РЭ БТ - tmk-group.ru · api. rp . 7a1 Рекомендуемая практика испытания резьбовой смазки для ротор-ных упорных соединений

РЭ ПС-02-010-2013

cтраница 1 из 100

РЭ ПС 02-010-2013 (вторая редакция)

страница 2 из 100

Содержание

Введение……………………………………………………………………………………..

1 Область применения …………………………………………………………………..

2 Нормативные ссылки …………………………………………………………………..

3 Термины и определения ………………………………………………………………..

4 Обозначения и сокращения ……………………………………………………………

5 Технические характеристики бурильных труб ……………………………………..

6 Эксплуатационные характеристики бурильных труб ……………………………..

6.1 Эксплуатационные ограничения …………………………………………….

6.2 Предельные нагрузки и износ …………………………………………………

6.3 Контроль действующих нагрузок ……………………………………………..

7 Подготовка к эксплуатации …………………………………………………………….

7.1 Парк бурильных труб …………………………………………………………….

7.2 Комплектование ………………………………………………………………….

7.3 Маркировка ……………………………………………………………………….

7.4 Документация …………………………………………………………………….

8 Проведение спуско-подъемных испытаний ………………………………………..

9 Эксплуатация и износ бурильных труб ………………………………………………

10 Аварийные ситуации и их предупреждение ………………………………………

10.1 Причины аварийных ситуаций ……………………………………………….

10.2 Характерные разрушения бурильных труб …………………………………

10.3 Предупреждение аварийных ситуаций ……………………………………..

10.4 Расследование обстоятельств аварийных ситуаций ……………………

11 Транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции и хранение……….

11.1 Транспортирование ……………………………………………………………

11.2 Погрузо-разгрузочные операции ……………………………………………

11.3 Хранение ………………………………………………………………………

12 Гарантии изготовителя ………………………………………………………………..

Приложение А (справочное) Сортамент бурильных труб с замками «ТМК TDS»..

Приложение Б (справочное) Технические характеристики тела бурильных

труб по ГОСТ Р 50278 и API Spec 5DР ..........………………………………………….

4

5

5

6

7

7

8

8

9

9

10

10

11

11

12

13

15

20

20

20

22

23

23

23

24

25

26

27

37



Приложение В (справочное) Характеристики и взаимозаменяемость замковой

резьбы по ГОСТ 28487 и API Spec 7-2 ………………………………………………….

Приложение Г (справочное) Геометрические характеристики тела бурильных

труб ……………………………………………………………………………………………

Приложение Д (справочное) Рекомендуемый момент свинчивания,

максимальная допустимая осевая растягивающая нагрузка и крутящий момент

замкового соединения «ТМК TDS» ……………………………………………………..

Приложение Е (справочное) Предельные значения осевой растягивающей

нагрузки, изгибающего и крутящего моментов ……………………………………….

Приложение Ж (справочное) Предельное внутреннее и наружное давление ….

Приложение И (справочное) Предельные осевые растягивающие нагрузки

в клиновом захвате для тела бурильных труб по ГОСТ Р 50278 и API Spec 5DР..

Приложение К (справочное) Диаграммы совместного действия растяжения

и кручения на прочность замков «TMK TDS» ………………………………………….

38

39

41

43

45

47

48



Введение

Настоящая инструкция распространяется на трубы бурильные с приваренными

замками «ТМК TDS», выпускаемые Предприятиями Группы ТМК: ОАО «Синарский

трубный завод», ОАО «Таганрогский металлургический завод» и ОАО «Орский ма-

шиностроительный завод (в части приваренных замков).

Настоящая инструкция разработана с учетом требований следующих докумен-

тов:

API RP 7G Рекомендуемая практика по проектированию и эксплуатации

бурильных колонн;

ANSI/API Bul 5C3 Бюллетень по формулам и расчетам свойств обсадных,

насосно-компрессорных, бурильных и магистральных труб;

ISO/TR 10400 Нефтяная и газовая промышленность - Формулы и расчеты для

определения свойств обсадных, насосно-компрессорных, бурильных и магистраль-

ных труб.

Рекомендации по эксплуатации позволяют оптимизировать выбор бурильных

труб, в соответствии с условиями их эксплуатации, показывают преимущества бу-

рильных труб с приваренными замками «ТМК TDS» по сравнению подобной продук-

цией других изготовителей.

По дополнительным вопросам, касающимся эксплуатационных характеристик

бурильных труб с замками «ТМК TDS», необходимо обращаться в ООО «ТМК –

Премиум Сервис», касающимся технических характеристик бурильных труб – к изго-

товителю бурильных труб.

Выполнение настоящих рекомендаций позволит обеспечить надежность и

безотказность эксплуатации бурильных труб с замками «ТМК TDS».



ИНСТРУКЦИЯ по сборке и эксплуатации бурильных труб с приваренными

замками «ТМК TDS»

Дата введения 05-12-2011

1 Область применения

Настоящая инструкция содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуата-

ции бурильных труб с приваренными замками «ТМК TDS», изготавливаемых по ТУ

14-161-235 и ТУ 14-157-107.

Бурильные трубы с приваренными замками «ТМК TDS» предназначены для

бурения вертикальных, горизонтальных, наклонно-направленных нефтяных, газовых

и геологоразведочных скважин.

2 Нормативные ссылки

ГОСТ 28487-90 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн.

Профиль. Размеры. Допуски

ГОСТ Р 50278-92 Трубы бурильные с приваренными замками. Технические

условия.

API Spec 7-2 Требования к нарезанию резьбы и контролю калибрами роторных

упорных резьбовых соединений

API RP 7A1 Рекомендуемая практика испытания резьбовой смазки для ротор-

ных упорных соединений

API Sрес 5DР, 1 издание Требования к бурильным трубам

СТО ТМК 56601056-0014-2008 Замки бурильные приварные «ТМК TDS». Тех-

нические требования и контроль

ТУ 14-157-107-09 Трубы бурильные с приварными замками «TMK TDS». Техни-

ческие условия

ТУ 14-161-235-09 Трубы бурильные с приваренными замками «TMK TDS». Тех-

нические условия



ТУ 0254-006-54044229-02 Смазка резьбоуплотнительная «РУС-Снежная коро-

лева»

ТУ 0254-001-46977243-02 Смазка резьбовая "РУСМА-1"

ТУ 301-04-020-92 Смазки резьбовые Р-113, Р-402, Р-416

П р и м е ч а н и е – При датированной ссылке должно применяться указанное издание

документа. При недатированной ссылке должно применяться последнее действующее изда-

ние документа.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими

определениями:

3.1 бурильная труба: Тело бурильной трубы с приваренным к ней замком

«ТМК TDS”.

3.2 замок: Кованый или катаный стальной элемент бурильной трубы, прива-

риваемый к телу бурильной трубы и имеющий резьбовое двухупорное соединение

«ТМК TDS”.

3.3 изготовитель: Предприятие, несущее ответственность за соответствие

бурильных труб требованиям технических условий и заказа на поставку.

3.4 колонна бурильных труб: Последовательно свинченные бурильные тру-

бы, документированный набор комплектов бурильных труб.

3.5 муфта замка: Элемент замка с внутренней резьбой.

3.6 ниппель замка: Элемент замка с наружной резьбой.

3.7 потребитель: Организация, приобретающая или эксплуатирующая бу-

рильные трубы.

3.8 рабочее соединение: Соединение, с помощью которого несколько труб

(свеча) подсоединяется к колонне бурильных труб.

3.9 резьбовое двухупорное соединение «ТМК TDS»: Соединение элемен-

тов замка, имеющее коническую резьбу и два упорных узла – ниппельный (наруж-

ный) и муфтовый (внутренний), обеспечивающих повышенный момент свинчивания

замка.



3.10 тело бурильной трубы: Бесшовная стальная труба с высаженными

концами.

3.11 упорный узел: Совокупность радиальных упорных поверхностей – упор-

ного торца и упорного уступа. Наружный упорный узел – упорный торец муфты и

упорный уступ ниппеля замка, внутренний упорный узел – упорный торец ниппеля и

упорный уступ муфты замка.

3.12 хвостовики замка (хвостовики ниппеля и муфты): Участки ниппеля и

муфты цилиндрической формы, предназначенные для приварки элементов замка к те-

лу бурильной трубы.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения с соответ-

ствующими определениями:

IU – тип бурильной трубы с внутренней высадкой;

EU – тип бурильной трубы с наружной высадкой;

IEU – тип бурильной трубы с комбинированной высадкой;

ТМК TDS – тип замка с резьбовым замковым соединением ТМК TDS;

ПВ – тип бурильной трубы с внутренней высадкой;

ПН – тип бурильной трубы с наружной высадкой;

ПК – тип бурильной трубы с комбинированной высадкой.

Д, Е, Л, М, Р – группы прочности тела бурильной трубы по ГОСТ Р 50278

E, X, G, S – группы прочности тела бурильной трубы по API Spec 5DР.

5 Технические характеристики бурильных труб

Бурильные трубы с замками «ТМК TDS» соответствуют требованиям техниче-

ских условий изготовителей ТУ 14-161-235 или ТУ 14-157-107 и заказа на поставку

бурильных труб.

Типы, основные размеры и массы бурильных труб с замками «ТМК TDS» при-

ведены на рисунке А.1 и таблицах А.1 – А.4 приложения А:



Замки «ТМК TDS» для приварки к телу бурильных труб изготавливаются по

СТО ТМК 56601056-0014 со следующими видами исполнения:

- с правой или левой (Л) замковой резьбой;

- с резьбой по ГОСТ 28487 или по API Spec 7 (А);

- с прямоугольным или коническим (К) заплечиком под элеватор;

- обычной или увеличенной длины (М);

- увеличенной длины, согласованной с заказчиком (С);

- с хвостовиками обычного (тип 1) и увеличенного наружного диаметра (тип 2) для

замков наружным диаметром 161,9 мм и 168,3 мм;

- с твердосплавным поверхностным упрочнением или без него.

Типы, основные размеры и массы замков «ТМК TDS» приведены на рисунке

А.2 и в таблице А.5.

Технические характеристики тела бурильных труб групп прочности Д, Е, Л, М, Р,

соответствующие техническим требованиям ГОСТ Р 50278, и групп прочности E, X,

G, S, соответствующие техническим требованиям API Spec 5DР, приведены в таб-

лицах Б.1 и Б.2 приложения Б.

Технические характеристики замков «ТМК TDS», соответствующие техническим

требованиям СТО ТМК 56601056-0014, приведены в таблице Б.3 приложения Б.

Характеристики замковой резьбы по ГОСТ 28487 и замковой резьбы по АPI Spec

7-2 и их взаимозаменяемость приведены в таблице В.1 приложения В.

6 Эксплуатационные характеристики бурильных труб

6.1 Эксплуатационные ограничения

Бурильные трубы с замками «ТМК TDS», изготавливаемые по ТУ 14-161-235 и

ТУ 14-157-107, должны эксплуатироваться в соответствии с прочностными характе-

ристиками тела трубы и замка, настоящей инструкцией и действующими регламен-

тирующими документами.

Бурильные трубы должны эксплуатироваться при соблюдении условий:

- по прочности (статической, усталостной), с учетом износа тела трубы и износа

замка (боковой поверхности, резьбы);

- по герметичности.



6.2 Предельные нагрузки и износ

При эксплуатации бурильных труб не должны превышаться следующие пре-

дельные нагрузки (при коэффициенте надежности материала – 1):

а) по телу трубы:

- на растяжение (приложение Е);

- на изгиб (приложение Е);

- на кручение (приложение Е);

- на внутреннее и наружное давление (приложение Ж);

- на усталость (приложение З);

- на растяжение в клиновом захвате (приложение И);

б) по замку (приложение Д):

- на растяжение;

- на кручение;

- при соответствующем моменте свинчивания.

При эксплуатации бурильных труб величина износа (класс износа) должна оце-

ниваться в соответствии с разделом 8 настоящей инструкции по износу каждого из

элементов:

- тела трубы (таблица 2);

- замка (таблица 3);

- резьбы замка (таблица 4).

6.3 Контроль действующих нагрузок

При эксплуатации бурильных труб должны определяться (с погрешностью не

более 5%) следующие показатели:

- момент свинчивания резьбового соединения;

- осевую растягивающую нагрузку;

- крутящий момент при бурении;

- кривизну колоны бурильных труб (искривление скважины);



- давление среды (внутреннее, наружное);

- число оборотов при бурении,

- циклов свинчивания/развинчивания, спуско-подъемных операций и других пе-

ременных параметров;

- температура среды;

- удельный вес среды;

- коррозионноактивные компоненты среды.

Действующие на бурильные трубы нагрузки не должны превышать (с учетом

сложнонапряженного состояния) перечисленных выше предельных нагрузок.

Контроль действующих нагрузок обеспечивает надежность и безотказность ра-

боты бурильных труб.

7 Подготовка к эксплуатации

7.1 Парк бурильных труб

7.1.1 Подготовка бурильных труб к эксплуатации должна осуществляться в со-

ответствии с действующими регламентирующими документами.

7.1.2 Приемка бурильных труб от поставщиков должна проводиться по дей-

ствующим регламентирующим документам и включает приемку труб по количеству,

качеству и комплектности.

7.1.3 Бурильные трубы прошедшие проверку и признанные годными для экс-

плуатации, включаются в действующий парк бурильных труб трубного подразделе-

ния. Парк бурильных труб состоит из труб для выполнения основных работ (оборот-

ных) и из труб ремонтного резерва для выполнения вспомогательных работ (необо-

ротных).

7.1.4 Для обеспечения нормальных условий работы проводки скважины до

ввода ее в бурение для нее создается индивидуальный набор бурильных труб, объ-

единяющий в единую колонну комплекты, предназначенные для данной скважины и

обеспечивающие безаварийную проводку скважины. Набор бурильных труб для вы-

полнения основных работ закрепляется за данной скважиной на все время бурения.



7.1.5 Колонна бурильных труб полностью доставляется на буровую до начала

работ, или трубы подаются комплектами для бурения определенного интервала

скважины. Наборы труб ремонтного резерва подаются на буровую по мере надобно-

сти.

7.1.6 Перед вводом в эксплуатацию основных бурильных труб проводятся сле-

дующие операции:

- комплектование, т.е. сборку новых бурильных труб в комплекты;

- маркировку бурильных труб в комплекте;

- составление необходимой документации на комплект бурильных труб.

7.2 Комплектование

В комплект бурильных труб включаются новые трубы одного типа, размера, од-

ной группы прочности и, по возможности, одного изготовителя.

Длина комплекта бурильных труб обычно выбирается равной глубине скважины

плюс 5 – 10 % (бурильные трубы, идущие на пополнение). Состав комплекта уста-

навливается буровым предприятием исходя из проектной глубины скважины, проч-

ностных характеристик бурильных труб и удобства их учета.

Не допускается разделять комплект до полного его списания. В исключитель-

ных случаях допускается дополнять его новыми трубами того же типа, размера и

группы прочности, что и остальные трубы комплекта, или трубами с более высокой

группой прочности.

Каждому комплекту и каждой бурильной трубе комплекта присваивается поряд-

ковый номер.

