Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Бурение скважин»

Тема проекта: Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

Выполнил: _____________

Оценка: _____________

Дата: __________________

Руководитель работы ___________

Санкт-Петербург

2014

Аннотация

Выполнение курсовой работы основывается на конкретной задаче и в соответствии с методическими указаниями. Она показывает последовательность решения задач для обеспечения проведения буровых работ. В работе присутствуют расчеты, необходимые для проектирования разведочной скважины и работ на ней, а также выбора основного оборудования и инструмента.

The summary

This paper deals with the drafting of drilling wells in specific geological and technical conditions in order exploration of coal mining. Taking into account modern requirements for the methods, techniques, tools and organization of exploration, ensuring high technical and economic parameters.

Paper contains of: 60 pages, 4 figures, 13 tables, 2 applications and the bibliographic list from 4 points.

Содержание

Введение

1. Геолого-технические условия бурения

2. Проектирование конструкции скважины

3. Выбор и обоснование способа бурения

4. Выбор бурового инструмента и оборудования

4.1 Буровой инструмент

4.2 Бурильные трубы

4.3 Спуско-подъемный и вспомогательный инструмент

4.4 Буровое оборудование

5. Выбор промывочной жидкости

6. Проектирование технологического режима бурения

7. Проверочные расчеты

8. Техническая и экологическая безопасность проведения работ

9. Специальная глава

10. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий в скважине

Заключение

Список используемой литературы

Текстовые и графические приложения

Введение

Целью настоящей курсовой работы является проектирование скважины, выбор способа бурения, бурового инструмента и оборудования. И как итог - составление геолого-технического наряда на бурение скважины на стадии предварительной разведки месторождения каменного угля.

Угол наклона 90?, глубина 390 м , конечный диаметр 76 мм.

Задачей работы являются буровые работы на стадии предварительной разведки месторождения каменного угля. Исходные данные включают в себя геологический разрез

1. Геолого-технические условия бурения

Таблица 1

Инд.	Наим. ГП	Интервал, м		Pш, МПа	Fдин.	Kабр.		Кат. по бур.	Степень трещин.	Степень уст-ти	Степень прониц.	Скорость по бурению
		от	до
Q2	Разнозернистые пески с гравием(до 15% водонасыщ.)	0	1,5	1600					II		неуст.	сильная	11
	Суглинки с галькой и щебнем	1,5	4	1700					III		неуст.	частничная	5,7
	Ярко-бурая и зеленоватая глины	4	13	1700					III	монолитные	неуст.	водоупор	5,7
K1	Мергель плотный	13	60	1800	600	2,7	0,5	3,3	IV	монолитные	неуст.	частичная	3,35
	Песчаники глинистые слаботрещ.	60	100	2000	1400	2,5	1,1	6,8	V	слаботрещ.	неуст.	частичная	2,25
T2	Алевролиты слоистые	100	180	1900	1500	8,5	0,5	6,5	V	слаботрещ.	среднеуст.	частичная	2,25
	Аргиллиты слоистые,слаботрещ.	180	270	2000	1800	8	0,6	6,3	V	слаботрещ.	среднеуст.	частичная	2,25
P1	Песчаники на известковистом цементе,слаборещ.	270	340	2200	1700	3	1,1	8,3	V	слаботрещ.	среднеуст.	частичная	2,25
	Каменный уголь слаботрещ.	340	370	1800	1200	4,1	0,6	5,6	V	слаботрещ.	среднеуст.	частичная	2,25
	Аргиллиты крепкие	370	390	2100	1500	8,3	0,6	9,7	VI	слаботрещ.	среднеуст.	частичная	3,35

2. Проектирование конструкции скважины

бурение скважина месторождение уголь

Одним из важнейших технико-технологических решений является выбор конструкции (проектирование) скважины. Конструкция скважины выбирается в соответствии с целевым назначением, основными задачами буровых работ, геолого-техническими условиями бурения и степенью изученности района работ, а так же способом бурения.

При выборе конструкции скважины необходимо стремиться к составлению наиболее простых конструкций - одноколонных; следует избегать применения потайных колонн обсадных труб и ступенчатости открытого ствола скважины.

Конечный диаметр скважины зависит от минимально допустимых диаметров керна, обеспечивающих необходимую достоверность опробования; от размеров геофизической и другой скважинной аппаратуры, применяемой при геофизических, гидрогеологических и других исследованиях в скважине; а также от принятого способа бурения и типа породоразрушающего инструмента.

С целью разработки наиболее экономичной конструкции скважины следует стремиться к уменьшению конечного диаметра скважины, но без ущерба достоверности опробования месторождения. Это позволяет не только повысить устойчивость стенок скважины и сократить необходимое количество колонн обсадных труб, спускаемых в скважину, но и получить более высокие технико-экономические показатели бурения.

При разведке угольных месторождений в зависимости от типа углей рекомендуют следующие диаметры бурения: по мягким углям - 93 мм, по средним - 76 мм, по плотным - 59 и 76 мм с учетом применения специальных снарядов для получения представительного керна.

В связи с рекомендациями по выбору проектирования конструкции скважины-конечный диаметр скважины - 76 мм.

На основании геологического разреза устанавливается необходимое количество колонн обсадных труб. Устье скважины 0-5 м будет закреплено - направлением; 5-62 м - кондуктором; техническая колонна устанавливается на глубину до 390 м.

Схема конструкции скважины изображена на рис. 1.

Рис. 1. Конструкция скважины

3. Выбор и обоснование способа бурения

Выбор оптимального способа бурения производится в соответствии с геологическим заданием, геолого-техническими условиями бурения и разработанной конструкцией скважины.

Основным способом бурения разведочных скважин является механическое вращательное бурение. Вращательный способ осуществляется при вращении внедрившегося породоразрушающего инструмента под воздействием постоянной осевой нагрузки и силы резания.

На стадии разведки скважины бурят с целью оконтуривания и определения запасов полезного ископаемого на месторождении. По принципу разрушения горной породы, бурение скважины осуществляется механическим способом, то есть разрушение осуществляется за счет механического воздействия породоразрушающего инструмента на забой.

Так как данный геологический разрез не изучен и требует опробование, применяется колонковый способ бурения.

4. Выбор бурового инструмента и оборудования

4.1 Буровой инструмент

Буровой инструмент подразделяется на технологический, вспомогательный, аварийный и специальный.

