Оформление курсового проекта

Курсовой проект состоит из текста пояснительной записки и графических приложений.

Текст пояснительной записки набирается на ПК на одной стороне листа формата А4, лист должен иметь поля: 20 мм – сверху и снизу, 30 мм – слева, 15 мм – справа.

После титульного листа помещают задание на курсовое проектирование, а затем содержание.

Все иллюстрации текста именуются рисунками (Рис. ) и имеют свои порядковые номeра. Название рисунка пишется после номера рисунка.

В тексте делается ссылка на первоисточники, указывая в квадратных скобках порядковый номер, под которым они стоят в списке использованной литературы.

Список литературы помещается в конце пояснительной записки. Список составляется в порядке, в котором встречаются ссылки по тексту пояснительной записки. Указывают фамилию и инициалы авторов, название книги или статьи, издательство и год издания. Например:

1. Володин В.И. Основы бурения. – М.: Недра, 1986.

2. Правила безопасности при геологоразведочных работах. – М.: Недра, 1991.

Текст пояснительной записки снабжается титульным листом установленного образца и сшивается.

Графическая часть проекта не должна превышать одного-двух листов чертежной бумаги формата A1 (594´841 мм).

Чертежи должны быть выполнены с соблюдением стандартов черчения.

СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Текст курсового проекта состоит условно из трех частей – общей, специальной и экономической.

В общей части приводится народно-хозяйственное значение предназначенного для разведки полезного ископаемого, дается целевое задание, краткая геологическая характеристика района работ и геолого-технические условия исследуемого района.

В специальной части обосновываются способы разведки полезного ископаемого и бурения скважин, объемы буровых работ и расположение разведочных скважин; разрабатывается конструкция скважины; производится выбор бурового оборудования и определяется потребляемая мощность; разрабатываются мероприятия по охране труда, технике безопасности, охране недр и окружающей среды.

В экономической части определяются затраты времени на бурение скважин, необходимое количество станков, нормы расхода (износа) оборудования, материалов и инструментов, а также составляется спецификация потребного оборудования.

Ниже приводится более подробная характеристика всех глав проекта.

 

ВВЕДЕНИЕ

Во введении необходимо привести назначение геологоразведочных скважин и общие краткие сведения о бурении, а также, на основании каких материалов составляется курсовой проект.

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Пункты общей части являются базовыми для обоснования последующих разделов проекта.

1.1. Народно-хозяйственное значение полезного ископаемого

Указать, какие отрасли народного хозяйства используют руду, уголь или другие полезные ископаемые, которые проектируется разведать.

Описать, какое народно-хозяйственное значение имеет данное полезное ископаемое.

1.2. Целевое назначение работ

Указать вид разведки, намечаемый данным проектом: поисковая предварительная, детальная, доразведка или разведочно-эксплуатационные работы с целью разведки данного месторождения.

1.3. Краткая геологическая характеристика месторождения.

Описать, какого возраста породы принимают участие в геологическом строении месторождения, к какому возрасту, свите, ярусу относится данное месторождение или пласты полезного ископаемого, какова мощность свит и процентное соотношение пород.

Указать, какую геологическую структуру представляет собой участок проектируемых работ: моноклинальное залегание, синклинальная или антиклинальная складка и т.п., какие элементы залегания имеют породы участка.

 

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Обоснование способа разведки

Необходимо указать, какими горно-разведочными выработками будет осуществляться разведка данного месторождения (участка работ). Способ разведки следует обосновать, исходя из особенностей геологического строения.

Необходимо указать какие геологоразведочные работы были ранее проведены на проектируемом участке.

Если разведка месторождения будет проводиться бурением работами, описать преимущества буровых работ по сравнению с горными.

2.2. Способ бурения скважин

Необходимо описать принятый способ бурения скважин, область его применения, кратко технологию бурения этим способом и его преимущества перед другими способами бурения.

2.3. Расположение разведочных скважин и объемы буровых работ

Если разведка проводилась буровыми скважинами, необходимо указать, на какой сетке располагались скважины, на какую глубину были пройдены. Мощность полезного ископаемого.

