Проект геолого-розвідувальних робіт в межах поля шахти ім. Калініна ДП "Артемвугілля"

3. Для контролю параметрів промивної рідини застосовується комплекс ВМ-6.

4. Для контролю розходу промивної рідини застосовуються росходоміри ЭМР-2, ЭМР-3.

5. При проведенні радіоактивного каротажу використовується апаратура БКР-3. Вона забезпечує комплектність геофізичних вимірів, що проводяться в свердловинах.

6. Інклінометри МИР-36 забезпечують точність, що потребується, мають малий діаметр, що дає можливість проводити дослідження в свердловинах малого діаметра.

7. Для вимірювання горизонтальних кутів при прокладанні теодолітних ходів застосовується теодоліт Т-30.

8. Планиметр полярний ПП-м призначений для визначення площ пласких фігур вільної форми.

Таблиця 3.12. - Відомості про методи, засоби і метрологічні параметри очікуваних результатів вимірювання

№ п/п	Об'єкт вимірювання	Величина чи параметр, що вимірюється	Одиниця вимірювання	Характеристика використовуваних методів та засобів вимірювання	Встановлена періодичність перевірки метрол. параметрів
				метод вимірювання	Засоби вимірювання, його тип	діапазон вимірювання	величина випадкової похибки
1	сврдл.	удаваний опір	омм	електричний	БКР-3	0,5-10000	±15,0%	раз в квартал
2	те ж	природнича радіоактивність	мкр/год	те ж саме	БКР-3	0-2000	±15,0%	те ж саме
3	«	розсіяне гамма-випромінення	мкр/год	«	БКР-3	0-2000	±15,0%	«
4	«	те ж саме	мкр/год	«	РУР-2	5-300	±15,0%	«
5	«	викривлення стволу сврдл.	кут° азимут°	«	МИР-30, КИТ та ін.	0-50° 0-360°	±30' ±4,0°	«
6	«	температура гірських порід	°С	«	ЭТС-2У	5-120°С	±0,5	«
7	«	діаметр свердл.	мм	«	КМ-1	40-400	±4,0	«
8	«	пластова швидкість	м/сек	«	ПАРУС-4	1500-8000	±5,0%	«
9	«	щільність удавана	г/смі	«	КУРА-3	1,3-2,8	± 5,0%	«

3.12 Камеральні роботи і геологічна документація

Збір матеріалів випереджую складання геологічного звіту чи виконується паралельно з веденням камеральних робіт. В межах оцінюваної площі повинні бути зібрані:

- справи всіх свердловин;

- розрізи чи справи всіх стволів;

- плани гірничих робіт в прийнятому на шахті масштабі 1:5000, поповнені на дату складання звіту і завірені маркшейдером шахти;

- замальовки гірничих виробок і порушень;

- результати випробування пласта по шахті;

- результати ситового складу шахтопласта;

- відомості про видобуток, втрати і списування запасів по пластах, по роках від дати останнього утвердження;

- відомості про запаси в цилінах постійних і тимчасових;

- результати визначення об'ємної ваги по пласта і прийняту об'ємну вагу при урахуванні видобутку;

- відомості про користувачів вугілля, що добувається і напрями його використання;

- характеристика якості товарного вугілля і норми по якісним показникам вугілля, що відвантажується;

- результати збагачення вугілля оцінюваного пласта за даними ЦЗФ;

- відомості про припливи води, газоносності гірничих виробок;

- документи про границі ділянки;

- висновки лабораторії про збагачуваність, коксованість і петрографічні характеристики розвіданого пласта по даним кернового випробування.

В камеральний період геологорозвідувальних робіт оброблюються матеріали і дані польового періоду. Результатом повинен бути звіт, в якому містяться: стратиграфія, тектоніка, вугленосність, характеристика геологорозвідувальних робіт, характеристика якості вугілля, гідрогеологічна характеристика, характеристика гірничо-геологічних умов, підрахунок запасів та висновки [1].

3.13. Геолого-економічна оцінка досліджуваного об'єкта

Підрахунок запасів

Кондиції, що прийняті на шахті.

Згідно листа Мінвуглепрому №30-2-30/52 від 19.07.88 р. для підрахунку балансових запасів вугілля встановлені наступні параметри:

- мінімальна потужність пласта простої та складної (за сумою вугільних пластів та внутришньопластових порідних прошарків і нестійких вуглистих порід на контакті з крівлею й підошвою пласта) будови для марок, що коксуються, Ж, К, ОС - 0,6 м.

- максимальна зольність вугілля по пластоперетинням чи прийнятій до підрахунку його частини з урахуванням засмічення внутрішньопластовими порідними прошарками та нестійкими вуглистими породами на контакті з крівлею і підошвою пласта на їх повну сумарну потужність для вугілля марок Ж, К, ОС - 30%;

для підрахунку забалансових запасів вугілля встановлені наступні параметри:

- мінімальна потужність пласта - 0,45 м;

- максимальна зольність для вугілля марок Ж, К, ОС -40% [5], [6].

Границі підрахунку запасів

Для ділянки робіт (східна частина поля шахти ім. Калініна) встановлені наступні границі:

- на півдні - від горизонту 960 м;

- на півночі - по проекції ізогіпси -1500 м пласта m₇ на денну поверхню;

- на сході - границя з полями шахт «Кіндрат'євка» та «Олександр-Захід»;

- на заході - границя із західним блоком шахти ім. Калініна (суміжним із полем шахти ім. К.А. Румянцева).

Запаси категорії В будуть виділені по вугільному пласта mі в блоках, розкритих гірничими роботами шахти, та в основному, вони є підвіскою до широкого горизонту гірничих робіт. По вугільному пласту mі запаси категорії В будуть виділені від фронту гірничих робіт до запроектованих свердловин (границя проходить по свердловинах 1-2-3-4-5-6 і переходить на заході та сході ділянки на горизонт гірничих робіт). Запаси категорії С₁ виділятимуться по пласту нижче запасів категорії В і широкого фронту гірничих робіт до нижньої технічної границі шахти. Запаси категорії С₁ будуть виділені в зоні диз'юнктивного порушення (на заході ділянки).

Забалансових запасів на ділянці проектованих робіт немає.

Для підрахунку запасів використовуватиметься метод геологічних блоків. Блоки при цьому характеризуються загальністю основних параметрів гірничо-геологічної оцінки - потужності і будови пласта, умов його залягання, ступеню порушеності, якості вугілля і гідрогеологічних умов. Пласт mі розбиватимемо на замкнені рівновеликі фігури, кожній з яких надаються середні характеристики основних показників - потужність, кут падіння пласта, якість вугілля.

Запаси вугілля в кожному блоці підраховуються як добуток площі на середню для блоку потужність пласта та питому вагу; запаси супутніх компонентів (метану) - як добуток кількості запасів вугілля в блоці на середній по блоку вміст компоненту. Загальні запаси вугілля і супутніх компонентів з'ясовуються як сума запасів, що знаходяться в окремих блоках.