Технологический включает в себя: буровые коронки, долота, расширители, калибраторы, переходники, колонковые, обсадные и бурильные трубы.

В соответствии с выбранным твердосплавным способом бурения и конструкцией скважины, в зависимости от физико-механических свойств горных пород и условий отбора керна производим выбор технологического инструмента. Данные по выбранному породоразрушающему инструменту заносим в табл. 2 с указанием интервалов его применения. Для обеспечения кондиционного выхода керна в данном проекте применяется специальная установка ДонбассНИЛ-II по полезному ископаемому.

Таблица 2

Технические характеристики породоразрушающего инструмента.

Интервал применения, м	Тип породоразрушающего инструмента	Колонковый набор
0-4	М6-112	ОКТ-108
4-60	М6-93	ОКТ-89
60-100	СА2-73	ОКТ-73
100-270	СМ9-76	ОКТ-73
270-340	СА9-76	ОКТ-73
340-370	Спец. тв. коронка	ДонбассНИЛ -II
370-390	СМ9-76	ОКТ-73

Таблица 3

Техническая характреристика трубы Донбасс-НИЛ

Длина снаряда, мм Диаметр бурения, мм Диаметр керна, мм Диаметр наружной трубы, мм (наруж./внутр.) Диаметр внутренней трубы мм (наруж./внутр.) Диаметр наружной коронки, мм (наруж./внутр.) Диаметр внутренней коронки, мм (наруж./внутр.) Масса снаряда, кг	1575 76 38 73 / 65,5 57 / 49,5 76 / 53 51,5 / 38 25

Характеристика породоразрушающего инструмента:

Серийные коронки M5 и М6 имеют ребра, приваренные в пазах, которые фрезеруют породу в торце короночного кольца. Число ребер зависит от диаметра коронки. В прямоугольных пазах ребер запаивают по четыре пустотелых восьмигранных резца (коронки М5) или пластину размером 5x19,5 мм со специальным установочным выступом (коронки М6).

Коронка СМ9 создана в результате работ СКБ «Геотехника» по модернизации коронок группы СМ-СТ; ею заменяются коронки СМ4, СМ5 и СМ6. Коронки СМ9 предназначены для вращательного и вращательно-ударного колонкового бурения в однородных перемещающихся малоабразивных монолитных и трещиноватых породах V--VII, частично VIII, категорий по буримости.

Коронки СА2 -микрорезцовые самозатачивающиеся для бурения абразивных пород средней твердости. С самозатачивающимися резцами, располагающимися повторяющимися группами, обеспечивающими перекрытие забоя. Область применения СА4: абразивные и монолитные породы V - VIII, частично IX категорий по буримости.

Таблица 4

Технические данные колонковых геологоразведочных труб

Параметры	ОКТ-73	ОКТ-89	ОКТ-108
Наружный диаметр и толщина стенки труб, мм	73х4 (5,0)	89х4,5 (5,0)	108х4,5 (5,0)
Наружный и внутренний диаметры ниппелей, мм	73х62	89х78	108х95,5
Характеристика резьбы труб и ниппелей	Одноупорная, цилиндрическая, трапецеидальная, шаг 4 мм, высота профиля 0,75 мм
Наружный диаметр резьбы	68,0	84,0	103,0
Диаметр скважины, в которую опускается колонковая труба	76	93	112
Длина трубы	Мерная длина кратная 1500
Материал труб	Сталь группы прочности Д и К (сталь марки 45 и 36Г2С)
Кривизна трубы мм/м	0,7	0,7	1
Расчетная масса 1 м труб, кг, не более	7,1	9,8	12,2
Назначение	Для включения в одинарные колонковые наборы, состоящие из одной или нескольких, соединяемых между собой ниппелями колонковых труб, применяемых для отбора керна при бурении на ТПИ.

4.2 Бурильные трубы

Бурильные трубы служат для: соединения колонкового снаряда с вращателем бурового станка, подачи бурового снаряда по мере углубления скважины и замены породоразрушающего инструмента, передачи на породоразрушающий инструмент осевой нагрузки и крутящего момента, подачи на забой промывочной жидкости.

Для бурения скважины используем универсальные бурильные стальные трубы ТБСУ.

Трубы ТБСУ предназначены для бурения скважин при поисках и разведке твердых полезных ископаемых, колонковым и бескерновым способом, твердосплавными и алмазными коронками и долотами всех видов.

Таблица 5

Характеристика бурильных труб

Обозначение трубы	ТБСУ-55
Толщина стенки, мм	4,5
Наружный диаметр трубы, мм	55
Внутренний диаметр трубы, мм	46
Наружный диаметр бурильного замка, мм	63,5
Внутренний диаметр бурильного замка, мм	22
Резьба замковая (правая или левая)	З-45
Момент затяжки резьбового соединения, Нм	1600
Длина труб, мм	1700, 3300, 4700
Масса 1 м трубы, кг	7,12
Временное сопротивление разрыву [],МПа	686
Предел текучести при растяжении [],МПа	490

4.3 Спуско- подъемный и вспомогательный инструмент

Трубодержатель ТР2-12.5 (рис. ) предназначен для удержания бурового снаряда на устье скважины и восприятия крутящего момента при свинчивании и развинчивании резьбовых соединений труб вручную; относится к устройствам рычажного типа с дистанционным управлением от гидросистемы станка. Корпус трубодержателя упирается двумя рычагами б в плиту-основание 5, другие концы рычагов сжимают плашки 4, удерживающие бурильную трубу. Чем больше вес бурильной колонны, тем сильнее сжимаются плашки. Кроме того, усилие на плашки передается от штока гидроцилиндра 2, благодаря чему производится дистанционно зажим и разжим трубы.



Рис.2 Гидравлический трубодержатель ТР2-12,5.

1 -- корпус: 2 -- гидроцилиндр-, 3-- бурильная труба; 4 -- плашки; 5 -- плита-основание; 6-- рычаги.