7.3 Маркировка

На каждую бурильную трубу наносится маркировка стальными клеймами со

скругленными контурами с высотой шрифта не более 20 мм. Глубина маркировки не

должна превышать 1 мм.

Маркировку выполняют на хвостовике ниппеля замка на расстоянии от 20 до

25 мм от конического участка.



Маркировка включает: - порядковый номер комплекта;

- группу прочности (Д, Е, Л, М, Р или E, X, G, S);

- толщину стенки трубы, округленную до целого значения (в соответствии с

правилами округления: при знаке после запятой 5 и более – до большего целого

значения, при знаке после запятой 4 и менее – до меньшего целого значения), мм;

- последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию;

- порядковый номер трубы.

Пример

Маркировка бурильной трубы из комплекта с порядковым номером 20, группы прочности G, толщиной стенки 8,56 мм (9), 2002 года (2) ввода тру-бы в эксплуатацию, имеющей порядковый номер 42: 20 G9 2 42

7.4 Документация

7.4.1 Подготовка к эксплуатации бурильных труб, поступивших в трубное под-

разделение, осуществляется на основании заказа-заявки. Составление комплекта

оформляется актом, к которому прилагается опись бурильных труб комплекта.

7.4.2 На каждый комплект бурильных труб оформляется в двух экземплярах

паспорт-журнал. Один экземпляр паспорта-журнала должен храниться в трубном

подразделении, другой экземпляр или выписка из него – у бурового мастера, эксплу-

атирующего данный комплект бурильных труб.

7.4.3 Для своевременного и качественного обеспечения буровых подразделе-

ний трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работ в

трубном подразделении организуется учет:

- получения, наличия и расхода бурильных труб;

- движения комплектов бурильных труб;

- объемов и видов профилактических и ремонтных работ с бурильными труба-

ми.

Все данные указываются в паспорте-журнале комплекта бурильных труб.



8 Проведение спуско-подъемных операций

8.1 Персонал, осуществляющий сборку бурильной колонны, должен быть обу-

чен и аттестован на данный вид деятельности.

8.2 Свинчивание замкового соединения должно проводиться с замером момен-

та свинчивания.

Момент свинчивания должен быть равен 0,8 – 1,0 от рекомендуемого момента

свинчивания, Мкр, при коэффициенте трения 0,08 – 0,10.

Рекомендуемые моменты свинчивания и допускаемые осевые растягивающие

нагрузки приведены в приложении Д. Величины моментов и нагрузок рассчитаны из

условий обеспечения прочности, герметичности и наибольшей несущей способности

замкового соединения.

При бурении роторным способом коэффициент запаса прочности принят рав-

ным 1,5, при использовании забойных двигателей – 1,4.

8.3 Не допускается свинчивать-развинчивать резьбовые соединения бурильных

труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора.

8.4 Не допускается при спуске бурильной колонны включать клиновой захват до

полной остановки колонны.

8.5 Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных труб

допускается только после посадки их на клинья или элеватор.

8.6 Скорость спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гид-

родинамического давления и продолжительность промежуточных промывок должны

регламентироваться в проектной документации. При отклонении реологических

свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необхо-

димо внести коррективы в регламентируемую скорость спуско-подъемных операций

с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.

8.7 При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очи-

щаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтирато-

ров).

8.8 При появлении посадок во время спуска бурильной колонны должна быть

проведена промывка и проработка ствола скважины в интервалах посадок.



8.9 На устье скважины должно быть установлено устройство, предупреждаю-

щее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб

и при спуско-подъемных операциях.

8.10 Свечи бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться

от выпадения из захватного устройства (пальца).

8.11 Во время эксплуатации бурильных труб запрещается:

- сталкивать ниппель в муфту при свинчивании труб;

- вращать бурильную трубу (свечу) после выхода резьбы из сопряжения, а

также вырывать ниппель из муфты до полного их развинчивания;

- резко тормозить спускаемую бурильную колонну;

- использовать при подъеме и спуске бурильной колонны подъемный крюк с

неисправной пружиной;

- использовать клинья с плашками, не соответствующими размерам труб;

- захватывать тело трубы машинными ключами;

- устанавливать челюсти ключей на участок муфты замка с твердосплавным

упрочнением;

- подавать на буровую и удалять с нее бурильные трубы без предохранительных

деталей;

- допускать удары концов бурильных труб о ротор.

8.12 Бурильные трубы поступают к потребителю с резьбой, покрытой консер-

вационной смазкой, которая наносится изготовителем бурильных труб.

Не допускается применение консервационной смазки для свинчивания бу-

рильных труб. При подготовке труб к свинчиванию консервационная смазка должна

быть полностью удалена.

На поверхность резьбы должна быть нанесена резьбоуплотнительная смазка,

выбранная в соответствии с условиями эксплуатации.

Не допускается применение машинного или дизельного масла в качестве замени-

телей резьбоуплотнительной смазки, а также свинчивание бурильных труб без смазки.

8.13 Для свинчивания бурильных труб должны применяться специальные

резьбоуплотнительные смазки, которые в значительной степени влияют на износо-

стойкость и герметичность резьбового замкового соединения.



Резьбоуплотнительные смазки должны воспринимать большие удельные дав-

ления, высокую температуру, уплотнять зазоры в резьбе, легко наноситься и долго

сохраняться на поверхности резьбы.

Для замковых соединений должны применяться резьбовые смазки, указанные

в таблице 1 или другие смазки, соответствующие требованиям API RP 7A1:

Таблица 1 – Рекомендуемые резьбуплотнительные смазки

Тип смазки и НД Область применения

Р–416 ТУ 301-04-020

Для резьбовых соединений, подвергающихся многократному свинчива-нию/развинчиванию, эксплуатируемых при воздействии высоких удельных давле-ний на поверхность резьбы в скважинах с температурой до плюс 1000С.

Р–113 ТУ 301-04-020

Для резьбовых соединений, подвергающихся многократному свинчива-нию/развинчиванию, эксплуатируемых при воздействии высоких удельных давле-ний на поверхность резьбы в скважинах с температурой до плюс 2000С.

«РУС–Снежная королева»

ТУ 0254-006-54044229

Для резьбовых соединений, эксплуатируемых при температуре от минус 600С до плюс 2000С, в том числе в коррозионно-агрессивных средах с содержанием H2S до 25 % и СО2 до 15 %.

«РУСМА–1» ТУ 0254-001-

46977243

Для резьбовых соединений, эксплуатируемых в скважинах с давлением до 70 МПа и температурой от минус 500С до плюс 2000С.

9 Эксплуатация и износ бурильных труб

9.1 С целью повышения долговечности и предотвращения заедания должна про-

водиться приработка новых резьбовых соединений бурильных труб путем 3-х – 5-и

кратного свинчивания/развинчивания с малой частотой вращения (10 – 15 об/мин), с

удалением после каждого развинчивания старой и нанесением новой смазки.

9.2 Для достижения равномерного износа замковой резьбы через каждые десять-

двадцать спуско-подъемных операций рабочие соединения свечей должны меняться

на нерабочие.

9.3 Приложение чрезмерных растягивающих нагрузок, например, в случае при-

хвата бурильной колонны, следует осуществлять с учетом предела текучести группы

прочности бурильных труб.

Максимально допустимые растягивающие нагрузки не должны превышать 80 %

от минимального предела текучести бурильных труб.



9.4 В сроки, установленные соответствующими регламентирующими докумен-

тами и графиками профилактических работ на буровой, должна быть проведена де-

фектоскопия и опрессовка труб, определен их износ.

Износ наружной поверхности замков и труб, смятие труб в месте посадки на

клиновой захват определяется перед началом сборки колонны, износ замковой

резьбы по изменению расстояния между упорными уступами и торцами ниппеля и

муфты – непосредственно перед началом свинчивания.

9.5 При бурении скважин глубиной свыше 3000 м должна проводиться гидроо-

прессовка бурильной колонны при давлении, в 1,5 раза превышающем максималь-

ное рабочее давление. Гидропрессовка должна проводиться также в случаях пред-

полагаемой негерметичности бурильной колонны, перед спуском испытателя пла-

стов и в целях профилактики с периодичностью, установленной в регламентирую-

щих документах.

9.6 Отбраковка и списание бурильных труб проводится при наличии физического

или усталостного износа, различных дефектов, превышающих допустимые для эксплуа-

тации размеры.

Списание или перевод бурильных труб из одного класса износа в другой проводит-

ся на основании внешнего осмотра, инструментальных измерений, данных дефектоско-

пии и оформляется актом. К акту прикладывается таблица работ и показатели износа

бурильных труб.

Сведения о переводе труб из одного класса в другой заносят в паспорт-журнал

комплекта.

9.7 Абразивный износ тела бурильных труб устанавливается по трем классам

износа:

- I класс: тело трубы имеет геометрические параметры и поверхность, соответ-

ствующие требованиям ТУ 14-161-235 и ТУ 14-157-107;

- II и III классы: тело трубы имеет износ и дефекты, величина которых не пре-

вышает указанных в таблице 2.

Если величина износа или дефектов превышает значение, допустимое для III

класса, то бурильные трубы выводят из эксплуатации и списывают.



Таблица 2 – Классификация тела бурильных труб по износу

Вид износа или дефекта Класс износа II III

Равномерный износ трубы по наружной поверхности: толщина стенки после износа, % от номинальной, не менее 80,0 62,5

Эксцентричный износ по наружной поверхности: толщина стенки после износа, % от номинальной, не менее 65,0 55,0

Вмятины, % от наружного диаметра, не более 3,0 5,0 Смятие, % от наружного диаметра, не более 3,0 5,0 Шейка, % от наружного диаметра, не более 3,0 5,0 Остаточное сужение:

уменьшение наружного диаметра, % от наружного диаметра, не более

3,0 5,0

Остаточное расширение: увеличение наружного диаметра, % от наружного диаметра, не более

3,0 5,0

Продольные надрезы, зарубки: оставшаяся толщина стенки, % от номинальной, не менее 80,0 62,5

Поперечные надрезы: оставшаяся толщина стенки, % от номинальной, не менее 90,0 80,0 длина надреза, % от длины окружности трубы, не более 10,0 10,0

Толщина стенки на участке самой глубокой коррозии, % от номинальной толщины стенки, не менее 80,0 55,0

9.8 Абразивный износ замков устанавливается по трем классам износа:

- I класс: замок имеет наружный диаметр, соответствующий требованиям таб-

лицы А.9 приложения А;

- II и III классы: замок имеет наружный диаметр, указанный в таблице 3;

Если величина износа замка превышает значение, допустимое для III класса, то

бурильная труба с таким замком не допускается к дальнейшей эксплуатации.

Таблица 3 – Классификация бурильных замков по износу

Тип и размер замка

Наружный диаметр замка, мм при равномерном износе

по классам при неравномерном износе

по классам II III II III

ТМК TDS-86 83,4 81,7 84,7 82,6 ТМК TDS -105 101,9 99,7 103,4 100,8 ТМК TDS -127 123,2 120,7 125,1 121,9 ТМК TDS -133 129,0 126,4 131,0 127,7 ТМК TDS -152 147,4 144,4 149,7 145,9 ТМК TDS -159 154,2 151,0 156,6 152,6 ТМК TDS -162 157,1 153,9 159,6 155,5 ТМК TDS -165 160,0 156,8 162,5 158,4 ТМК TDS -168 163,0 159,6 165,5 161,3 ТМК TDS -178 172,7 169,1 175,3 170,9 ТМК TDS -184 178,5 174,8 180,3 175,6



9.9 Износ замковой резьбы ниппеля и муфты определяется по критерию Н – по

расстоянию между упорным уступом контролируемого ниппеля или упорным торцом

муфты и торцом шаблона (в виде ответного замкового элемента) или в паре нип-

пель-муфта, при установке его в резьбу и последующем повороте относительно со-

прягаемого элемента в сторону развинчивания (в пределах одного оборота) до мо-

мента прекращения контакта сопряженных витков по вершинам профиля и скачко-

образного перемещения шаблона в муфту или ниппель на величину, соизмеримую с

шагом резьбы (таблица 4).

При необходимости аналогичным образом определяют суммарную степень из-

носа резьбы ниппеля и муфты перед их непосредственным свинчиванием на буро-

вой. В этом случае после установки ниппеля в муфту, ниппель поворачивается (в

сторону развинчивания) относительно муфты (например, с помощью машинного

ключа) до момента, при котором происходит скачкообразное осевое перемещение

ниппеля в муфту (таблица 4).

Если величина износа замковой резьбы превышает значение, допустимое для

III класса, то бурильная труба с таким замком не допускается к дальнейшей эксплуа-

тации.

Таблица 4 – Классификация износа замковой резьбы по критерию Н Обо-

значе-ние ти-па зам-ковой

резьбы

Число витков

на длине

резьбы 25,4 мм

Конус-ность

Форма про-филя

Значение критерия Н по шаблону, мм

не менее

Значение критерия Н для пары ниппель-муфта, мм,

не менее Классы

I II III I II III З-73 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-86 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-102 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-108 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-122 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-133 4 1:6 IV 28,0 23,0 20,0 28,0 19,5 14,0 З-147 4 1:6 III 34,5 29,0 25,0 34,5 24,0 18,0

9.10 Износ расстояния между упорными узлами замка контролируется в соот-

ветствии с рисунками 1, 2 и таблицей 5.

Расстояние между упорными торцами и упорными уступами ниппеля и муфты

замка необходимо измерить в двух положениях через 90° (рисунки 1 и 2, два спосо-

ба измерения).



Износ считается допустимым, если все четыре результата измерения соот-

ветствуют требованиям для ниппеля и муфты замка, указанным в таблице 5. В про-

тивном случае бурильная труба с таким замком не допускается к эксплуатации.

Рисунок 1 – Измерение расстояния между упорным уступом и упорным торцом ниппеля замка

Рисунок 2 – Измерение расстояния между упорным уступом и упорным торцом муфты замка

Таблица 5 – Допустимые расстояния между упорными уступами и торцами ниппеля и муфты замка В миллиметрах

Тип замковой резьба

Ниппель замка Муфта замка мин. макс. мин. макс.

З-73, NC-26 89,75 90,05 89,90 90,15 З-86, NC-31 102,75 103,05 102,90 103,15 З-102, NC-38 115,70 116,00 115,90 116,15 З-108, NC-40 127,70 128,00 127,90 128,15 З-122, NC-46 127,65 128,00 127,90 128,15 З-133, NC-50 127,65 128,00 127,90 128,15 З-147, 5 ½ FH 140,65 141,00 140,90 141,15



9.11 Замки не допускаются к эксплуатации в случае повреждения одного и бо-

лее витков резьбы, а также при обнаружении на ней вырывов или выкрашиваний ме-

талла, которые могут привести к заеданию резьбы.

Не допускается эксплуатация замков с вырывами и выкрашиваниями металла

на упорном торце муфты и упорном уступе ниппеля замка (наружный упорный узел),

ширина которых более 1/3 ширины торца или уступа, протяженность – более 1/8

длины окружности торца или уступа, глубина – более 0,8 мм.

