Автор: Володин Ю.И.
Теги: маркшейдерское дело разведка доразведка геология бурение скважин учебник для техникумов
Год: 1986
Текст
II Ю.И. ВОЛОДИН
основы
БУРЕНИЯ
Ю.и. ВОЛОДИН
основы
БУРЕНИЯ
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ. ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Допущено
Министерством высшего и среднего специального
образования СССР в качестве учебника
для геологических и гидрогеологических специальностей
средних специальных учебных заведений
МОСКВА ’’НЕДРА” 1986
УДК 622.143(075.3)
Володин Ю. И. Основы бурения: Учебник для техникумов. — 3-е
изд., перераб. и доп.— М.: Недра, 1986. 360 с.
В третьем издании (2-е изд.— 1978) особое внимание уделено новым
достижениям в технике и технологии геологоразведочного бурения.
Значительно переработан материал, освещающий колонковое бурение,
бурение и оборудование водозаборных скважин, а также направленное бу-
рение. Рассмотрено крепление скважин. Освещены вопросы промывки сква-
жин. Описаны колонковые наборы, бурильные колонны, буровые вышки и
мачты, оборудование для колонкового бурения, силовой привод буровых
установок, технология бурения, различные способы бурения, организация ра-
бот.
Для учащихся геологоразведочных техникумов, обучающихся по специ-
альностям «Геология, поиски и разведка месторождений полезных ископае-
мых» и «Гидрогеология и инженерная геология»
Табл. 40, ил. 141, список лит.— 21 назв.
Рецензент С. И. Голиков (Мингео СССР)
„ 1904050000—200
В 043(01)—86 164—86
ф Издательство «Недра», 1986
ВВЕДЕНИЕ
1/>
?
Минерально-сырьевая база имеет определяющее значение
в обеспечении высоких и устойчивых темпов развития эконо-
мики страны
Условия залегания полезных ископаемых в недрах Земли,
их качество и величина запасов, экономическая целесообраз-
ность эксплуатации месторождения определяются с помощью
горно-разведочных выработок и разведочно-буровых скважин.
В связи с большей скоростью проведения и меньшей стоимостью
1 м проходки буровые скважины имеют больший удельный вес.
В нашей стране создан значительный арсенал новых техни-
ческих средств, позволяющих внедрять высокоэффективные спо-
собы бурения геологоразведочных скважин. Много внимания
при этом уделяется повышению уровня механизации трудоем-
ких операций на буровых работах.
Применение буровых работ не ограничивается разведкой ме-
сторождений полезных ископаемых. Они используются во мно-
гих отраслях народного хозяйства.
По целевому назначению буровые скважины классифици-
руют на геологоразведочные, эксплуатационные и технические.
Геологоразведочные скважины используют при проведении
геологоразведочной съемки (картировочные скважины) с целью
определения наличия в данном районе того или иного полезного
ископаемого (поисковые скважины), для вскрытия верхних го-
ризонтов земной коры с целью испытаний физико-механических
свойств грунтов для нужд промышленного и гражданского
строительства (инженерно-геологические скважины), с целью
оконтуривания и определения запасов полезного ископаемого на
данном месторождении (разведочные скважины), при изучении
подземных вод, условий их залегания, дебита и химического со-
става (гидро!еологические скважины), для проведения подзем-
ных взрывов при сейсмической разведке (сейсмические сква-
жины) , с целью измерения параметров геофизических свойств
горных пород (параметрические скважины), для изучения геоло-
гических структур с целью контроля и уточнения данных гео-
логическо?! и геофизической съемок (структурные скважины).
Эксплуатационные скважины сооружают для добычи из
подземных недр пресных и минеральных вод (водозаборные
скважины), нефти и природного газа (нефтяные и газовые сква-
жины), различных минеральных солей, при подземной газифи-
кации углей, а также для нагнетания растворов кислот, раство-
ряющих минералы полезного ископаемого с последующим выно-
сом его на поверхность (геотехнологические скважины).
Технические скважины имеют весьма различное назначение.
Их применяют при следующих процессах:
1
3
1) разработке месторождений полезных ископаемых для от-
деления твердой породы от массива силой взрыва заложенных
в них зарядов (взрывные скважины);
2) сооружении или ремонте дамб, плотин для нагнетания
в пористые породы цементного раствора, жидкого стекла или
различных смол;
3) проходке горных выработок в водоносных породах
с целью замораживания последних;
4) осушении карьера или участка под строительство путем
снижения уровня подземных вод (водопонизительные или дре-
нажные скважины);
5) осушении горных выработок путем спуска воды из одного
подземного горизонта на другой (водоспускные скважины);
6) создании подземных хранилищ для газообразных и жид-
ких веществ;
7) подземных разработках полезных ископаемых для про-
кладки кабелей, воздухопроводов, водоотлива и вентиляции,ту-
шения подземных пожаров, отвода газа из загазированных вы-
работок.
Развитие народного хозяйства и непрерывный рост потреб-
ности различных видов минерального сырья требуют не только
постоянного наращивания разведанных запасов полезных иско-
паемых, но и бережного, рационального расходования богатств
земных недр, сохранения природных богатств для будущих по-
колений.
Глава 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ
Понятие о скважине и ее элементах
Буровой скважиной называется цилиндрическая выработка
в земной коре, имеющая поперечное сечение малой величины
при относительно большой протяженности.
Начало скважины (рис. 1, а) называется устьем, дно — за-
боем, а боковая поверхность — стенками.
Основные элементы, характеризующие скважину, — ее диа-
метр, глубина и направление. Диаметр скважины определяется
наружным диаметром породоразрушающего инструмента, а если
она закреплена обсадными трубами, то внутренним диаметром
этих труб.
При разведке месторождений твердых полезных ископаемых
скважины бурят диаметрами 26—151 мм глубиной до 1500—
3000 м.
Глубина скважин, предназначенных для водоснабжения, за-
висит от глубины залегания водоносного горизонта и достигает
500—800 м. Диаметр этих скважин принимается от 100 до
500 мм, а шахтные колодцы бурят диаметром до 1000—1500 мм.
Глубина водопонизительных скважин определяется необходи-
мой глубиной осушения участка, а также мощностью обводнен-
ного горизонта и достигает 200—300 м.
Наибольшую глубину имеют скважины, применяющиеся при
разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Их проводят в глубь земли на 4—6 км и более.
Для изучения глубоких горизонтов земной коры, полного пе-
ресечения ее и вскрытия верхней «мантии» Земли бурят сква-
жины глубиной 15—18 км.
Скважины можно бурить под любым углом к горизонталь-
ной поверхности: от направленных вертикально вниз до гори-
зонтальных и восстающих, направленных вверх, которые могут
быть заданы из подземных горных выработок.
Положение скважины в земной коре определяется зенитным
и азимутальным углами (рис. 1,6), а также координатами устья
скважины.
Зенитным углом 0 называется угол между осью скважины
и вертикалью. Угол между осью скважины и горизонтальной
плоскостью называется углом наклона скважины (7=90—0).
Азимутальным углом а называется угол, измеряемый по ча-
совой стрелке в горизонтальной плоскости между определенным
Рис. 1 Скважина и ее элементы:
1 — устье скважины; 2 — стенки скважины; 3 — забой скважины; 4— участки стенок
скважины, закрепленные обсадными трубами. £h; D2; D3 — диаметры ствола скважины;
L — глубина скважины; 6 — зенитный угол; i — угол наклона; а — азимутальный угол
направлением, проходящим через ось скважины, и проекцией
оси скважины на горизонтальную плоскость.
Если азимут отсчитывается от географического меридиана,
получают истинный, азимут, от магнитного меридиана — магнит-
ный, от направления на произвольный репер — условный.
Бурение скважины осуществляется буровой установкой, ко-
торая представляет собой комплекс сооружений и оборудова-
ния, а также аппаратуры контроля и регулирования процесса
бурения.
Производственный цикл бурения
геологоразведочной скважины
Сооружение буровой скважины представляет собой произ-
водственный цикл выполняемых в определенном порядке рабо-
чих процессов:
1. Монтаж буровой установки.
2. Собственно бурение скважины.
3. Закрепление неустойчивых стенок скважины для предуп-
реждения от обрушения.
4. Испытания и исследования в скважине (измерения ис-
кривлений, геофизические, гидрогеологические исследования
и др.).
5. Тампонирование скважины с целью разобщения пластов
друг от друга.
6. Оборудование водоприемной части гидрогеологической
скважины (например, установка фильтра) и монтаж водоподъ-
емника.
6
7. Работа по борьбе с осложнениями в скважине, которые
могут привести к аварии.
8. Ликвидация скважины.
9. Демонтаж буровой установки и ее транспортировка на
новую точку.
Процесс «собственно бурение скважины» слагается из сле-
дующих основных рабочих операций:
1) разрушение горной породы на забое скважины (отделе-
ние частиц породы от массива);
2) транспортирование разрушенной породы (бурового шла-
ма) от забоя скважины на поверхность;
3) спуско-подъемные операции, выполняемые буровым сна-
рядом для замены износившегося породоразрушающего инстру-
мента и взятия образцов породы в виде керна.
Классификация способов бурения скважины (рис. 2)
Разрушение породы возможно следующими способами: м е -
хан и чески м, термическим и химическим.
Механическое воздействие на разрушаемую породу осущест-
вляется либо породоразрушающими инструментами (буровыми
долотами и коронками), либо бездолотными способами (взрыв-
ной, электрогидравлический, имплозионный, шароструйный, гид-
ромониторный, гидроэрозионный).
При взрывном бурении на забой подаются капсулы со
взрывчатой смесью, которая при ударе взрывается и разрушает
породу.
При электрогидравлическом бурении у забоя сква-
жины, заполненной жидкостью, создаются электрические раз-
ряды, образующие в жидкости кавитационные полости, при смы-
кании которых происходит гидравлический удар, разрушающий
породу.
При имплозионном бурении в скважину подаются гер-
метически закрытые капсулы, из которых удален воздух. В мо-
мент разбивания капсулы о забой жидкость, окружающая ва-
куумную полость, приобретает большую скорость и давление,
под действием которого порода разрушается.
Сущность шароструйного бурения заключается в раз-
рушении породы энергией удара стальных шариков, подаваемых
на забой в струе жидкости.
Г и др о м онитор ное разрушение породы заключается в ее
размывании энергией высоконапорной струи жидкости, направ-
ляемой на забой из специальных насадок.
Эрозионнное гидромониторное разрушение по-
роды осуществляется струей жидкости, вытекающей из гидро-
мониторных насадок и содержащей абразивный материал
(кварцевый песок, стальную дробь).
Основные в настоящее время — механические способы буре-
ния, при которых порода на забое скважины разрушается путем
7
Рис. 2. Классификация способов бурения
резания, дробления, скалывания или истирания различными по-
родоразрушающими инструментами. К ним относятся враща
тельное, ударно-вращательное, ударно-пово-
ротное, ударное и бурение задавливанием ин-
струмента в породу.
Наиболее распространено вращательное бурение, при кото-
ром породоразрушающий инструмент получает вращение от ве-
дущего механизма через колонну бурильных труб или шнеков.
Вращательное бурение может производиться с разрушением
породы по всей площади забоя или кольцевым забоем, когда
в центре скважины оставляется колонка неразрушенной породы
Такой способ бурения, называемый колонковым, является ос-
8
новным при поисках и разведке месторождений твердых полез-
ных ископаемых. Колонка неразрушенной породы (керн) извле-
кается на поверхность и используется для изучения структуры
и вещественного состава породы. Колонковое бурение произво-
дится породоразрушающими инструментами (коронками) коль-
цевой формы, оснащенной резцами из твердых сплавов или ал-
мазными зернами. Соответственно различают два основных вида
колонкового бурения: твердосплавное и алмазное. При бурении
скважин на нефть и газ для получения керна применяют колон-
ковые шарошечные долота.
Бескерновое бурение, т. е. бурение сплошным забоем, осу-
ществляется лопастными, шарошечными и алмазными доло-
тами, а также пикобурами.
Сущность ударно-вращательного бурения заключается в том,
что по вращающемуся породоразрушающему инструменту на-
носятся удары с частотой 900—3500 уд/мин. Для бурения удар-
но-вращательным способом применяют гидроударники, пневмо-
ударники и забойные вибраторы.
Ударно-поворотное бурение состоит в том, что тяжелый бу-
ровой снаряд с породоразрушающим инструментом (долотом)
на нижнем конце периодически поднимается и сбрасывается на
забой скважины, дробя и скалывая породу. После каждого
удара долота по забою снаряд поворачивается на определенный
угол для придания скважине цилиндрической формы. Снаряд
спускается в скважину на стальном канате или на колонне бу-
рильных труб. Соответственно различают ударно-канатное и
ударно-штанговое бурение. Преимущественное применение
имеет первое.
При инженерно геологических изысканиях используется за-
давливание (статическое зондирование) или забивание (дина-
мическое зондирование) специальных инструментов (зондов)
в мягкие породы с целью исследования их свойств в естествен-
ном залегании.
Кроме динамического зондирования к ударному способу от-
носится вибрационное бурение, при котором для разрушения по-
роды используются механические колебания большой частоты,
передаваемые породоразрушающему инструменту через буриль-
ную колонну от вибрационной машины.
При термических способах породы разрушаются за счет воз-
никновения в них термических напряжений и различных эффек-
тов (плавление, испарение и др.). В зависимости от способа и
характера термического воздействия на породу различают огне-
струйное, плазменное, электродуговое, электронагревательное,
атомное, лазерное, электронно-лучевое и циклическое бурение,
при котором на породу периодически воздействуют горячими и
холодными агентами
Известны также комбинированные способы разрушения по-
род. К ним относятся термомеханический, гидроэрозионный,
гидромониторно-механический, электротермомеханический.
9
Химические способы разрушения пород предусматривают ис-
пользование высокоактивного химического вещества.
Разрушенная в скважине порода транспортируется от забоя
на поверхность следующими способами:
1) извлечением в виде разжиженного шлама желонкой при
ударно-канатном бурении;
2) транспортированием в измельченном состоянии вращаю-
щейся в скважине шнековой колонной (при шнековом бурении),
составляемой из труб с приваренной на них по спирали сталь-
ной лентой;
3) путем выноса шлама струей промывочной жидкости, за-
качиваемой в скважину насосами, или воздуха, подаваемого от
компрессора.
Последний способ очистки скважины применяется при вра-
щательном бурении, когда породоразрушающий инструмент
опускается в скважину на колонне пустотелых бурильных труб.
Для привода в действие буровых механизмов используются
двигатели электрические и внутреннего сгорания. Механизмы
буровой установки, приводящие в движение буровой снаряд,
размещаются на поверхности около устья скважины. При этом
значительная часть энергии расходуется непроизводительно на
преодоление сил трения вращающейся колонны бурильных труб
о стенки скважины. Бурильные трубы несут большие нагрузки
при работе в скважине, поэтому быстро изнашиваются, часто
рвутся. Это приводит к потере времени, снижению производи-
тельности и удорожанию работ. Более прогрессивно вращатель-
ное бурение с применением забойных двигателей: гидравличе-
ских (турбобур) и электрических (электробур).
Забойный двигатель опускается на трубах в скважину и по-
мещается непосредственно над породоразрушающим инструмен-
том. Колонна труб при этом ие вращается, а мощность двига-
теля полностью передается забойному инструменту.
§ 2. ОСНОВНЫЕ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
Горные породы состоят из минеральных частиц, связанных
между собой силами молекулярного взаимодействия или цемен-
тирующими материалами. По степени связности они разделя-
ются на скальные, связные, рыхлые (сыпучие) и плывучие.
Скальные породы отличаются большой силой сцепления
между частицами. К ним относятся кристаллические породы
(гранит, кварцит, мрамор и т. д.) и обломочные сцементирован-
ные породы (конгломераты, песчаники и др.).
Скальные породы разделяются на хрупкие, хрупкопластич-
ные и пластичные. На разрушение пластичных пород затрачи-
вается больше работы, чем на разрушение хрупких.
Скальные породы могут быть монолитные и трещиноватые.
Степки скважин, пройденных в скальных породах, устойчивы за
исключением трещиноватых, раздробленных участков.
10
Следует также различать две группы скальных пород: содер-
жащих свободный кварц и бсскварцевые. Кварцевые породы бу-
рятся труднее и быстрее истирают породоразрушающий инстру-
мент.
Связные породы характеризуются изменяющимися силами
сцепления между частицами в зависимости от их влажности
(глинистые породы, мел и др.). Разбуриваются эти породы
сравнительно легко. Стенки скважин в связных породах устой-
чивы и не нуждаются в креплении. Однако среди глин встреча-
ются такие, которые жадно впитывают воду, увеличиваясь при
этом в объеме и вызывая сужение ствола скважины.
Рыхлые (сыпучие) породы представляют собой скопления ча-
стиц различной формы и размеров (пески, гравий, галька), силы
сцепления между которыми практически отсутствуют. Стенки
скважины в таких породах неустойчивы, склонны к обвалам и
требуют обязательного закрепления.
Плывучие породы состоят из частиц очень малых размеров
(илы) и насыщены водой. Они требуют обязательного закреп-
ления стенок скважины. Плывучие породы могут находиться под
напором и подниматься по стволу скважины.
Знание физико-механических свойств горных пород геологи-
ческого разреза, в котором намечается сооружение скважины,
обеспечивает возможность правильного выбора способа бурения
и разработки ее конструкции, применения рациональных типов
породоразрушающих инструментов и параметров технологиче-
ского режима бурения, а также принятия мер, предупреждаю-
щих осложнения и аварии в скважине.
На эффективность бурения влияет комплекс физико-механи-
ческих свойств горных пород: механическая прочность, твер-
дость, абразивность, хрупкость, упругость, пористость, трещино-
ватость, водопроницаемость.
Механической прочностью называется способность горной по-
роды сопротивляться разрушению внешней нагрузкой. Чем выше
механическая прочность горной породы, тем большая работа
расходуется на ее разрушение. Чем тверже минеральные зерна,
слагающие породу, крепче связь между ними, меньше порис-
тость и трещиноватость, тем больше ее прочность. Мелкозерни-
стые породы имеют большую прочность, чем крупнозернистые
того же минерального состава.
Пористость обусловлена наличием в породе пространства, не
заполненного твердым веществом. Такую пористость называют
абсолютной или физической. Различают также эффективную
пористость, определяемую наличием пор, сообщающихся
между собой. Чем выше пористость пород, тем меньше их
прочность.
Твердостью горной породы называется способность ее сопро-
тивляться проникновению в нее другого более жесткого твер-
дого тела, не получающего остаточных деформаций. В отличие
от понятия прочности, характеризующего сопротивление тела
И
Таблица 1
Класс абразив- ности Характеристика пород Породы
I Весьма малоабразив- ные Известняки, мрамор, глинистые сланцы, апатит. Каменная соль
II Малоабразивные Сульфидные руды, аргиллиты, мягкие слан- цы: углистые, глинистые, хлоритовые и т. п.
III Ниже средней абразив- ности Джеспилиты, роговики, магматические тон- козернистые породы, кварцевые и аркозо- вые тонкозернистые песчаники, железные руды, окремненные известняки
IV Среднеабразивные Кварцевые и аркозовые песчаники, диабазы, жильный кварц, мелкозернистые магматиче- ские породы, окварцованные известняки Крупнозернистые кварцевые и аркозовые песчаники, граниты, порфириты, габбро, гнейсы, скарны Средне- и крупнозернистые граниты, дио- риты, порфириты, амфиболиты, кварцевые сланцы
V Выше средней абразив- ности
VI Повышенной абразив- ности
VII Высокоабразивные Порфириты, диориты, граниты, сиениты
VIII В высшей степени абразивные Корундсодержащие породы
объемному разрушению, твердость — это сопротивление поверх-
ностных слоев тела местному силовому воздействию.
Абразивностью называется способность горной породы изна-
шивать в процессе трения разрушающий ее инструмент. Высо-
кой абразивностью обладают породы, сложенные крупными
твердыми минеральными зернами, которые связаны цементи-
рующим материалом малой прочности.
В табл. 1 приведена классификация пород по абразивности.
Независимо от способа разрушения горной породы большое
значение при бурении имеет устойчивость пород в стенках сква-
жины, зависящая от прочности связей между слагающими их
частицами. По устойчивости породы делятся на четыре группы.
К первой группе относятся устойчивые породы — извержен-
ные, метаморфические и плотные осадочные высокой или сред-
ней твердости. Породы этой группы монолитны или слаботрещи-
новаты, не размываются промывочной жидкостью. При бурении
их не требуется крепление стенок скважины, и столбик керна,
используемый для опробования, хорошо сохраняется.
Во вторую группу объединяются слабо устойчивые породы
невысокой твердости с недостаточно прочной связью между зер-
нами, а также трещиноватые, раздробленные и сбрекчиро-
ванные.
В третью группу входят породы с изменяющейся устойчи-
востью в связи с тем, что связь между слагающими их части-
12
цами может изменяться при воздействии на них водой. Это —
плотные, невысокой прочности породы, легко растворяющиеся
или размываемые промывочной жидкостью (глинистые породы,
каменная соль).
К четвертой группе относятся неустойчивые породы, не имею-
щие связи между зернами (песок, гравий, галечник).
Перемещение забоя скважины под воздействием породораз-
рушающего инструмента на горную породу называется углуб-
кой скважины. Углубка скважины по определенной породе за
единицу времени чистого бурения, т. е. без учета времени, за-
траченного па вспомогательные операции, называется бури-
мостью. Измеряют буримость в м/ч, см/мин, мм/мин. Буримость
зависит от физико-механических свойств породы. Чем труднее
разрушается порода, тем ниже ее буримость.
Буримость пород зависит также от способа бурения, типа и
качества породоразрушающего инструмента. Твердые, монолит-
ные породы бурятся лучше алмазами, чем твердыми сплавами.
При ударно-вращательном бурении таких пород твердыми спла-
вами буримость выше, чем при вращательном.
В настоящее время существует несколько шкал буримости
пород для разных способов бурения. Для вращательного меха-
нического бурения горные породы разделяют на 12 категорий,
ударно-механического — на 7, ударно-механического при раз-
ведке россыпей — наб и для вращательного бурения шне-
ками — на 6.
В основу классификации положена механическая скорость
бурения пород (за 1 ч времени чистого бурения). При этом учи-
тывается углубка скважипы до допустимого износа породораз-
рушающего инструмента (углубка за рейс), существенно влияю-
щая на производительность труда. Буримость горных пород
устанавливается опытным путем при рациональных режимах
бурения и положена в основу норм выработки. Методы кон-
трольного определения категорий пород по буримости для вра-
щательного бурения регламентируются ОСТ-41-89—74.
Глава II
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
§ 1. КОНСТРУКЦИЯ скважины
Конструкцией скважины называется схема ее устройства,
в которой указываются изменения диаметров бурения с глуби-
ной, диаметры и глубины спуска колонн обсадных труб, а также
места и способы тампонирования.
Исходными данными для выбора конструкции скважины
служат физико-механические свойства пород геологического
13
разреза, цель и способ бурения скважины, ее глубина и конеч-
ный диаметр.
Составляют конструкцию скважины снизу вверх. После оп-
ределения глубины скважины, соответствующей цели ее соору-
жения, выбирают конечный диаметр бурения. Для снижения
стоимости скважины бурить ее следует возможно меньшими
диаметрами. Вместе с тем выбор диаметра скважины должен
отвечать ее назначению (получение качественной пробы в необ-
ходимом количестве, проведение комплекса намеченных наблю-
дений, исследований и пр.).
При разведке твердых полезных ископаемых диаметр керна
должен обеспечить получение надежной массы пробы, которая
устанавливается с учетом требований к опробованию в зависи-
мости от типа месторождения и распределения в полезном ис-
копаемом ценного компонента
где Z)Kp — необходимый диаметр керна, м; Qn—надежная масса
пробы, кг; I — длина пробы, м; р — плотность пробы полезного
ископаемого, кг/м3; k — коэффициент планируемого выхода
керна.
При толщине стенки коронки б (м) диаметр коронки DKop=
= £>кр + 2б, м.
Вместе с тем необходимо учитывать, что возможность сохра-
нения керна и получения его в необходимом количестве в значи-
тельной мере зависит от вида полезного ископаемого и типа по-
родоразрушающего инструмента. Так, для колонкового бурения
алмазами в устойчивых породах возможно применение коронок
диаметром 59, 46 и 36 мм. При бурении твердосплавными ко-
ронками по углю и бокситам их диаметр должен быть не менее
76 мм, а при бурении по минеральным солям — не менее 93 мм.
Конечный диаметр гидрогеологической скважины определя-
ется диаметром устанавливаемого в ней фильтра и габаритами
водоподъемника, которые в свою очередь зависят от расчетной
производительности скважины. Для скважин малой производи-
тельности (до 10 м3/ч) конечный диаметр принимается 100—
150 мм, для скважин средней производительности (до 50 м3/ч)
200—250 мм, для высокопроизводительных скважин 250—400 мм.
После выбора конечного диаметра намечаются интервалы,
требующие закрепления стенок скважины установкой колонн
обсадных труб или одним из беструбных способов, которые ос-
новываются на физико-химических процессах, протекающих при
специальной обработке пород. К беструбным способам крепле-
ния относятся: создание на стенки скважины гидростатического
давления промывочной жидкости, образование на них плотной
глинистой корки при промывке скважины глинистым раствором,
тампонирование скважины с использованием цемента, битума
или синтетических смол, электрохимическое закрепление.
14
Колонны обсадных труб устанавливаются в скважине кон-
центрично и обычно каждая из них выводится на поверхность.
Первая с поверхности, наибольшая по диаметру, колонна назы-
вается направляющей и служит для закрепления устья сква-
жины, предохранения его от размывания, а также для отвода
промывочной жидкости к устройству, очищающему ее от шлама.
При бурении глубоких скважин устанавливается колонна труб,
следующая за направляющей и называемая кондуктором, кото-
рым перекрывается толща неустойчивых, водопоглощающих или
водоносных пород, залегающих в верхней части геологического
разреза.
Кроме назначений, выполняемых направляющей колонной и
кондуктором, обсадные трубы устанавливаются в скважине
с целью:
1) изоляции водоносных горизонтов, закрытия стенок сква-
жины перед пересечением полезного ископаемого, над которым
залегают неустойчивые, осыпающиеся породы;
2) перекрытия водоносного горизонта для обеспечения уста-
новки в нем фильтра;
3) закрытия зон карстов или старых подземных горных вы-
работок, а также участков разрушенных и раздробленных пород.
§ 2. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
В связи с большими по величине и различными по характеру
нагрузками, испытываемыми обсадными трубами при эксплуа-
тации, для их изготовления используются цельнотянутые, сталь-
ные трубиые заготовки.
Спускаемые в скважину трубы резьбой соединяются в ко-
лонну. Существует три основных способа резьбового соединения
обсадных труб, применяемых при бурении геологоразведочных
скважин: ниппелями, муфтами и соединение «труба
в трубу» (без ниппельное) (рис. 3, табл. 2).
Трубы ниппельного соединения (ГОСТ 6238—77) применя-
ются в основном при колонковом бурении. Каждая такая труба
на концах имеет внутреннюю трапецеидальную резьбу с ша-
гом 4 мм. Резьба может быть как правой, так и левой. Длина
труб 1,5—6 м в зависимости от диаметра. Соединяют трубы
ниппелями-патрубками, имеющими па концах соответствующую
наружную резьбу.
Для крепления скважин малого диаметра могут быть ис-
пользованы безниппельные обсадные трубы (ГОСТ 6238—77),
имеющие на одном конце наружную, а на другом — внутреннюю
резьбу и соединяемые труба в трубу. Ввиду недостаточной проч-
ности этих труб их спускают на небольшие глубины.
Обсадные трубы ниппельного и безниппельного соединений
изготовляют из стали групп прочности Д, К и М с пределом те-
кучести соответственно 372, 490 и 735 МПа.
При ударно-механическом бурении, вращательном бурении
скважин на нефть и газ, а также гидрогеологических скважин
15
Трубы безни ппельного соединения D, мм 33,5 44 57 73 89
б, мм 3 3,5 4,5 5 5
d, мм 27,5 37 48 63 79
Масса 1 м, кг 2,26 3,5 5,83 8,36 10,36
Трубы ниппель- ного соединения Труба D = Dlt мм 33,5 44 57 73 89 108
6, мм 3 3,5 4,5 5 5 5
d, мм 27,5 37 48 63 79 98
Масса 1 м, кг 2,22 3,5 5,83 8,38 10,36 12,7
Ниппель dt, мм 24,5 34 46 62 78 95,5
Масса, кг 0,5 0,7 10 1,3 1,7 2,4
Трубы муфтового соединения Труба D, мм 114 127 140 146 168 178
б, мм 6-9 6—9 6—11 6,5— И 6,5— 12 7—12
d, мм 102— 96 115 109 1 ге- не 133— 124 155— 144 164— 154
Масса 1 м, кг 16—26 18—26 20—35 21—37 26—46 30-49
Муфта D,, мм 133 146 159 166 188 198
/м, мм 158 165 171 177 184 184
Масса, кг 3,7 5,7 7 8 9,1 10
16
Таблица 2
127 146
5 5
117 136
15,04 17,39
114,5 134
2,6 2 8
194 219 245 273 299 324 340 351 377 407
7—12 7 12 7—12 7 12 8—12 9—12 9- 12 9—12 9—12 9 12
180— 170 205— 195 231 — 221 259- 249 283— 275 306— 300 322— 316 333— 327 359— 353 389— 383
32— 34 37— 61 41—69 46—77 54-85 70-93 73-97 76— 100 82— 108 88 118
216 245 270 299 324 351 365 376 402 ' 432
190 196 196 203 203 203 203 229 229 229 1
12,2 16,2 17,3 21 22,4 23,4 /^5,5 29 31 35,8 к '
Рис. 3. Обсадные трубы:
а — безниппельного соединения; б — ниппельного соединения; в — муфтового соеди-
нения
применяют толстостенные обсадные трубы муфтового соедине-
ния (ГОСТ 632—80). Эти трубы изготовляют из стали групп
прочности С; Д; К; Е; Л; М; Р с пределом текучести соответ-
ственно 314, 372, 490, 539, 637, 735, 931 МПа. На концах трубы
имеют наружную правую конусную резьбу с шагом 3,175 мм.
Конусность резьбы у труб малого диаметра (114—168мм) 1 : 32,
а у труб больших размеров — 1:16. Муфты, соединяющие
трубы, имеют соответствующую трубам внутреннюю резьбу.
Длина муфтовых труб от 9,5 до 13 м. Для предохранения от
коррозии наружную поверхность труб и муфт окрашивают,
а резьбу муфт оцинковывают.
Для крепления скважин больших диаметров применяют
стальные трубы по ГОСТ 10706—76 диаметром 426—1420 мм,
соединяемые в колонну сваркой.
Предельная глубина спуска обсадной колонны (м) определя-
ется ее прочностью в наиболее слабом месте
где Fo — опасное сечение трубы в нарезанной части, м2; от—
предел текучести материала труб, Па: g = 9,81 м/с2— ускорение
свободного падения; q— масса 1 м трубы, кг; рж — плотность
18
промывочной жидкости, кг/м3; р — плотность материала труб,
кг/м3; й=1,5—2 — коэффициент запаса прочности труб на рас-
тяжение.
Для крепления скважин, буримых на воду, целесообразно
применение полимерных (из полиэтилена, полипропилена, поли-
винилхлорида), асбоцементных труб и труб из стеклопластика,
не подвергающихся коррозии в агрессивных по отношению
к стали водах.
Полимерные трубы имеют небольшую массу и обладают вы-
сокой антикоррозийной стойкостью. Их наружные диаметры 50,
63, 75, 90, ПО, 125, 140, 160, 180, 200, 225, 250, 280, 315, 355, 400,
450, 500, 560, 630 мм, длина 6, 8, 10 и 12 м.
Толщина стенок труб от 2 до 23,5 мм в зависимости от диа-
метра. Предел текучести при растяжении, определяющий воз-
можную глубину спуска, для труб из полиэтилена ПВП (поли-
этилен высокой плотности) 19—24,5 МПа; из полиэтилена ПП
23,5—29,4 МПа, из поливинилхлорида ПВХ 58,8 МПа.
Полимерные трубы соединяют термической сваркой встык.
Сварка осуществляется оплавлением соединяемых поверхностей
с последующим их сопряжением под давлением.
Стеклопластиковые трубы имеют предел текучести 44—
68,6 МПа. Соединение труб резьбовое с помощью муфт или нип-
пелей. Асбоцементные трубы, изготовляемые из портландце-
мента (85 %) и хризотиласбеста (15 %), выпускают трех типов:
ВТ6, ВТ9 и ВТ12. Трубы ВТ6 используют для спуска на глубину
до 30—40 м. Наиболее применимы трубы ВТ 12. Их выпускают
длиной 3—4 м с внутренним диаметром от 135 до 441 мм. Глу-
бина спуска труб ВТ 12 до 200 м. Асбоцементные трубы соеди-
няют при помощи асбоцементных, пластмассовых пли стальных
муфт и цементного раствора. Муфты навинчивают с промазкой
труб горячим битумом или цементным молоком. В верхней ча
сти колонны асбоцементных труб устанавливают металлическую
трубу для предохранения от разрушения. При эксплуатации се-
роводородных вод целесообразно применение фанерно-клееных
труб марок Ф-1 и Ф-2, изготовляемых из березовой фанеры,
склеенной формальдегидным клеем.
§ 3. ПРИНАДЛЕЖНОСТИ ДЛЯ ОБСАДНЫХ ТРУБ
Трубные башмаки (рис. 4, в и а) служат для предохранения
нижнего конца обсадной колонны от смятия и облегчения ее
продвижения при спуске в скважину.
Башмак — это короткий патрубок, соединяемый резьбой
с нижней1 трубой обсадной колонны. При посадке труб с заби-
ванием или задавливанием применяют гладкий башмак, имею-
щий снизу острый режущий торец, а при продвижении труб
с вращением — фрезерный башмак с зубьями на нижнем конце.
Трубные хомуты (рис. 4, с) используют для захвата труб при
их спуске и подъеме, а также для поддерживания обсадной ко-
лонны над устьем скважины на весу.
19
1ПГ-Н
tJ
Изображенный на рис. 4, б трубодержатель для удержания
обсадных труб над устьем скважины в подвешенном положении
имеет корпус 1 с внутренним коническим отверстием, в которое
вставляют съемные кольца 2 в соответствии с диаметром приме-
няемых обсадных труб. Трубы захватываются клиновыми суха-
рями 3, вставленными во внутреннее кольцо трубодержателя.
Шарнирные трубные ключи (рис. 4, з) служат для свинчи-
вания и развинчивания обсадных труб. С концом рукоятки 4
ключа шарнирно последовательно связаны два три звена скоб 5,
снабженных плашками 6 для захвата трубы. Каждый ключ бла-
годаря двум упорам в последней скобе может захватывать
трубы двух диаметров: 44 и 57 мм, 73 и 89 мм, 108 и 127 мм.
Фрезер конический (рис. 4, ж) применяется для удаления
неровностей на внутренней поверхности трубы (заусениц, ока-
лин и др.) закаленными режущими ребрами.
Забивная головка (рис. 4, д) служит для предохранения
верхнего конца колонны обсадных труб при посадке ее забива-
нием. Головка представляет собой массивное кольцо 7, нижним
концом ввинчиваемое в муфту 8 до упора в торец обсадной
трубы 9. По верхней части головки наносятся удары забивными
плашками 10, закрепленными на шейке ударной штанги 11.
Выбивной снаряд (рис. 4, е) применяется при извлечении из
скважины обсадных труб муфтового соединения выбиванием. Он
состоит из штанги 12 с резьбой на верхнем конце и массивным
кольцом 13 на нижнем. Штанга свободно проходит через отвер-
стие выбивной головки 14, ввинчиваемой в муфту верхней трубы
выбиваемой колонны.
Домкраты предназначены для извлечения из скважины об-
садных труб, а также для освобождения прихваченного в сква-
жине бурового снаряда. Различают две разновидности домкра-
тов: винтовые и гидравлические.
Гидравлический домкрат состоит из двух гидроцилиндров
с поршнями и двух лафетов: верхнего, подвижного, и нижнего,
связанного с корпусом цилиндров. В лафеты вкладываются
клинья для захвата труб соответствующего диаметра. Приме-
няемые в настоящее время гидравлические домкраты имеют гру-
зоподъемность 40 и 100 т. Домкрат ДГ-1 грузоподъемностью
100 т (рис. 5) приводится в действие маслонасосом Н-400, сбло-
кированным с бензодвпгателем Л-6/3 мощностью 4,4 л. с. Масло
от насоса подается к золотнику. В зависимости от положения
золотника масло направляется в нижнюю пли верхнюю часть
цилиндров. Кроме механического домкрат имеет ручной (ава-
рийный) насос.
§ 4. РАБОТА С ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ
Обсадные трубы следует хранить на деревянных или метал-
лических стеллажах со смазанными резьбовыми концами. При
перевозке обсадных труб резьба их должна быть защищена от
повреждения предохранительными кольцами и ниппелями. При
21
Рис. 5. Схема гидравлического домкрата:
/ — цилиндры; 2 —«плунжеры; 3 — верхний лафет; 4 — ручной насос; 5 — сливная ли-
ния; 6 — манометры; 7 — всасывающая линия; 8 — нагнетательная линия; 9~ масля-
ный насос;' 10— двигатель; 11 — золотник; 12 — линия питания подъема плунжеров;
13 — лнння питания опускания плунжеров; 14 — предохранительный клапан
погрузке и выгрузке, а также при перемещении труб с места на
место их не следует бросать во избежание образования вмятин
и нарушения прямолинейности. По этой же причине при пере-
возке по железной дороге или автотранспортом недопустимо
размещение на обсадных трубах грузов, особенно металли-
ческих.
Перед спуском в скважину следует проверить качество труб,
обратив особое внимание на их прямолинейность и исправность
резьбовых соединений. Прямолинейность труб проверяется про-
пусканием через них бурового инструмента или шаблона Резь-
бовые соединения очищают жесткой волосяной щеткой и про-
мывают керосином.
В зависимости от устойчивости пород, диаметра и способа
бурения применяют свободный либо принудительный спуск об-
садных труб в скважину.
Свободный спуск обсадных труб производится на интервале,
закрепленном трубами большего диаметра, а также в незакреп-
ленной скважине, пройденной в устойчивых породах диаметром,
превышающим наружный диаметр башмака и муфт колонны.
Использование в качестве промывочной жидкости глинистого
раствора при вращательном бурении позволяет применять сво-
22
бодный спуск обсадных труб для перекрытия неустойчивых, сы-
пучих и обводненных пород.
В некоторых случаях для экономии обсадных труб при сво-
бодном 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 из-
влечения из скважины верхней части обсадной колонны
Асбоцементные и фанерные трубы иногда приходится спус-
кать в скважину с нижней поддержкой. В этом случае трубы
спускают на бурильных трубах, нижний конец которых обору-
дуется поддерживающим устройством — муфтой, связанной
с башмаком обсадной колонны левой резьбой.
Принудительный спуск, применяемый при ударно-механпче
ском бурении, осуществляется забиванием колониы труб или
продвижением под собственным весом при ее вращении.
При бурении обводненных и сыпучих пород, не допускаю-
щих даже малейшего обнажения стенок скважины, спускают
колонну обсадных труб с опережением забоя. В этом случае бу-
ровым снарядом, на ударной штанге которого закреплены за-
бивные плашки, наносятся удары по забивной головке, ввинчен-
ной в верхнюю муфту колонны труб. Таким образом углубляют
скважину с одновременным креплением ее трубами до уста-
новки башмака в устойчивых породах.
При бурении неустойчивых, но неплывучих, пород колонну
труб опускают с вращением вслед за углубляемым забоем. По-
родоразрушающим инструментом, диаметр которого меньше
внутреннего диаметра труб, углубляют скважину на некотором
интервале. Затем извлекают на поверхность буровой снаряд и,
вращая обсадные трубы, фрезерным башмаком срезают кромку
породы со стенок скважины и расширяют ее. После этого снова
углубляют скважину.
При ударно-механическом бурении и принудительном спуске
труб в неустойчивых породах выход колонны (интервал между
башмаками смежных обсадных колонн) обычно равен 30—50 м
и редко превышает 70 м. Принудительный спуск возможен
только для толстостенных металлических труб.
Обсадные трубы из скважины извлекают по окончании бу-
рения.
Если трубы прихвачены породой не сильно, их извлекают
с помощью лебедки буровой установки, последовательно отвин-
чивая трубы по мере подъема колонны. Для «срыва» прихвачен-
ной колонны применяют выбивной снаряд или домкрат.
При использовании выбивного снаряда не допускается на-
хождение рабочих в непосредственной близости от скважины.
Нанося удары кольцом выбивной штанги снизу по головке,
ввинченной в муфту верхней трубы, освобождают колонну от
сцепления с породой стенок скважины. Для извлечения из сква-
жины обсадных труб весьма эффективно применение вибраци-
онных машин.
23
Рис. 6. Самоход-
ная трубоподъ-
емная установка
СТУ-100/8А
После срыва колонны с места и извлечения из скважины не-
скольких труб дальнейший подъем колонны производится с по-
мощью лебедки буровой установки.
ПГО «Иркутскгеология» разработана полуавтоматическая
трубоподъемная установка, выпускаемая в трех модификациях:
самоходная СТУ-100/8А (рис. 6) на базе автомобиля МАЗ-500,
па базе трактора Т-100М и передвижная ПТУ-100/8 на санях.
Трубоподъемные установки предназначены для извлечения об-
садных труб при ликвидации геологоразведочных и гидрогеоло-
гических скважин.
Трубоподъемник представляет собой шестеренчатый меха-
низм с двумя вертикальными винтами, имеющими одинаковую
частоту вращения, что обеспечивает двум траверсам с гидрав-
лическими клиновыми захватами труб возвратно-поступатель-
ное движение. При этом одна траверса движется вверх, извле-
кая колонну труб, а другая — вниз, совершая холостой ход. На-
личие концевых переключателей обеспечивает автоматическое
реверсирование двигателя, в результате чего изменяется нап-
равление движения траверс, обеспечивающее перехват извле-
каемой из скважины обсадной колонны. Раскрепление и закреп-
ление траверс на трубах осуществляется также автоматически
электромагнитами и специальным золотниковым устройством.
Обсадные трубы развинчивают механическим ключом.
Максимальная грузоподъемность установки 100 т. Рассчи-
тана она на работу с трубами диаметром не более 219 мм.
24
Глава 111
ПРОМЫВКА СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Промывка скважин — важнейший элемент технологического
процесса при вращательном бурении. От нее зависит скорость
проходки и возможность успешного доведения скважины до про-
ектной глубины.
Промывочной жидкостью, закачиваемой в скважину, осу-
ществляется:
1) очистка забоя от частиц выбуренной породы;
2) охлаждение нагревающегося при работе породоразру-
шающего инструмента;
3) обеспечение устойчивости стенок скважины, предупреж-
дение их от обрушения и вспучивания;
4) уравновешивание высокого пластового давления путем
обеспечения соответствующего гидростатического давления;
5) облегчение разрушения породы на забое за счет физико-
химического воздействия на нее;
6) смазывание трущихся о стенки скважины частей буро-
вого снаряда;
7) привод в действие гидроударников и турбобуров.
При бурении скважины промывочная жидкость должна цир-
кулировать по замкнутому гидравлическому контуру.
Существуют три основные схемы циркуляции промывочной
жидкости по скважине: прямая, обратная и комбинированная.
Прямая промывка (рис. 7, а) заключается в том, что про-
мывочная жидкость насосом подается к забою скважины через
буровой снаряд и выходит на поверхность по кольцевому зазору
между снарядом п стенками скважины.
Циркуляция жидкости по скважине может быть полной и
неполной. При неполной циркуляции (рис. 7, б) промывочная
жидкость, поднимающаяся по скважине, поглощается одним из
пересекаемых пластов п на поверхность не выходит.
При обратной промывке (рис. 7, в) жидкость подается
в скважину через кольцевой зазор между буровым снарядом и
стенками скважины, а поднимается к поверхности по внутрен-
нему каналу бурильной колонны. Устье скважины при этом не-
обходимо герметизировать.
Обратная промывка применяется также при работе с двой-
ной бурильной колонной. Промывочная жидкость в этом случае
(рис. 7, г) закачивается между трубами, а затрубное простран-
ство в скважине перекрывается специальным сальником или за-
полняется глинистым раствором большой плотности. Дойдя до
забоя, промывочная жидкость по внутренней колонне буриль-
ных труб поднимается к устью скважины.
25
Рис. 7. Схемы циркуляции промывочной жидкости:
1— колонковый набор; 2 — бурильная колонна; 3 — емкость с промывочной жидкостью;
4—буровой насос; 5 — водопоглощающий пласт; 6 — герметизатор; 7 — уплотнитель;
8 — наружная бурильная колонна; 9 — внутренняя бурильная колонна; 10 — куски
керна; 11 — отсасывающий насос; 12 — емкость
Обратная промывка обеспечивает лучшую очистку забоя при
меньшем расходе промывочной жидкости, способствует повы-
шению выхода керна, а также позволяет осуществлять непре-
рывную транспортировку керна на поверхность по мере углубки
скважины без подъема бурового снаряда.
Описанные схемы обратной промывки неприменимы при бу-
рении трещиноватых пород, в которых теряется промывочная
жидкость.
При бурении скважин для водоснабжения успешно примени
ется разновидность обратной промывки — всасывающая. Сущ-
ность ее состоит в том, что промывочная жидкость самотеком
поступает в скважину из емкости и отсасывается из бурильных
труб вместе с частицами разбуренной породы насосом (поршне-
вым, центробежным, водоструйным) или эрлифтом (рис. 7, е).
Разновидность обратной промывки — местная (призабой-
ная) циркуляция жидкости без выхода ее на дневную поверх-
ность, используемая при безнасосном бурении, о котором ска-
зано в главе IV.
Комбинированная схема циркуляции промывочной жидкости
применяется обычно для повышения выхода керна. Сущность ее
в том, что с помощью специальных устройств, эжекторных или
эрлифтных снарядов прямая промывка в призабойной части
скважины преобразуется в обратную (рис. 7, д').
В связи с многообразием геолого-технических условий, в ко-
торых приходится бурить скважины, различные по смыслу тре-
26
бования к промывке не могут быть удовлетворены какой-либо
универсальной промывочной средой. Поэтому выбор промывоч-
ной жидкости для конкретных условий — важнейшее мероприя-
тие, определяющее успешное бурение скважины, и осуществля-
ется оно на основе анализа ожидаемых геолого-технических
особенностей с учетом опыта, накопленного в аналогичных ус-
ловиях.
В настоящее время для промывки скважин применяют:
1) техническую воду; 2) глинистые растворы; 3) специальные
промывочные жидкости; 4) естественные промывочные жидко-
сти на основе выбуренных пород.
Вода используется при бурении в устойчивых и неразмываю-
щихся породах. Если доставка технической воды к скважине не
ограничивается, возможно бурение в трещиноватых породах
с частичной или даже полной потерей циркуляции. Применение
воды в благоприятных условиях позволяет улучшить технико-
экономические показатели бурения по сравнению с использова-
нием других видов промывочной жидкости.
Глинистые растворы, закрепляющие стенки скважины одно-
временно с ее углубкой, применяют при бурении слабосвязных
пород осадочного комплекса, а также нарушенных трещинами
и перемятых кристаллических пород.
Специальные промывочные жидкости имеют целенаправлен-
ное назначение. К ним относятся солевые, меловые, эмульсион-
ные, аэрированные, ингибированные, утяжеленные, полимерные
буровые растворы и растворы на нефтяной основе.
При разведке месторождений минеральных солей во избе-
жание растворения керна скважины бурят с промывкой вод-
ными растворами соответствующих солей.
В условиях многолетней мерзлоты по рыхлым, сцементиро-
ванным льдом породам бурят с промывкой охлажденными ра-
створами поваренной соли.
Меловые растворы, обработанные химическими реагентами,
целесообразно применять в процессе бурения водорастворимых
неглинистых отложений при вскрытии минерализованных под-
земных вод.
Эмульсионные растворы широко используются при алмаз-
ном бурении с высокой частотой вращения снаряда. Высокие
смазывающие свойства эмульсионных промывочных жидкостей
позволяют снизить вибрацию, износ бурового снаряда и умень-
шить затраты мощности на вращение колонны бурильных труб,
повысить производительность бурения.
Аэрированные растворы — это вода или глинистый раствор,
насыщенные воздухом. Они имеют пониженную плотность и
применяются для борьбы с поглощением промывочной жидко-
сти в скважине.
Ингибированные растворы применяют для предупреждения
размокания и набухания пересекаемых скважиной глинистых
пород, предотвращения перехода в промывочную жидкость
27
частиц глины из пород, слагающих стенки скважины. В качестве
ингибиторов, добавляемых в промывочную жидкость (вода или
глинистый раствор), используют жидкое стекло, гипс, гашеную
известь и хлористый кальций. Буровые растворы соответственно
называют силикатным, сульфатным, известковым
и хлоркальциевым.
Утяжеленные глинистые растворы используют при вскрытии
пород с высоким пластовым давлением для предупреждения вы-
бросов из скважины воды, нефти или газа.
В последние годы применяются промывочные жидкости на
полимерной основе. При бурении по размокающим, набухаю-
щим, пучащимся породам и, как следствие, вызывающим об-
валы, образование каверн, сужение ствола скважины, приме-
няют малоглинистые растворы (МГР) с добавкой полиакрила-
мида (ПАА).
При вскрытии водоносного горизонта, представленного пес-
ками, хорошо зарекомендовал себя водногипановый раствор (ги-
пан-гидролизованный полиакрплнитрил).
Растворы на нефтяной основе приготовляют из дизельного
топлива и известково-битумного порошка. Применяют такие ра-
створы для повышения нефтеотдачи при вскрытии продуктив-
ных горизонтов, а также для бурения в особо неустойчивых гли-
нистых соленосных отложениях. Растворы на нефтяной основе
уменьшают износ бурового инструмента, снижают затраты
мощности на вращение бурильной колонны. При работе в зим-
них условиях эти растворы не замерзают.
Естественные промывочные жидкости получают непосред-
ственно в скважине при промывке водой, которая насыщается
частицами разбуренной породы. В зависимости от того, по
каким породам бурят, различают естественные растворы: гли-
нистые, карбонатные (на основе известняков, доломи-
тов), сульфатные (на базе гипса и ангидрита), карбо-
натно-глинистые, аргиллитовые (при бурении по
аргиллитам) и др. Неглинистые естественные растворы пред-
ставляют собой грубые суспензии и для придания им необходи-
мых свойств требуется химическая обработка.
Необходимое для бурения одной скважины количество про-
мывочной жидкости (м3) может быть определено из следующих
выражений:
при работе в нормальных условиях
VP = 2VC + VOC, (3)
при работе в условиях потери циркуляции
Vp = 2Vc + Voc + Vn, (4)
где Vc — объем скважины проектной глубины, м3; Кос — объем
очистной системы, принимаемый в зависимости от геологических
условий и глубины скважины равным 3—8 м3; Кп — потери про-
мывочной жидкости, принимаемые равными 3—6 % от объема
скважины, м3.
28
§ 2. ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ
Основные свойства глинистых растворов
Глинистые растворы подразделяют на малоглинистые (МГР)
с концентрацией глины до 7 % и растворы с нормальной концен-
трацией глины.
МГР применяют, когда буримые породы относительно устой-
чивы, но использование воды может привести к осложнениям,
а пластовые давления невелики и близки к гидростатическому
давлению для чистой воды. Растворы с низким содержанием
твердой фазы (глины) в связи с меньшей плотностью, чем обыч-
ные глинистые растворы, создают меньшее гидростатическое
давление на забой. В результате улучшаются условия работы
породоразрушающего инструмента, повышается механическая
скорость проходки.
Успешное бурение в осложненных геологических условиях
(слабосвязные рыхлые, нарушенные трещинами кристалличе-
ские, вспучивающиеся породы и др ) обеспечивается примене-
нием для промывки скважин качественного глинистого раствора
нормальной концентрации.
Качество глинистых растворов, представляющих собой кол-
лоидно-дисперсные системы, зависит от свойств основных со-
ставляющих их компонентов (глины и воды), а также от сте-
пени измельчения частиц глины.
Наилучшие для приготовления глинистых растворов — бен-
тонитовые глины, состоящие в основном из монтмориллони-
тов. Они быстро набухают и легко распускаются в воде. Као-
линовые глины плохо распускаются в воде, их растворы не-
устойчивы и быстро разделяются на твердую фазу и жидкость.
Без специальной химической обработки получить высококачест-
венные растворы из таких глин не удается. Глины иллито-
вого (гидрослюдистые) типа дают растворы удовлетворитель-
ного качества.
Кроме того, следует иметь в виду, что глины содержат при-
меси окисей железа, натрия, кальция, магния, калия и др. Нат-
ровые глины являются лучшими. Глины с большим содержа-
нием окисей кальция и магния непригодны.
Воду для раствора следует применять мягкую — речную или
дождевую, а в случае использования жесткой воды подвергать
ее химической обработке.
Тщательное перемешивание качественной глины с мягкой
водой дает возможность получить стабильный (устойчивый) ра-
створ, в котором частицы глины продолжительное время удер-
живаются во взвешенном состоянии.
Стабильность глинистого раствора обусловлена образова-
нием вокруг каждого элементарного кристаллика глины, имею-
щего форму вытянутого лепестка, гидратационной оболочки из
молекул воды и заряженного ионного облака, создающего элек-
тростатические силы отталкивания между частицами. Это пре-
29
пятствует коагуляции (слипанию) частиц глины. Различают
коагуляцию двух видов — гидрофобную и гидрофиль-
ную. Гидрофобная коагуляция происходит, когда частицы
глины лишены защитных гидратных и ионных оболочек по всей
их поверхности. Тогда они слипаются и выпадают из раствора
в плотный осадок. При обработке глинистого раствора вещест-
вами, восстанавливающими у глинистых частиц электрические
заряды, происходит пептизация — процесс распада слип-
шихся комочков глины на мелкие частицы, т. е. процесс, обрат-
ный коагуляции. В качестве пептизаторов применяют щелочи
(каустическая, кальцинированная сода и др.). Гидрофильная
коагуляция возникает в связи с тем что в качественных глини-
стых растворах защитные гидратные оболочки и электростати-
ческие силы ослаблены или отсутствуют лишь на торцевых по-
верхностях глинистых частиц. В состоянии покоя частицы по
этим поверхностям слипаются. Образуется пространственная ре-
шетка, заполняющая весь объем раствора. Свободная вода при
этом находится в ячейках решетки. Раствор теряет подвиж-
ность, становится прочным, похожим на студень.
Образование пространственной решетки в глинистом ра-
створе, находящемся в состоянии покоя, и превращение его
в студнеобразную массу (гель) называется структурообразова-
нием.
Частицы породного шлама, находящиеся в растворе, при об-
разовании структуры оказываются заключенными в ячейках
каркаса пространственной решетки и удерживаются во взвешен-
ном состоянии. Таким образом, наличие структуры препятствует
оседанию частиц разбуренной породы и зашламованию буро-
вого снаряда во время прекращения циркуляции промывочной
жидкости в скважине. Кроме того, образование структуры в ра-
створе способствует закупориванию трещин в стенках скважины
и предупреждает потерю циркуляции промывочной жидкости.
Существенное значение при бурении слабосвязных пористых
пород имеет способность глинистого раствора глинизировать
стенки скважины, т. е. образовывать на них глинистую корку.
Под давлением столба промывочной жидкости в скважине сво-
бодная вода из глинистого раствора фильтруется через порис-
тые породы ее стенок. Частицы глины при этом задерживаются
на поверхности стенок скважины и через некоторое время об-
разуют глинистую корку.
При высокой степени дисперсности (измельчения) частиц
глины в растворе на стенках скважины осаждается тонкая, но
очень плотная и устойчивая корка, препятствующая поступле-
нию воды в буримые породы и способствующая укреплению сте-
нок скважины. Образование на стенках скважины тонкой, плот-
ной глинистой корки позволяет бурить большие интервалы неус-
тойчивых слабосвязных пород без крепления их обсадными
колоннами, что дает возможность уменьшить расход обсадных
труб и упростить конструкцию скважины.
30
Контроль за качеством глинистого раствора
Пригодность раствора для бурения в конкретных условиях
определяется следующими параметрами его качества: плот-
ностью, вязкостью, содержанием песка, стабильностью, водоот-
дачей.
Плотность (р) глинистого раствора — это масса единицы
объема, измеряемая в кг/м3. Плотность раствора определяет ве-
личину гидростатического давления промывочной жидкости на
забой и стенки скважины. Повышение гидростатического дав-
ления позволяет предупредить обрушение стенок скважины
в неустойчивых породах. Вместе с этим увеличение гидростати-
ческого давления способствует уходу промывочной жидкости из
скважины по трещинам вскрытых ею пород. Кроме того, рост
давления столба жидкости на забой скважины ухудшает усло-
вия разрушения породы и уменьшает механическую скорость
проходки.
В нормальных (неосложненных) условиях бурят скважины
с промывкой глинистым раствором плотностью р= 1100-7-
4-1250 кг/м3.
Плотность бурового раствора измеряется ареометром АБР-1.
Ареометр АБР-1 (рис. 8, а) состоит из стакана 2 со съемным
грузиком 3 и поплавка 1. На цилиндрической части поплавка
нанесены две основные шкалы (левая — от 0,8* до 1,7, правая—
от 1,7 до 2,6) и шкала поправок. Испытуемым раствором напол-
няют стакан 2 из котелка 5 и резьбой присоединяют к нему по-
плавок. После этого опускают ареометр в ведро 4 с водой и по
левой (основной) шкале против уровня воды снимают показа-
ние. Если раствор утяжеленный и ареометр полностью тонет
в воде, грузик 3 отделяют от стакана и отсчет снимают по пра-
вой шкале.
Перед замером плотности раствора определяют поправку.
Для этого стакан ареометра заполняют той же водой, в которую
его погружают и снимают показание шкалы поправок. Эту по-
правку учитывают. Например, показание поправочной шкалы
+ 0,05, а основной 1,2, тогда р= (1,2 + 0,05) • 1000= 1250 кг/м3.
Вязкость (Т) характеризует способность глинистого ра-
створа выносить шлам с забоя и замазывать трещины в породах
стенок скважины, предупреждая потери промывочной жидкости.
Вместе с тем повышенная вязкость раствора требует увеличе-
ния давления для его прокачивания и затрудняет очищение его
от шлама на поверхности
Вязкость глинистого раствора зависит от качества исходных
материалов, использованных для его приготовления, а также от
концентрации и размера частиц глины. Чем меньше частицы
глины и чем их больше в растворе, тем выше его вязкость. Наи-
более вязкие растворы можно приготовить из бентонитовой
глины и мягкой воды.
* Ареометр проградуирован в г/см3.
31
Рис 8. Приборы
для определения
качества бурового
раствора
В практике буровых работ пользуются условной вязкостью
глинистого раствора, определяемой временем истечения 500 см3
раствора через трубку, внутренний! диаметр которой равен 5 мм.
Для измерения условной вязкости бурового раствора исполь-
зуют вискозиметр ВБР-1 (рис. 8, б), состоящий из воронки 7ем-
костью 700 см3, заканчивающейся латунной трубкой 8 с 5-мм
отверстием, мерной кружки 9 емкостью 500 см3, ковша 10, сетки
6 и секундомера.
Отверстие латунной трубки снизу закрывают пальцем и
в воронку через сетку ковшом наливают испытуемый раствор до
перелива через край. Затем под воронку подставляют мерную
кружку и, отнимая палец от отверстия трубки, пускают в ход
секундомер Время наполнения кружки в секундах характери-
зует условную вязкость данного раствора.
Вискозиметр следует периодически проверять «водным чис-
лом», т. е. временем истечения из воронки 500 см3 чистой воды,
которое должно быть равно 15 с.
32
Бурение в несложных условиях следует вести, применяя
глинистый раствор вязкостью 18—22 с. Для борьбы с потерей
циркуляции промывочной жидкости в трещиноватых породах
вязкость раствора доводят до 40—50 с и более, вплоть до со-
стояния «не течет». При бурении скважин на воду применяют
растворы вязкостью от 18 до 35 с.
Содержание песка (П) в глинистом растворе характеризует
качество глины, используемой для его приготовления, и сте-
пень загрязненности раствора частицами разбуренных пород.
С увеличением содержания песка в растворе возрастает износ
трущихся частей бурового насоса и бурильных труб. Чрез-
мерно большое содержание песка в промывочной жидкости мо-
жет привести к прихвату бурильного инструмента в скважине.
Содержание песка в глинистом растворе определяется от-
стойником металлическим ОМ-2 (рис. 8, в), который представ
ляет собой металлический цилиндр 12 емкостью 500 см3, ниж-
ней частью соединенный со стеклянной бюреткой 13, на боко
вой поверхности которой нанесены деления через 0,1 см3
Сверху отстойник закрывается крышкой 11, имеющей форму
стаканчика емкостью 50 см3.
Для определения содержания песка в отстойник заливают
50 см3 глинистого раствора (отмеряется крышкой) и 450 см3
воды (до уровня отверстия в верхней части отстойника). После
энергичного взбалтывания содержимого отстойник устанавли-
вают вертикально и оставляют в покое на 1 мин. Объем (в см3)
осевшего за это время песка в бюретке умножают на два и по-
лучают содержание песка, выраженное в процентах к объему
пробы промывочной жидкости.
Предельно допустимое содержание песка в промывочной
жидкости 4 % -
Стабильность (С) глинистого раствора определяют цилин-
дром стабильности ЦС-2 (рис. 8, г), представляющим собой
цилиндрический сосуд с отводящей трубочкой в средней части
его боковой поверхности. Глинистым раствором наполняют при-
бор и оставляют в покое на 24 ч. После этого, пользуясь от-
водом на стенке прибора, отделяют верхнюю часть раствора от
нижней и ареометром измеряют их плотность. Разность плот-
ности нижней и верхней части раствора, характеризующая его
стабильность, должна быть не более 20 кг/м3.
Водоотдача (В) характеризует способность глинистого рас-
твора отдавать свободную воду пористым породам, в результате
чего происходит глинизация стенок скважины. При высокой во-
доотдаче раствора снижается качество глинизации и ухудша-
ется устойчивость стенок скважины. Для получения глинистого
раствора с низкой водоотдачей необходимы высококачествен-
ная (бентонитовая) глина, мягкая вода и хорошее измельче-
ние глины в растворе.
Показателем водоотдачи является количество воды (см3),
отфильтровывающейся в течение 30 мин из 100 см3 глинистого
2 Заказ № 198
33
раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм под избы-
точным давлением 0,1 МПа.
Применяемый для определения показателя водоотдачи гли-
нистого раствора прибор ВМ-6 (рис. 8, д) состоит из основания
22, фильтрационного стакана 18, напорного цилиндра 16 и плун-
жера 14 с грузом 15. На дно основания 22, имеющего водоот-
водные канавки, укладываются смоченный в воде кружок филь-
тровальной бумаги 21 и кольцевая уплотняющая прокладка 19.
Затем в основание ввинчивается фильтровальный стакан, а от-
верстие, связанное с водоотводными канавками, закрывается
пробкой 20. Тщательно перемешанным испытуемым раствором
заполняют стакан 18 прибора. На стакан навинчивают напор-
ный цилиндр 16, в который заливают машинное масло. В ци-
линдр вводят плунжер 14 с грузом 15, создающим через масло
на буровой раствор избыточное давление 0,1 МПа. Пользуясь
запорной иглой 17, приоткрывают отверстие в нижней части
цилиндра, сливают через него масло в кольцевую емкость и
добиваются совмещения нулевого деления прозрачной шкалы
плунжера с меткой М на цилиндре. Вынимают пробку 20 из
отверстия основания и одновременно фиксируют время. В ре-
зультате давления, создаваемого плунжером, свободная вода
из глинистого раствора проходит через фильтровальную бу-
магу, водоотводные канавки и отверстие основания 22 в его
кольцевую емкость. Плунжер со шкалой при этом опускается.
Отсчет водоотдачи снимают через 30 мин по шкале против
метки напорного цилиндра.
Водоотдача глинистых растворов, применяемых при бурении
в нормальных условиях, не должна превышать 20—25 см3 за
30 мин. В осложненных условиях бурения по рыхлым, неустой-
чивым, а также пучащимся породам для предупреждения обва-
лов и прихватов снаряда водоотдачу фильтрации глинистого
раствора посредством химической обработки снижают до 5—6
и даже 2—3 см3 за 30 мин.
Закончив определение водоотдачи прибор ВМ-6 разбирают,
вынимают из стакана фильтровальную бумагу и миллиметро-
вой линейкой измеряют толщину образовавшейся на ней гли-
нистой корки. Величина ее прямо пропорциональна водоотдаче
раствора. Нормальной считается толщина корки 2—3 мм.
Описанные свойства растворов определяются как при их
приготовлении, так и в процессе применения для контроля за
изменением качества и своевременной замены раствора, его
очистки или обработки реагентами.
Названные приборы входят в комплект переносной лабора-
тории ЛБР-3.
Рассмотренные методы измерений применяют для опреде-
ления свойств не только глинистых растворов, но и любых
промывочных жидкостей.
При централизованном приготовлении буровых растворов
на глиностанциях измеряется также статическое напряжение
34
сдвига (6), характеризующее прочность структуры глинистого
раствора, т. е. его способность удерживать частицы шлама во
взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Повыше-
ние статического напряжения сдвига необходимо также для
борьбы с потерей .циркуляции при бурении в пористых или
трещиноватых породах, а также при утяжелении глинистого
раствора инертными наполнителями для создания противодав-
ления на высоконапорные горизонты.
Вместе с тем высокое статическое напряжение сдвига ос-
ложняет очистку раствора от шлама и требует повышенного
давления на насосе в момент его пуска.
Статическое напряжение сдвига измеряют ротационным
пластометром СНС-2 (рис. 8, е). В кольцевой зазор между ци-
линдром 25 и стаканом 27 заливают хорошо перемешанный
глинистый раствор и оставляют в покое для образования
структуры на 1 мин. Затем включают электродвигатель 26,
который через ременную передачу приводит стакан во вра-
щение с частотой 0,2 об/мин. По шкале наблюдают за враще-
нием цилиндра, который, будучи связан с образовавшим
структуру раствором, вовлекается во вращение. Цилиндр пово-
рачивается до тех пор, пока усилие в закручиваемой стальной
нити 23 диаметром 0,3—0,5 мм, на которой подвешен цилиндр
и градуированный лимб 24, не станет равным усилию сцепле-
ния раствора со стенками цилиндра. В этот момент структура
раствора разрушается, и происходит сдвиг его у стенок ци-
линдра. Вращение цилиндра прекращается. Угол закручивания
нити отмечают по шкале лимба. Второе измерение производят
аналогично, но при выдержке залитого в прибор раствора в те-
чение 10 мин.
Вычисляют статическое напряжение сдвига (в Па) по фор-
муле
О = иЛф, (5)
где Аф— угол закручивания нити, градус; п — постоянная для
данного прибора.
Чем больше отношение Ою/Оц тем лучше тиксотропные свой-
ства глинистого раствора (Ою и 0,—статическое напряжение
сдвига, измеренное при выдержке раствора в течение соответ-
ственно 10 и 1 мин).
Статическое напряжение сдвига 0] нормальных глинистых
растворов колеблется в пределах 1,5—2,5 Па. Для утяжеления
используют растворы с 01 = 4-н6 Па, а в целях предупреждения
поглощений — с 01 = 10-е-20 Па.
Водородный показатель (pH) отражает характер и интен-
сивность физико-химических процессов, зависящих от концен-
трации водородных ионов в буровом растворе.
В нейтральном растворе рН = 7. При рН>7 среда щелочная,
а при рН<7 — кислотная. Для каждой глины и приготовлен-
2*
35
Рис. 9. Схема глиностанции:
1 — кран для заполнения автоцистерны; 2 — емкость для глинистого раствора; 3—
насос; 4 — трубопровод; 5 —стол; 6 — емкости для раствора; 7 — желоб; 8 — склад
для глины н химических реагентов; 9— лаборатория; 10 — транспортер; 11— глиноме-
шалка; 12—сетка; 13— насос; 14— емкость для воды 15— гндроциклонный шламо-
отд елитель; 16 — печь
ного из нее раствора существует определенная область значе-
ний pH, в которой раствор наиболее стабилен. За их пределами
глинистый раствор коагулирует. Зная водородный показатель
раствора, можно эффективно проводить его химическую обра-
ботку.
В полевых условиях водородный показатель определяется
по изменению цвета индикаторной бумаги, погружаемой в от-
фильтровавшуюся при определении водоотдачи раствора
воду.
Приготовление глинистого раствора
Глинистый раствор можно приготовлять непосредственно на
каждой буровой или на глиностанцнях (рис. 9) для централи-
зованного снабжения раствором буровых установок с помощью
автоцистерн. Выбор системы приготовления раствора зависит
от объема буровых работ и густоты разведочной сети.
При централизованном приготовлении раствора повышается
его качество, упрощается организация хранения исходных ма-
териалов в закрытых помещениях, сокращаются затраты
труда.
Приготовление глинистого раствора непосредственно на
буровых целесообразно в тех случаях, когда его транспорти-
ровка затруднена из-за большой удаленности скважин друг
от друга или в связи с бездорожьем.
36
Рис. 10. Глиномешалка:
1— шкивы (рабочий и холостой); 2 — редуктор; 3 — лопасти; 4 — вал; 5 — загрузочный
люк; 6 — корпус; 7 — сливной патрубок
Для приготовления глинистого раствора используются
местные глины или централизованно поставляемые глинопо-
рошки.
Чтобы приготовить раствор, используют глиномешалки и
фрезерно-струйные мельницы.
Глиномешалка (рис. 10) представляет собой цилиндриче-
ский или овальной формы корпус, внутри которого помеща-
ется один или два параллельных вала с укрепленными на них
лопастями для перемешивания глины с водой. В верхней части
имеется люк для загрузки глины и заливки воды, а внизу —
сливной крав. Загрузочный люк должен закрываться решет-
кой с ячейками размером 15X15 см.
Отечественная промышленность выпускает глиномешалки
П-0,25, П-0,30, ГМЭ-0,75, МП-0,80, ГКЛ-2М, МГ-2-4 с гори-
зонтальным расположением валов вместимостью соответ-
ственно 0,25; 0,3; 0,75; 0,8; 2; 4 м3 и ОГХ-7А вместимостью
0,75 м3 с вертикальным валом. Привод глиномешалок осу-
ществляется от индивидуальных электродвигателей или через
трансмиссию от ДВС.
Количество глины (кг), необходимое для приготовления
раствора, определяется по формуле
Рг = Рг(РгР-Рв1урм> (6)
Рг — Рв
где рг— плотность сухой глины (рг=2300-:- 2600 кг/м3);
ргр — заданная плотность глинистого раствора, кг/м3; рв — плот-
ность воды, кг/м3; Кгм — емкость глиномешалки, м3.
Для приготовления раствора глиномешалку на ’/г ее объема
заливают водой, включают привод и в емкость глиномешалки
засыпают полную норму глины комками размером 3—4 см.
Затем перемешивают глину с водой в течение 40—60 мин в за-
37
г
Рис. 11. Фрезерио-струйиая мельница:
1— корпус; 2 — ротор; 3 — диспергирующая плита; 4— сливной лоток; 5 — сменные
лопасти; 6 — выходная решетка; 7 — крышка; 8 — выходное отверстие дегазационной
трубы; 5 — отражательный щиток; 10 — шарнир крышки; // — насадки водоподающей
трубы; 12— бункер; 13 — шарнир; 14 — предохранительная плита; 15 — затвор крышки
ловушки; 16 — упорная штанга; 17 — крышка ловушки; 18 — ловушка
висимости от качества глины при частоте вращения вала 60—
70 об/мин. Не прекращая вращения вала, заливают воду до
загрузочного люка глиномешалки и продолжают размешивание
еще 25—30 мин. После этого измеряют основные параметры
качества раствора и регулируют их добавлением воды. Готовый
раствор сливают из глиномешалки в приемную емкость.
При необходимости обработки раствора химическими реа-
гентами их вводят в глиномешалку перед загрузкой глины.
Приготовление раствора во фрезерно-струйной мельнице
(ФСМ-3, ФСМ-7) (рис. 11) производится следующим образом.
В приемный бункер 12 непрерывно подаются глина и вода, ко-
торые попадают на лопасти 5 вращающегося ротора 2 и, пере-
мещаясь вдоль диспергирующей плиты 3, перемешиваются. На
38
диспергирующей плите происходит первичное измельчение
глины, а окончательное — при ударе струи жидкости с глиной
о выходную решетку 6. Готовый раствор, пройдя через решетку,
сливается через лоток 4 в емкость, а крупные частицы глины
доизмельчаются лопастями ротора. Кусочки твердых пород, по-
павшие с глиной в мельницу, задерживаются решеткой 6 и на-
капливаются в ловушке 18, откуда через крышку 17, открывае-
мую затвором 15, периодически удаляются.
§ 3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА
БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
Получение промывочной жидкости необходимого качества,
а также сохранение в процессе бурения ранее заданных ей
свойств во многих случаях достигается обработкой химическими
реагентами и добавками инертных веществ.
Различают первичную и вторичную обработки буровых рас
творов.
Первичной обработкой исходному раствору придаются свой-
ства, необходимые-для бурения в конкретных условиях, вторич-
ной— восстанавливаются свойства раствора, утраченные при бу-
рении под воздействием растворимых пород, минерализованных
вод и других факторов.
По характеру действия на буровые растворы химические реа-
генты разделяют на реагенты: стабилизаторы, структурообразо-
вателн, пептпзаторы, коагуляторы, пенообразователи, пеногаси-
тели и эмульгаторы.
Следует иметь в виду, что многие химические реагенты по
действию на буровой раствор — многофункциональны
Реагенты-стабилизаторы, позволяющие регулировать заряд-
ность частиц и гидратацию, подразделяются на реагенты-
понизители водоотдачи и реагенты-понизители вязкости рас-
твора.
Из большого числа реагентов понизителей водоотдачи рас
смотрим наиболее распространенные.
Углещелочной реагент (УЩР) изготовляют воздей-
ствием водного раствора каустической соды (NaOH) на поро-
шок бурого угля. Каустическая сода переводит в раствор со
держащиеся в буром угле гуминовые вещества. При обработке
реагентом глинистого раствора гуминовые вещества покрывают
частицы глины защитными слоями, способствующими увеличе-
нию гидратационной пленки, в результате чего уменьшается во-
доотдача и проницаемость образующейся на стенках скважины
глинистой корки, улучшается стабильность раствора.
В настоящее время заводским способом приготовляется по-
рошкообразный углещелочной реагент (ПУЩР),
поставляемый по заявкам
Оптимальная дозировка ПУЩР составляет 0,5—4 % на су-
хое вещество.
39
Торфо-щелочной реагент (ТЩР) получают при об-
работке каустической содой торфа. Его активным компонентом
являются также гуминовые вещества. Поэтому по характеру
действия на глинистый раствор ТЩР аналогичен углещелоч-
ному реагенту. Глинистый раствор, обработанный ТЩР, имеет
малую плотность и повышенную вязкость, в связи с чем дает
хорошие результаты при борьбе с поглощениями.
Конденсированная сульфит-спиртовая барда
(КССБ) выпускается трех марок: КБЖ— густая темно-корич-
невая жидкость, КБТ — темно-коричневая масса (твердое веще-
ство), КБП—светло-коричневый порошок. КССБ применяется
для обработки пресных и слабоминерализованных глинистых
растворов. Действие ее на глинистые растворы обусловлено на-
личием в ней лигносульфонатов.
Рекомендуемая дозировка сухой КССБ по массе 1—5%,
в жидком виде 5—25 % к объему раствора.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет со-
бой белый зернистый порошок, хорошо растворимый в воде.
КМЦ предназначена для снижения водоотдачи высокоминера-
лизованных промывочных жидкостей. Реагент добавляют в ко-
личестве 0,54-1,5% от объема раствора.
Кальцинированная сода (Na2CO3)—белый мелко-
кристаллический порошок с небольшой растворимостью в воде.
Для уменьшения водоотдачи кальцинированную соду добав-
ляют к глинистому раствору в небольших количествах (по массе
0,254-1,5% от объема раствора). Стабильность раствора при
этом улучшается, вязкость несколько возрастает.
Тринатрийфосфат (Na3PO4) — белый порошок, хорошо
растворимый в воде. Na3PO4 добавляют 0,5 кг на 1 м3 глини-
стого раствора для снижения водоотдачи и повышения ста-
бильности.
Гидролизованный полиакрилонитрил (г и-
пан) —вязкая желтоватая жидкость, обеспечивающая устойчи-
вую низкую водоотдачу при большой засоленности (NaCl>
>20%) глинистого раствора. Оптимальная добавка гипана
0,75—2 % от объема раствора.
Хорошо стабилизируются гипаном пресные и слабоминерали-
зованные буровые растворы, но только при высоких температу-
рах (100—200°). Однако при температуре раствора ниже 80°
происходит резкое его загустение.
Буровые растворы, содержащие гидроокись кальция (изве-
стковые) хорошо стабилизируются гипаном в широком диапа-
зоне температур.
Разновидность гипана — реагент К-4.
Гидролизованный полиакриламид РС-2 получают
гидролизом полиакриламида (ПАА) со щелочью непосред-
ственно на буровой.
Реагент РС-2 применяется для снижения водоотдачи прес-
ных и слабоминерализованных растворов с небольшим (до
40
24%) содержанием глинистой фазы. Рекомендуемая дозировка
РС-2 0,15—0,20 % от объема бурового раствора.
Наиболее распространенные реагенты, используемые в каче-
стве понизителей вязкости бурового раствора,— сульфит-спирто-
вая барда (ССБ), УЩР и полифенол лесохимический.
Полифенол лесохимический (ПФЛХ) представляет
собой твердое вещество темно-коричневого цвета. При хранении
на воздухе расплывается. ПФЛХ применяется в виде водных
растворов, приготавливаемых непосредственно на буровой.
Для эффективного снижения вязкости и начала статического
сдвига рекомендуется следующая дозировка: ССБ—14-3;
УЩР — 0,4-т-1; ПФЛХ — 0,44-0,5 % от объема обрабатываемого
глинистого раствора.
Для повышения структурно-механических свойств буровых
растворов применяются реагенты-структурообразователи.
Жидкое стекло (Na2O-nSiO2) повышает вязкость и
прочность структурной решетки буровых растворов путем до-
бавления 2—5 % на единицу объема. Оно представляет собой
вязкую жидкость от светло-желтого до желтовато-коричневого
и серого цвета.
Следует иметь в виду, что добавление жидкого стекла к рас-
твору вызывает увеличение его плотности.
Кальцинированная сода, добавленная к глинистому
раствору в количестве 2—3,5 % от объема, вызывает уменьшение
гидратных оболочек, что приводит к образованию гидрофиль-
ной коагуляционной структуры. Статическое напряжение сдвига
и вязкость раствора увеличиваются.
Поваренная соль (NaCl) добавляется к буровому рас-
твору для усиления его структурно-механических свойств в виде
водного раствора 10—15 %-ной концентрации в количестве 0,5—
1%.
Для улучшения структуры малоглинистых растворов и рас-
творов из неглинистых материалов используется измельченный
асбест. Добавки его составляют 1—2 %.
В качестве реагентов-пептизаторов, вызывающих распад
слипшихся комочков твердой фазы в растворе, применяются
каустическая сода (NaOH), кальцинированная
сода (Na2CO3), углещелочной реагент и др.
Широко используются для обработки буровых растворов
поверхностно-активные вещества (ПАВ). Растворенные в жид-
кости, они имеют способность концентрироваться на поверхно-
сти раздела фаз, образуя на контакте с другой несмешиваю-
щейся жидкостью, с твердым телом или газом тонкие адсорб-
ционные слои, повышающие смачивающую способность и
активно изменяющие характер взаимодействия между фазами
раствора.
Важное свойство ПАВ — способность влиять на качество об-
рабатываемых глинистых и других растворов при введении
в очень малых количествах, составляющих доли процента.
41
ПАВ делятся на неионогенные и ионогенные, а последние
в свою очередь — на анион активные и катионактив-
н ы е.
Неионогенными ПАВ являются образователи пены ОП-4,
ОП-7, ОП-Ю, оксиэтилированные фенолы ОФ-20, ОФ-ЗО, УФЭ-8,
петролатум и др.
К анионактивным ПАВ относятся сульфонат, азолят А, азо-
лят Б, детергент советский ДС и ДС-РАС, «Прогресс», «Но-
вость», сульфонол, НП-1 и др., с катионактивным ПАВ — ка-
тамин А, катании А, карбозолин О, алкамон ОС-2.
Добавки различных ПАВ к воде, глинистым и специальным
буровым растворам позволяют: 1) понизить твердость горных
пород при бурении; 2) повысить смазочные свойства промывоч-
ной жидкости; 3) эмульгировать буровой раствор; 4) аэриро-
вать раствор; 5) повысить стабильность аэрированного механи-
ческим способом бурового раствора; 6) бороться с насыщением
промывочной жидкости газом.
В существующем разнообразии ПАВ могут быть подобраны
понизители твердости для каждой породы. Пока наибольшее
применение получили ОП-Ю, УФЭ-8, сульфонол, диталан, пре-
вацелл.
Добавки ПАВ уменьшают абразивное действие промывочной
жидкости и снижают износ бурильных труб и породоразрушаю-
щего инструмента. В качестве смазывающих добавок исполь-
зуют азолят А, азолят Б, сульфонол, ДС-РАС, СМАД (смазоч-
ная добавка). С этой же целью используются нефть, нефтепро-
дукты, графит как в виде самостоятельных добавок, так и
в комбинации с ПАВ.
Для стабилизации искусственно насыщенных воздухом рас-
творов, применяемых в ряде случаев для борьбы с поглоще-
ниями промывочной жидкости, используют ОП-7, ОП-Ю, азо-
лят А, азолят Б, смачиватель НБ и др.
Вместо механического введения воздуха в буровой раствор
его можно аэрировать поверхностно-активными веществами
ДС, ДС-РАС, сульфонолом, азолятом, «Прогрессом», «Ново-
стью» и др.
Чрезмерное насыщение промывочной жидкости газовой фа-
зой ухудшает работу буровых насосов и может привести к вы-
бросам. Для дегазации растворов используются ПАВ: пенога-
сители НЧК (нейтрализованный черный контакт), стеарокс-6
и др., а также нефть.
Следует также иметь в виду, что большинство ПАВ дейст-
вуют на буровой раствор как стабилизаторы или как пептиза-
торы.
Разработка рецептуры ПАВ и методики их применения —
одно из перспективных направлений совершенствования техно-
логии бурения скважин.
42
§ 4. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ БОРЬБЫ
С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В СКВАЖИНЕ
Довольно часто скважины приходится бурить по геологиче-
ским разрезам, представленным слабоустойчивыми, трещинова-
тыми, перемятыми, легко отслаивающимися при обнажении,
многолетнемерзлыми породами, водо-, нефте- или газоносными
пластами. В таких условиях могут происходит осложнения, наи-
более распространенные из которых: 1) потеря (поглощение)
промывочной жидкости; 2) осыпи, обвалы породы со стенок
скважины; 3) поступление в скважину воды, нефти или газа из
пород с высоким пластовым давлением, что может сопровож-
даться переливами и выбросами фонтана из скважины.
Если своевременно не принять предупредительных мер, ос-
ложнения, как правило, приводят к затяжным и тяжелым ава-
риям.
В случае частичного поглощения промывочной жидкости, на-
блюдающегося при пересечении скважиной пористых и трещи-
новатых пород, применяют глинистый раствор, имеющий наи-
меньшую плотность (1060—1100 кг/м3); вязкость от 35—40 с
до «не течет» по ВБР-1 и хорошие структурные свойства. Подоб-
ный глинистый раствор можно приготовить добавлением к нор-
мальному раствору до 25—30 % порошка бентонитовой глины
пли обработкой его реагентами, увеличивающими вязкость
(кальцинированная сода, каустик, жидкое стекло, негашеная из-
весть и др.).
Хорошие результаты для борьбы с поглощением промывоч-
ной жидкости в скважине дает применение аэрированных гли-
нистых растворов, имеющих высокую вязкость и низкую плот-
ность (до 700—800 кг/м3). Аэрирование раствора производится
в процессе бурения путем систематического добавления воздуха
в циркулирующую промывочную жидкость от компрессора, при
помощи специального устройства — аэратора, работающего по
принципу эжекции или путем обработки раствора поверхностно-
активными веществами (см. § 3).
Если зоны поглощения известны заранее, то необходимо за-
благовременно заменять промывочную жидкость на специаль-
ную за 20—25 м до вскрытия поглощающего пласта.
Полное поглощение происходит при пересечении пластов га-
лечника, гравия, пород с большими трещинами, горных вырабо-
ток, каверн и протоков подземных вод. Для ликвидации полного
поглощения прибегают к промывке скважины глинистым рас-
твором с различными наполнителями или закачиванию в сква-
жину глиноцементных смесей (гельцементов).
В качестве наполнителей, позволяющих запечатать трещины
в породах, используют измельченные асбест, слюду или кожу,
опилки, кордное волокно и пр.
Гельцемент представляет собой смесь тампонажного цемента
с глинистым раствором, соотношение между которыми подбира-
43
ется в лаборатории соответственно конкретным условиям при-
менения. Ориентировочно к 1 м3 глинистого раствора плотно-
стью рж=1100—1200 кг/м3 добавляют 800—1000 кг портланд-
цемента.
Обладая хорошими тиксотропными свойствами, гельцемент
легко прокачивается по бурильным трубам к месту ухода про-
мывочной жидкости из скважины, а при оставлении в покое на
2—3 мин образует весьма прочный гель. В результате крупные
трещины в породах стенок скважины надежно закупориваются
и циркуляция промывочной жидкости восстанавливается.
В связи с тем что время до начала схватывания гельцемента
относительно велико, он не может быть использован для за-
ливки трещин, в которых протекают подземные воды. В этом
случае применяют закачивание в скважину быстросхватываю-
щихся смесей (БСС), о которых сказано в главе «Тампониро-
вание скважин».
Обвалы в скважинах возникают при бурении рыхлых, сыпу-
чих, а также сланцеватых и раздробленных скальных пород.
Очень часто основная причина обрушения стенок сква-
жины — потеря циркуляции промывочной жидкости, в резуль-
тате которой пересекаемые скважиной породы размокают, на-
бухают и расслаиваются. В связи с потерей циркуляции уровень
промывочной жидкости в скважине понижается, а гидростати-
ческое давление на стенки скважины уменьшается и не обеспе-
чивает их удержания от обрушения.
Основная мера борьбы с обвалами — применение для про-
мывки скважин глинистых растворов с минимальной водоотда-
чей и повышенной плотностью.
Водоотдачу глинистых растворов снижают (до 3—5 и даже
1—2 см3 за 30 мин) путем их обработки соответствующими реа-
гентами (см. § 3). Повышение плотности глинистого раствора
(до рж= 1500 ч-1600 кг/м3) достигается увеличением его кон-
центрации. Растворы с большими значениями плотности (до
рж=2500 кг/м3) можно получить добавлением в них порошка
утяжелителя.
Бурение зон, склонных к обрушению, должно осуществляться
за наиболее короткий срок, после чего данный интервал следует
закрепить колонной обсадных труб, что обеспечит возможность
дальнейшей углубки скважины без осложнений.
Вскрытие скважиной водоносного горизонта с пластовым дав-
лением, превышающим гидростатическое давление столба про-
мывочной жидкости, сопровождается водопроявлением, т. е. по-
ступлением пластовых вод в скважину. Если пластовое давле-
ние значительно превышает гидростатическое давление столба
жидкости в скважине, может произойти самоизлив воды и даже
фонтанирование ее из скважины.
По аналогичным причинам при вскрытии газо- и нефтенос-
ных пластов с высоким давлением возможны наиболее опасные
осложнения — газонефтяные выбросы и фонтанирование, сопро-
44
вождающиеся пожарами, полной потерей оборудования и сква-
жины.
Водо-, газо- и нсфтепроявления, выбросы и фонтанирование
предупреждаются созданием в скважине гидростатического дав-
ления, превышающего пластовое давление. Для этого плотность
промывочной жидкости (кг/м3)
ст
где L — глубина залегания опасного горизонта, м; рпл — пла-
стовое давление, Па; k=l,l—1,15 — коэффициент превышения
давления столба промывочной жидкости над пластовым давле-
нием (коэффициент резерва).
Пример.
