Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 505 403. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

"ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ. СП 42-101-2003" (утв. Протоколом от 08.07.2003 N 32) (Приложения Л - Э)

Дата документа08.07.2003
Статус документаДействует
МеткиПротокол · Правила · Нормы · Требования

    

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

 

СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

 

THE GENERAL PROVISION AND CONSTRUCTION GAS DISTRIBUTION SISTEM FROM STEEL AND POLYETHYELENE PIPES

 

СП 42-101-2003

 

УДК 69+696.2 (083.74)

 

Дата введения 2003-07-08

 
 
    РЕФЕРЕНТ: Приложения А - К "Общих положений по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. СП 42-101-2003" включены в базу отдельным документом.
 
 
    

ПРИЛОЖЕНИЕ Л
(рекомендуемое)

 

МЕТОД НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

 

Л.1 ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

 
    Л.1.1 До начала строительства необходимо уточнить на местности проектное положение газопровода.
    Л.1.2 Строительство газопроводов способом наклонно-направленного бурения должны выполнять специализированные организации, имеющие необходимое оборудование и соответствующую лицензию.
    Л.1.3 Работы по бурению рекомендуется выполнять при положительных температурах окружающего воздуха. Работа по прокладке протяженных газопроводов при отрицательных температурах окружающего воздуха должна выполняться круглосуточно при непрерывной работе всех систем, бурильная установка и резервуары с буровым раствором должны находиться в укрытии с температурой воздуха не ниже плюс 5 °С. Не рекомендуется планировать работы на период, когда возможно понижение температуры до минус 20 °С. При строительстве газопроводов незначительной длины (до 100 м) и диаметром до 110 мм допускается протаскивание газопровода с одновременным расширением бурового канала.
    Л.1.4 Напряжения в стенке трубы при ее протаскивании по буровому каналу не должны превышать:
    для стальных труб - 70% sт; (1)
    для полиэтиленовых труб - 50% sт(2)
    Л.1.5 Максимально допустимое усилие протаскивания Р_гп стального газопровода по буровому каналу рассчитывается по формуле
 
    , (3)
 
    где Ргп - усилие протаскивания стального газопровода, Н;
    sт - предел текучести применяемой стальной трубы, Н/мм2;
    dн - наружный диаметр трубы газопровода, мм;
    dв - внутренний диаметр трубы газопровода, мм.
    Л.1.6 Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода Ргп из полиэтиленовых труб по буровому каналу не должно превышать величин, указанных в таблице Л.1.
    Усилия протаскивания газопровода рассчитаны исходя из следующих прочностных характеристик полиэтилена:
    ПЭ 80 - sт- 15,0 МПа;
    ПЭ 100 - sт- 25,0 МПа.
    Для предупреждения повреждения полиэтиленового газопровода при протаскивании соединение расширителя с газопроводом следует изготавливать таким, чтобы оно разрывалось при возникновении усилия протаскивания газопровода Ргп, большего, чем приведенное в таблице Л.1.
 
 

Таблица Л.1

 

N п.п.Диаметр и толщина стенки трубы газопровода, мм Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Ргп, Н
Материал трубы газопровода
SDR 11 ПЭ80 ПЭ100
1 20 x 3 1200 2000
2 25 x 3 1500 2500
3 32 x 3 2000 3400
4 40 x 3,7 3000 5000
5 50 x 4,6 4900 8000
6 63 x 5,8 7800 13000
7 75 x 6,8 11000 18000
8 90 x 8,2 15700 26000
9 110 x 10 23000 39000
10 125 x 11,4 30400 50600
11 140 x 12,7 38000 63000
12 160 x 14,6 50000 83000
13 180 x 16,4 63000 105000
14 200 x 18,2 78000 130000
15 225 x 20,5 98000 164000

 
    Л.1.7 Выбор бурильной установки производится по результатам расчета общего усилия протаскивания Р согласно разделу Л.4 настоящего приложения. Примеры расчета общего усилия протаскивания Р и усилия протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Р_гп диаметром 110 мм при строительстве подводного перехода приведены в приложении М.
    Л.1.8 Диаметр бурового канала для протаскивания стального газопровода определяется проектом и зависит от возможностей бурильной установки, применяемого оборудования, длины и диаметра прокладываемого газопровода.
    Л.1.9 Соотношения диаметра бурового канала, диаметра трубы и длины газопровода из полиэтиленовых труб приведены в таблице Л.2.
 