Упорный торец ниппеля и упорный уступ муфты замка (внутренний упорный

узел) не создают уплотнения, поэтому при их повреждении допускается шлифовка

выступов поверхностей или дефектов, мешающих свинчиванию.

10 Аварийные ситуации и их предупреждение

10.1 Причины аварийных ситуаций

Аварийные ситуации с бурильной колонной происходят в результате разруше-

ния тела бурильных труб, вызванного воздействием переменных нагрузок (перемен-

ных изгибающих напряжений, крутильных ударов, продольных, поперечных колеба-

ний и др.), размыва и значительного износа резьбовых соединений замка, разруше-

ния тела замка.

10.2 Характерные разрушения бурильных труб

10.2.1 Разрушение по высаженному концу трубы

Разрушение труб по высаженному концу является причиной половины всех

аварий с трубами. Разрушение замка происходит обычно по первым ниткам от упор-

ного уступа ниппеля в направлении, перпендикулярном к оси трубы, и носит уста-

лостный характер. Переменные нагрузки вызывают развитие усталостных трещин,

причем, условиями, способствующими возникновению и развитию трещин, являются

различные дефекты материала трубы, резкие переходы на теле, неравномерный

характер распределения нагрузки по резьбе, отклонения элементов резьбы и др.

Для предотвращения усталостных поломок труб необходимо:

- использование материалов и конструкций с высокими показателями предела

выносливости;

- соблюдение параметров бурения предотвращающих искривление труб.



10.2.2 Разрушение по телу трубы

Различают несколько видов разрушения по телу трубы: поперечный, спираль-

ный и продольный изломы.

Поперечный излом тела трубы имеет усталостный характер и вызывается кон-

центрацией напряжения в местах повреждений, перпендикулярных к оси трубы. К

ним относятся: углубления от клейм, поперечные риски от работы клиньев. Попе-

речный излом возможен в зоне сварки и очень редко – под влиянием статических

нагрузок на сильно изношенные трубы.

Спиральный излом представляет собой разрушение трубы по винтовой линии.

Направление спирали совпадает с направлением вращения. Спиральный излом все-

гда начинается с поперечной трещины и имеет усталостный характер.

10.2.3 Разрушение замкового соединения

Разрушение замковой резьбы бурильных труб происходит в виде выкрашива-

ния отдельных ниток. Разрушение резьбы носит усталостный характер, связанный с

воздействием переменных нагрузок (изгибающего момента), распределяющихся не-

равномерно как по длине резьбы, так и по окружности.

На разрушение резьбы влияет степень ее износа.

10.2.4 Размыв резьбового соединения

Размыв резьбы происходит как в замковом соединении, так и в соединении

трубы с замком в результате прохода жидкости через зазоры в резьбовом соедине-

нии.

Причина образования зазоров в резьбе может быть технологического или экс-

плуатационного характера:

- перекосы упорного торца муфты и упорного уступа ниппеля замка, их повре-

ждения;

- применение некачественной смазки или свинчивание неочищенной резьбы;

- недостаточная величина момента свинчивания резьбового соединения (рас-

крытие стыка).

10.2.5 Износ резьбового соединения

Износ резьбы связан с многократным свинчиванием/развинчиванием соедине-

ния, вращением бурильной колонны, ее колебаниями, вызванными работой забойно-

го двигателя.



На поверхности резьбы срабатываются обе стороны профиля. Длинная сторона

профиля изнашивается главным образом при свинчивании-развинчивании, короткая

- при затяжке (креплении) и работе в скважине.

Недостаточное крепление замков – главная причина износа резьбы.

10.2.6 Заедание резьбового соединения

Заедание резьбы связано с плотным схватыванием поверхности резьбы при

свинчивании замкового соединения. Сила сцепления при этом обычно превышает

прочность материала замка, что приводит к разрушению всей резьбы при развинчи-

вании, а иногда такое соединение не удается даже развинтить машинными ключами.

Заедание объясняется высокими удельным давлением и температурой, возни-

кающими на поверхностях резьбы при свинчивании и работе соединения в скважине.

Заедание чаще бывает на новых соединениях в процессе их приработки.

Для предотвращения заедания резьбы следует использовать специальную

смазку для резьбовых соединений, а также не превышать установленный момент за-

тяжки.

10.2.7 Разрушение по телу замка

Разрушение замков по телу происходит вследствие появления продольных и

поперечных трещин. Такие деформации являются следствием приложения значи-

тельных усилий, приводящих к довинчиванию муфты и ниппеля замка или связаны с

наличием высоких закалочных напряжений и трещин при изготовлении.

10.3 Предупреждение аварийных ситуаций

Для предупреждения аварийных ситуаций при введении буровых работ необ-

ходимо - хорошо знать:

- горно-геологические условия строительства скважины, интервалы возможных

осложнений;

- строго соблюдать требования рабочего проекта, действующих технологиче-

ских регламентов, правил безопасности в нефтяного и газовой промышленности,

режимно-технологического задания, планов работ и иметь их на буровой;

- постоянно следить за качеством промывочной жидкости, состоянием ствола

скважины, бурильной колонны, исправностью оборудования и инструмента;



- знать и соблюдать правила эксплуатации оборудования, инструмента, кон-

трольно-измерительных приборов;

- выполнять в полном объеме и в срок мероприятия в профилактической карте

по безаварийному ведению работ на буровой;

- если фактические горно-технологические условия не соответствуют заложен-

ным в рабочем проекте, то все обоснованные изменения и дополнения проекта

должны быть оформлены своевременно и установленном порядке.

- соблюдать трудовую дисциплину, так как невнимательность, беспечное и пас-

сивное отношение исполнителя к работе могут привести к аварийной ситуации.

10.4 Расследование обстоятельств аварийных ситуаций

Расследование обстоятельств аварий, доказательная документация, порядок от-

бора образцов для исследований, порядок исследований, извещение изготовителя и

др. должны проводиться в соответствии с действующими регламентирующими доку-

ментами.

11 Транспортирование, погрузочно-разгрузочные операции и

хранение

11.1 Транспортирование

11.1.1 При транспортировании труб водным, воздушным, железнодорожным транс-

портом (повагонно) или автотранспортом должны соблюдаться Правила перевозки гру-

зов и Технических условий погрузки и крепления грузов, действующие на транспорте

данного вида.

11.1.2 Транспортирование, погрузочно-разгрузочных операции и хранение труб

должны выполняться только с установленными на муфту и ниппель замка резьбовы-

ми предохранителями, защищающими резьбу, упорные и уплотнительные поверхно-

сти резьбовых соединений от внешних воздействий.

11.1.3 При транспортировании водным транспортом не допускается укладка па-

кетов труб в трюме в воду или в другие коррозионно-активные среды, протаскивание

пакетов вдоль штабелей, удары пакетов о проем люков или ограждения.



11.1.4 При погрузке пакетов труб в железнодорожные вагоны или автотранспорт,

по дну вагона или кузова должны быть размещены деревянные балки (подкладки), кото-

рые должны обеспечивать необходимое расстояние между изделиями и неровным дном

транспортного средства.

Не допускается размещать подкладки под замками и под предохранительными

деталями.

11.1.5 Пакеты труб при транспортировании должны быть надежно закреплены,

чтобы исключить их смещение. Допускается использование деревянных прокладок

при закреплении пакетов.

Между рядами пакетов труб должны быть уложены не менее трех деревянных

прокладок толщиной не менее 40 мм.

Не допускается размещать прокладки под замками и предохранительными де-

талями.

11.2 Погрузо-разгрузочные операции

11.2.1 Все погрузочно-разгрузочные операции с трубами должны проводиться

с установленными на муфту и ниппель замка резьбовыми предохранителями.

11.2.2 Погрузочно-разгрузочные операции с пакетами труб должны осуществ-

ляться только с использованием грузозахватных транспортировочных хомутов.

При разгрузке труб вручную необходимо использовать канатные петли, скаты-

вать трубы по направляющим параллельно штабелю, не допуская быстрого пере-

мещения и соударения концов труб, которое может привести к повреждению резьбы

замка даже при наличии резьбовых предохранителей.

При использовании подъёмного крана необходимо применять широкозахватные

траверсы со стропами в соответствии с утверждёнными схемами строповки.

11.2.3 Не допускается при разгрузке сбрасывание труб с высоты, захват труб

крюком за замок верхней трубы в пакете, перетаскивание труб волоком и любые

действия, приводящие к повреждению резьбы, поверхности и формы труб.



11.3 Хранение

11.3.1 Условия хранения труб и должны соответствовать ГОСТ 15150 для

группы 4 (длительное хранение) или группы 8 (кратковременное хранение до трех

месяцев и перерывы в эксплуатации).

11.3.2 Складирование труб должно выполняться в соответствии с инструкция-

ми по складированию и хранению материалов, оборудования и запасных частей на

складах баз производственно технического обслуживания и комплектации, предпри-

ятий и организаций, обеспечивать сохранность труб и не допускать повреждения

замковой резьбы, поверхности и формы труб и замков.

11.3.3 Не допускается складировать пакеты труб на земле, рельсах, стальном

или бетонном полу. На стеллажах не должно быть камней, песка и грязи.

11.3.4 Пакеты труб должны укладываться на опоры, расположенные с интер-

валами, исключающими прогиб изделий или повреждение резьбы. Опоры стеллажа

должны располагаться в одной плоскости и не подвергаться прогибу (осадке) под

действием веса штабеля. Опорная поверхность стеллажа должна располагаться на

высоте не менее 300 мм от поверхности земли или пола.

11.3.5 При укладке нескольких пакетов труб в штабеле или укладке в несколько

рядов труб, не увязанных в пакеты, между рядами пакетов и рядами труб должно быть

не менее трех деревянных прокладок толщиной 35 – 40 мм, чтобы вес верхних рядов

труб не распределялся на замки нижних рядов. Высота штабеля труб не должна пре-

вышать 3 м.

11.3.6 Для складирования труб, не увязанных в пакеты, рекомендуется устано-

вить на стеллажах вертикальные стойки.

11.3.7 При раскатывании труб на стеллажах необходимо исключить перемеще-

ние труб под углом к оси стеллажа, что может привести к соударению концов труб и

повреждению резьбы или резьбовых предохранителей.

11.3.8 При хранении труб необходимо проверять наличие и целостность резь-

бовых предохранителей, наличие и срок годности смазки под ними, не допускать

коррозионного повреждения труб.



11.3.9 Для складирования труб, получивших повреждения при транспортиро-

вании, забракованных при осмотре, отложенных для ремонта или принятия решения

должны быть установлены отдельные стеллажи с соответствующими табличками.

11.3.10 При складировании несвязанных в пакеты труб, они должны быть рас-

сортированы по диаметрам, толщинам стенок, группам прочности и типам.

12 Гарантии изготовителя

Изготовитель гарантирует надежность и безотказность бурильных труб с при-

варенными замками «TMK TDS» при соблюдении условий обслуживания и эксплуа-

тации, соблюдения предельных нагрузок и других рекомендаций настоящей ин-

струкции, а также действующих у потребителя правил и руководящих документов.



Приложение А (справочное)

Сортамент бурильных труб с замками «ТМК TDS»

1 – ниппель бурильного замка; 2 – упорный уступ ниппеля; 3 – упорный торец муфты; 4 – зона сварного

соединения; 5 – упорный торец ниппеля; 6 – упорный уступ муфты; 7 – муфта; 8 – хвостовики ниппеля и муфты; 9 – конический заплечик под элеватор; 10 – высадка; D – наружный диаметр тела трубы; D1 – наружный диаметр зоны сварного соединения; D2 – наружный диаметр замка; d – внутренний диаметр тела трубы; d1 – внутренний

диаметр замка и зоны сварного соединения; L – длина бурильной трубы; t – толщина стенки тела трубы

Рисунок А.1 – Труба бурильная с приваренным замком «ТМК TDS»

1 – ниппель; 2 – упорный уступ ниппеля; 3 – упорный торец муфты; 4 – замковая резьба; 5 – упорный торец

ниппеля; 6 – упорный уступ муфты; 7 – муфта; 8 – хвостовики ниппеля и муфты; 9 – конический заплечик под элеватор; 10 – опознавательный поясок с левой резьбой D2 – наружный диаметр замка; d1 – внутренний

диаметр замка, L1 – длина замка в сборе

Рисунок А.2 – Замок «ТМК TDS»



Таблица А.1 – Бурильные трубы групп прочности Д и Е (по ГОСТ Р 50278) с замками «ТМК TDS» Размеры в миллиметрах

Тело трубы Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг Наружный диаметр трубы,

D

Толщина стенки,

t Тип

Наружный диаметр

D2 *

Тип замковой резьбы


D1 -0,2/-1,0

Внутренний диаметр

d1 3)

Радиус закругле-ния прямоугольно-

го заплечика, R1 ± 0,5

Масса 1 м тела трубы

без высадки

Масса замка

Увеличение массы трубы за счет двух вы-

садок Бурильные трубы с внутренней высадкой – ПВ

73,0 9,2 ТМК TDS-92-34 92,0 З – 73 76,2 34,0 3,7-0,7 14,46 21,0 1,45 73,0 9,2 ТМК TDSМС-92-34 92,0 З – 73 76,2 34,0 3,7-0,7 14,46 25,6 1,45 73,0 9,2 ТМК TDS-95-32 95,2 З – 73 76,2 31,8 4,8 14,46 22,8 1,58 73,0 9,2 ТМК TDSМС-95-32 95,2 З – 73 76,2 31,8 4,8 14,46 27,3 1,58 88,9 9,4 ТМК TDS-108-44 108,0 З – 86 92,1 44,5 4,8 18,34 29,6 2,36 88,9 9,4 ТМК TDSМС-108-44 108,0 З – 86 92,1 44,5 4,8 18,34 35,5 2,36 88,9 11,4 ТМК TDS-108-41 108,0 З – 86 92,1 41,3 4,8 21,79 30,4 2,13 88,9 11,4 ТМК TDSМС-108-41 108,0 З – 86 92,1 41,3 4,8 21,79 36,1 2,13

Бурильные трубы с наружной высадкой – ПН 60,3 7,1 ТМК TDS-86-44 85,7 З – 73 65,1 44,5 4,8 9,33 14,4 0,67 60,3 7,1 ТМК TDSМС-86-44 85,7 З – 73 65,1 44,5 4,8 9,33 17,4 0,67 73,0 9,2 ТМК TDS-105-54 104,8 З – 86 81,0 54,0 4,8 14,46 23,4 1,07 73,0 9,2 ТМК TDSМС-105-54 104,8 З – 86 81,0 54,0 4,8 14,46 27,9 1,07 88,9 11,4 ТМК TDS-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 21,79 39,1 1,62 88,9 11,4 ТМК TDSМС-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 21,79 45,7 1,62

101,6 8,4 ТМК TDS-152-83 152,4 З – 122 114,3 82,6 6,4 19,27 53,5 2,66 101,6 8,4 ТМК TDSМС-152-83 152,4 З – 122 114,3 82,6 6,4 19,27 63,4 2,66 114,3 8,6 ТМК TDS-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 52,6 2,91 114,3 8,6 ТМК TDSМС-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 62,5 2,91 114,3 8,6 ТМК TDSМ-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 72,2 2,91 114,3 10,9 ТМК TDS-162-92 161,9 З – 133 127,0 92,1 6,4 27,84 53,3 2,63 114,3 10,9 ТМК TDSМС-162-92 161,9 З – 133 127,0 92,1 6,4 27,84 62,9 2,63 114,3 10,9 ТМК TDSМ-162-92 161,9 З – 133 127,0 92,1 6,4 27,84 72,9 2,63 127,0 9,2 ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 26,70 70,2 8,76 127,0 12,7 ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 35,80 70,2 8,37