Усі запаси вугілля, що підраховується, віднесені до марки ОС.

В цілому, в межах ділянки запроектованих робіт (таблиця 2.13) підраховано 6108,638 тис. т. запасів вугілля по категоріях В+С₁, в тому чисті по категорії В - 2749,872 тис. т., або 45%.

Балансові запаси вугілля по пласта mі у східній частині поля шахти ім. Калініна в кількості 6108,638 тис. т. з урахуванням 20% втрат забезпечать роботу шахти з виробничою потужністю 0,150 млн. т. вугілля на рік по наданому пласта строком на 32,6 років.

Табл. 3.15 - Зведена таблиця обсягів бурових, геофізичних, випробувальних робіт й лабораторних досліджень при до розвідці поля шахти ім. Калініна

№№ з/п	Види робіт	Одиниці виміру	Обсяг робіт
1	Механічне буріння, у тому числі по груп.	сврдл./п.м.	6/7600
	0-1100	-?-	1/1100
	0-1200	-?-	3/3500
	0-1500	-?-	2/3000
	Топографо-геодезичні роботи	сврдл.	6
	Геофізичні роботи:
	а) електрокаратаж	сврдл./п.м.	6/7600
	б) ГК і ГГК	-?-	6/7600
	в) кавернометрія	-?-	6/7600
	г) термометрія	-?-	6/7600
	д)інклинометрія	крапок	291
	е) простріли	зразків	432
	ж) акустичний каротаж	сврдл./п.м.	6/7600
	з) шаровипробування	досвіди	30
	і) витратометрія	сврдл./п.м.	6/7600
	к) газовий каротаж	-?-	6/7600
	л) МЕК	-?-	6/7600
	Випробувальні роботи:
	а) перебурювання шарів трубою «Алексеенко»	перебурки	-
	б) газокернонаборниками КА-61	-?-	48
2	Відбір проб на фізико-механічні дослідження зі свердловин	проб	48
3	Відбір проб піщаників на викидонебезпечність		90/450
4	Відбір проб для визначення разрушуваемости вугільного керна (метод ситового аналізу)	проб	54
5	Визначення парамагнітних центрів (ПМЦ)	-?-	54
6	Визначення початкової швидкості газовиділення	опред.	48
7	Випробування при газокаротажних дослідженнях:
	а) відбір проб у герметичні склянки	проб	-
	б) відбір проб вхідного бурового розчину	-?-	18
	в) відбір проб вихідного бурового розчину	-?-	18
8	Відбір проб у газові склянки	-?-	-
9	Відбір проб газу при газопроявленнях зі свердловин	-?-	90
10	Відбір проб піщаників для визначення сорбційної газоемності	-?-	90
11	Відбір проб води з поверхневих водостоків і джерел	-?-	18
12	Відбір проб з керна свердловин на визначення схильності вугільних шарів до самозаймання	-?-	-
13	Відбір проб з гірських вироблень:
	а) відбір шарово-диференціальних проб (5х10)	проб	-
	б) відбір шарово-промислових проб (5х10)	-?-	6
	в) відбір штуфних проб	-?-	-
	г) відбір проб на збагачуваність (10х20)	-?-	6
	д) відбір проб на фізико-механічні дослідження (20х20х20)	-?-	12
14	Гідрогеологічне обстеження шахт	обстеж.	3
15	Відбір проб води на повний хімічний аналіз	проб	27
	Лабораторні дослідження
1	Вуглехімічні дослідження
	а) зола (Ас) і волога (Wа)	визнач.	60
	б) сірка (S)	визнач.	60
	в) пластометрія (х, у)	-?-	30
	г) вихід летких (Vг)	-?-	57
	д) об'ємний вихід летких (V	-?-	-
	е) теплотворна здатність (Q)	-?-	30
	ж) др	-?-	-
	з) наявність шкідливих компонентів у вугіллях (миш'як, ртуть)	-?-	60
	і) щільність органічної маси	-?-	30
	к)індекс Рогу	-?-	57
	л) волога робоча	-?-	-
	м) максимальна вологоємність	-?-	30
	н) попереднє збагачення проб з Ас>10%	-?-	57
	о) гадана щільність вугілля	-?-	17
	п) гадана щільність породних прошарків	-?-	44
	р) хіманаліз вугілля (сірка по видах)	-?-	30
	с) хімсклад золи вугілля	-?-	30
	т) температура плавлення золи	-?-	-
	у) механічна міцність	-?-	30
	ф) елементний склад вугіль	-?-	30
	х) збагачуваність вугіль	-?-	30
	ц) петрографія вугіль	-?-	30
	ч) визначення рідких елементів у вугіллях (германій, уран, молібден, цинк)	-?-	60
	Фізико-механічні дослідження, з них по розширеному комплексі	визнач.	180/12
	Вивчення колекторських властивостей порід що вміщають вугільні шари	-?-	90
	а) загальна, відкрита й ефективна пористість	-?-	90
	б) залишкова вода	-?-	90
	в) гадана й дійсна щільність	-?-	90
	г) газопроникність	-?-	90
	Газоаналітичні роботи
	а) дегазація й хіманаліз газу із ГКН	проб	48
	б) дегазація й аналіз газу з вакуумних склянок	-?-	-
	в) дегазація проб вугілля, відібраних у герметичні посудини при газовому каротажі	-?-	-
	г) те ж з порід, що вміщають	-?-	96
	д) дегазація проб глинистого розчину відібраного в герметичні посудини	-?-	-
	е) аналіз газу при газовиділення зі свердловин	-?-	6
	ж) розрахунок дебіту й швидкості газовиділень	розрахунок	-
	з) вимір газового тиску	замір	48
	Інші роботи
1	Складання проекту й кошторису	%
2	Складання геологічного звіту	-?-
3	Затвердження геологічного звіту на ТЕС ПО «Укрвуглегеологія»	-?-
4	Розмноження геологічного звіту	-?-
5	Складання паспорта для кадастру вугільного родовища (рішення УТГФ)	шт.
6	Складання інститутом «Дондіпрошахт» ГЕО подальшого проведення геологорозвідувальних робіт	сума

4. Виробничо-технічна частина

4.1 Геологічні питання буріння

Геологічний опис розрізу

Основу геологічного розрізу складають породи карбонових свит Донбасу С₃¹ та С₂⁷, тобто розріз представлений аргілітами, алевролітами, пісковиками (38-40% усіх порід), вапняками і вугіллям (1-2%) в вигляді малопотужних шарів робочої і неробочої потужностей, які містять морську фауну (стратиграфічне значення). Варто відмітити, що породи сильно шаруваті, часто спостерігаються окремі вкрапляності. Середня потужність пластів вапняку коливається від 0,2 до 5,3 м.

