В проектируемой скважине следует предусмотреть установку обсадных труб:

Неустойчивый интервал пород 0-10м закрепляется кондуктором, а устье скважины 0-3м - направлением. При колонковом бурении применяются бесшовные цельнотянутые обсадные трубы с гладкой наружной и внутренней поверхностью, соединяемые ниппелями. В качестве направления будет использоваться обсадная труба 127 мм ГОСТ 6238-77. Толщина стенки 5 мм; масса 1 м трубы 15,04 к. В качестве кондуктора (до 10м) будет использоваться обсадная труба 108 мм ГОСТ 6238-77. Толщина стенки 5 мм; масса 1 м трубы 12,7 кг.

2.4 Выбор и обоснование способа бурения

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

Выбор способа бурения зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются геологическое задание и целевое назначение скважины, вид полезного ископаемого, частота разведочной сети, физико-механические свойства горной породы, их буримость и трещиноватость, а также другие горно-геологические и географические условия района буровых работ.

Правильно сделанный выбор способа бурения определяет в конечном итоге успех проводки скважины и уровень производительности буровых работ. На стадии поисков и предварительной разведки месторождений полезных ископаемых, когда требуется опробование по всему протяжению скважины, применяется колонковый способ бурения.

Основной объем буровых разведочных работ выполняется колонковым бурением, которое имеет ряд преимуществ.

Колонковое бурение - способ вращательного бурения, при котором разрушение горной породы производится только по наружной части поперечного сечения скважины с сохранением колонки породы - керна.

При бурении скважин малых диаметров буровые установки оказываются сравнительно легкими, транспортабельными и малоэнергоемкими, что способствует снижению затрат на проведение буровых работ. Легкие буровые установки дают возможность бурить скважины под любым углом к горизонту, что является положительным качеством колонкового бурения.

Диаметр скважин при колонковом бурении от 25 до 151 мм, глубина 0,5-3000 м.

При колонковом бурении разрушение породы производится породоразрушающим инструментом кольцевого типа - буровой коронкой. Коронка оснащена твердосплавными или алмазными резцами, следовательно, два вида колонкового бурения - твердосплавное и алмазное.

Твердосплавное бурение рекомендуется в породах от I до VI-VII категории буримости с различной степенью абразивности и трещиноватости.

Алмазное бурение рекомендуется в породах VIII-XII категорий буримости с различной степенью абразивности и трещиноватости.

Учитывая заданные параметры скважин (глубина - 1050 метров, конечный диаметр бурения - 93 мм), категории буримости пород (в данном разрезе породы принадлежат к III-VII категории по буримости), рациональнее всего применить вращательное колонковое. Стадия работ - разведочная, поэтому интервал 0-190м можно проходить без отбора керна, а интервал 190-1050м с отбором керна, т.е. колонковым способом.

2.5 Выбор бурового инструмента и оборудования

Выбор технологического инструмента осуществляется в соответствии со способом бурения и конструкцией скважины, физико-механическими свойствами горных пород и условиями отбора керна.

Затем выбирается соответствующий породоразрушающий инструмент (коронки, расширители) для всех диаметров бурения и разновидностей пород разреза. Правильный выбор породоразрушающего инструмента определяет производительность бурения. Данные по выбранному породоразрушающему инструменту с указанием интервалов его применения представлены в табл.6.

Для бурения скважин с отбором керна применяется специальный породоразрушающий инструмент, обеспечивающий получение керна проходимых пород - буровые коронки.

Коронки, армированные твердыми сплавами, будут использованы при вращательном твердосплавном бурении при прохождении горной породы V - VII категории по буримости.

Выбор породоразрушающего инструмента:

Интервал 0-3 м будет пройден шнеком, тип и диаметр долота 3ДРШ-132М.

В интервале 3-10м также используется, тип долота 3ДРШ-112М.

В интервале 10-190м используется трехшарошечное долото III93Т-ГНУ-2, а также необходимы калибраторы.

В интервале 190-1050м используется коронка СМ-4 93мм, характеристика коронки приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Характеристика твердосплавного ПРИ

Тип ПРИ	Диаметр по резцам, мм	Число резцов	Рациональнаяобласть применения
	наружный	внутренний
коронки резцовые СМ-4	93	75	12	Преимущественно малоабразивные монолитные горные породы V-VI, частично VII категорий буримости

Применяем одинарную колонковую трубу ОКТ-89, а в случае зон дробления и трещиноватости - ТДН-93.

В качестве бурильных труб будут использоваться стальные бурильные трубы муфто-замкового соединения СБТМ-50 . Характеристика этих труб приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Характеристика труб СБТМ-50

Типоразмер бурильной трубы	Основные размеры тела	Масса 1м трубы, кг	Длина трубы,мм
	Труба	Замок
	Наружный диаметр мм	Толщина стенки мм	Наружный диаметр мм	Внутренний диаметр мм
СБТМ-50	50,0	5,5	65	28	6,04	4500

Вспомогательный инструмент:

При муфтово-замковом соединении БТ применяем переходники П1-50/89.

Для ОКТ-89 используем кернорватель СКБ ,,Геотехника” БИ209-256.

Оборудование и инструмент для спуско-подъемных операций:

Кронблок БИ249-139; талевый блок БИ249-143; полуавтоматический элеватор ЭН-12,5; подсвечник ПО-6; труборазворот РТ-1200-2М; шарнирный ключ КШ-93; ключ для бурильных труб КШС-50; ключ для колонковой трубы КШС-73/89; ключ отбойный МЗ-50; подкладные вилки М-50; отбойные вилки, элементы для СПО.

Аварийный инструмент:

Метчик ловильный Б1 ГОСТ 8483-81; колокол ловильный Б1 ГОСТ 8568-81; ловитель ЛОМ-50; печать; ловушка твердых сплавов Л-76; гидровибратор конструкции ДПИ ВГ-89

В соответствии с условиями проведения буровых работ в качестве буровой установки будет использоваться установка ЗИФ-1200МР (табл. 2.4).