 

Таблица Л.2

 

Длина газопровода Диаметр бурового канала
Меньше 50 м >= 1,2 диаметра трубы
50 - 100м >= 1,3 » »
100 - 300 м >= 1,4 » »
Более 300 м >= 1,5 » »

 
    Для твердых почв - сухой глины и плотного, слежавшегося песка диаметр бурового канала должен быть >= 1,5 диаметра трубы.
    Л.1.10 Для контроля трассы бурения (определения местонахождения буровой головки в грунте) применяются различные системы локации.
 

Л.2 РАСЧЕТ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТРАССЫ

 
    Л.2.1 Основными геометрическими параметрами трассы газопровода являются (рисунки Л.1-Л.3):
    - l - длина пилотной скважины (длина бурового канала; длина трассы газопровода);
    - L - длина пилотной скважины в плане;
    - d - диаметр бурового канала;
    - D1 - заглубление пилотной скважины от точки забуривания;
    - D2 - заглубление пилотной скважины от точки выхода буровой головки из земли;
    - D_s - глубина (по вертикали) точки забуривания во входном приямке от поверхности земли;
    - H1 - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при забуривании;
    - H2 - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при выходе буровой головки из земли;
    - a1 - угол забуривания (входной угол);
    - a_1-i(расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от точки забуривания до точки максимального заглубления;
    - a2 - угол на выходе буровой головки из земли;
    - a2-i(расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от максимального заглубления до выхода буровой головки из земли.
 

 

Рисунок Л.1 - Основные геометрические параметры трассы

 

Расчеты геометрических параметров пилотной скважины

 
    Л.2.2 Расстояние Ls от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном приямке (рисунок Л.2) определяется по формуле
 
    , (4)
 
    где L_s - расстояние по горизонтали от лафета буровой установки до точки входа буровой головки в землю во входном приямке, м;
    D_s - глубина точки входа бура в землю во входном приямке (определяется проектом), м;
    a1 - угол входа бура в землю (угол забуривания) (характеристика буровой установки), град.
    Л.2.3 Радиус кривизны пилотной скважины R1(при забуривании (рисунок Л.1) определяется при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому на максимальной глубине (пилотная скважина выполняется по плавной дуге) и по формуле
 
    , (5)
 
    где R1 - радиус кривизны пилотной скважины при забуривании, м;
    D1 - заглубление пилотной скважины от точки забуривания (определяется проектом).
    Длина пилотной скважины l1 при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому углу (рисунки Л.1, Л.2) рассчитывается по формуле
 
    , (6)
 
    где l1 - расчетная длина пилотной скважины от точки забуривания до точки максимального заглубления (от точки М до точки A1), м.
    Л.2.4 Количество буровых штанг n1, необходимое для выполнения пилотной скважины длиной l1, определяется по формуле
 

n1 = l1, (7)

 
    где - длина одной штанги;
    n1 - количество буровых штанг, необходимое для бурения пилотной скважины длиной l1.
 

 

Рисунок Л.2 - Схема забуривания пилотной скважины

 

 

Рисунок Л.3 - Схема перехода пилотной скважины от максимального угла забуривания к нулевому углу

 
    Л.2.5 Величина изменения текущего угла Da1 на каждой штанге при выполнении пилотной скважины на длине l1 рассчитывается по формуле
 

а1 = а1, (8)
n1

 
    где a1 - изменение угла на каждой штанге.
    Л.2.6 Для упрощенных расчетов величины заглубления буровой головки в земле при переходе от максимального угла при забуривании (рисунки Л.2, Л.3) к нулевому при горизонтальном положении буровой головки необходимо определить средний расчетный текущий угол a1-i(расч) по формуле
 

a_1 - i(расч)= а1 + a_i, (9)
2

 
    где a_1-i(расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений;
    a_i - текущий угол (в пределах от a1 при забуривании до 0°), рассчитывается по формуле
 
    a_i = a1 - ia1 , (10)
 
    где i - текущее число штанг, необходимое для проходки пилотной скважины длиной l1 (i=1; 2; 3,..., n1).
    Л.2.7 Расчет текущего заглубления пилотной скважины D_1-i (рисунки Л.2, Л.3)
 
    D_1-i = l_1-i sin 1-i(расч) , (11)
 
    где l_1-i - текущая длина пилотной скважины (от 0 до l1);
    a_1-i(расч) - средний текущий расчетный угол.
    На рисунке Л.3 графически показаны:
    - текущая длина пилотной скважины: li= l_1-1; l_1-2; l_1-3, …, l1;
    - текущее заглубление пилотной скважины: Di = D_1-1; D_1-2; D_1-3, …, D1.
    При этом расчет текущего заглубления на выходе газопровода (на длине l2) выполняется аналогично расчету на входе (на длине l1).
    Л.2.8 Радиус кривизны пилотной скважины R2 на выходе пилотной скважины из грунта (рисунок Л.1) рассчитывается по формуле
 

