Введение
Геолого-методическая часть.
1. Географо-экономическая характеристика района работ
2. Обзорная карта района работ
3. Краткая геологическая характеристика участка
Техническая часть.
1. Выбор способа бурения
4. Конструкция скважины, Выбор и обоснование конструкции скважины, Графическое изображение проектной конструкции скважины
3.1 Выбор породоразрушающего инструмента
5.Технология бурения, Выбор очистного агента
5.1 Забуривание скважины и крепление устья
5.2 Технологические режимы бурения
5.3 Борьба с вибрацией бурильной колонны
5.4 Бурение по полезному ископаемому
6. Выбор буровой установки, по главному параметру выбирается буровая установка, приводится полная ее техническая характеристика/.
6.1 Расчет бурового насоса и соответствие его насосу установки, Силовой привод. Производится расчет необходимой мощности на бурение и на подъем бурового снаряда
6.2 Буровая вышка
7. Средства оптимизации процесса бурения.
7.1 Оборудование для производства спуско-подъемных операций
7.2 Контрольно-измерительные приборы
8. Предупреждение и ликвидация аварий
9. Специальные работы в скважине.
9.1 Геофизические исследования
9.2 Ликвидационное тампонирование
10. Организация работ
10.1 Состав буровой бригады, график работы смен
10.2 Охрана труда и техника безопасности при ведении проектируемых работ
Техника безопасности при проведении буровых работ
10.5 Геолого-техническая документация
Заключение
Буровая скважина проходит сквозь толщу горных пород, для того
Список использованной литературы
Геолого-технический наряд

Введение

Производственный процесс представляет собой совокупность целенаправленных действий персонала предприятия по превращению сырья и материалов в готовую продукцию.

Основные компоненты производственного процесса, определяющие характер производства, это:

профессионально подготовленный персонал;

средства труда (машины, оборудование, здания, сооружения и т.д.);

предметы труда (сырье, материалы, полуфабрикаты);

энергия (электрическая, тепловая, механическая, световая, мышечная);

информация (научно-техническая, коммерческая, оперативно-производственная, правовая, социально-политическая).

Профессионально управляемое взаимодействие лих компонентов формирует конкретный производственный процесс и составляет его содержание.

Производственный процесс является основой деятельности любого предприятия. Содержание производственного процесса оказывает определяющее воздействие на построение предприятия и его производственных подразделений.

Основной частью производственного процесса является технологический процесс. В ходе реализации технологического процесса происходит изменение геометрических форм, размеров и физико-химических свойств предметов труда.

Целью работы является технологические решения при строительстве эксплуатационной вертикальной скважины.

Объектом исследования является Казанское нефтегазоконденсатное месторождение. Приведенная в данной работе технология снижения вредного воздействия на окружающую среду получила в настоящее время самое широкое распространение на российском рынке, поскольку позволяет недропользователю оптимальный, с точки зрения соотношения затрат и того эффекта, который он получает от ее применения.

Геолого-методическая часть.

1.Географо-экономическая характеристика района работ

 

Локомотивом экономики Амурской области принято считать добычу полезных ископаемых. На территории области работает современное, не уступающее по своей оснащенности зарубежным аналогам предприятие ОАО «Покровский рудник». ОАО «Полюс» получило лицензию на отработку весьма перспективного золоторудного месторождения Бамское. Геологоразведочные работы и строительство рудника на Куранахском месторождении ведет ООО «Олекминский рудник». В 2008 г. ООО «Березитовый рудник» начало добычу на одноименном месторождении. В 2004 г на базе ОАО «Дальвостуголь» было создано новое угледобывающее предеприятие ООО «Амурский уголь», которое рассчитывает стабилизировать добычу угля на уровне 4 млн. т. в год. Налицо громадные перспективы в развитии горнодобывающей отрасли Приамурья. Освоения практически нетронутой минерально-сырьевой базы Амурской области является логическим продолжением реализации крупных инвестиционных проектов Федерального уровня, таких как нефтепровод «Восточная Сибирь-Тихий океа»,, «Строительства автомобильной дороги «Амур»», а также программы «Развитие Дальнего Востока и Забайкалья до 2013 г.».

На первом месте по инвестиционной привлекательности в Амурской области стоит рудное золото, прогнозные ресурсы которого в 5-6 раз превышают прогнозные ресурсы россыпного золота. Разведанные запасы составляют всего около 3% от прогнозных ресурсов. Они сосредоточены в двух золото-серебряных месторождениях: Покровском и Березитовом. Кроме того, предварительно оценены запасы двух крупных месторождений: Бамского (частично разведано) и Маломырского, а также ряда более мелких: Буриндинского, Прогнозного, Унгличиканского, Пионерского и Колчеданный Утес.
В Амурской области золото добывается  более 130 лет. Всего н Россыпное золото до настоящего времени – ведущей вид полезных ископаемых области. На протяжении ХХ века добыча золота была стабильной и составляла 9-12 т ежегодно. Только в 2001 г впервые был преодолен рубеж в 12 т, и добыча составила 12.9 т. (см. рис.1).

Ниже приведены данные о состоянии запасов полезных ископаемых в недрах Амурской области по материалам Амурского ФГУ ТФИ, ФГУП(ОАО) Амургеологии, ФГУП ВИЭМС, публикациям и информационным сайтам.
В 615 россыпных месторождениях области учитывается 60% от всех балансовых запасов золота по области. Наиболее крупными (более 2 т золота) являются россыпи Хайктинская, Ясная Поляна и россыпи рек Уркима, Нагима, Стойба Верхняя, Б. Мадалан, Харга. Кроме них разведано 14 россыпей с запасами свыше 1 т. В пределах области эксплуатируются 350 россыпей и еще 105 подготавливаются к освоению. Добыча золота в 2005 г. составила 14,7 т, в том числе из коренных месторождений – 6,0 т (35,4% всей добычи), из россыпных – 8,7 т.

Добычу россыпного золота в Амурской области проводят почти 100 организаций – обществ с ограниченной ответственностью, открытых и закрытых акционерных обществ, золотодобывающих компаний, старательских артелей и др. организаций. Наиболее крупными золотодобывающими предприятиями являются ОАО «Прииск Соловьевский», ЗАО «Хэргу», ОАО «Прииск Дамбуки», ОАО «ЗДП «Коболдо», ОАО «ЗДП «Тукурингра», артели старателей «Александровская» и «Новый век», на балансе каждого из которых находится более 5 т россыпного золота. В добыче коренного золота заняты ОАО «Покровский рудник», ООО «Токурский рудник», освоении Бамского месторождения ЗАО «Полюс», Березитового – ООО «Березитовый рудник».

По прогнозным ресурсам россыпного золота Амурская область занимает первое место в России. При оценке прогнозных ресурсов по состоянию на 01.01. 2003 г. по Амурской области было учтено более 6000 россыпных золотоносных объектов в ранге месторождений, россыпепроявлений и прогнозируемых участков. Все они сосредоточены в пределах 13 золотоносных (рудно-россыпных) районов и входящих в эти районы 46 золотоносных (рудно-россыпных) узлов, общая площадь которых составляет 155 тыс. км или 42,6% от общей площади Амурской области. Основная доля россыпей представлена относительно небольшими объектами с запасами менее 700 кг, хотя отрабатывается и несколько россыпей с запасами более 5 т. Поисковые и разведочные работы на россыпное золото, прогнозные ресурсы категории Р1 которого оцениваются в 100 т, должны обеспечить продолжение работ еще на 10-12 лет. Пока же при общих разведанных запасах золота в россыпях порядка 130 т, обеспеченность ограничивается 12-14 годами. Реализация прогнозных ресурсов позволит обеспечить добычу еще на такой же срок.

В то же время в последние 15 лет наметилась тенденция ежегодного уменьшения прироста запасов россыпного золота. Так с 1990 г. по 2005 г. ежегодный прирост сократился в 4,5 раз и в 2005 г. составил 4523 кг (46,4 % от объема погашенных запасов), в том числе от геологоразведочных работ всего 761 кг, тогда как практика показывает, что для обеспечения надежной сырьевой базы прирост запасов должен опережать добычу как минимум в 2 раза.

На территории области локализовано 15 объектов с прогнозными ресурсами категории Р1. Ресурсы еще 20 объектов квалифицированы категорией Р2. Их реализация в разведанные запасы, необходимая уже в ближайшие годы, позволит не только компенсировать убыль запасов, но и существенно нарастить добычу, если прогнозы подтвердятся. Прирост разведанных запасов рудного золота должна обеспечить реализация прогнозных ресурсов не только на уже оцененных 15 объектах, но и других локализованных объектах, а также на перспективных площадях. Успешные результаты геологоразведочных работ на золото позволят постепенно сменить акценты и перейти на добычу преимущественно рудного золота.

2. Обзорная карта района работ

 

Территория Амурской области расположена между двумя жесткими структурами: древней Сибирской и подвижной Северо-Китайской платформами в восточной части Азии, в зоне совмещения Тихоокеанского и Центрально-Азиатского подвижных поясов.
Сложное геологическое строение территории области обусловили многообразие видов полезных ископаемых и генетических типов месторождений. На территории области известны многочисленные месторождения и проявления золота, железа, цветных и редких металлов, бурого и каменного угля, нерудного сырья, драгоценных, полудрагоценных и поделочных камней, различных строительных материалов, пресных, минеральных и термоминеральных вод. В Амурской области выделяются две крупные минерагенические провинции: Становая и Амурская, подразделенные на минерагенические области (рис.2).
Становая минерагеническая провинция отвечает одноименному складчато-блоковому поясу, В пределах провинции установлены месторождения и проявления золота, серебра, магнетит-ильменитовых руд, апатита, редких земель, вольфрама, молибдена, свинца, цинка, графита, мусковита, ювелирных и поделочных камней и др. Чаро-Олекминская минерагеническая область входит в регион только своим юго-восточным флангом. Таким образом, практически всю северную часть Амурской области занимает Становая минерагеническая область.

Амурская минерагеническая провинция соответствует одноименной складчатой области, включающей в свой состав Буреинский массив и Амуро-Охотскую геосинклинальную складчатую систему (см. рис.2), а также наложенные разновозрастные прогибы и структуры позднемезозойской тектоно-магматической активизации. Золоторудные узлы локализуются обычно на периферии сводово-глыбовых поднятий и приурочены к участкам пересечения разноориентированных разломов.

Рисунок 1. Месторождение «Пионер»

Покровское золоторудное месторождение расположено в Магдагачинском районе, в 14 км северо-западнее ст. Тыгда Забайкальской железной дороги (см.рис.2). Главным элементом структуры месторождения является Покровский палеовулкан, представленный жерлом, кальдерой и локальным купольным поднятием. Жерло имеет воронкообразную форму диаметром около 500 м, кальдера, образующая локальную просадку, обрамляет жерло палеовулкана и выполнена лаво-пирокластическим материалом (Мельников, 1993 г.).