Для виконання проекту необхідно пробурити 6 свердловин загальною глибиною 7600 м. Треба зауважити, що геологічні розрізи свердловин майже не відрізняються між собою: потужності вугільних пластів, вапняків та основних пісковиків майже однакові, тому можна за основу взяти одну свердловину сьомої категорії (глибина 1500 м). Всі параметри буріння інших свердловин будуть схожими на обрану.

Для буріння свердловин (за прикладом однієї проектної свердловини - П.к. №3) можна виділити наступні зони ускладнень:

1) від 0 до 72 м. - зона нестійких порід (грунто-рослинний шар і пісковик, що обрушується);

2) від 72 до 75 м, від 375 до 378 до - поглинання 80-100%;

3) від 340 до345 м - зона водопрояву.

Фізико-механічні властивості порід

На основі довідкової і технічної літератури встановлюємо:

1) категорії порід по буримості встановлюються для кожного способу буріння: для вугілля - IV, вапняку - VII, аргіліти, алевроліти - IV-VII, пісковики - VI-VII;

2) тріщинуватість порід зумовлена наявністю в породі пустот і тріщин. Від ступеню їх щільності стосовно заданого розрізу можна виділити наступні: нестійкі породи - 3, вапняк (поглинання 80%) - 4, всі інші породи - 1;

3) абразивність гірських порід, чи здатність їх визивати знос породоруйнівного інструмента, залежить від твердості мінералів, що вміщуються в породі, величини і форми їх зерен. З восьми груп абразивності для даного розрізу характерні перші дві - дуже малоабразивні і малоабразивні породи. Так, в розрізі до першої категорії відносяться всі породи, окрім пісковиків; тому пісковики відносяться до другої категорії.

4) стійкість (властивість породи не обрушатися при обнажанні и не зруйнуються під дією різноманітних факторів) всіх гірських порід, що складають розріз: грунтово-рослинний шар - 2, нестійкі пісковики і вапняк з поглинанням 80% (глибина залягання порід - 8-75 м) - 3, інші породи - 1.

5) значення опору порід по одноосному стисканню:

Пісковикові сланці - 30-40 МПа;

вапняки - 60-100 МПа;

кріпкі пісковики, вапняки - 120-140 МПа;

кам'яне вугілля - 20 МПа.

Отримані данні заносимо у відповідні графи геолого-технічного проекту.

Методичні питання буріння свердловин

Дана свердловина буриться як колонковим способом буріння з відбором керна, так і безкерновим способом.

В свердловині непродуктивні інтервали розрізу (четвертинні відкладення I категорії по буримості) буряться безкерновим способом. Зони інтенсивного поглинання буряться також безкерновим способом.

Таким чином, до глибини 380 м дана свердловина буриться безкерновим способом, а далі - колонковим.

Твердосплавні коронки призначені для буріння в м'яких і середніх по твердості породах I-VIII категорії по буримості, де можливо отримати максимальну механічну швидкість буріння. Основні параметри їх стандартизовані.

Ефективне руйнація породи на забої досягається правильним сполученням конструкції коронки і вибором основних параметрів режиму буріння в відповідності із фізико-механічними властивостями разбурюваних порід.

Кінцевий діаметр свердловини повинен забезпечити достатню для проведення досліджень корисної копалини кількість кернового матеріалу.

На вугільних родовищах звичайно використовується кінцевий діаметр 76 мм.

В виду наявності сильнотріщинуватих, порід, що перемежовуються по міцності при використанні твердосплавного інструмента треба приймати діаметр буріння 76 мм.

На вихід керну впливає довжина рейсу, тобто тривалість контакту породоруйнівного інструмента з керном.

В Донбасі при бурінні по вугіллю вихід керна приймається не менш за 80-85%, по суглинкам і пісковикам - 60%, по сланцям 50-55%.

Оскільки корисна копалина перебурюється подвійними колонковими трубами, можна передбачити вихід керна 85-90%. По породам, що вміщують вугілля, вихід керна повинен складати 60-70%.

При бурінні по пустим породам плановий вихід керна приймається 60-70%.

В випадку неможливості отримання планового виходу керна при бурінні твердосплавними коронками, довжину рейсу можна приймати: для порід II категорії по буримості - 1-2 м, III категорії -1,5 м, IV категорії - 3 м, V категорії - 4,5 м, VI категорії - 5-5,5 м, VII категорії - 6-7 м.

В сильно тріщинуватих, породах, що перемежовуються по твердості, тих що руйнуються промивальною рідиною, довжина рейсу при використанні одинарних колонкових труб приймається 1,5-2 м.

При бурінні малопотужних пластів чи прошарків, розділених пустою породою, рейс проходки обмежується потужністю пласта чи прошарку, щоб заклинка виконувалась в пустій породе.

Отримання необхідної кількості керна в рихлих, сипучих і малозв'язаних породах забезпечується при рейсі проходки, що не перебільшує 0,5 -0,7 м.

Довжина рейсу скорочується також перед зустріччю корисної копалини. На вугільних родовищах за 5 м до вугільного пласта переходять на буріння скороченими рейсами по 0,5 - 1 м.

Геофізичні дослідження проводяться комплексно. При бурінні на вугілля проводяться дослідження методами ГГК, ГК, КС (ГЗ и ПЗ) і кавернометрія.

Основне призначення гідрогеологічних досліджень в свердловинах - встановлення наявності водопоглинаючих пластів і інтенсивності поглинання.

Вияснення ступеню і характеру обводнення родовищ, видів можливих деформацій дозволяє обґрунтувати і рекомендувати заходи боротьби з водоприпливами в гірські виробітки, з різноманітними деформаціями і процесами при їх проходці, пов'язаними з підземними водами, а також умови водооснащення гірських підприємств і охорону навколишнього середовища.

Початковий зенітний кут свердловини 0°, кожні 50 м кут збільшується на 0,5°, і до забою свердловини складає 5°.

4.2 Вибір способу буріння і конструкції свердловини

Вибір способу буріння і очистки свердловини від вибуреної породи

Для буріння заданої свердловини доцільно застосовувати обертальний спосіб буріння.

Обертальний спосіб здійснюється при обертанні породоруйнівного інструмента, що внедрився, під дією постійного (статичного) осьового навантаження G₀ і сили різання F_P (протікають процеси зм'яття, роздавлювання, сколювання, зсуву, відриву, різання, стирання) [13].

В залежності від глибини свердловини, намічуваної ваги інструмента і твердості порід приймаємо спосіб подавання інструмента при бурінні з лебідки станка.

Потужність, що передається породоруйнівному інструменту, зростає зі збільшенням частоти обертання бурового снаряду, осьового навантаження і опору породи руйнуванню. Граничними умовами є: міцність коронок, колонкових і бурильних труб, а також фізико-механічні властивості порід.