Определить необходимую плотность глинистого раствора для предупреж-
дения фонтанирования, если на глубине L=1000 м ожидается продуктивный
горизонт с пластовым давлением рПл = 16,4 МПа
, , 1 6400000 10л. ,3
рг D = 1,1--------= 1804 кг/м3.
Р 10-1000
Увеличение плотности глинистых растворов достигается вве-
дением в них утяжелителей: тонкоизмельченных порошков ба-
рита (р = 4050 4-4250 кг/м3), магнетита (р=42004-4400 кг/м3),
гематита (р=4300 4-4600 кг/м3) или колошниковой пыли (р =
= 40004-4400 кг/м3).
Добавление порошка утяжелителя в глинистый раствор вы-
зывает увеличение его вязкости и водоотдачи, а следовательно,
образование более толстой глинистой корки. Поэтому утяже-
ляют только высококачественные растворы, имеющие высокую
прочность структуры, вязкость не более 23—25 с по ВБР и во-
доотдачу, не превышающую 10 см3 за 30 мин.
Количество порошка утяжелителя (кг) для получения гли-
нистого раствора необходимой плотности можно рассчитать по
формуле
р Ру(Ру р~Рг.р)у (8)
Ру — Рг.р
где ру; ру. р; рг. ₽ — плотность соответственно утяжелителя, утя-
желенного раствора, исходного глинистого раствора, кг/м3; V —
объем утяжеленного раствора, м3.
Пример.
Определить необходимое количество порошка барита (ру=4200 кг/м3)
для обработки 20 м3 глинистого раствора плотностью рг. р=1200 кг/м3
с целью получения раствора плотностью 1800 кг/м3
42<Ю(1МО-1200> г(|_|6№0кг
4200 — 1200
Для устранения осложнений при проходке глинистых пород,
которые могут выражаться в набухании, обрушении стенок сква-
жины и недопустимом загустении обычных глинистых раство-
45
ров, эффективно применение ингибированных глинистых раство-
ров (известковых, гипсовых и хлоркальциевых). Добавление
к раствору ингибиторов производят с обязательной его обработ-
кой химическими реагентами, так как сами ингибиторы сни-
жают некоторые полезные свойства глинистого раствора.
В состав известковых глинистых растворов, кроме глины и
воды, входят четыре обязательных компонента: известь (0,2—
0,25%) в виде известкового молока, каустическая сода, пони-
зители водоотдачи (УЩР, КССБ, КМЦ), понизители вязкости
(ПФЛХ, нитролигнин и др.). Такие растворы обеспечивают ус-
тойчивое разжижение промывочной жидкости, затрудняют пере-
ход в нее глинистых частиц из разбуриваемых пород, преду-
преждают вспучивание глин.
Гипсовые глинистые растворы, показывающие хорошие ре-
зультаты при бурении неустойчивых глинистых отложений, со-
держат 1,2—1,5 % гипса (гипс может быть заменен алебастром)
и обрабатываются понизителями водоотдачи (КССБ или КМЦ)
и вязкости (ПФЛХ, окзил и др.).
Хлоркальциевые глинистые растворы (ХКР) содержат 0,75—
1,5%) хлористого кальция, 0,2—0,5 % извести в виде известко-
вого молока и КССБ (0,3—0,8 %).
При бурении по липким глинам в глинистый раствор следует
добавлять смазывающие вещества: нефть, графит, СМАД-1 и
другие или применять растворы на нефтяной основе.
§ 5. ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ОТ ШЛАМА
Выходящая из скважины промывочная жидкость направля-
ется в очистную систему, где освобождается от частиц вынесен-
ного с забоя шлама, и буровым насосом вновь нагнетается
в скважину.
Очистная система (рис. 12) состоит из желобов 2 с перего-
родками 3 и отстойников 4, по которым промывочная жидкость
транспортируется от устья скважины до приемной емкости 1.
На стационарных буровых установках желоба обычно из-
готовляют из досок. Работая на самоходных установках, ис-
пользуют разборные желоба из листового железа.
Наилучшие условия для очистки от шлама глинистого рас-
твора нормального качества создаются при скорости его дви-
жения 18—15 см/с, что обеспечивается установкой желобов
с уклоном 1/100—1/125.
Общая длина желобов при колонковом бурении с промыв-
кой глинистым раствором в зависимости от глубины скважины
принимается от 15 до 30 м. Желоба делаются высотой 20—25 см
и шириной 30—40 см. По дну желоба через 1,5—2 м устанав-
ливаются перегородки 3 высотой 15—18 см, способствующие
разрушению структуры раствора и более полному отделению из
него шлама.
46
Рис 12 Схема очистной системы промывочной жидкости
Отстойник представляет собой емкость размером 1,2Х1,2Х
Х1,5 пли 1,5х 1,5x2 м, предназначенную для отстоя промывоч-
ной жидкости. Однако глинистый раствор, заполняющий отстой-
ник, застуденевает и в циркуляции не участвует. Поступающие
из желоба свежие порции промывочной жидкости движутся по
его поверхности. Включение отстойника в работу достигается
установкой в нем перегородок сложных конфигураций и затруд-
няющих очистку отстойника от шлама. Поэтому часто очистную
систему сооружают без отстойников
В зависимости от геологических условий бурения и необхо-
димого резерва промывочной жидкости очистная система имеет
одну или две приемные емкости размером 1,5х 1,5x2 м каж-
дая Работая в зимних условиях, целесообразно применять ком-
пактную очистную систему без отстойников с зигзагообразным
расположением желобов Размещают такую систему под полом
бурового здания, что упрощает ее утепление. Желоба и отстой-
ники должны регулярно очищаться от шлама.
В настоящее время, кроме желобных систем, для очистки
промывочной жидкости от шлама применяют гидроциклоны и
вибрационные сита.
В практике колонкового разведочного бурения широко при-
меняются гидроциклонные шламоотделительныс установки
ОГХ-8А и ОГХ-8Б (рис. 13), состоящие из винтового насоса
с индивидуальным приводом от электродвигателя мощностью
3,5—4,5 кВт и гидроциклона. Гидроциклоннып шламоотделитель
(рис. 13, с) представляет собой металлическую воронку (диффу-
зор) 10. К верхней цилиндрической части диффузора по каса-
тельной подведена труба 7, по которой винтовым насосом пода-
47
Рис. 13. Гидроциклонная установка ОГХ-8Б:
а — схема гидроциклона; б — общий вид установки:
/ — рама; 2— винтовой насос; 3— всасывающий шланг; 4 — нагнетательная линия; 5 —
вентиль; 6 — насадка для выпуска шлама; 7 — труба в гидроциклои; 8 — выкидной
патрубок; 9 — патрубок; 10 — воронка гндроциклона; 11 — электродвигатель; 12 — ем-
кость для шлама; 13 — желоб; 14— емкость для очищенной жидкости; 15 — емкость
для загрязненного раствора; 16 — сливной шлаиг; 17 — манометр
ется очищаемая промывочная жидкость. Струя жидкости, пере-
мещаясь по внутренней стенке воронки, приобретает враща-
тельное движение. Под действием центробежных сил частицы
шлама как более тяжелые прижимаются к стенкам диффузора
и сползают вниз, выходя с частью жидкости через насадку 6
в нижней части воронки. Очищенный раствор вытекает через
патрубок 9, закрепленный в центре крышки, которой диффузор
герметично закрывается сверху.
Производительность установок ОГХ-8А и ОГХ-8Б равна со-
ответственно 0,0025 и 0,005 м3/с (150 и 300 л/мин).
В гидроциклонной установке для очистки промывочных рас-
творов ОПР подача жидкости в гидроциклои может произво-
диться от бурового насоса во время спуско-подъемных опера-
ций или от специального насоса. В комплект ОПР входят смен-
ные гидроциклоны производительностью (25—33) • 10~5;
(42—100) • IO-5; (100—170) • 10~5 м3/с.
§ 6. БУРЕНИЕ СКВАЖИН С ПРОДУВКОЙ
Бурение разведочных скважин с продувкой газообразными
агентами в СССР начали осваивать с начала 50-х годов.
Сущность этой разновидности вращательного бурения оста-
ется той же, что и при работе с промывкой. Особенность буре-
48
ния с продувкой заключается в том, что для охлаждения поро-
доразрушающего инструмента и очистки забоя от шлама в сква-
жину подается сжатый воздух или какой-либо инертный газ.
В результате отсутствия высокого гидростатического давле-
ния столба жидкости на забой, а также мгновенной и полной
очистки его от шлама создаются благоприятные условия для ра-
боты породоразрушающего инструмента, позволяющие повысить
механическую скорость проходки, увеличить работоспособность
коронки и снизить стоимость 1 м скважины.
При бурении с продувкой исключаются размыв, растворение
и загрязнение керна, устраняются вспучивание, размыв стенок
скважины и обвалы в породах, естественная структура которых
нарушается в результате смачивания водой.
Однако бурение с продувкой осложняется при значительных
притоках воды в скважину и, кроме того, затруднено в сыпу-
чих, а также пластичных липких породах.
‘ Бурение с продувкой забоя сжатым воздухом целесообразно
применять: 1) в устойчивых породах при отсутствии водопри-
токов или когда они незначительны; 2) в трещиноватых и за-
карстованных породах с целью сокращения затрат времени и
средств на борьбу с потерей циркуляции промывочной жидко-
сти; 3) в породах, которые при впитывании воды набухают или
становятся склонными к оползням; 4) в льдистых мерзлых по-
родах, которые при соприкосновении с промывочной жидкостью
оттаивают и оползают; 5) в легкорастворимых и размываемых
породах (соли, мягкие угли); 6) при разведке месторождений
жидких полезных ископаемых (вода, нефть), для точной от-
бивки кровли и высококачественного вскрытия слабонапорных
продуктивных горизонтов.
Наиболее эффективно применение бурения с продувкой
в безводных пустынных и труднодоступных районах, где затруд-
нена организация водоснабжения, а также в местностях с суро-
вой и продолжительной зимой, где часто возникают осложнения,
связанные с замерзанием промывочной жидкости.
Необходимая часть буровых агрегатов при бурении с про-
дувкой — компрессоры. При колонковом бурении с продувкой
используются передвижные компрессорные станции
ЗИФ-ВКС-10, ПК Ю, ВКС-6, КС-9, ДК-9М, ЭК-9М, КСЭМ-6
производительностью от 5 до 10 м3/мин, развивающие давление
до 0,8 МПа.
На рис. 14 показана схема расположения оборудования при
бурении с продувкой. От компрессора 1 воздух поступает в воз-
духосборник 2 и затем в холодильник 4. Температура воздуха
для предупреждения выхода из строя резиновых шлангов не
должна быть выше 90 °C, а при бурении по многолетнемерзлым
породам — не должна превышать 5 °C. Из холодильника воз-
дух направляется во влагоотделитель 5 и далее по трубопроводу
и шлангу 12 к буровому сальнику Между влагоотделителем и
шлангом установлены вентиль 7 для сброса части воздуха в ат-
49
Рис. 14. Схема расположения оборудования при бурении с продувкой:
1 — компрессор; 2 — воздухосборник; 3 — трубопровод; 4 — холодильник; 5 — влагоот-
делитель; 6—кран для выпуска конденсата; 7 — вентиль для сброса части воздуха
в атмосферу; 8 — вентиль для регулирования подачи воздуха в скважину; 9 — расходо-
мер; 10—манометр с термометром; 11— тройник для подсоединения гидравлической
линии; 12 — нагнетательный шланг; 13— нагнетательный шланг бурового насоса; 14 —
буровой насос; 15 — электродвигатели; 16 — буровой станок; 17 — выкидной трубопро-
вод; 18 — вентилятор
мосфсру и контрольно-измерительная аппаратура — расходомер
9 и манометр с термометром 10, а также вентиль 8 для регули-
ровки подачи воздуха в скважину. Отработанный воздух со
шламом отводится от устья скважины через выкидной трубо-
провод 17, который должен быть направлен в подветренную сто-
рону. Конец выкидного трубопровода следует отводить от
вышки на расстояние не менее 15 м или опустить в резервуар
с водой. Устье скважины необходимо оборудовать герметизи-
рующим устройством.
Если герметизатор не обеспечивает необходимого уплотне-
ния, в выкидной трубопровод следует включать всасывающий
вентилятор 18 или же у устья скважины установить эжектор,
используя избыток воздуха, который сбрасывается из основной
магистрали через вентиль 7. Кроме того, для борьбы с пылью и
сбора шлама для опробования рекомендуется в конце выкид-
ного трубопровода устанавливать шламоуловитель циклонного
или секционного типа.
Количество воздуха (м3/с), которое следует подавать в сква-
жину в процессе бурения, может быть определено по формуле
Q = 0,785 (D2—d2)v/j, (9)
где v — скорость восходящего потока воздуха, м/с. При буре-
нии кольцевым забоем v= 10-ь 12 м/с, а при бурении сплошным
забоем v= 15-ь25 м/с; D — диаметр скважины, w,d—наружный
50
диаметр бурильных труб, м; &=1,05—1,20 — коэффициент, учи-
тывающий увеличение потерь давления воздуха вследствие его
трения о стенки скважины соответственно росту ее глубины.
Для бурения в скважине, не имеющей водоиритоков, необхо-
димое давление воздуха (МПа) определяется по формуле
р = ^ + р!, (10)
где &о=0,0015 МПа —увеличение необходимого давления на 1 м
углубки скважины; L — глубина скважины, м; Р[ = 0,06—
0,1 МПа — потери давления в колонковом снаряде.
При водопроявлениях производительность компрессора необ-
ходимо повышать до величины, при которой давление воздуха
в кольцевом пространстве между стенками скважины и буриль-
ной колонной уравновесит пластовое давление жидкости.
Водопритоки в скважину вызывают слипание частиц шлама,
налипание его на стенки скважины и бурильные трубы, образо-
вание сальников, приводящее к затяжкам и обрывам снаряда
при подъеме. Эффективное средство борьбы с сальниками — до-
бавление в поток воздуха ПАВ, таких как ОП-7, ОП-Ю, азолят,
некаль и др.
При бурении с продувкой могут быть использованы любые
установки вращательного бурения и те же породоразрушающие
инструменты, что и при бурении с промывкой.
Параметры технологического режима бурения с продувкой
скважины (осевая нагрузка, частота вращения снаряда) следует
принимать на 25—30 % ниже, чем при бурении с промывкой (см.
гл. IV, § 7).
Глава IV
КОЛОНКОВОЕ БУРЕНИЕ
§ 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОЛОНКОВОМ БУРЕНИИ
Колонковым называется такой способ быстровращательного
бурения, при котором горная порода разрушается по наружной
кольцевой части забоя с сохранением столбика (колонки) по-
роды — керна.
Колонковое бурение производится установкой (рис. 15, а),
состоящей из буровой вышки I с буровым зданием II, станка
III, насоса IV и двигателей V
Для бурения используется буровой снаряд, т. е. набор техно-
логического инструмента, соединенного в определенной последо-
вательности. Буровой снаряд состоит из колонкового набора
(коронка кольцевой формы 1, колонковая труба 2, переходник
51
И
13 s
вышки; 24 — пояса;
77
'^^fe^-76'
Рис. 15. Принципиальная схема установки для
колонкового бурения:
а схема установки; б — снаряд для алмазного и твердо-
сплавного бурения; в — снаряд для дробового бурения:
J —буровая вышка; II — буровое здание; /// — станок;
IV — насос; V — двигатели; V/— направляющая труба:
1 — алмазная или твердосплавная коронка; 2 — колонковая
труба; 3 — переходник; -/—бурильные трубы; 5 — вертлюг-
сальник; 6 — крюк; 7 — талевый блок; 8 — шпиндель
станка; S — зажимные патроны; 10 — лебедка; // — регуля-
тор подачн снаряда; 12 — нагнетательный шланг; 13 —
керн; 14 — желоба; 15 — отстойник; 16 — приемная емкость.
11 — всасывающий шланг; 18 — талевый канат; 19 — инди-
катор веса снаряда; 20 — манометр индикатора веса; 21 —
манометр бурового иасоса; 22 — кронблок: 23 — опоры
25— раскосы; 26 — фундаментные тумбы; 21 — неподвижный
конец каната; 28 — рвательное кольцо; 29 — корпус кернорвателя; 30 — дробовая
коронка; 31 — тройной переходник; 32 — шламовая труба
3) и колонны бурильных труб, длина которой увеличивается по
мере углубления скважины.
С помощью лебедки 10 станка буровой снаряд на талевом
канате 18 спускается в скважину, после чего верхний конец ко-
лонны бурильных труб закрепляется в зажимных патронах 9
шпинделя 8 станка.
Соответственно характеру буримых пород шпинделем станка
сообщается рациональная частота вращения снаряду при необ-
ходимой для разрушения породы нагрузке на коронку. Промы-
вочная жидкость закачивается насосом через нагнетательный
шланг 12, вертлюг-сальник 5 и пустотелую колонну бурильных
труб в скважину, омывает забой и по кольцевому пространству
между стенками скважины и снарядом выносит на поверхность
частицы разрушенной породы. Проходя через очистную систему,
52
промывочная жидкость освобождается от шлама и очищенная
поступает в приемную емкость 16, откуда вновь забирается на-
сосом и закачивается в скважину.
После наполнения колонковой трубы керном или при необхо-
димости замены изношенной коронки бурение скважины оста-
навливают, закрепив керн в нижней части колонкового набора,
отрывают его от забоя и лебедкой станка поднимают снаряд
на поверхность. После извлечения керна из колонковой трубы
буровой снаряд вновь опускают в скважину и продолжают бу-
рение.
Встретив участок, сложенный породами, которые обвалива-
ются или вспучиваются даже при применении специальных про-
мывочных жидкостей, скважину крепят свободным спуском в нее
колонны обсадных труб, после чего продолжают бурение снаря-
дом меньшего диаметра.
Возможность получения в качестве пробы керна, дающего
представление о геологическом строении месторождения, позво-
ляющего определить глубину залегания, мощность и качество
полезного ископаемого, обусловила широкое применение колон-
кового бурения при сооружении картировочных, структурных,
поисковых и разведочных скважин. Более 80 % общего объема
геологоразведочных скважин в нашей стране пробуривается ко-
лонковым способом.
В качестве истирающих материалов для разрушения породы
на забое скважины при колонковом бурении применяются ал-
мазные зерна или резцы из твердых сплавов, закрепляемые на
рабочей части короночного кольца, а также буровая дробь (чу-
гунная или стальная), подсыпаемая под торец специальной ко-
ронки. Соответственно различают три разновидности колонко-
вого бурения: алмазное, твердосплавное и дробовое.
Бурение твердосплавными коронками применяют в породах
мягких и средней твердости (I—VII категорий по буримости),
а также в бескварцевых твердых породах (VIII и IX категорий
по буримости).
Алмазными коронками и дробью (применяется редко) бу-
рят скважины в породах твердых и весьма твердых (VII—XII
категорий по буримости)
В твердых хрупких породах с успехом может быть использо-
вано ударно-вращательное бурение.
Колонковым способом можно бурить скважины глубиной от
нескольких метров до нескольких тысяч метров
Диаметры колонковых скважин зависят от целей их бурения
и типа породоразрушающего инструмента. Геологоразведочные
скважины в основном бурят алмазными коронками диаметром
76, 59, 46 мм и твердосплавными коронками диаметром 112, 93,
76, 59 мм. При дробовом бурении применяют коронки диаметром
150, 130, ПО мм. При инженерно-геологических изысканиях ис-
пользуют коронки диаметром 151, 132, 112 мм. На инженерно-
геологических и гидрогеологических работах колонковым спо-
53
собой сооружают шурфоскважины диаметром от 400 до
1500 мм. Специальными установками колонковым способом
можно бурить шахты диаметром до 5 м.
§ 2. КОЛОНКОВЫЕ НАБОРЫ
Колонковым набором называется часть бурового снаряда,
предназначенная для разрушения горной породы, приема и со-
хранения керна.
При твердосплавном и алмазном бурении колонковый набор
(рис. 15,6) состоит из породоразрушающей коронки, кернорва-
теля, колонковой трубы и переходника. Колонковый набор для
дробового бурения состоит из дробовой коронки, колонковой
трубы, тройного переходника и шламовой трубы (рис. 15,в).
Породоразрушающими инструментами при алмазном и твер-
досплавном бурении являются коронки, представляющие собой
короночные кольца, армированные алмазными зернами или рез-
цами из твердых сплавов.
Короночные кольца изготовляются по ГОСТ 11108—70 из
трубной заготовки стали марок 30, 35 или 40. Верхняя часть
кольца имеет наружную трапецеидальную резьбу с шагом 4 мм
для присоединения к колонковой трубе или кернорвателю. Внут-
ренняя поверхность коронки в верхней части имеет конусную
форму для улучшения заклинивания в ней керна.
Основные размеры короночных колец приведены в табл. 3.
Колонковые трубы служат для приема выбуриваемого керна,
а также обеспечивают необходимое направление скважине. Из-
готовляются они по ГОСТ 6238—77 из тех же трубных загото-
вок, что и обсадные трубы. На обоих концах трубы имеют внут-
реннюю трапецеидальную резьбу с шагом 4 мм для соедине-
ния с коронкой или кернорвателем и переходником. Длина труб
1,5; 3; 4,5 и 6 м.
Таблица 3
Диаметр короноч- ного кольца, мм Диаметр дробовой коронки, мм Диаметр шаро- шечного долота, мм Диаметр колон- ковой трубы, мм (ГОСТ 6238—77) Диаметр колон- ковой трубы, мм (ГОСТ 8467—83)
наруж- ный внутрен- ний наруж- ный внутрен- ний наруж- ный внутрен- ний наруж- ный внутрен ннй
35,5 22,5 33,5 27,5 34 21,5
45,5 32,5 — — — 44 37 44 31,5
58,5 45 — — 59 57 48 57 44,5
75 61 75 54 76 73 63 73 60
91 77 91 66 93 89 79 89 76
НО 96 НО 85 112 108 98 108 94,5
130 116 130 105 132 127 117 127 112,5
150 136 150 125 151 146 136 146 131
54
При бурении глубоких скважин колонковый набор собирают
длиной до 30 м. В этом случае колонковые трубы соединяют
ниппелями-патрубками длиной 140 мм, имеющими на концах на-
ружную трубную резьбу. Основные размеры колонковых труб
приведены в табл. 3.
Шламовые трубы применяются для улавливания тяжелых
частиц породного или металлического шлама. Изготовляют их
из тех же заготовок, что и колонковые трубы. Нижний конец
шламовой трубы соединяется с тройным переходником внутрен-
ней левой резьбой. Верхний конец трубы срезан под углом 45° и
несколько загнут внутрь, чтобы при подъеме снаряда из сква-
жины труба не задевала за башмак колонны обсадных труб.
Шлам улавливают в результате того, что у верхней кромки
шламовой трубы из-за изменения сечения резко падает ско-
рость движения восходящего потока промывочной жидкости. Ча-
стицы шлама, попав в шламовую трубу, оседают в ней.
При бурении скважин малого диаметра применяют закрытые
шламовые трубы. Закрытая шламовая труба состоит из корпуса
с узкими продольными щелями на его поверхности и внутрен-
ней трубы для прохода промывочной жидкости. Щелевая шла-
мовая труба на концах имеет резьбу для соединения с переход-
никами на колонковую трубу и бурильную колонну. В процессе
бурения шлам попадает внутрь трубы через щели в ее корпусе.
Емкость шламовой трубы должна быть несколько больше
объема получаемого за рейс шлама. Соответственно применяют
трубы длиной 1,5—2,5 м.
Шламовую трубу нужно включать в снаряд при большой раз-
ности диаметров скважины и бурильных труб, а также при ма-
лой подаче насоса, когда скорость восходящего потока промы-
вочной жидкости недостаточна для выноса на поверхность наи-
более крупных и тяжелых частиц шлама.
Переходники служат для соединения колонны бурильных
труб с колонковым набором.
Различают два вида переходников — фрезерные и тройные.
Фрезерными переходниками 3 (рис. 15,6) соеди-
няют бурильные трубы с колонковыми В нижней части они
имеют наружную резьбу под колонковую трубу, а вверху —
внутреннюю для соединения с бурильной колонной. Верхней ко-
нусной поверхности переходника придана форма фрезера, пред-
отвращающая возможность задевания башмаков обсадных
труб при подъемах и обеспечивающая разбуривание кусков по-
роды, попавших на колонковый набор.
Тройным переходником 3) (рис. 15, в) нижний конец
бурильной колонны соединяется с колонковой и шламовой тру-
бами. При колонковом бурении применяют также переходники
специального назначения (стабилизирующие, конусные, клапан-
ные, отсоединительные).
Кернорватели (рис. 15,6) служат для закрепления, срыва и
удержания керна в колонковом снаряде при извлечении его из
55
скважины. Корпус кернорвателя 29 помещен между колонковой
трубой и коронкой и соединен с ними резьбой. Внутри корпуса,
имеющего коническую расточку с расширением вверх, поме-
щена рвательная кольцевая пружина 28 высотой около 25 мм.
Наружная поверхность пружины коническая, а внутри имеются
выступы. При бурении рвательное кольцо, разрезанное по обра-
зующей, находится в верхней части корпуса кернорвателя и не
препятствует прохождению керна в колонковую трубу. Перед
извлечением из скважины останавливают вращение бурового
снаряда и дают ему натяжку. Рвательное кольцо за счет трения
о керн опускается в узкую часть расточки корпуса кернорвателя
и захватывает керн. Резко проворачивая снаряд, керн отры-
вают от забоя.
Кернорватели не применяют в тех случаях, когда при буре-
нии требуется расхаживать снаряд, т. е. периодически припод-
нимать над забоем.
§ 3. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильной колонной называется часть бурового снаряда, со-
стоящая из бурильных труб и элементов для их соединения.
С помощью бурильной колонны спускают и поднимают ко-
лонковый набор. При извлечении снаряда из скважины буриль-
ную колонну разъединяют на отдельные секции, состоящие из
двух—четырех бурильных труб и называемые бурильными
свечами.
Через колонну бурильных труб на породоразрушающий ин-
струмент, находящийся на забое скважины, от буровой уста-
новки, смонтированной на поверхности, передаются необходи-
мые для разрушения породы осевая нагрузка и вращение с оп-
ределенной частотой. По бурильной колонне к забою скважины
подается промывочная жидкость или сжатый воздух. При неко-
торых специальных способах бурения колонна бурильных труб
служит каналом для транспортировки кернового материала или
керноприемных устройств и сменного породоразрушающего ин-
струмента. Бурильная колонна используется также в качестве
вспомогательного инструмента, с помощью которого в сква-
жину опускается аварийный инструмент, исследовательская ап-
паратура или доставляются различные материалы, например,
для борьбы с поглощением промывочной жидкости.
Бурильные трубы испытывают в скважине различные напря-
жения: во время спуска бурового снаряда подвергаются растя-
жению, особенно в верхней части колонны, в процессе бурения
они одновременно подвергаются скручиванию, изгибу, растяже-
нию в верхней и сжатию в нижней частях колонны, вибрацион-
ным нагрузкам; при подъеме снаряда, особенно если он прихва-
чен в скважине, они испытывают большие растягивающие уси-
лия. Кроме того, при вращении в скважине бурильные трубы и
элементы их соединения подвергаются износу по наружной по-
56
Рис. 16. Бурильные трубы:
с— труба ниппельного соединения; б — ниппель типа А; в — ниппель типа Б; г — труба
муфтового соединения; д — ниппель замка; е — муфта замка
верхности. Знакопеременные нагрузки, действующие на буриль-
ную колонну при значительном зазоре между пею и стенками
скважины, а также в искривленной скважине, приводят к быст-
рой усталости металла.
Тяжелые условия работы бурильной колонны предъявляют
высокие требования к качеству металла для бурильных труб, их
конструкции и элементам соединения.
В геологоразведочном бурении применяют бесшовные
стальные бурильные трубы (СБТ), а также легкосплавные
бурильные трубы (ЛБТ).
Для бурения скважин обычно применяют трубы, имеющие
на концах правую соединительную резьбу, а для ликвидации не-
которых аварий и при бурении с левым вращением снаряда для
уменьшения интенсивности естественного искривления скважин
используют трубы с левой резьбой.
Для увеличения прочности в местах соединений концы бу-
рильных труб перед нарезкой на них резьбы утолщаются вы-
садкой внутрь при температуре нагрева 1170—1230 °C. С целью
улучшения структуры высаженный участок труб подвергается
нормализации — нагреву до температуры 840—860 °C с после-
дующим медленным охлаждением на воздухе. Поверхность бу-
рильных труб целесообразно подвергать закалке токами высо-
кой частоты или индукционной закалке.
Институт электросварки им. Е. О. Патона разработал техно-
логию плазменной наплавки износостойких композиционных ма-
териалов на элементы бурильной колонны. Композиционный ма-
териал состоит из армирующих зерен релита, размещенных
в легированной матрице типа колмоной.
Различают два типа соединений бурильных труб в колонну:
ниппельное и муфтово-замковое (рис. 16).
Трубы ниппельного соединения в соответствии с ГОСТ
8467—57 выпускаются трех размеров по наружному диаметру:
33,5; 42 и 50 см. На концах они имеют внутреннюю трапецеи-
дальную резьбу с шагом 6,35 мм. Трубы (по ГОСТ 8482—57)
57
соединяются в свечи ниппелями типа А, имеющими с обеих сто-
рон наружную резьбу. Свечи между собой соединяются двумя
ниппелями: ниппелем типа А и ниппелем типа Б, имеющим на
одном конце наружную трубную резьбу, а на противополож-
ном— внутреннюю резьбу для свинчивания с ниппелем типа А.
Ниппель типа Б снаружи имеет две прорези. Нижняя служит
для подвешивания колонны под устьем скважины на подклад-
ной вилке, а верхняя — для захвата элеватором.
Ниппельное соединение труб обеспечивает гладкую наруж-
ную поверхность бурильной колонны.
Недостаток колонны труб ниппельного соединения — боль-
шие гидравлические сопротивления из-за малого проходного от-
верстия ниппелей, а также большая затрата времени на свин-
чивание и развинчивание цилиндрических соединительных
резьб.
Основные размеры бурильных труб приведены в табл. 4.
Трубы муфтово-замкового соединения имеют наружный
диаметр 42; 50; 63,5 (ГОСТ 7909—56) и 73 (ГОСТ 631—75) мм.
На концах они имеют наружную треугольную резьбу (8 и
10 ниток на 25,4 мм) с небольшой (1:16) конусностью. Трубы
в свечи соединяются муфтами, представляющими собой патру-
Бурильные трубы Ниппельное соеднне
Наруж- ный диаметр D, мм Внутрен- ний диаметр d. мм Толщина стенкн б, мм Длина трубы 1, мм Масса 1 м трубы кг Наруж- ный диаметр ниппеля Dit мм Внутрен- ний диаметр ниппеля dj, мм Масса ниппеля, кг
33,5 24 4,75 1500 3000 3,37 34 14 0,5
42 32 5 1500 3000 4500 4,56 44 16 1,1
50 39 5,5 1500 3000 4500 6,04 52 22 1 46
63,5 51,5 6 3000 4500 6000 8,51 — — —
73 59 55 7 9 6000 Н,4 14,2 — — —
58
бок с внутренней трубной резьбой. Свечи соединяются замками
(ГОСТ 7918—75), состоящими из двух половин: ниппеля и
муфты. На один конец свечи навинчивается ниппель, имеющий
внутреннюю резьбу под трубу и наружную для соединения
с муфтой замка. На другой конец свечи навинчивают муфту,
которая имеет па обоих концах внутреннюю резьбу: под трубу
и ниппель. Половины замка соединяются крупной резьбой —
6 ниток на 25,4 мм при конусности 1 : 5.
Трубы муфтово-замкового соединения обеспечивают повы-
шенную прочность бурильной колонны и минимальные гидрав-
лические сопротивления прокачиваемой промывочной жид-
кости.
В соответствии с указанными выше Государственными стан-
дартами стальные бурильные трубы изготовляют из стали ма-
рок ЗСГ2С, 40Х, ЗОХГС и из стали группы прочности Д, а эле-
менты их соединения — из стали марок 40Х; 45У и 40ХН
(табл. 5).
Современным и перспективным условиям бурения геолого-
разведочных скважин отвечает разработанная ВИТРом но-
вая отраслевая нормаль (ОН41-1-168) па бурильные трубы
(табл. 6).
Таблица 4
ние Замковое соединение
Масса ниппель- ной муфты» кг Замок Муфта
Наруж- ный диаметр D2, мм Внутрен- ний диаметр d.2, мм Длина в сборе, мм Масса в сборе, кг Наруж- ный диаметр, мм Масса, кг
0,86 — — — — —
1,82 57 22 3A-365 ЗБ-370 ЗЛ-4,98 ЗБ-5,1 57 1,4
2,08 65 28 ЗА-405 ЗБ-430 ЗА-6,9 ЗБ 7,0 65 1,7
— 83 40 ЗА-495 ЗБ-490 ЗА-13,7 ЗБ-13,5 83 2,9
— 95 32 — 16 95 4,2
59
Таблица 5
Параметры Материал
Марка стали Группа прочности стали Д16Т
36Г2 «X 45У 40ХН д к Л м
Предел прочности иа рас- тяжение, 10е Па 686 764 686 764 637 687 785 883 441
Предел текучести при растяжении, 10е Па 490 569 441 568 372 491 638 736 323
Относительное удлине- ние, % Ударная вязкость, 10 Дж/см2 12 14 14 10 16 12 12 12 11
4 8 5 6 4 4 4 4 —
Этой нормалью предусмотрено изготовление труб из стали
групп прочности Д, К, Л, М. Бурильные трубы ниппельного
соединения диаметром 24, 32, 42, 54 и 68 мм предназначены
для алмазного бурения скважин средних глубин (до 1000 м)
при высоких частотах вращения бурового снаряда, а диамет-
ром 38 и 50 мм — для алмазного бурения глубоких скважин
при сравнительно небольших частотах вращения снаряда.
Трубы муфтово-замкового соединения диаметром 50; 60,3 и
73 мм следует применять при бурении скважин большой глу-
бины алмазными коронками диаметром 76, 93 и 112 мм, а также
при бурении скважин неалмазными породоразрушающими ин-
струментами диаметром 76 мм и более.
С ростом глубин и форсированием режимов бурения гео-
логоразведочных скважин повышается расход мощности па хо-
лостое вращение бурового снаряда и извлечение его из сква-
жины. В связи с этим необходимо снижение массы бурильной
колонны. В последние годы стальные трубы частично заменя-
ются легкосплавными из алюминиевого сплава Д16Т, имею-
щего плотность 2,78-103 кг/м3. Наибольшее применение в на-
стоящее время имеют трубы ниппельного соединения диа-
метром 68 (ЛБТН-68), 54 (ЛБТН-54) и 42 (ЛБТН-42) мм,
предназначенные для работы алмазными коронками диамет-
ром соответственно 76,59 и 46 мм, а также трубы муфтово-зам-
кового соединения диаметром 54 мм (ЛБТМ.-54), предназначен-
ные для бурения коронками диаметром 76 мм (табл. 7).
Ниппели и замки для ЛБТ изготовляют из стали марки
40ХН; а муфты — из стали марки 36Г2С. Замки и ниппели за-
каливают ТВЧ.
Применение легкосплавных бурильных труб позволяет бу-
рить на высоких частотах вращения снаряда на большие глу-
бины.
Гладкоствольную бурильную колонну (ниппельного соеди-
нения) следует применять для бурения скважин на высоких
60
Замковое соединение
Примечание. Числитель — для ниппельного соединения, знаменатель — для муфтово-замкового.
61
Таблица 7
Наружный диаметр, мм Толщина стенкн, мм Длина трубы, мм Масса 1 м трубы с элементами соединения, кг Диаметр ниппеля, мм
наружный внутренний
24 4,5 2330 0,7 24,5
34 6,5 1325 2930 2,3 34,5 12
42 7 4300 3,1 42,5 16
54 9 4400 4,75 54,5 22
54 9 4500 4,75 — —
68 9 4390 5,5 68,5 28
Примечание. Наружный диаметр муфты и замка 65 мм.
частотах вращения породоразрушающими инструментами ма-
лых диаметров. Диаметр бурильных труб (мм) ниппельного
соединения ориентировочно можно определить из выражения
d = (0,894-0,91)7? мм, (11)
где D — диаметр породоразрушающего инструмента, мм.
Бурильную колонну муфтово-замкового соединения нужно
использовать при бурении скважин: 1) диаметром 76 мм с боль-
шой осевой нагрузкой и частотой вращения снаряда до
400 об/мин; 2) с большими расходами промывочной жидкости
для снижения гидравлических сопротивлений; 3) с эрлифтной
призабойной циркуляцией промывочной жидкости.
Диаметр бурильных труб (мм) муфтово-замкового соедине-
ния определяется из соотношения
d = 0,657?. (12)
Срок службы и аварийность бурильной колонны зависят
не только от качества, но и от правильной эксплуатации бу-
рильных труб.
Поступающие в геологоразведочные организации трубы и
их соединения должны подвергаться выборочному контролю.
Специальными калибрами контролируются резьбы, проверя-
ются кривизна труб, твердость наружной поверхности, уста-
навливается отсутствие механических повреждений. Контролю
подвергается 10 % каждой полученной партии инструмента.
При обнаружении хотя бы в одном из проверенных изделий
партии отклонений от требований ГОСТ по любому проверяе-
мому параметру объем выборочной проверки удваивается.
В случае повторного обнаружения дефекта вся партия инстру-
мента бракуется, о чем составляется акт.
Транспортировка, погрузка, разгрузка и хранение труб дол-
жны осуществляться с соблюдением мер, исключающих их ме-
62
ханические повреждения. Резьба труб должна быть смазана
антикоррозийной смазкой и предохранена специальными коль-
цами или ниппелями.
Бурильную колонну нужно составлять из одинаковых по
степени износа бурильных труб, в зависимости от которой бу-
рильные трубы и элементы их соединения делятся на 3 класса.
Новые бурильные трубы (1 класс) используют для бурения
глубоких скважин. По мере износа бурильных труб допустимая
глубина применения их в скважинах уменьшается. Бурильные
трубы с износом более чем на 2 мм бракуются и в работу не
допускаются.
Партию бурильных труб следует отрабатывать так, чтобы
обеспечить их равномерный износ. Например, при бурении
скважины глубиной до 300 м комплект труб разбивают па два
подкомплекта. Первую половину глубины скважины бурят пер-
вым подкомплектом, вторую половину начинают бурить вто-
рым подкомплектом и по мере углубки скважины бурильную
колонну наращивают трубами первого подкомплекта в обратном
порядке по сравнению с применением их при бурении первой
половины скважины. При бурении более глубоких скважин бу-
рильные трубы разбивают на четыре подкомплекта и более,
а отработку их ведут с таким расчетом, чтобы все бурильные
трубы комплекта были в работе одинаковое время.
Для контроля за состоянием элементов бурильной колонны
применяется передвижная дефектоскопическая станция ПДС,
смонтированная на автомашине УАЗ-542 В. В комплект стан-
ции входят дефектоскоп бурильных труб ДБТ, детектор износа
труб ДИТ и ультразвуковой толщиномер «Кварц-6», позволяю-
щие обнаружить усталостные трещины в высаженных концах
СБТ с конической резьбой, определить толщину стенки труб,
выявить износ труб, контролировать наружный диаметр муфт
и замков. Контроль обычно производится в процессе проведе-
ния СПО
Нижняя часть бурильной колонны, массой которой созда-
стся необходимая при бурении осевая нагрузка на породораз-
рушающий инструмент, испытывает большое напряжение сжа-
тия. Верхняя часть колонны находится в растянутом состоянии.
Исследования показывают, что наибольшее количество обры-
вов бурильных труб происходит в сжатой части колонны. По-
этому при бурении скважин большого диаметра (76—152 мм)
с большими осевыми нагрузками нижняя часть бурильной ко-
лонны собирается из утяжеленных бурильных труб (УБТ),
имеющих значительную массу и повышенную жесткость. Вклю-
чение в снаряд жесткой колонны УБТ, массой которых обеспе-
чивается осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент,
улучшает условия работы колонны, уменьшает вероятность ис-
кривления скважины.
Характеристика утяжеленных бурильных труб приведена
в табл. 8.
6
Таблица 8
Марка трубы Диаметр, мм Внутренний диаметр соединений» мм Длина трубы, мм Масса 1 м трубы, кг
наружный внутренний
УБТ-У 73 35 4500 24,4
89 51 — 4500 32,2
108 70 — 4500 52,2
УБТ-С 73 27 4500 31,1
89 32 — 4500 41,1
108 32 — 4500 63,3
УБТ-РПУ 73 35 22 6000 25,3
89 45 28 4620 36,1
УБТ-Р-73 73 35 — 4500 25,3
УБТ-У изготавливают из толстостенных трубных заготовок
с высаженными концами, УБТ С — из проката круглого про-
филя с просверленным каналом для прохода промывочной
жидкости. Эти трубы соединяются «труба в трубу» кониче-
скими замковыми резьбами. УБТ-РПУ имеет резьбовые соеди-
нительные концы, приваренные к ее торцам контактово-стыко-
вой сваркой. УБТ-Р-73 на концах имеет коническую внутрен-
нюю резьбу. Трубы собирают в свечи ниппелями, а свечи между
собой соединяются замками, состоящими из ниппеля и полу-
ниппеля.
Для обеспечения необходимой при бурении нагрузки на по-
родоразрушающий инструмент рекомендуется длину колонны
УБТ (м) принимать
, kC
Ly =----------’ (13)
9,81<?/1--
К Рм )
где С — нагрузка на инструмент, Н; qy — масса 1 м УБТ, кг/м;
k— коэффициент завышения массы УБТ (k= 1,25-5-1,5); рж—
плотность промывочной жидкости, кг/м3; рм — плотность мате-
риала УБТ, кг^м3.
§ 4. ИНСТРУМЕНТ И МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ РАБОТЫ
С БУРИЛЬНЫМИ ТРУБАМИ
Для свинчивания и развинчивания бурильных труб вруч-
ную применяют шарнирные и крюкообразные ключи (рис. 17).
Шарнирные ключи (ГОСТ 6494—71) служат для захвата за
гладкую поверхность трубы, для чего скоба, шарнирно соеди-
64
Рис. 17. Ключи для бурильных труб-
а — крюкообразный; б — шарнирный
Рис. 18. Подкладные вилки:
а — подкладная вилка для работы вручную; б — ведущая вилка; в — подкладная вилка
для работы с труборазворотом
Рис. 19. Трубодержатели
ненная с рукояткой, снабжена сухарем с насечкой, а внутрен-
няя поверхность второй скобы покрыта релитом.
Крюкообразные ключи предназначены для захвата за про-
рези ниппелей или замков и используются для страгивания
сильно затянутого резьбового соединения.
Подкладная вилка (рис. 18, а) надевается на нижний про-
рез замка или ниппеля и, опираясь на обсадную трубу, удер-
3 Заказ № 198
65
живает бурильную колонну над устьем скважины при наращи-
вании снаряда или отсоединении очередной свечи.
Трубодержатели (рис. 19) применяются для захвата за
гладкую поверхность бурильной трубы при подвешивании ко-
лонны ниппельных труб над устьем скважины.
Существуют два типа трубодержателей: секторный и
клиновой с педальным управлением.
В корпусе 1 секторного трубодержателя (рис. 19, а) на
двух валиках 5 закреплены два стальных сектора 2, имеющих
рабочую поверхность с закаленной насечкой. При опускании
секторов благодаря эксцентриситету относительно осей валиков
они прочно захватывают бурильную трубу за гладкую поверх-
ность. Подъему гладкоствольной колонны ниппельных труб
секторы трубодержателя не препятствуют. Для пропуска ко-
лонковой трубы извлекают палец 3 и поворачивают половину
корпуса вокруг шарнира 4.
Клиновой трубодержатель (рис. 19,6) с педальным управле-
нием в корпусе 1 имеет два клиновых плашкодержателя с плаш-
ками 2, рабочая поверхность которых насечена. Плашкодержа-
тели свободно скользят по роликам в наклонных направляю-
щих. Под собственным весом они стремятся занять нижнее по-
ложение, при котором плашками захватывается бурильная
труба. Педалью 5 поворачивается валик 4 и заклиненными па
нем двумя кулачками 3 плашкодержателя с плашками подни-
маются. Для пропуска через клиновой трубодержатель колон-
кового набора плашкодержатели вынимаются.
Элеватором называют присоединяемое к талевой системе
устройство для захвата и удержания бурильных труб при
спуско-подъемных операциях.
Существуют элеваторы различной конструкции и грузоподъ-
емности.
Серийно выпускаются элеваторы с кольцевым фиксатором
грузоподъемностью от 20 до 200 кН.
В корпусе 1 такого элеватора (рис. 20) имеется продоль-
ный паз с уступом внизу, на который заплечиками прорези
опирается ниппель или замок. Подвижное кольцо 2, находясь
в нижнем положении, препятствует выпадению ниппеля или
замка из корпуса. Серьгой 3 элеватор подвешивается на крюке
талевого каната.
Большое применение в настоящее время имеют элеваторы,
конструкции которых предусматривают работу с ними без уча-
стия верхового рабочего. Такие элеваторы, называемые полу-
автоматическими, подхватывают свечу за наголовник, надевае-
мый на ее верхний конец, или за кольцевую проточку в муфте
замкового соединения (табл. 9).
Работающий с наголовниками элеватор МЗ-50-80-2 (БИ
249—285-000) предназначен для спуска и подъема колонны
бурильных труб муфтово-замкового и ниппельного соединений
диаметром 42; 50 и 54 мм.
66
3*
67
Рис. 21. Наголовник
Рис., 20 Кольцевой эле-
ватор
Наголовник (рис. 21) состоит из корпуса 1, стержня 2 с го-
ловкой 4 и фиксирующего винта 3. На муфту бурильного замка
наголовник надевают как обычный элеватор кольцевого типа
при верхнем положении стержня, после чего стержень опускают
и поворачивают относительно корпуса на 180°. Нижняя часть
стержня входит внутрь резьбовой расточки муфты и препят-
ствует отсоединению от нее наголовника.
Корпус 3 элеватора МЗ-50-80-2 (рис. 22) имеет внутренюю
цилиндрическую расточку с опорным буртом в нижней части
для подхватывания свечи за наголовник. Боковой вырез в кор-
пусе перекрывается съемной осью 17 с роликом 18. Конец оси
присоединяется к шкворню 14, который установлен в корпусе
и закреплен гайкой 15. Для присоединения оси нужно нажать
на головку 11 и вставить в отверстие шкворня ось. После ос-
вобождения головки пружина 10 вернет ее в исходное положе-
ние и закрепит ось в шкворне фиксатором 12. Защелка 1, ко-
торая может поворачиваться на оси 9, отжимается пружиной
кручения 2, удерживая ось 17 затвора в закрытом положении.
Чтобы открыть затвор, необходимо отжать ролик 18 в сторону
корпуса и оттянуть влево защелку 1. После освобождения ось
вместе со шкворнем 14 под действием пружины кручения 13
повернется, открыв вырез корпуса 3.
К корпусу 3 элеватора пальцами 16 присоединена серьга 4.
Такое соединение позволяет серьге поворачиваться относи-
тельно корпуса. Отклонение серьги от вертикальной осп кор-
пуса составляет 5—6° при повороте серьги в сторону выреза
68
Рис. 22. Полуавтоматический элеватор МЗ-50-80-2
корпуса элеватора и 40° — при повороте в противоположную
сторону. Верхняя часть серьги через подшипник 6 и гайку 5
соединена с подвеской 7. Подвеской элеватор соединяется с та-
левой системой буровой установки и этим обеспечивается вра-
щение элеватора относительно талевого блока во время свин-
чивания бурильных свечей.
Бурильная колонна поднимается элеватором с отсоединен-
ным затвором. После подъема очередной свечи вырез корпуса
элеватора поворачивают в сторону свечеприемника и элеватор
опускают. Отражатель 8, скользя по наголовнику, отсоединяет
элеватор от свечи.
При спуске бурового снаряда элеватор надевают па ниж-
нюю часть свечи и фиксируют затвором. Корпус поднимаемого
элеватора, развернутый под углом к продольной оси свечи,
в результате чего муфтовые соединения свободно проходят че-
рез его вырез, подхватывает свечу за наголовник.
Полуавтоматический элеватор Э 18/50 (рис. 23) грузоподъ-
емностью 180 кН предназначен для проведения спуско-подъ-
емных операций с колонной бурильных труб диаметром 50 мм
муфтово-замкового соединения без применения наголовников.
Корпус элеватора 3, шарнирно соединенный с серьгой 4.
имеет центральное отверстие диаметром 70 мм и боковой вы-
рез шириной 55 мм. В корпусе размещены захватно-копирую-
щий механизм и запорное устройство. Бурильная свеча за
кольцевую проточку на муфте бурильного замка захватывается
двумя кулачками 2, жестко закрепленными на валиках 1. Че-
рез хвостовики 8 валики связаны с траверсой 9, отжатой в ниж-
нее положение пружиной 11. Копир 12 при нижнем положении
траверсы тягой 10 опущен и перекрывает сверху центральное
отверстие корпуса элеватора. Запорное устройство представ-
ляет собой две створки 15, свободно сидящие на осях 6 и пру-
жинами кручения 7 отведенные в положение, при котором ча-
стично перекрывается вырез в корпусе. При нажатии на
створки они поворачиваются на осях и углубляются в пазы
корпуса, а после снятия с них усилия возвращаются в исход-
ное положение.
Приподняв на оси и повернув на 180°, створки можно по-
ставить в нерабочее положение, при котором пружинами 7 они
удерживаются заведенными в пазы корпуса.
Перед спуском труб в скважину створки устанавливают
в рабочее положение, и корпус элеватора надевают на нижний
конец свечи. Створки пропускают трубу и, вернувшись в исход-
ное положение, фиксируют элеватор на свече. При этом ко-
пир 12 отводится свечой в верхнее положение, тягой 10 припод-
нимает траверсу 9, которая через хвостовики 8 поворачивает
валики /. Кулачки 2 заводятся в пазы корпуса. Лебедкой
станка элеватор поднимают по свече. При достижении элева-
тором конца свечи копир соскальзывает с верхнего торца
муфты замка и под действием пружины 11 опускается. Ва-
70
Рпс. 23. Полуавтоматический
элеватор Э-18/50
лики 1 поворачиваются и кулачки 2 подхватывают свечу под
буртик кольцевой канавки на муфте замка. После спуска свечи
и установки ее на подкладную вилку элеватор опускают до
упора, рукояткой 14 цепи 13 отводят копир в верхнее положе-
ние, углубляя кулачки в пазы корпуса, и поднимают освобож-
денный от свечи элеватор.
Перед подъемом бурового снаряда створки 15 устанавли-
вают в нерабочее положение. Элеватор сверху надевают на ко-
нец бурильной колонны. Кулачки при этом автоматически за-
хватывают свечу за кольцевую проточку муфты замка. Подняв
снаряд на длину свечи и поставив его на подкладную вилку,
отвинчивают свечу и ориентируют вырез корпуса элеватора
в сторону свечеприемника. После установки свечи в свечепри-
емник опускают элеватор. Копир отводится свечой в верхнее
положение, а кулачки убираются в пазы корпуса. Элеватор,
скользя отражателем 5 по свече, отсоединяется от нее и сво-
бодно опускается к устью скважины.
При выполнении спуско-подъемных операций с буровым
снарядом наиболее трудоемки свинчивание и развинчивание
бурильных свечей. Для механизации этих работ и повышения
производительности бурения применяют механизмы, называе-
мые труборазворотами.
На рис. 24, а изображен наиболее распространенный в на-
стоящее время труборазворот РТ-1200М. Этот механизм со-
стоит из рамы 9, служащей для крепления его над устьем
скважины, вращателя 8, представляющего собой двухступен-
чатый редуктор с цилиндрическими парами шестерен, электро-
двигателя 5, сообщающего через редуктор вращательное дви-
жение водилу 1, которое с помощью ведущей вилки 2 передает
крутящий момент свече бурильных труб. В промежуточном
корпусе 6 размещена упругая втулочно-пальцевая муфта, сое-
диняющая вал электродвигателя с валом редуктора. Цельно-
литой корпус редуктора на боковой стенке имеет окно, закры-
ваемое крышкой 7.
Для свинчивания или развинчивания бурильных труб ко-
лонна пропускается через центральное отверстие в корпусе
вращателя и подвешивается на специальной подкладной
вилке 4, которая вставляется в нижний прорез муфты замка
и опирается на центратор 3. Ведущая вилка 2 вставляется
в прорез ниппеля замка. При включении электродвигателя во-
дило вращает ведущую вилку по часовой стрелке или против
нее и свинчивает или развинчивает замок. Муфта, помещенная
в корпусе 6, выполняет роль маховика, который своей инер-
цией способствует начальному срыву резьбы при отвинчивании
или затяжке ее при свинчивании бурильных труб.
Механизм PT 1200М можно применять при бурении как
вертикальных, так и наклонных скважин.
Труборазворот РТ-300 (рис. 24, б) с гидравлическим при-
водом имеет вращатель 1, представляющий собой двухступен-
72
Рис. 24. Труборазворот:
а —РТ-1200М; б —РТ-300
Таблица 10
Параметры РТ-1200 М РТ-300
Максимальный крутящий мо- мент, Н-м 3500 2200
Частота вращения водила, с-1 1,25 1,25
Диаметр отверстия в корпусе, мм 205 140
Привод Электродви га тел ь А ОС-42-4 Гидродвигатель МГ 152
Диаметр труб, мм: (N = 2.8 кВт) (Мкр = 12,5 Н-м)
М3 УБТ 42; 50, 63,5 73; 89 42; 50
Масса механизма с приводом, кг Габариты, мм: 260 154
ширина 495 463
длина 885 665
высота 376 550
Время свинчивания или раз- винчивания одного соедине- ния, с 4-5 5-6
Примечание» Труборазворот PT-1200 М применяется с буровыми установками
ЗИФ-650М, ЗИФ-1200МР; труборазворот РТ-300 — с установкой УКБ-3.
чатып редуктор с цилиндрическими прямозубыми шестернями,
смонтированными в алюминиевом корпусе.
Вращение от гндродвигателя 7 через муфту 8, выполняю-
щую роль маховика, и редуктор передается водилу 2.
Для навинчивания и отвинчивания труб бурильная колонна
подвешивается па специальной подкладной вилке 5, которая
вставляется в нижнюю прорезь муфты замка и опирается на
крышку 3 вращателя. Рукоятка подкладной вилки упирается
в один из выступов 6 крышки, удерживая колонну от провора-
чивания. Ведущая вилка 4 вставляется в прорезь ниппеля
замка, и водило 2 при включении гидродвигателя вращает ее,
навинчивая или отвинчивая верхнюю свечу
Техническая характеристика труборазворотов, применяемых
при колонковом бурении, приведена в табл. 10.
В процессе проведения спуско-подъемных операций пере-
мещение бурильных свечей между устьем скважины и свече-
приемником осуществляется вручную. Для облегчения труда
рабочих и сокращения времени на спуско-подъемные операции
следует применять свечеукладчики.
Основная группа применяющихся в настоящее время свече-
укладчиков перемещает верхний конец свечи, а нижний конец
ее переносится на подсвечник вручную. Такие свечеукладчики
работают в комплекте со свечеприемниками как с разделением,
так и без разделения свечей па отдельные секции.
74
Свечеукладчики типа «Север-1», СПН-1, СПН-4М и другие,
работающие со свсчеприемниками без разделения на отдель-
ные секции, не обеспечивают упорядоченной укладки верхних
концов свечей и тем самым осложняют процесс подъема элева-
тора по свече при спуске инструмента в скважину. Поэтому та-
кие свечеукладчики рекомендуется применять при бурении
скважин па глубину до 500—600 м при длине бурильной свечи
не более 14 м.
Болес совершенны свечеукладчики типа ШК-3, ШК-ЗМ,
Ш-1, Ш-2, Добропольскоп ГРП и другие, обеспечивающие упо-
рядоченную укладку верхних концов бурильных свечей с раз-
делением их на отдельные секции. Такие свечеукладчики могут
использоваться при бурении скважин па глубину свыше 650 м
с длиной свечи 18 м и больше.
Одновременное применение труборазворота, полуавтомати-
ческого элеватора и свечеукладчика позволяет решить задачу
первого этапа комплексной механизации спуско-подъемных
операций, при которой обычная технологическая последова-
тельность выполнения работ сохраняется без изменения. Ис-
пользование таких комплексов облегчает труд буровой бригады
при сокращении ее численного состава, повышает культуру
производства, но ускоряет проведение спуско-подъема буриль-
ной колонны незначительно.
Существенно сокращается время, затрачиваемое на спуско-
подъемные операции, при использовании более перспективных
комплексов механизмов типа КМ-2, «СПС-Воркута», АСП и
других, обеспечивающих совмещение во времени выполнения
технологических приемов.
§ 5. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И МАЧТЫ
Для бурения скважины стационарными буровыми установ-
ками необходимо сооружение буровой вышки, состоящей из
собственно вышки или мачты и бурового здания. Собственно
вышка используется для спуска в скважину и извлечения из
нее с помощью грузоподъемных механизмов бурового снаряда,
обсадных труб и измерительных приборов. Буровое здание слу-
жит для размещения бурового агрегата, а также защиты его
и обслуживающего персонала от воздействия атмосферных яв-
лений.
Самоходные и передвижные буровые установки оборуду-
ются складывающимися мачтами.
Собственно буровая вышка (рис. 25) состоит из опор /,
соединенных для устойчивости горизонтальными поясами 9.
Жесткость конструкции вышки обеспечивается раскосами 8,
соединяющими опоры между поясами. В верхней части вышка
может иметь раму (верхнее основание) 6 для установки непод-
вижного блока (кронблока) 5. Для размещения верхового ра-
бочего при выполнении спуско-подъемных операций с кольце-
75
Рис. 25. Буропая вышка ВРМ-24/30
вым элеватором вышка оборудуется рабочим полком 7. Необ-
ходимые части буровой вышки — лестницы и ограждения.
Буровые вышки могут быть деревянными—из бревен
и досок, а также металлическими — из труб и профиль-
ного проката. Металлические вышки в настоящее время преоб-
ладают. Однако при работе в труднодоступной таежной мест-
ности экономически целесообразно применение деревянных
вышек.
В зависимости от количества опор — основных элементов
конструкции — различают вышки трех- и четырехопор-
76
н ы е. При бурении скважин на нефть и газ применяют двух-
опорные А-образные буровые вышки большой высоты и
грузоподъемности.
Основные параметры, характеризующие буровую вышку,—
ее высота (расстояние по оси скважины от плоскости нижнего
основания до оси кронблока), размеры верхнего и нижнего ос-
нований, высота расположения рабочего полка и грузоподъем-
ность вышки.
Тип и конструкцию вышки или мачты следует выбирать
в зависимости от глубины скважины, угла ее заложения, при-
нятого бурового оборудования с учетом конкретных местных
условий и экономической целесообразности.
При выборе вышки по ее высоте необходимо исходить из
проектной глубины скважины и ориентировочной продолжи-
тельности ее бурения, которая зависит от физико-механических
свойств горных пород.
Рациональная высота буровой вышки (м) ориентировочно
может быть определена из выражения
H = klCB, (14)
где k — коэффициент, предупреждающий затягивание снаряда
в кронблок при его переподъеме (k= 1,25—1,45); 1СВ — длина
свечи, выбираемая соответственно глубине скважины, м.
Глубина скважины, м з=Д00
Рекомендуемая длина
свечи, м ............. 4,7
200—500
9,5
500—800
14
1200—2000 >3000
18,6 24—32
Нормальные условия работы при выполнении спуско-подъ-
емных операций верховому рабочему могут быть обеспечены,
если высота расположения рабочего полка будет на 1—1,2 м
меньше длины применяемых бурильных свечей.
Трехопорные буровые вышки применяются для бурения
вертикальных и наклонных скважин глубиной до 200—300 м.
Высота таких вышек не превышает 15 м. Опоры изготовля-
ются из обсадных труб или бревен диаметром 25—30 см. Верх-
ние концы опор соединяются шкворнем, на который надевается
металлическая серьга с подвешенным к ней блоком. Для пре-
дупреждения бревенчатых опор от раскалывания верхняя их
часть должна иметь оковку в виде двух металлических обручей
или стяжных хомутов. Блок, подвешенный на серьге шкворня,
должен быть расчален стальным канатом или цепью таким об-
разом, чтобы в случае разрыва серьги блок мог упасть не более
чем на 1 м.
Четырехопорные буровые вышки имеют большую устойчи-
вость и грузоподъемность, чем трехопорные, что обусловливает
возможность их применения при бурении глубоких скважин.
На геологоразведочных работах используются металличе-
ские вышки высотой от 18 до 32 м. Их техническая характери-
стика приведена в табл.11.
77
Таблица If
z-iwa о S CM Г- <D CM LO й 1 cd cm cd cd 04 CM —. O — CM С с с :х
e-iaw oo Sv ? Ю t'- o x x | 2 ю -r ° - ю — g с с X
fr 1W9 N. § ”7 § Ю °° 2 °° oo 2 Si ±22 f o' - « « uo „ о с с г
8-dW о 4 io >- - c° oo . о '*' Г-' CO o' С С
Мачты 9-dW о S °O о v х/ 1 ю 04 ooo 60 2 i c co cd о ox Е Л
z-wg о <N co LI П Й ** О 2 с g -г
OZSlAJAdW O0 g у у ' l' ю- Ю - ® X* j, 2 2 '* '* co о С с 4
WZAJAdW 2 у v 7 ю °!. w. — 2 2: XX 2 о; счео^.^ o
ZAJAdW io c tc> О CO LO „ X X | ex CN cd —< cm a —' cm ex 5 с
OS9Z-0 О О О £ СЧ °o CM S ° S oo' О oo' 2 , 04 — Ol ' с
Вышки 09 IZ-WdO LO о LO й 8 & 2 °°' ° s ® ; □ D D N
81-8 cog О -Ф r- co oo ’ ex •—< — g 56
Параметры Высота, м Грузоподъемность, кН Талевая оснастка Угол наклона скважины, градус Длина свечи, м Транспортные габариты, м: длина ширина высота Масса, т ллуоина оурения, м
«Г
Изображенная на рис. 25 металлическая вышка ВРМ-24/30
имеет опоры из цельнотянутых стальных труб диаметром
102/90 мм. Секции опор соединяются между7 собой хомутами 3
из листовой стали толщиной 10 мм. Нижние концы опор шар-
нирными башмаками (передние опоры) и опорными плитами
(задние опоры) соединяются с металлическим основанием 11,
выполненным в виде саней, что позволяет транспортировать
вышку на небольшие расстояния без разборки. Пояса трех ниж-
них панелей и пояс под рабочим полком сделаны из таких же
труб, что и опоры; остальные пояса — из труб диаметром
60/50 мм.
Пояса болтами крепятся к хомутам и косынкам, приварен-
ным к средней части секций опор. Передняя панель вышки
имеет проем до высоты третьего пояса, обеспечивающий воз-
можность затаскивания в вышку оборудования и длинных
труб. Раскосы четырех нижних секций вышки изготовлены из
стержней диаметром 24 мм, остальные — диаметром 20 мм.
Четырехроликовый кронблок монтируется на верхней раме,
представляющей собой цельносварную конструкцию. На вы-
соте 17,2 м расположен рабочий полок, оборудованный кар-
касом для защиты верхового рабочего от дождя и ветра. До
рабочего полка вышка имеет наружные маршевые лестницы 2,
а выше — к кронблочной площадке — лестницы тоннельного
типа 4.
Буровое здание 10 (см. рис. 25) может быть бревенчатым
пли дощатым. В зависимости от времени года и климатических
условий района проведения работ здания могут быть облегчен-
ные и утепленные. В последнем случае между досками, обши-
вающими каркас здания, прокладывается войлок или другой
теплоизоляционный материал. Бревенчатые здапия конопа-
тятся паклей. Моптажпо-демоптажпые работы значительно ус-
коряются применением разборного каркасного бурового зда-
ния, стены и потолок которого собираются из щитов.
Размеры бурового здапия для стационарных установок дол-
жны обеспечить удобное расположение оборудования и ширину
проходов для обслуживания механизмов не менее 1 м.
В передней части одно- или двухскатной крыши бурового
здания делают люк для прохода снаряда Пол бурового здания
должен быть прочным, ровным, без щелей, из досок толщиной
не менее 50 мм. Буровое здание имеет необходимое количество
окоп и две двери, открывающиеся наружу. Размеры основной
двери должны допускать свободный проход оборудования и
труб.
Сооружению буровых вышек предшествует выбор и подго-
товка рабочей площадки. Место заложения скважины опреде-
ляется геологическим отделом и согласуется с техническим от-
делом предприятия. При этом учитывается ряд обстоятельств,
влияющих на проведение буровых работ (наличие воды, подъ-
ездных путей, минимальный объем земляных работ при планп-
79
Рис. 26. Схема подъема вышки
ровке площадки и др.). Выбирая место для площадки, следует
избегать заболоченных участков и глинистых склонов, которые
могут привести к оползням, сделать вышку недоступной для
транспортных средств в период дождей. В летпее время вышку
целесообразно размещать па повышенной части местности, где
не будет скопления дождевых и талых вод. Зимой нужно вы
бирать места, защищенные от сильных ветров и снежных зано-
сов. В районах распространения многолетней мерзлоты нельзя
допускать ее вскрыши па рабочей площадке и, по возможно-
сти, не снимать растительного покрова земли, чтобы не нару-
шать теплового режима мерзлой породы, являющейся основа-
нием под сооружаемую вышку.
Монтаж металлических вышек может осуществляться после-
довательным соединением деталей конструкции вышки, нара-
щиваемых снизу вверх, или сборкой в горизонтальном положе-
нии с последующим подъемом (метод А. П. Духнина).
Монтаж вышки по методу А. П. Духнина, являющемуся
наиболее распространенным, начинают с установки в горизон-
тальном положении и закрепления на фундаменте ее нижней
рамы. В горизонтальном положении собирается грань передних
опор вышки, нижние концы которых шарнирно соединяются
с рамой. Начиная с подкронблочной рамы и верхней секции,
собирают боковые и заднюю грани вышки, прикрепляют крон-
блок, рабочий полок, навешивают лестницы. После окончания
сборки вышки приступают к ее подъему и установке в рабочее
положение (рис. 26). На брусьях 2, уложенных в плоскости
нижней рамы, шарнирно закрепляется монтажная стрела Б.
В вертикальном положении стрела удерживается канатными
80
растяжками, прикрепленными к якорям 1 и опорам вышки 3.
На одном из верхних поясов вышки крепится канат уравни-
тельного устройства А, обеспечивающего симметричное воз-
действие на вышку при ее подъеме. Трос подъема вышки 4,
связанный с замком уравнительного устройства и блоком поли-
спаста, пропущен через головку монтажной стрелы. Ходовой
конец тягового каната 6 огибает ролики двух блоков 5 и 7, об-
разуя полиспаст.
Вышку поднимают трактором или лебедкой. Во избежание
опрокидывания вышки в сторону подъемного механизма она
должна поддерживаться за страховой канат другим трактором.
Для обеспечения устойчивости вышки высотой 14 м и более
ее следует укреплять прочными растяжными канатами со стяж-
ными муфтами. Канаты должны размещаться в диагональных
плоскостях вышки. Их нижние концы крепятся к якорям, уда-
ленным от основания опор вышки на расстояние, превышающее
высоту вышки, а верхние — к опорам у основания рабочего
полка.
Перевозка вышек стационарных буровых установок с пол-
ной разборкой требует большой затраты времени на их демон-
таж и сборку па новой точке. Коэффициент использования
оборудования при этом снижается, а стоимость работ удорожа-
ется. Поэтому вышки с полной их разборкой перевозят в тру-
днодоступных районах или иа участках с сильно пересеченным
рельефом. На открытых местностях со спокойным рельефом
целесообразно перевозить вышки на основаниях санного типа
без разборки.
Трасса передвижения вышки должна быть намечена зара-
нее. Она не должна иметь резких переходов от спуска к подъ-
ему и наоборот. Односторонний уклон местности не должен
превышать 30°.
Тяговое усилие (Н), необходимое для перемещения вышки,
может быть определено из выражения
Р = 9,81 QBfe(sina+/cosa), (15)
где QB — масса перевозимой вышки, кг; k — коэффициент, учи-
тывающий возможное врезание саней в грунт (k= 1,3-4-1,4);
а — максимальный угол подъема по трассе перемещения
вышки; f—коэффициент трения полозьев вышки о поверхность
ее перемещения (f=0,34-0,5).
Количество необходимых для перевозки вышки тракторов
определяется по формуле
^тр = PVtjjI Nтр*Чтр > (16)
где иТр —скорость перемещения трактора (отр=14-3); N7V—
мощность двигателя трактора, Вт; т]тр— к. п. д. трактора (п=
=0,74-0,8).
81
Для сокращения вре-
мени па монтажно-демон-
тажные и транспортные
работы широко применя-
ются передвижные буро-
вые мачты.
Передвижные буровые
мачты представляют собой
сооружение, состоящее из
собственно мачты склады-
вающегося типа и бурового
здания, которые устанав-
ливаются на общем осно-
вании, выполненном в виде
саней. Перед транспорти-
ровкой мачта укладывается
в горизонтальное положе-
ние с помощью лебедки,
трактора или гидросистемы
установки и перевозится
на новую точку со всем за-
ключенным внутри здания
оборудованием, инструмен-
том и инвентарем.
Соответственно назна-
чению мачты она комплек-
туется необходимым для
бурения основным и вспо-
могательным оборудова-
нием.
Рис. 27. Буровая мачта МРУГУ-2
Собственно мачта представляет собой пространственную
решетчатую металлоконструкцию (МРУГУ-2, МРУГУ-18/20,
МР-6) или трубчатую колонну (БМТ-4, МБТ-5, БМТ-7).
В табл. 11 приведена техническая характеристика пере-
движных буровых мачт.
Буровая мачта МРУГУ-2 (мачта разведочная Уральского
геологического управления) применяется при бурении верти-
кальных и наклонных скважин глубиной до 500 м.
На сварном санном основании 1 (рис. 27) установлено все
буровое оборудование, буровое здание 2 и собственно мачта,
представляющая собой двухгранную ферму, имеющую в сече-
нии вид прямоугольного равнобедренного треугольника. Несу-
щий ствол фермы — труба диаметром 140 мм, расположенная
в прямом углу треугольника. К несущему стволу поясами и
раскосами прикреплены две трубы диаметром 48 мм.
Стрела 6 мачты имеет фланцевое соединение с ее основа-
нием. На стреле смонтированы свечеприемник 7, кронблок 5,
тоннельная лестница 4 и съемная укосина, используемая при
подъеме стрелы лебедкой или трактором в рабочее положение
82
и укладке в транспортное, а также при выполнении погрузоч-
но-разгрузочных работ. Для поддержания стрелы в транспорт-
ном положении служит задняя опора 3. При бурении наклон-
ных скважин мачту с помощью домкратных винтов основания
стрелы и сошек 8, опирающихся на боковую опору, устанавли-
вают под нужным углом. Транспортируется мачта трактором
Т-100М.
Мачта имеет передвижной стеллаж, представляющий собоп
металлическую пирамиду на деревянных санях.
Буровая мачта БМТ-4 (рис. 28) имеет трубчатый ствол 8,
траверсой 5 шарнирно соединенный с порталом 4, опираю-
щимся на общее с буровым зданием 2 основание 1. В верхней
части ствола закреплен кронблок 11с устройством, предупреж-
дающим переподъем снаряда. В рабочем положении ствол
мачты удерживается центральным 6 и боковым 9 подкосами.
Для бурения вертикальных скважин ствол устанавливается
наклонно, что обеспечивает беспрепятственное движение тале
вого блока 7 при выполнении спуско подъемных операций.
Центральный подкос позволяет устанавливать и удерживать
мачту в положениях, обеспечивающих бурение скважин с на
клопом до 60°. Мачта имеет свечеприемник 10.
Подъем мачты в рабочее положение и опускание в транс-
портное производятся двумя гидроцилиндрами 3. В условиях
бездорожья мачта транспортируется волоком на санном осно-
вании трактором С-100, а по грунтовым и асфальтовым доро-
гам— на подкатных тележках буксировкой автомашиной или
трактором.
Спуско-подъемные операции при бурении Скважины произ-
водятся лебедкой буровой установки. Для преобразования вра-
щательного движения барабана лебедки в поступательное
подъемного крюка в верхней части вышки или мачты устанав
ливается кронблок 3, через ролик которого перебрасывается
канат, идущий с барабана лебедки 5 к подъемному крюку 1
(рис. 29, а). Ветвь подъемного каната, соединяющая барабан
лебедки с роликом кронблока, называется ходовой или ле-
бедочной 4, а сбегающая с кронблока и соединяемая с крю-
ком— рабочей ветвью 2. Если груз на крюке превышает
грузоподъемность лебедки, вышку (мачту) оснащают полиспа-
стом (талевой системой). В талевую оснастку, кроме сталь-
ного подъемного каната и кронблока, включается подвижный
(талевый) блок 6 (рис. 29, б, в, г), к серьге которого подвеши-
вается подъемный крюк. Число рабочих ветвей каната
(соединяющих ролики кронблока с роликами талевого блока)
должно соответствовать превышению нагрузки на крюк над
грузоподъемностью лебедки.
Талевая система может быть несимметричной, когда конец
каната закрепляется на талевом блоке (рис. 29, г) или крон-
блоке (рис. 29, б), и симметричной (рис. 29, в), когда конец
каната прикрепляется к основанию буровой вышки. В эту н е -
83
<7 Z 1
Рис. 28. Буровая мачта БМТ-4:
I — основание; 2 — пол бурового здания; 3 — гидроцилнндр подъема мачты; 4 — пор-
тал; 5 — траверса; 6 — центральный подкос; 7 — талевый блок; 8 — трубчатый ствол;
.9 — боковой подкос; 10 — свечепрнемннк; 11 — кронблок
подвижную ветвь каната 8 включают динамометр 7 — при-
бор, с помощью которого определяют массу бурового снаряда
и контролируют нагрузку на породоразрушающий инструмент
при бурении.
Кронблоки (рис. 30) для бурения разведочных скважин мо-
гут иметь от одного до четырех роликов 4, через подшипники
84
качепия 5 опирающихся на ось 3, концы которой закреплены
на сварной раме 1. Ролики сверху закрыты защитным кожу-
хом 2, а рама болтами закрепляется на верхнем основании
вышки. Грузоподъемность кронблоков, применяемых при ко-
лонковом бурении— 100, 150 и 300 кН.
Талевые блоки (рис. 31) имеют от одного до трех роли-
ков 1, которые через подшипники качения 2 опираются на ось 3,
концами закрепленную в боковых стенках корпуса 5. В верх-
ней части корпуса блока имеется проушина 4 для присоедине-
ния конца талевого каната. В нижней части блока располо-
жена ось 6, на которую подвешивается крюк или элеватор.
Грузоподъемность талевых блоков для колонкового бурения 50,
100, 120, 250 и 350 кН.
85
Рис. 31 Талевый блок
Рис. 32. Стальные канаты:
а —типа ЛК-0 конструкции 6X19(1+9+
+9)+1ос; б — типа ЛК-РО конструкции
6Х36(1 + 7+7/7+14) + 1ос; в — типа ТК кон-
струкции 6X19(1+6+12) + ! ос; г —типа
ТЛК-0 конструкции 6X37(1+6+15+15) +
+ 1ос; д — типа ЛК-Р конструкции 6X19
(I+6+6/6) + ! ос; е — свивка канатов; / —
правая односторонняя; 2 — левая кресто-
вая
I
Стальные канаты, применяемые в талевых системах буро-
вых установок, должны быть достаточно гибкими и иметь вы-
сокую механическую прочность. Для изготовления канатов ис-
пользуют проволоку из сталей марок 50—70: светлую (без по-
крытия), оцинкованную или с покрытием из синтетических ма-
териалов.
Проволочки свиваются в пряди, а пряди — в канат. Такие
двойной свивки канаты, состоящие из шести прядей, свитых
вокруг органического (пенька, хлопчатобумажный корд, манила,
86
сизаль) сердечника, применяются на буровых работах. Прово-
лочки в прядях располагают в два или три слоя, ориентируе-
мых с одинаковым или различным углом, в связи с чем ка-
наты могут быть с точечным касанием проволок (ТК), ли-
нейным (ЛК) и комбинированным точечно-линейным
(ТЛК). Канаты с линейным касанием проволок в прядях бо-
лее долговечны, чем с точечным.
Диаметр проволок в пряди одинаковый (рис. 32, в) или
различный. В пряди типа ЛК-0 (рис. 32, а) и типа ТЛК-0
(рис. 32, г) диаметр проволок в слоях одинаков, в пряди типа
ЛК-Р (рис. 32, (?) наружный слой имеет проволоки разного
диаметра, в пряди типа ЛК-РО (рис. 32, б) расположены слои
с проволоками одинакового диаметра и с проволоками разных
диаметров.
Различают канаты односторонней и крестовой свивки
(рис. 32, е). В канатах односторонней свивки 1 пряди в ка-
нате и проволочки в пряди имеют одно и то же направление
свивки, а в канатах крестовой свивки 2—противоположное.
Канаты односторонней свивки по гибкости и долговечности
превосходят канаты крестовой свивки, ио обладают большей
способностью закручиваться.
В зависимости от направления свивки прядей капат может
быть правого или левого направления свивки.
Органическая сердцевина придает канату округлую форму,
обеспечивает равномерное распределение нагрузки между пря-
дями и необходимую гибкость Кроме того, органическая серд-
цевина пропитывается смазывающим веществом, которое под
действием нагрузки па капат выжимается, смазывая его про-
волочки.
Для колонкового бурения применяют талевые канаты кре-
стовой левой свивки конструкции 6X19+loc или 6 + 37 +1 ос.
Их характеристика приведена в табл. 12.
В процессе эксплуатации за состоянием каната должен
быть установлен систематический контроль. Талевый капат
должен быть забракован и заменен новым, если- 1) одна прядь
каната оборвана; 2) на длине шага свивки каната диаметром
до 20 мм число оборванных проволок составляет 5 %, а каната
диаметром более 20 мм — свыше 10 %; 3) износ каната по диа-
метру составляет более 10 %.
Освещение рабочих мест при бурении скважин имеет боль-
шое значение для безаварийной работы и высокой производи-
тельности труда.
Естественное освещение бурового здания должно обеспечи-
ваться рациональным местоположением окоп, их количеством
и размерами. Общая световая площадь окон должна состав-
лять не мепее 10 % площади пола здания. При работе в ноч-
ное время источниками электроэнергии для искусственного ос-
вещения могут служить: 1) линия передачи электроэнергии,
от которой приводится буровой агрегат; 2) передвижные элек-
87
Таблица 12 Маркировочная группа по временному сопротив- лению разрыву, МПа о СО Расчетное ^разрывное усилие каната в целом (кН) не меиее Ю LD LD Tf Ю LQ ю 1Г<СО 04 О of CD Ю* N -< —< СП CD ОО О О 04 CD xF СО xF О О xF ОО xfr СП ОО СП О СО 04 Г-CD — 04 СО — — 04 СО —’ 04 04 СО
1766 Ю СП 04 LQ ID Ю Ю Ю —’ ю to Ю ОО О СО tQ —' xF О СП LD xF cO СП b- СП LD СО СО 04 GO GO xF 00 04 b- CD CD О 04 О xF СО — — 04 — — 04 СО — 04 04 СО
9991 tD to b-оою Ю .—. CD —lDlDlD о < < о W S оГ ОО LO СП СО 04 Z- °? СО Ь- 04 00 Ь* । xF Г" 04 СО ЮЮ С —<—04 | — — 04 СО о °о ь* LD — 1D ID LD -s CD CO ID 04 ID > CH 04 CH xF 04 D — — 04 CO
1570 о О О СЧ ю СО щ g <N ЮЮ , ”“1 СО U5 ЮЮ СО Г''СП СО п ОсОСОСП — —Г О CD xF b-Г СО у k-ой у -ч-г Ютгге Н св—.сосмо О — — <х О ——.счес: и Ъ О
1370 ° X о ю ю ldld с I I ofoOxF —‘ 1 | 1 С п I I о XF 04 , 1 1 1 СО —' СП _ ——04 + —04 04 СП СП — СПО0 1 I CD СП CD — — 04
3s Оо сво SS каната, кг X х « ° ° °.‘Т щ S со b- xF С О S О О 04 10 Ю о оГ —~ о о ю К LD 04 xF 04 LD S gOcOlDlDxFO S СО Ю LD Ь, xF tx 04 LOCO 04 GO 5 04 LD COb- CO = c£> QO CO CO 04 « — —' £ — — 04 — —04 >< £ * g. g- >(
i Е сечения ьс о X Че, v о « □ я а 5 О о, с a j- = о ° о g a ж о ЮООООСООО —, us COxFxFxFCH n, — 00 04 Ю LO to CD CO p о co со тг co XI *? coioior-'io — 04 Ю CO 04 CO r—। 04 uD CO — Г''xF CD 00 CO CD 04 — — 04 » ——.04 CO F» 2 к H K s
Диаметр проволоки, мм 3-й слой H H E M s s si f- й OLD “ OLD __ _ s ffi § t^oo -< co CQ о О —7 — — CJ О О — 04 и о о — — — о s »S о о о Д 1
2-й слой « 6 О CQ § г-1 •: tQ LD н GO LQ m to ' Н XF CD со 04 СЗ СО LQ CD Г-СП — | g o' o’ о — — g о” о” о” o' О — сз 1 — N c s Q LD LD id b- co СП _ О О О О o CJ ц ч 1 /
1-й слой LD LQ LD LD LD ID LD LD GO 04 LD r-^O CO LD СПО4^ CD Г- СГ> О 04 o' О — — —*" О — — — — оГ ООО — ’-i'
Диаметр каната, мм CO LD oo ID LD LDLDtQLD 00 04 ID CO of OO 04 LD 04 ID COLDO —ID — — — 04 —— — 0404 — — — 04 04
88
I
тростанции (дизель-генераторные установки мощностью 50—
60 кВт), используемые для привода бурового агрегата; 3) ге-
нераторы постоянного тока мощностью 0,9—2,2 кВт с приво-
дом от дизелей буровых агрегатов; 4) маломощные передвиж-
ные электростанции и зарядные агрегаты мощностью 0,75—
7,2 кВт с приводом от бензодвигателей.
Электрическая энергия от источника поступает на распре-
делительный щит, а от него по изолированным проводам по-
дается к светильникам мощностью 100—200 Вт, располагае-
мым у станка, насоса, двигателя, верстака, у входа в буровое
здание, на каждом полке вышки и на самом ее верху.
Общая мощность лампочек (Вт), необходимых для осве-
щения вышки, определяется умножением площади F пола бу-
рового здания на удельную мощность А70= 15 Вт/м2
N = N0F. (17)
Количество требуемых лампочек при мощности каждой из
них вычисляется из отношения
JI = N/Nn- (18)
При неожиданном перерыве в освещении от основного ис-
точника должно включаться аварийное освещение, источниками
питания которого могут служить аккумуляторы емкостью не
менее 40 А/ч. В сеть аккумуляторов включаются две электро-
лампы на 6 В мощностью по 15 Вт.
Отопление буровых зданий при работе в зимнее время осу-
ществляется тепловыми электронагревателями (ТЭН) или ком-
пактными пароводяными установками ОГХ-6А.
Элементы расчета буровых вышек. Грузоподъемность буро-
вой вышки зависит от качества материала ее изготовления, осо-
бенностей конструкции, прочности соединения и размеров ее
элементов. Грузоподъемность указывается в паспорте вышки.
Для определения необходимой грузоподъемности вышки и
выбора вида ее талевой оснастки необходимо знать макси-
мально возможную нагрузку, которая будет создана на вышку
в процессе сооружения скважины массой бурового снаряда или
колонны обсадных труб (см. рис. 29).
Нагрузка на крюк (Н) талевой системы определяется по
формуле
QKp = kagqL(l —рж/рм), (19)
где q—масса 1 м труб, кг; L — длина колонны труб, м; а — ко-
эффициент, учитывающий увеличение массы труб за счет эле-
ментов, соединяющих их (для ниппельного соединения а = 1,05,
для замкового а=1,1); g— ускорение свободного падения,
м/с2 (g=9,81); рж — плотность промывочной жидкости, кг/м3;
рм — плотность стали, кг/м3; k — коэффициент, учитывающий
силы трения колонны труб о стенки скважины, а также воз-
можный прихват ее породой (при подъеме бурильной колонны
89
k= 1,254-1,5, обсадной — k— 1,54-2). При расчете нагрузки на
крюк от массы обсадной колонны действие выталкивающей
силы промывочной жидкости [двучлен, заключенный в скобки
формулы (19)] не учитывается.
Количество рабочих ветвей каната в талевой системе, не-
обходимое для производства спуско-подъемных операций, за-
висит от соотношения нагрузки на крюк и грузоподъемности
лебедки
т = Скр/Рл'Пт, (20)
где QI(P — нагрузки на крюк, Н; Рл— грузоподъемность лебедки,
Н; т]т — к. и. д. талевой системы, зависящий от количества ро-
ликов в блоках (т]т = 0,84-0,9).
Общее количество ветвей талевого каната при несиммет-
ричной оснастке m0 = m+l, а при симметричной — m0 = /n + 2.
Необходимая длина талевого каната (м)
LK = Ито 5п£)б. (21)
где И— высота вышки, м; Dq — диаметр барабана лебедки, м.
Для определения диаметра талевого каната находят раз-
рывное усилие (кН)
Рр = Р лИр, (22)
где Рл — грузоподъемность лебедки, кН; ир — расчетный запас
прочности каната (мР=6).
Зная разрывное усилие, по табл. 12 подбирают канат не-
обходимого диаметра.
Учитывая, что практически па талевый канат при его экс-
плуатации, кроме напряжения растяжения, действуют также
напряжения изгибающие и кручения, необходимо определить
фактический запас прочности выбранного каната по фор-
муле
Пф = оВр/[^- + сЕ-^-1, (23)
L г Ыб J
где овр — временное сопротивление материала проволочек ка-
ната разрыву, Па; F— площадь сечения всех проволочек ка-
ната, м2; Рл — грузоподъемность лебедки, Н; Е — модуль про-
дольной упругости материала проволочек каната, Па (Е = 2Х
ХЮ11); 6 — диаметр проволочки каната, м;£>б — диаметр бара-
бана лебедки, м; с — коэффициент, учитывающий действие на
канат напряжения кручения (с=0,374-0,5). Величины ctdp; Р;
б берут из табл. 12 при выборе каната по диаметру.
Согласно требованиям Правил безопасности при геологораз-
ведочных работах фактический запас прочности талевого ка-
ната должен быть не менее 3.
В соответствии с выбранной талевой оснасткой определя-
ется нагрузка (Н) на верхнюю часть вышки или мачты из сле-
дующих выражений.
90
При работе на прямом канате (см. рис. 29, а)
Qo = 2QKp. (24)
При несимметричной талевой оснастке (см. рис. 29, б, г)
<2о = <2кР(1 + 1/^Лт)- (25)
При симметричной талевой оснастке (см. рис. 29, в)
Qo = QkP(1+2/тт)т). (26)
По нагрузке на кронблочную раму подбирается вышка или
мачта соответствующей номинальной грузоподъемности.
Усилие (Н), действующее вдоль осп нижней (наиболее на-
груженной) части опоры четырехопорпой вышки определяется
массой вышки (QB в кг) и нагрузкой на ее верхнюю часть (Qo
в Н)
n Qo Н 9,81<?в /пух
где у — угол наклона опоры вышки к плоскости ее нижнего ос-
нования (у=75ч-80°).
Величина Ро используется для расчета опор вышки на проч-
ность.
Грузоподъемность и устойчивость вышки во многом зависят
от прочности ее основания. Поэтому когда вышки испытывают
большие нагрузки, под их опоры устанавливаются бетонные
фундаментные тумбы.
Пример. Для бурения скважины глубиной L=1100 м буровым агрега-
том ЗИФ-1200МР подобрать буровую вышку и ее талевую оснастку, а также
рассчитать количество тракторов Т 100М (мощность двигателя трактора
дгтр=79,5 кВт), необходимое для перевозки вышки без разборки. Бурение
намечено вести с применением бурильных труб диаметром 50 мм муфтово-
замкового соединения («7=6,04 кг/м; а=1,1) с промывкой скважины водой
(р« = 1000 кг/м3).
Решение. 1. Приняв длину свечи /Св=18,6 м (см. стр. 77) и коэффи-
циент переподъема й=1,25, найдем рациональную высоту вытки
H = klCB = 1,25-18,6 = 23,25 м.