Бурильные трубы с комбинированной высадкой – ПК 114,3 8,6 ТМК TDS-159-83 158,8 З – 122 119,1 82,6 6,4 22,32 60,0 3,37 114,3 8,6 ТМК TDSМС-159-83 158,8 З – 122 119,1 82,6 6,4 22,32 70,4 3,37 114,3 8,6 ТМК TDSМ-159-83 158,8 З – 122 119,1 82,6 6,4 22,32 80,9 3,37 114,3 10,9 ТМК TDS-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 27,84 63,5 3,52 114,3 10,9 ТМК TDSМС-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 27,84 74,6 3,52 114,3 10,9 ТМК TDSМ-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 27,84 85,7 3,52



Окончание таблицы А.1

Размеры в миллиметрах Тело трубы Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг

Наружный диаметр трубы,

D


t

Тип


D2 *



D1 -0,2/-1,0


d1 3)

Радиус закругле-ния прямоугольно-

го заплечика, R1 ± 0,5




Увеличение массы трубы за счет двух вы-

садок Бурильные трубы с комбинированной высадкой – ПК

127,0 9,2 ТМК TDS-162-95-2 161,9 З – 133 130,2 95,3 6,4 26,70 53,3 3,29 127,0 9,2 ТМК TDSМС-162-95-2 161,9 З – 133 130,2 95,3 6,4 26,70 63,1 3,29 127,0 9,2 ТМК TDSМ-162-95-2 161,9 З – 133 130,2 95,3 6,4 26,70 72,9 3,29 127,0 12,7 ТМК TDS-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 57,2 3,00 127,0 12,7 ТМК TDSМС-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 67,7 3,00 127,0 12,7 ТМК TDSМ-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 78,1 3,00 139,7 9,2 ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 29,52 70,2 5,38 139,7 10,5 ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 33,57 70,2 4,69

* Размер для справок



Таблица А.2 – Бурильные трубы групп прочности Л, М и Р (по ГОСТ Р 50278) с замками «ТМК TDS» Размеры в миллиметрах

Бурильная труба Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг Наружный диаметр трубы,

D


t

Группа прочности Тип


D2 *



D1 -0,2/-1,0


d1 3)

Радиус закругле-ния прямоуголь-ного заплечика,

R1 ± 0,5




Увеличение массы трубы за счет двух

высадок Бурильные трубы с внутренней высадкой – ПВ

101,6 8,4 Л, М ТМК TDS-133-68 133,4 З – 108 106,4 68,3 6,4 19,27 41,9 3,69 101,6 8,4 Л, М ТМК TDSМС-133-68 133,4 З – 108 106,4 68,3 6,4 19,27 47,0 3,69 101,6 8,4 М, Р ТМК TDS-140-62 139,7 З – 108 106,4 61,9 6,4 19,27 48,8 4,92 101,6 8,4 М, Р ТМК TDSМС-140-62 139,7 З – 108 106,4 61,9 6,4 19,27 57,8 4,92

Бурильные трубы с наружной высадкой – ПН 60,3 7,1 Л, М ТМК TDS-86-44 85,7 З – 73 65,1 44,5 4,8 9,33 14,4 1,03 60,3 7,1 Л, М ТМК TDSМС-86-44 85,7 З – 73 65,1 44,5 4,8 9,33 17,4 1,03 73,0 9,2 Л, М ТМК TDS-105-54 104,8 З – 86 81,0 54,0 4,8 14,46 23,4 1,42 73,0 9,2 Л, М ТМК TDSМС-105-54 104,8 З – 86 81,0 54,0 4,8 14,46 27,9 1,42 73,0 9,2 Л, М ТМК TDS-105-51 104,8 З – 86 81,0 50,8 4,8 14,46 24,3 2,23 73,0 9,2 Л, М ТМК TDSМС-105-51 104,8 З – 86 81,0 50,8 4,8 14,46 29,1 2,23 88,9 9,4 Л, М ТМК TDS-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 18,34 39,1 3,44 88,9 9,4 Л, М ТМК TDSМС-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 18,34 45,7 3,44 88,9 9,4 М ТМК TDS-127-62 127,0 З – 102 98,4 61,9 4,8 18,34 40,6 4,07 88,9 9,4 М ТМК TDSМС-127-62 127,0 З – 102 98,4 61,9 4,8 18,34 47,6 4,07 88,9 9,4 Р ТМК TDS-127-54 127,0 З – 102 98,4 54,0 4,8 18,34 43,8 5,52 88,9 9,4 Р ТМК TDSМС-127-54 127,0 З – 102 98,4 54,0 4,8 18,34 51,3 5,52 88,9 11,4 Л ТМК TDS-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 18,34 39,1 2,61 88,9 11,4 Л ТМК TDSМС-127-65 127,0 З – 102 98,4 65,1 4,8 18,34 45,7 2,61 88,9 11,4 Л, М ТМК TDS-127-62 127,0 З – 102 98,4 61,9 4,8 21,79 40,6 3,20 88,9 11,4 Л, М ТМК TDSМС-127-62 127,0 З – 102 98,4 61,9 4,8 21,79 47,6 3,20 88,9 11,4 М, Р ТМК TDS-127-54 127,0 З – 102 98,4 54,0 4,8 21,79 43,8 4,64 88,9 11,4 М, Р ТМК TDSМС-127-54 127,0 З – 102 98,4 54,0 4,8 21,79 51,3 4,64

101,6 8,4 Л, М, Р ТМК TDS-152-83 152,4 З – 122 114,3 82,6 6,4 19,27 53,5 4,24 101,6 8,4 Л, М, Р ТМК TDSМС-152-83 152,4 З – 122 114,3 82,6 6,4 19,27 63,4 4,24 101,6 8,4 Р ТМК TDS-152-76 152,4 З – 122 114,3 76,2 6,4 19,27 57,0 5,96 101,6 8,4 Р ТМК TDSМС-152-76 152,4 З – 122 114,3 76,2 6,4 19,27 66,9 5,96 114,3 8,6 Л, М ТМК TDS-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 52,6 4,64 114,3 8,6 Л, М ТМК TDSМС-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 62,4 4,64 114,3 8,6 Л, М ТМК TDSМ-162-95-1 161,9 З – 133 127,0 95,3 6,4 22,32 72,2 4,64 114,3 8,6 Р ТМК TDS-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 22,32 56,6 6,63 114,3 8,6 Р ТМК TDSМС-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 22,32 67,1 6,63 114,3 8,6 Р ТМК TDSМ-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 22,32 77,5 6,63



Окончание таблицы А.2 Размеры в миллиметрах

Бурильная труба Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг 1) Наружный диаметр трубы,

D


t

Группа прочно-

сти Тип

Наруж-ный

диаметр D2 2)



D1 -0,2/-1,0


d1 3)


R1 ± 0,5

Масса 1 м тела тру-бы без

высадки



высадок Бурильные трубы с наружной высадкой – ПН

114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDS-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 27,84 56,6 5,15 114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDSМС-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 27,84 67,1 5,15 114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDSМ-162-89-1 161,9 З – 133 127,0 88,9 6,4 27,84 77,5 5,15 127,0 9,2 Л, М, Р ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 26,70 70,2 8,76 127,0 12,7 Л, М, Р ТМК TDS-178-95 177,8 З – 147 144,5 95,3 6,4 35,80 74,5 8,37

Бурильные трубы с комбинированной высадкой – ПК 114,3 8,6 Л, М ТМК TDS-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 22,32 63,5 4,42 114,3 8,6 Л, М ТМК TDSМС-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 22,32 74,6 4,42 114,3 8,6 Л, М ТМК TDSМ-159-76 158,8 З – 122 119,1 76,2 6,4 22,32 85,7 4,42 114,3 8,6 Р ТМК TDS-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 66,6 9,03 114,3 8,6 Р ТМК TDSМС-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 78,1 9,03 114,3 8,6 Р ТМК TDSМ-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 89,8 9,03 114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDS-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 66,6 7,57 114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDSМС-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 78,1 7,57 114,3 10,9 Л, М, Р ТМК TDSМ-159-70 158,8 З – 122 119,1 69,9 6,4 22,32 89,8 7,57 127,0 9,2 Л, М ТМК TDS-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 26,70 57,2 7,53 127,0 9,2 Л, М ТМК TDSМС-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 26,70 67,7 7,53 127,0 9,2 Л, М ТМК TDSМ-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 26,70 78,1 7,53 127,0 9,2 М, Р ТМК TDS-165-83 165,1 З – 133 130,2 82,6 6,4 26,70 63,8 9,34 127,0 9,2 М, Р ТМК TDSМС-165-83 165,1 З – 133 130,2 82,6 6,4 26,70 75,3 9,34 127,0 9,2 М, Р ТМК TDSМ-165-83 165,1 З – 133 130,2 82,6 6,4 26,70 87,1 9,34 127,0 12,7 Л ТМК TDS-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 57,2 5,06 127,0 12,7 Л ТМК TDSМС-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 67,7 5,06 127,0 12,7 Л ТМК TDSМ-162-89-2 161,9 З – 133 130,2 88,9 6,4 35,80 78,1 5,06 127,0 12,7 Л, М ТМК TDS-165-76 165,1 З – 133 130,2 76,2 6,4 35,80 67,2 8,59 127,0 12,7 Л, М ТМК TDSМС-165-76 165,1 З – 133 130,2 76,2 6,4 35,80 79,4 8,59 127,0 12,7 Л, М ТМК TDSМ-165-76 165,1 З – 133 130,2 76,2 6,4 35,80 91,6 8,59 139,7 9,2 Л, М ТМК TDS-178-102 177,8 З – 147 144,5 101,6 6,4 29,52 70,2 5,38 139,7 9,2 Л, М ТМК TDS-178-95 177,8 З – 147 144,5 95,3 6,4 29,52 74,5 11,18 139,7 9,2 М ТМК TDS-184-89 177,8 З – 147 144,5 88,9 6,4 29,52 85,6 13,16 139,7 10,5 Л, М ТМК TDS-178-102 184,1 З – 147 144,5 101,6 6,4 33,57 70,2 4,69 139,7 10,5 Л, М ТМК TDS-184-89 184,1 З – 147 144,5 88,9 6,4 33,57 85,6 12,03

1) Расчетное значение 2) Размер для справок 3) Предельные отклонения устанавливаются технологическими регламентами изготовителя.



Таблица А.3 – Бурильные трубы группы прочности Е (по API Spec 5DP) с замками «ТМК TDS» Размеры в миллиметрах

Бурильная труба Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг 1) Наружный диаметр трубы,

D

Тол-щина стен-ки,t

Тип Наружный диаметр

D2 2)



D1 -0,20/-1,00


d1 3)


R1 ± 0,5


высадки



высадок Бурильные трубы с наружной высадкой – EU

60,32 7,11 ТМК TDSА-86-44 85,70 NC – 26 65,09 44,45 4,8 9,33 14,4 0,67 60,32 7,11 ТМК TDSАМС-86-44 85,70 NC – 26 65,09 44,45 4,8 9,33 17,4 0,67 73,02 9,19 ТМК TDSА-105-54 104,80 NC – 31 80,96 53,98 4,8 14,46 23,4 1,07 73,02 9,19 ТМК TDSАМС-105-54 104,80 NC – 31 80,96 53,98 4,8 14,46 27,9 1,07 88,90 11,40 ТМК TDSА-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 21,79 39,1 1,62 88,90 11,40 ТМК TDSАМС-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 21,79 45,7 1,62

101,60 8,38 ТМК TDSА-152-83 152,40 NC – 46 114,30 82,55 6,4 19,27 53,5 2,66 101,60 8,38 ТМК TDSАМС-152-83 152,40 NC – 46 114,30 82,55 6,4 19,27 63,4 2,66 114,30 8,56 ТМК TDSА-162-95-1 161,90 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 52,6 2,91 114,30 8,56 ТМК TDSАМ-162-95-1 161,90 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 65,5 2,91 114,30 8,56 ТМК TDSАМ-162-95-1 161,90 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 72,2 2,91 114,30 8,56 ТМК TDSА-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 58,3 2,91 114,30 8,56 ТМК TDSАМС-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 69,3 2,91 114,30 8,56 ТМК TDSАМ-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 80,3 2,91 114,30 10,92 ТМК TDSА-162-92 161,90 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 54,7 2,63 114,30 10,92 ТМК TDSАМС-162-92 161,90 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 64,8 2,63 114,30 10,92 ТМК TDSАМ-162-92 161,90 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 74,9 2,63 114,30 10,92 ТМК TDSА-168-92 168,28 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 60,4 2,63 114,30 10,92 ТМК TDSАМС-168-92 168,28 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 71,9 2,63 114,30 10,92 ТМК TDSАМ-168-92 168,28 NC – 50 127,00 92,08 6,4 27,84 83,0 2,63

Бурильные трубы с комбинированной высадкой – IEU 114,30 8,56 ТМК TDSА-159-83 158,75 NC – 46 119,06 82,55 6,4 22,32 60,0 3,37 114,30 8,56 ТМК TDSАМС-159-83 158,75 NC – 46 119,06 82,55 6,4 22,32 70,4 3,37 114,30 8,56 ТМК TDSАМ-159-83 158,75 NC – 46 119,06 82,55 6,4 22,32 80,9 3,37 114,30 10,92 ТМК TDSА-159-76 158,75 NC – 46 119,06 76,20 6,4 27,84 63,5 3,52 114,30 10,92 ТМК TDSАМС-159-76 158,75 NC – 46 119,06 76,20 6,4 27,84 74,6 3,52 114,30 10,92 ТМК TDSАМ-159-76 158,75 NC – 46 119,06 76,20 6,4 27,84 85,7 3,52 127,00 9,19 ТМК TDSА-168-95-2 168,28 NC – 50 130,18 95,25 6,4 26,70 59,0 3,29 127,00 9,19 ТМК TDSАМС-168-95-2 168,28 NC – 50 130,18 95,25 6,4 26,70 70,0 3,29 127,00 9,19 ТМК TDSАМ-168-95-2 168,28 NC – 50 130,18 95,25 6,4 26,70 81,0 3,29 127,00 12,70 ТМК TDSА-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 35,80 62,9 3,00 127,00 12,70 ТМК TDSАМС-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 35,80 74,7 3,00 127,00 12,70 ТМК TDSАМ-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 35,80 86,2 3,00




Таблица А.4 – Бурильные трубы групп прочности Х, G и S (по API Spec 5DP) с замками «ТМК TDS» Размеры в миллиметрах

Тело трубы Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг 1) Наружный диаметр трубы ,

D

Толщина стенки ,

t

Группа проч-ности

Тип Наружный диаметр

D2 2)



D1 -0,20/-1,00


d1 3)