Общий объем буровых работ V_общ, м, рассчитывается по формуле

V_общ = L_скв n_скв, (2.1)

где L_скв – глубина одной скважины, м;

n_скв – количество скважин.

2.4. Категории пород по буримости

Буримость горных пород отражает комплексную характеристику породы, зависящую от твердости, абразивности, трещиноватости, пластичности, применяемых ПРИ, параметров режима бурения и др. Буримость горных пород на основании установления их динамической прочности и абразивности рекомендуется определять по методу ЦНИГРИ (ОСТ 41-89-74).

Данные по геологическому разрезу рекомендуется свести в табл. 2.1 вида:

Таблица 2.1

№ п/п	Наименование пород	Категория по буримости	Объем бурения, м
по 1 скважине	по nскв

2.5. Разработка конструкции скважины

Исходными данными для выбора конструкции скважины служат физико-механические свойства пород геологического разреза, цель и способ бурения скважины, ее глубина и конечный диаметр.

Составление конструкции скважины включает в себя решение следующих вопросов: определение конечного диаметра, глубины скважины, крепление скважин обсадными трубами с обоснованием глубин посадки труб и их диаметров; определение интервалов стволов скважины, подлежащих тампонированию.

Обоснованная конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям: обеспечивать выполнение всех геолого-технических задач; быть рациональной и экономической как в отношении расхода труб, так и экономии средств на бурение скважины.

Выбор и обоснование конструкции скважины по проектному геологическому разрезу ведется в следующем порядке.

а) Общая глубина скважины определяется глубиной залегания полезного ископаемого плюс 10-15 м для нормального проведения геофизических исследований.

б) Затем выбирают конечный диаметр бурения. Для снижения стоимости скважины, бурить ее следует возможно меньшими диаметрами, однако выбор диаметра скважины должен отвечать ее назначению (получение качественной пробы в необходимом количестве, проведение комплекса намеченных исследований и т.п.). При разведке твердых полезных ископаемых необходимый диаметр керна D_кр должен обеспечить получение надежной массы пробы, которая устанавливается с учетом требований к опробыванию:

см, (2.2)

где l – длина пробы, см;

Q_п – надежная масса пробы, г;

r – плотность пробы полезного ископаемого, г/см³;

К – коэффициент планируемого выхода керна.

После определения диаметра керна, определяется конечный диаметр бурения:

, мм, (2.3)

где δ – толщина торцевой части коронки (твердосплавной – 5-7 мм, алмазной – 8-12 мм).

По полученному результату выбирается ближайший наибольший стандартный диаметр бурения.

Вместе с этим, конечный диаметр при бурении по углю и бокситам должен быть не менее 76 мм, а конечный диаметр по минеральным солям и строительным материалам – не менее 93 мм.

в) Установив конечный диаметр бурения скважины, переходят к определению числа, глубины спуска и диаметра обсадных колонн.

г) Намечаются промежуточные и начальный диаметры бурения скважины.

В целом конструкция скважины должна быть, по возможности более простой, т.е. с минимальным количеством переходов с одного диаметра на другой, и учитывать прогрессивное направление – бурение малыми диаметрами.

В конце этого пункта необходимо дать на рис. 2.1 графическое изображение схемы конструкции скважины.

2.6. Выбор бурового оборудования

2.6.1. Бурильные трубы и УБТ

Современная технология бурения скважин характеризуется применением высоких частот вращения бурового снаряда, что обусловливает определенные требования к конструкции, прочности и эксплуатационным характеристикам бурильных труб. Для обеспечения бурения на высоких частотах вращения без вибрации бурильной колонны при сокращении прочности и работоспособности элементов колонны в течение длительного времени, а также бурения скважин при наименьших затратах энергии необходимо выполнить следующие требования.

Зазор колонна-скважина должен быть минимально возможным и быть в пределах 0,88-0,93 диаметра ПРИ.

Поэтому при выборе труб каждому размеру ПРИ должен соответствовать оптимальный диаметр бурильной колонны.

