Бурение геологоразведочных скважин на стадии разведки

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Геолого-технические условия

1.1 Определение свойств горных пород

2. Выбор способа бурения

3. Выбор конструкции скважины

4. Расчет режимных параметров

5. Повышение качества проб или образцов пород, получаемых в процессе бурения

6. Выбор бурового оборудования

6.1 Буровой станок

6.2 Буровой насос

6.3 Буровая мачта

6.4. Буровое здание

6.5 Выбор бурильных труб

7. Расчет талевой системы

7.1 Определение числа рабочих струн

7.2 Определение усилий во всех струнах талевой системы

7.3 Определение нагрузки на вышку в статике и динамике

7.4 Определение грузоподъёмности талевой системы

7.5 Определение диаметра каната и выбор его конструкции

7.6 Определению числа свечей, поднимаемых на каждой скорости

8. Уточнение режимов бурения

9. Промывочная жидкость и ее доставка на буровые

9.1 Водоснабжение

9.2 Промывочная жидкость

10. Производство работ при бурении скважин

10.1 Забуривание и оборудование устья скважины

10.2 Закрепление стенок скважины

10.3 Спуско-подъемные операции

10.4 Предупреждение и ликвидация аварий

10.5 Ликвидация или консервация скважин

11. Технология бескернового бурения

11.1 Породоразрушающий инструмент для бескернового бурения

11.1.1 Шарошечные долота

11.1.2 Лопастные и дисковые долота

11.1.3. Долота специального назначения

12. Подсобные цеха, связь, транспорт

13. Охрана труда, промсанитария, техника безопасности, противопожарная техника

14. Охрана природы



ВВЕДЕНИЕ

Целью проведения буровых работ являются бурение геологоразведочных скважин на стадии разведки. Основой для проведения работ послужил уголь. Глубина скважины 320 метров, общее количество скважин 30, общий метраж 9600 метров. Начальный зенитный угол забуривания 0. Глубина подсечения полезного ископаемого 90, 180, 270 метров. В интервале от 120 до 130 метров полное поглощение промывочной жидкости. Водоснабжение - ручей в 100 метрах. Энергоснабжение - госэнергосеть в 500 метрах. Глины привозные, каолинитовые. Расстояние между скважинами 150 метров. Срок проведения работ - 12 месяцев.



1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

1.1 Определение свойств горных пород

Геологический разрез представлен породами:

от 0 до 25 метров - четвертичные отложения,

от 25 до 70 метров - песчаники крупнозернистые трещиноватые,

от 70 до 90 метров - аргиллиты,

от 90 до 93 метров - антрацит,

от 93 до 180 метров - аргиллиты, слабо окремненные,

от 180 до 182 метров - угли слабые,

от 182 до 270 метров - песчаники кремнистые,

от 270 до 275 метров - антрацит,

от 275 до 300 метров - алевролиты окварцованные,

от 300 до 320 метров - песчаники кварцевые сливные.

Четвертичные отложения

Четвертичные отложения, коэффициент абразивности к_абр=0.4; коэффициент динамической прочности Fд=3.2

1. Категория по буримости 3

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 100-250

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 1-2

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 11-15

Порода малоустойчивая, легко разрушаемая и растворимая.

Песчаники крупнозернистые трещиноватые

Глина плотная, коэффициент абразивности к_абр=0.5; коэффициент динамической прочности Fд=2.1

1. Категория по буримости 3

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 250-500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 2-4

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 5,7-10

Порода малоустойчивая, легко разрушаемая.

Аргиллиты

Аргиллиты, коэффициент абразивности к_абр=0.5; коэффициент динамической прочности Fд=2.0

1. Категория по буримости 5

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 1000-1500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 6-7

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 2,5-3,5

Порода малоустойчивая, легко разрушаемая.

Антрацит

Антрацит, коэффициент абразивности к_абр=0.5; коэффициент динамической прочности Fд=6.0

1. Категория по буримости 5

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 1000-1500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 6-7

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 2,5-3,5

Порода среднеустойчивая, разрушаемая гидродинамическими нагрузками и вибрационными снарядами, слаботрещиноватая, удельная кусковатость керна 6-10 шт./м, показатель трещиноватости 0.51-1.0.

Аргиллиты, слабо окремненные

Аргиллиты слабо окремненные, коэффициент абразивности к_абр=2.0; коэффициент динамической прочности Fд= 25.0

1. Категория по буримости 6

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 1500-2000

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 7-8

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 1,5-2,5

Угли слабые

Угли слабые, коэффициент абразивности к_абр=0,4; коэффициент динамической прочности Fд= 3.2

1. Категория по буримости 3

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 250-500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 2-4

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 5.7-10.0

Песчаники кремнистые

Песчаники кремнистые, коэффициент абразивности к_абр=2,06; коэффициент динамической прочности Fд= 10.0

1. Категория по буримости 7

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 3500-3500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 14-16

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 0.75-1.20

Антрацит

Песчаники кремнистые, коэффициент абразивности к_абр=0,5; коэффициент динамической прочности Fд= 6.0

1. Категория по буримости 5

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 1000-2000

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 6-7

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 2.5-3.5

Алевролиты окварцованные

Песчаники кремнистые, коэффициент абразивности к_абр=0,4; коэффициент динамической прочности Fд= 3.2

1. Категория по буримости 6

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 1500-2000

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 7-8

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 1.5-2.5

Песчаники кварцевые сливные

Песчаники кварцевые сливные, коэффициент абразивности к_абр=1.0; коэффициент динамической прочности Fд= 7.5



1. Категория по буримости 7

2. Твердость по Шрейнеру (МПа) 3000-3500

3. Коэффициент крепости по Протодьяконову 11-14

4. Примерная механическая скорость бурения, м/ч 1.3-1.9



2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА БУРЕНИЯ

Из основных способов бурения скважин, применяемых при геологоразведочных работах, самым целесообразным в данном случае является вращательное. Этот выбор обоснован тем, что скважины на участке работ глубокие. Применение других способов не эффективно, так как применение, например, ударно-канатного бурения не возможно, потому что скважины бурятся с отбором керна и необходимо получать представительные образцы пород с сохранением их структуры и свойств. Бурение с использованием ударно-вращательное способа так же не эффективно, потому что категории горных пород, представленных на данном участке, средней твердости.



3. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструктивно скважина состоит из ствола, пробуренного в горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола.

Конструкцию скважины характеризует число спущенных в нее колонн и их диаметры, длина ствола под каждую колонну, а также местоположение интервалов цементирования.

Рациональной является такая конструкция, которая обеспечивает оптимальное сочетание стоимости сооружения скважины с геологическими и технологическими требованиями и ограничениями.

Проектирование конструкции начинается с анализа, минимально - допустимого диаметра керна (_кmin) по полезному ископаемому, возможных осложнений, проявление которых нежелательно, т. к. может привести к возникновению аварийных ситуации. Это в свою очередь приводит к удорожанию стоимости ведения буровых работ, либо к ликвидации скважины.

На основании анализа осложнений выделяются интервалы с несовместимыми условиями бурения. Обеспечение же безаварийности проводки скважины при бурении по интервалам с несовместимыми условиями бурения возможно лишь либо перекрытием данных зон обсадными колоннами, либо применением высококачественных промывочных жидкостей.

На предварительной стадии разведки полезное ископаемое - бурый железняк, по таблице 6.7 [2,c.31] определяем рекомендуемый минимально-допустимый диаметр керна, _кmin=32 мм.

Для определения минимально возможного диаметра коронки _кmin используем формулу [2, c. 15]:

_кmin=_кmin, (1)

где - уменьшение диаметра керна в зависимости от категории горной породы по буримости, = III.

Ориентировочно может быть определена по формуле[2, c. 15] :

=20-8ln, (2)

=20-8ln3=11.2 мм

_kmin=3211.2=43.2 мм

Принимаем коронку с наружным и внутренним диаметрами 59 и 44 мм соответственно.

На основе геолого-технических условий и диаметра керна по полезному ископаемому проектируем конструкцию скважины и заносим в ГТН.

Для бурения данной скважины было предложено две конструкции (табл. 1 и табл. 2).

Конструкция скважины №2 (табл. 2) имеет существенный недостаток: так как данная конструкция предусматривает установку обсадной колонны впотай .

Наиболее рациональной является первая конструкция скважины (табл. 1), в которой предусматривается лишь три перехода по диаметру ПРИ, сводится к минимуму возможность аварий в интервале 0-120 м. так как данный интервал предусматривает обсадку трубами диаметром 73 мм.

Исходя из вышесказанного, для бурения скважины принимаем вторую конструкцию (табл. 1).

Бурение в интервале от 0 до 45 м осуществляется шарошечным долотом типа В-112МГ диаметром 112 мм. После отбуривания интервала, устанавливаются обсадные трубы диаметром 108 мм до 4,5 метровой глубины, затрубное пространство забутовывается глиной.

В интервале от 4 до 40 м бурение производится шарошечным долотом типа II-93М-ЦВ диаметром 93 мм. Данный интервал обсаживается трубами диаметром 73 мм. Затрубное пространство тампонируется в интервале от 115 до 125 м цементным раствором. Состав раствора: портландцемент + вода. Основные технические параметры: В/Ц=0.400.55, =1.351.95 г/см³, Т=1725 см, сроки схватывания, ч: начало 5.5-6; конец 8-12.

В интервале от 125 м до проектной глубины скважины бурение производится ПРИ диаметром 59 мм.

Таблица 1

Конструкция скважины №1

Линейный масштаб, м	Литологическая колонка	Мощность слоев пород по оси скважины, м	Название пород	Угол падения слоев пород, град	Проектная категория пород по буримости	Выход керна, %	Интервал (м) и характер возможных осложнений	Конструкция скважины
								Диаметр (мм) и глубина (м) ствола скважины	Диаметр (мм) и глубина (м) спуска обсадных труб	Интервалы тампонирования, м
						плановый	Возможный фактический
		от	до	всего
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Таблица 2

Конструкция скважины №2

Линейный масштаб, м	Литологическая колонка	Мощность слоев пород по оси скважины, м	Название пород	Угол падения слоев пород, град	Проектная категория пород по буримости	Выход керна, %	Интервал (м) и характер возможных осложнений	Конструкция скважины
								Диаметр (мм) и глубина (м) ствола скважины	Диаметр (мм) и глубина (м) спуска обсадных труб	Интервалы тампонирования, м
						плановый	Возможный фактический
		от	до	всего
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14



Описание конструкции скважины шифрами

Скважина №1

1. Классификация по Козловскому Е.А.:

А II (4.5;41) в (4;40;125)

2. Классификация по ВИТРу:

360 Т 59 II 4.5 (108Н) 41 (89Н)

3. Классификация Юшкова А.С.:

112/108(4.5)93/89(41)76(125)59(360)

Скважина №2

4. Классификация по Козловскому Е.А.:

А II (4.5;125) в (4;125)

5. Классификация по ВИТРу:

360 Т 59 II 4.5 (108Н) 125 (73Н)

6. Классификация Юшкова А.С.:

112/108(4.5)93/89(125)59(360)



4. РАСЧЕТ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ

К режимным параметрам бурения относится осевая нагрузка на ПРИ, частота вращения снаряда, расход промывочной жидкости.

Оптимальное сочетание данных параметров позволяет обеспечить достижение наилучших показателей работы коронки. Кроме того, от режимных параметров напрямую зависит величина механической скорости бурения.

В общем случае увеличение как частоты вращения, так и осевой нагрузки, при расходе промывочной жидкости, достаточной для удаления продуктов разрушения, обеспечивает рост механической скорости. Но, при этом существует ряд ограничивающих факторов, прежде всего технологического и технического характера, препятствующих увеличению частоты вращения и осевой нагрузки до величин, которые бы обеспечили достижение максимальной скорости бурения.

В связи с этим необходимо подбирать такие значения режимных параметров, которые бы приводили к достижению высокой механической скорости бурения в сочетании с высокой проходкой на ПРИ.

Технологические режимы бурения шарошечным долотом

Осевая нагрузка на долото определяется по формуле [1,с.268]:

, (3)

где -осевая нагрузка на 1 см диаметра долота, кН, значения приведены в табл. 39 [2,с.269]; -диаметр долота, см.