Спосіб промивки свердловини - прямий; вид промивальної рідини - глинистий розчин.

Призабійну промивку застосовуємо для зменшення відбіркового стирання керна і можливості підняти керн з мінімально роздрібненою природничою структурою.

Конструкція свердловини

Під конструкцією свердловини розуміють схему її будови, в якій вказані діаметри буріння по інтервалах глибин, діаметри і глибини спуска колон обсадних труб, місця та способи перекриття нестійких гірських порід.

Конструкція свердловини залежить від призначення свердловини, стійкості перебурюваних порід, наявності і глибини розташування різноманітних зон ускладнень, кінцевого діаметра свердловини, діаметра геофізичних приладів.

Конструкція свердловини повинна бути облегченою, тобто необхідно передбачати застосування коронок малого діаметра і мінімальної кількості обсадних труб.

Частина свердловини, що представлена твердими стійкими породами, проходиться без кріплення обсадними трубами. А при бурінні в потужних товщах осадових порід з поглинанням промивальної рідини (в нашому випадку) приходиться прибігати до закріплення ствола трубами.

Тріщинуваті породи, які не дають вивалів доцільно кріпити способами безтрубної ізоляції (тампонуванням).

При побудові конструкції свердловини враховуємо типорозміри бурильних труб та їх з'єднань. Це необхідно для забезпечення визначених зазорів між стінками свердловини і бурильними трубами з метою створення нормальних умов для роботи промивальної рідини в процесі буріння. Так, при безкерновому і твердосплавному бурінні діаметр бурильних труб і замків рекомендується вибирати таким чином, щоб співвідношення М діаметра свердловини D до діаметру з'єднання бурильних труб d дорівнювало чи було менш за 2.

Найменш величину зазору між стінками свердловини і з'єднаннями бурильних труб рекомендується витримувати не менш 11 мм [12].

Так, с урахуванням рекомендацій, в нашому випадку:

1) зовнішній діаметр бурильних труб - 50 мм; марка сталі - 36Г2С, конусність різьблення 1:16; товщина стінок 5,5 мм. Внутрішній діаметр труб і замків: по тілу труби - 39 мм, по висадці ті у замку - 28 мм.

2) зовнішній діаметр з'єднань бурильних труб - 65 мм; марка сталі - 40ХН; конусність 1:5.

3) діаметр свердловини D:

наибільший - 151 мм, наименьший - 76 мм;

4) відношення D: d = 1,98.

Конструкція заданої свердловини містить в собі напрямляючу трубу, що застосовується для виключення від розмиву устя ствола свердловини. Довжина напрямляючої труби при бурінні порід I-III категорії породоруйнівним інструментом діаметром 151 мм складає 12 м. Діаметр напрямляючої труби 146 мм. Напрямляюча труба цеменується повністю на всю довжину.

Кондуктор призначений для кріплення нестійких крихких четвертинних покладів. В нашому випадку він встановлюється на глибину 90 м. Кондуктор цементуємо на висоту від 90 до 75 м (наявність нестійких порід і поглинання 80%) Діаметр буріння породоруйнівним інструментом 132 мм, діаметр труби - 127 мм.

З глибини 90 м і до глибини 380 м буріння проводимо діаметром 112 мм, діаметр породоруйнівного інструмента - 108 мм. Ітервал 372-380 є зоною 100% поглинання. Закріплюємо стінки потайною обсадною трубою діаметром 108 мм, цементуємо затрубний простір. З глибини 380 м і до забою свердловини (1500 м) буріння доцільно проводити з діаметром породоруйнівного інструмента 76 мм (кам'яне вугілля).

В інтервалі глибин 938-950 м знаходиться зона водопрояву, цю зону тампонуємо. В цій зоні ускладнення до глибини 965 м проектуємо так званий резервний діаметр 93 мм, яким можна користуватися для розширення ствола свердловини з наступною цементацією зон ускладнень.

Рис. 4.1. - Конструкція свердловини

Свердловина має наступний шифр:

151/146 (12) ц132/127 (75…90) ц112/108 (372…380) цб рез. 93/89 цб (938…950) 76 (1500).

4.3 Вибір бурового агрегату і технологічного бурового інструмента

Вибір бурового агрегату

Вибір бурового агрегату визначається глибиною свердловини і її конструкцією.

Для буріння заданої свердловини доцільно застосовувати буровий агрегат ЗИФ-1200 зі станком ЗИФ-1200МР, з насосом АНБ-22 і вишкою ВРМ 24/540.

В агрегаті згвинчування і розгвинчування труб механізовано з допомогою труборозвороту РТ-1200М. Конструктивними особливостями є: широкий діапазон регулювання частоти обертання шпинделя і барабана лебідки, пружино-гідравлічний зажимний патрон з дистанційним керуванням; герметично закритий планетарний редуктор лебідки, що працює в масляній ванні; постійно розімкнена суха фрикційна дводискова муфта зчеплення; автоматичне закріплення станка на рамі після закінчення переміщення; водне охолодження шківа гальма спуска; механізм блокування чи звуковий сигналізатор при підйомі вантажів на вишечній споруді; автономний привод масляного насоса гідросистеми.

Буровий агрегат складається із станка з електродвигуном, бурового насоса з огородженнями і електродвигуном, обв'язки бурового насоса, бака з насосом для охолодження лебідки, магнітної станції, реостата до електродвигуна станка, пересувної (резервної) електростанції і комплексу кабелів і дротів для підключення струмоприймачів.

Коробка швидкостей передає обертання від електродвигуна через фрикційні і шестерні передачі лебідці і обертачу, повідомляючи їм по шість-вісім швидкостей.

Гальма мають дві системи управління: ручну і гідравлічну.

Аварійний привод потужністю 3 кВт призначений для підйому бурового снаряду лебідкою і повороту його обертачем в випадку припинення подачі електроенергії на бурову від промислової сітки. Двигун аварійного приводу діє від резервної пересувної електростанції потужністю 8 кВт (привод від бензоелектричного агрегату АБ-8-Т/400М).

Напруга силового ланцюга 380 В, ланцюга управління і ланцюга освічення бурової 127 В, ланцюга місцевого освічення 36 В. В магнітній станції встановлені прибори контролю і урахування електроенергії (вольтметр, амперметр, лічильники активної і реактивної потужності), пускозахисна апаратура для електродвигунів привода станка, бурового насоса, олієнасоса, помпи, аварійного привода і механізму згвинчування і розгвинчування.

На пульт управління виведені кнопка пуску і відключення двигунів станка, бурового насоса [15].