Здесь выявлено 5 рудных тел (Главное, Новое, Зейское, Молодежное и Озерное), представляющих собой субгоризонтальные, изометричные (мульдообразные) прожилково-жильные зоны, приуроченные к зонам трещиноватости и брекчирования, фиксирующим субгоризонтальные контракционные трещины купольной части Сергеевской интрузии. Мощность рудных тел колеблется от 0,5 до 70,1 м, составляя в среднем 16,2 м. Представляют собой совокупность крутои пологопадающих кварцевых и кварц-карбонатных жил, прожилков штокверкого типа, а также брекчий кварцевого состава. Суммарная площадь рудных тел превышает 410 тыс. м2. Промышленную ценность представляют золото и серебро. Средние содержания золота в рудных телах 4,4 г/т, серебра 8,1 г/т. Основными рудными минералами являются пирит, арсенопирит, халькопирит, сфалерит, магнетит, гематит, золото, аргентит, марказит, галенит, пирротин, электрум, полибазит, пираргирит, молибденит, блеклая руда, антимонит, киноварь. Количество рудных минералов 1-3%. Жильные минералы: кварц, адуляр, кальцит, хлорит.
По классификации ГКЗ по сложности геологического строения месторождение отнесено к III группе. Отношение золота к серебру 1:2. Содержание вредных примесей не превышает сотых долей процента. Попутных ценных компонентов нет. Проба золота 670-735, в среднем 680-690. По количеству запасов месторождение оценивается как среднее. Все запасы месторождения могут быть отработаны открытым способом.

 

3. Краткая геологическая характеристика участка

 

По минералогическому и химическому анализам руды месторождения Пионер представлены кварцем – 30-80%, адуляром –15-60%, карбонатами – 1-25%, слюдами – 3-5% и рудными минералами – 1-4%. Из рудных минералов в пробе доминирует пирит, на его долю приходится 90% всех рудных минералов, оставшиеся 10% представлены арсенопиритом, галенитом, халькопиритом, сфалеритом, антимонитом, блеклыми рудами, пирротином, молибденитом, аргентитом, теллуридами золота и серебра, самородным золотом и другими редкими минералами. По данным атомно-абсорбционного анализа содержание золота в крупных усредненных пробах от 0,53 г/т. до 8,5 г/т, среднее – 2,1 г/т. На месторождении выявлены несколько продуктивных стадий минерализации. Наиболее ранняя стадия, тяготеющая к медно-порфировому типу оруденения, представлена кварц-золотомолибденит-халькопиритовой минерализацией. Более поздняя золото-пирит-галенитовая ассоциация представлена пиритом, сфалеритом, халькопиритом галенитом, блеклыми рудами, гесситом и золотом. Самая поздняя из продуктивных стадий низкотемпературная золото-сульфосольно-антимонитовая образована антимонитом, сульфосолями Sb, As и Pb (буланжерит, джемсонит, бурнонит и т.д), арсенопиритом, сурьмянистыми блеклыми рудами с серебром (тетраэдрит, фрейбергит), пиритом, галенитом, сфалеритом, теллуридами и сульфидами серебра (гессит, аргентит), теллуридами золота (петцит) и золотом. Пириты являются преобладающими сульфидами и образуют зерна от нескольких микрометров до нескольких миллиметров. Для пиритов наиболее ранней стадия, тяготеющая к медно-порфировому типу оруденения, характерна примесь меди, особенно в зернах, где халькопирит образует каймы, или срастания с пиритом. Встречаются пириты с намечающейся зональностью из-за примеси мышьяка и пириты с микроскопическими и наноразмерными включениями теллуридов серебра. В этой ассоциации в сростках с пиритами встречаются блеклые руды преимущественно теннантитового состава. Более поздняя золото-пирит-галенитовая ассоциация характеризуется тесной ассоциацией пирита с галенитом, сфалеритом, халькопиритом, блеклыми рудами, теллуридами серебра и золотом. В самой поздней из продуктивных стадий пирит ассоциирует с антимонитом, сульфосолями Sb As и Pb (буланжерит, джемсонит, бурнонит и т.д), тетраэдритом, фрейбергитом, теллуридами и сульфидами серебра (гессит, аргентит) и золотом. В пиритах из антимонитовых жил характерна примесь мышьяка и сурьмы. Сфалерит является характерным минералом для золото-пирит-галенитовой ассоциации. Образует сростки и каймы с пиритом, халькопиритом, галенитом, блеклыми рудами, гесситом и золотом. В поздней золото-сульфосольно-антимонитовой ассоциации присутствует с сульфосолями Sb, As и Pb (буланжерит, джемсонит, бурнонит и т.д), арсенопиритом, сурьмянистыми блеклыми рудами с серебром (тетраэдрит, фрейбергит), пиритом, галенитом, сфалеритом, теллуридами и сульфидами серебра (гессит, аргентит) и золотом. Галенит в наиболее ранней – кварц-золотомолибденит-халькопиритовой ассоциации находится в пиритах, арсенопиритах и кварце в виде микроскопических (1-10 мкм) и наноразмерных минеральных фаз, иногда содержащих примесь селена. В более поздней – золото-пирит-галенитовой ассоциации более крупные выделения галенита образуют сростки с пиритом, сфалеритом, халькопиритом, блеклыми рудами, гесситом и золотом. Размер зерен блеклых руд колеблется от нескольких мкм до нескольких десятков мкм. Они образуют отдельные зерна, сростки между собой, с пиритом и халькопиритом. Для наиболее ранних стадий характерны блеклые руды теннантитового состава. Единичные зерна мышьяковистой блеклой руды (теннантита) встречаются в виде микроскопических включений (5-7мкм) в пиритах. Количество сурьмы и серебра в блеклых рудах увеличивается к более поздним минеральным ассоциациям. В самой поздней – низкотемпературной золотосульфо-сольно-антимонитовой стадии блеклые руды представлены в основном серебросодержащими тетраэдритами и даже фрейбергитами. Среди песчаников и диорит-порфиритов в зоне Андреевской обнаружены образцы с жильным антимонитом. Антимонит встречается в рудных полях практически всех формаций, многие антимонит-кварцевые жилы секут золоторудные [5]. Для более поздней из продуктивных стадий – низкотемпературной золото-сульфо-сольно-антимонитовой, антимонит – один из основных минералов. Он образует ассоциацию вместе с сульфосолями Sb, As и Pb, сульфидами, блеклыми рудами, теллуридами и золотом. Теллуриды серебра. Золото и гессит как правило присутствуют там, где наблюдаются наиболее разнообразные минеральные фазы сульфидов. Рудные минералы в кварц-адуля-ровой матрице приурочены к зонам срастания кварца и адуляра. Гессит часто наблюдается на контакте пирита, сфалерита и блеклой руды и содержит примесь урана (до 4,73 вес.% U). Микрои наноразмерные минералы гессита с нанофазами и нанопрожилками самородного золота присутствуют в виде включений в пирите или в виде самостоятельных зерен в кварц-адуляровой матрице. Впервые было обнаружено наноразмерное медистое золото (10-30% меди) и наночастицы (200-300 нм) высокопробного самородного золота. Отдельные участки в зернах самородного золота образованы за счет чередования нанопленок золота и углерода. Наноразмерное золото часто образует сложные фазовые срастания с блеклыми рудами и сульфосолями, либо в виде микрои нановкрапленности и прожилков, либо в виде нанопленок. В рудах золотоносного месторождения Пионер впервые установлено уникальное по своей морфологии и составу самородное золото, приуроченное к золото-сульфосольно-антимонитовой ассоциации. При исследованиях методом аналитической растровой электронной микроскопии многочисленных золотосодержащих минеральных зерен в ассоциации с сульфоантимонитом свинца были обнаружены выделения самородного золота необычных форм – пластинчатые, столбчатые, клиновидные и пленочно-плоскостные. Толщина этих форм составляет не более нескольких сотен нанометров. Само-родное золото и сульфоантимонит свинца обра-зуют тесные прорастания друг в друге, что сви-детельствует об их одновременном или близко одновременном отложении в рудоносной жиле. Состав самородного золота, который в среднем составляет 74,98 ат.% Au и 25,02 ат.% Ag отвечает стехиометрическому соединению Au3Ag. Минералообразование проходило, по-видимому, в относительно равновесных условиях при постоянной подпитке парагенетической системы (Au-Ag) – (Pb-Sb-S) рудными компонентами Au, Ag, Pb, а также Sb и S. Методом аналитической сканирующей электронной микроскопии в рудах месторождения Пионер впервые в окисленных рудах в кварцевой матрице среди пленок оксидов и гидроксидов железа по кристаллам кварца обнаружено наноразмерное самородное золото. Установлены два его типа: сфероидальное золото, размеры частиц которого варьируют в диапазоне 100-500 нм, и золото, невидимое под микроскопом, но хорошо регистрирующееся энергодисперсионным рентгеновским спектрометром. Размеры частиц «невидимого» золота, очевидно, не превышают нескольких нанометров, от силы – первых десятков нанометров. Как и в ранее изученном Покровском месторождении, очевидно, что «затравкой» для образования макроскопического золота в первичных рудах служили, прежде всего, минералы кварца, адуляра и пирита, содержащие наночастицы благородного металла [6]. В зоне окисления, в кварце и участках срастания кварца с адуляром, идет более поздний процесс замещения оксидами железа ранее образованных минералов. Оксиды железа в виде срастаний гётита и гидрогётита имеют игольчато-столбчатые, дендритовидные, натечные и пленочные формы в которых присутствуют сфероидальные наночастицы самородного золота, образующие гроздевидные срастания. В минералах окисленных руд дальнейшая агрегация частиц наноразмерного золота приводит к укрупнению и постепенному росту нанопленок золота, которые в дальнейшем образуют крупные пластинчатые индивиды. Золото является сквозным минералом на всех стадиях образования месторождения, но если для эндогенных руд основными минараламиспутниками золота являются кварц, адуляр и сульфиды, то в зоне гипергенеза самородное золото, в том числе наноразмерное, ассоциируется с оксидами железа.

 

Техническая часть.

1.   Выбор способа бурения

Оптимальные сочетания режимных параметров (частота вращения, осевая нагрузка и количество промывочной жидкости) необходимо подбирать с учетом конкретных свойств горных пород (твердость, трещиноватость абразивность и др.), типа и диаметра коронки, размера объемных алмазов глубины скважины, требований к выходу керна, характера искривления скважины, а также с учетом состояния, применяемого оборудования и наличия антивибрационных средств.