Таблица 2.4 Техническая характеристика установки ЗИФ-1200МР

Параметры	Значения
Рекомендуемая глубина бурения, м:	1500
Рекомендуемый диаметр скважины, мм: Начальный Конечный	250 59
Диаметр бур.труб, мм	50;63,5
Тип лебедки Грузоподъемность лебедки на прямом канате, кН	Планетарная 45
Длина хода подачи, мм	600
Усилие подачи, кН Вниз Вверх	120 150
Габариты установки, м	3,31,42,2215
Силовой привод	Электрический АК-2-91-6
Мощность электродвигателя станка бурового, кВт	55
Частота вращения, об/мин	960
Буровой насос(число насосов)	НБ4-320/63(2)
Высота мачты (вышки), м Масса, кг	24 9600
Длина свечи, м	18
Масса станка, кг	5200
Скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с	0,7; 1,24;2,10;2,16;3,04;3,76;4,7;5,24.
Механизм вращения	Шпиндельный
Частота вращения, об/мин	75,136,231,288,336,414,516,600

Буровой агрегат ЗИФ-1200МР монтируется на санном основании и транспортируется вместе с буровым зданием отдельным блоком. Второй блок составляет буровая четырехногая металлическая вышка ВМ-24/20. Буровой агрегат снабжается магнитоупругим компенсационным измерителем осевой нагрузки МКН2. Для контроля величины крутящего момента на вращателе используется измеритель, он же ограничитель крутящего момента ОМ-40. Количество промывочной жидкости, подаваемой в бурильные трубы, определяется расходомером ЭМР2.

Таблица 2.5 Техническая характеристика насоса НБ4-320/63

Параметр	Значение параметра
Подача, л/мин	32; 55; 105; 125; 180; 320
Наибольшее давление, МПа	6,3; 6,3; 6,3; 6,3; 5,5; 3
Диаметр плунжера, мм	45,80
Число плунжеров, шт	3
Длина хода плунжера, мм	90
Масса с двигателем, кг	1250
Тип привода,мощность привода, кВт	A2-72-6; 22

Для приготовления бурового раствора будет использоваться цистерна-мешалка объемом 3м³. Буровой раствор хранится в зумпфе с досчатыми стенами-опорами 3х2х3м. Циркуляционная система - с прямой промывкой.

2.6 Выбор промывочной жидкости

Одним из основных факторов, определяющих эффективность бурения скважин в разнообразных горно-геологических условиях, является выбор промывочного агента и его параметров, это позволяет оптимизировать технологию промывки скважин.

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

При бурении интервала от 10 до 190 м планируется применять малоглинистый раствор. Плотность структурная вязкость динамическое напряжение сдвига . Данный раствор применяется для бурения в устойчивых, слаботрещиноватых породах. Свойства промывочной жидкости планируется регулироваться в процессе бурения.

При бурении интервала от 190 до 1050 м в качестве промывочной жидкости используем малоглинистый раствор плотностью . При возникновении осложнений, связанных с обвалами стенок скажины необходимо снизить водоотдачу, применять наиболее качественную глину.

2.7 Проектирование режимов бескернового и твердосплавного бурения

Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважин являются: осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота вращения бурового снаряда, расход и качество очистного агента.

Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент зависит главным образом от физико-механических свойств пород, материала резцов и их опорной поверхности.

Осевая нагрузка на долото:

(1)

где P_уд - рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота [кН]; D_д - диаметр долота, [см].

Осевую нагрузку на твердосплавную коронку определяют исходя из рекомендуемых нагрузок на 1 резец, обеспечивающих объемный процесс разрушения породы.

(2)

где Р_о - рекомендуемая нагрузка на один основной резец[кН]; N - число основных резцов в коронке.

Частота вращения бурового снаряда рассчитывается, исходя из рекомендуемых значений окружных скоростей вращения ПРИ, и выбирается затем в соответствии с диапазоном частот вращения вращателя бурового станка.

Для бескернового бурения:

(3)

Для твердосплавного бурения:

(4)

где х_окр - рекомендуемая окружная скорость ПРИ (выбираем по таблице или рассчитываем по формуле), [м/с]; D_н , D_вн - соответственно наружный и внутренний диаметры коронки, [м].

(5)

Количество очистного агента:

Для бескерного бурения:

(6)

где k - к-т, учитывающий неравномерность скорости подачи по скважине из-за местной повышенной разработки стенок, наличия каверн и др.;

D-диаметр скважины, м; d- наружный диаметр бурильной трубы, м; х_п- скорость восходящего потока, м/с.

Для твердосплавного бурения:

 (7)

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

2.7.1 Параметры режимов бурения

Для бескернового бурения:

1.) 0-3м: Шнековое бурение.

Для данного интервала расчет режимных параметров не производится.

Интервал под направление будет пройден трехлопастным долотом диаметром 132 мм. Осевая нагрузка Р=400 даН, частота вращения n=75 об/мин, без применения промывочной жидкости (в сухую).

2.) 3-10м: Шнековое бурение.

Для данного интервала расчет режимных параметров так же не производится .Бурение под обсадную трубу будет осуществляться трехлопастным долотом диаметром 112 мм. Осевая нагрузка Р=300 даН, частота вращения n=136 об/мин, без применения промывочной жидкости (в сухую).

3.) 30-190м: долото трехшарошечное типа С.

Осевая нагрузка:

(8)

Частота вращения:

(9)

Качество и количество очистного агента:

В качестве промывочной жидкости, при бурении в устойчивых породах для улучшения условий очистки и повышения эффективности процесса разрушения используем малоглинистый раствор плотностью =1050 кг/ м³. При возникновении осложнений, связанных с обвалами стенок скажины необходимо снизить водоотдачу, применять наиболее качественную глину.

(10)

4.) 190-1050м: коронка СМ4, используем одинарную колонковую трубу ОКТ-89 .

Осевая нагрузка:

(11)

Частота вращения:

(12)

В качестве промывочной жидкости, при бурении в устойчивых породах используем малоглинистый раствор плотностью =1060 кг/ м³.

(13)

Таблица 2.6 Технологические режимы

Тип ПРИ	Интервал	Dнар, мм	Dвн, мм	Р, кН	n, об/мин	V, л/мин
3ДРШ		132	-	4	75	-
3ДРШ		112	-	3	136	-
III93Т-ГНУ-2		93	-	22	231	125
СМ4		93	75	5-6	288	105

2.8 Определение мощности двигателя на бурение

Окончательный выбор режимных параметров бурения производится после выполнения проверочных расчетов, показывающих осуществимость проектируемого режима работы выбранного бурового инструмента и оборудования.

Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину.

Мощность двигателя станка рассчитывается по формуле:

, [кВт] (14)

где: N_б - мощность двигателя, расходуемая на забое скважины, кВт;

N_з - мощность, расходуемая на забое скважины, кВт;

N_т - мощность, затрачиваемая на вращение КБТ в скважине, кВт;

N_ст - мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка.

1.) Мощность, затрачиваемая на забое:

При твердосплавном бурении:

, [кВт] (15)

где: Р - осевая нагрузка на ПРИ, даН;

n - частота вращения бурового снаряда, об/мин;

=0,25-коэффициент трения резцов коронки о горную породу забоя;

D_ср - средний диаметр коронки, м; D_ср= (D_н+D_вн)/2 (D_н и D_вн - наружный и внутренний диаметр коронки по резцам, м).