Таблица 6

Техническая характеристика трубодержателя ТР2-12,5

Номинальная грузоподъемность, кН Максимальная (кратковременная) грузоподъемность, кН Диаметр удерживаемых труб, мм Удерживаемый крутящий момент, кН-м Давление в гидросистеме, МПа Масса (без плиты и гидросистемы), кг	125 200 43, 55, 70 1,5 5,0 75

Наружная поверхность плашки 4 (см. рис. 2) выполнена эксцентрично относительно внутренней поверхности и имеет возможность углового перемещения в сторону подпружиненного более тонкого края. Благодаря этому, при развинчивании труб, когда требуется наибольший удерживающий момент, происходит дополнительное заклинивание трубы и тем больше, чем больше угол поворота зажатой трубы с плашками. Гидросистема трубодержателя включает гидроцилиндр, золотник управления, кран и рукава со штуцерами. Для подключения к маслонасосу бурового станка необходимо приварить боковые штуцеры к напорной и сливной магистралям гидросистемы станка. Разжим и зажим колонны труб обеспечивается поворотом рукоятки золотника управления в соответствующую сторону или, при отказе гидравлики, съемной ножной педалью. Спуск и подъем колонны проводится при раскрытом трубодержателе, не извлекая обоймы с плашками; при бурении плашки удаляются.

Технические средства для свинчивания и развинчивания бурильных труб.

Труборазворот РТ-1200-2М получил наибольшее применение при колонковом геологоразведочном бурении. Механизм устанавливается на устье скважины. Включает в себя раму, электродвигатель, редуктор, водило, ведущую и подкладную вилки.

Таблица 7

Техническая характеристика труборазворота РТ-1200М

Максимальный крутящий момент, Нм	5500
Частота вращения водила, об/мин	75
Время свинчивания и развинчивания, с	4-5
Диаметр проходного отверстия, мм	205
Масса удерживаемого груза, т не более	16
Мощность электродвигателя, кВт	5

Вспомогательный инструмент

Хомут для обсадных труб. Предназначен для перемещения к устью скважины и подвешиванию обсадной трубы или колонны труб с захватом за гладкую часть трубы или под муфту. Состоит из двух половин, облегающих поверхность трубы и стягиваемых по бокам болтами, предусмотрены пазы для съемных троп.

Выпускаются хомуты для обсадных труб геологоразведочного сортамента диаметром 57--168 мм . Хомуты изготавливаются из прокатной полосовой стали.

Лафетные хомуты устанавливаются обычно на устье скважины. Массивный корпус имеет конусную расточку проходного отверстия, в которую вставляются распорные плашки для удержания обсадной трубы и колонны над забоем.

Хомуты шарнирные применяются для захвата бурильной трубы при необходимости поворота бурового снаряда в скважине или удержания его в подвешенном положении над забоем скважины. Хомуты выпускаются двух размеров со сменными вкладышами -- для бурильных труб диаметром 32; 33.5; 38; 42 мм; для бурильных труб диаметром 50; 55; 63,5; 68 мм.

Ключи трубные ручные используются при сборе колонкового набора и операциях с бурильными трубами при отсутствии механизмов по их свинчиванию.

Ключи шарнирные КШ--универсальные предназначены для свинчивания и развинчивания буровых коронок, корпусов кернорвателей, переходников, колонковых и обсадных труб. В качестве захватных элементов используются скобы с наплавками твердого сплава.

Ключи гладкозахватные КГ для одинарных и двойных колонковых труб. На скобах ключа вместо зажимных плашек выполнены гладкие расточки по диаметру трубы. Скобы имеют значительную ширину. Окружное усилие на трубу передается за счет силы трения. Обеспечивается сохранность поверхности и формы трубы. Ключ имеет запорное устройство против самопроизвольного раскрытия при работе.

Ключи отбойные используются для срыва резьбы (первоначальное отвинчивание) при подъеме бурильной колонны. Они рассчитаны на максимальное окружное усилие, имеют форму крюка с зевом под прорезь замка или ниппеля.

Вилки подкладные применяются для установки колонны на устье скважины при работе без труборазворота при наращивании или подъеме колонны. Размер зева вилки соответствует ширине прорези замка трубы.

Ключи цепные являются универсальными, так как каждый тип имеет широкий диапазон размеров захвата. Недостатком ключей является значительная масса самой цепи или склонность к быстрой вытяжке, если цепь недостаточной прочности.

4.4 Буровое оборудование

Буровая установка УКБ-4

Для данной местности и условиям бурения была выбрана буровая установка УКБ- 4. Эта установка предназначена для бурения вертикальных и наклонных геологоразведочных скважин глубиной до 300 и 500 м с конечным диаметром бурения 93 и 59 мм соответственно.

Также она используется для бурения разведочных скважин вращательным и ударно-вращательным способом.

В комплект установки входят: буровой станок СКБ-4, буровой насос НБЗ-120/40, труборазворот РТ-1200М и транспортная база-сани. Оборудование установки защищено от действия атмосферных осадков укрытием - металлическим каркасом, облицованным снаружи стальным листом, а изнутри - пластиком. Между стальным листом и пластиком проложен утеплитель.

Таблица 8

Техническая характеристика буровой установки УКБ-4

Параметры	Значение параметров
Глубина бурения:
твердосплавными коронками диаметром 93 мм	300
алмазными коронками диаметром 59 мм	500
алмазными коронками диаметром 46 мм	700
Начальный диаметр бурения, мм	151
Диаметр бурильных труб, мм	55; 54; 50; 42
Угол бурения к горизонту, градус	90
Подача инструмента на забой	Гидравлическая
Перехват ведущей трубы (54 мм)	Автоматический
Ход шпинделя, мм	400
Частота вращения шпинделя, об мин:
правое вращение	155; 280; 390; 435; 640; 710; 1100;
левое вращение	1600
	96; 228
Наибольшее усилие подачи шпинделя. даН:
вниз	4000
вверх	6000
Наибольшая скорость подачи шпинделя без нагрузки, л/мин:
вниз	1,10
вверх	0,83
Грузоподъемность лебедки на прямом канате на 1-й скорости даН. не более	2500
Грузоподъемность мачты, кН, не более: на крюке на кронблоке	50 100
Максимальный размер свечи, м	9
Укладка свечей	В штангоприемник. на подсвечник
Ходовая база установки	Сани
Буровой насос:	НБ3-120/40
Буровой агрегат:	СКБ-4
Приводный двигатель	АД
Мощность двигателя. кВт	22
Габаритные размеры установки в рабочем положении:
длина	7600
ширина	2800
высота	13200
Масса установки, т	11,0