При алмазном бурении рекомендуется максимально возможные частоты вращения, допускаемые состоянием оборудования, инструмента и характером разбуриваемых пород. Осевая нагрузка на коронку должна быть достаточной для эффективного разрушения породы на забое. Нагрузки ниже оптимальных приводят к заполировыванию алма­зов. Чрезмерные нагрузки вызывают зашламование и резко повышают расход алмазов. С увеличением частоты вращения осевую нагрузку следует повышать.

Количество подаваемой промывочной жидкости должно обеспечи­вать очистку забоя от шлама и охлаждение алмазной коронки. При бурении очень твердых пород, в которых алмазы заполировываются, количество промывочной жидкости к концу рейса уменьшать. Во всех случаях с повышением механической скорости бурения увеличивается количество подаваемой на забой промывочной жидкости.

Высокочастотное алмазное бурение с применением ЛБТ при частоте вращения 800—1 500 мин^-1 может эффективно применяться, если бурение ведется в однородных по буримости породах, преимущественно VIII—IXкатегорий, слабой и средней трещиноватости; стенки скважин устойчивы и отсутствуют зоны интенсивного поглощения промывочной жидкости; изменчивость физико-механических свойств пород такова, что позволяет заменять тип применяемой коронки не менее чем через 10—20 м бурения; глубина бурения не превышает 150—200 м.

К неблагоприятным горно-геологическим условиям, препятствующим внедрению высокочастотного бурения, относятся: неоднородность (по буримости) пород геологического разреза и их интенсивная трещиноватость; преобладание в разрезе мощных толщ пород IXи более высоких категорий, в которых наблюдается повышенный износ алмазов на высокой частоте вращения коронки; необходимость бурения корон­ками d= 76 мм и более из-за осложнений с отбором керна; интен­сивное поглощение промывочной жидкости, исключающее применение эмульсионных растворов.

Гидроударное бурение скважин диаметром скважин 76 и 59 мм в породах V—Xкатегорий эффективно по сравнению с другими спосо­бами при наличии геологических факторов, вызывающих интенсивное искривление ствола скважины; частой перемежаемости пород различной твердости и абразивности; преобладании в разрезе пород VI—IXкатего­рий; возможности использования в качестве промывочной жидкости воды, что увеличивает рабочий ресурс гидроударников и глубину их применения; возможности выбора только одного вида бурения по всему разрезу — гидроударниками или гидроударниками с бескерновым и твердосплавным бурением; возможности больших объемов гидро­ударного бурения при глубине скважин 400—1000 м.

Неблагоприятны для гидроударного бурения: преобладание в раз­резе пород менее Vкатегории или абразивных пород Xи более высоких категорий; необходимость использования глинистого раствора, увеличивающего износ гидроударников; неустойчивость стенок скважины в мощных интервалах интенсивной трещиноватости пород; сложность обеспечения промывочной жидкостью и малые объемы бурения.

Бурение снарядами со съемными керноприемниками может быть эффективно в случае однородных по буримости пород соответствующей твердости, позволяющих бурить без подъема колонны 30—50 м и глубине бурения более 500 м для ССК и 1000 м для КССК.

Не благоприятны для применения съемных керноприемников: час­тая перемежаемость пород различной твердости, затрудняющая подбор коронки; кавернозность или интенсивная разработка ствола скважины, приводящая к поломкам резьбовых соединений; неустойчивость стенок скважин, вызывающая необходимость применения глинистых растворов большой плотности, что затрудняет работу с керноприемником; наличие зон катастрофического поглощения на большой глубине, обусловливающее необходимость спуска обсадных труб и применения двух типов буриль­ных колонн и породоразрушающего инструмента; физико — механические свойства пород, обусловливающие углубку на коронку менее 12—15 м.

Высокочастотное гидроударное бурение гидроударниками ГВ—5 и ГВ—6 дает высокие технико-экономические показатели при бурении скважин глубиной более 200 м в твердых трещиноватых породах, где применение форсированных режимов вызывает повышенный износ инструмента, а также разрезов, содержащих мощные толщи малоабра­зивных пород XI—XIIкатегорий, вызывающих заполировку алмазов.

В геологических разрезах, сложенных монолитными слаботрещино­ватыми породами, относительная эффективность бурения этим способом в сравнении с вращательным уменьшается.

Пневмоударное бурение эффективно в разрезах, сложенных необвод­ненными или многолетнемерзлыми породами VII—XIкатегорий, при наличии зон катастрофического поглощения промывочной жидкости, особенно в безводных и пустынных районах, где затруднено снабжение буровых промывочной жидкостью.

Неблагоприятны для пневмоударного бурения наличие обводнен­ных пород, сильный водоприток в скважину; присутствие в разрезах глинистых включений и прослоев; преобладание в разрезе абразивных пород Xкатегории и выше, что приводит к интенсивному износу коро­нок и снижению эффективности бурения по сравнению с вращательным способом; наличие в геологических разрезах мощных зон сильнотрещи­новатых и раздробленных пород, затрудняющих геологическую докумен­тацию из-за низкого выхода керна.

Рекомендуемые рациональные области применения различных спосо­бов бурения даны в табл. 24.

Бескерновое бурение чаще всего осуществляется с помощью шаро­шечных долот. Этот способ по сравнению с колонковым позволяет зна­чительно увеличить углубку за рейс и механическую скорость бурения. Бескерновое бурение шарошечными долотами применяется при бурении вмещающих пород на хорошо изученных месторождениях.

В некоторых случаях, когда по геологическим условиям невозможно получать высокий выход керна, а опробование по шламу дает удовлет­ворительные результаты, бескерновое бурение шарошечными долотами может применяться и при пересечении рудных интервалов.

Получение надежных шламовых проб возможно только при выполне­нии следующих условий: улавливания всех частиц разбуриваемого ма­териала независимо от их размеров и плотности; возможной точной при­вязки шламовых проб к интервалам опробования; отсутствия привноса в шламовую пробу материала с других интервалов скважины. В ком­поновку снаряда при шарошечном бурении обязательно включается шламовая труба для улавливания крупного шлама. Улавливание

Таблица 24

Рациональные области применения различных способов бурения

мелкого шлама осуществляется на поверхности с помощью системы желобов, секционных и гидроциклонных шламоулавливателей.

Бескерновое бурение шарошечыми долотами наиболее эффективно при сильной трещиноватости пород и интенсивных поглощениях промы­вочной жидкости. В этих условиях шарошечное бурение с продувкой позволяет значительно увеличить выход материала для опробования. Кроме того, при бурении с продувкой обеспечивается более точная привязка материала к интервалам опробования, а высокая производитель­ность этого вида бурения позволяет значительно сократить сроки разведоч­ных работ.

Геолого-технические условия бурения, Физико-механические свойства горных работ, Характеристика зон осложнения

Основными физико-механическими свойствами горных пород, определяющими выбор способа и технологии бурение скважин, являются: связность, пористость, устойчивость, плотность, прочность, твердость, абразивность. Для проектирования и нормирования бурения геолого-разведочных скважин используется обобщенный показатель физико-механических свойств горных пород – буримость. Для вращательного бурения скважин в настоящее время принята классификация горных пород по буримости, включающая 12 категорий. Породы I – IV категории называ-ются мягкими, V – VIII категории – породами средней твердости, IX – X категории – твердыми, XI – XII категории – крепкими. Категории пород по буримости приведены в задании.

Бурение геологоразведочных скважин осуществляется механическим способом, при котором горная порода на забое разрушается под воздействием породоразрушающего инструмента. В зависимости от характера движения породоразрушающего инструмента к механическим способам бурения относятся: вращательное, ударно-вращательное и ударное.

Наиболее распространенным является вращательное бурение. Вращательное бурение подразделяется на бескерновое и колонковое.

При бескерновом бурении горная порода разрушается по всей площади забоя, бурение производится без отбора керна. Бескерновое бурение применяется при разведке жидких и газообразных полезных ископаемых. При разведке твердых полезных ископаемых бескерновое бурение применяется на стадии детальной разведки при проходке верхних, хорошо изученных, слоев пород. Бескерновое бурение позволяет повысить производительность геологоразведочных работ, но обязательно должно сопровождаться геофизическими исследованиями в скважинах.

При колонковом бурении горная порода разрушается по кольцевому забою, а в центре скважины остается ненарушенный столбик породы – керн. Керн используется для изучения структуры и вещественного состава горных пород. Колонковое бурение является основным способом разведки месторождений твердых полезных ископаемых. Кроме того, колонковое бурение широко применяется при бурении картировочных, структурно-поисковых, инженерно-геологических и гидрогеологических скважин.

Бурение скважин предусматривается колонковым способом кроме интервалов, отмеченных в графе «Особые условия». Если интервал бескернового бурения не указан вся скважина бурится колонковым способом

В зависимости от типа выбранного породоразрушающего инструмента бурение подразделяется на твердосплавное и алмазное. Твердосплавное бурение целесообразно применять при бурении мягких и средней твердости пород до VIII категории по буримости. Алмазное бурение применяют при бурении твердых и крепких пород от VI до XII категорий по буримости.

Для повышения производительности при алмазном бурении рекомендуется применять снаряды со съемными керноприемниками (ССК). Возможность извлечения съемного керноприемника без подъема колонны бурильных труб позволяет, кроме увеличения выхода керна, значительно сократить затраты времени на непроизводительные спуско-подъемные операции. Однако, из-за высокой стоимости снаряда ССК его применение целесообразно при глубине скважины 500 м и более.

При ударно-вращательном бурении между колонковым набором и низом колонны бурильных труб устанавливается ударный механизм, в результате чего на породоразрушающий инструмент кроме осевого усилия и крутящего момента передаются ударные импульсы. Это способствует повышению скорости бурения (особенно в хрупких породах), повышению выхода керна и стабилизации направления скважин. В качестве ударных механизмов используется гидроударники и пневмоударники.

Гидроударное бурение рекомендуется применять при бурении скважин глубиной до 1000 м. Из-за увеличенного расхода промывочной жидкости гидроударное бурение целесообразно применять при отсутствии поглощения промывочной жидкости, т.е. в монолитных не трещиноватых породах

Пневмоударное бурение применяется при бурении скважин глубиной до 100-200 м в пустынных регионах, где затруднен подвоз воды, в районах распространения вечномерзлых пород, в условиях активного поглощения промывочной жидкости и при пересечении скважин с горными выработками.

При сооружении скважины можно чередовать различные способы бурения, например, твердосплавное и алмазное, колонковое и бескерновое, вращательное и вращательно-ударное.

Ударное бурение применяется при разведке россыпных месторождений полезных ископаемых, а также для сооружения гидрогеологических и технических скважин.

4.  Конструкция скважины, Выбор и обоснование конструкции скважины, Графическое изображение проектной конструкции скважины

 

Конструкция скважины — это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное строительство герметичного пространственно устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.