Частота вращения определяется по формуле [1,с.132]:

, (4)

где -окружная скорость вращения долота, (м/с) значения приведены табл. 39 [1,с.269]; -диаметр долота, м.

Расход промывочной жидкости принимается из расчёта эффективной очистки забоя скважины и определяется по формуле [1,стр.132]:

, (5)

где - площадь забоя скважины, см²; - коэффициент очистки забоя, характеризующий расход жидкости на площади 1 см² за 1 с, см³ (с*см²), k₀ = 0,02-0,04.

Технологические режимы бурения твердосплавным ПРИ

Осевая нагрузка на коронку определяется по формуле [1,стр.131]:

, (6)

где - осевая нагрузка на один резец или вставку, кН значения приведены табл. 23 [1,стр.126]; m - число основных резцов или вставок в коронке значения приведены табл. 23 [1,стр.126];

Частота вращения коронки определяется по формуле (4):

Расход промывочной жидкости принимается из расчёта эффективной очистки забоя скважины и определяется по формуле

, (7)

или , (8)

где -скорость восходящего потока промывочной жидкости, дм/с значения приведены в приложении 6 [1,стр.445]; -площадь кольцевого зазора между стенками скважины и бурильными трубами, дм² , q - удельный расход жидкости на 1 мм диаметра коронки, л/мин.

Технологические режимы бурения алмазным ПРИ

Осевая нагрузка на коронку определяется по формуле [1,с.164]:

, (9)

где - удельная нагрузка рабочей площади торца коронки, кН/см² ; S - рабочая площадь торца алмазной коронки (за вычетом площади промывочных каналов), см² значения представлены в табл. 27 [1,с.165]

Значения принимаются для коронок: однослойных 0,3-1,2 кН; многослойных и импрегнированных 0,4-1,5 кН.

Частота вращения коронки определяется по формуле (4):

Расход промывочной жидкости определяется по формуле (8):

I интервал 0-4 м

Для бурения по данному интервалу применяется ПРИ диаметром 112 мм типа В-112МГ.

Осевая нагрузка P (в кН) определяется по формуле (3):

, кН

Частота вращения (в об/мин.) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле (5):

, л/мин.



II интервал 4-40 м

Для бурения по данному интервалу применяется ПРИ диаметром 93 мм типа II-93М-ЦВ

Осевая нагрузка P (в кН) определяется по формуле (3):

, кН

Частота вращения n (в об/мин) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле(5):

, л/мин.

III интервал 40-125 м

Для бурения по данному интервалу применяется коронка диаметром 93 мм типа М2, до проектной глубины скважины используется ОКС.

Осевая нагрузка на коронку P (в кН) определяется по формуле (6):

, кН

Частота вращения n (в об/мин.) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле (7):

, л/мин.



IV интервал 125-265 м

Для бурения по данному интервалу применяется коронка диаметром 59 мм типа СМ4

Осевая нагрузка на коронку P (в кН) определяется по формуле (6):

, кН

Частота вращения n (в об/мин.) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле (8):

, л/мин.

V интервал 265-295 м

Для бурения по данному интервалу применяется коронка диаметром 59 мм типа СА4

Осевая нагрузка на коронку P (в кН) определяется по формуле (6):

, кН

Частота вращения n (в об/мин.) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле (8):

, л/мин.

VI интервал 295-360 м

Для бурения по данному интервалу применяется коронка диаметром 59 мм типа 02И4

Осевая нагрузка на коронку P (в кН) определяется по формуле (9):

, кН

Частота вращения n (в об/мин.) определяется по формуле (4):

, об/мин.

Расход промывочной жидкости (в л/мин.) определяется по формуле (8):

, л/мин.



5. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОБ ИЛИ ОБРАЗЦОВ ПОРОД, ПОЛУЧАЕМЫХ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Основным материалом, используемым при бурении геологоразведочных скважин, является керн, количество и качество которого должно удовлетворять известным требованиям.

Выход керна при колонковом разведочном бурении зависит от целого ряда факторов, которые можно объединить в несколько групп: геологические, технические, технологические и организационные.

Геологические. Горные породы при колонковом бурении рассматриваются главным образом с точки зрения их буримости, выхода керна и устойчивости в стенках скважины. В большинстве случаев мягкие, рыхлые породы легко бурятся, но дают низкий выход керна и неустойчивы в стенках скважины. Эти показатели зависят от физико-механических свойств горных пород.

Знание геологических условий позволяет заранее принять меры по обеспечению хорошего выхода керна и нормального процесса бурения.

Основными физико-механическими свойствами горных пород, оказывающими влияние на процесс бурения, являются прочность, твёрдость, абразивность и устойчивость.

Все горные породы и полезные ископаемые целесообразно разделить на группы по признакам разрушения керна, что позволит наметить конкретные мероприятия по обеспечению выхода керна.

Технические факторы, оказывающие влияние на выход керна и его качество, определяются главным образом конструктивными особенностями колонкового снаряда и породоразрушающего инструмента, а также условия их работы. Сюда относятся каналы, направляющие поток промывочной жидкости до начала и во время бурения, каналы дренажа жидкости из керноприёмной трубы, конструкция керноприёмной трубы и её соединений, способ заклинки керна, конструкция породоразрушающего инструмента, диаметр и наклон скважины, качество промывочного агента и вибрация.

К технологическим факторам, влияющим на сохранность керна при бурении, относятся: количество подаваемой жидкости на забой скважины во время бурения, скорость вращения породоразрушающего инструмента, осевое усилие на породоразрушающий инструмент, величина проходки за рейс.

Организационные. Успешное получение качественного керна в значительной мере зависит от умения бурового персонала правильно применять наиболее эффективные средства в данных условиях бурения и правильно организовывать производство буровых работ.[9]



6. ВЫБОР БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Выбор бурового агрегата и необходимого оборудования производим согласно решаемой геологической задаче, геолого-техническим условиям бурения, способу бурения, конструкции скважины и разработанным режимам бурения. На основе анализа характеристик оборудования, позволяющих бурить скважину на планируемую глубину, выбираем наиболее эффективное .УКБ - 4П. Установка состоит из бурового станка СКБ - 4, буровой трубчатой мачты БМТ - 4 со зданием ПБЗ - 4, бурового насоса НБ - 160/63, труборазворота РТ - 1200М, обогреваемого подсвечника П - 4/5, элеватора МЗ - 50/80, транспортной базы ТБ - 15 [6].

