1 - труба; 2 - деталь приварного замка; 3 - сварное соединение (шов); 4 - индикатор часового типа; 5 - ножевая опора, d₁, d₂ - сечения, в которых измеряют биение; А - расстояние между сечениями

Рисунок 3 - Схема измерения отклонения от соосности

Вращая трубу, измеряют индикатором часового типа по ГОСТ 5584 биение в двух сечениях d₁ и d₂. Сечение d₁ берется на расстоянии не более 5 мм от сварного соединения (шва), а сечение d₂ - не более 5 мм от торца детали приварного замка.

Отклонение от соосности (параллельное a₁, мм и угловое a₂, мм/м) определяют из следующих зависимостей:

₍₁₎

₍₂₎

6.4 Кривизну отдельных участков трубы по 4.1.2 проверяют поверочной линейкой по ГОСТ 8026 длиной 1000 мм и набором щупов. Для измерения визуально выбирают участок трубы с максимальной кривизной и определяют стрелу прогиба. Кривизну на всей длине контролируют измерительной линейкой и натянутой струной (леской), прикладываемой к наружной поверхности концов трубы (исключая приварные замки).

6.5 Химический состав стали (4.1.3) проверяют по ГОСТ 22536.0, ГОСТ 22536.1 - ГОСТ 22536.7, ГОСТ 22536.9. Пробы для определения химического состава стали отбирают по ГОСТ 7565.

6.6 Механические свойства по 4.1.4 и 4.1.5 проверяют на образцах, вырезанных из тела трубы, сварного соединения и деталей приварных замков согласно ГОСТ 1497. Временное сопротивление, предел текучести, относительное удлинение и относительное сужение определяют по ГОСТ 1497. Твердость - по ГОСТ 9013, ударную вязкость - по ГОСТ 9454.

Механические свойства тела трубы и сварного соединения для видов упрочнения НЗ и УЗ проверяют на основании измерения твердости материала на наружной и внутренней поверхностях образца, а также путем изготовления микрошлифов и установления микроструктуры, которая должна соответствовать виду термообработки. Шлифы изготовляют по ГОСТ 1763.

6.7 Методы контроля химико-термического упрочнения, а также упрочнения поверхности замков износостойким материалом (4.1.6) должны соответствовать способам упрочнения и указываться в технических условиях на конкретный тип труб.

6.8 Контроль средней наработки до отказа бурильных труб (таблица 5) в условиях и режимах, соответствующих требованиям 4.2.1 проводят методом подконтрольной эксплуатации по плану [NUN] РД 50-690 [1] при доверительной вероятности g = 0,80 и предельной относительной доверительной ошибке e = 0,15, предполагаемый Закон распределения - нормальный с коэффициентом вариации u = 0,25.

6.9 Контроль средней наработки до отказа резьбы в условиях и режимах, соответствующих требованиям 4.2.2, проводят испытаниями на стенде по плану [NUN] РД 50-690 [1] при доверительной вероятности g = 0,80 и предельной относительной доверительной ошибке e = 0,15, предполагаемый Закон распределения - нормальный с коэффициентом вариации u = 0,25.

6.10 Контроль средней наработки до отказа тела трубы, сварного и резьбового соединений в условиях и режимах, соответствующих требованиям 4.2.3, проводят испытаниями на стенде по плану [NUN] РД 50-690 [1] при доверительной вероятности g = 0,80, предельной относительной доверительной ошибке e = 0,20 и относительной продолжительности испытаний c = 1, предполагаемый Закон распределения нормальный с коэффициентом вариации u = 0,25.

6.11 Оценку средних наработок на отказ проводят по РД 50-690 [1].

6.12 Контроль по 4.3, 4.4, 4.5 проводят визуально.

7 Транспортирование и хранение

7.1 Трубы допускается транспортировать любым видом транспорта и хранить их в условиях категории 8 по ГОСТ 15150.

8 Указания по эксплуатации

8.1 Эксплуатируют трубы с приваренными замками согласно руководству по эксплуатации, входящему в комплект поставки.

9 Гарантии изготовителя

9.1 Изготовитель гарантирует соответствие показателей надежности труб требованиям настоящего стандарта и сохранность труб без переконсервации в течение года со дня их отгрузки потребителю при соблюдении правил эксплуатации, транспортирования и хранения.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(информационное)

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ РЕЗЬБОВОГО СОЕДИНЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ ПО ЗНАКОПЕРЕМЕННОМУ ИЗГИБУ

А.1 Запас прочности u определяют из зависимости

_(А.1)

где М - предельный знакопеременный изгибающий момент резьбового соединения, Н×м (таблица 6);

L - длина полуволны бурильной колонны, м;

Е - модуль упругости стали при изгибе, (2×10⁵ МПа);

I - момент инерции сечения трубы, см⁴;

f - стрела прогиба колонны, см.

Квадрат длины полуволны L², м², определяют для наиболее нагруженного участка сжатой части колонны (опасного сечения) по формуле Саркисова

_(A.2)

где w - угловая скорость вращения колонны, рад/с;

q - удельная масса труб, кг/см; ,

z - координата опасного сечения, м _;

Q - осевая нагрузка, кН.

А.2 Первоначальный расчет выполняют для оптимальных значений параметров режима бурения применительно к предварительно намеченным геологотехническим условиям. Если значение запаса прочности выходит за пределы заданных значений (u = 1,2 - 1,5), то режимы нагружения изменяют за счет варьирования частоты вращения и осевой нагрузки. В случае невозможности такого варьирования из-за снижения показателей бурения необходимо рассмотреть другие варианты геологотехнических условий.

А.3 Пример расчета запаса прочности

Оценивается показатель надежности бурильной трубы 63,5 ´ 4,5, удельная масса которой 0,074 кг/см. Оптимальные значения режима бурения: частота вращения 200 - 300 об/мин, осевая нагрузка 11,8 - 19,6 кН, диаметр скважины с учетом разработки 110 мм.

Принимаем для расчетов:

n - частота вращения - 236 об/мин;

Q - осевая нагрузка 14,7 кН;

f - стрела прогиба (110 - 63,5)/2 = 2,32 см.

1) Находим:

квадрат координаты опасного сечения z², м²:

угловую скорость вращения w, рад/с:

момент инерции сечения трубы I, см⁴:

квадрат длины полуволны L², м²:

2) Определяем запас прочности u:

3) Учитывая, что запас прочности выходит за пределы требуемых значений (1,2 - 1,5) и используя формулу (А.1), определяем стрелу прогиба, при которой запас прочности примет значение 1,3.

Отсюда находим диаметр скважины с учетом разработки

D = 63,5+ 2×36,3 = 136,1 мм.

Если скважину бурят породоразрушающим инструментом диаметром 112 мм, то коэффициент разработки скважины составит:

136,1 : 112 = 1,22.

Отношение диаметра скважины к диаметру бурильной трубы составит:

136,1 : 63,5 = 2,14,

что соответствует требуемым условиям оценки показателя надежности.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(информационное)

Библиография

[1] РД 50-690-89 Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным

Ключевые слова: трубы, замки, скважина, разведка, полезные ископаемые, вода, изыскания, строительство, коронки, долота, параметры, основные размеры, технические требования, правила приемки, методы контроля, транспортирование, хранение