В газонефтяной отрасли нет также единого методического подхода к оценке качества проектирования и строительства скважин, в том числе их конструкции.

Основные элементы скважины

Рис. 2. Конструкция разведочной скважины.

 

Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье — это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой — направлением.

Забой — это дно ствола скважины.

Ствол — это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Фильтр — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо — затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.

Рис. 3.2 Схема прямой промывки скважин:

1 – буровой насос; 2 – нагнетательный шланг; 3 – вертлюг – сальник; 4 – колонна бурильных труб; 5 – трубный фрезерный переходник; 6 – колонковая труба; 7 – коронка; 8 – система желобов; 9 – отстойник; 10 – приемный бак

Обсадные колонны

Обсадная колонна — это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну — кондуктор, последнюю обсадную колонну — эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежуточные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий в первую очередь давления. Для создания необходимой изоляции кольцевого пространства, остающегося между обсадными колоннами, оно заливается жидким цементным раствором, твердеющим через определенное время.

Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

Направление — первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.

Различают шахтное (или шахтовое) направление и удлиненное направление. Шахтное устанавливается, как правило, во всех случаях и его длина составляет 3-10 м. В зависимости от конкретных условий может устанавливаться удлиненное направление или от одного до нескольких направлений и в этом случае длина может достигать 100 м. Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются.

Кондуктор — колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он опрессовывается, как и цементное кольцо.

Шахтное направление и кондуктор являются обязательными элементами конструкции скважины.

Диаметры скважины выбираются из условия обеспечения эффективного решения поставленной задачи (получение качественной пробы в необходимом количестве, проведение комплекса намеченных наблюдений, исследований и пр.). При разведке твёрдых полезных ископаемых минимальный диаметр керна обусловливается необходимостью обеспечения надежной массы пробы, которая устанавливается с учетом требований к опробованию в зависимости от типа месторождения и распределения в полезном ископаемом ценного компонента.

Разработано множество рекомендаций по минимальным диаметрам керна, обеспечивающим представительное опробование различных генетических типов месторождений руд. Однако при проектировании конструкции геологоразведочных скважин указанные рекомендации нельзя считать универсальными и стандартными для всех случаев опробования рудной зоны. В каждом конкретном случае, ориентируясь на рекомендации, необходимо учитывать специфику геологических условий месторождения, цели и задачи разведки, а также возможность использования имеющейся в наличии скважинной геофизической аппаратуры.

Необходимо учитывать, что возможность сохранения керна и получения его в необходимом количестве в значительной мере зависит от вида полезного
ископаемого, способа бурения и типа породоразрушающего инструмента.

Для снижения материальных и финансовых затрат скважину следует бурить при возможно меньших диаметрах. Самую простую конструкцию имеет скважина одного диаметра без крепления стенок обсадными трубами.

Конечный диаметр гидрогеологической скважины определяется диаметром устанавливаемого в ней фильтра и габаритами водоподъемника, которые, в свою очередь, зависят от расчетной производительности скважины.

Разработку конструкции скважины начинают с конечного диаметра, причем стараются всегда выбрать наиболее простую, но вместе с тем надежную конструкцию, которая обеспечила бы бурение до проектной глубины без каких-либо осложнений. Одним из главных вопросов является определение минимально допустимого диаметра керна и скважины при перебуривании полезного ископаемого. В табл. 6 приведены величины минимально допустимых диаметров керна и скважины.

Приняв конечный диаметр, намечают участки скважины для закрепления обсадными трубами. После определения количества колонн обсадных труб становится ясным, какого диаметра должна быть скважина при забуривании. Обсадные трубы необходимы для:

• закрепления устья скважины, придания ей первоначального направления и отвода выходящей из нее промывочной жидкости в циркуляционную систему;
  перекрытия неустойчивых и разрушенных пород с целью предупреждения их обвалов;
• разобщения водоносных горизонтов, которое для большей надежности выполняется с тампонированием, т. е. заполнением затрубного пространства глиной или цементным раствором;
• предохранения полезного ископаемого на забое от загрязнения осыпающимися породами, залегающими выше;
• перекрытия трещиноватых пород, зон тектонических разломов, горных выработок, пустот с целью прекращения поглощения промывочной жидкости.

Колонны обсадных труб устанавливаются в скважине концентрично, и обычно каждая из них выводится на поверхность. Первая с поверхности, наибольшая по диаметру колонна, служит для закрепления устья скважины, предохранения его от размывания, а также для отвода промывочной жидкости из скважины.

В некоторых случаях для экономии обсадных труб при свободном спуске в скважину применяется их установка впотай, т. е. без вывода колонны до устья скважины. Достигается это путем отвинчивания или вырезки на определенной глубине и извлечения из скважины верхней части обсадной колонны.

Таблица 6. Минимально допустимые диаметры керна и скважин

После того как будут намечены количество, диаметры и глубины спуска колонн обсадных труб, выбирают типы и диаметры породо-разрушающих инструментов для бурения скважины на отдельных интервалах.

Изучение фактических конструкций скважин позволило разработать их типовые проекты.

3.1 Выбор породоразрушающего инструмента

Основные объемы геологоразведочного бурения при поисках и разведке месторождений руд в твердых породах выполняются с помощью алмазных коронок и расширителей. Значительное распространение получили буровые снаряды со съемными керноприемниками (ССК). В последние годы из-за прекращения выпуска отечественных ССК значительное распространение получили зарубежные комплексы типоразмеров BQ, NQ, HQ и PQ производства фирм «Борт-Лонгир»  и «Атлас-Копко». Основными расходными материалами при этом являются:
— алмазный породоразрушающий инструмент (коронки, расширители, башмаки);
— корпуса кернорвателей и кернорвательные кольца;
— химреагенты.

Алмазный инструмент в объеме потребления занимает преобладающую долю, как самая дорогостоящая составляющая. И в этом секторе потребления в настоящее время работают несколько фирм, основными из которых являются (по алфавиту): «Атлас Копко» (Швеция), «Борт-Лонгир» (Германия) и две российских фирмы: «Терекалмаз» (Кабардино-Балкария), «Тулькое НИГП» (Тульская обл.). При этом российские предприятия выпускают алмазный инструмент как для российских, так и для зарубежных комплексов ССК и любых колонковых труб.

В настоящее время накоплен значительный опыт использования зарубежного и российского инструмента.

В табл. 1 представлены сравнительные результаты отработки алмазных коронок отечественных и зарубежных производителей в четырех различных регионах и горно-геологических условиях.

Таблица 1. Результаты работы алмазного инструмента в различных условиях

 

В ГП «Запсибгеолсъемка»  скважины бурили станками Diamec-262 и Diamec-282 в породах, представленных песчаниками, алевролитами, аргиллитами и углем. Хотя по величине средней проходки коронки ТулНИГП несколько уступают инструменту фирмы Борт-Лонгир, но по их расходу на метр бурения они более чем в 3 раза дешевле.

В ГП «Читагеологоразведка»  скважины бурили в сильнотрещиноватых изверженных породах с помощью станка Diamec-262. Бурение вели при полном поглощении жидкости. Коронки К-75-3 были изготовлены из рекуперата отработанных отечественных коронок с природными алмазами. При сопоставимой проходке на алмазные коронки ТулНИГП и Атлас-Копко преимущество первых по расходу их на метр бурения более чем в 5 раз.

В ГРЭ «Бурятзолоторазведка» лучшие показатели бурения показали российские коронки Терекалмаз. Инструмент ТулНИГП по проходке уступил им, но по стоимости расхода на метр бурения показатели практически одинаковые (в пределах погрешности оценки).

В Израиле коронки ТулНИГП использовались при бурении инженерно-изыскательских скважин в очень разнообразных горно-геологических условиях. В нестабильных условиях бурения коронки производства ТулНИГП оказались эффективнее коронок фирмы «Борт-Лонгир».

К настоящему времени Тульским НИГП в ходе выполнения государственной программы разработаны коронки для российских и зарубежных ССК, а также для разведочных и технических скважин большого диаметра (наружный диаметр до 518 мм). Ведется работа по созданию образцов кернорвательных устройств и химических реагентов для замены дорогостоящих импортных аналогов.

В настоящее время производственные мощности Тульского НИГП позволяют обеспечить российские геологические предприятия сравнительно недорогими расходными материалами для всех видов колонкового бурения.

Выбор бурового снаряда. Выбор бурильных труб и их соединений, Выбор колонкового набора колонковых труб, переходников, кернорвателей

На основе этого разработана конструкция нового, совершенного бурового снаряда, который обеспечивает поинтервальный отбор пробы, отвечающий следующим требованиям методики разведки россыпных месторождений:

1. Буровой снаряд диаметром (0 650 мм) при подсчете среднего содержания полезного компонента в скважине отвечает минимальным требованиям систематической ошибки разведки россыпных месторождений.
2. Обеспечивает поинтервальное (рейсовое) опробование продуктивного пласта величиной интервала от 0,2 до 1,0 м.
3. Позволяет бурение всей толщи рыхлых отложений практически любого литологического и петрографического состава с сохранением высокой представительности отбираемых проб.

Разработанный нами буровой снаряд для бурения скважин большого диаметра представляет собой буровой став, состоящий из породоразрушающего инструмента (забурника) и шнекового транспортера, который расположен внутри колонковой трубы. В колонковой трубе для извлечения выбуренной породы смонтированы специальные разгрузочные окна. Сама колонковая труба соединена с втулкой в подшипниковом узле бурового снаряда, благодаря чему обеспечивается при внедрении снаряда в породу неподвижность колонковой трубы.

5.Технология бурения, Выбор очистного агента

5.1 Забуривание скважины и крепление устья

С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна — составной элемент конструкции скважины.

В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т. п.), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.

Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиямибурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине.

Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.

Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны.

Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения золота ; создание надежного основания для установки устьевого оборудования.

На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска:

1 — направление — служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 — 10 м;

2 — кондуктор — устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов — источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;

3 — промежуточная колонна — служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;

4 — эксплуатационная колонна — образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.

5 — потайная колонна (хвостовик) — служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».

Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.

5.2  Технологические режимы бурения

Эффективность бурения при рационально выбранном типе породоразрушающего и технологического инструмента зависит от правильного сочетания параметров режима:

• частоты вращения бурового снаряда
• осевой нагрузки на инструмент
• расхода промывочной жидкости.

Оптимальным режимом бурения является такое сочетание их значений, которое обеспечивает заданные (экономически обоснованные) механическую скорость бурения, проходку за рейс и расход материалов, не превышающий нормативного значения.

Для решения особых технологических задач (повышение выхода керна, отбор технологических проб полезного ископаемого, управление трассой скважины, бурение в особо сложных геологических условиях и др.) применяют специальные режимы бурения.