Рис. 4.2 - Схема розміщення обладнання в буровому приміщенні

1-станок ЗИФ-1200МР; 2 - насос; 3 - двигуни насосів; 4 - основа вишки; 5 - машинне відділення; 6 - насосне відділення; 7 - приміщення бурового майстра; 8 - кімната для спецодягу; 9 - бак системи охолодження лебідки станка: 10 - насос охолодження: 11 - пускова шафа; 12 - труборазворіт РТ-1200М; 13 - підсвічник; 14 - радіостанція; 15, 16 - відстійники; 17 - жолоби; 18 - склад інструмента; 19 - приймальний міст; 20 - бак з технічною водою.

Паспортні дані:

1) частота обертання (по ЗИФ-1200МР): 75, 136, 231, 288, 336, 414, 516, 600;

2) подача промивальної рідини (по АНБ-22): 60, 78, 84, 102, 108, 138, 144, 174, 198, 258, 330.

Вибір бурильних труб і їх з'єднань

Бурильні труби і їх з'єднання вибираються виходячи з глибини свердловини, її діаметрів і виду породоруйнівного інструмента.

Найбільш універсальні труби з муфто-замковими з'єднаннями, так як їх можна використовувати при бурінні коронками і долотами, діаметр яких на три-чотирі розміри може перевищувати діаметр з'єднань.

Для буріння свердловини по рекомендованим параметрам доцільно використовувати бурильні труби СБТМ-50, що виготовляють зі сталі 36Г2С. Товщина стінки труби у впадинах повинна бути не менш за 3,6 мм. [12]

У бурильних труб муфто-замкового з'єднання окремі труби з'єднуються в свічки за допомогою муфт і ніпелів, а свічки в колонну за допомогою замків. Замки, будучи більш міцною ланкою в порівнянні зі звичайними ніпелями, значно підвищують опір закручення в з'єднаннях бурильних труб, маючи більший внутрішній діаметр, ніж ніпелі, призводять до зменшення гідравлічних опорів руху промивальної рідини.

Конус різьби замків має крупну зовнішню замкову різьбу - 6 ниток на 1» при конусності 1:5 на одному кінці. Другий кінець приєднаний до бурильної труби. Муфта має таку ж замкову різьбу, але внутрішню, що слугує для з'єднання з конусом замка. Таким чином, при спуско-підйомних операціях працює тільки замкове з'єднання з крупною різьбою. [12].

Для буріння свердловини глибиною 1500 при кінцевому діаметрі 76 мм вибираємо бурильні труби СБТМ-50, а так як передбачається безкернове буріння, до складу снаряду включаємо УБТ.

Технічна характеристика стальної бурильної колони СБТМ-50:

зовнішній діаметр труб, мм - 50

внутрішній діаметр труб, мм - 39

товщина стінки, мм - 5.5

зовнішній діаметр з'єднань, мм - 65

внутрішній діаметр з'єднань, мм - 28

маса 1 м труби, кг - 6.04

маса 1 м колони в збірці, кг - 6.9

кривизна труб, що допускається мм - 1.0

розміри різьблення труб - 1:16

шаг - 2.54

марка сталі труб - 36 Г2С

Технічна характеристика УБТ-Р-73

зовнішній діаметр труб, мм - 73

внутрішній діаметр труб, мм - 73

товщина стінки, мм - 19

довжина труби - 4620

мінімальний внутрішній діаметр

ніпеля, мм - 28

маса труби з привареними кінцями, кг - 118

матеріал:

труби - 36Г2С

з'єднання - 40ХН

В залежності від висоти вишки вибирається довжина свічки з наступних співвідношення:

висота вишки, м 24

довжина свічки, м 18,5.

Вибір колонкового набору

Колонкова труба служить для розміщення вибуреної гірської породи і напрямлення снаряду в процесі буріння. При обертальному колонковому бурінні застосовують труби двох видів: одинарні і подвійні колонкові труби.

В процесі буріння колонкова труба повинна запобігати руйнуванню керна промивальною рідиною і зусиллям, що виникають при вібрації снаряду; вона повинна притримувати керн при підйомі снаряду і розгвинчуванні бурильних труб.

Звичайно довжина одинарної колонкової труби приймається 4,5 м.

Довжина колонкової труби повинна бути не коротше за прийняту раніше довжину рейсу.

Діаметри вибраних колонкових труб в відповідності з діаметрами буріння свердловини (по конструкції свердловини):

Табл. 4.1 Діаметри вибраних колонкових труб

Діаметр зовнішній, мм	Діаметр внутрішній, мм	Товщина стінки, мм	Вага 1 м труби, кг
108	99.5	4.25	10.87
89	81	4.0	8.38
73	65.5	3.75	6.40

В породах VII-VIII категорії по буримості сильнотріщинуватих і тих, що перемежаються по твердості, а також в крихких, сипучих, пливучих породах I-II категорії по буримості рекомендується застосовувати подвійні колонкові труби при мінімальній подачі промивальної рідини.

Для буріння по корисній копалині необхідно застосовувати керногазонаборник КА-61. Він представляє собою подвійну колонкову трубу з нерухомою внутрішньою трубою. Внутрішня керноприймальна труба підвішена верхньою частиною до вузла з шариковим упорним підшипником, внаслідок чого внутрішня труба при входженні в неї керна перестає обертатися. Основна перевага подвійних колонкових труб цього типу в порівнянні з іншими трубами є зберігання зразка породи від витирання і руйнування, а також зменшення випадків заклинки керна у внутрішній трубі.

Вибір талевої системи

Глибина свердловини 1500 м, висота вишки до вісі кронблоку 24 м, передбачається установка приладу МКН-2, виходячи з цього талева система повинна бути з парною кількістю струн, із закріпленням кінця каната на основанні вишки щоб конструкція була стійка.



Рис. 4.3 - 1 - мертвий кінець, 2 - кронблок, 3 - талевий блок, 4 - рабочі струни, 5 - канат, 6 - лебідка, 7 - вишка, 8 - датчик МКН - 2.

Буріння відбувається з вільною подачею..Для виміру осьового навантаження і вибору інструмента вибирається прибор МКН-2. Датчик МКН-2 встановлюється на нерухомому кінці талевої системи.

Для виміру розходу промивальної рідини служать росходоміри ЭМР-2, ЭМР-3, РПЛ-1. Їх датчики встановлюють в нагнітальній магістралі, а прилади, що показують, в місцях, що добре видно з робочого місця машиніста бурової установки.

Для візуального контролю величини крутячого моменту на шпинделі станка; для попереджувальної сигналізації світом, що блимає, при підвищенні крутячого моменту; для автоматичного обмеження моменту шляхом підйому шпинделя разом з інструментом; для оцінки навантаження на крюці талевої системи і попереджальної сигналізації про підвищення навантаження при підйомі бурового інструмента призначений вимірювач і автоматичний обмежувач крутячого моменту ОМ40.