2. Приняв коэффициент прихвата &=1,3, определим нагрузку на крюк
талевой оснастки по формуле (19)
QKp~kagqL(\ — ржр„) = 1,3-1,1 -9,81 -6,04-1100 X
х (1 — 1000/7850) = 8167 Н.
3. Зная грузоподъемность лебедки станка ЗИФ-1200МР (Рл = 5500 кг=
=5500-9,81 Н=53955 Н) и принимая т]т=0,9, находим необходимое количе-
ство рабочих струн талевой оснастки по формуле (20)
т = Qkjj/P л^т = 81367/53955 • 0,9 = 1,68.
Принимаем симметричную талевую оснастку с т=2. Общее количество
ветвей каната то=т+2=2+2=4.
4. Определим общую нагрузку на верхнюю часть вышки
Qo = QkP (1 + 2/щт]т) = 81367 (1 + 2/2 - о,9) = 172 -103 Н.
91
5. Выбирается вышка ВРМ-24/30 с номинальной грузоподъемностью
300 кН.
6. Определим допустимое разрывное усилие для талевого каната
Рр = рлир = 53955- 6 = 323730 Н = 323,73 кН.
7. Пользуясь табл. 12, подбираем канат конструкции 6x19+1 ос типа
ТЛК-0 диаметром dH=25 мм с разрывным усилием Рр=325,5 кН, изготов-
ленный из стали <7вр=1666 МПа. Диаметр проволочки каната 6 = 1,2 мм =
= 1,2-10-3 м, площадь сечения всех проволочек каната 8=225,39 мм2 =
=225,39-10 6 м2. Свивка каната крестовая, левая.
8. Определим фактический запас прочности талевого каната
= Овр/Г—~ =
L F D6 J
= 1666 -10в/Г-----------h 0,37 - 2• 10ц Ь21°-8] = 3 7.
1 225,39 10-® 0,43 J
9. Необходимая длина талевого каната при диаметре барабана лебедки
£>6 = 0,43 м
LK = т0Н + 5лПб = 4-24 4-5-3,14 -0,43 = 102,75 = 103 м.
10. Найдем требуемое для перемещения вышки без разборки тяговое
усилие. При массе вышки Q„ = 10 000 кг, максимальном угле подъема а=10°
и коэффициенте трения f=0,3 (травяной покров).
Р =9,81QB£(sina4-fcosa) = 9,81 10000-1,3 (sin 10° 4-
4-0,3 cos 10°) = 59875 Н.
11. Приняв скорость движения трактора 2 м/с и г)тР=0,8, определим не-
обходимое для буксировки вышки число тракторов Т-100М
zirp = PwTp/A4pг]Тр = 59875 2/79,5• 103-0,8 = 1,88 = 2 трактора.
§ 6. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Бурение скважин в современных условиях производится
буровыми установками, представляющими собой комплекс со-
оружений (вышка или мачта и буровое здание), бурового и
энергетического оборудования.
Комплекс оборудования, состоящий из бурового станка, на-
соса для промывки скважины и силового привода к ним назы-
вается буровым агрегатом. В состав бурового агрегата вклю-
чается также аппаратура контроля и регулирования парамет-
ров процесса бурения.
Установки для колонкового бурения по транспортабельно-
сти делятся на стационарные, самоходные, передвижные и пе-
реносные.
Стационарными называются установки, не имеющие собст-
92
венной транспортной базы и перемещаемые блоками с исполь-
зованием универсальных транспортных средств.
Самоходные буровые установки монтируются на базе авто-
машин, тракторов или самоходных плавающих средств.
Передвижные установки монтируются на собственной
транспортной базе (колесная или гусеничная тележка, сани,
плавучее средство) и перемещаются буксировкой.
Переносные установки предназначены для бурения неглу-
боких скважин в труднодоступных районах. Они легко разби-
раются на узлы малой массы и транспортируются вручную или
вьюками.
Буровой станок, входящий в комплект буровой установки,
представляет собой машину, с помощью которой выполняются
спуско-подъемные операции, вращается в скважине буровой
снаряд и осуществляется подача снаряда, обеспечивающая
продвижение забоя. Соответственно каждый буровой станок
имеет лебедку, вращатель и регулятор подачи снаряда.
Кроме того, большинство станков для колонкового бурения
имеет коробку передач для изменения частоты вращения сна-
ряда и подъема его из скважины, а также фрикционную
муфту, позволяющую отключить станок от двигателя и плавно
включить его в работу.
Вращатели бывают шпиндельные, роторные и подвижные.
У станков со шпиндельным вращателем верхний конец ко-
лонны бурильных труб закрепляется в зажимных патронах
пустотелого вала — шпинделя. Вращение бурильной колонны
и ее подача осуществляются непосредственно шпинделем. Стан-
ками со шпиндельным вращателем практически можно бурить
скважины под любым углом к горизонту. Эта возможность
используется при бурении из подземных горных выработок, из
которых проводятся скважины наклонные, горизонтальные, вос-
стающие. В установках с роторным вращателем ведущая труба
бурильной колонны и отверстие вращающегося стола ротора
имеют граненые поверхности, благодаря чему обеспечивается
вращение ведущей трубы и ее осевое перемещение под дей-
ствием массы бурового снаряда. Роторными установками можно
забуривать скважины вертикальные или с наклоном до 4°. Под-
вижные вращатели с помощью специальных устройств (напри-
мер, гидравлическая система) могут перемещаться по направ-
ляющим мачты установки. Регулируя давление в гидроци-
линдрах, можно изменять усилие на буровой снаряд, верхним
концом прикрепленный к вращателю.
В зависимости от конструкции и принципа работы меха-
низмы подачи бурового снаряда классифицируются на пять ос-
новных типов: реечно-шестеренчатый, поршневой, винтовой,
цепной или канатный и рычажно-шарнирный.
В нашей стране наибольшее распространение имеют станки
с поршневым механизмом подачи бурового снаряда, имеющим
гидравлический привод (табл. 13).
93
Параметры ЗИФ-650М ЗИФ-1200МР УКБ-50/Ю0П УКБ-200.300П У КБ-200 300С
Глубина буре- ния (м) при ко- нечном диаметре скважины, мм:
93 650 1500 50 200 200
59 800 2000 100 300 300
Начальный диа- метр скважины, мм 200 250 132 132 132
Угол наклона скважины, гра дуг 60 90 80 90 70—90 70—90 70-90
Диаметр бу- рильных труб, мм 50; 54; 63,5; 68 50; 54; 63,5; 68 42; 33,5 42; 50 42; 50
Внутренний диаметр шпинделя (стола ротора), мм 68 78 46 53 53
Ход шпинделя, мм Частота вра- щения шпинделя (ротора), с-1- 500 600 400 500 500
1-й диапазон 1,45; 1,25; 2,58; 5,42; 1,83; 3,3; 1,67; 3,04;
2-й диапазон Лебедка: 1,97; 3,13; 4,2; 5,67; 6,67; 9,6; 13,3 2,27; 3,85; 4,8; 5,6; 6,9; 8,6; 10 9,83; 16.7 5,1; 10,8; 19,5; 33,3 5,92; 9,25; 13,6 2,67; 4,83; 8,58; 13,4; 19,7 5,46; 8,5; 12,5 3,33; 6,08; 10,9; 17; 25
грузоподъем- ность, кН 35 55 6,3 20 20
скорость навивки 0,7, 0,7; 0,7; 1,5, 0,69; 1,25; 0,75; 1,4;
каната, м/с 0,95; 1,5; 2,04; 2,72; 3,7 1,24; 2,1; 2,61; 3,04; 2,76; 4,7; 5,24 2,8; 4,7 2,25; 3,5; 5,15 2,5; 3,85; 5,7
диаметр барабана, мм 350 430 210 210 210
94
Таблица 13
УКБ-ЗСТ-Э УКБ-4П УКБ-500С УКБ-5П УКБ-7П УКБ-8
200 300 300 500 1200 2000
300 500 500 800 2000 3000
132 151 151 151 214 295
70 90 60—90 60—90 70—90 75—90 90
50; 54; 42; 50; 42; 50; 50; 54; 55; 50; 54; 55; 50; 54;
55; 70 54; 55 54; 55 63,5; 68 63,5; 68; 73 60,3; 63,5; 68; 73; 55;
70
53 57 57 75 72 Сменный
ротор (135 и 350)
500 500 400 500 600 —
2,83; 5,48; 0,42; 0,73; 0,42; 0,73; 2; 4,33; 0-25 1—20
9,83; 15,3; 0,87; 1,13; 0,87; 1,13; 5,67; 6,83 (бессту- (бессту-
22,5 1,67; 1,87; 1,67; 1,87; 9; 12; 18,8; пенчатая) пенчатая)
2,9; 4,27 2,9; 4,27 25
2,58; 4,65; 2,58; 4,65;
6,57; 7,22; 6,57; 7,22;
10,6; 11,8; 10,6; 11,8;
18,3; 26,6 18,3; 26,7
20 25 25 35 51 60
0,69; 1,25; 0,9; 1,75; 0,9; 1,75; 0,8; 1,75; 0,8—8,0 0—11,7
2,25; 3,5; 2,75; 4 2,75; 4 2,7; 3,6 (бессту- (бессту-
5,15 пенчатая) пенчатая)
210 250 250 — 350 —
95
Параметры ЗИФ-650М ЗИФ-1200МР УКБ-50 100П УКБ-200 300П У КБ-200 300С
Наибольшее усилие гидроподачи, кН: вверх 80 150 20 40 40
вниз 65 120 15 30 30
Насосная установка: тип НБ-32 НБ-32 НБ2-63/40 НБЗ-120/40 НБЗ-120/40
Привод установки1: тип ДВС Д-54А или АНБ-22 — — Д37Е-03-1
мощность, кВт 39,7 29,4
Тип электро- А2-72-4 АК-2-91-6 АО2-52-4/2 ЛО2-61-4 —
двигателя станка: мощность, кВт 30 55 9,8/11,7 13
Высота мачты 18 (24) 24 (27) 7,6 14 9,5
(вышки), м Длина свечи, м 14 18,6 4,7 9,5 6,2
Габариты, мм: стайка: длина 2725 3475 2 290 2 290
ширина 1180 1430 — 890 890
высота 2205 1850 — 1 485 1 485
установки: длина 5580 9 860 8 340
ширина — — 3000 6 525 2 500
высота — — 8330 15 050 11 000
Масса, кг: станка 2800 5200 760 1600 1600
установки — — 5670 6700 9790
1 При дизельном приводе установки.
Станки с гидравлической подачей
В 1947—1948 гг. КБ завода им. Фрунзе были созданы пер-
вые отечественные станки с поршневым механизмом подачи
бурового снаряда, имеющим гидравлический привод. Пройдя
ряд усовершенствований, в настоящее время применяются
станки ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР.
Гидравлическая система станка позволяет производить по-
дачу бурового снаряда с требуемой скоростью, обеспечивает
96
Продолжение табл. 13
УКБ-ЗСТ-Э УКБ-4П УКБ-500С УКБ-5П УКБ-7П УКБ-8
40 60 60 85 150 Подача
30 40 40 65 200 с лебедки
НБЗ-120/40 НБЗ-120/40 НБЗ-120/40 НБ4-320/63 НБ4-320/63 НБ5-320/10
Дизель- электри- ческий — — — — —
— — — —
4А-160-443 А02-71-4 Д-144 А02-72-4 Д-812 Ро- Ле- тора бедки Д-812 ДП-82
15 22 29,3 30 70 70 95
9,9 13,7 12,7 17,8 25 24 (27,6)
6,2 9,5 9,0 14 18,6 18,6 (24)
2 290 1 820 1 820 1 905 2 780 —
890 1 150 1 150 1 000 1 550 —
1 485 1 630 1 630 1 925 2 150 —
7600 13 200 7 600 10 700 13 500 18 000
3 000 4 200 2 900 4 500 10 000 9 000
11 320 14 700 13 200 19 100 26 000 28 000
1 600 1 600 1 600 2 200 5 000 —
19 000 14 000 12 000 17 500 25 000 30 000
возможность с необходимой точностью регулировать нагрузку
на породоразрушающий инструмент и значительно облегчает
труд обслуживающего персонала. Кроме того, гидравлические
цилиндры вращателя станка могут быть использованы как
домкрат при возникновении осложнений в скважине, а также
как пресс для задавливания грунтоноса при взятии из мягких
пород образцов с ненарушенной структурой.
Основными узлами станка ЗИФ-1200МР (рис. 33) являются
двухдисковая нормально разомкнутая фрикционная муфта 4,
4 Заказ № 198
97
// Bl
СЗшт)
Рис. 34. Кинематическая схема станка ЗИФ 1200МР
двухступенчатый редуктор 5, четырехступенчатая коробка пе-
редач 16, планетарная лебедка 7, шпиндельный вращатель 13
и гидравлическая система.
Сварная станина 21 станка установлена на раме 22, бол-
тами прикрепляемой к фундаменту, и с помощью гидравличе-
ской системы может по пей перемещаться для освобождения
устья скважины перед выполнением спуско-подъемных опе-
раций.
Привод станка ЗИФ-1200МР, поставляемых с ним буровых
насосов НБ-32 или АНБ-22 и труборазворота РТ-1200М осу-
ществляется от индивидуальных электродвигателей. Пусковая,
защитная и контрольно-измерительная электроаппаратура аг-
регата смонтирована в магнитной пусковой станции.
На рис. 34 изображена кинематическая схема станка
ЗИФ-1200МР.
При включении главного фрикциона 3 вращение от вала
электродвигателя 1 мощностью 55 кВт через эластичную
муфту 2, вал и диски фрикциона передается на первичный
вал 4 редуктора. Первичный вал 6 коробки скоростей может
иметь две частоты вращения благодаря перемещению по шли-
цам первичного вала редуктора шестерни 2=18. Передача пер-
вой частоты вращения осуществляется при включенных шестер-
нях z=18, 2=41 через вторичный вал редуктора 5 и шестерен
2=33, 2=26, находящихся в постоянном зацеплении, а второй
частоты — зацеплением шестерни 2=18 с внутренним венцом
зубьев шестерни 2=26. Постоянное зацепление шестерен 2=18
и 2=41 связывает промежуточный вал 7 коробки передач с ее
4*
99
первичным валом 6. Соединением шестерен z=39, z = 20 и z=23,
перемещаемых по шлицам вторичного вала 8, с шестернями
2=20, z = 39 и z = 36 промежуточного вала, включаются соот-
ветственно первая, третья и вторая частоты вращения. Четвер-
тая частота вращения включается напрямую соединением венца
с внутренними зубьями шестерни z = 39 и шестерни z=18 пер-
вичного вала коробки скоростей.
Так как редуктор обеспечивает две частоты вращения пер-
вичному валу четырехступенчатой коробки скоростей, то ее
вторичному валу можно дать восемь частот вращения.
Передача вращения со вторичного вала коробки скоростей
на лебедку и вращатель осуществляется двухсторонней зубча-
той муфтой 9, перемещаемой по шлицам вторичного вала. Ус-
тановкой муфты в крайнее левое положение ее соединяют
с внутренним венцом зубьев свободно сидящей на валу ше-
стерни z=33, которая через промежуточную шестерню z=35
приводит во вращение шестерню z=51 и вал 18 лебедки. При
правом положении зубчатая муфта 9 соединяется с внутрен-
ним венцом свободно посаженной на вал шестерни z=33 и че-
рез нее передает вращение шестерне z=33 валика 10 враща-
теля. Среднее положение зубчатой муфты позволяет одновре-
менно включить лебедку и вращатель, что используется при
бурении с ведущей бурильной трубой, а также при ликвида-
ции некоторых аварий.
Передача вращения па шпиндель осуществляется через пару
конических зубчатых колес (z=27, z=43) и приводную
втулку 11 с шестигранным отверстием. Шестигранный снаружи
шпиндель, получая вращение от приводной втулки, может от-
носительно ее перемещаться в осевом направлении, чем обе-
спечивается подача снаряда па 600 м. Осевое усилие на враща-
ющийся шпиндель передается через упорные подшипники 12
и 14 траверсы 13, связанной со штоками цилиндров гидро-
подачи.
Барабан 19 лебедки сидит на валу 18 свободно на двух ша-
риковых подшипниках и приводится во вращение через плане-
тарный редуктор. В барабан лебедки запрессован зубчатый
венец z = 69, находящийся в постоянном зацеплении, с тремя
планетарными шестернями (сателлитами) z=21. Валики са-
теллитов опираются на подшипники, расположенные в води-
лах 15 и 17, связанных с тормозным шкивом 16.
При вращении вала лебедки сателлиты, находясь в зацеп-
лении с солнечной шестерней z=27, обегают по зубчатому
венцу, приводя во вращение тормозной шкив и водила. Если
остановить вращение тормозного шкива, то сателлиты будут
вращаться вокруг осей своих валиков и приводить во вращение
венцовую шестерню z=69, а с ней — барабан лебедки.
Управление лебедкой осуществляется двумя колодочными
тормозами. Тормозом подъема 16 приводится во вращение ба-
рабан для наматывания на него каната при подъеме снаряда,
100
тормозом спуска 20 ограничивается частота вращения барабана
при спуске снаряда в скважину.
Реверсированием электродвигателя можно сообщить обрат-
ный ход шпинделю и валу лебедки станка.
Станок ЗИФ-1200МР имеет аварийный двигатель 22 мощ-
ностью 3 кВт, привод которого осуществляется от передвиж-
ной электростанции мощностью 8 кВА, входящей в комплект
агрегата. В случае внезапного отключения электроснабжения
бурового агрегата привод станка осуществляется от аварий-
ного двигателя через понижающий редуктор 21 и цепную пере-
дачу со звездочками г=13 и z = 39 при включенной фрикцион-
ной муфте звездочки z=39. Используя аварийный привод,
буровой снаряд приподнимают над забоем, предупреждая его
прихват оседающими частицами шлама.
Гидравлическая система станка ЗИФ 1200МР обеспечивает
перемещение шпинделя вращателя и регулирование осевой на-
грузки на породоразрушающий инструмент, управление зажим-
ным патроном вращателя и гидротормозами лебедки, а также
перемещение станка по раме.
Гидравлическая система станка ЗИФ-1200МР (рис. 35) со-
стоит из следующих основных частей: масляного насоса 3, мас-
ляного бака 1 с фильтром 2, распределительного крана 6, ци-
линдров тормозов спуска 7 и подъема 10, дроссельного устрой-
ства 12, прибора гидроуправления 15, цилиндров гидроподачи
20 и перемещения станка 21, пружинно-гидравлического патрона
17, крана 16 управления зажимным патроном и маслопроводов.
Сдвоенный лопастный маслонасос 5Г12-23А имеет два рабо-
чих узла с подачей 83-10~8 и 42-10~5 м3/с (5 и 25 л/мин). На-
сос имеет привод от индивидуального электродвигателя мощ-
ностью 3 кВт и может развивать давление 618- 104 Па. В гидрав-
лическую систему станка включены два манометра 5, указатель
осевой нагрузки 14 и два предохранительных клапана 4, сраба-
тывающие при давлении 540-10~4 Па и предупреждающие гид-
росистему от перегрузок.
Масляный насос 3 из масляного бака 1 подает масло к зо-
лотнику 8 распределительного крана 6, который имеет два ра-
бочих положения.
При одном положении масло из рабочих узлов масляного
насоса двумя потоками через распределительный кран (VII)
подается к тормозным цилиндрам лебедки 9. Колодки тормоза
спуска постоянно поджимаются к поверхности шкива пакетом
тарельчатой пружины, а колодки тормоза подъема отжимаются
усилием спиральной пружины. Для отключения тормоза спуска
масло необходимо подать в нижнюю часть цилиндра 7 и, пре-
одолев усилие тарельчатой пружины, поднять поршень и раз-
вести тормозные колодки. Чтобы включить тормоз подъема,
нужно масло подать в верхнюю часть цилиндра 10. Поршенй
цилиндра, сжимая спиральную пружину, опустится и сведет
тормозные колодки. Управление тормозами лебедки осуществля-
101
Рис. 35. Схема гидравлической системы станка ЗИФ-1200МР
ется рукоятками 23 (тормоз подъема) и 11 (тормоз спуска)
дроссельного устройства 12, изменением давления в цилиндрах
путем сбрасывания части масла в бак. Перед началом работы
с гидрофицированным управлением тормозами лебедки рычаг
ручного управления тормозом спуска должен быть зафиксиро-
ван в положении «заторможено», а рычаг тормоза подъема —
в положении «расторможено».
При втором положении распределительного крана два по-
тока масла, идущие от рабочих узлов насоса, объединяются
в один. Масло по магистрали Н направляется к прибору гидро-
управления 15, в корпусе которого находятся золотник 13 и
дроссель 22. Направление дальнейшего движения масла зави-
сит от положения золотника, представляющего собой цилиндр,
находящийся в корпусе прибора управления. Система каналов
в цилиндре при его поворачивании совмещается с системой ка-
налов в корпусе прибора гидроуправления в шести различных
фиксируемых положениях. На схеме золотник условно показан
в виде диска, а различные варианты совмещения его каналов
с магистральными маслопроводами изображены в нижней части
рис. 35.
Дросселем 22 прибора гидроуправления регулируется давле-
ние масла в гидросистеме. При перекрытом отверстии дросселя
масло находится под максимальным давлением. Открывая от-
верстие дросселя вывинчиванием его иглы, часть масла через
102
сливную магистраль С перепускают в бак, и давление его в си-
стеме снижается.
Рукоятка золотника 13 прибора гидроуправления 15 может
быть установлена в положениях «Вверх» 1 «От скважины» II,
«Быстрый подъем» Ill, «Стоп, патрон!» IV, «Вниз» V, «К сква-
жине» VI.
Если масса колонны бурильных труб недостаточна для соз-
дания необходимой нагрузки на породоразрушающий инстру-
мент, золотник ставится в положение V. Масло направляется по
напорной магистрали Н через канал золотника и магистраль
ВП в верхние полости цилиндров гидроподачи. Прикрывая дрос-
сель 22, повышают давление в цилиндрах до требуемой вели-
чины, контролируя нагрузку на породоразрушающий инстру-
мент по указателю 14. Опускающиеся по мере продвижения
забоя скважины поршни вытесняют масло через золотник и
сливную магистраль С в бак.
При избыточной массе колонны бурильных труб золотник
нужно поставить в положение /. Нижние полости цилиндров 20
через магистраль НИ и золотник соединяются с напорной ма-
гистралью Н. Дросселем 22 в нижней части цилиндров созда-
ется давление, равное разности массы снаряда и необходимой
нагрузки на породоразрушающий инструмент. Масло, нагнетае-
мое насосом и вытесняемое опускающимися поршнями, через
дроссель сбрасывается в бак и частично направляется в верх-
ние освобождающиеся полости цилиндров. Чем больше прикрыт
дроссель, тем выше давление масла в цилиндрах. При пол-
ностью закрытом дросселе гидроцилиндры работают как дом-
крат (см. /, а) с грузоподъемностью 147 • 103 Н.
Для быстрого подъема шпинделя вхолостую при перекрепле-
нии зажимного патрона золотник устанавливается в положе-
ние III, при котором с нагнетательной магистралью Н соединя-
ются и верхние и нижние полости цилиндров гидроподачи. Так
как площадь поршней 19 в верхних полостях гидроцилиндров
меньше, чем в нижних на величину площади сечения штоков 18,
усилие, действующее на поршни снизу, будет больше, чем
сверху. В результате поршни будут подниматься, вытесняя
масло из верхних полостей гидроцилиндров в нижние. Скорость
подъема регулируется дросселем. Максимальная скорость подъ-
ема шпинделя достигается полным закрытием дросселя.
Чтобы зафиксировать шпиндель в каком-либо положении,
следует установить золотник в позицию IV, при которой ци-
линдры гидроподачи отсоединены как от напорной, так и от
сливной магистралей гидросистемы. Шпиндель остается непод-
вижным независимо от того, работает маслонасос или нет. При
этом же положении золотника масло через кран 16 подается
в пружинно-гидравлический патрон 17 для его раскрепления.
В положении // золотника масло по магистрали Л направ-
ляется в левую полость цилиндра 21 перемещения станка. Так
как шток поршня закреплен на раме станка и неподвижен,
103
а цилиндр связан со станиной, станок перемещается влево от
скважины. В положении VI золотника масло по магистрали П
подается в правую полость цилиндра 21, и станок перемеща-
ется к скважине. Из противоположной полости цилиндра масло
сливается в бак.
В соответствии с СТ СЭВ 770—77 и СТ СЭВ 770—71 в на-
шей стране созданы новые установки для колонкового бурения
типа УКВ, отвечающие рекомендациям стран — членов СЭВ и
современному мировому уровню. Указанным стандартом преду-
сматривается восемь классов базовых моделей установок: УКБ-1
(12/25)*; УКБ-2 (50/100); УКБ-3 (200/300); УКБ-4 (300/500);
УКБ-5 (500/800); УКБ-6 (800/1200); УКБ-7 (1200/2000); УКБ-8
(2000/3000) и их различные модификации (стационарные, пере-
движные, самоходные, разборные на узлы малой массы, для бу-
рения из подземных горных выработок)
С учетом широкого применения алмазного бурения и роста
глубины геологоразведочных скважин в новых установках по-
вышены частоты вращения шпинделя (до 1500 об/мин) и увели-
чена мощность привода. Кроме того, начиная с установок 3-го
класса, они имеют дополнительный низкий диапазон частот вра-
щения снаряда для ударно-вращательного бурения скважин.
Особенности установок типа УКБ — максимальная механи-
зация и частичная автоматизация таких операций, как: свин-
чивание и развинчивание бурильных свечей, подъем и опускание
мачты, перехват снаряда и др. В конструкции этих установок
широко применяются автотракторные узлы. Улучшена разбор-
ность и монтажеспособность установок, благодаря чему резко
сокращаются затраты времени на их перебазирование, созданы
комфортные условия для буровых бригад.
На рис. 36 показана самоходная буровая установка
УКБ-200/300С, смонтированная на автомашине ЗИЛ-131. На
платформе автомашины смонтированы: приводящий установку
в действие дизель 2 Д37Е-СЗ 1 мощностью 29,4 кВт с фрикци-
онной муфтой, являющейся для установки главным фрикцио-
ном; буровой станок СКБ-3; буровой насос 17 НБЗ-120/40С;
труборазворот 16 РТ-300 с приводом от гидродвигателя; укры-
тие 1 и мачта 10 высотой 9,5 м. Установка мачты в рабочее
положение и укладка в транспортное производятся с помощью
гидросистемы установки. При бурении наклонных скважин
мачту с помощью винтового подкоса наклоняют на нужный
угол в плоскости, перпендикулярной к продольной оси уста-
новки.
Буровой станок СКБ-200/300 (рис. 37) состоит из следую-
щих основных узлов: фрикциона 7, представляющего собой су-
хую, однодисковую, нормально замкнутую муфту сцепления
автомашины ЗИЛ-130; пятискоростной коробки передач 8
* В числителе — глубина бурения твердыми сплавами, в знаменателе —
алмазами.
104
2 J 4 56
/ — укрытие;
фрикцион;
зелем; 5 — кожух
6 — фрикцион
передач
подъема
мачта;
емник;
равлеиия
свечник;
12
7 8 9
/// ///
Рис. 36. Буровая установка УКБ
200/300 С:
2 — дизель; 3 — главный
4 — пульт управления ди-
кард энного вала;
станка; 7 — коробка
стайка; 8 — гндроцнлиндр
мачты; 9 — лебедка; 10 —
11 — кронблок; 12 — свечепри-
/3 — укрытие; 14 — пульт уп-
труборазворотом; 15 — под-
76 — труборазворот; 17 — бу-
ровой насос
(также от автомобиля ЗИЛ-130); барабана лебедки 16, шпин-
дельного вращателя 21 с пружинно-гидравлическим нормально
закрепленным зажимным патроном 19. Указанные узлы разме-
щены в одну линию на верхних балках рамы 4, установленной
на основании 1, по которому станок перемещается для освобож-
дения устья скважины перед выполнением спуско-подъемных
операций.
Станок имеет два шестеренчатых маслонасоса: основной
НШ-10Е и дополнительный НШ-46У, включаемый при работе
труборазворота. В случае отказа дизеля для предупреждения
прихвата бурового снаряда на забое скважины используется
ручной маслонасос.
На рис. 38 показана кинематическая схема буровой уста-
новки УКБ-200/300С.
Вращение от дизеля 1 через главный фрикцион 2 и телеско-
пический карданный вал передается на фрикционную муфту 3
станка и далее первичному валу коробки передач 4 с шестер-
ней z = 20, от которой через шестерню z=43 приводится во вра-
щение промежуточный вал. На промежуточном вале закреплены
еще пять шестерен, три из которых z=38, z=31 и z=22 нахо-
дятся в постоянном зацеплении с шестернями z—26, z=33 и
z=42, свободно сидящими на вторичном валу коробки передач
105
Рис. 37. Буровой станок СК.Б-200/300:
/ — основание; 2 — ручной маслонасос; 3 — маслонасос НШ-ЮЕ; 4— рама; 5 кардан-
ный вал; 6 — рукоятка управления фрикционом; 7 — фрикцион; 8— коробка передач;
9 — рукоятка включения маслонасоса Н1П-46У; 10 — рукоятка управления коробкой
передач; И — дроссель подъема и опускания мачты; 12 — манометры; 13— тормозные
шкивы; 14— рукоятка тормоза подъема; 15 — рукоятка тормоза спуска; 16—барабан
лебедки; 17 — гидрорегулятор; 18 — рукоятка включения лебедки или вращателя; 19 —
зажимной патрон; 20 — траверса; 21 — вращатель; 22 — гидроцилиидр вращателя; 23 —
шпиндель
Перемещая по шлицам вторичного вала зубчатые муфты 5 и
6 и вводя их в зацепление с зубчатыми венцами шестерен 2 = 42,
2=33, z=26 и z = 20, включают соответственно вторую, третью,
четвертую и пятую скорости с использованием синхронизаторов.
Первая скорость включается перемещением по шлицам вторич-
ного вала шестерни 2=45 до зацепления ее с шестерней 2=13
промежуточного вала.
С шестерней 2=20 промежуточного вала в постоянном за-
цеплении находится шестерня 2 = 22 блока шестерен, служа-
щего для привода дополнительного маслонасоса 13 через ше-
стерни 2=21 и 2=14, а также для получения обратного враще
ния вторичного вала коробки передач при зацеплении шестерен
2=45 и 2=15.
От вторичного вала коробки скоростей вращается трансмис
сионный вал, проходящий внутри пустотелого вала лебедки 11
и имеющий на шлицованном конце двухстороннюю зубчатую
муфту, которая при правом положении включает вал враща-
теля 8, при левом — вал лебедки 11. Шпиндель приводится во
вращение парой конических шестерен 2=18 и 2 = 32 через шли-
Ю6
Рис. 39. Схема гидравлической системы буровой установки УКБ-200/300С
цсвое соединение. Конические шестерни могут быть заменены
другой парой z=22 и z=27. Таким образом обеспечивается вто-
рой диапазон более высоких частот вращения шпинделя станка.
Лебедка 11 станка—планетарного типа. От солнечной ше-
стерни z—19, закрепленной на валу лебедки, получают враще-
ние сателлиты z=20, оси которых закреплены в водиле и шкиве
тормоза подъема. При остановке шкива тормоза подъема са-
теллиты приводят во вращение зубчатый венец z = 59 и барабан
лебедки.
Основной маслонасос 14 приводится в работу от вала станка
через клиноременную передачу.
Привод бурового насоса 15 осуществляется от вала глав-
ного фрикциона через клиноременную передачу и четырехсту-
пенчатую коробку скоростей 16.
Принципиальная схема гидравлической системы
УКБ-200/300С показана на рис. 39.
Масло из бака 23 в гидросистему подается основным 21 и
ручным 20 маслонасосами через обратные клапаны 18 и фильтр
22 с предохранительным клапаном 13, который срабатывает
при давлении 0,2 МПа в случае засорения фильтра и направляет
масло в его обход. Масло подходит к золотнику 15 управления
зажимным патроном 2, имеющему два фиксируемых положения.
Если золотник 15 находится в положении «а», поток масла
направляется в распределитель Р-75-23, имеющий три золотника
11, 10 и 9 для управления гидравлическими цилиндрами соот-
ветственно вращателя 16, мачты 6 и перемещения станка 17.
108
При нейтральном положении («а») всех золотников распредели-
теля поток масла открывает перепускной клапан 12 и через
него сливается в маслобак. Цилиндр зажимного патрона 2 при
указанном положении золотника 15 соединен со сливной ли-
нией, и усилием пружин патрон будет закреплен.
Переключением золотника 15 в положение «б» масло направ
ляется в цилиндр патрона и раскрепляет его, сжимая пружины.
Когда патрон полностью раскроется, что происходит при дав-
лении в гидросистеме 4,4 МПа, давление поднимется и при
4,9 МПа откроется напорный золотник 3. Масло направится че-
рез перепускной клапан 12 распределителя в маслобак.
Переключение любого золотника распределителя 8 в рабо-
чее положение («б» или «в») прерывает линию управления со
сливом, благодаря чему поднимается давление в полости пру-
жины перепускного клапана 12, который закрывается, а поток
масла устремляется через каналы переключенного золотника
в соответствующие его положению полости гидроцилиндров.
При давлении в системе свыше 5,9 МПа откроется предохрани-
тельный клапан 13'. Это приведет к снижению давления в по-
лости пружины перепускного клапана 12, он откроется, и избы
ток масла будет сливаться в бак.
Регулятор давления 14, подсоединенный к распределителю,
дублирует работу предохранительного клапана 13', что позво-
ляет изменять давление в гидросистеме от 0 до 5,9 МПа.
Положение «б» золотника И обеспечивает направление
масла в верхнюю часть цилиндров 16 вращателя, что исполь-
зуется при бурении с догрузкой, т. е. когда масса бурового
снаряда недостаточна для обеспечения осевой нагрузки на по-
родоразрушающий инструмент.
Когда золотник 11 занимает положение «в», масло подается
в нижнюю часть цилиндров вращателя, что используется для
бурения с разгрузкой части массы бурового снаряда, превышаю-
щей необходимую осевую нагрузку на коронку.
Регулятором скорости подачи 19 дросселируют слив масла
из-под поршней цилиндров вращателя, регулируя скорость про-
движения снаряда.
Регулятор скорости подачи обеспечивает автоматическое из-
менение нагрузки на породоразрушающий инструмент при бу-
рении в перемежающихся породах. Использование регулятора
подачи, особенно в неблагоприятных условиях, повышает плав
ность подачи, рейсовую проходку па коронку, снижает вибра-
цию снаряда и вероятность заклинивания керна. Обратный кла-
пан 18, параллельно подключенный к регулятору скорости по-
дачи, позволяет осуществлять перехват, не изменяя настройки
регулятора скорости.
У золотника И имеется четвертое положение «г», обеспечи-
вающее плавающее положение бурового снаряда, что использу-
ется при бурении с разгрузкой, а также при свинчивании и раз-
винчивании снаряда. Маслонасос при этом работает с разгруз-
109
кой, перекачивая масло в бак через перепускной клапан 12
распределителя.
Для быстрого подъема шпинделя с зажимным патроном
в процессе перехвата снаряда необходимо золотник 11 поста-
вить в положение «в», а золотник 15 — в положение «б». Масло
направляется в маслопровод зажимного патрона 2, раскрепляет
его, затем перемещает реверсивный золотник 4 в положение;
«б», открывает напорный золотник 3, проходит через него и
золотник 11 в верхнюю и нижнюю полости цилиндров 16 вра-
щателя. За счет разности рабочих площадей поршней снизу и
сверху происходит их быстрый подъем вместе с траверсой,
шпинделем и зажимным патроном.
Чтобы опустить шпиндель с раскрепленным зажимным пат-
роном, нужно золотник 11 поставить в положение «б», а золот-
ник 15 в положение «а». Масло, раскрепив патрон, проходит
через напорный золотник 3, золотник 11 и подходит к заглу-
шенному отводу реверсивного золотника 4, а также в полость
его пружины. Золотник 4 переключается в положение «а», и
масло, поступая в верхние полости цилиндров 16 вращателя,
перемещает поршни и шпиндель с раскрепленным патроном
вниз.
У зажимного патрона имеется запорный вентиль 1, позво-
ляющий на длительное время оставлять его в раскрепленном
положении без подкачки масла.
Мачта поднимается и опускается золотником 10 в сочетании
с вентилем 25, которым регулируется скорость движения мачты.
При положении «б» золотника производится опускание, а при
положении «в» — подъем мачты. В гидромагистраль мачты
включены обратные клапаны и предохранительный клапан 5.
При изменении угла наклона мачты винтовым домкратом золот-
ник 10 должен устанавливаться в положение «г». В верхней
части цилиндра 6 имеется демпфер, обеспечивающий торможе-
ние в конце подъема мачты при переводе ее через вертикаль-
ное положение.
Управление цилиндром перемещения станка 17 осуществля-
ется золотником 9. Золотники 9 и 10 в рабочих положениях «б»
и «в» не фиксируются. При снятии усилия руки с рукоятки
золотника он автоматически за счет торцовых пружин возвра-
щается в нейтральное положение «Стоп» (положение «а»}.
Благодаря этому регулирование скорости движения мачты и
перемещения станка возможно открыванием соответствующего
золотника.
Приводом труборазворота служит маслонасос 24. Управле-
ние двигателем 7 труборазворота осуществляется золотником
26, установленным па задней стенке бурового здания. Для пре-
дупреждения перегрузок при резких остановках гидродвигателя
во время затяжки или срыва резьбы бурильных труб на трубо-
проводах установлены предохранительные клапаны 13", отрегу-
лированные па давление соответственно 3,9 и 4,9 МПа.
НО
Контроль за давлением в гидросистеме ведется по маномет-
рам Ml и М2, имеющим дополнительные поворотные шкалы,
позволяющие определять массу бурового снаряда и осевую на-
грузку на породоразрушающий инструмент.
Передвижная буровая установка УКБ-5П, общий вид кото-
рой показан на рис. 40, состоит из бурового станка СКБ-5,
мачты МБТ-5, бурового насоса НБЗ-120/40, смонтированных на
металлическом санном основании внутри бурового здания
ПБЗ-4.
Кинематическая схема станка СКБ-5 показана на рис. 41.
Вращение от вала электродвигателя 2 мощностью 30 кВт через
диски нормально выключенной фрикционной муфты 1 переда-
ется на первичный вал 3 коробки передач. Постоянное зацепле-
ние шестерен z = 20 и z=42 соединяет первичный вал коробки
передач с ее промежуточным валом 14. Соединением шестерен
z=42, z = 24 и 2 = 31, перемещаемых по шлицам вторичного вала
13, с шестернями z = 20, z=38 и z = 31 промежуточного вала
включаются соответственно первая, третья и вторая частоты
вращения. Четвертая частота вращения включается напрямую
соединением венца с внутренними зубьями z = 42 с шестерней
z = 20 первичного вала. От шестерни z=26, жестко закреплен-
ной па вторичном валу коробки скоростей, вращение переда-
ется на раздаточную коробку, от которой приводятся враща-
тель и лебедка. Для включения лебедки необходимо зубчатую
муфту z=26 переместить по шлицам ее вала 5 и соединить
с внутренним венцом шестерни z=47, свободно сидящей на
валу вращателя 7 и приводимой в движение от вторичного вала
коробки передач через шестерню 2=60, вал раздаточной ко-
робки 12 и шестерню z=39.
При остановке шкива тормоза подъема 4 с закрепленным
в нем зубчатым венцом z=81 сателлиты 2=18, получая враще-
ние от солнечной шестерни z = 45, будут обегать по зубчатому
венцу и вращать барабан 6 лебедки, с которым связаны своими
осями.
Шпиндель 9 приводится во вращение от вала 7 через пару
конических зубчатых колес 2=30, z=29 и шпиндельную втулку
10, с которой связан шлицами. Зубчатая муфта z = 26, сидящая
на шлицах вала 7 вращателя, может быть введена в зацепле-
ние с шестерней 2=60 вала раздаточной коробки или с внут-
ренним венцом шестерни z=47, в результате чего шпинделю
вращателя может быть дано восемь частот вращения.
На верхнем конце шпинделя и на нижнем шпиндельной
втулки закреплены пружинно-гидравлические зажимные пат-
роны. Верхний патрон 8 нормально закреплен, а нижний 11
нормально раскреплен. При такой конструкции вращателя опе-
рацию «перехват» можно выполнять без остановки вращения
снаряда.
Гидравлическая система станка позволяет выполнять эту
операцию автоматически
111
— 7
Рис. 40. Буровая установка УКБ-5П:
1 — основание установки; 2 — буровое здание; 3 — люк; 4 — талевый
блок; 5 — свечепрнемннк; 6 — талевый канат; 7 — кронблок; 8 — ствол
мачты; 9—подкос мачты; 10 — опора (портал) мачты
Рис. 41. Кинематическая схема бурового станка СКБ-5
В состав буровой установки УКБ-8 (рис. 42) входят: буро-
вой агрегат СКБ-8 и буровая вышка В-26/50 с буровым зданием.
Основными узлами бурового агрегата являются: ротор, ле-
бедка с регулятором подачи бурового снаряда и два буровых
насоса НБ5-320/100.
Ротор, лебедка и регулятор подачи приводятся от индивиду-
альных электродвигателей постоянного тока, позволяющих осу-
ществлять бесступенчатое регулирование частоты вращения их
рабочих органов.
Установка комплектуется двумя сменными роторами, один
из которых предназначен для алмазного бурения с частотой вра-
щения до 20 с-1, а второй—для бурения шарошечными доло-
тами с частотой вращения до 11,25 с-1.
Планетарная лебедка установки имеет тормоза колодочного
типа, управление которыми может производится вручную или
от гидросистемы.
Снаряд в процессе бурения подается регулятором подачи пу-
тем сматывания талевого каната с барабана лебедки. Редуктор
регулятора позволяет получить две скорости подачи: от 0,16 до
6,75 м/ч на первой скорости и от 2,44 до 4 м/ч — на второй
(при четырехструнной оснастке талевой системы).
В случае отключения электроэнергии снаряд поднимается из
скважины лебедкой, приводимой от двигателя регулятора
ИЗ
I
114
подачи, получающего энергию от передвижной электростанции
ПЭС-15Л через электромашиннып усилитель ЭМУ.
Контроль и регистрация параметров процесса бурения осу-
ществляются контрольно-измерительной аппаратурой «Курс-713»
и «Румб».
Буровые насосы
Буровой насос предназначен для подачи под давлением про-
мывочной жидкости в буровую скважину.
Конструкцией насосов должна быть предусмотрена возмож-
ность регулирования расхода промывочной жидкости, подавае-
мой в скважину, в соответствии с технологическими особенно-
стями бурения. Кроме того, буровые насосы не должны сни-
жать подачу при увеличении сопротивления потоку жидкости
в нагнетательной линии.
Промывка геологоразведочных скважин производится двух-
цилиндровыми поршневыми насосами двойного действия,
а также одно- и трехплунжерными насосами простого действия.
Их техническая характеристика приведена в табл. 14.
Для обеспечения современных условий бурения геологораз-
ведочных скважин в соответствии с СТ СЭВ 771—77 выпуска-
ются пять классов плунжерных буровых насосов, которыми
комплектуются буровые установки типа УКБ.
Представитель четвертого класса — буровой насос
НБ4-320/63 (рис. 43), состоящий из гидравлического и привод-
ного блоков, закрепленных на раме-салазках.
Рис. 43. Буровой насос НБ4-320/63
115
Параметры НБ-32 АНБ-22 НБ-125
Тип насоса Число плунжеров (цилиндров) 2 Поршневой 2 2
Диаметр плунжеров (цилиндров), 80; 90; 100; 60; 70; 80; 90; 80; 90; 100;
мм • ПО 100 115; 127
Подача, м3/с-10~* 49; 64; 81; (5; 9; 17) 36,7—167
Наибольшее давление, МПа 99 4; 4; 3,2; (8; 13; 24) (10; 18; 33) (14; 23; 43) (17; 29; 55) 3; 3,8; 4,9; 16—3,5
Длина хода плунжера (поршня), 2,6 160 6,3; 6,3 160 250
ММ Число двойных ходов в 1 мин 105 79; 42,5; 24,7 —
Мощность привода, кВт 32 22 100
Масса, кг 1040 1386 2750
Прим е”ч а н ие. Группе велнчн> подачи в скоб ках соответствует одно значение
В корпусе приводного блока размещены трехступенчатая ко-
робка передач и шатунно-кривошипный механизм.
Перемещением по шлицованному ведущему валу 9 трехвен-
цового зубчатого колеса 1 и введением его в зацепление с од-
ним из зубчатых колес 12, жестко закрепленных на коленчатом
валу 13, последнему сообщаются три частоты вращения. Три ша-
туна 11 разъемными головками через подшипники скольжения
связаны с шейками коленчатого вала, развернутыми для умень-
шения пульсации жидкости на 120°.
Передней головкой шатуны соединены с ползунами 10, хво-
стовики которых хомутами 2 прикреплены к плунжерам 8.
К корпусу гидравлического блока насоса гайками прикреплены
три стакана 7 с установленными в них уплотняющими резино-
выми манжетами, внутри которых находятся плунжеры. Плун-
жер и стакан с манжетами представляют собой быстросъемный
узел, легко отсоединяемый и извлекаемый из насоса для осмотра
и замены. В комплекте насоса предусмотрены такие узлы
с плунжерами диаметром 45 и 80 мм
В корпусе гидравлического блока установлены три всасы-
вающих и три нагнетательных клапана 6 и 5, опирающиеся
на съемные седла, к которым они прижимаются пружинами.
В верхней части на клапанах закреплены резиновые уплот-
нения.
Сочетание трехскоростной приводной части насоса со смен-
ными плунжерами двух диаметров обеспечивает получение ше-
сти ступеней изменения подачи жидкости.
Насос имеет патрубки для присоединения всасывающего и
116
Таблица 14
НБ1-25 16 НБ2-63/40 НБЗ-120 40 НБ4-320,63 НБ5-320 100
1 45 3 45 Плунжерный 3 63 3 45 3 80; 90; 100
4,17 5; 10 2,5; 3,17; 6,67; 11,2; 20 (15,8; 23,3; 43,3) 20,8; 30; 53,3 5,3; 9,17; 17,5; 20,8; 21,7; 53,3
1,6 20 4,2 40 4; 4; 4; 4; 2 60 6,3; 6,3; 5,5; 3 90 10; 10; 10; 10, 10; 6 150
390 3,3 44 175; 350 3 250 31; 38; 80; 146; 249 7,5 680 95; 140; 260 22 1250 95; 140; 260 37 1500
наибольшего давления.
нагнетательного шлангов. На нагнетательной линии насоса уста-
новлены предохранительный клапан 4, являющийся одновре-
менно и вентилем для сбрасывания промывочной жидкости,
а также выносной манометр 3 на гибком бронированном шланге
для контроля за давлением жидкости.
Для работы бурового насоса необходимы храпок, всасываю-
щий и нагнетательный шланги, а также промывочный (буро-
вой) сальник.
Всасывающий шланг изготовляется из резины с холщовыми
прокладками и проволочной спиралью. Концы шланга имеют
мягкие резиновые манжеты. Один конец шланга плотно при по-
мощи хомутиков крепится на всасывающем патрубке насоса,
а к другому — присоединяется приемный клапан-храпок, предо-
храняющий приемную линию насоса от засорения и поддержи-
вающий столб жидкости во всасывающем шланге, когда насос
не работает.
Нагнетательный шланг состоит из внутреннего резинового
слоя, обернутого прорезиненными прокладками, и наружного
резинового. Одним концом нагнетательный шланг присоединя-
ется к нагнетательному патрубку бурового насоса, а другим —-
к приемному патрубку бурового сальника. Длина шланга мо-
жет быть от 10 до 25 м в зависимости от длины бурильной
свечи.
В геологоразведочном бурении наибольшее распространение
получили всасывающие рукава с внутренним диаметром 75 и
100 мм и нагнетательные шланги с внутренним диаметром
38 мм, рассчитанные на давление до 5 МПа с трехкратным
117
Рис. 44 Промывочные сальники
запасом прочности. При бурении глубоких скважин нагнетатель-
ный шланг упрочняют сплошной обмоткой стальной проволокой.
Буровой сальник предназначен для соединения нагнетатель-
ного шланга с вращающейся бурильной колонной. К разъемному
корпусу 1 w 3 бурового сальника (рис 44, а) накладкой 6 кре-
пится конец нагнетательного шланга Ствол 4, монтируемый
в корпусе на двух радиальных шарикоподшипниках 2, через
переходник 7 соединяется с бурильной трубой. Манжеты 5 на-
ходятся под постоянным воздействием пружины, чем обеспечи-
вается самоуплотнение между стволом и корпусом сальника
При глубоком бурении сальник используется также для под-
держания верхней части бурильной колонны в натянутом поло-
жении, для чего снабжается серьгой. Такой сальник (рис. 44,6)
называется вертлюгом-сальником.
Для алмазного бурения на больших оборотах применяют
промывочный сальник типа СЛ и вертлюги сальники ВС 2,5;
ВС-5; ВС-10; ВС-12,5/20, СП-25.
Давление, развиваемое насосом при промывке скважины
в процессе бурения, зависит от сопротивлений в нагнетатель-
ной линии. Рассчитывается оно путем суммирования потерь дав
ления в элементах нагнетательной линии насоса.
118
Потери давления (МПа) в бурильных трубах
Р1 = 8,12- 10-7A1P1Qa-(28)
где pi—плотность закачиваемой насосом промывочной жидко
сти, кг/м3; Q — расход промывки, м3/с; L — длина бурильной
колонны, м; d\ — внутренний диаметр бурильных труб, м; Xj—
коэффициент трения промывочной жидкости о бурильные трубы.
Потери давления (МПа) в кольцевом пространстве между
стенками скважины и бурильной колонной
ра = 8,12-10~7 /.2p2Q2
L
(D + d)2 (D — d)« ’
(29)
где D — диаметр скважины, м; d — наружный диаметр буриль
ных труб, м; ра — плотность выходящего потока промывочной
жидкости, обогащенной шламом. Для обычных буровых раство-
ров p2=pi+ (10-5-30) кг/м3. Для специальных и утяжеленных
растворов р2=Р1+(40-5-60) кг/м3; Х2— коэффициент трения про-
мывочной жидкости о стенки скважины и бурильные трубы
Коэффициенты трения Xi и Аг при расчетах следует прини-
мать 0,02—0,06
Потери давления (МПа) в элементах соединения бурильных
труб (ниппели и замки)
Рз =8,12- 10-7ВР1 пс, (30)
где d0 — внутренний диаметр элементов соединения; —
количество бурильных замков, nQ = Lll— количество ниппелей
в бурильной колонне; 1СВ и I — соответственно длина буриль-
ной свечи и бурильной трубы; £ — коэффициент местного сопро
тпвления (£ = «[(*/i/*/o)2—I]2; « — коэффициент, зависящий от
типа соединения (для ниппельного — «=1,5, для муфтово-зам-
кового— а=2).
Суммарные гидравлические потери давления (МПа)
Ре = & (Pi + Рг + Рз + Р« + Ре + Ре), (31)
где ра — потери давления в колонковом наборе, МПа (р4=0,05-н
4-0,12); р5 — потери давления при заклинивании керна, МПа
(Р5=0,5); ре — потери давления в нагнетательном шланге и буро-
вом сальнике, МПа (р6=0,15=0,19); k — коэффициент возмож-
ного зашламования скважины (k = 1,3-5-1,5).
Если скважина промывается буровым раствором, образую-
щим структуру в спокойном состоянии (глинистый раствор), то,
кроме гидравлических потерь давления, необходимо учитывать
119
потери давления на разрушение этой структуры раствора (на
его сдвиг) в момент включения насоса.
Потери давления (МПа) на сдвиг раствора в бурильных
трубах
Р1=4-КГ6т-^-,
di
(32)
в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стен-
ками скважины
р;=4Ю“6т—
D-d
(33)
где т — динамическое сопротивление раствора сдвигу, кг/м2 (т =
=0,3-5-4).
Общие потери давления (МПа) на сдвиг раствора
Pz = y-(pi + P0- (34)
Буровой насос должен развивать давление (МПа)
ри = Рх + Ра- (35)
Мощность (кВт), необходимая на привод насоса,
м„=ам-<?Рнрж , (36)
где /?м— коэффициент запаса мощности (kM= 1,14-1,2); ц—
к. п. д. привода насоса (г] = 0,754-0,85).
Пример. Определить давление, развиваемое насосом, и мощность, необ-
ходимую на его привод, если в скважцну глубиной £=1200 м закачивается
Q=0,0036 м3/с глинистого раствора плотностью pi = 1200 кг/м3 и для буре-
ния скважины диаметром £>=0,076 м используются свечи длиной /св=15 м,
составленные из бурильных труб диаметром d/di=0,05/0,039 м муфтово-зам-
кового соединения. Диаметр проходного отверстия бурильных замков
do=O,O26 м.
1. Потери давления в бурильных трубах
Р1 = 8,12-10“ 7 -0,02.1200-0.00362- =0,37 МПа.
0,039Б
2. Потери давления в кольцевом зазоре
Р2 = 8,12 • 10_ 7 0,02 • 1230 • 0.00362
______________1200______________
(0,076 + 0,05)2 (0,076 — 0,05)3
= 0,11 МПа.
3. Количество замков в бурильной колонне
1200 ел
пс =-------= 80.
15
120
4. Коэффициент местных сопротивлений
£ = 2Г70Л)39у_|]2__ । 77.
IA 0,028 )
5. Потери давления в элементах соединения бурильных труб
р3 = 8,12-10~7-1,77-1200- °'00362-• 80 = 0,77 МПа.
0.0394
6. Общие гидравлические потери давления
= 1,3 (0,37 + О,п + 0,77 + 0,05 + 0,5 + 0,15) = 2,54 МПа.
7. Потери давления на сдвиг раствора в бурильных трубах
п; = 4-10“6-0,3-^- = 0,048 МПа.
г 0,039
8. Потери давления на сдвиг раствора в кольцевом пространстве
= 4 • 10-ь- 0,3--—------= 0,55 МПа.
0,076 — 0,05
9. Общие потери на сдвиг раствора
PS = — (0,48 + 0,55) = 1,37 МПа.
3
10. Давление на выкиде насоса
Рн = 2,54+1,37 = 3,91 МПа.
11. Мощность, необходимая на привод насоса,
Nn = 1,1 • °.°°36 23,2 1200 = 2з 2 кВт
0,8
Силовой привод буровых установок
Привод буровых установок может быть групповым, индиви-
дуальным (однодвигательным) и многодвигательным. В группо-
вом приводе один двигатель через трансмиссии приводит в ра-
боту все механизмы установки. При индивидуальном приводе
каждая машина установки (станок, насос и др.) имеет отдель-
ный двигатель. Многодвигательным является такой привод, когда
каждый рабочий орган машины (вращатель, лебедка и т. д.)
снабжены двигателями.
Силовой привод буровых установок должен быть экономи-
чески эффективен, надежен и долговечен, прост и удобен в уп-
равлении, иметь гибкую характеристику. Гибкостью характе-
ристики называют способность силового привода изменять ско-
рость движения механизма при изменении крутящего момента
на его валу.
121
В приводах установок для колонкового бурения использу-
ются электродвигатели переменного и постоянного тока, двига-
тели внутреннего сгорания, пневматические и гидравлические.
При наличии на участке работ линии электропередачи при-
меняется электропривод. Электродвигатели легки и компактны,
имеют высокий к. п. д. и экономичны, просты в обслуживании
и управлении, допускают возможность реверсирования, позво-
ляют применять индивидуальный и многодвнгательный привод,
что повышает эффективность использования мощности двига-
телей. От линии высокого напряжения электроэнергия подается
к двигателям через стационарные или передвижные подстанции
с понижающими трансформаторами.
Асинхронные электродвигатели переменного тока малой мощ-
ности применяют с короткозамкнутым ротором, а при мощности
более 15—20 кВт — с фазовым ротором, используя пусковые
устройства, обеспечивающие снижение пусковых токов.
В случае ведения буровых работ продолжительное время
установками, сосредоточенными на небольшой площади, при от-
сутствии линии передачи электроэнергии используют передвиж-
ные электростанции, а в высокогорных районах иногда целесо-
образно строить гидроэлектростанции.
Асинхронные электродвигатели имеют жесткую характери-
стику. Частота вращения бурового снаряда и барабана лебедки
изменяется ступенчато при помощи коробки скоростей.
Более совершенен и экономичен плавнорегулируемый привод
от электродвигателей постоянного тока. Тиристорная электриче-
ская аппаратура в таких приводах обеспечивает преобразова-
ние переменного тока в постоянный и плавное регулирование
частоты вращения вала двигателя от нуля до максимально до-
пустимой для данного двигателя. При такой системе привода
крутящий момент двигателя сохраняется постоянным, а мощ-
ность уменьшается пропорционально частоте вращения вала.
Тиристорный плавнорегулируемый привод позволяет более
экономично использовать установленную мощность, работать на
оптимальной частоте вращения для конкретных систем буримая
порода — породоразрушающий инструмент, в значительной сте-
пени гасить вибрацию бурового снаряда, в связи с чем он наи-
более перспективен для установок колонкового бурения.
Двигатели внутреннего сгорания, обеспечивающие автоном-
ный привод (не требующий подведения энергии извне), приме-
няются для привода одиночных удаленных друг от друга и от
баз буровых установок. От ДВС приводятся самоходные буро-
вые установки.
На разведочно-буровых работах применяются в основном ди-
зели Д-37Е, Д-38М, Д-48Л, Д-54А, КДМ-46, СМД-14Б, мощ-
ность которых соответственно равна 29,4; 27,9; 35,3; 39,7; 58,8;
46,3 кВт. Привод легких буровых установок для работы в труд-
нодоступных условиях осуществляется от бензиновых двигате-
лей УД-45, «Дружба», менее экономичных по расходованию топ-
122
лива, чем дизели, но более компактных. Некоторые самоходные
установки приводятся от карбюраторных двигателей транспорт-
ной базы, на которой монтируются.
Пневматические двигатели лопастного, поршневого и шесте-
ренного типов применяют в приводах оборудования для бурения
скважин из подземных горных выработок. Преимущество пнев-
матических двигателей — возможность плавного регулирования
частоты вращения и взрывобезопасность, основной недостаток —
низкий к. п. д.
В установках геологоразведочного бурения растут объемы
применения гидравлического привода. Первичный двигатель
в гидроприводе — ДВС или асинхронный электродвигатель пере-
менного тока. От него приводится насос, прокачивающий
жидкость через распределительные и регулирующие устройства
к гидромоторам, в которых энергия потока жидкости преобра-
зуется в механическую энергию вращательного движения вала.
Индивидуальными гидродвигателями приводятся механизмы бу-
ровой установки (вращатель, лебедка, труборазворот и др.).
В качестве рабочей жидкости используются индустриальные и
веретенные масла.
Гидропривод прост в управлении, имеет небольшие размеры
и массу оборудования, обеспечивает реверсирование и бессту-
пенчатое регулирование частоты вращения вала гидродвигателя,
что обусловливает перспективу его широкого применения.
Достаточна ли мощность двигателя, установленного для при-
вода бурового станка, можно определить расчетом по затратам
мощности на бурение и на подъем снаряда из скважины.
Мощность (кВт) на вращение снаряда в процессе бурения
Nзаб ~Ь Nх.в ~1~ Мдрп (37)
ч
где М3аб — мощность на разрушение забоя скважины; Nx в—
мощность на холостое вращение бурильной колонны; Мдоп— до-
полнительные затраты мощности на вращение бурильной ко-
лонны, передающей осевую нагрузку на породоразрушающий
инструмент; tj — к. п. д. передач (т] = 0,75-г 0,85).
Мощность (кВт) на разрушение породы при бурении кольце-
вой коронкой
Мза6 = 18 10-VCn (£> + Dj), (38)
где / — коэффициент трения (f=0,25-г-0,30)); С —осевая на-
грузка, Н; п — частота вращения снаряда, с-1; D и Di — на-
ружный и внутренний диаметры коронки, м.
При бурении шарошечным долотом без отбора керна затраты
мощности на забое (кВт)
Мэаб=МоЛ, (39)
где No — удельный расход мощности, кВт/м2, No= (1,0-е-1,5) • 103;
F3 — площадь забоя, м2.
123
Мощность (кВт) на холостое вращение снаряда
Мх.в = 55,8 • Ю-’ЗДЛз (1+0,44 cos i) (0,9 + 206) k4qd х
X n1,83L0-75, (40)
где ky — коэффициент, учитывающий тип соединения бурильных
труб (для ниппельного соединения ki = \; для муфтово-замко-
вого— k\ — 1,3); k-2 — коэффициент, учитывающий вид промывоч-
ной жидкости и применение антивибрационной смазки (при про-
мывке глинистым раствором k%= 1,1 -г-1,3, при промывке водой
^2=1, при использовании антивибрационной смазки или эмуль-
сионного раствора k2=0,44-0,6); k3 — коэффициент, учитываю-
щий характер стенок скважины (для нормального разреза k3 =
= 1, в сложных геологических условиях /г3= 1,54-2); — коэф-
фициент, учитывающий материал бурильных труб (для СБТ
^4=1; для ЛБТ &4=0,75); 6 — зазор между стенками сква-
жины и бурильными трубами, м; q — масса 1 м бурильных труб,
кг/м; d — диаметр бурильных труб, м; п — частота вращения
снаряда, с-1; L — глубина скважины, м; cost — косинус угла
наклона скважины.
Дополнительная затрата мощности (кВт)
/Удоп = 8-10-вСп. (41)
Мощность (кВт), необходимая на подъем снаряда из сква-
жины,
Мп = Qk?v0I 1 ОООтц, (42)
где QKp — нагрузка на крюк, Н; Vo — скорость навивки каната
на барабан лебедки, м/с; т — количество рабочих струн тале-
вой системы; т|— к. п. д. передачи (т) = 0,754-0,85).
При групповом приводе буровой установки мощность двига-
теля (кВт) определяется из выражения
МдВ — Мст + Мн + Мг.м + Мг, (43)
где Мет — мощность на привод бурового станка, достаточная
как для бурения, так и для выполнения спуско-подъемных опе-
раций, кВт; Мн—мощность на привод бурового насоса, кВт;
Мг.м — мощность на привод глиномешалки, кВт (Мг.м=1,5-т-
4-2,5); Мг—мощность на привод генератора (Мп=0,84-1,5).
Пример. Проверить достаточна ли мощность Млв=55 кВт двигателя,
приводящего в действие буровой станок ЗИФ-1200МР, для бурения сква-
жины глубиной £=1100 м, если работа ведется коронкой диаметром D/Di =
= 76/58 мм с использованием бурильных труб муфтово-замкового соединения
диаметром г/=50 мм. Скважина промывается эмульсионным раствором. На-
грузка на крюк QKp=81400 Н. Талевая система — с двумя рабочими стру-
нами. Осевая нагрузка С=8000 Н. Частота вращения снаряда 10 с-1. Ско-
рость навивки каната на барабан лебедки при подъеме снаряда из скважины
но=О,79 м/с. Скважина вертикальная.
Решение.
1. Мощность для разрушения породы на забое скважины
N3a6 = 18 • 10-4 • 0,3 • 8000 • 10 (0,076 + 0,058) = 5,79 кВт.
124
2. Мощность на холостое вращение бурового снаряда
ЛГХ.В = 55,8-10-4 1,3- 0,6-1^0,9 + 20- °'076-_0^ х
X 6,04 - 0,05 • 101,83 -11ОО0,76 = 19,6 кВт.
3. Дополнительная мощность
7УДОП = 8-10-6-8000-10 = 6,04 кВт.
4. Общая мощность па бурение
д, 5.79 +19.6 + 6.04 _ 3^, 3 кВт
0.S
5. Мощность, необходимая для подъема снаряда с проектной глубины
скважины
д, 8|4<Ю0.79 _w8 кВт
1000-2 0,8
Мощность двигателя станка достаточна.
Контрольно-измерительные приборы
Бурение геологоразведочных скважин в современных усло-
виях невозможно без применения контрольно-измерительных и
регистрирующих приборов, позволяющих подбирать и поддер-
живать оптимальное сочетание параметров режима бурения в со-
ответствии с физико-механическими свойствами пород и типом
породоразрушающего инструмента. Грамотное использование
КИП позволяет форсировать технологические режимы бурения
без увеличения вероятности аварийных ситуаций, определять
контакты между горными породами, пересекаемыми скважиной,
улучшать качество отбора керна.
В электропривод буровых станков включены вольтметр и
амперметр. По показанию последнего можно судить о загрузке
электродвигателя и приближенно о величине крутящего момента,
развиваемого вращателем станка. Контроль за крутящим мо-
ментом позволяет предупреждать аварии, вызванные обрывом
бурильной колонны.
Для измерения и автоматического ограничения крутящего
момента при бурении используется прибор ОМ-40. Действие при-
бора основано на измерении активной мощности, потребляемой
электродвигателем станка. Прибор ОМ-40 не только позволяет
визуально контролировать крутящий момент на шпинделе буро-
вого станка. Он снабжен также предупредительной световой
сигнализацией при повышении крутящего момента, а также
автоматическим ограничением момента путем отключения дви-
гателя станка или путем подъема (гидросистемой) шпинделя
со снарядом над забоем скважины.
При колонковом бурении широко применяется самопишущий
ваттметр Н-395, состоящий из собственно ваттметра и пишущего
125
устройства. Затраты мощности при выполнении различных опе-
раций непрерывно записываются на диаграммной ленте, про-
тягиваемой со скоростью 60 мм/ч. Таким образом, на ленте
фиксируется полный хронометраж бурового процесса, позволяю-
щий контролировать работу бурильщика. Диаграмма использу-
ется для активного поиска и поддержания оптимальных пара-
метров режима бурения.
Станки с гидравлической подачей снаряда оснащаются ука-
зателями осевой нагрузки, поволяющими производить взвеши-
вание находящегося в скважине снаряда и контролировать осе-
вую нагрузку на породоразрушающий инструмент.
Магнитоупругий компенсационный измеритель нагрузки
МКН-2 предназначен для контроля веса бурового снаряда, на-
грузки на породоразрушающий инструмент, а также нагрузки
на крюк талевоп системы при спуско-подъемных операциях и
ликвидации аварий.
Измеритель МКН-2 выпускается в двух модификациях с пре-
делами измерений (кН):
Вес снаряда . . 0—75 0—150
Осевая нагрузка .......... 0—30 0—30
Нагрузка па крюке ....... 0—150 0—300
Для плавной подачи бурового снаряда с тормоза лебедки и
автоматического управления осевой нагрузкой в соответствии
с физико-механическими свойствами разбуриваемой породы и со-
стояния породоразрушающего инструмента предназначен авто-
матический регулятор подачи АРП. Регулятор обеспечивает ви-
зуальный контроль и регистрацию на суточной диаграмме
нагрузки на породоразрушающий инструмент (до 30 кН), на-
грузки на крюк при спуско-подъемных операциях (до 300 кН),
а также визуальный контроль скорости бурения (от 0 до 5 м/ч).
Для контроля за давлением промывочной жидкости в про-
цессе бурения применяются манометры, а также магнитоупру-
гие измерители давления МИД-1 и МИД-1А, обеспечивающие
устойчивые показания даже при значительной пульсации
жидкости.
Количество подаваемой в скважину промывочной жидкости
контролируется электромагнитными расходомерами ЭМР-2,
ЭМР-5 и расходомером промывочной жидкости лопастным
РПЛ-1.
Буровые установки УКБ-5, УКБ-7 и УКБ-8 оснащаются конт-
рольно-измерительной аппаратурой соответственно «Курс-411»,
«Курс-613» и «Курс-713», принцип действия которой основан на
преобразовании измеряемых параметров в электрическое на-
пряжение, градуируемое в соответствующих единицах
Аппаратура «Курс-411» обеспечивает визуальный контроль и
регистрацию на суточной диаграмме веса бурового снаряда, осе-
вой нагрузки на породоразрушающий инструмент, а также на-
грузки на крюке при СПО и ликвидации аварий. Аппаратура
Г26
«Курс-411» позволяет также визуально контролировать давление
промывочной жидкости, ее подачу и механическую скорость про-
ходки.
Аппаратура «Курс-613» и «Курс-713» дает возможность до-
полнительно визуально контролировать частоту вращения шпин-
деля (ротора) и крутящий момент.
Универсальный регистратор параметров процесса бурения
«Румб-1» предназначен для контроля и синхронной записи на
одной диаграмме нагрузки на породоразрушающий инструмент,
нагрузки на крюке, механической скорости проходки, крутящего
момента, частоты вращения, расхода и давления промывочной
жидкости. Регистратором «Румб-1» оснащаются установки
УКБ-7, УКБ-8, оборудованные аппаратурой «Курс-613»,
«Курс-713», и буровые установки ЗИФ-1200МР, оборудованные
преобразователями.
§7. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
КОЛОНКОВЫМ СПОСОБОМ
Технологией бурения скважин называется способ, последова-
тельность и режим выполнения процессов и операций, связан-
ных непосредственно с углублением скважины. Технология бу-
рения должна обеспечить высокую производительность и каче-
ство работ при минимальной вероятности аварий и наибольшем
экономическом эффекте. Выполнение этих требований во мно-
гом зависит от режима процесса «собственно бурение».
Режимом бурения скважины называется определенное соче-
тание параметров, от которых зависят условия работы бурового
инструмента.
Основные параметры режима вращательного бурения — осе-
вая нагрузка на породоразрушающий инструмент С, частота
вращения снаряда п, качество промывочного агента и его рас-
ход Q.
Параметры режима бурения подбирают в соответствии с ха-
рактером и физико-механическими свойствами пород, глубиной
скважины и ее состоянием, типом породоразрушающего инстру-
мента и его качеством, возможностями применяемых техниче-
ских средств.
Режим бурения скважин может быть оптимальным, рацио-
нальным и специальным.
Оптимальным называется режим бурения с наиболее бла-
гоприятным для данных условий сочетанием параметров, воз-
можных при современных достижениях науки и техники и обес-
печивающих максимальную механическую скорость проходки,
высокие качества и экономичность работ.
Рациональным режимом называется наиболее благоприятное
сочетание параметров для конкретных условий с учетом воз-
можностей применяемых технических средств, при котором обес-
печиваются наиболее высокие показатели.
127
Специальный режим обусловливается необходимостью полу-
чать только высокие качественные показатели, подчас в ущерб
количественным, или наоборот. Например, для повышения ка-
чества керна снижают осевую нагрузку, частоту вращения сна-
ряда, интенсивность промывки, ограничивают проходку за рейс,
в связи с чем снижается механическая скорость проходки.
Конструкция скважины
Один из путей повышения производительности бурения гео-
логоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые ко-
лонковым способом — работа коронками малого диаметра. При
уменьшении диаметра скважины упрощается конструкция сква-
жины, снижается расход истирающих материалов и мощности,
повышается эффективность разрушения пород.
ВИТРом разработаны рекомендации по минимальным диа-
метрам керна, обеспечивающим представительное опробование
по различным типам месторождений полезных ископаемых.
С учетом этих рекомендаций, специфики конкретных геологиче-
ских условий месторождения, цели и задач разведки бурение
по твердым полезным ископаемым ведут обычно коронками диа-
метром 76, 59 и 46 мм.
Проектируя конструкцию скважины, следует стремиться к мак-
симальной ее простоте, смену диаметров скважины предусмат-
ривать лишь при необходимости установки колонны обсадных
труб. Целесообразно также использовать оправдавшее себя н«
практике комбинированное бурение, т. е. чередование твердо-
сплавных, алмазных и шарошечных породоразрушающих ин-
струментов, наиболее эффективных в конкретных условиях.
Классификацией, разработанной Е. А. Козловским, выделены
четыре основных типа конструкций скважин — А, Б, В и Г, в ко-
торых конечный диаметр скважины согласно требованиям
к керну для различных полезных ископаемых соответственно ра-
вен 59, 76, 93 и 112 мм. Каждый тип конструкции подразделя-
ется на подтипы I, II, III, IV и т. д., номер которых соответ-
ствует количеству колонн обсадных труб в скважине. Глубина
спуска обсадных колонн и их диаметр в подтипе не регламен-
тируются и устанавливаются в зависимости от конкретных гео-
лого-технических условий. В свою очередь каждый из подтипов
конструкций подразделяется на виды—а, б, в, г и т. д., имею-
щие соответственно одну, две, три, четыре и т. д. ступени изме-
нения диаметра породоразрушающего инструмента. Глубины
спуска колонн обсадных труб и изменения диаметра породораз-
рушающих инструментов указываются в скобках соответст-
венно после подтипа конструкции и ее вида.
Например, шифр конструкции скважины А II (20, 140) в (20,
140, 400) обозначает следующие ее параметры; конечный диа-
метр скважины 59 мм, в нее предусмотрен спуск двух колонн
обсадных труб на глубины 20 и 140 м, смена диаметров породо-
разрушающих инструментов — на глубинах 20, 140 и 400 м.
128
Забуривание скважины
Способ забуривания скважины зависит от ее глубины и ха-
рактера пород геологического разреза. Снаряд для забуривания
скважины состоит из породоразрушающего инструмента, корот-
кой (0,5—1 м) колонковой трубы и переходника для соедине-
ния с бурильными трубами.
В качестве породоразрушающего инструмента при забурива-
нии в мягких породах может быть использована зубчатая ко-
ронка— патрубок с вырезанными па нижнем конце зубьями.
В породах средней твердости забуривание производят твердо-
сплавной коронкой, в крепких монолитных — алмазной, а в тре-
щиноватых высокой твердости рекомендуется применять шаро-
шечное долото.
Перед забуриванием скважины в точке ее заложения роется
приямок. Пропущенная через шпиндель станка бурильная труба
соединяется со снарядом, установленным в приямке, и закреп-
ляется в зажимных патронах.
Забуривание следует вести с минимальной частотой враще-
ния снаряда (1-я передача станка) при ограниченных осевой
нагрузке и промывке, принимаемых равными 50 % от расчетных
величин для данных пород и коронки.
Если верхняя часть разреза сложена неустойчивыми мягкими
породами, мощность которых не превышает 5—8 м, скважину
забуривают до плотных коренных пород и, углубившись в них
на 0,5—1 м, обсаживают направляющей колонной.
Затрубный зазор направляющей колонны необходимо затам-
понировать от ее башмака до устья скважины жирной гли-
ной или цементным раствором. Верхний конец направляю-
щей колонны закрепляется в устье скважины щебнем или
глиной.
При большой мощности мягких пород и проектной глубине
скважины, превышающей 200—250 м, направляющую трубу
устанавливают на глубину 3—6 м. Остальную толщу мягких по-
род бурят с промывкой глинистым раствором и перекрывают
кондуктором. Затрубное пространство кондуктора цементируют
на высоту, зависящую от характера пород разреза, иногда до
устья скважины.
Если верхний интервал геологического разреза сложен ва-
лунно-галечниковыми отложениями, то направляющая труба
устанавливается в шурфе, пройденном на глубину 1,5—2 м, и
закрепляется в нем бетоном.
Если верхняя часть разреза сложена мягкими или обломоч-
ными несцементированными породами большой мощности, реко-
мендуется забуривание провести ударно-механическим спо-
собом и после установки колонны обсадных труб до корен-
ных пород продолжать бурение скважины колонковым спо-
собом.
5 Заказ № 198
129
Бурение твердыми сплавами
Твердыми сплавами бурят осадочные, а также некоторые ме-
таморфические и изверженные породы, относящиеся к I—VII
категориям по буримости Кроме того, твердосплавными корон-
ками успешно бурятся бескварцевые породы VIII—IX катего-
рий (габбро, базальты, пироксены и др.).
Для армирования коронок колонкового бурения применя-
ются резцы из вольфрамо-кобальтовых металлокерамических
твердых сплавов марок ВК-6В и ВК-8В. Основная часть этих
сплавов — порошкообразный карбид вольфрама CW, сцементи-
рованный кобальтом Со. Карбид вольфрама придает сплаву
твердость, а увеличение процентного содержания кобальта, ука-
зываемого в марке сплава, повышает его вязкость.
Форма и размеры твердосплавных резцов (рис 45) должны
соответствовать физико-механическим свойствам буримых пород.
Резцы по определенной схеме размещаются в пазах короноч-
ного кольца и припаиваются к нему латунью Л68. По назначе-
нию резцы твердосплавных коронок подразделяются на основ-
ные и подрезные.
Основные резцы разрушают породу по кольцевой площади
забоя. Они выпускаются под торец короночного кольца, а также
выступают за его наружную л внутреннюю боковые поверхно-
сти, перекрывая поперечное сечение торца коронки. Выпуск
резцов на сторону делается для подработки стенок скважины и
боковой поверхности керна с целью обеспечения нормальной
циркуляции промывочной жидкости и свободного выноса шлама.
Подрезными резцами дополнительно укрепляются наружная
и внутренняя поверхности корпуса коронки для предупреждения
ее быстрого износа и обеспечения калибровки скважины.
Выпуск резцов под торец коронки может быть одинаковым
или различным. В последнем случае забою придается ступенча-
тая форма, этим достигается более эффективное разрушение
пород.
Выпуск резцов принимается в зависимости от твердости и
механических свойств пород. Для работы в твердых породах
выпуск резцов за боковые поверхности должен быть 0,5—1 мм;
под торец—1,5—2,5 мм, в мягких породах соответственно 3—6
и 5—6 мм. При Бурении в трещиноватых породах во избежание
выкрашивания и поломки резцов величина их выпуска умень-
шается.
Резцы в коронке могут быть расположены параллельно оси
вращения или наклонно к ней — в направлении вращения ко-
ронки (положительный угол) или против него (отрицательный
угол). Применение коронок с положительным углом располо-
жения резцов эффективно в мягких породах, а с отрицательным
углом — в твердых абразивных породах. Резцы могут быть
также повернуты относительно радиуса коронки, образуя дву-
гранный угол резания.
130
Марка плас- тины ГОСТ или ТУ Форма и размеры резцоб Масса, г
0203ft 2209-вг .IS 7>45 \ 3,22
Г5103 880-75 8,5 1 2,9
Г5303 880 ~ 75 CN 5 S- 2,3
1323 T7163-6Z ЭД гэд 1x65° 2,58.
267/3 ТУ98-19- -165-75 Й J& 2,3
Г 5107 880-75 <□ /ггг X- J U 2,2
Г5Ю8 880-75 18° 1 3 1 3 1,0
Г61О6 880-75 Ц 0,7? II 1 1 1,1
Г 6105 880-75 Е а 8-5 1,2
Г 6106 880-75 ЭД Q Т -1— - 9,5 7Л
2617 2209-82 ^0,5X65° I 5 1 1 1-—16—» Jkt j 0,70
n w- 62-96-70 ЭД 25°J^ 7,8 1,8 I Rt 0,73
Г5106 880-75 18° 1,5 ЕЦ 0,8
Г5109 880-75 1,6
ТУ 68- 62'66 70 L — Р5" 1,1
Рис. 45. Характеристика твердосплавных резцов
5
Таблица 15
Корсика Характеристика пород Типичные представители пород Категория пород по буримости Диаметр, мм Число резцов Рекомендуемые параметры режима бурения
наружный внутренний основных подрезных осевая нагрузка на один основной резец С. Н окружная скорость коронки V, м/с удельный расход промывочной жидкости q, м’/(с мм)
М-1 Мягкие однород- ные Суглинки, глины, торф, мел I—III 151 132 112 93 112 92 73 57 8 8 8 8 — 500—600 1,0-1,5 (1,6—2,5)10-5
М-2 Мягкие с твер- дыми прослой- ками Глины, слабосцементи- рованные песчаники, глинистые алевролиты, мергели, неплотные из- вестняки II—IV 151 132 112 93 113 93 74 58 14 14 12 12 — 600—800 1,0—1,5 (2—2,6) 10-5
М-5 Мягкие однород- ные Глины, слабосцементи- рованные песчаники, ангидриты, глинистые сланцы II—IV 151 132 112 93 112 91 73 54 24 24 16 16 6 6 4 4 250—600 1,0-1,8 (2—2,6) 10-5
СМ-3 Малоабразивные монолитные Аргиллиты, алевро- литы, глинистые слан- цы, доломиты, гипсы, известняки IV-VI 151 132 112 93 76 59 46 133 114 94 75 59 44 31 12 12 8 8 6 6 6 9 9 6 6 3 3 600-1000 1,0—1,6 (1,6-2) 10-5
СМ-4 Малоабразивные Алевролиты, аргил- V—VI, 151 132 12 4
монолитные литы, глинистые и пес- частично 132 113 12 4
и перемежаю- чаные сланцы, извест- няки, базальты, дуниты VII 112 93 9 3 500-800 0,8—2,0 (2-2,6) 10-5
щиеся по твер- 93 74 9 3
дости 76 58 9 3
СМ-5 Малоабразивные Доломиты, известняки, V—VI 151 133 24 4
монолитные глинистые и песчаные 132 114 24 4
и слаботрещино- сланцы, серпентиниты 112 94 18 3
ватые 93 75 18 3 400—600 0,8-1,8 (2-2,6) IO-5
76 59 12 4
59 44 12 4
46 31 12 4
36 21 9 3
СМ-6 Малоабразивные Доломиты, известняки, VI—VII 151 133 24 8
монолитные серпентиниты, перидо- 132 114 24 8
и трещиноватые ТИТЫ 112 94 18 6
93 75 18 6 500—700 1,0-1,6 (1,3—2) IO-5
76 59 12 4
59 44 12 4
- 46 31 12 2
СТ-2 Малоабразивные, Известняки, частично IV-VI 151 133 12 6
трещиноватые, окремненные доломиты, 132 114 12 6
перемежающиеся сланцы с твердыми 112 94 10 5 400-700 (1,3-1,8) 10-5
включениями 93 75 8 4 0,7—1,4
76 59 6 3
59 44 6 3
46 31 6 3
СА-1 Абразивные, мо- Песчаники, грубые VI—VIII 132 113 20 20
нолитные, плот- алевролиты, габбро, 112 93 16 16
ные, тонко- порфириты, песчаные 93 74 16 16
и мелкозернистые сланцы 76 59 12 12 500—800 0,6—1,5 (1,3-2,6) IO-6
Продолжение табл. 15
Рекомендуемые параметры режима бурения удельный расход промывочной жидкости q. м’,(с-мм) (1,3—2,6) 10-8 Й1 I о со4 см’ 1 со (1,4—2,5) IO-5 (1,6—2,5) 10-5
окружная скорость коронки и, м с 0,6—1,5 0,6-1,2 0,8-1,5 0,8—1,5
«ч • к * ® O<J го « E.ai Ф Ci. ° о X = о О. С с ос с 5 500-600 С с ОС с с 1Г ос с с О •
Число резцов хн и ead tfoii ОО ОО СО со LO ю xf СО со см о см см см
X14IISOHOO 00 оо СО хр о о со см см СМ СМ СМ —* —' —< ОСО см оо оо см — со см см СМ СМ ООО СОх^
Диаметр, мм сосм ’’ФЮО xt< —• —« СП Г-Ю СО оо СМ СМ см СО Ю xf —' СП ь-> СМ СМ СО 00 СМ —’ см —< СП Г- Ю xf СО см
щчнжАёвн О СО СО Ю СО см см СО СО СП со со —’ С5 ь-ю СО СП см см со Г- ю со • о т—< в—< СМ СМ СО СО СП СО с£> СО —« Г- ио СО
Категория пород по буримости VI—VIII VI—IX О —' я > sX 1 >—« со > °- VI—VIII
Типичные представители пород Песчаники, грубые алевролиты, габбро, порфириты, песчаные сланцы Габбро, пироксениты, диориты, дациты, скар- ны Песчаники, алевролиты, фириты, окварцованные 1 известняки Песчаники, алевролиты, диориты, габбро, пор- фириты, известняки
Характеристика пород Абразивные, мо- нолитные, плот- ные, тонко- и мелкозернистые Абразивные мо- нолитные и слаботрещино- ватые Абразивные мо- нолитные и пере- межающиеся Абразивные мо- нолитные и пере- межающиеся
вянобоу СА-1 СА-4 СА-5 СА-6 СА-7
134
Рис. 46. Ребристая коронка
М-5:
1 — корпус; 2 — ребро; 3, 4 —
резцы
между колонковой трубой и стен-
Резцы рекомендуется
затачивать, придавая им
угол приострения: для
бурения в нетрещинова-
тых породах I—IV кате-
горий — 45—50°, в поро-
дах V—VII категорий бу-
римости — 55—65°.
Для уменьшения гид-
равлических потерь при
движении промывочной
жидкости на боковой по-
верхности короночного
кольца и в нижней части
его корпуса вырезаются
промывочные каналы.
Для бурения мягких
неоднородных по твердо-
сти, а также вязких на-
бухающих в промывочной
жидкости пород предназ-
начены ребристые ко-
ронки М-1, М-2 и М-5.
К боковой поверхности
этих коронок приварены
три-четыре ребра, арми-
рованные твердосплав-
ными резцами. Ребра
создают увеличенный зазор
ками скважины, обеспечивая свободный проход промывочной
жидкости.
Коронки М-1 и М-2 в настоящее время серийно не выпуска-
ются.
Коронка М-5 (рис. 46) оснащена ребрами-резцедержате-
лями, имеющими большой выпуск из-под торца и за боковые
поверхности короночного кольца, что обеспечивает возможность
работы на повышенных параметрах режима бурения.
В торец резцедержателей впаяны полые резцы восьмигран-
ной формы.
Режущие кромки резцов выступают из торца на разную вы-
соту, образуя при бурении ступенчатый забой. Для улучшения
калибровки скважины наружная часть каждого ребра армиро-
вана пластинчатым подрезным резцом.
Характеристика коронок приведена в табл. 15.
135
Для бурения малоабразивных пород средней твердости при
меняются резцовые коронки СМ и СТ с ориентированно встав-
ленными резцами твердых сплавов (рис, 47).
Коронка СМ-3 армируется пустотелыми восьмигранными рез-
цами. В качестве подрезных резцов используются вставки,
имеющие форму четырехгранной призмы.
Коронка СМ-4 армируется квадратными призматическими
резцами (сечение 4x4 мм), вставленными в короночное кольцо
под отрицательным углом 15°. Вместе с тем резцы повернуты во-
круг собственной оси на 25° п образуют двугранный передний
угол. По торцу короночного кольца основные резцы располо-
жены тремя концентрическими рядами. Наружные, внутренние и
средние резцы возвышаются над торцом коронки соответственно
на 2,5; 3,5; 4 мм, поэтому в процессе бурения образуется сту-
пенчатый забой, что облегчает разрушение породы. Выпуск
резцов за боковые поверхности коронки составляет 1,5 мм. Для
обеспечения износостойкости коронки по наружному диаметру
в ее промывочных каналах установлены подрезные резцы.
Коронки СМ-5 и СМ-6 армируются квадратными призмати-
ческими резцами (сечение 3X3 мм). Резцы повернуты вокруг
своей оси иа 10—15°, а в коронке СМ-6 установлены, кроме того,
с наклоном, образуя отрицательный угол 15°. В коронке СМ-5
резцы ориентированы параллельно оси коронки. В каждом зубке
короночного кольца расположены по три резца — наружный,
внутренний и средний. По торцу коронки резцы расположены
в четыре концентрических ряда. Выпуск резцов над торцом ко-
роночного кольца ступенчатый. Для увеличения стойкости коро
нок по наружному диаметру в промывочных каналах установ-
лены наружные подрезные резцы, развернутые относительно
оси на 10°.
Коронка СТ-2 армирована квадратными призматическими
резцами (такими же, как в коронке СМ-4), установленными
с образованием двугранно-отрицательных углов. Резцы распо-
ложены двумя концентрическими рядами. Резцы наружного и
внутреннего рядов возвышаются над торцом короночного кольца
соответственно на 2 и 3 мм В промывочных каналах коронки
установлены подрезные резцы.
Для бурения абразивных пород VI—VIII и частично IX ка-
тегорий буримости применяются самозатачивающиеся коронки
типа СА (рис. 48), характерной особенностью которых явля-
ется наличие твердосплавных резцов с небольшой площадью
поперечного сечения и опорных пластин, что обеспечивает само-
затачивание резцов и эффективное разрушение породы, не-
смотря на затупление их режущих граней.
Коронка СА-1 армирована твердосплавными пластинчатыми
резцами толщиной 0,7 мм, припаянными к стальным опорным
пластинам, которые в свою очередь пайкой закрепляются
в прямоугольных гнездах корпуса коронки. Для сохранения
наружного и внутреннего диаметров коронки к боковым по-
136
Рис. 48. Самозатачивающиеся коронки:
а —коронка СА-1; б —коронка СА-4; в — коронка СА-5; г — коронка СА-6:
корпус коровки; 2 — твердосплавная пластина; 3 — оберточная пластина; 4 — опорная пластина; 5 —вкладыш; 6 — установочная пластина
верхностям опорных пластинок припаиваются подрёЗныё
резцы.