В настоящее время для бурения скважин применяются бурильные колонны, имеющие два вида соединения: ниппельное и муфтово-замковое (табл. 2.2 [5]).

Таблица 2.2

Конечный диаметр скважины, мм	Глубина скважины, м	Алмазное бурение	Твердосплавное бурение
		СБТН-33,5	СБТН-33,5
	до 800	СБТН-42; ЛБТН-42 42/НЗСУ-44; 423-35 КВС-44/42/СБТН-42/ГОСТ 8467-57	СБТН-42; 42/НЗСУ-44; 42/3-35
800-1200	СБТН-42; ЛБТН-42 42/НЗСУ-44; 42/3-35; КВС-44/42	СБТН-42
	до 500	СБТН-54; ЛБТН-54; 50/3-42; 50/НЗСУ-57; КВС-57/50	СБТН-54; 50/3-42; 50/НЗСУ-57
500-1500	СБТН-54; ЛБТН-54 50/НЗСУ-57; КВС-57/50	СБТН-54; 50/НЗСУ-57
1500-3000	СБТН-54; ЛБТН-54 (50/НЗСУ-57)	СБТН-54
	до 1200	СБТН-68; ЛБТН-68 КВС-65/50; 50МЗ (СБТН-54; 50/НЗСУ-57)	50МЗ, ЛБТН-54 СБТН-68,/СБТН-54
1200-2000	СБТН-68; ЛБТН-68; 50МЗ (СБТН-54; 50/НЗСУ-57)	50МЗ, ЛБТН-54
93-112	до 1000	50МЗ	50МЗ
132-151	до 600	-	50МЗ

Примечание. В скобках приведено обозначение колонны, применение которой возможно, но не может быть рекомендовано повсеместно.

Диаметр бурильных труб определяется из соотношения

d_БТ = к D_кон, (2.4)

где D_кон – конечный диаметр скважины, мм;

к – коэффициент, значение которого принимают:

- при алмазном бурении скважин глубиной до 800 м к=0,9;

- при алмазном бурении скважин глубиной >1000 м к=0,83;

- при твердосплавном бурении скважин большого диаметра к=0,6.

Правильный выбор комплекта УБТ для конкретных геолого-технических условий бурения позволяет улучшить показатели работы ПРИ, снизить интенсивность искривления скважины и аварийность работ, связанных с повреждением бурильной колонны.

УБТ в состав бурильной колонны следует включать при бурении скважин большого диаметра (93-151 мм), при необходимости создания осевой нагрузки на ПРИ более 15 кН, в геологических условиях, способствующих искривлению скважин.

Характеристика УБТ дана в табл. 2.3 [1].

Таблица 2.3

Марка	Для бурения скважин диаметром, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина, м	Масса 1 м, кг
УБТ-С			23,0	4,5	31,2
		28,5	4,5	41,2
		38,0	4,5	63,4
УБТ-У			19,0	4,5	24,4
		19,0	4,5	32,2
		19,0	4,5	52,2
УБТ-РПУ			19,0	4,6	25,6
		22,0	4,6	35,6

Вес колонны УБТ должен быть таким, чтобы на 25-50% превосходить требуемую осевую нагрузку Р, которая рассчитывается по формуле

Р = р₀ п_р, Н, (2.5)

где р₀ – удельная нагрузка на основной резец, Н;

п_р – количество основных резцов.

Длина колонны УБТ равна

L_УБТ = P K / q_УБТ, м, (2.6)

где K – коэффициент увеличения веса УБТ для создания растягивающей нагрузки (К=1,25-1,5);

q_УБТ – масса 1 м УБТ, кг.

Потребное количество УБТ определяется из соотношения

n_УБТ = L_УБТ / l_УБТ, (2.7)

где l_УБТ – длина трубы, м.

Необходимо привести технические характеристики выбранных УБТ.

2.6.2. Колонковые и обсадные трубы, колонковые наборы

В соответствии с требованиями рационального соотношения диаметров бурильных труб и диаметров внутреннего канала обсадных колонн крепление скважин алмазного бурения должно осуществляться обсадными безниппельными трубами по ГОСТ 6238-77.

