Page 108 - 6193

Визначимо коефіцієнт запасу міцності другої секції буриль-

них труб 10,9Е у клиновому захваті:

 1180 
1209384 , 72 1   

 10,9Е   7850   1   , 0 1143   380 , 243427 10 6 Па  380 2 ,  10 6 Па 
кл
9 , 0 , 3  539 10  3  4 4 , 0  4 , 0  
 380 2 , МПа

539
n   , 1 418 .
380 2 ,

Оскільки фактичний коефіцієнт запасу міцності у клино-

вому захваті більший за нормативний (1,418>1,15), то довжина
четвертої секції бурильних труб 10,9Е залишається без змін.

Визначимо загальну довжину секцій колони бурильних
труб:

L  L  L  L  L 8,6Д  L 10,9Д  L 8,6Е  L 10,9Е
КНБК ОБТ НТ 1 2 3 4
L 14  240 288 1080 552  576  792  3542 м

До загальної довжини свердловини не вистачає 458м.

Для п’ятої секції беремо бурильні труби зі сталі групи мі-

цності «Л» з товщиною стінки 8,6мм, для яких межа текучості

становить 637МПа, а маса одного метра труби 26,9кг/м. Довжину

секції бурильних труб 8,6Л визначимо аналогічно.

109