Коронка СА-4 в качестве основных резцов имеет твердо-
сплавные пластины малого сечения с углом заточки 65°. Резцы
вставлены ориентированно так, что передние грани образуют
двугранно-отрицательные углы. Под торец короночного кольца
резцы выпущены на 2,5—3,5 мм, образуя ступенчатый забой.
С целью увеличения стойкости по диаметру, коронка оснащена
наружными подрезными резцами.
Коронки СА-5 и СА-6 оснащены вставками, в которых разме-
щены два или три (через вставку) основных резца сечением
1,8X1,8 мм и подрезные резцы формы Г-51. Гребенчатое рас-
положение резцов в коронке повышает эффективность разру-
шения породы. Расположение резцов во вставках исключает
поломки тонких основных пластин и способствует увеличению
стойкости коронок.
Внутренний диаметр коронок СА-5 и СА-6 соответствует
внутреннему диаметру алмазных коронок, что обеспечивает их
использование при комбинированном алмазно-твердосплавном
бурении.
Первоначально коронки СА-4, СА-5 и СА-6 работают как
резцовые. По мере притупления заостренной части резцов ко-
ронки становятся самозатачивающимися.
Осевая нагрузка обусловливает глубину внедрения резцов
коронки в породу и интенсивность ее разрушения. Однако не-
обходимо иметь в виду, что чрезмерная нагрузка на инстру-
мент может привести к искривлению скважины и поломке бу-
рильных труб, а при бурении твердых пород — к поломке рез-
цов коронки.
Осевая нагрузка (Н) на инструмент при твердосплавном
бурении принимается из расчета удельной нагрузки на один
основной резец коронки
С^Сот, (44)
где Со — удельная нагрузка на один резец коронки, принятая
в соответствии со свойствами буримых пород, а также формой
и размерами резцов коронки, Н (см. табл. 15); т — количество
основных резцов в коронке.
Частота вращения (с-1) снаряда определяется по величине
средней окружной скорости коронки, принятая в соответствии
с характером буримой породы,
п = vlnD, (45)
где v — средняя окружная скорость коронки, м/с (см. табл. 15);
Г) — наружный диаметр коронки, м.
При бурении трещиноватых и абразивных пород необходимо
брать нижние пределы рекомендуемых величин окружной
139
скорости, так как при высоких их значениях коронка быстрее
выходит из строя.
Количество промывочной жидкости (м3/с), которое нужно
подавать в скважину для ее очистки, определяется по формуле
Q = 0,785 (D2—d2)v„, (46)
где оп — скорость восходящего потока промывочной жидкости
в кольцевом пространстве между стенками скважины и колон-
ной бурильных труб, м/с (обычно пп=0,2—0,8 м/с); D и d —
диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб, м.
Скорость восходящего потока промывочной жидкости при-
нимается в зависимости от буримости пересекаемой скважиной
породы. С ростом скорости углубления скважины и интенсив-
ности шламообразовання скорость восходящего потока промы-
вочной жидкости необходимо увеличивать.
При этом следует иметь в виду, что с повышением скорости
восходящего потока промывочной жидкости возрастает размы-
вание стенок скважины п керна. Если количество промывочной
жидкости приходится ограничивать для предупреждения раз-
мыва керна, необходимо в состав снаряда включать шламовую
трубу.
С целью предупреждения накопления в скважине шлама
перед началом бурения в очередном рейсе необходимо в тече-
ние некоторого времени промывать скважину при полной по-
даче насоса.
Практически необходимое количество закачиваемой в сква-
жину промывочной жидкости чаще определяют (м3/с) из рас-
чета на 1 мм диаметра коронки
Q = qD, (47)
где q — удельный расход промывочной жидкости на 1 мм диа-
метра коронки, м3/с (см. табл. 15); D — диаметр коронки, мм.
Приведенные в табл. 15 рекомендации параметров режима
бурения имеют усредненный характер. В процессе разведки
конкретных месторождений необходимо добиваться наивыгод-
нейших сочетаний указанных выше параметров, которые обес-
печивают наиболее высокие в данных геолого-технических усло-
виях технико-экономические показатели при высоком качестве
проведения скважин на базе рационального использования
оборудования.
Режим бурения в мягких породах следует устанавливать
с учетом того, что рыхлые и мягкие породы I—IV категорий
буримости (песок, мел, лёсс, мергель, глина, суглинок) быстро
разрушаются резцами коронок. При этом стенки скважины
малоустойчивы, а керн легко размывается и разрушается.
В слабоустойчивых породах необходимо бурить быстро, без
перерывов в работе. Для предупреждения обрушения стенок
140
скважины в качестве промывочной жидкости следует приме-
нять глинистый раствор.
При прекращении циркуляции промывочной жидкости для
предупреждения прихвата снаряда оседающими частицами
шлама его нужно приподнять над забоем.
Заклинивание керна при бурении мягких пород произво-
дится путем затирки всухую. Перед затиркой керна рекомен-
дуется в колонну бурильных труб сбрасывать шаровый клапан,
который перекрывает отверстие переходника и предупреждает
выдавливание керна столбом жидкости, находящейся в буриль-
ных трубах, при извлечении снаряда из скважины.
При бурении пород средней твердости и твердых решающее
влияние на скорость углубления скважины оказывают осевая
нагрузка на инструмент и частота вращения снаряда. Про-
мывка играет подчиненную роль.
Увеличение осевой нагрузки и частоты вращения снаряда
до определенного предела способствует росту механической
скорости проходки. Однако бурение с большой частотой вра-
щения снаряда в абразивных и трещиноватых породах приво-
дит к повышенному износу резцов, что снижает производитель-
ность работы коронки, а это приводит к уменьшению времени
чистого бурения и увеличению времени на спуско-подъемные
операции для смены сработанных коронок. Поэтому при буре-
нии абразивных пород следует принимать низшие пределы
окружной скорости снаряда (см. табл. 15) и верхние значения
удельной нагрузки на резец.
Удельное давление па резец коронки с заточенными рез-
цами в начале бурения должно быть пониженным, а по мере
затупления резцов к концу рейса его доводят до максимально
допустимого.
В породах средней твердости и твердых бурят с промывкой
водой или глинистым раствором. Рост осевой нагрузки и час-
тоты вращения снаряда требуют увеличения количества пода-
ваемой в скважину промывочной жидкости. Заклинивание
керна при бурении пород средней твердости и твердых произ-
водят кернорвателями или битым стеклом, кварцем, кусочками
алюминиевой проволоки и т. п.
Пример. Подобрать основные параметры режима бурения малоабра-
зивных плотных аргиллитов V категории буримости коронкой диаметром
76 мм.
Решение. 1. Пользуясь табл. 15, выбираем коронку СМ-4-76, имею-
щую девять основных резцов.
2. Принимая Со=500 Н (см. табл. 15), определяем нагрузку на коронку
в начальный момент работы новой коронкой
С = Сот = 500-9 = 4500 Н.
3. После приработки коронки нагрузку на нее нужно увеличить до
С-С0/тг = 800-9 = 7200 Н.
141
4. Определим длину УБГ-Р 73 при
<7убт = 25,3 кг/м.
, kC
ЬУБТ — —--------
9,81<7уБт
1,25-7200
9,81 25,3
36,3 М.
5. По длине УБТ-Р-73, равной 4,5 м, необходимо взять 36,3/4,5=8 труб.
6. Длина бурильных труб, если глубина скважины ТСкв = 500 м
Lb.t = Lckb—LyBT = 500—36 = 464 м.
7. Масса бурового снаряда в скважине при се промывке жидкостью
плотность которой рж = 1200 кг/м3,
Об с= (Об. т+Оубт) О—— ) =
Рм
—О/^б. т+'Уубт^-убт) (1 —) =
Рм
= (6,04 • 464 + 25,3 • 36,3) (1 — =
3140 кг = 3140-9,81 = 30918 Н,
где 9=6,04 кг/м для бурильных труб диаметром 50 мм.
8. В данном случае требуется производить разгрузку
P = QB с—С = 30918—7200 = 23718 Н.
9. Частота вращения коронки при v =1,2 м/с
л О 3,14 0,076
10. В скважину нужно подавать жидкости
Q = qD = 1,4 10~Б 76 = 1,06 10~3 м3/с.
В процессе бурения очень важно соблюдать правильное
чередование твердосплавных коронок. Разница по наружному
диаметру между предыдущей и последующей коронками
не должна превышать 0,1 мм, а по внутреннему диаметру —
0,15 мм. Отступление от этого условия приводит к тому, что
очередная коронка не доходит до забоя и скважину приходится
разбуривать.
Бурение алмазными инструментами
Алмазное бурение в настоящее время — основная наиболее
прогрессивная разновидность колонкового бурения геологораз-
ведочных скважин на твердые полезные ископаемые.
Алмазными коронками бурят породы VII—XII категорий
буримости, а на больших глубинах и породы V—VI категорий.
Технические алмазы разделяются на борты, балласы и кар-
бонадо. Борты, представляющие собой алмазные зерна непра-
вильной формы и их сростки, — основное сырье для армирова-
ния алмазных коронок.
142
Относительная прочность алмазных зерен возрастает
с уменьшением их размера. Так, относительная прочность кри-
сталлов размером 60—90 шт/карат в среднем на 70 % выше
прочности кристаллов размером 20—30 шт/карат. Наличие тре-
щин и включений снижает прочность кристаллов в 1,2-—
1,9 раза. В геологоразведочном бурении используются алмазы
широкого диапазона зернистости: от 2—5 до 800—1200 шт/ка-
рат. Мелкие зерна алмазов применяют при бурении очень твер-
дых пород. Такие алмазы выдерживают повышенные осевые
нагрузки, меньше заполировываются и обеспечивают перекры-
тие торца коронки большим количеством режущих точек. В по-
родах средней твердости используют более крупные зерна ал-
мазов, обеспечивающие высокую механическую скорость про-
ходки скважины.
Для повышения буровых свойств алмазов низкого качества
их подвергают обработке: избирательному дроблению, овализа-
ции, полированию, термообработке, металлизации, гранулиро-
ванию.
Избирательное дробление производится с целью разрушения
дефектных алмазов по направлениям трещин, расположению
включений и придания кристаллам изометрической формы.
В процессе овализации алмазы раскалываются по трещинам,
их острые углы и ребра притупляются, кристаллы получают
округлую форму.
Для уменьшения сил трения между алмазными зернами и
разрушаемой породой алмазы подвергают полированию, что
обеспечивает высокие стойкость породоразрушающего инстру-
мента и скорость бурения. Полирование алмазов осуществ-
ляется двумя способами: химическим и механическим.
Механический способ полирования заключается в обработке
овализованных алмазных зерен водной суспензией алмазного
микропорошка.
Химический способ полирования алмазов заключается в их
обработке расплавом щелочей с бурой при высокой темпера-
туре.
Термообработка алмазов осуществляется их нагреванием до
920—940 °C с последующим медленным охлаждением. При
этом снижаются внутренние напряжения в кристаллах и повы-
шается их прочность.
Металлизация алмазов производится путем покрытия их тон-
ким слоем тугоплавкого металла, который, заполняя поры и
трещины алмазного зерна, повышает его прочность.
Гранулирование алмазов заключается в том, что на каждое
алмазное зерно накатывается шарообразная оболочка из твер-
дого сплава ВК6, ВД8, ВДЮ.
Соответственно ТУ-47-2—73 по назначению алмазное сырье
классифицируется на 9 категорий, каждая из которых подраз-
деляется на группы и подгруппы. Группой определяется об-
ласть применения, а подгруппой •— конкретная цель.
143
Для армирования бурового инструмента применяются
борты:
IV категории, XV группы
подгруппа «а» — для буровых коронок, подгруппа «б» — для
буровых долот;
IX категории, XXXIV группы
подгруппа «б» (овализованные алмазы)—для буровых коронок
долот и расширителей;
IX категории, XXXV группы
подгруппа «а» (дробленые алмазы)—для буровых коронок и
долот;
IX категории, XXXVI группы (полированные)
подгруппы «б» и «г» — для буровых коронок.
В 1960 г. Институтом физики высоких давлений АН СССР
были получены искусственные алмазы. С 1961 по 1975 гг. в Ин-
ституте сверхтвердых материалов АН УССР разработана тех-
нология и организовано промышленное производство синтети-
ческих алмазов.
ГОСТ 9206—80 предусмотрен выпуск синтетических моно-
кристаллических алмазов марок АСО, АСР, АСВ, АСК и АСС,
а также синтетических поликристаллических алмазов АРК-4,
АРВ-1 и АРС-3.
Из монокристаллических в бурении используются алмазы
АСС, имеющие наивысшую прочность (она близка к прочности
природных алмазов).
Поликристаллические алмазы АРК-4 и АРВ-1 выпускаются
под названием карбонадо (цилиндры диаметром 2—4 мм) или
баллас. Поликристаллические алмазы АРС-3 по износостойко-
сти не уступающие природным алмазам, выпускаются в виде
цилиндров диаметром 4 мм или в дробленом виде.
Кроме синтетических алмазов, в бурении применяются дру-
гие сверхтвердые материалы: славутич, эльбор-Р, белбор.
В состав славутича, используемого для армирования долот
на глубоком бурении нефтяных и газовых скважин, входят син-
тетические алмазы в смеси с природными.
Эльбор-Р и белбор, являющиеся материалами на основе
кубического нитрида бора, по прочности не уступают алмазам,
а по термостойкости превосходят их.
Ведутся работы по созданию различных композиционных
сплавов — алмаза и твердосплавных порошков.
Породоразрушающими инструментами при алмазном буре-
нии кольцевым забоем являются мелкоалмазные коронки, пред-
ставляющие собой короночное кольцо из стали марок Ст. 20
или Ст. 30 (ГОСТ 1050—74), к торцу которого прикреплена
алмазосодержащая матрица с рассредоточенными в ней мел-
кими зернами алмазов.
Алмазные коронки выпускаются с корпусами двух типов:
стандартным для одинарных колонковых труб и удлиненным
для двойных колонковых труб. В торцовой и боковой поверх-
144
Рис. 49. Схемы размещения алмазов в коронках:
а — однослойной; б ~* импрегнированной; алмазы: 1 — объемные; 2 — периферийные; 3 —
подрезные; 4 — место соединения матрицы с корпусом короикн; 5 — короночное кольцо
ностях матриц имеются от 2 до 10 (в зависимости от назначе-
ния и диаметра коронки) промывочных каналов. Торец мат-
рицы коронок бывает круглый, полузакругленный, плоский,
формы полукупола и ступенчатый.
По своему назначению и расположению в матрице алмазы
подразделяются на объемные и подрезные. Объемные алмазы
выполняют функцию основных резцов. Они размещаются
внутри матрицы или на ее торцовой поверхности и выполняют
основную работу по разрушению породы на забое скважины.
Подрезные алмазы располагаются по наружной и внутренней
боковым поверхностям матрицы. Они калибруют стенки сква-
жины, обрабатывают боковую поверхность керна и предохра-
няют коронку от преждевременного износа по боковым поверх-
ностям.
В качестве объемных применяют алмазы с различными де-
фектами, а также дробленые, овализовапные и полированные
зерна. В качестве подрезных применяют высококачественные
алмазы естественной формы или овализованные. Подрезные
алмазы обычно крупнее объемных.
Параметры, характеризующие вооруженность коронок ал-
мазами— содержание алмазов в коронке и насыщенность
торца матрицы алмазами. Содержание алмазов в коронке опре-
деляется общей массой всех алмазов, заложенных в матрицу, и
выражается в каратах. Насыщенность в зависимости от типа
коронки выражается либо количеством алмазных зерен на еди-
ницу площади торца матрицы (шт/см2), либо массой алма-
зов в единице объема алмазосодержащего слоя матрицы
(карат/см3).
По крупности алмазных зерен и характеру размещения их
в матрице алмазные коронки подразделяются на однослойные
и импрегнированные.
Однослойные коронки (рис.’ 49,а), предназначенные для бу-
рения монолитных пород V—X категорий буримости, армиру-
145
ются алмазами зернистостью от 10 до 90 шт/карат. Объемные
алмазы в торце матрицы этих коронок раскладываю! в один
слой по радиальной, спиральной или концентрической схемам
в зависимости от назначения коронки, зернистости алмазов,
конфигурации промывочных каналов.
Ймпрегнированные коронки (рис. 49,6) рекомендуется при-
менять при бурении пород IX—XII категорий буримости. Объ-
емные алмазы, имеющие зернистость от 120 до 1200 шт/карат,
при изготовлении импрегнированных коронок равномерно пере-
мешиваются с материалом матрицы. Таким образом, мелкие
зерна алмазов размещены во всей матрице. Работа таких коро-
нок основана на самозатачиваемости. В качестве подрезных
используются алмазы зернистостью 30—60 шт/карат.
Современные мелкоалмазные коронки изготовляют мето-
дами порошковой металлургии, применяя в качестве сырья для
матриц соответственно назначению коронки порошки различ-
ных металлов и сплавов (карбид вольфрама, релит, кобальт,
никель, медь и др.). Наиболее часто используется способ хо-
лодного прессования с последующей пропиткой связующим
материалом (медь, никель) и реже — способ горячего прессо-
вания.
В процессе бурения частицы шлама разбуренной породы
истирают материал матрицы, в результате чего алмазы обна-
жаются. При недостаточном обнажении алмазов прекращается
разрушение породы. Сильно же обнаженные алмазы скалы-
ваются, выкрашиваются, и коронка преждевременно выходит
из работы.
В связи с этим качество материала матрицы, обусловлива-
ющее продолжительность работы коронки и производительность
бурения, должно соответствовать характеру буримых пород.
Чем больше твердость и абразивность пород, для которых
предназначена коронка, тем тверже должна быть матрица.
Матрицы алмазных коронок подразделяются на пять типов,
характеризующихся твердостью, выраженной в единицах Рок-
велла по шкале С (HRC):
1—очень мягкая . . . 10—15 4 — твердая..........30—35
2 — мягкая ... . . 15—20 5 — очень твердая .... 50—55
3 — нормальная 20—25
В СССР применяется единая индексация для обозначения
типов и марок алмазных коронок. Две первые цифры обозна-
чают номер конструкции коронки. Затем следует буква, указы-
вающая тип коронки: А — однослойная, И — импрегнированная.
Далее цифрой характеризуется тип матрицы по ее твердости.
После разделительной черты буквой (Б, В, Г, Е, К, Л. Д, У.
Ц, X, Ш, П, Р, Н, Т) указывается сорт объемных алмазов и
двух или трехзначным числом — их максимальная зернистость
(шт/карат). За второй разделительной чертой следует буквен-
ное обозначение (Б, В, К, Ц, X, П) сорта подрезных алмазов
146
и числовое значение их максимальной зернистости. Затем ука-
зывается номер коронки, товарный знак завода-изготовителя
и цифра, указывающая квартал, в котором выпущена коронка.
Наиболее распространенные коронки изображены на рис. 50.
Однослойные алмазные коронки выпускаются с алмазами
без заданного выпуска из матрицы и обычной промывочной
системой (О1АЗ, О1А4), а также с заданным выпуском алма-
зов и развитой промывочной системой (О4АЗ, О5АЗ, О6АЗ,
О7АЗ, А4ДП, КУТВ).
Для замены твердосплавных коронок СА-2 и СА-3 выпу-
скаются алмазные коронки 15АЗ и 16АЗ, матрица которых
имеет зубчатую конфигурацию.
В качестве объемных алмазов коронок БСР и БСТ исполь-
зуются гранулированные природные или синтетические алмазы
АСС. Функции подрезных элементов выполняют вставки из
сверхтвердого материала славутич.
Цилиндрическими заготовками из сверхтвердого материала
эльбор-Р армируются коронки ЛКР. Заготовки имеют форму
124 цилиндра диаметром и высотой 4 мм.
Коронка 16АЗ-СВ имеет матрицу зубчатой конфигурации.
Зубья в объемном и подрезных слоях армированы крупными
дроблеными поликристаллическими алмазами АРС-3. Кроме
того, зубья матрицы на всю высоту импрегнированы мелкими
зернами тех же алмазов.
Поликристаллическими алмазами АРС-3 армирована также
коронка КС-76С.
Кроме коронок для бурения обычными одинарными колон-
ковыми снарядами, выпускаются алмазные коронки специаль-
ного назначения: для работы с двойными колонковыми тру-
бами (10АЗ, ПИЗ, КДТ-О, 18АЗ, КУТ, КУТВ, 19ИЗГ, КУТИ)
эрлифтными и эжекторными снарядами (КДТ-Э, КДТ-ОЭ,
ОЭИ, ДЭА, 16И4, ДЭИ), применяемые с целью сохранения
керна в разрушенных и легко размываемых породах, для ра-
боты при направленном и многозабойном бурении (12АЗ,
13ИЗ), для бескернового бурения (О8ИЗ, О8АЗ, О9АЗ,
АДН-08, АДН-22, ИДИ-12). Характеристика алмазных коронок
приведена в табл. 16.
Алмазные калибровочные расширители включаются в колон-
ковый набор между коронкой и колонковой трубой. Служат
они для предупреждения сужения ствола скважины в резуль-
тате износа подрезных алмазов коронки, особенно значитель-
ного при бурении в твердых абразивных породах. Диаметр рас-
ширителя на 0,4 мм больше наружного диаметра коронки.
При бурении с одинарными колонковыми снарядами при-
меняются расширители РСА (расширитель секторный алмаз-
ный, рис. 51), представляющие собой стальной цилиндр, на на-
ружной поверхности которого в продольных пазах закреплены
металлокерамические штабики. Рабочая поверхность штабиков
армирована алмазами зернистостью 20—30 шт/карат. Корпус
147
6
расширителя имеет внутреннюю резьбу под коронку и наруж-
ную— под колонковую трубу. Внутри корпуса расширителя
имеется кольцевая конусная проточка под кернорвательное
кольцо. Передняя набегающая часть алмазосодержащего сек-
тора выполнена с конусным заходом.
Для работы с двойными колонковыми трубами ТДН-2,
ТДН-2/0 и ТДН-УТ выпускаются калибровочные расширители
соответственно РТДН-76,4, РДТО-59,4 (76,4; 93,4) и РУТ-46,4
148
(59,4; 76,4), отличающи-
еся от описанных выше
длиной и резьбовыми сое-
динениями.
Алмазные коронки до
начала использования не-
обходимо тщательно ос-
мотреть и штангенцирку-
лем замерить наружный
и внутренний диаметры,
а также высоту алмазосо-
держащей матрицы.
В случае обнаружения де-
фектов коронку следует
браковать. Комплект ко-
ронок одного номиналь-
ного диаметра следует
2 отрабатывать от большего
размера к меньшему,
а указанные размеры
после каждого рейса
Рис 50. Алмазные коронки
д —0IA3; б—I2A3; в — 07АЗ; г — ОЭИ; д —
0GA3; е — 08АЗ; ж — 0SA3; з — I0A3: 1 — кор-
пус; 2 — вкладыш; 3 — матрица; 4 — объемные
алмазы; 5 — подрезные алмазы
контролировать и учиты-
вать при дальнейшем ис-
пользовании коронки.
Забуривать скважины
в мягких и средней твер-
дости породах следует твердосплавной коронкой, а в твердых —
однослойной или импрегпированной коронкой на пониженной
частоте вращения снаряда, используя первую скорость станка,
при осевой нагрузке, не превышающей 2500—3000 Н, и доста-
точной промывке.
Спускать снаряд надо плавно, с большой осторожностью,
чтобы не повредить матрицу коронки. Особое внимание следует
уделять проведению коронки через места изменения диаметра
скважины. На зауженных интервалах ствола скважины снаряд
с новой коронкой или калибровочным расширителем следует
спускать с вращением на малой частоте при ограниченной по-
даче и с интенсивной промывкой. Запрещается пробивать
вывал или куски керна ударами снаряда, а также разбуривать
их алмазной коронкой, так как это приводит к сколу алмазов
или обрыву матрицы. Когда до забоя остается 0,5—1 м, спуск
снаряда продолжают с вращением и промывкой. При глубине
скважины более 300 м во избежание повреждения матрицы
коронку необходимо ставить на забой, разгружая снаряд гид-
равлическим способом или лебедкой станка.
При комбинированном бурении переходить на алмазное
можно в том случае, когда забой скважины находится в плот-
ных, устойчивых породах, а неустойчивые участки ствола сква-
жины надежно закреплены обсадными трубами. Уступ скважины
149
Таблица 16
Тип коронки Наружный диаметр, мм Зернистость алмазов, шт карат Масса алмазов* карат Предназначены для бурения
объемных подрез- ных В породах Категория по буримости Со снарядом
Однослойные 01АЗ 36; 46; 59; 76; 93; 112 20—90 20—60 2,5—15 Малоабразивных, мелко- зернистых плотных» мо- нолитных VIII—IX Одинарным для отбора керна
01А4 36; 46; 59; 76 20—60 10-60 2,5—15 / Абразивных, среднезер- нистых, трещиноватых VIII—IX Одинарным для отбора керна
04АЗ 59; 76; 93 10-20 10-20 15,6-23,4 Малоабразивных, средне- и крупнозернистых VII—VIII Одинарным для отбора керна
05АЗ 59; 76; 93 20—60 20—40 7,8—12,5 Малоабразивных, плот- ных монолитных, мелко- и среднезернистых VIII—X Одинарным для отбора керна
06АЗ 76; 93 5—12 5—12 8—15 Малоабразивных, моно- литных плотных, мелко- зернистых VI—VIII Одинарным для отбора керна
07АЗ 46; 59; 76 20—60 20—40 6,5 -г 13,2 Твердых, мало- и средне- абразивных, плотных монолитных, средне- и мелкозернистых VIII—X Одинарным для отбора» керна
1 1
Однослойные
14АЗ 59; 76; 93 20—40 20—30 12—20 Малоабразивных, трещи- новатых VIII—IX Одинарным для отбора керна
15АЗ 59; 76; 93 8—20 8—20 9,8—24 Перемежающихся по твердости VI—VIII Одинарным для отбора керна
16АЗ 59; 76; 93 5—12 5-12 12,7 24,5 Монолитных V—VI Одинарным для отбора керна
А4ДП 46; 59; 76; 93 12-60 12—50 3,5—32 Малоабразивных и абра- зивных, плотных моно- литных, средне- и круп- нозернистых VII—XI Одинарным для отбора керна
10 АЗ 46; 59; 76 20—90 20—40 8—18 Малоабразивных, мелко- зернистых, трещинова- тых и плотных VII—X С двойными колонковы- ми трубами второго типа
12АЗ 46; 59; 76 10—40 10—30 8—18 Малоабразивных моно- литных VIII—IX Для направленного бу- рения при шарнирной компоновке
кдт-э и кдт-оэ 1 76 20—40 20—30 4,5—11 Сильно раздробленных, разрушенных, малоабра- зивных и абразивных VII 1-Х С двойными колонко- выми трубами при обрат- ной призабойной про- мывке
кдт-о 46; 59; 76; 93 20—30 20—30 7—21 Трещиноватых, раздроб- ленных, неустойчивых VII—X С двойными колонко- выми трубами при обрат- ной призабойной про- мывке
Продолжение табл. 16
Тип коронки Наружный, диаметр» мм Зернистость алмазов, шт/карат Масса алмазов, карат Предназначены для бурения
объемных подрез- ных В породах Категория по буримости Со снарядом
Однослойные 08АЗ 46 20—30 20—30 10,4—12,2 Монолитных, слаботре- щиноватых, средней аб- разивности VII—IX Для бескернового, на- правленного и многоза бойного бурения
09АЗ 59 20—30 20—30 14—26 Плотных, монолитных, средней абразивности VIII—IX Для бескернового, на- правленного и многоза- бойного бурения
18АЗ 46; 59; 76 20—60 20—60 4—16 Трещиноватых VIII—X С двойными колонковыми трубами типа УТ
КУТ 46; 59; 76 30—90 20—30 3,5 -5- 24 Трещиноватых VIII-IX С двойными колонковы- ми трубами типа УТ
КУТВ 46; 59;' 76 30—50 20—Зо' 9-5-19 Плотных, слаботрещино- ватых, малоабразивных, мелкозернистых VIII—IX С двойными колонковы- ми трубами типа УТ
ДЭА 76; 93 13 4- 22 Твердых, абразивных, трещиноватых, разру- шенных VIII—X Двойным эжекторным
Однослойные 1
АДН-08 АДН-22 76 59 1X-XI Для бескернового направ- ленного и многостволь- ного бурения
В9, В9-С 82 90—150 30—50 19—21 II—V с пропласт- ками твер- дых пород Для бурения с гидро- транспортом керна
Многослойные 01МЗ 36; 46; 59; 76; 93 50—120 30—60 4,5-24,2 Малоабразивных, мелко- и тонкозернистых, плот- ных монолитных IX—XI Одинарным для отбора керна
01М4 36; 46; 59; 76; 93 50—120 30—60 4,5—24,2 Абразивных, среднезер- нистых, плотных IX-XI Одинарным для отбора керна
I Импрегнированные 02ИЗ 36; 46; 59; 76 120—400 30—60 5,8—17,2 Малоабразивных, плот- ных, монолитных, от тонкозернистых до скрытно-кристаллических IX—XII Одинарным для отбора керна
02И4 36; 46; 59; 76 120—400 30—60 5,8—17,2 Абразивных, мало- и среднезернистых, плот- ных, трещиноватых IX—XII Одинарным для отбора керна
ИМВ-4 и ИМВ-5 59Л76 59; 76 400—800 800—1200 30—60 30-60 18,8—28,8 26,8—40,8 Малоабразивных, абра- зивных и весьма абра- зивных, монолитных и трещиноватых X—XII Одинарным для отбора керна
Импрегнированные I _
___________________ ____I Импрегнированные
Продолжение табл. 16
Тип коронки Наружный диаметр, мм Зернистость алмазов, шт/карат Масса алмазов, карат Предназначены для бурения
объемных подрез- ных в породах Категория по буримости Со снарядом
И4ДП 59; 76 200—400 30—50 14—19,6 Трещиноватых, абразив- ных и высокоабразивных х-хп Одинарным для отбора керна
И4ДД 59; 76 200—400 30—50 14—19 6 Абразивных IX—XII Одинарным для отбора* керна
13ИЗ * 46; 59; 76 120-400 20-30 18,5-22 Абразивных, плотных монолитных, слаботре- щиноватых IX-XI Для направленного бу- рения при шарнирной компоновке
низ 46; 59; 76 120-400 30—40 9—18 Малоабразивных и абра- зивных, трещиноватых, от тонкозернистых до скрытно-кристаллических IX-X С двойными колонко- выми трубами второго ти- па
КДТ-4И 59; 76 120—400 30—40 15—21 Сильно разрушенных, размываемых, абразив- ных IX-XI С двойными колонко- выми трубами четвер- того типа
ИМВ-У 59; 76 120—400 30—40 10-18 Трещиноватых и плот- ных, абразивных IX-XII Одинарным для отбора керна
08ИЗ 46 120—400 30—40 17-20 Малой и средней абра- зивности, трещиноватых VIII—X Для бескернового на- правленного бурения
1
БСР БСТ 59; 76 150—400 Славу- тич 15-21 Твердых, слаботрещино- ватых IX-XII Одинарным для отбора керна
16И4 59; 76 12—15 Твердых, абразивных Х-ХП Одинарным эжекторным
19ИЗГ 46; 59; 76 200-400 7-20 Трещиноватых X-XI С двойными колонко- выми трубами типа УТ
КУТ-И 46; 59; 76 120—400 30-50 7—17,5 Слаботрещиноватых и трещиноватых, абразив- ных, тонкозернистых х-хп С двойными колонковы- ми трубами типа УТ
дэи 76 16—18 Сильно трещиноватых, разрушенных, нерас- слаивающихся х-хп Двойным эжекторным
ИДИ-12 59 — — — — IX—XI Для бескернового нап- равленного и многост- вольного бурения
ЛКР • 59; 76 Заготовки Р-20/25Д из эльбора 5-9** Абразивных, монолит- ных и слаботрещинова- тых V—VIII Одинарным для отбора керна
КС-76С 76 Число секто- ров — 6 15,5* Абразивных (V) VI—VIII (IX) Одинарным для отбора керна
16АЗСВ 59; 76; 93 150—400 8-12 18—22* Осадочного комплекса, перемежающихся по твердости, абразивных V—VII (VIII) Одинарным для отбора керна
• Масса АРС-3.
•• Число заготовок.
Рис. 51. Алмазный расширитель РСА
в месте перехода на алмазное
бурение следует расфрезеровать для
предотвращения ударов алмазной ко-
ронки об его края. Для этого приме-
няется коническая фреза, армирован-
ная твердым сплавом, или специаль-
ные колонковые наборы НК-59/46,
НК-76/59, НК-93/76, предназначенные
не только для ликвидации уступа ме-
жду смежными участками скважины,
по и для обеспечения соосности между
ними. Керн, оставшийся на забое по-
сле предыдущего рейса, необходимо
полностью извлечь из скважины. За-
бой и стенки скважины нужно очи-
стить от металлических частиц (зубья
шарошечных долот, твердосплавные
резцы, металлический шлам), для
чего используются эжекторные ло-
вушки, специальное приспособление
для чистки стенок скважины ЧС, ло-
вушки секторов матриц ЛСМ и магнитные ловушки ЛМ.
Параметры технологического режима бурения алмазами
должны выбираться с учетом физико-механических свойств по-
род, типа коронки, глубины и направления скважины, а также
состояния и возможностей применяемого оборудования.
Бурение каждой новой однослойной коронкой необходимо
начинать па пониженных параметрах режима: при осевой на-
грузке, не превышающей 1200—1500 Н, и минимальной частоте
вращения шпинделя станка. После того как коронка начнет
разрушать забой всей торцовой поверхностью, а столбик керна
войдет в рвательное кольцо, можно установить режим бурения,
соответствующий характеру пересекаемых скважиной пород,
типу и состоянию коронки. Время приработки коронки зависит
от ее типа, а также физико-механических свойств породы и
в среднем равно 10—15 мин.
Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент при бу-
рении алмазами выбирается в соответствии с твердостью бури-
мых пород и типом коронки. Для обеспечения эффективного
разрушения горных пород на забое скважины с увеличением их
твердости необходимо повысить нагрузку на коронку. Однако
чрезмерно большая нагрузка на коронку приводит к раздав-
ливанию и выкрашиванию алмазов.
Практически осевая нагрузка на породоразрушающип ин-
струмент определяется (Н) по формуле
C = kSp, (48)
156
где 5 — общая площадь торца коронки, см2; k — коэффициент,
учитывающий вырезы в матрице (fe=0,8-=-0,9); р—допускае-
мая удельная нагрузка па 1 см2 рабочей площади торца ко-
ронки, Н/см2 (табл. 17).
Максимальные осевые нагрузки на инструмент следует соз-
давать при бурении плотных монолитных пород, если коронка
находится в хорошем состоянии. В трещиноватых и сильно аб-
разивных породах нагрузку на коронку нужно снижать на 30—
40%.
Для обеспечения обнажения истирающихся в процессе бу-
рения алмазов однослойных коронок и сохранения их режущей
способности осевая нагрузка должна плавно и непрерывно
повышаться. К концу работы коронкой нагрузку на нее уве-
личивают почти вдвое в сравнении с первоначальной.
Нагрузку на непрерывно затачивающуюся в процессе буре-
ния импрегнированную коронку при работе в одной и той же
породе изменять не следует.
Нельзя расхаживать снаряд при бурении, так как отрыв
коронки от забоя может сопровождаться выпадением кусочков
керна и при постановке коронки на забой алмазы могут быть
повреждены.
Таблица 17
Категория пород по [буримости Удельная нагрузка на коронку, Н/см2 Окружная скорость коронки, м/с Удельный расход промывочной жидкости
10 5 м3/с л/мин
V 350—500 2—3 1,7—2 1—1.2
VI 450-600 2,5—3,5 1,5—2 0,9—1,2
VII 500—700 1,3—1,8 0,8—1,1
VIII 600-800 1.3—1,7 0,8—1
IX 700—900 о—4 1—1,3 0,6—0,8
X 800—1000 2—3 0,8—1 0,5—0,6
XI 900-1200 0,7—0,8 0,4- 0,5
XII 1000—1500 1,5—2 0,5—0,7 0,3—0,4
157
Преимущества алмазного бурения перед другими способами
наиболее полно проявляются при высоких частотах вращения
породоразрушающего инструмента.
Практически частоту вращения бурового снаряда выбирают
в зависимости от физико-механических свойств буримых пород,
глубины и конструкции скважины, степени ее искривленности,
прочности бурильной колонны и возможностей буровой уста-
новки. При бурении скважин в монолитных или слаботрещино-
ватых породах до X категории по буримости рост частоты вра-
щения снаряда обеспечивает более интенсивное приращение
скорости продвижения забоя, чем при повышении осевой на-
грузки. По мере увеличения категории пород по буримости с X
по XII, а также глубины скважины целесообразно повышение
удельной нагрузки и снижение частоты вращения снаряда.
В абразивных и трещиноватых породах осевую нагрузку и час-
тоту вращения бурового снаряда необходимо снижать во избе-
жание повышенного износа алмазной коронки.
Пользуясь рекомендациями табл. 17, частоту вращения бу-
рового снаряда при работе алмазными коронками можно опре-
делять по формуле (45) с учетом приведенных выше коррек-
тив. Вместе с тем необходимо иметь в виду, что увеличение
частоты вращения снаряда значительно повышает расход мощ-
ности. Поэтому нельзя не учитывать возможностей применяе-
мой буровой установки.
При работе на высоких частотах вращения возникают виб-
рации бурильной колонны, вызывающие интенсивное разруше-
ние и заклинивание керна, повышенный износ алмазов и раз-
рушение коронки. Бурильные трубы при вибрации испытывают
большие нагрузки, расход мощности на вращение колонны
сильно возрастает.
Высокооборотное алмазное бурение применяется при обя-
зательном выполнении следующих профилактических мер пре-
дупреждения вибрации:
1. Соблюдение правил монтажа бурового оборудования.
2. Использование сбалансированной бурильной колонны
диаметром наиболее близким к диаметру скважины, а также
соосных колонковой трубы и коронки.
3. Постоянный контроль за бурильными трубами и своевре-
менная замена искривившихся.
4. Работа на оптимальных параметрах режима бурения.
Кроме того, снижение вибрации достигается применением
специальных технических средств (центраторов, стабилизирую-
щих переходников, забойных амортизаторов), антивибрацион-
ной смазки бурильных труб и эмульсионных жидкостей для
промывки скважин.
Центраторами соединяют первые над колонковым набором
четыре — шесть бурильных труб, чем достигается прямолиней-
ность нижней части бурильной колонны. Хорошо зарекомендо-
вало себя центрирующее соединение ЦС-1.
158
Стабилизирующими переходниками соединяют бурильную
колонну с колонковым набором. Имея большую, чем стандарт-
ные переходники, длину и диаметр, равный наружному диа-
метру коронки, стабилизирующие переходники предотвращают
деформацию и отклонение оси колонковой трубы от оси сква-
жины, уменьшают поперечные колебания бурильной колонны.
На боковой поверхности переходников, армированной твердым
сплавом, для прохода промывочной жидкости фрезеруются
спиральные пазы.
Забойные амортизаторы устанавливаются над колонковым
набором и, компенсируя изменения нагрузки на породоразру-
шающий инструмент, поглощают продольные колебания бу-
рильной колонны. В настоящее время применяются амортиза-
торы ЗА-6 и ЗА-7, предназначенные для работы с коронками
диаметром соответственно 76 и 59 мм. Для гашения крутиль-
ных и поперечных колебаний служат амортизаторы АК-2М, ре-
комендуемые при бурении сильно трещиноватых пород.
Изображенные па рис. 52 амортизаторы работают сле-
дующим образом. Крутящий момент в процессе бурения
передается через переходник/, корпус5, муфту7, шлицевое со-
единение и вал 8 па колонковый набор. Осевая нагрузка на ко-
лонковую трубу передается через переходник 1, тарельчатые
пружины 4 и вал 8. Компенсация изменения нагрузки на инстру-
мент происходит за счет работы тарельчатых пружин. Промы-
вочная жидкость проходит через трубку 3 и осевой канал
вала 8. В амортизаторе ЗА-8 пружины различной жесткости
образуют две ступени, работающие последовательно. Осевая
нагрузка от переходника передается вначале на пружины боль-
шей жесткости 4, от них на стакан и на пружины меныпей
жесткости 4а. При больших осевых нагрузках, после того как
набор пружин меньшей жесткости будет сжат на определен-
ную величину, стакан, внутри которого они находятся, переме-
щается до упора в муфту 7, и далее нагрузка передается только
через пружины большой жесткости. Таким образом, при неболь-
ших осевых нагрузках работают обе ступени пружин, а при
больших — только верхняя, что предотвращает преждевремен-
ное усталостное разрушение пружин малой жесткости.
Утяжеленные бурильные трубы, обладая значительной мас-
сой, стабилизируют вращение колонны бурильных труб и по-
глощают колебания, возникающие в верхней части колонны.
Канифольные антивибрационные смазки КАВС, прочно при-
липая к наружной поверхности бурового снаряда и стенкам
скважины, значительно снижают трение снаряда о породы сте-
нок скважины, уменьшают потерю промывочной жидкости
в трещиноватых породах. Применение смазок снижает расход
мощности на вращение бурильной колонны, уменьшает износ
коронок, позволяет бороться с вибрацией и работать на вы-
соких частотах вращения снаряда, повышается скорость бу-
рения.
159
Рис. 52. Забойные амортизаторы:
J~3A-6; б~ ЗА-7; в — ЗА-8: / — переходник; 2, 9 — сальниковые уплотнения;
3 — трубка; 4 — тарельчатые пружины; 5 — корпус; 6 — гайка; 7 — муфта; 8 —
вал
В настоящее время выпускаются смазки для бурения с про-
мывкой водой КЛВС-45, КАВС-58, КАВС-59, а для бурения
с промывкой глинистым раствором — КАВС-40. Смазка
КАВС-45 состоит из 65 % нигрола, 20 % канифоли, 10 % би-
тума и 5 % парафина. Канифоль повышает вязкость смеси и
улучшает ее прилипаемость к бурильным трубам. В КАВС-40
канифоль заменена веществом, повышающим устойчивость
смазки в щелочных растворах. Канифоль — дефицитный компо-
нент. В связи с этим в смазках КАВС-58 и К.АВС-59 она заме-
нена полимерами камфорного и продуктами сульфатцеллюлоз-
ного производства.
Смазка периодически наносится на чистую и сухую поверх-
ность бурильных труб: вручную (кистью), заливкой небольших
порций смазки через устье скважины и с помощью специаль-
ных приспособлений.
Для механизированной смазки бурильной колонны приме-
няют стаканы, которые устанавливают на кондукторе или
внутри него, а также специальные роликовые устройства. Если
в процессе бурения смазка образует в скважине сальники,
нужно промыть скважину 30—40%-ным раствором каустиче-
ской соды или другой щелочи.
Эмульсионные промывочные жидкости оказывают комплек-
сное воздействие на процесс бурения. Эмульгирующая добавка
к промывочной жидкости, адсорбируясь на бурильном инстру-
менте, стенках скважины и керне, значительно снижает про-
дольные и поперечные колебания бурильных труб, уменьшает
трение между ними и стенками скважины, обеспечивает сохран-
ность керна. Снижение трения уменьшает необходимую мощ-
ность привода станка. Кроме того, некоторые ПАВ, используе-
мые для получения эмульсии, действуют и как понизители
твердости, что вместе с гашением вибраций способствует повы-
шению механической и рейсовой скоростей проходки, проходки
на коронку, снижению расхода алмазов.
Ниже приводятся эмульсии, эффективно используемые в на-
стоящее время.
Водомасляная эмульсия из кожевенной эмульгирующей па-
сты (эмульсол Б) применяется в пресных и слабоминерализо-
ванных водах. В промывочную жидкость вводится 0,5- 2 %
эмульсола.
Эмульсия, приготовленная из лесохимических эмульсолов
марок ЭЛ-3 и ЭЛ-4 (30—40 %-ной концентрации), вливается
в емкость с водой и перемешивается до получения рабочей
концентрации 0,5—2 %. Эмульсол ЭЛ-3 используется в водах
пресных и незначительной жесткости, ЭЛ-4 — в водах повышен-
ной жесткости и минерализации.
Эмульсол нефтехимический марки ЭН-4 применяется в водах
высокой жесткости и минерализации. Вначале получают эмуль-
сию 30—40 % ной концентрации, вводя горячую воду в рас-
плавленный при 50° эмульсол. Затем ее доводят до рабочей
6 Заказ № 198
161
концентрации (1—2%), вливая в емкость с водой при тща-
тельном перемешивании.
Эмульсионные промывочные жидкости на основе омыленной
смеси гудронов (ОСГ) обладают меньшей плотностью, чем вода,
что позволяет бурить в условиях частичных поглощений про-
мывочной жидкости.
Оптимальная концентрация ОСГ в промывочной жидкости
1,5—2,5%.
Кировским ПГО вместо эмульсии на основе ОСГ применя-
ются эмульсионные промывочные растворы на основе суль-
фатного мыла (СМ) и смеси гудронов (СГ). Антифрикцион-
ные свойства таких растворов улучшаются на 25—30%. При
замерзании и последующем оттаивании эмульсия на основе
СМ+СГ в отличие от ОСГ не теряет своих свойств.
При приготовлении эмульсионных глинистых растворов эф-
фективны добавки эмульсолов ЭТ-2 (эмульсол на таловом
масле) и ЭКС (эмульсол кислый синтетический). Оптимальная
добавка к раствору этих эмульсолов до 3 %.
В отличие от других эмульсолы ЭТ-2, ЭКС, а также новый
сульфорезол, показывающий хорошие результаты с различными
типами промывочных жидкостей, можно применять зимой, так
как они имеют более низкую температуру застывания.
При бурении по геологическому разрезу с жесткими и мине-
рализованными водами рекомендуется использование концен-
тратов «Ленол-10» и «Ленол-32», из которых приготовляется
1—5 %-ная эмульсия на водной основе. Концентрат «Ленол» —
это коричневая паста, состоящая из минерального масла,
эмульгаторов, жировой композиции и функциональных при-
садок.
Для бурения в многолетнемерзлых породах применяют
эмульсии (1—5 %-ные) из концентрата «Морозол-2», представ-
ляющего собой легкоподвижную, маловязкую, маслянистую
жидкость светло коричневого цвета и состоящего из минераль-
ных масел, неионогенных ПАВ, серосодержащей присадки, ин-
гибиторов коррозии.
При температуре в скважине до —2 °C эмульсию готовят
на водной основе, а при более низких (до —И °C) —на водно-
солевой.
Концентраты «Ленол» и «Морозол» можно применять при
бурении снарядами обычных конструкций и со съемными кер-
ноприемниками.
От режима промывки в процессе бурения зависит эффек-
тивность углубления скважины.
Недостаточная подача промывочной жидкости вызывает
скопление на забое шлама, его переизмельчение. В связи
с большими значениями осевой нагрузки и частоты вращения
снаряда коронка сильно нагревается, что при недостаточном
охлаждении приводит к ее прижогу, т. е. спеканию матрицы
с породой.
162
Однако чрезмерно интенсивная промывка является причи-
ной размыва алмазосодержащей матрицы, промывочных кана-
лов и корпуса коронки.
Количество закачиваемой в скважину промывочной жидко-
сти рассчитывается по формуле (47). Удельный расход про-
мывки принимается соответственно буримости пересекаемых
пород (см. табл. 17). При этом скорость восходящего потока
между бурильной колонной и стенками скважины должна
быть не менее 0,6—0,8 м/с.
При бурении в малоабразивных и слаботрещиноватых по-
родах необходимо под торцом коронки поддерживать некото-
рое количество шлама, чтобы затачивать им торец матрицы,
предупреждая заполирование алмазов В абразивных же и тре-
щиноватых породах подачу промывочной жидкости нужно уве-
личивать на 30—40 %, чтобы полностью выносить шлам из под
торца коронки.
С ростом глубины скважины давление жидкости в буриль-
ных трубах повышается и увеличивается утечка ее через резь-
бовые соединения. Чтобы компенсировать утечки, подачу про-
мывочной жидкости с ростом глубины скважины увеличивают.
Необходимо тщательно следить за состоянием резьбовых соеди-
нений бурильной колонны и применять уплотняющую смазку
или подмотку.
При бурении трещиноватых пород часто происходит само-
заклинивание керна, что вызывает необходимость преждевре-
менного подъема бурового снаряда. Ликвидировать самозакли-
нивание керна можно путем кратковременного (10—15 мин)
вращения бурового снаряда при пониженной (до 1000—2000 Н)
осевой нагрузке. Если при последующем плавном увеличении
нагрузки до первоначальной положение не изменится, необхо-
димо поднять снаряд на поверхность.
Заклинивание керна при бурении алмазами производят кер-
норвателями или с помощью заклиночного материала, в каче-
стве которого применяют битое стекло или фарфор. Наиболее
надежное средство заклинивания керна — рвательное устрой-
ство, однако при работе в трещиноватых породах его приме-
нять не следует.
Подъем снаряда на поверхность следует производить плавно
и осторожно. Подняв снаряд, по расстоянию между торцом
коронки и нижним концом керна можно определить высоту
пенька керна, оставшегося на забое.
Если в следующем рейсе будет применена только что под-
нятая коронка, ее можно устанавливать на забой при высоте
столбика керна не более 4—5 см. Если же высота пенька керна
превышает указанную величину или в следующем рейсе исполь-
зуется новая коронка, буровой снаряд в скважину можно спу-
скать лишь после того, как столбик керна будет разрушен
шарошечным керноломом или крестовым долотом, а забой
скважины очищен.
6*
163
Алмазные коронки и расширители снимаются с работы в
следующих случаях:
1) механическое повреждение корпуса или алмазосодержа-
щей матрицы (трещины, вмятины, размыв корпуса коронки,
износ резьбы и пр.); 2) сильное обнажение алмазов однослой-
ной коронки (расширителя), угрожающее их выпадением;
3) изменение профиля матрицы коронки: конусность по наруж-
ной или внутренней поверхности, появление круговых борозд
по периферии торца матрицы или в его средней части; 4) из-
нос матрицы однослойной коронки по высоте больше предель-
ного (зависит от зернистости алмазов и колеблется от 0,5 до
1,1 мм); 5) уменьшение наружного и увеличение внутреннего
диаметров однослойной коронки более чем на 0,5—0,6 мм.
Снятые с работы коронки и расширители отправляются на
завод, где из них извлекаются оставшиеся алмазы для исполь-
зования при изготовлении новых коронок.
Бурение снарядами со съемными керноприемниками
Современный алмазный породоразрушающий инструмент
позволяет одной коронкой бурить десятки, а иногда и сотни
метров. Но из за необходимости получения качественного и
в требуемом количестве керна приходится производить спуско-
подъемные операции через 1—6 м углубления скважины.
Количество спуско-подъемов бурового снаряда значительно
уменьшается при бурении снарядами со съемными керноприем-
никами (ССК), обеспечивающими возможность извлечения
керна через колонну бурильных труб без ее подъема на поверх-
ность.
Использование ССК позволяет повысить производительность
бурения в 1,5—2 раза по сравнению с обычным алмазным бу-
рением за счет сокращения времени на СПО, снизить расход
алмазов и увеличить выход керна благодаря лучшей центрации
бурового снаряда в скважине, улучшить состояние стенок сква-
жины, которое нарушается при частых спуско-подъемах сна-
ряда, облегчить труд рабочих, уменьшить стоимость бурения
скважин.
Применять ССК эффективно при глубине скважин не менее
200 м. ССК можно использовать не только в простых геологи-
ческих условиях, но также в трещиноватых породах, при по-
глощении промывочной жидкости, наличии водопритоков
в скважину и пр.
В нашей стране применяются снаряды со съемными керно-
приемниками ССК-46, ССК-59, ССК-76 конструкции ВИТР и
комплекс технических средств К.ССК-76 конструкции СКВ ВПО
«Союзгеотехника». Их характеристика приведена в табл. 18.
Скважины снарядами со съемными керноприемниками
можно бурить теми же установками, которые применяются для
обычного алмазного бурения. Гидравлические сопротивления
164
Таблица 18
Параметры ССК 46 ССК-59 ССК-76 КССК-76
Глубина бурения скважи- ны, м Угол наклона скважины, градус 1000 1200 1200 2000
90—80 90-75 90—75 90—75
Категория пород по бури- мости Диаметр коронки, мм: VII—X VI—X VI—X V—IX
наружный 46 59 76 76
внутренний 24 35,4 46; 48 40
Наружный диаметр рас- ширителя, мм Диаметр бурильных труб, ММ: 46,4 59,4 76,4 76,4
наружный 43 55 70 70
внутренний 33,4 45,4 60,4 61
Марка стали бурильных труб Диаметр, мм: 38ХНМ 38ХНМ 38ХНМ 36Г2С
бурильных замков колонковой трубы: — — — 73
наружный 44 56 73 73
внутренний керноприемной трубы: 35 45 60 60
наружный 30 42 54; 56 48
внутренний Максимально допустимые параметры режима буре- ния: 25,6 37 48,4; 50,4 42
частота вращения, с-1 <25 25 <16,7 <16,7
осевая нагрузка, кН 12 15 18—20 20—23
количество промывоч- ной жидкссти, 10-4'М8/с 1,7—5 2,5-8 5—12 5,8—17
Вид промывочной жид- Вода, Вода, эмул1 сионные жид- Вода,
кисти эмульсион- ные жид- кости кости, ма растворы логлин истые глинистые растворы, эмульсион- ные жид- кости
при использовании бурильной колонны ССК весьма значи-
тельны, поэтому, работая с ними, следует применять насосы
с коробками передач (НБЗ-120/40, НБ4-320/63), обеспечивая
подачу жидкости при малых расходах, но со значительным
давлением.
Для извлечения из скважины съемных керноприемников
используются специальные лебедки Л5 с индивидуальным при-
водом от электродвигателя мощностью 5,5 кВт. Эти лебедки
выпускаются в двух модификациях (для ССК и КССК). отлича-
ющихся скоростью подъема керноприемника.
165
a________ б
Рис. 53. Колонковый набор (а) ССК
и овершот (б)
Снаряд при бурении со
съемными керноприемниками
состоит из гладкоствольной
(по наружному и внутреннему
диаметрам) бурильной ко-
лонны и колонкового набора.
Колонковый набор (рнс. 53,
а) состоит из двух основных
частей: наружной—ведущей—
и внутренней — керноприем-
ной.
Наружная часть колонко-
вого набора состоит из после-
довательно соединенных резь-
бами переходника 1 на бу-
рильные трубы, специализиро-
ванного переходника 8, на-
ружной колонковой трубы 15,
расширителя и алмазной ко-
ронки 21.
К внутренней керноприем-
ной трубе 16 съемной части
набора снизу присоединяется
кернорватель, в корпус 20 ко-
торого вложены пружинное
кернорвательное кольцо 19 и
упорное 18, ограничивающее
его движение вверх. Верхняя
часть керпоприемной трубы
соединена с подшипниковым
узлом, исключающим ее вра-
щение и обеспечивающим со-
хранение керна от разруше-
ния. Два упорных подшипника
13 этого узла расположены на
шпинделе И и поджаты пру-
жиной 14. Верхняя резьбовая
часть шпинделя соединяется
с удлинителем 10. В продоль-
ном пазе удлинителя на оси 6
размещены две защелки 5,
разжимаемые пружиной 3 и
фиксирующие положение
съемного керноприемника в на-
ружной части колонкового на-
бора. На верхнюю часть удли-
166
нителя 10 надета втулка 7, соединенная с удлинителем паль-
цем 4 и свободно перемещающаяся по нему в пределах оваль-
ного паза под палец. Втулка 7 резьбой соединяется с головкой 2,
за которую захватывается и извлекается съемный кернопри-
емник.
В рабочем положении керноприемник опирается на кольцо
9, установленное в цилиндрической проточке специализирован-
ного переходника 8. Крутящий момент верхней частью керно-
приемника воспринимается через разведенные защелки 5 от
зуба переходника на бурильные трубы 1. Этот переходник на
наружной поверхности имеет релитовые наплавки, центрирую-
щие верхнюю часть колонкового набора в скважине. Нижняя
часть невращающейся при бурении керноприемной трубы 16
центрируется с помощью стабилизатора 17, представляющего
собой подшипник скольжения (бронзовая втулка с канавками
для прохода промывочной жидкости), установленный в цилинд-
рической проточке расширителя. Между нижним концом кор-
пуса кернорвателя и алмазной коронкой необходим зазор 2—
4 мм, устанавливаемый при сборке колонкового набора ввин-
чиванием или вывинчиванием шпинделя 11 из удлинителя 10.
Контргайкой 12 фиксируется положение внутренней кернопри-
емной трубы.
Керноприемник в собранном колонковом наборе должен
иметь люфт 2—3 мм между защелками 5 и торцом переходника
на бурильные трубы 1, необходимый для свободного склады-
вания защелок при извлечении керноприемника.
Для извлечения наполненного керном съемного керноприем-
ника, а также спуска последнего в сухие скважины приме-
няется овершот (рис. 53,6). В пазах корпуса 8 овершота на
оси 11 закреплены защелки 13. Концы защелок разжимаются
пружиной 10, надетой на штифты. Круговое вращение защелок
вокруг оси 11 ограничено штифтом 12, закрепленным концами
в корпусе 8. В нижней части корпуса овершота имеется цилинд-
рическая проточка, в которую заходит съемная головка керно-
приемника при захвате ее защелками. В верхнюю часть кор-
пуса ввинчена тяга 6, по которой перемещается грузовая
труба 4, имеющая нижнюю пробку 7, ограничивающую пере-
мещение грузовой трубы вверх по тяге за счет гайки 5, навин-
ченной на верхнюю часть тяги. Овершот спускается в сква-
жину на канате лебедки керноприемника. Конец каната за-
креплен в замке, корпус 1 которого ввинчен в верхнюю часть
грузовой трубы 4. Наличие в замке бронзовой пяты 2 позво-
ляет избежать скручивания каната за счет проворачивания
втулки 3 в корпусе 1. Для ускорения спуска овершота в на-
клонные скважины между грузовой трубой и корпусом канат-
ного замка устанавливают утяжелитель.
Алмазные коронки для бурения с ССК (рис. 54) должны
обладать высокой износостойкостью. Чем выше стойкость коро-
нок, тем выше эффективность бурения ССК. Стойкость коронок
167
Рис. 54. Алмазные коронки для бурения снарядами со съем-
ными керноприемниками:
а — зубчатая; б — ступенчатая; в — комбинированная
нок для ССК повышается за счет совершенствования схемы
раскладки алмазов, улучшения их качества, изменения геомет-
рии коронок и формы промывочных каналов.
Для бурения пород VI—VIII категорий по буримости реко-
мендуются однослойные зубчатые коронки К-02-59, КАСК-3-
76. Зернистость алмазов этих коронок 12—20 шт/карат и они
выступают из тела матрицы на 1/3—1/4 часть своего диаметра.
Зубки коронок имеют импрегнированный слой, повышающий
их износостойкость и позволяющий использовать эти коронки
в абразивных породах. Хорошо развитая промывочная система
зубчатых коронок способствует лучшему охлаждению и выносу
налипающих глинистых частиц.
Для бурения пород VIII—X категорий по буримости реко-
мендуются однослойные ступенчатые коронки К-01-59, К-16-76,
КАСК-4С-76 и другие с зернистостью объемных алмазов от
20 до 50 шт/карат. В зависимости от диаметра скважины
и физико-механических свойств горных пород применяют ко-
ронки с различным (от трех до пяти) количеством ступеней.
Промежуточные ступени коронок без подрезных алмазов. Их
функцию выполняют объемные алмазы, которые имеют неко-
торый выпуск по наружной части ступеней. Подрезные алмазы
зернистостью 20—50 шт/карат установлены в два ряда в верх-
ней цилиндрической части матрицы.
Для бурения пород IX—XII категорий по буримости реко-
мендуется комбинированная четырехступенчатая коронка
К-08-59, характерные особенности которой — наличие пилоти-
рующей части, выполненной из импрегнированной мелкими ал-
мазами матрицы, и ступеней, армированных крупными алма-
зами. Пилотирующей частью коронки на забое скважины обра-
зуется «вруб» и обеспечивается возможность бурения
в породах высоких категорий по буримости монолитных и тре-
щиноватых.
Для бурения монолитных и слаботрещиповатых пород V—
VI категорий по буримости рекомендуется однослойная резцо-
168
вая коронка КЛСК Р, в которой режущими элементами явля-
ются штыри, вооруженные полированными алмазами зернисто-
стью 2—5 шт/карат.
Алмазные коронки для бурения ССК имеют внутреннюю
резьбу и на внутренней поверхности корпуса конусную рас-
точку, в которую упирается корпус кернорвателя в момент
срыва керна. На наружной поверхности корпуса коронки де-
лают два отверстия под ключ типа КБ.
Снарядами со съемными керноприемниками ССК-46,
ССК-59, ССК-76 и КССК-76 бурят скважины с применением
расширителей соответственно Р-03, РСА-1, РАСК и РЦК. От-
личительная особенность этих расширителей — наличие про-
точки внутри корпуса, в которую помещается стабилизатор
керноприемника.
Институтом сверхтвердых материалов АН УССР разрабо-
таны коронки ССК-БСБ-59, предназначенные для бурения в по-
родах IX—X категорий по буримости разной степени абразив-
ности. Объемный слой этих коронок армирован синтетическими
алмазами АСС-250/200 и радиусными вставками славутича,
выполненными в виде секторов. Подрезной слой по наружной
и внутренней поверхностям оснащен цилиндрическими встав-
ками славутича диаметром 5 мм и высотой 3 мм.
Техническая характеристика алмазных коронок и расши-
рителей для ССК приведена в табл. 19.
Бурильные трубы, применяемые при работе со съемными кер-
ноприемниками, отличаются от используемых при обычном ал-
мазном бурении. Зазор между бурильной колонной и стен-
ками скважины определяется соотношением da.ip/DCBB=
= 0,924-0,93. Поэтому с различными по диаметру породоразру-
шающими инструментами (46; 59 и 76 мм) применяются соот-
ветствующие указанному соотношению колонны бурильных
труб (диаметром 43; 55 и 70 мм). Бурильная колонна для ССК
гладкоствольна во наружному и внутреннему диаметрам, что
обеспечивает уменьшение гидравлических сопротивлений при
промывке скважины и возможность свободного перемещения
внутри колонны керноприемника.
Бурильные трубы для ССК изготовляются из стали марки
38ХНМ без высадки и имеют толщину стенки 4,8 мм. На кон-
цах трубы — коническая трапецеидальная резьба с конусно-
стью 1/32. На одном конце трубы резьба наружная, на дру-
гом— внутренняя (для соединения «труба в трубу»). Резьбо-
вые соединения имеют две упорные торцовые поверхности,
обеспечивающие герметичность колонны и равнопрочность
резьбового соединения с телом трубы.
Бурильные трубы для ССК изготовляют с высокой точно-
стью и чистотой обработки. Допустимое отклонение размеров
по наружному и внутреннему диаметрам ±0,1 мм. Овальность
и разностенность допускается не свыше 0,16 мм. Кривизна
трубы не должна превышать 0,2 мм на I м длины, "
169
о
го
х
ч
\о
го
Бурильные трубы для КССК-76 изготовляются из стали
марки 36Г2С, высажены на концах и соединяются в колонну
замками и муфтами из стали марки 40ХН.
С 1981 г. для КССК-76М выпускаются бурильные трубы
ТБПК-70 с приваренными аргонодуговой сваркой резьбовыми
концами. На резьбовых концах сделаны прорези и кольцевые
проточки под вилку и элеватор. Наружная поверхность концов
упрочнена гранулированным твердым сплавом. В сравнении
с серийными бурильными трубами комплекта КССК-76 трубы
ТБПК 70 прочнее. Соединяются они «труба в трубу».
По степени износа бурильные трубы для работы со съем-
ными керноприемниками сортируют на три категории: к I ка-
тегории относят трубы с износом на концах<0,5 мм, в гладкой
части <1,5 мм, ко II категории — с износом на концах 0,5—
1 мм, в гладкой части 1,5—2 мм; к III категории — с износом
на концах>1 мм, в гладкой части >2 мм.
Нижняя, наиболее нагруженная, сжатая часть бурильной
колонны должна составляться из труб I категории. В средней
части колонны следует размещать трубы II категории. Трубы
III категории можно применять только в верхней, растянутой
части бурильной колонны
Перед транспортировкой бурильные трубы собираются
в пакеты по 19 или 37 шт. С торцов пакет закрыт шестигран-
ными крышками, стягиваемыми шпилькой. Каждый пакет труб
дополнительно связывается хомутами. Для предохранения
трубной резьбы крышки пакета снабжены деревянными на-
кладками.
Гладкоствольную бурильную колонну ССК спускают и под-
нимают с использованием полуавтоматических элеваторов
МЗ-50 80-1, МЗ-50-80 2, ЭН2 20 и специальных резьбовых на-
головников. Колонна на устье скважины удерживается гидрав-
лическим трубодержателем рычажного типа ТР2 12,5. Резьбо-
вые соединения свинчиваются вручную гладкозахватными
ключами КГ. Для работы с трубами ССК-46 используют шар-
нирные ключи. Свечи устанавливают в подсвечник ПО-6, имею-
щий электроподогрев для работы в зимнее время.
Для выполнения СПО с КССК-76 применяют полуавтома-
тические элеваторы ЭН2-20 или ЭК-20, работающие без наго-
ловников с захватом за кольцевую проточку на замке, а также
труборазворот РТ-1200М
Спускать снаряд в скважину следует без керноприемника,
так как оставшийся в скважине шлам может засорить каналы
колонкового набора. После спуска наружной части колонко-
вого набора к забою скважины через бурильную колонну до-
ставляется керноприемник. Если скважина заполнена промы-
вочной жидкостью, керноприемник свободно спускается
в трубы. Момент достижения керноприемником рабочего по-
ложения определяется по звуку от удара при его посадке. Если
уровень жидкости в скважине ниже 30 м, спускать кернопри-
171
Таблица 20
Категория пород по буримости Рекомендуемая осевая нагрузка (кН) при бурении снарядами
КССК-76 ССК 76 ССК-59 ССК-46
VI—VII 7,5-9 6—8 5—6 3,5—4,5
VIII 11—13 10—12 8—10 5,5-7
IX 14—16 13—15 10- 12 7,5—8,5
X—XI 18-20 15 18 12—15 10—12
емник следует на овершоте (см. рис. 53, б) с надетой на его
корпус 8 отсоединительной втулкой 9. При достижении керно-
приемником рабочего положения канату дают небольшую на-
тяжку и затем слабину. Грузовая труба 4 ударяет пробкой 7
по корпусу овершота, заставляя защелки 13 переместиться на
нижний конус головки керноприемника. Верхние концы защелок
сходятся, и втулка 9, перемещаясь вниз, фиксирует их в этом
положении. Овершот, отсоединенный от керноприемника, сво-
бодно извлекается из скважины. При бурении глубоких и сла-
бонаклонпых скважин для ускорения доставки керноприемника
к забою, на его головке 2 (см. рис. 53, а) вместо втулки разме-
щают уплотнительную манжету, позволяющую с помощью бу-
рового насоса залавливать керноприемник.
После достижения керноприемником рабочего положения
начинают бурение. Каждый рейс бурения колонковым набо-
ром следует начинать с приработки. Особенно важен этап при-
работки при бурении сильнотрещиповатых, раздробленных, пе-
ремещающихся по твердости пород. В течение первых 10—
15 см проходки керн должен свободно войти в керпоприемпую
трубу через кернорватель. Поэтому вначале рекомендуется бу-
рить на небольшой частоте вращения снаряда (2,5ч-5 с-1),
с малой осевой нагрузкой (3000—4000 Н) на породоразру-
шающий инструмент и умеренным количеством промывочной
жидкости (1,7—5) -10 4 м3/с в зависимости от диаметра бу-
рения.
Бурить комплектами ССК рекомендуется на наиболее эф-
фективных оптимальных параметрах технологического режима.
Оптимальная осевая нагрузка подбирается опытным путем для
каждого типа породы. Рост механической скорости проходки,
пропорциональный повышению осевой нагрузки, означает, что
оптимальная осевая нагрузка еще не достигнута. Если при пе-
реходе на следующую ступень нагрузки приращение механиче-
ской скорости проходки уменьшится, то это значит, что ко-
ронка начала работать в условиях зашламования и следует
возвратиться на предыдущий режим нагрузки, который и бу-
дет оптимальным Ориентировочные величины оптимальной на-
грузки приведены в табл 20.
172
Осевую нагрузку необходимо снижать при бурении пород
трещиноватых, переслаивающихся с чередованием мягких и
твердых прослоев, малоустойчивых, косослоистых, разбури-
ваемых под острым углом к напластованию и кавернозных.
Возможность варьирования осевой нагрузкой при бурении
со съемными керноприемниками ограничена тонкостенностью
бурильных труб и ослабленностью в соединениях. Поэтому осе-
вую нагрузку не следует создавать более 15 кН при работе
с ССК-59 и ССК-76, 12 кН — с ССК.-46. Лишь в случае край-
ней необходимости допускается кратковременная нагрузка со-
ответственно до 20 и 15 кН.
Буровой снаряд КССК-76 позволяет доводить осевую на-
грузку до 15—20 кН.
Осевую нагрузку в процессе бурения следует изменять
плавно, без рывков.
Для комплектов ССК эффективно бурение на высоких ча-
стотах вращения снаряда. Поэтому всегда следует стремиться
к тому, чтобы частота вращения была оптимальной. Оптималь-
ной для каждого конкретного случая будет максимальная ча-
стота вращения, при которой: а) мощность двигателя, приво-
дящего в действие буровой станок, и прочность бурильной
колонны достаточны, чтобы обеспечить бурение при оптималь-
ной осевой нагрузке, соответствующей условиям бурения;
б) отсутствуют вибрации; в) выход керна не ниже предусмот-
ренного проектом; г) удельный износ инструмента на 1 м бу-
рения — минимальный.
Технической характеристикой комплектов ССК-46, ССК-59
и ССК-76 предусмотрена возможность бурения при частоте
вращения снаряда до 25 с~*.
Следует при этом иметь в виду, что высокая частота вра-
щения снаряда малоэффективна при бурении некоторых видов
пород: а) весьма твердых кварцевых ожелезнсппых (яшмы,
джеспилиты, роговики); б) сильно трещиноватых; в) неодно-
родных, состоящих из мягких слоев с наличием твердых вклю-
чений; г) легкоразрушаемых, с низким выходом керна; д) ка-
вернозных; е) малоустойчивых.
Существенное влияние на результаты бурения оказывает
промывка скважины. В качестве промывочной жидкости при бу-
рении с ССК-59 используется техническая вода, а при бурении
с ССК-76 и КССК-76 — вода или малоглинистый раствор, при-
готовленный из бентонитового порошка. Наилучшие технико-
экономические показатели достигаются при промывке сква-
жин водными растворами эмульсий типа ЭЛ-4, ЭН-4 (1—2%).
При бурении в сложных условиях рекомендуется применять
безглинистые растворы на базе полиакриламида (ППА) или
гипана (1,5—2%). Промывочная жидкость, закачиваемая
в скважину, должна быть чистой. Наличие в ней шлама мо-
жет привести к засорению зазоров, нарушению циркуляции
жидкости и прижогу коронки.
173
При выборе расхода промывочной жидкости необходимо
учитывать характер и состояние разбуриваемых пород, требо-
вания, предъявляемые к выходу керна, и механическую ско-
рость проходки. В легкоразмываемых породах количество
жидкости, закачиваемой в скважину, должно быть минималь-
ным, но достаточным для очистки забоя от шлама. Увеличение
расхода жидкости в этом случае может привести к повышению
механической скорости проходки, но одновременно и к умень-
шению выхода керна. Количество промывочной жидкости уве-
личивают с повышением механической скорости проходки для
обеспечения очистки забоя от большого количества шлама,
а также при бурении пород, шлам которых налипает на торец
коронки.
Так как резьбовые соединения бурильных труб, применяе-
мых в комплектах ССК, имеют высокую герметичность, вели-
чина расхода промывочной жидкости при бурении со съемными
керноприемниками принимается па 30—40 % меньше расхода
при бурении в аналогичных условиях с использованием обыч-
ных бурильных труб (см. табл. 17).
В подшипниковом узле керноприемника (см. рис. 53, а)
имеются две резиновые манжеты, предназначенные для сигна-
лизации о заполнении ксрпоприемной трубы керном или о са-
мозаклинивании керна. Так, при самозаклинивании керна
керноприемная труба 16, зависнув на нем, прекращает поступа-
тельное движение, в то время как наружная труба продол-
жает опускаться вниз. Торцовой поверхностью переходник 1
передает осевое усилие на защелки 5 и далее через удлини-
тель 10 на шпиндель 11. В результате этого резиновые ман-
жеты сжимаются и, увеличиваясь по наружному диаметру, пе-
рекрывают доступ промывочной жидкости к забою. Повыше-
ние давления отмечается манометром бурового насоса.
При заполнении керноприемной трубы керном или при са-
мозаклинивании керна съемный керноприемник поднимают на
поверхность. Срыв керна осуществляют медленным, без вра-
щения, подъемом колонны бурильных труб на 30—40 см гид-
равликой станка. Момент отрыва керна от забоя (особенно
в крепких породах) фиксируется по индикатору веса станка.
После проверки исправности овершота его спускают в сква-
жину на канате лебедки керноприемника. В скважинах, за-
полненных водой, скорость спуска овершота не должна превы-
шать 1,3, а глинистым раствором 1,1 м/с.
Поднятый лебедкой керноприемник укладывают на специ-
альные опоры, а в скважину опускают другой, заранее подго-
товленный к работе. После начала бурения из первого извле-
кают керн и готовят для следующего спуска.
При работе снарядами со съемными керноприемниками сле-
дует стремиться к наиболее простой конструкции скважины, т. е.
к прохождению ее породоразрушающим инструментом одного
диаметра. Однако верхние интервалы геологического разреза,
174
сложенные неустойчивыми, снльнотрещиноватыми, склонными
к обвалам породами, необходимо закреплять обсадными тру-
бами. При этом очень важно тщательное центрирование обсад-
ных колонн. Обязательное условие — применение в закреплен-
ной части скважины обсадных труб размером, смежным раз-
меру бурильных труб. Так, при бурении коронкой диаметром
59 мм с использованием бурильных труб диаметром 55 мм за-
крепленная часть скважины должна перекрываться обсадными
трубами диаметром 73 мм, а при бурении коронкой диаметром
76 мм (диаметр бурильных труб 70 мм)—обсадными трубами
диаметром 89 мм. Несоблюдение этого условия приводит к ча-
стым обрывам бурильных труб в резьбовом соединении из-за
увеличения стрелы прогиба и превышения допустимых напря-
жений.
Ударно-вращательное бурение
Эффективность колонкового бурения значительно повыша-
ется при одновременном воздействии па породоразрушающий
инструмент осевой нагрузки, крутящего момента и ударных им-
пульсов, сообщаемых специальными забойными машинами, ко-
торые приводятся в действие энергией потока промывочной
жидкости (гидроударники) или сжатого воздуха (пневмоудар-
ники). В геологоразведочном бурении наиболее широко приме-
няются гидроударники.
Гидроударники используются для бурения пород IV—XII
категорий буримости.
Гидроударник включается в снаряд между колонной буриль-
ных труб и колонковым набором. При постоянной осевой на-
грузке на породоразрушающий инструмент и определенной ча-
стоте вращения снаряда, соответствующих физико-механическим
свойствам буримых пород, промывочная жидкость, закачивае-
мая по бурильной колонне, приводит в действие гидроударник.
В зависимости от кинематики рабочего процесса гидроудар-
ники делятся на четыре группы: машины прямого, двойного,
обратного и непосредственного силового действия. Наибольшее
применение получили гндроударные машины прямого действия,
работающие по следующей схеме (рис. 55).
Промывочная жидкость перемещает поршень-ударник 5
с прижатым к нему клапаном / вниз, сжимая возвратные пру-
жины 2 и 4. Дойдя до ограничительной втулки 3, клапан оста-
новится и откроется, а поршень-ударник, продолжая движение
по инерции, нанесет удар по наковальне 6, которая через пере-
ходник связана с колонковым набором. Во время отрыва кла-
пана от поршня жидкость проходит через клапан последнего в
колонковую трубу, омывает забой и выносит на поверхность ча-
стицы разрушаемой породы. После удара поршень 5 отскочит
от наковальни и под действием пружины 4 вернется в первона-
чальное положение. Клапан опять закроет отверстие поршня,
и цикл будет повторяться.
175
Рис 55 Схема работы гидроударника прямого действия
По частоте ударов поршня-ударника о нако-
вальню гидроударники разделяются на среднеча-
стотные (Г7, Г9), работающие при 1200 уд/мин
(20 Гц), и высокочастотные (ГВ5, ГВ6), работаю-
щие при 2500—3600 уд/мин (42—60 Гц).
Гидроударники Г7 и Г9 выпускаются в виде
комплексов КТСГ-7 и КТСГ 9, включающих в себя
комплекты твердосплавных коронок, кернорвателей,
шнековых ловушек для ловли осколков твердого
сплава на забое скважины, специальных долот к
ловушкам и колонковых труб. В комплекс входит
также эжектор, используемый для повышения вы-
хода керна при бурении в трещиноватых и разру-
шенных породах. Эжектор устанавливается между
гидроударником и колонковым набором.
В настоящее время выпускаются унифицирован-
ные гидроударпые машины Г76 и Г59, позволяю-
щие в зависимости от геолого-технических условий
бурения работать в среднечастотиом, т. е. ударном
(шифр «У»), и высокочастотном (шифр «В») ре-
жимах. Эти машины заменяют гидроударники Г7
и Г9 а также снятые с производства ГВ5 и ГВ6.
Гидроударные машины Г59 и Г76 (рис. 56) сое-
диняются с бурильной колонной переходником / с
твердосплавными вставками 2. В патрубке 3 на
пружине 5 установлен клапан 4. Нижняя часть пру-
жины помещена в ограничителе 6, опирающемся на
регулировочные кольца. 8. Цилиндр 11, в котором
установлена манжета 9, через корпус 13 соединен
со шлицевым стаканом 19.
Поршень 10, помещенный в цилиндре 11, с утяжелителем
/2 и насадкой 15 образуют ударник, установленный на пру-
жину 14 нижний конец которой через шайбу 16 и уплотняющее
резиновое кольцо 17 опирается на шлицевой шток 18. Шлицевой
шток, помещенный в шлицевом стакане и соединенный с на-
садкой 15 и нижним переходником 20, служит наковальней.
Когда гидроударник находится в подвешенном положении
(спуск в скважину), шлицевой разъем 18, 19 раскрывается.
При этом наковальня и ударник опущены. Поршень 10 откры-
вается от клапана 4. Промывочная жидкость через каналы во
втулке клапана, поршне, утяжелителе 12, насадках 15, шлице-
вом штоке 18 и переходнике 20 свободно проходит в колонко-
вый набор и далее на забой.
При постановке снаряда на забой шлицевой шток поднима-
ется вместе с насадками, пружиной, утяжелителем и поршнем.
176
Рис. 56. Унифицированная гидроударная машина Г59 (Г76)
Клапан 4 перекрывает канал поршня. Возникает гидравличе-
ский удар, в результате чего ударник вместе с клапаном с на-
растающей скоростью перемещается вниз, сжимая пружины 5
и 14. Дойдя до ограничителя 6, клапан остановится, а ударник
по инерции продолжает движение и наносит удар по наковальне.
После отрыва поршня от клапана жидкость свободно пройдет
к забою, а давление в камере над клапаном упадет, и под дей-
ствием пружин клапан и ударник возвратятся в исходное поло-
жение.
При встрече клапана с поршнем создается гидравлический
удар, и цикл повторяется.
Частота колебаний и энергия ударника изменяются регули-
ровкой хода клапана шайбами 7, натяга пружин кольцами 8 и
шайбами 16, а также расхода промывочной жидкости.
Техническая характеристика гидроударников приведена
в табл. 21.
В качестве породоразрушающих инструментов при бурении
гидроударниками Г7, Г9, Г76У, Г59У используются кольцевые
коронки типа КГ и ГПИ, армированные крупными резцами из
твердого сплава ВК-15, а также колонковое шарошечное до-
лото 4ДГК-Н5К- Для бескернового бурения применяются спе-
циальные лопастные и шарошечные долота.
Характеристика породоразрушающих инструментов для гид-
роударного бурения (рис. 57) приведена в табл 22.
Первое время после спуска снаряда в скважину бурить
среднечастотными гидроударниками следует при минимально
возможной частоте вращения и осевой нагрузке, не превышаю-
щей 2—3 кН.
После приработки породоразрушающего инструмента пара-
метры режима бурения подбираются соответственно физико-ме-
ханическим свойствам пород в следующих пределах:
а) осевая нагрузка от 3—4 кН в наиболее твердых породах
IX—X категорий до 8—19 кН в породах VI—VIII категорий бу-
римости;
177
Таблица 21
00
Параметры Г7 Г9 Г76У Г76В Г59У Г59В
Диаметр, мм; коронки корпуса машины 76, 93 70 59 54 76 70 76 70 59 54 59 54
Очистной агент Вода Вода Вода и глинистый раствор
Расход очистного агента, 10-3 м3/с 1 о 9 (100—120) 2—2,7 (120—160) 3—3,3 (180—200) 1,8-2,1 (100—130) 1,8—2,1 (100—130) 0,8-1,5 (50-80)
Перепад давления, МПа 1,5—3 1,5-2 1,2—1,5 1—1,5 1,2—1,5 1—1,5
Энергия единичного удара, Дж 60—70 50—60 60—80 20—25 50—60 10-15
Частота ударов: в 1 мин Гц 1200 20 1200 20 1380 23 1980—2520 33—42 1200 20 1980—2820 33—47
Категория пород по бури- мости VII—X VII-X VI—X IV—XII VI—X IV—XII
Тип коронки ГПИ-74МВ; кг-з ГПИ-126М; ГПИ-121М; КГ-5 КГ-3; ГПИ-74МВ Серийные твердо- сплавные или алмазные КГ-5; ГПИ-121М Серийные твердосплавные или алмазные
Длина машины, мм Масса, кг 2000 50 2500 31 1850 39 1850 39 1825 23 1825 23
Примечание. Для Г7 расход очистного агента дан при работе с понизителем
расхода.
Таблица 22
Марка коронки (долота) Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Число резцов Область применения
1 2 3 4 5
кг-1 96 115 68 87 4 Пластичные, вязкие породы (глинистые сланцы, аргиллиты, хлорито- серицитовые сланцы и т. д.) VI—VIII категорий буримости
КГ-2 96 115 68 87 6 Однородные и переслаивающиеся породы (туфы, алевролиты, ба- зальты, граниты и т. д.) VI—X категорий буримости
кг-з 76 115 52 87 4 Породы VII—X категорий буримости
93 112 65 84 Абразивные породы (песчаники, серицито-кварцевые породы, песча- ные сланцы) VI—VIII категорий буримости
КГ-4 76 93 42 59 6 Пластичные вязкие породы V—VI категорий буримости
112 78 8
КГ-5 59 39 4 Монолитные породы VII—X категорий буримости
ГПИ-48М 96 115 68 87 6 Трещиноватые и разрушенные породы VIII—X категорий буримости (порфириты, алевролиты, серицито-кварцевые породы и т. д.)
ГПИ-74МВ 76 52 4 Однородные и переслаивающиеся абразивные породы VII—X кате- горий буримости (песчаники, кремнистые и кварцево-хлоритовые сланцы)
ГПИ-126М 59 39 4
Продолжение табл. 22
Марка коронки (долота) Наружный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Число резцов Область применения
1 2 3 4 5
ГПИ-67М 115 96 76 76 57 42 8 6 6 Породы V—VJ категорий буримости (глинистые и песчанистые сланцы, аргиллиты, алевролиты и др.)
ГПИ-121М 59 39 6 Трещиноватые и абразивные породы VIII—X категорий буримости
Д4М-3 96 115 — 1+3 1+3 Для бурения без отбора керна по монолитным породам VI—VIII ка- тегорий буримости
ГПИ-148М 76 — 2+2 Для бурения без отбора керна по трещиноватым породам VII—VIII категорий буримости, перемещающихся по твердости интервалов с включениями пород IX—X категорий буримости
ГПИ-149М 76 — 2+4 Для бурения без отбора керна по породам V—VIII категорий бури- мости (сланцы, аргиллиты, известняки и т. д.)
4ДГК-Н5К 115 45 4 шарошки Для бурения сотбором керна в твердых породах VIII—X (XI) кате- горий буримости
4ДГ-115К 115 — 3 шарошки Для бурения без отбора керна в твердых породах VIII—XII катего- рий буримости
ГПИ-139М 76 — Центральная лопасть + 2 шарошки Для бурения без отбора керна в пластичных породах V—VII катего- рий буримости (допускаются небольшие включения пород VIII—X категорий буримости)
ГПИ-151МВ 76 — То же Для^бурения без отбора керна по твердым породам VIII—X катего- рий) буримости
частота вращения снаряда 5—7,5 с-', расход промывочной
жидкости (2—3,3) • 10 3 м3/с в соответствии с типом используе-
мого гидроударника.
Применение высокочастотных гидроударников при правильно
подобранных параметрах режима бурения дает увеличение ме-
ханической скорости проходки в 1,3—2,3 раза, углубления за
рейс в 1,5—2,5 раза, сменной! производительности в 1,2—2 раза
по сравнению с вращательным бурением теми же коронками.
Практический опыт показал, что применение высокочастот-
ных гидроударников с однослойными (в породах VIII—IX) и
импрегнированпыми (в породах X—XII категорий буримости)
алмазными коронками позволяет повысить механическую ско-
рость проходки до 50—70 % и углубление на коронку — до 40—
50 % по сравнению с обычным вращательным бурением алма-
зами. Кроме того, существенно повышается выход керна в тре-
щиноватых породах и снижается интенсивность искривления
скважин.
Снаряд при бурении алмазами ударно-вращательным спосо-
бом собирают из коронки, кернорвателя, колонковой трубы дли-
ной 5—8 м с удлиненной резьбой, износостойкого переходника
с колонковой трубы на гидроударник, гидроударника, переход-
ника, колонны бурильных труб муфтово-замкового соединения.
При бурении сильнотрещииоватых пород одинарный колонко-
вый набор заменяется эжекторным или двойным колонковым
снарядом.
Начинают бурение с приработки коронки в течение 3—5 мин
при частоте вращения снаряда 1,7—3,3 с-1, осевой нагрузке
2000—3000 Н и подаче промывочной жидкости (0,5—0,7) X
Х10-3 м3/с. Затем в зависимости от пластичности и твердости
пород снаряду дают оптимальную частоту вращения (в соответ-
ствии с диаметром коронки): 3,8—7,5 с-1 в породах XI—XII ка-
тегорий буримости, 7,5—10,5 с-1 в породах IX—X категорий,
10,5—12,3 с-1 — в породах VIII категории буримости. Осевую
нагрузку с 4—5 кН в начале рейса постепенно увеличивают и
к концу рейса доводят до 15—20 кН. В качестве промывочной
жидкости рекомендуется применять эмульсионные растворы.
Количество промывочной жидкости от начала к концу рейса
увеличивают, доводя до (2—3) • 10-3 м3/с.
Для обеспечения подачи на алмазную коронку диаметром
76 или 93 мм рационального расхода промывочной жидкости
между гидроударником и колонковым набором следует уста-
навливать делитель потока промывочной жидкости ДП73.
Пневмоударники успешно применяют при бурении разведоч-
ных скважин с поверхности, подземном бурении, проходке
взрывных и другого назначения скважип в породах VII—XII
категорий буримости. Наиболее целесообразно использование
пневмоударников для бурения твердых необводненных пород,
толщ многолетней мерзлоты, в высокогорных и пустынных райо-
нах, а также в условиях поглощения промывочной жидкости.
