 4,96 6,15 4,10 5,32 0.34 0.29
|зп-121-бе 3-102|120.7 1 68,3 0,521 0,479 87,60 (8,93) 2510 (256,0) 2206 (224,9) 2225 (226,8) 5,76 7,18 4,78 6,22 0,71 0,77
<!!-Х 27*65 3-102 п 65,1 0,465 0,535 87,60 (6,93) 3534 (360,2) 2458 (250,6) 2478 (252,6) 5,76 7,18 4,78 6,22 0,12 0,02
ЗП-127-62 3-102 127,0 61,9 0,485 0,515 87,60 (8,93) 3534 (360,2) 2700 (275,2) 2720 (277,4) 5.76 7,18 4,78 6,22 0,33 0,28
ЗП-127 54 3-102 127.0 54,0 0,525 0,475 87,60 (8,93) 3534 (360,2) 3248 (331,1) 3274 (333.7) 5,76 7,18 4.76 6,22 0,75 0,81
ЗП-133-71 3-108|133,4 । 1 71,4 0,477 0,523 130,3 (13,28) 3687 (375,8) ’2724 (277,7) 2746 (279,9) 6,09 7,62 5.17 6,72 0,20 0,12
Продолжение прил. 20
Тип замка Резь- ба Диаметры,нм
наруж- ный Лз внут- ренний с/з
ЗП-133-68 3-108 133,4 68,3
ЗП-140-62 3-108 139,7 61.9
З.П-140-57 3-108 139,7 57,2
ЗП-140-51 3-108 139,7 50,8
ЗП-152-(>3 3-122 152,4 82,6
ЗП-152-76 3-122 152,4 76,2
ЗП-159-83 3-122 156,8 82,6
3:1-159-76 3-122 158,8 76,2
ЗП-159-70 3-122 158,8 69,9
ЗП-153-63 3-122 156,8 63,5
ЗП-159-57 3-122 158,8 57,2
ЗП-162-95 3-133 161,9 95,3
3.~-162-92 3-133 101,9 92,1
ЗП-162-89 3-133 161,9 88,9
>“-165-83 3-133 165,4 82.6
Относительные жесткости Предельные нагрузки, кН (тс) Расчетные геометрические параметры, нм
в эоне осевого контак- та при R на тор- це муф- ты Qtz на ниппель С? 7/ А< А2
ниппеля СК4 муфты
Коэффициент трения в резьбе уц 1
0,10 0,13 0,10 0 13 •0.10 0 13 0,10 0,13
0.496 0.467 0.487 0,510 0,458 0.493 0,404 0,438 0,466 0,489 0.508 0,459 0.479 0,499 0,496 0,504 0,533 0.513 0.490 0,542 0,507 0,596 0,562 0,534 0,511 0.492 0,541 0,521 0,503 0,504 130,3 (13,28) 130,3 (13,28) 130,3 (13,28) 130,3 (13,28) 180,9 (18,44) 180,9 (18,44) 180,9 (18,44) 180,3 (18,44) 180,9 (18,44) 180,3 (18,44) 180,9 (19,44) 177,9 (18,13) 177.8 (18,13) 177,9 (18.13) 181.0 (18,45) 3697 (375,8) 4814 (490,7) 4814 (490,7) 4814 (490,7) 5043 (514,1) 5043 (514,1) 6347 (647,0) 6347 (647,0) 0347 (647.0) 6347 (647,0) 0347 (647,0) 5246 (535,0) 5248 (535,0) 5248 (535,0) 6000 (611.5) 2983 (304,1) 3484 (355,1) 3823 (389,7) 4247 (432,9) 3408 (347,4) 4007 (408,5) 3408 (347,4) 4007 (408,5) 4556 (464,4) 5069 (516.7) 5532 (563,9) 3500 (356,7) 3846 (392,0) 4183 (426,4) 4815 (490,8) 3006 (306,4) 3510 (357,9) 3852 (392,6) 4276 , (435,9) 3434 ~ (350,1) 4042 (412,0) 3438 (350,5) 4042 (412,0) 4594 (466,3) 5110 (521,0) 5576 (568.4) .3533 (360,1) 3883 (395,8) 4222 (430,4) 4860 (495,4) 6,09 6,09 6,09 6,09 6,80 6,80 6,80 6,80 6,80 6.80 6,0V 7,32 7,32 7,32 7,32 7 7 7 7 8 8 8 8 р с 9 9 9 62 62 62 62 53 53 53 53 53 •ч *• ““ 22 22 5,17 5.17 5,17 5.17 5,87 5,87 5,87 5,87 5,87 5.87 5.67 6.28 6.28 6.28 С 6 5 6 7 7 7 7 7 6 6 8 8 72 72 72 63 63 63 63 63 16 1с 0.42 0,09 0,32 0,57 -0,07 0,37 - -0,32 0,03 0,33 “•О' 0.23 0,46 Л.4К -0.02 0,26 0,59 -0,23 0,33 -и, 54 -0,10 0,27 0,56 -0.19 0,16 0,47 п ..
Скончание прил. 20
1 Тип 1 замка 1 [ Резе- ба - Диаметры,мм Относительные жесткости Предельные нагрузки, кН (тс) Расчетные геинетри% еские параметры, мм
наруж- ный Ъз внут- ренний в зоне осевого контак- та при 7? на тор- це муф- ты Gt2 на ниппель Л, Лз. 1
ниппеля муфты СХ2
Коэффициент трения в резьбе /ц 1 t
0,10 0,13 0.10 0 13 0.10 0.13 0.1 Й
ЗП-165-76 ЗП-168-76 ЗП-168-70 ЗП-178-102 ЗП-178-95 ЗП-184-89 ЗП-184-ВЗ ЗП-190-76 3-133 3-133 3-133 3-147 3-147 3-147 3-147 3-133 165,4 163,3 168,3 177,8 178,6 184,1 184,1 190,5 76,2 76,2 69,9 101,6 95,3 *88,9 82,6 76,2 0,521 0,498 0,519 0,501 0,531 0,504 0,526 0,499 0,479 0,502 0.481 0,499 0,469 0,496 0,474 0,501 181,0 (18,45) 177,9 (18,13) 177,9 (18,13) 213,7 (21,78) 213.7 (21,78) 213,7 (21,78) 213,7 (21,78) 327,9 (33,42) 6000 (611,5) 6633 (676,1) 6633 (676,1) 5968 (608,4) 5968 (608,4) 7462 (760,6) 7462 (760,6) 9030 (920,6) 5415 (552,0 5415 (552,0) 5964 (608,0) 4805 (489.8) 5530 (563,8) 6226 (634.7) 6870 (700,3) 7480 (762.5) 5465 (557,1) 5465 (557,1) 6018 (613,5) 4848 (454,2) 5580 (568,9) 6280 (640,3) 6930 (706,4) (769,0) 7,32 7,32 7,32 8,02 8.02 8,02 8,02 8,02 9 9 я 10 10 10 10 10 22 22 13 13 13 13 13 628 6,28 6,28 6.97 6,96 6.96 6.95 6.96 I о ту , 16 8,16 9,05 9.05 9.05 0 лс 9,32 0,78 0.54 1.00 0.59 о'.и 0.90 j । г* * *3 1 0,85 0,55 1 .14 0,62 ‘•8’ J
Примечание. • ) Гесметрические и прочностные характеристики могут использоваться для импортных (по стандартам АНИ»
бурильных замков с сответствуюцми значениями наружного Dj , внутреннего i/j диаметров и типа резьбы.