R1 ± 0,5


высадки



высадок Бурильные трубы с внутренней высадкой – IU

101,60 8,38 X, G ТМК TDSА-133-68 133,40 NC – 40 106,36 68,26 6,4 19,27 41,9 3,69 101,60 8,38 X, G ТМК TDSАМС-133-68 133,40 NC – 40 106,36 68,26 6,4 19,27 47,0 3,69 101,60 8,38 G, S ТМК TDSА-140-62 139,70 NC – 40 106,36 61,91 6,4 19,27 48,8 4,92 101,60 8,38 G, S ТМК TDSАМС-140-62 139,70 NC – 40 106,36 61,91 6,4 19,27 57,8 4,92

Бурильные трубы с наружной высадкой – EU 60,32 7,11 X, G ТМК TDSА-86-44 85,70 NC – 26 65,09 44,45 4,8 9,33 14,4 1,03 60,32 7,11 X, G ТМК TDSАМС-86-44 85,70 NC – 26 65,09 44,45 4,8 9,33 17,4 1,03 73,02 9,19 X, G ТМК TDSА-105-51 101,80 NC – 31 80,96 50,80 4,8 14,46 24,3 2,23 73,02 9,19 X, G ТМК TDSАМС-105-51 101,80 NC – 31 80,96 50,80 4,8 14,46 27,9 2,23 88,90 9,35 X, G ТМК TDSА-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 18,34 39,1 3,44 88,90 9,35 X, G ТМК TDSАМС-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 18,34 45,7 3,44 88,90 9,35 G, S ТМК TDSА-127-62 127,00 NC – 38 98,43 61,91 4,8 18,34 40,6 4,07 88,90 9,35 G, S ТМК TDSАМС-127-62 127,00 NC – 38 98,43 61,91 4,8 18,34 47,6 4,07 88,90 9,35 S ТМК TDSА-127-54 127,00 NC – 38 98,43 53,98 4,8 18,34 43,8 5,52 88,90 9,35 S ТМК TDSАМС-127-54 127,00 NC – 38 98,43 53,98 4,8 18,34 51,3 5,52 88,90 11,40 X ТМК TDSА-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 18,34 39,1 2,61 88,90 11,40 X ТМК TDSАМС-127-65 127,00 NC – 38 98,43 65,09 4,8 18,34 45,7 2,61 88,90 11,40 X, G ТМК TDSА-127-62 127,00 NC – 38 98,43 61,91 4,8 21,79 40,6 3,20 88,90 11,40 X, G ТМК TDSАМС-127-62 127,00 NC – 38 98,43 61,91 4,8 21,79 47,6 3,20 88,90 11,40 G, S ТМК TDSА-127-54 127,00 NC – 38 98,43 53,98 4,8 21,79 43,8 4,64 88,90 11,40 G, S ТМК TDSАМС-127-54 127,00 NC – 38 98,43 53,98 4,8 21,79 51,3 4,64 101,60 8,38 X, G, S ТМК TDSА-152-83 152,40 NC – 46 114,30 82,55 6,4 19,27 53,5 4,24 101,60 8,38 X, G, S ТМК TDSАМС-152-83 152,40 NC – 46 114,30 82,55 6,4 19,27 63,4 4,24 101,60 8,38 S ТМК TDSА-152-76 152,40 NC – 46 114,30 76,20 6,4 19,27 57,0 5,96 101,60 8,38 S ТМК TDSАМС-152-76 152,40 NC – 46 114,30 76,20 6,4 19,27 66,9 5,96 114,30 8,56 X, G ТМК TDSА-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 58,3 4,64 114,30 8,56 X, G ТМК TDSАМС-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 69,3 4,64 114,30 8,56 X, G ТМК TDSАМ-168-95-1 168,28 NC – 50 127,00 95,25 6,4 22,32 80,3 4,64 114,30 8,56 S ТМК TDSА-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 22,32 62,3 6,63 114,30 8,56 S ТМК TDSАМС-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 22,32 73,9 6,63 114,30 8,56 S ТМК TDSАМ-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 22,32 85,6 6,63 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSА-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 27,84 62,3 5,15 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSАМС-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 27,84 73,9 5,15 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSАМ-168-89-1 168,28 NC – 50 127,00 88,90 6,4 27,84 85,6 5,15 114,30 10,92 S ТМК TDSА-168-76-1 168,28 NC – 50 127,00 76,20 6,4 27,84 69,6 8,71 114,30 10,92 S ТМК TDSАМ-168-76-1 168,28 NC – 50 127,00 76,20 6,4 27,84 82,4 8,71 114,30 10,92 S ТМК TDSАМ-168-76-1 168,28 NC – 50 127,00 76,20 6,4 27,84 95,3 8,71




Размеры в миллиметрах Тело трубы Замок Сварное соединение Масса бурильной трубы, кг 1)

Наружный диаметр трубы ,

D

Толщина стенки ,

t


сти Тип


D2 2)



D1 -0,2/-1,0


d1 3)

Радиус закруг-ления прямо-угольного за-

плечика, R1 ± 0,5


высадки



высадок

Бурильные трубы с комбинированной высадкой – IEU 114,30 8,56 X, G ТМК TDSА-159-76 158,80 NC – 46 119,06 76,20 6,4 22,32 63,5 4,42 114,30 8,56 X, G ТМК TDSАМС-159-76 158,80 NC – 46 119,06 76,20 6,4 22,32 74,6 4,42 114,30 8,56 X, G ТМК TDSАМ-159-76 158,80 NC – 46 119,06 76,20 6,4 22,32 85,7 4,42 114,30 8,56 S ТМК TDSА-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 66,6 9,03 114,30 8,56 S ТМК TDSАМС-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 78,1 9,03 114,30 8,56 S ТМК TDSАМ-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 89,8 9,03 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSА-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 66,6 7,57 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSАМС-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 78,1 7,57 114,30 10,92 X, G, S ТМК TDSАМ-159-70 158,80 NC – 46 119,06 69,85 6,4 22,32 89,8 7,57 127,00 9,19 X, G ТМК TDSА-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 26,70 62,9 7,53 127,00 9,19 X, G ТМК TDSАМС-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 26,70 75,0 7,53 127,00 9,19 X, G ТМК TDSАМ-168-89-2 168,28 NC – 50 130,18 88,90 6,4 26,70 86,2 7,53 127,00 9,19 G, S ТМК TDSА-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 26,70 66,7 9,34 127,00 9,19 G, S ТМК TDSАМС-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 26,70 78,9 9,34 127,00 9,19 G, S ТМК TDSАМ-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 26,70 91,2 9,34 127,00 9,19 X, G, S ТМК TDSА-178-95-1 177,80 5 1/2FH 130,18 95,25 6,4 29,52 74,5 6,75 127,00 12,70 X, G ТМК TDSА-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 35,80 66,7 6,57 127,00 12,70 X, G ТМК TDSАМС-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 35,80 78,9 6,57 127,00 12,70 X, G ТМК TDSАМ-168-83 168,28 NC – 50 130,18 82,55 6,4 35,80 91,2 6,57 127,00 12,70 X, G ТМК TDSА-168-76-2 168,28 NC – 50 130,18 76,20 6,4 35,80 70,1 8,59 127,00 12,70 X, G ТМК TDSАМ-168-76-2 168,28 NC – 50 130,18 76,20 6,4 35,80 82,9 8,59 127,00 12,70 X, G ТМК TDSАМ-168-76-2 168,28 NC – 50 130,18 76,20 6,4 35,80 95,7 8,59 127,00 12,70 G, S ТМК TDSА-184-89-1 184,15 5 1/2FH 130,18 88,90 6,4 29,52 85,6 7,53 139,70 9,17 X, G ТМК TDSА-178-102 178,80 5 1/2FH 144,46 101,60 6,4 29,52 70,2 9,88 139,70 9,17 X, G, S ТМК TDSА-178-95-2 178,80 5 1/2FH 144,46 95,25 6,4 29,52 74,5 12,16 139,70 10,54 G, S ТМК TDSА-178-102 178,80 5 1/2FH 144,46 101,60 6,4 33,57 70,2 8,68 139,70 10,54 X, G, S ТМК TDSА-184-89-2 184,15 5 1/2FH 144,46 88,90 6,4 33,57 85,6 13,14


РЭ ПС 02-010- 2011 (вторая редакция)


Таблица А.5 – Замки «ТМК TDS»

Тип замка Тип замковой резьбы

Наружный диаметр замка

D2, мм

Внутренний диаметр замка

d1, мм

Длина замка

L1, мм

Масса замка,

кг

ТМК TDS-86-44 З-73 85,7 44,5 511 14,4 ТМК TDSA-86-44 NC-26 85,70 44,45 511 14,4 ТМК TDSМ-86-44 З-73 85,7 44,5 696 20,5 ТМК TDSAМ-86-44 NC-26 85,70 44,45 696 20,5 ТМК TDS-92-34 З-73 92,0 34,0 511 21,0 ТМК TDSМ-92-34 З-73 92,0 34,0 696 30,2 ТМК TDS-95-32 З-73 95,2 31,8 511 22,8 ТМК TDSМ-95-32 З-73 95,2 31,8 696 32,0 ТМК TDS-105-54 З-86 104,8 54,0 536 23,4 ТМК TDSA-105-54 NC-31 104,80 53,98 536 23,4 ТМК TDSМ-105-54 З-86 104,8 54,0 721 33,9 ТМК TDSAМ-105-54 NC-31 104,80 53,98 721 33,9 ТМК TDS-105-51 З-86 104,8 50,8 536 24,3 ТМК TDSA-105-51 NC-31 104,80 50,80 536 24,3 ТМК TDSМ-105-51 З-86 104,8 50,8 721 33,9 ТМК TDSAМ-105-51 NC-31 104,80 50,80 721 33,9 ТМК TDS-108-44 З-86 108,0 44,5 536 29,6 ТМК TDSМ-108-44 З-86 108,0 44,5 721 40,7 ТМК TDS-108-41 З-86 108,0 41,3 536 30,4 ТМК TDSМ-108-41 З-86 108,0 41,3 721 41,7 ТМК TDS-127-65 З-102 127,0 65,1 600 39,1 ТМК TDSA-127-65 NC-38 127,00 65,09 600 39,1 ТМК TDSМ-127-65 З-102 127,0 65,1 785 52,6 ТМК TDSAМ-127-65 NC-38 127,00 65,09 785 52,6 ТМК TDS-127-62 З-102 127,0 61,9 600 40,6 ТМК TDSA-127-62 NC-38 127,00 61,91 600 40,6 ТМК TDSМ-127-62 З-102 127,0 61,9 785 54,7 ТМК TDSAМ-127-62 NC-38 127,00 61,91 785 54,7 ТМК TDS-127-54 З-102 127,0 54,0 600 43,8 ТМК TDSA-127-54 NC-38 127,00 53,98 600 43,8 ТМК TDSМ-127-54 З-102 127,0 54,0 785 58,9 ТМК TDSAМ-127-54 NC-38 127,00 53,98 785 58,9 ТМК TDS-133-68 З-108 133,4 68,3 577 41,9 ТМК TDSA-133-68 NC-40 133,40 68,26 577 41,9 ТМК TDSМ-133-68 З-108 133,4 68,3 762 56,3 ТМК TDSAМ-133-68 NC-40 133,40 68,26 762 56,3 ТМК TDS-140-62 З-108 139,7 61,9 577 48,8 ТМК TDSA-140-62 NC-40 139,70 61,91 577 48,8 ТМК TDSМ-140-62 З-108 139,7 61,9 762 66,7 ТМК TDSAМ-140-62 NC-40 139,70 61,91 762 66,7 ТМК TDS-152-83 З-122 152,4 82,6 577 53,5 ТМК TDSA-152-83 NC-46 152,40 82,55 577 53,5 ТМК TDSМ-152-83 З-122 152,4 82,6 762 72,2 ТМК TDSAМ-152-83 NC-46 152,40 82,55 762 72,2 ТМК TDS-152-76 З-122 152,4 76,2 577 57,0 ТМК TDSA-152-76 NC-46 152,40 76,20 577 57,0 ТМК TDSМ-152-76 З-122 152,4 76,2 762 76,8 ТМК TDSAМ-152-76 NC-46 152,40 76,20 762 76,8 ТМК TDS-159-83 З-122 158,8 82,6 577 60,0 ТМК TDSA-159-83 NC-46 158,75 82,55 577 60,0 ТМК TDSМ-159-83 З-122 158,8 82,6 762 80,9 ТМК TDSAМ-159-83 NC-46 158,75 82,55 762 80,9 ТМК TDS-159-76 З-122 158,8 76,2 577 63,5 ТМК TDSA-159-76 NC-46 158,75 76,20 577 63,5




Тип замка Тип замковой резьбы

Наружный диаметр замка

D2, мм

Внутренний диаметр замка

d1, мм

Длина замка L, мм

Масса замка,

кг ТМК TDSМ-159-76 З-122 158,8 76,2 762 85,7 ТМК TDSAМ-159-76 NC-46 158,75 76,2 762 85,7 ТМК TDS-159-70 З-122 158,8 69,9 577 66,6 ТМК TDSA-159-70 NC-46 158,75 69,85 577 66,6 ТМК TDSМ-159-70 З-122 158,8 69,9 762 89,8 ТМК TDSAМ-159-70 NC-46 158,75 69,85 762 89,8 ТМК TDS-162-95-1 З-133 161,9 95,3 577 52,6 ТМК TDSA-168-95-1 NC-50 168,28 95,25 577 58,3 ТМК TDSМ-162-95-1 З-133 161,9 95,3 762 72,2 ТМК TDSAМ-168-95-1 NC-50 168,28 95,25 762 80,3 ТМК TDS-162-95-2 З-133 161,9 95,3 577 53,3 ТМК TDSA-168-95-2 NC-50 168,28 95,25 577 59,0 ТМК TDSМ-162-95-2 З-133 161,9 95,3 762 72,9 ТМК TDSAМ-168-95-2 NC-50 168,28 95,25 762 81,0 ТМК TDS-162-92 З-133 161,9 92,1 577 54,7 ТМК TDSA-168-92 NC-50 168,28 92,08 577 60,4 ТМК TDSМ-162-92 З-133 161,9 92,1 762 74,9 ТМК TDSAМ-168-92 NC-50 168,28 92,08 762 83,0 ТМК TDS-162-89-1 З-133 161,9 88,9 577 56,6 ТМК TDSA-168-89-1 NC-50 168,28 88,9 577 62,3 ТМК TDSМ-162-89-1 З-133 161,9 88,9 762 77,5 ТМК TDSAМ-168-89-1 NC-50 168,28 88,9 762 85,6 ТМК TDS-162-89-2 З-133 161,9 88,9 577 57,2 ТМК TDSA-168-89-2 NC-50 168,28 88,9 577 62,9 ТМК TDSМ-162-89-2 З-133 161,9 88,9 762 78,1 ТМК TDSAМ-168-89-2 NC-50 168,28 88,9 762 86,2 ТМК TDS-165-83 З-133 165,1 82,6 577 63,8 ТМК TDSA-168-83 NC-50 168,28 82,55 577 66,7 ТМК TDSМ-165-83 З-133 165,1 82,6 762 87,1 ТМК TDSAМ-168-83 NC-50 168,28 82,55 762 91,2 ТМК TDS-165-76 З-133 165,1 76,2 577 67,2 ТМК TDSA-168-76-2 NC-50 168,28 76,2 577 70,0 ТМК TDSМ-165-76 З-133 165,1 76,2 762 91,6 ТМК TDSAМ-168-76-2 NC-50 168,28 76,2 762 95,7 ТМК TDS-168-76 З-133 168,3 76,2 577 69,6 ТМК TDSA-168-76-1 NC-50 168,28 76,2 577 69,6 ТМК TDSМ-168-76 З-133 168,3 76,2 762 95,3 ТМК TDSAМ-168-76-1 NC-50 168,28 76,2 762 95,3 ТМК TDS-178-102 З-147 177,8 101,6 607 70,2 ТМК TDSA-178-102 5 1/2FH 177,80 101,6 607 70,2 ТМК TDSМ-178-102 З-147 177,8 101,6 750 88,8 ТМК TDSAМ-178-102 5 1/2FH 177,80 101,6 750 88,8 ТМК TDS-178-95 З-147 177,8 95,3 607 74,5 ТМК TDSA-178-95-1 5 1/2FH 177,80 95,25 607 72,7 ТМК TDSA-178-95-2 5 1/2FH 177,80 95,25 607 74,5 ТМК TDSМ-178-95 З-147 177,8 95,3 750 94,0 ТМК TDSAМ-178-95-1 5 1/2FH 177,80 95,25 750 92,2 ТМК TDSAМ-178-95-2 5 1/2FH 177,80 95,25 750 94,0 ТМК TDS-184-89 З-147 184,2 88,9 607 85,6 ТМК TDSA-184-89-1 5 1/2FH 184,15 88,9 607 84,5 ТМК TDSA-184-89-2 5 1/2FH 184,15 88,9 607 85,6 ТМК TDSМ-184-89 З-147 184,2 88,9 750 108,2 ТМК TDSAМ-184-89-1 5 1/2FH 184,15 88,9 750 108,2 ТМК TDSAМ-184-89-2 5 1/2FH 184,15 88,9 750 108,2