Таблица 9

Техническая характеристика станка СКБ-4

Параметры	СКБ-4
Привод
Тип	АД
Мощность, кВт	22
Лебедка
Тяговое усилие максимальное, кН	26
Скорость намотки каната на барабан, м/с: максимальная	1,8
Регулирование скорости намотки	Дискретное 4 ск.
Вращатель
Крутящий момент, максимальный, даН·м	127
Частота вращения шпинделя: диапазон, об/мин регулирование	155-1600 Дискретное 8 ск.
Усилие подачи шпинделя, кН: вверх вниз	60 40
Диаметр проходного отверстия шпинделя, мм	55
Длина хода подачи, мм	400
Дополнительные устройства
Гидропатрон	2
Габаритные размеры, мм
Длина Ширина Высота	1800 1200 1800
Масса, кг	2000

Таблица 10

Техническая характеристика бурового насоса НБ3-120/40

Подача, л/мин	15;19;40;70;120;
Давление, Мпа	4;4;4;4;2;
Диаметр цилиндра,(плунжера),мм	63;
Длина хода плунжера,мм	60;
Частота вращения, об/мин	31;38;80;146;249;
Двигатель привода насоса: тип мощность, кВт	АО2-51-4 7,5
Габариты, мм	945х610х400
Масса, кг	400

5. Выбор промывочной жидкости

Промывочная жидкость применяется с целью отчистки скважин при геологоразведочном бурении. Промывочная жидкость применяемая при бурении, должна соответствовать следующим требованиям: очищать зону забоя скважины от разбуренных пород, закреплять или удерживать стенки скважины при бурении в неустойчивых породах, обладать смазочными свойствами, охлаждать породоразрушающий инструмент и облегчать процесс разрушения горных пород.

Выбор типа промывочной жидкости определяется геолого-техническими условиями бурения, составом и свойствами проходимых пород, способом бурения, опытом буровых работ и характеристиками бурового насоса.

В качестве промывочной жидкости для выбранного бурового насоса могут применяться глинистые растворы, растворы на нефтяной основе и техническая вода.

В данном курсовом проекте будет применятся ингибированный глинистый раствор с плотностью 1100кг/м3. Основная цель использования-обеспечить устойчивость стенок скважин при проходке глинистых горных пород.

6. Проектирование технологического режима бурения

В соответствии с выбранным способом бурения, конструкцией скважины, буровым инструментом и оборудованием для каждого типа породоразрушающего инструмента по интервалам глубин и диаметрам бурения разрабатывается технологический режим бурения, предусматривающий обоснование и выбор основных режимных параметров, сочетание которых обеспечивает высокие технико-экономические показатели проходки скважины в нормальных условиях.Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважин являются: осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения бурового снаряда, расход и качество очистного агента.

1.Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент

Р = Ро m, (1)

Ро - рекомендуемая нагрузка на один основной резец даН,

m - число основных резцов в коронке,шт.

2. Частота вращения коронки

, об/мин (2)

Vокр - окружная скорость коронки, м/с; Vокр=1-1,6 м/с;

Dн, Dвн - наружный и внутренний диаметры коронки соответственно,м.

3. Количество промывочной жидкости

, л/мин; (3)

к - удельный расход промывочной жидкости на 1 см диаметра коронки, л/мин;

Dк- диаметр коронки, см;

Таблица 11

Расчет нагрузки на породоразрушающий инструмент (ПРИ)

Интервал, [м]	Категория пород	Коронка	Кол-во резцов	Pо, [даН]	P, [даН]
1	0-4	II-III	М6-112	4	50	200
2	4-60	IV	М6-93	4	60	300
3	60-100	IV	СА2-76	5	50	300
4	100-270	V	СМ9-76	5	50	300
5	270-340	V	СА2-76	5	50	300
6	340-370	V	ДонбассНИЛ-II	8	60	500
7	370-390	VI	СМ9-76	5	50	300

Таблица 12

Частота вращении ПРИ

№	Vокр, [м/с]	Dнар., [мм]	Dвн.., [мм]	n [мин-1]	n [мин-1] станка
1	0,7	112	73	144	155
2	1	93	54	260	280
3	1	76	59	283	280
4	0,8	76	58	228	280
5	1	76	59	283	280
6	0,7	76	53	210	280
7	0,8	76	58	228	280

Таблица 13

Расход очистного агента

№	k, [л/мин]	Dнаруж., [см]	Vо, [л/мин]	V0, [л/мин] насоса
1	11	11,2	123	120
2	10	9,8	98	120
3	11	7,6	83	120
4	12	7,6	91	120
5	11	7,6	83	120
6	8	7,6	61	70
7	12	7,6	91	120

7. Проверочные расчеты

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину

Мощность двигателя станка рассчитывается по формуле (4).

, (4)

где - мощность двигателя, расходуемая на забое скважины, кВт; - мощность, расходуемая на забое скважины, кВт; - мощность, затрачиваемая на вращение КБТ в скважине, кВт; - мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка.

Мощность, затрачиваемая на забое, при твердосплавном бурении рассчитывается по формуле (5).

(5)

где Р - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, даН; - - коэффициент трения резцов коронки о породу забоя ( (для известняков) = 0,3), n - частота вращения бурового снаряда, об/мин; Dср - средний диаметр коронки, м.

Для расчета среднего диаметра коронки используется формула (6).

(6)

Где Dн - наружный диаметр коронки по резцам, м; Dвн - внутренний диаметр коронки по резцам, м.

Для расчета мощности на вращение КБТ в скважине (кВт) используется формула (7).

 (7)

где - мощность, затрачиваемая на холостое вращение КБТ, кВт; - дополнительная мощность, затрачиваемая на вращение сжатой части КБТ,кВт.

Дополнительная мощность, затрачиваемая на вращение сжатой части КБТ рассчитывается по формуле (8).

, (8)

где д - радиальный зазор, м.

Радиальный зазор рассчитывается по формуле (9).

(9)

где D - диаметр скважины, м; d - наружный диаметр бурильных труб, м.

Мощность, затрачиваемая на холостое вращение КБТ (кВт) рассчитывается по формуле (10).

(10)

где К1- коэффициент, учитывающий влияние промывочной жидкости, К1 = 1,2 (для глинистого раствора); К2 - коэффициент, учитывающий особенности стенок ствола скважины, при бурении в трещиноватых, разрушенных, кавернозных породах,K2 = 2 (для трещиноватых пород); К3 - коэффициент, учитывающий материал труб, для стальных труб, К3 = 1 (для стальных труб); К4 - коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных труб, для ниппельного соединения - 1,1; К5 - коэффициент, учитывающий кривизну бурильных труб, К5 = 1;L - глубина скважины, м; q - масса одного метра бурильных труб, кг; n - частота вращения бурового снаряда, об/мин; EI - вспомогательный коэффициент, для труб;ц - угол наклона скважины к горизонту, для вертикальной скважины - 90°.

Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка, рассчитывается по формуле (11).

, (11)

где Nдв - мощность электродвигателя для привода бурового станка.кВт; для станка типа СКБ-4 Nдв = 22 кВт.

Пример расчетов для выбранной установки.

Для установки СКБ-4: n=280 об/мин, P = 400 даН.

Мощность двигателя при бурении:

Таким образом, мощность, затрачиваемая на бурение, не превышает мощности электродвигателя для привода станка СКБ-4 (22 кВт).

Оснастка талевой системы

Талевая система применяется для производства спускоподъемных операций, когда нагрузка на крюк Gкр от веса бурового снаряда или обсадной колонны превышает грузоподъемность лебедки бурового станка Рл.

Для выбора оснастки талевой системы рассчитывают количество подвижных ветвей каната в оснастке. Расчет проводится по формуле (12).

(12)

где - нагрузка на крюк при подъеме бурового снаряда, Н; - грузоподъемность лебедки, Н; - к.п.д. талевой системы.

Нагрузка на крюк при подъеме бурового снаряда рассчитывается по формуле (13).

(13)

где - коэффициент, учитывающий наличие влияние резко искривленных участков ствола скважины, влияние кривизны самой колонны бурильных труб, влияние состояния ствола скважины, т.е. всех тех факторов, которые вызывают дополнительные сопротивления при подъеме бурового снаряда из скважины, ; L - длины колонны бурильных труб, м; - длина сжатой части колонны, м; - масса 1 м колонны бурильных труб в сборе, кг/м; - масса 1 м труб, весом которых создается требуемая нагрузка на породоразрушающий инструмент,кг/м; - плотность промывочного агента, кг/м3; - плотность материала труб, кг/м3 (; - средний зенитный угол скважины, градус;; - начальный и конечный зенитные углы скважины; - коэффициент трения бурильных труб о породу; g = 9,81 м/с2.

Длина сжатой части колонны бурильных труб рассчитывается по формуле (14).

(14)

где P - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н.

Расчет к.п.д. талевой системы проводится по формуле (15).

(15)

где n - к.п.д. одного шкива в блоках (n = 0,98).

С целью сокращения времени на спуско-подъемные операции оснастку талевой системы следует применять с определенной глубиной, которая может быть найдена по формуле (16) при m = 1. До этой глубины спуск может производиться на прямом канате.

(16)

Расчет мощности двигателя на подъем бурового снаряда проводится по формуле (17).

(17)

где - нагрузка на крюк, Н; - скорость подъема крюка, м/с; - коэффициент полезного действия передач от двигателя до крюка, - коэффициент полезного действия передач от двигателя до барабана лебедки, , - коэффициент полезного действия талевой системы; - коэффициент перегрузки двигателей, для электродвигателей .

Скорость подъема крюка рассчитывается по формуле (18).

(18)

где, - скорость навивки каната на барабан, м/с, принимается из технической характеристики бурового станка.

Для определения рационального режима подъема бурового снаряда рассчитывается длина бурового снаряда, которая может быть рассчитана по формуле (19).

(19)

где N - номинальная мощность двигателя, Вт; - нагрузка на крюке от 1 м поднимаемого бурового снаряда, Н/м, , где - нагрузка на крюк, Н; L-общая длина бурового снаряда, м.

Длина бурового снаряда, который может быть поднят на первой скорости работы лебедки, рассчитывается по формуле (20), аналогичным образом находятся длины буровых снарядов, которые могут быть подняты на второй и третьей скоростях лебедки.

; . (20)

Пример расчетов для выбранной оснастки талевой системы.

Длина сжатой части колонны бурильных труб рассчитывается по формуле (14) при g = 9,81 м/с2;;;;,

.

Расчет нагрузки на крюк по формуле (13) при , , ,;

таким образом, подъем колонны бурильных труб при значительной глубине производится с оснасткой талевой системы. Расчет количества подвижных ветвей каната в оснастке проводится по формуле (12) при

Таким образом, используется оснастка 1Ч2, то есть, спуск на прямом канате. Спуск бурового снаряда может производится на прямом канате до определенной глубины, которую можно рассчитать по формуле (16):

Скорость подъема крюка рассчитывается по формуле (18) при

Расчет мощности двигателя на подъем бурового снаряда проводится по формуле (17) при

Расчет длины бурового снаряда на различных скоростях для определения рационального режима подъема бурового снаряда проводится по формуле (19) при :

Таким образом, длины буровых снарядов, которые могут быть подняты на каждой из четырех работы лебедки и необходимое количество свечей, рассчитываются по формуле (20).

; ;

; .

; .

; .

Всего в колонне бурильных труб 42 свечи, которые должны быть подняты при условии полного использовании мощности двигателя.

Определение давления нагнетания буровых насосов

Расход промывочной жидкости при бурении должен обеспечивать полнуюотчистку забоя от разрушенной породы и вынос ее на поверхность. Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (21).

(21)

где k - коэффициент, учитывающий неравномерные скорости потока промывочной жидкости по скважине из-за местной повышенной разработки стенок скважины, наличия каверн и др., k =1,1-1,3; D - диаметр скважины, м, D = 0,076 м; d - наружный диаметр бурильных труб, м, d = 0,055 м; - скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины, для бурения твердосплавными коронками = 0,3 - 0,6 (м/с).

В соответствии с технической характеристикой насоса НБЗ-120/40 количество промывочной жидкости берём равное 120 л/мин (0,002 ).

Давление, развиваемое насосом должно быть достаточным для преодоления гидростатических сопротивлений и гидростатических сил в циркуляционной системе скважины при прокачивании жидкости в заданном количестве. Циркуляционная система включает в себя: обвязку насоса, бурильные трубы, кольцевое пространство, колонковый снаряд, породоразрушающий инструмент. Общее потребное давление, которое должен развивать насос рассчитывается по формуле (22).