Приложение 21
Геометрические и прочностные характеристики бурильных замков по ГОСТ 52S6-75
Тип Резьба Диаметры, мм Относительные жесткости Предельные нагрузки, кН(тс) Расчетные геометрические параметры, мм
наруж- ный внут- ренний в зоне на то- рец муфты на ниппель
ниппе- муфты f 2.
ля контак- та при R Коэффициент трения в резьбе уС/
Ъз di OG С<2 Gn 0,10 0,13 0,10. 0,13 0,10 0,13 0,10 0.13
ЗН-80 3-66 60 25 0,585 0,415 35,61 (3,63) 1003 (102,2) 1246 (127,0) 1255 (127,9) 3,69 4.56 3,16 4,10 0,85 0,97
ЗН-95 3-76 95 32 0,529 0,471 70,24 <7,16) 1718 (175,1) 1643 (167,5) 1653 (168,5) 4,17 5.1? 3,68 4,78 0,47 0,48
ЗН-108 ! 3-88 108 38 0,573 0,427 79,36 (8,09) 1007 (204.6) 2350 (239,6) 2367 (241,3) 4,80 6,00 4,22 5.49 0,95 1.10
i зн-из 3-88 113 38 0,512 0,488 111,6 (11,38) 2646 (269,7? 235G (S) (241,3) 4,80 <32 5.S2 0.35 0,33
ЗН-140 3-117 140 58 0,596 0,404 124,3 (12,67) (319,и) 4014 (409,2) 404S 1412,6) 6,23 7.66 5.51 7,17 1,48 1.78
ЗН-172 3-140 172 70 0,553 0,447 227,0 (23,14) 5494 (560,0) 5750 (586,2) 580П (591,1) 7,53 ' 949 6,65 8,65 1,20 1,35
ЗН-197 3-152 197 89 0,460 0,540 359,4 (36,53) 8? 20 (889,0) 6070 (618,7) 6124 (624,3) 3,23 10.<С г.з» з.ео -1,92 -0,39
3S-1G8 5-86 108 5 4 0,451 0,549 96,43 (9,63) 2296 (234,0) 1474 (150,3) 1487 (151,6? 4,95 ... S.31 -0,04 -0.19
Окончание прил.21
Тип замка Резьба Диаметры, мм Относительные ЖЙСТК’ПЛТи Предельные нагрузки, кН(тс) Расчетные геометрические параметры, мм
наруж- ный внут- ренний на то- рец муфты на ниппель QT( С / *
муфты осевого контак- та при к Г * 2 '
ля Коэффициент трения в резьбе Д/1
ds О(х Q Т2 0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0.13 10 0,13
ЗЯ-118 ЗЯК-118 3-101 118 62 0,567 0,433 75,34 (7,68) 1940 (197,7) 2133 (217,4) 2152 (219,4) 5,43 0, 02 Ч , . X. 6,13 * тп и» 1.21
ЗВ-113 31К-113 3-108 133 72 0,478 0,522 131,2 (13,37) 3190 (325,3) 2360 (240,5) 2377 (242,3) 5,09 7,62 с,, 6,72 - ° 21 0,13
ЗЯ-146 3-121 146 80 0,506 0,494 141,3 (14,40) 3460 (352,8) 2850 (290,6) 2880 (293,5) 6,44 8.14 5.74 7,47 о 40 0,42
ЗШ-178 ЗШК-178 3-147 178 101 0,502 0,498 212,6 (21,67) 5307 (541,0) 4302 (438,5) 4340 (442,5) 8,02 10.13 6 ,30 9,05 с 5£ 0,58
31-203 3-171 203 127 0,489 0.511 266,5 27,17) 6358 (648,1) 4737 (482,9) 4787 (488,0) 9,20 11,08 8.03 10,44 0 33 0,36
ЗУ-86 3-73 86 44 0,550 0,450 37,00 (3,77) 1058 (107,8) 1037 (105,7) 1046 (106,6) 4,31 5,30 3,42 4И5 0 83 0,91
ЗУ-106 3-86 108 54 .0,451 0,549 96,43 (9.83) 2296 (234,0) 1474 (150,3) 1487 (151,6) 4,96 6.15 4,16 5.41 -0 04 -0,19
ЗУ-120 3-102 120 70 0,518 0,482 85,25 (8,69) 2120 (216,0) 1825 (186,0) 1840 (187,6) 5,76 7.18 4,78 6.21 0 68 0,73
ЗУ-146 3-122 146 82 0,528 0,472 134,4 (13,70) 3346 (341.1) 3060 (311,8) 3085 (314,5) 6,80 8,53 5.76 7.49 0 87 0,97
ЗУ-155 3-133 155 95 0,535 0,465 141,8 (14,45) 3367 (343,2) 3117 (317,7) 3146 (320,7) 7,32 9,22 6,20 8,06 1 03 1,17
ЗУ-185 3-161 185 120 0,549 0,451 177,7 (18,11) 4273 (435,6) 4147 (422,7) 4188 (426.9) 8,72 11,03 7,47 9,71 1 43 1,69
Приложение 22
Геометрические и прочностные характеристики
бурильных замков по ТУ 39-0147016-46-93
Тип замка Резьба Диаметры, мм Относительные Предельные нагрузки, кН(тс) Расчетные геометрические параметры, мм
наруж- ный внут- ренний в зоне осевого контак- та при (ро/йях на то- 7 1
ниппе- ля муфты рец муфты Г 1/ J\
Коэффициент трения в резьбе у!/'
2, di О/ б?72 0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
ЗЛ-90 3-76 90.0 41.0 0,572 0,428 35,90 (3,66) 1110 (113,2) 1230 (125,5) 1244 (126,8) 4.17 5,18 3,59 % 4,66 0,85 0,97
ЗЛ-108 3-88 108,0 56,0 0,492 0,508 87,70 (8,94) 1850 (188,5) 1346 (137..2) 1363 (138,9) 4,60 6,00 4,31 5,60 0,18 0,11
ЗЛ-116 3-102 116,0 72,0 0,567 0,433 54,35 (5,54) 1574 (160,4) 1СОО (162..9) (164.8) 5,76 7, 4,69 6,10 1,23 1.43
ЗЛ-140 3-121 140,0 80,0 0,583 0,417 96,53 (9,84) 2427 (247,4) 2776 (283,0) 28G3 (286,3) 6,44 6,1'. 5,65 7,35 1,40 1,68
ЗЛ-152 3-133 152.0 95,0 0,586 0,414 107,2 (10,93) 2678 (273,0) 3038 (309.7) 3072 (313.2.) 7,32 9,22 6,17 8,02 1,73 2,08
ЗЛ-172 3-147 172,0 110,0 0,513 0,487 178,7 (18,22) 4006 (408,4) 3178 (324,0) 3218 1 л “ * 8.02 10,13 6,32 3,00 0,74 0,81
ЗЛ-197 3-171 197,0 134,0 0,503 0,497 223,4 (22,77) 4910 (500,6) 3626 (369.6) 3677 <?7л,8) 9,20 11,66 7,97 10,36 .0,67 0,72
-136-
-137-
Приложение 23
Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ГОСТ 27834-95. Рекомендуемые моменты
свинчивания ЗС. *)
Тип Крутящий момент Максимальная Максимальный
замка ' свинчивания Mj~. растягивающая крутящий момент
Н«М (КГС’М.) нагрузка •м (кгс»м)
кН (тс)