Факторы влияющие на разработку режима бурения

При разработке режима бурения необходимо учитывать следующие факторы:

• для каждого типоразмера породоразрушающего инструмента характерны свои оптимальные параметры режима бурения
• основное влияние на рациональное сочетание параметров режима оказывают твердость и трещиноватость горных пород: при выборе параметров режима бурения необходимо учитывать состояние скважины
• существенное влияние на выбор режима бурения имеют такие свойства горных пород, как анизотропия, косослоистость, сланцеватость, перемежаемость по твердости, способствующие искривлению скважины
• бурить породы с такими свойствами необходимо на специальных режимах.

Оптимальное соотношение параметров режима бурения определяется для каждых конкретных горно-геологических и технических условий бурящейся скважины.

Методы поиска оптимальных сочетаний могут быть традиционными (ступенчатое изменение каждого параметра) или вероятностными (одновременное изменение двух или даже трех параметров). Последние в известной мере свободнее от субъективизма, чем первые.

При традиционной методике разработки режима оптимальное значение осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент выбирают из нескольких последовательно увеличиваемых нагрузок. На каждой ступени нагрузка должна увеличиваться на одинаковую величину, при этом пропорциональное увеличение механической скорости бурения показывает, что оптимальная нагрузка на коронку еще не достигнута.

Снижение механической скорости при переходе на следующую ступень показывает, что коронка начала работать в условиях чрезмерного шламообразования. В этом случае необходимо уменьшить осевую нагрузку на 1 ступень и перейти на предыдущую нагрузку, которая в данных условиях будет оптимальной.

При бурении пород пластичного и хрупкопластичного разрушения по достижении ступени нагрузки, при которой механическая скорость уменьшается, необходимо увеличить расход промывочной жидкости и искать нагрузки при увеличенных количествах очистного агента.

Количество промывочной жидкости, подаваемой на забой скважины, должно в первую очередь обеспечивать очистку забоя от разрушенной породы. Недостаток очистного агента приводит к скоплению на забое скважины шлама, который препятствует нормальному процессу разрушения горной породы и приводит к неоправданному росту мощности, затрачиваемой на бурение. Чрезвычайно большой расход промывочной жидкости вызывает наоборот быстрый вынос частиц разрушенной породы с забоя, что приводит к нежелательным явлениям размыва керна, эффекту гидравлического подпора и другим.

5.3 Борьба с вибрацией бурильной колонны

 

Осевая нагрузка на твердосплавную коронку P_т.к (в кН) принимается из расчета

P_т.к=р₀n_р

где р₀ — удельная нагрузка на основной резец коронки, принимаемая соответственно свойствам проходимых пород, а также форме резцов коронки (табл. 16.1); n_р — число основных резцов или вставок в коронке.

Удельная нагрузка на резец, обеспечивающая наиболее эффективное объемное разрушение породы, p₀≥р_шF_к, где р_ш— твердость по штампу, МПа; F_к — площадь контакта резца с породой, м2.

Таблица 16.1 Рекомендуемые нагрузки на 1 основной резец (режущую вставку) твердосплавной буровой коронки

При бурении в трещиноватых и абразивных породах рекомендованные значения уменьшают до 30%.

При бурении скважин твердосплавными коронками большого диаметра (93-151 мм), требующими создания большой осевой нагрузки (более 15 кН), а также в геологических условиях, способствующих искривлению ствола скважины, между колонковым снарядом и бурильными трубами необходимо устанавливать УБТ.

Частота вращения (мин-1) коронки рассчитывается по величине принятой окружной скорости коронки ω

(16.22)

где D_cр — средний диаметр коронки, D_cр = (D_к+d)/2 (Dк и d- наружный и внутренний диаметры коронки).

Рекомендуемые окруженные скорости ω для твердосплавных коронок приведены ниже

При бурении в абразивных породах во избежание быстрого износа резцов коронки рекомендуется принимать минимальную окружную скорость, но верхние пределы удельной нагрузки на резец. Нижние пределы со следует также принимать при бурении в трещиноватых породах.

При бурении мягких пород II-IV категории по буримости предельные частоты вращения не должны превышать следующих значений.

При бурении мягких пород с пропластками более твердых (или с включениями валунов и галечников) указанные значения должны уменьшаться. Если уменьшается диаметр твердосплавной коронки (коронками малых диаметров считаются коронки диаметром 59, 46 и 36 мм), для получения дополнительного эффекта следует увеличивать частоту вращения.

При равной окружной скорости коронки достигается лучший эффект в случае работы коронки меньшего диаметра, но с большей частотой вращения (определяется из выражения n_м=D_бn_б/D_м, где n_м и n_б — частота вращения коронки соответственно малого диаметра D_м, и большего диаметра D_б, мин-1)

При твердосплавном бурении коронками малых диаметров для выбора параметров режима можно пользоваться данными, приведенными выше, но для получения дополнительного эффекта окружные скорости коронок типа СА следует принимать в пределах 1,6 — 2,0 м/с.

С уменьшением диаметра коронки повышается ее удельная вооруженность, а уменьшение числа резцов позволяет увеличить нагрузки на группу резцов, перекрывающих забой. Поэтому в процессе бурения коронками малых диаметров удельные нагрузки на единицу площади забоя превышают критические, необходимые для разрушения некоторых твердых пород, что обеспечивает улучшение показателей бурения: рост механической скорости и проходки на коронку. Это расширяет область рационального использования твердосплавных коронок в результате применения их для разрушения пород более высоких категорий буримости (до IX включительно, а в комбинации с алмазными коронками -и в более твердых породах).

Расход промывочной жидкости ориентировочно можно определить по удельному расходу q_р (табл. 16.2)

Q=q_pD_к.         (16.23)

(D_к — диаметр коронки, см)

Таблица 16.2

При бурении в мягких породах (I — IV категорий по буримости) значение q_р должно быть максимальным при условии, что выбор этого параметра не ограничивается требованием получения наибольшего процента выхода керна. При бурении в породах средней твердости и твердых с увеличением осевой нагрузки на коронку и частоты ее вращения необходимо повышать расходы циркулирующего потока жидкости.

Запроектированные параметры режима бурения должны обеспечить высокую механическую скорость бурения. Последняя зависит от параметров режима бурения, которые связаны между собой и с физико-механическими свойствами горных пород.

Н.И. Любимов предложил устанавливать ожидаемую скорость бурения различными коронками, используя объединенный показатель ρ_м.

(16.23, а)

где k — коэффициент пропорциональности, k=82-90 для мелкорезцовых коронок, k=24-31 для самозатачивающихся; ω — окружная скорость породоразушающего инструмента, с-1; р₀ — нагрузка на основной резец, кН; ξ — показатель степени ξ=-1,16 для мелкорезцовых и ξ=-0,79 для самозатачивающихся коронок.

Критерием рациональной продолжительности рейса может служить отношение проходки за рейс h_р к общему времени рейса, т.е. рейсовая скорость бурения (в м/ч)

v_p=h_p/(t+T).                     (16.23, б)

где t — время чистого бурения за рейс, ч;T- время на спуско-подъемные и вспомогательные операции, ч.

Формула (16.20) применима только для затупляющихся породоразрушающих инструментов. Шарошечные долота часто заменяют не из-за износа вооружения, а вследствие износа опор.

Оптимальное время бурения (время прекращения рейса) t₀ определяется моментом снижения мгновенной механической скорости бурения v_м до значения v_p(v_м≈v_p).

Подобрать основные параметры режима бурения твердосплавной коронкой типа СМ в доломитах и известняках V-VI категории по буримости, если диаметры коронки и бурильных труб составляют: D_к =93 мм (внутренний — 75 мм); d_т=50мм бурильных труб; коронка имеет n_р=21 основных резцов.

Согласно табл. 16.1 принимаем Р₀=0,8 кН на 1 резец.

Нагрузка на коронку Р_т.к=0,7·21=14,7 кН.

Средней диаметр коронки  D_ср=(93·10^-3+75·10^-3)/2=84·10^-3м.

Приняв ω=1,5 м/с по формуле (16.22) определим частоту вращения

По формуле (16.23) при q_p=13 л/мин (см.табл.16.2) будем иметь Q=13-9,3≈120 л/мин.

Приняв коэффициент, учитывающий неравномерность скорости движения потока по скважине k_н=1,2 и скорость восходящего потока v_в=0,35 м/с найдем требуемый расход промывочного агента, обеспечивающий вынос частиц разбуренной породы

Q=l,2·3,14/4(0,093²-0,05²) ·0,35=2·10^-3 м3/с, или Q=2·10-^-3·10³·60= 120 л/мин.

5.4 Бурение по полезному ископаемому

При бурении на твердые полезные ископаемые обычно принимают конечный диаметр буровых коронок 76, 59 или 46 мм (кроме бурения на строительные материалы, каменные угли, бокситы, минеральные соли и бурения на россыпях).

Для обеспечения отбора керна различными колонковыми наборами в чрезвычайно сложных геологических условиях может быть принят конечный диаметр 93 мм.

При бурении на каменные угли основной конечный диаметр 76 мм (в плотных углях — 59 мм), на минеральные соли — 93 мм, на бокситы — 93 и 112 мм (в плотных бокситах — 59 мм).

Если геологический разрез слабо изучен или в данном участке возможны различные осложнения при бурении скважин, то выбранный конечный диаметр скважины оставляют запасным (резервным). В этом случае вся проектная конструкция скважины должна быть на один диаметр больше.

 

6.  Выбор   буровой   установки,   по   главному   параметру   выбирается   буровая   установка, приводится полная ее техническая характеристика

6.1 Расчет бурового насоса и соответствие его насосу установки, Силовой привод. Производится расчет необходимой мощности на бурение и на подъем бурового снаряда

 

Составляющие затрат формулы рассчитываются по следующим зависимостям:

Мощность Р_б.пр (кВт), потребляемая приводом бурового станка и маслонасоса при бурении

Р_б.пр = Р_б + DР_дв + P_мн.пр = 19,8 + 1,9 + 0,9 = 22,6 кВт

где Р_б — мощность бурового станка при бурении, кВт; DР_дв — потери мощности в электроприводе бурового станка, кВт; P_мн.пр — мощность, потребляемая из электросети приводом маслонасоса, кВт.

Мощность бурового станка Р_б (кВт) при бурении

Р_б = Р_хх + (Р_рз + P_бт)(1 — к)^-1 = 1 + (5,3 + 11,5)(1 — 0,103)^-1 = 19,8 кВт

где Р_хх — потери мощности в станке при холостом ходе вращателя, кВт; Р_рз — мощность на разрушения забоя, кВт; P_бт — мощность на вращение бурильных труб, кВт; к — коэффициент потери мощности в станка при передаче нагрузки вращателю.

Значения величин Р_хх и к для СКБ-4П приведены в таблице 5.