R2 = D2 , (12)
1 - cos a2

 
    где R2 - радиус кривизны пилотной скважины на выходе, м;
    a2 - угол на выходе, град;
    D2 - заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле
 
    D2 = D1 - h2, (13)
 
    где h2 - перепад по высоте точки выхода пилотной скважины относительно точки забуривания, м.
    Л.2.9 Длина пилотной скважины l2 при переходе от нулевого угла на максимальной глубине к углу на выходе в выходном приямке (рисунок Л.1) определяется по формуле
 
    , (14)
 
    где l2 - теоретическая длина пилотной скважины от точки максимальной глубины до точки выхода в выходном приямке (от точки А2 до точки Н), м.
    Л.2.10 Общая длина пилотной скважины l от точки входа до точки выхода (рисунок Л.1) состоит из:
 
    l = l1 + l_пр+ l2, (15)
 
    где l_пр - длина прямолинейного участка;
    l - общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода (от точки М до точки Н).
 

 

Рисунок Л.4 - Расчетные параметры пилотной скважины

 
    При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков общую длину пилотной скважины рассчитывают по формуле
 
    l = l1 + l_1пр + l_1кр + l_2пр + l_2кр + l_3пр + … + l2, (16)
 
    где l_1пр; l_1кр; l_2п; l_2кр; l_3пр - длины различных прямолинейных и криволинейных участков.
    Л.2.11 Длина пилотной скважины в плане L1 от точки входа в грунт до точки максимального заглубления (рисунок Л.1) определяется по формуле
 
    , (17)
 
    где L1 - длина пилотной скважины в плане от точки М до точки А`1.
    Л.2.12 Длина пилотной скважины в плане L2 от точки максимального заглубления до точки выхода из земли определяется по формуле
 
    , (18)
 
    где L2 - длина пилотной скважины в плане от точки А2 до точки Н.
    Л.2.13 Общая длина пилотной скважины в плане L от точки забуривания до точки выхода пилотной скважины из земли состоит из
 
    L = L1+ L_пр + L2 (19)
 
    где L_пр - длина прямолинейного участка в плане;
    L - общая длина пилотной скважины в плане от точки М до точки H.
    При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков длину трассы рассчитывают по формуле
 
    L = L1 + L_1пр + L_1кр + L_2пр + L_3кр + L_3пр + … + L2 (20)
 
    где L_1пр, L_1кр, L_2пр, L_3кр, L_3пр и т.д. - длины конкретных криволинейных и прямолинейных участков пилотной скважины в плане.
    По результатам расчетов параметров трассы газопровода оформляют профиль бурения (форма Г) и карту бурения (форма Д).
    Л.2.14 Для расчета тяговых усилий при горизонтальном направленном бурении необходимо определить общий теоретический радиус кривизны бурового канала (рисунок Л.1):
    а) для простых трасс, выполненных по плавной дуге, общий теоретический радиус равен фактическому радиусу кривизны бурового канала и рассчитывается по формуле
 

R = D1; (21)
1-cos a1

 
    б) для сложных трасс за радиус кривизны пилотной скважины принимают радиус вписанной окружности, наиболее приближенной к проектному профилю пилотной скважины, который рассчитывают по формуле (рисунок Л.1)
 

R = L(2)+(D1 + D2). (22)
4 (D1 + D2)4

 
    Л.2.15 Длина плети газопровода, необходимая (и достаточная) для протаскивания, определяется по формуле
 
    l_г = l + дельта + 2а , (23)
 
    где l_г - длина трубы прокладываемого газопровода, м;
    l - расчетная длина, м;
    d - отклонение фактической длины бурового канала от расчетного размера: 10 - 20 % для газопровода из полиэтиленовых труб, 3 - 5 % для стального газопровода, м;
    а - участки газопровода вне бурового канала: 1,5 - 2,5 м.
    Л.2.16 Объем грунта V_г, удаляемого из скважины, определяется по формуле
 

Vг = Пd(2)l, (24)
4

 
    где d - диаметр бурового канала (пилотной скважины), м;
    l - теоретическая длина бурового канала, м.
    Л.2.17 Потребность в буровом растворе V_p, необходимом для качественного бурения, зависит от типа грунта и колеблется в значительных пределах. В среднем для того чтобы вывести из скважины на поверхность один объем грунта, требуются 3 - 5 объемов бурового раствора (для сыпучего песка - 6 - 10 объемов).
    Л.2.18 Минимальное время t_min бурения пилотной скважины (бурового канала) составляет
 

t_min =V_p, (25)
Q_ж

 
    где V_р - объем бурового раствора, который необходим для качественного бурения, л;
     - производительность насоса бурильной установки, л/мин (характеристика бурильной установки).
    Л.2.19 Максимальная скорость бурения v_max
 

v_max =l. (26)
t_min

 