Для станка ЗИФ-1200МР: n=288 об/мин, P=500 даН



2.) Мощность на вращение КБТ в скважине:

, [кВт]

где: N_хв - мощность, затрачиваемая на холостое вращение КБТ, кВт;

N_доп - дополнительная мощность, затрачиваемая на вращение сжатой части КБТ, кВт

, [кВт] (16)

где: д - радиальный зазор, м; д=(D-d)/2=(0,093-0,05)/2=0,0013;

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

кВт

Для твердосплавного:

,[кВт],

где коэффициент, учитывающий влияние промывочной жидкости (технической воды) ;

коэффициент, учитывающий особенности стенок скважины (монолитные);

коэффициент, учитывающий материал БТ (сталь);

коэффициент, учитывающий тип резьбового соединения (муфтозамковое); коэффициент, учитывающий кривизну БТ.

 кВт.

кВт.

3.) Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка:

(18)

=55кВт-мощность приводного двигателя станка

для установки ЗИФ_1200МР

Вывод: данные расчеты удовлетворяют техническим характеристикам установки ЗИФ-1200МР, т.е. бурение на предельную глубину с использованием выбранного оборудования, инструмента и режимных параметров осуществимо.

2.9 Расчет колонны бурильных труб на выносливость

1.) Геометрические характеристики при бурении:

1.1. Площадь поперечного сечения тела трубы:

(19)

где d- наружн. диаметр бурильной трубы [м]; d₁- внутр. диаметр БТ [м].

 (20)

1.2. Полярный момент сопротивления кручению:

(21)

(22)

1.3. Осевой момент инерции:

(23)

(24)

1.4. Осевой момент сопротивления при изгибе:

(25)

(26)

1.5. Масса 1 м бурильных труб в сборе:

Число свечей в колонне:

(27)

где L- глубина скважины, м; l_СВ - длина свечи, для ЗИФ-1200МР l_СВ=18м;

Число муфт:

. (28)

Для СБТМ-50 в сборе q= .

Для УБТ-89 в сборе q= , L=4,62м, m=167кг

1.6 . Расчет необходимой длины УБТ-89:

, (29)

где нагрузка на ПРИ, даН; масса 1м УБТ-89, кг/м; коэффициент (),

1.7 . Длина сжатой части колонны:

, (30)

где нагрузка на ПРИ, Н; плотность промывочного агента [кг/м³], для малоглинистого раствора ; плотность материала труб [кг/м³], для сплава Д ;-средний зенитный угол скважины;

1.8. По данным табл.11 ( по Михайловой ) у труб из сплава Д:

бурение месторождение ударный вращательный

2.) Расчет коэффициента прочности для верхнего сечения колонны бурильных труб при действии статических нагрузок (в расчеты принимаем максимальную глубину скважины - проектную 1050м):

2.2. Вес, растягивающий колонну бурильных труб в процессе бурения:

Напряжения растяжения:

(31)

1.8 Мощность, передаваемая от станка на ПРИ:

из предыдущей главы

1.9 Угловая скорость колонны:

(32)

1.10 Крутящий момент:

(33)

При проведении расчета на статическую прочность рекомендуется увеличить расчетный крутящий момент на 20-30%

(34)

1.11 Касательные напряжения:

(35)

1.12 Коэффициент запаса прочности в верхнем сечении у устья скважины:

(36)

Полученный коэффициент запаса прочности в верхнем сечении у устья скважины в процессе бурения находится в допустимых пределах.

3.) Расчет колонны бурильных труб для сечения I-I на глубине 300 м от устья скважины и в нулевом сечении на выносливость:

3.1. Вес колонны бурильных труб для сечения I-I

, (37)

где расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения, м.

3.2. Напряжение растяжения:

(38)

3.3. Стрела прогиба:

, (39)

где диаметр ПРИ, м.

3.4. Длина полуволны:

, (40)

где расстояние от нулевого сечения до рассматриваемого.

3.5. Напряжение изгиба в сечении I-I:

, (41)

где Е - модуль продольной упругости, для стали Па.

3.6. Коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям:

(42)

3.7. Мощность, передаваемая от бурового станка колонне бурильных труб, в сечении I-I на глубине 300м=:

, кВт (43)

,

где коэффициент, учитывающий влияние промывочной жидкости, при полном покрытии скважины технической водой ; д - радиальный зазор, м; д=(D-d)/2=(0,093-0,05)/2=0,0011 м;

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

кВт

кВт,

3.8. Крутящий момент:

(44)

При проведении расчета на статическую прочность рекомендуется увеличить расчетный крутящий момент на 20-30%

(45)

3.9. Касательные напряжения:

, (46)

3.10. Коэффициент запаса прочности по касательным напряжениям:

(47)

3.11. Суммарный коэффициент запаса прочности в сечении I-I:

(48)

Полученный коэффициент запаса прочности находится в допустимых пределах.

3.12. Полуволна для бурильных труб в нулевом сечении:

(49)

(50)

3.13. Напряжение изгиба:

(51)

3.14. Запас прочности по нормальным напряжениям

(52)

Полученный коэффициент запаса прочности в нулевом сечении находится в допустимых пределах.

2.10 Расчет необходимого давления нагнетания промывочной жидкости

Исходные данные:

глубина скважины - 1050м;

конечный диаметр скважины ( D ) - 93мм

тип промывочной жидкости - малоглинистый раствор, =1060 кг/м³;

породоразруш. инструмент - твердосплавная коронка;

тип бурильной трубы - 50МЗ:

муфтозамковое соединение, d=0,05м, d₁=0,039м,

d₀=0,028м ( замка ), длина колонковой трубы - м; l_тр=6м;

;l_ш=20м

1.) Потребный расход промывочной жидкости:

V₀=105[л/мин]

2.) Общее давление нагнетания:

,

где: (53)

к - коэффициент, учитывающий необходимый запас давления на преодоление дополнительного сопротивления при зашламовывании скважины, образовании сальников, к=1,5

р₁ - давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в нагнетательном шланге, сальнике, ведущей и бурильной трубе:

р₁= ,(54)

==0,896 (55)

длина колонны бурильных труб=

= 0,039⁵=5,18м (56)

, где: D_э=d₁, (57)

=

При этом значении числа Рейнольдса имеем турбулентный режим течения жидкости, которому соответствует коэффициент гидравлических сопротивлений (по формуле Альдшуля ):

(58)

=0,3*м - коэффициент гидравлической шероховатости бурильных труб

Из формулы (*) находим:

р_{1 =}

Р₂ - давление на преодоление резьбовых соединений бурильных труб:

р₂=,

где: n - количество резьбовых соединений, n=1044/6=174;

- безразмерный коэффициент местного сопротивления:

, (59)

где а - опытный коэффициент, зависящий от типа соединения: а=2; d₀ - наименьшее проходное отверстие в резьбовом соединении бурильных труб: d₀=0,028м

р₂ = (60)

р₃- давление, возникающее при движении потока жидкости в кольцевом канале скважины:

р₃=,

где:l - глубина скважины=1050м; D_э - эквивалентный диаметр каналопотока, D_э=D-d=0,093-0,05=0,043м; - плотность промывочной жидкости, обогащенная шламом=1,03* =1,03*1060=1092 кг/м³;

-коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве скважины:

(61)

P₃ = (62)

P₃ =

P₄ -давление на преодоление гидравлических сопротивлений в коронке=0,35МПа

Р = (63)

Р =

При расчете промывки скважины на глубину до 1050м были получены следующие результаты: общее давление нагнетания Р= 1,0245 МПа, 3Мпа, для установки ЗИФ-1200МР; расход малоглинистого раствора V₀=105 л/мин - третья ступень подачи промывочной жидкости насосом НБ4-320/63.