Мощность на разрушение забоя Р_рз (кВт) при алмазном бурении определяется по следующей формуле

Р_рз = 0,25bf_пC_осw(D_кр + d_кр) = 0,25×1,25×0,3×10×42×(0,076 + 0,059) = 5,3 кВт

где b — коэффициент разрушения забоя, равный 1,2 — 1,3. В расчётах при определение удельных затрат рекомендуется принимать среднее значение b = 1,25; f_п — коэффициент трения коронки о породу. При алмазном бурении пределы его изменения от 0,25 до 0,35. При расчётах принимается f_п = 0,3; С_ос — осевая нагрузка, задаваемая с поверхности, кН; w — угловая скорость бурового инструмента, рад/с; D_кр и d_кр — соответственно наружный и внутренний диаметр коронки, м.

Мощность на вращение бурильных труб Р_бт (кВт) входящая в формулу (31):

,

 

где S — коэффициент, учитывающий свойства используемой промывочной жидкости, для глинистого раствора S = 1,2 см. табл. 3; d — диаметр бурильных труб, м; L = L_cp — длина бурильной колонны, равная средней глубине интервала бурения, м; J — интенсивность искривления скважины, град/м. При расчётах рекомендуется использовать J = 0,01; a — угол наклона скважины к горизонту, град; d — радиальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины, м.

, м

Потери мощности DР_дв (кВт) для большинства типов асинхронных двигателей с достаточной для расчётов точностью могут быть определены по формуле

DР_дв = 3×10^-2Р_н[1 + 2,5×(Р/Р_н)²],     DР_дв = 3×10^-23×[1 + 2,5×(0,8/3)²] = 0,1 кВт

где Р_н— номинальная мощность электродвигателя, кВт; Р- мощность на валу электродвигателя, кВт.

Расчёт потерь мощности в электродвигателе бурового станка при бурении производится для Р=Р_б.

Мощность на работу маслонасоса Р_мн.пр (кВт), составляющая формулы (30):

Р_мн.пр = Р_мн + DР_дв = 0,8 + 0,1= 0,9 кВт

где Р_мн — мощность на валу маслонасоса, кВт; DР_дв — потери мощности в электродвигателе маслонасоса при Р = Р_мн (определяется по формуле (34)).

Мощность на валу маслонасоса Р_мн (кВт)

Р_мн = 4×10^-4р = 4×10^-4×2000 = 0,8 кВт

где р — давление в гидросистеме станка, кПа.

Мощность Р_бн.пр (кВт) потребляемая электродвигателем бурового насоса из сети:

Р_бн.пр = Q×P₂/h_н + DР_дв = 0,000666×0,42/0,35 + 0,1 = 0,9   кВт

где Q — общая подача насоса, м³/с; Р₂ — давление развиваемое насосом при подаче в скважину промывочной жидкости, равной Q₂ (в некоторых случаях Q₂ = Q ), кПа; h_н — общий КПД насоса при частоте вращения коленчатого вала, обеспечивающий подачу Q, и давлении Р₂ (определяется по таблице 4); DР_дв — потери мощности в электродвигателе насоса при нагрузке на валу, равной первому слагаемому формулы (37)

Давление Р₂ (кПа), развиваемое насосом при подаче промывочной жидкости в скважину,

равной  Q₂ = К₀×F = 1,8×15 = 27 л/мин = 0,0005 м³/с.

,         (38)

где К_п — коэффициент дополнительных потерь, 1,15¸1,20. В расчетах К_п принимается равным 1,15; V_тр, V_кп, V_кз — соответственно скорости движения жидкости в бурильных трубах, кольцевом затрубном пространстве и колонковом зазоре, м/с; g, g_п — соответственно, удельный вес промывочной жидкости в бурильных трубах и в затрубном пространстве, кН/м³. При расчётах удельный вес жидкости в затрубном пространстве на 5% больше, чем в бурильных трубах; g — ускорение свободного падения, м/с²; l_тр, l_кп, l_кз — соответственно, коэффициенты гидравлических сопротивлений в бурильных трубах, кольцевом пространстве и колонковом зазоре (l_тр = 0,02; l_кп = l_кз = 0,03); l — длина одной бурильной трубы, м; j — коэффициент дополнительных сопротивлений из-за наличия шлама в жидкости (в расчётах принимать равным 1,05); D_кр, D_кт — соответственно диаметры коронки и колонковой трубы, м; h_к — сопротивления в обвязке, колонковой трубе и коронке, кПа (h_к = 250 — 400 кПа); l_кт — длина колонковой трубы, l_кт = 3м.

Скорость движения жидкости (м/с) определяется по формулам:

В бурильных трубах

м/с;

в кольцевом затрубном пространстве

м/с;

в колонковом зазоре

м/с;

Мощность (кВт), потребляемая электродвигателем станка (лебёдки) из электросети при выполнении СПО:

Р_спо.пр = Р_спо + DР_дв = 1,68 + 0,67 = 2,35 кВт

где Р_спо — средняя мощность на валу электродвигателя станка (лебёдки) при выполнении СПО, кВт; DР_дв — потери в электродвигателе при мощности на валу Р_спо, (определяется по формуле (34)).

Вт

Средняя мощность Р_спо (кВт) на СПО определяется через энергозатраты на подъём бурового снаряда в рейсе

Р_спо = W_спо.п(t_спо(1 — К_л))^-1 + DP_хх.л,

кВт,

где W_спо.п — полезно затрачиваемая энергия при выполнении СПО рейса, кВт×ч; К_л — коэффициент, характеризующий потери мощности в станке на передаче лебёдки, соответствующей средней скорости выполнения СПО; DР_хх.л — потери мощности в станке при нулевой нагрузке лебёдки на передаче, соответствующей средней выполнения СПО, кВт.

Значение коэффициента К_л и мощности DР_хх.л (для станка СКБ -4) в зависимости от глубины скважины приведены в таблице 5.

Принимаем К_л = 0,14 и DР_хх.л  = 1,2

Для определения полезно затрачиваемой энергии при выполнении СПО W_спо.п (кВт) используется формула следующего вида:

 

= 500 Вт×ч

где К₁ — коэффициент, учитывающий затраты энергии на трение при проскальзывании пускового диска относительно тормоза подъёма и на работу труборазворота, К₁ = 1,2; К₂ — коэффициент, учитывающий потери энергии в талевой системе, при количестве струн талевой оснастки m = 1, коэффициент К₂ = 1,04; с — коэффициент, равный 1 м; l_св — длина бурильной свечи, м; q — вес 1 м бурильных труб, кН/м; a_т — коэффициент, учитывающий вес соединений бурильных труб; r_ж, r — соответственно, плотность промывочной жидкости и материала бурильных труб, т/м³; f — коэффициент трения бурильных труб о стенки скважины ( f = 0,3); G_эбт — вес элеватора и талевого блока, кН; L₁, L₂ — глубина скважины в начале и в конце рейса, м L₁ = 297 м, L₂ = 300 м; q_ср — средний зенитный угол скважины на заданной глубине, град;

,                         (42)

где q_н — начальный зенитный угол заложения скважины, град; J — интенсивность искривления скважины, град/м.

Временные параметры выполнения операций за рейс.

Суммарное время выполнения операций, связанных с потреблением электроэнергии Т’_р (ч) определяется по следующей зависимости:

Т’_р = Н_вр×l_р — t_зк;    Т’_р = 1,14×2 — 0,1 = 2,18 ч,

где Н_вр — норма времени на бурение 1 м (определяется по ЕНВ или по действующим нормативам геологоразведочной организации); t_зк — норма времени на замену породоразрушающего инструмента.

Время выполнения СПО, на наращивание и на промывку скважины после спуска и перед подъёмом бурильных труб определяют по ЕНВ или по действующим нормативам геологоразведочного подразделения.

Время выполнения СПО t_спо (ч/м) равно сумме временных затрат на спуск, подъём и подготовительно-заключительные операции

t_спо = t_c + t_п + t_пс + t_пп + t_зс + t_зп = 0,352 + 0,382 + 0,05 + 0,06 + 0,06 + 0,11 = 1,02 ч,

где нормы времени соответственно: t_с, t_п, — на спуск и подъём бурового снаряда, ч; t_пп — на подготовительные операции перед спуском и подъёмом бурового снаряда на один рейс, ч; t_зс, t_зп — на заключительные операции после спуска и подъёма бурового снаряда на один рейс, ч.

6.2 Буровая вышка

 

Расчетный крутящий момент на столе ротора

М_р=300/5,25=57 кНм,

где ω=3,14·5030=5,25 с-1.

Усилие, действующее в зацеплении

Р=2·57/0,975=117 кН.

Расчетная радиальная нафузка на опору В

F_p=P=117kH.

Осевое усилие на опору В при R₁=0,3 м и R₁=0,1 м, создаваемое трением ведущей трубы, из выражения

N_т=57·0,3/0,1=171 кН.

Осевое усилие на колесо

Расчетное осевое усилие на опору В по формуле

F_а=20+l71+116=307.

Расчетная нагрузка на главную опору В ротора  при k_б=2 и k_э=0,6

Р_п=(0.35·117+0,57·307)2·0,6=260 кН=0,26МН.

Долговечность подшипника главной опоры

Коэффициент запаса статической грузоподъемности

По существующим нормам долговечность главной опоры ротора должна быть не менее 3000ч, а запас прочности опоры по статической нагрузке не менее 2,5. Расчет показывает, что ротор обеспечивает достаточный запас при принятой нагрузке, но не обеспечивает необходимой долговечности.

Для расчета N_хв воспользуемся формулой

N_хв= 13,5 ·10^-8·3500·0,127²·150^1,5·0,394^0,5·1,5·10⁴=131,8 кВт.

Мощность на вращение долота по формуле

N_д=2,6 ·1,5·10^-5 ·150 ·394^0,4 ·150^1,3=43,1 кВт,

где с — 2,6·1,5 для пород средней твёрдости и изношенных долот. Тогда по формуле (12.117)

Расчет показывает, что без учета диаметра проходного отверстия с столе ротора может быть использован ротор Р-460 ВЗБТ.

7.   Средства оптимизации процесса бурения.

7.1 Оборудование для производства спуско-подъемных операций

 

Спускоподъемные операции составляют важную часть технологического цикла бурения скважин, поскольку по мере углубки скважины технологический процесс перемещается на все более глубокие горизонты недр, а вместе с ним и технологическое оборудование, извлекаемое из скважины по окончании каждого рейса бурения и спускаемое в скважину для продолжения углубки в новом рейсе. Кроме обеспечения функции подъема из скважины и спуска в скважину бурового инструмента (колонны бурильных труб тб и тбсу и УБТ (утяжеленная бурильная труба), колонкового набора (колонковая труба, коронка буровая твердосплавная, корпус кернорвателя, кернорвательное кольцо, переводник фрезерный, переводник переводной) забойного технологического бурового оборудования и бурового инструмента), оборудование для спуско-подъемных операций используется для устранения прихватов и затяжек снарядов, а в некоторых случаях — для снятия излишней осевой нагрузки в процессе бурения. Поэтому к нему предъявляются повышенные требования по грузоподъемности, динамической надежности и простоте в эксплуатации.