182
Таблица 23
Параметры РП-130М РП-111 РП-94
Диаметр скважины, мм Глубина бурения (м) в породах: 132, 151 ИЗ 96
сухих 250—300 250—300 250—300
обводненных 100—150 100-150 100—150
Расход воздуха, м3/с 0,17—0,2 0,1 0,08
Давление воздуха, МПа 0,6—0,7 0,6-0,7 0,6—0,7
Энергия удара, Дж 250—300 140—160 90—100
Частота ударов в 1 мин 900 —1100 1500- 1800 1500—1800
Диаметр корпуса, мм 130 111 94
Длина, мм 1027 982 958
Масса, кг 62 46 36
Для бурения геологоразведочных скважин в настоящее время
применяются пневмоударники РП-130М, РП-111, РП-94. Их тех-
ническая характеристика приведена в табл. 23.
Для бурения геологоразведочных скважин пневмоударни-
ками с одинарными колонковыми трубами используются коль-
цевые коронки типа КП, а с двойными колонковыми трубами —
типа КДП. Для бескериового бурения применяются долота типа
КПС. Диаметр коронок и долот, использующихся при разведке
коренных месторождений твердых полезных ископаемых: 96,
113, 132, 151 мм, а диаметр коронок для разведки россыпных
месторождений 161, 184, 216 мм. Армируют породоразрушаю-
щий инструмент цилиндрическими вставками твердого сплава
марки ВК-15 с клиновидной рабочей частью.
Срыв и удержание керна при бурении кольцевой коронкой
осуществляются кернорвателем.
Прежде чем начинать бурение спущенный в скважину сна-
ряд приподнимают над забоем на 10—15 см и производят про-
дувку до прекращения выноса на поверхность шлама или вы-
броса находящейся в скважине воды. После этого снаряд с вра-
щением опускают на забой и ведут бурение на параметрах
технологического режима, соответствующих физико-механиче-
ским свойствам породы. Частота вращения снаряда в плотных
породах VII категории буримости принимается 1,3—2 с-1,
а в твердых (наивысших категорий), трещиноватых или абра-
зивных породах снижается до 0,3—0,5 с-1. Осевая нагрузка при-
нимается 200—300 Н на 1 см диаметра породоразрушающего
инструмента. При бурении разрушенных, трещиноватых пород
удельную нагрузку снижают до 100 Н/см.
В процессе бурения крупные частицы шлама не выносятся
на поверхность. Для их улавливания рекомендуется в буровой
снаряд включать шламовую трубу.
183
Бурение с гидротранспортом керна
При бурении поисково-съемочных, картировочных и разве-
дочных скважип глубиной до 100 м в породах II—IV категорий
буримости с пропластками пород до VI—VII категорий приме-
няется комплекс технических средств КГК-ЮО, позволяющий
непрерывно транспортировать керн на поверхность потоком про-
мывочной жидкости.
Ниже приведена техническая характеристика КГК-100.
Глубина бурения, м ... Диаметр коронок, мм: наружный . . . . . 100 76; 84; 92
внутренний 34; 38; 38
Диаметр наружных бурильных труб, мм:
наружный . . 73
внутренний 60
Диаметр внутренних труб, мм:
наружный 48
внутренний . . 42
Длина бурильной трубы, мм . . . 4060
Диаметр ниппелей и муфт, мм:
наружный 74,5
внутренний 56
Буровая установка УРБ-2Л-2ГК Гидрофицнроваппая
с подвижным вращателем
Транспортная база .... Автомобиль ЗИЛ-131
Привод установки От двигателя автомашины
Вращатель . Подвижной с приводом
от гидродвигателя через
трехскоростной
редуктор
Частота вращения снаряда, с —1 2,33; 3,75; 5,42
Ход вращателя, мм . 5200
Высота мачты, мм . . 8370
Буровой насос НБ4-320/63
Грузоподъемность элеватора, кН:
номинальная 50
максимальная 70
Скорость подъема инструмента вращателем, м/с . . 0—0,6
Скорость спуска и подачи инструмента с вращателем,
м/с 0—1,1
Размеры установки в рабочем положении, мм:
длина 7620
ширина . . 2450
высота . . 8370
Масса установки, кг . 10 100
Примечание. Комплекс КГК-300 отличается от комплекса КГК-100 только
бурильной колонной, состоящей из легкосплавных двойных бурильных труб ТБДС-75
(наружный диаметр 75 мм).
В состав комплекса (рис. 58) входят самоходная гидрофи-
цированная буровая установка УРБ-2А-2ГК с подвижным вра-
щателем 5 и насосом НБ4-320/63, емкость вместимостью 2,5 м3
для промывочной жидкости и керноприемное устройство, уста-
новленные на двухосном прицепе, двойная бурильная колонна,
буровой сальник, принадлежности для СПО, твердосплавные ко-
ронки.
184
Рис. 58. Комплекс технических средств КГК-ЮО для бурения с гидротранс-
портом керна
В процессе бурения промывочная жидкость закачивается на-
сосом 1 из передвижной емкости 10 через нагнетательный шланг
2 и сальник 4 в кольцевое пространство двойной бурильной ко-
лонны 7. Не доходя до забоя скважины, промывочная жидкость
захватывает керн и шлам и по внутреннему каналу бурильной
колонны, внутренней трубке сальника, керноотводящей дуге 3
и шлангу 6 поступает в лотки керноприемника 9.
Применение непрерывного транспортирования выбуренного
материала позволяет бурить скважину без извлечения из нее
снаряда до полного износа породоразрушающего инструмента,
что сокращает время проведения СПО. В результате значи-
тельно повышается производительность бурения. Выход керна
при этом, как правило, составляет 100 %.
Работа комплексом КГК-ЮО предусмотрена твердосплав-
ными коронками диаметром 76; 84 и 93 мм. Коронки диаметром
76 мм применяются для бурения однородных пород, диаметром
84 мм — вспучивающихся и неустойчивых пород, диаметром
93 мм — мощных толщ сыпучих отложений и плывупов. Ко-
ронки имеют три сектора, вооруженные восьмигранными рез-
цами из сплава ВК-8, и шламоотводящие каналы криволиней-
ной формы, направление которых при вращении снаряда обес-
печивает перемещение шлама от периферии коропки к ее центру.
При бурении пород II—V категорий с пропластками более твер-
дых пород используются коронки В9-82, армированные природ-
185
лями и муфтами,
Рис 59 Керноприемная труба
ними алмазами, и В9-С82, армированные син-
тетическими алмазами СВС-П.
Корпус 1 керноприемной трубы (рис. 59)
посредством резьбы нижним концом соеди-
няется с коронкой, а верхним — с нижним
концом наружной части бурильной колонны.
Находящийся внутри корпуса патрубок 2 ог-
раничен в осевом перемещении центраторами
в полости между верхним торцом коронки и
уступом корпуса 1. На внутренней поверх-
ности патрубка 2 имеется кернолом 3
Бурильная колонна состоит из стальных
наружных труб диаметром 73/60 мм и лег
косплавных внутренних труб диаметром
48/42 мм. Наружные трубы снабжены ниппе-
соединяющимися конической резьбой. К коп
цам внутренних труб присоединены стальные штуцеры с цен-
трирующими ребрами и торцовыми поверхностями, выполпеп-
Таблица 24
Породы Категория пород по буримости Осевая нагрузка, кН Частота вращения снаряда, с 1
Пески II 4—6 5—6
Супеси, суглинки и глины II—IV 5- 9 4-5
Гравийно-галечниковые от- VI 6—10 2—3
ложения
Алевролиты, аргиллиты V—VIII 7—12 4-5
Песчаники, известняки V—VIII 8—16 4-5
Окремненные породы V—VIII 15—20 4-5
Продолжение табл. 24
Порода Подача про- мывочной жидкости, 10—з м3/с Углубление между расха- живаниями, м Высота подъема инструмента при расхажи- вании, м
Пески 2—3 0,1—0,5 0,3—1
Супеси, суглинки и глины 3,3—5,3 0,5-1,5 1—1,5
Гравийно-галечниковые от- 3—4,3 0,3-1 0,2—0,6
ложения
Алевролиты, аргиллиты 3 0,3—0,5 0 1—0,5
Песчаники, известняки 3 0,1—0,5 0,1-0,5
Окремненные породы 3 0,05—0,1 0,05—0,1
186
ними в виде конуса и сферы. Внутренние трубы имеют возмож-
ность осевого перемещения относительно наружных на 35 мм.
При свинчивании наружных труб в колонну внутренние трубы
сопрягаются между собой по торцовым поверхностям штуцеров
и поджимаются подпружиненной внутренней трубой бурового
сальника, обеспечивающей герметичность соединений.
Конструкция бурового сальника обеспечивает передачу на
снаряд крутящего момента и осевой нагрузки, а также подачу
промывочной жидкости в кольцевой зазор двойной колонны бу-
рильных труб и отвод выходящего потока жидкости с керном и
шламом из центрального канала колонны в керноприемное уст-
ройство.
В систему промывки включен вентиль, позволяющий напра
вить промывочную жидкость или в центральный канал, или
в межтрубное пространство двойной колонны бурильных труб,
а также регулировать интенсивность промывки путем слива ча-
сти жидкости в емкость через рукав <8 (см. рис. 58).
Бурение с выносом керна ведут с периодическим расхажива-
нием снаряда. Параметры режима бурения приведены в табл.
24. Бурение скважин выполняется без обсадки. Стенки скважин
сохраняют устойчивость, так как не подвергаются эрозионному
воздействию потока жидкости.
В настоящее время в производство внедряется комплекс тех-
нических средств КГК-300, предназначенный для бурения с гид-
ротранспортом керна скважин глубиной до 300 м.
Мероприятия по увеличению выхода керна
Одна из основных задач проведения геологоразведочных и
инженерно-геологических скважин — получение керна, полно-
ценного как в количественном, так и в качественном отношении.
Керн — наиболее достоверный материал для получения пол-
ного представления о мощности, глубине п условиях залегания,
а также о строении, составе и свойствах пересекаемых сква-
жиной пород. Особенно большое значение для заключения
о размерах месторождения и качественной его оценки имеет
взятие керна из толщи полезного ископаемого. Однако далеко
не всегда удается сохранить структуру, а также вещественный
состав керна и полностью извлечь его из скважины.
Основными причинами получения керна неудовлетворитель-
ного качества или его неполного выхода являются:
1) механическое воздействие колонкового снаряда вследст-
вие его вибрации приводит к разрушению, самозаклиниванию и
истиранию керна;
2) промывочная жидкость, оказывая на керн гидромеханиче-
ское воздействие, размывает его или вымывает некоторые вхо-
дящие в состав породы компоненты;
3) некоторые породы (минеральные соли) легко растворя-
ются в промывочной жидкости;.
187
4) неудовлетворительное заклинивание керна может приве-
сти к выпадению керна из колонкового снаряда во время извле-
чения из скважины при ударах о стенки скважины или под дей-
ствием давления столба жидкости в поднятой свече.
Разрушению и истиранию керна способствует бурение за-
тупленными породоразрушающими инструментами и использо-
вание погнутых колонковых труб. Размывание керпа — следст-
вие больших скоростей движения промывочной жидкости
в кольцевом зазоре между керном и коронкой. Кери малого диа-
метра разрушается и размывается быстрее.
Чем продолжительнее работает на забое колонковый снаряд,
тем больше подвержен керн истиранию и размыванию.
Степень подверженности керна разрушению, истиранию и
размывапию зависит от вещественного состава и физико-меха-
нических свойств буримых пород. В связи с этим горные
породы и полезные ископаемые классификацией пород по труд-
ности отбора керна разделены на четыре группы. Для получе-
ния полноценного по качеству керна в количестве, обеспечиваю-
щем правильную оценку месторождения, необходимо для каж-
дой группы пород подбирать наиболее эффективные снаряды и
технологические режимы бурения.
К первой группе классификации по отбору керна относятся
монолитные, а также слаботрещиноватые породы и полезные
ископаемые III—XII категорий буримости, практически не раз-
рушаемые промывочной жидкостью и вибрациями снаряда и,
как правило, позволяющие получить 100°/о-ный выход керна.
К таким породам относятся как осадочные (плотная, жирная
глина, плотный мел), так и кристаллические породы. Породы
первой группы можно бурить одинарными колонковыми снаря-
дами с коронками диаметром 46—59 мм. Рациональное углуб-
ление скважины за рейс определяется износостойкостью поро-
доразрушающего инструмента. Заклинивание керна в зависимо-
сти от твердости и пластичности пород можно производить
затиркой всухую, заклиночным материалом или керпорватель-
ным устройством.
Ко второй группе по отбору керна относятся породы, раз-
рушающиеся промывочной жидкостью и вибрациями снаряда,
III—XII категорий по буримости (марганцевая и окисленная
рыхлая железная руда, бурый и каменный уголь, бокситы, нозд-
реватые, пористые бурые железняки, сильно трещиноватые, раз-
дробленные кристалические породы, а также перемежающиеся
по твердости).
Минимально допустимые диаметры породоразрушающих ин-
струментов при бурении пород второй группы: алмазами —
59 мм, твердыми сплавами-—76 мм. Промывочная жидкость
должна закачиваться в количестве, обеспечивающем очистку
забоя от шлама и исключающем размывание керна и стенок
скважины. Углубление скважины за рейс допускается при ал-
мазном бурении — до 2,5 м, твердосплавном — до 2 м. В слу-
188
чае самозаклиннвапия керна следует немедленно прекратить
бурение и поднять снаряд на поверхность.
Если при бурении обычными одинарными снарядами полу-
чение керна в необходимом количестве невозможно, следует
применять двойные колонковые снаряды или снаряды, обеспе-
чивающие в скважине призабойную обратную циркуляцию про-
мывочной жидкости.
К третьей группе по отбору керна относятся легкорастворн-
мые породы и полезные ископаемые (минеральные соли),
а также многолетиемерзлые породы, растопляющиеся при буре-
нии под действием промывочной жидкости (II—V категорий по
буримости).
В качестве породоразрушающего инструмента при бурении
пород этой группы следует применять твердосплавные коронки
диаметром не менее 93 мм с максимальным выпуском резцов
на стороны.
Для того чтобы керн и стенки скважины не растворялись,
необходимо в качестве промывочной жидкости применять на-
сыщенные растворы хлористого натрия — при бурении галита
и сильвинита, хлористого магния —при бурении карналлита.
Многолетиемерзлые породы следует бурить с промывкой
скважины растворами па нефтяной основе или солевыми рас-
творами, охлажденными до температуры буримых пород. Тем-
пература замерзания солевого раствора зависит от его концент-
рации.
Содержание соли в растворе, % 0,1 1,5 2,9 4,3 5,6 7,0 8,3
Температура замерзания раствора,
°C...................... 0 —0,9 —1,8 —2,6 —3,5 —4,4 —5.4
Концентрация солевого раствора не должна превышать
10 % в связи с разрушением мерзлых пород.
Эффективно в мерзлых льдистых породах отбирается керн
при бурении с продувкой охлажденным сжатым воздухом.
Если при бурении пород третьей группы промывочная жид-
кость поглощается, необходимо применять снаряды, обеспечи-
вающие призабойную обратную циркуляцию жидкости в сква-
жине.
К четвертой группе по отбору керна относятся рыхлые, сыпу-
чие и плывучие породы I—III категорий по буримости, размы-
ваемые промывочной жидкостью.
Для получения керна в таких породах рекомендуется при-
менять двойные колонковые снаряды при минимальной подаче
промывочной жидкости, а также безнасосное бурение. Если
мощность сыпучих пород невелика, то следует пробурить их за
один рейс, врезаться в более плотные породы и произвести за-
тирку всухую.
Получение необходимого количества керна в сыпучих и ма-
лосвязных породах возможно при рейсовой проходке, не пре-
вышающей 0,5—0,7 м.
189
Для получения керна в слабоустойчивых, сыпучих породах
можно применять метод замораживания. В этом случае исполь-
зуют керосин или дизельное топливо, охлажденные до минус
30—40 °C. Благодаря теплообмену на забое, вода, находящаяся
в породах, замерзает. Порода превращается в монолит.
Монолиты грунта из буровых скважин при инженерно-гео-
логических изысканиях отбираются с помощью грунтоносов.
В связи с большим многообразием минералогического состава,
состояния и физико механических свойств грунтов, являющихся
объектом исследований при инженерно-геологических изыска-
ниях, отбирать монолиты из буровых скважин каким-либо од-
ним универсальным грунтоносом невозможно. В настоящее
время в отечественной практике используются более 150 кон-
струкций грунтоносов, различающихся по размерам и способам
погружения их в грунт. Для упорядочения использования грун-
тоносов в соответствии с физико-механическими свойствами
грунтов разработан нормальный ряд, в который входят обури-
вающие, забивные и три разновидности вдавливаемых грунто-
носов (рис. 60).
Техническая характеристика грунтоносов данного нормаль-
ного ряда приведена в табл. 25.
При бурении геологоразведочных скважин очень важно сво-
евременно установить момент встречи полезного ископаемого.
Вскрытие контактов вмещающих пород с полезным ископаемым
может быть зафиксировано по изменению скорости углубления
скважины и цвета промывочной жидкости. Момент пересечения
контакта определяется точно при различной буримости вме-
щающих пород и полезного ископаемого, если режим бурения
остается постоянным. Изменение цвета изливающейся из сква-
жины промывочной жидкости может быть использовано при раз-
личной окраске вмещающих пород и полезного ископаемого.
Этот метод менее точен, так как за время движения промывоч-
ной жидкости от забоя до устья скважины породоразрушающим
инструментом будет пробурен некоторый интервал по полезному
ископаемому, величина которого зависит от глубины скважины
и скорости движения восходящего потока промывочной жидко-
сти.
Встретив полезное ископаемое, бурение прекращают, сква-
жину промывают до полного удаления шлама, заклинивают керн
вмещающих пород и извлекают его на поверхность. Поднимая
снаряд из скважины, производят контрольный замер ее глу-
бины.
Рис. 60. Грунтоносы:
а — обуривающий; б — забивной; в — вдавливаемый I модели; г — вдавливаемый
II модели; д — вдавливаемый III модели; 1— переходник; 2— винты, удерживающие
гильзу; 3 — шаровая пята; 4 — корпус; 5 — внутренний стакан; 6 — съемная коронка;
7 — тормозные лопасти; 8 — башмак; 9 — клапан; 10 — замок гильзы; 11 — керноприем-
иая гильза; 12 — рукоятка гильзы; 13 — подрезные проволоки; 14—штифты; 15 —
полиэтиленовая гильза; 16 — вкладыш; 17 — фиксирующее кольцо
191
Таблица 25
Тип грунтоноса Индекс грунто- носа Длина, мм Наружный диа- метр, мм Длина гильзы, мм Наружный диа- метр гильзы, мм Внутренний диаметр гильзы, мм Масса грунто- носа, кг Область применения
Обуриваю- 1ЦИЙ ГО-1 ГО-2 925 925 160 185 400 400 99,5 118 96 115 27 34 Плотные и средней плотности песчаные грунты, глинистые грунты твердой или полутвердой конси- стенции, плотные за- торфованные грунты с корнями растений
Забивной ГЗ-1 ГЗ-2 685 685 106 125 400 400 97 113 94 111 15,5 17 Глины, суглинки, су- песи мягкопластич- ной консистенции
Вдавливае- мый (модель I) ГВ-1 (1) ГВ-2 (11) 605 605 108 127 8,55 9,25 Глинистые грунты по- лутвердой и тугопла- стичной консистен- ции, лёссовидные рыхлые песчаные грунты
Вдавливае- мый (модель II) ГВ-3 (11) ГВ-4 (II) 785 785 116 132 450 450 100 116 97 113 13,5 14,5 Глинистые грунты мягкопластичной кон- систенции
Вдавли- ваемый (модель III) ГВ-5 (III) 910 150 300 108 98,5 15 Глинистые грунты текучепластичпые и текучей консистен- ции, разложившиеся торфы, водонасыщен- ные рыхлые песчаные грунты
Если породы, лежащие выше полезного ископаемого, неус-
тойчивы и могут исказить результаты опробования, скважину
закрепляют обсадными трубами.
В зависимости от группы, к которой относится полезное ис-
копаемое по трудности получения керна, подбирается необхо-
димый буровой снаряд.
Бурят полезное ископаемое обычно в присутствии геолога
и прораба или бурового мастера.
Поднятый на поверхность керн извлекается из колонковой
трубы, обмывается от налипшей породы и заклиночного мате-
192
риала, после чего укладывается в керновый ящик размером
1 м по длине и 0,5—0,6 м по ширине Высота стенок и расстоя-
ние между продольными внутренними перегородками определя
ются диаметром керна. Укладывается керн в ящик рядами, па-
раллельными его длиной стороне, слева направо так, чтобы ко-
нец предыдущего интервала стыковался с началом последую-
щего. В конце каждого интервала укладывается фанерная
этикетка, на которой делается следующая надпись:
Участок разведки . . ... ...
Скв. №------дата................... смена . .
Пробурено от . . .м до . . м. Углубление ...... м
Поднято керна ..............м.
Подпись бурильщика------------
Если на каком-либо интервале керн не был получен, то
нужно вложить в ящик этикетку с указанием отсутствия керна
с данного интервала
Ящики должны быть закрыты крышками и иметь надпись
с указанием порядкового номера ящика, номера скважины и
интервала, с которого взят керн, уложенный в данный ящик.
При недостаточном выходе керна в качестве дополнитель-
ного материала для опробования служит буровой шлам, кото-
рый улавливается специальными шламовыми ящиками, уста-
навливаемыми около устья скважины.
Если из полезного ископаемого керн получить не удалось,
прибегают к повторному его перебуриванию, искусственно ис-
кривив скважину выше кровли полезного ископаемого. Кроме
того, образцы полезного ископаемого можно получить из стенок
скважины, применяя боковые (пружинные, стреляющие и свер-
лящие) грунтоносы.
Двойные колонковые трубы
Одним из видов технических средств, позволяющих повы-
сить сохранность керна и увеличить углубку за рейс являются
двойные колонковые трубы.
В отличие от обычных одинарных, двойные колонковые
трубы, кроме наружной трубы, через которую на породоразру-
шающий инструмент передаются осевая нагрузка и крутящий
момент, имеют внутреннюю трубу, предохраняющую поступаю-
щий в нее керн от разрушения. Внутренняя труба может вра-
щаться вместе со снарядом (ТДВ) и может быть невращаю-
щейся (ТДН) в процессе бурения.
Трубы ТДВ предупреждают лишь размывание керна, а трубы
ТДН предохраняют его еще и от истирания.
ВИТРом ВПО «Союзгеотехника» разработаны двойные ко-
лонковые трубы нескольких типов для работы в различных гео-
лого-технических условиях.
Грубы первого типа выпускаются с вращающейся (ТДВ-76-1
и ТДВ 59-1) и невращающейся (ТДН-76-1 и ТДН-59-1) внут-
7 Заказ № 198
193
ренними трубами. Они предназначены для бурения с промыв-
кой водой монолитных и слаботрещииоватых пород V—VII ка-
тегорий буримости. Для труб данного типа в качестве породо-
разрушающих инструментов используются серийные твердо-
сплавные и алмазные коронки диаметром 76 и 59 мм.
Трубы второго типа предназначены для бурения с промыв-
кой водой или глинистым раствором трещиноватых и сильнотре-
щиноватых малоустойчивых пород VII—XII категорий буримо-
сти. Они выпускаются трех диаметров с вращающейся (ТДВ-
76-2, ТДВ-59-2, ТДВ-46-2) и нсвращающейся (ТДН-76-2, ТДН-
59-2 и ТДН-46-2) внутренними трубами. С ними применяются
специальные алмазные коронки (10АЗ, ПИЗ) с увеличенной
шириной матрицы и удлиненным корпусом с внутренней
резьбой.
В двойной колонковой трубе с вращающейся внутренней тру-
бой (рис. 61, а) наружная 3 и внутренняя 7 трубы получают
вращение от бурильной колонны через износостойкий переход-
ник 1 и переходник 2. Промывочная жидкость при бурении по-
ступает через межтрубпое пространство и отверстия во внут-
ренней трубе в зазор между керном и трубой 7. Далее жидкость
направляется в затрубное пространство двумя путями: одна
часть — омывая коронку 12 и забой скважины, а другая — через
шариковый клапан 6 и каналы переходника 2.
Двойная колонковая труба с нсвращающейся внутренней
трубой (рис. 61,6) в отличие от труб ТДВ имеет подшипнико-
вый узел 3, обеспечивающий свободное проворачивание внут-
ренней трубы 6 относительно переходника 2 и наружной трубы
4, на нижнем конце которой закреплены расширитель 7 и ко-
ронка 11. Промывочная жидкость проходит по межтрубному
пространству и, омывая коронку, поступает в скважину. Внут-
ренняя труба 6 с кернователем (9, 10) на нижнем конце в про-
цессе бурения надевается на керн и, как чехол, предохраняет
его от истирания.
Труба четвертого типа ТДН-76-4 предназначена для буре-
ния с промывкой водой или глинистым раствором разрушен-
ных, легкоразмываемых и сильнотрещиноватых пород V—X ка-
тегорий по буримости. С этими трубами используются специаль-
ные алмазные коронки КДТ-4А, КДТ-4И и расширитель
РДТ-4-76. Толщина стенок коронок КДТ 15 мм. В корпусе ко-
ронки сделаны каналы, по которым промывочная жидкость из
межтрубного пространства поступает непосредственно под то-
рец коронки, минуя керн. Керн удерживается в трубе прово-
лочным кернорвателем типа «паук».
Труба ТДН-У предназначена для бурения монолитных и сла-
ботрещиноватых пород VIII—XII категорий по буримости.
С этой трубой применяется алмазная коронка с уменьшенной
до 7 мм ширной матрицы (у коронок для двойных колонковых
труб других конструкций ширина матрицы 8,5—15 мм).
Трубы типа О (ТДН-93-0, ТДН-76-0, ТДН-59-0, ТДН-46-0)
194
a
в
Рис. 61. Двойные колонковые трубы для алмазного бурения:
а — труба ТДВ-2: / — износостойкий переходник; 2 — переходник; 3 — труба наружная;
4 — гайка; 5 — пружинная шайба; 6 — клапан-шарик; 7 — труба внутренняя; 8— ал-
мазный расширитель; 9 — упорное кольцо; 10 — кернорвательное кольцо; // — корпус
кернорвателя; 12 — алмазная коронка; б — труба ТДН-2: / — износостойкий переход-
ник; 2 — переходник; 3 — подшипниковый узел; 4 — труба наружная; Б — клапан-ша-
рик; 6 — труба внутренняя; 7 — расширитель; 8 — упорное кольцо; 9—корпус керно-
рвателя; 10 — кернорвательное кольцо; // — коронка; в — труба ТДН-76-0: /—переход-
ник; 2— отводной канал; 3—сигнализатор; 4—подшипниковый узел; 5 — шламовая
труба; 6 — наружная труба; 7 — внутренняя труба; 8 — кернорватель; 9 — коронка
предназначены для бурения в сложных геологических условиях:
сильнотрещиноватых, раздробленных, брекчированных, переме-
жающихся по твердости, хрупких, подверженных истиранию по-
родах V—X категорий по буримости. Трубы используют со спе-
циальными алмазными коронками. Большие зазоры между
колонковыми трубами допускают применение глинистых раство-
7
195
ров любой, в том числе повышенной, вязкости. В комплект
трубы (рис. 61, в) входят кернорватели двух типов: пружин-
ный—при бурении в слаботрещнноватых породах и проволоч-
ный— при бурении в сильно разрушенных породах.
Особенность труб данного типа — обеспечение обратной цир-
куляции промывочной жидкости в призабойной зоне скважины.
Верхний переходник 1, имеющий пояс и вставки из твердого
сплава, создает в скважине сопротивление потоку промывочной
жидкости, поднимающемуся по затрубному пространству,
в связи с этим до 40 % жидкости, выходящей из межтрубпого
пространства и проходящей через каналы коронки 9 на забой,
поступает во внутренюю трубу 7, поднимается по пей до верх-
него переходника и через отводной капал 2 изливается в сква-
жину. При этом шлам и мелкие частицы керна осаждаются во
внутренней шламовой трубе 5. Более крупные обломки керна
потоком промывочной жидкости удерживаются во взвешенном
состоянии в верхней части керноприемпон трубы 7, что умень-
шает вероятность самозаклппивапия керна и повреждения ал-
мазов коронки. Если же самозаклинивание произойдет, то сра-
батывает сигнализатор 3, представляющий собой два резиновых
кольца, разделенных стальной шайбой.
При самозаклиниваиии керна внутренняя труба через керн
воспринимает осевую нагрузку, направленную вверх, и через
подшипниковый узел передает его на резиновые кольца сигна-
лизатора. Кольца сжимаются и перекрывают зазор для прохода
промывочной жидкости в межтрубное пространство, что фик-
сируется резким увеличением давления по манометру насоса.
Сигнализатор срабатывает при осевой нагрузке 10—12 кН.
Трубы типа УТ (ТДН-76-УТ, ТДН-59-УТ, ТДН-46-УТ) пред-
назначены для бурения с промывкой водой монолитных, слабо-
трещиноватых и трещиноватых пород VII—XI категорий по бу-
римости. С трубами этого типа применяются специальные ал-
мазные коронки 18АЗ, КУТ-В, 19ИЗГ, КУТ-И, ширина матрицы
которых такая же, как у серийных коропок. Трубы типа УТ
обеспечивают как прямую, так и обратную призабойную цирку-
ляцию промывочной жидкости, причем интенсивность обратного
потока жидкости можно регулировать винтами в переходнике.
Работая с двойными колонковыми трубами, описанными
выше, при спуске снаряда в скважину его необходимо остано-
вить в 1,5—2 м нал забоем и включить насос для очистки ка-
налов коронки и трубы от шлама. Снаряд на забой ставят
с вращением и медленной подачей, осуществляя в течение 10—
15 мин приработку коронки на малой частоте вращения с осе-
вой нагрузкой 3—4 кН, чтобы керн вошел в керпоприемную
трубу, не сломав рвательное кольцо. В процессе бурения не ре-
комендуется отрывать снаряд от забоя. Значения параметров
режима бурения приведены в табл. 26. Перед окончанием рейса
осевую нагрузку следует уменьшить и 1—2 мин вращать снаряд
с усиленной промывкой
196
Таблица 26
Тип колонковой трубы Удельная осевая нагрузка, иа 1 см диаметра долота, Н [Окружная скорость, м/с Удельный расход промывочной жидкости, 10—5 мл/<с мм)
ТДН-2 800—1600 1,7—3 0,85—1,8
ТДН-0 800—1700 1,0—2,2 0,85—1,8
ТДН-УТ 700—1400 1,7—3 1,1—2,2
Для бурения пород II—VI категорий буримости, в основном
на угольных месторождениях, рядом производственно-геологи-
ческих объединений разработаны двойные колонковые трубы,
работающие с твердосплавными коронками при прямой цирку-
ляции промывочной жидкости. Наиболее широко применяются
следующие конструкции двойных колонковых снарядов: в Дон-
бассе— двойная труба С. Е. Алексеенко ДТА-2 и двойная труба
Д1-76(93) конструкции ПГО «Южукргеология», в Кузбассе —
двойная колонковая труба Г. Г. Игнатьева и двойная колонко-
вая труба ДК-46 (59, 76) конструкции ПГО «Запсибгеология»,
в Печорском угольном бассейне — трубы ТДК-59-П и ТДК-76-Т
конструкции Полярно-Уральского ПГРО и двойные трубы «Дон-
басс НИЛ» — 59 (76, 93) конструкции Донбасской научно-ис-
следовательской лаборатории Мпнгео СССР. Названные трубы
характеризуются тем, что имеют две коронки или вместо внут-
ренней— штамп. Это позволяет полностью изолировать керн
от потока промывочной жидкости, что особенно важно при пе-
ребуривании мягких углей (III—IV категорий по буримости),
легко поддающихся размыванию. Длина ксриоприемных труб
невелика (0,8—1,5 м). Двойные колонковые снаряды «Донбасс
НИЛ» выпускаются в трех модификациях.
ДКС «Донбасс НИЛ-1» (рис. 62, а) предназначен для буре-
ния пластов простого строения, сложенных углем любого петро-
графического состава и любой степени углефикации.
ДКС «Донбасс НИЛ-11» (рпс. 62,6) предназначен для буре-
ния угольных пластов сложного строения в районах повышен-
ного метаморфизма угля и вмещающих пород.
ДКС «Донбасс НИЛ-1П» (рис. 62, в) предназначен для бу-
рения угольных пластов сложного строения при низкой степени
метаморфизма.
Внутренняя — керноприемная труба 6 двойных колонковых
снарядов «Донбасс НИЛ» соединена нижним концом со штам-
пом 7, который благодаря подшипниковому узлу 3 при бурении
вдавливается в уголь без вращения, опережая наружную ко-
ронку 8 на 2—5 мм.
Снаряд «Донбасс НИЛ-11» имеет пружинно-фрикционный
механизм, а штамп 7 снабжен твердосплавными резцами. При
встрече пропластка твердой породы осевую нагрузку на снаряд
увеличивают, благодаря чему тарельчатые пружины 4, сжима-
197
Рис. 62. Двойные колонковые снаряды «Донбасс НИЛ»:
1 — переходник; 2 — колонковая труба; 3 — упорный подшипник; 4 — тарельчатые пру-
жины; 5 —клапан; 6 — керноприемная труба; 7 — штамп; 8 — наружная коронка; 9 —
фрикцион; 10 — верхняя обойма вибратора; // — нижняя иевращающаяся обойма виб-
ратора
ясь, включают фрикцион 9. Через диски фрикциона керноприем-
ная труба 6 и штамп-коронка 7 приводятся во вращение. Таким
образом пропласток твердой породы бурится вращательным спо-
собом.
ДКС «Донбас НИЛ-Ш» имеет вибрационный узел (10, 11).
При встрече твердого пропластка вмещающей породы или угля
осевая нагрузка на снаряд увеличивается. Тарельчатые пружины
4 получают дополнительное сжатие и штамп заходит внутрь на-
198
ружной коронки 8. Нижняя — ведомая — обойма 11 вибратора
соединяется с верхней — ведущей — обоймой 10. Ролики верх-
ней обоймы, перекатываясь по роликам нижней обоймы, будут
возбуждать высокочастотную динамическую нагрузку на керно-
приемную трубу 6 и штамп 7. При работе в режиме враща-
тельно-вибрационного бурения наружная коронка 8 вбуривается
в породу забоя, образуя керн, который на расстоянии 2—4 мм
от забоя обрабатывается вибрирующим штампом 7. После вы-
хода из пропластка твердой породы осевая нагрузка на сна-
ряд автоматически уменьшается за счет опережающего внедре-
ния штампа в уголь. Пружины разжимаются, и вибратор вы-
ключается.
Срыв и удержание керна при работе снарядами «Донбасс
НИЛ» производятся созданием перед подъемом увеличенной
осевой нагрузки при отключенном вращении. Керн в своей ниж-
ней части деформируется и расклинивается на кольцевом бурте
штампа.
При бурении снарядами «Донбасс НИЛ» диаметром 76 мм
рекомендуется придерживаться следующих параметров.
Осевая нагрузка, Н:
при бурении по углю ....................... 4000—6000
при пересечении твердых пропластков . . . 7000—10 000
Расход промывочной жидкости, м3/с .... (8,3—ll.TplO4
Частота вращения снаряда, с-1:
при работе «Донбасс НИЛ-III» . ... 1,7—2,5
на вибрационном режиме ... до 4,7
Для бурения с гидроударниками применяется двойная колон-
ковая труба ОК70М-76, разработанная СКВ ВПО «Союзгеотех-
ника».
При бурении скважин пневмоударниками используются двой-
ные колонковые трубы ТДП-102 (диаметром 121, 146, 168, 203),
разработанные ЦНИГРИ.
Эжекторные колонковые снаряды
При бурении в наиболее сложных по отбору керна усло-
виях— в породах VI—XII категорий по буримости: сильно тре-
щиноватых, раздробленных, хрупких, перемежающихся по твер-
дости, легко размываемых промывочной жидкостью — широко
применяются колонковые наборы с призабойной обратной цир-
куляцией промывочной жидкости через керноприемную трубу,
обеспечиваемой эжекторными водоструйными насосами. Такие
эжекторные колонковые снаряды (ЭКС) бывают одинарными
(ОЭС) и двойными (ДЭС).
Одинарные эжекторные снаряды ОЭС-59 (76) состоят
(рис. 63, а) из эжекторного насоса 2, расположенного в прием-
ной камере <3, распределительного переходника 6 с каналами,
закрытой шламовой трубы 7, колонковой трубы 10 с коронкой
11. Рекомендуется применять импрегнированные алмазные ко-
ронки 16И4 и ОЭИ.
199
Рис. 63. Эжекторные колонковые
снаряды:
а — ОЭС; б-ДЭС:
/ — верхний переходник; 2 — эжектор-
ный насос; 3 — приемная камера; 4~
камера смешения; 5 — канал; 6 —
нижний переходник; 7 — шламовая
труба; 8 — внутренняя трубка; 9 —
шламовый переходник; 10 — колонко-
вая труба; // — коронка; 12 — патру-
бок приемной камеры; 13 — керно-
приемная труба
Промывочная жидкость,
выходя в процессе бурения
с большой скоростью из
насадки 2, увлекает за со-
бой жидкость, находящу-
юся в полости приемной
камеры 3 и, смешиваясь
с ней, проходит через ка-
меру смешения 4 с диффу-
зором и канал распредели
тельного переходника 6
в скважину. Здесь жидкость
разделяется на два потока.
Один идет к устью сква-
жины, второй — к забою и
за счет вакуума, создаю-
щегося в приемной камере,
проходит через промывоч-
ные каналы коронки,
колонковую трубу 10, внут-
реннюю трубку 8 с шари-
ковым клапаном, шламо-
вую трубу 7 (здесь осаж-
дается шлам) и канал 5
в приемную камеру 3, по-
полняя расход отсасывае-
мой из нее жидкости.
Заклинивание керна при
бурении эжекторными сна-
рядами производится пу-
тем отключения насоса на
5—15 мин, пока осевшие
частицы шлама не закли-
нят керн в конической вы-
точке короночного кольца.
Двойной эжекторный
снаряд ДЭС-76(93)
(рис. 63, б) имеет вращаю-
щуюся внутреннюю керно-
200
Рис. 64. Универсальный колонковый набор УКН-73:
1 — гпдроударник; 2 — механизм сбрасывания шарового клапана; 3 —
эжектор; 4 — шламовая труба; 5 — колонковая труба
приемную трубу 13, которая через закрытую шла-
мовую трубу 7 присоединена к нижнему распреде-
лительному переходнику 6
Промывочная жидкость выходит из насадки 2
и, создавая разряжение в приемной камере, прохо-
дит через диффузор 4, каналы в распределительном
переходнике 6 и междутрубное пространство к за-
бою скважины. Здесь поток жидкости разделяется.
Часть ее, омывая снаряд снаружи, направляется
к устью скважины. Остальная часть жидкости по-
ступает в керноприемную трубу, омывая керн снизу,
проходит в шламовую трубу 7 и, освободившись
от шлама, по каналу в распределительном переход
нике 6 поступает в приемную камеру. С этим сна-
рядом применяются алмазные коронки ДЭА и ДЭИ.
ЦНИГРИ разработан комплекс технических
средств «Руда», в которой включаются одинарный
ОЭС и двойной ДЭС эжекторные снаряды, а также
алмазные коронки 16И4, ДЭА и ДЭИ.
Параметры технологического режима бурения
эжекторными снарядами приведены в табл. 27
Для повышения качества керно шламового оп-
робования при бурении в сильнотрегциноватых, раз-
дробленных, перемежающихся по твердости поро
дах V—XII категорий по буримости рекомендуется
универсальный колонковый набор УКН-73 (рис. 64),
представляющий собой комплекс эжекторного сна
ряда с высокочастотным гидроударником. УКН-73
состоит из последовательно соединенных гидроудар-
ника, эжектора, закрытой шламовой трубы и колон-
ковой трубы с твердосплавной или алмазной ко-
ронкой. Работает снаряд по принципу обычного оди-
нарного эжекторного снаряда. Особенность УКН —
наличие гидроциклона, обеспечивающего оседание
в шламовой трубе мельчайших частиц шлама.
Кроме того, конструкция УКН позволяет перед на-
чалом бурения производить прямую промывку,
а бурить с обратной призабойной циркуляцией.
Параметры режима бурения УКН приведены в
табл. 28.
Для повышения выхода керна при бурении силь-
нотрещиноватых и раздробленных пород VIII—X
категорий по буримости применяется гидроударный
реверсивно-эжекторный снаряд ГРЭС-59, состоя
щий из высокочастотного гидроударника, эжектора,
201
Таблица 27
Категория пород по буримости Тип коронки Осевая нагруз- ка, кН Частота враще- ния Снаряда, с I Расход промы- вочной жидко- сти, 10 3 M 'Vc
VIII Одинарный эжекторный снаряд ОЭС-73
01ЛЗ 5-6 5,8—3,3 (2-2,5)
VIII ОЭЛ 6—7 8—5 (2-3)
IX 01 АЗ 6-7 5,8—3,3 (2—2,5)
IX ОЭА 6,5—7,5 8—5 (2-3)
X 01А4 7-8 5,8—3,3 (2-2,5)
X 1GI44 8-9 8-5 (2-3)
X ОЭА 7,5—8,5 8—5 (2-3)
XI 02144 8—9,5 5,8—3,3 (2—2,5)
XI 16144 9—10.5 8—5 (2-3)
XII 02144 9,5—11 5,8—3,3 (2—2,5)
XII 16И4 10,5—12 5,8—3,3 (2-3)
Двойной эжекторный снаряд
VIII ДЭА 7—8 8,3—5 (1.5-2)
IX ДЭА 8—9 8,3—10 (1,5-2)
X ДЭА 9—10 8,3—5 (1.5-2)
X ДЭИ 11—12 8,3-5 (1.5-2)
XI ДЭИ 12—13 8,3—5 (1.5-2)
XII ДЭИ 13—15 6,7—5 (1.5-2)
Таблица 28
Категория пород по буримости Коронка Осевая нагрузка, кН Частота враще- ния снаряда, с 1 Расход промывоч- ной жидкости, 10“3 м:,/с
V—VIII (IX) VIII—XI Твердосплав- ная Алмазная 50—90 60—120 2,2—3 2,2—5,8 2—2,5 2—2,5
закрытой шламовой трубы, колонковой трубы с кернорвателем
и серийной алмазной коронкой. Особенность данного снаряда —
возможность в любой момент изменять направление (реверсиро-
вать) потока промывочной жидкости и работать в зависимости
от обстоятельств либо при прямой, либо при обратной приза-
бойной циркуляции промывочной жидкости.
Для повышения выхода керна в трещиноватых породах при
работе среднечастотными гидроударниками предназначены
эжекторы ОК 80, OK 80М-76 и OK 90М-59. Эжектор включают
в снаряд между гидроударником и колонковой трубой, благо-
даря чему прямой поток промывочной жидкости в призабойной
зоне преобразуется в обратный.
202
Рис. 65. Комплекс технических средств для буре-
ния с эрлифтной обратной промывкой
При бурении алмазами с промывкой
глинистым раствором в сложных геологи-
ческих условиях: по сильнотрещиноватым,
перемежающимся по твердости и минера-
логическому составу породам применяется
двойная колонковая труба ТДН-76-Э, рабо-
тающая по принципу эжекторных снарядов
с обратной призабойной циркуляцией про-
мывочной жидкости и имеющая невращаю-
щуюся внутреннюю трубу.
Кроме эжекторных снарядов, для буре-
ния с обратной призабойной циркуляцией
промывочной жидкости применяется ком-
плекс технических средств с эрлифтным
насосом (КОЭН), являющийся надежным
средством повышения выхода керна в раз-
мываемых и истирающихся породах IV—
XII категорий буримости. Работает этот
снаряд по следующему принципу (рис. 65).
Сжатый воздух от малогабаритного
компрессора ВК-25ЭА или ВК-25-Д1, уста-
новленного на поверхности, подается через
бурильную колонну и воздухопроводную
полиэтиленовую трубку 2 к смесителю 4,
выйдя из которого в бурильные трубы 3,
смешивается с водой. Аэрированная вода,
поднимаясь вследствие уменьшения плот-
ности по кольцевому пространству между
воздухопроводной трубкой и водоподъем
ными (бурильными) трубами, изливается
в скважину через отверстия сливного пере-
ходника 1. По мере подъема аэрированной
жидкости ее место занимают новые порции
воды, поступающей к смесителю из сква-
жины через колонковый набор 7, шламо-
уловитель 6 и клапан 5. Таким образом
осуществляется обратная призабойная цир-
куляция промывочной жидкости, охлаж-
дающей породоразрушающий инструмент и
транспортирующей частицы разрушенной
породы в шламоуловитель закрытого типа.
Необходимые условия применения
КОЭН — наличие в скважине столба про-
мывочной жидкости высотой не менее 40—
50 м и отсутствие в геологическом разрезе
скважины вязких пластичных пород.
203
Безнасосное бурение
Безнасосным называется такая разновидность вращательного
колонкового бурения, при которой в результате расхаживания
бурового снаряда создается призабойная обратная циркуляция.
Безнасосное бурение применяется в мягких и средней твер-
дости породах: 1) для повышения выхода керна при пересече-
нии пород и полезных ископаемых, подверженных размыванию
промывочной жидкостью (мягкие железные руды, бокситы, бу-
рый уголь и т. п.); 2) при значительных (вплоть до катастро-
фических) поглощениях промывочной жидкости; 3) для полу-
чения образцов с ненарушенной структурой и естественной
влажностью при инженерно-геологических изысканиях; 4) для
сохранения химического состава грунтовых или пластовых вод
при гидрогеологических исследованиях; 5) при затруднениях со
снабжением буровых вышек водой.
Безнасосное бурение можно применять только при условии,
если в скважине имеется столб жидкости. Если отсутствует
естественный приток воды, необходимо ее периодически (перед
спуском снаряда) подливать через устье скважины.
При подъеме колонкового снаряда над забоем скважины на
некоторую величину (рис. 66, а) шаровый клапан 2 перекры-
вает отверстие в ниппеле 3, в результате чего в пространстве
над керном создается пониженное давление. Промывочная
жидкость, захватывая частицы шлама, из скважины устремля-
ется в колонковую трубу 5.
При движении снаряда к забою
(рис. 66, б) основная часть жидко-
сти под давлением со стороны керна
проходит по каналам переходника
4 и ниппеля 3, открывает клапан 2
и через отверстия в шламопроводя-
щей трубке / изливается в сква-
жину.
В связи с тем, что циркулирую-
щая в призабойной зоне жидкость
обогащается шламом, целесообразно
в буровой снаряд включать шламо-
вую трубу.
В качестве породоразрушающего
инструмента при бурении пород
средней твердости используются
стандартные твердосплавные ко-
ронки.
Основные параметры технологи-
ческого режима безнасосного буре-
Рис. 66. Схема работы снаряда при без-
насосном бурении
204
нйя— частота расхаживания снаряда, высота его подъема над
забоем при расхаживании, осевая нагрузка на коронку и ча-
стота вращения снаряда.
Частота расхаживания снаряда зависит от характера бури-
мой породы. Чем больше плотность и буримость породы, тем
чаще нужно расхаживать снаряд.
Высота подъема снаряда над забоем тесно связана с часто-
той расхаживания. Чем больше частота расхаживания, тем
меньше может быть высота подъема.
Осевая нагрузка на коронку выбирается соответственно диа-
метру бурения в пределах 1,5—2 кН при бурении мягких, гли-
нистых пород и 8—12 кН при бурении плотных пород средней
твердости.
Частота вращения снаряда при безнасосном бурении подби-
рается из расчета средней окружной скорости коронки в пре-
делах 0,6—0,8 м/с.
Заклинивание керна производят затиркой всухую. При без-
насоспом бурении на поверхности керна образуется глинистая
корочка с затертым в нее шламом, защищающая керн в про-
цессе бурения от разрушения. Перед укладкой керна в ящики
необходимо шламовую корочку с его поверхности удалить.
Бескерновое бурение
Бурение сплошным забоем без отбора керна — один из спо-
собов повышения скорости и экономичности сооружения геоло-
горазведочных скважин.
Если при бурении кольцевым забоем продолжительность
рейса определяется временем наполнения колонковой трубы кер-
ном, то при бурении сплошным забоем снаряд поднимают на
поверхность только для смены сработанного породоразрушаю-
щего инструмента. Рейсовая проходка при бескерновом бурении
достигает сотен метров. Это в значительной степени сокращает
затраты времени иа непроизводительные спуско-подъемные опе-
рации и соответственно увеличивает продолжительность полез-
ной работы долота па забое скважины (время чистого бу-
рения)
Кроме того, механическая скорость бескернового бурения
всегда выше, чем при бурении кольцевым забоем. Объясняется
это большей прочностью породоразрушающих инструментов, ис-
пользуемых при бурении сплошным забоем, и возможностью
приложения к ним больших нагрузок.
Бескерновое бурение применяется:
а) при поисково-разведочных работах, когда получение до-
стоверных материалов для геологической документации обеспе-
чивается использованием специальных методов опробования
(опробование по шламу, отбор проб из стенок скважины стре-
ляющими и сверлящими грунтоносами и др.);
б) при детальной разведке месторождений полезных ископа-
емых, когда геологическое строение пород разреза хорошо
205
Рис. 67. Лопастные долота:
а — долото 2Л; б — долото ЗЛ; в — долото
6ДР-132МС
Рис. 68. Пикобуры:
а — пнкобур В. П. Новикова; б — до-
лото крупного скола
изучено и получение керна требуется только из толщи полезного
ископаемого;
в) при гидрогеологических исследованиях и при сооружении
скважин на воду.
Кроме того, сплошным забоем бурятся вспомогательные
скважины различного назначения.
При бескерповом бурении геологоразведочных скважин раз-
рушение пород в зависимости от их физико-механических
свойств и буримости осуществляется пикобурами, лопастными,
шарошечными, дисковыми фрезерного типа и алмазными до
лотами.
Лопастные долота предназначаются для бурения скважин
в малоустойчивых рыхлых и мягких породах I—IV категорий
буримости.
Промышленностью выпускаются лопастные долота двух ос-
новных типов: двухлопастные 2Л, 2ЛГ и трехлопастные ЗЛ,
ЗЛГ (буква Г обозначает, что долото имеет гидромониторные
насадки).
К корпусу 3 лопастного долота (рис. 67, а, б) приваривают
две или три лопасти 2, армированные твердым сплавом. Про-
мывочная жидкость при бурении подается к забою через ци-
206
линдрические каналы 1. У гидромониторных долот в каналы
вставляются металлокерамические насадки. Струя промывочной
жидкости, вырываясь из насадок с большой скоростью, направ-
ляется на забой перед режущими кромками лезвия долота и
способствует более эффективному разрушению буримых пород.
Лопастные долота 2Л и ЗЛ выпускаются диаметром 76, 93,
112, 132 и 151 мм.
СКВ НПО «Геотехника» Мингео СССР разработаны новые
двухлопастные долота режущего типа: ЗДР-132М для бурения
мягких пород I—IV категорий по буримости, 7ДР-93МС, 6ДР-
132МС и ИСМ-214ДР-6МС для бурения мягких пород с про-
слоями пород средней твердости.
Долото 6ДР-132МС (рис. 67, в) состоит из корпуса /, к ко-
торому под углом 15° относительно оси прикреплены две ло-
пасти 2 и 3. Режущие части лопастей армированы зубками 4
из твердого сплава ВК-8В и смещены относительно друг друга
по высоте на 5 мм. Лопасть 3 (калибрующая) имеет пазы, рас-
положенные по винтовой линии, что улучшает вынос разбурен-
ной породы.
Новые долота в сравнении с долотом 2Л-132 обеспечивают
увеличение проходки в 1,5—2 раза н повышение механической
скорости до 150— 180 %
Пикобуры предназначены для бурения мягких пластичных
пород I—V категории буримости (песчано-глинистые грунты,
мягкие и вязкие сланцы, песчаники на глинистом и известковом
цементе и др.).
В настоящее время выпускаются несколько типов пикобу-
ров: плоские, цельноштампованные, эллиптические, четырехло-
пастные и др.
Наиболее распространен пикобур В. П. Новикова (рис.
68,а), состоящий из отрезка бурильной трубы 2 диаметром
50 мм и длиной 600—750 мм, к которому в три яруса прива-
рены девять трапецеидальных ребер /, армированных пластин-
чатыми резцами твердого сплава ВК-8. Нижний конец корпуса
пикобура соединен с трехгранным пирамидальным наконечни-
ком 3, также армированным твердосплавными резцами и имею-
щим отверстия для прохода промывочной жидкости. Наиболь-
ший диаметр пикобура по верхнему ряду ребер соответствует
диаметру скважины.
Для предупреждения искривления скважины при бурении
выше пикобура устанавливается направляющая (колонковая)
труба.
Пикообразное долото крупного скола (рис. 68, б) рекомен-
дуется применять при бурении скважин в породах IV—VII ка-
тегорий буримости (плотные глины, меловые отложения, извест-
няки, песчаники на известковистом цементе, алевролиты, аргил-
литы и др.). Долото состоит из трех частей: направляющей
головки 1 диаметром 45 мм, рабочей ступени 3 диаметром 76 мм
и калибрующей ступени 4 диаметром 93 мм. На каждой
207
ступени наварены по три зуба, армированных пластинчатыми
резцами твердого сплава 2. Направляющая головка в торце
имеет отверстие для выхода промывочной жидкости. Резьбовое
соединение ступеней долота позволяет производить независи-
мую замену отдельных ступеней с изношенными резцами,
а также использовать одно долото для бурения двумя диамет-
рами: 76 и 93 мм.
При бурении пород различной твердости в практике геоло-
горазведочных работ широко применяются шарошечные долота
с двумя и тремя шарошками.
Трехшарошечные долота (рис. 69,а) имеют три
лапы /, на которых смонтированы три конические шарошки 5.
При работе шарошки вращаются относительно цапф на под-
шипниках 2 и 4.
Один из подшипников (шариковый) выполняет функцию
замка, удерживая шарошку па цапфе от осевого перемещения.
Шарики замкового подшипника 2 вводятся в канал 3, который
после этого закрывается пальцем. На поверхности каждой ша-
рошки несколькими вепцами расположены зубья 6, высота и
угол приострения которых зависят от твердости буримой по-
роды. Долота, предназначенные для работы в мягких породах,
имеют высоту зубьев шарошек больше, а угол приострения
меньше, чем у долот для бурения твердых пород.
Для присоединения к бурильной колонне в верхней части
долота имеется наружная конусная резьба. Для прохода про-
мывочной жидкости внутри корпуса долота расположены ка-
налы.
При вращении долота в процессе бурения шарошки перека-
тываются по забою и зубьями наносят удары по породе, дробя
ее и скалывая.
В СССР для бурения геологоразведочных скважин применя-
ются долота типов М, С, Т, К и ОК диаметром 151, 132, 112,
93, 76, 59 и 46 мм.
Долота типа М предназначены для бурения мягких пород
I—IV категорий буримости (глина, мел, гипс, мергель). До-
лота двухшарошечпые на выходе промывочных каналов имеют
металлокерамические насадки для гидромониторной или струй-
ной промывки, способствующей эффективному разрушению мяг-
ких пород. К типу М относятся долота 1В*-112МГ, 2Д-112М,
П112М-ЦВ, 1В-132МГ и 1В-151МГ.
Долота типа С предназначены для бурения пород средней
твердости V—VII категорий буримости (плотные глины, аргил-
литы, песчаники). Долота выпускаются в двух вариантах ис-
полнения: двухшарошечные (В-76С; В-93С, B-1I2C) и трехша-
рошечные (1В-93С, 1В-112С, 1В-132С, 1В-151С).
Зубья шарошек долот типа М и С укрепляются наплавле-
нием па них зернистого твердого сплава релита ТЗ
* Условный индекс завода-изготовителя; В — Верхне Сергинский завод
208
Рис. 69. Шарошечные долота:
а — трехшарошечное типа Т; б —дис-
ковое ЗДА-76С; в — ДШК-59 с одной
шарошкой
Параметры режима
Категория пород по буримости лопастными 2Л и ЗЛ лопастными ДР пнкобурами шарош
м С
Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, Н 1 1 с Дили- Та, м/с ... Удельная'нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная’нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная нагрузка на 1 см диаметра, долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с
I-II III IV V VI VII VIII IX X XI —XII 500— 600 600— 800 800— ООО 0,8— 1.2 1-1,4 1-1,6 600— 800 1000— 2000 1200— 1500 0,8— 1.2 1.2— 1.4 1-1.2 450— 550 600— 650 700— 800 900— 950 0,8- 1.2 1 — 1.4 1-1,4 0,8 — 1.2 1000— 2000 2000— 2500 2500— 3000 3000- 3500 0,8— 1.2 1,2— 1.4 1-1,4 1-1.2 1500— 2000 2500— 3000 3000— 3500 4000 — 4500 1,2— 1.4 1 — 1.2 1 — 1,2 0,8—1
Примечание. В числителе — глинистый раствор, в знаменателе — вода.
Долота типа Т предназначены для бурения твердых пород
VII—IX категорий буримости (доломиты, известняки, база-
льты). Кроме стандартных трехшарошечных долот 1В-93Т,
Ш93Т-ЦВ, 1В-112Т, ЗВ-112Т2, 1В-132Т, 1В-151Т с зубчатыми
шарошками, армированными релитом, и центральным каналом
в корпусе для прохода промывочной жидкости, выпускаются
новые двухшарошечные долота типа Т: ДДА-59Т, 1ДА-59Т,
ДДА-76Т, 2Д-76Т, 2ДБ-76Т, 2В-93Т, шарошки которых армиро-
210
Таблица 29
бурения долотами
ечнымн алмазными «3 к
Т К и ОК ДИСКОВЫМИ о в о
Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Удельная нагрузка на 1 см5 площади торца долота, Н Окружная скорость доло- та, м/с Скорость восходящего п промывочной жидкости, м/с
2000— 2500 3000— 3500 3500 — 4000 4500— 5000 0,8—1,2 0,8—1,2 0,6—1 0,6-1 2000— 2500 3000— 3500 4000— 4500 5000— 6000 0,6-0,8 0,6—0,8 0,6—0,8 0,4-0, 6 2000— 2500 2500— 3000 1,5—2 1—1.5 600 600 700 700 750 800— 900 1,4-1,6 1.4-1,6 1.2—1,4 1-1,2 0.8—1,2 0,4 —0,6 0,6—0,8 0,6—0,8 0,6—0,8 0,6—1 0,6—0,8 0,6—1 0,6—0,8 0,6—1 0,6 —0,8 0.6—1 0,4—0,6 0,8 —0,8 0,4—0,6 0,6—0,8 0,4 —0,6 0,6-0,8 0,4-0,6
ваны цилиндрическими твердосплавными зубками с клиновид-
ной, плоской или полусферической рабочей поверхностью. Для
бурения твердых пород применяется также долото со струйной
промывкой 4В-132ТГ, а для бурения твердых абразивных по-
род— долото 2B-93T3.
Долота типа К и ОК предназначены для бурения в очень
твердых и абразивных породах IX и XII категорий буримости
(граниты, окремненные известняки, кварциты). Шарошки долот
211
Этого типа армированы цилиндрическими зубками из твердого
сплава ВК 8В с полусферической рабочей поверхностью. Кроме
стандартных трехшарошечных долот Ш-59К, Ш-76К, Ш-760К,
В-93К, Ш-112К, В-132К, В-151К, выпускаются двухшарошечные
долота ЗШ-59К2, ДДА-76, 1В-76К, 4Д-59К, 1В-76К2, 2ДВ-76К,
4В-93К с центральным каналом в корпусе для прохода промы
вочной жидкости и 2Ш-112КГ с двумя боковыми каналами для
струйной промывки.
Одношарошечные долота ДШК’46 и ДШК.-59
(рис. 69, в) применяются в качестве кериоломов при колонко-
вом бурении алмазами.
Для бескерпового бурения в породах средней твердости IV-
VI категорий буримости применяются дисковые долота фре-
зерного типа ЗДА-76С и 27ДФ-93С. Долото ЗДА-76С (рис. 69, б)
состоит из двух сваренных между собой лап 1 и эксцентричной
оси 4, на которой при помощи двух втулок 5 и двухрядных ша
риковых подшипников 3 смонтированы два диска 2. Втулки 5
и ось 4 зафиксированы двумя призматическими шпонками 6,
которые приваривают при монтаже долота. Наличие отрица-
тельного смещения у эксцентричной оси дает возможность фре
зеровать породу твердосплавными зубками дисков и наиболее
интенсивно разрушать буримую породу.
Алмазные долота для бескерпового бурения геолого-
разведочных скважин выпускаются двух типов: однослойные и
импрегнированные. Диаметр долот 46 и 59 мм. Долота имеют
вогнутую форму рабочей части алмазосодержащей матрицы.
Для прохождения промывочной жидкости в матрице имеются
осевое отверстие и два боковых канала.
Однослойные алмазные долота применяются для бурения
пород VIII—IX, а импрегнированные — IX—XII категорий бу-
римости.
Выбирая параметры режима бескернового бурения, следует
исходить из твердости и абразивности пород, типа и размеров
долота. При этом необходимо учитывать прочность бурового
снаряда и технические возможности применяемого оборудо-
вания.
Осевая нагрузка определяется из расчета удельной нагрузки
на 1 см диаметра лопастных и шарошечных долот или на 1 см2
рабочей поверхности долота при алмазном бурении. Рекомен
дуемые параметры технологического режима бескернового бу-
рения приведены в табл. 29. Верхние пределы осевых нагрузок
принимаются при бурении монолитных пород. В породах трещи-
новатых, неоднородных по структуре и твердости бурят на пони-
женных нагрузках на долото. В связи с тем, цто при бескерно-
вом бурении осевая нагрузка достигает очень больших величин
(для шарошечных долот диаметром 59, 76, 93, 112, 132, 151 м™
допустимые осевые нагрузки равны соответственно 20, 30, 35, 50,
70, 90 кН), с целью предупреждения искривления скважины и
перегрузки бурильной колонны нужно применять УБТ.
212
Пластичнее монолитные породы бурят при максимальных
значениях окружной скорости. В абразивных породах увеличе-
ние частоты вращения снаряда приводит к повышенному
износу рабочей поверхности долота и снижению скорости углуб-
ления скважины. Поэтому бурение очень твердых, сильно абра-
зивных пород ведут на пониженных частотах вращения сна-
ряда. При увеличении глубины скважины, в связи с повышением
затраты мощности двигателя на холостое вращение колонны бу-
рильных труб и увеличением вредных напряжений в колонне,
частоту вращения снаряда необходимо снижать.
Бурение сплошным забоем, особенно в мягких породах, со-
провождается образованием большого количества шлама. По-
этому успешное бурение скважины во многом зависит от каче-
ства и количества промывочной жидкости.
В качестве промывочной жидкости при бурении неустойчи-
вых, трещиноватых и кавернозных пород применяется глини-
стый раствор, в плотных устойчивых породах — вода.
В табл. 29 приведены рекомендуемые значения скорости вос-
ходящего потока промывочной жидкости между стенками сква-
жины и колонной бурильных труб, по которым может быть оп-
ределен необходимый расход промывочной жидкости по фор-
муле (45).
Бурение из подземных горных выработок
Скважины из подземных горных выработок бурят с целью
поисков слепых рудных тел, поисков и разведки глубоких гори-
зонтов месторождения полезного ископаемого, нахождения сме-
щенных тектоническими нарушениями частей рудных тел. Кроме
геологоразведочных скважин, из подземных выработок бурят
скважины взрывные, опережающие, вентиляционные, дренажные
и т. д.
Геологические условия при подземном бурении обычно од-
нообразны. Породы, как правило, одинаковые по буримости,
устойчивые. Это упрощает конструкции скважин, позволяет бу-
рить без крепления их стенок трубами одним и притом неболь-
шим диаметром.
Буровые агрегаты устанавливаются в специальных камерах,
размеры и форма которых зависят от габаритов оборудования,
его расположения, глубины и направления скважины.
Камеры делятся на четыре типа. Камеры I типа — для буре-
ния горизонтальных и слабонаклонных скважин. Они состоят
из машинного зала, в котором размещается основное буровое
оборудование, и подходной выработки, соединяющей машинный
зал с общей системой горных выработок. Камеры II и III
типа — для бурения вертикальных и крутонаклонных скважин,
направленных вниз. Эти камеры, кроме машинного зала, имеют
шатровую часть, в которой размещается вышка с талевой си-
стемой и бурильными свечами. Камеры IV типа — для бурения
213
Рис. 70. Буровая установка УКБ-50/100 К:
/—буровой насос НБ2-63/40; 2 — маслостанция; 3 —пульт управления; 4 — электро-
двигатель; 5 —коробка передач; 6- распорная колонка; 7 — пневматический экстрак-
тор; 8 — вращатель; 9 — ручная лебедка; 10 — рама
восстающих скважин. Они отличаются наличием шурфа, в ко-
торый заводятся вертлюг-сальник и концы бурильных труб при
извлечении снаряда из скважины.
Рекомендуемые размеры камер для подземного бурения при-
ведены в табл. 30. Формы и размеры подходных выработок
одинаковы с типовыми горизонтальными горными выработками.
В зависимости от устойчивости пород камера проходится
без крепления либо с возведением постоянной крепи. Камеры
должны быть хорошо освещены и оборудованы вентиляцией.
Для подземного бурения могут применяться все выпускае-
мые отечественной промышленностью станки с электро- или
пневмоприводом.
Скважины глубиной до 100 м бурят станком с винтовой
подачей ГП-1, станками с гидравлической подачей БСМ-2М2-100,
БСК-2РП (табл. 31), а также установкой УКБ-50/100 К
(рис. 70). Станок БСК-2М2-100 имеет две модификации
БСК-2П-100 с пневматическим и БСК-2В-100 — с электриче-
ским приводом.
Скважины большей глубины бурят станками СКБ-200/300,
СКБ-4, СКБ-5 и ЗИФ-650М.
При бурении скважин глубиной до 100—150 м станки кре-
пятся на двухстоечных распорных колонках. Для бурения глу-
боких скважин станки устанавливают на бетонных фундамен-
тах или крепят к почве выработки анкерными болтами, которые
цементируют в шпурах, пробуренных перфораторами. Кронблок
талевой системы в камерах II и III типов устанавливается
на верхней раме вышки или на балках, заглубленных в стенки
шатровой части не менее чем на 0,4 м. Устье восстающих, го-
ризонтальных и слабонаклонных скважин оборудуется специ-
альными головками для отвода промывочной жидкости.
214
Таблица 30
fl F- основания, м2 О D Я к а <D я 1,5-2 СЧ 1
-s'l со со
сз
К <D а о 0J о СЧ СЧ СЧ
СО а X 1 1 1 1 м- 1 о 1
я о Сц ь сз О) в* си * к а 1 1 1 1 1 00 СЧ 20-
а to со СО
о —и
W ‘ ВХОЭ1ЧН 1 1 1 1 f 1 1
5,5 9,5- со
СО СО
Hi ‘EHHVtf ю ю ю О) 1 7 оо 7 7
со со
ч
со СП ю ю ю
ю" 1Л 1О СО
3 и ‘вниашп СЧ сч СЧ СО 1 1 1 1
Я К а to to to ю to
3
со
S И * ЕХО31Ч0 сч СЧ СЧ сч сч of 1 СЧ СЧ 1
сч’ СЧ*" СЧ СЧ СЧ
сТ сч" СЧ
Длина бурильных труб, м 3; 6 1,5; 3 1,5; 3; 6 6; 9 6; 9 СП 9; 12; 13,5 12; 13,5; 15
С — £
СХ С О
сч о
со а & и с о ю
<0 U2 Он СЧ "ф
о К 2 « о ° §2 ГП-1; о ю >> со 8 СЧ U2 [Д X ;» СД 1Л 1Д X сд >>
О о Р >> >>
ход к ж Оо Т ° СЧ 7“* О о СЧ о1—1 да Й Q. Л о со 8 £ о ю О ю S о о СЧ
сч *? СЧ СЧ СЧ чн СЧ со со —1
& && СО й ё ё ё
о + о оо X X X
и>> to >5 СО СО СО
со 2 , ч*Е > о 2 S Ю 7 +60 —90 О -90 -90 —90 о СП 1
Ю ю to о to ю О о
»—* “Н со оо
= ж о + + + 1 1 1
1 ‘1ЧНИ вни о о о о о о •400 о о о о 1500
д 1 1 ю оо
V V V О ю о о V V О о
СЧ со СЧ
Таблица 31
Рис. 71. Схема проведения спуско-подъем-
ных операций с помощью лебедки станка и
системы блоков
/// ///
Технология бурения вертикальных
и крутонаклонных скважин такая же,
что и при бурении скважин с поверх-
ности.
При бурении горизонтальных, сла-
бонаклонных и восстающих скважин
спуско-подъемные операции выполня-
ются по одной из следующих схем:
1) лебедкой бурового станка с по-
мощью системы талевых блоков;
2) автономной двухбарабанной лебед-
кой; 3) специальными экстракторами;
4) с помощью вращателя бурового
станка.
Наиболее распространена первая
схема (рис. 71). Блоки крепятся
к стене или почве (в зависимости от
направления скважины) выработки
анкерными болтами.
Для проведения СПО во второй
схеме может быть использована двух-
барабанная скреперная лебедка. Пнев-
матическими экстракторами оборудованы станок БСК-2РП и
установка УКБ-50/100К.
Использование подвижного вращателя буровой установки
для проведения СПО наиболее рационально при бурении сква-
жин небольшой и средней длины. Эта схема не требует допол-
нительного оборудования и инструментов.
При бурении восстающих, горизонтальных и слабопаклон-
ных скважин в колонковый набор необходимо включать кер-
норватель, так как доставка заклиночного материала к забою
затруднительна.
§ 8. ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН
Общие сведения
Искривлением скважины называется изменение направле-
ния ее осп в пространстве по отношению к начальному поло-
жению, заданному при заложении скважины на поверхности.
Если искривление происходит самопроизвольно, его назы-
вают естественным, а если йреднамеренно — искусственным.
Изменение зенитного (Д0) или азимутального (Да) углов,
отнесенное к единице длины ствола, называют интенсивностью
зенитного (t0); или азимутального (га) искривления скважины.
Эти величины измеряют в градус/м или в градус/100 м.
217
Если не контролировать направление скважин и не учиты-
вать их искривление, данные, получаемые о форме, размерах
и элементах залегания полезного ископаемого, будут иска-
жены, что может привести к серьезным ошибкам в оценке ме-
сторождения и неправильному выбору способа его вскрытия.
Искривление скважин отрицательно сказывается и на тех-
нологии их бурения. Из-за увеличенного трения снаряда
о стенки скважины осложняется регулирование нагрузки на
породоразрушающий инструмент. Выполнение спуско-подъем-
ных операций в искривленных скважинах затрудняется, что
снижает производительность бурения.
Повышенное трение изогнутой бурильной колонны о стенки
искривленной скважины приводит к более интенсивному износу
бурильных и обсадных труб. Перегиб бурильной колонны в ме-
стах сильного искривления скважины — причина ее частых об-
рывов, а ликвидировать аварии в таких скважинах очень
сложно из-за эксцентричного расположения ловильного и лови-
мого инструментов. Значительно осложняется, а иногда стано-
вится невозможным спуск обсадных труб в искривленные сква-
жины.
Таким образом, искривление скважин осложняет процесс
их бурения и ухудшает качество геологической документации,
снижая достоверность результатов геологоразведочных работ.
Поэтому следует принимать меры, предупреждающие или
уменьшающие естественное искривление скважин, для чего не-
обходимо знать причины и закономерности искривления
скважин.
Основные причины искривления скважин
Характер и интенсивность искривления скважин зависит от
причин геологического, технического и технологического харак-
тера, действующих в совокупности.
Причины геологического характера связаны с неоднород-
ностью среды, в которой бурят.
Пересечение буровым снарядом слоистых пород различной
твердости сопровождается изменением зенитного угла сква-
жины и ее азимутального направления (рис. 72). При пере-
ходе из мягких пород в более твердые скважина отклоняется
в сторону твердого слоя, так как в месте перехода коронка
интенсивнее разрушает ту часть забоя, которая находится
в мягких породах. При обратном переходе (из твердых пород
в мягкие) скважина искривляется также в сторону твердых по-
род, но в меньшей степени, так как в конечной стадии пере-
хода контакта породоразрушающий инструмент под воздейст-
вием осевой нагрузки скалывает часть твердой породы. В ре-
зультате такой закономерности вертикальная или наклонная
скважина, пересекая под острым углом слои пород, перемежаю-
щиеся по твердости, стремится постепенно занять положение,
218
Рис. 72. Основные закономерности искривления скважин:
а — пересечение контакта между породами различно» твердости; б — искривление
скважины при пересечении слоистых пород; в — искривление наклонной скважины
в рыхлых породах; г — искривление при малом угле встречи (у).
перпендикулярное к их напластованию. Искривляются сква-
жины тем интенсивнее, чем чаще перемежаются и чем больше
отличаются по твердости пересекаемые ими слои пород.
Большое значение при переходе скважины из породы одной
твердости в другую имеет угол ее встречи с пластом (у). Если
буровой снаряд встречается с твердыми породами под углом
меньше критического, величина которого для различных пород
равняется 15—24°, скважина может пойти вдоль висячего бока
твердой породы. Для предупреждения искривления по указан-
ным причинам скважины следует бурить по возможности вкрест
простирания и падения пород.
Наклонные скважины при пересечении каверн, а также рых-
лых несвязных и плывучих пород искривляются, стремясь под
действием массы снаряда занять вертикальное положение (вы-
кручиваются).
Встреча буровым инструментом в мягких породах твердых
включений, валунов, крупного галечника может вызывать
резкое искривление скважины с изменением как зенитного
угла, так и азимутального ее направления.
Для предотвращения искривления скважин по этой причине
необходимо бурить их с применением длинной колонковой
трубы (6—12 м) па малой частоте вращения снаряда и с по-
ниженной осевой нагрузкой на породоразрушающий инстру-
мент. Кроме того, галечниковые зовы бурят с предварительным
цементированием их. При встрече крупных валунов прибегают
к разрушению их торпедированием.
Геологические причины могут оказывать постоянное равно-
мерное влияние на искривление скважин, постоянное, но не-
равномерное в зависимости от интенсивности изменения зенит-
ного или азимутального углов, а также носить локальный ха-
рактер на одном или нескольких участках ствола скважины. Их
тщательное изучение на конкретном геологическом разрезе по-
219
зволяет использовать естественное искривление для расчета
проектного профиля скважины.
Причины технического характера оказывают влияние на ис-
кривление скважин как при забуривании их, так и в процессе
бурения. Направление искривления по техническим причинам
может быть любое, и учесть его невозможно.
Отклонение оси скважины от заданного направления в са-
мом начале может быть вызвано неправильной установкой
станка, непрочным закреплением его на фундаменте, неисправ-
ным вращателем, а также отсутствием направляющей трубы,
неточной ее установкой или недостаточно прочным закрепле-
нием.
Искривление скважин в процессе бурения связано с осо-
бенностями конструкции буровых инструментов и неправиль-
ными приемами работы, приводящими к перекосу снаряда и
отклонению его оси от оси скважины. К этой группе причин
искривления скважин относятся следующие: 1) работа погну-
тыми бурильными или колонковыми трубами, а также с экс-
центриситетом в местах соединения бурового снаряда; 2) экс-
центричное закрепление ведущей трубы в зажимных патронах
шпинделя; 3) бурение породоразрушающими инструментами,
имеющими разностенность; 4) бурение коротким колонковым
снарядом, особенно в породах перемежающейся твердости;
5) наличие больших зазоров между стенками скважины и сна-
рядом, что бывает при большом выпуске резцов твердосплав-
ной коронки; 6) несвоевременное закрепление обсадными тру-
бами стенок скважины в разрушенных и рыхлых породах, что
приводит к чрезмерному расширению скважины по диаметру;
7) применение бурильных труб малого диаметра в скважине
большого диаметра; 8) переход на меньший диаметр бурения
без использования специального переходного снаряда, состоя-
щего из колонковых труб прежнего п последующего диаметров,
соединенных переходником; 9) использование снарядов недо-
статочной жесткости при бурении с большими осевыми на-
грузками.
Искривление скважин по техническим причинам недопу-
стимо, предупреждение их — обязанность буровой бригады.
Причины технологического характера связаны со способами
и параметрами режима бурения. Они могут вызвать неравно-
мерное разбуривание забоя и стенок скважины, образование
значительных зазоров между стенками скважины и снарядом,
а также увеличение сил, отклоняющих колонковый снаряд от
оси скважины.
Породы алмазными коронками разрушаются наиболее рав-
номерно; зазор между стенками скважины и колонковым сна-
рядом не превышает 1 1,5 мм, поэтому скважины искривля-
ются незначительно.
Твердосплавные коронки с большим выпуском резцов на
сторону (особенно ребристые) образуют значительный зазор
220
между стенками скважины и колонковым набором, в результате
чего при разбуривании пород, неоднородных по твердости, соз-
даются благоприятные условия для искривления скважины.
Существенно влияет па искривление скважины механическая
скорость проходки. Чем больше механическая скорость, тем
меньше интенсивность искривления, так как время действия
факторов, искривляющих скважину на данном интервале,
уменьшается.
Искривлению скважины способствует большая осевая на-
грузка на породоразрушающий инструмент. Однако до тех пор,
пока повышение осевой нагрузки сопровождается увеличением
скорости углубления, она является фактором, снижающим ин-
тенсивность искривления скважины. Если с повышением осе-
вой нагрузки скорость бурения не увеличивается, интенсивность
искривления возрастает, особенно при работе короткими, не-
достаточно жесткими снарядами.
Увеличение частоты вращения бурильных труб способствует
возрастанию центробежных сил, отклоняющих снаряд от оси
скважины. В то же время повышается устойчивость вращаю-
щегося вала (бурильной колонны), если его рассматривать как
гироскопический маятник. Кроме того, с увеличением частоты
вращения снаряда повышается механическая скорость проходки
и, как было сказано выше, сокращается время действия факто-
ров, искривляющих скважину. Поэтому увеличение частоты
вращения снаряда принято считать фактором, снижающим ин
тенсивпость искривления скважин.
Чрезмерно интенсивная промывка в мягких породах, осо-
бенно при плохом качестве глинистого раствора, вызывает раз-
мывание стенок скважины. Увеличение же диаметра сква
жины приводит к перекосу снаряда и отклонению скважины
от заданного направления. Предупреждение технологических
причин искривления скважин в значительной степени зависит
от квалификации буровой бригады.
Основные признаки, указывающие на значительное искрив-
ление скважин: 1) повышенный износ бурового инструмента,
работающего в скважине, особенно бурильных труб и их зам-
ковых соединений; 2) затрудненное проворачивание подвешен-
ного в скважине инструмента; 3) уменьшение нагрузки на
крюке при спуске бурового инструмента и резкое ее увеличе-
ние при подъеме; 4) увеличение числа аварий, главным об-
разом обрывов бурильных труб; 5) ненормальная работа бу-
рового оборудования — перегрузка двигателя, перегрев узлов
станка, используемых в выполняемой операции, повышенное
давление на буровом насосе.
При появлении этих признаков необходимо произвести за-
мер искривления скважины н принять меры к устранению воз-
никшего осложнения.
221
Измерение искривлений скважины
Чтобы своевременно заметить начинающееся искривление
скважины, необходимо периодически, по мере углубления, конт-
ролировать ее направление.
Контроль искривления скважины бывает оперативный
и плановый.
Оперативный контроль осуществляется силами буровой
бригады.
Азимутальное отклонение неглубоких скважин от задан-
ного направления обычно бывает незначительным. Поэтому при
оперативном контроле искривления скважин глубиной до 100—
150 м измеряется только зенитный угол. В скважинах более
глубоких необходимо измерять зенитный угол и азимутальное
направление через 50—100 м продвижения забоя, а в сложных
геологических условиях — через каждые 20—25 м.
Плановый контроль искривления скважины осуществляется
специальным каротажным отрядом через 200—300 м углубле-
ния скважины. В скважинах глубиной до 200 м такой кон-
троль производится при достижении проектной глубины, в на-
клонных и интенсивно искривляющихся скважинах — через
меньшие интервалы.
С целью контроля искривления скважин применяются при-
боры, при помощи которых измеряется только зенитный угол,
или приборы, позволяющие замерять зенитный и азимутальный
углы скважины.
Для измерения зенитного угла в приборах используется го-
ризонтальное положение уровня жидкости или принцип отвеса.
Рассмотрим принцип использования горизонтального поло-
жения жидкости на примере прибора, представляющего собой
стальной патрон, в котором устанавливается стеклянная про-
бирка диаметром 14—24 мм и длиной 150—200 мм. Пробирка
на '/з наполняется 20%-ным раствором плавиковой кислоты и
плотно закрывается резиновой пробкой. На бурильных трубах
или на канате герметично закрытый патрон опускают в сква-
жину и выдерживают в спокойном состоянии 30—60 мин. От
химического воздействия плавиковой кислоты на стенках про-
бирки остается отпечаток, пользуясь которым определяют зе-
нитный угол скважины. Линию отпечатка поверхности жидко-
сти на стенках пробирки совмещают с прямой линией, прове-
денной произвольно на листке бумаги, и вдоль образующей
пробирки прочерчивают еще одну линию. Угол между этими
линиями является углом наклона скважины i, а зенитный угол
0 = 90°—I.
Более точно зенитный угол можно определить, пользуясь
формулой _ fttnax — ftmln , 0g)
d
где йтах, /imin — расстояния, измеренные по меткам пробирки,
от какой-либо плоскости, перпендикулярной к ее оси, до наи-
222
Рис. 73. Пробирка с плавиковой кислотой
более удаленной и наиболее низкой
точек отпечатка поверхности жидко-
сти; d — диаметр пробирки (рис. 73).
Вследствие капиллярных свойств
поверхность жидкости в пробирке не
будет строго горизонтальной: она под-
нимается больше там, где ее поверх-
ность образует со стенками пробирки
острый угол, и меньше — где тупой
угол. Поэтому зенитный угол, заме-
ренный по отпечатку плавиковой кис-
лоты (би), будет несколько меньше
действительного (0Д).
Величина искажения зависит от
диаметра пробирки, шероховатости ее
стенок и угла наклона. Для каждой партии пробирок экспери-
ментально определяют поправки £ и учитывают их со знаком
плюс 6д=0„ + £.
В некоторых электролитических приборах вместо плавико-
вой кислоты и стеклянной пробирки используют водный рас-
твор медного купороса и стальной стержень.
При использовании принципа отвеса последний в приборе
имеет две степени свободы, т. е. всегда располагается в плос-
кости искривления скважины (апсидальной). Регистрируя по-
ложение отвеса относительно оси скважины, получают вели-
чину зенитного угла в той части ствола, где зафиксирован
прибор.
Для полного измерения (зенитного угла и азимута) искрив-
ления скважины применяют приборы (инклинометры):
1) действующие по принципу горизонтальности уровня жид-
кости и опускаемые в скважину строго ориентированно с ис-
пользованием методов визирования, меток и последовательных
ходов (ГБО-Я-2М, НК.А, МИР);
2) с магнитной стрелкой и отвесом (Полякова, МИ-42, И-6,
УМИ-25, МИ-30, ОК.-40У, МИ-ЗОУ, МИ-42У, ИШ-2, ИШ-3,
ИШ-4, ИК-1, ИК-2);
3) электромагнитные (МИА-П; МИА-Ш-МИА-ШМ);
4) гироскопические (ИГ-2, ИГ-50, ИГ-70);
5) фоторегистрирующие (ИФ-1, ИФ-2, ИФ-5, ИФ-6, АФИ-1,
ГП-К1, МТ-1).
Для оперативного измерения зенитного и азимутального уг-
лов скважин в слабомагнитных породах применяют приборы
И-6, ОК-40У, МИ-ЗОУ, МИ-42У, МТ-1.
Инклинометр И-6 (рис. 74, а) состоит из скважинного при-
бора-датчика и наземной измерительной панели. В корпусе
прибора-датчика, заполненном смесью трансформаторного
223
Рис. 74. Инклинометры:
а — И-6: 1 — чувствительный элемент зенитных и азимутальных углов, 2 — свечной
мост; 3—реле времени; 4 — передающий механизм;
б —ОК-40У; / — металлический наконечник; 2 — резиновый буфер; 3 —заглушка; 4 —
защитная гильза; 5 — уплотнительный сальник; 6 — колпак из оргстекла; 7 — чувстви
тельный элемент; 8 — чашка арретира; 9 — апсидальиая рамка; 10 — стакан, 11 —
шток; 12; 16; 21; 28— пружины; 13 — курок; 14; П — втулки; /5—кулачки; /« — кон-
такты; 19 — электромагнит; 20— сердечник; 22 — ось; 23— штеккерный разъем, 24 —
цилиндрическое шасси; 25—управляющее реле; 26— реле времени; 27—батарея дис-
ковых аккумуляторов; 29—ниппель; 30—муфта; 31 — тросовая головка
масла с керосином, размещены измерительный' элемент зенит-
ных и азимутальных углов, фиксирующий механизм, реле вре-
мени и свечной мост.
224
Измерительный элемент представляет собой цилиндриче-
скую рамку со смещенным центром тяжести, установленную на
подшипниках и имеющую возможность вращаться вокруг оси,
совпадающей с геометрической осью прибора. Внутри рамки
находятся отвес, являющийся датчиком зенитных углов, и маг-
нитная стрелка, являющаяся датчиком азимутов скважины.
Реле времени, рассчитанное на диапазон от 12 до 55 мин,
срабатывая, через систему тяг и пружин прижимает отвес
к дуговому, а магнитную стрелку к кольцевому реостатам.
Поднятый на поверхность прибор-датчик подключается
свечным мостом к измерительной панели, с помощью которой
определяются зенитный и азимутальный углы скважины в ме-
сте измерения.
Универсальный инклинометр оперативного контроля ОК-40У
(рис. 74, б) предназначен для измерения кривизны скважин,
пробуренных в слабомагпитных породах на глубину до 2000 м.
Принцип его действия так же, как и у инклинометра И-6, ос-
нован на фиксировании магнитной стрелки и отвеса в момент
нахождения прибора на заданной глубине. Показания прибора
расшифровываются после подъема его из скважины и извлече-
ния из защитной гильзы.
Для планового контроля за направлением скважин наибо-
лее распространены инклинометры ИК-2, УМИ-25, МИ-30.
Техническая характеристика инклинометров приведена
в табл. 32.
Направленное и многозабойное бурение
Скважины, сильно искривившиеся в процессе бурения, ис-
правляют одним из следующих способов.
Если искривление произошло в породах невысокой твердо-
сти, искривленный участок цементируют, а затем перебуривают
длинным жестким колонковым снарядом при небольшой на-
грузке на породоразрушающий инструмент. При искривлении
скважины в твердых породах участок начала ее отклонения тор-
педируют, после чего в скважине устанавливают обсадные
трубы, цементируют их и продолжают бурение при пониженных
параметрах режима.
Кроме того, выправить искривленную скважину можно пу-
тем ее искусственного искривления в обратном направлении.
Искусственное искривление применяется также для повтор-
ного перебуривания интервалов, с которых не был получен
керн, и для обхода мест сложных аварий, ликвидация которых
экономически нецелесообразна.
Искусственно искривляя скважины с помощью различных
технических и технологических средств, можно осуществлять
направленное бурение.
Направленное бурение геологоразведочных скважин произ-
водится под участки, на которых нельзя почему-либо заложить
8 Заказ № 198
225
скважину (бурение под дно водного бассейна, под заболочен-
ное место, под инженерное сооружение) и т. п.
При разведке месторождений с крутым падением пластов
полезного ископаемого возникает необходимость бурения на-
клонных скважин, которые бурить значительно труднее, чем
вертикальные. В таких случаях целесообразно применение на-
правленного бурения, когда закладывают вертикальные или
слабонаклонные скважины, а на глубине их искривляют и
пересекают полезное ископаемое вкрест его простирания в на-
меченном месте.
Искусственное искривление в заданном направлении исполь-
зуется для бурения многозабойных скважин, когда из основ-
ного ствола отводится несколько дополнительных стволов, пе-
ресекающих полезное ископаемое по установленной разведоч-
ной сети (рис. 75). Многозабойное бурение осуществляется
в следующем порядке. После подсечения рудного тела основ-
ным стволом скважины на определенном расстоянии от забоя
устанавливают отклонитель и забуривают новый ствол, кото-
рым пересекают полезное ископаемое в другой точке. Так же
производится бурение остальных дополнительных стволов. Их
можно забуривать как из основного, так и из любого вновь
созданного ствола. При проектировании таких скважин должен
учитываться необходимый угол их встречи с полезным иско-
паемым.
Для предупреждения чрезмерного перегиба бурильной ко-
лонны при работе радиус кривизны искривленной скважины
должен быть не менее 60 м.