Л.3 РАСЧЕТ УСИЛИЯ ПРОХОДКИ ПИЛОТНОЙ СКВАЖИНЫ

 
    Л.3.1 Исходя из закона равновесия сил взаимодействия усилие проходки пилотной скважины определяют как сумму всех видов сил сопротивления движению буровой головки и буровых штанг в пилотной скважине:
 
    , (27)
 
    где Р*1 - лобовое сопротивление бурению (сопротивление движению буровой головки в грунте) с учетом искривления пилотной скважины;
    Р*2 - сила трения от веса буровых штанг (в скважине);
    Р*3 - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);
    Р*4 - увеличение силы трения от наличия на буровых штангах выступов за пределы наружного диаметра;
    Р*5 - дополнительные силы трения от опорных реакций;
    Р*6 - сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания за счет смятия стенки скважины;
    Р*7 - сопротивление на выходе при переходе от криволинейного движения к прямолинейному.
    Расчет усилия проходки пилотной скважины выполняется для двух пограничных состояний:
    - при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированной и стабильной пилотной скважине;
    - при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине пилотной скважины и фильтрации бурового раствора в грунт.
    Л.3.2 Лобовое сопротивления бурению Р*1 рассчитывается по формуле
 
    , (28)
 
    где Р*г - сила сопротивления бурению, Н;
    li - текущая длина пилотной скважины при бурении от точки забуривания до выхода пилотной скважины из земли (от 0 до 1), м;
    R - радиус кривизны пилотной скважины, м;
    f*p - условный коэффициент трения вращающегося резца о грунт, рассчитывается по формуле
 
    , (29)
 
    где f_p - коэффициент трения резца о грунт;
    d_г - диаметр буровой головки, м;
    h - подача на оборот, рассчитывается по формуле
 

h = v, (30)
омега

 
    где v - скорость бурения, м/мин;
    омега - угловая скорость бурения, об/мин.
    Сила сопротивления бурению P*г при разрушении грунта вращающейся буровой головкой рассчитывается по формуле
 
    , (31)
 
    где С_о - коэффициент сцепления грунта, Н/м2 (Па);
    m - ширина резца, м;
    е_р - глубина врезания (вылет резца), м;
    р - угол внутреннего трения грунта, рад.
    Л.3.3 Силу трения от веса буровых штанг в пилотной скважине Р*2 рассчитывают по формуле
 
    , (32)
 
    где q_ш - погонный вес буровых штанг за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;
    R - радиус кривизны бурового канала, м;
    l - длина пилотной скважины, м;
    li - текущая длина пилотной скважины, м.

l_i;l - 2l_i- углы в радианах (1 радиан - 57,3°);
2R2R

    f*ш - условный коэффициент трения вращающихся буровых штанг о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле
 
    , (33)
 
    где d_ш - наружный диаметр буровых штанг, м;
    f_ш - коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором.
    Погонный вес штанг q_ш (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рассчитывается по формуле
 
    , (34)
 
    где y_ш - удельный вес материала штанг, Н/м3;
    y_ж - удельный вес бурового раствора, Н/м3;
    б_ш - толщина стенки штанги, м.
    Л.3.4 Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову) Р*3 рассчитывается по формуле
 
    , (35)
 
    где q_г - погонный вес грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), который рассчитывается по формуле
 
    , (36)
 
    где и - коэффициент бокового давления;
    k - коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), который рассчитывается по формулам:

- при благоприятных условиях; (37)
- при неблагоприятных условиях, (38)

    где р - угол внутреннего трения грунта, рад;
    y*г - объемный вес грунта с учетом разрыхления при его обрушении на буровые штанги, который рассчитывается по формуле
 
    , (39)
 
    где y_г - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, Н/м3.
    Л.3.5 Увеличение силы трения от наличия на штангах выступов за пределы наружного диаметра Р*4 рассчитывается по формуле
 
    , (40)
 
    где q*6 - погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, рассчитывается по формулам, Н/м:
    а) при благоприятных условиях:
 
    , (41)
 
    где а_ш - расстояние между выступами на штанге, м;
    y_в - удельный вес воды, Н/м3;
    P*3 - потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважины на длине выступа, рассчитывается по формуле
 
    , (42)
 