Приложение Б (справочное)

Технические характеристики тела бурильных труб по ГОСТ Р 50278 и API Spec 5DР

Таблица Б.1 – Механические свойства тела бурильных труб

Механические свойства

Тело бурильных труб по ГОСТ Р 50278 Тело бурильных труб по API Spec 5DР Трубы с высадкой любого типа

Группа прочности Д Е Л М Р Е Х G S

Предел текучести, Н/мм2 не менее 379 517 655 724 930 517 655 724 931 не более - 724 862 930 1138 724 862 931 1183

Предел прочности, Н/мм2 не менее 655 689 724 792 999 689 724 793 1000

Относительное сужение, ,%, не менее 50 50 50 45 45 Ударная вязкость, KCV Дж/см (кгсм/см2), не менее

690 (7) 690 (7) 607 (7) 607 (7) 607 (7) Энергия удара в соответствии с таблицей Б.2 Относительное удлинение 5, %, не менее 16 14 14 12 12 В соответствии с таблицей 5 API Spec 5DР

Таблица Б.2 – Требования к поглощенной энергии удара тела бурильных труб по API Spec 5DР

Размер образца мм x мм

Минимальная средняя энергия удара для комплекта из трех образцов Шарпи с V-образным надрезом, Дж

Минимальная средняя энергия удара для комплекта из трех образцов Шарпи с V-образным надрезом, Дж 10 х 10,0 54 47

10 х 7,5 43 38 10 х 5,0 30 26

Таблица Б.3 – Механические свойства замков «ТМК TDS»

Механические свойства Значение Временное сопротивление разрыву В, МПа (кгс/мм2), не менее 981 (100) Предел текучести Т, МПа (кгс/мм2), не менее 832 (85) Относительное удлинение 5, %, не менее 13 Относительное сужение , %, не менее 50 Ударная вязкость, кДж/м2 (кгс/см2), не менее

КСV КСU

589 (6) 883 (9)

Твердость по Бринеллю НВ, в пределах 300-355



Приложение В (справочное)

Характеристики и взаимозаменяемость замковой резьбы

по ГОСТ 28487 и API Spec 7-2

Таблица В.1 – Замковые резьбы по ГОСТ 28487 и API Spec 7-2

ГОСТ 28487 API Spec 7-2

Тип Шаг

резьбы, мм

Конус-ность

Форма профиля Тип

Шаг резьбы,

мм Конус-ность

Форма профиля

З-73 6,35 1:6 IV NC-26 6,35 1:6 V-0,038 R З-86 6,35 1:6 IV NC-31 6,35 1:6 V-0,038 R

З-102 6,35 1:6 IV NC-38 6,35 1:6 V-0,038 R

З-108 6,35 1:6 IV NC-40 6,35 1:6 V-0,038 R

З-122 6,35 1:6 IV NC-46 6,35 1:6 V-0,038 R

З-133 6,35 1:6 IV NC-50 6,35 1:6 V-0,038 R

З-147 6,35 1:6 III 5 1/2 FH 6,35 1:6 V-0,050



Приложение Г (справочное)

Геометрические характеристики тела бурильных труб

Таблица Г.1 – Геометрические характеристики тела бурильных труб по ГОСТ Р 50278


сти

Наружный диаметр,

D, мм


t, мм

Внутренний диаметр,

d, мм

Площадь попереч-ного сечения,

мм2 Осевой момент

тела внутрен-него ка-

нала

инерции по-перечного сечения,

см4

сопротивле-ния попереч-ного сечения,

см3 Трубы бурильные с внутренней высадкой – ПВ, группы прочности Д и Е

Д, Е 73,0 9,2 54,6 1844 2341 95,8 26,2 Д, Е 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,3 Д, Е 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,9

Трубы бурильные с комбинированной высадкой – ПК, группы прочности Д и Е Д, Е 114,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,3 Д, Е 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,7 Д, Е 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,6 Д, Е 127,0 12,7 101,6 4560 8107 753,9 118,7 Д, Е 139,7 9,2 121,3 3772 11556 806,9 115,5 Д, Е 139,7 10,5 118,7 4262 11066 895,1 128,2

Трубы бурильные с наружной высадкой – ПН, группы прочности Д и Е Д, Е 60,3 7,1 46,1 1187 1669 42,7 14,2 Д, Е 73,0 9,2 54,6 1844 2341 95,8 26,2 Д, Е 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,3 Д, Е 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,9 Д, Е 101,6 8,4 84,8 2460 5548 269,2 53,0 Д, Е 114,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,3 Д, Е 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,7 Д, Е 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,6 Д, Е 127,0 12,7 101,6 4560 8107 753,9 118,7

Трубы бурильные с внутренней высадкой – ПВ, группы прочности Л и М Л 101,6 8,4 84,8 2460 5648 269,2 53,0 М 101,6 8,4 84,8 2460 5648 269,2 53,0

Трубы бурильные с комбинированной высадкой – ПК, групп прочности Л и М Л, М 114,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,3

Л 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,7 М 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,7 Л 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,6 М 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,6 Л 127,0 12,7 101,6 4560 8107 753,9 118,7 М 127,0 12,7 101,6 4560 8107 753,9 118,7 Л 139,7 9,2 121,3 3772 11556 806,9 115,6 М 139,7 9,2 121,3 3772 11556 806,9 115,6

Л, М 139,7 10,5 118,7 4262 11066 895,1 128,2 Трубы бурильные с наружной высадкой – ПН, группы прочности Л и М

Л, М 60,3 7,1 46,1 1187 1669 42,7 14,2 Л, М 73,0 9,2 54,6 1844 2341 95,8 26,2

Л 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,3 М 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,3 Л 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,9 М 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,9

Л, М 101,6 8,4 84,6 2460 5648 269,2 53,0 Л, М 114,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,3 Л, М 114,3 10,9 92,5 3541 6720 478,5 83,7

Л 127,0 9,2 108,6 3405 9263 594,2 93,6 Л 127,0 12,7 101,6 4560 8107 753,9 118,7



Таблица Г.2 - Геометрические характеристики тела бурильных труб по АPI Spec 5DР

Группа прочности


D, мм


t, мм

Внутренний диаметр,

d, мм

Площадь попереч-ного сечения,

мм2 Осевой момент

тела канала инерции по-перечного сечения,

см4

сопротивле-ния попереч-ного сечения,

см3 Трубы бурильные с наружной высадкой – EU

E 60,32 7,11 46,1 1189 1668 42,77 14,19 X 60,32 7,11 46,1 1189 1668 42,77 14,19 G 60,32 7,11 46,1 1189 1668 42,77 14,19 E 73,02 9,19 54,6 1844 2343 95,71 26,22 X 73,02 9,19 54,6 1844 2343 95,71 26,22 G 73,02 9,19 54,6 1844 2343 95,71 26,22 E 88,90 9,35 70,2 2336 3870 188,09 42,16 X 88,90 9,35 70,2 2336 3870 188,09 42,16 G 88,90 9,35 70,2 2336 3870 188,09 42,16 E 88,90 11,40 66,1 2777 3432 219,71 47,90 X 88,90 11,40 66,1 2777 3432 219,71 47,90 G 88,90 11,40 66,1 2777 3432 219,71 47,90 S 88,90 11,40 66,1 2777 3432 219,71 47,90 E 101,60 8,38 84,8 2455 5653 268,74 52,90 X 101,60 8,38 84,8 2455 5653 268,74 52,90 G 101,60 8,38 84,8 2455 5653 268,74 52,90

Трубы бурильные с наружной и с комбинированной высадкой – EU и IEU E 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 E 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 X 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 X 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 G 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 G 114,30 8,56 97,2 2843 7417 400,03 70,00 E 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 E 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 X 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 X 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 G 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 G 114,30 10,92 92,5 3547 6714 479,08 83,83 E 127,00 9,19 108,6 3403 9266 593,68 93,49 X 127,00 9,19 108,6 3403 9266 593,68 93,49 G 127,00 9,19 108,6 3403 9266 593,68 93,49 E 139,70 9,17 121,4 3740 11568 804,82 115,22 X 139,70 9,17 121,4 3740 11568 804,82 115,22 G 139,70 9,17 121,4 3740 11568 804,82 115,22



Приложение Д (справочное)

Рекомендуемый момент свинчивания, максимальная допустимая осевая растягивающая нагрузка и крутящий момент замкового соединения «ТМК TDS»

Таблица Д.1 – Замковое соединение «ТМК TDS» с резьбой по ГОСТ 28487

Тип замка Рекомендуемый

момент свинчивания Мкр, Нм

Максимальная осевая растягивающая нагрузка

Рмакс, кН

Максимальный крутящий момент

Мкр макс, Нм ТМК TDS-86-44 7000 1393 11700 ТМК TDSМ-86-44 ТМК TDS-92-34 11400 1885 19000 ТМК TDSМ-92-34 ТМК TDS-95-32 12200 2025 20300 ТМК TDSМ-95-32 ТМК TDS-105-54 12200 1988 20300 ТМК TDSМ-105-54 ТМК TDS-105-51 14100 2204 23500 ТМК TDSМ-105-51 ТМК TDS-108-44 17600 2692 29400 ТМК TDSМ-108-44 ТМК TDS-108-41 19200 2868 32000 ТМК TDSМ-108-41 ТМК TDS-127-65 21300 2888 35500 ТМК TDSМ-127-65 ТМК TDS-127-62 24100 3150 40200 ТМК TDSМ-127-62 ТМК TDS-127-54 30200 3749 50400 ТМК TDSМ-127-54 ТМК TDS-133-68 27000 3454 45000 ТМК TDSМ-133-68 ТМК TDS-140-62 33300 3992 55400 ТМК TDSМ-140-62 ТМК TDS-152-83 35400 4010 59000 ТМК TDSМ-152-83 ТМК TDS-152-76 43600 4666 72700 ТМК TDSМ-152-76 ТМК TDS-159-83 35400 4010 59000 ТМК TDSМ-159-83 ТМК TDS-159-76 44000 4666 73300 ТМК TDSМ-159-76 ТМК TDS-159-70 51400 5270 85600 ТМК TDSМ-159-70 ТМК TDS-162-95-1 38800 4179 64700 ТМК TDSМ-162-95-1 ТМК TDS-162-95-2 38800 4179 64700 ТМК TDSМ-162-95-2 ТМК TDS-162-92 44100 4566 73500 ТМК TDSМ-162-92 ТМК TDS-162-89-1 49200 4940 82000 ТМК TDSМ-162-89-1 ТМК TDS-162-89-2 49200 4940 82000 ТМК TDSМ-162-89-2 ТМК TDS-165-83 58800 5648 98000 ТМК TDSМ-165-83 ТМК TDS-165-76 67200 6304 112000 ТМК TDSМ-165-76 МК TDS-168-76 67900 6304 112300 ТМК TDSМ-168-76 ТМК TDS-178-102 61600 5634 102700 ТМК TDS-178-95 71600 6448 119600 ТМК TDS-184-89 89300 7209 148900

Примечание – Максимальные значения рассчитаны по минимальному пределу текучести металла замка 827 МПа и пло-щади поперечного сечения во впадине резьбы ниппеля и муфты на расстоянии от упорных торцов 19,1 мм и 9,5 мм соответ-ственно.



Таблица Д.2 – Замковое соединение «ТМК TDS» с резьбой по API Spec 7-2

Тип бурильного замка

Рекомендуемый момент свинчивания

Мкр, Нм

Максимальная растягивающая нагрузка

Рмакс, кН

Максимальный крутящий момент

Мкр макс, Нм ТМК TDSА-86-44 7000 1393 11700 ТМК TDSАМ-86-44 ТМК TDSА-105-54 12200 1988 20300 ТМК TDSАМ-105-54 ТМК TDSА-105-51 14100 2204 23500 ТМК TDSАМ-105-51 ТМК TDSА-127-65 21300 2888 35500 ТМК TDSАМ-127-65 ТМК TDSА-127-62 24100 3150 40200 ТМК TDSАМ-127-62 ТМК TDSА-127-54 30200 3749 50400 ТМК TDSАМ-127-54 ТМК TDSА-133-68 27000 3454 45000 ТМК TDSАМ-133-68 ТМК TDSА-140-62 33300 3992 55400 ТМК TDSАМ-140-62 ТМК TDSА-152-83 35400 4010 59000 ТМК TDSАМ-152-83 ТМК TDSА-152-76 43600 4666 72700 ТМК TDSАМ-152-76 ТМК TDSА-159-83 35400 4010 59000 МК TDSАМ-159-83 ТМК TDSА-159-76 44000 4666 73300 ТМК TDSАМ-159-76 ТМК TDSА-159-70 51400 5270 85600 ТМК TDSАМ-159-70 ТМК TDSА-168-95-1 39100 4179 65200 ТМК TDSАМ-168-95-1 ТМК TDSА-168-95-2 39100 4179 65200 ТМК TDSАМ-168-95-2 ТМК TDSА-168-92 44600 4566 74300 ТМК TDSАМ-168-92 ТМК TDSА-168-89-1 49600 4940 82700 ТМК TDSАМ-168-89-1 ТМК TDSА-168-89-2 49600 4940 82700 ТМК TDSАМ-168-89-2 ТМК TDSА-168-83 59100 5648 98400 ТМК TDSАМ-168-83 ТМК TDSА-168-76 67900 6304 113200 ТМК TDSАМ-168-76 ТМК TDSА-178-102 61600 5634 102700 ТМК TDSА-178-95 71600 6448 119600 ТМК TDSА-184-89 89300 7209 148900 Примечание - Максимальные значения рассчитаны по минимальному пределу текучести металла замка 827 МПа и пло-щади поперечного сечения во впадине резьбы ниппеля и муфты на расстоянии от упорных торцов 19,1 мм и 9,5 мм соответ-ственно.