Стоимость бурения 1 м мпогозабойных скважин выше, чем
обычных, примерно на 15—20%. Однако при многозабойном
бурении уменьшаются затраты времени и средств на монтаж,
демонтаж и транспортировку оборудования, а также сокраща-
ется объем бурения скважин.
Анализ экономической эффективности многозабойного бу-
рения показывает, что при сооружении неглубоких скважин (до
250—300 м) его применение невыгодно. Бурение же глубоких
мпогозабойных скважин дает экономию, достигающую 40—
55%.
Направленное бурение осуществляют с учетом геологиче-
ского строения разреза и закономерностей искривления сква-
жин. В соответствии с желаемым направлением искривления
нужно применять такую технологию бурения, которая или уси-
ливает естественное искривление скважины, или, наоборот, про-
тиводействует ему. Например, если необходимо увеличить зе-
нитный угол скважины в сторону выполаживания, нужно при-
менять короткий колонковый снаряд с коронкой, имеющей
большой выход резцов, повысить осевую нагрузку на породо-
разрушающий инструмент.
Технические средства для искусственного искривления по
назначению разделяются на следующие группы:
8* 227
Многозабойная Обычные
скважина скважины
\ ,____л___
t
Рис. 75. Схема подсечения крутопада-
ющего рудного тела мпогозабойной
скважиной
Рис. 76. Стационарный отклоняющий
клин:
1 — установочная труба; 2— заклепки; 3 —
клин; 4, 8—распорные конусы; 5 — крепеж-
ный винт; 6 — шток; 7—соединительный па-
трубок
1) стационарные клинья, используемые для забуривания
дополнительных стволов при бурении многозабойных скважин,
обходе аварийных интервалов в скважине, повторном перебури-
вании полезного ископаемого;
2) отклоняющие снаряды, предназначенные для искусствен-
ного искривления скважин с их естественного забоя, разделяю-
щиеся на:
а) извлекаемые клиновые снаряды, обеспечивающие в про-
цессе искусственного искривления бурение пилот-скважины
уменьшенного диаметра;
б) снаряды многократного действия, позволяющие искрив-
лять скважину при сохранении ее диаметра;
в) бесклиновые скользящие снаряды, обеспечивающие не-
прерывный набор кривизны в течение всего процесса искус-
ственного искривления при сохранении диаметра скважины;
3) шарнирные и центрированные компоновки колонковых
наборов, включающие:
228
а) шарнирные компоновки, предназначенные для выпола-
живания скважин в благоприятных геологических условиях
или для дальнейшего искривления скважины, которое перво-
начально выполнено при использовании какого-либо отклоняю-
щего снаряда;
б) центрированные компоновки, используемые для сниже-
ния интенсивности естественного искривления скважин и про-
работки интервалов искусственного искривления.
Клиновые стационарные (неизвлекаемые) отклонители
КОС-73-2,5°; КОС-57-2,5°; КОС-44 1,5° состоят (рис. 76) из
цельнометаллического клина и раскрепляющего устройства.
Клин 3 вместе с раскрепляющим устройством спускается в сква-
жину на бурильных трубах и устанавливается на забой. Под
действием массы бурильной колонны или дополнительной на-
грузки гидравлической системы станка срезается крепежный
винт 5, и корпус раскрепляющего устройства, имеющий в верх-
ней и нижней частях пластины с внутренними плашками, пе-
реместится относительно конусов 4 и 8, соединенных штоком
6, и расклинится в скважине. Затем, увеличивая осевую на-
грузку до 30—35 кН, срезают заклепки 2, и бурильную колонну
с установочной трубой 1 извлекают из скважины.
Отбуривание от стационарного клина КОС-73 производится
снарядом, состоящим из коронки или долота диаметром 76 мм,
колонковой трубы диаметром 57 мм и бурильных труб диа-
метром 42 мм. Длина колонкового набора не должна превы-
шать 1,3 м. Первые 1,5 м следует бурить на минимальной ча-
стоте вращения при осевой нагрузке 4—5 кН. Второй рейс при
отбуривании от клина ведут снарядом той же компоновки, но
с длиной колонкового набора 1,7—1,75 м. Работу ведут на
второй скорости станка, постепенно увеличивая осевую на-
грузку до предусмотренной технологией бурения в данных по-
родах. Процесс отбуривания считается законченным, когда
скважина будет отбурена от клина на длину 3-метрового ко-
лонкового набора. Дальнейшее бурение ведется буровым сна-
рядом обычной компоновки.
Клинья КОС могут быть установлены на искусственный
забой, созданный в любом месте скважины, что используется
при необходимости зарезки дополнительного ствола (например,
при многозабойном бурении). Для создания искусственного
забоя используется пробка-забой ПЗ, которая выпускается трех
диаметров 73, 57 и 44 мм.
Пробка забой (рис. 77) состоит из собственно пробки и
гидропривода. Промывочная жидкость, закачиваемая в сква-
жину через бурильную колонну, перемещает вниз шток / гид-
ропровода, а вместе с ним конус 3, срезая фиксирующий винт 2.
Плашки 5, раздвигаемые конусом, расклинивают корпус 4
пробки в скважине. После этого вращением бурильной колонны
вправо гидропривод отсоединяется от пробки и извлекается
из скважины.
229
Рис. 77. Пробка-забой:
а — гидропривод; б — пробка
Рис. 78. Отклоняющий сна-
ряд СО 73/46-3°
Из извлекаемых клиновых снарядов наиболее широко при-
меняются отклоняющие снаряды СО-73/46-30 и СО-57/36-30 кон-
струкции ВИТР, снаряды направленного бурения СНБ-КО-89,
СНБ КО-73, СНБ-КО-57 конструкции КазИМС и СНБ-АС-73,
СНБ-АС-57 конструкции ЮКТГУ.
Отклоняющий снаряд 00-73/46-3° (рис. 78) состоит из цель-
нометаллического клина 9, соединенного с корпусом 5 снаряда
заклепкой 8 и шпонкой-ограничителем 7. Буровой снаряд 6, диа-
метр которого на порядок меньше диаметра скважины, соеди-
няется с корпусом 5 винтами 4.
После ориентированной установки отклоняющего снаряда
на забое скважины гидравлической системой станка создается
230
нагрузка и срезается заклепка 8. Освободившийся корпус сна
ряда проседает вниз и прочно закрепляет клин в скважине,
расклиниваясь между стенкой скважины и желобом клина.
Увеличивая нагрузку до 20—25 кН, срезают винты 4. Буровоп
снаряд опускается вниз и гайка 2 входит в конусную расточку
втулки 3. Снижая нагрузку до 0,5—1 кН, вращением колонны
бурильных труб вывинчивают переходник 1 из гайки 2. Осво-
бождая таким образом снаряд от корпуса 5, начинают отбури-
вание пилот-скважины. Бурение ведут на первой скорости
станка при осевой нагрузке 0,5—1 кН с постепенным увеличе-
нием последней до 3—5 кН (2—4 кН для СО-57/36). После
выхода бурового снаряда из желоба клина переходят на вто-
рую скорость шпинделя и увеличивают осевую нагрузку до 7—
9 кН (4—5 кН для СО 57/36). Пробурив пилот-скважину дли
ной 1,3 м (для СО 57—1,2 м), буровой снаряд извлекают из
скважины. При этом фланец переходника 1 упирается в ниж-
ний торец втулки 3, и клиновой отклоняющий снаряд полностью
поднимается на поверхность Затем пилот-скважина расшпря
ется ступенчатым расширителем РС-59/76 (для СО-57/36 рас
ширитель РС-46/59). Продолжают бурение расширенной до
первоначального диаметра скважины обычным колонковым
снарядом.
Периодическая установка извлекаемых клиновых снарядов
типа СО, СНБ-10, СНБ-АС по мере углубки скважины обес-
печивает ее искусственное искривление с необходимым набором
кривизны.
Важное преимущество безклиновых скользящих снарядов
непрерывного действия, применяемых для направленного ис-
кривления скважин,— возможность равномерного набора кри-
визны одновременно с бурением без потери диаметра. Произ
водственные предприятия применяют следующие снаряды этой
группы: ТЗ-З-57 (73, 89, 108), БСНБ-57 (73, 89, 108),
СНБ-ИМР-73 (89), СБС 46 (59).
Снаряд T3-3-73 (тарбаган забайкальский) состоит
(рис. 79) из вращающейся части — ротора I и невращаю-
щейся — статора II. Статор служит для создания отклоняющей
силы и стабилизации ее направления в процессе бурения. Вра
щающийся при бурении ротор снабжен долотом И и обеспечи-
вает продвижение забоя скважины.
Вал ротора имеет центральный промывочный канал и со-
стоит из двух частей, соединенных между собой шлицевым
узлом 7. Опорными выступами 2 и 10 вал опирается на под-
шипники. Узел блокировки 4 фиксирует взаимное положение
ротора и статора при транспортировке и ориентировании от-
клонителя.
Распорпо-отклоняющий узел статора состоит из нижнего 9
и верхнего 8 полуклиньев, между которыми размещен выдвиж
ной ползун 12, имеющий скошенные под углом 45° торцы и сое-
диненный с полуклиньями Г-образными пазами.
231
Рис. 79. Отклоняющий снаряд T3-3-73
Рис. 80. Скользящий бесклиновой снаряд СБС
При транспортном положении снаряда статорная пружина
3 сжата на 2—5 мм и обеспечивает блокировку, а роторная
пружина 5, сжатая при сборке на 30 мм, обеспечивает втяги-
вание ползуна в корпус отклонителя.
После спуска в скважину и ориентирования в нужном на-
правлении снаряд ТЗ устанавливают на забой и создают осе-
вую нагрузку. При этом верхняя часть вала за счет шлицевого
узла 7 смещается вниз, воздействуя через верхний подшипнико-
вый узел 1 на статорную пружину. Усилие пружины переда-
ется корпусу 6, который опускается и выдвигает ползун до
упора в стенку скважины. При сжатии статорной пружины
фиксатор расблокируется, и ротор получает возможность вра-
щаться относительно статора. В процессе бурения нижняя
часть ротора и долото отклоняются в противоположную от
ползуна сторону. Для стабилизации направления статора на
ползуне установлена каретка катков 13, которые по мере уг-
лубления скважины перекатываются по ее стенке и препят-
ствуют угловому смещению корпуса отклонителя.
Скользящий бесклиновый снаряд СБС (рис. 80) конструк-
тивно имеет много общего со снарядом ТЗ-З.
После спуска и ориентирования СБС устанавливают на за-
бой н создают необходимую нагрузку, которая через переход-
ник /, соединяющий бурильную колонну с ведущим валом 5, пе-
редается на тарельчатые пружины 2, подшипник 3 и клин 4.
Клип, перемещаясь вниз, выдвигает распорную каретку 6 за
пределы корпуса, а ролики 7 упираются в стенку скважины и
удерживают снаряд от проворачивания. Подшипниковый узел 8
при этом, сжимая пружину 9 и смыкая шлицевой разъем 11,
упирается в бурт корпуса 10 и надвигает отклонитель 13 на
сместитель 14, который смещается от оси снаряда. Ведомый
вал 15 изгибается в шлицевом шарнире 12 и отклоняет пере-
ходник 16 с долотом в проектном направлении.
Отклоняющие снаряды с шарнирной компоновкой состоят
из специальной коронки 1 с утолщенной матрицей (12АЗ,
13ИЗ, колонковой трубы 2, диаметр которой па порядок меньше
диаметра коронки и шарнирного устройства 4, за которым сле-
дуют бурильные трубы. Наличие шарнира уменьшает жесткость
соединения колонкового набора с бурильной колонной. Такой
снаряд опирается на стенку скважины коронкой и шарнирным
устройством (рис. 81, а). При этом ось колонкового набора
устанавливается под углом к оси скважины. За счет постоян-
ного сохранения этого угла перекоса в процессе бурения про-
исходит непрерывный набор кривизны скважины. Интенсив-
ность искривления тем больше, чем больше угол перекоса и
меньше длина колонкового набора.
Применяются также отклоняющие снаряды с шарнирным
устройством, у которых колонковая труба разделена муфтой
3, являющейся промежуточной опорой (рис.. 81, б). Диаметр
муфты на 1—3 мм меньше диаметра коронки. Положение
233
Рис. 81. Шарнирные компоновки снаряда:
а — с опорой на коронку; б — с промежуточной опорой
муфты относительно коронки и шарнира влияет на интенсив-
ность искривления скважины.
Шарнирные компоновки снарядов можно применять в ком-
бинации с клиновыми отклонителями. В настоящее время се-
рийно выпускаются шарнирные устройства: ШУ-73-60, ШУ-57-30,
ШУ-44-30.
Отклонители в скважинах ориентируются с помощью раз-
личных ориептаторов, которые можно разделить на погруж-
ные, входящие в состав бурового снаряда (ШОК, СТ-1М, СЭОКЛ
и др), и на извлекаемые, опускаемые внутрь бурильной ко-
лонны только на период ориентации отклонителей («Курс»,
«Луч», УШО). Наиболее совершенные и точные — приборы вто-
рой группы.
§ 9. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
Общие сведения
Аварией при бурении называется непредвиденное прекра-
щение углубления скважины, вызванное нарушением нормаль-
ного состояния скважины или находящегося в ней бурового
инструмента.
Для вращательного бурения наиболее характерны аварии:
с бурильными трубами: 1) обрыв и развертывание их при
бурении; 2) падение части колонны в скважину при спуско-
подъемных операциях;
с колонковым снарядом: 1) развинчивание и оставление
в скважине; 2) прихваты и затяжки при извлечении из сква-
жины;
234
с породоразрушающими инструментами: 1) оставление
в скважине; 2) разрушение алмазосодержащей матрицы;
3) прижог коронки;
с обсадными трубами: 1) развинчивание в процессе буре-
ния нижней части колонны; 2) падение части колонны в сква-
жину при ее спуске; 3) обрыв колонны при извлечении из
скважины (редко при спуске); 4) протертость труб в резуль-
тате трения о них бурильной колонны;
связанные с падением в скважину мелких инструментов или
посторонних предметов.
Во избежание аварий с бурильными трубами необходимо:
1) во время каждого подъема систематически осматривать бу-
рильную колонну и своевременно выбраковывать ее части, име-
ющие дефекты или чрезмерный износ; 2) учитывать продол-
жительность работы труб, не включать в колонну трубы раз-
личного качества; 3) применять бурильные трубы, диаметр
которых наиболее близок диаметру скважины, использовать
резиновые кольца-протекторы, что позволяет уменьшить изги-
бающие колонну напряжения; 4) правильно отрабатывать бу-
рильные трубы в процессе бурения, чтобы износ был равно-
мерным по всей длине колонны; 5) следить за состоянием
резьбовых соединений, трубы свинчивать до отказа, смазывать
резьбу графитовой смазкой; 6) для улучшения условий работы
нижней части бурильной колонны применять УБТ; 7) принад-
лежности для спуско-подъемных операций содержать в посто-
янной исправности.
Для предупреждения прихватов бурового снаряда в сква-
жине шламом, кусками породы или отделившейся от стенок
глинистой корки нужно: 1) не оставлять его на забое без по-
дачи промывочной жидкости в скважину; 2) при внезапном
прекращении циркуляции промывочной жидкости приподни-
мать снаряд над забоем на 1,5—3 м; 3) применять промывоч-
ную жидкость, качество которой соответствует характеру бури-
мых пород; 4) содержать в чистоте забой скважины.
Кроме обязательной промывки скважины, в конце каждого
рейса перед подъемом снаряда нужно периодически произво-
дить специальную очистку скважины снарядом, состоящим из
короткой колонковой длинной шламовой труб.
Для предупреждения разрушения алмазеодержащей мат-
рицы коронок необходимо: 1) очищать забой скважины от кус-
ков породы и металлических частиц перед спуском снаряда;
2) соблюдать оптимальные осевые нагрузки на породоразру-
шающий инструмент; 3) тщательно осматривать алмазную ко-
ронку перед каждым спуском ее в скважину, отбраковывать
коронку при наличии в матрице значительных трещин, глубо-
ких размывов, следов начавшегося разрушения матрицы или
корпуса; 4) включать в состав снаряда алмазный калибровоч-
ный расширитель, а в случае его отсутствия соблюдать оче-
редность работы коронками в соответствии с их диаметрами;
235
5) принимать меры по предупреждению вибрации снаряда;
6) при бурении по сильнотрещиноватым и разрушенным поро-
дам снижать осевую нагрузку на коронку и частоту вращения
снаряда.
Для предупреждения прижога коронки, т. е. спекания ее
с горной породой на забое, необходимо следить за работой
промывочного насоса, контролировать количество закачивае-
мой в скважину жидкости, а также исключить возможность ее
потерь при движении по бурильной колонне. Резьбовые сое-
динения бурильной колонны должны быть герметичными,
для чего следует применять уплотнительную смазку. С по-
вышением давления промывочной жидкости нужно снижать
осевую нагрузку на коронку. При подклинивании .керна
необходимо прекратить бурение и поднять снаряд на поверх-
ность.
Чтобы обсадные трубы, установленные в скважине, при
бурении не развинчивались, рекомендуется перед их свинчива-
нием резьбовые соединения смазывать разогретой смолой, ко-
торая, застыв, исключает развинчивание труб, а низ колонны
тампонировать.
Падение в скважину мелких инструментов и посторонних
предметов можно не допускать, закрывая во время бурения
устье скважины металлическим диском с отверстием для бу-
рильной трубы, а после извлечения снаряда из скважины —
деревянной пробкой.
Для предупреждения обрыва канатов следует: 1) осущест-
влять за ними надлежащий уход; 2) следить за их правильной
укладкой на барабанах лебедок; 3) не допускать их пере-
грузки.
Инструменты, применяемые для ликвидации аварий
Даже при безаварийной работе на каждой буровой уста-
новке должен быть набор инструмента для захватывания и
извлечения оставленных в скважине частей бурового снаряда,
обсадных труб, стального каната и других предметов. Такой
инструмент называется ловильным.
Метчики ловильные предназначены для ловли бурильных,
колонковых и обсадных труб. На конической поверхности кор-
пуса метчика нарезана мелкая треугольная резьба, которой
метчик соединяется с оставленной в скважине трубой. Кроме
того, на рабочей поверхности метчика профрезерованы про-
дольные канавки, которые образуют режущую кромку, обра-
щенную в сторону вращения метчика. Нарезка на верхней
цилиндрической части метчика служит для соединения послед-
него с бурильными трубами, на которых его опускают в сква-
жину.
Для ловли бурильных труб в скважинах большого диаметра
метчики оснащаются направляющими воронками (рис. 82, а).
236
a
Колокол ловильный (рис. 82, б) применяется для ловли бу-
рильных труб. Он более надежен, чем метчик, который не
всегда применим и нередко разрывает верхнюю часть трубы
при ввинчивании в нее. На внутренней конусной поверхности
колокола нарезана треугольная резьба и профрезерованы про-
дольные канавки. Колокол спускают в скважину на бурильных
трубах и вращением навинчивают на ловимую трубу. В сква-
жинах большого диаметра применяют колоколы с направляю-
щими воронками.
Кроме обычных ловильных метчиков и колоколов, имеющих
правую резьбу, для развинчивания колонны труб и извлечения
ее из скважины по частям применяются метчики и колоколы
с левой резьбой.
Изготовляют метчики и колоколы из стали марки 12ХН2,
поверхность конусной резьбовой части этих инструментов под-
вергается цементации па глубину 0,8—1 мм и закалке.
Захват оставшихся в скважине бурильных труб с клиновид-
ной или спиралеобразной формой оборванной части обычным
237
колоколом невозможен. В этих случаях применяют проходной
колокол, позволяющий пропускать оборванный конец буриль
ной трубы внутрь корпуса и захватывать ее за цилиндрическую
поверхность ниже места обрыва.
Для извлечения оборванных бурильных труб используют
также ловители ЛОМ-50 и ЛОГ-50. Они дают возможность за-
хватывать трубу, вращать ее, промывать скважину через ава
рийный инструмент. В случае необходимости ловители осво-
бождаются от захвата.
Корпус 7 ловителя ЛОМ-50 (рис. 83) соединен фрезерным
переходником 2 с бурильной колонной 1. В конусной! части 10
корпуса помещены плашки 9, соединенные пластинчатыми пру
жинами 8 с приемной трубой 6, которая через шариковый! под
шипник 4 связана с ниппелем 3.
Спущенным в скважину ловителем накрывается оборванная
колонна 5 с таким расчетом, чтобы ее верхняя часть вошла
в приемную трубу. При этом под действием массы деталей
узла захвата плашки опускаются в конусе и при подъеме рас-
клинивают оборванную колонну. Одновременно манжета 11
герметизирует кольцевой зазор между бурильными трубами и
корпусом ловителя, что дает возможность закачивать промы
вочпую жидкость через аварийную колонну к забою
скважины.
Если извлечь снаряд не удается, ловитель опускают вниз.
Верхний конец оборванных труб 5 при этом войдет в зубчатый
торец ниппеля 3, поднимет его до соприкосновения с фрезер-
ным переходником 2. При вращении снаряда переходник 2
навинчивается на ниппель 3 и удерживает узел захвата в верх-
нем положении. После этого ловитель поднимается на поверх-
ность.
В состав комплексов ССК входят гладкие и граненые пики,
предназначенные для захвата колонковых и бурильных труб.
Граненые пики в отличие от гладких позволяют развинчивать
бурильную колонну с извлечением ее из скважины по частям.
Труболовки используются для извлечения из скважины об-
садных и колонковых труб.
На рис. 84 изображена гидравлическая труболовка ТГ, в ци-
линдрическом корпусе 5 которой помещен поршень 3 с уплот-
нением 2, отжимаемый пружиной 6 вверх. Шток поршня через
палец 7 и тяги 8 связан с плашками 10, которые могут пере-
мещаться по конусу 11 корпуса труболовки
Труболовка спускается в скважину на бурильных трубах.
После установки ее внутри извлекаемой трубы включают на-
сос Под давлением промывочной жидкости поршень, сжимая
пружину, движется вниз. Вместе с ним опускаются шток, па-
лец, тяги и плашки. Скользя по конусу, плашки разводятся и
захватывают аварийную трубу. При натяжении бурильной ко-
лонны плашки еще больше врезаются в поверхность трубы и
надежность захвата увеличивается.
238
84
85
86
Рис. 84. Гидравлическая труболовка:
1 — переходник; 2 — резиновое уплотнение; 3 — поршень; 4 —
пята поршня; 5 — цилиндрический корпус; 6 — пружина; 7 —
палец; 8 — тяга; 9 — заклепки; 10 — плашки; 11 — конус; 12 —
наконечник
Рис. 85. Гидравлический труборез:
1 — переходник; 2 — корпус; 3 — пята поршня; 4 — резцы; 5 —
пружина; 6 — ось; 7 — регулировочные прокладки; 8 — пла-
стинчатые пружины; 9 — резиновое кольцо; 10 — поршень; П —
шарик
Рис. 86. Метчик-коронка:
1 — метчик; 2 — коронка
Если трубу извлечь из скважины не удалось, труболовка
освобождается от нее путем осаживания бурильных труб вниз.
Пружина 6 возвращает плашки в верхнее положение, и тру-
боловка извлекается из скважины.
Труборезы гидравлические ТРГ (рис. 85) применяются для
резания колонковых и обсадных труб в случае невозможности
извлечения их из скважины.
239
Труборез состоит из корпуса 2, в котором помещен пор-
шень 10, отжимаемый вверх пружиной 5. В прорези поршня
на оси 6 установлены два резца 4, поджимаемых пластинча-
тыми пружинами 8. Концы резцов выведены в пазы корпуса.
Поршень имеет сквозное отверстие для прохода промывочной
жидкости.
После спуска трубореза до места его работы внутрь бу-
рильной колонны забрасывают шарик 11 и закачивают промы-
вочную жидкость. При создании давления 0,7—1 МПа поршень,
двигаясь вниз, сжимает пружину и выдвигает резцы, разрезаю-
щие трубу при вращении снаряда.
Труборезы-труболовки ТТ представляют собой сочетание
режущего и захватывающего узлов, что позволят за один спуск
снаряда произвести отрезание части трубы аварийной колонны,
ее захват и извлечение на поверхность.
Метчик-коронка МК (рис. 86) состоит из укороченного мет-
чика и твердосплавной коронки с выпуском резцов не менее
1,5 мм. Служит МК для извлечения из скважины оставленной
в ней буровой коронки. Метчик-коронку, соединенную с колон-
ковой трубой, опускают в скважину на бурильных трубах и
разбуривают керн внутри аварийной коронки на первой пере-
даче станка, с осевой нагрузкой 2500—3000 Н, при закачива-
нии (0,34—0,5)-10~3 м3/с промывочной жидкости. По мере раз-
буривания керна метчик соприкасается с оставленной корон-
кой и захватывает ее, после чего извлекается снаряд.
Мелкие предметы, попавшие в скважину, могут быть извле-
чены с помощью паука, представляющего собой трубу, на ниж-
нем конце которой вырезаются зубья высотой 150—200 мм.
Верхним концом паук соединяется с колонной бурильных труб,
на которых он опускается в скважину. Перед спуском паука
рекомендуется забросить на забой небольшое количество вяз-
кой глины. После установки паука на забой, на него нажимают
сверху и проворачивают. В результате зубья паука загиба-
ются внутрь и захватывают находящийся на забое мелкий
предмет.
Мелкие стальные предметы удаляют из скважины магнит-
ными ловушками <ПМ (рис. 87), в корпусе 1 которых помещены
постоянные магниты 2. Ловушку спускают в скважину на бу-
рильных трубах. Вращая снаряд, твердосплавной коронкой 3
немного углубляют скважину, после чего осторожно поднимают
инструмент на поверхность.
Для разрушения оставленных в скважине алмазных коронок
или других металлических предметов, которые невозможно из-
влечь на поверхность, применяют фрезерные коронки ФК. Если
ловильным инструментом невозможно извлечь оставленный
в скважине колонковый набор с керном, его разрушают фре-
зером с направлением ФН.
Для очистки забоя скважины от обломков матрицы алмаз-
ной коронки, мелких кусков металла и твердого сплава исполь-
240
87
88
Рис. 87. Магнитная ловушка
Рис. 88. Ловушка секторов матриц
Рис. 89. Вибратор скважинный:
/ — переходник; 2 —• шток; 3 — верхняя зубчатая полумуфта;
4 — корпус; 5 — нижняя зубчатая полумуфта; 6 — гайка; 7 — про-
мывочная трубка; 8—уплотнение; 9—соединительный ниппель;
10 — переходник; // — отсоединнтель; 12 — метчнк
89
зуется ловушка секторов матриц <ПСМ (рис. 88), состоящая из
корпуса / с эксцентрично расположенными в нем каналом 2
для промывочной жидкости и карманом 3 для сбора обломков
матрицы и металла. В нижнюю часть корпуса ловушки ввин-
чивается твердосплавная коронка 4 для разбуривания пенька
керна.
Очистка забоя производится при вращении снаряда с ча-
стотой до 1,7 с-1. Нагрузка на коронку должна быть не более
1500 Н, а расход промывочной жидкости — не менее
0,83• 10-3 м3/с. Время работы ловушки на забое скважины 10—
15 мин.
241
Для ликвидации аварий при бурении скважин комплексом
КССК-76 предназначен комплект ловильного инструмента
КЛИН-76, в который входят 10 метчиков двух типоразмеров,
метчик-коронка, труборез-труболовка и запасные части.
Для ликвидации аварий, связанных с прихватом бурового
снаряда, применяются забойные вибраторы: механические
ВС-1 и гидравлические ВГ.
Вибратор скважинный ВС-1 (рис. 89) с метчиком 12 или
колоколом спускается в скважину на колонне бурильных труб.
При постановке вибратора на верхний конец аварийного сна-
ряда шток 2 вместе с нижней зубчатой полумуфтой 5 опускают
до упора переходника 1 в зубчатую полумуфту 3. Медленно
вращая инструмент, вводят в зацепление выступы переходника
М с пазами полумуфты 3. Продолжая после этого вращение ин-
струмента, надежно свинчивают метчик (колокол) с трубой
прихваченного снаряда. Затем натягивают инструмент с силой,
превышающей вес ловильного инструмента на 7—8 Н. Косые
кулачки полумуфты 3 при этом войдут в скользящее зацепление
с косыми кулачками полумуфты 5, соединенной штоком 2 и пе-
реходником 1 с колонной бурильных труб.
Сохраняя натяжение бурильной колонны, приводят ее во вра-
щение шпинделем станка. При этом будет вращаться переход-
ник /, шток 2, полумуфта 5 и промывочная трубка 7. Осталь-
ная часть вибратора, соединенная с прихваченным снарядом,
вращаться не будет (до его освобождения). Косые кулачки
вращающейся полумуфты 5, скользя по кулачкам полумуфты
3, создают колебания, частота которых в 4 раза больше частоты
вращения инструмента.
«Ликвидация аварий
Аварию в скважине важно своевременно обнаружить, чтобы
предупредить ее осложнение. Так, если бурильщик не заметил
обрыв бурильных труб и продолжает бурение, верхний конец
оборвавшейся колонны может быть сбит в сторону и деформиро-
ван. Кроме того, из-за нарушения циркуляции промывочной
жидкости в скважине оборванная часть снаряда может оказаться
прихваченной оседающими частицами шлама. Ликвидировать
такую аварию значительно сложнее, чем простой обрыв буриль-
ной колонны. Поэтому мастер обязан внимательно следить за
работой поверхностного оборудования и бурового снаряда
в скважине.
Обрыв бурильных труб может быть замечен по следующим
признакам: 1) облегчается работа бурового насоса, уменьша-
ется давление на его нагнетательной линии; 2) снижается
вес бурильной колонны, легче вращается снаряд в скважине;
3) при бурении с догрузкой происходит внезапный провал сна-
ряда, а при бурении с разгрузкой уменьшается давление масла
в гидросистеме; 4) прекращается углубление скважины.
242
Установив, что в скважине произошел обрыв бурильных труб,
бурильщик должен немедленно прекратить бурение и поднять
на поверхность верхнюю часть оборвавшейся колонны. Длина
поднятых бурильных труб позволяет выявить местонахождение
верхнего конца оставленного в скважине снаряда. По нижнему
концу поднятой части колонны устанавливается характер обрыва
и подбирается ловильный инструмент.
Положение и форма верхнего конца оборванного снаряда
могут быть определены по отпечатку на аварийной печати, опу-
скаемой в скважину на бурильных трубах и представляющей
собой короночное кольцо, в которое снизу забита деревянная
пробка. Торцовая поверхность пробки покрыта воском, парафи-
ном или мастикой.
Ловильный инструмент опускают в скважину на бурильных
трубах, не доходя 1—1,5 м до места обрыва, промывают метчик
(колокол) и осторожно на 3—4 нитки резьбы соединяют его
с верхним концом находящегося в скважине снаряда. Затем, за-
качивая в скважину промывочную жидкость для удаления осев-
шего шлама, пытаются приподнять снаряд с помощью гидравли-
ческой системы станка. После того как удается стронуть снаряд
с места, ввинчивают в него до отказа ловильный инструмент и
извлекают из скважины.
Наиболее распространенные при вращательном бурении ава-
рии — прихваты снаряда — в большинстве случаев требуют при-
менения сложных и трудоемких способов ликвидации.
Первоочередные мероприятия в случае прихвата бурового
снаряда — его расхаживание с помощью лебедки или гидравли-
ческой системы станка и восстановление циркуляции промывоч-
ной жидкости, если она оказалась нарушенной.
При нарушении циркуляции промывочной жидкости, как пра-
вило, происходит завал снаряда обвалившейся породой, его
прихват осевшим шламом или сорванной со стенок скважины
глинистой коркой, а также прижог коронки. Давление на на-
гнетательной линии насоса при этом сильно повышается, вплоть
до срабатывания предохранительного клапана.
Отличительные признаки прихвата снаряда — свободная цир-
куляция промывочной жидкости без повышения давления на бу-
ровых насосах из-за прилипания к глинистой корке стенок сква-
жины, а также его затяжка в узкие желоба, образующиеся
в местах резких перегибов ствола скважины.
В случае прихвата снаряда осевшим на него сверху шламом
или обвалившейся породой необходимо, прежде всего, восста-
новив циркуляцию, размыть шламовую пробку. Если циркуля-
ция полностью нарушена и восстановить ее не удается, размы-
вают завал сверху. Для этого промывочную жидкость закачи-
вают через бурильные трубы, опущенные рядом с находящейся
в скважине бурильной колонной, или через обсадные трубы,
надетые на нее. Промывочные трубы по мере размывания шла-
мовой пробки постепенно опускают. После того как шлам будет
243
размыт до переходника колонкового снаряда, последний обычно
легко извлекается из скважины.
Аварии, вызванные боковым прихватом колонкового набора,
заклиниванием его на керне, а также прижогом коронки, лик-
видируют выбиванием снаряда вибратором. Поверхностным
вибратором удается выбить снаряд, прихваченный на глубине
не более 50 м.
Для ликвидации прихвата на большей глубине необходимо
применение скважинного вибратора.
При работе со скважинным вибратором колонну бурильных
труб или часть ее удаляют из скважины, а вибратор присое-
диняют к аварийному снаряду с помощью метчика, колокола
или труболовки, устанавливая его на минимально возможном
расстоянии от места прихвата.
Если извлечь прихваченный снаряд описанными выше спо-
собами не удается, развинчивают и поднимают на поверхность
всю бурильную колонну. Для этого применяют левый ловиль-
ный инструмент (метчик, граненую пику, колокол), опускаемый
в скважину на левой колонне бурильных труб.
Дальнейшее продолжение ликвидации аварии зависит от раз-
меров оставшегося в скважине снаряда и условий, в которых
он находится.
Если прихват снаряда произошел на небольшом удалении
от места смены диаметра бурения и предыдущий интервал не
закреплен обсадными трубами, аварийный колонковый набор
обуривают снарядом, диаметр которого равен диаметру преды-
дущего интервала скважины, заклинивают его и извлекают на
поверхность.
Если обуривание невозможно, следует вывинтить или раз-
бурить переходник колонковой трубы и при небольшой длине
последней уничтожить ее фрезами. При значительной длине
колонковую трубу разрезают труборезом и по частям извле-
кают из скважины.
В некоторых случаях целесообразно после удаления пере-
ходника аварийной колонковой трубы продолжать бурение
внутри нее снарядом меньшего диаметра. После разбуривания
керна и углубления на 5—10 м ниже коронки прихваченного
снаряда в скважину опускают труболовку или метчик, соеди-
няют с аварийной колонковой трубой и извлекают ее на поверх-
ность.
Отвинчивание правого снаряда левым при ликвидации опи-
санных выше аварий — весьма трудоемкая операция. Поэтому
при бурении скважин в условиях возможных осложнений в со-
став снаряда между колонковой трубой и бурильной колонной
следует включать отсоединительный переходник.
Работа отсоединительного переходника (рис. 90) основана
на том, что резьба, соединяющая ниппель 1 с муфтой 2,
благодаря опорным выступам 3 не затягивается в процессе бу-
рения так, как все другие соединения бурильной колонны, и
244
Рис. 90 Отсоединительный переходник
при левом вращении колонны с одновременным
ее натяжением развинчивается в первую оче-
редь.
Наиболее распространенная авария с колон-
ной обсадных труб — отвинчивание ее нижней
части. При этом низ колонны может осесть и
сместиться относительно оси скважины.
Если верх нижней части колонны не повреж-
ден, можно попытаться соединить трубы, совме-
стив их оси с помощью направляющей конусной
пробки. Если соединить трубы не удалось, под-
нимают верхнюю часть колонны на поверхность,
а затем, используя труболовку и вибратор, из-
влекают из скважины остальные трубы. После
этого, заменив испорченные трубы исправными,
обсадную колонну опускают в скважину. Если
нижнюю часть колонны извлечь не удается или невозможно из-за
неустойчивости пород, отвинчивают ее верхнюютрубу, затем опу-
скают верхнюю часть колонны, низ которой снабжен деревян-
ной конической пробкой, и свинчивают ее с нижней. При невоз-
можности отвинтить верхнюю трубу нижней части колонны
приходится опускать в скважину обсадную колонну следую-
щего, меньшего диаметра.
Ликвидация аварии должна вестись под руководством бу-
рового мастера.
§ 10. ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН
Геологоразведочная скважина, пробуренная до проектной
глубины, после проведения в ней намеченного комплекса иссле-
дований подлежит ликвидации.
Ликвидацией скважины называется комплекс мероприятий,
направленных на восстановление нарушенного ею естественного
состояния горных пород с целью охраны недр. Перед ликвида-
цией скважины выполняют: контрольный замер ее глубины,
угла наклона, а иногда азимута, комплексный коротаж, прово-
дят заключительные гидрогеологические исследования.
Ликвидируется скважина в такой последовательности:
1. Если не предполагается использовать скважину в дальней-
шем как эксплуатационную, из нее извлекаются обсадные трубы.
Экономия обсадных труб позволяет удешевить стоимость буро-
вых работ. ,.|
2. После извлечения обсадных труб ствол скважины явля-
ется открытым каналом, по которому водоносные горизонты
сообщаются друг с другом и с пластами полезного ископаемого
Для предотвращения обводнения месторождения полезного ис-
копаемого, с целью защиты водоносных горизонтов от загряз-
245
нения и для сохранения гидрогеологических условий данного
района проводят ликвидационное тампонирование скважины, за-
ключающееся в заполнении ствола скважины или части его
тампонажным материалом, в качестве которого используются
густой глинистый раствор, вязкая глина, цементный раствор,
бетон, цементно-суглинистый раствор и т. п. Глинистый раствор
и глина применяются при ликвидации неглубоких скважин,
сложенных осадочными породами и пересекающих малодебит-
ные водоносные горизонты. Цементный и цементно-суглинистый
растворы используются при ликвидации глубоких скважин, пе-
ресекающих водообильные и водонапорные горизонты. В слу-
чае полного поглощения промывочной жидкости на каком-либо
интервале скважины над зоной поглощения устанавливают
пробку, которая служит опорой для тампонажного материала,
размещаемого выше.
3. В устье скважины прочно закрепляется репер, на котором
обозначаются номер и глубина скважины. Восстанавливается
почвенный слой, нарушенный в процессе бурения скважины.
Комиссией, в которую входят буровой мастер, участковый
геолог (гидрогеолог) и бурильщик, составляется акт на ликви-
дацию скважины.
§ 11. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПРИ КОЛОНКОВОМ БУРЕНИИ
Механическое колонковое бурение геологоразведочных сква-
жин представляет собой сложный производственный процесс,
состоящий из следующих циклично-повторяющихся простых ра-
бочих процессов: 1) подготовка площадки для буровой уста-
новки; 2) монтаж буровой вышки (мачты) и оборудования;
3) собственно бурение, т. е. углубление скважины; 4) крепление
скважины обсадными трубами, 5) гидрогеологические, геофизи-
ческие и другие исследования при бурении; 6) тампонирование
скважины; 7) измерение искривления скважины; 8) извлечение
обсадных труб; 9) демонтаж и перевозка оборудования на но-
вую точку.
Рабочие процессы складываются из операций, которые вы-
полняются в определенной последовательности или частично со-
вмещаются во времени. Так, рабочий процесс «собственно буре-
ние» состоит из таких операций, как: 1) спуск снаряда; 2) уг-
лубление скважины; 3) перекрепление зажимных патронов;
4) наращивание колонны бурильных труб; 5) заклинивание и
срыв керна; 6) подъем снаряда из скважины и т. д.
Качество организации буровых работ характеризуется ба-
лансом рабочего времени, т. е. продолжительностью выполнения
различных операций, выраженной в процентном отношении к об-
щим затратам времени на сооружение скважины. При хорошо
организованных работах за счет сокращения времени на вспо-
могательные операции,простои и ликвидацию аварий увеличива-
ется время чистого бурения, в течение которого происходит
246
углубление скважины. В зависимости от условий работ время
чистого бурения обычно составляет 50—70 %.
Разведочно-буровые партии делятся на отряды, выполняю-
щие буровые работы на определенных территориальных участ-
ках. В каждом отряде работают четыре-шесть буровых устано-
вок. Буровые партии и отряды имеют механические мастерские,
глиностанции, гаражи. В крупных партиях создаются монтаж-
ные бригады, которые осуществляют перевозку и монтаж буро-
вых установок, подводят водопровод и электроэнергию. Диспет-
черская служба обеспечивает круглосуточную беспроволочную
связь с буровыми вышками.
Руководство буровыми работами партии осуществляет техни-
ческий руководитель через производителей работ или начальни-
ков отрядов, которым непосредственно подчинены буровые ма-
стера. В буровых партиях, ведущих глубокое бурение, работают
специалисты-технологи, занимающиеся разработкой и усовер-
шенствованием параметров режима бурения.
Для максимально полного использования оборудования во
времени и соблюдения правильной технологии бурение геолого-
разведочных скважин ведется непрерывно в течение суток,
а также в период всего производственного цикла их сооружения
без каких-либо перерывов.
Буровая установка обслуживается бригадой, состоящей из че-
тырех вахт, работающих 5 дней по 8 ч и имеющих после этого
2 выходных дня. Вахта буровой бригады состоит из бурильщика
и его помощника. Бурильщик руководит работой членов своей
вахты и непосредственно сам управляет станком, следит за ме-
ханизмами, ведет документацию. Помощник бурильщика следит
за работой насосов и двигателей внутреннего сгорания, состоя-
нием промывочной жидкости. При спуско подъемах снаряда он
работает около устья скважины, свинчивая и развинчивая ко-
лонну бурильных труб. Если спуско-подъемные операции вы-
полняются не с полуавтоматическим, а с кольцевым элевато-
ром, в состав вахты включается дополнительно буровой рабо-
чий, который во время СПО работает па рабочей площадке.
При отсутствии в партии монтажных бригад, монтаж, де-
монтаж и перевозку установки на новую точку производят все
члены бригады в одну смену.
Работой одной-двух бригад руководит буровой мастер.
Прогрессивная форма организации труда при бурении геоло-
горазведочных скважин — бригадный подряд, сущностью кото-
рого является низовой хозяйственный расчет. Бригадный подряд
основан на оценке деятельности буровой бригады, оплате и ма-
териальном стимулировании за конечный результат труда с уче-
том качества работы, сроков ее завершения и экономических
затрат, зависящих от бригады.
Бригада определенного численного и квалификационного со-
става заключает с администрацией предприятия договор на вы-
полнение определенного объема работ в установленный срок со-
247
ответственно технической документации, требованиям к качеству
при соблюдении рационального использования материальных ре-
сурсов. Администрация предприятия обязуется обеспечивать
бригаду всеми видами материальных, ремонтных и транспортных
услуг в соответствии с графиком работ и утвержденными норма-
тивами.
Основной планово-отчетный документ для буровой бригады—
наряд задание, который составляется на месяц и доводится до
сведения бригады не позднее чем за 3—5 дней до начала пла-
нового периода. Результаты труда бригады оцениваются спе-
циальной комиссией.
Общий заработок бригады за выполненный объем работ рас-
пределяется между членами соответственно их тарифным раз-
рядам. За выполнение задания в установленный или в сокра-
щенный срок при требуемом качестве и отсутствии перерасхода
материальных затрат члены бригады премируются за счет фонда
заработной платы предприятия.
Характер взаимоотношений между членами бригады, повы-
шение ответственности каждого перед своим коллективом при
работе по бригадному подряду обусловливает сокращение сро-
ков выполнения заданий с высоким качеством и экономической
эффективностью.
Результаты труда буровой бригады и предприятия в целом
оцениваются по механической, рейсовой скоростям проходки,
технической и коммерческой скоростям бурения, а также цикло-
вой скорости строительства скважин.
Механическая скорость проходки (м/ч) определяется углуб-
лением скважины за 1 ч чистого бурения без учета времени, за-
траченного на спуск и подъем снаряда, крепление скважины и
выполнение вспомогательных работ,
vN = l/t, (50)
где I—углубление за время чистого бурения t.
Механическая скорость проходки зависит от твердости и аб-
разивности пород, типа бурового оборудования и породораз-
рушающего инструмента, принятой технологии бурения и ква-
лификации членов буровой бригады.
Рейсовая скорость проходки (м/ч) определяется величиной
углубления скважины за время, затраченное па все работы от
спуска бурового снаряда в скважину до подъема его на поверх-
ность,
Пр = + tl + ^2 4- ^3 + ^4 4“ ^5 4“ (51)
где li — углубление за рейс, м; время: t — чистого бурения за
рейс, ч; Л — на спуск бурового снаряда в скважину, ч; t2— на
подготовку к бурению, ч; t3 — на перекрепление зажимных пат-
ронов и наращивание бурильной колонны, ч; Ц — на подготовку
к подъему снаряда, ч; 15 — на подъем снаряда из скважины, ч;
t6 — на смену колонкового снаряда или породоразрушающего
инструмента, ч.
248
Рейсовая скорость проходки зависит от механической ско-
рости, углубления за рейс, глубины скважины и организации ра-
бот в течение рейса.
Техническая скорость бурения (м/ч) определяется объемом,
пробуренным одной бригадой в течение месяца, с учетом вре-
мени, затраченного на чистое бурение, спуск и подъем снаряда,
все сопутствующие рейсу вспомогательные операции, крепление
скважины, проведение в ней измерений, профилактический ре-
монт оборудования,
от = £/(Т + Л+Л), (52)
где L — углубление скважины бригадой за месяц, м; время: Т—
чистого бурения бригадой за месяц, ч; 7\— на спуск и подъем
снаряда, а также все сопутствующие рейсу вспомогательные опе-
рации за месяц работы бригады, ч; Т2 — затраченное за месяц
работы бригады на замеры искривлений, крепление скважины,
ее тампонаж, профилактический ремонт оборудования, гидрогео-
логические, геофизические и прочие исследования, ч.
Коммерческая скорость бурения (м/ч) определяется коли-
чеством метров, пробуренных бригадой в течение одного месяца,
с учетом всего времени, затраченного на сооружение скважины,
за исключением времени на монтажно-демонтажные работы и
перевозку буровой установки на новую точку,
Vk — Ll(T7\4~ Т2 + Та), (53)
где Т3 — время, затраченное бригадой за месяц на простои и
ликвидацию аварий, ч.
Цикловая скорость строительства скважины (м/мес) опреде-
ляется глубиной скважины, деленной на общие затраты времени
в месяцах от перевозки и установки бурового оборудования до
ликвидации скважины,
v^ = L0/T0, (54)
где Lo — глубина скважины, м; То — общие затраты времени на
сооружение скважины, мес.
Цикловая скорость строительства существенно зависит от
правильной организации труда. Использование монтажных
бригад позволяет значительно повысить цикловую скорость.
Парковая скорость бурения характеризует эффективность ис-
пользования оборудования. Определяется она делением общего
объема пробуренных скважин за год, на среднегодовое количе-
ство буровых установок, которые имелись на данном предприя-
тии. При большом количестве резервного или находящегося в ре-
монте оборудования парковая скорость по данному предприятию
резко снижается.
При выборе типа буровых установок и их привода для вы-
полнения планируемых работ решающее значение имеют глубина
скважин, буримость пород и проектируемая технология буре-
ния. Следует также учитывать целесообразность использования
249
буровых установок одного типа, что значительно облегчает экс-
плуатацию оборудования, организацию ремонтных работ, изго-
товление п взаимозаменяемость запасных частей, а также спо-
собствует специализации буровых бригад.
Учитывая необходимость периодического ремонта оборудова-
ния, а также резерв для замены неожиданно вышедших из строя
механизмов агрегата, количество буровых установок, необходи-
мых для выполнения проектируемых работ, можно определить
по формуле
и = QIqtk, (55)
где Q — объем проектируемых работ, м; q— плановая произво-
дительность на станко-месяц (коммерческая скорость); t — ка-
лендарная продолжительность работ; k — коэффициент исполь-
зования имеющегося оборудования (k=0,64-0,85).
Перед началом бурения скважины главный инженер партии,
его заместитель по технике безопасности и буровой мастер про-
веряют состояние буровой установки, уделяя особое внимание
вопросам техники безопасности. В некоторых случаях все меха-
низмы бурового агрегата испытывают под нагрузкой. Работы по
бурению скважины могут быть начаты после составления акта
о готовности буровой установки.
Основной документ, которым руководствуется бурильщик
в процессе сооружения скважипы,— геолого-технический наряд
(ГТН). Перед началом бурения скважины ГТН тщательно изу-
чается буровой бригадой, после чего вывешивается на стене бу-
рового здания. Форма ГТН приведена в табл. 33.
На буровой ведется следующая документация: буровой жур-
нал, книга периодических осмотров и проверок по технике безо-
пасности. В буровом здании вывешиваются нормы выработки
и расценки по категориям пород и интервалам глубины бурения,
график планово предупредительных осмотров и ремонтов обору-
дования, карта смазки бурового агрегата. О простоях и авариях
в скважине составляются акты. Они используются для анализа
и разработки мероприятий по сокращению непроизводительных
затрат времени.
Основной первичный документ, отражающий техническую
сторону бурения,— буровой журнал. На титульном листе жур-
нала указываются номер скважипы, даты начала и окончания
бурения, проектная и фактическая глубина, начальный и конеч-
ный диаметры, направление скважины, интервалы крепления
трубами. Заполняется журнал повахтенно. Образец формы буро-
вого журнала показан в табл. 34.
Одна из основных организационных задач в процессе соору-
жения скважин — повышение производительности труда при сни-
жении себестоимости буровых работ. Решение ее возможно пу-
тем улучшения организации производственного процесса, повы-
шения квалификации обслуживающего персонала, а также за
250
счет применения новой совершенной техники и прогрессивной
технологии бурения.
Совмещение отдельных подготовительно-заключительных и
вспомогательных операций, а также сокращение времени на их
выполнение позволяет увеличить продолжительность чистого бу-
рения и скорость продвижения забоя скважины.
Важнейший фактор повышения производительности бурения
скважин, а также улучшения условий труда буровых бригад —
внедрение комплексной механизации и автоматизации буровых
работ.
Существенное значение в повышении производительности бу-
ровых работ имеют переход геологоразведочных предприятий на
новую систему планирования и экономического стимулирования
трудящихся, а также внедрение научной организации труда
(НОТ).
Научная организация труда — это совокупность организаци-
онных и технических мер, направленных на повышение эффек-
тивности труда НОТ основывается па глубоком комплексном
анализе и совершенствовании всех элементов процесса труда,
предусматривает использование новейших достижений техники,
экономики и эстетики труда, включает разработку мероприятий
по вскрытию и использованию резервов производства для полу-
чения наивысших производственных результатов при наимень
ших трудовых затратах.
На каждую буровую бригаду составляется годовой план на-
учной организации труда. В составлении плана участвуют тех-
нический руководитель буровых работ, инженер НОТ, буровой
мастер и нормировщик-экономист. В плайе указываются кон-
кретные мероприятия по совершенствованию организации труда
на данном рабочем месте и подсчитывается экономическая эф
фективиость от их внедрения.
Утверждается план НОТ главным инженером предприятия.
Бесперебойная работа буровых установок, а следовательно,
производительность и стоимость бурения, в значительной сте-
пени зависят от организации снабжения скважин водой и гли-
нистым раствором.
Водоснабжение может быть организовано различными спо-
собами в зависимости от местных условий и густоты располо-
жения буровых скважин.
В северных районах Советского Союза при наличии обиль-
ных грунтовых вод, залегающих на глубине до 5 м, на пло-
щадке буровой установки проходят шурф и собирающуюся
в нем воду используют для промывки скважины. Этот способ
водоснабжения наиболее прост и дешев.
При отсутствии необходимого количества грунтовых вод и
слабопересеченном рельефе для снабжения участка с густой
сетью буровых скважин и небольшим объемом работ экономи-
чески целесообразно воду подавать самотеком из водоемов, рас-
положенных выше скважины. К участку работ вода поступает
251
- масштаб глубин Геологическая часть Скважина окончена .
КЗ Проектная геологическая колонка
СО Категория пород по буримости
Конструкция скважины Техннчес
СП Диаметр скважины, мм
01 ДиаметрЗрбсадных труб, мм
*4 Породоразрушающий инструмент
00 Число резцов или площадь торца ин- струмента, см2
со Нагрузка иа 1 резец, на 1 см2 площади торца нлн 1 см диаметра инструмента, Н
5 Масса бурового снаряда в скважине, кг
- Осевая нагрузка на породоразрушаю- щий инструмент, Н
to Внд промывочной жидкости
о
ж
W
Я
*
S
я
Ьз
Таблица 34 журнал
Частота вращения, с”1
to Внд н количество про- мывочной жидкости, м3/с
W Уровень воды от устья, м
X Наружный диа- метр Размер коронки после данного рейса, мм
сл Внутренний диаметр
55 Высота
н- Состояние скважины, оборудования, бурово- го снаряда
СО Краткое описание про- буренных пород (зер- нистость, однородно- сть, плотность, трещи- новатость и др.)
5 Категория пород по буримости
со Плотность p, кг/м’ Параметры буро- вого раствора
Z Вязкость T, с
СП Водоотдача В за 30 мнн, см’
55 Содержание песка 17, %
м Окружная скорость снаряда, м/с
оо Частота вращения снаряда, с-1
<3 Скорость восходящего потока промы- вочной жидкости (м/с) или количество промывочной жидкости на.1 см диамет- ра долота,'.м’/с
N3 О Расход промывочной жидкости, м’/с
to Способ перебуривания полезного иско- паемого
to to Число ветвей (рабочих) талевого каната
to w Скорость подъема снаряда, м/с
to Передача, на которой ведется подъем
to СП Проект ликвидационного тампонирова- ния >—
to 05 Примечание (интервалы поглощений, ос- ложнений, замеров искривления, уро- вень воды, углубление за^рейс и др.)
Я
и
а
д
о
tr
£
Ч!
СП
н
С1
W
Е
Ё
Ж
3
в
Е
я
я
и
й
Ь|
р
я
я
о
я
Ч
05
о\
hi
Я
05
W
со
по магистральной канаве, а от нее к скважинам — по мелким
канавкам. Около каждой скважины выкапывается водоем для
создания запаса воды емкостью 2—4 м3.
Если с поверхности залегают рыхлые породы и происходит
значительное поглощение воды, вместо канав используются же-
лоба или водопровод из старых обсадных труб.
При работе в районе с сильно пересеченным рельефом и
отсутствием водоемов на высоких отметках сооружается насос-
ная станция, с помощью которой вода подается по напорному
водопроводу в резервуар, расположений выше буровых сква-
жин. Из этого резервуара к скважинам вода поступает самоте-
ком. Недостаток этого способа — большой расход труб, необхо-
димость содержания мотористов, обслуживающих насосную
станцию, и термоизоляции водопровода в зимнее время.
К участкам с редкой сетью буровых скважин, значительно
удаленным от водоемов, вода подвозится в автоцистернах.
В сравнительно редких случаях при сооружении глубоких
скважин для водоснабжения используют вспомогательные сква-
жины, из которых вода штанговыми насосами подается в при-
емные емкости.
Во избежание излишней загрузки железнодорожного транс-
порта следует использовать местные глины, если их качество
соответствует предъявленным к ней техническим требованиям.
Определение пригодности глин для приготовления глинистого
раствора производится в лаборатории.
Глава V
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Глубокое вращательное бурение применяется при разведке
и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, для соору-
жения скважин с целью водоснабжения, добычи рассолов и ми-
неральных вод, а также при изучении строения земной коры
с помощью опорных структурных скважин.
Различают две разновидности глубокого вращательного бу-
рения: 1) роторное, при котором колонна бурильных труб с до-
лотом на нижнем конце приводится во вращение ротором, уста-
новленным над устьем скважины; 2) с применением забойных
двигателей, установленных в скважине непосредственно над до-
лотом. Забойные двигатели могут быть гидравлические
(турбобуры) и электрические (электробуры).
Сущность роторного бурения аналогична бурению колонко-
вым способом.
254
Как при турбинном бурении, так и при бурении электробу-
ром долото приводится во вращение непосредственно от вала
забойного двигателя. Колонна же бурильных труб не вращается
и не испытывает динамических нагрузок, возникающих при пе-
редаче через нее мощности долоту, что имеет место при ротор-
ном бурении.
Начальные диаметры скважин роторным и турбинным спо-
собами достигают 700 мм, а глубина — 9—10 км.
§ 2. БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ
Снаряд для роторного бурения собирается из породораз-
рушающего инструмента, УБТ, колонны бурильных труб с муф-
тово-замковыми соединениями, ведущей (квадратной в сечении)
трубы и вертлюга.
В качестве породоразрушающих инструментов применяются
буровые долота, которые по характеру воздействия на породу
подразделяются на режуще-скалывающие (лопастные), дробя-
ще-скалывающие (шарошечные) и истирающие-рржущие (ал-
мазные).
Лопастные долота используются только при роторном буре-
нии мягких пород, обладающих высокой пластичностью. Они
в свою очередь подразделяются на пикообразные, двух-, трех-,
шестилопастные и ступенчатые.
Пикообразные долота типов ПЦ и ПР (с централь-
ной и радиальной промывкой) применяются при бурении в мяг-
ких породах, представленных мергелями, глинами, глинистыми
сланцами без включения каких-либо твердых пропластков и
валунно-галечниковых отложений. Они выпускаются диаметром
97, 112, 118, 132, 135, 140, 145, 151, 161, 190, 214, 243, 269, 295,
320, 346, 370, 394, 445 мм.
Двухлопастные долота типа 2Л предназначены для
бурения мягких пород с пропластками пород средней твердости
при использовании легкого оборудования. Выпускают эти долота
диаметром 76, 93, 97, 112, 118, 132, 140, 151, 161 мм.
Трехлопастные долота типа ЗЛ и ЗЛГ используют
при бурении в породах средней твердости с пропластками мяг-
ких пород. Диаметры этих долот 118, 132, 135, 140, 145, 161,
190, 214, 243, 269, 295, 320, 346, 370, 394, 445 мм.
Шестилопастные долота типов ИР и ИРГ предна-
значены для бурения в твердых породах с пропластками пород
средней твердости и мягких. Эти долота выпускаются диамет-
ром 76, 93, 112, 118, 132, 135, 140, 151, 161, 190* 214, 243, 269 мм.
Ступенчатые гидромониторные трехлопаст-
ные долота типа ДСГ-ЗЛР предназначены для бурения
скважин в породах средней твердости с пропластками твердых
пород.
При роторном и турбинном бурении нефтяных и газовых
скважин, а также скважин на воду наиболее широко применя-
255
ются шарошечные долота. Кроме долот типов М, С,Т и К, пред-
назначенных для бурения соответственно мягких, средней твер-
дости, твердых и весьма твердых пород, выпускаются долота ти-
пов МС, СТ, ТК, которые используют для бурения перемежаю-
щихся пород различной твердости, а также долота типов М3,
МСЗ, ТЗ, СЗ и ТКЗ, предназначенные для бурения в абразив-
ных породах соответствующей основному шифру твердости и от-
личающиеся тем, что в их шарошки запрессованы твердосплав-
ные зубки с клиновидной рабочей частью вместо фрезерованных
зубьев.
По числу шарошек различают одно-, двух- трех- четырех- и
многошарошечные долота.
Работоспособность шарошечных долот существенно зависит
от надежности опор шарошек, которыми могут быть подшипники
качения и скольжения в различных сочетаниях. Существенное
достижение в совершенствовании опор — создание долот с герме-
тизированными маслонаполненными опорами, что позволило уве-
личить проходку на долото более чем в 2 раза.
Шарошечные долота выпускаются следующих диаметров: 76;
93; 98,4; 112, 120,6; 132, 139,7; 146; 151; 165; 190,5; 215,9; 244,5;
269,9; 295,3; 320; 349,2; 393,7; 444,5; 490 мм.
Для бурения с отбором керна используются колонковые
шарошечные долота, состоящие из бурильной головки,
корпуса и размещенной внутри него колонковой трубы (грунто-
носки) .
Колонковые долота бывают со съемной и несъемной грунто-
ноской.
При роторном бурении применяют колонковые долота со
съемной и вращающейся керноприемной трубой (типы ДСО и
КАЭ), с несъемной и вращающейся керноприемной трубой (типы
«Недра II», 1В-ДК), с несъемной и невращающейся кернопри-
емной трубой (типы ДКНУ, СК, КС, ДКИР).
При турбинном бурении используются колонковые турбодо-
лота КТД-3 и КТД-4, представляющие собой сочетание турбо-
бура, колонковой бурильной головки и съемной грунтоноски, раз-
мещающейся в пустотелом вале турбобура.
Алмазные долота при турбинном и роторном бурении реко-
мендуется применять на глубинах более 3000 м. Выпускаются
алмазные долота диаметром 91,4; 106,4; 119; 130,4; 138,1; 141,3;
144,4; 147,6; 149,4; 157,1; 163,5; 169,8; 185,7; 188,9; 195,3; 198,4;
211,1; 214,3; 220,7; 227; 242,1; 248,4; 267,5; 292,9 мм со спираль-
ной, радиальной и ступенчатой формами рабочей поверхности.
Бурильные трубы изготовляются из стали групп прочности
Д, Е, К, Л, М. При диаметре труб 60,3; 73; 89; 101,6; 114,3;
127; 139,7 мм толщина их стенок от 7 до 11 мм. Длина труб,
11,5 м. На концах бурильные трубы имеют наружную правую
резьбу (8 ниток на 25,4 мм) с конусностью 1 : 16.
Трубы соединяются в свечи муфтами, а свечи между собой —
замками, изготовляемыми из стали марок 40ХН и 45У. Замок
256
состоит из ниппеля и муфты, соединяемых резьбой (5 ниток
на 25,4 мм) с конусностью 1 :4.
Кроме стальных, отечественной промышленностью выпуска-
ются бурильные трубы из легких сплавов-алюминия и магния.
Легкосплавные бурильные трубы (из сплава Д16Т) имеют вдвое
меньшую массу, чем стальные, и отличаются высокой проч-
ностью. Критическая глубина спуска колонны ЛБТ в глинистом
растворе плотностью 1200 кг/м3 составляет 21 000 м, что позво-
ляет применять их для сверхглубокого бурения (до 10000—
15 000 м). Диаметры ЛБТ 54, 73, 90, 93, 108, 114, 129, 147 и
170 мм.
Утяжеленные бурильные трубы служат для создания осевой
нагрузки на долото. Выпускают УБТ длиной 6,5; 8 и 12 м. На-
ружный диаметр УБТ 73, 89, 108, 120, 133, 146, 178, 197, 203,
229, 254 мм, масса 1 м УБТ соответственно 24,9; 36,1; 63; 63,5;
84; 97; 156; 188; 192; 273; 336 кг.
Ведущие трубы служат для передачи вращения от ротора
бурильным трубам. Ведущая труба имеет квадратную наруж-
ную поверхность и осевой канал для прохода промывочной
жидкости. На верхнем конце труба имеет левую резьбу, на ниж-
нем — правую. Ведущие трубы изготовляют со стороны квад-
рата (в сечении) 65, 80, 112, 140, 155 мм и длиной соответст-
венно 6, 8, 13 и 14 м.
§ 3. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Установки для бурения глубоких разведочных и эксплуата-
ционных скважин состоят из следующих основных узлов
(рис. 91): ротора 6, лебедки 7, насосов 12, силового привода
(дизеля) 9, компрессора 14 и буровой вышки 2 с талевой си-
стемой.
Ротор предназначен для передачи вращения долоту через
бурильную колонну в процессе бурения. При СПО на роторе
с помощью элеватора или клинового захвата подвешиваются
бурильные трубы.
Лебедка служит для выполнения СПО с бурильными и об-
садными трубами и для удержания бурильной колонны на весу
при бурении.
Буровые насосы, применяемые для нагнетания промывочной
жидкости в скважину, обеспечивают подачу ее до (4—5) X
X 10~2 м3/с и могут развивать давление до 20—40 МПа. Для
бурения глубоких скважин используются двухцилиндровые на-
сосы БРН-1, У8-6МА2, У8-7МА2 и трехцилиндровые НБТ-600,
УНБТ-800, УНБТ-950 и УНБТ-11880. В комплект буровой уста-
новки обычно входят два насоса.
Буровые вышки при бурении глубоких скважин применя-
ются башенные (ВМ-41, В-200-41, ВБ-53-300) и А-образные
(БУ-50Бр-1, БУ-75Бр, БУ-80БрД, ВМ45-185Бр, ВАС-42П,
ВАС-53А). Высота вышек 29—53 м, грузоподъемность 700—
3000 кН.
9 Заказ № 198
257
Рис. 91. Буровая установка Уралмаш-5Д:
1 — кронблок; 2 — вышка; 3 — топливный бак; 4 — талевый блок; 5 — вертлюг- 6 — ро-
тор; 7 —лебедка; 8 — воздухосборник; 9 —дизель; 10 — маслобак; II — днзельгенера-
тор; 12 — буровой иасос; 13 — аккумулятор; 14 — компрессор
Компрессоры вырабатывают сжатый воздух, используемый
для привода систем управления механизмами установки, вспомо-
гательных принадлежностей и инструмента.
Привод механизмов буровой установки в зависимости от
рода применяемых двигателей подразделяется на дизельный,
электрический и дизель-электрический. При бурении разведоч-
ных скважин наиболее распространен привод от группы (три—
пять штук) дизелей типов В2-450, В2-500, 1Д-12Б, 6421/21 и
1А6Д49 мощностью соответственно 330, 370, 410, 465 и 773 кВт.
Дизельный привод имеет жесткую характеристику, поэтому в со-
временных установках используют гидродинамические передачи
(турботрансформаторы). Большая часть установок эксплуата-
ционного и частично разведочного бурения оснащена электриче-
ским приводом. В разведываемых районах, удаленных от источ-
ников электроэнергии, целесообразно применение установок с ди-
зель-электрическим приводом.
В соответствии с ГОСТ 16293—82 установки для бурения
глубоких разведочных и эксплуатационных скважин подразде-
ляются на 8 классов. За основу данной классификации принята
условная глубина бурения установками при массе бурильной
колонны 30 кг/м как наиболее соответствующая их целевому на-
значению. Параметры буровых установок приведены в табл. 35.
§ 4 ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
Применение забойных двигателей исключает необходимость
вращения бурильной колонны и позволяет основную часть их
мощности передать породоразрушающему инструменту. В ре-
зультате забойная мощность их в 5—7 раз превышает забойную
мощность при роторном бурении. Современные турбобуры раз-
вивают мощность на валу до 220—260 кВт при частоте враще-
ния 10—12 с-1. Бурильные трубы при этом работают в более
благоприятных условиях, в связи с чем увеличивается срок их
службы. Количество обрывов бурильной колонны сокращается
в 3—4 раза. Кроме того, при работе забойными двигателями
уменьшается вероятность искривления ствола и упрощается бу-
рение наклонных и направленных скважин.
В последние годы турбинное бурение стало одним из основ-
ных способов сооружения скважин на нефть и газ в СССР. Его
объем составляет около 90 % общего объема бурения нефтяных
и газовых скважин.
По особенностям конструкции и назначению различают сле-
дующие типы турбобуров:
1) односекционные типа Т12МЗ для бурения шарошечными
долотами до глубины 2000—2500 м;
2) секционные ТС4А, ЗТС5Б, ЗТС5Е для бурения шарошеч-
ными долотами до глубины 3000—4000 м;
3) секционные шпиндельные ЗТСШ1, А6Ш, А7ГТШ, А9ГТШ
для бурения с обычными и гидромониторными шарошечными,
а также с алмазными долотами;
9'
259
Таблица 35
Класс буровых установок
о о <=> о О о О О О о О о О о О о о
сч сч о о о to о о о ОО о
X X >. X >. X >> X
и из U3 из из из из из
Параметры Буровые установки
&
4m го
р-р. Р-РР. CD 4
ИЙ о о Ийй ООО -зооод зоооэ: -зоооэ: 4m ГО ООО ОО )0Д юэ 4го 5° О о о
Оо СЧ СЧ ююю сч счсч ООО -50С -50( -65( 65С о о СО оо LT5
^*5 >>> X
ЙЦ из из из U2U3U3 U2U2U3 U3U3 U3U2 ииэ из
Условная глубина бу- рения, м 2000 2500 3000 4000 5000 6500 8000 10 000
Допустимая нагрузка 1200 1400 1700 2000 2500 3200 4000 5 000
на крюке, кН Диаметр барабана ле- бедки м 0,7 0,7 0,65 0,75 0,83 0,83 — —
Наибольшая оснастка талевой системы 4X5 4X5 5X6 5X6 6X7 6X7 6X7 7X8
Наибольшая скорость подъема крюка, м/с 1,8 1,8 1,7 1,7 1,6 1,6 1,6 1.6
Длина свечи, м 18- 25 24— 28 28—36
Диаметр отверстия сто- ла ротора, мм 460 560 560 560 560 700 760 952
Мощность бурового насоса, кВт Наибольшее давление 600 600 750 750 950 950 1180 1180
25 25 32 32 35 35 40 40
насоса, МПа Высота вышки, м
42,2 42,2 41,5 45 45 45 53 53
Примечание. Установки, в шифр которых входит «Бр>, выпускаются ВЗБТ,
остальные установки — Уралмашзаводом. Буквы Д, Э и ДГ в шифре означают привод
соответственно дизельный, электрический и дизель-гндравлический, К — специализи-
рованные для кустового бурения, У — универсальной монтажеспособности.
4) с плавающими статорами ТПС-172;
5) специального назначения (вставные турбобуры, машины
реактивно-турбинного бурения).
На рис. 92 показан одноступенчатый турбобур Т12МЗ, выпу-
скаемый диаметром 172, 195, 212, 240 мм.
Корпус турбобура 8 переводником 1 соединяется с буриль-
ной колонной. Вал 12 установлен в неподвижном корпусе на опо-
рах, выполненных в виде резинометаллических подшипников
скольжения, и нижним концом соединяется с долотом.
Радиальные усилия, действующие на вал при работе турбо-
бура, воспринимаются нижней и средней опорами. Нижняя опора
260
Рис. 92. Турбобур Т12МЗ
И представляет собой облицованную резиной внутреннюю по-
верхность ниппеля 10, который ввинчен в корпус турбобура.
Средней опорой является резиновая поверхность стальной втулки
9, вставленной в корпус и имеющей продольные окна для про-
хода промывочной жидкости.
Осевой опорой вала служит упорно-радиальный подшипник
скольжения, расположенный в верхней части турбобура. Верх-
няя опора выполнена в виде гребенчатой пяты, состоящей из
надетых на вал стальных дисков 4 и разделяющих их колец 5.
Диски пяты опираются на закрепленные в корпусе турбобура
кольца подпятников <3 Т-образной формы, рабочие поверхности
которых облицованы резиной. Смазка для трущихся поверхно-
стей опор — промывочная жидкость.
Двигателем турбобура служит гидравлическая турбина из
100—120 ступеней. Каждая ступень турбины состоит из непод-
вижного связанного с корпусом статора 6 и вращающегося ро-
тора 7, закрепленного на валу турбобура. Статор и ротор имеют
одинаковое количество лопаток аналогичной формы, но поверну-
тых в противоположные стороны. Статор — направляющий ап-
парат для потока жидкости, а ротор — рабочее колесо турбины.
Все установленные на валу детали турбобура затягиваются
роторной гайкой 2 и удерживаются от проворачивания силой
трения. Неподвижные детали в корпусе турбобура зажаты ввин-
ченным в него ниппелем 10.
Промывочная жидкость, нагнетаемая насосами в бурильные
трубы, проходит в корпус турбобура и через окна подпятников
верхней опоры поступает в направляющие каналы статора пер-
вой ступени. Этими каналами поток жидкости направляется на
лопатки ротора той же ступени, приводя его во вращение. Таким
образом жидкость проходит последовательно все ступени тур-
бины, приводя во вращение вал, и через его отверстия направ-
ляется в долото и к забою скважины.
Секционные турбобуры представляют собой агрегат, состо-
ящий из двух и более турбинных секций, валы которых соеди-
няются конусно-шлицевыми муфтами при свинчивании их кор-
пусов. Каждая секция имеет 100 ступеней и более. Одна общая
на весь турбобур осевая опора располагается в нижней секции.
Основную часть выпускаемых в настоящее время турбобуров
представляют шпиндельные турбобуры, состоящие из трех и или
четырех секций. Соответственно две-три верхние секции этих
турбобуров — турбинные, а нижняя — шпиндельная. В шпиндель-
ной секции находятся осевая пята и радиальные подшипники,
сконструированные так, чтобы снизить утечку бурового раствора
через зазоры между валом и подшипником корпуса. Такие тур-
бобуры позволяют эффективно работать с гидромониторными
долотами.
Принципиально новое направление в развитии турбинного
бурения — разработка вставных турбобуров и турбобуров со
вставным ротором, конструкции которых позволяют производить
262
смену забойного двигателя и долота без подъема бурильной ко-
лонны.
Электробур представляет собой спускаемый в скважину на
бурильной колонне электродвигатель, цилиндрический корпус
которого наполнен трансформаторным маслом, защищающим
обмотки электродвигателя от влаги. Питание двигателя электро-
энергией осуществляется с поверхности посредством отрезков
трехжильного кабеля с резиновой изоляцией, проложенных вну-
три бурильных труб. Концы отрезков кабеля заделаны в замко-
вые соединения так, что при свинчивании бурильных труб в ко-
лонну они автоматически соединяются.
К кабелю электроэнергия подключается с помощью токопри-
емника, устанавливаемого между вертлюгом и рабочей трубой.
В связи с конструктивной сложностью электробуры не полу-
чили широкого распространения.
§ 5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Параметры технологического режима роторного бурения сле-
дует выбирать, принимая во внимание характер пород геологи-
ческого разреза, технические возможности применяемого обору-
дования и опыт передовых буровых бригад.
Осевая нагрузка устанавливается с учетом типа долота, ме-
ханических свойств пород, а также других параметров режима
бурения.
Практически необходимая нагрузка на долото (Н) определя-
ется из расчета удельной нагрузки па 1 см его диаметра, кото-
рую рекомендуется принимать при бурении
очень мягких пород 500—1000
мягких пород 1000—2000
пород средней твердости 2000- 4000
плотных твердых пород 3000—6000
окремненных и кремни-
стых очень твердых пород 9000—12 000
Для приработки опор шарошечных долот в течение первых
5—10 мин нужно работать при пониженной осевой нагрузке.
Следует иметь в виду, что механическая скорость проходки
повышается с увеличением нагрузки на долото лишь до опреде-
ленного предела. Чрезмерная нагрузка сопровождается умень-
шением механической скорости проходки в связи с увеличением
контактной поверхности долота с породой.
Частота вращения снаряда при роторном бурении принима-
ется от 1,7 до 5 с 1 и выбирается в соответствии с характером
породы и глубиной скважины.
Мягкие породы следует бурить при больших частотах вра-
щения долота и небольшой осевой нагрузке. В твердых породах
частота вращения снаряда уменьшается, а нагрузка на долото
увеличивается.
С ростом глубины скважины, а также при бурении абразив-
ных пород частота вращения снаряда уменьшается.
263
Расход промывочной жидкости при роторном бурении рас-
считывается исходя из скорости восходящего потока, величина
которой должна быть не менее 0,8—1,2 м/с. В мягких породах
интенсивность шламообразования больше и поэтому значение
скорости восходящего потока жидкости должно быть больше,
чем при бурении твердых пород.
Если в процессе роторного бурения любой из параметров тех-
нологического режима можно менять, не изменяя других, то при
турбинном бурении основной параметр, от которого зависят
остальные,— количество прокачиваемой промывочной жидкости.
Изменение бурильщиком подачи промывочной жидкости обяза-
тельно повлечет за собой изменение частоты вращения снаряда
и осевой нагрузки, которую можно приложить к долоту.
При постоянном расходе промывочной жидкости увеличение
осевой нагрузки на долото вызывает автоматическое уменьшение
частоты вращения вала турбобура. Постепенным изменением осе-
вой нагрузки на долото можно найти такую частоту вращения,
при которой мощность и к. п. д., развиваемые турбобуром,
а также механическая скорость углубления скважины дости-
гают максимальной величины. При бурении в твердых породах
нагрузка на долото увеличивается, а в мягких — уменьшается.
Так как долото изнашивается, подобранную в начале рейса осе-
вую нагрузку необходимо периодически проверять путем ее
изменения.
Частота вращения долота при турбинном бурении, регулируе-
мая изменением количества закачиваемой промывочной жидко-
сти и осевой нагрузки, обычно равняется 5—12 с-1.
При пересечении скважиной пород, перемежающихся по твер-
дости, частота вращения долота изменяется независимо от бу-
рильщика даже при постоянных величинах количества закачива-
емой промывочной жидкости и осевой нагрузки.
Расход промывочной жидкости, обеспечивающий устойчивую
работу турбобура, определяется его технической характеристи-
кой. Количество промывочной жидкости, необходимое для
очистки забоя от разбуренной породы, определяется по скорости
восходящего потока, которая в зависимости от буримости по-
роды принимается 0,8—1,5 м/с.
§ 6. СВЕРХГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ
Все минеральные и энергетические ресурсы, в том числе и
атомную энергию, человек получает путем разработки месторож-
дений полезных ископаемых. Интенсивное развитие промышлен-
ности сопровождается огромным потреблением минерального
сырья и энергии. Запасы же последних постепенно истощаются.
В связи с этим возникает необходимость проникать все глубже
в недра Земли с целью поисков новых месторождений полезных
ископаемых и источников энергии.
Для эффективного поиска месторождений, не имеющих вы-
хода па поверхность земли, необходим точный прогноз, базирую-
264
щийся на четких представлениях об условиях образования ме-
сторождений полезных ископаемых. Образование же и скопле-
ние полезных ископаемых в большой степени обусловлено про-
цессами, происходящими в недрах, движениями земной коры,
а также другими геологическими, геофизическими и геохимиче-
скими явлениями.
По геофизическим данным, земная кора условно разделяется
на «гранитный» и «базальтовый» слон и подстилается верхней
мантией. Земная кора континентов имеет мощность 35—40 км.
В некоторых местах она снижается до 15—20 км и возрастает до
80—100 км (особенно в горных районах).
В настоящее время хорошо известно, из чего состоит «гра-
нитный» слой. Состав и происхождение «базальтового» слоя ме-
нее изучены. Нет прямых сведений о горных породах, располо-
женных на больших глубинах; остается загадкой состав и агре-
гатное состояние мантии. Неизвестно, как по мере удаления от
земной поверхности изменяются состав и физические свойства
горных пород. Глубокие недра Земли таят неведомые минераль-
ные и энергетические ресурсы. Кроме того, исследования глубин
Земли помогут дать ключ к пониманию происхождения нашей
планеты.
В 1938 г. в США (штат Калифорния) была пробурена сква-
жина глубиной 4575 м, которая стала условным маркирующим
пределом. Скважины большей глубины считаются глубокими,
а начиная с 6000 м — сверхглубокими.
В нашей стране проблема комплексного освоения глубинных
недр Земли решается в несколько этапов. На первом этапе при
помощи стандартного оборудования сооружаются скважины глу-
биной до 7000 м. В 1967 г. была пробурена Медведевская
(в Краснодарском крае) скважина глубиной 6323 м, в 1968 г.—
глубиной 6521 м на Шаховой косе близ г. Баку и глубиной
6806 м, расположенная в центральной части Прикаспийской низ-
менности к северу от озера Арал-Сор. В 1970 г. пробурена Те-
миргоевская скважина в Краснодарском крае глубиной 6012 м,
в 1973 г.— Шевченковская на Украине глубиной 7024 м.
25 мая 1970 г. была заложена сверхглубокая скважина СГ-3
на Кольском полуострове (рис. 93). Первый этап бурения этой
скважины был закончен в апреле 1975 г. на глубине 7263 м.
С 1976 г. осуществляется второй этап бурения скважины. Она
должна пересечь границу «гранитного» и «базальтового» слоев.
В декабре 1983 г. скважина СГ-3 пересекла отметку 12-километ-
ровой глубины.
На окраине городка Саатлы в Муганской степи Азербайд-
жана с 1977 г. ведется второй этап бурения еще одной сверхглу-
бокой скважины.
Первый этап бурения скважины СГ-3 осуществлялся стан-
дартной буровой установкой «Уралмаш-4Э». Для второго этапа
бурения применяется установка «Уралмаш-15000» грузоподъем-
ностью 4000 кН.
265
Рис. 93. Кольская сверхглубокая скважина
Оборудование этой установки расположено в четырех бло-
ках: вышечно-лебедочном, энергетическом, насосном и дополни
тельном насосном. В вышечно-лебедочном блоке установлены бу
ровая лебедка ЛБУ-3000 с регулятором подачи долота, ротор
Р-760, а также четыре компрессора КСЭ-5М и ВШ-6/10. Буровая
вышка ВБА-58Х400 высотой 58 м (СПО ведут бурильными све-
чами длиной 37 м) представляет собой стальную конструкцию
прямоугольной формы.
В первом насосном блоке расположены три буровых насоса
У8-7М с максимальной подачей 50,2 • 10~3 м3/с и давлением до
32 МПа. Размещенные во втором насосном блоке два насоса
УНБ-1250 имеют максимальную подачу 51,4 • 10-3 м3/с и давле-
ние до 40 МПа.
Установка приводится электродвигателями общей мощностью
29 500 кВт. Ротор, буровые насосы и лебедка имеют индивиду
альпый регулируемый привод постоянного тока.
Скважину бурят трехсекционвым шпиндельным турбобуром
А7ГТШ-1. Для отбора керна используется трехсекционное шпин-
дельное турбодолото КТД4С-195-214/60—80, по конструкции ана-
логичное шпиндельному турбобуру ЗТСШ 195. Работая этим
турбодолотом, можно применять несъемную грунтоноску для по-
лучения керна диаметром 80 мм, а также — съемную для полу-
чения керна диаметром 60 мм.
В качестве породоразрушающих инструментов при бурении
Кольской скважины применялись трех-, четырех- и шестпшаро-
шечные бурильные головки с вооружением шарошек твердо-
266
сплавными зубками, а также бурильная головка с шестью сек-
торами, оснащенными породоразрушаюшими элементами из
сверхтвердого материала — славутича.
При бурении СГ-3 использовали легкосплавные бурильные
трубы «ЛБТВК-147 со стальными замками, а также (в обложен-
ных условиях) бурильные трубы ТБВК-140 из стали группы
прочности Р.
Промывка скважины ведется глинистым эмульсионным рас-
твором плотностью 1120—1150 кг/м3, вязкостью 30—100 с и
водоотдачей 5—8 см3/30 мин.
Кольскую сверхглубокую скважину продолжают бурить. Бу-
рение и исследования Саатлинской скважины будут продол-
жаться до глубины 11 000 м.
В процессе бурения Кольской и Саатлинской скважин решены
многие важные технологические проблемы сверхглубокого буре-
ния, создана новая техника.
В результате исследований, проведенных при бурении сква-
жины СГ-3, получены материалы о строении земной коры и со-
стоянии пород па больших глубинах, а также принципиально
новые данные о процессах рудообразовапия в глубинных слоях
земной коры.
Предусматривается, что Кольская сверхглубокая скважина
после окончания ее бурения будет превращена в природную ла-
бораторию для исследования глубинных процессов, протекаю-
щих в земной коре.
В дальнейшем намечено заложение сверхглубоких скважин
на площади Прикаспийской впадины, на Урале, в Закавказье,
в центральных областях Восточно-Европейской платформы,
в Восточной Сибири, па Тянь-Шане, в Тюменской области, на
Курильских островах, в Карелии.
В комплексе с геофизическими исследованиями результаты
сверхглубокого бурения позволят па более высоком уровне до-
стоверности обосновать направление поисковых и разведочных
работ па 1990—2000 гг.
Глава VI
БУРЕНИЕ НЕГЛУБОКИХ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Бурение скважин глубиной до 50 м широко применяется при
проведении геолого-поисковых, инженерно-геологических, геофи-
зических и гидрогеологических исследований, а также при раз-
ведке россыпных месторождений полезных ископаемых и соору-
жении эксплуатационных скважин на воду.
До недавнего времени мелкие скважины бурили способом,
при котором все рабочие операции выполнялись вручную.
267
В настоящее время объем ручного бурения незначителен и в ос-
новном неглубокие скважины бурят специальными буровыми
механизмами или установками, которые в зависимости от спо-
соба разрушения породы на забое скважины подразделяются на
установки ударного, вращательного шнекового, вибрационного,
комбинированного бурения и установки пенетрационного зонди-
рования. Бурение указанными способами ведется без промывки
и продувки скважин, что упрощает организацию и снижает сто-
имость буровых работ. Установки для бурения неглубоких сква-
жин, как правило, самоходные или передвижные, что обеспечи-
вает их высокую транспортабельность.
§ 2. РУЧНОЕ БУРЕНИЕ
В труднодоступных районах с преобладающим распростра
нением мягких осадочных пород для проходки одиночных или
небольшого количества мелких (глубиной от нескольких метров
до 50 м) скважин применяют ручное бурение (рис. 94), при ко-
тором пересекаемые скважиной породы в зависимости от их
характера разрушаются вращательным или ударным спо-
собом.
Вращательным способом бурят скважины в мягких, но до-
статочно связных породах (супеси, суглинки, лёсс, глины, мяг-
кий мел и др.).
Породоразрушающими инструментами при вращательном
бурении являются спиральный или ложковый буры (рис. 95).
Спиральный бур (змеевик) применяется для бурения
мягких пластичных пород (глипы, суглинки, мел и т. и.). Кор-
пус змеевика представляет собой спиральные лопасти, заканчи-
вающиеся в нижней части двумя лезвиями.
Ложковый бур используется для бурения мягких невяз-
ких пород (пески, супеси и т. п.). Цилиндрический корпус бура
в нижней части имеет ковшеобразное лезвие. В верхней части
породоразрушающих инструментов расположены шейка под
ключ и резьбовая головка для соединения с бурильными тру-
бами.
Сущность ручного вращательного бурения заключается
в следующем. Породоразрушающий инструмент, соединенный
через переходник с бурильными трубами, спускается в сква-
жину и приводится во вращение при помощи шарнирного хо-
мута (рис. 95, ж), закрепленного на трубах над устьем сква-
жины. Под действием осевой нагрузки, соответствующей плот-
ности разрушаемой породы, породоразрушающий инструмент
погружается в породу и заполняется ею. После извлечения ин-
струмента на поверхность и освобождения его от породы снаряд
вновь опускают в скважину и продолжают бурение.
Во избежание прихвата ввинчивающегося в вязкую породу
змеевика необходимо после каждых двух-трех оборотов снаряд
приподнимать над забоем на 10—20 см.
268
Рис. 94. Схема установки для руч-
ного бурения:
1 — породоразрушающий инструмент; 2 —
бурильные трубы; 3 — обсадная труба;
4— трубный хомут; 5 — фарштуль; 6 —
вышка; 7 — блок; 8 — канат; 9 — шарнир-
ный хомут; 10 — лебедка
Ударным способом бурение
производят в породах средней
твердости (плотный мел, из-
вестняки, мергели, конгломе-
раты, слабосцементировапные
песчаники и др.).
Снаряд в этом случае со-
стоит из долота и утяжеляю-
щей его ударной штанги, сое-
диненных с колонной буриль-
ных труб.
Основные части долота
(рис. 95, в) — лопасть /, шей-
ка 2 и резьбовая головка 3.
В плотных породах средней
твердости бурят плоским
долотом. Для бурения пород
средней твердости и твердых
используется двутавровое
долото. Крестовое долото служит для бурения трещи-
новатых и неоднородных пород, а также для разбивания встре-
ченных скважиной валунов.
После спуска снаряда в скважину его периодически припод-
нимают и сбрасывают на забой. Для придания скважине ци-
линдрической формы после каждого удара по забою приподня-
Рис. 95. Инструмент для ручного бурения:
а — ложковый бур; б — спиральный бур; долото: в — плоское; г — двутавровое; д —
крестовое; е — пирамидальное; ж — шарнирный хомут; з — забивной стакан; и — же-
лонка
269
тый снаряд следует повернуть на некоторый угол по часовой
стрелке. Разрушив таким образом породу на интервале (30—
50 см), величина которого зависит от плотности и вязкости по-
роды, буровой инструмент поднимают на поверхность и очи-
щают скважину от разрушенной породы желонкой.
Желонка (рис. 95, и) представляет собой трубчатый кор-
пус 4, к нижней части которого прикреплен башмак 5 с клапа-
ном 6. Верхний конец желонки имеет резьбовую вилку или
дружку для соединения с бурильными трубами или канатом.
После очистки скважипы от разрушенной породы долотом
и лучшего наполнения желонки перед каждым спуском
снаряда в скважину следует подливать воду. При встрече
скважиной мягких, сыпучих, неплотных пород их бурят желон-
кой без предварительного разрушения долотом. Сильно обвод-
ненные пески бурят желонкой с принудительной обсадкой сква-
жины трубами и опережением забоя скважины башмаком об-
садной колонны.