Глубина спуска обсадных колонн безниппельного соединения позволяет рекомендовать их для крепления скважин глубиной до 2500- 3000 м (глубина спуска обсадных колонн в скважине не превышает обычно 30% глубины скважины).

Глубина спуска колонн безниппельного соединения достигает 900- 1100 м.

Размеры обсадных труб безниппельного соединения приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Диаметр бурения, мм	ГОСТ 6238-52	ГОСТ 6238-77
Наружный диаметр, мм
Внутренний диаметр, мм		49,5	65,5
Масса 1 м трубы, кг	3,5	4,92	6,4	8,38	3,5	5,83	8,38	10,3

Для крепления скважин диаметром более 59 мм предназначены трубы ниппельного соединения. Глубина спуска превышает 1000 м.

Размеры обсадных труб ниппельного соединения даны в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Диаметр бурения, мм	ГОСТ 6238-52	ГОСТ 6238-77
Наружный диаметр труб, мм
Внутренний диаметр труб, мм	65,5	81,0	99,5
Внутренний диаметр ниппеля, мм	62,5	78,5	97,5	116,5	135,5			99,5	114,5

Необходимо привести технические характеристики выбранных обсадных труб и краткие технические характеристики колонковых наборов, указать ГОСТ (ОСТ, ТУ).

2.7. Выбор и расчет промывочной жидкости

В зависимости от минералогического состава и физико-механических свойств буримых пород, наличия в них трещин и пустот, а также с учетом других факторов применяют различные очистные агенты.

При бурении скважин в устойчивых породах используется техническая вода; в слабоустойчивых породах и других сложных геологических условиях применяют глинистые и специальные растворы; в поглощающих горизонтах – аэрированные жидкости; при отсутствии водопроявлений – сжатый воздух и другие газообразные агенты; при алмазном бурении обязательно применение эмульсионных промывочных жидкостей.

Наиболее распространенные очистные агенты приведены в табл. 2.6.

Таблица 2.6

Очистной агент	Условия применения	Значение параметров
r, кг/м3	Т, с	В, см3/30 мин	К, мм
Техническая вода	Твердые монолитные или слаботрещиноватые породы		14,5-15,5
Солевые растворы	При бурении по солям, в многолетнемерзлых породах		16-17
Глинистые, не обработанные реагентами	Трещиноватые, относительно устойчивые породы	1100-1250	25-50
Глинистые, обработанные реагентами	В осложненных геологических условиях	1100-1300	25-50	3-5,8-10	1-3
Меловые	В аргилитах, глинистых сланцах, ангидридах, солях, при высоких пластовых давлениях	1300-1350	25-30	6-9	1-2
Естественные:     аргиллитовые     мергелистые     карбонатные     сульфатные и сульфатно-галоидные	По аргиллитовым, мергелистым, карбонатным и другим породам	1200-1250   1300-1400   1200-1300   1200-1400	20-25     18-36     16-25     16-25	5-7     2-5     3-8     3-8	1,5     1,5     1,5     1,5
Полимерные и полимербентони-товые	При бурении ССК в осложненных условиях	1020-1030	16-30	3-7	0,1-0,5
Силикатно-гуминовые	В осложненных геологических условиях (набухание, осыпи)	1040-1060	17-18	4-6
Ингибированные	Для предотвращения осыпей и обвалов стенок скважин
На нефтяной основе	В осложненных геологических условиях	850-900			1-2
Утяжеленные	При высоких пластовых давлениях	1300-1900	18-60	3-5	0,5-2
Аэрированные	При поглощениях и др.		24-25	10-20
Воздух, газ	В безводных, северных районах, при поглощениях и др.

После обоснования типа промывочной жидкости указываются ее параметры.

2.8. Выбор буровой установки

Буровую установку следует выбирать с учетом конкретных геолого-технических условий, рельефа местности, климатических условий, вида используемой энергии, способа бурения, детальности поисково-разведочных работ, транспортабельности.