Приложение Е (справочное)

Предельные значения осевой растягивающей нагрузки, изгибающего и крутящего моментов

Таблица Е.1 – Тело бурильных труб по ГОСТ Р 50278 Наружный диаметр

D, мм

Толщина стенки

t, мм


Предельная растя-гивающая нагрузка

Q, кН (тс), при Мu=0, Мкр=0

Предельный изги-бающий момент

Мu, Нм (кгсм), при Q=0, Мкр=0

Предельный кру-тящий момент Мкр, Нм (кгсм), при Q=0, Мu=0

60,3 7,1

Д 451 (46) 5378 (549) 6210 (634) Е 615 (63) 7336 (748) 8471 (863) Л 778 (80) 9286 (947) 10720 (1094) М 859 (88) 10260 (1047) 11850 (1209)

73,0 9,2

Д 699 (71) 9937 (1015) 11480 (1172) Е 953 (97) 13560 (1382) 15650 (1596) Л 1206 (123) 17170 (1752) 19820 (2023) М 1332 (136) 1897 (1936) 21900 (2235)

88,9

9,4

Д 885 (90) 15980 (1632) 18450 (1884) Е 1208 (123) 2180 (2222) 25170 (2566) Л 1530 (156) 27600 (2816) 31870 (3252) М 1691 (172) 30520 (3111) 35250 (3593) Р 2173 (222) 39210 (4001) 45270 (4620)

11,4

Д 1052 (108) 18150 (1854) 20960 (2141) Е 1436 (146) 24760 (2524) 28600 (29115) Л 1817 (185) 31350 (3199) 36210 (3694) М 2011 (205) 34680 (3535) 40050 (4082) Р 2580 (263) 44553 (4546) 51400 (5243)

101,6 8,4

Д 930 (95) 20050 (2047) 23150 (2363) Е 1269 (129) 27350 (2788) 31580 (3219) Л 1607 (164) 34630 (3533) 39990 (4080) М 1777 (181) 3830 (3904) 44230 (4508) Р 2282 (233) 49200 (5020) 56810 (5797)

114,3

8,6

Д 1077 (110) 26530 (2709) 30630 (3128) Е 1470 (150) 36190 (3689) 41790 (4260) Л 1762 (190) 45820 (4647) 52910 (5399) М 2058 (210) 50680 (5166) 58520 (5965) Р 2645 (269) 65100 (6642) 75170 (7670)

10,9

Д 1344 (137) 31770 (3244) 36690 (3746) Е 1834 (187) 43340 (4418) 50050 (5101) Л 2322 (237) 54880 (5600) 63370 (6466) М 2568 (262) 60690 (6187) 70080 (7144) Р 3298 (337) 77960 (7955) 90020 (9186)

127,0

9,2

Д 1290,0 (132) 35430 (3618) 40910 (4178) Е 1759 (179) 48330 (4927) 55810 (5689) Л 22277 (227) 61210 (6246) 70670 (7212) М 2464 (251) 67690 (6900) 78160 (7967) Р 3163 (323) 86920 (8872) 100400 (10250)

12,7

Д 1728 (177) 45000 (4595) 51960 (5306) Е 2358 (240) 61380 (6257) 70880 (7225) Л 2985 (305) 77730 (7931) 89750 (9158) М 3301 (337) 85960 (8762) 99260 (10120) P 4240 (433) 110418 (11267) 127420 (13002)

139,7

9,2

Д 1430 (146) 43783 (4467) 50525 (5154) Е 1950 (199) 59725 (6094) 68920 (7030) Л 2470 (252) 75667 (7721) 87320 (8907) М 2730 (279) 83638 (8534) 96520 (9845) P 3508 (358) 107436 (10963) 123980 (12646)

10,5

Д 1615 (165) 48570 (4956) 56050 (5717) Е 2203 (225) 66255 (6760) 76460 (7800) Л 2792 (285) 83940 (8565) 96870 (9880) М 3086 (315) 92782 (9467) 107070 (10920) P 3964 (404) 119182 (12161) 137540 (14030)

П р и м е ч а н и е – Предельные значения рассчитаны по пределу текучести стали.



Таблица Е.2 – Тело бурильных труб по АPI Spec 5D Наружный диаметр

D, мм

Толщина стенки

t, мм


Предельная растя-гивающая нагрузка

Q, кН (тс), при Мu=0, Мкр=0

Предельный изги-бающий момент

Мu, Нм (кгсм), при Q=0, Мкр=0

Предельный кру-тящий момент Мкр, Нм (кгсм), при Q=0, Мu=0

60,35 7,11 Е 615 (63) 7348 (749) 8479 (864) X 779 (79) 9309 (949) 10743 (1095) G 861 (88) 10290 (1049) 11874 (1210)

73,02 9,19 Е 953 (97) 13560 (1383) 15650 (1596) X 1207 (123) 17187 (1752) 19833 (2022) G 1334 (136) 1897 (1936) 21922 (2235)

88,90

9,35

Е 1208 (123) 21795 (2222) 25152 (2564) X 1530 (156) 27613 (2815) 31866 (3248) G 1692 (173) 30522 (3111) 35222 (3591) S 2175 (222) 39249 (4001) 45293 (4617)

11,40

Е 1436 (146) 24760 (2524) 28600 (29115) X 1817 (185) 31350 (3199) 36210 (3694) G 2011 (205) 34680 (3535) 40050 (4082) S 2580 (263) 44553 (4546) 51400 (5243)

101,60 8,38

Е 1269 (129) 27350 (2788) 31562 (3217) X 1607 (164) 34650 (3532) 39986 (4076) G 1777 (181) 38300 (3904) 44199 (4505) S 2285 (233) 49250 (5020) 56835 (5794)

114,30

8,56

Е 1470 (150) 36188 (3689) 41761 (4257) X 1863 (190) 45847 (4674) 52908 (5393) G 2058 (210) 50677 (5166) 58481 (5961) S 2647 (270) 65166 (6643) 75202 (7666)

10,92

Е 1834 (187) 43340 (4418) 50014 (5098) X 2323 (237) 54908 (5597) 63364 (6459) G 2568 (262) 60692 (6189) 70039 (7140) S 3302 (337) 78045 (7955) 90063 (9181)

127,00

9,19

Е 1758 (179) 48336 (4927) 55780 (5686) X 2277 (227) 61238 (6243) 70670 (7204) G 2463 (251) 67690 (6900) 78114 (7963) S 3167 (323) 87043 (8873) 100447 (10239)

12,70

Е 2358 (240) 61380 (6257) 70880 (7225) X 2985 (305) 77730 (7931) 89750 (9158) G 3301 (337) 85960 (8762) 99260 (10120) S 4240 (433) 110418 (11267) 127420 (13002)

139,70

9,17

Е 1944 (198) 59569 (6072) 68743 (7007) X 2463 (251) 75470 (7693) 87092 (8878) G 2722 (278) 83420 (8504) 96267 (9813) S 3501 (357) 107271 (10935) 123790 (12619)

10,54

Е 2211 (225) 66449 (6774) 76683 (7817) X 2801 (286) 84186 (8581) 97151 (9903) G 3096 (316) 93055 (9486) 107385 (10947) S 3982 (406) 119660 (12198) 138088 (14076)




Приложение Е Предельные внутреннее и наружное давления для стальных бурильных труб по ГОСТ Р 50278

Приложение Ж (справочное)

Предельное внутреннее и наружное давление

Таблица Ж.1 – Тело бурильных труб по ГОСТ Р 50278


D мм


t мм

Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, МПа (кгс/мм2)

Д Е Л М Р Д Е Л М Р

60,3 7,1 78,20 106,5 135,0 149,2

- 74,65 100,9 126,8 139,5

- (7,97) (10,86)

(13,76) (15,21) (7,61) (10,29)

(12,93) (14,22)

73,0 9,2 83,78 114,0 144,5 159,7 205,3 80,83 109,4 137,7 151,6 192,7 (8,54) (11,6

2) (14,73) (16,28) (20,93

) (8,24) (11,1

5) (14,04) (15,45) (19,64)

88,9 9,4

70,24 95,65 121,3 134,0 172,3 65,73 88,50 110,9 121,6 153,0 (7,16) (9,75) (12,36) (13,66) (17,56

) (6,70) (9,02) (11,30) (12,40) (15,60)

11,4 85,15 116,1 147,2 163,5 209,0 82,40 111,6 140,6 154,8 196,9 (8,68) (11,8

3) (15,00) (16,56) (21,30

) (8,40) (11,3

8) (14,33) (15,78) (20,07)

101,6 8,4 54,94 74,75 94,76 104,8 134,7 48,27 64,16 78,97 85,84 104,6 (5,60) (7,62) (9,66) (10,68) (13,73

) (4,92) (6,54) (8,05) (8,75) (10,66)

114,3 8,6

50,03 68,08 88,33 95,35 122,6 42,48 55,92 68,08 73,58 87,90 (5,10) (6,94) (8,80) (9,72) (12,50

) (4,33) (5,70) (6,94) (7,50) (8,96)

10,9 63,37 86,23 109,4 120,9 155,4 58,00 77,70 96,73 105,9 131,7 (6,46) (8,79) (11,15) (12,32) (15,84

) (5,91) (7,92) (9,86) (10,80) (13,43)

127,0 9,2

48,17 65,53 83,09 91,82 118,0 40,32 52,78 63,96 68,96 81,52 (4,91) (6,68) (8,47) (9,36) (12,03

) (4,11) (5,38) (6,52) (7,03) (8,31)

12,7 66,41 90,45 114,7 126,7 162,9 61,41 82,60 103,1 113,0 141,4 (6,77) (9,22) (11,69) (12,92) (16,61

) (6,26) (8,42) (10,51) (11,52) (14,41)

139,7 9,2

43,75 59,55 75,54 83,48 107,3 34,92 45,32 53,96 57,68 66,71 (4,46) (6,07) (7,70) (8,51) (10,94

) (3,56) (4,62) (5,50) (5,58) (6,80)

10,5 49,93 68,00 86,23 95,26 122,4 42,48 55,92 68,00 73,48 87,70 (5,09) (6,93) (8,79) (9,71) (12,48

) (4,33) (5,70) (6,93) (7,49) (8,94)



Таблица Ж.2 – Тело бурильных труб по API Spec 5DР


D мм


t мм

Внутреннее давление, МПа (кгс/мм2) Наружное давление, МПа (кгс/мм2)

E Х G S E Х G S

60,35 7,11 106,7 135,1 149,3 191,9 107,6 136,2 150,6 176,9

(10,89) (13,79) (15,23) (19,58) (10,98) (13,90) (15,37) (18,05)

73,02 9,19 114,0 144,3 159,5 205,1 113,8 144,2 159,3 204,9

(11,63) (14,72) (16,28) (20,93) (11,61) (14,71) (16,26) (20,91)

88,90 9,35

95,1 120,5 133,2 171,3 97,3 123,3 136,2 175,1 (9,70) (12,30) (13,59) (17,48) (9,93) (12,58) (13,90) (17,87)

11,40 116,1 147,1 162,5 209,0 115,6 146,5 161,9 208,2

(11,84) (15,01) (16,58) (21,33) (11,80) (14,95) (16,52) (21,24)

101,60 8,38 74,7 94,6 104,5 134,4 78,3 99,1 109,6 139,1

(7,62) (9,65) (10,66) (13,71) (7,99) (10,11) (11,18) (14,13)

114,30 8,56

67,8 85,8 94,9 122,0 71,6 87,9 95,3 115,8 (6,92) (8,76) (9,68) (15,89) (7,30) (8,97) (9,72) (11,82)

10,92 86,5 109,6 121,1 155,7 89,4 113,2 125,1 160,9

(8,83) (11,18) (12,38) (15,89) (9,12) (11,55) (12,77) (16,42)

127,00 9,19

65,5 83,0 91,7 117,9 68,3 82,9 89,6 108,2 (6,68) (8,47) (9,36) (12,03) (7,03) (8,45) (9,14) (11,04)

12,70 90,5 114,6 126,7 162,9 93,1 117,9 130,3 167,5

(9,23) (11,69) (12,93) (16,62) (9,50) (12,03) (13,30) (17,09)

139,70 9,17

59,4 75,2 83,2 106,9 58,2 68,9 74,0 87,6 (6,06) (7,67) (8,49) (10,91) (5,94) (7,03) (7,55) (8,94)

10,54 68,3 86,5 95,6 122,9 72,1 89,1 96,5 117,6

(6,97) (8,83) (9,76) (12,54) (7,36) (9,09) (9,85) (12,00)



Приложение И (справочное)

Предельные осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате для тела бурильных труб по ГОСТ Р 50278 и API Spec 5DР

Таблица И.1 – Тело бурильных труб по ГОСТ Р 50278 Предельные осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате кН (тс), для группы прочности

Наружный диаметр D, мм

Толщина стенки t, мм

Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм Д E Л М Р Д E Л М Р

60,3 7,1 406,1 552,4 700,2 773,6 994,7 416,9 566,5 718,1 793,3 1020 (41,4) (56,4) (71,4) (78,9) (101,5) (42,5) (57,8) (73,3) (81,0) (104,1)

73,0 9,2 617,0 839,8 1065 1176 1512 635,7 865,2 1097 1212 1558 (62,9) (85,7) (108,6) (120,0) (154,3) (64,4) (88,3) (111,9) (123,6) (159,0)

88,9 9,4 761,3 1035 1312 1450 1864 788,7 1073 1361 1503 1933

(77,6) (105,6) (133,9) (147,9) (190,2) (80,4) (109,5) (138,8) (153,4) (197,2)

11,4 907,4 1234 1564 1728 2223 938,8 1279 1621 1791 2303 (92,5) (125,9) (159,6) (176,4) (226,8) (85,8) (130,5) (165,4) (182,7) (235,0)

101,6 8,4 780,0 1061 1345 1486 1911 813,2 1106 1402 1549 1992 (9,5) (108,3) (137,3) (151,7) (195,0) (82,9) (112,9) (143,1) (158,1) (203,3)

114,3 8,6 884,9 1204 1526 1685 2167 926,1 1260 1598 1765 2270

(90,2) (122,8) (155,7) (172,0) (221,1) (94,4) (128,6) (163,0) (180,1) (231,6)

10,9 1108 1507 1910 2111 2714 1160,0 1577 1999 2208 2840 (112,9) (153,8) (194,9) (215,4) 9276,9) (118,2) (160,9) (204,0) (225,3) (289,8)