(22)

где - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений сальников и т.п. (k = 1,31,5); -давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, бурильных трубах, МПа; - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в соединениях бурильной колонны, МПа; - давление на преодоление сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины, МПа; - давление в колонковом снаряде, коронке или долоте, МПа; - давление, равное перепаду в гидроударнике в случае применения гидроударно-вращательного способа бурения, МПа.

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе рассчитывается по формуле (23).

, (23)

где л1 - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; - плотность промывочной жидкости, кг/м3, =1050 кг/м3 - для нормального глинистого раствора; - внутренний диаметр бурильных труб, м, = 0,036 м; - длина колонны бурильных труб, м; - эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в ЛБТН, нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м; - средняя по сечению канала потока скорость движения жидкости, м/с.

Средняя по сечению канала потока скорость движения жидкости рассчитывается по формуле (24).

(24)

где - расход промывочного агента (подача насоса), .

Значение коэффициента при промывке скважины водой и другими маловязкими жидкостями производится по универсальной приближенной формуле А. Д. Альтшуля (25).

(25)

где - гидравлическая или эквивалентная шероховатость, м, ; - эквивалентный диаметр канала потока, м (для внутреннего канала бурильных труб );Re - параметр Рейнольдса, рассчитываемый по формуле (26)при промывке глинистыми растворами.

, (26)

где - эффективная вязкость глинистого раствора, Па, определяемая по формуле (27).

(27)

где - коэффициент структурной вязкости, Пас; - динамическое напряжение сдвига, Па.

При величина коэффициента рассчитывается по формуле Стокса (28).

(28)

При величина коэффициента рассчитывается по формуле Р. И. Шищенко (29).

(29)

Расчет эквивалентной длины бурильных труб проводится по формуле (30).

(30)

где , - длины шланга, ведущей трубы и сальника соответственно, м; ,-диаметры шланга, ведущей трубы и сальника соответственно, м.

Пример расчета давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных, утяжеленных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе:

Средняя по сечению канала потока скорость движения жидкости рассчитывается по формуле (24)при , :

Эффективная вязкость глинистого раствора рассчитывается по формуле (27) при,

Параметр Рейнольдса, рассчитываемый по формуле (26)при промывке глинистыми растворами при

1840.

Поскольку величина коэффициента рассчитывается по формуле Стокса (28):

Расчет эквивалентной длины бурильных труб проводится по формуле (30) при = 10 м; = 0,5 м; =3 м; =0,038 м; =0.046 м; =0,046 м; =

Таким образом, давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных, утяжеленных трубах, нагнетательном шланге, сальнике и в ведущей трубе по формуле (23) принимает следующие значения:

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в соединениях бурильной колонны рассчитывается по формуле (31).

(31)

где n - количество соединений в колоне бурильных труб, шт, рассчитываемый по формуле (32); - безразмерный коэффициент местного сопротивления, рассчитываемый по формуле Б. С. Филатова (33).

(32)

где - длина скважины, м; - длина одной трубы;

(33)

где - наименьший диаметр проходного отверстия в бурильной колонне, м, =0,028 м;а - опытный коэффициент, зависящий от вида соединения бурильной колоны, при муфто-замковом соединении, а = 2.

Пример расчета давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в соединениях бурильной колонны:

Расчет количества соединений в колоне бурильных труб находим из формулы (32) при :

Безразмерный коэффициент местного сопротивления рассчитывается по формуле (33) при а = 2=0,019 м=0,046 м:

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в соединениях бурильной колонны находится по формуле (31):

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины рассчитывается по формуле (34).

(34)

где - скорость восходящего потока промывочной жидкости, м/c, для твердосплавного бурения ; - средняя плотность жидкости, обогащенной шламом, кг/м3, ; l - длина скважины, м; - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины;Dэ - эквивалентный диаметр канала потока, м.

При промывке скважины глинистым раствором безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается по формуле М. Е. Соловьева при (35).

(35)

где - параметр Рейнольдса, рассчитываемый по формуле (36).

(36)

где - кинематическая вязкость промывочного раствора, м2/c.

Пример расчета давления на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины:

Скорость восходящего потока промывочной жидкости принимается из табличных значений для твердосплавного бурения: = 0,3 - 0,6 (м/с).

По формуле (36) находятся параметр Рейнольдса при

Безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается по формуле (35):

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины рассчитывается по формуле (34) при

Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать в пределах 0,1-0,35 МПа.

Общее потребное давление, которое должен развивать насос рассчитывается по формуле (22) при =1,3:

Вычисленное значение удовлетворяет условию, так как максимальное давление насоса (а) больше, чем общее рассчитанное потребное давление, таким образом, насос будет обеспечивать вынос шлама.

Проверочные расчеты для обсадных труб

Условие прочности на разрыв при растяжении под действием веса обсадной колонны в опасном сечении верхней трубы (37).

(37)

где - допустимое напряжение на растяжение, Па; q - масса единицы длины колонны обсадных труб, кг/м; L - длина колонны обсадных труб, м; - площадь опасного сечения трубы или ниппеля по резьбе, ; g - ускорение свободного падения (g=9,81 м/).

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб рассчитывается по формуле (38).

(38)

где - предел текучести материала труб, Па; k - коэффициент запаса прочности на растяжение (k=1,5).

Условие прочности на смятие ниток резьбы в опасном сечении верхней обсадной трубы под действием веса колонны обсадных труб рассчитывается по формуле (39).

(39)

где - допустимое напряжение на смятие, Па; - наружный и внутренний диаметр резьбы, м.

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб из условия прочности резьбы в опасном сечении на смятие рассчитывается по формуле (40).

 (40)

Пример расчетов на прочность труб выбранного диаметра:

Обсадные трубы 108 диаметра.

Допустимое напряжение на растяжение рассчитывается по формуле (37) при = 379 МПа; q = 12,7 кг; L = 8; ; м; м:

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб рассчитывается по формуле (38):

Допустимое напряжение на смятие рассчитывается по формуле (39):

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб из условия прочности резьбы в опасном сечении на смятие рассчитывается по формуле (40):

Таким образом, допустимая глубина спуска колонны обсадных труб - 506 м, что удовлетворяет выбранным условиям.

Обсадные трубы 89 диаметра.

Допустимое напряжение на растяжение рассчитывается по формуле (37) при = 379 МПа; q = 10,36 кг; L = 145; ; м; м.