6.1 Буровой станок

Станок СКБ-4 предназначен для бурения геологоразведочных скважин глубиной 300 м твердосплавными и 500 м - алмазным ПРИ. Станок имеет моноблочную конструкцию. Вращатель шпиндельного типа имеет два зажимных гидравлических патрона.

Рис. 1. Буровой станок СКБ-4:

1 -- станина; 2 -- рама; 3 -- сцепление; 4 -- рукоятка сцепления; 5 -- рукоятка включения лебедки; 6, 9 -- рычаги тормозов подъема и спуска; 7, 8 -- тормоза подъема и спуска; 10 -- рычаг коробки передач; 11--лебедка; 12 -- рукоятка раздаточной коробки; 13 -- трансмиссия; 14 -- указатель давления; 15 -- вращатель; 16--гидросистема станка с автоперехватом; 17 -- дроссель; I8--прибор управления; 19 -- регулятор подачи; 20 -- распределитель; 21 -- цилиндр перемещения станка

Гидравлическая система обеспечивает привод механизма подачи гидравлических патронов, перемещения и фиксации станка на раме. Система работает от сдвоенного лопастного маслонасоса 3Г12-22А с подачей 12 и 18 л/мин. При выходе из строя приводных двигателей для поднятия снаряда над забоем используется ручной маслонасос [6].

Таблица 3

Техническая характеристика станка СКБ-4

Техническая характеристика	СКБ - 4
Глубина бурения в м при конечном диаметре скважины, мм: 93 59	300 500
Начальный диаметр скважины, мм	132
Угол бурения, град	0-360
Вращатель: тип частота вращения, об/мин	шпиндельный 155;280;390;435;640;710; 1100;1600
Диаметр проходного отверстия шпинделя, мм	54
Диаметр бурильных труб, мм	42;54
Подача инструмента	поршневая, гидравлическая
Длина хода подачи, мм	400
Максимальная скорость подачи, м/мин вниз вверх	0,92 2,77
Тип лебедки	планетарная
Грузоподъемность лебедки на прямом канате, кН	26
Скорость навивки каната на барабан лебедки по второму слою, м/с	0.45 - 1.8
Диаметр каната, мм	20,5
Привод станка: тип мощность, кВт	АД 22
Габариты станка, мм	1800Х1200Х1800
Масса, кг:	975

6.2 Буровой насос

Большинство способов бурения требует промывки скважин в процессе ее углубки. Основным назначением промывки является удаление с забоя и из ствола скважины продуктов разрушения горных пород и бурового инструмента, охлаждение ПРИ, поддержания устойчивого состояния стенок скважины. Подача промывочной жидкости в скважину в процессе ее промывки осуществляется при помощи насосов, которые входят в состав установки.

Буровой насос должен обеспечивать возможность простого и быстрого регулирования в широком диапазоне подачи и напора в зависимости от параметров технологического режима бурения. При этом одним из основных требований процесса бурения является обеспечение независимости подачи (расхода) от давления, т.е. насос имеет жесткую напорно - расходную характеристику “Q-H” [6].

Таблица 4

Техническая характеристика насосной установки НБ4-160/63

Производительность, л/мин	8;10;20;25;40;50;65;95;162
Давление, МПа	6,3 - 4,5
Высота всасывания жидкости, м	до 5
Число плунжеров	3
Частота вращения коленчатого вала, об/мин	31;38;80;146;249
Диаметр плунжеров, мм	45;70
Длина хода плунжера, мм	63
Двигатель привода насоса: тип мощность, кВт	А02-51-5 11
Масса с двигателем, кг	520
Максимальная глубина скважины, м	1000

6.3 Буровая мачта

Схема мачты БМТ-4 представляет собой одностержневую конструкцию I, шарнирно опирающуюся на А-образный портал 4. Для придания стволу мачты необходимой устойчивости в продольной плоскости он раскреплен подкосами 2. С целью обеспечения центрального нагружения ствола мачты от нагрузки на крюке мачта снабжена кронблоком качающегося типа с системой оттяжных уравновешивающих канатов 5. Свободное движение элеватора вдоль оси мачты достигается за счет предварительного наклона ее к устью скважины. Мачту устанавливают на заданный угол наклона в продольной плоскости ее несущих опор, что обеспечивает повышенную устойчивость и большие предельные углы наклона скважин от 93-'75° до 90-60° к горизонту. Установку мачты на заданный угол бурения производят одной регулировочной опорой, а укладывают в транспортное положение поворотом ее в одной плоскости [6].

Таблица 5

Техническая характеристика буровой мачты БМТ-7

грузоподъемность, тс: номинальная максимальная	3,2 8,0
высота, м	13,7
угол наклона, град	90-60
талевая оснастка	ТС 0Х1
длина свечи, м	9,5
масса, т: мачта с основанием буровое здание	5,8 4,0



Рис. 2. Схема мачты с поперечным расположением станка: 1 - стержень; 2 - подкос; 4 - А-образный портал; 5 - система оттяжных уравновешивающих канатов

6.4 Буровое здание

Буровое здание ПБЗ-4 представляет собой объемную металлоконструкцию, обшитую алюминиевыми панелями с теплоизоляционной прослойкой. Здание имеет специальный выдвижной тамбур для увеличения рабочей площадки при ведении буровых работ. В транспортном положении выдвижной тамбур убирается во внутрь здания, чем обеспечивается уменьшение транспортного габарита. Отопление здания электрическое, рассчитанное на поддержание в здании температуры не ниже 15С в холодное время года.

Конструкция установки предусматривает возможность ее транспортирования на большие расстояния с помощью подкатной базы ТБ-15

Для соединения установки с транспортной базой ее поднимают с помощью гидравлических домкратов и крепят специальными устройствами. На близкие расстояния установка может передвигаться волоком на полозьях основания буровой мачты [6].



6.5 Выбор бурильных труб

Колонна бурильных труб служит для соединения породоразрушающего инструмента, работающего на забое, с буровой установкой, смонтированной на поверхности.