4.4 Вибір породоруйнівного інструмента і властивості промивальної рідини

З урахуванням категорії порід по буримості, абразивності і тріщинуватості вибираємо типи і марки породоруйнівних інструментів для кожного різновиду гірських порід:

1) до 12 метрів свердловину буримо безкерновим способом. Необхідно перебурити грунто-рослиний шар потужністю 8 м. Так як цей шар нестійкий, крихкий, а башмак необхідно встановлювати в більш твердих і міцних породах, перебурюємо весь інтервал порід долотом III 151 С-ЦВ;

2) від 12 до 81 м розташовується зона нестійких порід, яку перебурюємо долотом III 132 Т-ЦВ. Але вважаючи наявність поглинання 80% буримо до глибини 90 м;

3) від 90 до 380 м свердловину буримо долотом III 112Т-ЦВ;

4) від 380 м і до глибини 1150 м свердловину буримо коронкою СМ₆;

5) слід особливо відмітити, що за 5 метрів до зустрічі вугільного пласта переходимо на буріння керногазонаборником КА-61.

Так як розріз складається з осадових порід і в ньому є зони 80-100%-го поглинання і водопроявів, в якості промивальної рідини використовується нормальний глинистий розчин, облегченого і важкий глинистий розчин.

Параметри глинистого розчину:

густина, кг/мі 1100

умовна в'язкість, с 22

водовіддача, смі 25

Параметри важкого глинистого розчина в зонах водопроявів:

густина, кг/мі 1800

умовна вязкість, с 25

водовіддача, смі 6

Параметри облегченного глинистого розчина в зонах поглинань:

густина, кг/мі 1080

умовна в'язкість, с 50

водовіддача, смі 60

Рідина, що піднімається зі свердловини, містить шлам, у зв'язку з чим на поверхні проводимо очищення промивальної рідини від шламу за допомогою жолобів і відстійників. Жолоби встановлюються с уклоном від устя свердловини до відстійника 1 см на 1 м довжини жолоба. В жолобах встановлюються перегородки. Крім того використовується відстійник.

Спочатку розраховуємо для даних умов межі відповідного параметра (мінімальний і максимальний).

В цих межах с урахуванням характеристики обладнання (бурового станка і насоса) приймаємо значення для ГТП.

Такий порядок робот виконуємо для кожного літологічного шару. А при зміні діаметра свердловини в одному шарі для кожного діаметра буріння в межах шару.

Потім прийняті значення параметрів режиму буріння уточнюються в відповідності з абразивністю і тріщинуватістю порід.

Отримані результати вносимо в таблицю:

Прийняті значення в таблиці отримані виходячи з наступних прийнятих рекомендацій:

а) для доліт виходячи з тріщинуватості і абразивності порід, що вміщують. осьове навантаження зменшуємо на 2-3 кН; частоту обертання зменшуємо на одну ступінь, що входить в інтервал, по характеристиці станка; подачу промивальної рідини приймаємо максимальну, що входить в інтервал, по характеристиці насоса;

б) для коронок виходячи з тріщинуватості і абразивності порід, що вміщують, осьове навантаження приймаємо максимальне; частоту обертання приймаємо максимальну, що входить в інтервал, по характеристиці станка; подачу промивальної рідини приймаємо максимальну, що входить в інтервал, по характеристиці насоса [17].

Таблиця 4.2 - Рекомендовані параметри режимів буріння

Тип ПРІ	Категорія порід по бури мості	Зовнішній діаметр, мм	Питоме осьове навантаження, Н/см, Н/рез	Окружна швидкість, м/с	Подача промивальної рідини, л/хв/см
II151M-ЦВ	II	151	1500-2000	0.8-1.2	25-35
II 132М-ЦВ	III	132	1500-2000	0.8-1.2	25-35
III112C-ЦВ	V-VI	112	2000-2500	1.0-1.4	20-25
СМ6	V-VI	93	2000-2500	1.0-1.4	20-25
СМ6	V-VII	76	2000-2500	1.0-1.4	20-25

Таблиця 4.3-Результати розрахунку режимів буріння

Тип ПРІ	Категория порід по буримості	Осьове навантаження, Н	Подача промивальної рідини, л/хв	Частота обертання, об/хв
II151M-ЦВ	II	22650-30200	377-528	151-227
II 132М-ЦВ	III	19800-26400	330-462	173-260
III112C-ЦВ	V	22400-28000	224-280	256-358
СМ6	V-VII	800-14000	46-91	170-396

Таблица 4.4 - Технологічні режими буріння

Тип ПРІ	Категорія порід по буримості	Осьове навантаження, кН	Частота обертання, об/хв	Кількість промивальної рідини, л/хв
II151M-ЦВ	II	23	231	377
II132М-ЦВ	III	26	231	330
III112C-ЦВ	V	22	336	258
СМ6	V (VII)	11 (14)	336	60 (84)
КА-61	IV	0,9	288	78

4.5 Технологія буріння по корисній копалині

За п'ять метрів до зустрічі вугільного пласта робиться запис в буровому журналі про перехід з визначеної глибини на скорочений рейс. Це дозволяє точно визначити крівлю вугільного пласта.

При перетинанні крівлі переходимо на буріння керногазонаборником КА-61. Розрахуємо кількість рейсів для перебурювання вугільного пласта. У труби КА-61 довжина керноприймача складає 900 мм, тому оптимальна довжина рейсу такою трубою приймається 600 мм. Потужність перебурюваного пласта 1,06 м, то необхідно виконати 2 рейси.

Режими буріння керногазонаборника КА-61:

1) осьове навантаження С приймається 0,9 кН в залежності від марки вугілля (ОС);

2) витрата промивальної рідини Q приймається 78 л/хв;

3) частота обертання n приймається 288 об/хв[17].

4.6 Спеціальні роботи в свердловині

Вимів викривлення вісі свердловини

Оперативний контроль здійснюється буровою бригадою через 50 м свердловини інклінометрами.

Плановий контроль проводиться каротажним загоном по закінченні свердловини або на визначених глибинах за завданням геологів (звичайно з інтервалом 100 м).

Для цього в немагнітних середах в свердловинах застосовуються інклінометри КІТ.

Тампонування свердловини

Тампонування свердловини використовується для ізоляції простору за обсадними колонами, ізоляції водоносних горизонтів один від одного, для закріплення нестійких порід, для уникнення поглинань промивальної рідини або водопроявів.

Усі роботи, пов'язані з цементацією обсадних колон і з закріпленням стінок свердловини проводяться цементним розчином з водоцементним відношенням 0,5 и наступним складом: вода, цемент, рідке скло 5%.

Для закріплення стінок свердловини на інтервалі глибин 0-15 м проектується цементування черевика.