Спуско-подъемные операции со снарядом при бурении мел-
ких скважин выполняются вручную без применения вышки и
каких-либо грузоподъемных приспособлений. Если же работа
ведется тяжелым снарядом в скважине глубиной более 10 м, то
для спуска и подъема его используется трехопорная вышка вы-
сотой 6—9 м и ручная лебедка или вороток.
При ручном бурении геологоразведочных скважин в качестве
пробы используются не все образцы, поднятые из пород, вме-
щающих полезное ископаемое, а только представительные, т. е.
наиболее характерные для данной породы. Если мощность
пласта вмещающей породы значительна, из него берется не-
сколько образцов. Из толщи пересекаемого скважиной полез-
ного ископаемого сохраняется в качестве пробы весь поднятый
материал. Для предупреждения пробы от разубоживания осы-
пающейся со стенок скважины породой следует отбирать об-
разцы около черпака ложки, лезвия змеевика и из-под клапана
желонки.
Образцы пород укладываются в специальные ящики длиной
1 м, шириной 0,5 м, высотой 0,1 м, разделенные перегородками
на квадратные ячейки размером 0,1 Х0,1 м. В каждую ячейку
укладывается отобранный в качестве пробы образец и этикетка,
в которой указываются помер скважины, номер образца, глу-
бина, с которой взят образец.
Для получения монолитов с ненарушенной структурой, необ-
ходимых при инженерно-геологических исследованиях, исполь-
зуются забивные стаканы (рис. 95, з) или грунтоносы (см.
рис. 60 и табл. 25).
§ 3. УДАРНО-МЕХАНИЧЕСКОЕ БУРЕНИЕ
НЕГЛУБОКИХ СКВАЖИН
По характеру площади разрушаемого забоя ударное буре-
ние подразделяется на бурение сплошным и кольцевым забоями.
При бурении сплошным забоем (рис. 96, а и б) в качестве
породоразрушающих инструментов используются долота раз-
личного типа (плоские, двутавровые, крестовые) и желонки.
Эта разновидность ударного бурения применяется в случаях,
когда не требуется получения детальных сведений о геологи-
ческом разрезе.
Углубление скважины при бурении кольцевым забоем осу-
ществляется грунтоносами и забивными стаканами (рис. 96,
в, г).
По способу передачи энергии породоразрушающему инстру-
менту ударное бурение кольцевым забоем подразделяется на
«клюющее» и забивное. При «клюющем» бурении (рис. 96, в)
инструмент, утяжеленный ударной штангой до 150—200 кг,
сбрасывается с высоты 3—5 м на забой скважипы и после каж-
дого удара извлекается па поверхность для очистки породы.
Погружение инструмента за удар обычно не превышает 10—
20 см. При забивном бурении (рис. 96, г) инструмент погру-
жается в породу серией ударов, наносимых по нему забойным
ударным патроном. Погружение инструмента за рейс зависит
от числа нанесенных по нему ударов и колеблется от 0,2 до 1 м
и более.
Ударное бурение кольцевым забоем используется для буре-
ния геологоразведочных и инженерно-геологических скважин
глубиной от 3 до 100 м диаметром от 73 до 325 мм в песках,
супесях, суглинках, глинах, насыпных и крупнообломочных по-
родах любой степени водона-
сыщения, в мерзлых, а в от-
дельных случаях и в полу-
скальных породах (известняки,
сланцы, песчаники и др.).
Для бурения ударным спо-
собом скважин глубиной до
25—30 м применяются порта-
тивные прицепные установки
Д-5-25 (конструкции С. Д. Джо-
рис. 96. Схемы разновидностей ударно-
канатного бурения:
а — сплошным забоем с использованием до-
лота; б — желонкой; б — кольцевым забоем
«клюющим» способом; г — забивное на ка-
нате:
1 — долото; 2 — ударная штанга; 3 — раз-
движная штанга; 4—канатный замок; 5 —
канат; 6 — желонка; 7 — забивной стакан;
8 — ударный патрон; 9 — серьга
271
Рис. 97. Буровая установка БУКС-ЛГТ:
/ — вышка; 2 — рукоятка управления лебедкой; 3 — лебедка; 4 — двигатель; 5 — рама;
6 — буровой снаряд; 7 — канат
лос) и БУКС-ЛГТ (буровой ударно-канатный станок Лен-
гипротранса, рис. 97). Основные части этих установок: мачта
или трубчатая трехопорпая вышка высотой 4—6 м, лебедка
грузоподъемностью 7—10 кН и беизодвигатель Д-300 (/V =
= 4,4 кВт) или УД-2 (М=5,9 кВт). Монтируются установки
на одноосных прицепах с пневматическими колесами.
При разведке месторождений строительных материалов и
россыпей золота используется самоходная установка УБР-2М,
рассчитанная на бурение скважин глубиной до 30 м в породах
I—V категорий по буримости ударным способом с одновремен-
ным принудительным креплением обсадными трубами, диаметр
которых 127, 168 или 219 мм.
272
§ 4. ПЕНЕТРАЦИОННОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ
Для изучения физике механических свойств пород при ин-
женерно-геологических изысканиях используется пенетрацион-
ное зондирование, сущность которого заключается в интенсив-
ности погружения зонда под действием приложенного к нему
статического усилия или динамической (ударной) нагрузки.
Для пенетрации методом ударного зондирования до глу-
бины 20 м применяется установка УБП-15М (рис. 98), имеющая
пепетрационный молот, которым в породу забиваются трубы
с конусной головкой на нижнем конце. По числу ударов, необ-
ходимых для погружения конуса на глубину 10 см, опреде-
Рис. 98. Буровая пенетрационная установка:
1 — анкер; 2 — шнековый стопор; 3 — каток; 4 — ручная лебедка; 5 — рама; 6 — двига-
тель; 7 — бензобак; 8 — ящик для инструмента; 5 — задняя опора; 10 — направляю-
щий ролик; // — центратор; 12—мачта; 13 — пенетрационный молот; 14 — канат; 15 —
вспомогательный канат; 16 — лебедка; 17 — редуктор
273
ляется плотность породы. Установка УБП-15М используется
также для ударно-канатного бурения скважин глубиной до
15 м.
Физико-механические свойства грунтов на глубину до 15 м
можно исследовать установкой статического зондирования ко-
нусом — УСЗК-3. Основной рабочий узел этой передвижной ус-
тановки — грузовой винт, с помощью которого колонна буриль-
ных труб с конусной головкой на конце задавливается в по-
роду. Приводится установка бепзодвигателем Д-300.
Метод статического зондирования грунтов — высокопроизво-
дительный и перспективный.
Некоторые организации, наряду с использованием серийных,
выпускают установки статического зондирования для решения
определенных задач в конкретных условиях. Наиболее известны
из них установки переносного типа УЗП 6М, УЗП-20 и ПП-2,
предназначенные для анализа грунта до глубины 15—20 м
в условиях сложного рельефа.
Для инженерно-геологических съемок и изысканий под про-
мышленные и гражданские сооружения предназначена само-
ходная пепетрацнопно-каротажная станция СПК-Т. При по-
мощи колонны бурильных труб гидравлическим устройством
установки в рыхлые породы вдавливается измерительный зонд,
снабженный датчиками, непрерывно передающими по каналу
связи па пульт наземной регистрирующей аппаратуры инфор-
мацию о физико-механических свойствах пород и литологии ис-
следуемых отложений. Используя различные методы каротажа
(ГК, ГГК, НГК), СПК-Т позволяет также определять положе-
ние уровня грунтовых вод и расчленять литологию разреза.
Управление основными механизмами установки — дистанци-
онное с помощью гидравлической системы. Процессы вдавлива-
ния и извлечения зондов автоматизированы.
Для определения основных физико-механических свойств и
литологического состава отложений морского дна без отбора
образцов пород применяется подводная пепетрационно каро-
тажная станция ПСПК, состоящая из плавсредства, подводной
установки и комплекта измерительной аппаратуры. Подводная
установка, опускаемая с плавсредства на дно водоема, пред-
ставляет собой контейнер, в котором смонтировано устройство
для вдавливания в породу труб с зондом на конце, снабжен-
ным пятью датчиками: лобового сопротивления, трения, нор-
мального давления, ГГК и ГК- Блок регистрирующей аппара-
туры получает информацию от всех датчиков одновреметАю и
фиксирует ее на лентах самописцев в виде непрерывных диа-
грамм.
§ 5. ВРАЩАТЕЛЬНОЕ ШНЕКОВОЕ БУРЕНИЕ
Шнековым называется вращательное бурение, при котором
разрушенная на забое порода выдается на поверхность винто-
вым транспортером — колонной шнеков.
274
Основная часть снаряда при шнековом бурении — колонна
шнеков, представляющих собой пустотелый или массивный вал,
на поверхность которого по винтовой линии наварена стальная
лента (реборда). На нижнем конце шнековой колонны закреп-
ляется породоразрушающий инструмент.
Под действием осевой нагрузки вращающийся породоразру-
шающий инструмент отделяет от забоя частицы породы, кото-
рые попадают на винтовую поверхность реборды и центробеж-
ными силами приближаются к стенкам скважины, трение о ко-
торые не позволяет частицам породы вращаться со шнеком,
вследствие чего они скользят по винтовой поверхности колонны
шнеков и перемещаются к устью скважины.
Таким образом отделяемая от забоя в процессе бурения
порода непрерывно транспортируется на поверхность.
При движении породы от забоя к устью скважины некото-
рая ее часть втирается ребордой шнековой колонны в стенки
скважины, оштукатуривая и закрепляя их.
Быстрое внедрение породоразрушающего инструмента в мяг-
кую породу с относительно низкой температурой обеспечивает
его охлаждение. Незначительная скорость продвижения поро-
доразрушающего инструмента в твердых породах приводит
к сильному нагреванию и преждевременному выходу его из
строя Поэтому шпсковое бурение эффективно в рыхлых, мяг-
ких и породах средней твердости (супеси, суглинки, уголь
и т. п.). С успехом шнековый способ применяется для бурения
слаботрещиноватных отложений, мелкой гальки и щебня.
Галька при этом не разрушается, а выносится на поверхность
целой. Благодаря этому достигается высокая скорость углубле-
ния скважины.
Шнековым способом бурят скважины диаметром от 67 до
490 мм на глубину до 50—80 м.
Недостатки шнекового бурения: большое потребление мощ-
ности на вращение шнековой колонны, относительно небольшая
глубина бурения, невозможность бурения в твердых породах,
трудность бурения ниже уровня подземных вод, а также вязких
и липких глинистых пород.
Буровой снаряд для шнекового бурения состоит из ком-
плекта шнеков и породоразрушающего инструмента.
Разрушение пород производится долотами, конструкция ко-
торых зависит от условий их применения. Наибольшее распро-
странение имеют двух- и трехлопастные долота.
Двухлопастное долото служит для бурения мягких
пород (пески, супеси, глины, суглинки). На рис. 99, а изобра-
жено долото 1ДРШ-151МС (режущее, шнековое диаметром
151 мм), предназначенное для бурения мягких пород с про-
слоями пород средней твердости. К корпусу 1 долота под углом
15° относительно оси приварены две лопасти 2 и 3. Лопасть 3
выполнена в виде калибрующего сектора. Лопасть 2 и калиб-
рующий сектор смещены относительно друг друга по высоте на
275
Рис. 99. Инструменты для шнекового бурения:
а — двухлопастное долото 1ДРШ-151МС; б — трехлопастное долото; в — шнек; г—ко-
лонковый шнек:
/—корпус долота; 2, 3—лопастн; 4 — твердосплавные зубки; 5— фиксатор; 6 — пру-
жина; 7 — пробка; 8 — хвостовик; 9 — палец; 10 — труба; 11 — реборда; 12 — коронка;
13 — полый шнек; 14— разъемная гильза
5 мм. Режущие части долота армированы зубками 4 из твер-
дого сплава ВК-8В.
Трехлопастное долото применяют для бурения по-
род средней твердости. Литой стальной корпус 1 долота
(рис. 99, б) имеет три ступенчатые лопасти 2, расположенные
под углом 120°. Рабочие поверхности лопастей армированы зуб-
ками 4 твердого сплава ВК-8В. Одна из лопастей долота пере-
ходит в спираль шнека.
Для соединения со шнековой колонной в верхней части кор-
пуса долот имеется замок.
276
Шнек (рис. 99, в) представляет собой трубу, к наружной
поверхности которой приварена спиральная лопасть из листо-
вой стали толщиной 5—7 мм.
Для увеличения массы и прочности колонны, особенно при
бурении пород, содержащих твердые включения, над долотом
следует устанавливать один — три утяжеленных шнека диамет-
ром от 65 до 475 мм с ребордой толщиной 8—10 мм. Шаг вин-
товой линии реборды принимается 0,6—0,9 диаметра шнека,
длина которого 1,5—3 м.
Различают два способа соединения шнеков друг с дру-
гом и с долотом — безрезьбовыми замками и с помощью
резьбы.
Безрезьбовой замок (рис. 99, б) представляет собой
шестигранные хвостовик и муфту, соединяемые пальцем. На
хвостовик надевают муфту замка, затем в отверстие вставляют
палец 9, который замыкается фиксатором 5 под действием пру-
жины 6, удерживаемой пробкой 7. Для разъединения шнеков
палец поворачивают, фиксатор выходит из прореза пальца и
освобождает его. Затем выбивают палец и разъединяют детали
замка.
При необходимости получения образцов буримых пород
с ненарушенной структурой применяют колонковый шнек
(рис. 99, г), состоящий из полого шнека 13, разъемной гильзы
14 и коронки 12. Колонковый шнек устанавливают в нижней
части колонны. После наполнения гильзы породой снаряд под-
нимают на поверхность.
Для получения образцов породы с ненарушенной структурой
применяют также шнеки с большим проходным отверстием и
резьбовыми соединениями. Сквозь колонну таких шнеков опу-
скается грунтоноска, фиксируемая в нижнем шнеке. После за-
полнения грунтоноски породой ее с помощью ловителя подни-
мают на поверхность.
Шнековое бурение скважин диаметром 50—100 мм на глу-
бину до 7—10 м при инженерно-геологических изысканиях, по-
исковых и съемочных работах можно производить механическим
пробоотборником МП-1, мотобурами Д-10М и М-1, а также ко-
лонковым мотобуром КМ-10 и переносной установкой ПБУ-10.
Мотобуры (рис. 100) состоят из бензодвигателя «Дружба» мощ-
ностью 2,2—3,7 кВт и редуктора или двухступенчатой коробки
передач. Ведомый вал редуктора патроном соединяется со шне-
ком. Благодаря малой массе, не превышающей 15 кг, такой
агрегат легко переносится одним человеком в специальном
рюкзаке.
Вращатель 3 колонкового мотобура КМ-10 (рис. 101), яв-
ляющийся одновременно двухступенчатой коробкой передач, по-
мещен на стойке 2, по которой может перемещаться с помощью
цепного механизма 7 с рукояткой 8. Подкосом 10 стойка, шар-
нирно связанная с опорной балкой 1, удерживается в положе-
нии, соответствующем задаваемому направлению скважины.
277
Рис. 100. Мотобур:
/ — мотобур; 2 — штанга; 3 — шнек;
4 — долото; 5 — подставка
К вращателю прикреплены
бензодвигатель «Дружба»
5 и топливный бак 6.
Скважины диаметром
70—140 мм глубиной до
15 м бурят, используя пор-
тативный вращательный
буровой станок ПВБСМ-15
или буровую установку
УКБ-1, выпускаемую
в двух модификациях: пе-
редвижная и самоходная.
УКБ-12/25П смонтирована
на раме с двумя колесами
от мотороллера «Вятка»,
УКБ-12/25С — на базе ав
томобиля УАЗ-469Б.
На раме 8 УКБ-12/25
(рис. 102) шарнирно за-
креплена направляющая
стойка 5, по которой ле-
бедкой 6 через цепь 10 пе-
ремещается каретка 4
с вращателем 3, бензодви-
гателем «Дружба» 1 и топ-
ливным бачком 2. Направ-
ляющая стойка устанавли-
вается соответственно за-
даваемому скважине на-
правлению (90—70°) и удерживается подкосом 7. Вращатель
представляет собой пятиступенчатую коробку передач. Ручная
лебедка служит для выполнения СПО и привода цепного ме-
ханизма подачи снаряда. Цепная передача связана с вра-
щателем через пружинный аккумулятор, размещенный в ка-
ретке.
Лебедкой пружины аккумулятора приводятся в сжатое поло-
жение, фиксируемое храповым устройством. После этого осе-
вая нагрузка создастся пружинами аккумулятора. По мере
снижения нагрузки аккумулятор подзаряжают. Рукоятка ле-
бедки может быть установлена на одном из двух валиков, что
обеспечивает две скорости подъема инструмента. Пониженная
скорость используется при зарядке пружинного аккумулятора
или при ликвидации прихвата инструмента в скважине. В ос-
тальных случаях используется повышенная скорость подъема
инструмента.
278
Рис. 101. Колонковый мотобур
км 10:
/ — опорная балка; 2 — стойка; 3 — вра-
щатель; 4 — рукоятка переключения пере-
дач; 5 — бензодвигатель-, 6 — топливный
бак; 7 — цепной механизм; 8— рукоятка;
9 — каретка; 10 — подкос
Рис. 102. Буровая установка
УКБ-12/25:
1 — бензодвигатель; 2 — топливный ба-
чок; 3 — вращатель; 4 — каретка; 5 —
направляющая стойка; 6 — лебедка; 7 —
подкос; 8 — рама; 9 — колеса; 10 — цепь
Для бурения скважин шнеками на глубину до 25 м при по
исково-картировочпых работах в труднодоступных районах
предназначены легкая разборная установка УПБ-100 и само-
ходная УПБ-100 ГТ, смонтированная на гусеничном транспор-
тере ГТ-СМ.
Все исполнительные узлы установки УПБ-100ГТ (враща
тель, механизм подачи бурового снаряда, буровой насос, меха-
низм подъема мачты) имеют гидравлический привод, что обес-
печивает плавное регулирование частоты вращения снаряда и
плавную его подачу. Свинчивается и развинчивается инстру-
мент реверсивным вращателем.
Основные параметры технологического режима бурения шне-
ками—осевая нагрузка и частота вращения снаряда. Увеличе-
ние осевой нагрузки ведет к повышению механической скорости
проходки. Однако необходимо следить за тем, чтобы объем
породы, отделяемой долотом от забоя в единицу времени, не
превышал производительности шнекового транспортера, иначе
на витках шнека образуются пробки породы. Обычно мягкие
породы бурят с осевой нагрузкой, не превышающей 4000—5000 Н.
279
Частота вращения шнековой колонны должна быть в пределах
1,7—3,3 с-1. При более высоких частотах возникает вибрация,
затрудняющая транспортировку породы и разрушающая бу-
ровой инструмент. Бурение пород средней твердости ведут
с осевой нагрузкой на долото 8—10 кН и частотой вращения
снаряда 1,3—2,2 с-1.
Водоносные пески небольшой мощности (2—3 м) бурят при
больших частотах вращения инструмента и максимальной его
подаче. После пересечения пласта скважину немедленно закреп-
ляют обсадными трубами. При встрече плывунов или водонос-
ных песков большой мощности бурение их ведут с одновремен-
ным креплением стенок скважины обсадной колонной.
Галечники бурят специальными упрочненными долотами и
утяжеленными шнеками. Это позволяет работать на повышен-
ных скоростях вращения снаряда.
Во избежание образования сальников, вызывающих прекра-
щение углубления скважины, при бурении вязких, плотных глин
необходимо в скважину подливать воду из расчета (3,3—
8,3) • 10-5 м3/с.
Геологическая документация при шнековом бурении сплош-
ным забоем обеспечивается изучением поднимаемой шнеками
породы. Для уточнения участков, с которых отбирается проба,
бурение ведут ограниченными интервалами. Пройдя определен-
ный интервал (0,3—0,5 м), подачу снаряда прекращают до тех
пор, пока вращающейся шнековой колонной вся разрушен-
ная на этом интервале порода не будет вынесена на поверх-
ность.
§ 6. ВИБРАЦИОННОЕ БУРЕНИЕ
Вибрационным называется бурение, при котором для разру-
шения породы на забое скважины используются механические
колебания большой частоты, создаваемые вибрационной маши-
ной и передаваемые породоразрушающему инструменту через
колонну бурильных труб (рис. 103).
Колебания, возбуждаемые вибрационной машиной, мо^ут
быть использованы двумя путями.
В первом случае источником колебаний служит вибратор,
жестко связанный через бурильную колонну с породоразрушаю-
щим инструментом и во время работы сообщающий ему воз-
вратно-поступательное движение. В результате большой ча-
стоты колебаний (20—33 в 1 с) инструмента мягкие породы
(пески, суглинки, глины и др.), расположенные в непосредст-
венной близости от него, переходят в подвижное состояние. Со-
противление породы сдвигу при этом резко снижается, и ин-
струмент погружается в нее под действием собственного веса.
Такая разновидность вибрационного бурения называется вибро-
погружением.
280
Рис. 103. Принципиальная
схема вибрационного бу-
рения:
/ —• электродвигатель; 2 — виб-
ратор; 3 — бурильная труба;
4 — переходник; 5 — виброзонд
Рис. 104. Вибрационные машины:
а — двухблочный вибратор; б — вибромолот;
/ — пружина; 2 — болт; 3— корпус вибратора; 4— эксцентрики; 5— валики; 6— клино-
ременная передача; 7— шестерня; в — электродвигатель; 9 — серьга; 10 — шкив; 11 —
переходник; 12 — иаковальия
Второй вид вибрационного бурения, называемый виброудар-
ным, осуществляется с помощью вибромолота. Прижатому к за-
бою инструменту через бурильную колонну вибромолотом сооб-
щаются частые удары, направленные в сторону забоя. Под дей-
ствием инструмент внедряется в породу и разрушает ее.
281
Принципиальная схема применяющегося при бурении двух-
блочного вибратора показана на рис. 104, а. От электродвига-
теля 8 при помощи клиповых ремней 6 вращение передается
одному из валиков 5 вибратора. Второй валик приводится во
вращение от первого через шестерни 7. Валики вибратора с за-
крепленными на них эксцентриками 4 находятся в корпусе 3.
Для присоединения к вибратору бурового инструмента на
днище корпуса закреплен переходник 11. В верхней части ви-
братора имеется серьга 9.
В процессе работы вибратора эксцентрики вращаются в про-
тивоположные стороны с одинаковой скоростью и фазовым
углом. Масса эксцентриков и величина их эксцентриситетов
одинаковы. Поэтому возникающие при вращении валиков цен-
тробежные силы и S?2 равны между собой. Направление этих
сил постоянно меняется. Горизонтальные составляющие центро-
бежных сил Si и S2 при любом положении эксцентриков равны
и имеют противоположное направление. Поэтому они всегда
взаимно уравновешиваются. Вертикальные составляющие цен-
тробежных сил Pi и Р2 всегда равны по величине и совпадают
по направлению. Результирующая этих сил Pi+P2 = 2P возму-
щающая сила) постоянно меняется по знаку и создает верти-
кальные колебания вдоль оси бурового снаряда, соединенного
с вибратором.
Различают вибраторы с жестким креплением двигателя
к корпусу (БТ-6, БТ-9, В-109) и вибраторы, называемые под-
рессоренными (ВПМ-1, ВПМ-2, ВБЛ-ЗМ, ЛГИ-1, ЛГИ-2), кор-
пус которых отделен от двигателя пружинами 1.
В вибромолотах (рис. 104, б) между корпусом механизма,
в котором заключены валики с эксцентриками 4, и буровым
снарядом введена система молота и наковальни. Наковальня 12
воспринимает односторонние удары со стороны вибрирующего
корпуса машины и передает их через переходник 11 на буровой
снаряд.
В настоящее время применяются вибромолоты ВБ-7, ВГ-6,
ВГ-8 (бсспружинные), С-402А, С-833, С-835 (пружинные)
и др.
Вибрационные машины используются для бурения неглубо-
ких скважин в мягких породах при инженерно-геологических
изысканиях и разведке россыпных месторождений полезных ис-
копаемых, для спуска и извлечения обсадных труб, а также при
ликвидации некоторых аварий в скважинах.
Вибромашины ВО-6, ВО-Ю, ВО-14, С-835, ВГ-6, ВГ-8 имеют
центральное отверстие, позволяющее при помощи специального
зажимного патрона закреплять их на гладкой части обсадных
труб, оставляя верх колонны открытым для спуска в нес на
канате желонки или другого инструмента.
В основном вибромашины приводятся в действие электро-
двигателями. Меньшая их часть (БТ-6, ВДШ-1) имеют привод
от двигателей внутреннего сгорания через гибкий вал.
282
Вибраторы ЛГИ-1 и ЛГИ-2 отличаются тем, что наряду
с вибрационным движением могут передавать инструменту вра-
щательное.
В табл. 36 приведена техническая характеристика некоторых
вибромашин.
С увеличением длины колонны бурильных труб затухают ко-
лебания породоразрушающего инструмента и замедляется уг-
лубление скважины. Поэтому глубина вибрационного бурения
нс превышает 25—30 м.
Применяемые в настоящее время вибрационные установки
делятся на переносные, передвижные и самоходные. Переносные
установки используются в труднодоступных районах. Передвиж-
ные установки обычно монтируются на одноосном колесном
прицепе и транспортируются буксированием.
Самоходные установки монтируются на автомашинах или
тракторах. Изображенная на рис. 105 установка АВВ-2М пред-
назначена для бурения скважин диаметром 168—108 мм вибра-
ционным способом на глубину до 20 м. Установка смонтирована
па автомашине ГАЗ-66. От двигателя автомашины через транс-
миссию приводятся планетарная лебедка и генератор. На раме
автомашины шарнирно закреплена трубчатая мачта, поднимаю-
щаяся и опускающаяся с помощью винтового подъемника,
имеющего индивидуальный привод от электродвигателя через
червячную пару. В качестве рабочего органа для бурения сква-
жин используется беспружинный вибромолот ВБ-7 с приводом
от электродвигателя. Электроэнергия к двигателям вибромо-
лота и подъемпика мачты подается от генератора. Лебедка
предназначена для выполнения спуско-подъемных операций,
удержания вибромолота в подвешенном состоянии, а также про-
изводства вспомогательного для данной установки ударно-ка-
натного бурения.
Тип породоразрушающего инструмента, применяемого при
вибрационном бурении, зависит от физико-механических свойств
пород и целевого назначения скважины.
Для бурения сухих песков и связных глинистых пород при-
меняется виброзонд (рис. 106, а), представляющий собой цель-
нотянутую трубу длиной 1,5—3 м с заостренным башмаком
внизу и продольным вырезом на боковой поверхности. Вырез
служит для осмотра поднятой из скважины породы и очистки
от нее зонда. Диаметры зондов 89, 108, 127, 146, 168 и
219 мм.
Слабосвязные породы с повышенной влажностью бурят ви-
брозондом с клапаном (рис. 106, б).
Образцы породы с ненарушенной структурой отбираются за-
бивным грунтоносом (см. рис. 60, б).
Скважины глубиной до 5—6 м по мягким породам, свободно
входящим в грунтонос без образования пробок, бурят за один
рейс на всю глубину скважины. В более плотных породах,
а также при глубине скважины, превышающей высоту мачты,
283
Таблица 36
AZ-WH 1 14 24 о СО 1440 70 1400
z-iwa 1 3,5 14,6 11,8 — 14,2 875 10 — 12 280
Вибромолоты 988-Э 2 14 24,2 04 480; 725 100 1040
VZOfr-9 2 5,6 24 * 480 32 400
6Е8-Э 2 2 23,5 СО 705 10,5 135
8-jg 2 5,5 20,3 21 270 650
9-ja c' «>2 м; 20,5 195 427
wz-gg 1 9,4 20,8 04 IS 1 600
z-ыа 1 7 20,8 о 04 IS 1 400
tI-ОУ 2 28 20,8 ст> i 327 3600
oi-oa 2 20 20 ю 92 305 1670
9-oa 2 14 20,5 27,5 46,5 0101
бр аторы we-irua 1 4,5 25 5-10 in 04 IJ 1 280
CQ z-w LI 0 1 7 25-30 ш 15 1 330
i-wua 1 3.7 25 СО IS 1 150
6-19 1 20,8 ш IS 1 400
Параметры Число двигателей Мощность двигателя, кВт Частота вращения дебалансов, с Момент дебалансов, Нм Число ударов в минуту Возмущающее усилие, кН Диаметр проходного отверстия, го cj S «
Рис. 105. Вибрационная установка АВБ-2М:
J — винтовой подъемник мачты; 2 —талевый блок;
3 — вибромолот; 4 — мачта; 5 —опора мачты; 6 —
лебедка, 7 — генератор; В — автомашина
Рис. 106. Породоразрушающий инстру-
мент для вибрационного бурения:
а —виброзонд; б —виброзонд с клапаном;
1 — башмак; 2 — корпус; 3 — резьбовой ко-
нус; 4 — клапан; 5 — упор; 6 — палец
бурят за несколько рейсов. Уг-
лубление за рейс при этом за-
висит от плотности пород и со-
ставляет 0,3—0,5 м.
При разведке россыпных ме-
сторождений полезных ископа-
емых, когда требуется тщатель-
ное опробование, бурят с ходо-
вой обсадной колонной, породу
из которой извлекают желон-
ками или грунтоносами через
определенные интервалы (0,2 м).
Производительность вибро-
бурения при глубине скважин
до 10 м достигает 50—60 м
в смену.
§ 7. КОМБИНИРОВАННОЕ БУРЕНИЕ
В процессе бурения геологоразведочных, гидрогеологических
и инженерно-геологических скважин небольшой глубины не-
редко одной скважиной пересекаются породы различной твер-
дости, устойчивости и других механических свойств. Такие сква-
жины целесообразно бурить комбинированными установками,
которые позволяют вести углубление соответственно характеру
пород различными способами. Применение наиболее рациональ-
ного для каждой породы способа бурения обеспечивает умень-
шение аварийности, повышает производительность и качество
буровых работ.
Легкая буровая установка ЛБУ-50 предназначена для буре-
ния гидрогеологических скважин глубиной до 50 м, а также
шурфов глубиной до 15 м. Основной вид бурения ею — шнеко-
вый в сочетании с ударно-канатным.
Шурфы проходят специальным ковшовым буром диаметром
740 мм, в днище которого сделаны окна, снабженные ножами.
В верхней части бура имеются складные ножи-расширители,
разрабатывающие шурф до диаметра 1050 мм Бур опускается
на забой и поднимается на поверхность лебедкой с помощью
каната по гладкой бурильной колонне, которая в процессе бу-
рения не извлекается из шурфа. Стенки шурфа крепятся желе-
зобетонными или дерево-металлическими кольцами.
Установка ЛБУ-50 (рис. 107) смонтирована на шасси авто-
мобиля ЗИЛ-131. Привод всех механизмов установки осущсст-
285
Рис. 107. Буровая установка ЛБУ-50
вляется от двигателя автомобиля. Крутящий момент передается
через коробку отбора мощности, установленную па корпусе ко-
робки передач.
Основными механизмами установки являются: коробка от-
бора мощности 1, коробка передач 2 с приводом на два шесте-
ренчатых маслонасоса, планетарная лебедка 4 с ударным меха-
низмом 3, угловой редуктор 9, вертикальный вал 8 с зубчатой
муфтой, верхний редуктор 6, который несет кронблочные ро-
лики 5, вертикальный вал 7, подвижной ротор 10.
К раме установки шарнирно прикреплена телескопическая
раздвижная мачта. Телескопическую часть мачты образуют
гидроцилиндры в верхнем выдвинутом положении. Этим обеспе-
чивается увеличение высоты мачты на величину хода гидроци-
линдров подачи вращателя. \
Щигровское ПО «Геомаш» выпускает самоходные установки
УГБ-1ВС, УГБ-1 ВС-ЗИЛ и УГБ-1 ВСТ, предназначенные для
бурения вращательным без промывки и ударным способами
гидрогеологических и инженерно-геологических скважин глуби-
ной до 50 м в породах до V категории буримости.
Установка УГБ-1ВС (рис. 108) смонтирована на автомашине
ГАЗ-66-02 и комплектуется одноосным прицепом для перевозки
инструмента и инвентаря. На раме автомобиля 1 размещены
основные части установки: дизель 3 с муфтой сцепления, ко-
робка передач 4, реверсивный угловой редуктор 12, планетар-
ная лебедка, подвижный вращатель 11 с кареткой и мачта 7.
286
8 — траверса с кронблоком; 9 —
подачи снаряда; 10— трехграиный вал; 11—
вращатель с кареткой; 12 — угловой реверсив-
ный редуктор; 13 — домкраты
Рис. 108. Буровая установка УГБ-1ВС:
/ — автомашина; 2 — топливный и масляный баки; 3 — ди-
зель; 4 — коробка передач; 5—цилиндры подъема мачты;
6 — лебедка; 7—мачта- Л ж
цилиндры
подвижный
1ш
Рис. 109. Кинематическая схема буровой установки УГБ-1ВС
УБР-2М спк-т УСЗК-З УПБ-15М У К Б-12/25, (УКБ-12/25С) ПВБСМ-15 ПБУ-10 Мотобур КМ-10 Мотобур Д-10М Мотобур М-1 Тип установки
л-, ° £ «г 3 л> ге Ио® „ ® ?> S w й •е о н д Oja м ff и? Ри s и 2 □ я е ь £ s «*0 E’Oer'fe^JJsSs ® о я ¥ о ® £ о о 1 » 1 SC 7 » • SS Стати че- ска я пе- нетрация Статиче- ская пе- нетрация Ударная пенетра- ция Уда р по- ка н ат и ыЙ Я * - 73 М О Н * О г Й а я О 3 »О ЕГ о »tr ® г&я Г? ? Шнеко- вый Шнеко- вый 1 = ?? е тэ а р м 5 я □ е ь » г о 2 де ° - а я s°§ <? Шнеко- вый Шнеко- вый Способ бурения
219 168 127 — я _ — °2г 3 О I О ь s'SS 9 ’S 168 140 105 70 76, 59 46; 36 о 300 100 100 70 76 о 67, 95 Диаметр скважины, мм
15 25 30 30 СО о СП «— nd сл о ND ND’“’“ СП • СЛ О СЛ сл сл О ND ND— ело СО о о Глубина бурения, м
600 Ход ударного меха- низма, мм
W „Частота ударов в 1 мин]
0,2; 0,4; 1,26 1.3; 5.8; 12,5 1,3—3,3 4,5—10 2,9 — 3,1 4,25; 10,25 Частота Г вращения снаряда, с— 1
Тип Вибромашина 1
Мощность двигате- ля, 'кВт
Возмущающее усилие, Н
/г!О Заказ Ns 198
000 81 .
о о о О о зооо Грузоподъемность, Н [ Лебедка
О сл о ъ К СИ -h^d Руч- ная Скорость навивки каната на барабан, м/с
оо сл С5 Высота, м | Мачта
60 000 Грузоподъемность, Н
Генератор мощностью, кВт
ЗИЛ-131 ЗИЛ-131 При цепная тележка Прицепная тележка Передвиж- ная; (УАЗ-4696) hJ s = п> -5 ?! м 3 । Прицепная тележка Колонка л
St; II S ”11 00 00 я- Д-300 {N- 4,4 кВт) УД-25 (W = 5.9 кВт) «Дружб а-4» (А —2,9 кВт) «Дружба-4> (7V = 2,9 кВт) «Дружба-4> (АГ=2,9 кВт) «Дружба-4» (7V—2,9 кВт) «Дружба-4» (N = 2,9 кВт) «Дружба-4» (/V—2,9 кВт) Привод
НБ1-25/16 1 1 1 S*
9800 СО о о 1100 ПО (1840) <£> О W ы to сл сл Масса, кг
Таблица 37
NO СО О СП 51 S W > □ АВБ-3 АВБ-2М БУВ-1 Б Б У КС-Л ГТ Д-5-25 УПБ-Ю0ГТ УПБ-Ю0Р Тип установки
£ я «з ? Е Д М Ь “° О не £= as и г и щ * Д = j= Е и о s g е <? й g 7 » >? ® -И _ Н —,н _ = " ;3£пг- ® я СЯ Д за £ ьдзь^пон ^antrEr^sSa Д'п IP х]2 С\д-5 SSOQEaEM'afx Е ° = 1 й s 1 ° 5 ' Вибра- ционный, ударно- канатный Ударный с исполь- зованием вибромо- лота при обсадке Ударный Ударный = я _ о в о с: * ° Е S 2 = OS воЕ Л »<Г - 3 2 е о я о Е х о Е » я О 3 »О £ (1 » tT Д 5П§ 9 Способ бурения
16В; 145 131; 116 168 168 325 219 168 168 to 112; 76 76; 59; 46 112; 76 76; 59; 46 Диаметр скважины мм
20 100 40 >Съ О СО о о to сл Тлй ,О go „ 25 100 Глубина бурения, м
С ле- бедки С ле- бед- ки 600 Ход ударного механиз- ма, мм
to СЛ ND СЛ с*, о Частота ударов в 1 мин
0,83; 1,67; 2,06; 4,08; 6,5 1 — 2,91; 2 — 5,83; 4 — 11,66; 7— 1 23,33 2,06; 3,86; 7,1; 13,26; 2,98; 5,56; Ю,2; 19,05 Частота вращения снаряда, с-1
ВБ-7М ВБ-7М ВО-6 Тип п S о
сл СП £ Мощность двигате- ля, кВт юмашииа |
000 09 35 000 46 500 Возмущающее уси- лие, Н
.Ol’/т
40 000 40 000 10 000 7000 ооод 4000 0009 Грузоподъемность, Н Лебедка
о® □0 to “ о □0 о СП to I сл 1 89*0 Скорость навнвки каната на барабан, м/с
OS at о at 4* СИ 4- л Высота, м I Мачта
120 000 120 000, 10 000 Грузоподъемность, Н
ND СП ND СП Генератор мощностью, кВт
ЗИЛ-131 ГАЗ-66 Прицепная тележка Прицепная тележка Прицепная тележка Гусеничный транспортер ГТ-СМ База
Д37Е-С31 (TV = 29 кВт) От двигате- ля авто- машины £ II ~ -a,fa <D i to X СЛ П Д-300 (Л' = 4,4 кВт) УД-25 (W = 5,9 кВт) От двигате- ля транспор- тера (Л^=22ч- -ь29 кВт) Беизодвнга- тель (JV = 5,9 кВт) Привод
НБ2-63/40 Н Б2-63/40 Н Б2-63/40 Тип насоса
9900 6300 □0 О о Ы сл W о 4750 О Масса, кг
Продолжение табл. 37
УГБ-1ВС УГБ-I ВС-ЗИЛ* УГБ-1ВСТ** П р и м е ч а 292 УРБ-2А-2 УБСР-25 УГБ-50М ЛБУ-50 В1 ч: БУЛИЗ 15АП Тип установки
= •б я _ 9 Еэ=£,о«чз£гс м * ~ -е*® х 55 s х ° 5 ст о о 9 п О О - S • гс » 3 Я _ чэ и о н х о Е Ь И л о 2 »о Е гс ® 2 ™ ® * 9 = гс sS « •=, Я ГС ЗоноЗ 2 --г т ss ' т Е s “ । ' 2 е х о Е 5 5 м 2s' О 2 »о HtjSo SE 2 11s?: М ° g tr о 9 1 » ' Ударно- канатный Шнеко- вый Шурфы Удар ио- канат- ный, вра- щател ь- ный Вибра- ционный, ударная пенетра- ция Способ бурения
135; 180 127 650 151** здочками 135 93, 76 СП 250 250 93; 76; 59 130 240 1050 168; 219 108; 89 Диаметр скважины, мм
50 25 25 12 100** указ! 30 200 to сл 50 50 100 — сл to сл о еэ СЛ о о Глубина бурения, м
□1ВЭЮТСЯ С ле- бед- ки 450; 650 1000 ’T-’JO Cqq ® ос о* •«. С ле- бедки Ход ударного меха- низма, мм
□ 0) м S 08 :SS> 17; 48; 78; 126 41; 62 сл Частота ударов в 1 мнн
0,66; 1.33; 2,08; 2,75; 5,41. 8,33 втры СОО1 2,3; 3,75; 5,4 0,1; 0,18 1.2; 2,1; 3,3 0,23; 0,63; 1,05; 1,68 1.5; 2.3 0.53 — 2.75 Частота вращения снаряда, с-1
ГС о и гх о о &Е о = °B3f ° Тнп Вибромашина
3 £ X Мощность двига- теля, кВт
к уста 4000 — 13 000 Возмущающее усн лие, Н
1
26 00С НОВОЕ. 10 3; 30 000 25 000 2 5 000 26 700 12 000 Грузоподъемность, Н ь ГС сх
0.6; 1,6; 2,9 зказ № 1 0.32; 0.82 0,64; 1,24; 1,98 0,47; 1,28; 2,13; 3,93 1,57 0,1 — 0,5 Скорость навивки каната на барабан, м/с Id X СО
sg 00 ъ у г «*• у 8,37 £ 00 оо 03 to СЛ ю Высота, м 2 вэ
52 000 О о о о 50 000 73 000 50 000 о о о о 50 000 Грузоподъемность, Н н Сй
Генератор мощностью, кВт
ГАЗ-66-02 ЗИЛ-131* ТТ-4** ЗИЛ-131 Трелевочный трактор ТДТ-75 ГАЗ-66 ЗИЛ-131 Гусеничный вездеход УАЗ-4 52 Ваза
Дизель Д-65Н (ЛГ=44 кВт) Двигатель трактора** От двигате- ля авто- машины От двигате- ля Трактора (N=55,2 кВт) СаЗ-^ СЛ 00 X о СП н. От двигате- ля авто- машины Д-65ЛС (А/ = 44,2 кВт) От двигате- ля авто- машины Привод
НВ-3-120/40** ГР-16/40 Тип насоса
СЛ 00 О — СО О g sss о о оо о 12 500 5100 8440 13 045 2030 Масса, кг
Продолжение табл. 37
Кинематическая схема установки УГБ-1ВС изображена на
рис. 109. Аналогична ей кинематическая схема установки
УГБ-1ВС-ЗИЛ.
От дизеля Д65Н вращение через электромагнитную или ме-
ханическую муфту сцепления и карданный вал 1 передается
валу II с шестерней / и блок-шестерне 2—3. От шестерни 3 вра-
щается шестерня 7. Муфта 6 может быть соединена с шестер-
нями I или 7 и таким образом дать валу III две частоты враще-
ния. От вала III через шестерни 8 и 4, 9 и 10, 11 и 12 вращение
может быть передано на вал IV, а от него шестерне 13 углового
редуктора. От шестерни 13 через шестерни 14 или 16 и муфту
15 приводится вал V редуктора. Включением муфты 15 с ше-
стернями 16 или 14 обеспечивается изменение направления вра-
щения вала V. От углового редуктора через зубчатую муфту 17
вращение передается трехгранному валу VI, а от него шестер-
ням вращателя 23, 24, 25 и валу VII.
Гидронасос 18 приводится через шестерни 2 и 5.
От вала IV через зубчатую муфту 19 вращение передается
звездочке 20, а от нее через цепь звездочке 21 и валу VIII ле-
бедки. Через планетарный редуктор 22 приводится барабан ле-
бедки.
Отличие кинематической схемы установки УГБ-1ВСТ, смон-
тированной на тракторе ТТ-4, состоит в том, что привод меха-
низмов осуществляется от тракторного дизеля через раздаточ-
ный редуктор. В комплект УГБ-1ВСТ включается буровой насос
НБЗ-120/40, что позволяет бурить скважины с промывкой.
Гидравлическая система буровых установок УГБ-1ВС пред-
назначена для спуска и подъема мачты, а также для регули-
рования осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент
в процессе бурения. Она состоит из маслобака, двух шестерен-
чатых насосов НШ-46, гидрораспредслитсля с двумя золотни-
ками и дросселем, двух гидроцилиндров подачи снаряда, гидро-
цилиндра мачты и манометра.
Техническая характеристика установок для бурения неглу-
боких скважин приведена в табл. 37.
Глава VII
УДАРНО-МЕХАНИЧЕСКОЕ БУРЕНИЕ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Ударно-механическим называется бурение, при котором раз-
рушающее породу усилие создается воздействием ударов сбра-
сываемого на забой с некоторой высоты породоразрушающего
инструмента — ударного долота.
294
7
Рис. 110. Схема ударно-канатного бу-
рения:
долото; 2—ударная штанга; 3 — раз-
движная штанга; 4 — канатный замок;
5 — инструментальный канат; 6 — жело-
ночный канат; 7—ролик мачты; 8—
амортизатор; 9 — мачта; 10 — оттяжной
ролик; И — балансирная рама; 12 — на-
правляющий ролик; 13 — инструменталь-
ная лебедка; 14 — тормоз; 15 — главный
вал; 16 — кривошип; П — шатун; 18 —
желоночная лебедка; 19 — желонка
Принципиальная схема ударно-канатного механического бу-
рения показана на рис. 110.
Буровой снаряд спускается в скважину на инструменталь-
ном канате 5, переброшенном через головной ролик 7 мачты 9,
огибает оттяжной 10 и направляющий 12 ролики балансир-
ной рамы 11. При заторможенном барабане инструментальной
лебедки 13, на котором закреплен конец каната, шатунно-кри-
вошипным устройством 16, 17 балансирная рама приводится
в качатслыюе движение относительно оси направляющего ро-
лика 12. Оттяжной ролик балансирной рамы, опускаясь, натя-
гивает канат и поднимает снаряд над забоем. Поднимаясь
вверх, ролик 10 освобождает канат, и снаряд под собственным
10*
295
весом падает на забой, ударным долотом разрушая породу. Для
равномерной обработки забоя и придания скважине цилиндри-
ческой формы необходимо после каждого удара снаряд повора-
чивать на некоторый угол. По мере разрушения породы канат
постепенно сматывают с барабана лебедки, осуществляя подачу
долота вслед за продвигающимся забоем.
В процессе долбления на забое скважины должна быть вода,
в которой частицы разрушенной породы находятся во взвешен-
ном состоянии. При достижении определенной плотности шлама
долбление породы прекращают, инструментальной лебедкой из-
влекают снаряд на поверхность и чистят скважину. Эта опера
ция выполняется желонкой 19, опускаемой в скважину на же-
лоночном канате 6 с барабана желоночной лебедки 18.
В зависимости от физико-механических свойств породы и
диаметра скважины интервал углубления за одно долбление ко-
леблется от 20 до 100 см.
В мягких, рыхлых породах долбежный снаряд не исполь-
зуется, а скважину углубляют желонкой.
При пересечении неустойчивых пород стенки скважины за
крепляют обсадными трубами, широко используя их принуди-
тельную посадку как с опережением забоя, так и с отставанием
от него.
Ударно-канатное механическое бурение применяется при раз-
ведке россыпных месторождений и вкрапленных руд цветных
металлов, разведке и эксплуатации подземных вод, инженерно-
геологических исследованиях, открытой разработке месторож
дений полезных ископаемых для проходки взрывных скважин,
проходке скважин для водопонижения, вентиляции горных вы-
работок, спуска в них крепежного и закладочного материала,
прокладки кабелей и трубопроводов.
Ударно-канатным способом бурят скважины глубиной до
400—500 м начальным диаметром 500—900 мм и конечным —
150 мм. Объем буровых работ, выполняемых в СССР ударно-
канатным способом, ограничен и составляет не более 1—2 %
ежегодного объема разведочного бурения.
§ 2. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
Технологический инструмент, предназначенный для разруше-
ния породы на забое и извлечения ее из скважины при ударно-
канатном бурении, в СССР изготовляют по ТУ-24-8-505—75 —
для бурения на воду и по отраслевым стандартам 1975 г.— для
разведки россыпных месторождений.
Снаряд, разрушающий породу на забое скважины (см.
рис. ПО), состоит из долота /, ударной штанги 2, раздвижной
штанги 3 и канатного замка 4. Детали бурового снаряда соеди-
няются друг с другом конической резьбой (конусность 1 : 4) тре-
угольного профиля с шагом 3,629 мм.
296
Рнс. 111. Долота для ударно-канатного бурения:
а — плоское; б — двутавровое; в — округляющее; г — крестовое
Долото (рис 111, а) служит для разрушения породы на за-
бое и обработки стенок скважины. Основные элементы удар-
ного долота — лопасть 4 с лезвием 6, боковые ребра 5, округ-
ляющие стенки скважины, резьбовой конус 1 для соединения
с нижним концом ударной штанги, шейка 3 с плоскими выем-
ками для захвата инструментальным ключом и кольцевые кони-
ческие выточки 2 для захвата ловильником Угол а между гра-
нями лезвия долота называется углом приострения. Величина
его должна соответствовать твердости буримой породы и реко-
мендуется для мягких пород 70—80°, для пород средней твер-
дости 90—100°, для твердых и очень твердых пород НО—130°.
Диаметр долот для бурения гидрогеологических скважин 148,
198, 245, 295, 345, 395, 445, 495 мм, для разведки россыпных
месторождений — 140 и 190 мм
Соответственно характеру буримых пород применяются до-
лота плоские, двутавровые, округляющие и крестовые (см.
рис. 111).
Плоские долота используются для бурения плотных
мягких и средней твердости нетрещиповатых пород. Двутав-
ровые долота применяют при бурении вязких пород сред-
ней твердости. Округляющие долота используют при
бурении твердых пород, а также валунно галечниковых отложе-
ний. Широкие боковые ребра обеспечивают округление стенок
скважины. Крестовые долота предназначены для буре-
ния в трещиноватых породах. Крестообразная форма лезвия
предупреждает заклинивание долота.
Изготовляют долота поковкой, штамповкой или литьем из
высококачественной инструментальной стали марок У7, У8
или У7А, У8А Изношенные в процессе работы долота
подвергают заправке, восстанавливая необходимые размеры.
В среднем долото допускает 40—60 заправок.
297
Ударная штанга 2 (см. рис. ПО) служит для увеличения
массы бурового снаряда и эффективности его удара по забою,
а также для обеспечения прямолинейности скважины и пред-
ставляет собой массивный стержень длиной 2, 4 или 6 м, имею-
щий на нижнем конце внутреннюю резьбу для соединения с до-
лотом, а на верхнем — наружную для соединения с раздвижной
штангой.
У резьбовых концов на поверхности ударной штанги сделаны
квадратные выемки для захвата инструментальным ключом.
Диаметры ударных штанг 112, 140, 165, 185, 188, 220 мм,
масса — от 306 до 1300 кг.
Раздвижная штанга 3 (см. рис. ПО), служащая для выбива-
ния снаряда при бурении в трещиноватых или вязких породах,
когда долото заклинивается или влипает в породу на забое
скважины, представляет собой два замкнутых звена, скользя-
щих относительно друг друга. Нижнее звено имеет внутреннюю
резьбу для соединения с ударной штангой, а верхнее — наруж-
ную для соединения с канатным замком. На верхней и нижней
шейках раздвижной штанги сделаны ключевые выемки. При
натяжении инструментального каната поднимающееся верх-
нее звено раздвижной штанги снизу наносит удар по ниж-
нему звену, что облегчает отрыв снаряда от забоя. Ход раз-
движной штанги 150—250 мм. При ликвидации аварий при-
меняется раздвижная штанга с увеличенным ходом (до 450—
500 мм).
Канатный замок 4 (см. рис. 110) предназначен для соедине-
ния бурового снаряда с канатом и поворачивания долота в сква-
жине после каждого удара.
Работа канатного замка основана на свойстве стальных ка-
натов раскручиваться при нагрузке и скручиваться при снятии
ее. Для обеспечения правильной работы замка следует приме-
нять инструментальный канат прямой левой свивки, закрепляе-
мый в замке следующим образом. Конец каната пропускают
через осевой канал корпуса замка, затем продевают через
шайбу и втулку. После этого конец каната расплетается, пень-
ковый сердечник вырезается, а концы расплетенных проволочек
загибаются в обратную сторону. Образованное утолщение на
конце каната затягивают во втулку, имеющую внутри кониче-
скую поверхность, и заливают расплавленным свинцом. Втулка
должна свободно вращаться в корпусе замка.
Буровой снаряд, подвешенный на канате, растягивает и рас-
кручивает его. В момент удара инструмента о забой канат раз-
гружается и, закручиваясь, поворачивает втулку относительно
корпуса замка против часовой стрелки. При отрыве снаряда от
забоя канат, нагружаясь, вновь раскручивается и благодаря
трению между втулкой, шайбой и корпусом поворачивает вместе
с замком весь буровой снаряд по часовой стрелке.
Таким образом, при каждом натяжении каната в момент
отрыва инструмента от забоя он поворачивается по часовой
298
Рис 112. Желонки:
а —с плоским клапаном; б —
с полусферическим клапаном:
/ — вилка с резьбовым конусом;
2 — корпус; 3 — башмак; 4 — кла-
пан; 5 — дужка; 6 — язык разрых-
ляющий; в — поршневая желонка:
1 — шток; 2 — манжета; 3 — пор-
шень; 4 — клапан; 5 — башмак
стрелке на некоторый угол, обеспечивая равномерную обра-
ботку забоя и придание скважине цилиндрической формы.
Желонки (рис. 112) служат для очистки скважины от раз-
рушенной породы, а также для бурения мягких, рыхлых пород.
Желонка, применяемая в качестве проходческого инструмента,
резьбовой вилкой соединяется с раздвижной штангой, которая
с помощью замка подвешивается на канате.
При бурении желонкой вязких глинистых песков для облег-
чения отрыва снаряда от забоя между раздвижной штангой и
канатным замком устанавливают небольшую ударную штангу.
В зависимости от условий работы и характера буримых пород
применяют желонки различной конструкции.
299
Рис. 113. Приспособления для свинчивания и развинчивания бурового сна-
ряда:
а — инструментальный ключ; б — инструментальные ключи с цепным ключом; о—ин-
струментальные ключи с затяжной трещоткой
Желонки с плоским клапаном применяются для
бурения скважин в песках и для удаления с забоя породы, раз-
рушенной долотом. Плоские клапаны бывают одно- или двух-
створчатые. Одностворчатым плоским клапаном снабжаются
желонки диаметром 114, 168, 219 и 273 мм, а двустворчатым —
желонки диаметром 324, 377 и 426 мм.
Желонки с полусферическим клапаном ис-
пользуются для извлечения разжиженного шлама при бурении
песков, супесей и плывунов. Полусферический клапан имеет
копье, обеспечивающее ему необходимое направление и ход,
а также разрыхляющее буримую породу.
Поршневые желонки применяются при бурении по
сильно обводненным пескам, илам, плывунам, а также когда
необходимо полностью очистить скважину от шлама (при раз-
ведке россыпей или при взрывных работах и использовании вла-
гоемких ВВ).
В корпусе желонки находится поршень с отверстиями, сверху
закрытыми резиновым клапаном. Шарнирно связанный с порш-
нем шток верхней частью проходит через планку и ушком соеди-
300
няется с канатом. Башмак желонки имеет внизу боковые про-
рези для прохода к плоскому клапану разжиженного шлама.
В опускаемой желонке поршень находится в верхнем положе-
нии. При достижении забоя корпус желонки останавливается,
а поршень опускается до башмака. Натяжением каната быстро
поднимают поршень, создавая в нижней части желонки разре-
жение, благодаря которому разжиженный шлам засасывается
через клапан в полость желонки. Поршень поднимают и опу-
скают несколько раз, в результате чего желонка заполняется
шламом. Извлеченную на поверхность поршневую желонку оп-
рокидыванием освобождают от содержимого через окна в кор-
пусе.
Для свинчивания и развинчивания инструментов, входящих
в буровой снаряд, применяются инструментальные ключи
(рис. 113, а). При этом одновременно используются два ключа:
удерживающий одш! из инструментов и поворачивающий
другой.
Создание необходимого на рукоятках инструментальных
ключей усилия достигается применением затяжной трещотки
(рис. 113, в), представляющей собой дугообразную рейку, за-
крепляемую около устья скважины. Удерживающий ключ упи-
рают рукояткой в стойку на конце зубчатой рейки. Рукоятка
другого ключа перемещается к этой же стойке подвижным баш-
маком. Башмак приводится в движение по рейке качанием ры-
чага, поворачивающего две собачки храпового устройства тре-
щотки.
При разведке россыпных месторождений для сведения кон-
цов рукояток инструментальных ключей при затяжке или срыве
затянутой резьбы инструментов применяется рычаг с двумя
отрезками цепей (рис. 113, б).
§ 3. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ УДАРНО-КАНАТНОГО
МЕХАНИЧЕСКОГО БУРЕНИЯ
Для бурения гидрогеологических скважин СТСЭВ 2445—80
предусмотрены установки УГБ-ЗУК и УГБ-4УК (соответственно
третьего и четвертого классов, ударно-канатные). При раз-
ведке россыпных месторождений золота применяют установки
УГБ-ЗУК, БУ-20-2М и «Амурец».
Установка УГБ-ЗУК (рис. 114) смонтирована на тележке /•?
с пневматическими колесами и транспортируется буксированием
со скоростью до 20 км/ч.
Вращение с вала двигателя 3 через клиновые ремни 4 пере-
дается на главный вал 7, от которого цепной передачей 11 при-
водится вал инструментальной лебедки 5 и зубчатыми переда-
чами — вал ударного механика 6, желоночный 8 и талевый 9
барабаны.
Главный вал (рис. 115) установки размещен на раме в трех
роликовых радиально-сферических подшипниках 4. На конце
301
Рис. 115. Главный вал УГБ-ЗУК:
1, 6 —муфты включения; 2 — главный вал; 3 — звездочка привода инструментальной лебедки, 4 -подшипники вала g шестерня привода
талевой лебедки; 7 - шестерня привода ударного механизма; в - шестерня привода желоночной лебедки, 9 - прнводнои шкив, 10, 11, 12,
13 — фрикционные муфты
вала шпонкой закреплен приводной шкив 9. Шестерни 5, 7, 8
привода вала ударного механизма, желоночного и талевого ба-
рабанов, а также звездочка 3 привода инструментальной ле-
бедки опираются на главный вал через шариковые подшипники
и включаются от него во вращение индивидуальными фрикци-
онными муфтами 10, 11, 12 и 13.
Инструментальная лебедка служит для спуска и подъема
долбежного снаряда, а также для регулирования его подачи
при помощи ленточного тормоза в процессе долбления. Вал ле-
бедки опирается на два радиально-сферических подшипника.
Барабан с тормозным шкивом и звездочка, получающая вра-
щение от главного вала, закреплены на валу лебедки шпонками.
На барабане имеется делительный диск, отделяющий рабочую
часть каната от резервной.
Ударный механизм (рис. 116) предназначен для производ-
ства долбежных операций при бурении и состоит из двух основ
ных частей: шатуппо-кривошиппого устройства и балансир-
ной рамы.
Шатунно-кривошипное устройство имеет ударный вал 5, на
котором закреплено зубчатое колесо 4, находящееся в постоян-
ном зацеплении с зубчатым колесом главного вала. На концах
ударного вала закреплены два кривошипа 3, соединяемые паль-
цами с нижними головками шатунов 2. Верхние головки шату-
нов шарнирно соединены с балансирной рамой 1, имеющей на-
правляющий 7 и оттяжной 11 ролики. Оттяжной ролик свободно
укреплен на валике 10 головки 9, шарнирно связанной с короб-
чатыми балками рамы. Направляющий ролик свободно поса-
жен на валик 8, концами опирающийся на подшипники 6 зад-
них стоек рамы. Перестановкой кривошипных пальцев в отвер-
стиях, различно удаленных от оси вращения, можно изменять
размах качаний оттяжного ролика, а следовательно, высоту
подъема и сбрасывания бурового снаряда. Частоту ударов сна-
ряда по забою изменяют при помощи сменных шкивов на валу
электродвигателя.
Балансирная рама имеет компенсационное устройство, кото-
рое делает работу ударного механизма более эффективной и
снижает действие на него динамических нагрузок.
Подача снаряда при бурении осуществляется путем кратко-
временного растормаживания и поворачивания на некоторый
угол барабана инструментальной лебедки.
Желоночная лебедка служит для работы с желонкой (спуск,
наполнение, подъем). Талевая лебедка предназначена для ра-
боты с обсадными трубами. Барабаны этих лебедок через ради-
ально-сферические подшипники опираются на общую ось. Оба
барабана имеют по зубчатому колесу для получения вращения
от главного вала и оборудованы ленточными тормозами.
Телескопическая мачта (рис. 117) УБ-ЗУК состоит из ниж-
него 7 и верхнего 6 звеньев. Нижнее звено шарнирно связано
с рамой станка. В подошву нижнего звена ввинчено два опор-
304
Рис. 116. Ударный механизм УГБ-ЗУК
ных винта 10, разгружающих шарнирное соединение мачты
с рамой и передающих нагрузки мачты на подкладываемый под
них брус. Верхнее звено мачты перед транспортировкой уста-
новки вкладывается в нижнее. В рабочем, выдвинутом положе-
нии, верхнее звено специальными кулачками 8 опирается на
нижнее и дополнительно скрепляется с ним болтами. Верхнее
звено мачты оборудовано головными роликами 3 для инстру-
ментального и желоночного канатов. Несколько ниже, на общей
оси, расположены три ролика 5 для талевого каната. Для об-
служивания головного оборудования в верхней части мачты
305
Таблица 38
Параметры УГБ-ЗУК УГБ-4УК БУ-20-2М «Амурец-6»
Максимальная глубина бурения, м 300 500 200 100
Максимальный диаметр скважины, мм Грузоподъемность ле- бедки, Н: 600 900 400 150
инструментальной 20 000 32 000 12 000 20 000
желоночной 13 000 20 000 3 000 5 000
талевой 20 000 32 000 — —.
Высота подъема снаряда, мм 500—800 500-800 520—700 250—550
Частота ударов бурового снаряда в 1 мин Средняя скорость навив- ки каната на барабан ле- бедки, м/с: 40—50 40-50 50—52 50—65
инструментального 1,0 1.2 1,4 0,4
желоночного 1,8 1,6 2,1 1,5
талевого Диаметр каната, мм: 1,0 1.2 — —
инструментального 21,5 26 19 20
желоночного 15,5 17,5 12 8
талевого 15,5 21,5 — —
Высота мачты, м Грузоподъемность мачты, Н Привод: 13 16 11,7 8,1
20 000 25 000 12 000 —
ТИП Эле ктродв и гате л ь Дизель
марка АО-73-6 АО-93-8 1710,5/13-29
мощность, кВт 22 40 20 7,4
Масса, кг 8000 12 800 10 700 3110
Способ передвижения Буксировкой на колес- ной тележке На гусе- ничном ходу На санях
укреплена площадка 2, а для выполнения вспомогательных ра-
бот к мачте шарнирно присоединена укосина 9 с цепной талью.
При перевозках установки мачта находится в горизонталь-
ном положении, а перед началом бурения она поднимается и
укрепляется трубчатыми тягами 1 и четырьмя растяжными ка-
натами 4 диаметром 12 мм. Поднимается, опускается и раздви-
гается мачта лебедкой с приводом от шестерни желоночного
барабана.
Техническая характеристика установок ударпо-канатного бу-
рения приведена в табл. 38.
§ 4. ТЕХНОЛОГИЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
Перед началом буровых работ разрабатывают конструкцию
скважины и составляют геолого-технический наряд (ГТН).
307
При разработке конструкции скважины учитывается ее це-
левое назначение, проектная глубина и характер пород геологи-
ческого разреза. В соответствии с целевым назначением сква-
жины, требованиями опробования полезного ископаемого, габа-
ритами средств откачки выбирают конечный диаметр скважины.
После этого устанавливают необходимое для перекрытия тех
или иных горизонтов разреза количество обсадных колонн. Если
геологический разрез изучен слабо, то число обсадных колонн
определяют по средней величине выхода одной колонны из-под
башмака другой. Для крепления рыхлых и мягких пород сред-
ний выход колонны принимают 30—40 м, при бурении в устой-
чивых породах со свободным спуском колонны ее выход может
составлять 100 м.
Зная глубину скважины L, средний выход колонны I и раз-
ницу между диаметрами смежных колонн а, определяют на-
чальный диаметр скважины (мм)
Г)н = Пк+ау. (56)
Величину а обычно принимают равной 50 мм.
В соответствии с конструкцией скважины выбирают буровое
оборудование, инструмент (долота, желонки и т. д.), обсадные
трубы.
гтн па бурение скважин ударпо-капатпым способом состоит
из геологической и технической частей. В геологической части
указываются мощность слоев пород разреза, глубина залегания
их кровли и почвы, название пород, категория пород по бури-
мости, проектные статический и динамический уровни воды.
В технической части указываются конструкция скважины с обо-
значением по интервалам диаметра скважины, наружного и
внутреннего диаметров обсадных труб, тип долота и желонки,
масса снаряда, число ударов снаряда в 1 мин, высота сбрасы-
вания снаряда, проходка за рейс, количество подливаемой па
рейс воды.
В верхней части ГТН указываются способ бурения, тип бу-
ровой установки, глубина н назначение скважины.
Приемы забуривания скважины выбирают в зависимости от
назначения скважины и характера пород.
При забуривании разведочной скважины в мягких породах
в точке ее заложения роют шурф размером 0,6X0,6 м и глу-
биной до 1 м, на дно которого укладывают крестовину из де-
ревянных брусьев с отверстием для прохода направляющей
трубы. В устье шурфа для центровки трубы закрепляют два
параллельных бруса. Направляющую трубу с башмаком и за-
бивной головкой устанавливают на дно шурфа и, контролируя
ее вертикальность, легкими ударами забивают трубу с таким
расчетом, чтобы верхний ее конец выступал над устьем не бо-
лее чем на 0,5 м. Общая длина направляющей трубы может
быть равной 2—3 м. После забивания направляющей трубы
308
породу из нее удаляют желонкой с плоским клапаном. В вяз-
ких породах следует применять желонку с ножом. Для увели-
чения массы желонки к верхнему ее концу присоединяют ко-
роткую ударную штангу.
Скважину в скальных породах забуривают снарядом, со-
стоящим из долота и ударной штанги.
Производительность работы ударно-канатным способом
в значительной степени зависит от правильно подобранных па-
раметров режима бурения: массы ударного снаряда, высоты
его подъема над забоем при долблении, частоты ударов и ко-
личества подливаемой в скважину воды.
Масса рабочей части снаряда, приходящаяся на 1 см длины
лезвия долота, называется относительной массой. Относитель-
ную массу q0 (кг/см) при бурении принимают по породам:
мягким ..... 15—20 твердым . ............40—60
средней твердости 30—40 весьма твердым . . . 60—80
По относительной массе определяется необходимая масса
рабочей части снаряда (кг)
Qp = (foD, (57)
где D — длина лезвия долота, см.
Необходимая масса (кг) ударной штанги определяется по
формулам:
при работе с раздвижной штангой
Qz — Ov—(<7i+ 0,5/7з), (58)
при работе без раздвижной штапги
9г Qp—(91 + 94)1 (59)
где 9i — масса долота, кг; 92— масса ударной штанги, кг; 93 —
масса раздвижной штапги, кг; д4— масса канатного замка, кг.
Высота подъема снаряда над забоем при долбежных опера-
циях определяет эффект разрушения породы и колеблется в за-
висимости от твердости породы и глубины скважины от 0,4
до 1,2 м.
Частота ударов долота должна подбираться таким образом,
чтобы обеспечивалось свободное падение снаряда на забой.
Это возможно тогда, когда время движения оттяжного ролика
будет равно времени свободного падения снаряда.
Высота сбрасывания снаряда S (м) и частота его ударов
в 1 мнн по забою находятся в обратной зависимости
ny = 217"67S, (60)
где b — ускорение падения снаряда в скважине (6 = 5—7 м/с2),
зависящее от плотности шлама (чем плотнее шлам, тем
меньше Ь).
При бурении крепких монолитных пород целесообразно уве-
личивать высоту сбрасывания снаряда, снижая частоту ударов
309
При бурении же пород сильно трещиноватых или слоистых,
перемежающихся по твердости, следует увеличивать частоту
ударов, уменьшая высоту сбрасывания снаряда.
На малых глубинах следует бурить с максимальной часто-
той ударов, а по мере увеличения глубины скважины, в связи
с возрастающим растягиванием каната, ее следует уменьшать.
Ударно-канатное бурение, как правило, ведется с подливом
в скважину воды. Частицы отделяемой от забоя породы пере-
ходят во взвешенное состояние, повышая вязкость и плотность
жидкости. При этом растет сопротивление движению снаряда,
сила удара долота по забою и производительность бурения
уменьшаются. Вместе с тем увеличение вязкости и плотности
жидкости в скважине повышает ее способность удерживать
крупные и твердые тяжелые частицы разрушенной породы во
взвешенном состоянии. Если в скважине нет воды или ее удер-
живающая способность недостаточна, частицы породы осе-
дают, на забое образуется шламовая подушка, поглощающая
энергию удара долота. В результате снижается производитель-
ность бурения и повышается износ долота.
Плотность шлама в скважине должна быть тем больше,
чем больше объемная масса породы и чем крупнее частицы,
отделяемые от забоя.
Высота столба шлама в скважине и его плотность регули-
руются количеством воды, подливаемой в скважину. При бу-
рении мягких пород рекомендуется на каждый рейс подливать
в скважину 35—40 л, а при бурении твердых пород 10—14 л
воды.
Эффективность разрушения породы зависит от резкости и
четкости удара долота по забою. Это достигается за счет на-
вески снаряда —расстояния от лезвия долота до забоя при
нижнем положении неподвижно подвешенного инструмента.
Навеска изменяется от 0 до 7 см в зависимости от глубины
скважины, эластичности каната и состояния амортизатора
установки.
В процессе работы в связи с эластичностью каната и упру-
гостью амортизатора выбирается навеска и долотом наносится
удар по забою.
Углубление (долбление) за один рейс составляет в мягких
породах 0,5—1 м, в твердых 0,3—0,5 м, в очень твердых 0,2—
0,3 м.
Ниже описаны особенности бурения в различных геологи-
ческих условиях.
Бурение в мягких рыхлых породах (пески, плывуны, лесс,
супеси и др.) ведут желонкой с одновременным закреплением
стенок скважины обсадными трубами. В зависимости от плот-
ности и устойчивости пород колонна труб продвигается с опе-
режением забоя или следом за ним. Эффективность бурения
в некоторых случаях повышается при утяжелении желонки ко-
роткой ударной штангой. Наружный диаметр желонки должен
310
быть на 20—30 мм меньше внутреннего диаметра обсадных
труб, в которых ведется бурение.
Работая в водоносных и чистых сухих песках, нельзя до-
пускать выхода желонки из-под башмака обсадных труб бо-
лее чем на 2/з ее длины во избежание прихвата обвалив-
шейся породой.
Пески-плывуны нужно пересекать одной колонной без оста-
новки. Переход в плывунах с одной обсадной колонны на дру-
гую приводит к заклиниванию (спариванию) труб песком, про-
никшим в межтрубное пространство, в результате чего продви-
жение второй колонны становится невозможным. Плывуны
бурят с наибольшим числом ударов при минимальной высоте
подъема желонки над забоем.
Бурение напорных плывунов сопровождается образованием
в трубах трудноудаляемой пробки высотой 6—10 м. Углубле-
ние при этом прекращается. Возникает опасность прихвата же-
лонки, в связи с чем нельзя ее оставлять на забое без движе-
ния. Для создания противодавления образующейся пробке
в скважину заливают воду или глинистый раствор. Однако при
бурении разведочной скважины добавление глины может от-
рицательно сказаться на результатах опробования.
Бурение в гравийных и галечниковых породах производят
долбежным снарядом с двутавровым долотом и желонкой
с плоским клапаном. Связанные глиной гравий и гальку
можно бурить желонкой с ножом или буровым стаканом.
Стенки скважины в гравелистых и галечниковых отложениях
обычно крепят одновременно с углублением скважины, про-
двигая трубы вслед за забоем. При бурении перемятых галеч-
ников или сухих гравелистых песков перед спуском желонки
в скважину следует забрасывать комочки жирной глины и
подливать воду, что обеспечивает хорошее забирание буримой
породы и предупреждает стенки скважины от обрушения
в связи с их глинизацией.
Встреченные скважиной мелкие валуны разбивают пирами-
дальным долотом, а обломки их вдавливаются в стенки сква-
жины, сложенные мягкой породой. Крупные валуны разру-
шают зарядом ВВ.
Бурение в глинах в связи с их хорошей устойчивостью мо-
жет производиться без крепления скважины трубами на ин-
тервале в несколько десятков метров.
Плотные и сухие глины разрушают двутавровым долотом,
а чистят скважину желонкой с плоским клапаном. Перед каж-
дым спуском желонки в скважину подливают два-три ведра
воды.
Сильно песчанистые глины проходят буровым стаканом,
собранным в снаряд с ударной и раздвижной штангами.
Пластичные вязкие глины можно бурить плоским долотом
с наваренными на него дополнительными лопастями. Такое
долото, напоминающее крестовое, соединяют с ударной и раз-
311
движной штангами. В скважину подливают воду на высоту
3—5 м и бурят в течение нескольких минут. Вязкий шлам на-
липает на лопасти долота и вместе с ним извлекается из сква-
жины. Необходимость в применении желонки исключается.
Углубление за одно долбление при бурении по глинам колеб-
лется от 0,5 до 1,5 м.
Бурение в плотных твердых породах ведут снарядом с дву-
тавровым или округляющим долотом. Износ долота при ра-
боте приводит к сужению скважины. Долото, потерявшее в диа-
метре более 5 мм, следует сменить. Новым долотом нужно
начинать обработку стенок на 2—3 м выше забоя, что преду-
предит его заклинивание в скважине.
Долбежные операции следует вести, поднимая снаряд над
забоем па 1—1,1 м при 45—50 ударах в 1 мин и не допуская
слабины каната. После продвижения долота на 0,4—0,8 м сква-
жину очищают желонкой, диаметр которой на 25 мм меньше
диаметра долота. В сухую скважину подливают воду из рас-
чета 20—30 л па одно долбление. Для обеспечения необходи-
мой удерживающей способности жидкости, находящейся
в скважине, удалять шлам желонкой следует не полностью,
а лишь наполовину. После чистки скважины работать нужно
с максимальным числом ударов, снижая его по мере накопле-
ния шлама. При остановках во время долбежных операций
нельзя оставлять снаряд на забое. Во избежание прихвата
снаряда частицами осевшей породы его нужно поднять выше
шламового столба.
Бурение в трещиноватых породах ведут снарядом с округ-
ляющим или крестовым долотом. Работая в трещиноватых по-
родах, нельзя допускать раскачивания снаряда, так как это
вызывает вывалы породы со стенок скважины. Продвижение
скважины за одно долбление составляет 0,4—0,7 м. На каж-
дый рейс в скважину заливают до 25—30 л воды. Чтобы пре-
дупредить уход жидкости по трещинам, в начале рейса в сква-
жину забрасывают жирную глину (10—15 кг на 1 м углубле-
ния) и через каждые 1—2 мин бурения малыми порциями (по
2—3 л) подливают воду. В случае сильной трещиноватости по-
род их бурят с одновременной обсадкой скважины трубами.
Очищают скважину от шлама желонкой с плоским или сфери-
ческим клапаном.
Бурение скважин при разведке россыпных месторождений
ведут с одновременным продвижением колонны обсадных труб.
Колонну забивают или задавливают на 0,2—0,5 м. Затем лег-
ким снарядом с плоским долотом, заправленным под углом
70—80°, разрушают породу в трубах и поршневой желонкой
извлекают ее па поверхность. Чтобы избежать обогащения или
разубоживания отбираемой из скважипы пробы, в трубах дол-
жен оставляться предохранительный столбик породы высотой
2—3 см. В сухие скважипы перед желонированием заливается
вода из расчета 80—100 л на 1 м углубления. Для измерения
312
высоты столбика породы в трубах необходимо точно знать
длину колонны труб, а также длину бурового снаряда и ка-
ната до верхнего среза колонны труб.
Если твердость породы делает продвижение труб с опере-
жением забоя невозможным, долотом бурят ниже башмака па
интервале, равном длине пробы, после чего осаживают трубы
и производят желонирование скважипы. В мерзлых и плотных
породах по разрешению геологического отдела предприятия
скважины бурят без крепления трубами.
При достижении плотика нужно углубиться в него па 1—
1,5 м, что дает возможность получить наиболее достоверные
результаты разведки.
Мощность, затрачиваемая на ударно-канатное бурение оп-
ределяют (кВт) по формуле
M6 = 6-10~4-QSny, (61)
где Q — масса бурового снаряда с учетом массы каната, кг;
S — ход инструмента, м; иу — частота ударов в 1 мин.
Масса (кг) бурового снаряда
Q — + + (62)
где р — масса 1 м каната, кг; L — глубина скважипы, м.
Мощность (кВт), необходимая для подъема снаряда из
скважины
Мп = Qvnki/102т), (63)
где ft 1 — коэффициент прихвата (ft| = l,24-1,3); vn — скорость
навивки каната на барабан инструментальной лебедки, м/с;
г] — к. п. д. передачи (т] = 0,75—0,85).
Диаметр инструментального и желоночного канатов подби-
рается по разрывному усилию (Н)
Pp — thQp, (64)
где Из — запас прочности (n3=124-13); Qp — усилие, растяги-
вающее канат, Н.
По таблицам (например, табл. 12) подбирается канат, раз-
рывное усилие которого не меньше расчетного усилия.
Усилие (Н), растягивающее инструментальный канат
Ср. н = g*iQ, (65)
где g— ускорение свободного падения (g=9,81 м/с2).
Масса 1 м инструментального каната р в этом случае при-
нимается ориентировочно в зависимости от диаметра сква-
жины:
Диаметр, скважины, мм...... 400 350 300 250 200 150
Масса 1 м каната, кг ......1,8 1,8 1,6 1,6 1,3 1
313
Усилие (Н), растягивающее желоночный канат,
<2р.ж = ^2(9б+9в + Р1Ь), (66)
где (?5 — масса желонки, кг; q6 — масса бурового шлама, на-
полняющего желонку, кг; pi — ориентировочная масса 1 м же-
лоночного каната = 0,64-1 кг; k2 — коэффициент прихвата
(&2= 1,54-2).
Пример. Определить мощность, необходимую для привода установки,
если масса долбежного снаряда не превышает Q=1000 кг, а бурение наме-
чено вести с частотой ударов пу = 40 уд/мин при высоте сбрасывания инстру-
мента S—0,8 м.
Решение. Пользуясь формулой (61), определяем мощность, расходуе-
мую на бурение,
Д'б -= 6-10-4 QSfiy = 6•10~4 • 1000-0,8-40 = 19,2 кВт.
§ 5. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
При бурении разведочных скважин из каждого пересекае-
мого слоя отбирается проба. Если мощность слоя велика, то
проба берется через каждые 1,5—2 м углубления, а при работе
в малоизученных районах — через 0,5—1 м. При пересечении
продуктивного пласта рейс сокращают до 0,2—0,5 м. Образцы
проб следует брать из-под клапана желонки при последнем за
цикл спуске ее в скважину.
Отобранные образцы просушиваются и укладываются
в ячейки специального ящика. На стенке каждой ячейки запи
сывают порядковый номер образца и интервал глубины, с ко-
торой он взят. Вместе с образцом в ячейку укладывают эти-
кетку с указанием номеров скважины и образца, глубины ин-
тервала отбора пробы, названия породы, даты и фамилии
лица, взявшего образец. Яшики, заполненные образцами, за-
крывают крышкой и нумеруют. На боковой стенке ящика ука
зывают номер скважины, интервал, с которого взяты образцы,
находящиеся в ящике.
Характер выполненных за смену работ и затраченное на
каждую из них время, а также углубление за смену указыва-
ются в буровом журнале.
§ 6. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
Наиболее характерные для ударно-канатного бурения
аварии:
1) оставление в скважине бурового снаряда или его частей
из-за: а) обрыва инструментального или желоночного каната;
б) развинчивания деталей бурового снаряда (долота, ударной
или раздвижной штанги);
2) прихват долбежного снаряда или желонки в связи:
а) с расклиниванием в трещиноватых породах; б) с завалом
обвалившейся со стенок скважины породой.
314
Рис. 118. Ловильный инструмент для ударно-канатного бурения:
а — однорогий ерш; б — канаторезка: 1 — обойма; 2— резак; в — шлипс; 1—корпус; 2 >—
плашки; 3— пружина; 4 — направляющая воронка; г — ловильная вилка: / — защелка;
2 — пружина; д — снаряд для ликвидации аварии в сборе: 1 — двурогий ерш; (ло-
вильный инструмент); 2— раздвижная штанга; 3 — ударная штанга; 4— канатный за-
мок; 5 — канат
Для ловильных работ при ударно-канатном бурении приме-
няются ерши, канаторезка, шлипс и ловильная вилка.
Снаряд для ликвидации аварии собирают в следующем по-
рядке (рис. 118, д): ловильный инструмент 1, аварийная раз-
315
движная штанга 2, имеющая ход до 500 мм, ударная штанга
3 и канатный замок 4.
Ловильные ерши предназначены для ловли оборвавшегося
и упавшего в скважину каната Если канат располагается
в скважине плотным клубком, применяют однорогий ерш
(рис. 118, а). Если, упав в скважину, канат укладывается
спиралью, витки которой прилегают к стенке скважины, ис-
пользуют двурогий ерш 1 (см. рис 118, д').
После спуска снаряда в скважину ерш легкими ударами
раздвижной штанги забивают в клубок или витки каната.
Канаторезка (рис. 118, б) служит для обрезания инстру-
ментального каната около канатного замка, когда прочность
каната не позволяет воспользоваться им для извлечения из
скважины прихваченного долбежного снаряда. Обрезаемый ка-
нат пропускается снизу в обойму 1 капаторезки под лезвие ре-
зака 2. При спуске капаторезки лезвие резака скользит по
канату. При нанесении раздвижной штангой, соединенной с ка-
наторезкой, ударов вверх резак внедряется в канат и перере-
зает его.
Шлипс (рис. 118, в) применяется для захвата оставленного
в скважине снаряда или отдельных его частей за шейку или
резьбовую головку.
Ловильная вилка (рис. 118, г) служит для извлечения из
скважины желонки за дужку.
Глава VIII
МОРСКОЕ БУРЕНИЕ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Советский Союз омывается морями трех океанов. Морские
границы нашей страны протянулись на десятки тысяч кило-
метров.
Прибрежная зона морей издавна являлась объектом геоло-
гических исследований, выполнявшихся с целью получения
данных для проектирования и строительства различных гидро-
технических сооружений. Значительно позднее были начаты
работы по поиску и разведке залегающих на дне и под дном
морей месторождений полезных ископаемых.
В начале 30-х годов на Каспийском море было начато бу-
рение структурно-картировочных и инженерно-геологических
скважин с легких судов станками типа АВБМ-100. С тех пор
бурение в прибрежно-морской зоне развивалось и совершенст-
вовалось. В настоящее время оно ведется почти на всех мо-
рях, омывающих нашу страну.
316
Поисково-разведочные работы, осуществляемые в настоящее
время в прибрежной зоне морей, направлены на выявление и
освоение месторождений нефти и газа, черных металлов, рос-
сыпных месторождений алмазов, благородных и цветных ме-
таллов, месторождений строительных материалов и др.
Бурение скважин в прибрежной зоне морей существенно
осложняется гидрометеорологическими факторами, к которым
относятся морское волнение, ветер, течения, приливы и отливы.
Специфичны и геологические условия морского бурения. Не-
редко скважиной пересекаются существенно отличающиеся по
физико-механическим свойствам породы, требующие совер-
шенно различных способов бурения.
§ 2. БУРЕНИЕ СКВАЖИН С ПЛАВУЧИХ УСТАНОВОК
Поисково-разведочные (на россыпные месторождения) и
инженерно-геологические скважины в прибрежной зоне морей
бурят плавучими буровыми установками (ПБУ), состоящими
из плавучего основания, буровой вышки и бурового агрегата.
В качестве плавучего основания используются понтоны,
баржи и самоходные суда.
Для работы в закрытых морских бухтах, на мелководье,
в узких проливах, в приливно-отливных зонах наиболее при-
менимы понтоны водоизмещением 20—40 т.
Буровой понтон представляет собой сварную коробку, со-
стоящую из жесткого металлического каркаса, обшитого
листовой сталью толщиной 2—6 мм. Обычно плавучее основа-
ние собирают из двух понтонов (катамаран), соединенных
между собой поперечными связями. Между понтонами остав-
ляется зазор, в котором размещается устье скважины. Для
размещения бурового агрегата, якорных лебедок, бурильных и
обсадных труб рабочая площадь основания должна быть равна
70—90 м2.
При бурении в районах с часто повторяющимся волнением,
в зоне приливов и отливов, на мелководье применяют понтоны
с выдвижными опорами (рис. 119). На точке бурения
опоры с помощью лебедок или домкратов опускают через от-
верстия в понтонах и устанавливают их на дно. Продолжая
опускать опоры, основание поднимают на 0,5 м выше макси-
мально возможного уровня воды. В таком положении понтон
не испытывает качки и на нем можно работать, несмотря на
волнение. По окончании бурения основание опускают на воду,
а опоры поднимают наверх. Применять основания с вы-
движными опорами невозможно в местах с вязким илистым
дном.
При бурении на открытых прибрежных акваториях целе-
сообразно использование судов водоизмещением 60—80 т. Бу-
ровое оборудование размещается в центре судна, в кормовой
его прорези или в зазоре между двумя судами, соединенными
317
Рис. 119. ПБУ с
а — на плаву;
выдвижными опорами:
б — во время отлива
поперечными связями. Для размещения оборудования в центре
основания используются суда с открывающимися днищами.
На судах, не имеющих такого днища, сооружается специаль-
ная шахта для пропуска бурильных и обсадных труб. Легкие
буровые агрегаты могут быть размещены на площадке, выдви-
нутой над бортом судна (рис. 120).
При бурении на мелководье, когда глубина моря не превы-
шает высоты основания, можно использовать затопляемые
понтоны и баржи. Погружение такого основания на дно в точке,
намеченной для бурения скважины, осуществляется заполне-
нием водой емкостей в его корпусе или металлических баков,
прикрепленных по бортам. По окончании бурения вода из ем-
костей откачивается и основание всплывает.
Удержание ПБУ над скважиной осуществляется с помощью
четырех или шести якорей, устанавливаемых с кормы и носа.
На плавучем основании (желательно в центре) устанавли-
вается буровая вышка. При круглосуточных работах в суровых
климатических условиях вышки обшивают. Однако следует
учитывать, что обшивка вышки увеличивает парусность, а сле-
довательно, уменьшает устойчивость буровой установки. На
буровых понтонах с выдвижными опорами обшивать вышки
нельзя, так как приподнятый над водой понтон и без того
имеет повышенную парусность.
Буровое здание на ПБУ представляет собой жесткий ме-
таллический каркас, обшитый каким-либо антикоррозийным и
теплоизоляционным материалом. Буровое здание должно иметь
две двери, открывающиеся наружу, и окна из небьющегося
318
Рис. 120. Схемы размещения бурового
оборудования на судах:
а — судно с боковой рабочей площадкой;
б — судно с центральным расположением
бурового агрегата; в — судно с прорезью
в кормовой части для бурового агрегата;
г — двухкорпусное судно (катамаран):
/ — якорный канат; 2—якорная лебедка;
3 — стеллаж для бурильных н обсадных
труб; 4 — рабочая площадка
Рис. 121. Морская и направляющая ко-
лонны:
а — при отливе; б — во время прилива
стекла. В палубе, настланной досками толщиной 40—50 мм или
стальными рифлеными листами, делается прорезь для прохода
бурильной и обсадных колони. Прорезь, продленная до торца
плавучего основания, позволяет отводить буровую установку
от скважипы без извлечения обсадных труб. На время работы
прорезь перекрывается съемными щитами.
При работе в благоприятных климатических условиях при-
меняют ПБУ без бурового задания, что улучшает обзорность
и уменьшает парусность установки.
В настоящее время при морском бурении используются бу-
ровые агрегаты БУКС-ЛГТ, УПБ-100, УПБ-15М, УКБ-12/25,
БСК-2М2-100, УКБ-200/300, УКБ-4, ЗИФ-650М, УКБ-5,
УГБ-50М, вибробуровые машины, установки всасывающего эр-
лифтного бурения и т. д.
В связи с тем, что в прибрежной зоне морей обычно зале-
гают породы с резко отличающимися физико-механическими
свойствами, при выборе бурового агрегата следует отдавать
предпочтение такому, который позволяет бурить несколькими
способами, соответствующими различному характеру пород
разреза.