При колонковом бурении через бурильную колонну на породоразрушающий инструмент, непосредственно воздействующий на породу забоя, передаются осевое усилие, необходимое для внедрения разрушающих элементов в породу, и крутящий момент для преодоления сил сопротивления со стороны забоя. Кроме того, колонна бурильных труб является каналом для подведения к породоразрушающему инструменту очистного агента, с помощью которого осуществляется очистка забоя от продуктов разрушения и удаление их на поверхность, а также для охлаждения ПРИ.

Для бурения данных скважин на всем интервале будут использоваться трубы марки СБТН-54.



7. РАСЧЕТ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ

7.1 Определение числа рабочих струн

Талевая система - это грузоподъемное устройство, состоящее из крон-блока, талевого блока и каната, служащее для увеличения грузоподъемности на крюке при производстве спуско-подъемных операций. Талевая система преобразует вращательное движение барабана лебедки в поступательное перемещение элеватора при подъеме и спуске бурильных или обсадных труб и даёт выигрыш в силе за счет уменьшения скорости перемещения элеватора [6].

Исходными данными для определения конструкции талевой системы являются максимальная нагрузка на крюке и грузоподъемность лебедки станка. Число рабочих ветвей талевой системы определяется по формуле [6,с.100]

, (10)

где Q_кр? - нагрузка на крюке при подъеме колонны бурильных труб из скважины, кГс;

Qл - грузоподъемность лебедки, кГс; з - ориентировочный коэффициент полезного действия талевой системы.

Таблица 6

Ориентировочные значения коэффициента полезного действия талевых систем

Qкр / Qл	1	1,01-2,0	2,01-3,0	3,01-4,0	4,01-5,0	5,01-6,0
з	0,966	0,950	0,934	0,918	0,903	0,880



Нагрузка на крюк определяется весом наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб, весом подвижного (постоянного) груза, в состав которого входят вес талевого блока, элеватора, крюка и т.д. Кроме того, при определении Q_кр? необходимо учитывать динамические силы, возникающие, в начале подъема снаряда, а также силы сопротивления движению колонны бурильных труб в скважине, обусловленные трением между трубами и стенками скважины, кривизной её ствола и возможностью прихвата бурового снаряда[6,с.100].

(11)

где q- вес одного метра бурильной трубы, кГс;

L-длина колонны БТ, м;

г_ж, г_м - удельный вес жидкости и материала БТ;

и_ср - средний зенитный угол, град;

ѓ - коэффициент трения;

G - вес подвижной части талевой системы, кГс;

V-максимальная скорость подъёма крюка или элеватора, м/с;

t- время разгона крюка, с;

g- ускорение свободного падения, м/с².

Подставляем значения в формулу (14) :

Для определения ориентировочного значения коэффициента полезного действия находим Q_кр/Q_л =2412/5000=0.8. Его значение выбирается из табл.1. з=0,975 [6].

Подставляем значения Q_кр? , Q_л , з в формулу (13), получаем:

Выбираем талевую систему с 1-ой рабочей струной (01).

7.2 Определение усилий во всех струнах талевой системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3. Расчётная схема для определения усилий в ветвях талевой системы

В статическом состоянии все струны талевой оснастки равномерно нагружены силой [6, с. 102]:

(12)

Рассчитываем нагрузку на крюке для статического состояния[6,с.101]:

(13)

Подставляем значение Q_кр в формулу (15), получаем:

В динамическом состоянии рассчитывается по формуле [6,с.101]:

, (14)

где в - коэффициент сопротивления одного ролика учитывает силы трения в подшипниках роликов и каната о ролики, для стального каната в=1,03-1,04.

Находим усилие в лебедочном конце каната по формуле [6,с.100]:

(15)

Подставляем в формулу (17) Р_л , получаем

7.3 Определение нагрузки на вышку в статике и динамике

В статическом состоянии [6,с.101]:

(16)

В динамическом состоянии [6,с.101]:

, (17)

где Р_л-усилие в лебёдочном конце каната.

7.4 Определение грузоподъёмности талевой системы

Грузоподъемность многоструйной талевой системы определяется по формуле [6,с.102]:

, (18)

где N₀ - номинальная мощность двигателя, кВт;

V-скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с;

з- коэффициент полезного действия передач от вала двигателя до барабана лебёдки,

з=0,80-0,85;

з_т - к.п.д. талевой системы, определяется по формуле (22) [6,с.102]; m- число рабочих струн;

(19)

Подставим значения в формулу (21), получим

, кГс

7.5 Определение диаметра каната и выбор его конструкции

Расчет и выбор талевого каната производится по статическому разрывному усилил каната R_k , определяемому по формуле [6,с.103]:

, (20)

где k - запас прочности талевого каната, соответствующий требованиям техники безопасности. Для условий бурения геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые k=2,5; Q_л.мах -максимальное усилие, развиваемое лебедкой на минимальной скорости навивки каната на барабан с учетом возможной перегрузки приводного двигателя, кГс определяется по формуле [6,с.103]:

, (21)

где л- коэффициент перегрузки двигателя: для асинхронных электродвигателей л= 1,6-2,0; для ДВС л = 1,1-1,15;

з - коэффициент полезного действия передач от приводного двигателя до барабана лебедки, з =0,80-0,85;

Vmin - минимальная скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с.

Для оснастки талевых систем выбирают канат грузового назначения марки I из светлой или оцинкованной проволоки с временным сопротивлением разрыву [у_в] = 160-180 кГс/мм².

7.6 Определению числа свечей, поднимаемых на каждой скорости

Для определения количества свечей, поднимаемых на каждой скорости лебедки станками с коробкой перемены передач, необходимо знать:

- скорость подъема крюка для каждой скорости навивки каната на барабан лебедки;

- грузоподъемность лебедки для каждой скорости подъема крюка;

- условный вес одной свечи бурильной трубы.

Скорость подъема элеватора на i-й скорости навивки каната на барабан лебедки определяется по формуле [6,с.99]:

, (22)

где V_кр.i- скорость подъема крюка, м/с; V_i - скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с; m - число рабочих струн талевой системы.