2.11 расчет оснастки талевой системы

Бурение скважины глубиной 1050 м производится станком ЗИФ-1200МР. Бурильные трубы СБТМ-50, длина свечи 18 м. Скважина вертикальная. Рассчитать оснастку талевой системы с определением перехода одной оснастки на другую, а также рассчитать для конечной глубины бурения количество свечей, поднимаемых на разных скоростях лебёдки..

1.) Определение количества подвижных ветвей:

, (64)

где G_кр - нагрузка на крюке, [Н]; Р_л - грузоподъемность лебедки, [Н], ?_с - КПД талевой системы, ?_с=0,96 .

, (65)

где к_пр - коэффициент, учитывающий влияние резко искривленных участков ствола скважины; L - глубина скважины, [м]; q - вес 1 м бурильных труб, [Н/м]; ? - плотность бурового раствора, [кг/м³]; ?_м - плотность материала труб, [кг/м³].

2.) Определение глубины спуско - подъемных операций на прямом канате:

, (66)

До глубины 460м можно использовать подъем колонны на прямом канате.

3.) Определение длины бурового снаряда, который может быть поднят на i-ой передачах:

, (67)

где q₀ - нагрузка на крюке от 1м поднимаемого бурового снаряда [H/м];

[H/м]; (68)

На первой скорости лебёдки:



На второй скорости лебёдки:

4.) Определение длины бурового снаряда, который может быть поднят на i-ой скорости работы лебедки:

Определение количества свечей

где длина свечи, ;

5.) Определение мощности двигателя на подъем бурового снаряда:

(69)

где - скорость подъема крюка на 1-ой передаче, [м/с]; ? - КПД от двигателя до крюка;??_n - КПД передач от двигателя до барабана лебедки, ?_n=0,9; ? - коэффициент перегрузки двигателя, для электродвигателя ?????????принимаем ????? ; N_дв - номинальная мощность двигателя, [Вт],

где _бi - скорость навивки каната на барабан лебедки на i-ой передаче, [м/с].

На первой скорости лебёдки:

Вывод: необходимо провести спускоподъемные операции на прямом канате в соответствии с выполненными расчетами, т.е. 58 свечей поднимаем на первой передаче, а также используем до глубины 460м подъем КБТ на прямом канате.

Так как разведка проводится на полезные ископаемые кимберлитов, то высокоскоростное алмазное бурение невозможно. В результате выполнения технологии бурения на данном месторождении целесообразно было бы применение ударно-вращательного способа бурения проходки скважин с использованием газожидкостных смесей, с целью значительного увеличения производительности бурения в данных конкретных условиях.

3. Ударно-вращательный способ бурения с применением ГЖС

3.1 Природа, состав и структура пены

Технологические приемы бурения скважин с промывкой пеной зависят от геолого-технических условий. Выбор забойного инструмента и режимов бурения (осевая нагрузка, частота вращения) в основном аналогичен как и при бурении с широко применяемыми очистными агентами, наиболее близким из которых является воздух.

Контроль за процессом бурения не требует специальной подготовки и сводится к наблюдая за давлением в нагнетательной линии, крутящим моментом бурильной колонны, осевой нагрузкой при заданной частоте вращения и выходом пены на устье скважины, ее разрушением и отделением шлама.

Основной отличительной особенностью является определенная подача составляющих фаз (воздуха от компрессора и раствора ПАВ от дозировочного насоса), а также выбор и поддержание в заданных пределах концентрации пенообразователя и других реагентов, потери которых под действием адсорбции и водопритока при замкнутой системе циркуляции остаются необратимыми.

Пена представляет собой гетерогенную полидисперсную многокомпонентную и относительно однородную систему, состоящую из ячеек - пузырьков газа, разделенных тонкими оболочками (около 1 мкм) жидкости. В пенах дисперсной фазой является газ (воздух), а дисперсионной средой - жидкость. Пены образуются при диспергировании газа в жидкости, содержащей пенообразователи. К типичным пенообразователям принадлежат вещества, способные резко снижать поверхностное натяжение вследствие адсорбции на границе раздела двух фаз, которые принято называть поверхностно-активными (ПАВ) - спирты, жирные кислоты, мыла, белки.

Основные составляющие пены: газ, жидкость и ПАВ. Распределение фаз зависит от их объемного соотношения. Отношение объема воздуха, приведенного к нормальным условиям, к объему раствора ПАВ, принято называть степенью аэрации. Для пен характерна структура со специфическими или многогранными ячейками. Чем меньше степень аэрации, тем больше толщина пленок, и ячейки в большей части принимают сферическую форму. В процессе разрушения (старения) пены шарообразная форма пузырьков превращается в многогранную вследствие утончения пленок. Состояние пены с многогранными ячейками близко к равновесному, поэтому такие пены обладают большей устойчивостью, чем пены с шарообразными ячейками. В каждом ребре многогранника сходятся три пленки под углом 120°, места стыков которых характеризуются утолщениями, называемыми каналами Плато или Гиббса. Эти каналы имеют в поперечном сечении форму треугольника и состоят из двух адсорбционных слоев молекул ПАВ с прослойками жидкости между ними. Они представляют собой взаимосвязанную систему и пронизывают всю структуру.

Благодаря особой структуре пены обладают механической прочностью, оцениваемой предельным статическим напряжением сдвига. Прочность и устойчивость пен зависит от свойств пленочного каркаса, который определяется природой и концентрацией ПАВ на границе раздела воздух - жидкость.

Возможность управления плотностью ГЖС позволяет регулировать противодавление на пласт, уравнивая его в необходимых случаях с поровым давлением в пласте, и, тем самым, предупреждать или снижать до минимума непроизводительные затраты времени на ликвидацию геологических осложнений при проходке скважин в условиях частичных или полных поглощений промывочной жидкости. Так же пены используют в бурении как очистной агент весьма низкой плотности, для очистки скважин от шлама в условиях для борьбы с осложнениями, для ремонта эксплуатационных скважин, бурения в мерзлоте.