Коэффициент трения в резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса Д 7 = 1,0»»)
ЗП-86-44 4152 5280 1110 1119 8892 11310
(423,3) (538,2) (113,1) (114,1) (906,4) (1153)
ЗП-1О5-54 7990 10200 1597 1610 15137 19325
(814,6) (1040) (162,8) (164,1) (1543) (1970 )
ЗП-105-51 8522 10880 1795 1810 16930 21630
(868,7) (1109) (183,0) (184,5) (1726) (2205)
311-108-44 10210 13040 2154 2172 20190 25770
(1041) (1329) (219,6) (221,4) (2058) (2627)
ЗЛ-108-41 10635 13575 2320 2339 21680 27695
(1064) (1384) (236,5) (238,4) (2210) (2823)
ЗП-111-41 11400 14560 2320 2339 21680 27695
(1162) (1484) (236,5) (238,4) (2210) (2823)
ЗП-121-68 11615 14880 2119 2137 23250 29815
(1184) (1517) (216,0) (217,8) (2370) (3039)
ЗП-127-68 11615 14880 2119 2137 23250 29815
(1184) (1517) (216,0) (217,8) (2379) (3039)
ЗП-127-65 14275 18295 2370 2390 25900 33205
(1455) (1865) (241,7) (243,7) (2640) (3385)
ЗП-127-62 15090 19345 2610 2634 28450 36465
(1538) (1972) (266,2) (268,5) (2900) (3717)
ЗП-127-94 16755 21465 3160 3185 34235 43850
( 1708) (2186) (322,1) (324,7) (3490) (4470)
ЗП-133-7• 13745 214 85 259 5 2615 30675 39360
( 1707 ) (2190) (264,5) (266,6) (3127) (4012)
ЗП-133-68 1760 22630 2853 2875 33590 43085
(1800) (2307) (290,9) (293,1) (3424) (4392)
----- « — _ - — — - - - - .
-13I3-
Продолжение при/t. 23
Тип Крутящий момент Максималь ная Максимальный
замка свинчивания Л/зт, растягивающая крутящий момент
Н*м (КГС‘М) нагрузка •м (кгс»м)
кН (тс)
Коэффициент трения в резьбе л«'
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса / 7=1,6*»)
ЗП-14О-62 21580 27685 3353 3380 39220 50325
(2200) <2822) (341,8) (344,5) (3998) (5130)
ЗП-140-57 22800 29235 3692 3720 4304 5 55210
(2324 ) (2980) (376,4) (379,3) (4388) (5628)
ЗП-14О-51 24190 31020 4116 41*6 47815 61310
(2466) (3162) (419.6) (422,6) (4874) (6250)
ЗП-152-83 24445 31460 3227 3257 43165 55545
(2492) (3207) (329,0) (332,0) (4400) (5662)
ЗП-152-76 26880 34580 3827 3860 50740 65305
(2740) (3525) (390,1) (393,6) (5172) (6657)
ЗП-159-ВЗ 26625 34265 3227 3257 43145 55545
(2714) (3493) (329,0) (332,0) (4398) (5662)
ЗП-159-76 29500 37965 3827 3860 50740 65305
(3007) (3870) (390,1) (393,6) (5172). (6657)
ЗП-159-70 31880 41005 4374 4413 57685 74220
(3250) (4180) (445,9) (445,8) (5880) (7566)
ЗП-159-6Э 33915 43625 4888 4930 64160 82570
(3457) (4447) (498,3) (502,5) (6540) (6417)
ЗП-159-57 35610 45815 5350 5396 70045 90095,
(3630) (4670) (545,5) (550,0) (7140) (9184)
ЗП-162-95 26880 34660 3320 3355 47580 61390
(2740) (3533) (338,5) (342,0) (4850) ( 6258)
ЗП-162-92 28420 36650 3668 3705 52290 67475
(2897) (3736) (373,9) (377,7) (5330) (6878)
/
ЗП-162-89 29820 38455 4005 4045 56880 73300
(3040) (3920) (408,2) (412,3) (5798) (7480)
ЗП-165-8Э 34240 44145 4633 4678 65500 84495
(3490) (4500) (472,3) (476,9) (6677) (8613)
ЗП-165-76 36540 47120 5234 5284 73675 95010
(3725) (4803) (533,5) (538,6) (7510) (9685)
ЗП-168-76 38200 49246 5238 5287 73645 94960
(3894 ) (5020) (522,9) (538,9) (7507) (9680)
-139-
Продолжение прил.23
Тип замка Крутящий момент свинчивания Мзг, Н»м (кгс»м) Максимальная растягивающая нагрузка З^^Оу, кН (тс) Максимальный крутящий момент /р7и'и7'ду>Н» м (кгс»м)
Коэффициент трения в резьбе Л'
0,,10 0,13 0,10 0,13 0.10 0,13
Коэффициент запаса 7=1,0**)
ЗП т(6(1-70 40300 (4108) 519'15 (5295) 5787 (589,9) 5840 (595,3) 81110 (8268) 104575 (10660)
ЗП-178 -102 37533 (3826) 48460 (4940) 4 590 (468,0) 4634 (472,4) 71985 (7338) 92980 (9478)
ЗП-17 8,-95 40535 (4132) 52340 (5335) 5317 (542,0) 5367 (547,1) 82865 (8447) 107030 (10910)
ЗП-184-09 47855 (4878) 61775 (6297) 6013 (612,9) 6068 (618,6) 93295 (9510) 120470 (12280)
ЗП-184-8Э 504 80 (5147) 65180 (6644) 6656 (678,5) 6716 (684,6) 102910 (10490) 132925 (13550)
ЗП-190-76 59450 (6060) 76715 (7820) 7152 (729,1) 7216 (735,6) 113650 (11585) 146760 (14960)
Коэффициент запаса /7 = 1.4
ЗП-86-44 3080 (314,1) 3916 (399,2) 765,7 (78,05) 772,7 (78,77) 6350 (647,4) 8079 (823,5)
ЗП-95-32 5503 (561,0) 6997 (713,3) 1110 (113,3) 1120 (114,3) 9753 (994,2) 12410 (1265)
ЗП-105-54 5938. (605,3) 7580 (772,6) 1090 (111,0) 1100 (112,0) 10810 (1102) 13815 (1408)
ЗП-105-51 6327 (645,0) 8077 (823,3? 1230 (125,5) 1242 (126,6) 12095 (1233) 15450 (1575)
ЗП-108-44 7534 (768,0) 9614 (980,0> 1487 (151,6) 1500 (152,9) 14420 (1470) 18415 (1877)
ЗП-100-41 7848 (800,0) 10005 (1020) 16 06 (163,7) 1619 * (165,0) 15500 (1580) 19775 (2016)
ЗП’111-41 8374 (853,6) 10693 (1090) 1606 (163,7) 1619 (165,0) 15500 (1580) 19775 (2016)
ЗП-121-68 8633 (880) 11045 (1126) 1454 (148,2) 1467 (149,5) 16610 (1693) 21290 (2170)