Грузоподъемность талевой системы на i-й скорости при работе на многострунной талевой системы определяется по формуле [6,с.96]:

(23)

Условный вес одной свечи южно определить из выражения [6,с.100]:

(24)



где Q_кр - нагрузка на крюк при подъеме колонны бурильных труб из скважины, кГс;

l_св- длина свечи, м;

L - длина колонны бурильных труб, м.

Подъём буровой колонны надо начинать с первой скорости. Так как первая скорость обеспечивает нужную грузоподъёмность. А заканчивать на второй, так как на третей скорости скорость подъёма крюка >2 м/с;

Определяем количество свечей, поднимаемых на первой и последующих скоростях лебёдки по формулам[6,с.100]:

(25)

(26)

Результаты расчёта сведены в табл.7

Таблица 7

N	Vкр.i	Qкр	Zi
1	0.9	2036.6	21
2	1.75	1047.4	17
3	2.75
4	4

Проверка:

(27)

Результаты проверки показывают, что расчеты проведены верно. Следовательно, можно производить процесс бурения без нарушения техники безопасности.



8. УТОЧНЕНИЕ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ

Уточнение режимов бурения ведется, исходя из параметров выбранной установки и используемого оборудования. Так как бурение будет вестись станком СКБ-4 с использованием бурового насоса НБ4-160/63 и мачты БМТ-4 выбираем оптимальные режимы бурения и заносим их в табл.8

Таблица 8

Интервалы бурения, м	ПРИ	РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ
		Осевая нагрузка, кГс	Частота вращения, об/мин	Интенсивность промывки, л/мин
от	до	всего	тип	Диа-метр	Расчет-ная	Уточнен-ная (по паспорту станка)	расчетная	Уточнен-ная (по паспорту станка)	расчетная	уточненная (по паспорту насоса)
0	4	4	B112МГ	112	2240	500	171.4	155	177.2	162
4	40	36	II-93М-ЦВ	93	1860	1500	206.9	155	122.2	162
40	125	85	М2	93	600	600	379.6	390	67.5	65
125	265	140	СМ4	59	330	500	487.5	435	76.7	65
265	295	30	СА4	59	440	500	305.7	280	70.8	65
295	360	65	02И4	59	1020	1000	570.4	640	59	50



9. ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ И ЕЕ ДОСТАВКА НА БУРОВЫЕ

9.1 Водоснабжение

Буровая установка обеспечивается водой из реки, расположенной в 0.5 км по магистральной линии, собранной из старых бурильных труб либо с использованием пластиковых труб.

Блок водонасосной состоит из основания с каркасом укрытия. На основании монтируется плунжерный насос с приводом от электродвигателя. На напорной линии устанавливается запорный вентиль, на всасывающей линии - фильтр с обратными клапанами, а также патрубок с вентилем и воронкой для заполнения жидкостью полости насоса и всасывающего трубопровода перед пуском насоса. При низких температурах в блоке устанавливаем подогреватели.

9.2 Промывочная жидкость

При бурении скважин для обеспечения циркуляции очистного агента будет использоваться прямая схема промывки.

В качестве очистного агента будет использоваться глинистый раствор. При этом, исходя из предполагаемых осложнений, плотность раствора в процессе бурения будет корректироваться.

Следует отметить, что для обеспечения безаварийности проводки скважины, по каждому характерному интервалу осложнений, помимо необходимой плотности, раствор должен обладать параметрами соответствующих данным условиям бурения.

Как отмечалось выше, при бурении скважины в качестве очистного агента будет использоваться глинистый раствор и техническая вода.

При этом для достижении безаварийности при проводки скважины раствор должен обладать параметрами соответствующих конкретным условиям бурения.

Разработка рецептур бурового раствора как раз и заключается в выборе необходимых по типу химических реагентов, использование которых позволит достигнуть и поддерживать на нужном уровне значение основных параметров промывочной жидкости.

К числу основных параметров промывочной жидкости относятся плотность с, вязкость Т, водоотдача В, толщина глинистой корки К, статическое напряжение сдвига СНС, содержание песка П.

Увеличение плотности раствора приводит к снижению механической скорости, увеличению гидростатических сопротивлений. Но с увеличением гидростатического давления столба жидкости снижает вероятность водопроявлений и обрушения стенок скважины в неустойчивых породах. Поэтому при бурении по неустойчивым породам и в интервалах проявления пластового флюида плотность раствора должна быть увеличена. При бурении по интервалам поглощения плотность должна быть снижена.

С ростом вязкости увеличиваются гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, ухудшаются условия очистки бурового раствора от шлама, падает механическая скорость бурения. Поэтому вязкость по возможности должна быть минимальной. Лишь по породам, склонным к поглощению, ее необходимо увеличивать.

Статическое напряжение сдвига определяет способность промывочной жидкости удерживать во взвешенном состоянии частицы разрушенной горной породы, а также способность проникать в трещины и поры и удерживаться там под действием нагрузок. При интенсивном разрушении горных пород, а также при бурении по интервалам поглощений и проявлений, статическое напряжение сдвига следует повышать.

Водоотдача характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в породы под действием давлений. При этом процесс водоотдачи сопровождается образованием на стенках скважины фильтрационной корки.

Для снижения поглощений промывочной жидкости, а также кальмотации продуктивных пластов водоотдача соответственно при бурении по интервалам поглощения и продуктивным коллекторам должна быть уменьшена. Это достигается за счет образования на стенках скважины непроницаемой глинистой корки. В нормальных условиях толщина глинистой корки не должна превышать 2 мм. При бурении по интервалам с возможным появлением прихватов бурового снаряда глинистая корка должна быть по возможности минимальной.

Чрезмерное содержание песка и частиц выбуренной породы в растворе приводит к абразивному износу бурового оборудования и бурового снаряда. Поэтому содержание песка не должно превышать 1-3%.

Контроль за параметрами, будет проводиться измерением их значений соответствующими приборами, а именно - АБР-1, ВБР-5, СНС-2, ВМ-6, ОМ-2.

Для снижения водоотдачи и проницаемости глинистой корки в состав бурового раствора будет вводиться КМЦ-600.

Для снижения вязкости, повышение которой возможно при проходке по глинистым породам, будет использоваться окзил.

Для уменьшения коэффициента трения бурового снаряда о горные породы, а также для уменьшения вероятности прихвата будет использоваться смазочная добавка СМАД-1.