На выбор буровой установки влияют следующие факторы:

1. цель и способ бурения;

2. проектная глубина скважины;

3. диаметры бурения;

4. физико-механические свойства горных пород;

5. климатические условия района работ;

6. рельеф местности;

7. наличие электроэнергии.

Путем сопоставления данных технических характеристик буровых установок с вышеперечисленными факторами выбирают установку для бурения скважин. Необходимо привести техническую характеристику буровой установки в форме таблицы.

2.8.1. Выбор вышки (мачты) и талевой системы

В соответствии с глубиной запроектированной скважины, выбранным оборудованием, а также с учетом рельефа местности, наличия лесных массивов, производят выбор типа и размеров буровой вышки (мачты).

Выбор буровой вышки (мачты) должен подтверждаться определением высоты и грузоподъемности вышки.

Высота вышки может быть определена из выражения

Н = k L_св, м, (2.8)

где L_св – рекомендуемая длина свечи, м;

k – коэффициент, учитывающий возможные переподъемы во избежание затягивания бурового снаряда в кронблок (k = 1,2-1,5 [3, стр. 163].

Длина свечи зависит от глубины скважины, способа бурения и принимается по таблице [3, стр. 163].

Грузоподъемность вышки (мачты) определяется в соответствии с нагрузкой, действующей на кронблочную раму.

Величина нагрузки на кронблочную раму зависит от максимально возможной нагрузки, на крюке, схемы талевой оснастки.

Нагрузка на крюке:

кгс, (2.9)

где L_БТ – длина колонны бурильных труб, м;

L_УБТ – длина колонны УБТ, м;

q_БТ – масса 1 м бурильной трубы, кг;

q_УБТ – масса 1 м УБТ, кг;

a – коэффициент, учитывающий утяжеление бурильных труб за счет соединений (a=1,05 при ниппельном соединении, (a=1,1 при муфтово-замковом соединении);

К – коэффициент, учитывающий силы трения колонны труб о стенки скважины, а также возможный прихват ее породой (при подъеме бурильной колонны К=1,25-1,5; для обсадных труб К=1,5-2,0);

промывочной жидкости, кг/м³;

r_ст – плотность стали (7850 кг/м³).

Число рабочих ветвей каната в талевой системе, за исключением ветви, наматываемой на барабан и неподвижного конца каната, зависит от соотношения нагрузки на крюке Q_кр, грузоподъемности лебедки Р_Л и определяется по формуле:

, (2.10)

где h – к.п.д. талевой системы (0,8-0,9).

Полученное значение округляется до целого числа в большую сторону.

Общее число ветвей талевого каната:

m₀ = m_T + 1 – при несимметричной оснастке;

m₀ = m_T + 2 – при симметричной оснастке.

Тип талевой системы выбирается с учетом конкретных условий бурения. Работа на прямом канате возможна только в случае, если Q_кр, не превышает Р_Л.

Схему талевой оснастки с концом каната, закрепленным на кронблоке или талевом блоке, следует применять только при небольшой высоте вышки, поскольку при таком способе оснастки нагрузка на буровую вышку получается ассиметричной. При оснастке с неподвижным концом вышка будет нагружена симметрично, а буровая может быть оборудована гидравлическим индикатором веса (рис. 2.2).

 

 

Нагрузка на кронблочную раму Q₀, кг, определяется следующим образом.

При несимметричной оснастке:

; (2.11)

при симметричной оснастке:

(2.12)

Исходя из расчетных данных, выбирается тип буровой вышки (мачты) и приводится ее техническая характеристика в форме таблицы.

2.8.2. Расчет бурового насоса

При промывке скважин получили распространение поршневые и плунжерные насосы. Для того, чтобы выбрать насос необходимо знать потребное количество промывочной жидкости, подаваемое в скважину при бурении Q, и гидравлические потери напора Р при прокачке жидкости на максимальную глубину запроектированной скважины. Определенные путем расчетов показатели Q и Р сопоставляются с основными параметрами характеристик насосов. В результате сопоставлений выбирается марка насоса и указывается его краткая характеристика.