ЗП-127-65 10495 (1070) 13440 (1370) 1633 (166,5) 1648 (168,0) 18500 (1886) 23720 (2418)
-140-
Продолжение прил.23
Тип Крутящий момент Максимальная Максимальный
заика свинчивания Л71Г, растягивающая крутящий момент
Н«М (КГС’М) нагрузка Н М ( КI с • м >
кН (тс)
Коэффициент трения в резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 | 0,13
Коэффициент запаса X = 1,4
ЗП-127-62 11085 Ц4205 1805 1820 20305 26045
(ИЗО) (1448) (184,0) (185,6) (2070) (26 55 »
ЗП-127-54 12300 15755 2197 2215 24445 31325
(1254) (1606) (224,0) (225,8) (2492) (3193)
ЗП-133-71 12440 15950 1764 1779 21915 28115
(1268) (1626) (179,8) (181,3) (2334) (2866)
ЗП-133-68 13106 16795 194 9 1964 23985 30775
(1336) (1712) (198,6) (200,2) (2445) (3137)
ЗП-140-62 15890 20375 2306 2325 28020 35935
(1620) (2077) (235,1) (237,0) (2856) (3663)
ЗП-140-57 16775 21505 2549 2568 30745 39435
(1710) (2192) (259,8) (261,8) (3134) (4020)
ЗП-140-51 17795 22810 2850 2872 34140 43790
(1814) (2325) (290,6) (292,8) (3480) (4464)
ЗП-152-83 18180 23390 2180 2202 30825 39680
(1853) (2384) (222,3) (224,5) (3142) (4045)
ЗП-152-76 19975 25700 2610 2634 36240 46645
(2036) (2620) (266,0) < 266,5) (3694) (4755)
ЗП-159-83 19650 25290 2180 220 2 388.2 ₽ 3968 0
(2003) (2578) (222,3) (224,5) (3142) (4045)
ЗП-159-76 21760 28000 2 510 2634 36 240 46645
(2218) (2854) ::: >6, с) (268 5) ('09- ) (4755)
ЗП-159-70 23495 30215 3000 3026 4)200 53015
(2395) (3080) <3i'5,9) (308,7) (4200) (540^)
ЗП-159-63 24995 32140 3368 3397 45830 58980
(2548) (3276) <743,3) (34'5, )) (4672) (6012)
ЗП-159-57 26240 33745 3 698 3730 57ОЗС 4435!.
(2675) (3440) <377,0' (380,2) (5J ОС ) <6560»
ЗП-162-95 19965 25730 2250 227 4 Э399( 4 38 50
(2035) (2633) <229,4: (23?. ,8) (3465) (4470)
ЗП-162-92 21090 ’7195 2 4 98 2524 37355 49195
• (2150) (2772) (254,6) (257,3) (3808) (4913)
Продолжение прил.23
Тип замка Крутящий момент свинчивания Msr, Н»м (кгс»м) Максимальная ра с т я гивающа я нагрузка у кН (тс) Максимальный крутящий момент /Ил(Л/,Н*м (кгс»м)
Коэффициент трения э резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса /7 = 1,4
ЗП-162-89 22120 28530 2739 2766 40613 52415
(2255) (2908) (279,2) (282,0) (4140) (5343)
ЗП-165-83 25310 32620 3185 3218 46795 60350
(2580) (3325) (324,7) (328,0) (4770) (6152)
ЗП 165-76 26980 34775 3615 3650 52630 67865
(2750) (3545) (368,5) (372,1) (5365) (6918)
ЗП -168-76 2Е105 36240 3619 3654 52600 67835
(2865) (3694) (368,9) (372,5) (5362) (6915)
ЗП-168-70 29645 38200 4011 4050 57940 74700
(3022) (3894) (408,9) (412,8) (5906) (7615)
ЗП-178-102 27910 36020 3132 3164 51425 66415
(2845) (3672) (319,3) (322.5) (5242) (6770L
ЗП-178-95 30117 38880 3651 3687 59195 76450
(3070) (3963) (372,2) (375,8) (6034) (7793)
ЗП -184-89 35235 45550 4149 4180 66640 86055
(3597) (4643) (422,9) (426,9) (6793) (8772)
ЗП-184-83 37220 48030 4608 4651 73515 94920
(3794) (4896) (469,7) (474,1) (7494) (9676)'
ЗП-190-76 44145 56980 4884 4930 81170 104820
(4500) (5808» (497,9) (502,5) (8274) (10685)
Коэффициент запаса /7 = 1,£
ЗП-86-44 2907 3696 701,1 713,7 5928 7540
(296,5) (376,8) (72,08) (72,75) (604,3) (768,6)
ЗП-95-32 5200 6610 1027 1030 9104 11575
(530,2) (673,9) (104,7) (105,0) (928,0) (1180)
ЗП-105-54 5607 7155 1002 1012 10095 12890
(571,6) (729,4) (102,1) (103,1) (1029) (1314)
ЗП-105-51 5974 7624 1134 1145 11280 14420
(609,0) (777,2) (115,6) (116,7) (1150) (1470)
ЗП-108-74 7100 9060 1373 1385 13460 17170
(723,7) (923,5) (140,0) (141,2) (1372) (1750)
Продолжение прил.23
Тип замка Крутящий момент свинчивания Мзг, Н"М (КГС‘М) Максимальная растягивающая нагрузка РйГлу, кН < тс) Максимальный крутящий момент
•м (кгс«м)
Коэффициент трения в ре зьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент ЗсШаСс! > 7 = 1,5
ЗП-1О8-41 7387 (753,0) 9425 (960,8) 1484 (151,3) 1497 (152,6) 14460 ( 1474 ) 18460 (1882)
ЗП-111-41 7880 (803,2) 10055 (1025) 1484 (151,3) 1497 (152,6) 14460 (1474) 18460 (1882)
ЗП-121-68 8142 (830,0) *10430 (1063) 1340 (136,6) 1352 (137,8) 15500 (1560) 19875 (2026)
ЗП-127-65 9880 (1007) 12655 (1290) 1508 (153,7) 1520 (155,0) 17265 (1760) 22140 < 2257 )
ЗП-127-62 10440 (1064 ) 13370 (1363) 1668 • (170,0) 1683 (171,5) 18965 (1933) 24 310 (2478)
ЗП-127-54 11575 (1180) 14815 (1510) 2034 (207,3) 2050 (209,1) 22820 (2326) 29235 (2580)
ЗП-133-71 11745 (1197) 15060 (1535) 1620 (165,2) 1635 <166.7) 20455 (2035) 26240 (2675)
ЗП-1ЭЗ-68 12360 (1260) 15865 (1617) 1793 (182,8) 1808 (184,3) 22385 (2282> 28725 (2929)
ЗП-140-62 14960 (1525) 19190 (1956) 2127 <216.8) 2144 (218,6) 2614 5 (2665) 33550 (3420)