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб рассчитывается по формуле (38):

Допустимое напряжение на смятие рассчитывается по формуле (39):

Допустимая глубина спуска колонны обсадных труб из условия прочности резьбы в опасном сечении на смятие рассчитывается по формуле (40):

Таким образом, допустимая глубина спуска колонны обсадных труб - 867 м, что удовлетворяет выбранным условиям.

Расчет колонны бурильных труб на прочность при колонковом бурении

В процессе бурения скважины колонна бурильных труб подвергается воздействию ряда усилий, различных по величине, характеру и направлению действия, в связи с чем находится в сложном напряженном состоянии.

Условие прочности колонны бурильных труб при действии статических нагрузок в процессе бурения определяется выражением (41).

(41)

где - предел текучести при растяжении, МПа, для стали марки 36Г2С ; - напряжение растяжения МПа; - касательное напряжение МПа.

Напряжение растяжения рассчитывается по формуле (42).

(42)

где - вес колонны бурильных труб, действующих в рассматриваемом сечении, Н; - площадь поперечного сечения трубы, м2.

При расчета веса колонны рассматриваем следующие варианты:

1. В процессе бурения в сечении у устья скважины, рассчитывается по формуле (43):

(43)

2. При подъеме бурильных труб из скважины в сечении у устья скважины, рассчитываемое по формуле (13).

Касательное напряжение пропорционально крутящему моменту, передаваемому колонной бурильных труб на породоразрушающий инструмент н расходуемому на вращение самой колонны. Максимальных значений достигает в сечении у устья скважины. Рассчитывается по формуле (44).

(44)

где - полярный момент сопротивления труб при кручении, м3; - крутящий момент в рассматриваемом сечении колонны, Нм.

Полярный момент сопротивления труб при кручении рассчитывается по формуле (45).

(45)

где - наружный и внутренний диаметры бурильной трубы, м.

Крутящий момент в рассматриваемом сечении колонны рассчитывается по формуле (46).

 (46)

где - мощность, передаваемая от бурового станка на породоразрушающий инструмент в процессе бурения, определяется в зависимости от положения рассматриваемого сечения колонны бурильных труб, Вт; - угловая скорость вращения колонны бурильных труб, с-1; n - частота вращения колонны бурильных труб, об/мин.

При расчете мощности можно руководствоваться следующими положениями:

1. Мощность на устье рассчитывается по формуле (47).

(47)

2. ощность в нулевом сечении (длина колонны ) рассчитывается по формуле (48).

(48)

Значения берутся из расчетов по формулам (5), (8), (9).

Условие прочности колонны бурильных труб при сложном напряженном состоянии и переменных напряжениях, т. е условие прочности на выносливость, определяется выражением (49).

(49)

где - суммарный коэффициент запаса прочности по нормальным и касательным напряжениям; - коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям; - коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям.

Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям рассчитывается по формуле (50).

(50)

где - предел выносливости труб, МПа; предел текучести при растяжении, МПа; - напряжение изгиба, МПа; - значение зависит от положения рассматриваемого сечения, для нулевого сечения

Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям находится по формуле (51).

(51)

где - предел текучести при кручении, МПа.

Значение предела выносливости труб может быть вычислено по формуле (52).

(52)

где - предел выносливости материала трубы в воздухе для полированного образца, МПа;- коэффициент, учитывающий состояние поверхности, ; - коэффициент учитывающий влияние масштабного фактора, для стальных труб

Напряжение изгиба рассчитывается по формуле (53).

(53)

где - стрела прогиба, м, диаметр породоразрушающего инструмента, м; - длина полуволны, м; - осевой момент сопротивления при изгибе, м3; I - осевой момент инерции сечения трубы, м4; E - модуль упругости Юнга, Па, для стали .

Осевой момент сопротивления при изгибе может быть найден по формуле (54).

(54)

Осевой момент инерции сечения трубы может быть найден по формуле (55).

(55)

Длина полуволны может быть рассчитана по формуле (56) для вертикальной скважины.

(56)

где - расстояние от нулевого сечения до рассматриваемого, м; знак минус перед первым членом под радикалом принимается при расчете длины полуволны для сжатой части бурильной колонны.

Длина полуволны для нулевого сечения рассчитывается по формуле (57).

(57)

Предельно допускаемая частота вращения колонны бурильных труб, при которой запас прочности в случае переменных нагрузок в наиболее слабом звене нулевого сечения не будет меньше заданного, рассчитывается по формуле (58).

(58)

где , - коэффициенты, значения которых для бурильных труб муфтово-замкового соединения принимаются из таблиц; D - диаметр породоразрушаюшего инструмента, м; - диаметр замка, м.

Предельно допускаемая нагрузка из условия прочности сжатой части колонны рассчитывается по формуле (59).

(59)

где - предельный знакопеременный изгибающий момент для бурильных труб, Нм.

Пример расчетов колонны бурильных труб на прочность при колонковом бурении:

Условие прочности колонны бурильных труб при действии статических нагрузок в процессе бурения.

Вес колонны в процессе бурения в сечении у устья скважины, рассчитывается по формуле (43):

.

Вес колонны при подъеме бурильных труб из скважины в сечении у устья скважины, рассчитываемое по формуле (13) при , ,,;

Напряжение растяжения рассчитывается по формуле (42) при

Полярный момент сопротивления труб при кручении рассчитывается по формуле (45):

Мощность на устье рассчитывается по формуле (48):

ощность в нулевом сечении (длина колонны ) рассчитывается по формуле (48).

Крутящий момент в рассматриваемом сечении колонны рассчитывается по формуле (47):

Касательное напряжение рассчитывается по формуле (44):

Условие прочности колонны бурильных труб при действии статических нагрузок в процессе бурения определяется выражением (41) при

Условие прочности колонны бурильных труб при сложном напряженном состоянии и переменных напряжениях, т. е условие прочности на выносливость.

Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям находится по формуле (51) при

Значение предела выносливости труб может быть вычислено по формуле (52) при

Осевой момент сопротивления при изгибе может быть найден по формуле (54) при =0,055м;

Осевой момент инерции сечения трубы может быть найден по формуле (55).

Длина полуволны может быть рассчитана по формуле (56) для вертикальной скважины при z=66 м;

Длина полуволны для нулевого сечения рассчитывается по формуле (57):

Напряжение изгиба рассчитывается по формуле (53).

Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям рассчитывается по формуле (50).

Условие прочности колонны бурильных труб при сложном напряженном состоянии и переменных напряжениях может быть рассчитано исходя из формулы (49).