Основными элементами бурового оборудования для спускоподъемных операций являются следующие.

Буровая вышка (копер, или мачта) — высотная конструкция, воспринимающая рабочие усилия от лебедки бурового станка при подъеме и спуске снаряда и предназначенная для монтажа подвижных грузоподъемных устройств и размещения извлекаемых из скважины длинномерных частей бурового снаряда (свечей бурильной колонны, а в некоторых случаях —  утяжеленная бурильная труба — УБТ, колонковых труб и обсадных труб).

Буровые вышки, как правило, представляют собой объемные металлические сборные фермы. Буровые вышки малого сечения (ферма имеет в поперечнике размеры менее 1 м), а также плоские и стержневые конструкции именуются буровыми мачтами.

Талевая оснастка — система блоков и канатов, посредством которой усилием лебедки бурового станка (малогабаритной буровой установкой) буровой инструмент поднимается из скважины и фиксируется в нужном положении. Талевая оснастка монтируется на буровой вышке. Основные элементы талевой оснастки — кронблок, неподвижно закрепляемый на верхней кронблочной раме буровой вышки, канат и подвижный талевый блок.

Грузоподъемная гарнитура — комплекс устройств, обеспечивающих быстрое и надежное присоединение элементов бурового инструмента к талевой оснастке и отсоединение от нее. Основными элементами грузоподъемной гарнитуры являются талевые блоки, элеваторы (устройства захвата элементов бурового снаряда), наголовники — специальные устройства к ним, вертлюжные скобы и некоторые другие устройства.

Труборазвороты — механизмы для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений бурового оборудования.

Каждый элемент оборудования для спуско-подъемных операций имеет свою функцию, свои особенности эксплуатации, особенности прочностного и эксплуатационного расчета, разные варианты технических решений различных элементов.

7.2 Контрольно-измерительные приборы

Все буровые установки оснащены контрольно-измерительными приборами, определяющими осевую нагрузку на долото, скорость вращения бурильной колонны (при роторном бурении), скорость подачп рабочего инструмента, нагрузку электродвигателя привода, давление промывочной жидкости (при прямой промывке), давление сжатого воздуха (прп обратной промывке), параметры промывочной жидкости.

Гидравлический индикатор веса определяет осевую нагрузку на долото по разности веса между свободно подвешенной бурильной колонной с рабочим инструментом и при передаче части веса на забой в процессе бурения.

Рис. 1. Гидравлический индикатор

Трансформатор давления индикатора представляет собой гидравлическую месдозу с резиновой мембраной. Трансформатор давления монтируют на закрепленном конце талевого каната на высоте 2,5—3 м от места крепления последнего. Усилие, передаваемое на мембрану, зависит от натяжения и угла изгиба талевого каната.

Вследствие заполнения системы индикатора жидкостью это усилие передается на показывающий и регистрирующий манометры. Индикатор веса тарируют на том канате, на котором предусмотрено его применение.

Гидравлические индикаторы веса ГИВГ-1 и ГИВ-2 предназначены только для определения веса бурильной колонны и нагрузки на буровой инструмент. ГИВД-2 и ГИВ-4м предназначены также для измерения и записи давления промывочной жидкости.

Контрольный пульт бурильщика обеспечивает измерение веса, подачп и длины рабочего инструмента, скорости проходкп и давления промывочной жидкости. Для комплектации буровых установок выпускают пульты контроля процесса бурения КПБ-2, КПБ-5Э и КПБ-50.

Контрольный пульт бурильщика КПБ-2 входит в комплект буровых установок грузоподъемностью 75—130 тс.

КПБ-5Э предназначен для контроля основных параметров процесса бурения на буровых установках БУ-75БрЭ и отличается от К11Б-2 тем, что в его состав входят приборы для измерения механической скорости бурения и скорости вращения ротора. Подача записывается от датчика (сельсина БД-404А).

КПБ-50 входит в комплект буровой установки БУ-50Бр. Механическая скорость проходки измеряется стандартным манометром ТЭ-204, скорость вращения ротора — тахометром ТЭ-204.

Пружинный манометр контролирует давление промывочной жидкости при прямой промывке, режим работ при турбинном бурении, давление сжатого воздуха, подаваемого в эрлифт при бурении стволов и скважин большого диаметра. Параметры глинистого раствора в процессе бурения контролируются следующими приборами.

Ареометр АГ-1 для определения удельного веса промывочной жидкости. Этим прибором можно проводить измерения с промывочной жидкостью удельного веса от 0,9 до 2,4 г/см3. Прибор состоит из трех частей: поплавка, стакана и груза, привинчиваемого ко дну стакана. Поплавок имеет две шкалы: 1—1,8 и 1,7—2,5 с делениями через каждые 0,02. Показания удельного веса для обычных глинистых растворов отсчитывают по шкале 1 ч- 1,8, при работе с утяжеленными глинистыми растворами пользуются шкалой 1,7—2,5, при этом отвинчивают груз со стакана. Для определения удельного веса стакан ставят вертикально и наполняют промывочной жидкостью, затем вставляют поплавок в стакан п поворачивают так, чтобы штифты поплавка вошли в выемки стакана. Вылившийся из стакана избыток промывочной жидкости сливают, ареометр опускают в железный цилиндр или ведро с водой и отсчитывают величину удельного веса по шкале (деление на шкале, совпадающее с уровнем воды, показывает удельный вес промывочной жидкости).

Рис. 2 Контрольный пункт бурильщика КПБ-2:
1 — регистратор; 2 — пульт показывающих приборов; 3 — датчик подачи; 4 — трансформатор давления; 5 — разделитель; в — шкаф гидравлического регистратора

Рис. 3. Вискозиметр СПВ-5

Рис. 4. Отстойник ОМ-1

Вискозиметр СПВ-5 служит для определения вязкости промывочной жидкости. Он состоит из трех частей: воронки с отверстием диаметром 5 мм, кружки объемом 700 см3, разделенной перегородкой на две части (500 и 200 см3), и сетки с отверстиями диаметром 1 мм.

Периодически, не реже одного раза в месяц, следует проверять исправность вискозиметра, измеряя таким же способом «вязкость» воды. Время истечения 500 см3 воды из вискозиметра при трубке диаметром 5 мм равно 15 сек при температуре воды 20 °С ± 2.

Содержание песка в промывочной жидкости определяют в отстойнике ОМ-1. Отстойник состоит из металлического сосуда со вставленной на конце градуированной пробиркой и кружки объемом 500 см3, разделенной перегородкой на две части объемом 450 и 50 см3.

8.   Предупреждение и ликвидация аварий

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины. На рис. 100 приведена классификация видов нарушения целостности стенок скважин.

Обвалы, (осыпи)происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут произойти также в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. Горное давление при этом значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерные признаки обвалов (осыпей) — резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернооб-разование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны; иногда — выделениегаза. Интенсивное кавернооб-разование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению механики скорости прохода.

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1)бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3)выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набуханиепроисходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1)бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3)после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4)выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Ползучестьпроисходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодействия на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползет, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. Характерные признаки ползучести — затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1)разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3)использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4)подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5)при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

9.   Специальные работы в скважине.

9.1 Геофизические исследования

Геофизические исследования скважин  (ГИС) представляют собой комплекс физических методов, которые используются для изучения горных пород, а также контроля технического состояния буровых. По своему назначению они делятся на две группы. Это непосредственно методы каротажа и скважинной геофизики. Первый известный также как промысловая или буровая наука изучения пород, которые находятся в радиусе 1-2 километров.

Зачастую эти два термина являются тождественными. В любом случае исследования ведутся с применением методов разведочной геофизики. В последние годы изучение магматических пород набирает стремительных оборотов. ГИС проводится на всех этапах геологоразведочных работ, которые касаются нефти и газа.

Геофизические исследования скважин позволяют непосредственно охарактеризовать:

• разрез скважин;
• литологию;
• параметры пластов и т.д.

Геофизические исследования проводятся, как правило, в околоскважинном и межскважинном пространстве. Исходя из результатов, выполняются необходимые геологические построения.

9.2 Ликвидационное тампонирование

 

Ликвидационное тампонирование, как одна из мер по охране недр проводится с целью: предотвращения загрязнения и засорения водоносных горизонтов и залежей полезных ископаемых через скважину, смешения вод различного качества после окончания бурения геологоразведочных скважин. Если скважина вскрыла зоны поглощений и водогазопроявлений, то ствол скважины полностью или частично заполняется тампонажной смесью.

Ликвидация нефтяных и газовых скважин без эксплуатационной колонны в зависимости от горно-геологических условий вскрытого разреза производится путем установки цементных мостов в интервалах залегания высоконапорных минерализованных вод с коэффициентом аномальности К_а≥1,1 и слобопродуктивных, не имеющих промышленного значения залежей углеводородов. Высота цементного моста должна быть на 20 м ниже кровли каждого такого горизонта. Над кровлей верхнего пласта с минерализованной водой, а также на границе залегания пластов с пресными и минерализованными водами (если они не перекрыты промежуточной колонной) устанавливается цементный мост высотой 50 м.

Цементный мост устанавливается также: в башмаке последней промежуточной колонны с перекрытием его не менее, чем на 50 м; интервалах перфорации и смятия эксплуатационной колонны на 20 м ниже и не 100 м выше этих интервалов.

Изоляционно-ликвидационные работы в скважинах, строящихся на месторождениях и подземных хранилищах, в продукции которых содержатся агрессивные и токсичные компоненты, в концентрациях, представляющих опасность для жизни людей, должны проводиться в соответствии в инструкцией («Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов». М, 2001. РД 08-347-00 Госгортехнадзор России).

Для приготовления смесей используются следующие материалы: цемент, глина, песок, суглинок, отходы бурения, ускорители схватывания и добавки для регулирования свойств тампонажных смесей. Тип цемента выбирается с учетом минерализации и агрессивности подземных вод, температуры окружающей среды (ТОС) в скважине.

При выборе рецептуры тампонажных составов необходимо в первую очередь учитывать агрессивность подземных вод.

Рекомендации по выбору тампонажного материала (смеси, состава) и метода тампонирования даны в табл. 11.7.