3.2 Выбор рецептуры ПАВ

Рецептура пенообразователя, дополнительных реагентов и их концентрация подбирается для обеспечения соответствующих структурно-механических свойств пены в зависимости от конкретных условий геологического разреза. В простейшем случае пенообразующий раствор представляет собой водный раствор наиболее доступного биологически безвредного анионактивного ПАВ (как правило, сульфонол) в концентрации 0,2-0,5 % по активному веществу, обеспечивающего вполне достаточную стабильность пены при степени аэрации 50-250 для бурения в условиях устойчивого разреза.

В интервалах, где проявляются водопритоки со слабой минерализацией (до 2,5 г/л) концентрацию ПАВ необходимо увеличивать до 1,0-1,5 %.

При бурении неустойчивых слабосцементированных пород, особенно при забуривании скважины, следует использовать высокостабильную пену на основе раствора 0,5-1,0 % ПАВ и 4-5 % глинопорошка. В этом случае в процессе циркуляции на стенках скважины создается закрепляющая корка даже при наличии водопритоков.

Эффективность пены как промывочного агента при бурении зон поглощения обусловлена низкой плотностью и упруго-вязкопластическими свойствами, обеспечивающими при течении в трубах и кольцевых каналах снижение давления в скважине, а в порах и трещинах резкий рост гидравлических сопротивлений, вызванных особенностью фильтрационных процессов, характеризующихся взаимодействием структурно-механических, реологических свойств и капиллярных явлений.

Рекомендуемые параметры выбираем из справочника “Бурение пневмоударников спромывкой пеной”

Гидравлический расчет промывки скважин пеной

при помощи программы FOAM

(автор - А.В. Козлов, кафедра ТТБС, СПГГИ)

Исходные данные:

плотность пенообразующей жидкости 1000 кг/м³;

средняя температура в скважине 300 К;

подача пенообразующей жидкости 35 л/мин;

объемный расход воздуха в смеси 3,24 10^-2 м³/с;

перепад давления в колонковом наборе или долоте 100000 Па;

диаметр скважины 0,132 м;

глубина скважины 1050 м;

наружный диаметр бурильных труб 0,0635 м;

внутренний диаметр бурильных труб 0,043 м;

тип соединений бурильных труб - муфто-замковый;

диаметр канала в соединениях 0,040 м;

гидравлическая шероховатость труб 0,00001 м;

длина одной бурильной трубы 4,5 м;

геотермический градиент 0,03 ⁰С/м;

температура пород на устье 15 ⁰С;

внутренний диаметр обсадной колонны 0,146 м;

длина обсадной колонны 10 м.

Расчетные значения:

забойное давление 2,357709 МПа;

газосодержание 0,8008609;

массовый расход жидкости 0,58 кг/с;

массовый расход воздуха 0,05734E-02 кг/с;

удельная теплоемкость пены на забое 3961,47 Дж/кгК;

теплопроводность пены на забое 0,1026065 Вт/мК;

плотность пены на забое 214,5583 кг/м³;

плотность воздуха на забое 19,25329 кг/м³;

скорость восходящего потока на забое 9,992682E-02 м/с;

температура на забое 46,5 ⁰С;

индекс консистенции пены на забое 8,160406 Пас;

показатель поведения пены на забое 0,3821501;

давление нагнетания 3,427964 МПа.

3.3 Технические средства и оборудование для бурения с промывкой пеной

Для ударно-вращательного способа бурения применяем пневмоударник с бесклапанным воздухораспределением РП-111. Конструктивно пневмоударник выполнен таким образом, что роль воздухораспределительного механизма у него играет поршень-боек в паре с цилиндром. Работа пневмоударника РП-111 (рис. 3.4) заключается в возвратно-поступательном движении поршня-ударника 7, в результате периодического поступления сжатого воздуха через радиальные отверстия а и б в поршне в верхнюю или нижнюю камеру во время движения поршня в зоне расточек цилиндра 6. Отработанный воздух поступает через выхлопные отверстия в цилиндре 6 в кольцевой зазор между цилиндром 6 и корпусом 8 пневмоударника и далее в колонковую трубу через отверстия в шлицевой втулке 11. Движение поршня вверх ограничивается воздушной подушкой, которая образуется за счет объема воздуха, отсекаемого в верхней камере. В нижнем положении поршень наносит удар по хвостовику 10, который соединен группой деталей 11 и 14 с колонковой трубой.

Таблица 3.1 Техническая характеристика пневмоударника РП-111

Марка пневмоу-дарника	Габариты корпуса, мм	Диаметр ПРИ, мм	Масса, кг	Энергия удара, Дж	Частота ударов в 1 мин	Давление воздуха, МПа	Расход воздуха,м3/мин
	диаметр	длина
РП-111	111	982	113	46	140-160	1500-1800	0,7-2,5	5-12



Рис. 3.4. Пневмоударник РП-111: 1-защитная пробка; 2-верхний переходник; 3-амортизатор; 4-втулка; 5-кожух; 6 - цилиндр; 7-поршень-ударник; 8-корпус; 9-нижняя втулка; 10- хвостовик; 11-шлицевая втулка;12-шлицевая муфта; 13-уплотнительное кольцо; 14- нижний переходник; 15-обратный клапан; 16-фиксатор; 17-защитная крышка; 18,19- заполнительные втулки; А,В-верхняя и нижняя камеры; а, 6-верхние и нижние отверстия в поршне; в - выхлопные отверстия в цилиндре.

Пневмоударное бурение разведочных скважин с отбором керна ведется с использованием комплексов технических средств КДП, в которые, помимо пневмоударных машин, входят двойные (ТДП) колонковые трубы (рис.3.5.), для качественного сохранности керна, коронки КДП, шламовые трубы ТШ, отбойные ключи КО, бурильные трубы СБТМ-63,5 измерительный и вспомогательный инструмент.

Рис. 3.5 Колонковая труба ТДП: двойная труба комплекса РП (ТДП): 1- коронка КДП; 2- наружная труба; 3 -керноприемная труба; 4- нажимное кольцо; 5- амортизатор; 6- опорная втулка.

Таблица 3.2 Техническая характеристика колонковой трубы ТДП

Параметры	Значения
Наружная труба Диаметр,мм: Наружный Внутренний Длина, мм Масса, кг	121 107 1600 31,5
Внутренняя труба Диаметр,мм: Наружный Внутренний Длина, мм Масса, кг	100 93 1575 12,6

Коронка КДП (таб.3.3.) для двойных колонковых труб представляет собой ребристое кольцо, армированное по торцу твердосплавными вставками, имеющими коническую резьбу для соединения с колонковой трубой. Для захвата и удержания керна имеются устройства, состоящие из свободно перемещающихся в отверстиях корпуса коронки скоб. Коронки КДП имеют со стороны резьбы внутреннюю расточку с уступом, на который опирается внутренняя керноприемная труба. Конструкция коронок позволяет перезатачивать твердосплавные вставки в процессе эксплуатации.