Предельно допускаемая частота вращения колонны бурильных труб рассчитывается по формуле (58).

Предельно допускаемая нагрузка из условия прочности сжатой части колонны рассчитывается по формуле (59)

8. Техническая и экологическая безопасность проведения работ

При проведении буровых работ должны соблюдаться требования, предусмотренные правилами безопасности при геологоразведочных работах:

Общие требования:

Работы по бурению скважины могут быть начаты только на законченной монтажом буровой установке при наличии геологотехнического наряда, и после оформления акта о приеме буровой установки в эксплуатацию.

Эксплуатация бурового оборудования и инструмента:

В талевой системе должны применятся канаты, разрешенные паспортом бурового станка (установки).

После оснастки талевой системы буровой мастер должен записать в “Журнал проверки состояния охраны труда” конструкцию талевой системы, длину и диаметр каната, номер свидетельства (сертификата), дату изготовления и навески каната.

Талевый канат должен закрепляться на барабане лебедки с помощью специальных устройств, предусмотренных конструкцией барабана.

Во всех случаях при спускоподъемных операциях на барабане лебедки должно оставаться не менее трех витков каната.

Запрещается во время работы буровых станков:

а) переключать скорости лебедки и вращателя, а также переключать вращение с лебедки на вращатель и обратно до их полной остановки;

б) заклинивать рукоятки управления машин и механизмов;

в) пользоваться патронами шпинделя с выступающими головками зажимных болтов;

г) производить замер вращающейся ведущей трубы;

д) подниматься на рабочую площадку.

Запрещается во время спускоподъемных операций:

а) работать на лебедке с неисправными тормозами;

б) охлаждать трущиеся поверхности тормозных шкивов водой, глинистым раствором и т.д.;

в) стоять в непосредственной близости от спускаемых (поднимаемых) труб и элеватора;

г) спускать трубы с недовернутыми резьбовыми соединениями;

д) производить быстрый спуск на всех уступах и переходах в скважине;

е) держать на весу талевую систему под нагрузкой или без нее при помощи груза, наложенного на рукоятку тормоза, или путем заклинивания рукоятки;

ж) проверять или чистить резьбовые соединения голыми руками;

з) применять элеваторы, крюки, вертлюжные серьги с неисправными запорными приспособлениями или без них.

Удлинение рукояток трубных ключей может быть произведено путем плотного надевания на них бесшовных патрубков, не имеющих каких-либо повреждений. Длина сопряжения должна быть не менее 0,2 м. Общая длина ключа не должна превышать 2 м.

Буровые насосы и их обвязка (компенсаторы, трубопроводы, шланги и сальники) перед вводом в эксплуатацию и после каждого монтажа должны быть опрессованы водой на полуторное расчетное максимальное давление, предусмотренное геологотехническим нарядом, но не выше максимального рабочего давления, указанного в техническом паспорте насоса.

Запрещается пуск в ход насосов при закрытых задвижках (вентилях).

Крепление скважин:

Перед спуском или подъемом колонны обсадных труб буровой мастер обязан лично проверить исправность вышки, оборудования, талевой системы, инструмента и состояния фундаментов. Обнаруженные неисправности должны быть устранены до начала спуска или подъема труб.

Секции колонны обсадных труб при их подъеме с мостков должны свободно проходить в буровую вышку.

Запрещается в процессе спуска и подъема обсадных труб:

а) допускать свободное раскачивание секции колонны обсадных труб;

б) удерживать от раскачивания трубы непосредственно руками;

в) поднимать, опускать и подтаскивать трубы путем охвата их канатом;

г) затаскивать и выносить обсадные трубы массой более 50 кг без использования трубной тележки.

Ликвидация аварий:

Работы по ликвидации аварий должны проводиться под руководством лица, имеющего право ответственного ведения буровых работ (буровой мастер, инженер по бурению, технический руководитель).

Сложные аварии в скважинах должны ликвидироваться по плану, утверждаемому главным инженером.

Ликвидация скважин:

После окончания бурения и проведения необходимых исследований скважины, не предназначенные для последующего использования, должны быть ликвидированы в соответствии с “Правилами ликвидационного тампонажа буровых скважин различного назначения, засыпки горных выработок и заброшенных колодцев для предотвращения загрязнения и истощения подземных вод”.

При ликвидации скважин необходимо:

а) убрать фундамент буровой установки;

б) засыпать все ямы и шурфы, оставшиеся после демонтажа буровой установки;

в) ликвидировать загрязнение почвы от горюче-смазочных материалов и выровнять площадку, а на культурных землях провести рекультивацию.

При бурении с поверхности воды необходимо принять меры по предупреждению засорения водоема и создания помех судоходству и рыболовству. Запрещается оставлять обсадные трубы, выступающими над дном водоема.

Охранные мероприятия в процессе бурения скважины:

1. При наличии подземных грунтовых вод водоносные горизонты обязательно должны перекрываться обсадными трубами в целях предохранения от загрязнений и заражения.

2. Попутные воды очищаются на фильтровальной установке от взвешенных частиц и примесей нефти и в зависимости от концентрации растворенных в ней солей и других примесей: а) при допустимых концентрациях сбрасываются в открытые источники или по рельефу; б) при повышенных концентрациях разбавляются в пределах допустимых норм и сбрасываются.

3. Самоизливающиеся скважины должны быть оборудованы регулирующими устройствами.

4. Слив использованного промывочного раствора и химических реагентов в открытые водные бассейны и непосредственно на почву запрещается.

5. Загрязнение почвы горючесмазочными материалами не допускается

9. Специальная глава

Мероприятия по проведению стволов скважин в заданном направлении и забуриванию дополнительных стволов

Бурение скважин любого назначения (от структурных, поисково-разведочных до технических) имеет определенную цель, направленную на получение геологической, геофизической, технической или иной информации в строго установленном пункте пространства. С этой точки зрения все буримые скважины являются направленными, а их пространственное положение должно контролироваться инклинометрами.

Успешность бурения скважины таким образом обеспечивается в том случае, когда отбор керна проводится такой полноты и объема, которые достаточны для получения исчерпывающей и достоверной информации о геологии вмещающих пород, содержании и распределении полезного компонента, морфологии и структуре пород и тела полезного ископаемого, а керн отобран равномерно по изучаемой площади горных пород и ориентирован относительно их элементов залегания.