Приводом буровых агрегатов служат двигатели внутрен-
него сгорания или электродвигатели. Наиболее целесообразен
319
электропривод. Питание агрегата электроэнергией осуществля-
ется от дизельных электростанций (ПЭС-15Л, ПЭС-12М,
ДЭСМ-30, ДЭСМ-50 и др.), смонтированных в одном из отсе-
ков плавучего бурового основания, в буровом здании или на
автономном понтоне, который стыкуется с буровым основа-
нием. Электроэнергия может подаваться к буровому агрегату
от какого-либо источника на берегу по морскому кабелю, под-
вешенному к поплавкам.
Извлекаемые из скважины бурильные трубы укладывают
в горизонтальное положение на стеллаж, расположенный пе-
ред станком вдоль палубы основания. При малых размерах ра-
бочей площадки стеллаж с бурильными трубами размещают
на отдельном понтоне, пришвартованном к буровому основа-
нию. Запасные бурильные и обсадные трубы укладывают на
стеллажи вдоль наружных стен бурового здания. Мелкий ин-
струмент, коронки и запасные части размещают в отсеках ос-
нования.
Горюче-смазочные вещества хранят в баках, встроен-
ных в корпус плавучего основания, или в бочках на специаль-
ной площадке кормовой части понтона.
Связь ПБУ со скважиной осуществляется водоотделяющей
(морской) колонной 2 обсадных труб (рис. 121). Эта колонна
нижним концом заглубляется в грунт, а верхняя ее часть сво-
бодно пропущена через направляющую трубу /, подвешенную
к буровой установке Во время колебаний уровня моря направ-
ляющая труба вместе с ПБУ перемещается в вертикальной
плоскости, а морская колонна остается неподвижной Длина
погруженной части направляющей трубы должна быть на 1—
2 м больше максимального колебания уровня моря. Морская
колонна при этом всегда будет находиться внутри направляю-
щей трубы.
В качестве морской обсадной колонны используются тол-
стостенные трубы муфтового соединения диаметром 127, 168,
219 мм или трубы ниппельного соединения диаметром 127 и
146 мм. Диаметр направляющей трубы должен быть на поря-
док больше диаметра морской колонны.
Морскую колонну обсадных труб погружают в грунт до
встречи плотных пород. Если на поверхности дна залегают
скальные породы, обсадную колонну устанавливают на дно, не
заглубляя. При крутом падении скальных пород, обнажаю-
щихся на дне или перекрытых маломощной толщей рыхлых
отложений, в качестве морской колонны используются трубы
колонкового бурения диаметром 146 мм, забуриваемые
в скальную породу на глубину 1—2 м без подъема керна, кото-
рый извлекают при дальнейшем бурении снарядом меньшего
диаметра.
Способ бурения скважины в прибрежно-морской зоне вы-
бирается в зависимости от состава и свойства пород, а также
от глубины скважины и мощности слоя воды над ней.
320
Ударно-канатный способ применяют для бурения
глинистых, песчаных, крупнообломочных и рухляковых скаль-
ных пород. В общем объеме буровых работ, выполняемых
с ПБУ, ударно-канатное преобладает над другими способами
бурения. Объясняется это его простотой, удовлетворительным
качеством геологической документации и меньшим влиянием
на процесс бурения неблагоприятных метеорологических фак-
торов.
Однако ударно-канатное бурение в мелких и пылеватых
песках, отличающихся в прибрежной зоне высокой плотностью,
малопроизводительно из-за образования пробок и сильных
прихватов обсадных труб. Поэтому при встрече указанных по-
род целесообразно переходить па бурение с подмывом,
сущность которого заключается в следующем Внутрь ко-
лонны ниппельных обсадных труб, установленных на забое,
опускается колонна бурильных труб с подмывпым иаконечпи
ком на конце. От насоса через бурильную колонну на забой
скважины подается вода, которая размывая породу, обеспечи-
вает продвижение обсадной колонны. Подмывной наконечник
обычно опережает башмак обсадной колонны на 0,5—1 м. Раз-
мытая порода в виде пульпы по кольцевому пространству
между обсадной и бурильной колоннами поднимается на по-
верхность, поступает в емкость и используется для опробо-
вания.
При подаче воды с расходом 2,5 • 10~3 м3/с под давлением
2—3 МПа колонна обсадных труб диаметром 127 мм погружа-
ется в очепь плотные пески со скоростью 2—3 м/мин.
Колонковое бурение применяют в скальных поро-
дах и в грунтах, содержащих крупные обломки (валуны) твер-
дых пород. После ударпо-капатного бурения наиболее распро-
странено колонковое при работе в прибрежной зоне морей.
В зависимости от характера пород разреза бурение ведут твер-
досплавными или алмазными коронками, а также гидро- и
пневмоударниками.
Использование каких-либо механизмов подачи для созда-
ния необходимой осевой нагрузки при колонковом бурении не-
целесообразно, так как в связи с волнением моря нагрузка на
коронку будет постоянно изменяться. Поэтому нагрузку на по-
родоразрушающий инструмент создают массой УБТ.
В условиях приливно-отливных колебаний воды осложня-
ется замер глубины и скорости углубления скважины. При-
ливы затрудняют также наблюдение за выходом промывочной
жидкости из водоотделяющей колонны, верхний конец которой
оказывается в нижней части направляющей трубы.
В акваториях, открытых морскому волнению целесообразна
замена колонкового бурения бурением турбо- или
электробурами, опускаемыми в скважину на шланго-
кабеле, по которому подается промывочная жидкость, необ-
ходимая для очистки забоя скважины от разбуренной породы
321
и привода турбобура. При работе электробуром шлангокабель
снабжают проводниками для подвода электроэнергии к забой-
ному двигателю. Шлангокабель, имеющий достаточное сопро-
тивление растягивающим и крутящим нагрузкам, крепится
к буровому снаряду, состоящему из породоразрушающего ин-
струмента, колонковой трубы, турбо- или электробура и утя-
желенных бурильных труб. Второй конец шлангокабеля намо-
тан на специальный барабан и связан с буровым насосом. При
извлечении снаряда из скважины шлангокабель натягивается
специальным подъемником гусеничного типа.
Вибрационное бурение применяется при проведе-
нии неглубоких скважин в песчаных и глинистых породах.
Часть колебаний, передаваемых вибромашиной через буриль-
ную колонну на породоразрушающий инструмент, поглощается
водной средой, в связи с чем применение вибрационного буре-
ния ограничивается глубиной моря. Если бурят в породах, не
требующих крепления обсадными трубами, при значительной
глубине моря или скважины следует использовать забойные
вибромашины.
Вращательное бурение с обратной всасы-
вающей промывкой применяется для поисков и разведки
россыпных месторождений при небольшой глубине воды (5—
12 м). Обратная циркуляция создается эжекторным насосом.
Разбуренная в виде пульпы порода поступает по бурильным
трубам в емкость и используется для опробования. В качестве
породоразрушающего инструмента используются пикообраз-
ные долота, армированные пластинками твердого сплава, или
шарошечные. Буровой снаряд вращают со скоростью 0,3—
0,5 с-1. Опробование ведется параллельно с бурением. После
проходки 1 м подачу снаряда прекращают, пока вся разбу-
ренная с этого интервала порода не будет выдана в емкость
для опробования. Затем бурение продолжают на такой же ин-
тервал и т. д.
Бурение скважины ведется с большой механической ско-
ростью и заканчивается обычно за один рейс. Поэтому для
удержания установки достаточно двух якорей — носового и
кормового. В спокойных водах целесообразно бурить одновре-
менно две скважины. Две бурильные колонны, погруженные
в скважину, стабилизируют ПБУ, и надобность в установке
якорей отпадает. По окончании бурения скважин, если нет не-
обходимости в замене долота, буровой снаряд извлекается из
скважины, приподнимается над дном моря на 2—3 м, и буро-
вая установка перемещается на новую точку.
§ 3. БУРЕНИЕ СКВАЖИН СО ЛЬДА
При бурении со льда бесприливных морей буровая вышка,
буровой агрегат и буровое здание устанавливаются на общей
раме и перевозятся без разборки.
322
При работе в приливно-отливной зоне буровую вышку и
станок устанавливают на брусья раздельно. Это вызвано тем,
что из-за горизонтальных перемещений льда буровой станок
смещается от устья скважины и его постоянно приходится пе-
редвигать. Перемещать приходится и вышку, поэтому она
должна быть как можно легче.
Буровую вышку изготовляют из дерева высотой не более
6—8 м. Буровое здание обычно не строят, а для обогрева лю-
дей рядом с вышкой устанавливают вагончик на санном ходу.
Вести буровые работы со льда можно лишь в том случае,
если нагрузка на лед не превышает допустимую, которая
в каждом конкретном случае определяется расчетом.
Перед началом монтажа буровой установки в толще льда
прорезают майну (длиной 1—1,5 м и шириной 0,5 м), пере-
крывая ее прочным настилом. Через прорезь в настиле спус-
кают водоотделяющую обсадную колонну и погружают ее
в грунт на 1,5—2 м. Затем устанавливают направляющую
трубу с поплавками, не дающими ей полностью погрузиться
в воду. Направляющая труба, как и на ПБУ, компенсирует
колебания уровня моря и препятствует отклонению обсадной
колонны в сторону во время прилива. Длина направляющей
трубы должна соответствовать максимальной величине коле-
бания уровня моря. Если она будет недостаточной, во время
прилива водоотделяющая колонна выйдет из направляющей
трубы и отклонится в сторону, а при отливе лед может на-
крыть и сломать ее.
Со льда бурят теми же способами, что и с ПБУ, но при бу-
рении со льда необходимо постоянно следить за положением
устья скважины относительно буровой установки. Если буро-
вая установка при горизонтальном движении льда смещается
от устья скважины, ее необходимо немедленно передвинуть на
место. В процессе бурения надо следить за состоянием майны
и периодически очищать ее ото льда. При смерзании направ-
ляющей трубы со льдом водоотделяющая колонна может быть
сдвинута льдом в сторону и поломаться при его горизонталь-
ном перемещении. Работать без направляющей трубы недопу-
стимо, так как при смерзании со льдом произойдет выдергива-
ние водоотделяющей колонны из грунта во время прилива.
§ 4. БУРЕНИЕ СО ДНА МОРЯ
Подводное бурение целесообразно применять при рекогно-
сцировочном обследовании морского дна, небольшом объеме
буровых работ, а также в акваториях, изобилующих подвод-
ными рифами, где использование ПБУ затруднено или вообще
невозможно.
Отрицательная сторона подводного бурения — необычность
среды, в которой приходится работать человеку.
В качестве водолазного снаряжения при обслуживании под-
водных буровых агрегатов используются акваланги. Примене-
323
ние водолазных костюмов с подачей к ним воздуха по шлангу
с поверхности нежелательно. Шланг ограничивает свободу пе-
редвижения бурильщика. Он может перегнуться, попасть под
какой-либо предмет или намотаться на вращающуюся часть
бурового агрегата, в результате чего подача воздуха прекра-
тится.
Привод агрегатов для подводного бурения осуществляется
от пневматических или гидравлических двигателей. Наиболее
целесообразно применение гидравлических двигателей, рабо-
тающих под действием масла, которое подастся по шлангу от
установленного па плавсредстве насоса. Электродвигатели ис-
пользовать не следует в связи с опасностью поражения людей
электрическим током.
Для подводного бурения используются легкие станки, имею-
щие надежную герметизацию всех узлов и антикоррозийное
покрытие.
Бурение рыхлых, мягких пород ведут вибрационным, шне-
ковым и медленно-вращательным способами. При бурении
медленно-вращательным способом в качестве породоразру-
шающего инструмента используют спиральные и ложковые
буры.
Плотные, твердые породы бурят колонковым способом.
В качестве породоразрушающего инструмента используются
алмазные и твердосплавные коронки. Мягкие и неустойчивые
породы бурят без промывки, твердые устойчивые породы —
с промывкой. Выходящая из скважины струя промывочной
жидкости должна отводиться в сторону от бурового станка,
чтобы она не взмучивала воду па рабочем месте.
Спуско-подъемные операции при подводном бурении осу-
ществляются экстракторами, а также пружинным тормозом
и гидравлической системой путем перехвата двумя трубодер-
жателями (станок БСК-2М2-100).
Подводную буровую установку обслуживают четыре-шесть
человек: два-три человека находятся под водой, остальные па
поверхности, готовые в любой момент прийти на помощь рабо-
тающим под водой или сменить их.
§ 5. МОРСКОЕ БУРЕНИЕ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Глубокие скважины с поверхности моря бурят при поисках
и разведке нефти, газа, каменного угля и каменной соли.
Тип и конструкция морского бурового основания опреде-
ляются глубиной воды, расстоянием от берега и гидрометео-
рологическими условиями.
При глубине моря до 20 м применяются специальные круп-
ноблочные основания. В СССР для бурения глубоких морских
скважин используют крупноблочные основания типа МОС кон-
струкции Л. А. Межлумова, С. А. Оруджиева, Ю. А. Сафарова.
Такое основание состоит из нескольких крупных блоков, пред-
324
ставляющих собой металлические пространственные фермы.
С помощью кранового судна блоки транспортируют и устанав-
ливают на дно в намеченном месте на расстоянии 8 м друг от
друга. Пролеты между блоками перекрывают металлическими
пространственными секциями.
При глубине моря от 20 до 70 м применяют плавучие буро-
вые установки с мощными выдвижными опорами. Подобная
установка водоизмещением 8000 т изготовлена в Нидерландах
по заказу Американской компании.
При глубине моря от 60 до 300 м бурят с заякоренных уста-
новок или с установок, оборудованных системой динамической
стабилизации их над скважиной. Сущность этой системы за-
ключается в следующем. На дне моря по определенной си-
стеме устанавливаются буи, оснащенные аккустическими дат-
чиками. С ПБУ периодически посылаются звуковые сигналы,
которые, достигнув аккустического датчика, возвращаются на
буровое судно. Полученная информация немедленно обраба-
тывается на ЭВМ. Обработанный материал передается на си-
стему стабилизации бурового судна, состоящую из гребных
винтов с индивидуальными двигателями. Автоматическое уп-
равление гребными винтами обеспечивает стабилизацию уста-
новки над скважиной. Динамическая стабилизация не исклю-
чает некоторого отклонения установки от оси скважины, но
в пределах допустимого. Советская ПБУ «Шельф-2», работаю-
щая в Каспийском море, имеет стабилизацию над скважиной,
аналогичную описанной выше.
Динамическая стабилизация ПБУ используется при буре-
нии скважин в акваториях Атлантического и Тихого океанов.
Глава IX
ТАМПОНИРОВАНИЕ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Прежде чем вскрыть водоносный пласт 5, намеченный к экс-
плуатации (рис. 122), углубление скважины прекращают в во-
донепроницаемом вышерасположенном пласте 4, затем опус-
кают колонну обсадных труб /, а кольцевое пространство 2
между низом колонны и стенками скважины тампонируют, т. е.
заполняют вязким и плотным водонепроницаемым материа-
лом. Так осуществляется изоляция водоносного горизонта с во-
дой хорошего качества от пластов 3, расположенных выше и
содержащих непригодную для употребления воду.
Подобным образом тампонируют скважины для изоляции
пласта полезного ископаемого (твердого, жидкого, газообраз-
ного) от поступления в него подземных и поверхностных вод.
325
Рис. 122. Схема тампонирования скважины
Тампонированием затрубного прост-
ранства обсадная колонна предохраня-
ется от смятия давлением, а также от
корродирующего воздействия на них ми-
нерализованных подземных вод.
Перед переходом на работу алмаз-
ными коронками при комбинированном
бурении необходимо комплекс неустой-
чивых пород перекрыть обсадными тру-
бами и затампонировать их.
Для устранения потери циркуляции
промывочной жидкости в сильнотрещи-
новатых и предупреждения обвалов
в неустойчивых породах тампонировать
ствол скважины можно без применения обсадных труб. На-
дежное разобщение пластов после окончания бурения скважин
путем установки в них нескольких тампонов обеспечивает ох-
рану недр, что весьма важно с геологической и промышленной
точек зрения.
Различают два вида тампонирования скважин: постоянное
и временное. Постоянное тампонирование производится на дли-
тельное время, как правило, на весь срок существования сква-
жины. Временное тампонирование предназначается для изоля-
ции отдельных водоносных (нефте- и газоносных) горизонтов
друг от друга для раздельного их исследования и произво-
дится на срок испытания скважины.
В качестве тампонажных материалов можно использовать
глину, цемент, глиноцементные смеси, битумы, смолы, специ-
альные быстросхватываюшиеся смеси
§ 2. ТАМПОНИРОВАНИЕ СКВАЖИН ГЛИНОЙ
Тампонирование глиной применяется преимущественно при
бурении неглубоких разведочных или гидрогеологических сква-
жин для уплотнения затрубной части обсадной колонны, за-
крывающей водоносный пласт с невысоким давлением.
Если в месте намеченного тампонирования залегает пласт
вязкой глины мощностью 2—3 м, башмак обсадных труб за-
лавливают или забивают в глину на 0,5—1 м, предварительно
пробурив этот пласт на 0,5—0,6 м.
При отсутствии на забое вязкой глины или при незначи-
тельной мощности ее пласта в скважину забрасывают неболь-
шими порциями шарики глины диаметром 5—7 см. Каждую
порцию глины утрамбовывают металлической трамбовкой,
спускаемой в скважину на бурильных трубах или канате.
После того как в скважине будет искусственно создана глини-
стая подушка мощностью 2—3 м, в нее залавливают башмак
326
колонны обсадных труб. В некоторых случаях для выдавлива-
ния глины в затрубное пространство башмак колонны обсад-
ных труб закрывают деревянной конусной пробкой. При там-
понировании с применением пробки достигается лучшее
уплотнение затрубного пространства нижней части обсад-
ной колонны. После окончания тампонирования пробка разбу-
ривается.
§ 3. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Тампонирование скважин цементом или содержащими це-
мент материалами называется цементированием. Цементиро-
вание применяется в случаях, когда необходимо получить проч-
ный и плотный тампон на весьма продолжительное время. Для
цементирования скважин используется портландцемент, назы-
ваемый тампонажным.
При смешивании с водой тампонажный цемент образует
легкоподвижный раствор, который с течением времени загу-
стевает и постепенно превращается в прочный цементный ка-
мень. Сроки и прочность схватывания цементного раствора за-
висят от качества цементного порошка, тонкости его помола,
количества и качества содержащейся в растворе воды.
Количество воды для затворения раствора определяется во-
доцементным числом, выражающим соотношение масс
воды и сухого цемента в единице объема раствора
т = В1Ц. (67)
Обычно принимают т=0,4-=-0,6. При меньших значениях т
период жидкого состояния раствора мал, а при больших —
прочность цементного камня резко снижается.
Применяемый при разведочном бурении цемент имеет на-
чало схватывания, т. е. начинает терять подвижность, не ра-
нее 2 ч после затворения раствора. За период от затворения
и до начала схватывания цементного раствора необходимо
произвести его закачивание к намеченному месту установки
тампона.
Конец схватывания цементного раствора, когда он пол-
ностью теряет подвижность, наступает не позднее 10 ч после
затворения. От начала до конца схватывания цементный рас-
твор должен находиться в покое, так как перемешивание его
отрицательно сказывается на прочности цементного камня.
Повышение температуры среды, в которой находится це-
ментный раствор,— активный ускоритель его схватывания. По-
этому в глубоких скважинах с высокой температурой у забоя
применяют специальные цементы, на которые температура ока-
зывает меньшее влияние.
Кроме того, для замедления схватывания используют дли-
тельную промывку скважины сильно охлажденной промывоч-
ной жидкостью, а также добавляют в цементный раствор
327
замедлители схватывания, в качестве которых применяют буру,
крахмал, сернокислое железо, ССБ, гипан, или КМЦ (0,5—1 %
от массы сухого цемента). Весьма целесообразно введение
в цементный раствор тонко измельченного кварцевого песка
(до 30—40 % от массы сухого цемента) с добавкой КМЦ. При
этом наряду с замедлением схватывания раствора экономится
дорогостоящий портландцемент и повышается устойчивость це-
ментного камня к воздействию на него агрессивных сульфат-
ных вод.
Иногда при цементировании скважин небольшой глубины
возникает необходимость ускорить схватывание цементного
раствора. Для ускорения схватывания к цементному раствору
добавляют хлористый кальций или хлористый натрий (2—3 %
от массы сухого цемента).
Цементный раствор приготовляют в обычных глиномешал-
ках или в специальных цементно-смесительных машинах. Наи-
более распространены машины 2СМН-20 и ЗАС-ЗО, смонтиро-
ванные на шасси автомобиля КрАЗ-255Б.
Наиболее простым и широко применяемым при разведоч-
ном бурении способом цементирования является погружение
башмака обсадной колонны в цементный раствор, залитый на
забой скважины. Забойное цементирование произво-
дится для изоляции нижней призабойной части колонны обсад-
ных труб, поэтому высота подъема раствора в затрубном про-
странстве достаточна в пределах 2—3 м. Необходимое для це-
ментирования количество раствора закачивается в скважину
через заливочные трубы. Обсадная колонна при этом подве-
шена над забоем на расстоянии 3—5 м. По окончании зака-
чивания цементного раствора заливочные трубы приподни-
мают над его поверхностью и, промыв водой, извлекают из
скважины. Обсадную колонну опускают на забой и оставляют
в покое примерно на сутки, после чего разбуривают цемент-
ную пробку в трубах и продолжают углубление скважины.
Если необходима большая высота подъема цемента в за-
трубном пространстве (на любое расстояние от забоя, вплоть
до устья скважины), применяется цементирование под
давлением с разделяющими пробками (рис. 123).
При цементировании этим способом используются две разде-
ляющие пробки с уплотняющимися резиновыми манжетами и
цементировочная головка (рис. 124). Верхняя пробка — сплош-
ная, а нижняя имеет осевой канал, перекрытый стеклянным
диском или резиновой мембраной.
До начала цементирования скважину проверяют на цилин-
дричность специальным долотом или зубчатой коронкой, диа-
метр которых больше диаметра труб тампонажной колонны.
После тщательной проверки качества обсадных труб их
опускают в скважину. На расстоянии 5—10 м выше башмака
внутри колонны должно быть закреплено опорное кольцо. По-
следние 10—12 м трубы опускают с промывкой скважины, за-
328
Рис. 123. Схема цементирования
скважины с двумя разделяющими
пробками:
1 — цементный раствор; 2 — ннжняя
пробка; 3 — глинистый раствор; 4 —
башмак обсадной колонны; 5 — верх-
няя пробка; 6 — жидкость для про-
давливания пробок
Рис. 124. Цементировочные
пробки и головка:
а — нижияя пробка; б — верхняя
пробка; в — цементировочная головка;
1 — резиновая мембрана; 2 — патру-
бок для закачивания продавочной
жидкости; 3 — стопоры верхней
пробки; 4 — патрубки для закачива-
ния цементного раствора
11 Заказ № 198
качивая воду или жидкий глинистый раствор через навинчен-
ную на верхнюю часть колонны цементировочную головку. Ко-
лонну обсадных труб подвешивают над забоем на расстоянии
1—2 м, снимают цементировочную головку и опускают в трубы
нижнюю пробку. Затем снова надевают головку и через ниж-
ние ее патрубки закачивают в трубы необходимое количество
цементного раствора. После этого освобождают верхнюю
пробку, удерживаемую стопорами в цементировочной головке
и через патрубок 2 (рис. 124, в) закачивают глинистый рас-
твор. Цементный раствор, заключенный между пробками, про-
давливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца
в трубах, останавливается. Верхняя же пробка под напором
продавочной жидкости продолжает опускаться. Вследствие
развиваемого при этом высокого давления резиновая мембрана
нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется
в затрубное пространство (часть его окажется в обсадной ко-
лонне— ниже опорного кольца). При схождении пробок дав-
ление, показываемое манометром цементировочной головки,
резко повысится. Это служит сигналом для окончания нагне-
тания продавочной жидкости. Выключив насос, колонну об-
садных труб опускают на забой, и при закрытых вентилях це-
ментировочной головки скважину оставляют в покое для твер-
дения цементного раствора на 24 ч в случае цементирования
эксплуатационных колонн и на 12—16 ч при цементирова-
нии кондуктора.
Для заливки и продавливания цементного раствора исполь-
зуют либо буровые насосы, либо самоходные цементировочные
агрегаты ЦА-320М, 4ЦА-100 и др.
По истечении времени, необходимого для твердения це-
ментного раствора, проверяют герметичность колонны, а затем
затрубного пространства.
Герметичность колонны проверяют при наличии в ее ниж-
ней части цементной пробки. Для испытания же герметично-
сти затрубного пространства необходимо разбурить специаль-
ным пикообразным долотом цементную пробку в трубах и на
1—2 м углубить скважину ниже башмака обсадной колонны.
Проверка герметичности колонны и затрубного простран-
ства может быть проведена двумя способами: опрессовкой или
понижением уровня жидкости в скважине.
Первый способ используют в том случае, когда тампонаж-
ная колонна наполнена жидкостью. Через цементировочную
головку в колонну труб нагнетают воду и поднимают давление
до 4—6 МПа. Если в течение 30 мин давление упадет не бо-
лее чем на 0,5 МПа, герметичность считается удовлетвори-
тельной.
Второй способ обычно применяется при бурении скважин
на воду. Промывочную жидкость вычерпывают из труб, пони-
жая уровень не менее чем на 2/з, и, закрыв скважину, остав-
ляют ее в покое на сутки. Если в течение 24 ч уровень жидко-
330
сти поднимется не более чем на 1 м, герметичность считается
удовлетворительной.
Обнаруженные в результате испытаний скважины неплот-
ности в колонне или дефекты тампонирования устраняют по-
вторным цементированием.
§ 4. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Расчет цементирования скважины производится с целью
определения необходимого для производства работ количества
материалов и выбора типа насоса или цементировочного аг-
регата.
Объем цементного раствора (м3) для создания в затрубном
пространстве цементного кольца высотой h и цементного
столба внутри колонны высотой h0 (рис. 125) определяется по
формуле
Уц. р = 0,785k [(£)*-£>2и) Л + (68)
где k — коэффициент, учитывающий дополнительный расход
цементного раствора на заполнение расширений скважины
(k = 1,2ч-1,3); Dc — диаметр скважипы, м; £>н — наружный диа-
метр обсадных труб, м; DB — внутренний диаметр обсадных
труб, м.
Необходимое количество сухого цемента для приготовления
цементного раствора (кг)
Qu = ^ -?цр-в-з->ц.Р,’ (69)
Рв + трц ЙЙ I
где рц — плотность цемента, кг/м3 (рц=
3050ч-3200); рв—плотность воды, кг/м3;
т — водоцементное число; kt—коэффи-
циент, учитывающий потери цемента
при приготовлении раствора (k = 1,1-5-
4-1,15).
Количество воды (м3), необходимое
для приготовления цементного раствора
VB = Qutn. (70)
Для продавливания цементного рас-
твора следует закачать продавочную
жидкость в объеме (м3)
Кп.ж = О,785А!жЕ>2(£-йо), (71)
где km — коэффициент, учитывающий
сжатие жидкости (для воды £ж = 1, для
глинистого раствора £ж = 1,05); L—глу-
бина скважины, м.
Рис. 125. Схема к расчету цементирования сква-
жины
11*
331
Давление (МПа) для продавливания цементного раствора
P—gft—А»)(рц_р—Рж) Ю e4-L-10 80,8, (72)
где Рж — плотность продавочной жидкости, кг/м3.
Время (с), необходимое на цементирование,
= + (73)
Мц. а
где Qv. а — производительность цементировочного агрегата,
м3/с; /вс— время, расходуемое при цементировании на вспомо-
гательные операции, с (/вс=6004-900).
Продолжительность цементирования не должна превышать
75 % времени начала схватывания цементного раствора.
Пример Требуется зацементировать колонну обсадных труб диамет-
ром DH = 127 мм. спущенную в скважину диаметром Dc=243 мм на глу-
бину £=800 м. Внутренний диаметр обсадных труб £>в = 113 мм. Необхо-
димая высота цементного столба за трубами Л=300 м. Высота цементного
столба в трубах йо=Ю м. В качестве промывочной и продавочной жидко-
стей используется глинистый раствор плотностью рж = 1200 кг/м3. При водо-
цементном числе щ=0 5 плотность цементного раствора рп. р=1800 кг/м3.
Начало схватывания цементного раствора 2 ч. Рассчитать необходимое для
цементирования количество материалов и определить возможность использо-
вания насоса НБ4-320/63
Решение.
1 Принимая коэффициент потерь й=1,2, определяем количество требуе-
мого цементного раствора.
Кц р = 0,785й[(Р2 — D2) й 4- О2й0] = 0,785-1,2 [(0.2432 — 0,1272) х
X 300 + 0,1132-10] = 12,25 м3.
2. Количество необходимого цемента при его плотности рц=3100 кг/м3
и коэффициенте потерь k= 1 1
л ь РнРв__________v
— «1 VЦ. р ~
Рв + «Рц
3100-1000
= 1,1---------------------- 12,25 = 16 381 кг.
1000 4 0,5-3100
3. Количество воды для затворения цемента
Кв = (?ц^= 16381-0,5 = 8190,5 кг = 8,2 м3.
4. Для продавливания цементного раствора потребуется глинистого рас-
твора
К„.ж = 0,785-йж£)2(£ — й0) = 0,785-1,05-0,ИЗ2 (800 — 10) = 8,46 м8.
5. Давление, которое должен развить насос для продавливания цемент-
ного раствора в затрубное пространство,
Р = g(h — й„) (рц. р - Рж)- 10~в + Ю-3£ 4- 0,8 = 9,81 -(300 — 10) (1800 —
— 1200)-10-*4- 10-3-800 4- 0,8 = 3,34 МПа.
6. Время, необходимое на цементирование,
Кц. р + Кп ж 12,25 4- 8,46
/ц = . * Р-г.. * /вс = ’ + 900 = 4808 с = 1,34 ч,
Ун о,о 1 U
что составляет 67 % времени начала схватывания раствора
Насос НБ4-320/63 может быть использован.
332
§ 5. ВРЕМЕННОЕ ТАМПОНИРОВАНИЕ СКВАЖИН
Временное тампонирование скважин производится па не-
продолжительный период проведения раздельного исследова-
ния водоносных (нефте- и газоносных) горизонтов.
Для разобщения отдельных участков скважины, подверга-
емых исследованиям (откачки, нагнетания и т. д.), используют
специальные тампоны, называемые пакерами. По принципу
действия различают пакеры простого и двойного действия.
Пакеры простого действия разделяют скважину на два,
а двойного действия — на
три изолированных друг от
друга участка.
Принцип действия па
кера основан на том, что
при расширении резиновой
манжеты или подушки на-
дежно уплотняется зазор
между стенками скважины
и колонной труб, на кото-
рой опускается тампон. Ре
зиновая манжета (по-
душка) в скважине может
уплотняться механически,
с помощью воды или сжа-
того воздуха.
На рис. 126, а изобра-
жен механический пакер
ПМ простого действия с на-
бором упругих резиновых
колец 2, смонтированных
на трубе 10 и опирающихся
на упорное кольцо 1. На
конусе 3 размещены три
плашки 4, соединенные
цангами 5 с подвижным
фланцем 6, свободно наде
тым на трубу 8. Пакер спус-
кается в скважину на ко-
лонне бурильных труб,
с которой соединяется пе-
реходником 7. Плашки при
этом приподнимаются по
конусу и не препятствуют
движению пакера вниз. При
достижении пакером места
его установки в скважине
производят натяжку бу-
рильной колонны. Переме-
333
щаясь вместе с колонной вверх, конус 3 вдавливает плашки
в стенки скважины и фиксирует пакер на заданной глубине.
При дальнейшем патяге инструмента за счет перемещения
внутри конуса 3 отрезка трубы 10 и соединенного с ним упор-
ного кольца 1 резиновая манжета сжимается, перекрывая
скважину.
После проведения работ, связанных с исследованием уча-
стка скважины, расположенного ниже тампона, вращением
колонны бурильных труб отвинчивают левую резьбу отсоеди-
нительного переходника 9. Под собственным весом конус 3
с резиновыми кольцами опустится вниз, а плашки сдвинутся.
Освобожденный пакер извлекают из скважины.
Гидравлический пакер (рис 126, б) с двумя резиновыми
камерами 3 (двойного действия) спускают в скважину на ко-
лонне труб 1. Вода, подаваемая под давлением через трубки 2
в камеры 3, прижимает их к стенкам скважины. Таким обра-
зом, скважина разделяется на три участка. Через фильтровую
трубу 4 после установки пакера производят опытные откачки
или наливы.
§ 6. ТАМПОНИРОВАНИЕ БЕЗ ОБСАДНЫХ ТРУБ
Для борьбы с поглощением промывочной жидкости без
потери диаметра скважины применяют быстросхватывающиеся
смеси (БСС) различного состава.
Ниже приведен рецепт одной БСС.
Тампонажный портландцемент, кг................ 980—1100
Глинистый раствор плотностью 1200 кг/м5, м3 0,45—0,50
Жидкое стекло, м3 ....................... 0,035—0,12
Каустическая сода плотностью 1300 кг/м3, мя . 0,075—0,12
Вода, м3 ........................... 0,05—0,10
Дозировка входящих в состав смеси компонентов зависит
от качества цемента и глины, а также от конкретных условий
применения смеси. Изменением количества жидкого стекла
и каустической соды регулируются свойства смеси и сроки ее
схватывания. Через 20—35 мин после приготовления БСС те-
ряет подвижность, а через 1 —1,5 ч заканчивается ее схваты-
вание.
Для борьбы с поглощением широко применяются тампо-
нажные смеси на основе синтетических смол МФ-17, МФ-270,
МФФ-50 (мочевиноформальдегидные), ЭД-5, ЭД-6, «Эпокси-
1200» (эпоксидные). Тампонажная смесь приготовляется пере-
мешиванием смолы с наполнителем и последующим введением
в смесь отвердителя.
В качестве наполнителя используют материалы, обеспечи-
вающие закупоривание каналов пористых и трещиноватых по-
род (кордное волокно, слюда, опилки и т. п.). Отвердитель
для мочевиноформальдегидных смол — щавелевая или соля-
ная кислота, для эпоксидных смол — гексаметилендиамин
(ГМД). Количество отвердителя, добавляемого в тампонаж-
334
ную смесь, определяется опытным путем по кош рольным
пробам.
Тампонажные смеси должны быть доставлены к мспу по
глощения промывочной жидкости до потери подвижное ш од
ним из следующих способов: 1) заливкой через устье исглубо
кой скважины; 2) закачиванием через бурильную колонну;
3) в колонковом наборе, закрытом снизу глиняной пробкой,
с последующим выдавливанием промывочной жидкостью; 4) с
использованием специальных тампонажных устройсш.
Доставленную в зону поглощения тампонажную смесь
после выдержки в течение времени, необходимого для ее за
твердения, разбуривают.
Для ликвидации поглощения промывочной жидкости в
скважинах диаметром 76 мм при бурении комплексом
КССК-76 и обычным колонковым снарядом предназначен ком-
плект средств тампонирования КСТ-1, состоящий из тампони-
рующего устройства и гидравлических пакеров двух типов
ПГК-1 и ПГЭ-1, используемых для перекрытия скважин диа-
метром 85 мм (ПГК-1) и ПО мм (ПГЭ-1) выше тампонируе-
мого горизонта и обеспечения герметичности при продавлива-
нии тампонажной смеси. Тампонирующее устройство, спускае-
мое в скважину на бурильных трубах, является погружным
смесителем и служит для образования БСС в непосредствен-
ной близости от зоны осложнения.
Хорошие результаты по изоляции зон поглощения промы-
вочной жидкости показывает тампонирование по следующей
технологии.
В двух емкостях отдельно готовят цементный раствор и от-
верждающий глинистый раствор (ОГР), состоящий из 25 %
ТС-10, 15 % формалина и 60 % глинистого раствора. Затем
через бурильные трубы, подвешенные нижним концом над зо-
ной поглощения, последовательно закачивают цементный ра-
створ и ОГР. Пока цементный раствор, продавливаемый
в трещины породы, находится в соприкосновении с пластовыми
водами и постепенно ими разбавляется, на его контакте с ОГР
формируется тампонажный камень. В результате основная
часть ОГР водой не разбавляется и схватывается, надежно
изолируя скважину от поглощающего пласта.
Один из наиболее эффективных способов борьбы с по-
глощением промывочной жидкости и обвалами породы со
стенок скважины — сухое тампонирование, успешно применяю-
щееся при бурении скважин диаметром от 46 до 151 мм на
глубину до 1500—1600 м. Сущность сухого тампонирования
заключается в следующем.
После пересечения зоны осложнения (рис. 127) в нее
доставляется сухая активированная быстросхватывающаяся
смесь (БСС), упакованная в водонепроницаемые пакеты. За-
полнив скважину БСС на 2—3 м выше кровли зоны ос-
ложнения, спускают тампонирующее устройство (рис. 128),
335
(I
Рис. 127. Схема производства сухого тампониро-
вания;
а — доставка сухой БСС в интервал поглощения; б — фор-
мирование гидроизоляции; в — гидроизоляция каналов по-
глощения
Рис. 128. Устройство для сухого тампонирования
, состоящее из шарошечного долота 4\ отражателя 2 с ребордой,
I навитой по спирали в направлении, противоположном враще-
। нию снаряда; затирочного элемента /, выполненного в виде
I переходника с эластичными лопастями, радиально укреплен-
ными на нем; обратного клапана 3. Вращая снаряд, долотом
разбуривают пакеты. Перемешанная масса БСС, твердеющая
при контакте с водой, задавливается в поры и трещины пород
। отражателем 2, а затирочный элемент 1 предотвращает за-
уживание ствола скважины и формирует цилиндрическую
। водонепроницаемую облицовку ее стенок. Работа ведется
| с промывкой. При этом циркуляция промывочной жидкости
в скважине восстанавливается с начала проработки БСС.
По характеру циркуляции жидкости по мерс продвижения
снаряда судят о надежности закупорки трещин в породах.
В случае неполного перекрытия наиболее крупных трещин
, с первой проработки оперативно доставляют дополнительные
। пакеты с БСС и проводят повторную проработку данного
| участка.
]
1 336
I
I
В зависимости от конкретных условий подбирают ком-
плексы БСС с применением активных, структурообразующих
и армирующих наполнителей, а также химических добавок,
улучшающих и регулирующих свойства смеси и образующегося
при схватывании камня.
Глава X
БУРЕНИЕ И ОБОРУДОВАНИЕ
ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН
§ 1. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ВОДУ
Бурение скважин на воду может осуществляться следую-
щими способами: вращательным с прямой или обратной цир-
куляцией промывочной жидкости, ударно-канатным, шнеко-
вым и гидродинамическим.
Наиболее широко распространено вращательное бурение
с промывкой скважин. Скорость бурения этим способом в по-
родах мягких и средней твердости на любых глубинах при-
мерно в 3 раза выше по сравнению с ударно-канатным. Кон-
струкция скважин вращательного бурения значительно проще,
а расход обсадных труб на 40—60 % меньше, чем при ударно-
канатном бурении. Наиболее выгодно применение вращатель-
ного способа при бурении скважин глубиной более 200 м с на-
чальным диаметром 300—400 мм.
В качестве промывочных агентов при вскрытии водоносных
горизонтов используют воду, глинистые растворы, обработан-
ные неионогенными ПАВ (ОП-7, ОП-Ю, УФЭ8 и др.), водно-
гипановые (3—5 %-ные) и карбонатные растворы.
Широко применяется бурение скважин на воду с обратной
циркуляцией промывочной жидкости, при котором достигается
высокая механическая скорость и предотвращается кольмата-
ция пород водоносного горизонта.
Несмотря на преимущества вращательного бурения с про-
мывкой, от него приходится отказываться и применять ударно-
канатный способ при сооружении скважин в районах, недо-
статочно геологически изученных; вскрытии малонапорных
и безнапорных водоносных горизонтов; производстве работ
в районах, где трудно организовать водоснабжение для про-
мывки скважины; сооружении скважин глубиной, не превыша-
ющей 100—150 м; необходимости сооружения скважин боль-
шого диаметра (до 900 мм).
Скважины глубиной до 50 м в мягких, рыхлых породах
можно бурить шнековым способом.
Водоносные пласты, сложенные несцементированными пе-
сками, можно вскрывать гидродинамическим способом и спосо-
337
бом всасывания промывочной и пластовой воды. При гидроди-
намическом бурении разрушение и удаление пород с забоя осу-
ществляются под воздействием струи воды, выходящей с боль-
шой скоростью через одно или несколько отверстий в гидрав-
лической насадке рабочей (фильтровой) трубы. Вскрытие во-
доносного пласта всасыванием промывочной и пластовой воды
производится путем откачки жидкости через колонну труб с од-
новременной посадкой фильтра.
§ 2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
При составлении конструкции скважины ее глубина опре-
деляется местоположением кровли и величиной вскрытия водо-
носного горизонта. При малой мощности водоносного гори-
зонта его следует вскрыть полностью и врезаться в водоупор
для установки отстойника фильтра. При большой мощности
водоносного горизонта важно, чтобы водоприемная часть сква-
жины находилась в интервале наибольшей водопроницаемости
пород. Если водообильность скважины большая, нет необходи-
мости вскрывать водоносный пласт полностью. Достаточно
заглубиться в него на 5—10 м. Но чем меньше водопроницае-
мость пород, тем на большую глубину нужно вскрывать водо-
носный горизонт. Однако следует иметь в виду возможность
повышения минерализации воды с увеличением глубины сква-
жины.
В соответствии с расчетным расходом воды из проектируе
мой скважины подбирается тип водоподъемника, а по его
габаритам — диаметр эксплуатационной колонны обсадных
труб, перекрывающей все породы до кровли водоносного
пласта (в ней монтируется водоподъемник). Затем в зависимо-
сти от типа водоприемной части скважины определяется наи-
меньший конечный диаметр скважины.
В зависимости от характера водосодержащих пород водо-
приемная часть скважины может быть оборудована фильтром
или не иметь его.
Бесфильтровые скважины (рис. 129, а) применяются в том
случае, когда водоносный горизонт представлен трещинова-
тыми, но устойчивыми породами (скальными или полускаль-
ными).
Если водосодержащими породами являются рыхлые, сыпу-
чие или сильно рузрушенные кристаллические породы, сква-
жина должна быть фильтровой.
Бесфильтровая конструкция скважины может быть реко-
мендована также в высоконапорных водоносных горизонтах,
представленных тонко- и мелкозернистыми песками, но только
в том случае, если над ними залегает мощная и прочная
водоупорная кровля, не подверженная размыву.
Фильтр в скважине может быть установлен на эксплуата-
ционных трубах (рис. 129, б) или впотай (рпс.' 129, в, г).
338
a 5 в г
t
Рис. 129. Типы конструк-
ций водозаборных сква-
жин:
1 г з
1 — надфильтровая часть фильтра;
2 — рабочая часть фильтра; 3 — от-
стойник; 4 — эксплуатационная ко-
лонна; 5 — затрубное цементирова-
ние; 6 — кондуктор; 7 — вспомога-
тельная колонна; 8— герметизи-
рующий сальник
Рис. 130. Конструкция сква-
жины с посадкой обсадных
труб под защитой тиксотроп-
ной рубашки:
1 — настил; 2 — приемный шурф;
3 — желоб; 4 — глиномешалка; 5 —
направляющая колонна; 6 — стенки
скважины; 7 —обсадная колонна;
8 — конусный башмак; 9 — филь-
тровая колонна; 10 — гравийная
обсыпка; 11 — башмак-расшири-
тель; 12 — тиксотропная рубашка
из бентонитового раствора; 13
окно в направляющей колонне;
14 — бентонитовый раствор
Установка фильтра впотай позволяет получить эксплуатацион-
ную колонну большего диаметра и использовать для откачки
воды более мощный водоподъемник.
Зная диаметр эксплуатационной колонны и исходя из не-
обходимости крепления пород геологического разреза и обе-
спечения санитарно-технической надежности скважины, можно
определить количество промежуточных обсадных колонн, их
диаметры и глубину спуска. Зазор между колоннами обсад-
ных труб должен быть не менее 50 мм.
При ударно-канатном бурении выход колонны для труб
больших диаметров (355, 404, 505 мм) обычно 20—25 м, а для
труб меньших диаметров (203, 255, 305 мм) — 30—40 м. В од-
нообразных по литологическому составу, легко буримых поро-
дах, выход обсадных труб увеличивается до 60—70 м, а в вяз-
ких, пластичных породах, при частом переслаивании, особенно
при чередовании рыхлых и связных пород, — уменьшается.
Когда скважиной ударно-канатного бурения вскрывается
водоносный горизонт, в кровле которого залегает водоупорная
глинистая порода мощностью 5—10 м и более, необходимо
крепить скважину не менее чем двумя колоннами обсадных
труб. Одну из них следует забить в водоупор на 3—5 м, а вто-
рую—ввести в породы водоносного горизонта. Если кровля
водоносного горизонта представлена скальными или полу-
скальными породами (известняки, мергели, песчаники, аргил-
литы), затрубное пространство эксплуатационной колонны не-
обходимо цементировать.
Основной недостаток ударно-канатного бурения — большой
расход обсадных труб, сложность конструкции скважины.
В связи с этим целесообразно ударно-канатное бурение сква-
жин на воду вести с использованием тиксотропной рубашки,
предотвращающей обрушение слабоустойчивых пород, тре-
ние и захват породой обсадных труб, благодаря чему выход
обсадных колонн увеличивается в 2—3 раза.
Сущность этого метода бурения заключается в следующем.
Начинают бурение желонкой с одновременным забиванием на-
правляющей колонны обсадных труб на глубину 15—25 м
(рис. 130). Вокруг верхней части обсадной колонны прохо-
дится шурф объемом 3—5 м3 с наклонным в сторону сква-
жины дном. На расстоянии 30—40 см от дна шурфа в на-
правляющей колонне прорезают три-четыре окна.
В направляющую опускают следующую обсадную колонну
диаметром на 100 мм меньше. На нижнем конце второй ко-
лонны должен быть башмак-расширитель. После установки
внутренней колонны на забой в кольцевой зазор между тру-
бами забрасывают вязкую жирную глину для образования
над коническим башмаком тампона высотой 0,5 м. Затем
шурф заполняют тиксотропным глинистым раствором, про-
никающим через окна в направляющей колонне и заполняю-
щим кольцевой зазор между трубами.
340
В плотных породах бурят долотом с последующей чисткой
скважины желонкой, а в рыхлых породах —желонкой. По
мере углубления скважины обсадная колонна опускается под
влиянием собственного веса. Если при пересечении плотных
пород веса колонны недостаточно, для ее погружения исполь-
зуют забивной снаряд или вибромолот. В процессе бурения
скважины шурф должен быть всегда заполнен глинистым ра-
створом, чтобы по мере продвижения скважины тиксотропная
рубашка полностью заполняла кольцевой зазор между стен-
ками скважины и ходовой колонной труб. Глинистый раствор
приготовляется из порошка бентонитовой глины.
Во избежание глинизации и закупорки пор водоносных
пород ходовая колонна обсадных труб останавливается
в водоупорной кровле продуктивного пласта. После этого
в скважину опускают фильтровую колонну с конусным баш-
маком-расширителем. Параллельно с углублением скважины
желонкой производятся продвижение фильтровой колонны
и обсыпка ее гравием. Толщина слоя гравийной обсыпки
должна быть 50—80 мм. Таким образом, скважина углубля-
ется в почву водоносного пласта.
При бурении вращательным способом с промывкой в за-
висимости от глубины скважин возможны следующие их кон-
струкции.
Если намеченный для опробования и вскрытия водоносный
горизонт залегает на небольшой глубине (80—100 м), после
установки направляющей колонны на 4—6 м до водоносного
горизонта продолжают бурить скважину одним диаметром.
Вслед за спуском эксплуатационной колонны цементируют ее
затрубное пространство от башмака до устья скважины
и вскрывают водоносный горизонт. Такая конструкция сква-
жины называется одноколонной.
При залегании водоносного горизонта на глубине 200—
250 м принимается двух- или трех коло иная конструкция
скважин, а при большей глубине — трех- или че т ы р е х -
колонная.
Кондуктор и эксплуатационную колонну, а в некоторых
случаях и промежуточные колонны необходимо цементировать.
Чередовать смежные обсадные колонны следует через 50 мм
по диаметру. Диаметр породоразрушающего инструмента дол-
жен превышать диаметр обсадной колонны на 100 мм.
§ 3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН НА ВОДУ
Советом Экономической Взаимопомощи принят нормаль-
ный ряд установок для бурения скважин на воду (табл. 39):
вращательным способом без промывки (ВС), вращательным
с прямой промывкой (ВПП) и ударно-канатным (УК).
В нашей стране для бурения скважин на воду ударно-ка-
натным способом применяются установки, техническая харак-
341
Таблица 39
Параметры
Класс установки
1 I 2 I 3 I 4 I 5 I с
Шифр установок
Г рузоподъемность,
кН:
максимальная
номинальная
Конечный диаметр
скважины, мм
Номинальная глуби-
на бурения, м
40 40
25 25
194 194
00 50
40
25
345
63
40
194
50 100
63
40
194
50
100
63
345
100
100
63
194
200
200
125
345
200
200 320
125 200
194 345
300 300
320
200
194
500
500
320
194
600
П р.и мечання. 1 Способы бурения; ВС — вращательный без промывки; УК —
ударно-канатный; ВПП — вращательный с прямой промывкой. 2. Вид транспорта — пе-
редвижной, самоходный.
теристика которых приведена в табл. 38. Для бурения враща-
тельным способом без промывки предназначены установки
УГБ-1ВС и УГБ-1 ВС-ЗИЛ (см. § 7, гл. VI). Вращательное
бурение с промывкой осуществляется установками УГБ-1ВСТ;
УРБ-2.5А; УРБ-ЗАМ; 1 БА-15В; УРБ-ЗАЗ; УРБ-ЗА2.
Установка УРБ-ЗАМ (рис. 131) смонтирована на шасси
автомашины МАЗ-500АШ и позволяет бурить скважины на
воду глубиной до 200—250 м.
Дизель СМД-14Б мощностью 46 кВт или Д-54А мощно-
стью 40 кВт через четырехскоростную (одна скорость обрат-
ная) коробку передач приводит в работу лебедку, ротор, буро-
вой насос НБ-32 и генератор
Трубчатая мачта сварной конструкции высотой 16 м, со-
стоящая из трех секций, шарнирно закрепляется на козлах
рамы. Мачта имеет площадку для верхового рабочего и снаб-
жена лестницами тоннельного типа. Верхняя часть мачты обо-
рудована двухроликовым кронблоком. Мачту поднимают в ра-
бочее положение двумя гидравлическими домкратами, приво-
димыми в действие с помощью маслонасоса.
Генератор переменного тока служит для питания освети-
тельной сети и электродвигателя привода глиномешалки. На-
сос НБ-32 и глиномешалка при бурении размещены рядом
с установкой.
Гидравлическая система УРБ-ЗАМ (рис. 132) состоит из
масляного бака 2, маслонасоса 7, главной распределительной
коробки 4, двух домкратов подъема мачты 3 и системы масло-
проводных труб. Маслонасос, имеющий подачу 2-10~4м3/с
и развивающий давление до 6,5 МПа, приводится от первич-
ного вала коробки передач. Главная распределительная ко-
342
Рис. 131. Буровая установка УРБ-ЗАМ:
/ — автомашина МАЗ-500 АШ; 2 — двигатель при-
водной; 3 — топливный бак; 4 — гидроцилиндры
подъема мачты; 5 — кронблок; 6—«мачта; 7 — та-
левый блок; 8 —вертлюг; 9 — ротор; 10 — лебедка;
11 — масляный бак; 12 — контрпривод; 13 — буровой
насос; 14—* коробка передач; /5 — электрощит; 16 —
электрогенератор
Рис. 132 Схема гидравлической системы буровой установки УРБ-ЗАМ
робка имеет вентиль А, через который масло сбрасывается
в бак, и вентиль Б, через который масло направляется в ци-
линдры подъема мачты. На главной распределительной ко-
робке установлен предохранительный клапан, срабатываю-
щий при давлении 5 МПа, и манометр, позволяющий кон-
тролировать давление масла в гидросистеме.
При работающем маслонасосе и открытом вентиле Б, за-
крывая вентиль А, повышают давление в гидросистеме до
величины, необходимой для подъема мачты. Скорость подъ-
ема регулируют вентилем А, сбрасывая определенную часть
масла в бак. Для аварийного подъема мачты в гидравличе-
скую систему включен ручной маслонасос 1.
По требованию заказчика в комплект УРБ-ЗАМ включа-
ется аварийное подъемное устройство, состоящее из двух
гидравлических домкратов 8, трехпозиционного крана 5, поз-
воляющего направлять масло в верхние или нижние полости
цилиндров, и регулятора 6, вентилями Г и Д которого регу-
лируется количество масла, подаваемого в домкраты, при
этом скорость подъема их штоков выравнивается.
В процессе бурения скважины промывочный вертлюг-саль-
ник соединен с ведущей трубой и подвешен на талевом канате.
Снаряд подается с тормоза лебедки. О нагрузке на долото
судят по показаниям гидравлического индикатора веса
ГИВ-6.
344
Глубокие скважины на минеральные и термальные волы
бурят установками «Уралмаш-ЗД» и «Уралмаш-5Д», «Урал-
маш-4Э» и «Уралмаш-бЭ», БУ-75Бр, БУ-80БрД и др.
В последние годы при бурении скважин на воду широко
применяется вращательное бурение с обратной всасывающей
промывкой.
Использование вращательного бурения с обратной всасы-
вающей промывкой позволяет достичь высоких скоростей уг-
лубления скважин большого диаметра (до 1000 мм и более),
дает возможность работать в рыхлых неустойчивых породах
без крепления скважин обсадными трубами или с сокраще-
нием количества обсадных колонн до минимума. Применение
в качестве промывочной жидкости воды, а не глинистого ра-
створа, сокращает сроки сооружения скважины.
Для бурения скважин на воду вращательным способом
с обратной всасывающей промывкой используются модер-
низированные установки УГБ-ЗУК; УГБ-4УК; УРБ-2,5А;
УРБ-ЗАМ; 1 БА-15В, а также специализированные установки.
Модернизированная установка УРБ-ЗАМ-ОП используется
для бурения скважин диаметром 600 мм на глубину до 200 м.
Она имеет редуктор, понижающий частоту вращения снаряда.
В ней заменены вкладыши ротора под ведущую трубу с внут-
ренним каналом диаметром 150 мм
Установка УГБ-ЗУК-ОП представляет собой установку
УГБ-ЗУК с роторной приставкой и практически является уста-
новкой комбинированной, так как позволяет бурить ударно-
канатным и вращательным (с прямой и обратной промывкой)
способами. Она применяется для бурения скважин глубиной
до 150 м. Максимальный диаметр скважины 1500 мм.
Обратная циркуляция промывочной жидкости при работе
установками УГБ-ЗУК-ОП и УРБ-ЗАМ-ОП обеспечивается
отсасыванием пульпы с забоя скважины эрлифтом. Сжатый
воздух от компрессора подается в вертлюг-сальник, затем по
воздухопроводным трубам поступает в бурильную колонну,
смешивается с водой и разбуренной породой, образуя аэриро-
ванную пульпу, которая по бурильным трубам поднимается на
поверхность и через шланг отводится в отстойник.
Вращательным способом с обратно-всасывающей промыв-
кой в породах невысокой твердости бурят двух-, трех- и четы-
рехлопастными долотами режущего типа. Режущие элементы
долот армируются твердым сплавом. В некоторых конструк-
циях долот предусмотрена возможность замены режущих эле-
ментов по мере их затупления. При бурении перемежающихся
по твердости пород используются одношарошечные эксцен-
тричные долота. Для бурения в породах средней твердости
применяются многошарошечные ступенчатые долота. Забури-
вание скважины обычно осуществляется «всухую» или
с прямой промывкой при минимальных частотах вращения
снаряда (0,17—0,25 с-1)- Глубина забуривания определяется
345
Таблица 40
Параметры
Грузоподъемность на крюке, кН:
номинальная
максимальная
Начальный диаметр скважины,"мм
Ориентировочная глубина (м) обору-
дования скважин эксплуатационными
колоннами обсадных труб по
ТЭТ-01—71 диаметром, мм:
219
325
426
508
Внутренний диаметр бурильной ко-
лонны (мм) не менее
Класс буровой установки
1 3 4 5 6 7
40 63 125 200 320 800
63 100 200 320 500 1200
600 1000 1200 1300 1400 2500
100 150 350 550
60 100 200 300 450 —
— — 120 200 300 750
— 250 400
100 150 150 150 150 300
Примечание- Вид транспорта — перздвижиой, самоходный
минимально необходимой величиной погружения смесителя
эрлифта (5 м) При создании обратной циркуляции жидкости
центробежным отсасывающим насосом забуриНание произво-
дится на 0,5—1 м только для формирования устья скважины.
В табл. 40 приведена характеристика нормального ряда
установок, принятых СЭВ для вращательного бурения сква-
жин на воду с обратной всасывающей промывкой.
При сооружении скважин на воду диаметром от 1000 до
3000 мм и глубиной более 150 м применяются реактивно-тур-
бинные буры. Порода при реактивно-турбинном бурении раз-
рушается несколькими трехшарошечными долотами, каждое
из которых приводится в действие своим турбобуром. Кор-
пусы турбобуров связаны между собой. В процессе бурения
в статорах турбобуров развиваются реактивные моменты, рав-
ные по величине моментам на валах турбобуров, но противо-
положные им по направлению. Реактивные моменты статоров
отдельных турбобуров суммируются, вызывая вращение всего
реактивно турбинного бура в сторону, обратную вращению
долот. Таким образом, долото, разрушая породы, совершает
движение вокруг собственной оси и вместе с корпусом бура.
Ведут реактивно-турбинное бурение с серийных буровых
роторных установок.
§ 4. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ФИЛЬТРАМИ
Устанавливаемые в скважинах фильтры служат для пре-
дохранения их водоприемной части от заплывания и обвалов
породы, а также для очистки воды, поступающей в эксплуата-
ционную колонну, от механических примесей.
346
Фильтр (см. рис. 129) состоит из надфильтровой / части,
рабочей 2 части и отстойника 3, закрытого снизу пробкой.
Надфильтровая часть представляет собой глухой патрубок
(длиной 2—5 м), используемый для захвата при установке
фильтра или извлечении его из скважины. Кроме того, при
установке фильтра впотай на его надфильтровой части раз-
мещается герметизирующий сальник 8. Рабочая часть фильтра
предназначается для пропуска воды без частиц породы из
водоносного горизонта в скважину. Отстойник служит для
осаждения прошедших через рабочую часть фильтра частиц
породы. Длина отстойника в зависимости от глубины сква-
жины и характера водоносных пород принимается от 1,5—
2 до 10 м.
К фильтрам предъявляются следующие основные требова-
ния: 1) максимальная пропускная способность воды при хоро-
шей ее очистке; 2) достаточная механическая прочность,
антикоррозийная устойчивость и длительный срок эксплуата-
ции; 3) простота изготовления и небольшая стоимость.
В водоносных горизонтах мощностью до 5 м длина рабо-
чей части фильтра принимается равной их мощности. Для бо-
лее мощных водоносных пластов длина рабочей части филь-
тра определяется (м) по формуле
/,], = aQ/d, (74)
где Q—дебит скважины, м3/ч; d — наружный диаметр филь-
тра, мм (принимается не менее 100 мм); а— эмпирический
коэффициент, зависящий от гранулометрического состава по-
роды водоносного горизонта и соответственно равный для
мелко-, средне- и крупнозернистого песка 90, 60, 50 и для
гравийных отложений 30.
В зависимости от характера рабочей части различают сле-
дующие типы фильтров: каркасные без покрытия, каркасные
с тонкими фильтрующими покрытиями, с фильтрующим запол-
нителем и фильтры с засыпкой.
Каркасные без покрытия 'фильтры устанавливают в водо-
носных горизонтах, представленных неустойчивыми скальными
или полускальными породами, гравийно-галечниковыми от-
ложениями и гравелистыми крупнозернистыми песками.
Каркасные фильтры бывают трубчатыми и стержневыми.
Трубчатые каркасы могут быть стальными, пластмассо-
выми, деревянными, асбоцементными, керамическими и др.
При выборе материала трубчатых каркасов учитывается ка-
чество подземных вод. Для оборудования скважин в сильно-
минерализованных, агрессивных водах применяются помогал
лические фильтры или фильтры из нержавеющей стали. Па
боковой поверхности трубчатых каркасов высверливаю гея круг
лые отверстия или прорезаются продольные щели. Диаме1р
круглых отверстий принимается в 2,5—4, а ширина щелей
,417
t
Рис. 133. Каркасио-стсржнсвой фильтр:
1 — муфта; 2 — опорное кольцо; 3 — металличе-
ские стержни; 4 — соединительная резьба; 5 —
соединительный патрубок; 6 — кольцо-насадка
Рис. 134. Тарельчатый фильтр
в 1,2—2 раза больше среднего размера частиц породы водо-
носного горизонта.
Круглые отверстия размещаются в шахматном порядке
по вершинам равностороннего треугольника. Расстояние между
центрами смежных отверстий, называемое шагом перфорации,
в 2—2,5 раза больше их диаметра. Щели на поверхности труб-
чатого каркаса прорезают длиной, в 10—15 раз большей
ширины.
Водопропускная способность фильтра характеризуется его
скважностью, т. е. отношением площади проходных отверстий
ко всей рабочей поверхности фильтра. Скважность фильтра
с круглыми отверстиями достигает 25—30%, а щелевого 10—
15%.
Каркасно-стержневой фильтр (рис. 133) состоит
из двух соединительных патрубков с кольцами, к которым кон-
348
цаМи приварены стальные стержни диаметром 10 -IH мм и
длиной 2—3,5 м. Для придания каркасу большей жгг I м>< i и
внутри него через каждые 250—350 мм устанавливаю г <»ih>|>ih.i<
кольца. Соединительные патрубки, изготовляемые in об< щпых
труб, имеют на концах резьбу для соединения огдг н>ны\
звеньев фильтра муфтами. Такие фильтры просты в ипогопле
иии, дешевы и имеют высокую скважность (до 50 (>() “/0)
К типу каркасных относится также т а р е л в ч л i ы и
фильтр (рис. 134), предназначенный для оборудования по
доприемной части скважин в тонко- и мелкозернистых, средне
и крупнозернистых песках. Водопропускная часть фильтра
представляет собой набор расположенных в определенном со
четании плоских 5 и конических 4 колец, отлитых пл ударо
прочного полистирола. Опорные площадки плоских колец об-
разуют горизонтальные щели, ширина которых в зависимости
от гранулометрического состава водовмещающих пескоп при
сборке фильтра устанавливается равной 0,1; 0,25 и 0,5 мм. Ко
нические кольца имеют вертикальные щели шириной 0,2 мм.
Рабочая часть фильтра (ее длина 2,6 м) скреплена стержне
вой обрешеткой, состоящей из двух фланцев 2, стянутых че-
тырьмя стержнями 8. К фланцам приварены соединительные
патрубки /, а к стержням через 250 мм — наружные кольца
жесткости 6.
Если каркасные фильтры из стальных труб могут быть уста-
новлены на любой глубине скважины, то каркасно-стержневые
и тарельчатые фильтры рекомендуются для глубин, не превы-
шающих 200 м.
В водоносных песках различной зернистости применяют
каркасы с тонким фильтрующим покрытием, в качестве кото-
рого используется наматываемая на каркас проволока или раз-
личных типов фильтровая сетка.
Каркасно-проволочные фильтры применяют для
установки в гравелистых и крупнозернистых водоносных песках.
Они представляют собой стержневые или трубчатые каркасы,
обмотанные проволокой диаметром 1,5—3 мм из нержавеющей
стали. Для улучшения доступа воды внутрь фильтра по обра-
зующим каркаса через 40—60 мм приваривают ребра из прово-
локи диаметром 3—5 мм. Шаг спиральной обмотки зависит от
гранулометрического состава водосодержащих пород и прини-
мается равным 1—6 мм. Вместо стальной проволоки можно
использовать капроновый шнур диаметром 3—5 мм, наматывая
его на каркас без видимого зазора между витками.
Сетчатые фильтры рекомендуется применять в
крупно-, средне- и мелкозернистых водоносных песках. Сетча-
тые фильтры (рис. 135, б) состоят из трубы-каркаса, круглые
отверстия или продольные щели которого снаружи закрыты
фильтровой сеткой. Чтобы не допустить плотного npiuiei .niii-.i
сетки к каркасу под давлением водоносного песка и ним же
препятствовать свободному доступу профплыро||.111111гнгя no in,
и)
a
Рис. 135. Сетчатый фильтр и типы фильтровых сеток:
а — спусковой ключ; б — фильтр сетчатый; 1 — муфта для спуска фильтра иа ключе;
2 — подвижный фланец; 3 — резиновый тампон; 4 — неподвижный фланец; 5 — фильт-
ровая сетка; 6 — перфорированный каркас; 7—проволочная обмотка;
в — квадратная сетка; г — кипериая сетка; д — галунная сетка
между каркасом и фильтрующей сеткой делается прокладка,
в качестве которой может быть использована сетка с крупными
ячейками, а также проволока диаметром 2—5 мм, уложенная
отрезками по образующим каркаса или навитая спиралью с
шагом 20—60 мм.
Для изготовления фильтровых сеток применяют латунь,
нержавеющую сталь, пластические массы, ткани из стекло-
волокна, нить капрона или нейлона и т. д.
Наибольшее распространение получили металлические сет-
ки, выпускаемые трех видов плетения: квадратного (простого),
киперного (саржевого) и галунного (гладкого). Квадратные
350
сетки (рис. 135, в) изготовляют из проволок 0ДП11П1«>11<>1<1
диаметра, переплетающихся под прямым углом на ранном р«<
стоянии. Применяют эти сетки в качестве фильтруioiiikч при
установке в крупнообломочных, гравийных и галсчппнопы
отложениях, а также для прокладки при покрытии кпркпсп
сетками с мелкими отверстиями. Маркируют сетки кп.чдрпт
ного плетения номером, обозначающим количество прополок
на отрезке длиной 25,4 мм. Киперные сетки (рис. 135, .) могут
быть изготовлены из проволоки одинакового или разного дин
метра. Проволоки основы (продольные) переплетают днг п.чн
три проволоки утка (поперечные). При этом место псрсплсн-
НИЯ ОДНОЙ проволоки сдвинуто на одну НИТЬ ПО oTIKHllrilHIo
к соседней. Киперные сетки применяют в водоносных горн-ши
тах, сложенных неравнозернистым песком с примесью крупных
частиц. Галунная сетка (рис. 135, д) состоит из yro.uniriiiii.ix
проволок основы, которые отстоят друг от друга па зпачпic.hi.
ном расстоянии, и переплетающих их проволок утка, которые
имеют меньший диаметр и плотно прилегают друг к другу. От
верстия в такой сетке получаются боковыми и па снег не про
сматриваются. Маркируются галунные сетки дробным номе-
ром, числитель которого обозначает количество проволок ос-
новы, а знаменатель — проволок утка на площади сетки 25,4 X
Х25,4 мм. Сетки галунного плетения используют в мелко- и
среднезернистых водоносных песках.
Подбирают фильтровую сетку с таким расчетом, чтобы
через рабочую часть галунной сетки проходило 70 80%, а
киперной 40—60 % фракций гранулометрического состава
породы водоносного горизонта.
Металлические сетки укрепляются на каркасах путем припа-
ивания их верхнего, нижнего и продольных краев к каркасу.
Швы сетки предохраняют от повреждения напаиваемой на них
латунной пластинкой. При большом диаметре фильтра продоль-
ной припой сетки заменяется сшивкой медной проволокой.
Галунные сетки располагают на каркасе фильтра таким
образом, чтобы проволоки утка были параллельны его оси.
Это уменьшает вероятность повреждения сетки при спуске
фильтра в скважину.
Латунные сетки, наложенные на стальной каркас, вследст-
вие разноименное™ материала образуют активную гальваниче-
скую пару в минерализованной воде и подвергаются электро-
химической коррозии. Для предотвращения этого явления
рекомендуется замена металлических каркасов неметалличе-
скими (асбоцементными или пластмассовыми), а также приме-
нение неметаллических сеток из пластмасс или из стеклянных
тканей. Срок службы таких фильтров, особенно при откачках
агрессивных вод, значительно увеличивается.
Пластмассовые сетки изготовляют штамповкой или плете-
нием. На каркас такие сетки накладывают двумя или тремя
слоями, что повышает их прочность на продавливание. Сетки
351
Рис. 137 Блочный фильтр:
1 — зажимные конусы; 2 — верхний
опорный фланец; 3 — капроновые
шпуры; 4 — ребристые керамические
блоки; 5 — резиновые прокладки; 6 —
нижний опорный фланец
Рис. 136. Фильтр с коническими отвер-
стиями (ФКО):
а — конструкция фильтра; 6 — общий вид
1 — труба-каркас; 2, 4 — концевое и проме-
жуточное крепежные кольца; 3 — фильтрую-
щая оболочка
из стеклоткани имеют высокую плотность плетения, в связи с
чем их можно использовать при откачке вод из мелкозернистых
водоносных песков. Применяются также фильтры с сетками из
капрона и нейлона для оборудования скважин, эксплуатиру-
ющих термальные и минеральные воды. Сетки из пластических
масс и стекловолокна прикрепляются к каркасу сшивкой или
специальным клеем.
В водоносных песках разной зернистости используются
фильтры с коническими отверстиями (ФКО), представляющие
собой трубчатый каркас с отверстиями, на котором закреплена
фильтрующая оболочка из тонколистовой оцинкованной или
нержавеющей стали (рис. 136). Фильтрующая оболочка имеет
усеченные конические выступы с круглыми отверстиями в их
вершинах. Диаметры отверстий зависят от зернистости водо-
носного песка и принимаются от 7 до 16 мм. В тонкозернистых
песках устанавливается фильтр ФКО-Т, в мелкозернистых —
ФКО-М, в среднезернистых — ФДО-С. Длина рабочей части
ФКО — 4500 мм, диаметры по каркасу и крепежным кольцам
89/107; 108/126; 127/145; 146/164; 168/186; 219/238 и 273/292 мм.
352
Скважность ФКО 2—8%. Наиболее эффективны эти фильтры
в песках с низкой водопроницаемостью. Основной псдо< инок
ФКО — незначительная продолжительность их работы (I
1,5 года). Поэтому рекомендуется применять их при иошьово
разведочных работах на водоносные горизонты в средне н
мелкозернистых глинистых песках, а также при кратковрсмси
ном водопонижении и осушении для строительных испей
в слабопроницаемых грунтах.
В мелко- и тонкозернистых водоносных песках применяю!
блочные фильтры и фильтры с засыпкой.
Блочные фильтры с пористым фильтрующим заполни гелем
(рис. 137) изготовляют в виде цилиндрических блоков hi ipn
вия, дробленого шамота, огнеупорных глин, пропитанных спя
зывающими материалами (цемент, битум, клей БФ-4, бакелит
вый клей, жидкое стекло и др.). Последовательно соединенные
блоки стягивают капроновыми шнурами или болтами. Сшки
между блоками уплотняются резиновыми кольцами.
Фильтры с засыпкой состоят из обычного каркасно-прово
лочного или сетчатого фильтра, рабочая часть которого окру-
жена слоем гравия или крупнозернистого песка. По способу
изготовления различают фильтры с засыпкой двух гипов:
1) собираемые на поверхности и в готовом виде опускаемые
в скважину (опускные); 2) создаваемые в скважине путем за-
сыпки песка и гравия между каркасом и стенками скважины
(засыпные).
Опускные фильтры (рис. 138) имеют воронкообразные кор-
зины (корзинчатые) или перфорированный кожух (кожуховые
фильтры), которыми гравий удерживается на каркасе.
Засыпные фильтры (рис. 139) создают следующим образом.
После доведения скважины до проектной глубины и установки
башмака обсадных труб в водоупорной породе на забой опу-
скается каркасный, каркасно-проволочный или сетчатый
фильтр, наружный диаметр которого как минимум на 100 мм
меньше внутреннего диаметра обсадных труб. В кольцевое
пространство между фильтром и обсадными трубами через
трубу диаметром 40—50 мм засыпают мелкими порциями от-
сортированные гравий и песок. По мере засыпки постепенно
поднимают обсадную колонну.
Засыпать гравий следует на 5—10 м выше башмака колонны
обсадных труб, приподнятой над водоносными породами и об-
нажившей рабочую часть фильтра.
Крупность засыпаемого материала подбирается с учетом
размера зерен водосодержащих пород. Средний размер зерен
обсыпки и породы должны находиться в соотношении 10:1.
Засыпные фильтры имеют высокую пескоудерживающую
способность и длительный срок службы, что обусловило их
широкое применение.
Установка фильтра любого типа в скважине г iicycmf><ni
выми стенками, пробуренной ударно к:инг1 ним ।носовом,
.i >:i
Рис. 138. Опускные фильтры с засып-
кой:
а — корзинчатый; б и в — кожуховые: 1 —
опорный каркас; 2 — гравийная обсыпка;
3 — внешний каркас; 4 — направляющие фо-
нари; 5 — опорные фланцы; 6 — фильтровая
сетка
Рис. 139. Схема установки в сква-
жине засыпного фильтра:
а — в начале засыпкн гравия в меж-
трубиое пространство:
1 — трубы; 2 — муфта; 3 — рабочая
часть; 4 — обсадные трубы; б — после
окончания засыпки
производится под защитой колонны обсадных труб, башмак
которой задавливают в водоупор, подстилающий водоносный
слой. После установки фильтра обсадпые трубы приподнимают
настолько, чтобы рабочая часть фильтра оказалась обнажен-
ной, или полностью извлекают из скважины.
При вращательном бурении с промывкой раствором перед
вскрытием водоносного пласта скважину перекрывают обсад-
ной колонной, обычно используемой в качестве эксплуатацион-
ной. Водоносный пласт в этом случае трубами не перекрыва-
ется, так как стенки его удерживаются глинистой коркой и
гидростатическим давлением столба жидкости.
Фильтр может быть спущен в скважину на колонне труб,
которая оставляется в скважине в качестве эксплуатационной,
на колонне обсадных труб с левым переводником и на буриль-
ной колонне со спусковым Т-образным ключом (см. рис. 135, а).
Последние два способа применяют при установке фильтра
впотай и позволяют отсоединить от него колонну, использовав-
шуюся в качестве спускной.
Чтобы предотвратить проникновение в скважину частиц
породы и засорение фильтра, кольцевой зазор между над-
фильтровой частью фильтра, устанавливаемого впотай, и
эксплуатационной колонной уплотняют специальными сальни-
354
ками из дерева, пеньки, резины. Наиболее распространены
пеньковый и резиновый разжимной сальники (см. рис. 135)
При бурении с промывкой глинистым раствором частицы
глины образуют на стенках скважины корку и закупоривают
поры породы водоносного горизонта, прекращая доступ hi пего
воды в скважину.
Для восстановления водоотдачи водоносного гори кип в
необходимо удалить глинистую корку со стенок скважины
а также очистить поры и трещины водоносной породы <п чн<
тиц глины и шлама.
Способ восстановления водоотдачи выбирается с уч<’к>м
гранулометрического состава водоносных пород и конструкции
установленного в скважине фильтра.
Разглинизацию напорных водоносных горизонтов, пре/к i 1
вленных разнозернистыми песками или трещиноватыми пиро
дами, осуществляют прокачкой скважины эрлифтом. В данных
условиях целесообразно применение метода, разрабо|пн1нн<1
Д. Н. Башкатовым, В. И. Блажновым и Ю. А. Олиною ним
Сущность этого метода заключается в следующем II" к
вскрытия водоносного пласта в скважину, заполненную i >1111111
стым раствором, опускается фильтр. В нижней части <|>n>n.ipi
(рис. 140) имеется ниппель4 с промывочными окнами 6 Выпи
окон на алюминиевых заклепках 7 устанавливается кольни 8
В фильтровую колонну опускают воздухопроводные 1руПы
эрлифта. Желательно, чтобы смеситель эрлифта пахолнш я
на уровне окон 6 ниппеля. При прокачке стенки ckiiiokiiiiu
в зоне фильтра обрушиваются, и заглинизироваппый песен
через промывочные окна 6 поступает в фильтр, откуда нмс< ie
с водой выносится на поверхность Для большей эффективное i и
разглинизации следует применять пульсирующий режим <и
качки (периодически на 10—15 мин выключать компрессор)
Закончив разглинизацию, воздухопроводными трубами >рл1н|нл
ударяют по кольцу 8. Заклепки 7 срезаются и кольцо 8 опус
кается на упор 5, закрывая промывочные окна. Окончание
разглинизации определяется отсутствием глинистого магсри.т 1.1
в песке, выносимом из пласта на поверхность.
Разглинизацию слабонапорных водоносных гори юн юн
производят промывкой зафильтровой зоны водой, прокачивав
мой через фильтр. Если водоносная порода представлена круп
нозернистым песком, вода закачивается через трубы, ты ко
торых фильтр был опущен в скважину, проходит через его
рабочую часть, разрушает глинистую корку и выносит частицы
глины на поверхность через межтрубное пространство. Если же
водоносный горизонт сложен мелко- и среднезернистымп пес-
ками, промывку лучше вести через башмак отстойника филь-
тра. В этом случае нижний конец колонны бурильных труб, па
которой фильтр опускается в скважину, устанавливается в ко
нусное отверстие пробки отстойника. К бурильным трубам
приварен переходник, левой резьбой соединяющийся с верхним
•5П
Рис. 140. Фильтр с промывочными окнами:
/ — труба перфорированная; 2 — проволока; 3 — сетка; 4 —
ниппель; 5 — упор; 6 — промывочное окно; 7 — заклепка; 8 —
кольцо
Рис. 141. Схема установки фильтра с гидротурбинным
расширителем:
1 — бурильная труба; 2 — левый переходник; 3 — иадфпльтро-
вая труба; 4- рабочая часть фильтра; 5 —труба; 6 — цент-
ратор; 7 — отстойник; 8 — гидротурбинный расширитель; 9 —
нерасширенный участок скважины; 10— расширенный интер-
вал скважины
концом фильтра. Спущенный в скважину фильтр подвешивают
над забоем на расстоянии 0,5 м. Вода, закачиваемая через
бурильные трубы, проходит через отстойник в зафильтровую
зону и размывает глинистую корку. После окончания промывки
фильтр устанавливают на забой, а нижнюю часть отстойника
засыпают гравием на высоту 0,3—0,4 м.
Применение промывки зафильтровой зоны возможно лишь
при зацементированном башмаке колонны обсадных труб,
перекрывающей скважину до кровли водоносного пласта.
Если промывку зафильтрового пространства невозможно
применить из-за отсутствия воды или по другим причинам,
водоотдачу слабонапорного водоносного горизонта восстана-
вливают поршневанием скважины с помощью желонки или
сваба.
При использовании желонки ее опускают в скважину на ка-
нате и равномерно перемещают от нижнего до верхнего краев
фильтра без извлечения на поверхность. В результате создава-
356
емого таким образом перепада давления глинистая корка рал
рушается и вода из водоносного горизонта поступает в сква
жину.
Сваб представляет собой металлический плоский поршень
с отверстиями, перекрытыми сверху резиновым клапаном. Сваб
опускают в скважину на бурильных трубах и перемещают
внутри фильтровой (или эксплуатационной) колонны. Во время
движения его вверх из зафильтровой зоны вместе с водой заеа
сывается глинистый раствор, а при движении под действием
массы бурильных труб вниз вода и глинистый раствор иропп
кают выше поршня, отгибая резиновый клапан. Перепад дав-
ления при свабировании весьма значительный. Поэтому в сква
жине, оборудованной сетчатым фильтром, сваб перемещав гея
выше рабочей части фильтра во избежание повреждения сетки.
В фильтрах, представляющих собой перфорированный или ще-
левой каркас, возможно движение сваба вдоль их рабочей
части. Ход сваба в трубах скважины зависит от высоты вышки
или мачты и при возможности принимается равным 12—18 м
Для разрушения глинистой корки и расширения ствола
скважины в слабоцементированных или неустойчивых песках
под гравийную обсыпку успешно применяется установка филь
тра с использованием гидравлического турбинного расширителя
(рис. 141). Расширитель представляет собой полый пал
с радиальными отверстиями, на который посажен корпус тур
бинки с соплами. Гидравлические турбинные расширители ш
пользуются диаметрами 140, 190, 240 мм.
Фильтр опускают в скважину на бурильных трубах, сведи
ненных с надфильтровой частью левым переходником. На ниж-
нем конце бурильной колонны, пропущенной внутри фильтра,
установлен расширитель так, чтобы он на 0,1—0,25 м выступал
ниже отстойника фильтра. При достижении снарядом кровли
водоносного горизонта включается буровой насос, и вода, по-
ступая в расширитель, под действием реактивной силы вра-
щает турбинку. Глинистая корка и водоносный песок разру-
шаются и выносятся из скважины.
По окончании спуска фильтра на заданную глубину пранк-
нием вправо освобождают левый переходник от фильтра, н
бурильные трубы с гидротурбинным расширителем и huiciuiioi
из скважины. В отстойник фильтра засыпается крупный гравий
на высоту 2—2,5 м. Зафильтровое пространство перед подъе-
мом бурильных труб при необходимости заполняется песчано-
гравийным материалом.
Для обеспечения успешной разглинизации водоносных гори-
зонтов необходимо:
1) использовать при бурении высококачественный глинистый
раствор; 2) устанавливать фильтр в скважину сразу же после
окончания бурения; 3) начинать разглиннзацию водоносного
горизонта немедленно после установки фильтра
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Архангельский И. В. Бурение скважин в прибрежной зоне морей, Л.,
Недра, 1975.
2. Блинов Г. А., Буркин Л. Г., Володин О. А. Техника и технология вы-
сокоскоростного бурения, М., Недра, 1983.
3. Д. Н. Башкатов, С. С. Сулакшин, С. Л. Драхлис, Г. П. Квашнин.
Справочник по бурению скважин на воду, М., Недра, 1979.
4. Буровые машины и механизмы/А. Н. Кирсанов, В. П. Зиненко,
В. Г. Кардыш и др. М., Недра, 1981.
5. Воздвиженский Б. И., Волков С. А., Волков А. С. Колонковое бурение,
М., Недра, 1982.
6. Волков А. С. Буровой геологоразведочный инструмент, М., Недра,
1979.
7. Воздвиженский Б. И., Голубинцев О. Н., Новожилов А. А. Разведоч-
ное бурение, М., Недра, 1979.
8. Володин Ю. И. Основы бурения, М., Недра, 1978.
9. Ганджумян Р. А. Практические расчеты в разведочном бурении, М.,
Недра, 1978.
10. Козловский Е. А. Оптимизация процесса разведочного бурения, М.,
Недра. 1975.
11. Кольская сверхглубокая. Под редакцией Е. А. Козловского. М.,
Недра, 1984.
12. Корнилов Н. И., Травкин В. С. Породоразрушающий инструмент
для геологоразведочных скважин, М., Недра, 1979.
13. Лесецкий В. А., Ильский А. Л. Буровые машины и механизмы, М.,
Недра, 1980.
14. Марамзин А. В., Блинов Г. А., Галиопа А. А. Технические средства
для алмазного бурения, Л„ Недра, 1982.
15. Оноприенко М. Г. Бурение и оборудование гидрогеологических сква-
жин, М., Недра, 1978.
16. Правила безопасности на геологоразведочных работах, М., Недра,
1979.
17. Ребрик Б. М. Бурение скважин при инженерно-геологических изыска-
ниях. М., Недра, 1979.
18. Справочное руководство мастера геологоразведочного бурения/
Г. А. Блинов, В. И. Васильев, Ю. В. Бакланов и др. Л., Недра, 1983.
19. Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду/В. В. Дуб-
ровский, М. М. Керченский, В. И. Плохов и др. М., Недра, 1972.
20. Справочник инженера по бурению геологоразведочных скважин/
Е. А. Козловский, В. Г. Кардыш, Б. В. Мурзаков и др. Т. 1 и 2, М., Недра,
1984.
21. Шамшев Ф. А., Тараканов С. Н.. Кудряшов Б. Б. Технология и тех-
ника разведочного бурения, М., Недра, 1983.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение........................................................... 1
Глава I. Общие сведения о бурении скважин.......................... И
§ 1. Классификация способов бурения.......................... ?>
§ 2. Основные физико-механические свойства горных пород 1<>
Глава II. Крепление скважии....................................... I'
§ 1. Конструкция скважины I I
§ 2. Обсадные трубы..........................................15
§ 3. Принадлежности для обсадных труб 19
§ 4. Работа с обсадными трубами............................ .21
Глава III. Промывка скважин . . .............. 25
§ 1. Общие сведения......................................... 25
§ 2. Глинистые растворы . . . ............................... 29
§ 3. Физико-химическая обработка буровых растворов 39
§ 4. Промывочные жидкости для борьбы с осложнениями в сквн
жине ... ...................... 4.1
§ 5. Очистка промывочной жидкости от шлама 45
§ 6. Бурение скважин с продувкой.................. 4 К
Глава IV. Колонковое бурение . ..................... 51
§ 1. Общие сведения о колонковом бурении .... 51
§ 2. Колонковые наборы...................................... 54
§ 3. Бурильная колонна.......................................55
§ 4. Инструмент и механизмы для работы с бурильными трубами 64
§ 5. Буровые вышки и мачты.................................. 75
§ 6. Буровые установки..................................... .92
§ 7. Технология бурения скважин колонковым способом . 127
§ 8. Искривление скважин................................... 217
§ 9. Ликвидация аварий................................. 234
§ 10. Ликвидация скважин......................... 245
§ 11. Организация работ при колонковом бурении “’К»
Глава V. Основы бурения глубоких скважин . 251
§ 1. Общие сведения . . ... . 254
§ 2. Буровой инструмент . 255
§ 3. Буровые установки . 257
§ 4. Забойные двигатели...................... . 259
§ 5. Технологический режим бурения . . . . . 263
§ 6. Сверхглубокое бурение ................................ 264
Глава VI. Бурение неглубоких скважии ... . . 267
§ 1. Общие сведения . ................................267
§ 2. Ручное бурение.........................................268
§ 3. Ударно-механическое бурение неглубоких скважин . 271
§ 4. Пенетрационное зондирование . 273
§ 5. Вращательное шнековое бурение
§ 6. Вибрационное бурение . .............
§ 7. Комбинированное бурение
ih<i
Глава VII. Ударно-механическое бурение....................... ..... 294
§ 1. Общие сведения........................................ . 294
§ 2. Инструмент для ударно-канатного бурения . ... 296
§ 3. Буровые установки для ударно-канатпого механического бурения 301
§ 4. Технология ударно-канатпого бурения......................307
§ 5. Геолого-техннческая документация.........................314
§ 6. Ликвидация аварий........................................314
Глава VIII. Морское бурение ......................... .... 316
§ 1. Общие сведения........................ ... 316
§ 2. Бурение скважин с плавучих установок . . ..... 317
§ 3. Бурение скважин со льда ............................. 322
§ 4. Бурение со дна моря............................ . 323
§ 5. Морское бурение глубоких скважин ..... 324
Глава IX. Тампонирование скважии........................ ... 325
§ I. Общие сведения..................................... .... 325
§ 2. Тампонирование скважин глиной......................... 326
§ 3. Цементирование скважин ..... ... 327
§ 4. Расчет цементирования скважин . .331
§ 5. Временное тампонирование скважин ..... . . 333
§ 6. Тампонирование без обсадных труб . . 334
Глава X. Бурение и оборудование водозаборных скважии ... 337
§ I. Выбор способа бурения скважии на воду ... 337
§ 2. Конструкция скважины........................... . 338
§ 3. Оборудование для бурения скважин на воду 341
§ 4. Оборудование скважин фильтрами ........................ 346
Список литературы : : .....................................358
учебник
Юрий Иванович Володин
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ
Редактор издательства С. М. Каешкова
Переплет художника Ю. Г. Асафова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Л. Я- Голова
Корректор Р. А. Слобоженко
ИБ № 6153
Сдано в набор 07.01.86. Подписано в печать 25.04.86. Т-08379. Формат бОХОО’/^. Бу-
мага книжно-журнальная имп. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл.-печ.
л. 22,5. Усл. кр.-отт. 22,5. Уч.-нзд. л. 24,0. Тираж 15 000 экз. Заказ 198/162—5. Цена 1 руб.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва,
Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного Знамени Ленинградского
объедииення «Техническая книга» нм. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома прч Го-
сударственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.