Цементування потайної колони діаметра 108 мм. Заповнення затрубного простору проводиться цементним розчином. Методика цементування наступна: колона с пакером ДАУ-1М спускається на забій не доходячи до нього 0,5-1 м. Закачується необхідна кількість тампонажного розчину и очікується затвердіння цементу. Потім пакер вилучається і стакан, утворений в колоне, розбурюється.

В зоні 80%-го поглинання промивальної рідини передбачається поінтервальне тампонування з додаванням в цементний розчин 5%-ого рідкого скла.

Геофізичні дослідження

Геофізичні дослідження проводяться каротажною бригадою по закінчення свердловини.

Час проведення геофізичних досліджень заздалегідь узгоджується з буровиками і геофізиками.

К часу приїзду каротажної бригади черговий рейс буріння припиняється, а буровий інструмент повинен бути піднятий.

Особливості методів досліджень на вугілля:

1) підвищена детальність спостережень; 2) застосування самих складних прийомів обробки інформації з використанням комп'ютерних технологій; 3) тісний зв'язок польових робіт з геофізичними дослідженнями свердловин електричними (КС, ПС, ВП), ядерними (ГГК, НГК, ННК) методами; 4) геохімічні, гідрогеологічні, гідродинамічні випробування свердловин, що дозволяють спільно з ГІС визначати просторові положення контактів газ-вугілля-вода в розрізі свердловини и т.д.

4.7 Організаційні питання при бурінні свердловин

Організація робіт при бурінні свердловин

При колонковому бурінні свердловин звичайно повний склад бригади складається з 9 чоловік (на вахті 2 людини).

Графік змінності залежить від віддалення бурової від бази ГРЕ.

Звичайно робота виконується чотирма вахтами в три зміни по 8 годин. Четверта вахта - вихідна.

Вахти від бази експедиції (партії) и назад перевозяться спеціальними автомашинами - «вахтовками» або автобусами.

Джерелом електроенергії слугують централізовані електричні сети (ЛЭП) або пересувні дизель-генератори, наприклад, ДЭС-50.

При використанні ЛЭП живлення бурової здійснюється по повітряній лінії до трансформатору типа КПГ-100/6.

Дріт типу А-35 кріпиться на ізоляторах ШС-10, закріплених на дерев'яних опорах, що встановлюються на відстані 70 м одна від одної.

Постачання води в бурову може бути організовано декількома способами:

через побудований з відбракованих бурильних труб тимчасовий водопровід від джерела водопостачання, найчастіше з відкритого вододжерела;

доставкою води в цистернах, змонтованих на автомашинах.

Подача води по трубопроводу здійснюється насосною станцією, що споруджується на березі водойми, що й полягає з бурового насоса з дизельним (Д-38, Д-40А, Д-40Р) або електричним приводом.
Паливо для дизеля зберігається в бочках на складі ГСМ біля бурової й перевозиться разом з буровою.

Живлення електродвигуна насоса здійснюється по кабелю ГРШ-3х16х10.

Зв'язок бурової установки з диспетчерським пунктом, що працює цілодобово, здійснюється за допомогою радіостанцій дальністю дії до 150 км.

Старший диспетчер по заявкам бурових майстрів або в екстерном випадку по заявці машиністів бурового станка замовляє на складе необхідний матеріал и організує доставку їх на бурову.

Для монтажу стаціонарних бурових установок використовується спеціальна вишкомонтажна бригада.

Організація робот по підвищенню виходу керна

Технорукам і геологам ГРЕ і ГРП повинні постійно займатися узагальненням досвіду одержання високого виходу керна й аналізом роботи найбільш ефективних конструкцій подвійних і одинарних колонкових труб і на підставі цього розробляти заходу щодо підвищення виходу керна з обліком конкретних геологічних умов кожного родовища, тому в проекті необхідно приділити особливої увагу питанням одержання якісного керна.

Технологічні способи підвищення процентного виходу керна:

I. Вибір оптимальних режимів буріння: при розрахунках режимів буріння визначають два значення кожного параметра. При бурінні по стійких породах ухвалюють максимальні значення; по нестійким - мінімальні; по тріщинуватим, що й перешаровуються - частоту обертання зменшують на один щабель.

Витрата рідини ухвалюють таким, щоб швидкість висхідного потоку була приблизно рівної 0,25 м/с.

II. Обмеження проходки за рейс.

Проходка за рейс зменшується з метою зменшення часу контакту коронки з породою.

При бурінні геологорозвідувальних свердловин у випадку недостатнього виходу керна (менш 60%) додатковим матеріалом для випробування може служити буровий шлам.

Шлам відбирається в пробу з тих же ділянок буріння порід, що й керн. Шлам в устя свердловини збирається отсадкою або фільтрацією.

При фільтрації на напрямну трубу нагвинчується спеціальний трійник з бічними відводами, на які надіваються джутові мішки. При проходженні промивної рідини шлам затримується в цих мішках.

При відсадженні шлам з вихідного потоку промивної рідини відбирається в ящик - пастку з листового заліза з отворами діаметром 3 мм і відстанню між отворами 2-3 мм, який установлюється в жолоб в устя свердловини.

Технічний спосіб підвищення керна полягає в застосуванні установок з гідравлічним транспортом керна. У таких установках застосовуються подвійна колона бурильних труб і дві коронки.

Крім технічних і технологічних заходів, слід проводити й організаційні, найважливішими з яких потрібно вважати наступні:

- кваліфікований інструктаж бурового персоналу по застосуванню найбільш ефективних методів і технічних засобів по відбору керна в конкретних умовах проходки продуктивної товщі;

- безперервний контроль над процесом буріння по корисній копалині або продуктивній товщі (при зустрічі вугільного шару) шляхом організації чергування кваліфікованого геологічного персоналу;

- ретельну й своєчасну документацію піднятого керна. Виконання цього заходу гарантує точну прив'язку кернового й шламового матеріалу до відповідного до інтервалу свердловини, що дозволить провести аналіз залежності виходу керна й шламу від застосовуваних технічних засобів, технології буріння й вжити конкретних заходів по поліпшенню результатів буріння;

- ретельну перевірку стану породоруйнівного інструмента й компонування снаряда перед спуском їх у свердловину.

Для встановлення моменту підходу вибою до шару корисної копалини необхідно передбачити наступне:

- позначати в проектній геологічній колонці маркуючі горизонти, характерні пласти і прошарки, по яким можна судити про приближення забою до корисної копалини;

- складати фактичну геологічну колонку по вилученому з свердловини керну;

проводити контрольні заміри глибини свердловини, а також зенітних і азимутальних кутів для прив'язки проб, що відбираються.

Щоб інтерпретувати глибину залягання прошарків, що містяться в пласті, під час буріння, слід передбачити в спеціальному рапорті необхідність відмічати глибину вимірювання швидкості буріння.

Однією з ознак визначення безпосереднього контакту порід, що вміщують з корисною копалиною є різка зміна механічної швидкості буріння і крутячого моменту.