ЗП-140-57 15795 (1610) 20250 (2064) 2353 (239,9) 2372 (241,8) 28695 (2925) 36810 (3752)
ЗП-140-51 16755 (1708) 21485 (2190) 2636 (268,7) 2656 ( 2.70,7) 31880 (3250) 40870 (4166)
ЗП-152-83 17170 (1750) 22070 (2250) 2000 (204,0) 2020 (206,0) 28765 (2932) 37035 (3775)
ЗП-152-76 18855 (1922) 24250 (2472) 2400 (244,7) 2423 (247,0) 33825 (3448) 43535 (4438)
ЗП-159-83 18520 (1888) 23840 (2430) 2000 (204,0) 2020 (206,0) 28765 (2932) 37035 (3775)
ЗП-159-76 20500 (2090) 26390 < 2690) 2400 (244,7) 2423 (247,0) 33825 (3446) 43535 (4438)
ЗП-159-70 22140 (2257) 28480 (2903) 2765 (201,9) 2790 (284.5 > 38455 (3920) 49480 (5044)
- 143-
Окончание прил.2Э
Тип Крутящий момент Максимальная Максимальный
замка свинчивания Мзг, растягивающая крутящий момент
Н’М (КГС’М) нагрузка Рллу', ЛРг/<Лг,Н •м <кгс»м)
кН (тс)
Коэффициент трения в резьбе А1' •
0,10 0,13 0.10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса Л 7 = 1,5
ЗП-159-63 23545 30275 3108 3135 42770 55035
(2400) (3086 ) (316,8) (319,6) (4360) (5610)
ЗП-159-57 24720 31785 3417 3446 46695 60065
(2520) (3240) (348,3) (351,3) (4760) (6123)
ЗП-162-95 18835 24290 2066 2089 31725 40930
<1920) (2476) (210,6) (212,9) (3234) (4172)
ЗП-162-92 19915 25675 2298 2322 34865 44980
(2030) (2617) <234,2) (236,7) (3554) (4585)
ЗП-162-89 20895. 26920 2520 2548 37915 48915
(2130) (2744) (257,0) (259,7) (3865) (4986)
ЗП-165-83 23840 30745- 2938 2970 43675 56330
(2430) (3134) (299,5) (302,6) (4452) (5742)
ЗП-165-76 25435 32765 3338 3372 49120 63345
(2593) (3340) <340,3) (343,7) <5007) (6457)
ЗП-168-76 26465 34120 3343 3377 49090 63315
(2698) (3478) (340.8) <344,2) <5004) (6454)
311-168-70 27910 35965 3709 3745 54075 69720
(2845) (3666) (378,1) <381,8) (5512) (7107)
ЗП-178-102 26360 34010 2882 2912 47990 62000
(2687) (3467) (293,8) <296,8) (4892) (6320)
ЗП-178-95 28450 36690 3367 3<JOO 55250 71350
(2900) (3740) (343,2) (346,6) (5632) (7273)
ЗП-184-89 33255 42910 3830 3867 62195 80315
(3390) (.427 4) (390,5) (394,2) (6340) (8187)
ЗП-184-83 35070 45245 4260 4299 68620 88585
(3575) (4612) (434,2) (438,2) (6995) (9030)
ЗП-190-76 41690 53800 4495 4538 75755 97805
(4250) (5484) (458,2) (462,6) <7722) (9970)
*) Величины MiT t МкИйу могут использоваться для импорт-
ных (по стандартам АНИ) бурильных замков с соответствующими
значениями наружного, внутреннего диаметров и типа резьбы.
**) При коэффициенте запаса Л/ = 1,0 нагрузки на бурильный замок
являются предельными.
-14 4-
Приложение 24
Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ГОСТ 5286-75. Рекомендуемые моменты свинчивания ЗС.
Тип замка Крутящий момент свинчивания Mir, Н«М (КГС’М) Максимальная растягивающая нагрузка Pi&Kjt Максимальный
крутящий момент •м (кгс*м>
кН ( тс)
• Коэффициент трения в резьбе /Ч'
0,10 0,13 0,10 0,13 0.10 0,13
Коэффициент запаса f' 1 = 1,0*
ЗН-80 3670 4686 1210 1220 6867 8686
(375,2) (477,7) (123,4) (124,3) (700,0) (885,4)
ЗН-95 6367 8130 1573 1583 12890 16460
(649,0) (826,8) (160,3) (161.4) (1314) (1678)
ЗН-108 9470 12145 2272 2288 18120 23055
(965,4) (1238) (231,6) (233,2) (1847) (2350)
3H-113 10990 14090 2240 2256 21445 27505
(1120) (1436) (228,3) (230,0) (2186 ) ( 2.804 )
ЗН-140 19935 25700 3890 3924 36750 47020
(2032) (2620) (396,5) (400,0) ( 3746 ) (4793)
ЗН-172 38220 49265 5523 5572 77910 99620
(3896) (5022) (563,0) (568,0) (7942) (10155)
ЗН-197 53710 69385 5710 5766 94785 122480
(5475) (7073) (582,2) (587,8) (9662) (12485)
ЗШ-108 7788 9938 1378 1390 13460 17190
(793,0) (1013) (140,5) (141,8) (1372) (1752)
ЗШ-118 9810 12625 2058 2077 19680 25115
ЗШК-118 (1000) (1287) (209,8) (211,7) (2006) (2560)
ЗШ-133 14590 18710 2228 2 24 6 26565 34080
ЗШК-133 (1487) (1907) (227,1) (228,9) (2708) (3474)
ЗШ-146 18050 23320 2710 2738 34745 44930
(1840 > (2377) (276,2) (279,1) (3542) (4480)
{з!П-178 336^6 43480 4090 4130 64450 83240
ЗШК-178 (3433) (4432) (416,9) (420,9) (6570 > (8485)
ЗШ-2ОЗ 43980 57000 • 4470 4 520 81620 105800
(4483) (5810) (455,7) (460,9) (8320) (10785)
-145-
Продолжёние прил.24
f Тип замка Крутящий момент свинчивания Лбг. Максимальная растягивающая нагрузка Максимальный крутящий момент
Н* м (к гс • м) М*1***У,н •м (кгс»м)
кН ( ГС )
Коэффициент трения в резьбе
0,10 1 0,13 1 0,10 0,13 0,10 0,13
— Коэффициент запаса У Г = 1,0*
/ ЗУ-86 3762 4783 1000 1009 8014 10200
(383,5) (487,6) (101,9) (102,8) (816,9) (1040)
ЗУ-108 7780 9938 1378 1390 13460 17190
ЗУК-108 (793,0) (1013) (140,5) (141,8) (1372) (1752)
Г ; ЗУ-120 9730 12460 1740 1755 19230 24645
ЗУК-120 (992,0) (1270) (177,3) (178,9) (I960) (2512)