Учитывая, что глубина скважины всегда больше при бурении коронкой соответствующей конечному диаметру скважины, для расчета параметров насоса необходимую производительность насоса принять для бурения этой коронкой.

Производительность насоса определяется по формуле:

, л/мин, (2.13)

где υ_min – минимальная скорость восходящего потока, при которой в данном районе работ не возникает осложнений, связанных с неудовлетворительной очисткой ствола скважины, дм/с;

D – конечный диаметр бурения, дм;

d_БТ –диаметр бурильных труб, дм.

Практикой установлено, что в большинстве случаев бурение идет нормально, если υ_min=9-13 дм/с при бурении в глинах, глинистых сланцах и песках и 7-10 дм/с при разбуривании скальных пород.

Давление насоса определяется по формуле

кгс/см², (2.14)

где Р_i – суммарные потери напора в трубах и в затрубном пространстве на стометровом отрезке глубины скважины (2-3 кгс/см²);

L – глубина скважины, м;

Р_обв – потери напора в обвязке насоса (3 кгс/см²);

k – коэффициент, учитывающий увеличение сопротивления прокачиванию промывочной жидкости за счет вязкости (k=1,2)

2.9. Механизация спускоподъемных операций

Сокращение времени проведения спускоподъемных операций (СПО) – один из резервов повышения производительности буровых работ.

Удельный вес этих операций в общих затратах времени при колонковом бурении занимает 15-20%, а при глубоком – 30% и более.

Время на СПО возрастает пропорционально глубине скважины.

Необходимо провести краткие технические характеристики механизмов, которые проектируется применять для сокращения времени на вспомогательные операции:

- труборазвороты Р_m-100; Р_m-300; РТ-1200;

- механизмы МСОТ, МСБС-2 и др.;

- полуавтоматические элеваторы (Э-18/50, ЭНГ-20, МЗ-50/80, КМСП-59, КМСП-76 и др.);

- свечеукладники, приспособления для очистки бурильных труб от раствора, для нанесения смазки и др.

2.10. Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор рационального ПРИ является одним из основных мероприятий, определяющих стоимость и производительность буровых работ.

При выборе ПРИ необходимо, в первую очередь, учитывать следующие геолого-технические факторы, влияющие на основные параметры инструмента:

твердость горных пород (категория по буримости);

трещиноватость горных пород (группа по трещиноватости);

абразивность горных пород.

Для выбора типа твердосплавной коронки, наиболее эффективного в данных геологических условиях, первоначально необходимо знать условия, в которых будут отрабатываться коронки: характер геологического разреза; примерные твердость, абразивность и буримость пород; степень трещиноватости; наличие пор и пустот, более твердых и слабых включений.

При мощных отклонениях однородных по составу осадочных пород следует применять один тип коронки, эффективный по всему разрезу в целом, при бурении в разрезах, состоящих из отдельных достаточно мощных и резко отличающихся по твердости и буримости интервалов пород, целесообразно применять коронки нескольких типов, каждый из которых наиболее эффективен в конкретном интервале.

Рекомендации по выбору твердосплавных коронок в зависимости от областей их применения даны [1, с. 126], [4, с. 241, табл. V-16].

При выборе алмазной коронки необходимо, в первую очередь, учитывать следующие геолого-технические факторы, влияющие на основные параметры инструмента:

1. твердость горных пород;

2. трещиноватость горных пород (группа пород по тещиноватости), определяющую толщину матрицы и выпуск из нее алмазов;

3. абразивность горных пород, определяющую твердость матрицы.

Общие рекомендации по выбору алмазного породоразрушающего инструмента даны [1, с. 148, табл. 26], [4, с. 211, табл. V-6].

2.11. Энергоснабжение буровых работ

Прежде, чем приступить к выбору силового привода, необходимо решить вопрос о виде энергии.

При наличии в районе работ государственных линий электропередач следует обязательно планировать работу буровых агрегатов с приводом от электродвигателей.