При перебурюванні вугільного пласта, що має чергування м'яких прошарків з більш твердими, може бути отриманий неповний вихід керна за рахунок його вибіркового дроблення. В такому випадку необхідно передбачити повторне перебурювання пласта.

Організація робот по веденню геологічної документації

Бурові роботи повинні поводитись під постійним контролем геолога ділянки чи партії, який зобов'язаний разом с техніками - геологами, що перебувають у його веденні:

- перевіряти правильність закладення свердловини відповідно до передбаченого проекту, координат устя, кутами нахилу й азимутами напрямку осі свердловини;

- стежити за виходом керна, особливо по корисній копалині, і вчасно ухвалювати разом зі старшим буровим майстром необхідні заходи у випадках погіршення відсотка виходу керна в процесі буріння (обмежувати довжину рейсу, поліпшувати якість глинистого розчину, проводити тампонування свердловин, застосовувати подвійні колонкові труби і т.д.);

- перевіряти правильність укладання керна в кернові ящики й відповідність етикетировки записам у буровому журналі;

- здійснювати польову геологічну документацію керна відповідно до діючої інструкції з первинної геологічної документації. При описі керна техніками-геологами геолог зобов'язано перевіряти правильність визначення порід, повноту і якість викладу геологічних даних, своєчасність і правильність ведення польового журналу;

- установлювати категорії буримости, що піднімаються зі свердловин порід, вносячи відповідні записи в польовий журнал документації свердловини й у буровий журнал;

- становити акти на перебурку корисної копалини, коли це потрібно інструкцією з первинної геологічної документації;

робити контрольні виміри глибини свердловин і динамічного рівня рідини в них, контролювати виміри скривлень стовбура свердловини й результати каротажних робіт, стежити за своєчасністю закриття й правильністю ліквідації свердловин;

- стежити за своєчасним відправленням зі свердловини заповнених кернових ящиків.

Опис керна й складання польового геологічного журналу з усіма додатками (акти про перетинання корисної копалини, контрольних вимірах і т.д.) повинні бути завершені, перевірені й підписані геологом не пізніше 2-3, а в окремих випадках не пізніше 10 днів після закінчення свердловини.

Весь керн, що вилучається зі свердловин колонкового буріння підлягає обов'язковому й ретельному відбиранню й укладанню в спеціальні кернові ящики, які повинні мати розміри: 1 м по довжині й 0,5-0,6 м по ширині. Висота стінок, розміри й кількість гнізд (гнізд) у ящиках повинні відповідати діаметру керна, що укладається.

Укладання керна в ящик проводиться в напрямку ліворуч праворуч, тому що при такому укладанні прискорюється процес опису керна й полегшує знаходження керна з будь-якого інтервалу глибини свердловини.
Зверху на кромках гнізд ящика повинні бути нанесені стрілки, що вказують порядок укладання керна. При укладанні керна в ящики необхідно пам'ятати, що перший керн, що виходить із колонкової труби, є останнім, отриманим у процесі буріння даного інтервалу свердловини.

Укладати керн у ящики випливає завжди щільно без проміжків між окремими шматками.

Дрібні шматочки й уламки керна, якщо їх місце розташування в загальній послідовності піднятого керна не встановлюється, слід укладати в мішечки разом з биркою, на якій вказується інтервал буріння даного рейсу.

Покладений у ящики керн наприкінці інтервалу (після «забійного» шматка з даного інтервалу) відділяється дерев'яною етикеткою (биркою), розмірами, відповідними до перетину гнізда й написом за такою формою:

Ділянка розвідки _____________________________________________ Свердл. №___________ Дата______________ Зміна__________________ Пробурена від _____________ м до ____________ м. Уходка _______м. Піднято керна____________ м. Підпис:__________________

Для забезпечення надійності документації керна, особливо керна корисної копалини, невелика ділянка бічної поверхні керна покривається світлою емалевою фарбою, на якій надписується інтервал глибини свердловини або номер, під яким цей керн записаний у журналі.

Кожний ящик повинен мати: порядковий номер (перший номер привласнюється ящику, що вміщає зразки порід, відібрані починаючи від устя свердловини), номер свердловини й інтервал буріння.

Ящики з керном повинні бути закриті кришками.

За мірою нагромадження заповнені керном ящики вивозяться в керносховище.

На вишці дозволяється мати не більш 5 заповнених ящиків (при повільно буримих породах) і 10 ящиків (при швидко буримих породах).

Виключення можуть бути допущені для свердловин, вилучених від баз партій і розташованих у важкодоступних ділянках, де керн може зберігатися до закінчення буріння й вивозитися при встановленні зв'язку.

По закінченню буріння свердловин увесь керн повинен бути повністю вивезений у керносховище.

Керн із усіх розвідницьких ділянок, у міру його одержання й документації на місці дільничним геологічним персоналом, перевозиться до кернорозбіркової і передається працівникові, відповідальному за зберігання керна, з оцінкою й розписом про передачу в спеціальному реєстраційному журналі.
При розвідці вугільних родовищ керн укладається на спеціальному майданчику біля бурового будинку.

Відповідальність за правильність укладання, етикетування й зберігання керна несе змінний буровий майстер, а своєчасне вивезення керна в керносховище - старший буровій майстер і технік - геолог.

Організація робіт по вилученню керна

При проходженні продуктивної зони й корисної копалини витяг керна з колонкової труби й укладання його в ящики або на спеціальний майданчик біля будинку бурової проводиться під контролем геологічного персоналу.

Перед добуванням керна, особливо з подвійного колонкового снаряда, слід попередньо замірити вільний від керна простір з боку коронки, що дає можливість визначити довжину залишеного на забої керна.

Для зручності витягання керна вугілля, а також для збереження його структури у внутрішню колонкову трубу вставляється гільза, що полягає із двох половин, скріплених сполучним кільцем, що впираються в перехідник кернопприймальної труби. У момент виходу внутрішньої коронки із зовнішньої пружинні пластини павука розтискаються й ховаються у вільний простір між коронками, не перешкоджаючи вступу керна в прийомну трубу.

Для очищення вугільного керна від глинистої кірки керн слід злегка просушити, після чого обережно вилучити кірку.

При витягу керна з колонкової труби її торець слід тримати над чистим аркушем фанери або листового заліза, на якім шматки керна укладають у послідовності, відповідної до розташування їх у колонковій трубі.

З метою забезпечення схоронності й послідовності керна, що відповідають розрізу порід по свердловині, необхідно робити витяг керна з колонкової труби з дотриманням максимальної обережності. Не дозволяється вибивання керна з підвішеної труби ударами її про тверді предмети.
Керн, що вилучений з колонкової труби, очищається від породи, що пристала (керн пухких або розчинних порід обережно без промивання очищається від забруднюючого його матеріалу) і укладається в гнізда ящика.