ЗУ-146 19030 24475 2924 2950 38405 ‘49440
ЗУК-146 (1940) (2495) (298,1) (300,8) (3915) (5040)
z- ЗУ-155 20640 26615 2974 3005 42145 54370
ЗУК-155 (2104) (2713) (303,2) (306,3) (4296) (5542)
i ЗУ-185 31815 41165 3970 4010 67100 86860
- (3243) (4196) (404,6) (408ж8) (6840) (8854)
Коэффициент запаса г Г = 1,4
f i ЗН-80 27 27 3470 840,1 846,3 4905 6204
(278,0 ) (353,8) (85,64) (86,27) (500,0) (632,4)
ЗН-95 4747 6060 1075 1083 9205 11770
(483,9) (617,8) (109,6) (110,4) (938,3) (1200)
i ЗН-Ю8 7046 9030 1570 1580 12950 16480
(718,2) (920,5) (160,0) (161,1) (1320) (1680)
\ ? T 3H-113 ( 820 5 10515 1523 1535 15325 19650
(836,4) (1072) (155,2) (156,5) (1562) (2003)
’ x->
ЗН-140 14835 19130 2693 2717 26250 3359Q
- (1512) (1950) (274,5) (277,0) (2676) (3424)
1 ЗН-172 28520 36760 3790 3824 55650 71160
(2907) (3747) (386,3) (389,8) (5673) (7254)
T' ! ЗН-197 40125 51825 3834 3873 67690 87505
(4090 ) (5283) (390,8) (394,8) (6900) (8920)
1 ЗШ-108 5830 7440 918,5 927,1 9614 12280
- (594,2) (758,5) (93,63) (94,51) (980,0) (1252)
f ЗШ-118 7304 9398 1420 1430 14060 17945
—• ЗШК-110 (744,5) (958,0) (144,6) (145,9) (1433) (1829)
-146-
Продолжение лрил.24
Тип замка Крутящий момент свинчивания /И1Г. Н’М (КГС’М) Наксимальная растягивающая Паксимальный крутящий момент Н’М (КГС’М)
на гр у .< к кН ' a Phn/t тс >
Коэффициент трения в резьбе А'
0,10 ' 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса А 7-1.4
ЗШ-133 10890 13S80 1500 1515 18970 24350
ЗШК-. 133 (1110) (1425) (153,0) (154.4) <1934) (2482)
<
ЗШ-146 13490 17420 1840 1860 24320 32080
(1375) (1776) (187,4 ) ( 189,5) (2530) (3270)
ЗШ-176 25155 32470 2775 28 04 46040 59450
ЗШК-178 (2564) (3310) (282,9) (285.8) (4693) (6060)
ЗШ-2ОЗ 32960 42675 ЗОЮ 3047 58290 75555
(3360) (4350) (306,9) (310,6) (5942) (7702)
ЗУ-86 2796 3553 688,7 695,0 5724 7280
(285,0) (362,2) (70,20) (70,85 > (583,5) (742,1;
ЗУ-108 5830 7440 918,5 927,1 9614 12280
ЗУК-108 (594,2) (758,5) (93,63) (94,51) (980,0) (1252)
ЗУ-120 7270 9320 1184 1195 * 13735 17600
ЗУК-120 (741,0) (950,0) (120,7) (121,8) (1400) (1794)
ЗУ-146 14195 18265 1996 2016 27430 35315
ЗУК-146 (1447) (1862) (203,5) (205,5) (2736) (3G0O)
ЗУ-155 15450 19915 2028 2050 30115 38850
ЗУК-155 (1575) (2030) (206,7) (208,9) (3070) (3960)
ЗУ-185 23810 30805 2713 2743 47930 62040
(2427) (3140) (276,6) (279,6) (4886) (6324)
Коэффициент апаса f = 1.5
ЗН-80 2572 3275 777,2 783,0 4478 5790
(262,2) (333,8) (79,23) (79,82) (466,7) (590,2)
ЗН-95 4487 5730 990,0 996,7 8592 10990
(457,4) (584,0) (100,9) (101,6) (875,8) (1120)
ЗН-108 6655 8530 1448 1460 12065 15380
(678,4) (869,4) (147,6) (148,8) (1230) (1568)
3H-113 7780 9347 14 00 1410 14295 18345
(790,9) (1014) (142,7) (143,8) (1457) (1870)
ЗН-140 14030 18070 2490 2510 24495 31355
- (1430) (1842) (253,8) 1 (256,0) (2497) (3196)
-147-
Окончание прил.24
Тип Крутящий момент Максимальная Максимальный
замка свинчивания Мзг, растягивающая крутящий момент
Н’М (кгс«н) нагрузка >м (кгс»м)
кН (тс)
Коэффициент трения в резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса К ( » 1 ,5 -
ЗН-172 26980 34 74 5 3493 3526 51935 66415
(2750) (3542) <356,1) (353,4) (5294) (6770)
ЗН-197 3 7 965 49000 3510 3545 63175 81660
( ЗЕ7О) (4995) (357,7) (361,4) (6440) (8324)
ЗШ-108 5517 7042 838,8 8 4 6,6 8970 11460
<562,4) (717,8) (85,50) (86,30) (914,4) (1168)
ЗШ-118 6900 8878 1310 1320 13115 16745
ЗШК-118 (703,4) (905,0) (133,4) (134,7) (1337) (1707)
ЗШ-133 10300 13215 1376 1388 17705 22720
ЗШК-133 (1050) (1347) (140,3) (141,5) (1805) (2316)
ЗШ-146 12755 16480 1690 1708 23150 29950
(1300) (1680 ) (172,2) <174,1) (2360) (3053)
ЗШ-178 23790 30685 2550 2575 42970 55495
ЗШК-178 (2425) (3128) (260,0) (262,5) (4380) (5657)
ЗШ-2ОЗ 31195 40390 2760 2792 54405 70535
(3180) (4117) (281,2) (284,6) (5546) (7190)
ЗУ-86 2640 3355 635,7 641,6 5343 6795
(269,0) (342,0) (64,80) (65,40) (544,6) (692,6)
ЗУ-108 5517 7042 838,8 846,7 8970 11460
ЗУК-108 (562,4) (717,8) (85,50) (86,31) (914,4) (1168)
ЗУ-120 6875 8805 1090 1100 12810 16430
ЗУК-120 (700,7) (897,6) (111,0) (11В,0) (1306) (1675)
ЗУ-146 13440 17 265 1837 1855 25605 32960
ЗУК-146 (1370) (1760) (187,3) (189,1) (2610) (3360)
ЗУ-155 14615 18835 1865 1885 28095 36250
ЗУК-155 (1490) (1920) (190,1) (192,1) (2864 ) (3695)
ЗУ-185 22525 29135 2498 2525 44735 57900
(2296) (2970) (254,6) (257,4) (4560) (5902)
*) При коэффициенте запаса К! = 1,0 нагрузки на бурильный замок
являются предельными.
-140-
Приложение 25
Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ТУ 39-0147016-46-S3. Рекомендуемые моменты
свинчивания ЗС.