Кроме того, для улучшения качества работы вышеперечисленных элементов в состав раствора будет вводиться кальцинированная сода.

После доведения скважины до проектной глубины раствор следует обработать поверхностно-активным веществом ОП-7 и произвести промывку без проходки в течение часа.

Снижение содержания песка и частиц шлама в растворе будет производиться с помощью системы очистки, в состав которой входят ило- пескоотделители, вибросита и емкости - отстойники циркуляционной системы.

Для приготовления промывочной жидкости используется глиномешалка МГ2-4.

Рис. 4 Глиномешалка МГ2-4 1



10. ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

10.1 Забуривание и оборудование устья скважины

Перед началом забуривания в точке заложения скважины выкапывают приямок глубиной 0.5 м для того, чтобы под шпиндель можно было завести короткий забурочный снаряд, который соединён с бурильной трубой, проходящей через шпиндель станка. При этом бурильная труба в зажимных патронах должна закрепляться строго соосно, в ином случае произойдёт отклонение ствола скважины от заданного направления. После установки забурочного снаряда проверяют правильность положения шпинделя и начинают бурение при небольших осевых нагрузках и минимальной частоте вращения, расход промывочной жидкости устанавливается в зависимости от твёрдости пород. В мягких и рыхлых породах забуривать скважину можно без промывочной жидкости. Если скважину забуривают алмазной коронкой, то перед этим нужно подготовить кольцевой забой твёрдосплавной коронкой с последующим очищением забоя скважины от металлических частиц. По мере углубки скважины длину колонковой трубы увеличивают .

После забуривания скважины устанавливается направляющая труба. Она служит для предохранения устья скважины от размывания и обрушения пород, а также для направления промывочной жидкости в желоб циркуляционной системы. Кроме того, направляющая труба способствует сохранению заданного направления оси скважины. Обычно направляющую трубу устанавливают на глубину 3 - 6 м. Башмак ее должен быть зацементирован, а в устье труба прочно закрепляется (забутовывается) и цементируется или тампонируется глиной [10].

10.2 Закрепление стенок скважины

Закрепление стенок скважины или изоляцию отдельных горизонтов при колонковом бурении скважин обычно осуществляют с помощью обсадных труб. Как правило, при этом трубы в скважину спускают свободно.

В некоторых случаях приходится спускать трубы одновременно с бурением с применением расширителей. При этом ведут углубку скважины на длину одной трубы, затем расширяют ствол и продвигают колонну на длину этой трубы, затем снова проходят короткий интервал. Для уменьшения сопротивлений, возникающих при посадке, трубы по наружной поверхности смазывают отработанным смазочным материалом.

Перед спуском обсадных труб необходимо: точно измерить глубину перекрываемого интервала скважины; подобрать требуемое число обсадных труб, тщательно замерив их длину (с ниппелями) и записав замеры в той последовательности, в которой трубы будут спускаться в скважину; произвести тщательную очистку скважины от шлама интенсивной промывкой с применением специального снаряда со шламовой трубой; проверить внутренний диаметр каждой трубы, пропуская через нее буровую коронку с короткой колонковой трубой; тщательно проверить и очистить резьбы на трубах, свинчивая их на поверхности в том порядке, в котором они будут спускаться в скважину. Башмак спущенной колонны должен быть обязательно затампонирован цементом [10].

10.3 Спуско-подъемные операции

Состав работ при СПО: сборка бурового снаряда и спуск его в устье скважины; присоединение бурильных труб и спуск колонны с буровым снарядом до забоя. После выполнения всех операций, связанных с бурением (углубкой) скважины, осуществляют подъем. При этом колонну бурильных труб разбирают на свечи. Свечи, составленные из двух-трех или более труб, либо выносят за пределы бурового здания и укладывают на козлы (стеллажи), либо устанавливают в буровой вышке--в штангоприемнике (кармане) на подсвечник.

Выполняются эти операции с помощью лебедки станка, управляемой бурильщиком, и комплекта приспособлений для СПО, состоящего из элеватора, подкладной вилки, трубных ключей и штангоразворота, которым управляет помощник бурильщика [10].

10.4 Предупреждение и ликвидация аварий

Следует помнить, что аварию легче предупредить, чем ликвидировать: исходя из этого рекомендуется к применению следующий перечень мероприятий, способствующих их предупреждению.

Для предупреждения аварий с обрывами бурильных труб необходимо: применять бурильные трубы, соответствующие по своей прочности выбранному режиму бурения; проводить систематическое шаблонирование бурильных труб и осмотр их соединений; обеспечивать условия складирования и транспортировки бурильных труб, не допускающие их порчу и т.д.

Для предупреждения аварии в результате прихватов бурильных колонн необходимо:

не допускать накопления и оседания шлама в скважине, для чего применять промывочные жидкости, соответствующие условиям бурения, в количестве, достаточном для выноса шлама;

устраивать циркуляционную систему, обеспечивающую очистку раствора;

проводить спуск инструмента в нижней части ствола скважины с промывкой и вращением: проводить специальную очистку скважины от шлама (при необходимости - в каждом рейсе);

систематически осматривать бурильную колонну с целью выявления мест утечки промывочной жидкости: своевременно перекрывать обсадными трубами зоны неустойчивых пород и поглощений;

подбирать промывочные жидкости, способствующие укреплению стенок скважины, и тампонажные смеси для ликвидации поглощений промывочной жидкости;

прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек; спуск и подъем в этих интервалах проводить с вращением и интенсивной промывкой растворами с пониженной водоотдачей;

не оставлять буровой снаряд па длительное время на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки.

Для предупреждения аварий с обсадными трубами необходимо:

проверять перед спуском обсадные трубы по диаметру, на целостность резьб и тела труб;

роверять исправность бурового оборудования и спуско-подъемных приспособлений;

производить кавернометрию скважины;

при возможности облегчать глинистый раствор;

не допускать при спуске колонны обсадных труб их вращения и забивания шламом; при длинных колоннах (особенно тонкостенных) применять обратные клапаны;

производить перед спуском колонн обсадных труб их наружную смазку (мазутом, нефтеграфитовой пастой и т.п.) для облегчения извлечения,

Для предупреждения аварии с породоразрушающим инструментом необходимо:

не допускать спуск в скважину коронок и долот, имеющих дефекты резьб, трещины корпусов и матриц, люфт в опорах шарошек, с забитыми промывочными отверстиями и другими дефектами;

наворачивать алмазные коронки и расширители специальными ключами;

прекращать бурение и производить подъем инструмента при резком падении механической скорости, возникновении вибрации и посторонних процессов в скважине;

обеспечивать полную герметичность всех соединений бурового снаряда во избежание утечек промывочной жидкости; при замене породоразрушающего инструмента следить за соответствием его диаметров.