Таблица 11.7 Рекомендуемые области применения различных материалов для ликвидационного тампонирования

Найдем средний диаметр скважины [см.выражение (11.44)]

Тогда по формуле (11.43)

Плотность тампонажной смеси по формуле (11.45)

Количество тампонажной смеси составит

Количество цемента для приготовления тампонажной смеси

Количество глины

Q_гл=3120-1040=2080 кг

Если плотность продавочной жидкости при близких реологических параметрах с тампонажным раствором значительно меньше плотности тампонажного раствора, возможно ее вытеснение через верхний конец заливочных труб при отсоединении вертлюга-сальника.

10. Организация работ

10.1 Состав буровой бригады, график работы смен

 

Буровая бригада — это первичный производственный коллектив, объединяющий разнородных по квалификации, профессии и функциям сотрудников и рабочих для выполнения определенного круга работ по строительству скважины. Номенклатура выполняемых работ и организация труда зависят от целей буровых работ, глубины и конструкции скважины. На организацию труда буровой бригады и ее состав существенно влияют продолжительность и структура цикла строительства скважины.

В глубоком бурении организуется непрерывная работа буровой в три смены, каждая продолжительностью 8 ч. Буровая бригада включает четыре смены, или вахты, которые обеспечивают непрерывную работу в течение суток. Состав вахты может видоизменяться в зависимости от типа буровой установки.

Буровую бригаду возглавляет буровой мастер. На эту должность назначают дипломированного специалиста либо (в порядке исключения) опытного бурильщика со стажем работы в бурении не менее трех лет.

Буровой мастер руководит бригадой, состоящей из четырех вахт. Каждая вахта, как правило, включает четырех работников — бурильщика и трех его помощников.

Буровой мастер несет персональную ответственность за бесперебойное проведение работ, обеспечение буровых работ всеми необходимыми материалами, соблюдение и выполнение проекта на строительство скважины, обеспечение безопасных условий выполнения работ и осуществление мер по охране окружающей среды. При переходе бригады на новую точку он принимает от монтажников буровое оборудование.

Вместе с бурильщиком буровой мастер осуществляет непрерывный технический контроль за состоянием оборудования, инструмента, рабочего места и надежностью средств техники безопасности на буровой. Если обнаружены недостатки в техническом состоянии бурового оборудования или нарушения требований техники безопасности, буровой мастер и бурильщик принимают меры к их устранению.

Бурильщик возглавляет вахту и несет персональную ответственность за все работы, выполняемые в период его вахты. Он должен иметь удостоверение от горно-технического надзора о сдаче экзамена на право ведения буровых работ. Он принимает оборудование и инструмент от предшествующей вахты, управляет процессом бурения и осуществляет основные работы по углублению скважины, следит за соблюдением предписанного по режимно-технологической карте режима бурения, осуществляет контроль за состоянием оборудования и руководит работой всех членов вахты. По радиотелефону от поддерживает связь с буровым мастером и РИТС (УБР) и в случае необходимости обращается за консультацией, принимает участие в выработке решения и обеспечивает его реализацию. Во время выполнения спускоподъемных операций и работы долота на забое бурильщик находится у пульта управления буровой установкой.

10.2 Охрана труда и техника безопасности при ведении проектируемых работ

Техника безопасности при проведении буровых работ

1. Все работы должны производиться в строгом соответствии с утверждёнными проектами и с соблюдением «Единых правил безопасности при осуществлении геологоразведочных работ».
2. Буровые установки (вновь построенные после переезда или передвижные, подвергнувшиеся ремонту) должны запускаться в эксплуатацию только после приёмки их комиссией. Комиссия назначается руководителями геологоразведочной экспедиции. По прохождении экспедиции составляется акт, заверяющий, что малогабаритная буровая установка готова к началу работы и сможет осуществлять её в соответствии со сводом «Единых правил безопасности при осуществлении геологоразведочных работ». При приёмке бурильной установки, которой предстоит забуривание на глубину свыше 1200 метров, в составе комиссии должны присутствовать представители Госгортехнадзора.
3. Абсолютно все рабочие, принимающие участие в буровых работах, должны в обязательном порядке пройти медосмотр, в ходе которого должны учитываться условия их работы, а также профиль их деятельности. Допускать к работе лиц, по состоянию здоровья не способных выполнять свои служебные обязанности, запрещается.
4. К манипуляциям с буровым оборудованием, а также к обслуживанию силовых агрегатов буровых установок, насосов, электростанций и прочего бурового оборудования и инструмента не допускаются лица, не имеющие соответствующего удостоверения. Передача обслуживания и управления буровым оборудованием лицам, не имеющим на это прав, является грубым нарушением техники безопасности.
5. Рабочие допускаются к выполнению работ только после завершения обучения технике безопасности и сдачи соответствующих экзаменов. Рабочим, которым предстоит осуществлять подземные работы, в обязательном порядке необходимо пройти курс по пользованию самоспасателем.

При внедрении новых методов труда или технологических процессов, равно как и при внедрении новых механизмов, инструментов и других видов бурового оборудования, все рабочие обязаны проходить дополнительный инструктаж.

Независимо от успешности проведения работ и используемого бурового инструмента, повторный инструктаж всех рабочих должен проводиться два раза в год.

Прохождение повторного инструктажа должно регистрироваться в «Книге инструктирования рабочих по технике безопасности», а сама книга должна храниться у начальника отряда (руководителя работ) или же у инженера рабочих по технике безопасности.

Продолжительность предварительного обучения рабочих назначается главным инженером и может зависеть от характера выполняемых на объекте буровых работ.

По окончании предварительного обучения каждый сотрудник переходит под руководство опытного рабочего и работает в качестве ученика в течение срока, утверждённого программой обучения на производстве. За этот срок ученик должен не только повысить свою квалификацию, но и в полном объёме усвоить правила безопасности производимых работ. После этого ему предстоит сдать экзамен по своей специальности и получить на руки документ, удостоверяющей его право на осуществление манипуляций с буровым оборудованием.

Состав принимающей испытания экзаменационной комиссии формируется начальником партии.

7. Каждый рабочий должен выполнять только тот вид деятельности, по которому он прошёл обучение. Без переквалификации и прохождения инструктажа по технике безопасности его перевод в другие сферы недопустим.
8. Прежде чем начать работу, машинист малогабаритной буровой установки на гусеничной базе должен проверить исправность двигателя, бурового насоса, а также всех предохранительных устройств бурового оборудования.
9. Запрещается: запускать буровое оборудование до полного устранения неисправности; оставлять работающую буровую установку без присмотра; снимать и надевать приводной ремень без остановки двигателя; запускать буровой насос без ограждения ремня; во время работы лебёдки браться руками за канат; запускать оборудование, оставляя на валу лебёдки рукоятку ручного подъёма; запускать силовой агрегат, когда фрикцион станка включен; запускать буровое оборудование без ограждения муфты, шпинделя и других движущихся частей.
10. Машинист, сдающий смену, должен известить обо всех обнаруженных в ходе работы неполадках принимающего машиниста. Кроме того, все неполадки должны быть отмечены буровым мастером в журнале сдачи-приёмки смены.

10.5 Геолого-техническая документация

Буровая скважина представляет собой выработку в недрах земли, недоступную для осмотра. Нередко при бурении скважины можно судить о составе проходимых пород и водообильности горизонтов только на основе косвенных показателей.

Следовательно, для технически правильного и успешного ведения буровых работ на нефть и газ необходимо учитывать геологическое строение и гидрогеологические особенности района не только при проектировании скважины, но и в процессе ее бурения.

Геологическое строение и гидрогеологические условия чрезвычайно разнообразны, вследствие чего при бурении скважин очень часто возникают трудности. В процессе разведочно-эксплуатационного бурения по проекту необходимо принимать во внимание вскрываемый в действительности разрез, сохраняя в то же время все основные параметры скважин, заданные по проекту.

Геолого-техническая документация при бурении и опробовании скважин на нефть и газ включает не только различные формы учета, но и многообразную методику фиксирования проводимых работ, а также правильную интерпретацию получаемых данных.

Правильность, точность и полнота ведения геолого-технической документации скважин имеют большое значение.

Заключение

В настоящее время бурение скважин, многоцелевое производство и современная промышленность предлагает большой выбор технических средств и технологий, в которых требуется разбираться, чтобы принять правильное решение. В условиях рыночной экономики и жесткой конкуренции между недропользователями к специалистам геологам предъявляются соответствующие требования, так как от его квалификации и знаний, порой на уровне интуиции, может зависеть успех всего предприятия.

Буровая скважина проходит сквозь толщу горных пород, для того чтобы добраться до желаемого объекта — залежи рудного тела, нефти, газа, водоносного горизонта и т.д. Таким образом, скважина это искусственная выемка в горном массиве пород. В то же время, имеются близкие по назначению, но иной формы выемки — горные выработки (шахты, штольни, карьеры), от которых скважина существенно отличается наименьшим объемом выемки на глубину проходки. В этом смысле она наиболее экономичная и самая быстрая по достижению объекта вскрытия. В поперечном сечении скважина имеет форму круга, так как бурение осуществляется обычно способом вращения, при этом диаметр круга очень мал по сравнению с длиной скважины это первые сантиметры, реже десятки сантиметров при глубине бурения в сотни метров и даже несколько километров.

Бурение, особенно глубокое — достаточно сложное производство, требующее применения специальных технических средств, которые в комплексе именуют буровой установкой. В нее входят следующие главные узлы: буровая вышка (или мачта), энергетическое оборудование или силовой привод — двигатель, буровой станок и буровой насос. В зависимости от способа бурения и конструкции установки подразделяются на вращательные, ударные, вибрационные, турбинные и др. По способу транспортировки они также подразделяются на стационарные, передвижные, самоходные и переносные.

Список использованной литературы

1. Наугольнов С. И., Алексеев В.В. Методические рекомендации по определению индивидуальных норм расхода электроэнергии на буровые работы. М.: ВИЭМС, 1989.
2. Чайкин А.С. Наугольнов С. И. Методические рекомендации по нормированию расхода топлива на работу геологоразведочного оборудования с приводом от двигателей внутреннего сгорания, М.: ВИЭМС, 1989.
3. Старцев О.И. Оптимизация расхода топлива двигателями геологоразведочных самоходных буровых установок. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. М.: РГГРУ, 2006.
4. Сердюк Н.И., Куликов В.В. и др. Бурение скважин различного назначения. Под редакцией д.т.н., проф., чл.-корр. РАЕН Сердюка Н.И. М.: РГГРУ 2006.
5. Алексеев В.В., Гланц А.А., Чайкин А.С. Эксплуатация передвижных электростанций в геологоразведочных организациях. М.: Недра, 1984.
6. Жернаков А.П., Акимов В.Д., Алексеев В.В. Экономия топливно-энергетических ресурсов при геологоразведочных работах. М.: Геоинформмарк, 2000.
7. Назаров А. П. Разведочное бурение. Методические указания. М.: МГГА. 2000.