Тип замка Крутящий момент свинчивания /V/JT, Н*м (кгс*м) Максимальная растягивающая нагрузка кН ("с> Максимальный крутящий момент Н« М (КГС’М)
Коэффициент трения .в резьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 ! 0,13
Коэффициент запаса F 1 = 1,0*
ЗЛ-90 4248 (433,0) 5432 (554,7) 1196 (121,9) 1208 (123,1) 8612 (877,9) 10930 (1114)
ЗЛ-108 6618 (674,6) 8530 (869,5) 1258 (128,2) 1275 (130,0) 12262 (1250) 15815 (1612)
ЗЛ-116 7554 (770,0) 9712 (990,0) 1543 (157,3) 1562 (159,2) 16430 (1675) 20895 (2130)
ЗЛ-140 14675 (1496) 19000 (1937) 2680 (273,2) 2712 (276,5) 29350 (2992) 37570 (3830)
ЗЛ-152 17825 (1817) 23025 (2347) 2930 (298,8) 2966 (302,3) 36140 (3684) 46175 (4707 )
ЗЛ-172 24495 (2497) 31715 (3233) 3000 (305,8) 3040 (309,8) 47480 (4840) 61510 (6270)
ЗЛ-197 32865 (3350) 42715 (4354) 3402 (346,8) 3454 (352,1) 62245 (6345) 80970 (8254)
Коэффициент запаса А” t = 1,4
ЗЛ-90 3143 (320,4) 4026 (410,4) 829,3 (84,54) 838,2 (85,44) 6152 (627,1) 7806 (795,7)
ЗЛ-108 4997 (509,4) 6436 (656,1) 838,4 (85,46) 850,6 (86,71) 8757 (892,7) 12300 (1152)
ЗЛ-116 5616 (572,5) 7216 (735,6) 1065 (108,6) 1078 (109,9) 11735 (1196) 14910 (1520)
ЗЛ-140 10950 (1116) 14175 (1445) 1848 (188,4) 1872 (190,8) 20965 (2137) 26840 (2736)
ЗЛ-152 13310 (1357) 17185 (1752) 2020 (205,9) 2045 (208,4) 25800 (2630) 32980 (3362)
-149-
Окончание прил.25
Тип замка Крутящий момент свинчивания Afjr, Н*м (кгс«м) Максимальная растягивающая нагрузка кН (тс) Максимальный крутящий момент /И/гйГд^Н’М (кгс’М)
Коэффициент грения в рбзьбе
0,10 0,13 0,10 0,13 0,10 0,13
Коэффициент запаса К = 1,4
ЗЛ-172 18445 23860 2020 2048 33915 43950
(1880) (2432) (205,9) (208,8) (3457) (4480)
ЗЛ-197 24800 32205 8163 2314 44460 57840
(2528) (3283) (832,1) (235,9) (4532) (5896)
Коэффициент запаса Г? = 1,5
ЗЛ-90 2985 3796 767,1 775,4 5742 7286
(302,2) (387,0) (78,20) (79,04) (585,3) (742,7)
ЗЛ-108 4740 6104 765,5 777,0 8174 10545
(483.2) (622,2) (78,03) (79,20) (833,2) (1075)
ЗЛ-116 5304 6814 984,0 995,7 10960 13930
(540,7) (694,6) (100,3) (101,5) (1117) (1420)
ЗЛ-140 10350 13390 1706 1728 19570 25055 .
(1055) (1365) (173,9) (176,1) (1995) (2554)
ЗЛ-152 12595 16255 1865 1887 24095 30785
(1284) (1657) (190,1) (192,4) (2456) (3138)
ЗЛ-172 17460 22600 1850 1877 31655 41005
(1780) (2304) (188,7) (191,3) (3227) (4180)
ЗЛ-197 23515 30540 2082 2116 41495 53985
(2397) (3113) (212,2) (215,7) (4230) (5503)
*) При коэффициенте запаса И • 1,0 нагрузки на бурильный замок
являются предельными.
Приложение 26
Рекомендуемые моменты свинчивания утяжеленных бурильных труб
Тип УБТ Тип резь- бы Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Момент свинчивания, Н»м (кгс*м), при коэффициентах трения
/</=0,10 Д/=0,13 //=0,10 //=0,13
<5т =370 МПа (38 кгс/мм2) (5г = 440 МПа 45 КГС/ММ2)
УБТ-73 3-73. 86 32 3090- 3580 (315- 365) 3920- 4560 (400- 465) 3675- 4210 (375- 430) 4655- 5390 (475- 550)
УБТ-73 3-89 89 32 3115- 3625 (318- 370) 3970- 4610 (405- 470) 3725- 4290 (380- 438) 4685- 5440 (478- 555)
УБТ-1О8 3-88 108 56 5310- 6520 (542- 665) 6860- 8330 (700- 850) 6320- 7645 (645- 780) 8040- 9890 (820-1010)
УБТ-146 3-121 146 74 9700-12340 (990-1260) 12540-15970 (1280-1630) 11470-15970 (1170-1490) 11470-14600 (1520-1930)
УБТ-178 3-147 178 90 19720-24690 (1910-2520) 24210-31950 (2470-3260) 22150-29300 (2260-2990) 28620-37820 (2920-3860)
УБТ-203 3-171 203 100 30970-41350 (3160-4220) 40180-53600 (4100-5470) 36650-49000 (3740-5000) 47530-63500 (4850-6480)
УБТ-219 3-171 219 112 26460-35180 (2700-3590) 34300-45570 (3500-4650) 31260-41650 (3190-4250) 40570-53990 (4140-5510)
УБТ-245 3-201 245 135 39690-53010 (4050-5410) 51550-68890 (5260-7030) 46950-62720 (4790-6400) 61060-81630 (6230-8330)
Окончание приложения 26
Тип УБТ Тип резь- бы Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Момент свинчивания, Н*м (кгс‘м), при коэффициентах трения
д/ = 0,10 /Ч ‘=0,13 /</=0,10 /Ч ' = 0,13
6т =540 МПа 6 5 кгс/ммг) (5т = "40 МПа (75 кгс/мм2)
УБТС.2-108 3-86 108 46 5780- 9010 (590- 920) 7350-11460 (750-1170) 6670-10380 (680-1060) 8530-13230 (370-1350)
УБТС.2-120 3-101 120 64 6760-10680 (690-1090) 8630-13720 (880-1400) 7750-12340 (790-1260) 10000-15870 (1020-1620)
УБТС.2-133 3-108 133 64 10000-17240 (1020-1760) 12840-22140 (1310-2260) 11570-21360 (1180-2180) 14800-27440 ( 1510-2800)
УБТС.2-146 3-121 146 68 13040-24010 (1330-2450) 16860-31060 (1720-3170) 15090-27730 (1540-2830) 19510-35770 (1990-3650)
УБТС.2-178 3-147 178 80 24800-49390 (2530-5040) 32150-63700 (3280-6500) 28820-56930 (2940-5810) 3 71 5 0 - 7 3 5 0 0 (3790-7500)
УБТС.2-203 3-161 203 80 35480-71540 (3620-7300) 45870-92610 (4680-9450) 40970-82610 (4180-8430) 52920-106820 (5400-10900)
УБТС.2-229 1 3-171 S29 90 40670-82320 (4150-8400) 52730-106620 (5380-10880) 46850-94960 (4780-9690) 60760-123080 (6200-12560)
УБТС.2-254 3-201 254 100 67130-136800 (6850-13960) 87220-177670 (8900-18130) 77520-157780 (7910-16100) 100550-205010 (10260-20920)
УБТС.2-273 3-201 273 100 68500-139550 (6990-14240) 88990-181300 (9080-18500) 78990-161010 (8060-16430) 102710-209130 (10480-21340)
УБТС.2-299 3-201 299 100 70370-143270 (7180-14620) 91440-186200 (9330-19000) 81150-165320 (8280-16870) 105450-214310 ( 10760-21920)
-152-
Приложение 27
ВЫЧИСЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВНЕШНЕГО ТРЕНИЯ
Коэффициент внешнего трения бурильной колонны при ее
движении относительно породы может быть приближенно вычислен
по следующей эмпирической формуле
1 + 0,0112V
= ----------- ДХ °
• 1 + 0,06V /
где коэффициент трения покоя;
V - скорость скольжения БК по породе, м/с.