При отсутствии линий электропередач и большой отдаленности буровых друг от друга следует останавливать выбор на двигателях внутреннего сгорания.

При густой сетке расположения скважин целесообразно применение передвижных электростанций для выработки электроэнергии, а привод бурового оборудования осуществлять от электродвигателей.

Марку и мощность двигателей следует принимать те, которыми комплектуются станки, насосы, а в дальнейшем произвести расчет фактических и рациональных затрат мощностей.

Определить мощность на бурение, на подъем инструмента из скважины. Мощности двигателя на бурение, подъем инструмента из скважины рассчитываются на предельную глубину скважины.

2.11.1. Мощность, необходимая на вращение бурового снаряда

Мощность, необходимая на вращение бурового снаряда, определяется по формуле

кВт, (2.15)

где N₀ – удельная мощность на разрушение породы коронкой (N₀=0,2 кВт);

L – глубина скважины, м;

N_БТ – дополнительная мощность, зависящая от диаметра и частоты вращения бурильной колонны (N_БТ=4 кВт);

h – к.п.д. бурового станка (h=0,8-0,85);

F – площадь забоя, см².

(2.16)

2.11.2. Мощность, необходимая на подъем снаряда из скважины

Мощность, необходимая на подъем снаряда из скважины, определяется по формуле

кВт, (2.17)

где Q_кр – нагрузка на крюке, кгс;

V₀ – скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с;

т – количество рабочих струн талевой оснастки;

h – к.п.д. привода талевой системы (h=0,85).

 

2.11.3. Мощность, необходимая на привод бурового насоса

Мощность, необходимая на привод бурового насоса рассчитывается следующим образом:

кВт, (2.18)

где Q – подача насоса (формула (2.13)), л/мин;

Р – давление насоса (формула (2.14)), кгс/см²;

h – к.п.д. привода бурового насоса (h=0,85).

2.12. Технологический режим бурения

В соответствии с физико-механическими свойствами буримых пород, способом бурения и выбранным ПРИ разрабатываются параметры технологических режимов бурения для каждого вида и диаметра ПРИ.

Параметрами технологического режима при вращательном колонковом бурении являются:

1. осевая нагрузка;

2. частота вращения;

3. количество промывочной жидкости.

Осевая нагрузка для твердосплавных коронок определяется по формуле

С = С₀ m, кН, (2.19)

где С₀ – удельная осевая нагрузка на 1 основной резец, кН;

m – количество основных резцов на коронке.

При забуривании осевую нагрузку на коронку принимаем 50% С.

Для алмазных коронок

С = Р₀ S, кН, (2.20)

где Р₀ – удельная нагрузка на 1 см² рабочей площади торца коронки, кН/см²;

S – рабочая площадь торца коронки, см²– 12,6 см².

Частота вращения:

об/мин, (2.21)

где V_о – окружная скорость коронки, м/с;

D₀ – средний диаметр коронки, м;

(2.22)

здесь D – наружный диаметр коронки, м;

D₁ – внутренний диаметр коронки, м.

Количество промывочной жидкости

л/мин, (2.23)

где υ_min – минимальная скорость восходящего потока, при которой в данном районе работ не возникает осложнений, связанных с неудовлетворительной очисткой ствола скважины, дм/с;

F – площадь кольцевого зазора между стенками скважины и бурильными трубами, дм²,

(2.24)

здесь D – наружный диаметр коронки, дм;

d_БТ –диаметр бурильных труб, дм.

2.13. Встреча и перебуривание зон полезного ископаемого

Успешное решение проблем качественного опробывания скважин возможны при правильном представлении о свойствах конкретных пород и полезных ископаемых и степени трудности получения из них кондиционного керна. В свою очередь эти свойства определяют выбор технических средств и оптимальную технологию бурения.

Необходимо определить группу полезного ископаемого по твердости извлечения керна. Для обеспечения качественного перебуривания полезного ископаемого следует подобрать тип, марку колонкового набора и рассчитать параметры режима бурения.

Классификация пород и полезных ископаемых по признаку разрушения керна и основных мероприятий по обеспечению выхода керна приведена в табл. 2.7 [1, с. 231-250].