Режимные параметры

Режимные параметры для ударно-вращательного бурения выбираем из справочника (рекомендуемые).

В интервалах, где наблюдается трещиноватость горных пород, с целью соранения выхода керна рекомендуется вести бурение на пониженных скоростях бурения, т.е. Частота вращения для станка ЗИФ-1200МР n, об/мин-75-1-я передача, осевая нагрузка 1,5-3 кН, частота удара в 1 мин-1500 для пневмоударника РП-111, расход воздуха 5-8 м³/мин. В зонах, где порды монолитные, устойчивые режимные параметры увеличиваются.

Таблица 3.3 Техническая характеристика коронки КДП

Параметры	Значения
Диаметр,мм: наружный внутренний	132 92
Число вставок твердого сплава	12
Масса вставок, кг	0,5
Марка твердого сплава	ВК15
Форма вставок: периферийных промежуточных центральных	ПР1А/1 ПР1А/2 и ПР1А/3 ПР1А/4
Угол заточки вставок, градус: периферийных промежуточных и центральных	70-75 110-140
Масса коронки, кг	5,2

Циркуляция пены при бурении скважин осуществляется по прямой схеме промывки. Для обеспечения процесса необходимо наличие насоса для дозирования раствора ПАВ, пеногенератора или смесителя, герметизатора устья скважины, устройства для разрушения выходящей из скважины пены (рис.3.1.). В целях предотвращения выброса, снижения непроизводительных потерь времени и затрат энергии при наращивании труб и выполнении спуско-подъемных операций в бурильную колонну устанавливаются обратные клапаны. Система циркуляции должна иметь единую обвязку трубопроводов с регулировочными вентилями, предохранительными и обратными клапанами, вывод на контрольно-измерительную аппаратуру пульта управления. Для повторного использования ПАВ и предотвращения влияния на окружающую среду циркуляция должна иметь замкнутый цикл, обеспечивающийся емкостями для отстоя, приготовления и забора раствора пенообразователя.

Рис. 3.1 Общая схема обвязки скважины при бурении пеной:

1 - компрессор (таб. 3.1); 2 - ресивер; 3 - воздушные шланги; 4 - влагоотделитель; 5 - разгрузочный кран; 6 -патрубок отвода воздуха к устьевому эжектору; 7 - вентили; 8 - расходомер; 9 - манометр; 10 -термометр; 11 - тройник-смеситель для подачи водного раствора ПАВ; 12 - нагнетательный шланг; 13 - вертлюг; 14 - шпиндель станка; 15 - шламоотводящая труба; 16 - гидравлическая линия; 17 -герметизатор устья.

Таблица 3.1 Техническая характеристика передвижного компрессора ПВ-10

Марка компресс-ора	Габариты корпуса, мм	Мощность двигателя, кВт	Масса, кг	Тип двигателя	Тип компрес-сора	Рабочее давление, МПа	Подача, м3/мин
	длина	высота
ПВ-10	3370	1600	80	3500	ЯМЗ-23,6	винтовой	7	10

3.4 Способ подачи пены в циркуляционную систему скважины

Сущность метода промывки скважины пеной заключается в том, что в циркуляционную систему подается в определенных объемах раствор пенообразователя и газ или воздух, которые при диспергировании образуют пену заданного газосодержания в зависимости от геолого-технических условий.

В практике бурения способы подачи пены в скважину делятся на прямой и ступенчатый. Прямой способ подачи осуществляется с помощью компрессоров, буровых насосов и поверхностных пеногенераторов, при этом установки должны развивать рабочее давление, достаточное для технологического процесса. В отечественной практике прямой способ нагнетания пенных систем не нашел широкого применения из-за отсутствия передвижных компрессоров высокого давления. Промышленный выпуск подобного компрессорного оборудования для нужд геологоразведочной отрасли не планируется.

В геологоразведочном бурении нашел широкое применение ступенчатый способ нагнетания пенных систем, реализуемый с помощью компрессоров общего назначения и дожимных устройств.



Рис. 3.2. Принципиальная схема дожимного устройства на базе бурового насоса.

1 - поршень насоса; 2 - цилиндр насоса; 3 - камера сжатия; 4 - всасывающий для газа клапан; 5 - нагнетательный клапан; 6 - напорный коллектор; 7 - всасывающий клапан насоса; 8 - всасывающий коллектор насоса.

Способ нагнетания газожидкостных смесей с использованием гидравлических мощностей буровых насосов, заключающийся в том, что раствор поступает непосредственно в рабочие цилиндры насоса, а сжатый газ (воздух) - в специальные камеры сжатия.

Сущность устройства заключается в следующем. На гидравлической части бурового насоса между рабочим цилиндром и нагнетательным клапаном устанавливается дополнительная камера сжатия (на каждый рабочий цилиндр вместо снятых седел нагнетательных клапанов насоса), снабженная впускным клапаном, для сообщения с источником сжатого газа в период выполнения насосом такта всасывания (рис. 3.2). Камера сжатия (КС) имеет объем не менее рабочего объема цилиндра насоса. При такте всасывания жидкость идет вниз, давление понижается, и газ от компрессора поступает через воздушный клапан непосредственно в КС, а раствор ПАВ от дозировочного насоса через всасывающий клапан в рабочий цилиндр насоса. При такте нагнетания жидкость в КС идет вверх, давление повышается (воздушный и всасывающий клапан закрываются) и при достижении рабочего давления через нагнетательный клапан происходит выброс в нагнетательный коллектор вначале газа, а затем в конце процесса нагнетания - раствора ПАВ. Таким образом, принцип действия дожимного устройства аналогичен принципу действия ступени поршневого компрессора, в котором роль поршня играет жидкость, перемещаясь в камере сжатия под воздействием на нее поршня насоса.

При условии несжимаемости жидкости, геометрическое мертвое пространство в камере сжатия отсутствует и теоретически возможна реализация высоких отношений давлений. Однако в результате сложного взаимодействия тел различной плотности газ может аккумулироваться в непроточной части камеры сжатия, что приводит к ее "завоздушиванию". Оставшийся газ, расширяясь при ходе всасывания, снижает производительность дожимного устройства. Для удаления невытеснеиного газа из КС в последних конструктивно были установлены запорные краны. При "завоздушивании" (определялось относительно повышенным нагревом КС) кран открывался, из камеры сжатия удалялся воздух и подача пены восстанавливалась.