Значения коэффициента трения Д/о в зависимости от состо-
яния поверхности и среды приведены в таблице <РД 39-2-810-83)
<см. сноску на с.43).
Значения коэффициента трения
Порода Поверхность горной породы
сухая смочена покрыта глинистым , раствором с = 1,16-1,2 г/см* <Т = 25-28*0
Глина жирная 0,14-0,18 0,08-0,12 0,06-0,09
Глина песчаная 0,25-0,28 0,20-0,26 0,18-0,22
Глинистый сланец 0,20-0,25 0,15-0,20 0,11-0,13
Мергель 0,20-0,27 0,18-0.25 0 ,20 -0,24
Известняк 0,35-0,40 0,33-0,38 0,31 0.35 т
Доломит 0,38-0,42 0,36-0,40 0,34-0,38
Ангидрит Песчаник слабо - 0,39-0,45 0,37-0,40
сцементирован- ный, зерна ост- роконечные Песчаник слабо 0,32-0,42 0,27-0,40 0,25-0,35
сцементирован- ный, зерна ока-
таны 0,22-0,34 0.20-0,30 0,17-0,25
Песчаник крепкий 0,43-0,48 0,43-0,45 0,40-0,43
Кварцит 0,46-0,48 0,48-0,50 ' 0,42-0,44
Гранит 0,47-0,55 0,46-0,53 0,45-0,50
Каменный уголь 0,39-0,42 0,33-0,36 0,30-0,33
-153-
Приложение 28.
(7)
Зависимость Ц/ (ot) для решения
трансцендентного уравнения <12)
. рад
-154-
СОДЕРЖАНИЕ
Стр
1. Общие положения........................................ 4
2. Исходные данные....................................... 5
3. Расчетные схемы, формулы, соотношения......'........... 6
Схематизация бурильной колонны...................... 4 6
Осевое нагружение колонны..............................’ (•
Кручение....................... ....................... 15
Изгиб................................................. 18
Частные случаи нагрузок на БК...................... 24
Допускаемые длины секций.............................. 26
Рекомендуемое соотношение диаметров........•.......... 30
4. Условия прочности и запасы прочности.................. 31
5. Расчет замковых соединений.........................; . .. 37
6. Расчет компоновки УБТ................................ 43
7. Расчет колонн бурильных труб.......................... 53
Проектирование КБТ для группы смежных
технологических операций.............................. 53
Проверочный расчет бурильной колонны.................. 60
8. Примеры расчета....................................... 65
ПРИЛОЖЕНИЯ: .
1. Обозначения труб, принятые в ИРБК................... 95
2. Геометрические и масссвыые (весовые) характе-
ристики стальных бурильных труб по
ГОСТ Р 50278-92 с приваренными замками по
ГОСТ 27834-95 ....................................... 96
3. Геометрические и массовые (весовые) характе-*
ристики стальных бурильных труб по ГОСТ 631-75
с навинченными замками по .ГОСТ 5286-75.................. 99
-155-
Стр .
4. Геометрические и массовые (весовые) характе-
ристики бурильных труб из алюминиевых сплавов
ПО ГОСТ 23786-79 с навинченными замками'по
ТУ 39-0147016-46-79........................................103
5. Геометрические и массовые (весое-ы?) характе-
ристики импортных <пе стандартам АНИ) буриль-
ных труб..........’........................................104
6. -Предельные (соогветствующиэ пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
стальных бурильных труб (ГОСТ Р 50278-92)................. 108
7. Предельные (соответствующие пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
стальных бурильных труб (ГОСТ 631-75)..................... 109
8. Предельные (соответствующие пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
бурильных труб из сплава Д16Т (ГОСТ 23786-79 и
РД 39-013-90)............................................. 112
9. Предельные (соответствующие пределу текучести)
растягивающие нагрузки и крутящие моменты для
импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб...............113
10. Предельные внутреннее и наружное давления для
стальных бурильных труб по ГОСТ Р 50278-92.................115
11. Предельные внутреннее и наружное давления для
стальных бурильных труб по ГОСТ 631-75'....................116
12. Предельные внутреннее и наружное давления для
бурильных труб из сплава Д16Т по ГОСТ 23786-79
И РД 39-013-90.............................................119
13. Предельные внутреннее и наружное давления для
импортных (по стандартам АНИ) бурильных труб...............120
14. Предельные (соответствующие пределу текучести)
осевые растягивающие нагрузки в клиновом захва-
те на бурильные трубы по стандартам АНИ / по
ГОСТ Р 50278-92........................................... 122
15. Предельные (соответствующие пределу текучести)
осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате
на бурильные трубы по ГОСТ 631-75..........................124
16. Предельные (соответствующие пределу текучести)
осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате
на бурильные трубы из сплава Д16Т по ГОСТ 23786-79
и РД 39-013-90.............................................127
17. Механические свойства материалов бурильных труб
по ГОСТ Р 50278-92 / стандартам АНИ........................128
/
-156-
Стр
1В. Механические свойства материалов бурильных труб
ПО ГОСТ 631-75 (СБТ) и РД 39-013-90 (АБТ)..................129
19. Пределы выносливости (изгиб с вращением) бу-
рильных труб ....................................130
20. Геометрические и прочностные характеристики
бурильных замков по ГОСТ 27034-95.....................131
21. Геометрические и прочностные характеристики
бурильных замков ПО ГОСТ 5206-75......................134
22. Геометрические и прочностные характеристики
бурильных замков по ТУ 39-0147016-46-93...............136
23. Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ГОСТ 27034-95. Рекомендуемые моменты свинчи-
вания ЗС...................................................137
24. Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ГОСТ 5206-75. Рекомендуемые моменты свинчива-
ния ЗС.....................................................144
25. Допускаемые осевые растягивающие нагрузки и
крутящие моменты для замковых соединений по
ТУ 39-0147016-46-93. Рекомендуемые моменты
свинчивания ЗС...........................................148
26. Рекомендуемые моменты свинчивания утяжеленных
бурильных труб...........................................150
27. Вычисление коэффициента внешнего трения................152
I (t)
20. Зависимость Ip (Of) для решения трансцендент-
ного уравнения (12).................................... 153
Типография «Нефтяник> Зак. № 26 -