Таблица 2.7

Категория пород	Характеристика пород	Поведение пород при бурении	Основные мероприятия по обеспечению выхода керна
I	Монолитные и слаботрещиноватые	Керн не разрушается в течение рейса	Использование простых колонковых наборов и рациональный режим бурения
II	Мерзлые породы	Керн при бурении разрушается от теплового воздействия промывочной жидкости	Соблюдение температурного режима путем применения солевых растворов, охлажденных до температуры замерзания, или охлажденного воздуха
III	Каменные соли	Керн при бурении вымывается	Бурение с промывкой солевыми растворами
IV	Сыпучие породы и плывуны	Керн при бурении вымывается	Необводненные породы: бурение двойными колонковыми снарядами с промывкой глинистым раствором. Обводненные породы: бурение с опережающим креплением стенок скважины трубами или бурение с замораживанием пород
V	Мягкие плашечные породы	Керн при бурении разбухает, размывается	Использование Д.Т.Н. Промывка глинистыми растворами с малой водоотдачей
VI	Хрупкие породы	Керн при бурении дробится	Устранение вибрации или бурение на малых частотах вращения. Бурение двойными колонковыми трубами с конусными или ступенчатыми коронками, изолирующими керн от потока промывочной жидкости
VII	Породы однородные по твердости, но с изменяющейся степенью трещиноватости, а также сланцеватые породы, пересекаемые скважиной под углом (не менее 45˚)	При бурении керн самозаклинивается	Использование двойных колонковых наборов с восходящим потоком промывочной жидкости в керноприемной трубе
VIII	Породы сильно трещиноватые и неоднородные по твердости	Керн при бурении подвержен избирательному истиранию и вымыванию	Применение двойных колонковых труб и одинарных снарядов с восходящим потоком жидкости в керноприемной трубе и с гидроциклонным шламоудовителем

2.14. Мероприятия по предупреждению аварий

На ликвидацию аварий непроизводительно затрачиваются время и средства. Иногда из-за тяжелых аварий скважина не может быть доведена до проектной глубины. Частые аварии приводят к преждевременному износу бурового оборудования, инструмента и ухудшают техническое состояние скважины.

Причины аварий:

а) геологические: обваливающиеся и пучащиеся породы, плывуны, поглощающие горизонты и др.;

б) технические: плохое качество, низкая прочность или конструктивные недостатки, недопустимый износ;

в) технологические: нарушение рациональных режимов бурения, крепления или тампонирования скважин;

г) организационные: невыполнение мероприятий по предупреждению аварий, простои, остановки буровых агрегатов, низкая трудовая дисциплина, недостаточно высокая квалификация обслуживающего персонала, отсутствие контрольно-измерительных приборов.

В курсовом проекте необходимо наметить профилактические мероприятия по предупреждению аварий:

а) постоянное повышение квалификации бурового персонала, изучение опыта безаварийной работы передовых бригад;

б) внедрение передовых методов труда, строгое соблюдение трудовой и технологической дисциплины;

в) предупреждение аварий с бурильными трубами;

г) предупреждение аварий с обсадными трубами;

д) предупреждение прихватов бурового снаряда.

2.15. Охрана недр и окружающей среды

2.15.1. Общие положения

2.15.2. Рекультивация земель

Охрана окружающей среды означает систему государственных и общественных мероприятий, обеспечивающих сохранение природной среды, пригодной для жизнедеятельности нынешних и будущих поколений людей.

Мероприятия по охране недр предусматривают, прежде всего, решение вопросов комплексного и полного их изучения.

Недопущения вредного влияния геологоразведочных работ на сохранность запасов полезных ископаемых, включение работ по восстановлению первичных условий в недрах, нарушенных в результате проходки геологоразведочных выработок – буровых скважин, шахт, шурфов, штолен, канав и др. (засыпка канав и траншей, ликвидация последствий взрывов, ликвидационное тампонирование скважин и пр.).

Мероприятия по охране вод направлены на сохранность поверхн