127,0 9,2 1037 1411 1788 1975 2540 1484 1091,0 1881 2078 2672

(105,7) (143,9) (182,4) (201,5) (259,2) (151,4) (111,2) (191,9) (212,0) (272,6)

12,7 1398 1902 2411 2664 3426 1998 1469 2533 2798 3599 (142,5) (194,1) (246,0) (271,8) (349,5) (203,9) (149,7) (258,5) (285,6) (367,2)

139,7 9,2 1123 1527 1935 2138 2750 1613 1186 2045 2259 2905

(114,4) (155,8) (197,5) (218,2) (280,6) (164,6) (120,9) (208,6) (230,5) (296,4)

10,5 1279 1741 2206 2437 3134 1838 1351,0 2330 2574 3310 (130,4) (177,6) (225,1) (248,7) (319,8) (187,5) (137,7) (237,7) (262,6) (337,7)


Таблица И.2 – Тело бурильных труб по API Spec 5DР Предельные осевые растягивающие нагрузки в клиновом захвате кН (тс), для групп прочности

Наружный диаметр D, мм

Толщина стенки t, мм

Длина клина 300 мм Длина клина 400 мм E Х G S E Х G S

60,35 7,11 552,4 700,2 773,6 994,7 566,5 718,1 793,3 1020 (56,4) (71,4) (78,9) (101,5) (57,8) (73,3) (81,0) (104,1)

73,02 9,19 839,8 1065 1176 1512 865,2 1097 1212 1558 (85,7) (108,6) (120,0) (154,3) (88,3) (111,9) (123,6) (159,0)

88,90 9,35 1035 1312 1450 1864 1073 1361 1503 1933

(105,6) (133,9) (147,9) (190,2) (109,5) (138,8) (153,4) (197,2)

11,40 1234 1564 1728 2223 1279 1621 1791 2303 (125,9) (159,6) (176,4) (226,8) (130,5) (165,4) (182,7) (235,0)

101,60 8,38 1061 1345 1486 1911 1106 1402 1549 1992 (108,3) (137,3) (151,7) (195,0) (112,9) (143,1) (158,1) (203,3)

114,30 8,56 1204 1526 1685 2167 1260 1598 1765 2270

(122,8) (155,7) (172,0) (221,1) (128,6) (163,0) (180,1) (231,6)

10,92 1507 1910 2111 2714 1577 1999 2208 2840 (153,8) (194,9) (215,4) 9276,9) (160,9) (204,0) (225,3) (289,8)

127,00 9,19 1411 1788 1975 2540 1091,0 1881 2078 2672

(143,9) (182,4) (201,5) (259,2) (111,2) (191,9) (212,0) (272,6)

12,70 1902 2411 2664 3426 1469 2533 2798 3599 (194,1) (246,0) (271,8) (349,5) (149,7) (258,5) (285,6) (367,2)

139,70 9,17 1527 1935 2138 2750 1186 2045 2259 2905

(155,8) (197,5) (218,2) (280,6) (120,9) (208,6) (230,5) (296,4)

10,54 1741 2206 2437 3134 1351,0 2330 2574 3310 (177,6) (225,1) (248,7) (319,8) (137,7) (237,7) (262,6) (337,7)




Приложение К (справочное)

Диаграммы совместного действия растяжения и кручения на прочность

замков «TMK TDS»

Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-86-44, TMK TDSА-86-44, TMK TDSМ-86-44, TMK TDSАМ-86-44, TMK TDSМС-86-44 или TMK TDSАМС-86-44; 2 – тело бурильной трубы 60,3х7,1 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 60,3х7,1 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278 и 60,35х7,11 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 60,3х7,1 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 60,35х7,11 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 5 – тело бурильной трубы 60,3х7,1 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 60,35х7,11 мм группы прочности G по API Spec 5DР.

Рисунок К.1 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на

прочность замка TMK TDS-86-44, TMK TDSА-86-44, TMK TDSМ-86-44, TMK TDSАМ-86-44, TMK TDSМС-86-44 или TMK TDSАМС-86-44

бурильной трубы 60,3х7,1 мм и 60,35х7,11 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-92-34, TMK TDSМ-92-34 или TMK TDSМС-92-34; 2 – тело бурильной трубы 73,0х9,2 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 73,0х9,2 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278.


прочность замка TMK TDS-92-34, TMK TDSМ-92-34 или TMK TDSМС-92-34 бурильной трубы 73,0х9,2 мм




Рисунок К.3 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-95-32 TMK, TDSМ-95-32 или TDSМС-95-32

бурильной трубы 73,0х9,2 мм




Рисунок К.4 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-105-54, TMK TDSА-105-54, TMK TDSМ-105-54,

TMK TDSАМ-105-54, TMK TDSМС-105-54 или TMK TDSАМС-105-54 бурильной трубы 73,0х9,2 мм и 73,02х9,19 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-105-51, TMK TDSА-105-51, TMK TDSМ-105-51, TMK TDSАМ-105-51, TMK TDSМС-105-51 или TMK TDSАМС-105-51; 2 – тело бурильной трубы 73,0х9,2 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 73,02х9,19 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 73,0х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 73,02х9,19 мм группы прочности G по API Spec 5DР.






Рисунок К.6 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-108-44, TMK TDSМ-108-44 или TMK TDSМС-108-44





Рисунок К.7 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-108-41 TMK, TDSМ-108-41 или TDSМС-108-41









Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-127-65, TMK TDSА-127-65, TMK TDSМ-127-65, TMK TDSАМ-127-65, TMK TDSМС-127-65 или TMK TDSАМС-127-65; 2 – тело бурильной трубы 88,9х11,4 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 88,9х11,4 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278 и 88,90х11,40 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 88,9х11,4 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 88,90х11,40 мм группы прочности X по API Spec 5DР.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-127-62, TMK TDSА-127-62, TMK TDSМ-127-62, TMK TDSАМ-127-62, TMK TDSМС-127-62 или TMK TDSАМС-127-62; 2 – тело бурильной трубы 88,9х9,4 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 88,90х9,35 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 88,9х9,4 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 88,90х9,35 мм группы

прочности S по API Spec 5DР.










Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-127-54, TMK TDSА-127-54, TMK TDSМ-127-54, TMK TDSАМ-127-54, TMK TDSМС-127-54 или TMK TDSАМС-127-54; 2 – тело бурильной трубы 88,9х9,4 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 88,90х9,35 мм группы



TMK TDSАМ-127-54, TMK TDSМС-127-54 илиTMK TDSАМС-127-54 бурильной трубы 88,9х9,4 мм и 88,90х9,35 мм









Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-133-68, TMK TDSА-133-68, TMK TDSМ-133-68 или TMK TDSАМ-133-68, TMK TDSМС-133-68 или TMK TDSАМС-133-68; 2 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы прочности G по API Spec 5DР.

Рисунок К.14 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-133-68, TMK TDSА-133-68, TMK TDSМ-133-68

TMK TDSАМ-133-68, TMK TDSМС-133-68 илиT MK TDSАМС-133-68 бурильной трубы 101,6х8,4 мм и 101,60х8,38 мм









Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-152-83, TMK TDSА-152-83, TMK TDSМ-152-83, TMK TDSАМ-152-83, TMK TDSМС-152-83 или TMK TDSАМС-152-83; 2 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 5 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 6 – тело бурильной трубы 101,6х8,4 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 101,60х8,38 мм группы

















Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-159-76, TMK TDSА-159-76, TMK TDSМ-159-76, TMK TDSАМ-159-76, TMK TDSМС-159-76 или TMK TDSАМС-159-76; 2 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278 и 114,30х8,56 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 114,30х8,56 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 114,30х8,56 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 5– тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 114,30х8,56 мм группы








TMK TDSАМ-159-76, TMK TDSМС-159-76 илиTMK TDSАМС-159-76 бурильной трубы 114,3х10,9 мм и 114,30х10,92 мм









Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-159-70, TMK TDSА-159-70, TMK TDSМ-159-70, TMK TDSАМ-159-70, TMK TDSМС-159-70 или TMK TDSАМС-159-70; 2 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 114,30х10,92 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 114,30х10,92 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 114,30х10,92 мм группы






Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-95-1, TMK TDSМ-162-95-1 или TMK TDSМ-162-95-1; 2 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.

Рисунок К.23 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-162-95-1, TMK TDSМ-162-95-1 или TMK TDSМС-162-95-1




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-95-1, TMK TDSАМ-168-95-1 или TMK TDSАМС-168-95-1; 3 – тело бурильной трубы 114,30х8,56 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 114,30х8,56 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 5 – тело бурильной трубы 114,30х8,56 мм группы прочности G по API Spec 5DР.

Рисунок К.24 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDSА-168-95-1, TMK TDSАМ-168-95-1 или TMK TDSАМС-168-95-1




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-95-2, TMK TDSМ-162-95-2 или TMK TDSМС-162-95-2; 2 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-95-2, TMK TDSАМ-168-95-2 или TMK TDSАМС-168-95-2; 2 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности X по API Spec 5DР.


прочность замка TMK TDSА-168-95-2, TMK TDSАМ-168-95-2 или TMK TDSАМС-168-95-2 бурильной трубы 127,00х9,19 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-92, TMK TDSМ-162-92 или TMK TDSМС-162-92; 2 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 5 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.

Рисунок К.27 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-162-92, ТMK TDSМ-162-92 или ТMK TDSМС-162-92




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-92, TMK TDSАМ-168-92 или TMK TDSАМС-168-92; 2 – тело бурильной трубы 114,30х10,92 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 114,30х10,92 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 114,30х10,92 мм группы прочности G по API Spec 5DР.

Рисунок К.28 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDSА-168-92, TMK TDSАМ-168-92 или TMK TDSАМС-168-92




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-89-1, TMK TDSМ-162-89-1 или TMK TDSМС-162-89-1; 2 – тело бурильной трубы 114,3х8,6 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-162-89-1 или TMK TDSАМ-162-89-1; 2 –тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-89-1, TMK TDSАМ-168-89-1 или TMK TDSАМС-168-89-1;

2 – тело бурильной трубы 114,30х8,56 мм группы прочности S по API Spec 5DР.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-89-1, TMK TDSАМ-168-89-1 или TMK TDSАМС-168-89-1; 2 – тело бурильной трубы 114,30х10,92 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 114,30х10,92 мм группы прочности G по API Spec 5DР;






Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-89-2, TMK TDSМ-162-89-2 или TMK TDSМС-162-89-2; 2 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-162-89-2 или TMK TDSМ-162-89-2; 2 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-89-2, TMK TDSАМ-168-89-2 или TMK TDSАМС-168-89-2; 2 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности G по API Spec 5DР.


для бурильной трубы 127,00х9,19 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-89-2, TMK TDSАМ-168-89-2 или TMK TDSАМС-168-89-2; 2 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности X по API Spec 5DР.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-165-83, TMK TDSМ-165-83 или TMK TDSМС-165-83; 2 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.

Рисунок К.37 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-165-83, TMK TDSМ-165-83 или TMK TDSМ-165-83




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-165-83, TMK TDSМ-165-83 или TMK TDSМС-165-83; 2 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.

Рисунок К.38 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-165-83, TMK TDSМ-165-83 или TMK TDSМ-165-83




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-83, TMK TDSАМ-168-83 или TMK TDSАМС-168-83; 2 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности G по API Spec 5DР;






Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-83, TMK TDSАМ-168-83 или TMK TDSАМС-168-83; 2 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности Х по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности G по API Spec 5DР.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-165-76, TMK TDSМ-165-76 или TMK TDSМС-165-76; 2 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-168-76, TMK TDSА-168-76-1, TMK TDSМ-168-76, TMK TDSАМ-168-76-1, TMK TDSМС-168-76 или TMK TDSАМС-168-76-1; 2 – тело бурильной трубы 114,3х10,9 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 114,30х10,92 мм группы


Рисунок К.42 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDS-168-76, TMK TDSА-168-76-1, TMK TDSМ-168-76,

TMK TDSАМ-168-76-1, TMK TDSМС-168-76 или TMK TDSАМС-168-76-1 для бурильной трубы 114,3х10,9 мм и 114,30х10,92 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-168-76-2, TMK TDSАМ-168-76-2 или TMK TDSАМС-168-76-2; 2 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности G по API Spec 5DР.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-178-102, TMK TDSМ-178-102 или TMK TDSМС-178-102; 2 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,3х9,2 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 5 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278; 6 – тело бурильной трубы 127,0х9,2 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-178-102, TMK TDSМ-178-102 или TMK TDSМС-178-102; 2 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Д по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 5 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278.















Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-178-95, TMK TDSМ-178-95 или TMK TDSМС-178-95; 2 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278; 4 – тело бурильной трубы 127,0х12,7 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278; 5 – тело бурильной трубы 127,0х12,0 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-178-95, TMK TDSА-178-95-2, TMK TDSМ-178-95, TMK TDSАМ-178-95-2, TMK TDSМС-178-95 или TMK TDSАМС-178-95-2; 2 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности Е по ГОСТ Р 50278 и 139,70х9,17 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 139,70х9,17 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 139,70х9,17 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 5 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 139,70х9,17 мм группы прочности S по API Spec 5DР.


TMK TDSАС-178-95-2, TMK TDSМС-178-95 или TMK TDSАМС-178-95-2 для бурильной трубы 139,7х9,2 мм и 139,70х9,17 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-178-95-1, TMK TDSАМ-178-95-1 или TMK TDSАМС-178-95-1; 2 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности Е по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 127,00х9,19 мм группы прочности G по API Spec 5DР.

Рисунок К.50 – Диаграмма совместного действия растяжения и кручения на прочность замка TMK TDSА-178-95, TMK TDSАМ-178-95-1 или TMK TDSАМС-178-95-1




Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-184-89, TMK TDSМ-184-89 или TMK TDSМС-184-89; 2 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278; 3 – тело бурильной трубы 139,7х9,2 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278.





Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDS-184-89, TMK TDSА-184-89-2, TMK TDSМ-184-89, TMK TDSАМ-184-89-2, TMK TDSМС-184-89 или TMK TDSАМС-184-89-2; 2 – тело бурильной трубы 139,7х10,5 мм группы прочности Л по ГОСТ Р 50278 и 139,70х10,54 мм группы прочности X по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 139,7х10,5 мм группы прочности М по ГОСТ Р 50278 и 139,70х10,54 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 4 – тело бурильной трубы 139,7х10,5 мм группы прочности Р по ГОСТ Р 50278 и 139,70х10,54 мм группы прочности S по API Spec 5DР.


TMK TDSМ-184-89-2, TMK TDSМС-184-89 или TMK TDSМС-184-89-2 бурильной трубы 139,7х10,5 мм и 139,70х10,54 мм



Коэффициент запаса n=1 1 – замок TMK TDSА-184-89-1, TMK TDSАМ-184-89-1 или TMK TDSАМС-184-89-1; 2 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности G по API Spec 5DР; 3 – тело бурильной трубы 127,00х12,70 мм группы прочности S по API Spec 5DР.



Documents

РЭ БТ - tmk-group.ru · api. rp . 7a1 Рекомендуемая практика испытания резьбовой смазки для ротор-ных упорных соединений