3.5 Гашение пены

Твердые тонкодисперсные частицы горных пород, введенные в пену, способствуют образованию трехфазной системы с повышенными структурно-механическими свойствами и устойчивостью, что, безусловно, усложняет процесс ее разрушения на выходе из скважины.

Химические способы подавления пены, хотя и являются наиболее действенными, могут применяться только в исключительных случаях, так как реагенты-пеногасители дополнительно к собственной высокой стоимости повышают затраты безвозвратными потерями пенообразователя и создают экологическую опасность.

Гашение пены после завершения циркуляционного цикла в замкнутой системе промывки скважины с сохранением свойств ПАВ для повторного использования обеспечивает не только снижение стоимости работ, но и улучшает экологическую обстановку исключением биологического воздействия на окружающую среду.

При бурении скважин на твердые полезные ископаемые для гашения пены применяются эжекторные устройства. Конструктивно эжекторы очень просты, имеют небольшие габариты и вес, долговечны в эксплуатации, удобны в обслуживании и дешевы в изготовлении.

Эффективность пеногашения эжекторными устройствами зависит от интенсивности совокупных дестабилизирующих факторов на поток пены.

Рис. 3.3. Эжекторный пеноразрушитель с цилиндрической камерой.

1 - корпус; 2 - диффузор; 3 - камера смешения; 4 - сопло; 5 - газопровод; 6 - вакуумметр; 7 - втулка.

В конструкциях эжекторов с наиболее распространенной цилиндрической камерой смешения (рис. 3.3) разрушение пены происходит в основном под действием динамического напора газовой фазы, выходящей из сопла с высокой скоростью. Интенсивность ударной волны характеризуется значением р_н/р₀.

Дестабилизирующий эффект под действием перепада давления в камере разрежения ввиду скоротечности протекания пены и ограниченной длительности и интенсивности возмущающего действия приводит к росту пузырьков, но их разрыв под действием внутреннего избыточного давления ограничен.

Конструкция эжектора с цилиндрической камерой смешения не в полной совокупности обеспечивает дестабилизирующие эффекты на поток пены, что снижает интенсивность пеногашения и вызывает относительно большие удельные расходы сжатого воздуха.

Эффективная вязкость как реологическая характеристика пены резко снижается при увеличении градиента скорости. Поэтому в камере смешения скорость структурированного потока должна достигать таких значений, при которых силы вязкости уменьшаются и не оказывают влияния на устойчивость.

4. Организационно-методическая часть

4.1 Поправочные коэффициенты

Таблица 4.1 Поправочные коэффициенты

№№ п/п	Наименование коэффициента	Значение
1	Районный коэффициент к зарплате	1,4
2	Дополнительная заработная плата (%)	16,9
3	Затраты по отчислениям на социальные нужды (%):	27,2
4	Тариф на обязательное социальное страхование от несчастных случаев, (%):	1,2
5	Коэффициент ТЗР, (%):
	к материалам	20
	к амортизации	20
6	Коэффициент на организацию полевых работ, (%):	3
7	Коэффициент на ликвидацию полевых работ, (%):	2,4
8	Коэффициент, учитывающий накладные расходы (%):	20
9	Коэффициент, учитывающий плановые накопления (%):	20
10	Сметный лимит на транспортировку грузов и персонала (%):	25,2
11	Размер доплат Кр. Севера и при-равненных к нему местностей, (%):	15,8
12	Размер полевого довольствия, (%):	18,4
13	Резерв на непредвиденные работы и затраты, (%):	3
14	Размер налога на пользователей дорог, (%):	1

4.2 Объем и методика проектируемых работ

Разведка глубоких горизонтов трубки будет производиться путем создания системы горизонтальных и вертикальных разведочных сечений посредством бурения вертикальных и наклонных скважин диаметром 112 и 93 мм. Глубина разведки в соответствии с ТЭО кондиций 1030 м (горизонт - 920 м). Разведочная сеть для блоков категории С₁ 60х60 м, блоки категории С₂ вскрываются единичными скважинами. Учитывая степень изученности верхних горизонтов, оконтуривание трубки будет проведено на горизонтах -300 м, -400 м и -500 м для блоков подсчета запасов категории С₁ и на горизонте -700 м для блоков категории С₂.

4.3 Производственно-техническая часть

4.3.1 Подготовительный период и проектирование

Конечной целью проектирования является разработка проектно-сметной документации (ПСД) и ее утверждение у заказчика. Виды работ, которые выполняются при составлении ПСД, представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Объемы работ и затраты на проектирование

Наименование работ и материалов	Единица измерения	Исполнитель, должность	Таблица ССН вып. 1, ч. 2	Объем работ	Норма времени, см	Затраты времени на весь объем, см
Обзорная карта территории масштаб 1:500000	3,0 дм2	Техник-геолог II кат.	стр. 29	1,4	0,81	1,134
Карта фактического материала	1 лист	Геолог	т.18	1	3,86	3,86
План участка работ масштаб 1:5000	10 км2	Геолог I кат.	т.23	0,85	13,42	11,407
Предварительная сводная стратиграфическая колонка	3,0 дм2	Геолог II кат.	т.31	1	1,8	1,8
Проектные типовые разрезы буровых скважин	1 разрез	Геолог II кат.	т.39	31	0,16	4,96
Итого:	30,161

Затраты времени в данном случае численно равны затратам труда. Затраты труда на чертежно-оформительские работы начальника партии составляют 0,04 чел_см. Следовательно, итоговая величина затрат труда составляет 32,62 чел-см

Таблица 4.3 Затраты времени на анализ и обобщение материалов предшествующих работ

Наименование работ и материалов	Испол-нитель, долж-ность	Единица измерения	Табл. ССН вып.1, ч. 1.	Объём работ	Нормы времени, смен	Затраты времени, смен
Сбор посредством выписки из текста	Геолог II кат	100 страниц	Т.17	43,5	1,08	46,98
Сбор посредством из таблиц		100 страниц	Т.17	14,5	1,19	17,26
Сбор посредством выборки чертежей для их ручного копирования		100 чертежей	Т.17	13,05	0,22	2,87
Систематизация собранных сведений	Техникгеолог II кат.	100 Карт	Т.19	1,12	3,02	3,38
Итого:	70,49

Затраты труда на сбор и систематизацию информации начальника геологической партии 0,05 чел-см. Суммарные затраты труда - 74,01 чел-см.