    где Q_ж - расход бурового раствора, м3/с (характеристика установки);
    L*3 - длина выступа на штанге, м;
    d*3 - наружный диаметр выступа на штанге, м;
    d_г - наружный диаметр буровой головки, м;
    Р_ш - потеря давления бурового раствора между штангами и стенкой скважины на длине выступа, которая рассчитывается по формуле
    
 
    б_упл - напряжение уплотнения грунта, которое рассчитывается по формуле
     - для песчаных грунтов, Н/м2 (Па), (45)
    А_г - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается по формуле
 
    , (46)
 
    n_0 - пористость грунта в естественном залегании;
    n - приращение пористости грунта при обрушении грунта зоны свода равновесия, рассчитывается по формуле
 
    . (47)
 
    Л.3.6 Дополнительные силы трения от опорных реакций при движении в криволинейной скважине рассчитываются по формуле
 
    , (48)
 
    Р*и - силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб буровых штанг, рассчитываются по формуле
 
    , (49)
 
    где Е_ш - модуль упругости материала штанг, Н/м2 (Па);
    В_ш - плечо опорных реакций буровых штанг, рассчитывается по формуле
 
    . (50)
 
    Л.3.7 Сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания рассчитывается по формуле
 
     (51)
 
    где Р*с - сила смятия стенки скважины при забуривании, рассчитывается по формуле
 
     (52)
 
    Л.3.8 Сопротивление движению при переходе от криволинейного движения к прямолинейному рассчитывается по формуле
 
     (53)
 
    Л.3.9 Полное усилие прокладки пилотной скважины рассчитывается по формулам:
    а) при благоприятных условиях:
 
     (54)
 
    б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по всей длине пилотной скважины и полной фильтрации бурового раствора в грунт):
 
     (55)
 
    Фактическое усилие прокладки пилотной скважины в реальных условиях будет находиться между пограничными величинами Р_п(а) и Р_п(б).
 

Л.4 РАСЧЕТ ОБЩЕГО УСИЛИЯ ПРОТАСКИВАНИЯ Р

 
    Л.4.1 Общее усилие протаскивания Р определяется как сумма всех видов сопротивления движению газопровода и расширителя в буровом канале:
 
    Р = Р_р + Р*n + Ргн (56)
 
    где Р - общее усилие протаскивания;
    Р_р - лобовое сопротивление движению расширителя;
    Р*n - усилие перемещения буровых штанг;
    Р_гп - усилие протаскивания газопровода, которое рассчитывается по формуле
 
     (57)
 
    где Р2 - сила трения от веса газопровода (в буровом канале);
    Р3 - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);
    Р4 - увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наружного диаметра;
    Р5 - дополнительные силы трения от опорных реакций;
    Р6 - усилие сопротивления перемещению газопровода в зоне заглубления в буровой канал;
    Р7 - увеличенное сопротивление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному;
    Р8 - сила трения от веса газопровода, находящегося вне бурового канала.
    Расчет общего усилия протаскивания выполняется для двух пограничных состояний:
    - при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированном и стабильном буровом канале;
    - при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине бурового канала и фильтрации раствора в грунт.
    Л.4.2 Лобовое сопротивление движению расширителя Р_р рассчитывается по формуле
 
     (58)
 
    где Р_г - сила сопротивления бурению, Н;
    l_i - текущая длина бурового канала от точки забуривания до точки выхода из земли (так как протаскивание газопровода начинается с конечной точки бурового канала, то текущая длина будет изменяться в интервале от 1 до 0), м;
    R - радиус кривизны бурового канала, м;
    f*рш - условный коэффициент трения вращающегося расширителя о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле
 
     (59)
 
    где f*рш - коэффициент трения стального расширителя о грунт, смоченный буровым раствором;
    d_рш - диаметр расширителя, м;
    h - подача на оборот, м.
    Сила сопротивления бурению Р_г рассчитывается по формуле
 
     (60)
 
    где р - давление жидкости на выходе из сопел расширителя, Н/м2 (Па) (характеристика оборудования буровой установки);
    d*3 - диаметр выступа буровых штанг, м.
    Л.4.3 Силу трения от веса газопровода Р2рассчитывают по формуле
 
     (61)
 
    где q - погонный вес газопровода за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;
    R - расчетный радиус кривизны бурового канала, м;
    f - коэффициент трения газопровода о грунт, смоченный буровым раствором;
    l - длина бурового канала;
    li - текущая длина бурового канала (в интервале от 1 до 0), м;

l-l_i,2l_i-l - углы в радианах (1 рад. - 57,3°).
2R2R

    Погонный вес газопровода q (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рассчитывается по формуле
 
     (62)
 
    где y_т - удельный вес материала трубы газопровода, Н/м3;
    y_ж - удельный вес бурового раствора, Н/м3;