Для предупреждения аварий при работе в скважине необходимо:

ознакомить каротажную бригаду перед производством работ с особенностями конструкции и состоянием скважины, с возможными зонами осложнений;

роработать ствол скважины перед спуском геофизических и других скважинных приборов и снарядов;

проверять соответствие кабеля (троса) глубине производимых работ, его целостность, прочность крепления скважинных приборов и устройств;

прекратить спуск скважинных приборов при их затяжках, приборы поднять и повторить проработку скважины.

Для предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину необходимо: закрывать устье скважины при поднятых бурильных трубах; следить за исправностью ключей, вилок, ручного инструмента, спуско-подъемных приспособлений; систематически проверять состояние деталей вращателя станка.

Обрыв бурильных труб и развёртывание их при бурении; падение части колонны в скважину при спуско-подъёмных операциях

Во время каждого подъёма систематически осматривают бурильную колонну и своевременно выбраковывать дефекты и износы; учитывать продолжительность работы труб; применять бурильные трубы с диаметром наиболее близким к диаметру скважин; правильно отрабатывать бурильные трубы, чтобы износ был равномерным по всей длине колонны; следить за состоянием резьбовых соединений, свинчивать до отказа; принадлежности для спуско-подъёмных операций содержать в постоянной исправности.

Развинчивание и оставление в скважине колонкового снаряда; прихваты и стяжки при извлечении из скважины

Не оставлять на забое без подачи промывочной жидкости в скважину; при внезапном прекращении циркуляции промывочной жидкости приподнимать снаряд над забоем на 1.5 - 3 м; содержать в чистоте забой скважины; соответствие промывочной жидкости; в конце каждого рейса перед подъёмом снаряда нужно периодически производить специальную очистку скважины снарядом, состоящим из короткой колонковой трубы и длинной шламовой трубы.

Оставление в скважине породоразрушающих инструментов, разрушение алмазосодержащей матрицы, прожог коронки

Нужно очищать забой перед спуском снаряда; соблюдать оптимальные осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент; тщательно осматривать коронку перед каждым её спуском в скважину; включать в состав расширитель или соблюдать очерёдность работы коронками в соответствии с их диаметрами; снижать вибрации снаряда; при бурении по сильнотрещиноватым породам снижать осевую нагрузку и частоту вращения снаряда; контролировать процесс промывки; с повышением давления промывочной жидкости снижать осевую нагрузку; резьбовые соединения должны быть герметичны; при подклинивании керна прекратить бурение и поднять снаряд на поверхность;

Попадание в скважину мелких инструментов или посторонних предметов

Нужно закрывать во время бурения устье скважины металлическим диском с отверстием для бурильных труб, а после извлечения снаряда из скважины деревянной пробкой;

Для ликвидации аварий используют разного рода аварийные инструменты: ловильные метчики, ловильный колокол, ловители ЛОМ-50 и ЛОГ-50, гладкие и граненые пики, труболовки, труборезы, труборезы-труболовы, магнитные ловушки и т.д. и т.п. [8].

10.5 Ликвидация или консервация скважин

После того, как скважина достигает проектной глубины и в ней произведены все исследования, ее ликвидируют. При этом делают контрольный замер глубины скважины, угла наклона и азимута.

Ликвидация скважины заключается в извлечении обсадных труб и установке специального знака (репера). Перед извлечением обсадных труб выясняют, потребуется ли труборез, надо ли применять домкрат, какие усилия можно приложить к трубам, чтобы их не разорвать; какую оснастку талей необходимо применять с учетом массы колонны, ее прихвата, т. е. сил сопротивления и грузоподъемности лебедки; придется ли применять левую колонну бурильных труб и др.

После подъема труб на поверхность скважину заполняют доверху густым глинистым раствором или производят ликвидационное тампонирование глиной, цементом, обезвоженными солями во избежание прорыва подземных вод в горные выработки или межпластового перетока.

После выполнения этих работ в устье скважины прочно вбивают деревянную пробку или старую обсадную трубу со смятым верхним концом или с пробкой. На выступающем над поверхностью земли конце такого знака выжигают или выбивают бородком: номер скважины, глубину, отметку устья скважины. На ликвидацию скважины составляется акт установленной формы. После ликвидации скважины разбирают вышку, демонтируют оборудование и все перевозят на новую точку [10].

скважина уголь буровой оборудование



11. ТЕХНОЛОГИЯ БЕСКЕРНОВОГО БУРЕНИЯ

Технология бескернового бурения может быть реализована различными видами породоразрушающего инструмента: шарошечными долотами, дисковыми долотами фрезерного типа, лопастными долотами режущего действия и долотами специального назначения.

При бурении геологоразведочных скважин наиболее широко используются шарошечные долота, которые различаются по типам в зависимости от категории по буримости и физико-механических свойств горных пород. При бурении долотами малого диаметра, особенно при чередовании их с алмазными коронками, необходимо калибровать стенки скважины по диаметру. Это достигается применением шарошечных расширителей, которые обеспечивают сохранность диаметра ствола и проведение скважины с минимальным искривлением.

При бурении скважин шарошечными долотами забой от разбуренного шлама очищается потоком промывочной жидкости, сжатым воздухом и другими агентами. Очистные агенты подводятся к забою через каналы в долоте, по которым они достигают поверхности забоя и вымывают частицы разбуренной породы в затрубное пространство и на поверхность При этом поверхность забоя, зубья шарошек и межтрубные канавки очищаются от налипшей разбуренной породы. В зависимости от конструкции промывочных устройств потоки очистного агента направляются в периферийные и центральный участки забоя, рабочие конуса шарошек и в пространство между шарошками.