Таблица 4.4 Затраты времени на машинописные работы

Вид работ	Единица измерения	Табл. ССН-1, часть 1	Объем работ	Норма времени, смен	Затраты времени смен
Написание технической части проекта	100 стр.	Т.42	0,5	3,67	1,84
Печатание текста через 1,5 интервала 2-ой кат. сложности с вертикальным графлением (смета)	100 стр.	Т.43	0,9	6,97	6,27
Итого:	8,11

Суммарные затраты на проектирование составляют:

Т_пр=32,62+74,01+8,11=114,73 чел-см = 4,59 чел мес

4.4 Буровые работы

В соответствии с геологическим заданием бурение скважин предусматривается:

1. Для оконтуривания трубки на различных горизонтах, изучения внутреннего строения и алмазоносности.

2. Для изучения гидрогеологических и инженерно-геологических условий месторождения.

3. Для проведения крупнообъёмного опробования пород кратерной и жерловой фаций с целью наработки партии алмазов для стоимостной оценки.

Предусматривается бурение колонковых скважин и скважин большого диаметра (СБД). Всего будет пробурено 31 скважина общим объёмом 22590 п.м. глубиной от 300 до 1050 м, в том числе 3 скважины большого диаметра глубиной по 300 м.

4.4.1 Бурение колонковых скважин

Проводится для решения двух первых задач. Предполагается пробурить 21690 п.м. буровых скважин глубиной 300-1050 м. Бурение будет проводиться станками ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР.

Для оконтуривания трубки на различных горизонтах, изучения внутреннего строения и изучения алмазоносности предусматривается бурение 25 разведочных скважин глубиной от 300 до 1050 м, из них 6 скважин наклонных под углом к горизонту 75^о. В шести скважинах для подсечения контактов трубки с вмещающими породами предусматривается проходка дополнительных искусственно-направленных стволов (в двух по одному дополнительному стволу, в четырех - по два ствола. Общий метраж разведочного бурения 18540 м, в том числе искусственно-направленное бурение 1340 м. Данные о глубинах скважин, диаметрах бурения, углах наклона отражены в таблице 5. Бурение производится твердосплавными коронками с промывкой глинистым раствором. Скважины до глубины 51 м бурятся без отбора керна, до конечной глубины с полным отбором керна. Выход керна по базальным горизонтам урзугской свиты (10 м) и рудному телу не менее 80%, по вмещающим породам 70%. Для обеспечения требуемого выхода керна при бурении базальных горизонтов урзугской свиты, отложений кратерной фации, кимберлитов и туфо- ксенотуфобрекчий предусматривается проходка укороченными рейсами. Эти интервалы, а также 10-метровый интервал зоны контакта по вмещающим породам относится к бурению по полезному ископаемому. Кроме разведочных скважин для изучения гидрогеологических и инженерно-геологических условий предусматривается бурение 3 специальных скважин глубиной 1050 м. Одна из них проходится по рудному телу, две - по вмещающим породам. Бурение скважин до глубины 190 м производится без отбора керна, до конечной глубины с полным отбором керна

Затраты труда (ССН, вып.5, т.14, п.4, т.15) на бурение скважин составят:

- ИТР: 0,82 х 6937,4 = 5688,67 чел/дн.

- рабочих: 4 х 6937,4 = 27749,6 чел/дн.

Общие затраты труда на бурение скважин составляют 33438,27 чел/дн.

Все расчеты затрат времени, труда и транспорта для буровых работ представлены в табл. 3.5-3.10.

4.4.2 Вспомогательные работы, сопутствующие бурению скважин

В процессе проходки скважин и ликвидационного тампонажа проектом предусматривается осуществление следующего комплекса вспомогательных работ, сопутствующих бурению:

расширение (проработка) скважин;

промывка скважин;

крепление скважин обсадными трубами;

цементация колонны обсадных труб;

цементация башмака обсадных труб;

сложный тампонаж;

извлечение обсадных труб;

разбуривание цементных пробок;

установка деревянных пробок (ликвидационный тампонаж);

постановка цементных мостов (-"-)

заливка скважин глинистым раствором (-"-)

искусственное искривление скважин

геофизические исследования в скважинах;

дефектоскопия бурильных труб и подъёмного инструмента.

Таблица 4.5 Распределение объёмов разведочного бурения по группам скважин и категориям пород

Кате-гория пород	Вертикальные скважины	Наклонные скв. (75о)	Дополнит. стволы, d - 76 мм
	бескер-новое	колонк. в слож. услов.	колон-ковое	бескер-новое	колонк. в слож. услов.	колон-ковое	первый	второй
							колонк. в слож. услов.	колон-ковое	колонк. в слож. услов.	колон-ковое
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Скважины глубиной 300 м (144,61) - III гр.
III	-	-	-	15,6	-	-	-	-	-	-
IV	-	-	-	33,2

Подобные документы

• Бурение скважин на участке Хрустальный месторождения Дукат

  Геологическое строение района. Геологические задачи и методы их решения. Топографо-геодезические и геофизические работы. Геолого-технические условия бурения. Выбор конструкции скважины. Выбор способа бурения. Виды осложнений и причины их возникновения.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 19.11.2015
  

• Телеметрические системы в процессе бурения

  Геолого-технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири, условия и принципы работы телеметрических систем. Геологическое строение участка: литолого-стратиграфический разрез, доюрские образования, нефтеносность. Оборудование для бурения.
  
  отчет по практике [1,6 M], добавлен 22.04.2011
  

• Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

  Физико-географические сведения и местоположение месторождения. Геологическое строение участка, его тектоника и гидрогеология. Обоснование способа и вида бурения. Разработка конструкции скважины. Принципы и подходы к автоматизации работы водоподъемника.
  
  дипломная работа [588,4 K], добавлен 06.05.2015
  

• Классификация способов бурения нефтяных и газовых скважин

  Поиски и разведка полезных ископаемых. Классификация способов бурения. Добыча жидких, газообразных и твердых полезных ископаемых через эксплуатационные скважины. Производство взрывных работ. Осушение обводненных месторождений в заболоченных районах.
  
  курсовая работа [229,7 K], добавлен 23.12.2013
  

• Буровая техника

  Современное состояние и перспективы дальнейшего развития буровой техники. Характеристики и классификация буровых станков. Станки вращательного бурения шарошечными долотами и резцовыми коронками, ударного, ударно-вращательного и комбинированного бурения.
  
  реферат [608,8 K], добавлен 07.01.2011
  

• Разработка нефтяных месторождений

  Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
  
  отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012
  

• Морское бурение разведочных скважин

  Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014
  

• Месторождения общераспространенных полезных ископаемых "Карьер № 3-7 (Алькор) Чаяндинского НГКМ"

  Геологическое строение карьерного поля. Гидрогеологические условия, характеристика полезного ископаемого, подсчет запасов. Проектная мощность и режим работы карьера. Оборудование, механизмы для вскрышных и добычных работ. Характеристика отвальных работ.
  
  курсовая работа [274,7 K], добавлен 28.03.2016
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Проектирование буровых работ с целью предварительной разведки месторождения Родниковое

  Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.
  
  дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам