/
Текст
Б.И. ВОЗДВИЖЕНСКИЙ
ан ГОЛУБИНЦЕВ, А А. НОВОЖИЛОВ
РАЗВЕДОЧНОЕ
БУРЕНИЕ
УДК 622.143(075.8)
Воздвиженский Б. И., Голубинцев О. Н., Новожилов А. А.
Разведочное бурение. М., Недра, 1979. 510 с.
В книге рассмотрены техника, технология и экономика
работ при бурении геологоразведочных скважин на твердые
полезные ископаемые, а также гидрогеологических и инженерно-
геологических скважин. Кратко изложены основы бурения и физико-
механические свойства горных пород. Описано бурение мелких
скважин. Большое внимание уделено колонковому бурению. Осве-
щено роторное бурение и с применением забойных двигателей. При-
ведены сведения по ударно-канатному направленному и много-
ствольному бурению. Рассмотрено искривление скважин. Описаны
специальные работы в скважинах.
Учебник предназначен для студентов вузов, обучающихся по
специальностям «Геологическая съемка, поиски и разведка место-
рождений полезных ископаемых» и «Гидрогеология и инженерная
геология».
Табл. 55, ил. 255, список лит. — 28 назв.
Рецензенты:
1) кафедра технологии и техники бурения скважин Казах-
ского политехнического института им. В. И. Ленина.
2) д-р техн, наук проф. К- Г. ВОЛОДЧЕНКО.
о\tES5
(С) Издательство «Недра», 1979
ПРЕДИСЛОВИЕ
Разведочное бурение является важнейшим средством
поисков и разведки всех видов полезных ископаемых,
а также инженерно-геологических изысканий.
Книга «Разведочное бурение» содержит основные
сведения по технике и технологии разведочного буре-
ния, изложена на современном научно-техническом
уровне и состоит из девяти частей.
Часть I книги, написанная О. Н. Голубинцевым,
содержит материал по основам бурения, физико-ме-
ханическим свойствам горных пород и разновидно-
стям процессов разрушения горных пород при бурении.
Часть II, написанная А. А. Новожиловым, рас-
сматривает бурение неглубоких поисковых, разведоч-
ных и инженерно-геологических скважин.
Часть III посвящена основному способу разведоч-
ного бурения на твердые полезные ископаемые —
колонковому бурению, т. е. вращательному • буре-
нию с подъемом на поверхность цилиндрических об-
разцов пород в виде керна. По керну составляют
геологический разрез скважины, а затем керн подвер-
гают всестороннему изучению и исследованию. Главы 2,
3, 4 этой части, которые рассматривают буровой ин
струмеит, буровые станки и силовой привод, написаны
совместно А. А. Новожиловым и Б. А. Новожиловым.
Глава 6 о промывке и продувке скважин написана
О. Н. Голубинцевым. Остальные главы, посвященные
технологии колонкового бурения различными породо-
разрушающими инструментами, способам механизации
различных операций, методам повышения выхода керна
ит. д., написаны Б. И. Воздвиженским и О. Н. Голу-
бинцевым.
Часть IV, написанная О. Н. Голубинцевым и
Б. И. Воздвиженским, рассматривает роторное бурение
и бурение забойными двигателями, которые широко
применяются при проходке нефтяных, газовых и гидро-
геологических скважин. Главу 7 о роторном бурении
с обратновсасывающей промывкой написал А. А. Ново-
жилов.
Часть V, посвященная борьбе с искривлением сква-
жин, направленному и многоствольному бурению,
написана В. П. Зиненко.
Часть VI, рассматривающая ударно-канатное буре-
ние, проводимое часто при проходке гидрогеологи-
3
ческих скважин и разведке россыпей, написана
О. Н. Голубинцевым и Б. И. Воздвиженским.
Часть VII о специальных работах в скважинах:
методах тампонирования скважин с целью изоляции
водоносных горизонтов, оборудовании скважин филь-
трами и различными водоподъемниками написана
Б. И. Воздвиженским и О. Н. Голубинцевым.
Научное редактирование книги осуществлено
Б. И. Воздвиженским.
Часть I
ОСНОВЫ БУРЕНИЯ И ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
Глава 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН
§ 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН
Бурением скважин называется совокупность работ по прове-
дению в горных породах выработок круглого сечения. Эти работы
выполняются специальными техническими средствами (буровыми
установками и инструментами) без доступа человека внутрь
проводимой выработки.
Бурение скважин как отрасль знания разделяется на технику
и технологию бурения.
Техника бурения — отрасль знания о технических средствах
для бурения скважин.
Технология бурения — отрасль знания о технологических про-
цессах, в результате которых создаются скважины.
Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выра-
ботка, имеющая диаметр во много раз меньше глубины.
Диаметр буровых скважин изменяется в пределах 16—1500 мм.
В некоторых случаях бурением осуществляют проходку стволов
шахт диаметром от 1,5 до 8 м. При разведочном бурении стремятся
бурить скважины малого диаметра, так как технические средства
для бурения таких скважин имеют меньшие габаритные размеры
и меньшую массу, а скорость бурения возрастает.
Глубина буровых скважин изменяется в широких пределах:
от нескольких метров до нескольких тысяч метров. При бурении
на нефть и газ скважины достигли глубины 9550 м. Для изучения
глубоких горизонтов земной коры, ее полного пересечения и
вскрытия верхней мантии Земли запроектировано бурение сква-
жин глубиной от 10 до 15 км и более.
Бурение скважин может производиться с земной поверхности,
из подземных горных выработок, с поверхности водоемов (рек,
озер, морей и океанов), с поверхности Луны, а в дальнейшем —•
с поверхности других планет.
§ 2. ЭЛЕМЕНТЫ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ
Элементами буровой скважины являются (рис. 1).
Устье скважины 1 — начало скважины, т. е. место пересе-
чения ее с земной поверхностью или при подземном бурении
с поверхностью горной выработки.
5
Забой скважины 2 — дно буровой скважины, перемещающееся
в результате воздействия породоразрушающего инструмента на
породу.
Стенки скважины 3 — боковые поверхности буровой сква-
жины .
Обсадные колонны 4 — колонны соединенных между собой об-
садных труб, концентрически расположенные в скважине и пред-
Рис. 1. Элементы буровой сква-
жины:
1 — устье; 2 — забой сплошной;
3 — стенки; 4 — обсадные колонны;
5 — ствол скважины, не обсаженный
трубами; 5а — ствол скважины, обса-
женный трубами; 6 — ось скважины;
7 — керн; 8 — забой кольцевой; Dt,
Dz, D3 — диаметры интервалов сква-
«ины; d1H. dlB. rf2„. d2B - диаметры
обсадных труб наружные (и) и внутрен-
ние (в); dK — диаметр керна; Llt L2 —
глубины обсаженных интервалов сква-
жины; L9 — общая глубина скважины
назначенные для крепления сте-
нок скважины. Если стенки
скважины сложены из устойчи-
вых пород, то в скважину обсад-
ные колонны не спускают.
Ствол скважины — простран-
ство в недрах, занимаемое буро-
вой скважиной. После спуска
в скважину обсадной колонны
ствол скважины сужается. По-
этому следует различать:
а) ствол скважины, не обса-
женный трубами 5, —пространство
в недрах, ограниченное стенка-
ми скважины;
б) ствол скважины, обсажен-
ный трубами 5а, — пространство
в недрах, ограниченное внутрен-
ней поверхностью обсадной ко-
лонны.
Ось скважины 6 — вообража-
емая линия, соединяющая центры
поперечных сечений буровой сква-
жины.
По способу разработки забоя
бурение скважин разделяется на
бескерновое и колонковое.
Бескерновое бурение — буре-
ние, при котором горная порода
разрушается на всей площади
забоя 2, представляющего собой
площадь круга.
Колонковое бурение — бурение,
при котором горная порода раз-
рушается по кольцевому забою
с сохранением керна 7 (см.
рис. 1).
Керн 7 — колонка породы, образующаяся в результате коль-
цевого разрушения забоя скважины. От слова «колонка» произо-
шло и наименование колонкового бурения. Керн (длиной 1,5—
3 м и более) после выбуривания отрывают от забоя и извлекают
6
Из Скважины для его исследования и составления геологического
разреза.
Скважины бурят ступенчато, уменьшая ее диаметр от интер-
вала к интервалу. Это делают с целью размещения обсадных
колонн.
Основными размерами буровой скважины являются: диаметры
интервалов скважины в миллиметрах, диаметры наружные и
внутренние колонн обсадных труб в миллиметрах, глубина ин-
тервалов скважины от устья до забоя в метрах; общая глубина
скважины от устья до конечного забоя в метрах (см. рис. 1).
§ 3. ПРОСТРАНСТВЕННОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ СКВАЖИН
В НЕДРАХ
Пространственное расположение буровой скважины в недрах
определяется следующими факторами: 1) координатами центра
устья скважины х, у, z; 2) направлением скважины; 3) углом
наклона скважины; 4) азимутом скважины; 5) глубиной.
Координаты хну центра устья скважины выражаются в еди-
ной системе прямоугольных координат Гаусса—Крюгера, при-
нятой в СССР. Аппликата z является абсолютной, или высотной,
отметкой, которая указывает превышение центра устья сква-
жины относительно поверхности океанов, принимаемой за
нуль.
По направлению буровые скважины разделяются на пять
типов:
1) вертикальные — направленные вертикально вниз; 2) на-
клонные — направленные вниз под острым углом к вертикали;
3) горизонтальные — направленные горизонтально; 4) восстаю-
щие наклонные — направленные вверх под острым углом к вер-
тикали; 5) восстающие вертикальные — направленные вверх по
вертикали.
§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ БУРОВЫХ СКВАЖИН
ПО ЦЕЛЕВОМУ НАЗНАЧЕНИЮ
По целевому назначению буровые скважины классифицируют
на три основные категории: геологоразведочные, эксплуатацион-
ные и технические.
Первая категория — геологоразведочные скважины, проводи-
мые для изучения месторождений полезных ископаемых или
с целью изучения геологического строения определенного района.
Геологоразведочные скважины по целевому назначению под-
разделяются на следующие разновидности.
1. Картированные скважины бурят при проведении геологиче-
ской съемки с целью обнажения коренных пород, по которым
ведется геологическое картирование, в районах, где эти породы
скрыты слоем наносов.
7
2. Поисковые скважины бурят с целью определения наличия
или отсутствия в данном районе того или иного полезного иско-
паемого.
3. Разведочные скважины бурят с целью оконтуривания и
определения запасов полезного ископаемого на данном место-
рождении.
4. Гидрогеологические скважины бурят с целью изучения под-
земных вод, условий их залегания, возможного дебита и хими-
ческого состава.
5. Артезианские скважины являются разновидностью гидро-
геологических скважин, пробуренных на напорные пластовые
воды.
Артезианские скважины получили свое наименование от древ-
неримского названия Артезия — провинция во Франции, кото-
рая теперь называется провинцией Артуа. В 1126 г. в этой про-
винции была пробурена первая в Европе буровая скважина на
самоизливающуюся воду. Однако подобные скважины и колодцы
были известны еще в глубокой древности в Китае и Египте.
6. Инженерно-геологические скважины бурят для вскрытия
верхних горизонтов земной коры с целью составления геологиче-
ского разреза, испытаний физико-механических свойств грунтов
в скважине и отбора образцов грунтов с ненарушенной струк-
турой для определения их свойств в лабораторных условиях для
нужд промышленного и гражданского строительства.
7. Сейсмические скважины бурят при сейсмической разведке,
для проведения подземных взрывов, в результате которых с по-
мощью сейсмографов определяют глубину и углы падения пла-
стов.
8. Параметрические скважины бурят с целью измерения пара-
метров геофизических свойств горных пород и температуры в ус-
ловиях естественного залегания пород и изучения глубинного
строения возможных зон нефтегазонакопления.
9. Структурные скважины бурят с целью изучения геологи-
ческих структур и элементов залегания (мощности, углов падения
и простирания) пластов пород, для контроля и уточнения данных
геологической и геофизической съемок.
10. Опорные скважины бурят в пределах площадей, геологиче-
ское строение которых не освещено бурением для геологической
съемки, поисков, регионального изучения глубинного геологи-
ческого строения, изучения рудоносности или нефтегазоносности
глубоких горизонтов.
Вторая категория — эксплуатационные скважины, проводи-
мые для извлечения из недр жидких (вода питьевая, минерали-
зованная, нефть) и газообразных полезных ископаемых. Сюда
относятся следующие разновидности.
1. Водозаборные скважины водоснабжения городов, про-
мышленных предприятий, курортов, сельского хозяйства, желез-
нодорожного транспорта.
8
2. Нефтяные и газовые скважины для добычи нефти и газа.
3. Скважины подземной газификации угля для получения горю-
чих газов путем неполного сгорания угля непосредственно в мас-
сиве угольного месторождения; получаемые газы используются
как топливо или сырье в химической промышленности.
4. Скважины для добычи рассолов, залегающих в коллекто-
рах земной коры и служащих для выщелачивания из них различ-
ных солей: брома, йода и др.
5. Геотехнологические скважины, которые проходятся с целью
гидродинамического разрушения горных пород, содержащих по-
лезные ископаемые, или с целью нагнетания в скважину раство-
ров кислот, растворяющих минералы полезного ископаемого
с последующим выносом его на поверхность.
Третья категория — технические скважины, проводимые для
различных технических целей. Сюда относятся следующие раз-
новидности.
1. Взрывные скважины предназначены для размещения в них
зарядов взрывчатого вещества с целью отделения полезного иско-
паемого или породы от массива при производстве взрыва на от-
крытых или подземных горных работах. Шпурами называются
взрывные скважины малых размеров: диаметром от 30 до 60 мм
и глубиной до 5 м.
2. Стволы шурфов и шахт, пройденные в горных породах
бурением.
3. Скважины для замораживания грунтов, пробуриваемые по
кольцу вокруг ствола будущей шахты для замораживания водо-
носных пород перед проходкой шахтного ствола и устранения
тем самым затопления водой шахты во время ее прохождения и
возведения водоупорного крепления. Замораживание водонос-
ных пород при этом осуществляется путем спуска труб в пробу-
ренные скважины и циркуляции по этим трубам холодильных
растворов.
4. Скважины для укрепления грунтов при строительстве путем
нагнетания в трещиноватые породы цементного раствора, раз-
личных смол или жидкого стекла.
5. Водопонизительные или дренажные скважины предназна-
чены для дренажа, т. е. метода осушения карьера, месторождения
или участка под строительство путем снижения уровня подзем-
ных вод.
6. Водоспускные скважины для спуска воды из одного подзем-
ного горизонта в другой при осушении горных выработок, а иногда
и целых водоносных пластов.
7. Нагнетательные скважины служат для организации нагне-
тания воды, воздуха или нефтяного газа в оконтуриваемую зону
нефтяной залежи с целью оказать давление па нефть и улучшить
приток, нефти в этой залежи к эксплуатационной скважине.
8. Наблюдательные скважины служат для осуществления си-
стематического контроля за изменением уровня воды в скважине
9
или за изменением давления жидкости или газа в процессе экс-
плуатации нефтегазоносного пласта.
9. Внутрипластовые скважины, проводимые из подземных вы-
работок по пластам с целью их дегазации и обеспыливания угля
при его выемке путем нагнетания воды через внутрипластовые
скважины в угольный пласт для его увлажнения.
10. Вспомогательные скважины для вентиляции выработок,
для прокладки трубопровода с целью подачи сжатого воздуха от
компрессора на земной поверхности к пневмомашинам в горных
выработках, для спуска лесоматериалов, применяемых для креп-
ления, для тушения подземных пожаров.
Целевые назначения буровых скважин могут объединяться
либо изменяться во время производства буровых работ. Напри-
мер, опорная скважина может объединять целевые назначения
поисковой, структурной и параметрической скважин; поисковая
или разведочная скважина на воду, нефть или газ может стать
эксплуатационной и т. п.
В соответствии с классификацией буровых скважин по целе-
вому назначению существуют три разновидности бурения сква-
жин: 1) разведочное бурение, 2) эксплуатационное бурение и
3) техническое бурение.
§ 5. ПРИМЕНЕНИЕ, ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ
Применение разведочного бурения. Все жидкие и газообразные
полезные ископаемые — подземные пресные и минеральные воды,
нефть, природный газ разведываются и эксплуатируются буро-
выми скважинами.
Угольные месторождения, месторождения железных, алюми-
ниевых, марганцевых руд и многие месторождения цветных
металлов разведываются с помощью буровых скважин почти без
применения горных выработок. Полиметаллические месторож-
дения и руды редких и благородных металлов, а также месторож-
дения, залегающие в недрах в виде тел неправильной формы,
разведываются бурением в сочетании с разведочными горными
выработками.
Разведочное бурение применяется также при геологической
съемке, при сейсморазведке для бурения взрывных скважин, при
гидрогеологических и инженерно-геологических исследованиях
на площадях будущего строительства для изучения условий
залегания горных пород, их водоносности и физико-механиче-
ских свойств.
Преимущества разведочного бурения.
1. Возможность изучения земной коры на больших глубинах
путем подъема кернов (образцов пород) с последующим их иссле-
дованием и составлением геологического разреза.
10
2. Возможность бурения скважин во всех породах при любом
притоке воды. Проведение же разведочных горных выработок не
всегда возможно. Так, например, проведение горных выработок
(шурфов, шахт, штреков и др.) затруднительно, если необходимо
пересечь этими выработками водоносные пласты с большим при-
током. В таких случаях единственной горной выработкой для
разведочных целей остается буровая скважина.
3. Возможность полной герметизации, т. е. непроницаемости
буровой скважины и удобство эксплуатации жидких и газооб-
разных полезных ископаемых. Это преимущество обусловливает
исключительную, если не считать колодцев, применимость буро-
вых скважин для разведки и добычи воды, нефти и газа.
4. Высокая производительность бурения скважин по сравне-
нию с проходкой горно-разведочных выработок в тождественных
условиях.
5. Экономичность, т. е. стоимость 1 м буровой скважины меньше
стоимости 1 м горной выработки, что объясняется малым сече-
нием буровых скважин и большой производительностью бурения.
Недостатки буровых скважин.
1. Невозможность непосредственного наблюдения стенок сква-
жины, т. е. искусственных обнажений, получаемых в результате
бурения, по причине малого диаметра скважин. Геологический
разрез составляется по извлеченным из скважины образцам
пород. Для устранения этого недостатка применяют фотографи-
рование стенок скважины.
2. Неполное извлечение образцов пород по причине их исти-
рания и размыва в скважине. Следствием этого является иска-
жение составленного геологического разреза. Для устранения
этого недостатка извлекают образцы со стенок скважины и при-
меняют геофизические методы исследования скважин.
3. Малый объем образцов твердого полезного ископаемого по
сравнению с объемом, полученным при проходке горных выра-
боток. Однако этот недостаток невелик, так как необходимые
исследования могут быть выполнены на образцах малого объема.
4. Искривление скважин, т. е. отклонение скважины от задан-
ного прямолинейного направления, искажает представление о глу-
бинах залегания пластов, их мощности и расположении в недрах.
Для устранения этого недостатка применяют приборы для изме-
рения искривления скважин, что дает возможность установить
действительное расположение скважин в недрах.
§ 6. КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
По принципам разрушения горной породы бурение скважин
может осуществляться следующими способами, принципиально
отличающимися по своей физической природе.
1. Механическое бурение, или бурение скважин породоразру-
шающими инструментами, при котором разрушение горной
11
породы осуществляется механическим воздействием породораз-
рушающего инструмента на породу забоя.
Достоинства механического бурения: 1) возможность отбора
натуральных образцов пород для составления геологического
разреза и для их всестороннего изучения; 2) благоприятные
условия для вскрытия и исследования водоносных и нефтегазо-
носных горизонтов; 3) возможность бурить скважины в задан-
ном направлении.
В связи с указанными достоинствами механическое бурение
породоразрушающими инструментами получило повсеместное
практическое применение.
Недостатки механического бурения: 1) износ рабочих эле-
ментов породоразрушающих инструментов, приводящий к необ-
ходимости его замены; этот недостаток привел к поиску других
физических «бездолотных» способов разрушения горных пород
при бурении; 2) низкий коэффициент использования энергии,
уменьшающийся с увеличением глубины скважины, если двига-
тель расположен на поверхности земли; этот недостаток привел
к созданию забойных двигателей (турбобуров, электробуров),
у которых двигатель установлен в скважине над породоразру-
шающим инструментом.
Механическое бурение породоразрушающими инструментами
имеет много разновидностей. Их появление и развитие обуслов-
лены теми задачами, которые ставились перед бурением скважин
в данных геолого-технических условиях.
2. Гидродинамическое бурение, при котором разрушение горной
породы осуществляется высоконапорной струей жидкости путем
разрушения или растворения порода забоя. Известны две раз-
новидности гидродинамического бурения:
а) струя полностью разрушает забой и формирует ствол сква-
жины. При этом для разрушения пород давление струи должно
быть от 20 до 200 МПа в зависимости от крепости породы.
Способность струи разрушать породу возрастает при эрозион-
ном гидромониторном бурении, когда в водяную струю вводят
абразивный материал (стальную дробь, кварцевый песок) в кон-
центрации от 5 до 15% по объему;
б) водяная струя частично разрушает и размягчает породу
забоя, ствол скважины формируется долотом, имеющим гидро-
мониторные насадки, увеличивающие скорость вылета струи.
Эта разновидность получила практическое применение при бес-
керновом бурении гидромониторными долотами в мягких и рых-
лых породах.
3. Термическое, огневое или огнеструйное бурение, при котором
разрушение горной породы происходит путем высокотемпера-
турного теплового воздействия на породу. Высокая температура
(около 2300° С) создается при сгорании струи керосина в струе
кислорода, вылетающих из сопел огнеструйной горелки, опу-
скаемой в скважину на трубах. Горелка охлаждается водой.
12
Свободному расширению нагретых участков породы забоя пре-
пятствует противодействие ненагретых ее участков. Поэтому
в породе возникают термические напряжения, вызывающие отслаи-
вание от массива чешуек породы, которые выносятся отработан-
ными газами и паром из зоны действия горелки вверх. Отсос
из скважины газов и пара осуществляется вентилятором. Огне-
вое бурение применяют для бурения взрывных скважин. Станки
для огневого бурения проходят скважины диаметром от 160 до
250 мм на глубину от 8 до 50 м. Производительность огневого
бурения в кварцитах около 30 м/смену вместо 3—3,5 м/смену
станками ударно-канатного бурения. При геологоразведочных
работах термическое бурение не применяют.
4. Термомеханическое бурение предусматривает ослабление
прочности пород путем местного нагрева с последующим разру-
шением их обычным инструментом вращательного бурения.
5. Электротермическое бурение применяется в условиях Антарк-
тиды для расплавления льда электронагревателями. Электротер-
мобур приспособлен для бурения скважины во льду глубиной
до 1000 м диаметром до 300 мм с получением выхода керна льда
до 100%. Мощность нагревателя до 8 кВт. Снаряд имеет насос
для откачки воды, образующейся при расплавлении льда.
6. Взрывное бурение разработано А. П. Островским. При взрыв-
ном бурении разрушение горной породы забоя осуществляется
под действием направленного взрыва. При ампульном взрывном
бурении ампулы из пластмассы, заполненные компонентами взрыв-
чатого вещества, через равные промежутки времени подаются
к забою по трубам в потоке нагнетаемой промывочной жидкости.
При ударе о забой срабатывает взрыватель и ампула взрывается.
Разрушенная в результате взрыва порода выносится струей про-
мывочной жидкости с забоя на поверхность. Взрывным бурением
пробурена скважина глубиной до 2800 м в осадочных породах
с подачей зарядов 300 шт/ч. Вследствие гидростатического дав-
ления, создаваемого столбом жидкости на забой скважины, эф-
фективность единичного взрыва уменьшается с глубиной. Взрыв-
ное бурение еще находится в стадии экспериментов и широкого
практического применения не получило.
7. Электрофизические способы бурения объединяют группу
методов, в основе которых лежит применение электрического тока
для прямого разрушения горных пород. Сюда относятся:
а)электрогидравлический эффект, откры-
тый Л. А. Юткиным, — явление, заключающееся в создании
импульсного высоковольтного разряда (искры) в воде; электри-
ческая искра имеет определенный объем; она возникает мгно-
венно и с большой силой раздвигает жидкость, вызывая гидрав-
лический удар, который разрушает породу;
б) электро импульсный метод, разработанный
проф. А. А. Воробьевым. При этом методе скважина заполняется
жидкостью (например, трансформаторным маслом), электрическое
13
Бур ени е скважин физическими способами
сопротивление которой превышает электрическое сопротивление
породы. К забою плотно прижимают два электрода и подают ток
высокого напряжения. Ток проходит через породу. Электрический
пробой сопровождается эффективным разрушением породы.
Были предложены и другие физические способы разрушения
горных пород для бурения скважин (ультразвуковой, плазмен-
ный, лазерный), но все эти способы не вышли из стадии экспери-
ментов. Классификация различных способов бурения скважин
приведена на рис. 2.
§ 7. БУРОВАЯ УСТАНОВКА И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦИКЛ
БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ
Буровой установкой называется комплекс, состоящий из буро-
вой вышки (или мачты), бурового и энергетического оборудования,
необходимых при бурении скважин. В зависимости от способа
бурения буровые установки подразделяются на вращательные,
ударные, вибрационные и др. В зависимости от транспортных
средств подразделяются на стационарные, передвижные, само-
ходные и переносные.
Производственный цикл есть совокупность рабочих процессов,
идущих в определенном порядке в соответствии с правильно
установленным технологическим процессом данного вида работ.
Производственный цикл бурения разведочной скважины со-
стоит из совокупности следующих рабочих процессов.
1. Транспортирование буровой установки на новую точку
бурения.
2. Монтаж буровой установки.
3. Собственно бурение (проходка ствола скважины) состоит
из следующих рабочих операций.
Рабочая операция представляет собой самостоятельную одно-
родную с технологической точки зрения часть рабочего процесса:
а) чистое бурение, т. е. непосредственное разрушение горной
породы породоразрушающим инструментом на забое скважины;
б) очистка забоя от разрушенной породы и транспортирование
ее от забоя до устья скважины. При бурении с промывкой или
продувкой, а также при бурении шнеками эта операция совме-
щается с основной операцией — чистым бурением;
в) спуско-подъемные операции, производимые для замены
износившегося породоразрушающего инструмента и для подъема
образцов пород (кернов).
4. Крепление скважины в породах неустойчивых, т. е. неспо-
собных удержать стенки скважины от обрушения (трещиноватые,
слабосвязанные, рыхлые, сыпучие породы и плывуны), произ-
водится двумя способами:
а) крепление спуском в скважину обсадных колонн, что тре-
бует остановки операции — чистого бурения;
15
б) крепление скважины промывочными жидкостями, закрепля- ханические осадки или обломочные породы, *™вавшиеюя°из „аг!
ющими стенки скважины, производимое одновременно с one- органогенные осадки); метаморфические...
nir^riTTOV ГТ ГЛ ГТ ПГШГТГШРМ
рацией бурения. При бурении в крепких устойчивых породах
крепление стенок скважины не требуется.
5. Испытания и исследования в скважине (измерение искрив-
ления, каротаж и др.).
6. Тампонирование скважин с целью разобщения и изоляции
водоносных пластов с разным химическим составом вод или
с целью изоляции водоносного пласта от нефтегазоносного.
7. Установки фильтра и водоподъемника в гидрогеологической
скважине и производство гидрогеологических исследований (замер
уровня жидкости в скважине, отбор проб воды для химанализа,
определение дебита скважины с помощью пробных откачек).
8. Предупреждение и ликвидация аварий в скважине.
9. Извлечение обсадных труб и ликвидация скважины (лик-
видационный тампонаж).
10. Разборка буровой установки и перенос ее на новую точку.
Перечисленные рабочие операции цикла бурения разведочной
скважины являются последовательными, т. е. могут выполняться
последовательно одной и той же бригадой рабочих.
При необходимости бурения нескольких скважин и при нали-
чии резервных буровых установок с целью ускорения разведоч-
ных работ некоторые рабочие операции могут быть параллель-
ными, т. е. выполняться двумя или несколькими бригадами
рабочих. Так, например, буровая бригада выполняет рабочие
процессы собственно бурения и крепления скважины; монтажные
бригады занимаются только транспортированием, монтажом,
демонтажом буровых установок, ликвидационным тампонажем
скважин; каротажная бригада занимается только каротажем и т. п.
Глава 2
ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД
§ 1. ПОНЯТИЕ О ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ
ГОРНЫХ ПОРОД и их влиянии
НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ
Горными породами называются природные минеральные обра-
зования, слагающие земную кору и состоящие из разнородных или
однородных породообразующих минералов, связанных между
собой силами молекулярного взаимодействия цементирующим
веществом или несвязанных.
По происхождению все горные породы делятся на: магматиче-
ские или изверженные (глубинные и излившиеся); осадочные (ме-
16
ханические осадки или обломочные породы, химические осадки,
О1 U11V1 -----f J
матических и осадочных пород на больших глубинах под действием
очень больших давлений и температур.
Разнообразные свойства горных пород зависят от происхож-
дения и от геологических процессов, происходящих после их
образования за длительный период времени их существования.
Физике-механические свойства горных пород объединяют физи-
ческие и механические свойства, влияющие на процесс их разру-
шения.
Физические свойства горных пород характеризуют их физи-
ческое состояние. Из большого разнообразия физических свойств
пород мы рассмотрим те, которые непосредственно или косвенно
влияют на процесс бурения. Сюда относятся: степень связности,
пористость, плотность, удельный вес, структура, текстура, зер-
нистость.
Механические свойства горных пород являются разновид-
ностью физических свойств. Они проявляются под действием
внешних механических сил и выражаются в способности горных
пород оказывать сопротивление деформированию и разрушению.
Сюда относятся: прочность, крепость, динамическая прочность,
твердость, упругость, хрупкость, пластичность, абразивность
и др.
Исследование и изучение физико-механических свойств горных
пород необходимы: 1) для выбора способа бурения и наиболее
производительных типов породоразрушающих инструментов;
2) для разработки рациональной технологии бурения и крепле-
ния стенок скважины; 3) для расширения геологической изу-
ченности района работ. Особое внимание уделяют исследованию
физико-механических свойств керна из опорных скважин, так
как результаты этого изучения используют при составлении
проекта бурения новых скважин в том же рейоне.
§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПО СТЕПЕНИ
СВЯЗНОСТИ
По степени связности горные породы разделяются на четыре
основные группы: скальные, связные, рыхлые (сыпучие) и плы-
вучие.
Скальные породы характеризуются различной, обычно высокой
твердостью, обусловленной наличием между минеральными ча-
стицами молекулярных сил сцепления, которые после разру-
шения породы не восстанавливаются ни при высоком давлении,
ни при увлажнении.
Скальные породы по содержанию кварца разделяются на
содержащие кварц и бескварцевые. Скальные породы, содержа-
1щие кварц, характеризуются большей твердостью и. абразив-
ностью. Поэтому они труднее бурятся. 4-1 '
17
~ , J Пппистость ослабляет прочность пород. Высокой пористостью
Скальные породы бывают монолитные (без трещин) и трещин»Удочные породы (пески 55%, известняки 0-45%).
ватые. Стенки скважин, пройденных в монолитных скальпы^адают осадо) f увеличеНием глубины их за-
породах, устойчивы и крепления не требуют, а проиденнк1ЮРИСТОС1Ь А
в сильнотрещиноватых породах, должны быть закреплены, легания.
Связные породы (глины, суглинки, мел, бокситы) состоят и
глинистых минералов или частиц обломочных пород, связанны;
преимущественно глинистыми минералами. Они отличаются еле
дующими признаками:
§ 4. ПЛОТНОСТЬ И ОБЪЕМНАЯ ПЛОТНОСТЬ
ПОРОД
а) во влажном состоянии дают большие остаточные дефор Плотностью однородного тела р называется отношение массы т
мации без нарушения связности; (т. е. количества вещества) тела к его объему У
б) в зависимости от степени влажности силы сцепления межд; m/v_ (2)
частицами этих пород по величине могут сильно изменяться*
в) после нарушения связности силы сцепления могут восст» Масса единицы объема горной породы в ее естественном со-
навливаться путем увлажнения и применения высокого давления,стоянии отличается от массы той же единицы объема, занимае-
г) некоторые связные породы (глинистые породы, мел) способнвмого твердым минеральным скелетом (т. е. твердой фазой) по-
набухать, т. е. увеличиваться в объеме при увлажнении, выпучи роды. Такое отличие обусловлено пористостью пород и возмож-
ваться из стенок скважины и оползать. ным заполнением этих пор жидкостью или газом. Поэтому сле-
Рыхлые (сыпучие) породы состоят из скопления не связанны; ДУет различать: плотность скелета породы рс и объемную плот-
между собой частиц различной формы и размеров (пески, гравий,110СТЬ породы роб.
галька, валуны и т. п.). Бурение в подобных породах произво Плотностью скелета породы рс или сокращенно плотностью
дится с одновременным закреплением стенок скважины, так ка породы называется отношение массы тс твердого минерального
стенки неустойчивы и склонны к обвалам и оползням’ скелета породы (т. е. твердой фазы) к объему Vc этого твердого
Плывучие породы, или плывуны, состоят из водонасыщенны! минерального скелета без пор
песчано-глинистых пород (мелкозернистого песка, супеси, реже | „ т /у (3)
суглинка). Отличительной особенностью плывунов является спа К
собность перемещаться (расплываться). Эти свойства плывуш Объемной плотностью породы роб называется отношение массы
возрастают при наличии в песке мельчайших глинистых частиц, т породы в ее естественном состоянии к объему V взятой породы
Плывучие породы, находясь под напором, создаваемым весот? с порами
вышележащих пород, способны подниматься по стволу скважины, т т (4)
Поэтому плывучие породы требуют закрепления стенок скважины. Ро6 V Ус + Упор ’
§ 3. ПОРИСТОСТЬ ПОРОД
Пористостью породы называется суммарный объем пустот
(пор, каверн, микротрещин), содержащейся в горной породе i
выраженный в долях единицы или в процентах от общего объем*
породы.
Коэффициентом пористости /г„ называется отношение объ-
ема пор Упор к объему твердого минерального скелета Vc в дан-
ном объеме V породы, состоящего из скелета и пор
/гп = Упор/Ус-
Пористость породы П (общая), выраженная в процентах от
общего объема V породы, равна
Упор-100%
Z™P . 100%
Упор-100% Ус /0
Ус + У пор > I Упор
+ Ус
nV
18 I 19
Плотность однородного тела р и плотность скелета породы рс
являются параметрами вещества. Единицей плотности в между-
народной системе единиц (СИ) является 1 кг/м3, в технической
системе единиц МКГСС— 1 г/см3.
§ 5. УДЕЛЬНЫЙ ВЕС И ОБЪЕМНЫЙ ВЕС
ПОРОД
Удельным весом тела у называется вес единицы объема тела,
т. е. отношение веса тела G (силы тяжести) к его объему V,
У G/V. (5)
В международной системе единиц (СИ) удельный вес выражают
в ньютонах на кубический метр (Н/м3). В технической системе
единиц МКГСС удельный вес выражают в кге/м3.
Удельным весом породы ус называется вес единицы объема
твердого минерального скелета породы.
П 'V » b- v
I
§ 6. СТРУКТУРА ГОРНЫХ ПОРОД
Объемным весом породы уоб называется вес единицы объем Сланцевая текстура, характерная для метаморфических пород,
породы в естественном состоянии с учетом находящихся в ней по] При первичной сланцеватости плоские поверхности минералов
совпадают с направлением основной слоистости пород. При вто-
Тоб ?с( — ), оичной сланцеватости, называемой кливажем (англ, clavage—
где П — пористость породы в долях единицы (см. формулу фаскол), вследствие бокового давления порода раскалывается на
Величину удельного веса и объемного веса тел (твердыхпластинки, не совпадающие с направлением первичной слан-
жидких) и пород применяют при рассмотрении силового воздеДеватости.
ствия. Так, например, объемный вес пород применяют при вычис Анизотропностью или неравносвойственностью горных пород
лении горного давления, удельный вес жидкости, заполняющеРазывается особенность текстуры, выражающаяся в зависимости
скважину, применяют при определении давления столба жидкостфизико-механических свойств пород от выбранного направления,
на забой и стенки скважины и т. п. по объясняется ориентированным расположением минералов и
слоистостью породы.
Анизотропия горных пород является следствием условий их
образования и проявляется в осадочных и метаморфических
„ породах.
Физико-механические свойства горных пород зависят от и Коэффициент анизотропии k свойств горных пород равен
структуры и текстуры. I
Структурой горных пород называется внутреннее строен» /гап -•хц/^±> (7)
породы, т. е. совокупность признаков, определяемых: 1) формойгде Хц — показатель свойств пород вдоль слоистости либо слан-
2) размерами зерен и 3) взаимным соотношением породообразугоцеватости; Х± — показатель тех же свойств перпендикулярно
щих минералов и вулканического стекла магматических породк слоистости либо сланцеватости. Так, максимальная твердость
либо цемента осадочных пород. Структура горных пород зависисланцевой горной породы наблюдается параллельно слоям, а ми-
от условий их образования. Главнейшими структурами являютсянимальная перпендикулярно к слоям.
1) полнокристаллическая или зернистая (гранит); 2) порфирова!
или неравномернозернистая (порфирит); 3) стекловатая; 4) об' § 8. ПРОЧНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
ломочная (песчаник). Прочностью называется свойство твердого тела сопротивляться
Зернистость является одним из признаков структуры поро,ра3руШеншо под действием внешней нагрузки - статической или
и определяется размером зерен. Для магматических пород харакдинамическ0^
терны следующие зернистые структуры: грубозерниста! Пределом прочности или разрушающим напряжением о гор-
с размером зерен более 10 мм; к р у п н о з е р н и с т а я от 1Н0^ ПОрОДЬ1 называется величина напряжения, при котором породз
до мм. с р е д п е з е р ни с тая от 5 до 2 мм; м е л к разрушается при данном виде деформации (сжатии, растяжении,
зернистая от 2 до 0,25 мм; микрозерни стая оИЗГнбе, сдвиге).
0,25 мм и меньше, причем зерна различимы лишь в лупу и по, Относительная прочность пород к различным видам дефор-
микроскопом. При одном и том же минеральном составе мелксмации различна (табл 1)
зернистые породы прочнее крупнозернистых.
Таблица 1
§ 7. ТЕКСТУРА ГОРНЫХ ПОРОД
Относительная прочность пород при деформации
Горные
породы сжатие одноосное растяжение изгиб СДВИГ, скалывание
1 0,02—0,04 0,08 0,09
1 0,02—0,05 0,06—0,2 0,1—0,12
1 0,04—0,10 0,08—0,1 0,15
Текстурой (лат. textura— ткань, сплетение), или с ложе
наем горных пород называется совокупность призна-
ков, определяемых пространственным расположением состаЛаниты
ных частей породы и их ориентировкой. Главнейшими текстурам1Песчаники
пород являются следующие. Известняки
Массивная текстура, характерная для магматических пород
когда минералы в породе расположены без всякого порядка.'
Слоистая текстура, характерная для осадочных пород, когдг Наибольшее сопротивление породы оказывают сжатию. Предел
вследствие изменения условий осадконакопления образуются прочности на скалывание у большинства пород составляет около
поверхности осаждения, оконтуривающие слои. 10% от предела прочности на сжатие. Поэтому желательно, чтобы
20 21
при бурении породоразрушающий инструмент производил в ос-
новном скалывание породы.
Предел прочности на сжатие пород зависит от их минерало-
петрографической характеристики, степени выветривания и из-
меняется от 1 до 50 000 Н/см2.
Прочность на одноосное сжатие определяют на гидравличе-
ском прессе.
В момент раздавливания образца регистрируют давление р1тх.
Сила Ртах, раздавливающая образец, равна
Ршах — /Лпах-К Н, (8)
где S — площадь поршня пресса, см2.
Предел прочности на сжатие осж испытуемого образца вы-
t числяют по формуле
Псж = Ртах/Р, Н/см2, (9)
где F — площадь поперечного сечения образца перед испыта
нием, см2.
Предел прочности на сжатие испытуемой породы осж опре-
деляют как среднее арифметическое из ряда испытаний:
_ аСЖ1 + Псж2 + • • • + Сеж п ,, л,
Сеж------------------------, (1")
гДе асж1> °сж2> •••> °сжп — пределы прочности на сжатие испы-
танных образцов; п — число испытанных образцов (н = 3 для
однородных пород и п = 6 для неоднородных пород).
§ 9. КРЕПОСТЬ И КОЭФФИЦИЕНТ КРЕПОСТИ
ГОРНОЙ ПОРОДЫ
Понятия о крепости пород и о коэффициенте крепости горной
породы предложены проф. М. М. Протодьяконовым (старшим)
в 1926 г. и получили широкое распространение в горном деле,1
Крепостью горной породы называется сопротивляемость ее
внешним усилиям, состоящим из комбинации элементарных!
сопротивлений сжатию, растяжению, сдвигу, причем характер
этой комбинации зависит от способа разрушения породы.
Отличие прочности от крепости состоит в том, что прочность
породы определяют при определенном виде деформации (одноос-|
ном сжатии, растяжении, сдвиге), а крепость породы характери-1
зует сопротивляемость породы разрушению под действием ком-
бинации нескольких видов деформации.
Коэффициентом крепости f горной породы называется вели-
чина, приближенно характеризующая относительную сопротив-
ляемость породы разрушению.
Так как горные породы наибольшее сопротивление оказывают
сжатию, то за коэффициент крепости f горной породы проф..
22
М. М. Протодьяконов принял одну сотую предела прочности
породы одноосному сжатию, т. е.
/=Осж/100, ('•)
где Осж — предел прочности на сжатие, Н/см2; 100 — предел
прочности одноосному сжатию породы, для которой f = l.
Следовательно, коэффициентом крепости f горной породы
называется безразмерная величина, указывающая, во сколько
раз данная порода крепче дру-
гой породы, крепость которой
принята за единицу. Глина
плотная имеет коэффициент
крепости f — 1. Поэтому вели-
чина коэффициента крепости f
горной породы показывает, во
сколько раз данная порода
крепче плотной глины.
Коэффициент крепости f гор-
ной породы используется для
сравнительной оценки крепости
горных пород, сопротивля-
емости разрушению и для ха-
рактеристики их устойчивости.
§ 10. ДИНАМИЧЕСКАЯ
ПРОЧНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Динамической прочностью F^
характеризуются такие горные
породы, которые при ударе спо-
собны дробиться на куски.
Определение динамической
прочности горной породы про-
изводят методом толчения по-
роды с помощью прибора ПОК *
(рис. 3). Этот метод был
а
Рис. 3. Прибор ПОД для определе-
ния динамической прочности горных
пород:
а—трубчатая ступа: 1 — загрузочный
стакан; 2 — направляющая труба; 3 —
шплинт удерживающий; 4 — гиря; 5 —
упор; 6 — шнур; 7 — рукоятка; б — объе-
момер: 1 — стакан; 2 — поршень со шка-
лой; 3 — Ahoj
разработан К. И. Сысковым,
проф. М. М. Протодьяконовым (младшим), Н. И. Любимо-
вым и состоит в следующем.
Образец горной породы раздробляют молотком на куски круп-
ностью 1,5—2,0 см в поперечнике. Из кусков набирают пять
проб объемом 15—20 см3 каждая. Каждую пробу в отдельности
высыпают в трубчатую ступу (рис. 3, а) и толкут путем сбрасы-
вания гири массой 2,4 кг с высоты 0,6 м десять раз. Все пять
проб толченой породы ссыпают в металлическое бито с отвер-
стиями 0,5 мм и совместно просеивают. Частицы породы от всех
пяти проб, прошедшие через сито (крупностью менее 0,5 мм),
* ПОК — П — прибор, О — определение, К — крепость.
23
высыпают в стакан 1. объемомера (рис. 3, б). Частицы уплот-
няют слегка, постукивая стакан по столу. Затем в стакан объемо-
мера вставляют до упора поршень 2. По имеющейся на поршне
шкале (от 0 вверху до 160 мм внизу) делают отсчет высоты стол-
бика частиц породы в стакане. Величину динамической проч-
ности Fn породы вычисляют по эмпирической формуле
Гд = 26пЦ, (12)
где 20 — эмпирический коэффициент пропорциональности; п -
число ударов гири по кускам породы в ступе (и = 10); I — высота
столбика частиц породы в объемомере, мм.
Таким образом, динамическая прочность Fa горной породы
есть безразмерная величина, обратно пропорциональная высоте
столбика просеянной породы в объемомере. По величине динами-
ческой прочности породы делят на шесть групп (табл. 2).
Таблица 2
Показатели Номер группы породы
I II III IV V VI
Динамическая прочность Дд 8 и ме- нее 8—16 16—24 24—32 32—40 40 и более
Степень динами- ческой прочно- сти пород Малая проч- ность Умерен- ная прочность Средняя проч- ность Прочные Очень прочные Весьма прочные
§ 11. ОБЪЕМНО-НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОРОДЫ
ПРИ ВДАВЛИВАНИИ ПУАНСОНА
Механические свойства горных пород (твердость, упругость)
пластичность) определяют методом вдавливания пуансона, разра-
ботанного проф. Л. А. Шрейнером и утвержденного
ГОСТом 12288—66.
Пуансоном, или штампом, называется цилиндрический стер-
жень с круглым плоским опорным основанием, изготовленный
из высокопрочного материала (стали, твердого сплава), который
под нагрузкой вдавливают в поверхность испытуемой породы
с целью определения ее механических свойств. Применяют пуан-
соны с площадью S опорного основания от 2 до 5 ммг и выше.
Характерная особенность метода вдавливания пуансона со!
стоит в том, что порода под пуансоном находится в условиях
объемно-напряженного состояния всестороннего сжатия, возни-
кающего естественным путем вследствие противодействия окру
жающей массы породы.
24
Следствиями объемно-напряженного состояния породы при
вдавливании пуансона являются следующие:
1) увеличение прочности породы под пуансоном;
2) большинство горных пород, хрупкие при одноосном сжатии,
при вдавливании пуансона проявляют упругие свойства;
3) многие горные породы в объемно-напряженном состоянии
приобретают пластические свойства.
Образцы для испытаний методом вдавливания пуансона изго-
товляют из кернов горных пород. Удобно пользоваться образцами
диаметром от 30 до 90 мм и высотой от 30 до 50 мм. Образцы должны
иметь две взаимно параллельные шлифованные поверхности.
§ 12. ТВЕРДОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Твердостью горной породы называется сопротивление породы
в поверхностном слое вдавливанию в нее другого, более твердого
тела (индентора). Поэтому твердость — местная прочность на
вдавливание.
Твердость горной породы — это агрегатная (смешанная, сред-
няя) твердость, зависящая от твердости и состава минеральных
зерен, твердости и количества цементирующего вещества, пори-
стости породы, направления действия вдавливающей силы по
отношению к слоям породы, степени влажности, температуры,
горного давления, обусловленного весом вышележащих толщ
пород.
Твердость горных пород — главный вид прочности, который
при вращательном бурении преодолевает породоразрушающий
инструмент при внедрении его в породу. Вслед за внедрением или
одновременно с ним происходит скалывание породы. Внедрить
инструмент в породу труднее; сколоть породу после внедрения
легче. Поэтому твердость при бурении и является главным видом
прочности.
Твердость определяют методом вдавливания пуансона (рис. 4).
Образец 8 испытуемой породы нижней обработанной плоско-
стью устанавливают на стол 9 поршня гидравлического пресса,
который может развивать нагрузку до 40 кН. На верхнюю обра-
ботанную плоскость образца устанавливают пуансон 7. С помощью
насоса жидкое масло (при закрытых кранах 15 и 16) нагнетают
в гидравлический компенсатор 14 до давления, измеряемого
манометром 13 и превышающего необходимое для разрушения
породы под пуансоном. Затем, постепенно открывая регулиро-
вочный кран 15, жидкость иЗ компенсатора 14 под давлением
направляют в цилиндр 11 гидравлического пресса. При этом
стол 9 гидравлического пресса с образцом 8 и пуансоном 7 под-
нимается вверх до соприкосновения с упором 6, закрепленным
на траверсе 3. Вслед за этим начинается вдавливание пуансона 7
в образец 8, завершающееся хрупким разрушением породы под
пуансоном. Этот момент выявляют по резкому снижению давления
25
(по манометру /), происходящему вследствие быстрого внедрен™ Нагрузка РШШ1, развиваемая гидравлическим прессом в мо-
пуансоиа в породу при ее хрупком разрушении, и записывагамент полного хрупкого разрушения породы под пуансоном,
наибольшее давление по этому манометру. С целью повышеншравна
точности измерений к гидравлическому прессу подключены об
разцовые манометры 1 со шкалой, разделенной на 300 делений Вшах = Po«max> Н, (14)
с предельным давлением Q = 100; 250; 400; 600 Н/см2 = 1; 2,5
4; 6 МПа.
Пусть для измерения включен образцовый манометр с пре
дельным давлением Q = 600 Н/см2 со шкалой, разделенной к
300 делений.
Кран
От насоса
шкалы
Б
-7
8
9
10
11
12
1 Цена одного деления
иицах давления, равна
$ Кран
q° 300 300 2,0 Н/см2,
(15)
где /г,1тах — число делений, отсчитанное по шкале манометра
,в момент хрупкого разрушения породы под пуансоном.
Твердостью горной породы рш по методу вдавливания пуан-
сона (штампа) называется предел прочности породы на вдавли-
вание, равный
Рис. 4. Схема уста
новки для определен» Ап = Pmax/S, Н/мм ,
механических свойсг
горных пород вдавли где Ртах — нагрузка в момент разрушения породы под пуансо-
ванием пуансона: ном, Н, S — площадь опорного основания пуансона, мм2.
разцовы^ 2а-мстрело? Твердость породы рт, характеризуемая величиной предела
ный индикатор; з — тра прочности на вдавливание, выше величины предела прочности
npecL;/-Дколоик“5№ породы одноосному сжатию осж. Так, например, гранит с коэф-
упог И7И-Дпуансон- 8 - Фвдиентом крепости по М. М. Протодъяконову f = 18 имеет
образец породы; sсто? предел прочности на сжатие осж = 18 000 Н/см2 и твердость
поршня гидравлической еллп т_т / 2
пресса; 10 — манжета — OUUU il/MM .
честогоИпресДса™д-стер Увеличение предела прочности породы при вдавливании объяс-
жепь направляющий НЯвТСЯ Тем, ЧТО ПОрОДВ ПОД ПуЭНСОНОМ НЭХОДИТСЯ В УСЛОВИЯХ
13 — манометр техннче
екий; 14 — компенсато объемно-напряженного состояния всестороннего сжатия,
давления; 15 — регул!
ровочный кран; 16—спМ
скноп крап; 1-7 — занм
ный кран
§ 13. ДЕФОРМАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
в
Цена одного деления шкалы
ницах силы, равна
манометра, выраженная
манометра, выраженная
в
ро = qoF = 2,0 Н/см2-26,4 см2 = 52,8 Н,
Деформационными свойствами горных пород называются свой-
ства пород различными способами изменять свою форму под
еД|1 действием нагрузки. Главными деформационными свойствами
пород являются упругость и пластичность.
Упругость и пластичность горных пород могут быть изучены
методом вдавливания пуансона в обработанную поверхность
образца на гидравлическом прессе, который применяют для изме-
ед! рения твердости. Установка дополняется тем, что на упоре 6
(см. рис. 4) с помощью оправы 5 закрепляют стрелочный инди-
катор 2 для снятия диаграммы деформации породы при вдавли-
вании пуансона.
г л 2 . е / Л При соприкосновении пуансона 7 (см. рис. 4) с упором 6
где F = 26,4 см2 - площадь нижнего торца поршня 9 (см. рис. 4, нак01'ечиик ^^^0 стержня индикатора 2 должен опи-
гидравлического пресса. раться на поверхность керна 8. В начале опыта перед вдавливанием
Нагрузка, т. е. сила сжатия Р, развиваемая гидравлическим 5 Z г 1
1 у ’ 1 1 пуансона в образец породы стрелку индикатора ставят на нуль
рессом, равна шкалы путем поворота подвижного циферблата. Включают насос.
P = pon, Н, (13 Под давлением жидкости стол 9 (см. рис. 4) с образцом 8 подни-
мается вверх, пуансон 7, опирающийся на упор 6, вдавливается
где рс —- цена одного деления шкалы манометра, Н; п числ. в образец мерительный стержень 2 перемещает стрелку инди-
делений, отсчитанное по шкале образцового манометра 1 (а. катера. Нагрузку на штамп, определенную по формуле (13),
Рис- 4). увеличивают до момента хрупкого разрушения породы под штам-
27
26
пом и для .определенных значений нагрузки записывают дефор, по мере увеличения нагрузки на пуансон мгновенным разруше-
мацию б в долях миллиметра или в микрометрах, измеренную нием породы под пуансоном, по внешнему виду напоминающим
стрелочным индикатором. По результатам опыта строят график хрупкое разрушение. После внедрения пуансона в образец на
деформации (рис. 5). величину наибольшей деформации 6 (см. рис. 5, б и 6, б), соот-
Рйс. 5. График деформации при вдавливании пуансона:
а — для упруго-хрупких пород (кварцит); б — для упруго-пластичных
(мрамор); в — для высокопластичных пород (каменная соль); Р — нагрузка иа пуансон;
Рй — нагрузка» соответствующая переходу упругих деформаций в пластические;
^тах ~ нагрузка, соответствующая хрупкому разрушению породы под пуансоном;
б — упругая деформация^ образовавшаяся под действием силы Р в образце, породы пол
пуансоном; — приращение деформации;г 6 —Гупругая деформация; _.— пласти-
у Ы 11 J1
ческая деформация; оп_ уп — полная упругая деформация с учетом накопления допол-
нительной упругой энергии в пластической зоне; 60g = буп +бпл — общая деформация;
а — деформационный угол
>01
поре
В настоящее время созданы приборы УМГП-3 и УМГП-4,
которые во время испытания автоматически вычерчивают
бумажной ленте кривую зависимости деформации f породы
нагрузки (см. рис. 5).
на
01
§ 14. КЛАССЫ ГОРНЫХ ПОРОД ПО ИХ ДЕФОРМАЦИОННЫМ
СВОЙСТВАМ ПРИ ВДАВЛИВАНИИ
Горные породы (за исключением рыхлых и плывучих) в зави-
симости от их деформационных свойств и особенностей разрушенш
при вдавливании пуансона разделяются на три класса.
Упруго-хрупкие породы (гранит, кварцит, джеспилит), в кото-
рых при вдавливании пуансона происходят только упругие де
формации, завершающиеся хрупким разрушением породы по
пуансоном. После внедрения пуансона в образец на величин!
наибольшей упругой деформации (рис. 5, а и 6, а), соответстви
ющей максимальной нагрузке Ртах, происходит хрупкое разру
шение породы на глубину h, характеризующееся мгновении!
внедрением пуансона в испытуемый образец. При этом луни
разрушения значительно больше зоны контакта и отпошениг.
h : б >5.
Упруго-пластичные породы (мрамор, известняк, песчаник),, Е а а 2
в которых при вдавливании пуансона происходят вначале упру- ~ в ~ А1_’ ^см ’
гие деформации, а затем пластические деформации, завершающие^ ~Т
28 29
(16)
Лунки разрушения
Рис. 6. Зоны контакта и лунки
разрушения при вдавливании пуан-
сона:
а — для упруго-хрупких пород; 6 —
для упруго-пластичных пород; в—--для
высокопластичиых и сильнопористых
пород; б — наибольшая деформация
породы; h — глубина луики разрушения
разрушения также
контакта, а отно-
= 2,5 — 5, т. е.
для пород первого
зоны
h : 6
чем
величину наибольшей деформации 6 (см. рис. 5, б и 6, б), соот-
ветствующей максимальной нагрузке Ртвх, происходит разру-
шение породы на глубину h. При
этом лунка
больше
шение
меньше,
класса.
Высокопластичные (глина, ка-
менная соль) и сильнопористые
породы (пемза, пористый извест-
няк) отличаются от двух преды-
дущих классов тем, что при
вдавливании пуансона конусная
лунка разрушения вокруг пуан-
сона не образуется и хрупкого
разрушения породы под пуансо-
ном не происходит. Поэтому
для пород третьего класса опре-
делить твердость по форму-
ле (15) нельзя. Глубина h вда-
вливания пуансона равна глуби-
не б деформации (см. рис. 5, в и 6, в) вначале упругой, затем
деформации закрытия пор и пластической. Поэтому h : б = 1.
§ 15. УПРУГОСТЬ, ЖЕСТКОСТЬ И ХРУПКОСТЬ
ГОРНЫХ ПОРОД
Упругостью горных пород называется свойство горных пород
изменять свою форму и объем под действием внешних сил (нагру-
зок) и полностью восстанавливать первоначальную форму и объем
после устранения нагрузки. В твердом теле это свойство прояв-
ляется в виде упругих деформаций, величина которых не зависит
от продолжительности нагружения и которые исчезают после
снятия нагрузки и потому называются обратимыми деформа-
циями.
Упругие свойства твердых тел принято характеризовать моду-
лем продольной упругости и коэффициентом Пуассона.
Модулем продольной упругости Е, или модулем Юнга, назы-
вается отношение нормального напряжения о к соответствующей
относительной продольной деформации в при одноосном растя-
жении или сжатии
где о — нормальное напряжение при растяжении или сжатии,
Н/см2; е — относительная продольная деформация, т. е. отно-
сительное удлинение или укорочение (безразмерная величина);
/ — первоначальная длина твердого тела в виде призматического
бруса, имеющего постоянную площадь поперечного сечения;
Л/ — абсолютное удлинение при растяжении или абсолютное
укорочение при сжатии.
Модуль продольной упругости Е, или модуль Юнга, характе-
ризует сопротивляемость материала твердого тела упругой де-
формации при растяжении или сжатии. Чем больше величине;
модуля Е, тем меньше растягивается или сжимается твердое
тело при прочих равных условиях (длине, площади поперечной
сечения, силе, растягивающей или сжимающей тело). Для стали f
изменяется от 2 • 107 до 2,2-10’ Н/см2, для дерева Е = 10е Н/смв,
для горных пород Е изменяется от 105 до 10’ Н/см2.
Коэффициентом поперечной деформации или коэффициенты
Пуассона р называется отношение относительной поперечно!
деформации Bj к относительной продольной деформации е npi
растяжении или сжатии.
При растяжении коэффициент Пуассона представляет отно-
шение
Ej поперечное относительное сжатие ..,
I1 е продольное относительное удлинение ’
а при сжатии
Ci поперечное относительное растяжение
е продольное относительное сжатие
Коэффициент Пуассона р для различных твердых тел изм
няется от 0 до 0,5. Для стали р от 0,25 до 0,33, для каучука р =
= 0,47; для горных пород р от 0,10 до 0,45 (табл. 3).
Таблица 3
Горные породы Коэффициент Пуассона ц Горные породы КоэффициеШ Пуассона |1
Сланцы глинистые Глины плотные Граниты 0,10-0,20 0,25-0,35 0,26—0,29 Известняки Песчаники Каменная соль 0,28-0,33 0,30—0,35 0,44
Коэффициент Пуассона применяется для вычисления величин
горизонтального сжимающего горного давления.
Метод определения механических свойств горных пород вдав-
ливанием пуансона по ГОСТ 12288—66 дает возможность иссле.
довать упругость и пластичность горных пород и характеризовал
их новыми величинами.
30
При вдавливании пуансона в упруго-хрупкую породу первого
класса в породе под пуансоном развиваются упругие деформации.
Их рост с увеличением нагрузки выражается прямолинейным
графиком деформации О А (см. рис. 5, а). Это свойство упругости
горных пород выражается законом Гука: величина деформации
твердого тела прямо пропорциональна нагрузке и проявляется
прямолинейностью графика деформации. В точке А происходит
хрупкое разрушение породы под пуан-
соном.
Деформационным углом а (см.
рис. 5, а) называется угол AOF между
прямолинейным графиком ОА упру-
гой деформации и горизонтальной
осью диаграммы деформации Об.
На рис. 7 изображены два гра-
фика упругой деформации ОА' и ОА"
двух образцов пород равной твердости,
но с разными деформационными угла-
ми аг и и2. Следовательно, два об-
разца пород при равной твердости
могут иметь различные упругие свой-
ства, определяемые жесткостью по-
роды.
Жесткостью горной породы G назы-
вается отношение нагрузки Р, дей-
ствующей на пуансон при его вда-
вливании, к деформации 6 породы,
нагрузкой (см. рис. 5, а):
Рис. 7. График деформа-
ции О А' и ОА" при вдавли-
вании пуансона в два образ-
ца упруго-хрупких пород
равной твердости, но имею-
щих разную жесткость; ОЦ и
а2 — деформационные углы;
еуп и 6уп ~ упругая дефор-
мация
которая вызвана этой
Р Р _ Рщах -AF /1о\
° “ б буп ~ OF = tg < 8)
где а — деформационный угол.
Работа упругой деформации Луп при вдавливании пуансона
в породу на диаграмме деформации (см. рис. 5, а) измеряется пло-
щадью прямоугольного треугольника OAF, образованного отрез-
ком О А графика упругих деформаций, отрезком горизонтальной
оси OF и перпендикуляром AF на эту ось.
Работа упругой деформации Лу„ затрачивается в основном на
деформацию сжатия породы и частично на деформацию сжатия
пуансона. Поэтому на деформацию сжатия самой породы затра-
чивается работа 64уп — Лш), где Лш — работа, затрачиваемая
па упругую деформацию сжатия пуансона
=-i-Р А/, Н-мм, (19)
где А/ — наибольшая нагрузка, действующая на пуансон, Н;
А/ — абсолютное укорочение пуансона, определяемое по за-
кону Гука, мм.
31
Хрупкостью горной породы называется свойство пород раз-
рушаться без заметной пластической деформации под воздей-’
ствием внешних сил.
Коэффициентом хрупкости Кхр называется отношение ра-
боты Луп упругой деформации породы к общей работе Лоб, затра-
чиваемой на деформацию и разрушение пород под пуансоном,
к _ Ауп _ ЛОЛ7- — Лш
Лхр“ Лоб ' ОЛВС-ЛШ’ (Д|)
где Луп— работа упругих деформаций породы, измеряемая пло-
щадью треугольника OAF (см. рис. 5, б), за вычетом работы Лш|
упругой деформации пуансона Н-мм; Лоб — общая работа,,
затрачиваемая на деформацию и разрушение пород, измеряемая
площадью О А ВС, за вычетом работы Лш упругой деформации
пуансона, определяемой по формуле (19), Н-мм.
Для упруго-хрупких пород Кхр = 1, для упруго-пластичных
пород Кхр < I, для идеально пластичных Кхр = 0.
§ 16. ПЛАСТИЧНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Пластичностью горных пород называется свойство горных
пород необратимо деформироваться от воздействия внешних сил.
Это свойство проявляется в виде пластических деформаций,
которые не исчезают после снятия нагрузки и поэтому называются
остаточными деформациями.
Для упруго-пластичных пород при вдавливании пуансона
типовой график деформации состоит из участка упругих дефор-1
маций ОА (см. рис. 5, б) и участка АВ пластических деформаций.
Точка В соответствует значению нагрузки Ртях, при которой
происходит хрупкое разрушение породы под пуансоном. Изме-
рив на диаграмме величину нагрузки Ртях, по формуле (15)
можно определить твердость породы.
Пластические свойства горных пород характеризуются сле-
дующими величинами: условным пределом текучести и коэффи-
циентом пластичности.
Условным пределом текучести р(1 горной породы называется
напряжение материала пород при вдавливании пуансона, при
котором упругие деформации переходят в пластические. На-
грузка Ро (см. рис. 5, б), соответствующая условному пределу
текучести, находится по диаграмме деформаций как точка пере-
хода от прямолинейного участка ОА упругих ле'Ьопмаций к кри-
волинейному участку АВ пластических деформаций. Для горных
пород второго и третьего классов условный предел текучести
горной породы вычисляют по формуле
Ро = P„/S, Н/мм2, (21)
где Ро — нагрузка, соответствующая условному пределу теку-
чести горной породы, Н; S — площадь опорного основания пуан-
32
сойа, мм2. Для упруго-хрупких пород первого класса пластиче-
ские деформации не наблюдаются и условный предел текучести
отсутствует.
Коэффициентом пластичности К горных пород, по Л. А. Шрей-
иеру, называется отношение общей работы, затрачиваемой на
деформацию и разрушение пород под пуансоном, к полной ра-
боте Ап. р.у.д упругих деформаций породы. Коэффициент пла-
стичности К равен
ь- ____^об _ О АВС Аш
“ Ап. р. у. д ~ AODE - Лш ’
где Лоб — общая работа, затрачиваемая на деформацию и раз-
рушение породы, измеряемая площадью ОАВС (см. рис. 5, б),
за вычетом работы Аш упругой деформации пуансона, Н-мм;
Ап. р. у. д — полная работа упругих деформаций породы, изме-
ряемая площадью треугольника ODE, за вычетом работы Аш
упругой деформации пуансона, определяемой по формуле (19),
Н-мм.
Прямоугольный треугольник ODE (см. рис. 5, б) образуется
от продолжения отрезка ОА упругих деформаций до пересечения
в точке D с уровнем нагрузки Рт1Ж, затрачиваемой на хрупкое
разрушение породы под пуансоном. Повышение нагрузки Ро
в начале пластических деформаций до нагрузки Р111ах, соответ-
ствующей хрупкому разрушению породы под пуансоном, свиде-
тельствует о том, что в пластической области происходит накоп-
ление дополнительной упругой энергии. Этим обстоятельством и
обусловлен выбор величины площади в знаменателе формулы (22).
Для упруго-хрупких пород первого класса полная работа
упругих деформаций Ап>р.у.д — /1уп = Ао6 и коэффициент пла-
стичности К = 1. Для упруго-пластичных пород второго класса К
изменяется от 1 до 6 и более. Для пород третьего класса хрупкого
разрушения породы под пуансоном не происходит, и поэтому
диаграмма деформации (см. рис. 5, в) не имеет четко выражен-
ного окончания. В связи с неограниченным ростом величины
! площади в числителе формулы (22) для пород третьего класса
коэффициент пластичности К условно принят равным беско-
нечности.
§ 17. УДЕЛЬНАЯ ОБЪЕМНАЯ И УДЕЛЬНАЯ
КОНТАКТНАЯ РАБОТА РАЗРУШЕНИЯ
Удельная объемная работа разрушения Аа равна
~ 1000-V ’ м/см8» (23)
где Аоб — общая работа, затраченная на деформацию и разруше-
ние породы, определяется площадью диаграммы деформации за
вычетом работы Аш упругой деформации пуансона, Н-мм; 1000 —
2 Б. И. Воздвиженский и др. 33
количество миллиметров в 1 м; V — объем лунки разрушения частиц породы, отделенных от забоя, от количества этих частиц
(см. рис. 6), см3: в призабойной зоне, т. е. от скорости бурения и интенсивности
У _п, (24' ПРОМЫВКИ или продувки забоя. Особую важность вторичный
— wp’ износ имеет при алмазном бурении, так как шлам изнашивает
где Q — масса парафина, залитого в расплавленном состоянии
в лунку, г; р — плотность парафина, г/см8.
Удельная контактная работа разрушения 4S равна
^"Tofe- 1
где S — площадь опорного основания пуансона, см2.
Средние значения механических свойств некоторых горньи
пород приведены в табл. 4.
Таблица 4
Горные породы Твер- дость Н/мм2 Предел текуче- сти До» Н/мм2 Модуль Юнга £*, Н/мм2 Коэффн - циент пластич- ности К Удель- ная кон- тактная» работа Н-м/см1
Аргиллиты и глинистые 480 280 0,7-10° 2,3 7,0
сланцы
Мрамор 1120 680 3,5-10° 2,6 13,0
Гранит 3350 2600 4,5-10° 1,6 20,0
Сиенит 5700 4800 8,8-10° 2,2 146,0
Роговик 8000 5800 10-10° 2,5 85,0
§ 18. АБРАЗИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Абразивностью (от лат. слова abrasio — соскабливание) пазы
вается способность горных пород изнашивать поверхность кои
такта другого, более твердого тела (резца, зубка, лезвия и т. nJ
в процессе трения при движении. При бурении телом, движущими
по породе, является породоразрушающий инструмент, нагри
женный осевой силой и контактирующий с породой забоя резцал^
коронок, лезвиями- лопастных долот, зубьями шарошечных доля
Абразивность пород изнашивает инструмент, снижает скорой;
бурения, сокращает время его работы на забое. Различают ДК|
вида абразивного износа: первичный и вторичный.
Первичный износ осуществляется разрушаемой породой. Онзг
висит от абразивных свойств разбуриваемой породы, от износа
стойкости рабочих элементов породоразрушающего инструмента
от параметров режима бурения.
Вторичный износ осуществляется частицами разрушенЯ
породы (шламом). Он зависит от твердости и абразивных свойсп
34
матрицу алмазных коронок, в которой закреплены алмазы.
Факторы, повышающие абразивную способность горных'1'пород,
следующие:
1. Твердость зерен породы увеличивает абразивность пород.
Породы, содержащие зерна кварца, являются весьма абразив-
ными.
2. Умеренная прочность связи между зернами породы: наиболь-
шее абразивное воздействие на инструмент порода оказывает
тогда, когда затупившиеся зерна отрываются, вскрывая острые
зерна.
3. Форма зерен. Остроугольные зерна более абразивны, окатан-
ные — менее абразивны.
4. Размер зерен. Крупные зерна породы оставляют на инстру-
менте более глубокие царапины.
5. Пористость пород увеличивает шероховатость поверхности
и концентрацию напряжений на площадках контакта породы
(там, где нет пор) с инструментом.
6. Степень неоднородности пород. Мономииеральиые породы
менее абразивны. Полиминер ал ьные породы (граниты) при равной
твердости более абразивны, так как в них менее твердые минералы
(слюды, полевые шпаты), разрушаясь, образуют шероховатую
поверхность трения, обнажают зерна кварца и концентрируют
напряжения на малых площадках кварцевых зерен с инструментом.
7. Влажность и водонасыщенность пород снижают их твердость
и абразивность.
§ 19. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБРАЗИВНОСТИ’ПОРОД
ПО МАССОВОМУ ИЗНОСУ ЭТАЛОННОГО СТЕРЖНЯ
Этот способ предложен Л. И. Бароном и А. В. Кузнецовым
и соответствует условиям первичного абразивного износа ин-
струмента. Эталонные стержни изготовляют из стали-серебрянки
круглой со шлифованной поверхностью (ГОСТ 14955—77) диа-
метром 8 мм. Длина эталонного стержня 70 мм. Торцевые поверх-
ности стержней обтачивают перпендикулярно к оси, причем
в одном из торцов сверлят отверстие диаметром 4 мм, глубиной
12 мм. Отверстие делают для обеспечения износа стержня по
периферии; перед началом опыта каждый эталонный стержень
взвешивают. Для проведения испытания эталонный стержень
зажимают в патроне сверлильного станка и опирают на образец
испытуемой породы. Вращают стержень с частотой 400 об/ми н
под нагрузкой 150 Н (15 кгс) в течение 10 мин. Затем стержень
переворачивают и операцию повторяют. После испытания стер-
2* 35
жень вторично взвешивают. Показатель абразивности а горной
породы определяют но формуле
i—n
s ft
1=1
а = —, мг,
2п
(26)
где qt — потеря в массе стержня за каждый парный опыт, мг;
п — число парных опытов (п — 3 — для однородных, п = 6 — I
для неоднородных пород). Термин «парный опыт» указывает, что
испытания производились с двумя концами стержня.
I Показатель абразивности изменяется от 5 мг для малоабразив-
ных пород (известняки, мраморы, каменная соль, глинистые
сланцы и др.) до 90 мг и более (корундсодержащие породы).
§ 20. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБРАЗИВНОСТИ ШЛАМА ПОРОД
ПО СПОСОБУ ИЗНОСА СВИНЦОВЫХ ШАРИКОВ
Этот способ разработан Н- И. Любимовым и соответствует!
условиям вторичного износа инструмента. Сущность этого способа
состоит в установлении потери массы свинцовой дроби в резуль-
Рис. 8. Схема прибора I
ПОАП-2 для определения аб-
разивности шлама горных
пород по способу износа свин-
цовых шариков (способ
Н. II. Любимова):
1 — электродвигатель; 2-
муфта; 3 — рабочий орган; j
4 — скоба; 5 — направляющая;'
6 — маховик; 7 — вал; 8 — шаь 1
тун; 9 — плита (основание пря-1
бора)
тате ее истирания раздробленной и просеянной породой (размер
фракции не более 0,5 мм), полученной толчением при определе-
нии ее динамической прочности.
Прибор для определения абразивности пород ПОАП-2 (рис. 8)
состоит из электродвигателя 1, муфты 2, вала 7 с шатунами 8,
и рабочих органов 3 (левого и правого) в виде горизонтальных!
стаканов с крышками. В каждом стакане размещены три про-
бирки из органического стекла. Свинцовую дробь (размер №5)
диаметром 3 мм в количестве 19 дробинок (общей массой около 3 г)
взвешивают на аптекарских весах (с точностью до 10 мг) и запл-
36
сывают результат. В каждую пробирку помещают от 3 до 4 дро-
бинок и просеянную породу в количестве 1 см3. После установки
пробирок в рабочие органы их закрывают крышками и включают
электродвигатель на 20 мин. От электродвигателя через муфту
и вал с шатунами возвратно-поступательное движение передается
рабочим органам, пробиркам и в них свинцовой дроби и ис-
пытуемой породе. Число двойных ходов (вперед, назад) рабо-
чих органов равно 1400 в 1 мин при длине хода 16 мм.
По истечении 20 мин мотор выключают, извлекают дробь из
пробирок, промывают в воде и взвешивают для определения
потери массы.
Коэффициент абразивности шлама Кабр (безразмерная ве-
личина)
Яабр = Q/100, (27)
где Q — потеря массы дроби от абразивного воздействия шлама
испытуемой горной породы, мг; 100 — потеря массы дроби от
абразивного воздействия шлама некоторой среднеабразивной
породы, принятая для сравнения за постоянную величи-
ну, мг.
Величина коэффициента абразивности шлама Кабр, опреде-
ленная по формуле (27) для горных пород, изменяется в пределах
О 3,0. Н. И. Любимов составил таблицу абразивности шлама
горных пород, состоящую из шести групп по возрастающей сте-
пени абразивности с интервалом изменения коэффициентов абра-
зивности 0,5. В первые две группы вошли бескварцевые породы
с Кабр от 0 до 1 (мрамор, известняк, доломит). Породы третьей и
четвертой групп с Кабр от 1 до 2 представлены породами с уме-
ренным содержанием кварца (диабаз, сиенит). Пятую и шестую
группы с Кябр от 2 до 3 составляют породы с большим содержа-
нием кварца (кварц жильный, гранит, кварцит).
§ 21. БУРИМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Буримостью называется сопротивляемость горной породы
проникновению в нее породоразрушающего инструмента.
Буримость горных пород является комплексной величиной,
зависящей, во-первых, от механических и абразивных свойств
горных пород в забойных условиях, во-вторых, от применяемой
техники и технологии бурения, а именно: от способа бурения,
от типа и диаметра породоразрушающего инструмента. Бури-
мость определяют при оптимальном режиме бурения.
Буримость измеряют двумя способами.
По первому способу буримость горной породы измеряют сред-
ней механической скоростью ц,,ех чистого бурения породоразру-
87
щающим инструментом данного типоразмера при оптимальном
режиме бурения
имех = L/T, м/ч или см/мин, (28).
где L — интервал глубины ствола скважины; Т — время бурения
в толще испытуемой породы.
По второму способу буримость горной породы измеряют за-
тратой времени t в минутах на чистое бурение 1 м^ствола сква-
жины породоразрушающим инструментом данного типоразмера
при оптимальном режиме бурения.
Для вращательного колонкового бурения горные породы раз-,
делены на двенадцать категорий по возрастающей трудности
бурения. Критерием отнесения породы к той или иной категории
буримости является механическая скорость бурения породо-
разрушающим инструментом установленного типоразмера прю
оптимальном режиме бурения.
Буримость горных пород является одним из основных факто-1
ров, определяющих производительность труда в процессе бурения
геологоразведочных скважин.
На практике в геологических организациях категорию бури-1
мости пород устанавливает участковый геолог путем макроскопи-1
ческого определения принадлежности данной горной породы!
к той или иной категории пород по буримости. При таком визуаль-
ном субъективном способе возможны ошибки в определении кате-
горий буримости пород.
Определять категорию буримости пород по величине механи-
ческой скорости бурения в производственных условиях не веет
представляется возможным, так как бурение производится раз-
ными типоразмерами породоразрушающих инструментов при
разных режимах бурения.
Поэтому при вращательном колонковом бурении применяют!
следующие объективные методы определения категорий бури-
мости горных пород: I) метод ЦНИГРИ, 2) метод ВИТР и 3) ме-
тод опытного бурения.
§ 22. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИЙ БУРИМОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД ПО МЕТОДУ ЦНИГРИ
По методу ЦНИГРИ вначале определяют объединенный пока-
затель рм динамической прочности и абразивности породы, равный
Рм=3^’ЧбР, (29)1
где — динамическая прочность испытуемой горной породи!
[см. формулу (12)1; /Сабр —коэффициент абразивности шлама
той же породы [см. формулу (27)].
Затем по вычисленной величине объединенного расчетного по-
казателя рм по табл. 5 определяют категорию буримости гор-
ной породы.
38
Таблица 5
Классификация горных пород по буримости
для вращательного механического бурения
Категория по- род по буримо- сти Наиболее характерные породы Пример- ная твер- дость по Л. А. П1рей- неру, Н/мм2 Пример- ный коэф- фициент крепости по М. М. Протодья - коновуf Примерная скорость бурения V, м/ч Объеди- ненный показа- тель рм
I Торф, лёсс, слабый мел, пе- сок и супеси без гальки и щебня <100 0,3—1 23,0—30,0 —
II Торф, растительный слой. Песок плотный, глина средней плотности. Су- глинок плотный, мер- гель, мел, плывун безна- порный 100—250 1—2 11,0—15,0
III Слабо сцементированные песчаники. Мергель, из- вестняк-ракушечник Плотная глина. Песча- но-глинистые грунты с содержанием свыше 20% мелкой гальки. Плывун напорный 250—500 2—4 ' --5,70—10,0 2,0—3,0
IV Сланцы глинистые, песча- но-глинистые, углистые, [серицитовые. Слабые пес- чаники. Плотные мерге- ли. Неплотные известня- ! ки и доломиты. Выветре- лые дуниты, перидотиты змеевики 500—1000 4—6 3,50—5,0 3,0—4,5
V Галечно-щебнистые грун- ты. Сланцы хлоритовые, тальково-хлоритовые, серицитовые, слюдяные. Филлиты. Аргиллиты. Известняки, мраморы, мергелистые доломиты. Дуниты, затронутые вы- ветриванием 1000— 1500 6—7 2,5—3,5 4,5—6,8
VI Сланцы глинистые, квар- цево-хлоритовые, квар- цево-серицитовые. Поле- вошпатовые песчаники. Конгломераты осадоч- ных пород на известня- ковом цементе, апатиты 1500— 2000 7—8 1,50—2,5 6,8—10
39
Продолжение табл. 5
Категория по- род по буримо- сти Наиболее характерные п ороды Пример- ная твер- дость по Л. А. Ш рей- веру, Н/мм2 Пример- ный коэф- фициент крепости по М. М. Протодья - Конову f Примерная скорость бурения v, м/ч Объеди- ненный показа- тель ^м
VII Сланцы роговообманко- 2000— 8—10 1,90—2 * 1,15 1,30—1,9* 0,72 0,75—1,20 * 0,40 0,50—0,75 * 0,25 0,30—0,5 * 0,17 0,15—0,25 * 0,05 10—15
VIII вые, хлорито-роговооб- маиковые. Окварцован- пые известняки. Круп- нозернистые диориты и габбро. Конгломераты с галькой (до 50%) из- верженных пород Песчаники кварцевые. 3000 3000— 11—14 15—23
IX Сланцы окремненные, гранатовые скарны Сиениты, крупнозерни- 4000 4000— 14—16 23—34
X стые граниты. Сильно окремненные известня- ки. Конгломераты из- верженных пород. Ба- зальты Граниты, гранодиориты, липариты. Окремненные скарны. Жильный кварц. Валунно-галечные отло- жения изверженных по- род Кварциты, джеспилиты. Железистые роговики Монолитносливные квар- 5000 5000— 16—18 34-51
XI 6000 6000— 18—20 51,0-77
XII 7000 «7000 20—25 77—120
циты, роговики, корун- довые породы и более
* В числителе — буримость алмазами, в знаменателе — буримость дробью.
§ 23. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИЙ БУРИМОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД ПО МЕТОДУ ВИТР
По методу ВИТР определение буримости горных пород произ-
водится при помощи прибора ВИТР-ОТ (О — определитель, Т -
твердость). Прибор (рис. 9) основан на принципе резания испы-
туемого керна породы 1 абразивным кругом 13. При соблюдении
постоянными условий опыта: ширины реза, качества абразив-
ного круга, частоты его вращения и нагрузки на керн при реза-
нии, результат опыта — глубина реза й — будет зависеть от
40
физико-механических свойств испытуемого образца. Эту глубину
реза измеряют стрелочным индикатором 9. Прибор позволяет
по боковой поверхности керна сделать несколько резов и тем
самым опробовать разновидности неоднородной породы. По ре-
зультатам измерения глубины нескольких резов вычисляют
среднее арифметическое значение глубины реза. По средней
глубине реза при нагрузке на керн 10 Н для пород IV—VII ка-
Рис. 9. При-
бор для опреде-
ления категорий
буримости гор-
ных пород
ВИТР-ОТ:
1 — Кери;
2 — винт струб-
цины; 3 — шланг;
4 — кран для ре-
гулирования по-
дачи воды; 5 —
рычаг; 6 — мери-
тельный стер-
жень индикатора;
7 — противовес;
8 — стрелка ин-
дикатора; 9 —
стрелочный инди-
катор часового
типа; 10 — элек-
тродвигатель; 11—
концевой выклю -
чатель; 12 — ре-
дуктор; 13 — аб-
разивный круг;
14 — плита кача-
ющейся системы;
15 — вилка; 16—
кнопка «Пуск»;
17—плита для за-
крепления керна
тегорий и 41 Н — для более крепких пород определяют кате-
горию буримости испытуемой породы.
Чем выше категория буримости, тем меньше значение глу-
бины реза.
§ 24. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИЙ БУРИМОСТИ
ГОРНЫХ ПОРОД ПО МЕТОДУ ОПЫТНОГО БУРЕНИЯ
Этот метод применяют в новых районах бурения в наиболее
характерных и распространенных породах данного месторожде-
ния. Бурение осуществляется породоразрушающим инструмен-
том оптимального типоразмера, не имеющим предварительного
износа, при оптимальном режиме бурения с применением кон-
трольно-измерительной аппаратуры и с отбором керна. На про-
тяжении не менее пяти рейсов чистого бурения регистрацию
проходки производят через каждые 20 мин. По данным обработки
хронометражных наблюдений и данным лабораторных исследо-
ваний кернов устанавливают категории буримости горных пород.
Затем составляют коллекции пород данного месторождения,
41
хранимые в специальном ящике, с указанием установленных
категорий горных пород по буримости. Эти коллекции исполь-
зуют на данном месторождении для установления категорий!
пород, пробуренных в других скважинах.
§ 25. ГОРНОЕ ДАВЛЕНИЕ
Горным, или геостатическим, давлением называется давление,
создаваемое весом вышележащих толщ горных пород.
Выделим внутри массива пород некоторый объем в форме
куба. На грани этого куба будут действовать вертикальное сжи-
мающее давление и горизонтальное, или боковое, давление.
Вертикальное сжимающее горное давление р_ на горизон-
тальных гранях выделенного объема равно
Рг = УобВ, кН/м2 — О,1у0б//, Н/см2, (30)
гДе Тоб — средний объемный вес горных пород массива, кН/м3;1
Н — глубина залегания участка, для которого подсчитывается!
давление, м. Пусть Н = 10 000 м и уоб *=> 25 кН/м3. Тогда по
формуле (30)
рг = 0,1уобЯ = 0,1 -25-10 000 = 25 000 Н/см2.
Горизонтальное, или боковое, сжимающее горное давление р,
на вертикальных гранях выделенного объема равно:
рГ = Арг = кН/м2 = 0,1 ЛуобН, Н/см2, (31)
где А = -j—------коэффициент бокового распора, показываю-1
1 р,
щий, какую долю вертикального давления составляет сила боко-
вого давления; р — коэффициент Пуассона (см. табл. 3). Пусть!
/7 = 10 000 м, уоб 25 кН/м3,
р = 0,3. Тогда коэффициент
бокового распора А = = т—°’Дх- 0,4; горизонтальное
сжимающее горное давление по формуле (31) равно
рг = 0,1Ауо6Н = 0,1 -0,4-25-10 000 = 10 000 Н/см2.
§ 26. ВЛИЯНИЕ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ ПОРОД
НА ИХ МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Горные породы, залегающие иа большой глубине, подвер-|
гаются значительному всестороннему сжатию, вызванному гор-
ным, или геостатическим, давлением. Всестороннее сжатие при-
водит к закрытию пор, уплотнению пород, изменению их физико-j
механических свойств и снижению буримости пород.
При этом породы высокой твердости (имеющие рт > 3000 Н/см2)'
мало изменяют свои механические свойства под влиянием высо-1
ких давлений и температур, имеющих место на больших глубинах. |
Наоборот, осадочные породы невысокой твердости и плотности!
на больших глубинах под влиянием высоких давлений и темпера-1
42
тур уплотняются й твердость их может увеличиться в 2-—3 раза,
в соответствии с чем эти породы перейдут в более высокие кате-
гории буримости и скорость бурения в них уменьшится.
В недрах под действием горного давления породы находятся
в условиях всестороннего сжатия и вследствие этого приобретают
упруго-пластические свойства. По третьему закону Ньютона
(действие силы равно противодействию) горное давление взаимно
уравновешивается. Проведение буровых скважин вызывает нару-
шение этого равновесия. Вертикальное сжимающее горное дав-
ление рг в стенках буровых скважин вызовет касательные стенкам
напряжения. Если касательные напряжения превышают предел
прочности горных пород на сдвиг и скалывание, то в стенках
буровых скважин возможно саморазрушение пород, проявляю-
щееся в виде обвалов и осыпей.
§ 27. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ СТОЛБА
ЖИДКОСТИ В скважине
При бурении с промывкой скважина заполнена промывочной
жидкостью. Гидростатическое давление рж столба жидкости
в скважине на глубине L в международной системе СИ равно
Рж ~ ТжЕ Н/м2 = = L, Па (32)
гДе Тж — удельный вес жидкости, заполняющей скважину, Н/м3;
L — высота столба жидкости в скважине, м.
При удельном весе глинистого раствора 12 500 Н/м3,
заполняющего скважину глубиной L = 1000 м до устья, гидро-
статическое давление на забое по формуле (32) составит:
рк = уж£ = 12 500 Н/м3, 1000 м = 12 500 000 Н/м2 = 12,5 МН/м2.
Давление, создаваемое столбом промывочной жидкости, с од-
ной стороны, поддерживает стенки скважины от обрушения,
а с другой — сжимает и уплотняет породу забоя и поэтому за-
трудняет ее разрушение при бурении, снижает механическую
скорость бурения.
Если при достаточной устойчивости стенок глинистый раствор
заменить водой, то гидростатическое давление столба жидкости
уменьшится, что увеличит скорость бурения.
§ 28. ВИДЫ J ПРОЦЕССОВ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД
ПРИ БУРЕНИИ
При бурении на забое отмечаются следующие виды разруше-
ния горных пород: объемное, поверхностное и усталостное.
Объемное разрушение происходит тогда, когда на контакте
породы с рабочими элементами породоразрушающего инстру-
43
мента (лезвиями, резцами, зубками) возникает напряжение, пре-
восходящее твердость породы при вдавливании, т. е. когда ,
^>Рш, (33)
где Сос — осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;
F — общая площадь контактов рабочих элементов породоразру-
шающего инструмента с породой, мм2; рш — твердость породы
при вдавливании пуансона, Н/мм2.
При соблюдении неравенства (33) породоразрушающий инстру-
мент своими лезвиями, резцами, зубками будет внедряться в по-
роду и при вращении эффективно разрушать ее.
При бурении разрушается не только порода; одновременно
происходит износ и затупление лезвий, резцов, зубков. Поэтому
площадь контактов в процессе бурения постепенно увеличивается.
Поверхностное разрушение происходит, когда на контакте!
рабочих элементов породоразрушающего инструмента с породой
возникает напряжение меньше твердости, т. е. местной прочности
при вдавливании,
^<Рш- (34)
В этом случае рабочие элементы породоразрушающего инстру-
мента не проникают в породу. Происходит поверхностное исти-
рание породы и инструмента. Поверхностное разрушение яв-
ляется малоэффективным, характеризуется весьма малой ско-
ростью бурения и образованием тонкоразмельченного шлама.
Усталостное разрушение происходит при таких контактным
напряжениях, которые недостаточны для внедрения в породу при
однократном воздействии рабочих элементов породоразрушающего,
инструмента, т. е. соблюдается условие, записанное формулой (34).
После многократного приложения нагрузки, передаваемой рабо-
чими элементами породоразрушающего инструмента на одни и
те же площадки породы забоя, в них развивается система микро-
трещин. Поэтому твердость породы забоя постепенно снижаете!
и периодически возникают условия для объемного разрушения]
Усталостью называется изменение механических свойств гор-
ной породы от многократно приложенной нагрузки. Усталосп
проявляется образованием в породе системы микротрещин, умень-
шающих твердость, т. е. ослабляющих местную прочность пород
на вдавливание.
Усталостное разрушение происходит от приложения на оды.
и те же контактные площадки забоя достаточно большого числа
циклов нагружения, например оборотов долота или коронки npi
вращательном бурении. По эффективности оно занимает проме-
жуточное положение между объемным и поверхностным разру-.
шением, характеризуется умеренной скоростью бурения и обра-
зованием крупного и мелкого шлама.
При бурении с заточенными лезвиями Долота или резцами ко-
ронки при достаточной осевой нагрузке вначале происходит
объемное разрушение, которое вследствие затупления лезвий
резцов переходит в усталостное и, наконец, в поверхностное.
Надо стремиться производить бурение при объемном разруше-
нии породы и извлекать из скважины породоразрушающий ин-
струмент для замены на стадии усталостного разрушения.
§ 29. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ
И ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ
Показателями бурения называются параметры, характеризую-
щие количество и качество результатов проходки скважин. Глав-
нейшими из них являются: скорость, стоимость 1 м пробуренной
скважины, процент выхода керна, направление ствола скважины
и др.
Режимом бурения называется сочетание параметров, которые
могут изменяться бурильщиком.
Так, например, при вращательном бурении основными пара-
метрами режима бурения являются: 1) осевая нагрузка на породо-
разрушающий инструмент; 2) частота вращения бурового снаряда;
3) качество очистного агента (воды, бурового раствора или сжа-
того воздуха); 4) объемный расход, т. е. объем в единицу времени
очистного агента.
Различают следующие разновидности режимов бурения: оп-
тимальный, рациональный и специальный.
Оптимальным режимом бурения называется сочетание пара-
метров режима бурения, обеспечивающих максимальную ско-
рость бурения в данных геолого-технических условиях при данном
типоразмере породоразрушающего инструмента и при обеспе-
чении требуемых качественных показателей: надлежащего на-
правления ствола скважины и высокого выхода керна. Такой
режим бурения возможен при условии, когда техническая воору-
женность буровой установки (т. е. мощность двигателя, выбор
скорости вращения инструмента, качество очистного агента,
изменение расхода этого агента, прочность всех деталей бурового
снаряда) не ограничивает выбора величины параметров режима
бурения.
Рациональным режимом бурения называется сочетание режим-
ных параметров, обеспечивающих максимальную скорость буре-
ния и требуемые качественные показатели при данной технической
вооруженности буровой установки, когда выбор параметров
режима ограничен техническими возможностями. Например, не-
достаточной мощностью двигателя, ограниченным выбором ча-
стот вращения инструмента, малой прочностью деталей (осо-
бенно бурильной колонны), недостаточным объемным расходом
очистного агента.
44
45
Специальным режимом бурения называется сочетание специаль-
ных технологических задач. Например, взятие керна полезного
ископаемого с помощью специальных технических средств, вы-
прямление ствола скважины, искусственное искривление сква-
жины в заданном направлении и др. В этом случае величина ско-
рости бурения имеет подчиненное значение.
Рейсом бурения называется комплекс работ, затраченных на
выполнение следующих рабочих операций: 1) спуск бурового
снаряда в скважину; 2) чистое бурение, т. е. углубление сква-
жины (основная операция); 3) подъем бурового снаряда из сква-
жины.
Скорости бурения. Введем следующие обозначения: L, м —
глубина скважины; ТСур, ч — продолжительность чистого буре-
ния скважины; Та„ ч — продолжительность спуско-подъемных
операций, необходимых для смены породоразрушающего инстру-
мента, расширения скважины при спуске нового породоразру-
шающего инструмента, подъема керна, и время на наращивание
инструмента; ТдОп, ч — продолжительность всех дополнительных
производительных работ, кроме предусмотренных выше затрат
времени Тбур и Тсп; сюда относится время на крепление, инкли-
нометрию, испытание, тампонирование скважины, установку
фильтра в скважинах на воду; Тиеп, ч — продолжительность
непроизводительных для бурения затрат времени (остановки,
ремонты, ликвидация аварий в скважине); Твм, ч — продолжи-
тельность монтажа и демонтажа вышки и буровой установки,
извлечение обсадных труб и ликвидация скважины.
Учитывая наличие при производстве буровых работ перечис-
ленных затрат времени, в зависимости от количества учтенных
затрат времени, получим нижеследующие разновидности скоростей
бурения.
Средняя механическая скорость бурения vcp равна
fcp = L/Tgyp, м/ч. (35)
Рейсовая скорость бурения vp равна
Техническая скорость бурения vT равна
Ст = 7----\T-\T— ’ м/ч-
1 бур “Г 1 СП “Г 1 доп
Коммерческая скорость бурения vK равна
ск = -7-----------------j-7---, м/ч. (38)
1 бур п 1 сп т 1 доп т 1 пеп
Цикловая скорость бурения цц равна
______________L_______________ (39)
11 Тбур -|~ Тсп Тдоп + тнеп -|- 7вм ’
Часть II
БУРЕНИЕ НЕГЛУБОКИХ ПОИСКОВО-
РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
Глава 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Скважины глубиной до 50—60 м получили наибольшее рас-
пространение при проведении геологопоисковых работ, поисках
цветных и редких металлов, разведке строительных материалов,
сейсмической разведке, инженерно-геологических и гидрогеологи-
ческих изысканиях, а также при сооружении неглубоких сква-
жин на воду.
При разведке некоторых видов твердых полезных ископаемых
рекомендуется колонковым бурением проходить скважины диаме-
тром 46-: 93 мм.
При разведке химического сырья и стройматериалов бурят
скважины диаметром 93-4-200 мм.
Разведка россыпных месторождений золота и платины про-
водится скважинами диаметром 150-4-200 мм при условии про-
верки данных бурения шурфовочиыми работами.
При инженерно-геологических исследованиях в основном бурят
скважины диаметром 112-4-219 мм.
При гидрогеологических изысканиях диаметры скважин опре-
деляются размерами существующих конструкций приборов и
водоподъемного оборудования и колеблются в пределах 100-4-
н-219 мм и более.
Диаметры эксплуатационных скважин на воду определяются
требуемой продуктивностью скважины и обычно не менее 168-4-
—300 мм.
Основная масса этих скважин бурится в перемежающихся по-
родах рыхлых, мягких и средней крепости. Часто бурение произ-
водится в песчано-глинистых грунтах, содержащих гравий, гальку
и валуны. Породы эти склонны к обрушению. Встречаются породы
типа плывунов. Поэтому в процессе углубки необходимо закреп-
лять скважину обсадными трубами. Скважина имеет, несмотря
иа малую глубину, в этом случае одно-, двух- и трехколонную
конструкцию, а начальный диаметр скважины значительно пре-
вышает необходимый конечный диаметр.
По способам разрушения пород забоя можно выделить сле-
дующие основные группы буровых установок для неглубокого
разведочного бурения:
1) легкие установки ударно-канатного бурения с помощью
забивных стаканов, желонок и грунтоносов;
47
2) установки для вращательного беспромывочного бурения
с транспортированием разрушенной породы с забоя на поверх-
ность шнековой колонной (шнековое бурение);
3) установки вибрационного и виброударного бурения;
4) установки для комбинированного ударно-вращательного
бурения;
5) установки для бурения в мягких породах методом задав-
ливания при пенетрационно-каротажном исследовании грунтов.
Кроме того, для бурения неглубоких скважин в крепких
породах используется колонковое вращательное бурение. Этот
способ рассмотрен в главах, посвященных колонковому бурению.
Глава 2
УДАРНО-КАНАТНОЕ БУРЕНИЕ СТАКАНАМИ
И ГРУНТОНОСАМИ
При бурении скважин глубиной до 30 м в породах рыхлых и
сыпучих распространение получила одна из разновидностей
ударно-канатного бурения: бурение с применением специального
инструмента (забивных стаканов, ударных гильз, желонок),
обеспечивающего одновременное разрушение породы кольцевым
забоем и извлечение на поверхность образцов с малонарушенной
структурой. Легкие буровые установки, работающие по данному
методу, имеют простую конструкцию (рис. 10). Основной рабочий
орган этих установок — планетарная или фрикционная лебедка
грузоподъемностью 500—1000 кг при скорости навивки каната
на барабан 0,5—1,2 м/с. Привод лебедки осуществляется от дви-
гателя внутреннего сгорания мощностью 4—6 кВт. Установки
комплектуются легкой мачтой или треногой высотой 3—6 м.
Специального ударного механизма эти установки не имеют.
Компонуются установки в виде одноосного прицепа на пнев-
матических шинах и транспортируются автомашиной или даже
мотоциклом, а в стесненных условиях на короткое расстояние —
вручную.
Масса установок колеблется в пределах 250—1200 кг.
Буровые установки этого типа обслуживаются буровой брига-
дой из двух человек. Только при бурении с одновременным креп-
лением скважины обсадными трубами состав бригады увеличи-
вается до трех человек.
В настоящее время в эксплуатации находится около десятка
типов установок этого класса. Наиболее распространенные из
них —это установки Д-5-25, БУКС-ЛГТ, УБП-15М, БУВ-1Б.
Буровая установка Д-5-25 конструкции Днепрогипротранс
(рис. 10) предназначена для бурения скважин глубиной до 25 м,
диаметром не более 145 мм. Установка оснащена лебедкой грузе-
48
подъемностыо 500 кг со скоростью навивки каната на барабан
1 м/с, мачтой высотой 4,5 м и бензинового двигателя мощностью
5,9 кВт. Установка скомпонована в виде одноосного прицепа
на пневматических колесах.
Технология бурения сква-
жин на установках подоб-
ного типа сводится к следу-
ющему.
Для бурения в мягких
породах часто применяются
ударные буровые гильзы-
стаканы (рис. 11, а). Буро-
вой стакан, соединенный
с ударной штангой, с по-
мощью лебедки поднимается
над забоем скважины на вы-
соту 0,6—1,2 м и свободно
сбрасывается. Частота уда-
ров 15—20 удар/мин.
Ударные буровые желон-
ки (рис. 11, б) применяются
для проходки водоносных
песков и разжиженных гли-
нистых грунтов. Желонки
опускаются в скважину часто
вместе с тяжелой ударной
штангой (рис. 11, в).
Грунтоносы (рис. 11, а)
предназначены для отбора
монолитов грунтов. Отбор
монолитов грунтоносом про-
изводится с помощью удар-
ников (рис. 11, д'). Грунто-
нос с ударником и ударной
штангой на канате опускают-
Общая масса установки 370 кг.
Рис. 10. Установка Д-5-25 для удар-
но-канатного бурения забивными стака-
нами и грунтоносами.
/ — ударный стакан; 3 — штанга удар-
ная; 3 — канат; 4 — ролик; 5 — мачта; 6 —«
двигатель; 7 — лебедка; 8 — рукоятки уп-
равления лебедки
ся на предварительно зачи-
щенный забой, после чего
ударной штангой наносятся
удары по наковальне. В ре-
зультате ударов грунтонос,
не отрываясь от забоя, внедряет-
ся в грунт, выбуривая керн.
В сыпучих и неустойчивых породах бурение производится
желонкой при одновременном закреплении скважины обсадными
трубами (рис. 11, ж). Встречаемые валуны разбивают долотом
(рис. 11, е) с ударной штангой при нанесении 15—20 удар/мин.
Производительность ударно-канатного бурения легкими буро-
выми установками в 3 раза больше, чем ручного ударно-враща-
телыюго бурения.
49
Буровая установка БУКСЛГТ конструкции Ленгипротранс
предназначена для бурения скважин глубиной до 30 м, диаметром
168—127—89 мм с помощью забивных стаканов и грунтоносов
Установка оснащена лебедкой грузоподъемностью 700 кг, обеспе
чивающей
5
подъем инструмента из скважины со скоростью 0,5 м/с
Рис, И.
Инструмент для бурения легкими установками
ударного
действия
а — ударный гильза-стакан; 1 — труба с вырезом; 2 — конус резьбовой; 3 — баш*
мак; б — желонка: / — цилиндрический корпус; 2 — коиус резьбовой; 3 — башмак;
4 — плоский клапан; в — ударная штанга: 1 — штанга; 2 — переходи и к-уш ко; г —
грунтонос: / — гильза; 2 — переходник; 3 — клапан дренажный шариковый; д —
ударник для забивания грунтоноса в породу: J — переходник на грунтонос; 2 — нако-
вальня; 3 — боек; 4 — патрубок; 5 — шток направляющий; б — утяжелитель; е —
долото плоское; ж — обсадная труба: 1 — головка забивная; 2 — обсадная труба; 3 —
ниппель; 4 — башмак фрезерный
треногой высотой 5 м, грузоподъемностью 3000 кг и двигателем
внутреннего сгорания мощностью 4,4 кВт.
В транспортном положении установка компонуется в виде
одноосного прицепа на пневматических колесах, а тренога вы-
полняет роль водила. Масса установки без инструмента 440 кг.
Буровая установка УБП-15М для инженерно-геологических
изысканий (рис. 12) предназначена для ударно-канатного бурения
до 15 м и для проведения пенеграции методом ударного зондиро-
50
ваийя До Глубины 20 м. Диаметры скважин 168—108 мм. В состав
установки входят:
лебедка грузоподъемностью, кг............ 1000
мачта складывающегося типа высотой до оси
кронблока 5,6 м грузоподъемностью, т 5
двигатель мощностью, кВт.................. 5,9
. пенетрационный молот с высотой падения
800 мм, массой, кг ........................ 60
масса всей установки, кг ............... 1100
Рис. 12. Установка буровая пеиетрационная УБП-15М:
1 — анкер; 2 — стопор шнековый; 3 — каток; 4 — лебедка ручная; 5 — рама;
6 — двигатель; 7 — бензобак; 8 — ящик для слесарного инструмента; 9 — опора зад-
няя; 10 — ролик направляющий; 11 — центратор; 12 — мачта; 13 — молот пеиетраци-
онный; 14 — канат вспомогательный; 15 — лебедка; 16 — канат буровой; 17 — редук-
тор
Пенетрационный молот предназначен для исследования плот-
ности грунтов методом пенетрации (ударного зондирования)
путем забивки в грунт штанг с конусом на конце и подсчета коли-
51
чес'гва ударов молота, необходимых для погружения зонда на
10 см (рис. 13).
Подготовив установку к работе, подвешивают между направ-
ляющими мачты пенетрационный молот. К молоту присоединяется
штанга с конусом на конце. Забивка конуса производится удар-
ником, поднимаемым при помощи лебедки. После заглубления
Рис. 13. Пенетрацион-
пый инструмент к уста-
новке УБП-15М:
а — пенетрационный
молот; 1—проворачивающий-
ся переходник; 2 — фикси-
рующий болт; 3 — удариик;
4 — кулачки-захваты; 5 —
нижи я я траверса; 6 — трос;
7 — направляющая штанга;
8 — каретка; 9 — ролики;
10 — указатели: 11 — верх-
няя траверса; б — штанги:
1 — ниппель; 2 — штанга;
в — конусы: 1 — неизвлека-
емый коиус; 2 — извлекае-
мый конус с резьбовым креп-
лением
первой штанги наращивается вторая шганга и т. д. Извлечение
штанг после достижения конечной глубины производится лебед-
кой. При извлечении шплинт, удерживающий съемный конус,
срезается и конус остается в скважине, не препятствуя
подъему штанг. В некоторых случаях пользуются извлекаемым
конусом, соединенным со штангой при помощи резьбы (см.
рис. 13, в).
Глава 3
ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ С ТРАНСПОРТИРОВКОЙ
РАЗРУШЕННОЙ ПОРОДЫ НА ПОВЕРХНОСТЬ
ШНЕКОВОЙ КОЛОННОЙ
Сущность вращательного бурения шнеками заключается в том,
что разрушаемая долотом порода поднимается на поверхность
одновременно с углублением забоя с помощью вращающихся
буровых штанг, шнеков, на которые винтообразно навита сталь-
ная лента. Колонна шнеков образует винтовой транспортер.
Высокая скорость проходки скважины обусловливается быстрым
разрушением породы и подъемом шнеками крупных кусков ее,
сколотых долотом, без дополнительного дробления.
При движении породы от забоя к устью некоторая ее часть
прижимается торцевой частью реборды к стенкам скважин я, о пту-
катуривая и закрепляя их.
Шнековый способ бурения с большой эффективностью приме-
няется при проходке скважин в мягких и средней крепости поро-
дах, а также в слабо сцементированных галечниках, если размеры
гальки меньше разницы
D — d
2 ’
где D — диаметр шнека; d — диаметр трубы, па которую навита
спираль, и меньше шага t.
Шнековым бурением проходятся скважины для сейсмораз-
ведки, при инженерно-геологических и гидрогеологических иссле-
дованиях, геологической съемке и поисках полезных ископаемых.
Геологическая документация обеспечивается путем изучения
поднимаемой шнеками породы. Для уточнения документации
переходят на бурение малыми интервалами. Например, быстро
проходят 50 см, затем, не останавливая вращение шнеков, прекра-
щают подачу, пока вся разрушенная на этом интервале порода
не будет вынесена на поверхность, после чего продолжают углуб-
ление на такой же интервал.
Для взятия образцов породы в виде кернов применяют шне-
ковый инструмент со съемной грунтоноской, который обеспечи-
вает отбор керна без подъема шнековой колонны на поверхность.
Шнековый способ бурения не требует применения промывоч-
ной жидкости, что упрощает организацию работ, особенно в осен-
нее и зимнее время.
Инструмент для шнекового бурения (рис. 14) состоит из
долота и колонны шнековых штанг. Конструкции долот для шне-
кового бурения довольно разнообразны в зависимости от меха-
нических свойств буримых пород. Наибольшее применение полу-
чили двух- и трехлопастные долота со ступенчатой режущей
кромкой, армированной резцами из твердых сплавов (рис. 14, б).
53
Шнековые штанги (шиеки) (рис. 14, а} преДсФавля1от собой
трубы диаметром 60—73 мм с навитой и приваренной на них спи-
ралью (стальной лентой) толщиной 5—6 мм. К концам шнеков
привариваются соединительные элементы для сборки шнеков
в колонну с долотом на нижнем конце.
Наружный диаметр шнека меньше диаметра долота на «И 5 мм,
а шаг винтовой полосы реборды составлет 0,7—0,9 от наружного
диаметра шнека. Длина шнеков составляет 1,0—3 м и ограничи-
Рис. 14. Инструмент для шнекового буре-
ния:
а — шиек; б — трехлопастное долото; 1 —
труба; 2 — винтовая реборда; 3 и За — соедини-
тельные полузамки; 4 — палец запорный; 5 —
корпус долота; 6 — лопасти; 7 — пластины из
твердого сплава
вается ходом подвижного вращателя бурового станка. Диаметры
шнеков колеблются в пределах 75—300 мм и более.
Для взятия образцов пород (кернов) применяют шнеки с боль-
шим проходным отверстием в трубе, на которую навита спираль-
реборда. Сквозь эти шнеки спускается грунтонос (рис. 15), ко-
торый закрепляется в нижнем шнеке с помощью фиксаторов.
Подъем грунтоноса после заполнения его керном производится
ловителем, который спускается в скважину на канате и захваты-
вает грунтонос за ловильную головку или при помощи каната,
который в процессе бурения находится внутри шнековой колонны.
Основными факторами технологического режима шнекового
бурения являются: осевая нагрузка и частота вращения шнеко-
вой колонны.
При проходке мягких и сыпучих пород бурение производится
плоским или трехлопастным долотом без принудительной осевой
нагрузки с максимальной частотой вращения (до 200—300 об/мин).
В этом случае давление на забой осуществляется весом шнеко-
54
вой колонны и весом вращателя. Принудитель-
ное давление будет только при забуривании
скважины.
Бурение в вязких плотных глинах шнеко-
вым способом пока малоэффективно вследствие
образования сальников на долоте и шнеках.
Проходка в этом случае облегчается путем под-
лива воды на забой или сообщения вибрации
колонне шнеков в процессе бурения.
Бурение твердых пород сопровождается при-
нудительной осевой нагрузкой на долото поряд-
ка 8000—10 000 Н, при этом частота вращения
снижается до 80—130 об/мин.
Проходка плывунов и водоносных горизонтов
осуществляется при одновременном спуске об-
садной колонны для крепления стенок сква-
жины.
При бурении галечниковых отложений ис-
пользуется буровой инструмент повышенной
прочности (долото и два-три тяжелых шнека
над долотом). А для улучшения выноса гальки
на поверхность рекомендуется вести бурение на
повышенных частотах вращения (до 300 об/мин).
Для шнекового бурения разработано и экс-
плуатируется значительное число типоразмеров
установок.
Для геологической съемки, поисков и карти-
ровочных работ, а также при проведении инже-
нерно-геологических изысканий применяются
мотобуры, которые наиболее приспособлены для
работы в труднодоступных районах и стеснен-
ных условиях (рис. 16). Мотобуры обеспечивают
бурение скважин диаметром 50-ь-100 мм на глу-
бину до 10 м.
Мотобур имеет одно- или двухскоростной
редуктор и оснащен рукоятками, которые по-
зволяют рабочему во время бурения удерживать
мотобур, воспринимать крутящий момент и осу-
ществлять необходимую подачу. Непосредственно
к редуктору через центробежную муфту крепится
двигатель внутреннего сгорания. Двухскорост-
ные мотобуры выгодно отличаются от односко-
Рис. 15. Шнековый инструмент со съемной груитоноской:
1 — короночное долото; 2 — пружины рвательные (кернозах-
ваты); 3 — разъемная керноприемная труба; 4 — полый шнек; 5 —
вертлюг керноприемнон трубы; 6 — фиксаторы; 7 — утяжелитель
(груз); 8 — канатный замок; 9 — соединительная резьба со следу-
ющим шнеком; 10 — трос (канат)
55
ростных тем, что позволяют более полно использовать мощ-
ность двигателя, применяя в зависимости от характера геоло-
гического разреза или глубины скважины высокие или пони-
женные частоты вращения.
Наиболее совершенен мотобур КМ-10, предназначенный для
бурения вертикальных и наклонных (45—90°) скважин вра-
Рис. 16. Переносный мо-
тобур:
I — мотобур; 2 — штанга;
3 — шнек; 4 — долото; 5 — под-
ставка под мотобур
щательным способом шнеками диа-
метром 70—92 мм на глубину
соответственно 10 и 5 м и враща-
тельным без промывки, твердосплав-
ными коронками диаметром 59—
76 мм на глубину до 10 м (рис. 17).
Мотобур может быть использован
и для колонкового бурения с про-
мывкой.
Установка состоит из двухско-
ростного вращателя с двигателем
«Дружба-4» мощностью 2,95 кВт,
стойки с цепным механизмом по-
дачи и анкерных спиральных шты-
рей для крепления установки к
грунту.
Перемещающийся по стойке вра-
щатель обеспечивает две частоты
вращения 270 и 600 об/мин.
Подача инструмента на забой
осуществляется на величину до
900 мм с усилием как вверх, так
и вниз до 1200 Н.
Мотобур КМ-10 значительно об-
легчает труд рабочего. Исключает-
ся воздействие на него вибрации
крутящего момента и облегчается
создание осевой нагрузки и расха-
живание.
Габаритные размеры установки КМ-10 в рабочем положении
составляют:
длина, мм.......................
ширина, мм .....................
высота, мм .....................
масса установки в сборе, кг . .
1070
540
1405
36 (вращателя 14)
Средняя производительность мотобура в смену в песчано-
глинистых грунтах составляет около 40—50 м. Обслуживает
мотобур бригада из двух человек.
Значительная группа установок шнекового бурения смонти-
рована на самоходной гусеничной базе (табл. 6). Широкое при-
менение они получили при сейсмических работах, поисках, ин-
56
Женерно-геологических й гидрогеологических йзыскаииях
(рис. 18).
Для этой группы установок характерно использование под-
вижного трех-четырехскоростного (70—460 об/мин) вращателя
Рис. 17. Мотобур
КМ-10:
1 — каретка; 2—вращатель;
3 — подкос; 4 — ведущая
звездочка; 5 — рукоятка
ведущей звездочки; 6 — на-
правляющая стойка; 7—
ведомая звездочка; 8 — опор-
ная балка; 9 — стопор для
крепления стойки мотобура
Таблица 6
Показатели УРБ-1В УШБ-ТМ ШАК-4 УШ-2Т
Глубина скважи- ны, м Диаметр скважи- ны, мм Тип вращателя 30 75 30 60
135 150 Подвг 102—222 1ЖНЫЙ 175
Частота враще- ния, об/мин 72; 150; 270; 460; обратный ход 60 240 39; 83; 141 76; 153; 196
Тип подачи Гидравличе- ская от гидро- цилиндров Свободная с лебедки Гидравли- ческая от гидроци- линдров Гидравличе- ская от гидро- цилиндров
Ход подачи, мм Усилие подачи, Н: вверх вниз Г рузоподъемность лебедки, кг Скорость подъема, м/с Тип привода 1800 78 000 (максимальное 100 000) 30 000 СО,4 От 4200 1250 1,12 трапспортпог 1300 94 000 41 000 1600 0,65—2,35 о двигателя 3250 100 000 (максимальное 150 000) 28 250 (максимальное 56 500)
Мощность при- вода, кВт 36,75 73,5 73,5 73,5
Транспортная Транспортер Трактор Т рактор Болотный
база ГАЗ-47 С-100 С-100 трактор Т-100МБ
57
с рабочим ходом подачи 13ОО-^Й250 мм, с усилием подачи ввер?
до 100 кН. Привод подачи осуществляется от гидроцилиндров,
Осуществление спуско-подъемных операций предусматривается,
как правило, механизмом подачи, но скорости подъема невелики
Некоторые установки имеют возможность осуществлять спуско
подъемные операции лебедкой (УШБ-ТМ и ШАК-4) или канат
Рис. 18. Установка шнекового бурения УШ 2Т
ным подъемником (УШ-2Т) на больших скоростях и свечами
длиной 3-ъб м.
Привод всех установок этой группы осуществлен от ходового
двигателя.
Установки обычно обслуживают два человека: бурильщик
(он же шофер) и буровой рабочий.
Проходка за 1 ч чистого бурения по породам: I категории со-
ставляет 75 м; II —40 м; III —21,4 м; IV 10-4-14 м.
Производительность бурения в значительной степени зависит
от того, производится бурение сплошным забоем или с отбором
образцов породы. При отборе керна производительность шнеко-
вого бурения значительно снижается.
58
Глава 4
ВИБРАЦИОННОЕ (ВИБРОУДАРНОЕ) БУРЕНИЕ
Под вибрационным бурением понимается способ, при котором
процесс бурения осуществляется путем передачи породоразру-
шающему инструменту вибрационных или виброударных нагру-
зок, совмещаемых с осевым усилием,
инструмента и вибропогружателя.
Вибрационный способ может быть
использован только для бурения не-
скальных (мягких и рыхлых) пород.
Вибровращательное бурение, при кото-
ром ^помимо вибрационного и осевого
усилия породоразрушающему инстру-
менту передается и крутящий момент
(т. е. вращение), позволяет произво-
дить разрушение и крепких пород.
Различают две разновидности виб-
рационного бурения (вибробурения):
чисто вибрационное и виброударное.
В первом случае инструменту сооб-
щают синусоидальные колебания, во
втором—ударные импульсы высокой
частоты.
При вибрационном бурении разру-
шение мягких пород (песков, супесей,
суглинков, глин) в зоне контакта с по-
родоразрушающим инструментом про-
исходит за счет механического воз-
действия, чему способствует разжиже-
ние пород при вибрации; при вибро-
ударном бурении разрушение проис-
ходит путем дробления и вытеснения
породы. В настоящее время чаще ис-
пользуется виброударное бурение.
Основоположником вибробурения
в отечественной практике является
Д. Д. Баркан. Значительный вклад в
нологии вибробурения внесли Б. М.
которое создается весом
Рис. 19. Принципиальная
схема виброударного буре-
ния:
1 — виброзонд; 2 — колон-
на бурильная; 3 — вибромолот;
4 — ролик на вершине мачты;
5 — канат; 6 — лебедка; 7 —
электрокабель
развитие техники и тех-
Ребрик, М. Г. Ефремов
и др.
Принципиальная схема виброударного бурения представлена
па рис. 19.
1 На рис. 20 представлена схема вибропогружателей для бу-
рения. На рис. 20, а показан простейший двухвальный вибратор.
От электродвигателя 1 при помощи клиновых ремней 2 вращение
передается одному из валов. Валы связаны между собой шесте-
ренным синхронизатором. На каждом валу закреплены деба-
59
лансы 3. Валы с дебалапсами и синхронизатором размещены
в корпусе, па котором закреплен электродвигатель 1. В нижней
части корпуса имеется переходник 5, с помощью которого виб-
ратор присоединяется к бурильным трубам. К канату вибратор
подвешивается с помощью металлической или канатной серьги
(на рис. 20, а не показана).
Дебалансы (или эксцентрично расположенные грузы), вра-
щаясь в противоположные стороны, синфазно с равной угловой
скоростью генерируют центробежные силы, горизонтальные со
ставляющие которых (F\) взаимно уравновешиваются, а верти-
кальные (F2) — складываются.
Рис. 20. Схема вибро-
погружателей для буре-
ния скважин:
а — вибратор; / —
электродвигатель; 2 — кли-
переменная передача; 3 —
дебалансы; 4 — корпус; 5 —
переводник"на погружаемую
трубу; б —’вибромолот;" / -
два' электродвигателя'с деба-
лансами; 2 — ударпая'плита;
3 — боек; 4 — пружина; 6 —
наковальня; 6 — наголов-
ник (ограничитель); 7 — по-
гружаемая труба
Суммарная вертикальная сила изменяется по гармоническому
(синусоидальному) закону. Она и возбуждает колебания вибра-
тора и бурового снаряда.
Величина максимального возмущающего усилия определяется |
по формуле
Гщах = /псоге, (40)
где т — суммарная масса дебалансов, кг-с2/см; со — угловая
скорость, с-1; е — смещение центра тяжести дебалансов отно-
сительно оси вращения (эксцентриситет), см.
Эффективность вибрационного бурения в значительной сте-
пени зависит от массы вибропогружателя, момента эксцентри-
ков, частоты и амплитуды колебаний. С возрастанием амплитуда
скорость вибробурения увеличивается.
Величина амплитуды колебаний определяется по формуле
где Qoe — момент эксцентриков, Н.-см; Qo — масса эксцентри-
ков,' кг; J] Q — суммарная масса вибрирующих частей (вибра-
тора и бурового инструмента), кг; <р — коэффициент снижения
амплитуды колебаний за счет демпфирующих сопротивлений,
(ер = 0,80—0,95).
60
По мере увеличения глубины скважин возрастает масса ин-
струмента и, кроме того, увеличивается его упругость. За счет
этого амплитуда колебаний породоразрушающего инструмента
существенно снижается. Поэтому глубина бурения поверхност-
ными вибраторами не превышает 25—30 м.
Вибромолот (рис. 20, б) представляет собой тот же вибратор,
в колебательную систему которого введен ограничитель колеба-
ний (наголовник с наковальней). С ограничителем вибратор
вообще не связан или связан с помощью пружин и стяжных
болтов. Вследствие наличия ограничителя колебания корпуса
вибратора сопровождаются ударами бойка по наковальне огра-
ничителя, который жестко присоединяется к погружаемому (или
извлекаемому) элементу.
В качестве вибратора на вибромолоте нередко используют
два электродвигателя, закрепленных на ударной плите и несу-
щих на обоих концах валов дебалансы.
Мощность, расходуемая вибромолотом, ориентировочно может
быть определена по формуле
W = 1,5Q6eco, кВт. (42)
Формула (42) используется в основном для расчета мощности,
потребляемой беспружинными вибромолотами.
Известно большое количество различных вибраторов и вибро-
молотов, используемых для бурения скважин или погружения и
извлечения обсадных труб. Вибромеханизмы различаются между
собой по параметрам, конструктивному исполнению и весовым
характеристикам.
Подавляющее большинство нибраторов выполняется по кон-
структивной схеме, показанной на рис. 20. В некоторых вибра-
торах привод осуществляется от двигателя внутреннего сгора-
ния; нередко двигатель на корпусе устанавливается на пружинах.
Технические характеристики некоторых вибраторов приве-
дены в табл. 7.
На рис. 21 представлен вибратор (беспружинный вибромолот)
ВГ-8. Этот вибратор имеет центральное проходное отверстие и
можег закрепляться с помощью зажимного патрона в любом месте
погружаемой обсадной трубы.
Из других конструкций известны вибраторы с приводом
посредством гибкого вала от двигателя внутреннего сгорания.
В табл. 8 приведены технические характеристики некоторых
(в основном пружинных) вибромолотов.
Вибромолоты обладают большей погружающей способностью,
чем вибраторы, однако они сложны по конструкции и менее на-
дежны в работе.
Основные технические показатели бурения вибромолотами
ВБ-7, В-500 и другими даны в табл. 9.
61
Таблица 7
Технические характеристики вибраторов
Шифр вибратора Мощность двигателя, кВт Момент дебалансов, Н-м Частота вращения дебалансов, об/мин Максималь- ная вынуж- дающая сила, кН Масса, кг
ВБЛ-ЗМ 4,5 5—10 1500 14—25 280
ВПМ-2 7 15 1500—1800 57 330
БТ-9 7 15 1250 30 400
ВБ-7 * 7 20 1250 35 400
ВБ-7М * 9,4 24 1350 57 600
ВГ-6 * 5,6 14 1150 20,5 427
ВГ-8* 5,6 14 1220 21 450
ВО-6 14 27,5 1230 47,5 1010
ВО-10 20 57 1200 92 1670
ВО-14 28 190 1250 320 3600
* Вибраторы ВБ-7, ВБ-7М, ВГ-6 и ВГ-8 одновременно являются н беспружипными
вибромолотами.
Таблица 8
Шифр вибромолота Мощ- ность электро- двига- теля, кВт Момент дебалансов, Н-м Ч астота враще- ния де- балансов, об/мин Число ударов в МИИ Вынуж- дающая сила, кН Масса, кг
С-833 2 6 1410 705 10,5 135
ВМГ-7 3,5 11,8—14,2 875 875 10—12 280
С-402А 5,6 14 1440 480 32 400
С-835 14 42 1450 480; 725 100 1040
ВМ-7У 14 30 1440 1440 70 1400
Таблица 9
Параметры Интервалы бурения, м Категория грунтов по буримости
I II Ш IV
Механическая скорость 0—4 3,0 1,5 1,0 0,5
бурения, м/мин 4—10 1,0 0,7 0,5 0,3
10—20 0,6 0,4 0,2 0,1
Рейсовая скорость буре- 0—4 20,0 15,0 12,0 8,0
ния, м/ч 4—10 10,0 7,0 4,0 1,5
10—20 3,0 2,0 1,0 0,5
62
Рис. 21. Вибратор (беспружипный
вибромолот) ВГ-8:
1 — подвеска; 2 — электродвигатели;
3 — клиноременная передача; 4 — корпус виб-
ромеханиама (эксцентриков); 5 — виброудар-
ный патрон; 6 — зажимный патрон (для зах-
вата обсадных труб)
обусловлено увеличением длины
В качестве породоразрушающего инструмента при вибра-
ционном бурении применяются виброзонд, грунтонос и вибро-
желонка (рис. 22).
Виброзонды изготовляют из труб длиной 1,5—3,0 м, по длине
которых вырезают два продольных окна. Ширина прорези зависит
от свойств пород, в которых применяют виброзонд, и тем больше,
чем плотнее и вязче грунт.
Для рыхлых грунтов (супе-
си, пески) ширина прорези
уменьшается. Назначение
прорези в виброзонде очи-
стка зонда от породы.
Для того, чтобы сохра-
нить поднятый из скважины
образец породы с ненарушен-
ной структурой, бурение про-
водится разъемными зондами
и грунтоносами.
При бурении в несвязных
песках часто применяют зон-
ды с нижним клапаном и
желонки.
Зонды, грунтоносы и же-
лонки оснащаются режущими
башмаками, конструкция ко-
торых подбирается в соответ-
ствии со свойствами грунта.
Предельная глубина ёи-
бробурения. Механическая
скорость поверхностными
вибропогружателями деба-
лансного типа непрерывно
снижается по мере углубле-
ния скважины. Это измене-
ние содержит в себе как
закономерный, так и слу-
чайный элемент. Законо-
мерное изменение скорости
упругого бурильного стержня, посредством которого ударные
импульсы передаются виброзонду, а колебание скорости буре-
ния — неоднородностью свойств разбуриваемых грунтов. В мень-
шей степени воздействуют многочисленные случайные факторы
(температура и влажность воздуха, индивидуальные особенности
работы буровых мастеров и т. д.). Этот вопрос исследовался
Б. М. Ребриком. Им была установлена зависимость скорости
бурения от глубины скважины
а = -2;8А-о,47.
Ун
(43)
63
Согласно формуле (43) предельная глубина виброударного
бурения с поверхностным вибропогружателем будет около 36 м.
Вибрационное бурение более глубоких скважин можно осу-
ществить только с помощью погружных вибраторов (рис. 23).
Поскольку вибромеханизм находится непосредственно над породо-
разрушающим инструментом, скорость бурения с увеличением
Рис. 22. По-
родоразруш а ю щий
инструмент для
вибрационного бу-
рения:
а — виброзонд;
1 —башмак; 2 — тру-
ба с окнами; 3 — ко-
ническая резьба под
штанговый замок;
б — грунтонос: 1 —
башмак; 2 — разъем-
ная труба; 3 — разъе-
мный вкладыш для
приема керна; 4~кла-
пан; b -- переходник;
в — виброжелонка;
I — башмак; 2 — кла-
пан плоский, шарнир-
ный; 3 — труба с ок-
нами; 4 — вилка
глубины скважины мало снижается. Погружной вибратор (вибро-
молот) опускается в скважину на кабельканате, что исключает
применение бурильных труб и ускоряет спускоподъемные опе-
рации.
Установки для вибрационного бурения. Для бурения вибра-
ционным методом используются специальные буровые установки,
основным рабочим органом которых является вибратор или виб-
ромолот. В большинстве случаев виброустановки представляют
собой самоходные подъемно-транспортные машины с собствен-
ным источником энергопитания. Чаще виброустановки монти-
руются на базе автомобиля высокой проходимости, реже на базе
64
трактора или прицепа. Одним из типичных представителей уста-
новок этого класса является выпускаемая заводом им. Воров-
ского установка АВБ-2М (рис. 24).
Установка АВБ-2М предназначена для бурения скважин диа-
метром 168- 108 мм вибрационным способом на глубину до 20 м.
Рис. 23. Схема ус-
тановки для бурения
погружным вибробу-
ром:
/ — пусковое уст-
ройство; 2 — кабельный
барабан; 3 — лебедка;
4 — трубы обсадные; 5 —
трос; 6 — кабель; 7 —
замок канатный; 8 —
электродвигатель; 9 —
вибратор; 10 — грунто-
нос или стакан
В качестве вспомогательного способа может быть применен удар-
но-канатный на глубину до 40 м. В качестве основного рабочего
органа используется вибратор ВБ-7, вынуждающей силой 35 кН.
Привод вибратора осуществлен от электродвигателя мощностью
7 кВт, который получает питание от генератора мощностью 25 кВт.
Для производства спуско-подъемных операций установка имеет
планетарную лебедку грузоподъемностью 4 т и однотрубчатую
3 Б. И. Воздвиженский 65
мачту высотой 7,5 м и грузоподъемностью 12 т при двухструнной
оснастке. Скорость подъема крюка при однострунной оснастке —
0,8 м/с, при двухструнной — 0,4 м/с. Подъем и опускание мачты
производят с помощью винтового подъемника, привод которого
осуществлен от электродвигателя мощностью 1,5 кВт.
Смонтирована установка на автомашине повышенной прохо-
димости ГАЗ-66, па которую укладываются во время транспор-
Рис. 24. Установка вибрационного бурения АВБ-2М (транспортное по-
ложение):
/ — кронблок; 2 — талевый блок; 3 — вибромолот; 4 — мачта; 5 — опора;
б —лебедка; 7 — винтовой подъемник мачты; 8 — генератор; .С — автомобиль
тировки буровой инструмент и принадлежности. Масса уста-
новки с буровым инструментом, запасными частями, принадлеж-
ностями и автоприцепом 6300 кг.
В табл. 10 представлены данные о производительности в смену
различных способов бурения, применяемых при инженерно-
геологических исследованиях на глубину 10—20 м в породах
I —III категорий, из которой следует, что вибрационный способ
является самым производительным.
Таблица 10
Способ бурения
Средняя сменная
производитель-
ность, м/ст.-смену
Колонковый
Ударно-канатный (кольцевым забоем)
Шнековый (рейсовый)
Вибрационный
12,7
14,0
19,3
33,9
Глава 5
УСТАНОВКИ КОМБИНИРОВАННОГО БУРЕНИЯ
Проходка скважин в породах, обладающих разными механи-
ческими свойствами, может быть эффективной в том случае,
если применяется соответствующий проходимой породе техно-
логический процесс.
Поскольку геологические условия в верхних толщах многооб-
разны, то при бурении неглубоких скважин иногда целесооб-
Рис. 25. Буровая уста-
новка УКБ-12/25:
1 — звездочка; 2 — цепь;
3 — бензобак; 4 —вращатель;
5 — каретка; 6 — лебедка; 7 —
рукоятка лебедки; 8 — стойка;
9 — подкос; 10 — рама; 11 —
центратор; 12 — колесо; 13 —
пружинный аккумулятор
разно применять не один, а несколько способов, комбинируя
их последовательно в соответствии со свойствами пород.
В практике неглубокого бурения встречается комбинирова-
ние не более трех способов.
Такие установки применяются при поисково-картировочном
бурении, для бурения гидрогеологических и инженерно-геологи-
ческих скважин и разведки россыпных месторождений.
Буровая установка УКБ-12125 (рис. 25). Установка УКБ-12/25
предназначена для бурения вертикальных и наклонных (45—90°)
скважин вращательным способом шнеками диаметром 70, 105
з
67
Таблица 11
Технические характеристики станков и установок для бурения неглубоких инженерно -геологических скважин
с номинальной глубиной комбинированными способами
Параметры БУЛИЗ-15АП АВБ2М АВБЗ УБР-1 УБР-2
Глубина бурения, м 30 20—40 20; 40; 100 15 25
Начальный диаметр сква- жины, мм 168 219 168; 325 121 253
Способы бурения Колонковый «всухую», шнековый, медленио- вращательный, удар но-к ан атный. вибрационный Вибрационный, ударно-канатный Ударно-канатный, вибрационный, вибро-вращатель- ный, колонковый «всухую», колон- ковый с промыв- кой Ударно-канатный, медленновраща- тельный Ударно-канатный, медленновраща- тельный
База Автомобиль ГАЗ-69 Автомобиль ГАЗ-66 Автомобиль ЗИЛ-131 Стационарный на полозьях Автомобиль ЗИЛ-131
Основной рабочий орган Ротор, вибромолот Вибромолот ВБ7 Вибромолот ВБ7М Ротор, ударное устройство Ротор, ударное устройство
Число ударов бурового снаряда в 1 мин <25 <25 <25 27 и 45 37
Высота подъема снаря- да, мм С лебедки С лебедки С лебедки 550 600
Масса ударного снаря- да, КГ L 200 300
Грузоподъемность ле- бедки, кг 1200 4000 4000 1000 1800
Грузоподъемность мач- ты. кг 5000 12 000 12 000 3000 6000
Высота мачты до осн ро- лика кронблока, м 5,2 7,5 7,6 7 8
Скорость навивки каната на барабан лебедки, м/с 0,1—0,5 0,8 0,41; 0,82 0,5; 0,8 0,51
Частота вращения рото ра, об/мин 32—165 — 50; 98; 124; 245; 390 7; 12 12; 24; 76
Диаметр проходного от- верстия ротора, мм Ротор откидной — — 135 255
Привод От тягового двига- От тягового дви- От двигателя От двигателя От двигателя
§ теля автомашины гателя авто- машины Д37-СЗ-1 Д-300 24-8,5/П
Мощность двигателя, кВт Габаритные размеры в транспортном положе- нии, мм: — — 29 4,4 10
длина 4200 7500 7600 1900 2670
ширина 1750 2350 2350 980 962
высота 2300 3400 3500 1350 8285
Масса, кг 2030 6300 9900 1025 2000
Примечание. Габаритные размеры и масса установки УБР-2 указаны без автомашины; высота дана в рабочем положении.
и 140 мм на глубину соответственно до 15, 10 и 5 м и вращатель-
ным с промывкой твердосплавными коронками диаметром 76 мм
на глубину до 12,5 м, твердосплавными и алмазными коронками
диаметром 36 и 46 мм на глубину до 25 м.
Установка состоит из шестискоростного вращателя, двигателя
«Дружба-4» мощностью 2,95 кВт, направляющей рамы, лебедки,
механизма подачи с пружинным аккумулятором.
Перемещающийся по направляющей раме вращатель обеспе-
чивает два диапазона частот вращения бурового инструмента:
I диапазон — 100, 270, 600 об/мин; II диапазон — 450, 600,
1200 об/мин.
Подача инструмента на забой осуществляегся на величину
до 1200 мм, усилие подачи регулируется с помощью пружинного
аккумулятора в пределах до 4000 Н.
Габаритные размеры установки, мм:
длина , 1. . . . ........1320
ширина . . . ................1090
высота....................................1965
Установка разбирается на узлы массой до 25 кг. Масса уста-
новки в транспортном положении ПО кг.
В комплект установки входят: насосная установка НБ1-25/16
(подача 25 л/мин, максимальное давление 16 кгс/см2) с двигате-
лем «Дружба-4», комплект бурового инструмента, комплект при-
способлений (для срыва шнеков при ликвидации аварий и для
использования вращателя в качестве мотобура), комплект запас-
ных частей и ремонтно-монтажного инструмента.
Самоходная буровая установка УКБ-12125С. Установка
УКБ-12/25С является самоходной модификацией установок класса
УКБ-12/25, поэтому все параметры технической характеристики
ее аналогичны базовой установке этого класса УКБ-12/25. Она
смонтирована на автомобиле высокой проходимости УАЗ-469Б.
Но в труднодоступной для транспорта местности или в стесненных
условиях установка и насос могут быть сняты с транспортной
базы и использоваться автономно от нее.
Буровая установка БУЛИЗ-15АП. Буровая установка линей-
ных изысканий БУЛИЗ-15 предназначена для бурения инженерно-
геологических скважин. Техническая характеристика установки
приведена в табл. 11.
Буровая установка УГБ-50М (рис. 26). Буровая установка
УГБ-50М предназначена для гидрогеологического, инженерно-
геологического, а также разведочного бурения скважин глубиной
до 50 м вращательным способом шнеками и ударно-канатным.
При наличии бурового насоса можно производить колонковое
бурение до глубины 100 м.
Установка смонтирована на шасси автомашины ГАЗ-66. Вместе
с установкой транспортируется специально оборудованный авто-
прицеп с комплектом бурового инструмента.
70
Техническая характеристика установки УГБ-50М приведена
в табл. 12.
При осуществлении спуско-подъемных операций вращатель
отводится в сторону, освобождая пространство для подъема шне-
ков или ударного инструмента. Мачта высотой 8 м позволяет
поднимать свечи длиной до 6 м.
Привод всех маханизмов уста-
новки осуществлен от установ-
ленного в кузове автомашины
дизеля Д-48 мощностью 35,3 кВт.
Масса установки—5,1 т.
Самоходная буровая установ-
ка УБР-2 (рис. 27). Установка
УБР-2 предназначена для буре-
ния скважин при поисках и раз-
ведке россыпных месторождений,
строительных материалов, инже-
нерно-геологических изысканиях,
вид в
J 4 5 6 7 8
Рис. 26. Буровая установка УГБ-50М:
1 — рама установки; 2 — двигатель; 3 — цилиндры спуска и подъема мачты;
4 — ударный механизм; 5 — коробка передач; 6 — тормоза; 7 — пост управле-
ния; 8 — лебедка; 9 — мачта; 10 — подвижной вращатель; 11 — осветительные фары;
12 — ограждение; 13 — шнек; 14 — гидроцилипдры подачи
при проведении гидрогеологических работ. Техническая харак-
теристика установки УБР-2 приведена в табл. И.
Рабочие механизмы установки позволяют сочетать ударно-
канатное бурение забивными стаканами, долотом или желонкой
и медленно-вращательный — змеевиками, ложками, шнеками или
колонковыми снарядами всухую в любой последовательности и
одновременно крепить стенки скважины обсадными трубами.
Обсадка труб производится забивкой их ударным снарядом
с одновременным вращением ротором. При этом башмак обсадных
труб может находиться впереди забоя, на одном с ним уровне
или отставать от забоя на интервал опробования.
71
Таблица 12
Технические характеристики установок для бурения инженерно-геологических
и геологоразведочных скважин глубиной от 30 до 100 м
Параметры ЛБУ-50 УГБ-50М БУГ-50 БУГ-100 УБСР-25 БУУ-2]
Глубина бурения, м 50 50—100 50 100—200 25 50
Начальный диаметр сква- жины, мм 200 230 273 273 715 273
Способ бурения Вращательный, ударно-кан-ат- ный Шнековый, колонковый, удар но-канат- ный Ударно-канат- ный Ударно-канат- ный Комбинирован- ный: медленно- вращательный ковшовым буром и ударо-захват- ный грейфером Ударно-канат ный враща- тельный
База Автомобиль Автомобиль Автомобиль Стационарная Трелевочный Гусеничный
Ьо ЗИЛ-157К ГАЗ-66 ЗИЛ-157КЕ на полозьях трактор ТДТ-75 вездеход
Тип вращателя Подвижной ротор Подвижной ротор Подвижной ротор Откидной ротор
Частота вращения ин- струмента, об/мин 14; 38; 63; 101 70; 125; 200 5,5; 10,7 43; 83; 125
Ход каретки вращателя, мм 3250 1500 — — 1465 1000
Осевое усилие вниз, кН 56,4 52 — — 57 19,8
Грузоподъемность ле- бедки, кг Скорость навивки каната на барабан, м/с 2500 0,47; 1,28, 2,13; 3,93 1 2500 0,64; 1,24; 1,98 Lmhhh 3000 0,42; 0,87; 1,6 4000 1,0—1,3 3000 0,32; 0,82 L— 2300
Тип ударного механизма Кривошипно- шатунный со свободным сбросом сна- ряда Кривошипно- шатунный Кулачковый со свободным сбросом ин- струмента Кулачковый со свободным сбросом ин- струмента С лебедки Кривошипно- шатунный
Число ударов снаряда в 1 мин 17; 48; 78; 126 45; 80 20; 43 30; 60 — 40; 60
Масса ударного снаря- да, кг 500 400 500 1000 500 1000
Величина хода ударного снаряда, мм 1000 650 600 250; 500 — 400; 600
Высота мачты, мм 8,3 8 9,8 — 7,47 12
Максимальная грузо- подъемность мачты, кг 5000 7300 9000 — — 13 400
Со Тип механизма для по- гружения обсадных труб — — Кривошипно- шатунный ме- ханизм рас- ходки труб Кривошипно- шатунный ме- ханизм рас- ходки труб Ротор
Максимальный крутя- щий момент механизма погружения обсадных труб, кН'М Габаритные размеры в транспортном положе- нии, мм: 14 20
длина 8380 8000 9700 3455 7450 8300
ширина 2315 2000 2100 2200 2370 2900
высота 2546 3000 4500 2200 3500 3650
Масса, кг 8440 5100 4500 * 2900 12 500 11 500
Масса указана без базового автомобиля, тяг и ключей расходки.
Конструкция установки обеспечивает свинчивание и развин-
чивание бурильных и обсадных труб во время снуско-подъемных
операций,
Агрегат вибровращательного бурения АВБ-3. Агрегат АВБ-3
предназначен для бурения инженерно-геологических скважин,
скважин для разведки россыпных
ровочном бурении и при буре-
нии гидрогеологических скважин
(рис. 28).
Агрегат смонтирован на авто-
машине ЗИЛ-131. Привод буро-
вых и вспомогательных механиз-
мов осуществлен от установлен-
ного в кузове автомашины
ля Д37-СЗ-1 мощностью 29
Основные способы бурения:
г з it
дизе-
кВт.
виб-
месторождений, при карти-
в
Рис. 27. Буровая установка УБР-2:
/ — автомобиль; 2 — дизель; 3 — редуктор; 4 — лебедка с ударным механизмом;
5 — канат с канатным замком; 6 — канат подъема мачты; 7 — мачта; 8 — лебедка
подъема мачты; 9 — раздаточная коробка; 10— рама станка; 11 — ротор
рационный, вибровращательный и колонковый «всухую» на глу-
бину до 20 м, ударно-канатный на глубину до 40 м и колонковый
с промывкой на глубину до 100 м. Основной диаметр скважин
168—108 мм; возможно бурение скважин диаметром до 325 мм.
Агрегат АВБ-3 состоит из следующих основных узлов: дизеля,
фрикциона, коробки передач, ротора, генератора, лебедки, ме-
ханизма подачи, вибропогружателя, мачты, винтового подъем-
ника, труборазворота, электрооборудования и механизмов уп-
равления.
В качестве основного рабочего органа используется вибро-
погружатель — беспружинный вибромолот ВБ7М с вынуждаю-
щей силой 57 кН. Привод вибромолота осуществлен от электро-
двигателя мощностью 9,4 кВт, который получает питание от
генератора.
74
Для производства спуско-подъемных операций и производства
ударно-канатиого бурения агрегат имеет лебедку грузоподъем-
ностью 4000 кг и мачту грузоподъемностью 12 т и высотой 7,6 м.
Скорость навивки каната на барабан лебедки 0,41 и 0,82 м/с.
Привод лебедки осуществлен от двухскоростного электродви-
гателя мощностью 10,7—15 кВт. Подъем
и опускание мачты производится с по-
мощью винтового подъемника, привод
которого осуществлен от электродвига-
теля мощностью 3 кВт. Техническая
характеристика агрегата АВБ-3 приве-
дена в табл. 11.
Для свинчивания и
бурильных труб агрегат комплектуется
труборазворотом. Труборазворот обеспе-
чивает крутящий момент 360 кгс-м и
частоту вращения водила 78 об/мин.
развинчивания
т
11
Рис. 28. Агрегат вибровращательного бурения АВБ-3:
1 — автомашина; 2 — опора мачты при транспортировании агрегата; 3 — дви-
гатель; 4 — лебедка; 5 — винтовой подъемник мачты; 6 — мачта; 7 — вибромолот
ВБ-7М; 8 — пульт управления; У — вращатель; 10 — опора мачты; 11 — трубодер-
жатель; 12 — колодки опорные для колес
Привод труборазворота осуществляется от электродвигателя мощ-
ностью 2,3 кВт.
Питание всех электродвигателей агрегата осуществляется от
генератора, установленного в кузове автомобиля.
Буровая установка УШБ-16 (рис. 29). Установка УШБ-16
предназначена для бурения гидрогеологических, сейсмических,
поисковых, структурно-картировочных скважин вращательным
способом без промывки шнеками и с промывкой. Диаметр сква-
жин до 150 мм. Глубина бурения шнеками до 75 м, а с промывкой
колонковым способом до 300 м. Кроме того, установка позволяет
осуществлять проходку скважин большого диаметра (до 1000 мм)
75
вращательным способом с обратным потоком промывочной жид-
кости и медленновращательным способом «всухую» змеевиком.
Установка имеет подвижный вращатель с большим ходом подачи
ю
(7,0 м), обеспечивающий частоты вращения инструмента в пре-
делах 15 4-300 об/мин.
Привод всех механизмов установки осуще-
ствлен от ходового двигателя автомашины.
На вращатель мощность передается посред-
ством вертикального вала. Подача вращателя
вверх и вниз производится двухбарабанной
лебедкой грузоподъемностью 2,5 т через си-
стему тросов. Максимальное усилие подачи:
вверх — 150 кН, вниз — 40 кН.
Скорость навивки каната на барабан 1,4 м/с.
Установка комплектуется буровым насо-
сом 11ГРИ с подачей до 300 л/мин. Все обо-
рудование установки смонтировано на автома-
шине ЗИЛ-131. Спуско-подъемные операции
и наращивание шнеков и бурильных труб,
их свинчивание и развинчивание осущест-
вляются с помощью подвижного вращателя.
8
3
Рис. 29. Буровая установка УШБ-16:
1 — коробка скоростей автомашины; 2 — коробка отбора мощности; 3 — насос
буровой; 4 — лебедка двухбарабанная; 5 — спайдер; 6 — угловой редуктор; 7 — ко-
лонна шпеков; <8 — подвижный вращатель; 9 — ведущий шестигранный вал; 10 — мачта
Буровая установка ЛБУ-50 (рис. 30) предназначена для соо-
ружения гидрогеологических скважин глубиной до 50 м и шахт-
ных колодцев (шурфов) глубиной до 15 м.
Бурение скважин производится шнеками в сочетании с удар-
но-канатным способом. Диаметр скважин полыми шнеками с отбо-
ром керна съемным грунтоносом 240 мм; шнековым способом
в сочетании с ударно-канатным 200 мм.
76
Бурение шахтных колодцев (шурфов) осуществляется спе-
циальным буром, который опускается на забой и поднимается
иа поверхность по гладкой бурильной трубе тросом лебедки.
Крепление стенок шурфов осуществляется железобетонными или
деревометаллическими кольцами. Буровая установка ЛБУ-50
смонтирована на шасси автомашины ЗИЛ-131. Привод всех меха-
низмов осуществляется от ходового дви-
гателя через коробку отбора мощности.
Для ударно-канатного бурения устано-
вка обеспечивается: забивными стаканами,
ударной штангой, желонками с плоским
и сферическим клапанами, долотами (см.
рис. 11).
Шурфы проходятся специальным ковшо-
вым буром диаметром 740 мм, который в дни-
ще имеет окна, снабженные ножами и рези-
Рис. 30. Буровая установка ЛБУ-50:
1 — коробка отбора мощности автомашины; 2 — шасси; 3 — карданный вал; 4 —
ударный механизм; 5 — лебедка; 7 — угловой редуктор; 8 — вертикальный вал для
привода вращателя; 9 кронблок; 10 — подвижный ротор
новыми клапанами (последние ставятся при проходке плывучих
пород). В верхней части бура имеются складные ножи-расши-
рители, разрабатывающие шурф до диаметра 1050 мм.
Бур спускается на забой и поднимается на поверхность на
канате лебедки по гладкой бурильной колонне, которая в про-
цессе бурения не извлекается из шурфа.
Техническая характеристика установки ЛБУ-50 приведена
в табл. 12.
При подъеме бура, наполненного породой, ножи-расширители
входят в корпус бура, а при спуске бура на забой специальное
пружинное устройство переводит ножи в рабочее положение.
Разгрузка породы из бура и ее уборка от устья шурфа, крепле-
ние шурфа железобетонными или деревометаллическими коль-
цами частично механизированы.
Для транспортировки бурового и вспомогательного инстру-
ментов оборудован специальный прицеп.
77
Обслуживают установку в смене три человека (включая шо-
фера).
Самоходная буровая установка БУУ-2. Установка БУУ-2 пред-
назначена для бурения скважин диаметром
бины 50 м при разводке россыпных
месторождений в сложных геологи-
ческих условиях по талым, мерз-
лым, сухим и обводненным рыхлым
отложениям с содержанием валунов,
а также может быть использована
для бурения скважин другого на-
значения.
Установка самоходная на гусе-
ничном ходу. Привод гусеничного
хода осуществлен от двигателя уста-
новки (дизель Д-65 ЛС) мощностью
44,1 кВт. Техническая характеристи-
ка БУУ-2 приведена J3 табл. 12.
Рабочие механизмы установки
позволяют сочетать ударно-канатный
и вращательный способы бурения
в любой последовательности.
Буровая установка УБСР-25.
Неравномерное распределение зо-
168—219 мм до глу-
Рис. 31. Буровая установка УБСР-25:
1 — пульт управления; 2 — винтовые домкраты; 3 — ротор; 4 — укосина; 5 -
мачта; 6 — гидроцилнндры; 7 — лебедка; 8 — рама
лота в россыпях, значительное колебание его зерен но круп-
ности и малый объем проб, извлекаемых из буровых скважин,
требует проходки довольно значительного количества контроль-
ных (заверенных) шурфов. Шурфы проходятся медленно и обхо-
78
Рис. 32. Основной рабочий инструмент буровой установки УБСР-25:
а — ковшовый бур с распорами; б — ковшовый бур на штангах; в — грейфер: г — обсадные трубы с башмаком; д — однолезвий'
ное долото с утяжелителем
дятся дорого. Если россыпь обводнена, то шурфы часто не дово-
дятся до намеченной глубины.
Проведенные Б. П. Макаровым и В. П. Кренделевым иссле-
дования позволили создать установку УБСР-25 для бурения
скважин большого диаметра взамен шурфов при разведке золото-
носных и других россыпей, залегающих в талых, обводненных
породах (рис. 31). Основной способ бурения установкой УБСР-25
комбинированный, сочетающий медленновращательный (ковшо-
выми бурами) и ударно-захватный (грейферами) способы, которые
могут сочетаться в любой последовательности. При бурении
стенки скважины закрепляются обсадными трубами. Обсадка
труб производится задавливанием их механизмом подачи с одно-
временным вращением ротором. При этом башмак обсадных труб
может опережать забой, находиться на одном с ним уровне или
отставать от него на интервал опробования.
Техническая характеристика буровой установки УБСР-25
приведена в табл. 12.
Масса установки 12 000 кг. Масса установки с инструментом
около 22 т, обслуживают установку три человека в смене.
В состав основного рабочего инструмента установки входят
(рис. 32) ковшовые буры, опускаемые в скважину на канате или
штангах, одноканатный грейфер, однолезвийное долото и обсад-
ные трубы с башмаком.
Ковшовый бур с распорами состоит из днища со стягивающим
штоком и породоприемной кассетой и корпуса с механизмом
распора. Последний позволяет раскрепить бур в любом поло-
жении относительно башмака обсадных труб. Ковшовый бур на
штангах вместо механизма распора имеет ниппель для присоеди-
нения штанг. Ковшовый бур обеспечивает прием и извлечение
из скважины сыпучего материала размером до 200 мм.
Одноканатный грейфер состоит из челюстей, корпуса с поли-
спастом и головки с механизмом закрытия челюстей. Грейфер
обеспечивает бурение рыхлых отложений с включением гальки и
валунов размером до 500 мм без их предварительного разрушения.
Обсадная труба специальной конструкции имеет длину 1 м
и состоит из ниппеля и муфты. Ниппель имеет кольцевую выточку
со скосом, в которую вмонтированы три бобышки, воспринимаю-
щие соответственно осевое и окружное усилия от ротора через
специальные кулачки. Соединение труб между собой и с башма-
ком производится при помощи шести пальцев.
Буровая установка УБСР-25 обеспечивает скорость бурения
6 м/ст.-смену. При этом извлечение породы достигает 95—100%,
порода в процессе подъема не теряется, измельчения драгоцен-
ного металла, смещения границ продуктивного пласта, искаже-
ния его мощности не наблюдается. В табл. 11 и 12 приведены
технические характеристики установок, применяемых при инже-
нерно-геологическом и поисково-разведочном неглубоком бу-
рении.
80
Глава 6
установки для пенетрационно-каротажного
ИССЛЕДОВАНИЯ ГРУНТОВ
При инженерно-геологических изысканиях требуется всесто-
роннее изучение физико-механических свойств грунтов. С этой
целью в большом объеме производится колонковое бурение. К со-
жалению, далеко не во всех породах можно получить полноцен-
ный керн. Кроме того, колонковое бурение производится отно-
сительно медленно, так как для лучшего выхода керна приходится
ограничивать проходку за рейс.
Рис. 33. Схема пенетра-
ционно-каротажной само-
ходной установки:
1 — зонд-датчик; 2 — штан-
га; 3 — гидроцилиндр подачи;
4 - мачта; 5 — гусеница; 6
капал связи; 7 — аппаратур-
ная станция; 8 - - пульт управ-
ления и регистрирующая аппа-
ратура
ВСЕГИНГЕО разработал такой комплекс пенетрационно-ка-
ротажных исследований, который позволяет получить основные
характеристики физико-механических свойств грунтов на глу-
бину до 30 м без предварительного колонкового бурения скважин
и без лабораторных исследований образцов. По этой схеме изме-
рительный зонд с датчиками для определения необходимых физи-
ко-механических свойств грунтов навинчивается на нижнюю
штангу. При помощи колонны штанг зонд с помощью
гидравлического устройства вдавливается в рыхлый (мягкий)
грунт при усилии подачи 80—120 кН. В процессе внедрения изме-
рительного зонда в грунт датчики отмечают параметры соответ-
ствующих свойств грунта и через канал связи передают инфор-
мацию (рис. 33) на пульт наземной регистрирующей аппаратуры.
В современных пенетрационных установках используются сле-
дующие методы:
1) гамма-гамма каротаж (ГГК) для определения объемной массы
грунта;
81
2) нейтрон-нейтроиный каротаж (ННК) для определения влаж-
ности и положения уровня грунтовых вод;
3) гамма-каротаж (КГ) для расчленения разреза песчано-гли-
нистых отложений по естественной радиоактивности пород;
4) статистическое зондирование с использованием призабойных
тензоэлектрических датчиков лобового сопротивления и трения
пород для определения деформационных и прочностных свойств
пород.
Во всех перечисленных методах производится статическое
погружение измерительных датчиков-зондов и запись непре-
рывных диаграмм изменчивости исследуемого свойства грунта
в процессе погружения.
Разработка и создание пенетрационно-каротажных установок
проводились в двух' направлениях:
1) установки для инженерно-геологических исследований в на-
земных условиях;
2) установки для исследования донных рыхлых отложений
водоемов и морских акваторий.
Пенетрационно-каротажная станция СПК-Т предназначена
для инженерно-геологической и гидрогеологической съемки и
изысканий под объекты промышленных и гражданских сооруже-
ний, для решения задач мелиорации. Станция используется для
исследования грунтов в рыхлых отложениях, поддающихся про-
ходке вдавливанием измерительного зонда с усилием до 190 кН.
Исследование грунта выполняется тензометрией (статическим
зондированием) и радиометрией (ГК, ГГК и ННК).
Комплекс пепетрационно-каротажных методов позволяет по-
лучить непрерывные диаграммы изменений по скважине: объемной
массы грунта, влажности, прочностных свойств грунтов по данным
измерений лобового сопротивления погружению конуса и сопро-
тивления трению боковой поверхности зонда о грунт.
Комплекс дает возможность также определить положение
уровня грунтовых вод и виды пород песчано-глинистых отложений.
Отличительная особенность аппаратуры состоит в том, что
импульсы от датчиков к наземной аппаратуре передаются по
радиоканалу.
Гидромеханическое оборудование представлено вдавливающим
устройством с зажимным патроном и анкерным устройством с двумя
анкер-сваями и приводом. Вдавливающее устройство движется
по двум вертикальным направляющим, которые одновременно
являются передаточными валами привода вращения анкер-свай.
Все основное оборудование приводится в действие с помощью
гидроцилиндров и гидромоторов.
Обслуживающий персонал станции состоит из оператора-
геофизика, бурового мастера (он Же водитель) и рабочего.
Рабочие места оператора-геофизика и бурового мастера, изоли-
рованные одно от другого, находятся в двухместной кабине, имею-
щей термо- и звукоизоляцию. Кабина оборудована отопительно-
82
вентиляционной установкой и имеет удобства, необходимые для
работы и обслуживания станции.
Рабочее место рабочего находится на специальной площадке
с ограждением, закрытой тентом. На площадке расположен пульт
управления устройством для подъема и укладки бурильных труб.
Рис. 34. Схема подводной пеиетрационно-каротажной станции ПСПК:
а — общий вид: 1 — подводная установка; 2 — измерительный зонд; 3 — колонна
пенетрацнонных штанг; 4 — пульт управления с регистрирующей аппаратурой; 5 —
кабели; 6 — плавучее средство с оснасткой; б — устройство подводной установки ПСПК:
1 — герметичный контейнер; 2 — гидравлический цилиндр; 3 — полый шток; 4 — пор-
шень; 5 — зажимной патрон; 6 — электродвигатель; 7 — гидравлическая система:
8 — компенсатор; 5 — несущая ферма с балластной емкостью; 10 — штаыгодержатель;
И — бесконтактный конечный переключатель; 12 — измерительный зонд; 13 — колонна
штанг; 14 — поплавок; 15 •— кабель для питания измерительных датчиков и получения
информации; 16 — силовой кабель для питания электромотора и управления режимом
работы установки; 17 — балласт
Все рабочие места соединены между собой переговорным
устройством с двухсторонней телефонной связью.
Подводная пенетрационно-каротажная станция ПСПК. Про-
ведение инженерно-геологических исследований в прибрежных
акваториях морей, на водохранилищах, озерах и реках для раз-
личных видов гидротехнического строительства трудоемко. Наи-
большую технологическую сложность представляют буровые ра-
боты на воде. Эти работы сложны тем, что очень трудно отбирать
пробы водонасыщенпых пород с ненарушенной структурой. Даже
наиболее совершенные способы отбора проб с использованием
83
вибропоршневых трубок часто не обеспечивают удовлетвори-
тельного решения этой задачи.
Разработанная под руководством В. И. Ферронского подвод-
ная пенетрационно-каротажная станция (ПСПК) обеспечивает
определение основных физико-механических свойств и литоло-
гического состава отложений в разрезе без отбора образцов пород
в условиях их природного залегания.
Принципиальное отличие ПСПК от существующих установок
аналогичного назначения состоит в том, что установка погру-
жается на дно водоема, откуда производится вдавливание изме-
рительного зонда (рис. 34).
Станция ПСПК состоит из подводной установки,для погруже-
ния вдавливанием и извлечения измерительного зонда, комплекта
измерительной аппаратуры и плавучих средств. Установка пред-
ставляет собой контейнер, в котором смонтировано устройство
для вдавливания штанг (рис. 34, б). Измерительная аппаратура
включает комбинированный зонд, блок регистрирующей аппа-
ратуры и пульт управления работой подводной установки. Ком-
бинированный измерительный зонд включает пять датчиков:
лобового сопротивления, трения, нормального давления, ГГК и
ГК. Такая конструкция зонда обеспечивает одновременное полу-
чение всех пяти измеряемых параметров грунта и запись их на
лентах самописцев в виде непрерывных диаграмм.
В связи с тем, что сама установка погружается на дно, разра-
ботана специальная система дистанционного управления всеми
операциями. Для питания установки на плавучих средствах
установлена электростанция.
Работы, проведенные с помощью ПСПК, показали, что раз-
работанная станция обладает высокими технико-экономическими
показателями и позволяет выполнять инженерно-геологические
исследования акваторий па принципиально новой методической
и технической основе.
Часть III
КОЛОНКОВОЕ БУРЕНИЕ
Глава 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОЛОНКОВОМ БУРЕНИИ
§ 1. ОБЩАЯ СХЕМА КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
Колонковое бурение является основным техническим средством
разведки месторождений твердых полезных ископаемых.
Оно также широко применяется при ипженерно-геологических
и гидрогеологических исследованиях и на структурно-картиро-
вочных изысканиях при поисках нефтяных и газовых месторож-
дений. Кроме того, это бурение применяется для различных инже-
нерных целей. Колонковым способом могут буриться шурфы и
разведочные шахты.
Колонковое бурение получило столь большое распростране-
ние по следующим причинам.
1. Оно позволяет извлекать из скважины столбики породы —
керна, по которым можно составить геологический разрез место-
рождения и опробовать полезное ископаемое.
2. Колонковым способом можно бурить скважины под различ-
ными углами к горизонту, различными породоразрушающими
инструментами в породах любой твердости и устойчивости. Из
подземных выработок можно бурить восстающие скважины.
3. Бурить скважины малых диаметров на большую глубину,
применяя относительно легкое оборудование.
Общая схема установки для колонкового бурения дана на
рис. 35. Перед началом бурения на место заложения запроекти-
рованной скважины разравнивается площадка, выкапываются
ямы под емкости для промывочной жидкости и под фундаменты
и собирается буровая вышка 14 с буровым зданием 15. В вышке
монтируются в требуемом направлении буровой станок 7, буро-
вой насос 18, электродвигатели 19 для привода станка и насоса.
При отсутствии электроэнергии станок и насос приводятся в дей-
ствие через соответствующую трансмиссию от двигателя вну-
треннего сгорания (ДВС). После монтажа буровой установки
и проверки ее работы производится забуривание скважины в за-
данном направлении, после чего устье скважины закрепляется
направляющей трубой 6. Одновременно оборудуется система для
очистки бурового раствора от частиц разбуренной породы.
Бурение скважины производится в следующей последователь-
ности. При помощи лебедки 16 в скважину спускается буровой
снаряд, собираемый из следующих частей: коронки 1, колонковой
85
трубы 3, переходника 4, колонны бурильных труб 5, длина кото-
рой увеличивается по мере углубления скважины. Все части буро-
вого снаряда соединяются друг с другом при помощи резьбовых
герметичных соединений.
Верхняя ведущая бурильная труба пропускается сквозь
шпиндель вращателя 8 бурового станка и зажимается в патро-
нах 9. На верх ее навинчивается буровой сальник 10, соединенный
нагнетательным шлангом 17 с буровым насосом 18. С промывкой
Рис. 35. Общая схема установки для колонкового бурения
и вращением коронку осторожно доводят до забоя и начинают
бурение.
В зависимости от физико-механических свойств проходимых
пород, диаметра и типа буровой коронки шпинделю и буровому
снаряду сообщают ту или иную частоту вращения и при помощи
регулятора подачи создают необходимую осевую нагрузку на
коропку. Частота вращения инструмента подбирается в зависи-
мости от типа коронки, ее диаметра и глубины скважины. Регу-
лятор подачи позволяет создавать необходимое давление резцов
коронки на породу забоя, независимо от веса колонны бурильных
труб (глубины скважины). Вращаясь и внедряясь в породу,
коронка выбуривает кольцевой забой, формируя керн 2. По мере
углубления скважины керн заполняет колонковую трубу 3.
Для охлаждения коронки, очистки забоя от разрушенной
породы и выноса ее на поверхность скважину промывают. Про-
мывочная жидкость через всасывающий шланг 23 засасывается
насосом из приемного бака 22 и нагнетается к забою скважины
86
через нагнетательный шланг 17, буровой сальник 10 и колонну
бурильных труб 5.
Промывочная жидкость смывает забой, охлаждает резцы ко-
ронки и транспортирует частицы породы (шлам) с забоя на по-
верхность. Из скважины жидкость направляется в желоба 20
и отстойные баки 21, где частицы породы осаждаются, и очищен-
ная жидкость попадает в приемный бак 22, откуда вновь нагне-
тается в скважину.
Если бурение ведется по устойчивым породам, то для промывки
скважины применяется техническая вода. При проходке скважины
в недостаточно устойчивых породах промывку ведут глинистым
раствором. При бурении в относительно безводных скважинах
может применяться продувка забоя сжатым воздухом или газом
После того как колонковая труба наполнится керном, присту-
пают к подъему инструмента на поверхность. При бурении в креп-
ких и абразивных породах иногда приходится прекращать буре-
ние и приступать к подъему инструмента из-за значительного
снижения скорости бурения вследствие затупления резцов коронки
или из-за самозаклинивания керна в колонковом снаряде.
Перед началом подъема керн должен быть надежно заклинен
в нижней части колонкового снаряда и сорван. После заклини-
вания керна насос выключают и буровой снаряд при помощи
лебедки 16, каната 12, кронблока 13, талевого блока 11 с крюком
и элеватором поднимают на поверхность, развинчивая колонну
бурильных труб иа отдельные свечи. Длина свечей определяется
высотой буровой вышки. Свеча свинчивается из двух или трех,
а иногда и четырех бурильных труб. Длина свечи на 3—5 м меньше
высоты вышки. Свечи устанавливаются на подсвечник. Вес
поднимаемой колонны можно определять с помощью индика-
тора веса 24.
После извлечения колонкового снаряда на поверхность ко-
ронку отвинчивают, керн извлекают из колонковой трубы, ин-
струмент вновь собирают, опускают в скважину и бурение про-
должают. При каждом подъеме коронку осматривают и в случае
ее износа заменяют новой.
Кери омывают, очищают от глинистой корки, замеряют и
укладывают в последовательном порядке в керновые ящики, отме-
чая интервал скважины, с которого поднят керн, и процент извле-
чения керна.
Если скважина пересекает неустойчивые породы, которые об-
валиваются или выпучиваются даже при применении специальных
промывочных растворов, в нее опускают колонну обсадных труб,
перекрывая неустойчивые породы, после чего продолжают буре-
ние скважины породоразрушающим инструментом меньшего раз-
мера. Через 50—100 м проходки измеряют угол наклона и на-
правление (азимут) скважины. После того как скважина пересе-
чет полезное ископаемое и врежется в пустые породы лежачего
бока, бурение прекращают, инструмент поднимают и разбирают.
87
В скважине производят геофизические исследования, измеряют
кривизну скважины, температуру, проверяют глубину скважины,
после чего приступают к ликвидации скважины. Прежде всего
извлекают обсадные трубы (если они не зацементированы). Сква-
жину заполняют под давлением тампонажным раствором, чтобы
по стволу скважины не было перетока подземных вод. После
этого буровая установка разбирается и перевозится на новую
точку. При монтаже буровой установки в передвижной мачте
ее перевозят на новую точку в неразобранном виде. На месте
ликвидированной скважины устанавливают прочно репер.
В крепких породах бурение производят алмазными или (редко)
дробовыми коронками. В крепких, хрупких породах может быть
с успехом применено ударно-вращательное бурение гидро- и
пневмоударниками. В породах средней твердости и мягких вра-
щательное бурение ведется коронками, армированными твердо-
сплавными резцами. Если скважины пересекают уже изученные
породы, то на участках, где полезное ископаемое отсутствует,
целесообразно перейти на бескерновое бурение, которое позво-
ляет повысить производительность бурения за счет значительного
увеличения проходки за рейс и сокращения времени на спуско-
подъемные операции, а также за счет повышения механической
скорости бурения.
Глубины колонковых скважин бывают различные — от не-
скольких метров до нескольких тысяч метров. Самая глубокая
колонковая скважина была пробурена в Южной Африке. Ее глу-
бина ^4500 м. Она бурилась алмазными коронками диаметром
59 и 48 мм.
Диаметры колонковых скважин зависят от целей их проходки
и от типа породоразрушающего инструмента.
При алмазном способе скважины бурятся в основном корон-
ками диаметром 76, 59 и 46 мм. При твердосплавном бурении
разведочных скважин чаще применяют коронки диаметром 92,
76, 59 мм, а при инженерно-геологических изысканиях приме-
няются коронки диаметром 190, 151, 132 и 112 мм.
При дробовом бурении применяют коронки диаметром 150,
130, ПО и 91 мм. При инженерно-геологических и гидрогеологи-
ческих работах проходят колонковым способом шурфо-скважипы
диаметром 500—1500 мм. Выпускаются установки для бурения
колонковым способом шахт диаметром более 5 м.
Бурение алмазными и твердосплавными коронками и шаро-
шечными долотами может производиться в любом направлении.
Скважины, которые бурятся дробью, могут быть направлены
только вниз.
В десятой пятилетке колонковое бурение будет быстро разви-
ваться. Особенно быстро будет расширяться алмазное и гидро-
ударное бурение кольцевым забоем, а при детальной разведке —
бескерновое бурение шарошечными и алмазными долотами и
пикобурами. Большое применение должны получить буровые
88
снаряды со съемной керноприемной трубой типа ССК- Эти сна-
ряды, оснащенные высокостойкой коронкой, позволяют весьма
значительно сократить время на спуско-подъемные операции
(СПО), так как керноприемные трубы вместе с керном извлекаются
па поверхность на канате с помощью специальной лебедки, а бу-
рильная колонна поднимается и развертывается на свечи только
для смены износившейся коронки через десятки, а иногда и сотни
метров углубки скважины.
§ 2. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ИСТОРИИ
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
Колонковое бурение возникло еще в глубокой древности.
В. М. Финдерс Петри в своей работе «Пирамиды и храмы Гиша»
(1885 г.) отмечает, что древние египтяне при сооружении пирамид
пользовались трубчатыми бурами, заправленными алмазами,
или кольцевыми бурами, под торец которых подсыпались абра-
зивные порошки.
Современное колонковое бурение развилось из опытов швей-
царского инж. Ж- Р. Лешо, который впервые в 1862 г. предложил
применить для бурения алмазы, вставленные в кольцевую ко-
ронку. Именно Ж- Р. Лешо вместе с механиком Лиге построил
первую машину для алмазного бурения неглубоких взрывных
скважин.
В 1864 г. при проходке железнодорожного туннеля в горе Сени
между Италией и Францией стали применять буровой станок
с приводом от небольшой паровой машины, которая вращала
алмазную коронку диаметром 43 мм с частотой 30 об/мин.
В крепких породах (граниты) коронка проходила 25—30 см/ч.
Диаметр керна был 30 мм.
С тех пор колонковое бурение стало быстро развиваться при
разведке твердых полезных ископаемых. Так как коронки воору-
жались только алмазами, то колонковое бурение называлось
алмазным.
В 1867 г. М. Буллок получил патент на буровой станок для
алмазного бурения с приводом от паровой машины.
В 1872 г. майор Бомонт (Англия) сконструировал станок для
алмазного колонкового бурения и в 1875 г. пробурил скважину
диаметром 130 мм, глубиной около 700 м.
В 1878 г. Альберт Хол (фирма «Сулливан») сконструировал
станок с гидравлической подачей.
В восьмидесятых годах прошлого века шведский инж.
Р. А. Крелиус сконструировал буровой станок с рычажной по-
дачей через кремальеру, который являлся прототипом станков
типа КАМ, ВИРТ, Трауцль и др.
В 1886 г. было основано Шведское алмазно-буровое акционер-
ное общество, которое стало выпускать станки типа Крелиус
с рычажной подачей.
89
В России разведочное алмазное бурение стало развиваться
на Урале в конце прошлого века. Оно было усовершенствовано
проф. С. Г. Войславом, который сконструировал для алмазного
бурения оригинальные станки и впервые обосновал большую пер-
спективность коронок, армированных мелкими алмазами (1899 г.).
В 1899 г. инж. Девис (США) применил для проходки скважин
большого диаметра в крепких сильнотрещиноватых породах
вместо алмазного бурения дробовое.
Во время первой империалистической войны (в 1915 г.) герман-
ский инж. Ломан предложил применять для колонкового бурения
твердый сплав, названный им воломитом (сплав на базе карбида
вольфрама).
В XIX и начале XX в. бурение для разведки месторождений
полезных ископаемых в России было развито слабо. Разведочное
бурение в основном проводилось вручную, на нефть бурили меха-
ническим ударным способом. Станки и оборудование для колон-
кового бурения в России не производились и закупались за
границей.
Разведочные буровые работы в нашей стране в больших масшта-
бах стали развиваться только после Великой Октябрьской социа-
листической революции.
В 1926—1927 гг. буровые работы на твердые полезные ископае-
мые стали быстро расширяться. Потребовалось много нового
бурового оборудования, которое вначале приобреталось за гра-
ницей, а с 1928 г. стало изготовляться на Ижорском заводе под
Ленинградом (буровые станки типа Крелиус, бурильные, обсад-
ные и колонковые трубы и прочий инструмент для колонкового
бурения).
С 1927 г. начал ощущаться недостаток в технических алмазах
(карбонатах), стоимость которых в связи с усиленным ростом
потребления их па заводах точного машиностроения стала быстро
расти. Поэтому с 1927 г. в Восточном Забайкалье при проходке
скважин в крепких трещиноватых и абразивных породах, при
бурении которых расход алмазов был очень велик, по инициативе
проф. В. М. Крейтера и Б. И. Воздвиженского начали приме-
нять дробовое бурение. Вначале применялись импортные буро-
вая дробь и коронки, но с 1929 г. на Ижорском заводе начали
отливать чугунную буровую дробь. В том же году на «Электро-
заводе» в Москве в массовом количестве начали выпускать воль-
фраме-кобальтовый твердый сплав победит. Для бурения он
выпускался в форме восьмигранников. Победиты быстро нашли
широкий спрос при разведочном бурении на уголь, минеральные
соли, марганцевые руды и т. д.
Начиная с 1929 г. геологоразведочные работы стали разви-
ваться невиданными до того времени темпами. Колонковое бурение
в широком масштабе проводилось на Урале, в Сибири, Казах-
стане с целью разведки цветных металлов. Развернулась интен-
сивная разведка черных металлов (горы Магнитная и Высокая
90
на Урале, Кривой Рог, КМА и др,). Начались крупные разве-
дочные буровые работы на уголь в Кузнецком бассейне, Кара-
ганде, Донбассе. Темп роста разведочных буровых работ был
настолько велик, что возник большой недостаток в буровых
станках, трубах, истирающих материалах. Не хватало буровых
мастеров, техников-буровиков и инженеров, в связи с чем уве-
личилисть простои и аварии.
Для ликвидации нехватки кадров в Ленинграде были открыты
специальные высшие инженерные курсы, готовившие инженеров
и техников-буровиков, а в различных городах — курсы буровых
мастеров.
В мае 1930 г. в Ленинграде собралась Первая всесоюзная
буровая конференция, посвященная вопросам развития разве-
дочного бурения и выработки стандартных типов бурового обо-
рудования для разведки различных полезных ископаемых. Кон-
ференция наметила основные направления в развитии техники и
технологии колонкового бурения в течение первой и второй пяти-
леток. В результате решений этой конференции значительно
увеличился выпуск буровых станков и оборудования для разведки
твердых полезных ископаемых. Выпуск бурового оборудования и
инструментов был организован на заводах им. Воровского в Сверд-
ловске, на Щигровском механическом заводе, в г. Старом Осколе,
на заводе «Свет шахтера» в Харькове и на Очерском заводе в Перм-
ской области. Станки для колонкового бурения были модерни-
зированы и стали выпускаться под марками КА-300 и КА-500.
В феврале 1935 г. в Ленинграде собралась Всесоюзная конфе-
ренция по реконструкции техники разведки, наметившая даль-
нейшее развитие техники и технологии колонкового бурения.
Во время Великой Отечественной войны разведочные буровые
работы проводились в основном в Казахстане, на Урале, в Гор-
ной Шорни, в Кузнецком бассейне и Караганде, в Восточной
Сибири и на Дальнем Востоке.
С 1944 г. началась работа по реконструкции бурового обору-
дования. Были составлены технические условия на новый стан-
дарт обсадных, бурильных и колонковых труб и коронок, разра-
ботан размерный ряд буровых станков колонкового бурения для
разведки твердых полезных ископаемых. Этот ряд включал
станки для бурения скважин колонковым способом на глубины
75, 150, 300, 600 и 1200 м.
В этих работах активное участие принимали работники ка-
федры разведочного бурения МГРИ.
Станки с рычажной подачей, которые тогда только и приме-
нялись при разведке твердых полезных ископаемых, в 1945 г.
были вторично модернизированы и стали выпускаться под мар-
ками КАМ-300 и КАМ-500 (последний был сделан трехскоростным).
По инициативе треста Цветметразведка в 1945 г был спроек-
тирован и выпущен станок для бурения из подземных горных
выработок типа ГП-1.
91
В соответствии с разработанным размерным рядом станков
в 1946—1947 гг. завод им. Воровского в Свердловске разработал
многоскоростные станки марок ЗИВ-75 и ЗИВ-150 с комбиниро-
ванной рычажно-дифференциальной подачей. Станки для буре-
ния скважин на глубины 300, 600 и 1200 м были спроектированы
и выпущены заводом им. Фрунзе в Ленинграде типа ЗИФ-300.
ЗИФ-650 и ЗИФ-1200.
Эти станки оснащены двухцилиндровой гидравлической пода-
чей и четырехступенчатыми коробками передач.
Станки ЗИВ-75 и ЗИВ-150 теперь сняты с производства, как
недостаточно эффективные. Ио станки типа ЗИФ-650М и
ЗИФ-1200МР и в настоящее время являются основным техни-
ческим средством на разведочных работах. С 1966 г. для алмазного
бурения начали применяться более быстроходные и более совре-
менные станки (БСК-2А-100, СБА-500, СБА-800 и др.).
Наряду со стационарными станками для проходки скважин
в легкобуримых породах были разработаны самоходные станки
для относительно неглубокого бурения. Пионером самоходных
станков является агрегат АВБ-3-100 конструкции А. Мамедзаде
(первый образец АВБ-100 был выпущен в 1936 г.). Под руковод-
ством М. М. Андреева и В. С. Казьмина были выпущены само-
ходные станки УКБ-100, УРБ-ЗАМДУРБ-2А и др. Эти станки
нашли большое применение при структурно-картировочном, поис-
ковом и гидрогеологическом бурении.
Ныне наши буровые установки успешно применяются на раз-
ведочных работах не только в нашей стране, но и в странах социа-
листического содружества и в молодых государствах Азии, Аф-
рики и Америки.
В послевоенные годы значительно расширились научно-иссле-
довательские работы по технологии бурения. Были проведены
большие экспериментальные работы по технологии твердосплав-
ного и алмазного бурения, которые позволили значительно повы-
сить производительность колонкового бурения.
С 1965—1970 гг. началось широкое освоение и внедрение
алмазного бурения. Был разработан ряд алмазных коровок,
армированных алмазами первого и второго сортов. Резко уве-
личился объем алмазного бурения. Если в 1959 г. алмазным
бурением было пройдено 30 000 м скважин, то в 1969 г. объем ал-
мазного бурения превысил 777 000 м, а в 1975 г. 5 000 000 м.
Начиная с 1956 г. внедрены и получили широкое распростра-
нение новые типы твердосплавных коронок. Начали внедряться
шарошечные долота под обсадные трубы геологоразведочного
стандарта.
Достаточно широко проведена механизация спуско-подъемных
операций. Благодаря устройствам РТ-1200 механизированы весьма
трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию буриль-
ных труб. Широко внедрены новые элеваторы, позволяющие
производить спуско-подъемные операции без верхового рабочего.
92
Значительный вклад в развитие теории и практики колонко-
вого бурения внесли коллективы кафедр техники разведки Ленин-
градского и Днепропетровского горных институтов и Московского
геологоразведочного института.
Советская буровая техника является одной из передовых
в мире. Очередными задачами по ее усовершенствованию являются
комплексная механизация и автоматизация всех трудоемких
процессов колонкового бурения.
Предстоит освоение сверхглубокого бурения для вскрытия
верхней мантии Земли как под дном океана, так и под конти-
нентами.
Глава 2
ИНСТРУМЕНТ для КОЛОНКОВОГО
БУРЕНИЯ
Инструмент, предназначенный для бурения скважин, назы-
вается буровым инструментом и подразделяется на технологи-
ческий, вспомогательный, аварийный и специальный.
Технологический инструмент — это буровой инструмент, при
помощи которого буровой установкой производится бурение
скважины. Набор технологического инструмента, соединенного
в определенной последовательности, называется буровым сна-
рядом.
Вспомогательный инструмент — это буровой инструмент, пред-
назначенный для обслуживания технологического инструмента
при бурении. Вспомогательный инструмент служит для выпол-
нения спуско-подъемных операций с буровыми снарядами и
обсадными колоннами, предотвращения или устранения геологи-
ческих осложнений в скважине, разобщения пластов и других
вспомогательных работ при бурении.
На рис. 36 представлены технологический и вспомогательный
буровые инструменты.
Технологический буровой инструмент (буровой снаряд) при
колонковом бурении состоит из колонкового набора (буровой
коронки, керпорвательного устройства, колонковой трубы, труб-
ного переходника, шламовой трубы) и бурильной колонны (бу-
рильных труб и их соединений).
Для каждого диаметра скважин составляется определенный
буровой снаряд. В связи с этим стандартами предусмотрено по
каждому типу инструмента определенное количество размеров,
взаимно унифицированных по соединительным элементам и диа-
метрам.
Вспомогательный инструмент представлен полуавтоматическим
элеватором с пробкой (грибком), элеватором, шарнирным ключом
93
Рис. 36. Технологический и вспомогательный буровой
I инструмент:
1 — буровая коронка; 2 — колонковая труба; 3 — трубный переходник; 4 — шла-
мовая труба; 5 — бурильные трубы; 6, 7 — ниппели для соединения бурильных труб;
(6 — ниппель типа Б; 7 — ниппель типа А); 8 — переходник для соединения бурового
сальника с бурильной колонной; 9 — буровой сальник; 10 — полуавтоматический эле-
ватор; 11 — пробка (грибок) для подъема бурильных труб полуавтоматическим элева-
тором; 12 — элеватор; 13 — шарнирный ключ для бурильных труб; 14 — шарнирный
хомут; 15 — -вилка подкладная; 16 — вилка ведущая; 17 — клещи короночные; 18 —
шарнирный ключ для колонковых и обсадных труб; 19 — шланг нагнетательный; 20 —
хомутики для крепления шланга к сальнику; 21 — отсоединительный переходник; 22 —
корпус кернователя; 23 — рвательное пружинное кольцо
94
для бурильных труб, шарнирным хомутом, подкладной вилкой,
клещами короночными и шарнирным ключом для колонковых
и обсадных труб.
§ 1. КОЛОНКОВЫЕ НАБОРЫ
Буровые коронки — это породоразрушающий инструмент, пред-
назначенный для разрушения горных пород при колонковом
бурении. Коронки всех типов состоят из стального корпуса и
режущих элементов. Буровая коронка, армированная резцами
из твердых сплавов, называется твердосплавной коронкой, а ар-
мированная алмазами — алмазной коронкой. В нижней части
коронка имеет вырезы или отверстия, предназначенные для
прохода очистного агента. Верхняя часть по наружной поверх-
ности имеет ленточную резьбу для присоединения к колонковой
трубе (кернорвательному устройству). По внутреннему диаметру
коронка расточена на конус, суживающийся к торцу коронки.
Кернорвательное устройство (кернорватель) — это часть ко-
лонкового набора, предназначенная для отрыва керна от массива
горной породы и удержания его в колонковой трубе при подъеме
бурового снаряда. Кернорватель (см. рис. 36) состоит из цилинд-
рического корпуса с внутренней конической расточкой, расши-
ряющейся кверху, в которой помещается коническое пружинное
кольцо с выступами, разрезанное по образующей. Во время
бурения пружинное кольцо не препятствует вхождению керна в
колонковую трубу. При подъеме колонкового снаряда пружин-
ное кольцо вследствие трения о поверхность керна входит в су-
женную часть конической расточки корпуса, крепко сжимает
керн и срывает его.
Колонковые трубы являются частью колонкового набора, пред-
назначенной для приема и сохранения керна. На обоих концах
колонковой трубы нарезана внутренняя трапецеидальная резьба
с шагом 4 мм, с углом наклона боковых сторон профиля 5°. Для
изготовления колонковых труб и ниппелей к ним применяется
сталь с пределом прочности при растяжении не менее 650 Н/мм2
и пределом текучести не менее 380 Н/мм2.
Колонковые трубы изготовляются длиной 1,5; 3,0, 4,5 и 6,0 м
в зависимости от наружного диаметра трубы.
В длинный колонковый набор колонковые трубы собираются
с помощью ниппелей.
Основные размеры колонковых труб и ниппелей к ним при-
ведены в табл. 13 и на рис. 37.
Для гидроударного и пневмоударного бурения часто приме-
няются толстостенные колонковые трубы с t — 6 -7 мм.
Трубные переходники (переходники) служат для соединения
отдельных элементов бурового снаряда, отличающихся по диаметру
или резьбе. Изготовляются переходники девяти типов, вклю-
чающих 60 типоразмеров. Для изготовления переходников при-
нята сталь марки 45 или 50.
95
Таблица 13
Основные размеры колонковых труб и ниппелей к ним (мм)
Параметры Нормы
Наружный диаметр 25± 33,5± 44± 57± 73± 89 zb 108±
трубы и ниппе- ля D ±0,1 ±0,15 ±0,2 ±0,25 ±0,35 ±0,4 ±0,86
Толщина стенки з.± 3± 3,5+ 4,5± 5,0+ 5,0+ 5,0+0,63
трубы t ±0,25 ±0,25 ±0,25 ±0,35 +0,4 ±0,4
Внутренний диа- — 24,5 34,0 46,0 62,0 78,0 95,5
метр ниппеля d Наружный диаметр 21,525 29,832 40,032 52,040 68,540 84,550 103,050
внутренней резь- бы трубы dG
Наружный диаметр 21,5 29,8 40,0 52,0 68,5 84,5 103,0
резьбы ниппе- ля dtl
Внутренний диа- 20,0 28,3 38,5 50,5 67,0 83,0 101,5
метр резьбы d, = = dj Длина резьбы / 40 40 40 40 40 40 60
Длина трубы L 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500
3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
4500 4500 4500 4500 4500
6000 6000 6000 6000
Масса 1 м трубы, кг 2,2 2,9 4,0 5,0 6,4 8,4 10,9
Шламовые трубы являются частью колонкового набора и
служат для сбора во время бурения крупных и тяжелых частиц
шлама. Шламовые трубы изготовляются из тех же трубных заго-
Рис. 37. Колон-
ковая труба с нип-
пелем:
1 — колонковая
труба; 2 — ниппель
для соединения труб
в длинный колонко-
вый набор
товок, что и колонковые трубы. Шламовая труба на одном конце
имеет левую резьбу, при помощи которой она через переходник
включается в колонковый набор. Левая резьба исключает воз-
можность отвертывания шламовой трубы от переходника в про-
96
цессе бурения скважины. Другой конец шламовой трубы имеет
срез под углом и загнут внутрь для того, чтобы при подъеме
бурового снаряда шламовая труба не упиралась в башмак об-
садных труб.
Длина шламовой трубы рассчитывается так, чтобы емкость
ее была несколько больше объема тяжелого шлама, получаемого
за рейс. При некоторых колонковых снарядах применяются
шламовые трубы закрытого типа.
§ 2. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
На ближайшие 15—20 лет планируется вести разведочное бу-
рение вращательным способом с приводом породоразрушающего
инструмента вращающейся колонной труб. Повышение произво-
дительности при таком способе бурения связывается с возмож-
ностями перехода на более высокие частоты вращения. Поэтому
наиболее важным звеном в цепи станок—забой является буриль-
ная колонна, от возможности работы которой зависит и произ-
водительность буровых работ.
Колонна бурильных труб служит для соединения породораз-
рушающего инструмента, работающего на забое с буровой уста-
новкой, смонтированной на поверхности.
При колонковом бурении через бурильную колонну на поро-
доразрушающий инструмент, непосредственно воздействующий
па породу забоя, передаются осевое усилие, необходимое для
внедрения разрушающих элементов в породу, и крутящий момент
для преодоления сил сопротивления со стороны забоя. Кроме
того, колонна бурильных труб является каналом для подведения
к породоразрушающему инструменту очистного агента, с помощью
которого осуществляются очистка забоя от продуктов разрушения
и удаление их на поверхность, а также для охлаждения породо-
разрушающего инструмента.
При некоторых специальных способах бурения колонна бу-
рильных труб служит каналом для транспортировки кернового
материала или керноприемных устройств и сменного породораз-
рушающего инструмента, а при проходке скважин в неустойчи-
вых породах бурильная колонна может одновременно выполнять
функцию обсадной колонны.
В ряде случаев колонна бурильных труб играет роль вспомо-
гательного инструмента, с помощью которого в скважину опу-
скается исследовательская аппаратура и доставляются, например,
материалы для борьбы с поглощением.
Так как смена затупившегося породоразрушающего инстру-
мента и подъем выбуренного керна осуществляются обычно путем
извлечения из скважины всей бурильной колонны, одним из
требований, предъявляемых к ней, является быстрота разъеди-
нения бурильной колонны на отдельные звенья, называемые
бурильными свечами. Длина бурильной свечи определяется
4 Б. И. Воздвиженский и др. • 97
высотой вышки. В свою очередь, исходя из условий транспорти-
рования и высоты вышки, свечи составляются из нескольких
бурильных труб.
Основной вид соединения бурильных труб — резьбовой. Бу-
рильные трубы свинчиваются в свечи при помощи муфт и ниппе-
лей, а свечи, в свою очередь, в бурильную колонну при помощи
бурильных замков или ниппелей.
В геологоразведочном бурении применяются стальные бесшов-
ные трубы (СБТ), изготовленные из сталей различных групп
Рис. 38. Бурильные трубы для разведочного бурения:
а — с ниппельным соединением; б — с муфтово-замковым соединением; в — с при-
варенными замками; / — труба; 2 — ниппель или муфта; 3 — конус (ниппель) замка;
4 — муфта замка
прочности, и внедряются в практику трубы из легких спла-
вов (ЛБТ).
Стальные бурильные трубы для колонкового бурения изготов-
ляются из стали марок Д и 36Г2С с пределом текучести 380 и
500 Н/мм2 соответственно.
Кроме того, начали выпускаться бурильные трубы повышен-
ной прочности из сталей марок 40Х и ЗОХГС.
Для того чтобы стальные трубы не были ослаблены в резьбо-
вом соединении, концы их утолщаются высадкой внутрь при
температуре нагрева 1170—1230° С. Сами трубы подвергаются
нормализации и закалке с высоким отпуском. Бурильные трубы
в процессе бурения трутся о стенки скважины и подвергаются
поверхностному износу. Для поверхностного упрочнения труб
целесообразно производить поверхностную закалку труб токами
высокой частоты (ТВЧ).
98
Поверхность труб должна быть гладкой, без раковин, трещин,
пленок и расслоений металла, без шлаковых и других включений.
В зависимости от способа соединений бурильные трубы вы-
пускаются: 1) с ниппельными соединениями (рис. 38, а), которые
широко применяются при алмазном бурении; 2) с муфтово-замко-
выми соединениями, при которых трубы соединяются в свечи при
помощи муфт, а свечи в колонну — при помощи замков (рис. 38, б);
3) с приваренными замками (рис. 38, в). Основные размеры буриль-
ных труб для колонкового бурения приведены в табл. 14.
Таблица 14
Размеры бурильных труб для колонкового бурения (в мм)
Наруж- ный диаметр труб Внутрен- ний диаметр Труб Длина труб Наруж- ный диаметр ниппеля Внутрен- ний диаметр ниппеля Наруж- ный диаметр замка Наимень- ший диа- метр от- верстия в выса- женном месте Масса 1 м труб, кг
33,5 24 1500 3000 34 14 — Без высадки 3,4
42 32 1500 3000 4500 44 16 — 20 4,6
50 39 1500 3000 4500 52 22 — 26 6,05
42 32 1500 3000 4500 — — 57 22 4,6
50 39 1500 3000 4500 — — 65 28 6,05
63,5 51,5 3000 4500 6000 83 40 8,51
Соединения бурильных труб изготовляются: ниппели из стали
марки 40Х (предел текучести 580 Н/мм2) с последующей термооб-
работкой, замки из стали марки 40ХН (предел текучести
700 Н/мм2). Наружная поверхность замка (муфт и ниппелей)
подвергается индукционной термообработке на глубину 1,5—
2,5 мм до твердости не менее HRC 50. При этом участки длиной
50—65 мм со стороны торца замковой резьбы муфты и 30—35 мм
со стороны трубной резьбы ниппеля и муфты индукционной тер-
мообработке не подвергаются. Замковая резьба ниппелей и муфт
замков подвергается индукционной термообработке на глубину
3,3—5 мм от вершины профиля до твердости HRC 48—56 в любом
сечении. После индукционной термообработки для снятия вну-
тренних напряжений детали замка подвергаются низкому от-
4*
99
пуску. Замки должны иметь следующий показатель надежности:
средний ресурс, характеризующий количество циклов механи-
зированного свинчивания—развинчивания, не менее 800 циклов.
Несмотря на некоторое улучшение качества бурильных труб,
обрывы колонны бурильных труб происходят довольно часто
при переходе на форсированные режимы бурения. Обычно трубы
рвутся в резьбовом соединении по месту высадки.
Для снижения аварийности из-за обрыва бурильной колонны
необходимо: а) уменьшать зазор между стенками скважины и
Рис. 39. Легкосплавные бурильные трубы:
а — ЛБТН-54: 1 — ниппель типа А; 2 — труба; 3 — ниппель типа Б; б —
ЛБТМ-54: 1 — соединительный замок; 2 — труба; 3 — муфта
колонной труб; б) улучшать механические свойства материала
труб; в) повышать прочность соединений труб; г) применять утя-
желенные бурильные трубы; д) организовывать наблюдение за
состоянием бурильных труб и их соединений; е) добиваться
соосности соединений бурильных труб и хорошей балансировки
бурильной колонны.
Легкосплавные бурильные трубы. С ростом глубин и форсиро-
ванием режимов бурения в целях снижения веса бурильной
колонны и уменьшения затрат мощности на вращение и подъем
бурового снаряда стали широко применяться легкосплавные
бурильные трубы. Для высокооборотного бурения скважин ал-
мазными и твердосплавными коронками диаметром 59 мм приме-
няются трубы ЛБТН-54 (рис. 39) из алюминиевого сплава Д16Т.
Ниппельное соединение труб (ниппели типов А и Б) изготовлено
из стали 40ХН. При сборке труб с ниппелями используется само-
твердеющий герметизирующий состав. Соединение трубы с нип-
пелями является неразборным. Наружная поверхность ниппелей
упрочнена закалкой ТВЧ.
Для бурения скважин диаметром 76 мм используются легко-
сплавные бурильные трубы ЛБТМ-54 из алюминиевого сплава
Д16Т муфтово-замкового соединения. Замки изготовлены из
стали 40ХН, а муфты — из стали 36Г2С.
Наружная поверхность муфт и элементов замка и замковая
резьба упрочнены закалкой ТВЧ.
100
Технические данные легкосплавных бурильных труб
Тип трубы.................. ЛБТН-54 ЛБТМ-54
Наружный диаметр, мм:
трубы..................... 54 54
ниппеля................... 54 —
замка и муфты .... — 65
Толщина стенки трубы, мм 9 7,5
Масса 1 м труб с учетом сое-
динений, кг:
в воздухе ... . 4,4 4,0
в воде................... 3,0 2,8
Применение легкосплавных бурильных труб позволяет уве-
личить глубину бурения с применением высоких чисел оборотов
и за счет этого повысить механическую скорость бурения в 1,3—
1,5 раза и уменьшить время спуско-подъемных операций.
Рис. 40. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ):
1 — ниппель; 2 — труба; 3 — муфта
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ). При бурении скважин
диаметром 76, 93 мм и более в компоновку бурильного вала между
колонковым набором, или долотом, и колонной бурильных труб
могут включаться утяжеленные бурильные трубы. УБТ приме-
няются для увеличения веса и жесткости нижней части буриль-
ной колонны. Колонна бурильных труб с утяжеленным низом
работает более спокойно, возможность обрыва труб уменьшается,
а скважины менее искривляются. Вес УБТ должен превосходить
нагрузку на забой на 25—50%.
Изготовляются утяжеленные трубы (рис. 40) из стали марки
36Г2С, а замковые соединения (ниппель и муфта) — из стали
марки 40ХН. Ниппель и муфта к трубе привариваются контакт-
но-стыковой сваркой. Наружная поверхность трубы и прива-
ренных элементов замкового соединения упрочнены закалкой
с нагревом ТВЧ. Приваренные концы, кроме того, подвергнуты
объемной закалке с высоким отпуском.
Техническая характеристика утяжеленных бурильных труб
Наружный диаметр, мм:
трубы........................... 73 89
замкового соединения 80 90
Толщина стенки трубы, мм . . . 19 22
Длина трубы с приваренными кон-
цами, мм ...................... 4620 4625
Минимальный внутренний диаметр
в соединении, мм............ 28 28
Масса трубы с приваренными сое-
динениями, кг............... 118 167
101
Новый стандарт бурильных труб
При бурении пород VII—ХП категорий по буримости (по ЕНВ)
основным породоразрушающим инструментом являются алмаз-
ные коронки.
В связи с техническим перевооружением буровых работ,
характеризующимся внедрением высокооборотных станков и соот-
ветствующего породоразрушающего инструмента, появилась воз-
можность существенно повысить эффективность алмазного буре-
ния. Это также выдвинуло новые требования для колонны буриль-
ных труб, которые выразились в том, что при использовании
высоких частот вращения бурильные трубы должны обеспечи-
вать достаточную прочность бурильного вала и вместе с тем
позволить избежать появления значительной вибрации.
Поскольку проходку скважин алмазным способом при высоких
частотах вращения инструмента можно осуществлять лишь при
использовании колонны бурильных труб, близкой к гладкостволь-
ной, с ниппельными, ниппельно-замковыми или муфтово-замко-
выми соединениями с диаметром, незначительно отличающимся
от диаметра скважин. Отраслевой нормалью ОН41-1-68, разра-
ботанной ВИТРом, предусматриваются размеры бурильных труб
для алмазного бурения, отвечающие этим требованиям (табл. 15).
Таблица 15
Соединение Диаметр коронки, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм
труб соединений
26 24
35 32 —
Ниппельное 46 42 и 38 — 4,85
59 54 и 50 —
76 68 —
Муфтово-замковое 76, 93 50 67 5,5
112, 132 60,3 80 5,0
151 73 98 5,5
Трубы диаметром 24, 32, 42, 54 и 68 мм ниппельного соедине-
ния следует применять при алмазном бурении скважин средних
глубин (до 1000 м) при высоких частотах вращения бурового
снаряда. Трубы диаметром 38 и 50 мм ниппельного соединения
следует применять при алмазном бурении глубоких скважин
на сравнительно небольших частотах вращения бурового снаряда.
102
При бурении скважин большой глубины алмазным породораз-
рушающим инструментом диаметром 76, 93 и 112 мм следует
применять трубы муфтово-замкового соединения. При бурении
скважин неалмазным породоразрушающим инструментом диаме-
тром 76 мм и более следует также применять трубы муфтово-
замкового соединения.
Выбор материала бурильных труб
Выбор бурильных труб той или иной группы прочности произ-
водится в зависимости от глубины, диаметра й профиля скважин,
параметров режима бурения и проверяется выполнением расчета
колонны бурильных труб на прочность.
Механические свойства материалов бурильных труб и соеди-
нительных элементов приведены в табл. 16.
Таблица 16
Параметры Марка материала
д 36Г2С 40X 40У 40ХН Д16Т
Предел прочности на растяжение, Н/мм2 650 700 780 700 900 450
Предел текучести, Н/мм2 380 500 580 450 750 330
Относительное удлинение, % 160 120 140 140 100 ПО
Ударная вязкость, Н-м/см2 40 40 80 50 60 —
§ 3. РАБОТА БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
ПРИ ВРАЩАТЕЛЬНОМ БУРЕНИИ
Условия работы бурильных труб определяются бурением
скважин и разрушением горной породы. Бурильный вал является
механической системой, возможности которой изучены еще не-
достаточно полно. Сложность работы бурильного вала заклю-
чается в том, что он является только частью системы ствол сква-
жины — бурильный вал, совместная характеристика которой и
определяет условия работы бурильной колонны. Характеристика
системы ствол скважины — бурильный вал не постоянна, а пере-
менна в процессе бурения, и имеет большой диапазон изменения
параметров.
Существующие представления о работе бурильного вала и его
энергетической характеристике, полученные на основании стен-
довых и производственных исследований, не дают однозначных
ответов о влиянии ряда основных параметров системы на условия
103
работы колонны бурильных труб, на ее энергетическую харак-
теристику.
К основным параметрам системы ствол скважины — бурильный
вал следует отнести: а) параметры бурильного вала: жесткость,
длину, диаметр, кривизну, массу, геометрию поверхности; б) па-
раметры ствола скважины: характеристику поверхности ствола
скважины, ее диаметр, кривизну ствола, угол наклона, интен-
сивность искривления; немаловажную роль играет вписывае-
мость колонны в ствол скважины. Параметры системы при тех
или иных значениях угловой скорости определяют кинематику
движения колонны бурильных труб на отдельных участках ствола,
а, соответственно, энергетическую характеристику системы в це-
лом.
Наблюдения за характером износа элементов бурильного вала,
за движением на экспериментальных стендах, имитирующих
ствол скважины, прямая регистрация угловой скорости движения
некоторых участков бурильного вала позволяют представить
следующую картину его движения. Бурильный вал в силу своих
начальных несовершенств и несовершенств ствола скважины,
находящийся под действием осевых и поперечных сил, представ-
ляет собой многоопорный криволинейный вал, обладающий
в целом свойствами как гибкого длинного стержня, так и (на
отдельных участках) жесткого твердого тела. Для реальных
скважин для малых значений частот вращения на одних узловых
участках фиксируется вращение бурильного вала вокруг собствен-
ной оси, а на других — вращение вокруг некоторой оси, сме-
щенной относительно как собственной, так и оси скважины. Выде-
ленная произвольная точка на поверхности бурильной трубы
двигается по траектории, близкой к окружности, в первом случае
с радиусом, равным радиусу трубы, во втором — с радиусом,
равным радиусу трубы, плюс некоторая величина А : О < А <
< (R — г), где R и г соответственно радиусы скважины и трубы.
При увеличении же частот вращения характер движения буриль-
ной колонны становится более сложным. Действие сил трения на
вращающийся упругий бурильный вал приводит к сложному
процессу движения отдельных участков бурильного вала, кото-
рые могут вращаться с переменной угловой скоростью, изгибаться
с переменной величиной амплитуды прогиба и с разной частотой.
Неравномерное движение, перемещение отдельных точек бу-
рильного вала относительно начального статического положения
или возможного положения равномерного движения называется
колебаниями, или вибрациями, бурильного вала.
Бурильный вал передает осевые силы, крутящий момент и
воспринимает поперечные нагрузки. Величину напряжений в теле
бурильного вала, вызванных этими силами, можно определить,
зная как величину и характер действия сил, так и форму изо-
гнутой оси колонны бурильных труб в скважине, ее возможные
перемещения и их скорость.
104
Растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны, под-
вешенной на крюк или на шпиндель, будут
Яр = -у- = aL (у — уж), Н/см2, (44)
где Q — вес колонны бурильных труб в скважине, Н; а коэф-
фициент, учитывающий вес соединительных ниппелей или замков;
F — сечение бурильной трубы, см2; L — длина всей колонны, см;
у — удельный вес материала стальных труб, Н/см3; — сред-
ний удельный вес промывочной жидкости, Н/см3.
Для ниппельных труб в среднем а = 1,05; для замковых —
а = 1,08-1,10.
В процессе бурения часть веса колонны передается на забой
для осуществления необходимой нагрузки на породоразрушаю-
щий инструмент. Тогда напряжение растяжения в верхнем сече-
нии будет
Рр = Q ~р~ = a(L — l)(y — уж), Н/см2, (45)
где С — осевая нагрузка на забой (реакция от забоя), Н; I —
длина сжатой части колонны, см.
Если бурильные трубы в местах соединений ослаблены резь-
бой, то напряжение растяжения в опасном сечении будет больше
Ор = <ра£(у —уж); (46)
о" = сра (L — /) (у — уж), (47)
ф = F/FB, (48)
где F — сечение трубы в целом месте; F„ — сечение трубы в месте,
ослабленном резьбой.
Наибольшие растягивающие напряжения колонна бурильных
труб испытывает в начале подъема в связи с появлением допол-
нительных сил трения о стенки скважины, в особенности, если
забой скважины зашламован, а зазор между колонковой трубой
и стенками скважины мал.
Сила трения инструмента о стенки скважины может быть
принята равной QT = 0,2-4- 0,3; кроме того, в начале подъема
возникают силы инерции Q„. Полная растягивающая нагрузка
в верхней части колонны в начале подъема
Qnoji = Q + Qt + (49)
<2д = <Э-|-, (50)
где g — ускорение силы тяжести; а — ускорение колонны в начале
подъема
Одновременно с максимальными напряжениями растяжения
колонна бурильных труб в верхней части испытывает при нормаль-
ном ходе бурового процесса и максимальные напряжения
кручения.
105
Крутящий момент в верхней части колонны во время бурения
равен
м
Мкр=97 4000 , Н • см, (51)
где п —частота вращения бурильной колонны, об/мин; N — - об-
щие затраты мощности на вращение бурового инструмента, кВт.
Общие затраты мощности, не учитывая потери энергии в поверх-
ностном оборудовании, определяются суммой трех составляющих
Л’ = N х. в -|- Nзаб + Л^доп, (52)
где Nx. в — мощность на холостое вращение колонны; Л'.!2б — мощ-
ность на разрушение забоя; /Удоп — дополнительные затраты мощ-
ности при создании осевой нагрузки на забой.
Напряжение кручения в верхней части колонны будет
Л/Кр 97 4000/7
= nW ’
Н /см2,
(53)
где W — момент сопротивления сечения при кручении, см3.
Если d и dx — наружный и внутренний диаметры труб в опас-
ном сечении, то
л (d4— di) d4— d,
W - — ~ 0,2----~
16d d
см3.
(54)
Максимальный крутящий
двигателя и может достигать
Mn,ax=--97 4000^fi^, В-см,
момент ограничивается мощностью
величины
(55)
где Мдц — номинальная мощность двигателя, кВт; п — частота
вращения колонны, об/мин; т) — к. п. д. передач от вала двигателя
до шпинделя станка; X — коэффициент, учитывающий возможную
перегрузку двигателя (для электродвигателей % = 2, для двигате-
лей внутреннего сгорания Л = 1—1,2).
Из формулы (55) можно определить:
1) напряжение т в трубах при максимальной нагрузке двига-
теля, равное
Тщах —
974000;Уд„т|Л.
nW ’
(56)
2) максимально допускаемую мощность двигателя
W [т] п (d4 —dl)[T]w (57)
Л max — Q7 4000т]Х — 496 0()0()dT17. ’
где [т ] —допускаемое напряжение кручения, Н/см2
Суммарное напряжение в верхней части колонны согласно
третьей теории прочности будет
ах = |/°р + 4т2.
(58)
106
В нижнем сечении колонны возникает наибольшее продольное
сжимающее усилие, уменьшающееся и переходящее в растяжение
по мере приближения к устью скважины. Сечение, в котором сжи-
мающее усилие переходит в растягивающее, называют нулевым
сечением.
Изогнутая ось бурильной колонны, потерявшей устойчивость,
приобретает волнообразную форму, причем длина волны в соответ-
ствии с величиной продольного усилия имеет наименьшую вели-
чину в самой нижней части колонны; здесь изогнутая ось имеет
наибольшую кривизну, а следовательно, нижние бурильные трубы
испытывают наибольшие напряжения изгиба.
Для уменьшения изгибающих напряжений низ колонны по-
лезно собирать из тяжелых труб, а бурильные трубы подбираются
из условия обеспечения минимального зазора между трубами и
стенкой скважины.
§ 4. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Во время подъема и спуска бурильная колонна подвешивается
на подкладной вилке. Подкладную вилку вставляют в прорези
замка или ниппеля. Отвинчивают или свинчивают свечи буриль-
ных труб с помощью шарнирных (см. рис. 36), крюкообразных клю-
чей или специальных механизмов. Поднимают и опускают колонну
при помощи элеватора, подвешенного к канату лебедки бурового
станка. Элеватор своим гнездом подхватывает колонну за прорези
ниппеля или замка. Элеватор имеет подвижное кольцо (или за-
щелку), которое препятствует случайному выпадению труб из
гнезда. Если необходимо подвесить бурильную колонну за глад-
кую трубу, применяются трубодержателш-
Секторный трубодержатель (рис. 41) представляет собой разъ-
емный корпус 1 (рис. 41, а), в котором на двух валиках 5 посажены
два стальных сектора 2 с закаленной насечкой. Для захвата труб
эти секторы насажены на оси валиков с небольшим эксцентриси-
тетом. При опускании секторов они прочно захватывают гладкую
трубу. Для пропуска колонковой трубы извлекают палец 3 и пово-
рачивают половину корпуса вокруг шарнира 4. Секторные трубо-
держатели неудобны в работе вследствие того, что рабочему при-
ходится наклоняться для освобождения или включения секторов.
Более удобным является плашечный трубодержатель с педаль-
ным управлением (рис. 41, б), который работает по следующему
принципу: в корпусе 1 имеются два клиновых плашкодержателя
с плашками 2 с насеченной наружной поверхностью. Плашкодер-
жатели свободно скользят по роликам в наклонных направляю-
щих. Под влиянием собственного веса они стремятся занять ниж-
нее положение, при котором происходит захватывание труб плаш-
ками. Подъем плашек, необходимый для пропуска инструмента
вниз, осуществляется при помощи двух кулачков 3, заклиненных
107
Рис. 41. Трубодержатели:
и— секторный с ручным управлением: б — плашечный с педальным управлением
на валике 4. Поворот валика для подъема кулачков вверх произ-
водится ножной педалью 5.
Трубодержатель прикрепляется к полу буровой вышки. Для
пропуска через него колонкового снаряда плашкодержатели выни-
маются вместе с плашками. Плашки сменные под трубы разного
размера изготовляются из легированной стали и подвергаются
термической обработке.
§ 5. СТАЛЬНЫЕ КАНАТЫ
Стальные канаты (рис. 42) применяются для спуско-подъемных
операций. Круглые стальные проволочные канаты изготовляются
путем свивки сначала отдельных проволок в пряди вокруг прово-
лочных сердечников, а затем прядей вокруг центрального органи-
ческого (пенькового) сердечника (рис. 42, а).
Рис. 42. Стальные
канаты:
а — сечение сталь-
ного каната: 1 — прово-
локи; 2 — пряди каната;
3 — органический сер-
дечник; б — характер и
направление свивки ста-
льн ых ка и атов; /—канат
с прямой левой свивкой;
II — канат с крестовой
левой свивкой; III —
канат с прямой правой
свивкой; IV—канат с кре-
стовой правой свивкой
Для буровых установок применяются канаты, свитые из шести
прядей вокруг одного центрального сердечника. Пеньковый сер-
дечник обеспечивает более правильную передачу нагрузки на
пряди и придает гибкость канату. На заводе пеньковый сердечник
пропитывают густым смазочным материалом.
Различают два основных типа свивки канатов (рис. 42, б):
прямая, при которой проволоки в прядях и пряди в канате свиты
в одном направлении, и крестовая, при которой проволоки в пря-
дях и пряди в канате свиты в противоположных направлениях. На-
правление свивки может быть правое и левое.
Талевые канаты для колонкового бурения принимаются кресто-
вой свивки. Направление свивки этих канатов может быть любым.
Конструкция каната обозначается формулой
ап -|- Ь,
где а — число прядей; п — число проволок в пряди; b — число
органических сердечников (ос).
При разведочном бурении в основном применяются канаты кон-
струкции 6 X 37-|-1 ос.
109
При расчете талевых канатов задаются грузоподъемностью ле-
бедки Qj, и определенным запасом прочности т. По этим данным
находят разрывное усилие каната
Qp — т Qu- (59)
Зная разрывное усилие, подбирают размер каната (по соответству-
ющим таблицам).
Запас прочности т для талевых канатов принимают равным 6.
Диаметры барабанов и роликов следует подбирать в соответствии
с диаметром каната и проволоки, чтобы канат во время работы не
испытывал больших изгибающих напряжений. Обычно принимают
D6>400d, (60)
где D6 — диаметр барабана или ролика; d — диаметр проволоки
каната.
Кроме того, чтобы канат в месте подвески к нему грузоподъем-
ных устройств не испытывал больших изгибающих напряжений и
предохранить его от разрушения, по диаметру каната, независимо
от технической характеристики каната, подбирается соответствую-
щей конструкции и размера коуш.
§ 6. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
К НИМ
Обсадные трубы служат для крепления неустойчивых стенок
скважины, а также для изоляции одних пластов от других. При
колонковом бурении применяются бесшовные цельнотянутые об-
садные трубы с гладкой наружной и внутренней поверхностью,
соединяемые ниппелями или труба в трубу (безниппельные трубы).
Размеры обсадных труб ниппельного соединения и ниппелей к ним
приведены в табл. 17 и на рис. 43, а, а обсадных труб безниппель-
ного соединения — в табл. 18 и на рис. 43, б.
Для изготовления обсадных труб и ниппелей к ним применяется
сталь с пределом прочности при растяжении не менее 650 Н/мм2
и пределом текучести не менее 380 Н/мм2.
На обоих концах обсадных труб ниппельного соединения наре-
зана цилиндрическая, трапецеидальная резьба с шагом 4 мм, с уг-
лом наклона боковых сторон профиля 5°. Обсадные трубы безнип-
пельного соединения имеют резьбу того же профиля, но на одном
конце трубы нарезается наружная резьба, а на другом внутренняя.
Обсадные трубы поставляются длиной от 1,5 до 6,0 м в зависи-
мости от наружного диаметра.
Вспомогательный инструмент для обсадных труб. Более удоб-
но подвешивать обсадную колонну на трубодержателе (рис. 44).
Трубодержатель состоит из корпуса с внутренним коническим от-
верстием, куда вставляются съемные кольца в соответствии с раз-
мером обсадных труб. В них вставляются клинья, захватывающие
трубу. Для поддержания обсадной колонны в скважине в подве-
110
не ролее
^zzzazzzzzz
С Сбег резьбы
Рис. 43. Обсадные трубы ниппельного и безниппельного соединений:
а — обсадная труба ниппельного соединения в ниппель к ней; б — обсадная труба
безниппельного соеди нения
Рис. 44. Трубодержатели обсадных труб:
а — трубный хомут; б — трубодержатель; 1 — лафет; 2 — съемные конические
кольца; 3 — клинья; 4 — ушко; 5 — цепь для извлечения клиньев; 6 — шпильки для
крепления колец; ^7 — валики; 8 •— рукоятки для переноса трубодержатели
Таблица 17
Основные размеры обсадных труб ниппельного соединения
и ниппелей к ним (в мм)
Параметры Нормы
Наружный диаметр трубы и ниппеля D 73+0,35 89+0,40 108+ ±0,86 127 + ±1,02 + 146 + 1,17
Толщина стенки труб t 5,0+0,4 5,0+0,4 5+0,63 5,0+0,63 5,0 ±0,63
Внутренний диаметр ниппе- ля d. 62,0 78,0 95,5 114,5 134,5
Наружный диаметр наруж- ной резьбы d0 68,5 84,5 103,0 122,0 141,0
Наружный диаметр внутрен- ней резьбы dG 68,54 84,55 103,05 122.06 141,06
Длина резьбы 1 40 40 60 60 60
Внутренний диаметр резьбы dj = dj 67,0 83,0 101,5 120,5 139,5
Длина трубы L 1500; 3000; 4500; 6000
Масса 1 м труб, кг 8,4 10,4 13,0 16,0 17,4
Таблица 18
Основные размеры обсадных безниппельных труб (в мм)
Параметры Н ормы
Наружный диаметр труб D 34±0,15 44+0,20 57+0,25 73+0,35 89+0,40
Толщина стенки труб t 3,0+0,25 3,5+0,25 4,5+0,35 5,0+0,40 5,0+0,40
Наружный диаметр наруж- 31,6 42,0 54,0 69,5 85,5
ной резьбы d0 Наружный диаметр внутрен- 31,632 42,032 54,040 69,540 85,550
ней резьбы Внутренний диаметр резьбы 30,1 40,5 52,5 68,0 84,0
cf j — d j
Длина трубы L 1500 1500 1500 1500 1500
3000 3000 3000 3000 3000
4500 4500 4500
6000 6000
Масса 1 м труб, кг 3,0 4.0 52 8,4 10,4
112
шенном состоянии применяются трубные хомуты (рис. 44, а) и
трубодержатели (рис. 44, б).
Для свинчивания и развинчивания обсадных труб применяются
двух- или трехшарнирные ключи. Каждый ключ может быть ис-
пользован для свинчивания и развинчивания двух размеров об-
садных труб.
Для предохранения нижнего конца обсадной колонны от по-
вреждений при спуске и во время бурения к нижнему ее концу
присоединяется башмак обсадных труб.
Глава 3
БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ КОЛОНКОВОГО
БУРЕНИЯ
§ I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Колонковое бурение производится установками, состоящими
из бурового станка, двигателя, насоса и буровой вышки или мачты
(см. рис. 35).
Основные узлы станка для колонкового бурения: а) главный
фрикцион для включения и отключения станка от двигателя;
б) многоступенчатая коробка передач для регулирования частот
вращения и подъема; в) лебедка для осуществления спуско-подъем-
ных операций; г) вращатель для вращения бурового снаряда;
д) механизм подачи бурового снаряда.
В зависимости от конструкции механизма подачи буровые
станки бывают: с гидравлической подачей; винтовой дифферен-
циальной подачей; рычажной подачей; комбинированной рычажно-
дифференциальной подачей; подачей с барабана лебедки (роторные
станки).
Вращатели по своей конструкции подразделяются на шпиндель-
ные, роторные и подвижные.
Конструктивная схема станка и установки в целом существенно
определяется принятым типом вращателя и механизмом подачи.
Установки, оборудованные шпиндельным или подвижным враща-
телем с гидравлической или винтовой дифференциальной подачей,
могут бурить вертикальные, наклонные и восстающие скважины и
обеспечивают возможность регулирования осевого усилия на за-
бой (создание принудительного усилия или разгрузки забоя). Все
эти преимущества предопределили распространенность шпиндель-
ного и подвижного вращателя с гидравлической подачей на уста-
новках колонкового бурения, используемых при разведке твердых
полезных ископаемых.
В роторных буровых установках (установках, оборудованных
роторным вращателем) обычно предусматривается свободная по-
113
Таблица 19
Параметры Нормы для классов
I (УКВ-1) 2 (УКБ-2) 3 (УКБ-3) 4 (УКБ-4) 5 (УКБ-5) 6 (УКБ-6) 7 (УКБ-7) 8 (УКБ-8)
Глубина бурения, м Твердыми сплава- ми 12,5 50,0 200,0 300,0 500,0 800,0 1200,0 2000,0
Алмазами 25 100 300 500 800 1200 2000 3000
Начальный диаметр скважины, мм 93; 59 * 132; 93 * 151; 112 * 151 214 295
Конечный диаметр сква- жины при бурении, мм Твердыми спла- вами 76 93
Алмазами 36 46 59
Грузоподъемность на крюке, т, не менее Номинальная 0,12 0,63 2,00 3,20 5,00 8,00 12,50 20,00
Максимальная 0,25 1,20 3,20 5,00 8,00 12,00 20,00 32,00
Мощность приводного электродвигателя, кВт 3 * И 15 22 30 45 55 75
Частота вращения бурового снаряда, об/мин При вра- щательном бурении Минимальная до 250 200 160 120 100 80 60
Максимальная от 1200 1500 1500 1200
При удар- но-враща- тельном бурении Минимальная до —. — 25 18 15 12
Максимальная от — — 230
Угол наклона вращателя, градус 70—90 (0—360) * 70—90 75—90 90
иг Скорость подъема бу- рового снаряда, м/с Минимальная до — 0,80 0,55 0,45 0,40 0,32 0,30 0,25
Максимальная от — 1,6 2,0
Длина бурильной свечи, м 1,6 4,7 9,5 9,5 14,0 14,0; 18,6 18,6 18,6; 24,0
Для бурения из подземных горных выработок.
дача с барабана лебедки. Такая конструкция установки предпочти-
тельна при проходке скважин в породах невысокой твердости
(I—VI категорий по буримости). Роторные буровые установки
могут бурить в основном вертикальные скважины.
В зависимости от целей и условий использования буровые уста-
новки имеют различную транспортабельность: стационарные (блоч-
ные и разборные), самоходные и передвижные. При этом под ста-
ционарным подразумевается оборудование^ смонтированное в виде
блоков, которые устанавливаются на специальном фундаменте;
под передвижным — установленное на санях или прицепах; само-
ходное включает установки, смонтированные на различных колес-
ных и гусеничных транспортных базах, имеющих собственный хо-
довой двигатель.
При бурении из подземных выработок предусматриваются спе-
циальные для этих целей модификации или используются обычные
стационарные установки, но устанавливаются они в специально-
оборудованных камерах.
В целях упорядочения создания прогрессивных буровых уста-
новок и их унификации в 1974 г. разработан ГОСТ 7959—74 на
установки для бурения геологоразведочных скважин на твердые
полезные ископаемые колонковым способом с передачей вращения
породоразрушающему инструменту с поверхности через буриль-
ную колонну и очисткой забоя потоком жидкости, подаваемой че-
рез буровой снаряд буровыми насосами, расположенными на по-
верхности.
Основные параметры установок, регламентируемые стандартом,
приведены в табл. 19.
Все буровые установки, указанные в табл. 19, оснащены КИП
тем более полно, чем на большую глубину бурения рассчитаны.
Особенно полно КИП оснащены установки 6, 7, 8 классов.
§ 2. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ С ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ
ПОДАЧЕЙ
Колонковое бурение в основном осуществляется станками с ги-
дравлической подачей.
В настоящее время станки с гидравлической подачей изготов-
ляются для бурения скважин глубиной 50—3000 м.
Самые глубокие в мире скважины малого диаметра (глубиной
свыше 4 км) пробурены колонковым способом станками с гидравли-
ческой подачей.
Гидравлическая подача обладает следующими достоинствами:
1) позволяет регулировать и контролировать нагрузку на ко-
ронку;
2) освобождает бурового мастера от затраты физического труда
при регулировании подачи инструмента;
3) позволяет фиксировать контакты пород различной твердости;
4) предотвращает падение бурового инструмента при встрече
каверн;
Н6
5) может быть использована как гидравлический домкрат при
прихвате инструмента.
Станки с гидравлической подачей могут успешно использо-
ваться при бурении коронками различных типов: алмазными, твер-
досплавными, дробными, а также шарошечными долотами и доло-
тами типа РХ и пикобурами.
Для проходки скважин в породах I -V категорий по буримости
эти станки оснащаются длинными ведущими трубами с целью со-
кращения времени на перекрепление зажимных патронов. При
этом подачу инструмента осуществляют с барабана лебедки.
До последнего времени самыми распространенными для колон-
кового бурения были станки типа ЗИФ: ЗИФ-300; ЗИФ-650;
ЗИФ-1200.
Эти станки более 25 лет успешно использовались при разведке
твердых полезных ископаемых.
Но станки типа ЗИФ не имели высоких частот вращения, обес-
печивающих более эффективное алмазное бурение. С другой сто-
роны, они не имели низких частот порядка 20—40 об/мин, при ко-
торых гидроударное бурение в крепких породах наиболее произ-
водительно. Кроме того, станки ЗИФ конструктивно устарели.
Поэтому все более широкое распространение получают уста-
новки УКБ (установки колонкового бурения) по ГОСТ 7959—74.
Буровая установка УК.Б-50! 100 (базовая модель). Базовая мо-
дель буровой установки УКБ-50/100 является основой унифициро-
ванного комплекса установок 2 класса (ГОСТ 7959—74). Установка
УКБ-50/100 (рис. 45) включает: буровой станок 1, мачту 2 со сред-
ствами механизации спуско-подъемных операций, в том числе тру-
боразворот 3 и полуавтоматический элеватор 4, насосную уста-
новку 5 типа НБ2-63/40, электрооборудование и освещение 6,
укрытие 7, санное основание 8, комплект запасных частей, принад-
лежностей и ремонтно-монтажного инструмента. Техническая ха-
рактеристика установки УКБ-50/100 приведена в табл. 20. Кинема-
тическая схема станка дана на рис. 45, б.
Кроме базовой модели для бурения из подземных горных выра-
боток будет выпускаться установка УКБ-50/100К, смонтированная
на распорных колонках. Спуско-подъемные операции на ней будут
осуществляться с помощью пневматического экстрактора.
Буровая установка УК.Б-2001300 (базовая модель) является
основой унифицированного комплекса установок 3 класса
(ГОСТ 7959—74). Установка УКБ-200/300 (рис. 46) передвижная,
на полозьях, с приводом от электродвигателя или дизеля. Все
оборудование установки смонтировано на стальных санях 1, имею-
щих деревянный пол и сцепное устройство для перемещения уста-
новки трактором. В состав установки входят: буровой станок 4;
мачта МР6 8 со средствами механизации, в том числе труборазво-
рот 7 типа РТ-300, каретка 10 с полуавтоматическим элеватором 9,
комплект наголовников, подкладных и отбойных вилок; буровой
насос 2 типа НБЗ-120/40; шкаф системы электроуправления 3;
117
Рис. 45. Буровая ус-
тановка У КБ-50/100:
а — базовая модель:
1 — буровой станок; 2 —
мачта; 3 — труборазво-
рот; 4— полуавтоматический
элеватор; 5 — буровой иа-
сос; 6 — освещение; 7 — ук-
рытие; 8 — санное основа-
ние; 9 — гидроцнлиндр подъ-
ема мачты; 10 — крон-блок;
11 — трубоприемник; 12 —
подсвечник; 13 — каретка;
14 — кронштейн; б — кинема-
тическая схема У КБ 50/100;
1 — сцепление ГАЗ-53; 2 —
коробка скоростей ГАЗ-53;
3 — зубчатая муфта; 4 —
полый вал; 5 — раздаточный
вал; 6 — плашки зажимные;
7 — гидропатрон; £ — обой-
ма патрона; 9 — пружины
винтовые; 10 — коническая
шестерня вращателя; 11 —
вал-шестерня; 12 — полу-
муфты; 13 — подвижная му-
фта; 14 — электродвигатель;
15 — лебедка; 16 — цилиндр
гидроподачи
приборы для контроля скорости бурения и крутящего момента;
ведущие трубы; комплект запасных частей, принадлежностей и
ремонтно-монтажного инструмента.
Буровой станок УКБ-200/300
(рис. 47) приводится электродвига-
телем 1 или двигателем внутреннего
сгорания. К двигателю присоединен
фрикцион 2, исполненный в виде
однодисковой сухой, нормально зам-
кнутой муфты сцепления, заимство-
ванной от автомашины ЗИЛ-133.
С фрикционом соединена пятиско-
ростная коробка передач 3, от ко-
торой вращение передается через
промежуточный вал 4 с зубчатыми
муфтами на вращатель и лебедку.
Все узлы от двигателя до вращателя
расположены в одну линию на верх-
них балках рамы 11. Барабан лебед-
ки 6 свободно на шарикоподшип-
никах посажен на вал 4. Включение
барабана на подъем осуществляется
тормозом пуска 5а при помощи пла-
нетарной передачи.
Регулирование скорости спуска
инструмента и остановка барабана
осуществляются грузовым тормозом 5.
Рис. 46. Буровая установка УКБ-200/300 (базовая модель):
1 - стальные сами; 2 — буровой насос; 3 — шкаф управления электродвигате-
лями и освещением; 4 — буровой станок; 5 — гидродомкраты для подъема и опускания
мачты; 6 — приборы для контроля скорости бурения и крутящего момента; 7 — трубораз-
ворот РТ-300; 8 — мачта; 9 — полуавтоматический элеватор; 10 — каретка; И —
свечеприемник; 12 —- растяжки; 13 — кронблок
Шлицевой шпиндель 8 вращателя 7 приводится при помощи пары
сменных конических шестерен 9 со спиральными зубьями. Сменяя
119
Рис. 47. Буровой станок УКБ-200/300 (базовая модель)
шестерни 9, можно настраивать шпиндель на различные частоты
вращения в различных модификациях комплекса УКБ-200/300.
Шпиндель вверху несет пружинно-гидравлический патрон 10,
который зажимает ведущую трубу с помощью тарельчатых пружин
и зажимных плашек (кулачков). Для освобождения ведущей
трубы в патрон под давлением подается масло из гидросистемы
станка.
В патроне могут зажиматься бурильная труба диаметром 50 мм
и поставляемая со станком ведущая труба. Шпиндель перемещается
двумя гидроцилиндрами.
Гидросистема станка имеет два маслонасоса. Один (лопастный
12 марки БГ12-22А) приводится в действие клиновым ремнем от
вала электродвигателя. Другой (шестеренчатый марки НШ-32)
расположен на коробке отбора мощности, установленной на ко-
робке передач (используется коробка отбора мощности с маслона-
сосом в сборе от автомашины ЗИЛ-ММЗ-555). Этот насос вклю-
чается при работе труборазворота.
Давление масла в гидросистеме регулируется переливным зо-
лотником. Наибольшее давление 64 кгс/см2. Питание гидродвига-
теля труборазворота осуществляется от гидросистемы станка.
Управляет механизмом помощник бурового мастера с пульта.
Электрооборудование включает в себя: светильники внутри
бурового здания; фары для освещения мачты, устанавливаемые
на крыше; разводку к светильникам и фарам; шкаф электроуправ-
ления. С помощью аппаратуры, размещенной в шкафу, управляют
электродвигателями и освещением. Кроме того, в шкафу имеются
розетки для подключения переносной лампы и геофизической
аппаратуры.
Техническая характеристика установки УКБ-200/300 (базовая
модель) приведена в табл. 20.
Установка УКБ-200/300С является самоходной модификацией
установок 3 класса (УКБ-200/300). В состав установки входят:
буровой станок с дизелем Д37Е-С2 (от трактора Т-40), мачта со
средствами механизации, труборазворот, буровой насос НБЗ-120/40,
укрытие, электрооборудование, автомобильное шасси ЗИЛ-131,
двухосный прицеп, комплект запасных частей, принадлежностей и
ремонтно-монтажного инструмента.
Передвижная буровая установка УКБ-4П (УКБ-300/500) яв-
ляется модификацией установок 4 класса (ГОСТ 7959—74). В со-
став установки входят: буровой станок СКБ-4 (рис. 48), буровая
мачта БМТ-4, передвижное буровое здание ПБЗ-4, транспортная
база ТБ-15, буровой насос НБЗ-120/40, труборазворот РТ-1200,
полуавтоматический элеватор МЗ-50-80. Расположение оборудо-
вания УКБ-4 показано на рис. 49.
Буровой станок СКБ-4 имеет восемь частот вращения шпин-
деля. Кроме основной лебедки для производства спуско- подъемных
операций он оснащен специальной лебедкой для съемного керно-
приемника. Буровая мачта станка СКБ-4 имеет высоту 14,7 м и
121
грузоподъемность 5 т. Техническая характеристика установки
УКБ-4П приведена в табл. 20.
Передвижная буровая установка УКБ-5П (УКБ-500/800) яв-
ляется модификацией установок 5 класса (ГОСТ 7959—74). В со-
став установки входят: буровой станок СКБ-5, буровая мачта
БМТ-5, передвижное буровое здание ПБЗ-5, контролыю-измери-
Рис. 48. Общий вид бурового станка СКБ-4
тельная аппаратура «Курс-411», транспортная база ТБ-15, буро-
вой насос НБ4-320/63 (2 шт.), грузоподъемные принадлежности
(элеватор-50, элеватор-50/54, вертлюг-пробка-50, вертлюг-проб-
ка-54, полуавтоматический элеватор), труборазворот РТ-1200.
Техническая характеристика буровой установки УКБ-5П приве-
дена в табл. 20.
Станок СКБ-5 оснащен контрольно-измерительной аппаратурой
«Курс-411», в которую входят:
Индикатор веса бурового снаряда, Н 50000
Индикатор усилия на крюке, Н . . 80000
Измеритель нагрузки, Н..... 25000
Манометр для измерения давления,
Н/см2.................... 0—1000
Индикатор механической скорости бу-
рения, м/ч ...................... 0—3; 0—15
122
Передвижная буровая установка УКБ-7П (УКБ-1200!2000)
является модификацией установок 7 класса (ГОСТ 7959—74).
В состав установки входят: буровой станок СКБ-7 (рис. 50), плав-
норегулируемый электропривод бурового станка и бурового на-
соса ТП-1200/2000 УЗ, лебедка для подъема и спуска съемных кер-
ноприемников ЛСК-9, буровая установка УКБ-7П (рис. 51), кон-
трольно-измерительная аппаратура «Курс-613», труборазворот
РТ-1200, передвижное буровое здание ПБЗ-7, передвижное насос-
ное здание ПНЗ-7, транспортная база ТБ-15, грузоподъемные при-
надлежности (элеватор, элеватор-фарштуль, полуавтоматический
элеватор, наголовники, вилки покладные и ведущие).
Техническая характеристика буровой установки УКБ-7П
Глубина бурения, м:
диаметр скважин 93 мм . 1200
диаметр скважин 59 мм........................ 2000
Начальный диаметр скважин, мм 214
Грузоподъемность на крюке, кг:
номинальная ........................... 12500
максимальная . . . . ....................... 20000
Начальный угол наклона скважин (к горизонту),
градус....................................... 90—75
Диаметр бурильных труб, мм...................70; 68; 63,5;
54; 50
Длина свечи, м.......................... .... 18,6
Вид привода установки..................... Плавно-регу-
лируемый
Масса установки, кг............................. 25000
Габаритные размеры установки, м:
длина......................................... 13,5
ширина........................................ 10,0
высота ... 26,0
Буровой станок СКБ-7 (рис. 50) установки УКБ-7П смонтиро-
ван в буровой мачте БМТ-7. Приводится станок плавно-регулируе-
мым тиристорным электроприводом с двигателем постоянного
тока ДП-62 мощностью 52 кВт.
Техническая характеристика буровой мачты БМТ-7
Высота, м ............................... - 26
Длина свечи, м................................ 18,6
Способ подъема и опускания мачты ............. лебедкой
станка или
трактором
Масса (без основания), кг............... . . 8600
Техническая характеристика передвижного бурового здания
ПБЗ-7 и насосного ПНЗ-7
Полезная площадь (каждого), м2 . .... 26
Система обогрева помещения .... . . Электрическая
Масса (каждого здания), кг......................... 7200
Габаритные размеры (каждого здания), мм:
длина.......................................... 7500
ширина......................................... 3200
высота без мачты............................... 2550
124
Буровой насос НБ4-320163 с плавно-регулируемым приводом
типа ТП-120/2000-УЗ—2 шт.
Отличительными особенностями станка СКБ-7 являются:
оснащение его тиристорным плавно-регулируемым при-
водом, обеспечивающим бесступенчатое изменение частоты
вращения бурильной колонны и скорости ее подъема;
Рис. 51. Бу-
ровая установка
УКБ-7П:
1 — мачта БМТ-7;
2 _ буровое здание;
3—насосное здание
простота кинематических связей за счет исключения
муфты сцепления, коробки скоростей и тормоза подъема;
126
широкий диапазон частоты вращения шпинделя (от 0 до
1500 об/мин);
оснащение вращателя системой автоматического перехвата,
значительно сокращающего затраты времени на вспомогательные
операции;
плавно-регулируемый привод, дающий возможность: исключить
динамические удары при пуске, выводить колонну бурильных труб
из зон повышенной вибрации за счет плавного изменения частоты
вращения, путем плавного повышения частоты вращения новых
коронок, повышать их износостойкость.
При опытном бурении установкой УКБ-7П на рудных место-
рождениях средняя механическая скорость была 2,5 м/ч, а уста-
новкой ЗИФ-1200МР — 1,8 м/ч.
Буровые установки типа ЗИФ
Установки ЗИФ несколько устарели. Поэтому Барнаульский
механический завод осуществил модернизацию станков ЗИФ,
которые получили шифр ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР.
- Модернизация заключается в увеличении числа скоростей,
в повышении частоты вращения шпинделя. Несколько уве-
личена грузоподъемность лебедки, улучшено управление
станком.
Буровой агрегат ЗИФ-650М поставляется в двух вариантах:
с электрическим приводом ЗИФ-650М и дизельным приводом —
ЗИФ-650-МД. Буровая установка ЗИФ 1200МР — только с элек-
троприводом.
Технические характеристики буровых установок с элек-
троприводом ЗИФ-650М и ЗИФ-1200-МР приведены в табл. 20.
Общий вид бурового станка ЗИФ-650М и его кинематическая
схема приведены на рис. 52, а, б.
Станки типа ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР еще довольно широко
распространены на геологоразведочных работах страны и за
рубежом.
§ 3. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИСТЕМА СТАНКОВ
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
Гидравлический привод применяется для регулируемой подачи
бурового снаряда, подъема и опускания мачты, работы гидравли-
ческих зажимных патронов, перемещения станка вдоль рамы.
В аварийных случаях гидропривод используется как домкрат.
Гидропривод может быть использован при свинчивании и развин-
чивании бурильных труб.
В гидросистемах применяются насосы двух типов: шестерен-
чатые (зубчатые) с давлением до 300 Н/см2 и лопастные с давлением
до 750 Н/см2 и выше.
127
Б И Воздвиженский и др.
Таблица 20
Техническая характеристика
отечественных установок с гидравлической подачей
Параметры У КБ-50/100 (базовая модель) У КБ-200/300 (базовая модель) У КБ-4П-300/500 УКБ-5П-500/800 УКБ-7П-1200/2000 ЗИФ-650М ЗИФ-1200 МР ё Ю < СО и
Глубина бурения, м: при конечном диаметре сква- жины 93 мм при конечном диаметре сква- жины 59 мм Начальный диа- метр скважины, мм Диаметр буриль- ных труб, мм Частота вращения, об/мин: 1-й диапазон 2-й диапазон Наибольшее уси- лие подачи, Н: вверх ВНИЗ 50 100 132 42 155; 325; 590; 1000 305; 650; 1170; 2000 20 000 15 000 200 300 132 42; 50; 54 ПО; 200; 355; 555; 815 160; 290; 515; 805; 1180 40 000 30 000 300 500 151 42; 50; 54; 55 155; 280; 390; 430; 680; 710; 1100; 1615 60 000 40 000 500 800 151 50; 54; 63,5; 68 120; 260; 340; 410; 540; 720; ИЗО; 1500 85 000 65 000 1200 2000 214 50; 54; 55; 63,5; 68; 70 0—J500 (бесступен- чатое) 150 000 120 000 650 800 200 50; 54; 63,5; 68 81; 118; 188; 254; 340; 460; 576; 800 80 000 30 000 1500 2000 250 50; 54; 63,5; 68; 70 75; 136; 231; 288; 336; 414; 516; 600 150 000 50 000 300 500 151 42; 50; 54 120; 195; '280; 430; 700; 1015 6000 4500
Грузоподъемность лебедки, кг Скорости навивки каната на бара- бан, м/с Мощность элек- тродвигателя для привода бу- рового станка, кВт Мощность буровый установки, кВт Мощность ДВС, кВт Высота мачты, м Длина свечи, м Тип бурового на- соса Число буровых на- сосов Максимальный расход, л/мин Максимальное дав- ление, Н/см2 Мощность электро- привода насо- сов, кВт Габаритные разме- ры установки, м: длина ширина высота Масса, кг; станка установки 630 кратковре- менное до 2000 0,7; 1,5; 2,8; 4,7 п, = 1450; Ni = 8,3; п2 = 2900; = 10,2 7,6 4,7 НБ2-63/40 1 63 400 3 5,58 3,00 8,33 760 5670 2000 0,69; 1,25; 2,25; 3,50; 5,15 13 18,5 29,5 14,0 9,5 НБЗ-120/40 1 120 400 5,5 8,34 2,5 11,0 1 600 10 000 2500 0,65—6 22 74 14,7 9 5 НБЗ-120/40 1 120 400 5,5 13,20 4,20 14,7 1 600 14 000 3500 0,7—6,0 30 98 19 13,5 НБ4-320/63 1 320 400 22 10,70 4,56 19,10 2 200 17 500 5500 0—8,0 (плавное изменение скорости) 52 150 26 18,5 НБ4-320/63 2 320 630 22X2 13,50 10,00 26,00 5 000 25 000 3500 0,7; 0,95; 1,5; 2,04; 2,72; 3,7; 4,6; 6,24 30 60 44,1 18 13,5 11-ГРИ 1 240—300 600 22 2,275 1,18 2,38 2800 5500 0,7; 1,24; 2,10: 2,61; 3,04; 3,76; 4,70; 5,24 55 103 24 18,5 11-ГРИ 2 240—300 600 22X2 3,48 1,43 1,85 5200 2000 1,0; 1,6; 2,4 22 14,7 9 5 НБЗ-120/40 1 120 400 5,5 1,67 1,13 16,20 1320
Рис. 52. Буровой станок
ЗИФ-650М;
а — общий вид станка с
электроприводом; б — кинемати-
ческая схема стапка с электро-
приводом; 1 — электродвига-
тель станка; 2 — электродвига-
тель маслоиасоса; 3 — маслона-
сос; 4, 5 — редуктор с муфтой
сцепления; б — тормоз спуска;
7 — лебедка; 8 — тормоз подъе-
ма; 9 — раздаточная коробка;
10 — гидропатрон; 11 — вра-
щатель; 12 — станина; 13 — ра-
ма
Гидравлическая система буровых станков (рис. 53) состоит из
двух неподвижных цилиндров 1, в которых передвигаются поршни
2 со штоками 3. Верхние концы штоков траверсой 7 связаны со
шпинделем 8, посаженным на упорных шарикоподшипниках. Для
усиления жесткости конструкции к траверсе 7 прикреплены два
направляющих штока 6, перемещающихся в бронзовых втулках 5,
установленных в приливах 4 к цилиндрам /; на одном из направля-
ющих штоков нанесены деления, позволяющие наблюдать за ско-
ростью подачи.
Рис. 53. Принципиальная схема гидравлической подачи станков колонко-
вого бурения
Лопастной маслонасос 10 подает масло из бачка 9 в нагнетатель-
ный маслопровод 13, в который включены коробка обратных кла-
панов 12, предохранительный клапан 14 и дроссель 15. Парал-
лельно маслонасосу 10 подключается аварийный ручной масло-
насос 11.
Далее масло подается или в цилиндры подачи бурового инстру-
мента, или по маслопроводу 22 в цилиндр перемещения станка.
Регулировка давления масла в цилиндрах подачи осущест-
вляется дроссельным краном /5. Для контроля давления установ-
лен манометр 16. Нагрузка на коронку контролируется по инди-
катору веса и нагрузки (дриллометру) 20.
С помощью распределительного крана 17 можно верхнюю или
нижнюю полости цилиндров 1 сообщать через маслопроводы 18 и
132
19 с нагнетательной линией 13, а противоположные полости — со
сливной линией 21.
Если вес бурильной колонны недостаточен для создания опти-
мальной нагрузки на коронку, масло под. давлением направляют
в верхние полости цилиндров, для чего распределительный кран 17
ставят в положение I.
По мере углубления скважины и увеличения веса бурового
снаряда надо уменьшать давление масла в верхней полости цилин-
дров с помощью дросселя 15. Если колонна труб собственным ве-
сом будет создавать нагрузку на забой больше требуемой, необхо-
димо произвести разгрузку колонны путем поддержания в нижних
полостях цилиндров необходимого давления. Для этого распредели-
тельный кран 17 устанавливают в положение IV. Если дроссель 15
закрыть, поршни будут поднимать инструмент от забоя. При буре-
нии необходимо через дроссель 15 сбрасывать все масло, нагнетае-
мое насосом 10 и вытесняемое опускающимися поршнями 2, и,
регулируя скорость истечения масла, создавать тем большее давле-
ние под поршнями, чем больше разница между весом бурильной
колонны и требуемой нагрузкой на коронку. Бурение с разгрузкой
можно вести и при выключенном насосе. Для этого поднимают
поршни в крайнее верхнее положение и, включив вращатель,
начинают через дроссель спускать масло, поддерживая под порш-
нем требуемое давление жидкости (см. рис. 55, IV).
Для быстрого подъема ненагруженного шпинделя распредели-
тельный кран устанавливают в положение II. В этом случае жид
кость из маслонасоса направляется в обе полости цилиндров Так
как площадь поршня снизу больше, чем сверху, то и сила, дейст-
вующая снизу, будет больше, что заставит поршни быстро подни-
маться. Чтобы остановить подачу, распределительный кран уста-
навливают в положение III. При этом поступление жидкости из
маслонасоса в цилиндры прекратится, так же как и истечение жид-
кости из них.
В начале подъема инструмента станок должен откатываться,
чтобы освободить рабочее место над устьем скважины. В конце
спуска, перед постановкой коронки на забой, шпиндель станка
должен быть установлен над устьем скважины. Для перемещения
станка имеется горизонтальный подвижной цилиндр, расположен-
ный в раме под станиной. Для перемещения станка кран 23 ста-
вится в положение V или VI. Тогда масло направляется через мас-
лопровод 22 и распределительный кран 23 в правую или левую по-
лости подвижного цилиндра 24 и будет перемещать его вместе со
станком к устью скважины или от устья. Шток 26 и поршень 25
этого гидравлического устройства неподвижно закреплены в ниж-
ней раме станка. На рис. 54 представлена гидросистема станка
ЗИФ-650М.
Грузоподъемность гидравлических цилиндров определяется по
формуле
P=lOkqL, (61)
133
где Р — грузоподъемность гидравлических цилиндров; Н; q —
масса 1 м бурильных труб, кг; L — предельная глубина скважины,
м; k — коэффициент, учитывающий дополнительный вес УБТ и
возможные прихваты бурового снаряда (k = 1,5-s-2).
IB
го
Рис. 54. Гидросистема
станка ЗИФ-650М:
/— цилиндры подачи; 2—
поршни; 3 — рабочие штоки;
4 — траверса; 5 — пружинио-
гидравлический патрон; 6 —
кран к гидропатрону; —
маслопровод гидропатрону;
8 — указатель"'веса и нагрузки
на забой; 9 — маслопровод
к верхним плоскостям цилинд-
ров подачи; 10 — маслопровод
к нижним плоскостям цилинд-
ров; 11 — сливная линия; 12—
предохранительный клапан;
13 — дроссельный кран; 14 —
распределительный кран при-
бора гндроуправлеиня; 15 — нагнетательный маслопровод; 16 — манометр; 17 об-
ратный клапан; ; 18 — маслонасос; 19 — маслоблок; 20 — всасывающая линия; 21 —
ручной насос (аварийный); 22 — распределитель механизма перемещения^ станка;
23 — цилиндр перемещения станка; 24, 25 — гндроцилиндры захвата [(закрепления
стайка на раме)
(62)
Максимальное давление жидкости ршах, на которое рассчиты-
вается гидравлическая система, определяется уравнением
lOkqL
где т—число цилиндров (1 или 2); F—площадь поршня снизу,см8.
Давление жидкости р в гидравлических цилиндрах должно под-
держиваться, исходя из следующих расчетов.
В начале бурения, когда требуемая нагрузка па коронку
С > qL, дает дополнительную нагрузку и давление масла над
поршнями должно быть
С — qL
P1 — mFi ’
(63)
где Fi — площадь поршня сверху (за вычетом площади сечения
штока).
134
Когда qL > С, только часть веса бурильной колонны должна
передаваться на забой и давление под поршнями должно быть
При установке УБТ формула (64) примет вид
|,(L-/)+^|-C
mF ' '
где qT — вес 1 м УБТ (утяжеленных бурильных труб); I — длина
УБТ.
При коронке, поднятой над забоем, вес колонны штанг в усло-
виях бурения определяют по формуле
mFp0 = qL, (66)
где р0 — давление масла под поршнем при вращающейся коронке,
приподнятой над забоем.
Нагрузка на коронку при бурении будет
C = mF(p0 — р). (67)
На манометрах, служащих для контроля за осевой нагрузкой,
цифры указывают не давление р, а силу PF (см. рис. 53).
При бурении с разгрузкой увеличение давления в гидравличе-
ских цилиндрах свидетельствует об уменьшении нагрузки на ко-
ронку, что происходит автоматически при переходе коронки из
твердой породы в более мягкую. Наоборот, резкое уменьшение
давления в гидросистеме будет указывать на увеличение нагрузки
на коронку, что наблюдается при смене мягкой породы крепкой.
Постоянное уменьшение давления жидкости под поршнями обус-
ловливается затуплением резцов коронки.
При скоплении шлама у забоя индикатор покажет при подъеме
бурильной колонны силу, значительно превосходящую вес ин-
струмента, а при опускании — снижение нагрузки на шпинделе.
Индикатор давления позволяет отмечать обрыв бурильной колонны
и определять примерную глубину обрыва.
Масло, заполняющее систему гидропривода, должно быть ма-
ловязким, обладать хорошими смазывающими способностями, не
содержать кислот, щелочей, смол и механических примесей.
Перед заполнением гидросистемы масло необходимо профиль-
тровать, так как незначительные механические примеси могут
способствовать порче маслонасоса и других деталей гидросистемы.
Недостаток гидравлической подачи, изображенной на рис. 53,
заключается в том, что скорость ее значительно колеблется при
бурении пород, перемежающихся по твердости. Особенно это
проявляется при бурении с дополнительной нагрузкой. При не-
равномерной подаче процесс кернообразования ухудшается, уча-
щаются самозаклинивания керна в колонковом снаряде и сни-
жается износостойкость коронок, особенно алмазных.
135
В связи с этим такую Гидравлическую подачу нецелесообразно
применять при бурении алмазными коронками в трещиноватых и
перемежающихся по твердости породах.
Поэтому новые станки выпускаются с гидравлической подачей,
в которой регулирование давления масла дополнительно произво-
дится за счет дросселирования жидкости, вытекающей из нижних
полостей гидравлических цилиндров (рис. 55.)
лированием масла в нижних полостях ци-
линдров:
1 — маслобак; 2 — фильтр; 3 — маслонасос; 4 — предохранительный клапан;
5 — основной дроссельный кран; 6 — нагнетательная линия; 7 — индикатор веса и
нагрузки; 8 — распределительный кран; 9 — трубопровод верхней полости цилиндров;
10 — трубопровод нижней полости цилиндров; 11 — обратный клапан; 12 — дрос-
сель для дросселирования масла, вытекающего из нижней полости цилиндров; 13 —
сливная линия; 14 — манометр; 15 — цилиндры подали; 16 — штоки поршней; 17 —
траверса; 18 — зажимной патрон; 19 — шпиндель
При бурении с дополнительной нагрузкой создается небольшое
противодавление под поршнями, что повышает плавность подачи
инструмента, уменьшает вибрацию бурильной колонны и увеличи-
вает работоспособность алмазных коронок.
Бурение перемежающихся по твердости или трещиноватых
пород с дополнительным дросселем обеспечивает более равномер-
ную механическую скорость бурения, что способствует уменьше-
нию самозаклинания керна и увеличивает проходку на коронку.
§ 4. БУРОВЫЕ СТАНКИ С ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ
ВИНТОВОЙ ПОДАЧЕЙ
Станки с дифференциальной винтовой подачей применяются
для бурения неглубоких скважин алмазными и твердосплавными
коронками. Они часто применяются при подземном бурении.
136
Устройство дифференциальной подачи показано на рис. 56.
От вала 1, па конце которого закреплена коническая шестерня 2,
приводится во вращение
втулке 4, которая при
помощи скользящих
шпонок вращает вин-
товой шпиндель 5 с
крупной левой ленточ-
ной резьбой. Шпиндель
имеет несколько длин-
ных канавок под шпон-
ки втулки, поэтому он
не только вращается,
но и имеет осевое пере-
мещение. Сквозь шпин-
дель пропущена бу-
рильная труба 12 с про-
мывочным сальником
13, зажатая в патроне
6. На втулке заклинена
цилиндрическая ше-
стерня 2Ь находящая-
ся в зацеплении с ше-
стерней 2а. Последняя
свободно сидит на ва-
лике подачи 7, который
включается фрикцио-
ном 8 путем сжатия
пружины 9 при по
мощи нажимной гай-
ки 10. На валике 7 по-
сажены шестерни 2з, г'А,
2з”, и 2з'", находящие-
ся в зацеплении с ше-
стернями 24, 24, г'С
и г"'\ соответственно.
Последние заклинены
на гайке подачи И,
навинченной на шпин-
дель 5. Все шестерни 23
свободно сидят на вали-
ке подачи 7 и вклю-
чаются поочередно при
коническая шестерня 3, заклиненная на
Рис. 56. Схема винтовой дифференциальной
подачи
помощи скользящей шпонки, передвигаемой рукояткой 14.
Если шпиндель делает пъ об/мин, то гайка будет вращаться
в том же направлении, совершая
^1^3 <
ll2 — tli --- , об/мин.
Z2Z4
137
Гайка вращается быстрее шпинделя. Если шпиндель и гайка
имеют резьбу с шагом /, то подача шпинделя за 1 мин будет
h = t(n2 — nl) = t(n1^- — nS (68)
Подача шпинделя за один оборот будет
ho=t(^ А (69)
X z2z4 /
По схеме, изображенной на рис. 56, шпиндель имеет четыре
скорости подачи, которые должны подбираться в соответствии с бу-
Рис. 57. Буровой станок с дифференциальной винтовой подачей и штанго-
извлекателем для бурения из подземных выработок:
1 — коронка; 2 — бурильная труба; 3 — зажимной патрон; 4 — пусковое устрой-
ство вращателя; 5 — указатель осевого усилия; 6 — штурвал регулятора подачи; 7 —
шпиндель винтовой; 8 — шланг водяной; 9 — буровой сальник; 10 — пневматический
штангоизвлекатель; 11 — шланг для сжатого воздуха; 12 — распорные колонки; 13 —
трубозахватчнк; 14 — автоматическая масленка; 15 — выкидной шланг; 16 — глушитель:
17 — кран управления штангоизвлекателем
римостью пород. Если фактическая скорость бурения меньше ско-
рости подачи шпинделя, то осевая нагрузка и крутящий момент
будут возрастать до тех пор, пока не начнут проскальзывать конус
или диски фрикциона подачи.
138
Для быстрого подъема шпинделя надо отключить шестерню z2,
затормозить гайку подачи и включить вращатель. Так как в этом
случае п2 равна нулю, то
Лоб = —«16 (70)
т. е. шпиндель будет быстро двигаться вверх.
На рис. 57 показан легкий станок для подземного бурения с диф-
ференциальной винтовой подачей и приводом от пневматического
двигателя, установленный в подземной выработке на распорных
колонках. Он может бурить скважины под любым углом. Вместо
лебедки имеется пневматический экстрактор, шток которого, пере-
двигаемый под давлением сжатого воздуха, при помощи спе-
циального захвата извлекает из скважины или заталкивает
в нее буровой снаряд. Управляется экстрактор распределитель-
ным краном.
§ 5. ЗАЖИМНЫЕ ПАТРОНЫ СТАНКОВ
колонкового бурения
Основным приспособлением для надежного крепления ведущей
трубы является зажимной патрон (или два патрона), который пере-
дает от шпинделя вращателя бурильной колонне осевое усилие и
крутящий момент.
До последнего времени применялись механические зажимные
патроны, которые закреплялись и раскреплялись вручную.
Для крепления ведущей трубы часто применяют пружинно-
гидравлические патроны с дистанционным управлением.
Зажимной механический патрон представлен на рис. 58. За-
крепление бурильной трубы осуществляется кулачками 7 и 8.
Патроны комплектуются несколькими парами зажимных кулачков
для крепления бурильных труб разного диаметра. Насечка (резьба)
на рабочей части кулачка 7 правая, а кулачка 8 левая, она предот-
вращает возможность проворота и проскальзывания ведущей
штанги в кулачках патрона. Кулачки изготовляются из инстру-
ментальной стали, рабочая поверхность нарезанной части кулачка
после закалки должна иметь твердость 50—56 HRC.
Ход шпинделя станков невелик (не более 600—700 мм). При
проходке мягких пород механическая скорость бурения достигает
15—20 м/ч и более, в связи с чем процесс бурения часто приходится
прерывать для подъема шпинделя.
Чем больше скорость бурения, тем больше затрата времени на
перекрепление патронов. Для устранения этих потерь в комплект
станков входит ведущая труба трехгранного сечения для бурения
с подачей инструмента с барабана лебедки.
Для вращения ведущей трубы трехгранного сечения приме-
няется специальный патрон с трехгранным отверстием, который
навинчивается па верхний конец шпинделя (см. рис. 58, б). Ниж-
139
ний шарнирный патрон заменяется при этом направляющим па-
троном с круглым отверстием, который направляет и сдерживает
радиальное биение нижнего конца ведущей трубы.
Рис. 58. Зажимные патроны;
а — нижний зажимной патрон: 1 — корпус; 2 н 3 — наметки; 4 — ось наметок;
5 — стяжной болт; 6 — пружина; 7 — кулачок с правой насечкой; 8 — кулачок с ле-
вой насечкой; 9 — стопорная шайба; 10 — стопорный винт; 11 — болт; 12 — сфериче-
ская шайба; 13 — гайка для стяжки наметок (кулачков); 14 — ось стяжного болта;
б — верхний патрон для ведущей штанги: 1 — корпус; 2 — распорное кольцо; 3 —
кулачок} 4 — зажимной болт; 5 — ограничительное кольцо; 6 — крышка
Верхняя часть трехгранной трубы соединяется с вертлюгом-
сальником при помощи левого переводника. Нижняя часть ведущей
трубы соединена с колонной бурильных труб.
Подача инструмента на забой по мере углубления регулируется
тормозом спуска. Величина осевой нагрузки на забой контроли-
140
руется динамометром, установленным на неподвижном конце тале-
вого каната (см. рис. 35).
Пружинно-гидравлический зажимной патрон (рис. 59) является
основой конструкции зажимных патронов современных буровых
станков. Шпиндель 1 пружинно-гидравлического патрона соединен
со шпинделем 10 вращателя при помощи прямоугольной резьбы,
которая передает осевые усилия, и с шлицевой муфтой 9, передаю-
щей крутящий момент. Такое комбинированное соединение предот-
вращает затяжку по резьбе.
Ведущая труба зажимается четырьмя кулачками 7 с помощью
тарельчатых пружин 2, передающих осевое усилие через клиновые
соединения. Разжимаются кулачки усилием гидравлического дав-
ления.
Гидравлический цилиндр 3 патрона установлен на фланце 11
траверсы вращателя и соединен маслопроводом с краном управле-
ния. При повышении давления в цилиндре поршень 4 через упор-
141
ный подшипник 5 и обойму б сжимает тарельчатые пружины 2.
Обойма, перемещаясь вниз, разводит при помощи Т-образных па-
зов кулачки 7 в радиальном направлении, освобождая ведущую
трубу. Кулачки перемещаются в пазах шпинделя 1 патрона. Сверху
патрон защищен крышкой 8. Закрепление и раскрепление шнанги
гидропатроном осуществляются с пульта управления.
На нижнем конце шпинделя установлен на резьбе механический
патрон, которым можно вручную зажать рабочую трубу. Механи-
ческий патрон предназначен для аварийных работ одновременно
с гидропатровом, а также в случае неисправности гидропатрона.
Во время работы одним гидропатроном механическим патронов
не пользуются. Для уменьшения вибрации труб между корпусом
механического патрона и шпинделем вращателя установлена цен-
трирующая втулка.
Для работы ведущей трехгранной трубой с подачей от лебедки
к нижнему патрону предусматриваются специальные кулачки.
§ 6. БУРОВЫЕ СТАНКИ С ПОДВИЖНЫМ
ВРАЩАТЕЛЕМ
Буровые станки с неподвижным вращателем имеют ограничен-
ный ход шпинделя. У большинства современных станков колонко-
вого бурения ход шпинделя не превышает 50 см. Поэтому при буре-
нии этими станками через 45—48 см проходки приходится останав-
ливать бурение для перехвата (перекрепления) шпинделя из ниж-
него положения в верхнее. На эту операцию в зависимости от кон-
струкции зажимных патронов и глубины скважины затрачивается
0,5—1,5 мин. При быстрооборотном бурении нельзя допускать,
чтобы буровой сальник значительно возвышался над шпинделем.
Поэтому во избежание вибрации наращивание бурильной колонны
ведут короткими бурильными трубами. На наращивание буриль-
ной трубы затрачивается в среднем от 2 до 4 мин.
Перерывы в бурении для производства вспомогательных опе-
раций происходят тем чаще, чем с большей механической скоростью
осуществляется бурение. При механической скорости 1 м/ч пере-
хват шпинделя необходимо осуществлять примерно через 30 мин.
Если механическая скорость достигает 10 м/ч, то перехват шпин-
деля придется производить через 3 мин бурения. Все это будет
нарушать ритмичность работы и утомлять буровую бригаду.
Этих недостатков в значительной степени можно избежать при
бурении станками с подвижным вращателем, имеющим величину
хода, несколько большую, чем длина колонкового снаряда и бу-
рильной трубы (3,8 и 5 м).
Подвижной вращатель представляет собой быстроходный ги-
дравлический двигатель с редуктором, приводящим во вращение
короткий полный вал (шпиндель), смонтированный в корпусе вра
щателя.
142
Вращатель перемещается по двум или трем направляющим.
Подача вращателя — гидравлическая, дифференциалы-ю-винтовая
или комбинированная — канатно-гидравлическая. К шпинделю
вращателя посредством резьбового соединения присоединяется
бурильная колонна.
Для подачи промывочной жидкости непосредственно к враща-
телю привинчивается сальник: боковой при непроходном враща-
теле и верхний при проходном вращателе.
Рис. 60. Буровой станок с подвижным вращателем:
1 — маслостанция; 2 — пульт управления; 3 — механизм подачи; 4 — гндровра-
щатель с мягкой характеристикой; 5 — направляющий люнет; 6 — опорная колонна
Подвижной вращатель обладает следующими техническими пре-
имуществами.
1. Исключаются операции по перекреплению (перехвату)
шпинделя.
2. Наращивание инструмента при достаточном ходе вращателя
или исключается, или производится значительно быстрее буриль-
ными трубами нормальной длины без затрат времени на отвинчи-
вание бурового сальника.
3. Сальник, привинченный к вращателю, не возбуждает вибра-
ций верха бурильной колонны.
4. Подвижной вращатель с гидродвигателем может плавно из-
менять частоту вращения бурового снаряда, что имеет большое
значение для приработки алмазных коронок и для борьбы с вибра-
цией.
5. Подвижной вращатель позволяет механизировать свинчива-
ние и развинчивание бурильных труб.
143
6. При бурении скважин глубиной до 100—150 м при помощи
подвижного вращателя целесообразно производить СПО.
В этом случае буровая установка значительно упрощается, так
как не требуются лебедки, мачты, роликов, кронблока и т. п.
Буровые станки с подвижным вращателем у нас применяются
пока при шнековом бурении (см. рис. 29). В колонковом бурении
станки с подвижным гидравлическим вращателем применяются
только в комплексе технических средств для бурения с гидравличе-
ским транспортом керна с помощью установки УРБ-2А-2ГК-
За рубежом фирмы «Атлас Колко» (Швеция), «Лонгир» (США)
и другие за последние 15 лет освоили выпуск станков с подвижным
вращателем специально для быстрооборотного алмазного бурения
(рис. 60). Эти станки показали высокую эффективность. В Англии
станком «Диамек-1 000» фирмы «Атлас Колко» скважина глубиной
263 м в 1974 г. была пробурена за 8,5 смены в породах IX катего-
рии по буримости.
§ 7. БУРОВЫЕ НАСОСЫ И ПРИНАДЛЕЖНОСТИ
К НИМ
Колонковое, а также роторное и турбинное бурение в основном
производится с промывкой скважин технической водой или глини-
стым раствором.
Для подачи промывочной жидкости в скважину обычно приме-
няют два типа буровых насосов: а) поршневые двойного действия,
двухцилиндровые и б) плунжерные одинарного (простого) дейст-
вия, двух- или трехцилиндровые.
Принцип действия поршневого насоса двойного действия
(рис. 61, а). При вращении шкива 1 приводятся во вращательное
движение зубчатые колеса 2 и 3; последнее при помощи коленча-
того вала приводит в возвратно-поступательное движение шатун 4,
крейцкопф 5, шток 6 и поршень 7. Цилиндр 8 сообщается с каме-
рами всасывания и нагнетания, которые отделены от цилиндра
соответствующими клапанами. При движении поршня вправо вса-
сывающий клапан 9 откроется, а нагнетательный клапан 10 за-
кроется и в левую полость цилиндра произойдет всасывание жид-
кости через храпок (фильтр) 11 с приемным клапаном 12 и всасы-
вающий шланг 13. В правой полости цилиндра происходит нагне-
тание жидкости через напорный клапан 14 при закрытом (всасыва-
ющем) клапане 15. При движении поршня влево в правой части
цилиндра произойдет всасывание жидкости (клапан 15 откроется,
а клапан 14 закроется), а в левой — нагнетание через открытый
клапан 10 при закрытом клапане 9. За один оборот коленчатого
вала поршень совершает два хода, и, следовательно, всасывание
и нагнетание жидкости повторяются по 2 раза, поэтому такие на-
сосы называются насосами двойного действия. При нагнетании
жидкость проходит через клапаны 10 и 14 в камеру нагнетания,
откуда через нижнюю полость воздушного колпака 16 с маномет-
144
ром 17 и предохранительным клапаном 18 в напорную маги-
страль 19
Принцип действия плунжерного насоса (рис. 61, б). Плунжер-
ные насосы обычно одинарного действия, так как во время прямого
хода плунжера происходит нагнетание, а при обратном ходе —
всасывание. В отличие от поршневых насосов, где основными со-
Рис. 61. Схема поршневого и плунжерного буровых насосов:
а — схема поршневого насоса двойного действия; б — схема плунжерного насоса
прягающимися элементами являются цилиндр и поршень (уплот-
няющий элемент на поршне), в плунжерных насосах рабочим эле-
ментов является плунжер — металлический цилиндр, сопрягаю-
щийся с сальниковым уплотнением, вмонтированным в корпусе
насоса. Как и в поршневом насосе, при вращении зубчатого колеса
3 приводятся в возвратно-поступательное движение шатун 4, крейц-
копф 5 и плунжер 1. При движении плунжера влево всасывающий
клапан 6 откроется, а нагнетательный клапан 7 закроется и в ги-
дравлическую часть насоса 2 произойдет всасывание жидкости
через всасывающий шланг. При движении плунжера вправо в
гидравлической части произойдетрагнетапие жидкости через нагне-
145
тательный клапан 7 при закрытом всасывающем клапане 6. За один
оборот зубчатого колеса 3 (эксцентрикового вала) плунжер совер-
шит одно поступателы-ю-возвратиое движение, т. е. произойдет
цикл всасывания и нагнетания.
Величина подачи бурового насоса определяется по формуле:
для поршневого насоса
(IF — f) Snmh
Q = —----. л/с, (71)
для плунжерного насоса
где F — площадь поршня (плунжера), дм2; / — площадь штока,
дм2; i — степень действия одного цилиндра насоса (i = 1 или 2);
S — ход поршня (плунжера), дм; п — число двойных ходов (взад
и вперед) поршня (плунжера) или число оборотов коленчатого
(эксцентрикового) вала в 1 мин; т число цилиндров (плунже-
ров); X — коэффициент наполнения насоса (к — 0,8-: 0,9). Он
берется тем больше, чем меньше высота всасывания и чем лучше
действуют клапаны.
Высота всасывания, особенно при промывке скважины глини-
стым раствором, должна быть по возможности меньше.
В целях упорядочения создания прогрессивных буровых насо-
сов и их унификации в 1973 г. разработан ГОСТ 19123—73 на буро-
вые насосы с механическим приводом, предназначенные для нагне-
тания промывочной жидкости при бурении геологоразведочных
скважин на твердые полезные ископаемые вращательным и ударно-
вращательным способами.
На основе ГОСТ 19123—73 разработаны и широко эксплуати-
руются 4 класса буровых насосов, которые обеспечивают создание
циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения геолого-
разведочных скважин глубиной до 2000 м долотами шарошечного
и режущего типов, твердосплавными и алмазными коронками.
Насосная установка НБ1-25116 рекомендуется для комплекто-
вания буровых установок У КБ-12/25 при колонковом бурении на
глубину 25 м. Установка отличается малой массой, удобна при
перевозках. Тип насоса — горизонтальный, одноплунжерный.
Техническая характеристика насоса приведена в табл. 21.
Насосная установка НБ2-63/40 предназначена для комплекто-
вания буровых установок при бурении твердосплавными и алмаз-
ными коронками до глубины 200 м. Насосная установка состоит из
насоса, электродвигателя и клиноременной передачи, смонтиро-
ванных на общей раме. Тип насоса — горизонтальный, трехплун-
жериый, двухскоростной.
Техническая характеристика насосной установки приведена
в табл. 21.
146
Насосная установка НБЗ-120140 (рис. 62) предназначена для
обеспечения циркуляции промывочной жидкости при бурении гео-
логоразведочных скважин установками УКБ-200/300 и
910 -
Рис. 62. Насосная установка НБЗ-120/40:
а — общй вид насосной установки: 1 — буровой насос; 2 — электродвигатель;
3 — фрикцион; 4 — коробка скоростей; 5 — высокоэластичная муфта; 6 — рама; б —
продольный разрез бурового насоса: 1 — кривошипно-шатунный механизм; 2 — экс-
центриковый вал; 3 — входной вал-шестерня; 4 — гидравлическая часть насоса; 5 —
клапаны; 6 — седла; 7 — пружины; 8 — плунжера; 9 — хомуты; 10 — крышки
УКБ-300/500. Насосная установка состоит из насоса 1 (рис. 62, а),
коробки скоростей 4, фрикциона 3 и электродвигателя 2, смонти-
рованных на общей раме 6. Клапаны 5 (рис. 62, б) тарельчатые,
147
Таблица 21
Характеристика насосов для колонкового бурения
148 Параметры Плунжерные насосные установки Поршневые насосные установки
НБ1-25/16 НБ2-63/40 НБЗ-120/40 НБ4-320/63 НГР-250/50 11-ГрИ 9-МГР
Подача, л/мин Максимальное давле- ние, МПа Диаметры плунжеров (втулок), мм Число плунжеров (поршней), шт. 25 1,6 45 1 I II 30 60 4,0 2,0 45 3 I II III IV V 15 19 40 70 120 4,0 4,0 4,0 4,0 2,0 63 3 I II III при диаметре плунжера 45 мм 95 140 260 при диаметре плунжера 80 мм 125 180 320 При диаметре плунжера 45 мм 6,3 6,3 6,3 При диаметре плунжера 80 мм 6,3 5,5 3,0 45, 80 3 250 5,0 85 2 При диа- метре втулки: 80, 90, 100 мм 240 306 390 6,3 5,0 4,0 80, 90, 100 2 220—1000 16,0—3,5 80, 90, 100, 115, 127, 250
Длина хода плунжера (поршня), мм Число ДВОЙНЫХ ХОДОВ в 1 мин Привод тип мощность, кВт Габаритные разме- ры, мм: длина ширина высота Масса, кг Диаметры, мм: всасывающего от- верстия нагнетательного отверстия 390 Двигатель вну- треннего сго- рания «Дружба-4» 1,5 745 325 365 44 32 18 175, 350 Электро- двигатель 3,0 1325 610 490 250 50 32 60 31, 38, 80, 146, 249 Электродвигатель 7,5 1970 910 980 680 50 38 90 95, 140, 260 Электродвига- тель 22 2100 1145 880 1250 76 38 140 94 Электро- двига- тель 28 1446 850 945 700 76 38 150 100 Электро- двигатель 35,3 1835 745 1410 1400 100 50 250 55, 90 Электро- двига- тель 75 2600 1000 1600 2760 100 50
с нижними перьевыми направляющими и конусным резиновым
протектором, нагружены цилиндрическими витыми пружинами 7.
К гидравлической части 4 насоса (со стороны привода) прикреплены
три быстросъемных узла «сальник с плунжером» 8. Плунжеры изго-
товлены из высоколегированной стали и уплотнены резиновыми
Рис. 63. Насосная установка НБ4-320/63:
а — общий вид; б — основные узлы: 1 — электродвигатель; 2 — приводные ремни;
3 — насос; 4 — ограждение; 5 — рама иасоса; 6 — рамз двигателя; 7 — манометр;
8 — предохранительный клапан
манжетами. Плунжеры соединены с ползунами кривошипно-ша-
тунного механизма быстросъемными хомутами 9, благодаря чему
можно быстро заменить узел «сальник с плунжером».
Техническая характеристика насосной установки приведена
в табл. 21.
Насосная установка НБ4-320/63 (рис. 63) предназначена для
создания циркуляции промывочной жидкости в процессе буре-
ния геологоразведочных скважин буровыми установками
150
УКБ-300/500, УКБ-500/800, У КБ-1200/2000. Насосная установка
состоит из насоса, электродвигателя, рамы под насос и рамы под
двигатель, соединяемых между собой болтами. Вращение от дви-
гателя передается насосу клиноременной передачей, закрытой
ограждением.
Насос — реверсивный, трехплунжерный, грехскоростиой, го-
ризонтальный с прямоточной гидравлической частью. Клапаны —
тарельчатые с резиновым протектором, нагружены цилиндриче-
скими витыми пружинами. Узел «сальник с плунжером» — быстро-
съемный. Плунжеры выполнены из стали, закаленной до высокой
твердости.
Величина подачи насоса регулируется коробкой скоростей и
сменой плунжеров, для чего насосная установка комплектуется
узлом «сальник с плунжером» диаметром 45 и 80 мм.
Техническая характеристика насосной установки приведена
в табл. 21.
Кроме плунжерных насосов, описанных выше, в практике раз-
ведочного бурения применяются поршневые насосы двойного
действия, техническая характеристика которых приведена
в табл. 21.
В комплект насосных установок входят всасывающий и нагне-
тательный рукова (шланги).
Всасывающий рукав изготовляется из резины, покрытой хол-
щовой прокладкой с проволочной спиралью. Оба конца рукава
имеют резиновые мягкие манжеты. Один конец рукава плотно,
при помощи хомутиков, крепится на всасывающий штуцер насоса,
а на другой конец надевается приемный клапан-храпок (см.
рис. 61, а). Назначение храпка—-предохранять приемную ли-
нию насоса от засорения, а также поддерживать в приемной линии
столб жидкости между резервуаром и всасывающими клапанами
насоса, для чего храпок снабжается обратным клапаном.
Нагнетательный шланг состоит из внутреннего резинового
слоя, обернутого прорезиненными прокладками, и наружного
резинового слоя. Один конец нагнетательного шланга присоеди-
няется к нагнетательному штуцеру насоса, а другой надевается
на приемный патрубок сальника или вертлюга-сальника. Концы
шланга зажимаются крепежными хомутиками. Шланги необхо-
димо оберегать от загрязнения смазочными материалами, кероси-
ном, бензином и др. Они должны быть удалены от нагревательных
приборов на расстояние не менее 1 м.
Нагнетательный шланг должен быть рассчитан на максимальное
давление насоса. Длина нагнетательного шланга может быть
10—25 м в зависимости от длины ведущей трубы и удаления на-
соса от бурового станка.
Устройством, обеспечивающим подачу очистного агента (промы-
вочной жидкости) от нагнетательного шланга во вращающуюся
колонну бурильных труб, является буровой сальник (рис. 64).
Буровой сальник состоит из невращающегося узла, соединенного
151
с нагнетательным шлангом, и вращающегося узла, соединенного
с верхней частью колонны бурильных труб (ведущей трубой).
Поскольку промывочная жидкость протекает через сальник под
Рис. 64. Буровой сальник:
1 — корпус; 2 — переходник;
3 — крышка; 4 — шпиндель (ствол);
5 — тройник; 6 — отвод (штуцер);
7 — контргайка; 8 — пробка; 9 —
пробка для смазочного отверстия; 10 —
уплотнение; 11 — радиальные шари-
коподшипники; 12 — манжета; 13 —
набивка сальника; 14 — нажимная
гайка
Рис. 65. Вертлюг-сальник
высоким давлением, буровой сальник имеет надежный уплотни-
тельный узел.
При глубоком колонковом бурении буровой сальник исполь-
зуется также для подвешивания колонны бурильных труб в про-
цессе бурения. Такой сальник называется вертлюгом-салышком
(рис. 65).
Вертлюг-сальник отличается от бурового сальника тем, что он
имеет серьгу, подхватываемую крюком талевого блока. Для умень-
152
шения трения между вращающимся узлом и неподвижным корпу-
сом включается упорный шариковый подшипник.
Грузоподъемность вертлюгов-сальников для колонкового бу-
рения должна быть больше веса колонны бурильных труб. На
буровой всегда надо иметь два сальника с полным набором ключей.
Глава 4
СИЛОВОЙ ПРИВОД БУРОВЫХ УСТАНОВОК
В современных установках для колонкового бурения в каче-
стве силового привода применяются главным образом электродви-
гатели и двигатели внутреннего сгорания. При неглубоком буре-
нии из подземных выработок иногда для привода легких буровых
станков применяются пневматические и гидравлические двигатели,
особенно в шахтах, опасных по газу и пыли.
На зарубежных станках применяются подвижные вращатели
с гидравлическими двигателями. Последние обладают мягкой
характеристикой и плавно снижают обороты с увеличением крутя-
щего момента.
§ 1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ПРИВОД
Наиболее широко электрический привод применяется в геоло-
горазведочных партиях и экспедициях, длительно работающих
в одном районе. При наличии в районе государственных сетей вы-
сокого напряжения для питания буровых установок применяются
стационарные и передвижные понизительные трансформаторы.
Когда буровые работы производятся длительное время, но высоко-
вольтные электропередачи отсутствуют, электроснабжение буро-
вых установок может быть организовано от передвижных электро-
станций или от специально построенных временных электростан-
ций. В высокогорных районах, богатых быстрыми горными реч-
ками, иногда целесообразно строить гидроэлектростанции. Необ-
ходимый для работы гидравлических турбин напор воды можно
получить путем устройства небольших плотин, от которых вода
к турбине подводится деривационным каналом, имеющим неболь-
шой уклон.
Для привода буровых станков рекомендуется применять асин-
хронные электродвигатели переменного тока. Электродвигатели
небольшой мощности обычно берутся с короткозамкнутым ротором.
При мощности более 15—20 кВт целесообразно применять электро-
двигатели с контактными кольцами и пусковыми устройствами,
обеспечивающими снижение пусковых токов.
Достоинством электропривода является простота обслужива-
ния и управления, постоянная готовность к работе, высокая эко-
153
комичность, возможность реверсирований, возможность примене-
ния индивидуальных приводов (для насоса, глиномешалки, заточ-
ного станка и т. п.).
Электродвигатели для привода станков колонкового бурения
обычно имеют жесткую характеристику. Изменение частоты враще-
ния бурового инструмента осуществляют ступенями при помощи
коробки скоростей.
Известно, что каждую новую коронку, особенно алмазную,
надо сперва прирабатывать, начиная бурение на низких оборотах
и малых осевых нагрузках постепенно их повышая. Поэтому жела-
тельно иметь регулируемые двигатели, которые могли бы плавно
повышать частоту вращения. Ныне ведется исследовательская
работа по разработке электропривода с плавным регулированием
частоты вращения и внедрению этих электродвигателей в практику
разведочных буровых работ.
Применение такого типа электродвигателей позволит повысить
механическую скорость бурения и особенно проходку на коронку.
§ 2. ДВИГАТЕЛИ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ (ДВС)
Двигатели внутреннего сгорания применяются для привода
буровых установок на поисковых работах, при предварительной
разведке и бурении одиночных скважин.
Передвижные станки приводятся от ДВС. Последние можно
разделить на три группы: карбюраторные, работающие на бензине
и лигроине; б) дизельные, работающие на соляровом масле или
дизельном топливе; в) калоризаторные, работающие па сырой
нефти.
В практику разведочного бурения наиболее широко внедрен
дизельный привод.
При выборе двигателя внутреннего сгорания его расчетная мощ-
ность должна определяться по режиму наибольшей нагрузки.
Достоинством двигателей внутреннего сгорания являются их
независимость от внешних источников энергии и достаточно эко-
номичное потребление топлива.
Недостатками двигателей внутреннего сгорания являются их
относительная недолговечность, необходимость применения ко-
робки скоростей для регулирования величины крутящего момента
и реверсирования.
Эти двигатели потребляют на 1 кВт/ч
дизельного топлива, кг.......................0,30
смазочного масла, г ........................ 15
§ 3. ВЫБОР МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЯ
ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
В процессе строительства скважины привод лебедки и враща-
теля станка осуществляется, как правило, последовательно. Во
время работы вращателя одновременно работает буровой насос.
154
Электропривод стайка и насоса обычно осуществляется от инди-
видуальных электродвигателей. При приводе от двигателя вну-
треннего сгорания последний одновременно приводит вращатель и
буровой насос, а в ночное время и электрогенератор, необходимый
для освещения буровой установки.
Мощность, потребляемая вращателем, расходуется на работу
коронки на забое и на вращение колонны труб в скважине.
Полная мощность на вращение бурового инструмента в про-
цессе бурения равна
= М<. в Н“ Маб “Ь Л^доп, кВт, (73)
где Мх. „ — мощность на холостое вращение колонны; N386 — мощ-
ность на разрушение забоя; Мдон — дополнительные затраты мощ-
ности при создании осевой нагрузки на забой.
Понятие «холостое вращение» характеризует вращение буриль-
ного вала, подвешенного над устьем скважины и не передаю-
щего на забой полезный крутящий момент, необходимый для раз-
рушения забоя.
В связи с тем, что затраты мощности на холостое вращение бу-
рильного вала составляют основную часть энергетических затрат
на процесс бурения глубокой скважины, затраты мощности на
холостое вращение предопределяют как возможности бурового
оборудования, так и максимально возможную частоту вращения
для конкретных геолого-технических условий бурения. Затраты
мощности на вращение бурильного вала главным образом опреде-
ляются силами сопротивления, распределенными по длине вала,
и в меньшей степени зависят от величины передаваемых осевых сил.
В процессе исследований затрат мощности на холостое вра-
щение бурильной колонны как в производственных, так и в стен-
довых условиях выявлено, что значения величин мощности даже
для одной системы бурильный вал—ствол скважины составляют
целую область вероятностных значений. Границы этой области
составляют два крайних режима работы бурильного вала. Первый
режим — динамический — определяет верхнюю границу области.
Второй — статический — определяет нижнюю границу области.
Динамический, или вибрационный, режим характерен наличием
степенной зависимости Nx_ Е — f (/г), а статический имеет зависи-
мость NX' к = f (и), близкую к линейной. Область вероятностных
значений 7VX,..B занимает в каждый момент времени уровень, опре-
деляемый сочетанием большого количества шеременных факторов,
таких, как: фактический диаметр ствола в каждой зоне буриль-
ного вала, состояние стенок скважины, значение коэффициента
трения на контакте бурильный вал—ствол скважины, сочетание
кривизны колонны с кривизной ствола, определяющее величину
сил сопротивления, и т. д. Большой диапазон области вероятност-
ных значений затрат мощности на холостое вращение бурильного
вала определен возникновением дополнительных (к простым фор-
мам перемещения) движений бурильного вала, на совершение ко-
155
торых необходимы затраты значительной энергии, подводимой
к бурильному валу. Возможная форма движения отдельных участ-
ков бурильного вала при заданной частоте вращения может быть
поддержана, если мощность привода буровой установки достаточна
для покрытия затрат энергии на возможное перемещение буриль-
ного вала. Такой вид движения отдельных участков бурильного
вала, отличный от простейших: вращения вокруг собственной оси,
или только относительно оси ствола, собственно и называется ви-
брационным.
При возникновении вибрационного характера работы буриль-
ного вала значительно повышаются затраты энергии и возможно их
резкое колебание в зависимости от конкретных условий. Однако
диапазон значений затрат мощности при вибрационном режиме
работы бурильного вала определяется собственно двумя параме-
трами его перемещений (частотой и амплитудой) на участках воз-
можного возникновения вибрационного режима. Вхождение в ви-
брационный режим возможно и не на всей длине бурильного вала,
а только на отдельных его участках, которые и определяют общий
уровень затрат мощности на вращение всего бурильного вала.
Мощность на холостое вращение колонны бурильных труб в об-
щем виде может быть представлена формулой
Л'х. в == ayLkdfnm, (74)
где L — глубина скважины; d — наружный диаметр бурильных
труб; п — частота вращения бурильных труб, об/мин; у — удель-
ный вес промывочной жидкости; а — опытный коэффициент, за-
висящий от диаметра бурильных труб, их веса и интенсивности
искривления.
По формуле В. С. Федорова
Л'х.п = ayc^Ln1,7, кВт, (75)
где L, м; d, см. Значения а' приведены в табл. 22.
Таблица 22
Зенитный угол 6» градус 0-3 3—5 6-9 10-16 17—25
Значение коэф- фициента а 2-Ю-8 2,2-10-8 2,9-10-8 3-Ю-8 3,5-10-8 3,6-10-8 4,0-10-8 4,1-10-8 4,7-10'8
Однако эта формула дает хорошую сходимость с производствен-
ными данными лишь при малых частотах вращения бурильной
колонны и большом диаметре скважины.
Для определения мощности холостого вращения для условий
высокооборотного алмазного бурения целесообразнее пользоваться
формулой В. Г. Кардыша и А. С. Окмянского, которая справедлива
156
для диапазона частот 0—2500 об/мин для вертикальных и круто-
наклонных скважин.
Ух. Б = 2,5- 10-%ЛаУ3 (0,9 + 0,026) q dn^^L0-75, (76)
где Ki — коэффициент, учитывающий качество изготовления и тип
соединения бурильных труб (/Сх = 0,65 ниппельных соедине-
ний с малой начальной кривизной, Kt = 1,0 для ниппельных со-
единений); — коэффициент, учитывающий влияние антивибра-
ционной смазки или эмульсионного раствора, для которых Д2 =
= 0,6, для технической воды Д2 = 1,0, для глинистого раствора
Л'2 = 1,1; К3 — коэффициент, учитывающий влияние характера
стенок скважины (для нормального разреза Д3 = 1,0, в обсадных
трубах Д3 = 0,75. В сложных геологических разрезах К3 может
достигать до 1,5—2,0); п — частота вращения, об/мин; L — глу-
бина скважины, м; 6 - величина зазоров между бурильными тру-
бами и стенками скважины, мм; d — диаметр бурильных труб, мм;
q — масса 1 м бурильных труб, кг.
Следует также иметь в виду, что при применении антивибра-
ционной смазки, а также при промывке скважин антивибрацион-
ными эмульсиями удавалось снизить мощность для высоких частот
вращения до 2—3 раз.
Согласно формуле (76) мощность на холостое вращение буриль-
ной колонны уменьшается пропорционально ее массы.
Отсюда видна большая перспективность применения на разве-
дочном бурении легких бурильных труб (ЛБТ), изготовленных из
алюминиевых’^сплавов.
Возможное изменение пространственной формы участка ко-
лонны бурильных труб, находящейся в сжатой зоне колонны после
постановки вращающейся колонны на забой, приводит к увеличе-
нию контактных усилий между колонной и поверхностью ствола
скважин. Соответственно возросшие силы трения потребуют боль-
ших затрат мощности на вращение бурильной колонны, создающей
(или передающей) осевую нагрузку на забой. Увеличение мощно-
сти, затрачиваемой на вращение бурильной колонны, передающей
осевую нагрузку, по сравнению с мощностью на холостое вращение
оценивается величиной А/доп дополнительной мощности
Л'доп = 8,0-10сСп, кВт, (77)
где С — осевая нагрузка на забой, Н; п — частота вращения, об/мин.
Для осуществления процесса разрушения на забое затрачи-
вается энергия как иа собственно процесс разрушения породы,
так и на преодоление сил трения между породоразрушающим инст-
рументом, стенками скважины и забоем. Для преодоления затрат
мощности на забое принимаем по опытным данным, что затраты
энергии на разрушение породы в среднем не превышают 20% от ве-
личины энергии на преодоление сил трения.
157
Тогда значение затрат мощности на разрушение забоя можно
определить по следующей формуле:
ДГ , — 1'2Р-б’осП (/?! -|- F2) в <7gx
™заб 195 0000 ’ В ’ 1 ’
где р — коэффициент трения (р 0,25-4-0,3); и Т?2 — внутрен-
ний и внешний диаметры коронки, см; п — частота вращения
породоразрушающего инструмента, об/мин; СОс — осевая на-
грузка, Н.
При бурении шарошечным долотом с осевой нагрузкой до
30000 Н при частоте вращения до 300 об/мин затраты мощности
на забое можно определить по следующей эмпирической зависи-
мости:
^заб=ад, кВт, (79)
где No — удельная мощность, отнесенная к 1 см2 разрушения
забоя (Л/о = 0,1-4-0,15 кВт/см2); Fs — площадь забоя, см2.
Полная мощность будет
Д, = /Ух.в+/Узаб + /УДрп кВТ| (80)
где т] — к. п. д. всех передач от вала двигателя до шпинделя станка.
Мощность для привода лебедки может быть определена по фор-
муле
д, в [(81)
л 10-10271л ’ ’ и
где (р — коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивле-
ния при подъеме колонны; QH — вес бурового инструмента, Н;
ц, — скорость подъема колонны (крюка), м/с; т]л — общий к. п. д.
подъемной установки.
Вес бурового инструмента QK равен
<2и = ?к. + — 0-Нт. сЛ (82)
где <7к. с — вес колонкового снаряда, Н; дУБТ — вес 1 м утяжелен-
ных бурильных труб (УБТ), Н; /’— длина УБТ; q — вес 1 м бу-
рильных труб, Н; L — глубина скважины, м; дт. с —вес элева-
тора, крюка и талевого блока, Н.
При глубоком бурении можно пренебречь весом колонкового
снаряда ?к. с.
Коэффициент (р, учитывающий дополнительные сопротивления
при подъеме, зависит от величины радиальных зазоров, интенсив-
ности искривления скважины и вязкости жидкости, наполняющей
скважину. Коэффициент (р колеблется в пределах 1,15—1,6.
Чем меньше зазоры между бурильной колонной и стенками
скважины и чем более быстро искривляется скважина, тем больше
коэффициент ср.
С увеличением скорости подъема наблюдается некоторое уве-
личение ср.
158
Если известна грузоподъемность лебедки, то максимальная
мощность, потребляемая лебедкой, будет
= кВт’ (83)
где Qj, — грузоподъемность лебедки, кг; vK — скорость навивки
каната на барабан, м/с; k — коэффициент возможной перегрузки
лебедки (при прихватах инструмента) (/? = 1,1—1,2).
Лебедки делают многоскоростными. Многоскоростная лебедка
позволяет поднимать длинную тяжелую колонну с малой скоростью
а легкую колонну — с большой; тем самым мощность двигателя
используется более рационально.
В период подъема снаряда двигатель загружается только во
время извлечения колонны. Например, на собственно подъем од-
ной свечи затрачивается около 12—20 с, а в течение следующих
30—50 с, затрачиваемых на отвинчивание свечи и установку ее на
подсвечник, двигатель работает вхолостую.
При спуске труб двигатель загружается еще меньше.
При глубоком бурении на подъемные операции обычно задалжи-
вают большую мощность, чем на бурение; поэтому мощность дви-
гателя для станков глубокого бурения, как правило, подбирают из
расчета мощности, необходимой для грузоподъемных операций.
При неглубоком бурении мощность на бурение и привод насоса
могут быть больше мощности, затрачиваемой на подъем.
Во время спуско-подъемных операций лебедка загружается
через определенные интервалы и только на незначительное время,
поэтому для привода колонковых буровых станков наиболее под-
ходят двигатели, допускающие значительные кратковременные
перегрузки. Для станков глубокого бурения целесообразно иметь
буровые установки с индивидуальными двигателями для привода
вращателя, лебедки и буровых насосов.
Глава 5
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
К КОЛОНКОВОЛ1У БУРЕНИЮ
§ 1. ВЫБОР конструкции колонковой
СКВАЖИНЫ
Прежде чем приступить к бурению скважины, надо наметить ее
конструкцию.
Исходными данными для выбора конструкции скважины служат:
а) физико-механические свойства пород, пересекаемых сква-
жиной, их крепость, устойчивость, водонасыщенность и т. д.;
б) глубина скважины, наклон скважины;
159
Техническая часть кипвьэиийп
ннижвйяэ енхэчеэлиосНэ яифвбд
замеры ntfoa HHsodA
%) ‘O ‘7 Hiidiaw -ОНИ1ГЯНЙ 0I4HHEV
ЭПИЖЕНЯЭ e вине a otfaifooB эияээьиЕйфогл
и ‘олээа — oV 'jlo у ин -ЭНЖОИЭО Х1ЧНЖ0ИЕ0Н 1ЧНО£
подъем ннстру- мента Й011ЭНЭ ОХГЭЙЬ
Э/И •HBpEdEp EH Е1ЕНЕЯ ИЯНИ0ЕИ qj.aodOMo
JfSIfEJ. ЕЯЛЭВНОО
ь/и ‘киноёЛр ЧХЭОЙОЯЭ ВЕЯЭЭЬИНВХЭЭД
iv *эцэс1 be вм^охойц
промывочная ИИВ1 -HaJBad EMiopudpo
ИЛЭОЯЬ'ИЖ ftOIIhOS -iqnodii iqdAowBdEU
НИИ/IT ‘И1Э -ояМиж oexoohHiroM
нии/ро ‘влиэяАбхэии OJOH -odAo BHiiataiEds входов^
гл Н <й°9 -ЕЕ ЕН EMEAdJEH ВВНЭЭО
pXd.L xiquqifiidAp и Х1Ч11НЭ1Г0ЖВ1Л (ля) ЕЭЭВИ И (и) BHHirtf *(ии) diawuHtf
еанэиЛсЦэнн ojainoiBmAd -EEdoVodOLI dxaHEHtf И L1HJ,
конструк- ция сква- ЖИНЫ ВВЯЭЭЬИХЯЕф
BEiiiHaodn
Геологическая часть tfodOLI EHHADHdoXMEdEX BEHlEdyi
мощность s D и ‘олээе
и ‘oV
и ‘1O
oKtfEdj ‘Vo do и виновен itoja
геоло- гическая колонка ВЕМЭЭЬИХЯЕф
BEiiiMaodii
эяэИпи yHM3ahH$udjHiEdA9
ВО1ГЭ 6J\f
160
fe) конечный диаметр скважины, который зависит от вида по-
лезного ископаемого;
г) способ бурения.
При бурении алмазными коронками рекомендуется принимать
конечный диаметр скважины 46 или 59 мм. Для дробового бурения
конечный диаметр скважины следует брать не менее 91 мм. Буре-
ние при разведке угольных месторождений, минеральных солей и
других твердых полезных ископаемых, залегающих в толщах оса-
дочных пород, производится коронками, заправленными твердыми
сплавами, причем при проходке по угольному пласту конечный
диаметр скважины должен быть не меньше 76 * мм, а при пересече-
нии минеральных солей — не менее 92 мм.
После выбора конечного диаметра скважины, исходя из геоло-
гического разреза, намечают интервалы, требующие закрепления,
и определяют глубины спуска колонн обсадных труб.
Для экономии металла конструкция скважины должна быть
простой, что может быть достигнуто при умелом применении про-
мывочных жидкостей.
Обсадные трубы необходимо предусматривать для;
1) закрепления устья скважины с целью предохранения ее
от размывания и отвода промывочной жидкости в желоба (нап-
равляющая труба);
2) закрепления залегающих сверху неустойчивых и обводнен-
ных пород и для надлежащего направления ствола скважины (кон-
дуктор);
3) перекрытия зон разрушенных и раздробленных пород, га-
лечников, слабых конгломератов и брекчий, которые плохо кре-
пятся глинистым раствором и не могут быть затампопированы бы-
стросхватывающимися смесями;
4) производства тампонажа для изоляции водоносных горизон-
тов, закрепления стенок скважины перед пересечением полезного
ископаемого, над которым залегают неустойчивые породы, дающие
осыпи.
При проектировании буровых работ в новых районах необхо-
димо предусматривать резервную колонну обсадных труб и соответ-
ствующий резервный породоразрушающий и буровой инструмент.
После выбора конструкции скважины выбирают буровую уста-
новку, затем составляют спецификацию необходимого бурового обо-
рудования и инструментов и разрабатывают геолого-технический
наряд на строительство скважины (табл. 23).
§ 2. ПОДГОТОВКА К БУРЕНИЮ
Бурение скважины начинается с подготовки Подъездных путей
и площадки для буровой установки; сборки и установки вышки;
монтажа бурового оборудования; подводки электроэнергии; орга-
* В Донбассе производятся успешные опыты бурения на уголь коронками
диаметром 59 мм.
6 И. В. Воздвиженский и др. 161
низации водоснабжения и обеспечения запасов глины и реагентов;
подготовки бурового инструмента, обсадных труб, забуривания
скважины. Площадка предназначается для размещения буровой
вышки, желобов, отстойников, стеллажей для труб и пр. Размеры
площадки зависят от глубины скважины Чем больше проектная
глубина скважины, тем выше буровой копер, больше емкость от-
стойников и запасных баков, больше стеллажей для труб.
Направление длинной оси площадки определяется азимуталь-
ным направлением скважины. Для бурения вертикальной сква-
жины площадка может быть расположена без ориентирования, но
с учетом удобства подъезда и наименьшей затраты времени на рас-
чистку и планировку площадки.
На площадке возле вышки, а в зимнее время под полом буро-
вого здания, размещают в котлованах отстойные баки, емкость ко-
торых зависит от глубины и диаметра скважины. Баки устанавли-
вают на разных уровнях и соединяют между собой так, чтобы жид-
кость самотеком перетекала из одного бака в другой. Перед нача-
лом бурения глубоких разведочных скважин иногда роют шурф для
установки и закрепления направляющей трубы. Одновременно со
строительством площадки готовят подъездные пути к вышке, под-
водят электроэнергию, водопровод и т. п.
§ 3. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И МАЧТЫ
Колонковое бурение производится установками, состоящими из
буровой вышки или мачты, бурового станка, двигателя и насоса
(см. рис. 35).
Буровая вышка состоит из копра, предназначенного для спуска
и подъема инструмента, и бурового здания для защиты буровых
рабочих и механизмов от атмосферных влияний.
Высота копров и мачт подбирается в соответствии с глубиной
скважины и способом бурения, она превышает длину свечи * на
величину, необходимую для маневрирования с колонковым сна-
рядом, УБТ и свечами.
Обычно на колонковом бурении принимаются вышки следую-
щих размеров:
глубина скважины, м . 100—150 150—400 400— 800 800
и более
длина свечи, м........4,5-ьб 9 12—13,5 18
высота копра, м....... 9—10 12—13 15—18 22—26
Копер состоит из нижнего и верхнего оснований, ног, поясов
и раскосов (рис. 66). Верхние рабочие полати устраивают на 1 —
1,25 м ниже длины свечи.
Грузоподъемность буровых копров выбирают в соответствии
с весом наиболее тяжелых колонн труб, спускаемых в скважину.
* Свеча — несколько бурильных труб, свинченных вместе и не разъеди-
няемых при спуско-подъемных операциях.
162
Вышки строят бревенчатые, дощатые и металлические.
Вышки с деревянными копрами применяют обычно в таежных
районах.
Трехногие копры (треноги) применяют для бурения наклонных
и вертикальных скважин глубиной до 100 200 м.
Рис. 66. Буровая вышка В-26-25:
1 — кронблочная площадка; 2 — верхняя рама; 3 — рабочие палати; 4 — мар-
шевые лестницы; 5 — переходная площадка; 6 — основание вышки; 7 — ноги вышки;
8 — пояса; 9 — раскосы; 10 — ворота; 11 — место для крепления неподвижного конца
каната; 12 — нижняя рама
Рис. 67. Тренога для наклонного бурения
Для наклонного бурения две ноги устанавливают в сторону
наклона скважины. Ноги изготовляются из бревен 25—30 см в от-
рубе при длине бревна 10—15 м. Вершины ног соединяются шквор-
нем и для прочности оковываются железными обручами.
Ноги копра по высоте расшиваются примерно через каждые
2,5—3 м поясами, на которых укрепляются полати.
Общий вид трехногого копра для наклонного бурения показан
на рис. 67.
6*
163
Чаще применяются металлические копры, ноги которых изго-
товляются или из обсадных труб, или из профилированного про-
ката.
а — кронблок,
монтируемый на вер-
хней раме вышки;
б— подвижный тале-
вой блок
На верхней раме вышки устанавливается кронблок, являю-
щийся неподвижной частью талевой системы. Число роликов па
кронблоке и его грузоподъёмность выбираются в соответствии с грузо-
подъемностью лебедки и максимальным усилием на крюке (рис. 68).
164
Талевый блок является подвижной частью талевой системы.
Ролики кронблока и талевого блока устанавливаются на шарико-
подшипниках. Оснастку талей обычно производят с неподвижным
концом каната; в этот конец включают индикатор веса. Максималь-
ная нагрузка на крюке определяется по формуле
бир = 2шрР'лЧ» (84)
где тр — число роликов талевого блока; Рл — грузоподъемность
лебедки; ц — к. п. д. талевой системы (ц — 0,9-ъ0,8 и тем меньше,
чем больше роликов в талевой системе).
Рис. 69. Буровая
мачта МРУГУ-18/20:
1 — основание стре-
лы; 2 — стрела; 3 — ра-
бочая площадка; 4 — све-
чепрнемник; 5 — боко-
вая сошка; 6 — узел бо-
ковой опоры; 7 — задняя
качающаяся опора; 8 —
грузоподъемная укосина;
9 — санное основание
Часто применяются передвижные буровые установки с метал-
лическими мачтами? При применении буровых мачт значительно
сокращаются затраты времени на перевозки и монтажно-демонтаж-
ные операции. Наиболее распространены буровые мачты (рис. 69)
Уральского геологического управления УГУ). Характеристика
этих мачт приведена в табл. 24.
Мачты монтируются на общем основании со зданием, в котором
размещается буровое оборудование, а вся установка собирается на
металлических полозьях санного типа. Перед перевозкой фермы
мачты укладываются в горизонтальное положение. Транспорти-
руются установки с мачтами тракторами.
165
Таблица 24
Показатели Мачты буровые
МРУГУ-2М МРУГУ-18/20
Высота от пола до оси кронблока, м Грузоподъемность, т: 13,5 18,0
на кронблоке 6,0 20,0
стрелы-укосины 1,4 3,0
Талевая оснастка 1X1; 1X2 1X1; 1X2
Углы наклона скважин, градус Санное основание, м: 90—75 90—75
клиренс 0,5 0,5
ширина колеи Масса, т: 2,2 2,5
в сборе 4,1 5,5
собственно мачты Габаритные размеры, м: 1,15 2,8
длина 12 12
ширина 3,9 4,8
высота 4,3 4,5
После установки оборудования приступают к забуриванию
скважины и установке направляющей трубы (рис. 70).
Скважину углубляют до коренных по-
род и врезаются в них на 0,5—1,5 м,
после чего опускают направляющую тру-
бу, предназначенную для предохранения
устья скважины от размыва и направления
изливающейся из скважины жидкости
в желобную систему.
При глубоком бурении всю толщу
верхних неустойчивых и водоносных
пород перекрывают следующей колон-
ной обсадных труб называемой кондук-
тором.
Рис. 70. Установка направляющей трубы:
1 — башмак трубный; 2 — обсадная труба;
3 — тройник; 4 — желоб; 5 — цементный камень;
6 — наносы; 7 — порода
Затрубное пространство за кондуктором на всю глубину или
в нижней части должно быть зацементировано, а кольцевой зазор
между направляющей трубой и кондуктором загерметизирован.
166
Глава б
ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА БУРОВЫХ СКВАЖИН
Л. ПРОМЫВКА СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Колонковое бурение производится с промывкой.
Основными назначениями промывки скважин являются:
1. Очистка забоя скважины от разбуренной породы и вынос ее
на поверхность.
2. Охлаждение породоразрушающего инструмента.
3. Поддержание стенок скважины от обрушения.
4. Передача энергии от бурового насоса забойному двигателю
(гидроударнику, турбобуру в случае их применения).
Способы промывки и их характеристика. Существует три спо-
соба промывки скважин с выходом промывочной жидкости на по-
верхность земли: прямая, обратная и комбинированная.
Прямая промывка (рис. 71, а), когда промывочная жидкость,
нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем
(при бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой тру-
бой, омывает забой, охлаждает породоразрушающий инструмент,
захватывает с забоя частицы разрушенной породы, поднимается
вверх по кольцевому пространству между бурильными трубами
и стенками скважины и, наконец, выходит на поверхность
земли.
Достоинства прямой промывки-. 1) буровой раствор, выходя
из суженных промывочных отверстий породоразрушающего ин-
струмента, приобретает большую скорость и с силой ударяет о за-
бой, размывая разбуриваемую породу, что способствует увеличе-
нию скорости бурения; 2) применяя специальные промывочные
жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых поро-
дах, обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления
частиц неустойчивой породы.
Недостатки прямой промывки-. 1) возможен размыв стенок сква-
жины при бурении в мягких породах вследствие большой скорости
восходящего потока; 2) пониженный процент выхода керна в ре-
зультате динамического воздействия струи на верхний торец керна,
что приводит к его размыву; 3) при бурении скважин большого
диаметра повышенный расход промывочной жидкости, необходи-
мый для создания такой скорости восходящего потока, при которой
все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверх-
ность. Прямая промывка имеет преимущественное применение
в практике разведочного бурения.
Обратная промывка (рис. 71, б), когда промывочная жидкость
движется к забою но кольцевому пространству между бурильными
трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия
породоразрушающего инструмента, при наличии керна проходит
167
tio кольцевому зазору между керном и колонковой трубой, прохо-
дит по внутреннему каналу бурильной колонны и, обогащенная
шламом, выходит на поверхность земли.
Достоинства обратной промывки-, интенсивная очистка забоя
от частиц разрушенной породы и возможность гидравлического
транспорта кернов через
бурильные трубы на по-
верхность.
Основной недостаток
обратной промывки — не-
возможность обеспечения
нормального процесса бу-
рения при наличии в раз-
резе поглощающих гори-
зонтов, в которых теряет-
ся полностью или частично
промывочная жидкость.
В связи с более слож-
ной организацией обрат-
ной промывки она имеет
ограниченное примене-
ние.
Комбинированная про-
мывка (рис. 71, в), когда
движение промывочной
жидкости над колонко-
вой трубой осуществляет-
ся по схеме прямой про-
мывки, а ниже с помощью
специальных устройств по
схеме обратной промывки.
Техническое исполнение
комбинированной про-
а—прямая промывка; б—обратная промывка; МЫВКИ СВЯЗЗНО С ПрИМС-
в—комбинированная промывка НеНИеМ уСТрОЙСТВ, преоб-
разующих прямую промывку в обратную в призабойной зоне.
Комбинированная промывка применяется с целью повышения
выхода керна.
§ 2. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
И УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
1. Техническая вода (пресная, морская, рассолы) применяется
при бурении в устойчивых породах.
2. Глинистые растворы применяются в трещиноватых, рыхлых
сыпучих, плывучих и других слабоустойчивых породах для пре-
дотвращения обвалов, а также в трещиноватых скальных породах
для борьбы с потерей циркуляции.
168
3. Самораспадающиеся вяжущие водные растворы применяются
при бурении на воду взамен глинистого раствора для вскрытия
водоносных пластов, состоящих из песков и воды. Примером таких
растворов является крахмальный раствор, закрепляющий стенки
скважин, закупоривающий поры, но по истечении некоторого вре-
мени распадающийся, благодаря чему устраняется закупорка водо-
носных горизонтов. Изготовляют раствор с таким содержанием
крахмала, чтобы его вяжущие свойства сохранились на определен-
ное время, необходимое для вскрытия водоносного пласта, спуска
эксплуатационной колонны и установки фильтра.
4. Ингибированные буровые растворы представляют собой из-
вестковые и гипсовые водные растворы, применяемые в связных
породах для предотвращения набухания и размокания глинистых
пород, слагающих стенки скважины.
5. Водные растворы понизителей твердости горных пород
применяют в монолитных и слаботрещиноватых скальных породах
с целью снижения их твердости и увеличения скорости бурения.
Понизители твердости являются разновидностью поверхностно-
активных веществ.
Поверхностно-активными веществами (ПАВ), называются ве-
щества, молекулы или ионы которых в водном растворе под дей-
ствием молекулярных сил концентрируются на поверхности раз-
дела жидкости и твердого тела. Эффект понижения твердости пород
основан на расширении активными веществами микротрещин,
образующихся на забое скважины под воздействием породораз-
рушающего инструмента. В зависимости от геолого-технических
условий в качестве понизителей твердости применяют слабые
водные растворы солей (NaCl, СаС12, А12О3 и др.) и ограниче-
ских веществ (мыло, диталин, сульфонол, превацелл и др.). В за-
висимости от свойств пород и свойств понизителя твердости эти
вещества подбирают в количестве 0,1—2 вес. %.
6. Солестойкие буровые растворы применяются при бурении
легкорастворимых минеральных солей (каменная соль NaCl,
карналлит — KClMgCl26H2O и др.) для предотвращения размыва
стенок скважины и сохранения керна. При этом для промывки
применяют насыщенный раствор той соли, на которую бурят.
7. Аэрированные растворы насыщенные воздухом или газом,
применяют для борьбы с поглощением промывочной жидкости. Эти
растворы обладают пониженной плотностью и повышенной очи-
стной и несущей способностями. Существуют три способа
получения аэрированных ра с'т воров: меха-
нический с введением сжатого [воздуха в раст-
вор с помощью компрессора, механический с введением атмос-
ферного воздуха в раствор с помощью водоструйного
насоса, химический — путем Обработки раст-
вора поверх постно-активным и веществами
(ПАВ), вовлечения в него воздуха и удерживания его в виде мель-
чайших пузырьков, стабилизированных пленок ПАВ. Для приго-
169
товления химически аэрированных буровых растворов применяют
глинопорошки, поверхностно-активные вещества (0,1—0,2%), реа-
генты-структурообразователи (каустическая сода 0,1—0,2%) или
кальцинированная сода (0,5—2,5%).
8. Утяжеленные глинистые растворы применяются при вскры-
тии пластов с большим пластовым давлением для предупреждения
выбросов из устья скважины фонтанной воды, нефти или газа.
Для изготовления утяжеленного глинистого раствора к нему
добавляют инертный порошкообразный материал — утяжи-
литель, изготовленный из тяжелых минералов: барита (BaSO4);
гематита (Fe2O3) и др. После задавливания фонтана под действием
гидростатического давления утяжеленного раствора над устьем
скважины устанавливают противовыбросную арматуру, промы-
вают скважину облегченным аэрированным глинистым раствором
или технической водой, удаляют из скважины утяжеленный рас-
твор и фонтанирование скважины восстанавливается.
9. Эмульсионные буровые растворы. Эмульсией называется
система, состоящая из двух (или нескольких) взаимно нераствори-
мых жидких фаз (состояний), одна из которых диспергирована
(рассеяна, раздроблена) в другой. Различают два типа эмульсии.
Эмульсии первого рода — «масло в воде» (М/В), когда масло
в водной среде находится в виде мельчайших шариков.
Эмульсии второго рода, называемые инвертными или обрати-
мыми, — «вода в масле» (В/М), когда вода в виде мельчайших
шариков распределена в масле.
Для придания эмульсии устойчивости применяют специальные
реагенты — эмульгаторы. Эмульсионные растворы первого рода
нашли широкое применение при алмазном высокоскоростном бу-
рении с целью гашения вибрации и снижения мощности на вращение
бурильной колонны.
10. Растворы на нефтяной основе (РНО), применяют для вскры-
тия нефтяных и газовых пластов для сохранения их естественной
проницаемости. Эти растворы сложны по своему составу, более
дорогие, чем буровые растворы на водной основе.
11. Термостойкие промывочные жидкости. Температура Т
земной коры на глубине Н зависит от геометрического гради-
ента. Геотермический градиент Г в градус/м — есть повышение
температуры Земли на 1 м глубины Для различных районов Земли
Г равен 0,005—0,25 градус/м, а в среднем Г равен 0,03 градус/м,
т. е. 30 градус/км.
§ 3. СВОЙСТВА ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ
Назначение глинистых растворов и их свойства. Глинистые
растворы имеют следующие назначения: 1) глинизация стенок сква-
жин; 2) удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии
при прекращении циркуляции; 3) создание повышенного противо-
давления на пласт; 4) облегчение транспортирования по стволу
170
скважины и выноса частиц породы в связи с тем, что нормальный
глинистый раствор имеет большую плотность по сравнению с во-
дой, и по закону Архимеда масса частиц породы облегчается;
5) предохранение бурового инструмента от коррозии благодаря
тонкой глинистой корке, покрывающей поверхность инстру-
мента.
По размерам диспергированных (раздробленных) частиц раз-
личают два вида жидких дисперсных систем: 1) коллоидные рас-
творы и 2) суспензии.
Коллоидным раствором, или золями, называется раствор, в ко-
тором частицы вещества имеют крупность коллоидных Частиц
или коллоидов размером от 0,1 мкм до 0,001 мкм. Коллоидные
частицы в жидком растворителе (например, воде) под действием
силы тяжести практически пе оседают. Это объясняется подвиж-
ностью молекул жидкого растворителя, находящегося в состоя-
нии непрерывного беспорядочного (броуновского) движения.
Коллоидность это особое состояние вещества, обусловленное
размером его частиц.
Суспензией называется взвесь, т. е. дисперсная система, со-
стоящая из двух фаз — жидкой и твердой, в которой мелкие
твердые частицы размером от 0,1 до 10 мкм и более взвешены
в жидкости. С течением времени под действием силы тяжести
взвешенные частицы осаждаются на дно сосуда.
Глинистый раствор есть дисперсная система, состоящая из
воды и взвешенных в них частичек глины размером от коллоид-
ных до частиц суспензий. Количество коллоидных частиц в гли-
нистом растворе зависит от сорта глины и от способа его приготов-
ления. Чем больше коллоидных частиц в растворе, тем лучше его
качество. В нормальном глинистом растворе суммарная поверх-
ность коллоидных частиц вследствие малых размеров и большого
их количества превосходит суммарную поверхность частиц сус-
пензий. Поэтому глинистый раствор есть коллоидно-суспен-
зионная система, которая имеет свойства коллоидного рас-
твора.
В глинистом растворе коллоидные частицы заряжены отри-
цательными электрическими зарядами, а ионы воды, положи-
тельными зарядами. Частицы глины как заряженные одноимен-
ным электричеством отталкиваются друг от друга. Вследствие
весьма малых размеров и массы коллоидных частиц превалирую-
щее значение для них имеет действие сил электрических зарядов,
а не сила тяжести. Отталкивание коллоидных частиц, заряженных
одноименным электричеством, способствует нахождению частиц
во взвешенном состоянии.
По смачиваемости все тела и коллоиды по отношению к лю-
бому растворителю разделяются на лиофильные (греч. «лио» —
растворяю, «филео» — люблю) и лиофобные (греч. «лио» — рас-
творяю, «фобос» — страх). Когда растворителем является вода,
коллоиды разделяют на гидрофильные и гидрофобные.
171
t идрофильНые коллоиды смачиваются водой, Которая удержи-
вается на поверхности коллоидной частицы, так что каждая
частица окружена пленкой воды.
Гидрофобные коллоиды не смачиваются водой, они отталкивают
воду, и водные пленки вокруг частиц отсутствуют.
Глинистые растворы являются гидрофильными коллоидными
растворами, в которых частицы глины смачиваются водой.
Явление смачиваемости частиц глины водой объясняется
Тем, что силы притяжения между молекулами глины и воды зна-
чительно больше, чем между молекулами воды, Воду, входящую
в состав глинистого раствора, можно разделить на адсорбирован-
ную и свободную.
Адсорбированная вода связана с частицами глины силами при-
тяжения, образует вокруг них гидратные оболочки и по своим
свойствам значительно отличается от обычной воды (например,
имеет большую плотность, большую вязкость и пр.).
Свободная вода в глинистом растворе является дисперсион-
ной средой, в которой находятся глинистые частицы с адсорбиро-
ванной водной оболочкой.
Практическое значение смачиваемости состоит в том, что при
столкновении частиц с гидратными оболочками они не слипаются.
Между частицами остается прослойка молекул свободной воды.
Смачиваемость частиц обеспечивает устойчивость глинистых рас-
творов, состоящих из хорошо смачивающихся коллоидных ча-
стиц.
Стабильностью называют свойство коллоидных частиц на-
ходится в коллоидном растворе во взвешенном состоянии.
Стабильность обеспечивается: 1) высокой степенью дисперс-
ности частиц и, следовательно, их весьма малой массой; 2) нали-
чием у коллоидных частиц одноименных электрических зарядов,
вызывающих взаимное отталкивание; 3) гидрофильностью кол-
лоидов, т. е. наличием вокруг коллоидных частиц уплотненных
гидратных оболочек, которые предохраняют частицы от слипа-
ния и от последующего оседания. Поэтому глинистый раствор
в течение долгого времени сохраняется в жидком состоянии
и способен перекачиваться насосом.
Структурообразованием называется способность глинистых
растворов, находящихся в покое, образовывать внутри себя
структуру.
Причина образования структуры и ее последующего роста
в глинистом растворе состоит в том, что глинистые частицы имеют
форму тонких пластинок, которые несут электрический заряд по
своей широкой боковой поверхности и поэтому поверхность хорошо
смачивается водой. По толщине контура эти пластинки имеют
слабый электрический заряд или он отсутствует. Поэтому по тон-
ким контурным поверхностям частицы плохо смачиваются водой.
Столкновение отдельных коллоидных частиц с плохо смоченными
поверхностями приводит к их слипанию. С течением времени
172
число слипшихся частиц увеличивается и в растворе образуетсй
пространственный решетчатый каркас из коллоидных частиц,
слипшихся тонкими боковыми поверхностями. Вода остается
в ячейках этой сетки и не может свободно перемещаться. Раствор
становится густым, похожим на студень или гель.
При встряхивании или перемешивании загустевшего глини-
стого раствора структура его разрушается и глинистый раствор
приобретает свойства жидкого раствора.
Тиксотропией называется свойство глинистого раствора за-
густевать при стоянии и разжижаться при встряхивании или пере-
мешивании.
Тиксотропией обладают не все коллоидные растворы, а только
некоторые, в том числе глинистые растворы.
Т иксотропностыо называется быстрота образования струк-
туры, а после перемешивания — быстрота восстановления струк-
туры.
Удерживающей способностью глинистого раствора называется
способность глинистого раствора удерживать частицы породы при
структурообразовании. Это свойство глинистого раствора пре-
дотвращает осаждение частиц породы на забой при прекращении
циркуляции.
Коагуляцией, или свертыванием, коллоидов называется процесс
слипания коллоидных частиц в агрегатные группы с последующим
осаждением этих частиц под влиянием силы тяжести.
Коагуляция коллоидов происходит, если коллоидные частицы
сделать нейтральными, они при столкновении будут соединяться
а группы, агрегаты и оседать под влиянием силы тяжести.
Коагуляция глинистого коллоида происходит от прибавления »
к воде коагулянтов, например некоторого количества поваренной
соли NaCl, которая распадается под действием молекул воды с об-
разованием положительных ионов натрия, нейтрализующих гли-
нистые частицы, заряженные отрицательным электричеством.
Если скважиной пересечены соленосные породы или водо-
носный горизонт с соленой водой, глинистый раствор, протекаю-
щий по стволу скважины, может подвергаться коагуляции.
Обратимыми коллоидами называются такие коллоиды, которые
при надлежащем электрическом состоянии среды способны
восстанавливаться из скоагулированного состояния.
Пептизацией называется процесс превращения скоагулиро-
ванного коллоида, свернувшегося в виде комочков, в коллоидный
раствор.
Для использования свойств обратимости коллоидов к глини-
стому раствору в качестве пептизаторов добавляют вещества,
восстанавливающие отрицательные электрические заряды у гли-
нистых частиц. К числу пептизаторов относятся: щелочи (кау-
стическая сода, едкий натр NaOH, кальцинированная сода NaaCO3
и др.) или коллоиды, имеющие отрицательные электрические за-
ряды, например гуминовая кислота. Добавка этих веществ (в оп-
173
^деленных количествах) приводит к распаду глинистых комбй-
ков на составные части и тем улучшает качество глинистого рас-
твора.
Глинизация стенок скважины применяется при бурении с про-
мывкой глинистым раствором в неустойчивых породах для укреп-
ления стенок скважины и для изоляции пластов. После внедре-
ния глинистого раствора в пустоты пород и его загустевания в них
кольцевая зона породы вокруг ствола скважины укрепляется.
После образования глинистой корки на стенках скважины пре-
кращается поступление свободной воды из бурового раствора
в пустоты пород. Кроме того, если пласты пород содержат воду
и нефть или газ и если величина пластового давления не превышает
величину гидростатического давления промывочной жидкости
на стенки скважины, то вода, нефть и газ не поступят из пласта
в скважину, т. е. происходит изоляция пластов и прекращение
движения жидкости или газа в системе скважина-пласт.
Для успешной глинизации в глинистом растворе должны пре-
обладать мелкие коллоидные частицы над крупными частицами
суспензий.
Глинистый раствор с достаточным количеством коллоидных
частиц обладает способностью закупоривать отверстия между
более крупными частицами. Глинистая корка получается: тон-
кая и плотная, несущественно уменьшающая сечение скважины;
малопроницаемая в системе скважина — пласт для свободной воды,
имеющейся в глинистом растворе. Тонкая плотная малопроница-
емая глинистая корка укрепляет стенку скважины, предохра-
няя ствол скважины от обвалов, изолирует пласты.
Глинистый раствор с недостаточным количеством коллоидных
частиц вследствие крупности частиц этого раствора не обладает
способностью закупоривать все отверстия между частицами по-
роды. Толстая корка пропускает воду, плохо связывается с по-
родами и легко обваливается. Вода, проникшая в пласт, умень-
шает силу трения между частицами и поэтому снижает устойчи-
вость стенок скважины. При подъеме и спуске бурильных труб
толстая корка набирается на замковые соединения труб, образуя
сальники, что способствует прихватам инструмента. Толстая
корка затрудняет спуск обсадной колонны и нередко приводит
к прихвату последней.
Глинизация стенок скважины имеет крупный недостаток при
вскрытии водоносного или нефтегазоносного пласта, так как
предотвращает, уменьшает приток воды или нефти и газа из пласта
в ствол скважины. Поэтому вскрытие водоносного горизонта при
бурении с промывкой должно производиться при промывке водой,
безглинистым самораспадающимся (водогипановым или крахмаль-
ным) раствором, а вскрытие нефтегазоносного пласта — безгли-
нистым раствором на нефтяной основе.
174
§ 4. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ
ПРОМЫВОЧНЫХ жидкостей
Измерение плотности и удельного веса
Плотность тела есть отношение массы тела к его объему. Плот-
ность тел имеет постоянное значение для нормальных условий
(при температуре 0° С и давлении 760 мм рт ст.) Поэтому плот-
ность является параметром вещества.
Удельный вес есть отношение веса тела к его объему. Так как
вес тела (сила тяжести) зависит от широты местности и от пре-
вышения этой местности над уровнем океана, то удельный вес
не является параметром вещества.
Измерение плотности и удельного веса промывочной жидкости
необходимо: 1) для суждения о степени насыщенности глинистого
раствора глиной; 2) для суждения о степени насыщенности промы-
вочной жидкости шламом разбуренных пород (во избежание
зашламования скважины) разность удельного веса увос жидкости,
выходящей из скважины, и удельного веса у промывочной жид-
кости, нагнетаемой в скважину, должна быть в пределах 0,01—
0,03; 3) для определения гидростатического давления р>к промы-
вочной жидкости из стенки скважины.
Плотность нормального глинистого раствора р в зависимости
от требуемого гидростатического давления должна быть в пределах
1,08—1,45 г/см3; аэрированного (насыщенного воздухом) 0,7—
0,9 г/см3; утяжеленного (с добавкой порошка барита или геме-
тита) до 2,30 г/см3.
Приборы для контроля качества глинистого раствора пока-
заны на рис. 72.
Плотность промывочной жидкости измеряют ареометрами
постоянного объема типа АГ-ЗПП или типа АГ-2, имеющими оди-
наковый принцип устройства.
Ареометр АГ-2 (рис. 72, а) состоит из поплавка 2 со шкалой 1,
стакана 3 и груза 4. Стакан наполняют глинистым раствором и
с помощью штифтов соединяют с поплавком. Затем смывают
снаружи следы жидкости и погружают ареометр в сосуд с чистой
водой. Отметка на шкале 1 глубины погружения поплавка покажет
плотность раствора. Имеются две шкалы, из которых одна служит
для измерения плотностей от 0,9 до 1,7 г/см3, а вторая — от 1,6 до
2,4 г/см8. В последнем случае груз 4 отвинчивают и ареометр по-
гружают в воду без груза.
Вязкость глинистых растворов. Под вязкостью понимается
внутреннее трение, существующее между слоями жидкости, дви-
жущимися Друг относительно друга с различной скоростью.
Условная вязкость определяется при помощи стандартного
полевого визкозиметра (СПВ-5). Прибор (рис. 72, б) состоит
из воронки 1 с латунной трубкой с внутренним диаметром 5 мм
и длиной 100 мм, кружки 2 с глухой перегородкой, разделяющей
175
200см3
-2
'10
8
9
1.8
17
1,6
1S
:
V
500см3
1-20
-10
-Ч
Ч
з
1 2
: '10
: 30
L О
~5
Рис. 72. Приборы для контроля каче-
ства глинистого раствора:
а — ареометр АГ-2: 1 — шкала; 2 — по-
плавок; 3 — стакан; 4 — груз; б — стандартный
полевой вискозиметр (СПВ-Б): 1 — воронка;
2 — кружка; 3 — сетка; в — отстойник мерный
ОМ-2; 1 — крышка емкостью 60 см3; 2 — сосуд;
3 — бюретка со шкалой; 4 — кружка емкостью
460 см2; г — прибор для определения стабиль-
ности UC-2; 1 — цилиндр; 2 и 3 — спускные
краны; д — прибор ВМ-6 для определения водо-
отдачи; / — корпус груза; 2— цилиндр (в верх-
ней его части круговая метка для отсчета по
шкале); 3 — плунжер; 4 — кольцо груза; 5 —
стакан; Б — поддон; 7 — решетка (диск с от-
верстиями); 8 — клапан с круглой резиновой
// — чашечка; е — ротационный пла-
лимб; 4 — нить; 5 — указатель; 6 —
прокладкой; 9 — винт; 10 — спускной вентиль:
стометр СНС-2; 1 — цилиндр; 2—стакан; 3 -
электродвигатель.
ее на две емкости 200 и 500 см3, и сетки 3. Перед определением
вязкости раствор взбалтывают и пропускают через сетку. Воронку
промывают водой и затем в нее наливают 700 см3 раствора, закрыв
при этом снизу трубку пальцем. После этого в отделение кружки
емкостью 500 см3 выцеживают раствор. Время истечения 500 см3
замеряют секундомером.
Время истечения 500 см3 воды равно 15 с. Чаще применяются
растворы, 500 см3 которых вытекают за 18—24 с (вязкость 18—
24 с). Для борьбы с поглощением применяются растворы повы-
шенной вязкости (40—80 с и более).
Содержание песка в глинистом растворе. При значительном
содержании песка в растворе происходит быстрый износ деталей
насоса, бурового сальника (вертлюга) и другого оборудования.
Во время остановки циркуляции песок оседает на забой скважины
и может прихватить колонковый снаряд.
Под песком понимается содержание твердых частиц разбурен-
ных пород и комочков глины. Содержание песка определяется
разбавлением раствора водой в отношении 1 : 9 и отстоем в тече-
ние 1 мин. За это время в осадок выпадают фракции песка крупнее
0,1 мм. Для более полного осаждения всех фракций песка, в том
числе и тонко дисперсных, оставляют прибор в покое в течение
3 мин.
Для определения содержания песка применяется отстойник
ОМ-2 (рис. 72, с), который представляет собой цилиндрический
металлический сосуд 2 с плотной крышкой У, в нижней части ко-
торого укреплена сменная стеклянная бюретка 3, защищенная
чехлом. В верхней части цилиндра 2 на уровне объема 500 см3
сделано отверстие диаметром 3 мм. Крышка 1 имеет емкость 50 см3.
Отстойник промывают и вытирают. Из крышки 1 вливают 50 см3
раствора в отстойник. Затем кружкой 4 заполняют отстойник
водой (450 см3) до уровня отверстия, через которое сливается из-
быток воды. Устанавливают отстойник вертикально. Через 1 мин
смотрят по шкале бюретки 3 количество осадка (песка). Количество
песка, осевшего в бюретке, умноженное вдвое, принимают за со-
держание песка в глинистом растворе в процентах. В нормальном
глинистом растворе содержание песка должно быть менее 4%.
Суточный отстой характеризует стабильность глинистого
раствора, т. е. способность в течение длительного времени не
расслаиваться на твердую и жидкую фазы. Нормальные глинистые
растворы должны за сутки давать отстой не более 3—4%.
Стабильность глинистого раствора определяется с помощью
прибора ЦС-2 (рис. 72, г). Раствор заливают в цилиндр 1 и остав-
ляют на сутки в покое. Затем берут пробы раствора через краны
2 и 3 и измеряют плотность каждой пробы. Чем меньше разница
плотностей, тем стабильнее раствор. У нормальных растворов эта
разница не должна превышать 0,02 г/см3.
Водоотдача характеризует способность глинистого раствора
отфильтровывать воду в пористые породы. Показатель водоот-
177
дачи характеризуется объемом воды в кубических сантиметрах,
отфильтровывающейся в течение 30 мин из 100 см® глинистого
раствора через бумажный фильтр диаметром 75 мм под избыточ-
ным давлением 0,1 МПа.
Водоотдача имеет большое значение при бурении в пористых
породах. Глинистые растворы с большой водоотдачей образуют
рыхлую корку, сужающую ствол скважины и вызывающую за-
тяжки бурового инструмента при подъеме. Проникновение воды
в глинистые породы вызывает их набухание и выпучивание в ствол
скважины.
Снижение водоотдачи глинистого раствора способствует устра-
нению этих явлений.
Величина водоотдачи зависит: 1) от качества глины; 2) от ка-
чества воды: жесткая и засолоненная вода повышает водоотдачу;
3) от способа приготовления раствора: недостаточное размешива-
ние глины приводит к повышению водоотдачи; 4) надлежащая хи-
мическая обработка раствора снижает водоотдачу.
Водоотдачу глинистого раствора определяют на приборе ВМ-6
(рис. 72, д). Между фильтрационным стаканом 5 и поддоном 6
закладывают решетку 7, накрытую кружком смоченной фильтро-
вальной бумаги, и закрывают клапан 8 с помощью винта 9. В ста-
кан 5 заливают 100 см3 глинистого раствора. Поверх раствора
в цилиндр 2 заливают машинное масло и опускают в цилиндр
плунжер 3. Приоткрывают вентиль 10, спускают избыток масла
с тем, чтобы нулевое деление на шкале совпало с меткой на ци-
линдре 2. При помощи винта 9 открывают клапан 8 и одно-
временно фиксируют время.
Давление на глинистый раствор, находящийся в стакане 5,
передается через масло весом груза, состоящего из массивного
кольца, цилиндрического корпуса и плунжера. Величина давления
равна 0,1 МПа. Отсчет результатов измерения ведется по шкале.
Через 30 мин по шкале отсчитывают величину водоотдачи. Для
преодоления трения плунжера в цилиндре во время испытания
периодически вращают плунжер рукой за накатку кольца 4.
Закончив испытание, открывают спускной вентиль 10, удаляют
масло из цилиндра и опускают плунжер с грузом. Затем раз-
бирают прибор, вынимают из стакана фильтр с глинистой коркой
и измеряют ее толщину. Все детали тщательно промывают и вновь
собирают прибор.
Нормальной для глинистых растворов считается водоотдача
не более 25 см3 за 30 мин. Для борьбы с прихватами и обвалами
снижают водоотдачу посредством химической обработки до 5—
6 реже до 2—3 см3 за 30 мин; растворы, имеющие водоотдачу
свыше 25 см3 за 30 мин, могут создавать осложнения при бурении
в пористых породах.
Статическое напряжение сдвигу 0 характеризует способность
глинистых растворов удерживать во взвешенном состоянии ча-
стицы породы.
178
Так как связи между частицами глины в Тиксотропном раствсфе
устанавливаются постепенно, то величина 0 зависит от времени
стояния раствора в покое. Вначале 0 быстро растет, а затем мед-
ленно повышается до определенного предела.
Измеряется 0 в приборах, называемых пластометрами. Приме-
няются пластометры трех типов: ротационные, капиллярные и
с поступательным движением пластинки или цилиндра.
Наибольшее применение получили ротационные пластометры.
Ротационный пластометр СНС-2 (рис. 72, е) состоит из цилиндра 1
и стакана 2. Обе цилиндрические детали должны быть соосны.
Вращение стакана 2 производится от электромотора с редуктором,
помещенным в кожухе 6; частота вращения стакана составляет
всего 0,2 об/мин. Для измерения напряжения служит упругая
нить 4 диаметром 0,3—0,5 мм, па которой подвешены цилиндр 1
и градуированный лимб 3. К штативу прибора прикреплен ука-
затель 5.
Глинистый раствор заливают после перемешивания в кольце-
вой зазор между деталями / и 2, оставляют в покое для образова-
ния структуры за 1 и 10 мин. Соответствующие величины стати-
ческого напряжения сдвига обозначают 0i и 01о. Затем включают
электромотор. Вначале внутренний цилиндр вращается вместе
со стаканом, так как вращение передается ему через структуру
глинистого раствора. При этом внутренний цилиндр может не-
сколько отставать от стакана за счет пластических деформаций
раствора. По мере закручивания стальной нити 4 сопротивление
закручиванию возрастает и, наконец, превышает прочность струк-
туры раствора. В этот момент внутренний цилиндр останавлива-
ется, а наружный стакан продолжает вращаться. С помощью лимба
3 определяют угол наибольшего поворота Д<р цилиндра от его на-
чального положения и вычисляют статическое напряжение сдвига
по формуле
В = р д<р, (85)
где Дер — угол поворота цилиндра, градус; р — постоянная ве-
личина для данного прибора и данной нити, называемая констан-
той прибора, указанная в паспорте прибора.
В других ротационных пластометрах наружный стакан не-
подвижен, а вращается внутренний цилиндр.
Статическое напряжение сдвига определяют дважды: через
1 мин и 10 мин после заполнения наружного стакана и обозначают
соответственно 0Х и 01О. Для удержания обломков выбуренной
породы достаточной является величина статического напряжения
сдвига глинистых растворов 0г = 250—500 мН/см2 после 1 мин
нахождения раствора в покое и 01о = 75 — 150 мН/см2 после
10 мин.
Статическое напряжение сдвига 0 характеризует способность
глинистого раствора удерживать во взвешенном состоянии ча-
179
(8G)
СтйЦЫ выбуренной Породы. Максимальный диаметр частицы,
которая не потонет в глинистом растворе, будет
. бтб
d = —------г- > см,
(Тп —У)
где т — коэффициент формы для обломков неправильной формы
(безразмерная величина т — 2); 6 — статическое напряжение
сдвига глинистого раствора в данный момент времени; и у —
удельные веса соответственно породы и глинистого раствора
Н/см3.
Степень тиксотропии То глинистого раствора определяют
по формуле
То = Om/Bl (87)
где 610 и 0Х — статическое напряжение сдвига, определенное при-
бором СНС-2 соответственно через 10 мин и 1 мин, мН/см2.
Концентрация водородных ионов
и водородный показатель
Ионы — электрически заряженные атомы. Чистая дистилли-
рованная вода характеризуется небольшой диссоциацией (разъ-
единением) на ионы водорода (Н+) и ионы гидроксила (ОН-).
Водородным показателем pH называется величина, характери-
зующая концентрацию ионов водорода в водном растворе. Эта
величина численно равна отрицательному десятичному логарифму
концентрации ионов водорода pH = —1g (Н+).
В нейтральном растворе pH =+ 7. В кислом растворе pH < 7
и тем меньше, чем кислее раствор. В щелочном растворе pH > 7
и тем больше, чем больше щелочность раствора; предельное зна-
чение для сильной щелочи pH = 14.
Водородный показатель pH характеризует степень щелочности
или кислотности бурового раствора. Величину этого показателя
в полевых условиях с точностью до ±0,5 pH определяют по изме-
нению цвета индикаторной бумаги, представляющей собой филь-
тровальную бумагу, пропитанную реактивом-индикатором опре-
деленного химического состава. Индикаторная бумага, нарезанная
в виде узких полос, помещается в футляр с эталонной цветней
шкалой. Против каждого цветного эталона шкалы величина го-
дородного показателя от 2 до 12.
В стакан наливают фильтрат из чашечки И (см. рис. 72, в, о),
полученный при измерении водоотдачи. В фильтрат погружают
полоску индикаторной бумаги, подвешенную на проволочке.
Изменение окраски индикаторной бумаги происходит через не-
сколько секунд. Индикаторную бумагу извлекают из фильтра
и сравнивают изменившийся цвет этой бумаги с эталонной цветной
шкалой. По совпадению изменившегося цвета индикаторной
бумаги и цветного эталона определяют величину водородного
показателя.
180
Для каждой глины й приготовленного из неё глипистогб рйб
твора существует определенная область значении pH, в которой
раствор наиболее устойчив и стабилен. За пределами этой области
происходит коагуляция глинистого раствора.
§ 5. СВОЙСТВА ГЛИН, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО
ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
1. Минеральный состав глин. Глины — осадочные горные по-
роды, представляющие собой смесь различных глинистых мине-
ралов с примесью окислов металлов, обломочных зерен кварца,
полевых шпатов и др. Глины являются продуктом выветривания
и разложения кристаллических пород, и их минеральный и хими-
ческий состав и физические свойства зависят от природы и состава
пород, из которых они образовались, а также от условий, при ко-
торых происходило их последующее перемещение и осаждение.
Наиболее коллоидные растворы готовятся из бентонитовых
глинистых порошков.
Бентонитовые глины (от названия форта Бентон штата Вайо-
минг в США, близ которого были найдены глины этого типа)
белого, светло-серого или желтоватого цвета, жирны на ощупь,
состоят из минералов группы монтмориллонита. Они образовались
путем разложения туфогепных пород, характеризуется способ-
ностью поглощать пресную воду и образовывать наилучший
по качеству глинистый раствор.
Гидрослюдистые глины желтовато-зеленого, серого, корич-
невого и бурого цвета; состоят из гидрослюд и обломочных
примесей. Пригодными для приготовления глинистых растворов
являются глины, состоящие из частиц гидромусковита, называ-
емого также иллитом, например глины Часовярского месторожде-
ния.
Каолиновые глины белого и светло-серого цвета, состоят из
минерала каолинита, малопригодны для приготовления раствора
и являются сырьем для керамических изделий.
Пригодны для приготовления буровых растворов:
а) палыгорскитовая глийа Черкасского месторождения (УССР),
состоящая из смеси минералов палыгорскита и монтмориллонита;
б) каолинито-монтмориллонитовые глины, содержащие монтмо-
риллонита больше, чем каолинита;
в) каолинито-гидрослюдистые глины, содержащие иллитоподоб-
пые гидрослюды в большем количестве, чем каолинита.
2. Содержание коллоидной фракции, форма, размеры и удель-
ная поверхность частиц глины. Природные глины представлены
частицами разного размера от 0,01 мм до 10 мкм и меньше *.
Более крупные частицы глины встречаются редко или представ-
ляют постороннюю примесь (песок). По гранулометрическому
* 1 микрон (мкм) = 0,001 мм; 1 миллимикрон (ммкм) = 0,000001 мм.
181
составу (степени Дисперсности) частицы глины состоят из суспей-
знойной фракции крупностью от 1 до 10 мк и выше и коллоидной
фракции крупностью от 1 мк и меньше. Наиболее коллоидальными
являются бентонитовые глины.
Форма частиц глины имеет вид плоских пластинок, чешуек
Или лепестков, реже игл. Частицы каолинита имеют форму шести-
угольника диаметром 100 500 ммкм и толщину 20 ммкм. Пластинки
монтмориллонита имеют длину 10—3000 ммкм и толщину 1—
3 ммкм. Удельная поверхность частиц на 1 г глины у монтморилло-
нита 800—900 м2/г, у каолинита 10—20 м2/г.
Малая толщина пластинок монтмориллонита приводит к образо-
ванию на стенках скважины тонкой водонепроницаемой корки.
Большая удельная поверхность частиц монтмориллонита при
наличии адсорбированной воды на поверхности этих частиц
обеспечивает пониженную водоотдачу, повышенную вязкость
и повышенные тиксотропные свойства глинистых растворов из
бентонитовых глин.
3. Содержание в глине окислов и солей. Глины могут содержать
примеси окиси железа (Fe2O3), окиси натрия (Na2O), окиси
кальция (СаО), окиси магния (MgO), окиси калия (К2О) и ДР-
Наличием преобладающей примеси часто определяются свойства
глины. Чем больше в глине содержится натрия, тем лучше ее
качество. Наличие солей (NaCl, СаС12, CaSO4 и др.) ухудшает
качество глины. Сильно засоленные глины можно применять
для приготовления глинистых растворов, но при этом необходима
дополнительная их химическая обработка.
4. Набухание глин. Набуханием называется свойство глин
увеличиваться в объеме при поглощении воды. Натриевые бенто-
нитовые глины могут при замачивании увеличиваться в объеме
в 8—10 раз и легко распадаются в воде на отдельные частицы.
В кислых щелочных и солевых растворах бентонит не набухает.
Гидрослюдистые и палыгорскитовые глины обладают меньшей
способностью набухать. Каолиновые глины не набухают, рас-
щепляются в воде плохо, растворы, приготовленные из них,
неустойчивы и быстро разделяются на твердую фазу и жид-
кость.
5. Выбор глины. Оценку пригодности глины лучше всего про-
изводить по качеству приготовленного из этой глины раствора.
Из небольшого количества испытуемой глины приготовляют гли-
нистый раствор с условной вязкостью t — 18—24 с. Производят
измерение показателей свойств полученного глинистого раствора.
Сравнивают результаты измерений с параметрами глинистого рас-
твора для нормальных условий бурения и делают вывод о пригод-
ности полученного раствора для целей бурения без его химической
обработки.
6. Глинопорошки изготовляют на глинозаводах, транспорти-
руют в бумажных мешках и применяют для приготовления гли-
нистого раствора для ускорения распада глины на коллоидальные
182
частицы. На заводе при изготовлении глинопорошков к ним
могут быть добавлены химические реагенты, повышающие качество
раствора.
§ 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОГО КОЛИЧЕСТВА
ГЛИНЫ
Количество глины для изготовления единицы объема глини-
стого раствора, имеющего определенную вязкость, зависит от
степени коллоидальности глины. Глины принято сравнивать по
выходу получаемого из них раствора установленной вязкости.
Выходом глинистого раствора Кв называется объем глинистого
раствора в м3 установленной вязкости из 1 т глины (табл. 25).
Количественные показатели глинистого раствора для глин
различной степени коллоидальности при плотности глины рг =
= 2,5 т/м3 и условной вязкости глинистого раствора 25—
30 с приведены в табл. 25.
Таблица 25
Степень коллоидаль- ности глины Плотность глинистого раствора Рраст’ г/сма Объем гл и н ы Vr на I м3 раствора. м3 Масса гли- ны q на 1м-1 раствора, кг Выход глинистого раствора из Iт глины VB. м8/т
Высококоллоидна я 1,04—1,06 0,03—0,04 70—100 15—10
Коллоидная 1,06—1,15 0,04—0,10 100-250 10—4
Средпеколлоидная 1,15—1,30 0,10—0,20 250—500 4-2
Малоколлоидная 1,30—1,40 0,20—0,27 500—675 2—1,5
Тяжелая 1,40—1,50 0,27—0,33 675— 825 1,5—1,2
Определение объема глины Гг для приготовления 1 м3 глини-
стого раствора.
Пусть: рг — плотность глины (природные глины в воздушно-
сухом состоянии имеют плотность от 2,2 до 2,8 т/м3, в среднем
рг «ь 2,5 т/м3); pD = 1 т/м3 — плотность воды; рраст — плотность
глинистого раствора, т/м3 (см. табл. 25); Кг — объем глины для
приготовления 1 м3 глинистого раствора, м3. Составим уравнение
масс в объёме 1 м3: (масса глины) + (масса воды) = (масса рас-
твора). Заменив массы на соответствующие им произведения объ-
ема на плотность, получим:
ГгРг 4" (1 ~ Гг) Рв = Рраст!
ГгРг 4~ Рв — Г,-рв = Рраст!
Гр (Pi-рв) - Рраст — Рв!
Рраст — Рв
Кг = --------------, М3.
Рг — Рв
(88)
183
Масса глины q для приготовления 1 л3 раствора
Рраст — Рв
Q = Угрг = —----— Рг. т. (89)
Pi--Рв
Объем глинистого раствора V для бурения заданной скважины
V = Vi + У2 + У3, м3, (90)
где Vx = Н — объем скважины (здесь D — средний диаметр
скважины, м; Н — глубина скважины, м); У2 — объем резервуаров
для хранения глинистого раствора (У2 = 2-=-5 м3); У3 — потеря
глинистого раствора в скважине — зависит от степени трещино-
ватости пород (V3 = 2—5 Vy и более).
Масса глины Q для бурения заданной скважины
Q = qV, т, (91)
где q — масса глины для приготовления 1 м3 раствора, т; V —
объем глинистого раствора для бурения заданной скважины, м3.
Насыпная масса глины рн имеет пористость с суммарным
объемом пустот 20 % •
§ 7. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
1. Предварительное замачивание глин водой. Для повышения
коллоидальности раствора глину (комковую, порошковую) ре-
комендуется предварительно замачивать водой (сухой глины
100 массовых единиц, воды 50 массовых единиц) до состояния гу-
стого однородного теста и выдерживать в таком состоянии до 1 сут.
В глинистом растворе, приготовленном с предварительным зама-
чиванием глины, суточный отстой снижается в 10—12 раз, а водо-
отдача снижается в 1,5—2 раза по сравнению с тем, что получается
без предварительной обработки глины.
2. Глиномешалки. Глиномешалкой называется устройство для
приготовления глинистого раствора. Они бывают двух типов:
механические лопастного типа и гидравлические гидромониторного
(водобойного) типа. Первый тип более распространен.
Глиномешалка приводится от двигателя через трансмиссию
с помощью плоскоременной или клиноременной передачи.
Горизонтальная глиномешалка (рис. 73, а) представляет собой
барабан круглого сечения, внутри которого вращаются один
или два вала, несущие лопатки для перемешивания глины с водой.
Применяются также глиномешалки с вертикальным валом,
имеющим в нижней части лопасти для перемешивания глины
с водой (рис. 73, б).
Техническая характеристика глиномешалок с горизонтальным
расположением валов приведена в табл. 26.
3. Глиностанции. Глиностаициеи называется помещение,
Ьборудованное для централизованного снабжения буровых вышек
глинистым раствором с помощью автоцистерн. Глиностанция обо-
рудована водопроводом и складом 9 (рис. 74, а) для глины, чаном 8
для замачивания глины, механическими
глиномешалками 6 с ременными приво-
дами от трансмиссии и электродвига-
теля 7, запасной емкостью 5 для воды,
насосом 4 для перекачки воды, насосами 2
для перекачки приготовленного глини-
Рис. 73. Глиномешалки:
а — горизонтальная одновальная; б — вертикальная ОГХ-7А; 1 — цилиндри-
ческий корпус; 2 — шкивы, рабочий и холостой; 3 — редуктор; 4 — вал; 5 — лопасти;
6 — люк загрузочный; 7 — сливной патрубок с кранами
стого раствора из глиномешалок в автоцистерны. На рис. 74, б
показана глиностанция с высокой степенью механизации. На
крупных глиностанциях начали применяться фрезерно-струйные
мельницы, отличающиеся высокой производительностью.
Таблица 26
Тип глиномешалки дз о (4 Щ S Число валов а Р* в So Мощность приводного двигателя, кВт Габаритные размеры, мм Масса, кг
дли- на ши- рина вы- сота
Г 1-0,25 0,25 1 80 2,0 1400 870 1150 260
Г 1-0,30 0,30 1 37 2,0 2230 895 1080 309
ГМЭ-0,75 0,75 2 78 2,8 2050 1450 1317 696
МГ1-0,80 0,80 2 165 4,5 2450 ИЗО 1000 760
ГКЛ-2М 2,0 2 184 7,0 1450 2150 1500 1957
МГ-2-4 4,0 2 90—100 14,0 3890 3015 1445 3565
185
Рис. 74. Глииостапция:
а — для горной местности; 1 — электродвигатели; 2 — насосы; 3 — коллектор;
4 — центробежный насос; 5 — запасная емкость; 6 — глиномешалка; 7 — электро-
двигатели; 8 — чан для замачивания глины; 9 — склад; 10^ навес; б — схема меха-
низированного глинозавода; 1— глиномешалка; 2— транспортер; 3— насос; 4 — ги-
дроциклонный шламоотделитель; 5—емкость для глинистого раствора, приподнятая
над полом; 6 — зумпф для воды; 7 — насос; 8— трубопровод: 9 — стол; 10 — кран для
заполнения автоцистерн; 11 — зумпфы для раствора; 12—желоб; 13—сетка; 14 —
печь; 15 — лаборатория; 16—склад для глины и химических реагентов
§ 8. ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости
ОТ ШЛАМА
Способы очистки. Очистка промывочной жидкости, в частности
глинистого раствора, от шлама осуществляется в желобах, ог-
стойниках и гидроциклонах.
Очистка в желобах и отстойниках. Желоба металлические или
деревянные шириной 30 см, высотой 25 см укладывают с уклоном
1 см на 1 м длины. По дну желобов через 1 м друг от друга ставят
съемные перегородки высотой 15 см,
заставляющие жидкость двигаться
зигзагообразно (рис. 75), способ-
ствующие разрушению структуры
глинистого раствора и оседанию
шлама. Длина желобов 14—17 м.
Недостатки очистки промывочной
жидкости в желобах и отстойни-
ках: 1) они занимают много места,
2) должны регулярно очищаться от
шлама, 3) зимой их трудно уте-
плять.
Очистка в гидроциклонах. Гидро-
циклоном называется аппарат для
очистки промывочной жидкости от
взвешенных твердых частиц. Гидро-
циклонная установка ОГХ-8Б со-
стоит из воронки 10 (рис. 76, а)
и трубы, расположенной по каса-
тельной к верхней цилиндрической
части этой воронки. Струя зашламо-
ванной жидкости, направляемая по
касательной и внутренней стенке
гидроциклона, получает вращатель-
ное движение. Под влиянием центро-
бежных сил частицы шлама отбрасы-
ваются к стенкам и, двигаясь вниз
под влиянием силы тяжести, по-
падают в нижнюю коническую
Рис 75. Желобная систе-
ма для очистки промывочного
раствора от шлама:
1 — устье скважины; 2 —пря-
мой желоб; 3 — отстойник; 4 —
желоб с перегородками; 5 — перего-
родки; 6 — приемный зумпф
часть воронки и выходят вместе с частью жидкости из нижней
насадки 6. Жидкость, очищенная от шлама, выйдя из кругово-
рота, созданного центробежной силой, устремляется вверх и
вытекает через патрубок 8 и сливной шланг 16. Гидроциклон обес-
печивает очистку раствора от частиц шлама размером более
0,02 мм.
Гидроциклонная установка для очистки промывочной жидкости
типа ОГХ-8Б (рис. 76, б) может очищать до 300 л/мин зашла-
мованного раствора. Зашламованный раствор из отстойника 15
через шланг 3 нагнетается винтовым насосом 2 по нагнетательной
187
трубе 4 в гидроциклоп 10.
шлангу 16 в отстойник 14,
в зумпф 12.
Очищенный раствор вытекает по
а шлам опускается по желобу 13
Рис. 76. Гидроциклонная установка для очистки промывочной жидкости
типа ОГХ-8Б:
а — схема гидроциклона; б — гидроциклонная установка: 1 — рама; 2 — винто-
вой насос; 3 — всасывающий шланг; 4 — нагнетательная труба; 5 — вентиль; 6 — на-
садка для выпуска шлама; 7 — ввод в гидроциклои; 8 — выкидной патрубок; 9 — верх-
няя насадка; 10 — воронка гидроциклона; 11 — электромотор; 12 — зумпф для шлама;
13 — желоб; 14 — приемный отстойник бурового насоса; 15 — приемный отстойник
для раствора» поступающего из скважины; 16 — сливиой шлаиг; 17 — манометр
§ 9. ВОДА ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
И ЕЕ ОПРЕСНЕНИЕ
Жесткость воды. Вода, идущая на приготовление глинистых
растворов — речная, озерная, подземная, всегда содержит рас-
творенные соли. В зависимости от наличия и концентрации солей
вода обладает различной степенью жесткости.
В СССР общую жесткость воды выражают числом миллиграмм-
эквивалентов (мг-экв) кальция и магния, содержащихся в 1 л
воды.
Для приготовления качественных глинистых растворов целе-
сообразно использовать воду общей жесткостью не более 12°.
Жесткая и засоленная вода способствует коагуляции, повышает
водоотдачу.
Для приготовления глинистого раствора на минерализованной
воде, в том числе и морской воде, ее следует опреснить или умяг-
чить прибавлением умягчителя. Для этого половину объема
глиномешалки заливают технической водой и в ней растворяют рас-
188
четное количество умягчителя и только после этого замешивают
па ней глинистый раствор.
Карбонатная жесткость может быть устранена обработкой
технической воды гашеной известью Са (ОН)2.
Некарбонатную жесткость устраняют прибавлением кальци-
нированной соды Na2CO3. Для сернокислого кальция CaSO4
уравнение реакции имеет вид
CaSO4 + Na2CO3 = j CaCOs -f- NaaSO4.
Чтобы устранить жесткость воды с помощью’ соды, надо на
каждый грамм-эквнвалент солей жесткости прибавить грамм-
эквивалент соды.
§ 10. ХИМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ГЛИНИСТЫХ
РАСТВОРОВ
1. Назначение. Химическая обработка глинистых растворов
применяется для придания им необходимых свойств при бурении
в нормальных и осложненных условиях.
2. Типы реагентов, применяемых для обработки глинистых
растворов. По характеру действия реагенты, применяемые для
обработки глинистых растворов, разделяются на два типа: элек-
тролиты и защитные коллоиды.
3. Разновидности электролитов.
Электролитами называются водные растворы щело-
чей, кислот и солей, проводящих электрический ток. Действие
электролитов основано па изменении свойств адсорбированной
(связанной) и свободной воды в глинистом растворе, что приводит
к изменению структурных свойств растворов. Ниже перечислены
наиболее распространенные электролиты, применяемые для обра-
ботки глинистых растворов.
Кальцинированная сода (углекислый
натрий) Na 2 СО3 — белый мелкокристаллический порошок об-
ладает небольшой растворимостью вводе (около 16% при 15° С)
и дает щелочную реакцию. Кальцинированную соду берут в коли-
честве от 0,25 до 1,5% от массы глины, растворяют в глиномешалке
в воде и затем вводят в раствор замоченную глину до требуемой
нормы. Кальцинированная сода вызывает осаждение из глинистого
раствора солей углекислого кальция и магния, вызывает повыше-
ние гидрофильности частиц глины, способствует пептизации,
увеличивает стабильность и вязкость раствора, уменьшает водо-
отдачу, толщину глинистой корки и величину суточного отстоя
воды. Согласно ГОСТ 5100—73 сода кальцинированная упаковы-
вается в четырехслойные бумажные мешки. Масса соды в объ-
еме одного мешка 50 кг нетто. Хранится в сухом помещении.
Каустическая сода (едкий натр) NaOH — белые
твердые очень гигроскопические кристаллы. По действию на гли-
нистый раствор аналогична кальцинированной соде, но нераствори-
189
мых соединений с кальцием и магнием не образует. Каустическая
сода дороже кальцинированной, опасна в обращении (наносит
назаживающие раны), в открытом виде поглощает из воздуха
двуокись углерода СО2 и теряет свои свойства. Поэтому каустиче-
ская сода редко применяется как самостоятельный реагент, но
употребляется как составная часть реагентов — защитных кол-
лоидов, а также быстросхватывающихся смесей для борьбы с по-
глощением. Каустическую соду упаковывают в стальные барабаны
емкостью 50 л, закрываемые крышкой с резиновой или пластмас-
совой прокладкой.
Т ринатрийфосфат Na3PO4 — белый порошок, хо-
рошо растворимый в воде, добавляется в количестве 0,5 кг/м3
глинистого раствора, реагирует с солями кальция и магния, об-
разуя труднорастворимые соединения, снижает водоотдачу и
вязкость раствора.
Жидкое стекло—густая прозрачная жидкость, явля-
ющаяся водным раствором растворимого стекла. Растворимое
стекло — прозрачный стекловидный силикат натрия Na2SiOs или
силикат калия К2 SiO3 — получило наименование «растворимого
стекла» в связи с внешним сходством со стеклом в твердом
состоянии и способностью растворяться в воде. В бурении приме-
няют только силикат натрия в виде водного раствора плотностью
1,3—1,8 г/см3, прибавляемого к глинистому раствору в количестве
2—5 вес. % для повышения вязкости и статического напряже-
ния сдвига при борьбе с поглощениями. Согласно ГОСТ 13078—67
стекло натриевое жидкое поставляется в железных бочках
емкостью 250 л. Оно должно храниться в плотно закрытой таре
в сухом помещении при температуре не ниже +5° С.
4. Разновидности защитных коллоидов. Из большого числа раз-
новидностей защитных коллоидов, применяемых для обработки
глинистых растворов, рассмотрим наиболее распространенные.
Углещелочной реагент (УЩР) применяется для
повышения стабильности, снижения водоотдачи и вязкости прес-
ных и слабоминерализованных глинистых растворов при темпера-
туре до 140° С, что важно при глубоком бурении. Углещелочной
реагент изготовляют из бурого угля и каустической соды. Бурый
уголь содержит гуминовые кислоты — высокомолекулярные аморф-
ные темноок ращенные органические вещества, не растворимые
в воде, но растворимые в растворах щелочей. В глинистом растворе
гуминовые вещества создают защитные слои на поверхности ча-
стиц глины, предохраняя их от слипания. Для получения УЩР
используют бурые угли с содержанием гуминовых веществ
не менее 35%. Такой бурый уголь дробят и просеивают. УЩР
приготовляют в глиномешалке. В 1 м3 пресной воды растворяют
10—30 кг каустической соды и затем добавляют 100—180 кг
просеянного бурого угля. Оптимальная рецептура реагента
подбирается опытным путем. Для более полного извлечения
гуминовых веществ из бурого угля необходимо возможно дольше
190
(не менее 1,5—2 ч) перемешивать реагент в глиномешалке и вы-
держивать перед добавлением в глинистый раствор не менее суток,
а затем добавлять в глинистый раствор в другой глиномешалке,
размешивая смесь в течение 15 мин. Наряду с достоинствами угле-
щелочной реагент имеет и недостатки: 1) коагуляция, выражен-
ная выпадением глины из раствора при пересечении скважиной
минерализованных вод или пластов растворимых солей; 2) при
бурении в глинистых породах сильно повышается липкость глины,
в результате чего наблюдаются налипание на бурильных трубах
глины и образование сальников.
Торфощелочной реагент (Т Щ Р ) — активным
веществом которого являются натриевые соли гуминовых кислот.
В глиномешалке в 1 м3 воды растворяют 20 кг едкого натра NaOH
и 100 кг сухого торфа и перемешивают в течение 1 ч. Глинистый
раствор, обработанный ТЩР, применяют для борьбы с поглоще-
нием, так как такой раствор имеет достаточно высокую вязкость
и малую плотность, а имеющиеся в растворе волокна торфа спо-
собствуют закупорке трещин в породе.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) ГОСТ
5.588—70 — натриевая соль целлюлозно-гликолевой кислоты,
высокомолекулярное полимерное соединение в виде светло-
кремового зернистого порошка, хорошо растворимого в воде.
При добавлении КМЦ к глинистому раствору в количестве 0,5—
4 вес. % от объема раствора снижаются водоотдача и статическое
напряжение сдвига, а раствору придается термостойкость, что
важно при глубоком бурении. КМЦ наиболее эффективна в щелоч-
ной среде при pH = 8 — 10.
Степенью полимеризации (СП) называется число, показываю-
щее, сколько элементарных звеньев полимера содержится в со-
ставе высокомолекулярного соединения. Это число входит в на-
звание марки, например КМЦ-250, КМЦ-600 и т. п. Чем выше СП,
тем лучше стабилизирующее действие реагента.
КМЦ- 6 0 0 предназначена для снижения водоотдачи высо-
коминерализованных промывочных жидкостей, например раство-
ров, насыщенных NaCl, и используется для разбуривания глубо-
козалегающих отложений каменной соли. Реагент добавляют
в количестве 0,5—1,5 вес. % от объема раствора. Предел термо-
стойкости 180° С.
Концентраты сульфитно-спиртовой
барды (К С С Б) представляют собой кальциевые соли лигно-
сульфоновых кислот с примесью минеральных и других веществ.
В зависимости от содержания сухих веществ КССБ выпускают
трех марок:
КССБ жидкие (КБЖ) — густая темно-коричневая жидкость
плотностью 1,27 г/см3, содержащая не менее 50% сухих
веществ.
КССБ твердые (КБТ) — темно-коричневая масса, содержащая
не менее 76% сухих веществ. Содержит фенолы (разновидность
191
йроматичёскйх спиртов). Характеризуется солестойкостыо и тер-
мостойкостью до 120° С.
КССБ порошкообразные (К.БП) — светло-коричневый по-
рошок, содержащий не менее 87% сухих веществ. Содержит
соли хрома. Характеризуется высокой термостойкостью до 200° С.
КССБ трех марок применяется для обработки пресных и слабо-
минерализованных глинистых растворов для снижения вязкости,
водоотдачи, толщины глинистой корки и ее уплотнения. Реагент
добавляют в количестве 1—4 вес. % (в пересчете на сухое вещество)
от объема раствора.
Г и п а н — вязкая жидкость желтого цвета, является эффек-
тивным защитным коллоидом. Он термостоек до 120ч С и хорошо
защищает частицы глины в глинистом растворе от коагуляции
при пересечении скважиной солей и пластов с соленой водой.
Гипан добавляют в количестве до 4 вес. % от объема рас-
твора.
В гидрогеологических партиях ГУЦР для вскрытия песчаных
водоносных горизонтов с 7(ф > 20 м/сут была разработана рецеп-
тура безглинистого раствора на основе воды и гипана, который
добавляется в воду в количестве 3—4%. При этом получается
буровой раствор с р = 1,02 — 1,04 г/см3 и 71 =45—70споСПВ-5,
который обеспечивает надежное удержание стенок скважины.
Удельные дебиты при вскрытии водоносных горизонтов с про-
мывкой водогипановым раствором в среднем увеличились в 2—
2,5 раза при значительном сокращении времени освоения сква-
жин.
Нефть — добавляют к глинистому раствору для повыше-
ния стабильности раствора, снижения водоотдачи и липкости гли-
нистой корки. Нефть добавляют к глинистому раствору до 10—
12 об. % от объема раствора. Вязкость глинистого раствора
при этом несколько повышается потому, что нефть распределяется
в глинистом растворе в виде мельчайших капелек, образуя
эмульсию.
§ 11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОГО КОЛИЧЕСТВА
УТЯЖЕЛИТЕЛЯ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ
УТЯЖЕЛЕННОГО ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
Утяжеленные глинистые растворы применяют для повышения
противодавления на стенки скважины с целью предупреждения
выбросов подземных вод, нефти, газа, а также обвалов стенок
скважины. Утяжеление глинистого раствора производят порошком
барита BaSO4, который смешивают с глинистым раствором в гли-
номешалке.
Потребная масса утяжелителя
УрРуИРу-р-Рр),, (92)
Рут Ру.р
192
где Vp — объем бурового раствора, подлежащего утяжелению,
Рр> Ру. т. Ру. р — плотности соответственно бурового раствора;
утяжелителя и утяжеленного раствора.
§ 12. ЕСТЕСТВЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
В некоторых осадочных породах (в глинах, аргиллитах, Мергеле,
меле, карбонатных породах) бурение с промывкой глинистым
раствором вследствие увеличения объема твердой фазы за счет
поступления частиц разбуриваемых пород приводит к загустева-
нию и увеличению вязкости глинистого раствора, росту водоот-
дачи, утолщению глинистой корки на стенках скважины. Высо-
ковязкие глинистые растворы плохо очищают забой скважины
от шлама, трудно перекачиваются насосами. Своевременной хи-
мической обработкой параметры глинистого раствора могут быть
приведены в норму. Однако со временем раствор теряет чувстви-
тельность к химической обработке, а разбавление его водой вызы-
вает ухудшение качества.
Естественные буровые растворы или растворы на основе вы-
буренных пород применяются в случае, когда геологический
разрез включает горные породы, способные при бурении после
их разрушения на забое образовывать большое количество мелких
фракций, образующих с водой многокомпонентную дисперсную
систему. К таким породам относятся глина, мергель, мел, аргил-
литы, карбонатные породы. В результате преобладания частиц
тех или иных пород образуются естественные глинистые, мерге-
листые, меловые, аргиллитовые, карбонатные водные суспен-
зии.
Особенность таких суспензий состоит в том, что при надле-
жащей химической обработке эти суспензии получают достаточ-
ную стабильность (устойчивость), сохраняют подвижность при
значительном содержании твердой фазы, являются маловяз-
кими, обладают небольшой величиной статического напряжения
сдвига.
Эффективными реагентами для стабилизации карбонатных и
сульфатных водных суспензий являются следующие синтетиче-
ские поверхностно-активные вещества: сульфат целлюлозы (оп-
тимальной концентрации 1—1,5%), этансульфонат целлюлозы,
смеси сульфонатриевых солей сланцевых смол. Эффективными
стабилизаторами неглинистых суспензий являются также окислен-
ный лигнин, гипан, полиакриламид (в сочетании с СаС12 и NaOH).
Аргиллитовые и карбонатные породы после их разбуривания об-
разуют водную суспензию, для стабилизации которой применяют
порошкообразный углещелочной реагент (УЩР) в количестве
5вес. % и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) в количестве0,5 вес. %.
Механическая скорость бурения при применении стабилизи-
рованных суспензий на основе выбуренных пород по сравнению
с глинистыми растворами увеличивается примерно в 1,5 раза.
7 Б. И. Воздвиженский и др. 193
§ 13. ПРОМЫВКА СКВАЖИН ЭМУЛЬСИОННЫМИ
РАСТВОРАМИ
При бурении с высокими частотами вращения вследствие тре-
ния бурильной колонны о стенки скважины возникает сильная
вибрация бурильной колонны, приводящая к увеличению энерго-
затрат, расхода алмазов, снижению выхода керна и проходки
на рейс.
Для гашения вибраций применяются различные средства:
1) уменьшение зазора между бурильной колонной и стенками
скважины; 2) включение забойного амортизатора над колонковым
снарядом; 3) смазывание бурильной колонны антивибрационной
смазкой КАВС; 4) применение для промывки скважин эмульси-
онных промывочных жидкостей.
Смазка КАВС — черное мазеобразное вещество без запаха,
вязкостью 440 с по СПВ-5; состоит в основном из канифоля,
масла трансмиссионного (нигрола) и битума; расфасована в бочки
емкостью до 100 л. Смазку на колонну бурильных труб можно на-
носить; вручную, заливкой небольшими порциями через устье
скважины, с помощью специальных стаканов. Применение нигро-
ло-канифольной смазки КАВС повышает стойкость алмазных ко-
ронок, увеличивает скорость бурения, уменьшает износ буриль-
ных труб. Однако приводит к загрязнению рабочего места возле
устья скважины и к увеличению затрат времени на спуско-подъ-
емные операции.
Эмульсии из кожевенной эмульгирующей пасты.
Кожевенная паста (ГОСТ 5344—75) — товарный продукт, вы-
пускаемый отечественными нефтеперерабатывающими заводами
для нужд кожевенной промышленности. Паста представляет со-
бой минеральное масло средней вязкости (веретенное), загущенное
натровыми мылами синтетических жирных кислот.
Кожевенная паста вводится в воду в соотношении от 1 : 200
до 1 ; 50, т. е. в концентрации от 0,5 до 2 вес. %. Указанная кон-
центрация является оптимальной для снижения коэффициента
трения, повышения механической скорости бурения и стойкости
алмазных коронок.
Эмульсия, получаемая при растворении кожевенной пасты
в воде, имеет светло-кремовый цвет. В этой эмульсии распределено
минеральное масло-в виде тонкодисперсной фазы (размер частиц
масла от 1—5 мкм до 0,25 мм).
Эмульсию заданной концентрации готовят из кожевенной пасты
следующим образом. Предварительно производят расчет сум-
марного объема отстойников и скважины. По полученному
объему определяют требуемое количество пасты Р (кг) по
формуле
P = Pi^V = 1°00I^V=10 KV, (93)
194
где р — плотность кожевенной пасты (р = 1000 кг/м®); К. — задан-
ная концентрация эмульсии, % (К = 0,5; 1,0; 1,5; 2,0%); V —
объем скважины и емкостей, м3.
Пасту, хранящуюся в бочке, необходимо предварительно
тщательно перемешивать перекатыванием бочки, если бочка за-
крыта, или путем двукратного перелива пасты в ведро и обратно
в бочку. Схема изготовления и подачи эмульсионной промывоч-
ной жидкости дана на рис. 77. После перемешивания расчетное
количество пасты отбирают из бочки в отдельную емкость (бак) 1.
В эту емкость с расчетным количеством пасты вводят небольшими
Рис. 77. Схема из-
готовления и подачи
эмульсионной промы-
вочной жидкости в ск-
важину: -
1 — бак; 2 — осно-
вная емкость; 3",— шланг;
4 — насадка; 5 — шланг
отводной;" 6 — нагнета-
тельный * шланг промы-
вочного’насоса; 7 — бу-
рильная колонна
порциями воду при постоянном перемешивании до образования
жидкой подвижной массы. После этого полученную смесь выли-
вают в основную емкость 2 (в отстойник циркуляционной системы),
наполненную водой, и тщательно перемешивают. Вода для при-
готовления эмульсии должна быть пресной или слабоминерали-
зованной (содержание ионов Са не более 215 мг/л, а ионов Mg
130 мг/л). В районах с более высокой минерализацией воды тре-
буется предварительное ее опреснение. Стоимость 1 т пасты 150 руб.
Расход пасты от 0,5 до 1 мг на 1 м бурения.
Эмульсия на основе омыленной смеси гудронов (ОСГ).
Гудроном называется черная смолянистая масса, остаю-
щаяся после отгонки легких и большинства маслянистых фракций
от нефти или растительных жиров или их смесей. Смесь гудронов
нетоксична, а приготовленная на ее основе эмульсия безвредна.
Оптимальная концентрация омыленной смеси гудронов в промы-
вочной жидкости находится в пределах 1,5—2,5%.
Процесс изготовления эмульсии на базе смеси гудронов вклю-
чает два этапа: 1) предварительное омыление смеси гудронов про-
изводится централизованно на специальной станции; 2) добавле-
ние к воде омыленной смеси гудронов.
Эмульсия на основе омыленной смеси гудронов имеет следую-
щие достоинства: 1) снижает поверхностное натяжение воды на
границе с воздухом; 2) обладает меньшей плотностью, чем вода:
эмульсия с 2%-ной добавкой смеси гудронов к воде имеет плотность
0,98 г/см3; 3) устойчива к аэрации, т. е. к насыщению ее воздухом.
7* 195
Указанные достоинства: 1) позволяют осуществлять бурение
в условиях частичного поглощения промывочной жидкости, так
как при этом может быть устранен перепад давления в системе
скважина — пласт; 2) увеличивать механическую скорость бу-
рения.
Мылонафтовые эмульсии.
Мылонафт — маслянистое вещество, представляющее со-
бой смесь натровых мыл нафтеновых (нефтяных) кислот, собственно
нафтеновых кислот, небольшого количества минерального масла
и воды. Плотность мылонафта близка к единице. Мылонафт не-
растворим в воде, инертен по отношению к температуре окружаю-
щей среды, безопасен в обращении. Достоинством мылонафта
является содержание в нем органических кислот, обладающих
наибольшей маслянистостью и применяемых в качестве смазки
при сверхвысоких давлениях. Приготовление мылонафтовых
эмульсий осуществляется с помощью специальной ультразву-
ковой установки. Оптимальное содержание мылонафта в эмуль-
сии составляет 0,5—-1,0 %. При этом количество масляной добавки
в виде свободных нафтеновых кислот колеблется в пределах
0,25—0,5%.
Эмульсии на основе лесо-и нефтехимических эмульсолов ЭЛ-4,
ЭН-4 и СТП-10.
Эмульсионные промывочные жидкости, приготовленные путем
добавления к воде кожевенной пасты, омыленной смеси гудронов,
мылонафта, неработоспособны в жестких водах. Для вод повышен-
ной жидкости и минерализации разработаны эмульсолы ЭЛ-4,
ЭН-4 и СТП-10, добавляемые к воде в количестве 0,5—4 вес.%.
Эмульсол ЭЛ -4 — однородная пастообразная масля-
нистая масса темно-коричневого цвета. Состав: масло трансмис-
сионное марки «Зимнее»; натровое мыло; поверхностно-активное
вещество марки ОП-7. Эмульгирует при постепенном введении
воды и непрерывном и тщательном перемешивании. Расход эмуль-
сии не превышает 2 кг/м бурения.
Эмульсол ЭН-4 — твердообразный продукт в виде
однородной жирной массы коричневого цвета. Может транспорти-
роваться в ящиках или пластмассовых мешках. Состав: инду-
стриальное масло марки ИС-20 или ИС-45; жирные кислоты; по-
верхностно-активное вещество марки ОП-Ю. Эмульгирует при
введении теплой воды и одновременном перемешивании. При
добавлении к эмульсолу ЭН-4 хлористого кальция повышается
его морозоустойчивость до —12° С, чего не удавалось ранее до-
стигнуть на других эмульсолах. Это обстоятельство дает воз-
можность использовать эмульсол ЭИ-4 при алмазном бурении
в условиях многолетней мерзлоты.
Эмульсии на основе нигрола и поверхностно-активных веществ.
В районах с высокой минерализацией вод или в случаях отсут-
ствия на месте производства работ товарного эмульсола эмульси-
онный раствор может быть приготовлен на основе двух продуктов:
196
масла трансмиссионного (нигрол) марки «Зимнее» в количестве
1 вес.% и поверхностно-активного вещества марки ОП-10 или
ОП-7 в количестве 0,4—0,5 вес.%. Эмульсионная промывочная
жидкость, изготовленная прибавлением к воде смеси этих веществ
при тщательном перемешивании, обладает хорошей стабильно-
стью и сохраняет свое качество в жестких водах.
Средний экономический эффект от применения антивибраци-
онных эмульсионных растворов при алмазном и твердосплавном
бурении на больших частотах вращения составляет около 2 руб.
на 1 м бурения.
§ 14. ВЫБОР ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НАСОСА
ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ
Производительность промывочного насоса должна обеспечить
вынос частиц разбуренной породы с забоя на поверхность. Ско-
рость восходящего потока должна превышать скорость погружения
частиц в нем. Если скорость вос-
ходящего потока недостаточна, круп-
ные частицы будут скопляться [на
забое и подвергаться дополнитель-
ному измельчению. В результате
производительность бурения будет
снижаться. При прекращении про-
мывки частицы, скопившиеся в ниж-
ней части скважины, могут осесть на
колонковый снаряд и вызвать при-
хват инструмента.
Скорость v восходящего потока
промывочной жидкости, обогащен-
ной частицами шлама, должна за-
трачиваться (рис. 78) на преодоление
скорости и. падения частиц и на
придание частице скорости с подъе-
ма частиц
v = (и + с) т, (94)
где т — коэффициент, учитывающий
неравномерность восходящего потока
по кольцевому сечению (см. рис. 78)
Рис. 78. Схема движения
промывочной жидкости в сква-
жине при прямой промывке:
1 — стенки скважины; 2 —
частицы породы; 3 — бурильные
трубы; 4 — ниппельное соединение
бурильных труб; 5 — контурная
поверхность векторов скоростей v
восходящего потока
вследствие трения этого потока о стенки скважины и бурильных
труб (т = 1,2 — 1,3).
Скорость и падения частиц шлама в спокойной жидкости опре-
деляется по формуле Риттингера
u = ,м/с,
где 6 — эквивалентный диаметр частицы, т. е. диаметр шара,
равный частице по объему, м; уп и у — удельные веса соответст-
197
венно материала частицы и жидкости, Н/м8; k — коэффициент,
учитывающий форму частиц шлама (k = 5,11—для частиц,
имеющих форму шара; k = 4 — 4,5 — для округленных частиц;
k = 2,5 — 3 — для частиц неправильной и плоской формы).
Скорость с выноса частиц определяется максимально допусти-
мым обогащением промывочной жидкости выбуренной породой.
Разность удельных весов жидкости, восходящей из скважины
и нагнетаемой ’ в^скважииу, К = (увос— у) = от’ 0,01 до 0,03
определяет максимально допустимое обогащение промывочной
жидкости выбуренной породой.
Глинистые растворы отличаются от воды наличием стати-
ческого напряжения сдвига, которое характеризует способность
глинистого раствора удерживать во взвешенном состоянии ча-
стицы выбуренной породы. В связи с этим в глинистом растворе
не тонут частицы породы, величина удельного веса которых пре-
восходит величину удельного веса глинистого раствора. Диаметр
шара, объем которого равен объему обломка породы, не тонущего
в глинистом растворе, определяется по формуле (86).
Поэтому скорость и падения частиц породы в воде и скорость v
восходящего потока, определяемая по формуле (94), при промывке
водой будет иметь большие числовые значения, чем те же скорости
применительно к глинистому раствору.
Примерная величина скорости v восходящего потока для
различных условий приведена в табл. 27.
Таблица 27
Тип’ породоразрушающего инструмента Примерная скорость v восходящего потока жидкости в кольцевом про- странстве при промывке, см/с
водой глинистым рас- твором
Долота РХ или пикобуры в мягких по- родах (до V категории) 80—100 60—80
Ш а рошечные долота в твердых породах (свыше V категории) 60—80 40—60
Твердосплавные коронки 30—60 25—50
Алмазные коронки 60—80 30—60
Подача Q насоса для промывки скважин равна
Q = vF, njiMm, (95)
где v — скорость восходящего потока в кольцевом пространстве
при промывке, дм/мин; F — площадь кольцевого зазора между
стенками скважины и колонной бурильных труб, дм2.
Если подача насоса не обеспечивает достаточную скорость
восходящего потока, устанавливают два насоса. В случае отсут-
198
ствия второго насоса над колонковым снарядом устанавливают
шламовую трубу, открытую сверху для сбора оседающего крупного
шлама.
Г § 15. ДАВЛЕНИЕ, РАЗВИВАЕМОЕ НАСОСОМ
ПРИ ПРОМЫВКЕ
1. Определение скорости движения промывочной жидкости
в различных сечениях при ее циркуляции по скважине.
Подача Q насоса при промывке пли объемный расход жидкости,
циркулирующей по скважине (см. рис. 78),
Q = vF = t’tfi = t>ofo, м3/с, (96)
где v — скорость восходящего потока, м/с; v1 — скорость нисхо-
дящего потока внутри бурильных труб, м/с; v0 — скорость ни-
сходящего потока внутри суженных соединений бурильных труб,
м/с; F — площадь сечения восходящего потока, м2; — площадь
сечения внутреннего канала бурильных труб, м2; f0 — площадь
сечения внутреннего канала в суженных соединениях бурильных
труб, м2.
Из формулы (96) объемного расхода получим:
Q 4Q
V = -гг ~------7775-----Sr , М/С,
F л (£>а — с/2) '
Q 4<2
1,1 = 7Г = тлг 1 м/с’
/ 1 £
<2 4Q
v°~ 77^4’м/с’
(97)
(98)
(99)
где D — диаметр скважины, м; d — наружный диаметр буриль-
ных труб, м; d-L — внутренний диаметр тех же труб, м; dti — внут-
ренний диаметр ниппеля или замка, м.
2. Физическая сущность гидравлических сопротивлений.
Гидравлические сопротивления возни-
кают при движении жидкости вследствие трения жидкости о стенки
и внутреннего трения между слоями жидкости, движущимися
с различными скоростями.
При промывке скажины насос развивает давление, или напор,
жидкости для преодоления гидравлических сопротивлений. Пол-
ный напор, развиваемый насосом, слагается из отдельных по-
терь напора и измеряется манометром, установленным на нагне-
тательной линии насоса.
Потерями напора называются отдельные составные
части полного напора, развиваемого насосом, затрачиваемые
на преодоление различных гидравлических сопротивлений при
движении жидкости.
199
(100)
Потери напора принято измерять вметрах водяного
столба. Давление, развиваемое столбом воды высотой 10 м,
равно 0,1 МПа (1 кгс/см2).
П а с к а л е м (П а ) называется давление, равное одному
ньютону на квадратный метр (Н/м2). Техническая атмосфера
1 ат = 1 кгс/см2 = 98066,5 Н/м2 = 98066,5 Па 100 000 Па =
= 100 килопаскаль (кПа) = 0,1 мегапаскаль (МПа).
3. Потери напора /г1 при прохождении жидкости внутри ко-
лонны бурильных труб
L
hi = Мж 2^- • м в°Д- ст.,
где % = от 0,02 до 0,025 — безразмерный коэффициент трения
жидкости о стенки бурильных труб; уж — относительный удель-
ный вес промывочной жидкости, т. е. отношение веса промывочной
жидкости к весу воды в том же объеме (отвлеченное число); L —
длина колонны бурильных труб, м; — внутренний диаметр
бурильных труб, м; vr —скорость нисходящего потока промывоч-
ной жидкости внутри бурильных труб, м/с, определяемая по фор-
муле (98); g = 9,81 м/с2 — ускорение силы тяжести.
4. Потери напора h.2 в кольцевом пространстве между колон-
ной бурильных труб и стенками скважины
L v2
/г2 = Мвосф м вод- ст->
где Zj — безразмерный коэффициент трения жидкости в кольце-
вом зазоре о стенки скважины и наружную боковую поверхность
колонны бурильных труб (%! = 0,03—0,04); увОс — относитель-
ный удельный вес восходящего потока промывочной жидкости,
обогащенной шламом (отвлеченное число); ср — безразмерный
коэффициент, учитывающий повышение потерь напора от наличия
частиц породы в жидкости (<р = 1,05—1,1); L—длина колонны
бурильных труб, м; D — диаметр скважины, м; d — наружный
диаметр бурильных труб, м; v — скорость восходящего потока, м/с.
5. Потери напора hs вследствие разности удельных весов вос-
ходящего и нисходящего потоков
й3 = -L (Vboc ~ ?ж) , м вод. ст.
Тж
6. Потери напора в суженных соединениях бурильных труб
(ниппелях или замках)
(101)
(Ю2)
= ^~h0 =~уж ’ м вод- ст-> (|03>
I I
где h0 — потеря напора в одном суженном соединении, м вод. ст.;
I — длина одной бурильной трубы, м; — скорость нисходя-
щего потока внутри суженных соединений бурильных труб, м/с,
определяемая по формуле (99).
200
7. Потери напора h5 в колонковом снаряде в породоразрушающем
инструменте увеличиваются по мере притупления резцов коронки
и наполнения колонковой трубы керном. Величину этих потерь
определяют опытным путем по повышению давления на манометре
насоса по мере заполнения колонковой трубы керном. Для рас-
чета принимают h6 = 8 — 15 м вод. ст.
8. Потери напора he на поверхности земли в шланге, штуцерах
и вертлюге-сальнике определяют опытым путем. Для расчета при-
нимают hr, = 15 — 30 м вод. ст.
9. Потери напора й7 при заклинивании керна вызываются
заполнением узкого кольцевого канала между керном и внутрен-
ними стенками коронки кольцевой пружиной кернорвателя
или заклиночным материалом. Для расчета принимают /г7 =
= 100 м вод. ст.
10. Полный напор Н, развиваемый насосом при промывке
скважины
Н = kpi2 (Л1 + hs -р /ц -f- /i8 hG -р h7), м вод. ст., (104)
где /г2 — коэффициент, учитывающий возможные дополнительные
сопротивления, создаваемые скоплением шлама в зашламованной
скважине (/гх = 1,3 — 1,5); /г2 = /|;р. ж//воды — коэффициент, учи-
тывающий превышение вязкости промывочной жидкости по срав-
нению с водой; /пр. ж — условная вязкость промывочной жидкости,
например глинистого раствора, по СПВ-5, с; /воды — условная
вязкость воды по СПВ-5 (/вОДЫ = 15 с); при промывке водой = 1;
при промывке глинистым раствором с условной вязкостью /пр.ж =
= 18 — 24 с коэффициент k2 = 1,2 — 1,6.
11. Полный напор Но при бурении забойными гидравлическими
двигателями (турбобур, гидроударник)
H0 = H-\-HR, м вод. ст., (105)
где Н — полный напор при промывке, определяемый по формуле
(104); НД — перепад давления в забойном гидродвигателе,
§ 16. МОЩНОСТЬ ДВИГАТЕЛЯ ДЛЯ ПРИВОДА
НАСОСА И УСЛОВИЯ ЕГО РАБОТЫ
Мощность двигателя для привода насоса определяется по фор-
муле
N = , л. с. (106)
751] 7,351)
ИЛИ
N = , кВт, (107)
102ц Т)
где Q — подача насоса, л/с; И — полное давление насоса, м вод. ст.;
р — то же, МПа; уж —- удельный вес промывочной жидкости, Н/л;
ц — к. п. д. насоса (ц = 0,8—0,75).
201
Из рассмотрения приведенных формул можно прийти к следую’
щим выводам.
1. При бурении скважины одного диаметра и при постоянной
подаче насоса давление и мощность насоса возрастают прямо
пропорционально глубине скважины.
2. Давление насоса возрастает прямо пропорционально квад-
рату расхода промывочной жидкости.
3. Крупные потери напора отмечаются в соединениях буриль-
ных труб. Соединения муфтово-замковые оказывают значительно
меньшее сопротивление по сравнению с ниппельными.
4. При бурении глубоких скважин диаметр скважины обычно
постепенно уменьшается (вследствие спуска колонн обсадных труб).
С уменьшением диаметра скважины соответственно должна умень-
шаться подача насоса.
5. Нельзя рекомендовать ступенчатую конструкцию скважины,
когда без спуска обсадных труб с глубиной постепенно уменьшают
диаметр скважины. Ступенчатая конструкция скважины создает
неблагоприятные условия для выноса частиц. Более рационально
всю скважину бурить коронками минимально допустимого диа-
метра. В_этом случае насос будет работать на более легком режиме,
а стенки скважины будут более устойчивы.
Б. ПРОДУВКА СКВАЖИН
§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА И УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
БУРЕНИЯ С ПРОДУВКОЙ
Сущность бурения с продувкой
При бурении с продувкой для очистки забоя от разрушенной
породы применяется газообразный агент, в частности сжатый
воздух. Схема расположения оборудования при бурении’Тс про-
дувкой дана на рис. 79. Для этой цели близко к буровой вышке
устанавливается компрессор 1. Из компрессора воздух поступает
через нагнетательные шланги 3 и 16 в бурильные трубы 18. При
выходе из-под торца породоразрушающего инструмента воздух
выдувает с забоя частицы породы и, поднимаясь по кольцевому
затрубному пространству, транспортирует эти частицы в шламо-
уловитель, установленный на поверхности земли на расстоянии
15—45 м от устья скважины. В шламоуловителе собирается шлам,
а воздух, освобожденный от шлама, уходит в атмосферу. При этом
устье скважины необходимо герметизировать таким устройством 21
(см. рис. 79), чтобы оно не препятствовало свободному вращению
колонны бурильных труб и в то же время не допускало утечки
в атмосферу воздуха со шламом.
Преимущества бурения с продувкой
1. Значительное увеличение механической скорости бурения
с продувкой по сравнению с бурением с промывкой. Это объяс-
няется тем, что при бурении с продувкой забой скважины не испьь
202
тывает гидростатического Давления столба жидкости, уплотняю-
щего породу забоя. Эффект увеличения механической скорости
бурения при переходе с промывки на продувку при отсутствии
водопритоков в скважине увеличивается с увеличением глубины
скважины.
2. Увеличивается стойкость породоразрушающего инструмента.
Это объясняется тем, что при промывке частицы породы гидроста-
тическим давлением прижимаются к забою, что затрудняет их
Рис. 79. Схема расположения оборудования для бурения -с продувкой:
1 — компрессор; 2 — воздухосборник; 3 — шланг; 4 — влагомаслоотделитель;
б — спускной кран; 6 — отводной патрубок; 7, 9, 13, 14 — вентили; 8 — отводной
шланг; 10 — расходомер; 11 — манометр; 12 — термометр; 15 — тройник; 16 — на-
гнетательный шланг; 17 — сальник; 18 — ведущая бурильная труба в шпинделе (пунк-
тир) бурового станка; 19 — шланг от насоса на случай перехода на бурение с промывкой;
20 — труба для отвода воздуха со шламом в шламоуловнтель; 21 — герметизатор устья
скважины
отделение от забоя, особенно в условиях глинистого раствора по-
вышенной вязкости. В результате этого к первичному износу
инструмента, осуществляемого разрушаемой породой, прибавля-
ется вторичный износ частицами разрушенной породы. При про-
дувке сильная струя сжатого воздуха хорошо очищает забой
от шлама.
3. Исключаются размыв, растворение и загрязнение керна.
4. Улучшаются условия обнаружения литологических кон-
тактов пород в геологическом разрезе по шламу. Это объясняется
тем, что частицы породы не загрязняются глинистым раствором,
не смешиваются в скважине с частицами шлама вышележащих
горизонтов и быстро выносятся на поверхность земли.
5. Улучшаются условия бурения в породах многолетней
мерзлоты в связи с возможным замерзанием бурового раствора
при перерыве промывки.
203
6. Устраняются выпучивание, размыв стенок скважины и об-
валы в породах, естественная структура которых нарушается
при смачивании водой.
7. Создается возможность бурить с продувкой в трещиноватых
породах, в которые уходит промывочная жидкость. Воздух
легче воды, он только частично вместе со шламом устремляется
в трещины, а в основном скоростным воздушным потоком уст-
ремляется от забоя к устью скважины, вынося с собой основную
массу шлама.
8. Легко обнаруживается кровля водоносных, нефтеносных
и газоносных горизонтов по водо-нефте-газопроявлениям в сква-
жине, не заполненной промывочной жидкостью.
9. Устраняются расходы на приобретение и транспортирование
воды, глины и реагентов, что особенно важно при сильных морозах
и безводных местностях.
10. Упрощаются и облегчаются монтажные работы, так как
не требуется рыть в грунте отстойники и устанавливать желобную
систему для очистки промывочной жидкости от шлама.
Недостатки бурения с продувкой
1. Неприменимость продувки при бурении глинистых и сильно-
сыпучих пород (рыхлые пески, гравий, галька). Пластичные глины
при бурении отделяются от массива в виде стружки, не распадаю-
щейся на мелкие частицы, а стружка глины вследствие значитель-
ных размеров и массы не может быть поднята струей воздуха.
Стенки скважины, сложенные из сыпучих пород, при продувке
дают осыпи, обвалы и каверны, а крупный гравий и галька не
могут быть подняты струей воздуха.
2. Осложнение бурения с продувкой при встрече подземных
вод.
Продувка скважин применяется реже промывки. Особенно
распространена продувка скважин при разведке месторождений
Якутии, Колымы и севера Сибири.
Благоприятные условия для применения бурения
с продувкой
1. При бурении в безводных районах и при геологическом
разрезе, благоприятном для бурения с продувкой.
2. При бурении в устойчивых скальных породах, при отсут-
ствии в разрезе глии, сыпучих пород и плывунов и при отсутствии
в устойчивых породах водопритоков.
3. При бурении в мерзлых породах, которые при промывке
могут оттаивать и оползать.
4. При бурении в породах (например, мел), которые впиты-
вают воду и набухают, сужая диаметр скважины.
5. При бурении легкорастворимых и размываемых пород (со-
лей, мягких углей).
204
6. При бурении неглубоких скважин с целью изучения гидро-
геологии участка при необходимости точного определения глубины
залегания кровли водоносного горизонта.
Бурение с продувкой не рекомендуется применять при наличии
в геологическом разрезе глинистых и сыпучих пород, а также
водоносных горизонтов, требующих их пересечения.
§ 2. воздухоснабжение скважин
Определение производительности компрессоров
для продувки
Скорость витания. Скоростью витания юаиг называется ско-
рость восходящего воздушного потока, при которой частица
разрушенной породы находится во взвешенном состоянии и не
имеет вертикального перемещения. Скорость витания зависит от
формы и массы частиц, площади сечения, плотности воздуха и
коэффициента трения частиц о воздух. Ввиду затруднительности
учесть и определить все факторы, действующие на частицу, для
практических расчетов пользуются следующей приближенной
формулой:
®внт = 4,8'|/^, м/с, (Ю8)
где аувит — скорость витания, м/с; 4,8 — коэффициент пропор-
циональности, учитывающий также и форму частиц; — диа-
метр шара, м, равновеликого по объему частицам разрушенной
породы; уп — удельный вес породы, Я/м3.
Размеры частиц разрушенной породы при бурении твердо-
сплавными (не ребристыми) коронками принимают 1—2 мм в твер-
дых скальных породах и до 3—4 мм в пластичных глинах, рыхлых,
разрушенных породах.
Скорость v восходящего потока воздуха в кольцевом зазоре
между стенками скважины и колонной бурильных труб, необ-
ходимая для выноса шлама, равна
v = аивит + с = ЛшвНт, м/с, (109)
где оувит — скорость витания, м/с; А— скорость подъема частиц,
м/с; k — коэффициент увеличения скорости воздушного потока
для обеспечения выноса частиц породы, возрастающий с увеличе-
нием механической скорости бурения.
При кольцевом забое и бурении твердосплавными коронками
коэффициент k — 1,1—1,3, а скорость восходящего потока воз-
духа должна быть не менее v = 10 — 12 м/с.
При бурении долотами, разрушающими весь забой, возрастают
площадь забоя (а следовательно, возрастает количество шлама)
и крупность частиц разрушенной породы. При этом скорость
восходящего потока воздуха должна быть в пределах v = 15 —
25 м/с.
205
llodaua Q компрессора равна
Q = GOtiHsi = СОц(£>2-—d2) &!, м’/мин, (110)
где 60 — число секунд в 1 мин; v — скорость восходящего по-
тока воздуха, м/с, определяемая по формуле (109); F — площадь
кольцевого сечения между стенками скважины и бурильными
трубами; D — диаметр скважины, м; d — наружный диаметр
бурильных труб, м; 1гг — коэффициент, учитывающий уменьше-
ние подъемной силы воздуха в глубоких скважинах вследствие
трения воздуха о стенки и возникающие вследствие этого потери
давления в кольцевом пространстве. Коэффициент k± определяют
по формуле
где рааб — давление в кольцевом пространстве у забоя скважины;
ру — давление на устье скважины.
Численные значения коэффициента для кольцевого про-
странства, образованного диаметром скважины D = 114 мм и
наружным диаметром бурильных труб d =<50 мм, даны в табл. 28.
Таблица 28
Значения коэффициента при скорости
восходящего потока 10—15 м/с
Глубина скважины, м 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Коэффициент k 1,05 1,07 1,10 1,Н 1,14 1,16 1,18 1,20 1,22
В случае водопритоков для обеспечения очистки скважины
от шлама расход воздуха увеличивают. При малых и средних
водопритоках надо увеличить подачу воздуха примерно на 30—
50% от величины, рассчитанной по формуле (ПО).
§ 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ВОЗДУХА
Расчет потерь давления при продувке скважины учитывает
трение сжатого воздуха в буровой скважине и спущенном в сква-
жину буровом снаряде. Влияние шлама на расчет потерь давления
не учитывают в связи с малой величиной этих потерь. Расчет по-
терь давления ведется в направлении, обратном движению воздуха,
начиная от заранее известного атмосферного давления и кончая
потребным давлением на компрессоре.
При бурении сухих скважин с применением муфто-замковых
бурильных труб наружного диаметра 50 и 63,5 мм давление воз-
206
духа по манометру на выходе компрессора увеличивается на каж-
дый метр углубки приблизительно от 0,002 до 0,001 МПа. Практика
показывает, что при бурении сухих скважин глубиной до 300 м
и диаметром до 112 мм давление воздуха по манометру компрессора
не превышает 0,6—0,7 МПа. При подаче компрессора Q = 5—
6 м3/мин, диаметре скважины D = ПО мм, наружном диаметре
бурильных труб d = 63,5 мм давление р воздуха по манометру
компрессора находится в следующих пределах:
интервал глубины, м . . . 0—50 50—150 150—300
давление воздуха, МПа . . 0,08—0,15 0,15—0,25 0,25—0,35
В течение рейса давление воздуха постепенно увеличивается
за счет наполнения колонковой трубы керном и роста концентрации
шлама в скважине при частичном выносе его на поверхность.
При нормальных условиях увеличение давления в течение рейса
происходит в пределах 0,05—0,1 МПа.
Приближенно давление воздуха для бурения в скважине, не
имеющей водопритоков, может быть рассчитано по формуле
р = (jL, -|- Pi 4* ра» МПа, (П 2)
где q = 0,0015 МПа на 1 м глубины скважины; L—глубина
скважины, м; pL=.0,06 — 0,1 МПа — потеря давления в колонко-
вом снаряде после заполнения его керном; р2 — перепад давления
в пневмоударнике, если бурение осуществляется ударно-враща-
тельным способом.
При водопроявлениях производительность компрессора должна
быть повышена до такой величины, чтобы давление, развиваемое
компрессором в кольцевом пространстве между стенками скважины
и колонной бурильных труб, уравновесило давление жидкости
в пласте.
Мероприятия для повышения производительности и давления,
развиваемого компрессором. При бурении скважин в высокогор-
ных районах в связи с уменьшением плотности атмосферного воз-
духа на большой высоте над уровнем моря необходимо проекти-
ровать увеличение подачи компрессора на 15—30% дополни-
тельно к рассмотренной по формуле (110). При большом потреб-
ном расходе воздуха параллельно включают несколько компрес-
соров малой подачи. При высоком потребном давлении целесооб-
разно использовать дожимной компрессор в сочетании с компрес-
сором низкого давления.
§ 4. СПЕЦИАЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН
ДЛЯ БУРЕНИЯ С ПРОДУВКОЙ
Для продувки скважин применяют передвижные воздушно-ком-
прессорные станции (ВКС), приведенные в табл. 29. Подача ком-
прессоров, указанная в табл. 29, относится к условиям всасы-
вания, т. е. к температуре и давлению атмосферного воздуха,
207
измеряемым перед всасывающим патрубком компрессора. Выбор
компрессора производят по потребной подаче и развиваемому им
рабочему давлению, пользуясь табл. 29.
Таблица 29
Передвижные воздушно-компрессорные станции
Показатели ЗИФ-55 пкс-5 ДК-9М пк-ю ЭК-9М ЗИФ-51 КСЭ-5М
Подача, №/мин 5 5 10 10,5 10 4,65 5
Рабочее давление, МПа 0,7 0,7 0,6 0,7 0,6 0,7 0,8
Двигатель компрессора Бензиновый Дизельный Электродвигатель переменного тока
Мощность на валу компрес- сора, кВт 43,7 33,8 67,6 63,2 70 34 34
Удельный расход топлива, г/л. с.-ч 255 255 175 175 — — —
Длина без дышла, мм 3462 3830 5070 4700 4265 2678 —
Ширина, мм 1820 1870 1940 1890 1940 1820 1035
Высота, мм 1770 1830 2620 2610 2030 1715 1330
Масса станции, кг 2750 2650 5200 5000 4000 2306 1440
Регулирование подачи компрессора производится путем изме-
нения частоты вращения двигателя. Давление, развиваемое ком-
прессором, зависит от аэродинамических сопротивлений в цир-
куляционной системе скважины, а также от объемного расхода
нагнетаемого в скважину воздуха и измеряется манометром 11
(см. рис. 79).
Воздух при сжатии в компрессоре нагревается. При бурении
в мерзлых породах стенки скважины начинают оттаивать. Если
они сложены из рыхлых или набухающих пород, то это может
привести к осыпям, обвалам или сужению диаметра скважины.
Поэтому перед поступлением в скважину сжатый воздух надо
охладить. Охлаждение воздуха производят в трубчатом холо-
дильнике (рис. 80), где сжатый воздух, расширяясь, охлаждается.
Для лучшего охлаждения холодильник устанавливают на ветру
или погружают в холодную воду.
Герметизатор устья скважины при бурении с продувкой не-
обходим для предотвращения запыления воздуха в буровой мел-
ким шламом, так как вдыхание запыленного воздуха вредно для
здоровья людей, особенно кварцевой пылью, вызывающей ране-
ние дыхательных органов человека.
208
Простейший герметизатор устья скважины состоит из трой-
ника 1 (рис. 81), имеющего на нижнем конце резьбу для навин-
чивания на обсадную трубу, вы-
ступающую из устья скважины.
Верхняя часть тройника разваль-
цована на конус. К развальцо-
Рис. 81. Герметизатор устья
скважины простого типа
Рис. 80. Холодильник батарейного
типа:
1 — входной патрубок; 2 — цилиндры из
обсадных труб диаметром 127/118 мм, длиной
до 2 м; 5J— каналы соединительные из труб об-
садных диаметром 108/99,5 мм, длиной до 1,8 м;
4 и 5 — патрубки отводные для водопускных
кранов (для спуска конденсата); 7 — выход-
ной патрубок.
Рис. 82. Шламоуловитель секционный:
1 — камера шламоуловителя; 2 — перегородки; 3 — дверце откидное на шар-
нирных петлях
ванной части приваривается кольцевой фланец 2 толщиной 10 мм.
Снизу к фланцу привариваются пальцы 6 с откидными болтами 4
диаметром 12 мм. Уплотнение осуществляется двумя резиновыми
прокладками 3 толщиной не менее 6 мм, надетыми с натягом на
209
круглую ведущую бурильную трубу 8 и закрепляемыми с помощью
съемного фланца 5 и откидных болтов 4. На отводной патрубок 7
навинчивают трубу или надевают шланг для отвода запылен-
ного воздуха к шламоуловителю, установленному за буровой
вышкой. Для улучшения отсоса воздуха из скважины в конце
выкидной линии устанавливается вентилятор.
При высоких перепадах давления применяются более сложные
герметизаторы (превенторы).
Шламоуловитель служит для улавливания шлама, выходя-
щего из шламоотводящей трубы, с целью, во-первых, контроля за
породами, вскрываемыми скважиной в процессе бурения, и со-
ставления геологического разреза по шламу при бескерновом
бурении, во-вторых, для устранения запыленности окружающей
атмосферы.
Шламоуловители применяют двух типов: 1) циклонного типа
и 2) секционного типа (рис. 82).
§ 5. ПРОМЫВКА СКВАЖИН погружными
ПНЕВМАТИЧЕСКИМИ НАСОСАМИ
(ЭРЛИФТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ)
При бурении с продувкой и встрече мощных водоносных гори-
зонтов приходится переходить на промывку.
Если статический уровень водоносного горизонта значительно
ниже устья скважин, может быть полное поглощение промывочной
жидкости. При встрече мощных водоносных горизонтов иногда не
удается ликвидировать поглощение промывочной жидкости. В этом
случае целесообразно применять погружные насосы для создания
местной (призабойной) циркуляции промывочной жидкости в про-
цессе бурения.
Погружные насосы бывают с гидравлическим и пневматиче-
ским приводом.
При данном методе бурения для очистки забоя используются
пластовые воды, циркуляция которых в скважине создается
с помощью специальных погружных насосов. При этом отпадает
необходимость обеспечения буровых вышек промывочной жидко-
стью и борьбы с поглощением.
Наиболее надежно работают эрлифтные насосы. Их можно
применять при бурении с местной обратной циркуляцией, когда
высота столба жидкости в скважине более 50—60 м.
Схема такой эрлифтной установки представлена на рис. 83.
К бурильной колонне 2 присоединяются водоподъемные
трубы 4. Сверху в трубы 4 опускается воздушный шланг 5. Сме-
ситель 6 погружается на глубину «=^50 м ниже уровня воды в сква-
жине.
Буровой снаряд собирается из колонкового снаряда с закры-
той шламовой трубой.
210
При подаче воздуха компрессором / происходит обратная
циркуляция промывочной жидкости, при этом жидкость, находя-
щаяся в кольцевом пространстве, омывая забой, поднимается со
шламом в шламовую трубу,
затем в очищенном виде
движется по колонне 2 и по
трубам 4, достигает сливных
отверстий <3, откуда изли-
вается в скважину.
Погружные эрлифтные
насосы снижают стоимость
буровых работ, позволяют
бурить скважины с мест-
ной обратной промывкой до
глубины 500 м при использо-
вании для их привода ком-
прессоров с давлением воз-
духа 0,6—0,8 Л'.Па (при
расходе воздуха 0,75—
3 м3/мин).
Установлено положитель-
ное влияние местной про-
мывки на устойчивость сте-
нок скважины и выход
керна.
В породах, образующих
налипающий шлам, при об-
ратной циркуляции про-
цесс бурения часто нару-
шается.
Ю. А. Ватутиным раз-
работаны схемы буровых
эрлифтов, которые позво-
ляют быстро переходить
с обратной циркуляции на
прямую.
При разбуривании вяз-
ких пород, а также при
недостаточной подаче жид-
кости на забой нередко
происходит нарушение нор-
мального процесса бурения
из-за зашламования колон-
кового снаряда, что за-
метно по резкому сниже-
Рис. 83. Схема внутренней циркуля-
ции с помощью эрлифта:
1 — компрессор; 2 — бурильная "колон-
на; 3 — отверстия для излива водовоздушиой
смеси; 4 — водоподъемные трубы; 5 — воздуш-
ные шланги; 6 — смеситель; 7 — закрытая шла-
мовая труба; 8 ~ колонковая труба; Н —
высота эрлифта; h — глубина погружения
смесителя ниже уровня воды; h0 — высота
подъема воды
нию давления нагнетаемого воздуха. Для восстановления
циркуляции требуется производить расхаживание снаряда, пока
давление воздуха не повысится до нормального.
211
Глава f
ТЕХНОЛОГИЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
§ 1. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ТЕОРИИ
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
При вращательном бурении внедрение резцов в породу проис-
ходит под действием осевого усилия. Под действием окружного
усилия разрушение породы распространяется по всему забою.
Одновременное действие осевых и вращающих усилий приводит
к непрерывному разрушению породы забоя топкими спиральными
слоями.
Частота вращательного бурения зависит от глубины внедрения
резцов коронки в породу и частоты ее вращения. Глубина внедре-
ния резцов зависит от:
а) осевого усилия, передаваемого на породоразрушающий
инструмент;
б) механических свойств породы;
в) геометрической формы резцов и расположения их по рабо-
чему торцу коронки;
г) частоты вращения коронки;
д) быстроты удаления продуктов разрушения с забоя;
е) степени притупления резцов коронки.
При бурении не только разрушается порода, но и изнашиваются
резцы, что приводит к снижению скорости бурения. Скорость из-
носа резцов зависит прежде всего от соотношения между твердо-
стью резцов и разрушаемой горной породы, а также от ее абра-
зивных свойств, вязкости, трещиноватости и т. п. Потеря резцами
первоначальной формы зависит также от расположения рез-
цов по торцу коронки, от их геометрии, а также от режима
бурения.
При вращательном бурении весьма твердых пород необходимо
или вставлять в коронку особо твердые и износоустойчивые резцы—
алмазы, или применять такой способ бурения, при котором можно
было бы, не поднимая коронки, в процессе бурения непрерывно
заменять быстроизнашивающиеся истирающие материалы но-
выми, как при дробовом бурении.
Рассмотрим работу заточенного резца (рис. 84). Пусть резец
с лезвием в виде одностороннего клина под влиянием осевой на-
грузки Со внедряется в породу. Необходимым условием для внед-
рения резца должно быть
CQ>p,„Fo, (НЗ)
где Fo — опорная поверхность лезвия резца, находящегося
в контакте с породой; рш — твердость породы на вдавливание
штампа.
У заточенного незатупившегося резца опорная поверхность
мала, поэтому будет происходить объемное разрушение породы.
212
Глубина внедрения в породу незатупившегося резца может быть
выражена формулой
° fepmtgp ’
(114)
где Со — осевое усилие, передаваемое на резец, Н; b — длина
лезвия резца, мм; |3 — угол заточки лезвия резца; рш — твер-
дость породы на вдавливание, Н/мм2; ц — коэффициент, учиты-
вающий влияние сил трения (коэффициент т] всегда меньше 1).
По формуле (114) чем меньше угол [3, тем больше глубина
внедрения резца в породу. Практически минимальное значение
угла р — 45—50°. Резцы с меньшим углом [3
быстро выходят из строя благодаря ска-
лыванию.
В некоторых коронках с тонколезвий-
ными самозатачивающимися резцами угол [3
принимается равным 90° (см. рис. 84).
Формула (114) для этого случая неприме-
нима.
Если бы резцы коронки не затуплялись,
то бурение происходило бы с постоянной
скоростью
vB = h1)mn, (115)
где т число резцов в коронке (или рядов боты одиночного резца
мелких резцов, перекрывающих торец ко-
ронки); п — частота вращения, об/мин.
Вследствие затупления резцов скорость бурения будет посте-
пенно затухать и тем скорее, чем быстрее затупляются резцы.
Особенно быстро затупляются твердосплавные резцы при буре-
нии абразивных пород на больших скоростях вращения и низких
нагрузках на резец.
Коронку следует так армировать, чтобы работа разрушения
породы производилась одновременно и в равной степени всеми
резцами коронки при равномерном изнашивании их.
Периферийные грани резцов производят работу не только по
разрушению породы забоя, но и по отделению частиц породы от
стенок скважины и керна, в связи с чем они изнашиваются более
интенсивно. Поэтому необходимо усиливать именно периферийные
части коронки.
Целесообразно располагать резцы коронки таким образом,
чтобы забой имел ступенчатую форму (рис. 85). В этом случае
работа верхнего ряда резцов будет происходить при наличии
второй обнаженной плоскости, что облегчает разрушение породы.
Для износоустойчивости коронок важно, чтобы резцы были
прочно закреплены в торце коронки. Давление на породу должно
быть больше твердости породы. Поэтому, чем крепче порода,
тем меньшей опорной поверхностью, большей твердостью и изно-
213
бостойкостыо Должны обладать резцы, боковые СТенкй коронки
(наружные и внутренние) должны быть хорошо защищены под-
резными резцами.
В крепких породах вращательное бурение осуществляется ал-
мазными, дробовыми и самозатачивающимися твердосплавными
коронками. Для того чтобы обеспечить самозатачивание коронки,
к тупым зубьям из мягкой стали припаивают тонкие лезвия твер-
дого сплава (рис. 86). В процессе бурения мягкая сталь изнаши-
вается быстрее твердого сплава, поэтому тонкое лезвие все время
5
Рис. 85. Ступенчатый кольцевой забой
Рис. 86. Самозатачивающиеся резцы:
а — тонкопластиичатый твердосплавный резец: 1 — тонкая пластинка твердого
сплава; 2 — пластинка из мягкой стали; 3 — сверления; б — самозатачивающийся
резец нз крупки литого карбида
несколько выступает из зуба. Для усиления этого эффекта в мяг-
кой стали иногда просверливают отверстия.
Для бурения в абразивных породах могут быть применены
коронки, зубья (резцы) которых армированы зернами твердого
литого сплава, сцементированными относительно мягким це-
ментом (рис. 86, б). Такие коронки могут работать как самозата-
чивающиеся в крепких абразивных породах при относительно
малой подаче промывочной жидкости, при больших частотах
вращения и осевой нагрузке.
В табл. 30 приведены сравнительные данные примерного рас-
хода различных истирающих материалов на 1 м бурения по поро-
дам типа базальта (IX—X категорий по буримости).
Таблица 30
Расход истирающихся материалов на 1 м бурения по базальтам
Показатели Истирающиеся материалы
Алмазы Твердые сплавы Дробь
сечка чугунная
Расход истирающихся ма- териалов, г/м о,1 4 2 500 12 000
Относительный 1 40 25 000 120 000
214
Из табл. 30 видно, что дроби чугунной истирается в 120 000
раз, а твердых сплавов в 40 раз больше, чем алмазов.
При вращательном бурении в крепких и абразивных породах
твердосплавные резцы быстро затупляются. Поэтому в крепких
и абразивных породах следует применять алмазные коронки.
Алмазы обладают не только самой высокой твердостью, но и
весьма высокой износостойкостью.
Каждый алмаз в коронке можно рассматривать как резец,
движущийся с определенной окружной скоростью и находящийся
под воздействием осевой нагрузки.
t=t2
Разрушение породы алмазом можно представить схемой, при-
веденной на рис. 87.
Горная порода разрушается под воздействием осевого уси-
лия Со и тангенциального усилия Т. Возникающее при этом уси-
лие 7?! расходуется на преодоление сил сопротивления породы
разрушению Рд и сил трения Т = Cof
Ri = PR + Cof = pR + T,
(116)
где f — коэффициент трения алмаза о породу; Со — осевое уси-
лие, передаваемое на один алмаз. Во время движения по кон-
центрической окружности алмаз передает породе определенную
энергию, за счет поглощения которой и происходит процесс ее
разрушения *. При этом образуется канавка, ширина которой
в упруго-хрупких породах значительно превышает глубину внед-
рения алмаза в породу. В процессе бурения алмазы постепенно
затупляются. При этом каждый затупленный алмаз под влиянием
осевой нагрузки деформирует породу, в результате чего в породе
развиваются микро- и макротрещины и изменяется структура
породы (см. рис. 87). Количество трещин, их глубина зависят
от величины осевого усилия, передаваемого на единичный ал-
маз, и частоты вращения коронки. Поэтому при затуплении алма-
зов разрушение горной породы забоя происходит только после
* М. И. Исаев, В. П. Пономарев. Основы прогрессивной технологии ал-
мазного бурения геологоразведочных скважин. М., Недра, 1975,
215
многократного приложения нагрузки, г е. носит усталостный
характер.
Ранее в крепких породах колонковое бурение производилось
в основном дробовым способом. Бурение дробью в крепких породах
возможно только потому, что под торец коронки непрерывно
подается дробь. Бурение твердыми сплавами вращательным спо-
собом в крепких породах можно осуществить в том случае, если
коронки будут самозатачивающимися.
Рассмотренный процесс работы коронки в действительности
протекает значительно сложнее. Коронка прижимается к забою
упругой, вибрирующей колонной бурильных труб, ослабляя
или усиливая нажим на забой; пульсация насоса также усиливает
вибрацию коронки.
Твердосплавными коронками тоже можно успешно разрушать
крепкие породы, если перейти на ударно-вращательный способ
бурения.
При ударно-вращательном бурении вращение твердосплавной
коронки производится с небольшой окружной скоростью при
относительно небольшой осевой нагрузке. При этом по вращаю-
щейся коронке наносят большое количество ударов.
Следовательно, при ударно-вращательном бурении разрушение
породы происходит как за счет энергии ударов, так и за счет
статических сил — осевого и окружного усилий.
При ударах происходит более эффективное разрушение хруп-
ких пород. В то же время работа трения при ударно-вращательном
бурении играет меньшую роль, ибо статическое усилие (усилие
подачи) и окружные скорости относительно невелики, поэтому
затупление резцов при ударно-вращательном бурении происходит
медленнее, чем при вращательном.
§ 2. БУРЕНИЕ КОРОНКАМИ, АРМИРОВАННЫМИ
ТВЕРДОСПЛАВНЫМИ РЕЗЦАМИ
Около 50% всего объема разведочного колонкового бурения
осуществляется коронками, армированными твердосплавными рез-
цами. Почти все породы, относимые к I—VII категориям по бури-
мости, бурятся твердосплавными коронками. Бескварцевые извер-
женные породы VIIJ и IX категорий тоже могут буриться враща-
тельным способом резцами из твердых сплавов (особенно корон-
ками малых диаметров)
Для колонкового бурения применяются вольфрамо-кобальто-
вые металлокерамические твердые сплавы типа В К, основой
которых является карбид вольфрама — WC.
Сравнительная характеристика металлокерамических сплавов,
применяемых в бурении, приведена в табл. 31.
Для колонкового бурения наиболее подходит сплавы ВК-6В
и ВК-8В.
Для армирования буровых коронок выпускаются резцы раз-
личных конфигураций.
216
Таблица 31
Характеристика металлокерамических сплавов
Марка сплавов Ориентировочный состав (без учета примесей). % .Физике-механические свойства
карбид воль- фрама WC кобальт Со предел прочно- сти на изгиб, Н/мм2 плотность, г/см8 твердость HRC, не менее
ВК-6 94 6 1200 14,6—15,0 88
В К-8 92 8 1400 14,4—14,8 87,5
ВК-15 85 15 1650 13,9—14,1 86,0
ВК-4В 96 4 1350 14,9—15,1 88,0
ВК-6В 94 6 1400 14,6—15,0 88,0
ВК-8В 92 8 1550 14,4—14,8 87,5
вк-нв 89 И 1600 14,1—14,4 86,0
В торце короночного кольца делаются по определенной схеме
пазы, в которые вставляются твердосплавные резцы. Они при-
паиваются латунью. Резцы должны перекрывать торец и высту-
пать за наружную и внутреннюю боковые поверхности корпуса
коронки, а также возвышать-
ся над торцем.
Величина выхода резцов за
наружную и внутреннюю по-
верхности корпуса коронки при-
нимается в зависимости от
твердости пород, их устойчи-
вости и скорости углубления.
Для бурения в твердых поро-
дах резцы в коронке устана-
вливаются с таким расчетом,
чтобы они выступали за на-
ружную и внутреннюю поверх-
ности на 0,5—1,0 мм, а над
торцем — на 1,5—2,5—3,0 мм.
Для бурения мягких пород
резцы (ребра) должны высту-
пать за боковые поверхности
торцем на 4—5 мм.
Выпуск резцов над торцем
одинаковым или ступенчатым.
Рис. 88. Схема расположения рез-
цов в коронке:
Р — угол заострения; а — угол реза-
ния; 6 — передний угол резца; у — угол
поворота резца относительно радиуса коро-
нки; at б, в, е, д — различные положения
резца в коронке
на 3—6 мм и возвышаться над
короночного кольца может быть
В зависимости от расположения
резцов над торцем коронки забой скважины приобретает пло-
скую, одно- или многоступенчатую форму. Ступенчатая форма
забоя обеспечивает более эффективное разрушение породы (см.
рис. 85).
Относительно оси вращения коронки расположение резцов
в торце коронки может быть вертикальным (рис. 88, а), наклон-
217
ЙЫМ fe сторону враЩения коронки с положительным передним
углом (рис. 88, б) и наклонным — против направления вращения
(отрицательным передним углом — рис. 88, в). При положитель-
а
в
ных углах резания наблюдается повышение скорости бурения
в мягких породах, а при отрицательных — в твердых породах.
Рекомендуется применять резцы: а) с углом заострения 45—50°
для бурения петрещиповатых пород I—IV категорий; б) с углом
заострения 65° для бурения пород V—VII категорий по буримости.
Резцы самозатачивающихся коронок могут не иметь началь-
ного угла заострения.
218
В настоящее время коронки, которые выбираются в зависи-
мости от физико-механических свойств пород, изготовляются по
ГОСТам.
Рис. 89. Твердо-
сплавные коронки:
а — ребристые ко-
ронки типа М5; б — ко-
ронки типа СМ4; в — ко-
ронки типа СА2: г — ко-
ронка типа СА4; / —
короночное кольцо; 2 —
основной резец; 3 — под-
резной резец; 4 — уста-
новочная пластина; 5 —
опорная пластина
Для бурения мягких пород применяются ребристые коронки
типа М, изготовляемые согласно ГОСТу 10502—69.
Для бурения пород V—IX категорий по буримости
применяются различные твердосплавные коронки типа СМ;
СТ и СА, изготовляемые согласно ГОСТу 11108—70.
Характеристика этих коронок приведена в табл. 32
(рис. 89).
219
220
Таблица 32
Характеристика твердосплавных коронок
гост Коронка Категория пород по буримости Характеристика пород Типичные представители пород Диаметр, мм Число резцов Осевая нагрузка на 1 ос- новной резец, Н Окру- жная скорость коронки, м/с
наруж- ный внутрен- ний основных J подрез- ных
ГОСТ 10502—69 Ml I—III Мягкие однородные Суглинки, глины, торф, мел 151 132 112 93 112 92 73 57 8 8 8 8 — 500—600 1,0—1,5
М2 II—IV Мягкие с твердыми прослойками Глины, слабо сцемен- тированные песчани- ки, глинистые алев- ролиты, мергели, не- плотные известняки 151 132 112 93 113 93 74 58 14 14 12 12 — 600—800 1,0—1,5
М5 II—IV Мягкие однородные Глины, слабо сцемен- тированные песчани- ки, ангидриты гли- нистые сланцы 151 132 112 93 107 88 68 53 24 24 16 16 6 6 4 4 300—600 1,0—1,5
СМ3 (С) IV—VI Малоабразивные монолитные Аргиллиты, алевроли- ты, глинистые слан- цы, доломиты, гипсы, известняки 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
О 7 со о (- О О СМ4 (МР2НП-1) V—VI, частично VII Малоабразивные монолитные и пе- ремежающиеся по твердости Алевролиты, аргилли- ты, -глинистые и пес- чаные сланцы, изве- стняки, базальты, ду- ниты 151 132 112 93 76 132 113 93 74 58 12 12 9 9 9 4 4 3 3 3 500—800 0,8—1,5
СМ5 (1НМ) V—VI Малоабразивные монолитные и слаботрещинова- тые Доломиты, известняки, глинистые и песчаные сланцы, серпентини- ты 151 132 112 93 76 59 46 36 133 114 94 75 59 44 31 21 24 24 18 18 12 12 12 9 4 4 3 3 4 4 2 3 400—600 0,8-1,6
СМ5 (16НА) VI—VII Малоабразивные монолитные и трещиноватые Доломиты, известняки, серпентиниты, пери- дотиты 151 132 112 93 76 59 46 133 114 94 75 59 44 31 24 24 18 18 12 12 12 8 8 6 6 4 4 2 500—700 1,0—1,6
СТ2 (СТ6) IV—VI Малоабразивные трещиноватые, пе- ремежающиеся Известняки, частично окремненные доломи- ты, сланцы с тверды- ми включениями 151 132 112 93 76 59 46 133 114 94 75 59 44 31 12 12 10 8 6 6 6 6 6 5 4 3 3 3 500—800 0,6—1,2
Продолжение табл. 32
Окруж- ная ско- рость коронки, м/с 0,8—1,5 0,6—1,5 ID 7 CD О 0,6—1,5
К « О®11- rt " О о _ Д К tf Ф СХ'-' И Й О U О м Э S “ я И Я * сх 500—800 О о CD 1 о о LD О о 1 с О о CD 1 S ID
д хин -ESdtton
Ef со О CD CD CN СО О0 CD DI 1 —1 D СП CD ClOO LD ID СО СО
сх
о
5 ж ЕГ хкняонэо О CD CD DI 00 О0 CD CN —’ О ID О D3 —< —' CD О О со со СО О О CD DI DI DI DI
тр, мм яин -HddxXHS CO CO Ю О —1' < — СП Г- ID CO DI О Т— Ю D тГ М-Ю СТ) г- xF ID ' О Г- ID Tt- co
ф
сз к «1ЧН -xcXdeii DI DI CO CD CD CD CD co ' O) b- Ю co 1—< r—< CD СП CD Г- ID СО DI D1 СО СО —- СП 1—< * DI CO CD СП CD
Типичные представители пород Песчаники, грубые алевролиты, габбро, порфириты, песчаные сланцы Песчаники, алевроли- ты, диориты, габбро, порфириты, окварцо- ванные известняки Песчаники, алевроли- ты, диориты, габбро, порфириты, окварцо- ванные известняки Пироксениты, базаль- ты, габбро, скарны
и я S3 О д о си 3 к о о м «ч Ф S МОНО- переме- С S с переме- моно- трещи-
Характерна пород I Абразивные литные, п тонко- и зернистые Абразивные литные и жающиеся а 2 S к к с сх к: < литные и жающиеся Абразивные литные и новатые
Категория пород по буримости VI—VIII VI—VIII, частично IX VI—VIII, частично IX VI—IX
Коронка СА1 СА2 (БТ4) САЗ (КН1) СА4 (БТ—45а)
130J oz—80III 1ЭО1
Примечания. 1. Параметры режима бурения должны уточняться из опыта бурения.
2. Вместо коронок СА2 и САЗ должны выпускаться с 1979 г. коронки СА5 и _САб, в которых твердосплавные микрорезцы установлены
более рационально, поэтому коронки работают эффективнее.
222
Нагрузка на коронку задается, исходя из количества основ-
ных (объемных) резцов, их размеров и твердости пород.
Общая нагрузка на коронку должна быть равна
С = mq, Н, (117)
где т — число объемных (основных) резцов; q — рекомендуемое
давление на 1 резец, Н (см. табл. 32).
Рис. 90. Инструмент для бурения бескерновым способом:
а — лопастное режущее долото типа РХ: 1 — лопасть; 2 — головка; 3 — каналы
для выхода бурового раствора; б — пикобур В. П. Новикова: 1 — долото; 2 — буриль-
ная труба; 3 — ребра, армированные твердым сплавом; в — пикобур П. М. Воронова:
1 — корпус; 2 — пластины стальные; 3 — твердосплавные резцы; г — пикобур Хан-
женковской ГРП: 1 — корпус; 2 — лопасть; 3 и 4 — твердосплавные резцы; д — до-
лото крупного скола: 1 — пнлот-долото; 2 — рабочая ступень; 3 — калибрующая сту-
пень
Частота вращения коронки должно быть
60uo 20г.’,.
п = —=-И- ,
nDc Dc ’
(118)
где Dc = Dh Db----средний диаметр коронки, м; v0 — окруж-
ная скорость коронки, которая при бурении твердыми сплавами
принимается в пределах 0,6—1,6 м/с.
Подача промывочной жидкости определяется, исходя из ско-
рости восходящего потока ц, и диаметра скважины; vn = 0,25—
0,6 м/с. Чем больше скорость бурения, тем больше цп.
При бурении в трещиноватых и абразивных породах необхо-
димо снижать окружную скорость и осевую нагрузку.
Если не требуется извлекать керн, то в породах невысокой
и средней твердости целесообразно применять бурение сплошным
223
забоем с помощью долот РХ, пикобуров и п1ароп1ечных долот.
В породах I—III категорий можно применить лопастное долото
типа РХ (рис. 90, а). Это долото изготовляют из углеродистой
стали, лопасти и ребра долота укрепляют твердым сплавом.
Лезвие долота РХ заправляют под углом резания 80—85°.
В породах III—V категорий по буримости эффективно бурят
долотами типа пикобуров, режущие и боковые кромки которых
армируют заточенными твердосплавными резцами. На рис. 90, б,
в, г показаны различные типы пикобуров, успешно применяв-
шихся при детальной разведке угольных месторождений. Осо-
бенно эффективно в породах II, III и IV категорий по буримости
бурят пикобуры с гидромониторными насадками с перепадом
давления в насадках 2—3 МПа. При бурении долотами типа
РХ и пикобурами придерживаются следующих параметров ре-
жима бурения.
I. Количество подаваемой жидкости подбирается по фор-
муле (95), при этом скорость восходящего потока должна быть не
менее 5 дм/с (тем больше, чем выше механическая скорость
бурения).
2. Частота вращения долота 120—300 об/мин (тем больше,
чем меньше диаметр долота).
3. Осевая нагрузка подбирается по формуле
С = 9см£», (119)
где D — диаметр долота, см; qCM — нагрузка на I см диаметра
долота, Н.
Обычно принимают qCM в пределах 1000—2500 Н/см. Чем
крепче порода, тем больше <?см.
При бурении сплошным забоем нагрузка на долото может
достигать величины 2,0—3,0 МН. Чтобы не искривить скважину
и не получить обрыва бурильной колонны, между долотами и
низом колонны бурильных труб полезно устанавливать УБТ.
Длина УБТ определяется по формуле
h = K —, (120)
где h — длина УБТ, м; С — нагрузка на долото, Н; q.T — вес
1 м УБТ, Н/м; /( — коэффициент, равный 1,25—1,4.
§ 3. ТЕХНОЛОГИЯ АЛМАЗНОГО БУРЕНИЯ
Колонковое бурение в породах VIII—XII категорий в основ-
ном осуществляется алмазными коронками.
При проходке глубоких разведочных скважин бурение алмаз-
ными коронками производят и в породах V, VI и VII категорий
по буримости.
Алмаз — минерал, состоящий из углерода. Часто в алмазах
встречаются примеси окислов железа, алюминия, кремния, маг-
224
ния, титана и других элементов, что придает алмазам ту или иную
окраску.
Алмазы кристаллизуются в кубической сингонии и встре-
чаются в виде кубов, октаэдров и ромбододекаэдров. Плотность
алмазов равна 3,50—3,55 г/см3. У пористых кристаллов объем-
ная масса колеблется от 3,0 до 3,45.
По шкале Мооса алмаз занимает десятое место, а корунд де-
вятое. Однако способность алмаза противостоять истиранию во
много раз превышает стойкость корунда.
За единицу массы алмаза принят метрический карат, равный
0,2 г. В бурении находят применение мелкие алмазы массой от
одного до сотых и тысячных долей карата.
Алмаз стоек к химическим воздействиям. Сильные кислоты и
щелочи при комнатной температуре не действуют на алмаз. Од-
нако при температуре свыше 600—700° С в щелочной среде алмаз
растворяется.
Алмаз сгорает в воздухе при t = 850—1000° С, а в атмосфере
кислорода алмаз загорается при t — 720—800° С. В отсутствие
кислорода алмазы графитизируются при нагревании до 1000—
1500е С.
Алмазы классифицируются на следующие группы: 1) юве-
лирные алмазы; 2) технические борты; 3) черные алмазы, или
карбонадо; 4) балласы; 5) синтетические алмазы.
Ювелирные алмазы представляют собой прозрачные свободные
от трещин, включений и изъянов камни, так называемые алмазы
«чистой воды». Ювелирные алмазы обрабатываются по опреде-
ленной форме огранки, известной под названием бриллиант.
Технический борт. Очень высокая твердость алмазов группы
борт (синоним—борте), сравнительно низкая стоимость обусло-
вили широкое применение его в бурении и в других областях
техники. В настоящее время не менее 95% алмазного бурения
выполняется коронками, армированными бортами. Плотность
борта 3,50—3,53 г/см3.
Для алмазов борт характерны совершенная спайность и неза-
метная невооруженным глазом трещиноватость. По этой причине
борты не могут выдерживать значительных давлений и ударов.
Общий вид бурового борта приведен на рис. 91, а.
По своим физическим свойствам к бортам близким алмазы
типа «конго». Алмазы «конго» состоят из мельчайших кристаллов
или частиц бортов неправильной формы.
Карбонадо (синоним — карбонаты) добывают в Бразилии только
из россыпных месторождений. Обычный цвет карбонадо — темно-
коричневый, но встречаются камни от светло- до темно-серого и
серовато-зеленого цвета, а также совершенно черного (рис. 91, б).
Карбонадо состоят из мельчайших кристаллов, расположенных
в массе алмаза в беспорядке. Плотность карбонадо колеблется
от 3,00 до 3,45 г/см3. Такие значительные колебания плотности
объясняются пористостью камней.
8 Б. И. Воздвиженский и др. 225
Наилучшими для бурения считаются карбонадо с плотностью
от 3,3 до 3,40 г/см3.
Карбонадо отличается высокой стойкостью к ударным на-
грузкам. Камни с сильным смоляным блеском обладают наивыс-
шей твердостью. Карбонадо сажисто-черного цвета, без блеска,
обладают повышенной хрупкостью.
Балласы имеют сферическую форму без плоскостей спайности
(рис. 91, в). Очень твердая оболочка, окружающая центральное
крупнокристаллическое ядро, обусловливает высокую началь-
ную твердость балласа. После истирания оболочки баллас быстро
Рис. 91. Алмазы:
а — борт; б — карбонадо; в — баллас
изнашивается. Балласы применяются в алмазных расширителях
и за рубежом в однослойных коронках в качестве подрезных
алмазов.
Синтетические алмазы. В СССР синтетические алмазы были
получены впервые в 1961 г. в Институте сверхтвердых материа-
лов (ИСМ) в Киеве. Этим институтом выпускается несколько
сортов синтетических алмазов для различных целей. Для буре-
ния применяются синтетические алмазы марки АСС (прежнее
название АСКС). Эти синтетические алмазы показали более
высокую прочность по сравнению с природными бортами. Коронки,
армированные синтетическими алмазами, показали производи-
тельность, более высокую по сравнению с серийными алмазными
коронками.
Синтетические поликристаллические образования типа кар-
бонадо и балласа созданы Институтом физики высоких давлений
АН СССР под руководством акад. Л. Ф. Верещагина. Исследо-
вания показали, что эти синтетические алмазы могут заменить
наиболее дефицитные в природе естественные алмазы — карбо-
надо и балласы, которые ныне в бурении не применяются из-за
очень высокой стоимости.
Искусственные сверхтвердые материалы
Кроме синтетических алмазов в бурении начали применять
другие сверхтвердые материалы.
Славутич — сверхтвердый материал, созданный ИСМ. Славу-
тич не уступает природным алмазам по износостойкости, значи-
226
тельно превосходит их по прочности и изготовляется в виде шта-
биков и пластин любой формы.
Славутичем армируют долота для глубокого бурения на нефть
и газ, где они обеспечивают проходку на долото более 300 м.
Хорошо показали себя и опытные коронки для колонкового буре-
ния, армированные славутичем.
Другой сверхтвердый материал КНБ — кубический нитрид
бора (эльбор) по твердости почти не уступает алмазу и значи-
тельно превосходит его по термостойкости. КНБ тоже может
быть использован для бурения.
Наиболее широкое применение в бурении имеют природные
алмазы группы борт.
Результаты исследований прочности бортов показали сле-
дующее:
1) наибольшую прочность при статическом сжатии имеют
борты, имеющие форму округлых октаэдров и ромбододекаэдров;
2) наибольший предел прочности при ударе имеют алмазы ок-
руглой формы;
3) плоскогранные острореберные кристаллы имеют значи-
тельно меньший предел прочности на раздавливание и удар;
4) опыты по раздавливанию поврежденных и трещиноватых
кристаллов с включениями показали, что их прочность сни-
жается в два-три раза по сравнению с прочностью целых кри-
сталлов;
5) имеется тенденция к повышению прочности кристаллов
с уменьшением их размеров;
6) кристаллы борт обладают анизотропными свойствами, имеют
в различных направлениях различную твердость.
Поэтому, если при изготовлении коронок алмазы ориенти-
ровать по вектору наибольшей твердости, можно получить более
стойкую коронку, алмазы которой будут изнашиваться значи-
тельно медленнее.
Ориентация алмазов по вектору наибольшей твердости непри-
менима к карбонатам, балласам и дробленым бортам.
В СССР алмазные коронки армируют бортами следующих
категорий (по ТУ 47—2—73):
четвертой — технические алмазы для бурового инструмента и
алмазных карандашей;
пя той — технические алмазы пониженного качества и для
предварительной обработки;
девятой — алмазы овализованные и дробленые.
Для повышения буровых свойств алмазов низкого качества раз-
работан ряд технологических процессов.
Избирательное дробление низкосортных алмазов, которое про-
изводится с целью придания кристаллам изометрической формы
и разрушения трещиноватых и дефектных зерен.
Алмазы, обработанные методом избирательного дробления,
используются в коронках в качестве объемных алмазов.
8* 227
Овализация низкосортных алмазов производится для получе-
ния зерен овальной формы, а также разрушения трещиноватых и
дефектных камней. Овализованные алмазы используются в ос-
новном в качестве подрезных камней.
Полирование алмазов производится с целью придания зернам
алмазов гладкой, полированной поверхности. При бурении ко-
ронками, армированными алмазами с полированными гранями,
силы трения на контакте алмаз—порода существенно снижаются,
что обеспечивает более высокую скорость разрушения породы
при бурении и повышение стойкости породоразрушающего ин-
струмента.
Разработано три способа полирования поверхности алмазов:
механический, химический и газопламенный.
Механический способ полирования заключается в обработке
алмазов суспензий алмазного микропорошка в процессе их ока-
тывания в специальной камере.
Химический способ полирования осуществляется путем обра-
ботки алмазов в расплаве солей. Полирование получается в ре-
зультате более высокой скорости окисления микровыступов на
поверхности алмазов.
Газопламенное полирование заключается в обработке шерохо-
ватой поверхности овализованных алмазов пламенем водородно-
кислородной или ацетилено-кислородной смеси. Алмазы при
этом способе полируются за счет окисления микровыступов на
шероховатой поверхности зерен.
Механическую прочность алмазов можно также повысить
путем их термообработки, снижающей внутренние напряжения
в кристаллах алмазов.
Исследования ВИТРа показали, что объемные алмазы коронок
должны быть тем более качественными, чем больше твердость рш
буримых пород по штампу.
Рекомендуется применять для объемных резцов коронок ал-
мазы следующего качества:
при рш = 2000—4000 Н/мма — дробленые алмазы;
при рш = 4000—7000 Н/мм2 — необработанные алмазы с незна-
чительными дефектами (XI группа);
при рш > 7000 Н/мм2 — алмазы самого высокого качества.
Рациональной областью применения овализованных алмазов
в качестве объемных камней являются горные породы с коэффи-
циентом пластичности А = 1-—1,3.
Полированные, предварительно неовализованные алмазы, со-
хранившие естественные формы (ребра, грани, вершины), наибо-
лее эффективно разрушают горные породы.
Типы алмазных коронок
Алмазная буровая коронка (рис. 92) состоит из матрицы, ар-
мированной алмазами, и стального корпуса с резьбой, которые
прочно соединяются друг с другом в процессе изготовления.
228
На внутренней стороне резьбовой части имеется коническая рас-
точка под рвательную пружину, а на наружной части корпуса —
ряд засверленных отверстий под штифтовой ключ. Основные
размеры алмазных буровых коронок приведены в табл. 33.
Алмазные буровые коронки изготовляются следующих типов:
1) однослойные; 2) многослойные; 3) импрегпированные; 4) бескер-
новые коронки (долота).
Однослойные алмазные коронки. В этих коронках алмазы распо-
лагаются по торцу в один слой (рис. 93, а). Боковые поверх-
ности матрицы коронки (наружные и вну-
тренние) армируются более крупными под-
резными алмазами.
Алмазы по торцу должны быть расста-
влены по определенной схеме, обеспечива-
ющей равностойкость и равномерный износ
горца алмазной коронки.
Существует несколько схем раскладки
алмазов по торцу коронки: радиальная,
спиральная, концентрическая и др. (рис. 94).
Схема раскладки выбирается исходя из
зернистости алмазов, конфигурации промы-
вочных канавок, насыщенности и ряда дру-
гих факторов.
Рис 92. Алмазная
коронка
Под насыщенностью понимается количество алмазов, прихо-
дящихся на 1 см2 площади торца коронки. При зернистости ал-
мазов 20—30 шт/карат па 1 см2 торца размещается 13—15 зерен
алмазов.
Рациональной областью применения однослойных алмазных
коронок являются породы VI—IX категорий по буримости. При
высоком качестве торцевых алмазов однослойные коронки могут
Таблица 33
Основные размеры алмазных буровых коронок, выпускаемых в СССР
Номинальный диаметр коронки, мм Число промывоч- ных канавок Основные размеры коронок, мм
наружный диаметр внутренний диаметр
26 2 26 + 0,2 — 0,1 14 ± 0,1
36 2 36 + 0,2 — 0,1 22 ± 0,1
46 4 46 + 0,2 — 0,1 31 ± 0,1
59 4—6 59 + 0,2 — 0,1 42 ± 0,1
76 6—8 76 + 0,2 — 0,1 58 ± 0,1
93 8—10 93 + 0,3 — 0,2 73 ± 0,1
229
успешно применяться и при бурении монолитных пород X кате-
гории по буримости с незначительным содержанием кварца.
Однослойные коронки армируются алмазами зернистостью
от 10 до 60 шт/карат.
Рис. 93. Типы алмаз-
ных коронок:
а — однослойная; б —
трехслойная; в — инпрегниро-
вапная: 1 — объемные алмазы;
2 — объемные алмазы второго
и третьего слоев; 3 — подрез-
ные алмазы; 4 — матрица
кольцевая; 5 — матрица, насы-
щенная мелкими алмазами; 6 —
корпус коронки
В СССР выпускаются однослойные коронки без выступа ал-
мазов (01 АЗ и 01А4) для бурения в плотных и слаботрещиноватых
породах VIII и IX категорий и коронки с заданным выпуском и
ребристой боковой поверхностью 04АЗ (МВП-1), 05АЗ (МВП-2),
06АЗ (МВС-2Р) (рис. 95) и 07АЗ (АКМ) для бурения в малоаб-
разивных плотных породах VI—X категорий по буримости.
Рис. 94. Типовые схемы раскладки алмазов в однослойные коронки:
а — радиальная; б — радиальная с увеличенным числом периферийных алмазов; в —
спиральная; г — концентрическая
Для бурения в трещиноватых и раздробленных породах
VIII—X категорий применяются однослойные коронки с утол-
щенной матрицей типа МАЗ (АКУ-1).
В однослойных коронках без выступа алмазов (01АЗ и 01А4)
применяется в качестве объемных алмазов борт второго сорта
зернистостью от 20—30 до 50—60 шт/карат. В качестве подрез-
ных алмазов применяются более качественные и более крупные,
часто овализованные алмазы.
230
Коронки типа 01 АЗ имеют матрицу твердостью 20—25 HRC
(нормальная). Коронки типа 01А4 имеют матрицу более твердую
30—35 HRC и предназначены для бурения абразивных пород.
Масса алмазов, вставленных в коронки 01 А:
Диаметр коронки, мм . . 36 46 59 76
Средняя масса алмазов,
карат................. 5—5,5 6,5—8 9—11 13—14
Около 65—60% алмазов объемные, 35—40% •— подрезные.
Изготовление однослойных алмазных коронок с выступающими
алмазами осуществляется вибропрессованием матрицы в графи-
4
Рис. 95. Однослойные алмазные коронки:
а — алмазная коронка ОБПЗ (МВП-2); б — то же, О6АЗ (МВС-2Р) с развитой
промывочной системой
товых пресс-формах. По ходу вращения коронки за каждым ал-
мазом расположен каплевидный выступ, предохраняющий высту-
пающий алмаз от скалывания. Подрезные алмазы располагаются
в продольных ребрах на боковых поверхностях матрицы. Промы-
вочные канавки выполнены в виде косых прорезей. Твердость
матрицы 20—25 HRC (стандартная).
Кроме перечисленных завод алмазных инструментов выпу-
скает коронки типа ЗАИ, у которых передняя набегающая часть
сектора матрицы армируется более высококачественными ал-
мазами.
Многослойные алмазные коронки отличаются от однослойных
тем, что в них торцевые (объемные) алмазы располагаются в не-
сколько слоев, причем по мере износа алмазов первого слоя
в работу вступают алмазы следующего слоя и т. д. Объемные
алмазы многослойных коронок имеют зернистость от 60 до
120 шт/карат, подрезные — 30—40 шт/карат.
231
Применяются многослойные коронки для бурения пород
IX—XI категорий по буримости. Ныне многослойные коронки
вытесняются импрегнированными.
Импрегнированные коронки. В импрегнированной коронке
торцевые алмазы располагаются без какой-либо определенной
схемы. Зернистость применяемых алмазов колеблется от 120
до 500 шт/карат и более. В процессе изготовления объемные ал-
мазы должны равномерно перемешиваться с материалом мат-
рицы, после чего матрица прессуется и спекается. Крупность
подрезных алмазов в импрегнированйых коронках колеблется
30—60 шт/карат. Схема импрегнированной коронки показана
на рис. 93, в.
Техническая характеристика импрегнированных коронок при-
ведена в табл. 34.
Таблица 34
Техническая характеристика импрегнированных алмазных коронок
Тип алмазной коронки Н а руж- ный диа- метр, мм Зернистость алмазов, шт/карат Масса алмазов в коронке, карат Твердость матрицы по Рок- веллу HRC
объем- ных подрез- ных обща я объем- ных подрез- ных
3G 5,5 3,1 2,4
02ИЗ 4G 120-150 40—60 8,4 5,2 3,2 20—25
59 или 13,0 8,8 4,2
76 150—400 17,4 12,0 5,4
36 5,5 3,1 2,4
02И4 46 150—400 30—40 8,4 5,2 3,2 30-35
59 13,0 8,8 4,2
76 17,4 12,0 5,4
36 5,5 3,8 1.7
03И5 46 120—150 30—40 7,0 5,0 2,0 50—55
59 или 12,0 9,5 2,5
76 150—400 16,0 12,0 4,0
93 24,6 18,4 6,2
Ведутся опытные работы по созданию импрегнированных
коронок из порошков с зернистостью алмазов 450 —10000 шт/карат.
Кроме того, разрабатываются коронки с мягкой матрицей (15—
20 HRC) и с очень мягкой матрицей (10 HRC).
Институт ВНИИАлмаз разработал технологию изготовления
импрегнированных коронок с гранулированными алмазами. При
этом алмазные зерна покрываются слоем порошкообразных твер-
дых сплавов, входящих в состав шихты. Такие гранулы уклады-
ваются в специальную пресс-форму и далее прессуются и спе-
каются. Такая технология обеспечивает равномерное распреде-
ление алмазов в материале матрицы.
232
Для импрегнированных коронок важен правильный выбор
твердости (износостойкости) матрицы.
Износ матрицы импрегнированной коронки в процессе буре-
ния должен несколько опережать износ алмазов, чтобы по мере
их срабатывания своевременно обнажились новые зерна алмазов.
Основная задача подбора импрегнированной коронки сводится
к выбору матрицы такой износостойкости, чтобы степень износа
алмазов и матрицы была равномерной. В более твердых породах
алмазы изнашиваются быстрее. Но, с другой стороны, тонкий
шлам твердых пород малоабразивен, количество его мало и по-
этому абразивное действие шлама на матрицу в более твердых
породах слабее, чем в менее твердых. Поэтому для более твердых
монолитных пород необходима импрегнированная коронка
с матрицей меньшей износостойкостью (твердостью).
Производительность импрегнированной коронки зависит не
только от твердости и износостойкости матрицы, но и от величины
зерен алмазной крошки, причем коронки с более мелкими зернами
лучше работают в более твердых породах.
Преимущества импрегнированных коронок заключаются в сле-
дующем:
а) сокращается потребление дефицитных сортов алмазов за
счет использования дробленых низкосортных алмазов, непри-
годных для армирования однослойных коронок;
б) потеря алмазов в импрегнированных коронках вследствие
скалывания меньше, чем у однослойных коронок. Импрегниро-
ванные коронки лучше противостоят ударным нагрузкам
и менее чувствительны к нарушениям правил эксплуатации
коронок;
в) промышленное изготовление импрегнированных коронок
более просто, ибо отпадает расстановка объемных алмазов по
заданной схеме.
ВИТРом разработан единый комплекс алмазных коронок,
предназначенных для бурения в породах с самыми разнообраз-
ными механическими свойствами.
1 группа для бурения пород средней твердости (V—VII ка-
тегорий) — алмазные коронки зубчатого типа.
II группа — для пород твердых (VIII—X категорий) — алмаз-
ные коронки однослойные, секторные.
III группа — для весьма твердых абразивных пород (X—XII
категорий) — импрегнированные, секторные коронки.
IV группа - для трещиноватых, абразивных и перемежаю-
щихся по твердости пород — специальные однослойные и импрег-
нированные секторные коронки.
Кроме указанных выше коронок изготовляются специальные
алмазные коронки: для двойных колонковых снарядов (коронки
КДТ), для бурения снарядами со съемным керноприемником —
сек, для отбуривания дополнительных стволов при многостволь-
ном бурении и т. п.
233
Алмазные долота для бескернового бурения
Алмазные долота предназначены для бурения скважин без
отбора керна. Выпускаются два основных типа алмазных долот:
однослойные с заданным выпуском алмазов, и импрегнировапные
с мелкими объемными алмазами, равномерно распределенными
по рабочей части матрицы.
Центральная часть долота имеет отверстие, армированное под-
резными алмазами, для прохождения тонкого керна Наличие
Рис. 96. Коронки
алмазные для бескерно-
вого бурения (алмазные
долота)
отверстия ликвидирует так называемую «мертвую точку», в кото-
рой окружная частота вращения равна нулю. Твердость матрицы
долот 25—30 HRC.
Долота имеют два промывочных канала.
Однослойные алмазные долота предназначены для бурения
пород VII—IX категорий по буримости. Импрегнировапные
долота предназначены для бурения пород IX—XI категорий.
На рис. 96 показан общий вид алмазных долот. В однослойные
долота диаметром 46 мм вставляют 10 12 карат алмазов зерни-
стостью 20 -30 шт/карат. В импрегнировапные долота диамет-
ром 59 мм вставляют 25—28 карат. При этом объемные алмазы
берутся зернистостью 100—250 шт/карат, а подрезные 20—
30 шт/карат.
Алмазные калибровочные расширители
Расширители предназначены для сохранения диаметра сква-
жины в процессе бурения. Применение их предохраняет износ
алмазных коронок по наружному диаметру в процессе дохожде-
ния до забоя, стабилизирует работу коронки на забое, снижает
вибрации. Расширитель представляет собой стальной полый
234
цилиндр, армированный штабиками с алмазами. Корпус рас-
ширителя имеет на нижнем конце внутреннюю резьбу под ко-
ронку, а на верхнем конце — наружную резьбу под колонковую
трубу.
Рис 97. Алмазные расширители РМВ:
а — калибровочный расширитель РВМ-1; б — калибровочный расширитель
РВМ-2; в — конический расширитель РВМ-К-76/93: 1 — корпус; 2, 5 — промывочные
пазы; 3, 8 — штабики с алмазами; 4, 7 — отверстия под ключ; 6 — коническая выточка
для кернорвательного кольца
Для армирования расширителей применяются алмазы выс-
шего качества зернистостью 10— 30 шт/карат. На рис. 97 показан
общий вид алмазного расширителя РМВ.
Колонковые трубы
Колонковые трубы для алмазного бурения разделяются на
одинарные и двойные.
Одинарные колонковые трубы рационально применять при
бурении монолитных пород, дающих высокий выход керна.
Двойные колонковые трубы для алмазного бурения (рис. 98)
с вращающейся внутренней трубой — ТДВ (рис. 98, а) приме-
няются при бурении пород средней твердости и трещиноватых
твердых. Применение таких труб обеспечивает уменьшение раз-
мыва керна, так как промывочная жидкость интенсивно омывает
его только на небольшом участке (от нижнего конца внутренней
трубы до забоя). Кроме того, за счет возникающего обратного
восходящего потока промывочной жидкости облегчается вхож-
дение керна во внутреннюю трубу, уменьшаются самозаклини-
вапия керна и увеличивается проходка за рейс.
Двойные колонковые трубы с невращающейся внутренней
трубой (ТДН) (рис. 98, б) предназначены для бурения алмазами
в рыхлых и разрушенных твердых породах, а также переслаиваю-
щихся породах различной твердости. Применение их обеспечи-
235
a
Рис. 98, Двойные колонковые трубы для
алмазного бурения:
а — с вращающейся трубой ТДВ; б — с певра-
щающейся во время бурения внутренней керпопри-
емной трубой ТДН: / — алмазная коронка; 2 —
кернорватель; 3 — алмазный расширитель; 4 —
внутренняя керноприемная труба; 5 — наружная
колонковая труба; 6' — канал для дренажной жид-
кости из кериопрнемиой трубы; 7 — канал для
входа промывочной жидкости; 8 — переходник; 9 —
подвесное устройство
вает снижение самозаклипивания кер-
на, увеличение проходки за рейс и по-
вышение выхода керна.
Кернорватели
При алмазном бурении без керно-
рвателей заклинивание керна в колон-
ковых трубах производится битым стек-
лом или фарфором. Такой способ за-
клинивания требует много времени,
особенно при глубоком бурении. Иногда
плохо заклиненный керн выпадает при
подъеме. Во избежание этого между
коронкой и колонковой трубой вклю-
чают кернорватель. Применение кер-
норвательных устройств позволяет сни-
зить время на заклинивание керна
до 2—3 мин, в то время как при ис-
пользовании для этих целей битого
стекла, фарфора время на осуще-
ствление заклинивания керна соста-
вляет от 10 до 40 мин в зависимости
от глубины скважины.
Технология бурения алмазными
коронками
Алмазные коровки имеют неболь-
шой диаметр, поэтому бурильные трубы
должны иметь, как правило, ниппель-
ные соединения.
Для коронок диаметром 36 и 46 мм применяются гладкостволь-
ные ниппельные трубы диаметром 33,5 и 42 мм соответственно;
для коронок 59 и 76 мм — диаметром 50 и 54 мм.
Коронка, алмазный расширитель, колонковая труба, пере-
ходник и нижние бурильные трубы должны быть после свинчи-
вания соосны и прямолинейны. При бурении в крепких породах
между коронкой и колонковой трубой необходимо включать
калибровочный алмазный расширитель. Это уменьшит время на
236
разбуривание скважины и увеличит работоспособность алмаз-
ной коронки.
Для борьбы с искривлением скважины рекомендуется ставить
второй алмазный расширитель между верхом^колонковой трубы
и переходником.
В процессе бурения у алмазной коронки уменьшается наруж-
ный диаметр, а внутренний диаметр увеличивается. Следова-
тельно, увеличивается и диаметр керна. Поэтому, прежде чем
опускать в скважину новую, еще не работающую коронку, необ-
ходимо предварительно проработать забой скважины кресто-
вым долотом для того, чтобы разрушить оставшийся керн. Если
не провести такой операции, внутренние алмазы новой коронки
могут быть разрушены керном. При бурении алмазными долотами
эта операция отпадает.
Спуск инструмента следует производить без толчков и ударов,
чтобы не повредить алмазов. Новую, еще не работавшую коронку
надо опускать особенно осторожно, при спуске наблюдать, не
зажимается ли новая коронка в суженной внизу скважине. Если
коронка защемляется, надо приподнять ее и приступить к про-
мывке и разбурке скважины, иначе можно сколоть наружные
подрезные алмазы. Коронку на забой необходимо ставить осто-
рожно и плавно без толчков и ударов.
Бурение алмазными коронками можно осуществлять при
700—1500 об/мин. Но при больших частотах вращения колонна
бурильных труб может сильно вибрировать, что резко повышает
мощность на вращение колонны и снижает стойкость алмазных
коронок. Для уменьшения вибрации бурильные трубы снаружи
смазывают специальной консистентной смазкой, содержащей ка-
нифоль, нигрол, животный жир или промывку скважины осуще-
ствляют эмульсионными растворами *. С увеличением крепости,
трещиноватости и абразивности пород скорость вращения алмаз-
ной коронки уменьшают.
При постановке на забой новой коронки дают вначале неболь-
шое осевое усилие (1500—2000 Н) и малую частоту вращения;
по мере приработки алмазов в течение 10—15 мин нагрузку на
коронку и частоту вращения ее повышают до нормальных преде-
лов. Осевое усилие на коронку чаще всего доводят до 7000—12000 Н
в зависимости от диаметра коронки. Расхаживания бурового
снаряда при алмазном бурении не производят, ибо это может
привести к сколу алмазов коронки и заклиниванию керна.
Бурение ведут не до полного износа коронки, до снижения
скорости бурения примерно до 1,0—2 см/мин (в зависимости от
твердости пород), после чего коронку поднимают и заменяют
новой.
* Хороший результат дает смазка, содержащая канифоли 25%, нигрола
70%, олеина 5% (КАВС). КАВС — консистентная антивибрационная смазка.
237
Промывка при алмазном бурении должна обеспечивать хоро-
шее охлаждение алмазов, так как они при сильном нагреве гра-
фитизируются. Скорость восходящего потока между бурилы-юй
колонной и стенками скважины должна быть в пределах 0,4—
0,8 м/с.
При наполнении колонковой трубы керном буровой инстру-
мент поднимают на поверхность. Для этого над коронкой поме-
щают кернорватель, который срывает керн от забоя. Поднятая
коронка отвертывается и осматривается. Керн из колонковой
трубы осторожно и последовательно извлекается, документи-
руется и укладывается в керновые ящики.
Однослойную алмазную коронку следует заменить в случае:
а) механического повреждения коронки; б) появления на торце
коронки круговых борозд вследствие отсутствия полного пере-
крытия рабочего торца алмазами; в) сильного оголения алмазов;
г) износа коронки по диаметру.
Износившиеся алмазные коронки отправляют на завод, где
матрицу растворяют в соответствующих кислотах и отбирают
алмазы, которые можно вторично использовать в коронках
(рекуперация алмазов).
При бурении алмазными коронками частота вращения часто
принимается в пределах 500 -1500 об/мин. Осевая нагрузка под-
бирается из расчета 500—1200Н на 1 сма рабочего торца коронки
в зависимости от насыщенности торца алмазной коронки алма-
зами и крепости пород.
Параметры режима алмазного бурения применительно к ко-
ронкам различного диаметра и породам разной крепости при-
ведены в табл. 35 (по данным ВИТРа).
Производительность алмазного бурения при правильно выбран-
ной коронке зависит от параметров режима бурения: осевой на-
грузки на коронку, частоты ее вращения, количества и качества
промывочной жидкости. Это положение, общее для вращатель-
ного бурения, приобретает при алмазном бурении особое значение
вследствие чувствительности алмазной коронки на нарушение
правильного соотношения между указанными режимными пара-
метрами.
На процесс алмазного бурения сказывается влияние много-
численных переменных факторов, и поэтому вопрос о режимах
бурения должен рассматриваться раздельно по группам пород
со сходными физико-механическими свойствами.
В общем случае при алмазном бурении рекомендуется приме-
нять высокую частоту вращения, причем по мере ее увеличения
необходимо одновременно повышать осевую нагрузку на коронку.
Нормальной частотой считается 750—1500 об/мин, пониженной
400—750 об/мин *.
* Для алмазных коронок диаметром 4(> и 59 мм.
238
Таблица 35
Категории пород по буримости Диаметры коронок, мм
аб 46 59 76
Осевая нагрузка на коронку С, 11
VI —VII 2500 -3000 3 000—5 000 4 000 -8 000 5 000- 10 000
VIII -IX 3000—5000 5 000—7 000 6 000-10 000 8 000—13 000
IX—XI 5000 -7000 6 000—9 000 8 000—12 000 10 000—17 000
XI-XII 6000—8000 7 000—10 000 10 000—16 000 13 000—18 000
Частота вращения п, об/мин
VI—VII 700—1000 500—900 400—700 300—500
VIII—IX 900—1500 600— 1 200 500—900 400—700
IX—XI 1400—2000 1 000—1 500 800— 1 400 600— 1 000
XI—XII 800 -1200 800— 1 300 600—1 000 400—700
Подача промывочной жидкости Q, л/мин
VI—VII 25—35 30—50 50—70 60—100
VIII— IX 20—30 30- -40 40 -60 50—80
IX—XI 15—25 20-30 35-50 40—60
XI—XII 10—15 15—20 25—35 30—40
Примечание. При бурении трещиноватых, абразивных и перемежающихся по
твердости пород частота вращения и осевая нагрузка снижаются на 25—40%.
Величина осевой нагрузки определяется с учетом следующих
основных факторов; а) с увеличением твердости породы осевые
нагрузки должны повышаться; б) в трещиноватых, а также в тон-
кослоистых породах с чередованием твердых и более мягких
прослоев осевые нагрузки должны быть меньше, чем в монолит-
ных однородных породах; в) слоистые породы с тенденцией к ис-
кривлению ствола скважины бурят при пониженных осевых
нагрузках; г) для коронок с алмазами меньшей величины осевая
нагрузка уменьшается; д) при увеличенной подаче промывочной
жидкости коронка меньше забивается шламом и поэтому осевые
нагрузки можно увеличить.
Одно из основных правил алмазного бурения заключается
в том, что осевая нагрузка на коронку должна быть всегда равно-
мерной и достаточной для объемного разрушения породы.
§ 4. АЛМАЗНОЕ БУРЕНИЕ СНАРЯДАМИ
СО СЪЕМНОЙ КЕРНОПРИЕМНОЙ ТРУБОЙ
(КЕРНОПРИЕМНИКОМ) — ССК
При бурении пород VI—IX категорий по буримости алмазный
породоразрушающий инструмент обеспечивает проходку на ко-
ронку многих десятков, а иногда и сотни метров. При колонко-
239
вом бурении и ограниченной проходке на рейс необходимо произ-
водить спуско-подъемные операции (СПО) через 1,5-ьб м про-
ходки.
СПО являются наиболее трудоемкими работами. Это объяс-
няется тем, что подъем и спуск бурового инструмента осуще-
ствляются прерывисто. При подъеме длинная бурильная
колонна разъединяется на бурильные свечи, длина которых ко-
леблется от 6 до 18,5 м. В среднем при колонковом бурении длина
свечи 12 -г-13.,5 м. При спуске бурового снаряда из свечей соби-
рается опять бурильная колонна. На свинчивание и развинчива-
ние труб, на установку свечей на подсвечник и обратно затрачи-
вается много физического труда и времени.
При значительном увеличении скоростей бурения относи-
тельные затраты времени на СПО тоже быстро увеличиваются,
так как затраты времени на чистое бурение до заполнения колон-
ковой трубы керном значительно снижаются.
Для сокращения времени на СПО был предложен снаряд со
съемным керноприемником ССК. При применении ССК необ-
ходимо производить бурение коронками высокой износостойко-
сти, которые обеспечивают эффективную проходку десятков и
даже сотен метров.
При применении ССК керны в керноприемных трубах извле-
каются из скважин со скоростью 1,2—2 м/с на канате, а порож-
ние керноприемники опускаются внутри бурильных труб под
влиянием собственного веса и давления потока, нагнетаемого
насосом в бурильные трубы.
Снаряды ССК впервые разработала фирма «Лонгир» (США)
в 1952—1953 гг. В СССР снарядами ССК впервые начала зани-
маться кафедра разведочного бурения МГРИ. Затем разработкой
бурильной колонны и колонкового снаряда для ССК стали ус-
пешно заниматься институт ВИТР и СКВ НПО «Геотехника»,
которые разработали комплексы и технологию бурения снаря-
дами ССК.
Техническая характеристика комплексов ССК конструкции
ВИТРа. и СКБ приведена в табл. 36.
Снаряд со съемной керноприемной трубой ССК конструкции
ВИТРа изображен на рис. 99, а. Он состоит из колонковой
трубы 16, в низу которой навинчивают стабилизатор 18 и спе-
циальную алмазную коронку 22, керноприемника 17, корпуса
кернорвателя 21 с кернорвателЬным кольцом 20, упорного под-
шипника 14, позволяющего керноприемной трубе не вращаться
после вхождения в нее керна. Верхняя часть подшипникового
узла оснащена раздвижными фиксаторами-стопорами и голов-
кой (грибком) 2.
В скважину, заполненную промывочной жидкостью, опу-
скается керноприемник через бурильные трубы под действием
собственного веса и для ускорения движения проталкивается
потоком жидкости, нагнетаемой в трубы буровым насосом.
240
Таблица 36
* Снаряды ССК-46 находятся в стадии освоения; ** Бурильные трубы снаряда КССК-76 соединяются муфтами и бурильными замками
диаметром 73 мм, изготовленными из стали марки 40ХН.
241
Рис. 99. Колонковый снаряд со
съемной керноприемной трубой ССК:
а — общий вид ССК конструк-
ции ВИТР; б — ловитель керноприемника;
1 — релитовый переходник; 2 — головка
подшипникового узла; 3 — возвратная
втулка; 4 — пружина; б — стопоры; 6 —
переходник наружной колонковой трубы;
7 — подшипниковый узел; 8 — опорное
кольцо; 9 — вал; 10 — контргайка; 11 —
резиновые манжеты; 12 — резиновое коль-
цо; 13 — направляющая втулка; 14 —
упорный шарикоподшипник; 15 — пружина; 16 — наружная колонковая труба; 17 —
керноприемник; 18 — стабилизатор; 19 — упорное кольцо; 20 — кернорвательное коль-
цо; 21 — корпус кернорвателя; 22 — алмазная коронка; 23 — аахваты головки 2\ 24 —
патрубок, бросаемый с поверхности по канату для освобождения ловителя; 25 — стальной
канат; в—керноприемный снаряд конструкции СКВ НПО «Геотехника»: 1 — головка;
2 — гильза; 3 — штифт; 4 — центратор; 5 — пружина крученая; 6 — защелка; 7 —
переходник; 8 — корпус; 9 — опора; 10 — переходник; 11 — шпиндель; 12 — ганка
регулировочная; 13 — манжета; 14 — шайба; 15 — подшипник упорный; 16 — кожух
подшипника; 17 — опора подвески; 18 — подшипник; 19 — пружина; 20 — шайба; 21 —
подшипник; 22 — кольцо; 23 и 24 — гайки; 25 — масленка; 26 — переходник подвески;
27 — труба приемная; 28 — труба колонковая; 29 — центратор; 30 — расширитель;
31 — кольцо стопорное; 32 — кольцо рвательное; 33 — корпус кернорвателя; 3.4 —
коронка
В скважинах с низким статическим уровнем керноприемник
опускается с помощью ловителя (овершота) (см. рис. 99, б) на
канате.
Фиксация (раскрепление) керноприемника в колонковой трубе
осуществляется стопорами 5. После заполнения керноприемника
столбиком породы освобождение и извлечение его осуществляется
ловителем (овершотом) (см. рис. 99, б), который соединяется
с головкой 2 подпружиненными захватами 23. При движении
вверх ловитель сперва перемещает возвратную втулку 3 вверх,
обжимая стопоры 5, и освобождает керноприемник 17.
Рис. 100. Алмазные коронки для ССК:
а — зубчатая; б — ступенчатая; в — комбинированная
При спуске керноприемника в безводную скважину с помощью
ловителя после того, как керноприемник будет посажен и рас-
креплен фиксаторами в колонковой трубе, свободно опускается
по канату 25 патрубок 24, который, достигнув ловителя, раздви-
гает захваты 23 и освобождает ловитель для подъема на поверх-
ность.
Снаряд КССК конструкции СКВ изображен на рис. 99, в.
Трубы этого снаряда имеют высаженные внутрь концы и
соединяются муфтами.
При бурении снарядами ССК работа ведется с двумя керно-
приемниками, что сокращает время на вспомогательные опера-
ции.
Коронки для ССК должны обладать большим моторесурсом.
Для пород V—VIII категорий по буримости рекомендуются зуб-
чатые алмазные коронки, армированные бортами зернистостью
2—20 шт/карат (рис. 100, а). Объемные алмазы этих коронок
должны выступать из тела матрицы на 1/3 1,4 своего диаметра.
Наличие в зубках импрегнированного слоя позволяет исполь-
зовать зубчатые коронки и в абразивных породах.
243
1340
Рис. 101. Лебедка ЛГ-2000:
1 — колпак ограждения; 2 — боковые щиты; 3 — поддон; 4 — тросоу кладчик;
5 — барабан; 6 — тормоз; 7 — блок звездочек; 8 — электродвигатель
Для бурения пород VIII—X категорий по буримости реко-
мендуются ступенчатые коронки (рис. 100, б), армированные
объемными алмазами зернистостью от 20 до 60 шт/карат. Ступени
таких коронок не имеют подрезных алмазов. Их роль выполняют
объемные алмазы, которые имеют некоторый выход по наружной
части ступеней. Подрезные алмазы зернистостью 20—30 шт/ка-
рат установлены в верхней цилиндрической части коронки в два
ряда.
Для бурения пород X—XI категорий по буримости рекомен-
дуется комбинированная коронка (рис. 100, в), пилотирующая
Рис 102. Резьбовые сое-
динения бурильных труб
для ССК:
D, мм.......... 70—55
d, мм ......... 60,4—45,4
часть которой выполнена в виде импрегнированной мелкими
алмазами матрицы, а ступени на наружной поверхности арми-
рованы более крупными бортами.
Для извлечения керноприемников на буровой устанавливается
специальная лебедка ЛГ-2000 канатоемкостью до 2000 м (рис. 101).
Бурильные трубы для ССК отличаются от применяемых при
обычном колонковом бурении.
ВИТРом совместно с ВНИИМетмашем были сконструированы
и испытаны специальные трубы для ССК (рис. 102). Эти буриль-
ные трубы гладкоствольные по наружному и внутреннему диа-
метрам. Гладкоствольность по внутренней полости труб вызы-
вается необходимостью свободного перемещения керноприемника.
Гладкоствольность по наружной поверхности обусловливается
стремлением к снижению гидравлических потерь при промывке
скважин. Поэтому бурильные трубы для ССК тонкостенны и
изготовляются из стали с высокими механическими свойствами.
Предел прочности на растяжение, Н/мм2 ......................700
Предел текучести, Н/мм2.................................. 600
Относительное удлинение, % ... 16
Ударная вязкость, Н/см2...................................... 9
245
Трубы ССК не имеют высаженных концов и соединяются
труба в трубу (см. рис. 102) с помощью трапецеидальной резьбы
с конусностью 1/32.
Бурильные трубы для ССК имеют высокую точность обработки
и чистоту поверхности. Кривизна труб не свыше 0,2 мм на 1 м
длины. Овальность и разио-
стенность—не свыше 0,16 мм.
Допустимое отклонение по
наружному и внутреннему
диаметрам —0,1 мм.
Рис. ЮЗ. Буровой проходной
сальник для ССК:
1 — пробка; 2 — корпус; 3 —
радиальные подшипники; 4 — ствол
сальника; 5 — переходник на буриль-
ные трубы
Бурильные трубы для ССК ослаблены в резьбовом сое-
динении.
ВИТРом проводятся работы по упрочнению соединений труб.
Перспективным является метод приварки (сварка трением) к кон-
цам труб коротких трубных отрезков из высокопрочной легиро-
ванной стали. Бурильные трубы для ССК легко портятся при
перевозках. Поэтому их следует перевозить в специальных паке-
тах, защищающих резьбовые соединения и препятствующих
изгибу труб.
246
Бурение с ССК часто производят с применением ведущей
трубы и производством наращивания через устье скважины.
В этом случае на ведущую трубу навинчивается обычный про-
мывочный сальник.
При наращивании труб через шпиндель станка керноприемник
ССК извлекают и опускают через проходной сальник (рис. 103),
с широким внутренним отверстием в стволе, через который сво-
бодно проходит керноприемник после отвинчивания пробки 1.
Для производства СПО с гладкими снаружи трубами приме-
няются специальные трубодержатели, специальные наголовники
и гладкозахватные шарнирные ключи.
Бурильные трубы снарядов КССК, соединенные муфтами и
замками, поднимаются и опускаются при использовании трубо-
разворотов РТ-1200 и элеваторов обычного типа.
Следует отметить, что затраты времени на спуск и подъем
бурильной колонны ССК несколько больше, чем при СПО со
стандартными бурильными трубами с применением труборазво-
рота и полуавтоматических элеваторов.
Поэтому керн в основном должен подниматься в керноприем-
никах на канате, для чего необходимо увеличивать работоспособ-
ность алмазных коронок (их износостойкость).
Сравнение обычного колонкового бурения
с бурением снарядами со съемной
керноприемной трубой (ССК)
Затраты времени на колонковое бурение без учета затрат
времени на крепление скважины обсадными трубами, геофизи-
ческие исследования, простои и аварии могут быть представлены
следующей формулой:
7'0 = Л4-Л. ч, (121)
где Тs — время, затраченное непосредственно на бурение сква-
жины, Т2 — время, затрачиваемое на СПО и другие вспомога-
тельные операции,
Л = К—,ч, (122)
Ч>
где L — глубина скважины, м; v0 — средняя механическая ско-
рость бурения, м/ч; К — коэффициент, учитывающий затраты
времени на перекрепление (перехват) шпинделя и наращивание
бурильной колонны (коэффициент К 1,06).
Средняя механическая скорость бурения может быть опре-
делена по формуле
- >,/-,+№,+-+и “23)
где /п /2, ..., /, — интервалы скважины, сложенные породами
разной буримости, м (/х + /2 + ... + l( = L); vlt v2, vt —
247
механические скорости бурения на соответствующих интерва-
лах /j, /2, /(.
Согласно данным М. И. Исаева, полные затраты времени Т2
на СПО и другие вспомогательные операции могут быть с доста-
точной для практических целей точностью определены по фор-
муле
= -^(3,4.10-Чср + р), (124)
где /р — средняя проходка за рейс, м; Lcp—средняя глубина
скважины при ее строительстве от 0 до глубины L. Можно при-
нять Lcp = L/2; р — затраты времени на вспомогательные опе-
рации, сопутствующие каждому рейсу. Принято р = 0,7 ч.
Тогда общие затраты времени на бурение скважины колон-
ковым способом глубиной L, если она будет проходиться без
простоев и аварий, выразятся формулой
Г=,’06^ + ^(3’4 )0^4' + 0’7)’ (125)
где /р — проходка за рейс, м.
При колонковом бурении /р ограничивается емкостью колон-
ковой трубы. Обычно /р колеблется в пределах 1,5 4-6 м. В сред-
нем /р = 2 4-3 м. Из-за ограниченных рейсов затраты времени
на СПО быстро повышаются с ростом глубины скважины.
Применяя ССК, можно существенно сократить затраты вре-
мени на СПО при условии большой износостойкости коронок,
извлечении керноприемной трубы с керном на канате и опуска-
нии ее к забою с помощью гидравлического транспорта.
Затраты времени на СПО керноприемника значительно меньше
и рекомендуется определять по формуле
Ts = А (1,5.10 »-^- + 0,37), ч, (126)
где /ц — проходка за один цикл керноприемника (от 2 до 9 м);
(/ц в лучшем случае равна рабочей длине керноприемной трубы);
0,37 — затраты времени на подготовительно-заключительные опе-
рации в каждом цикле.
При бурении скважин коронками, которые для замены должны
подниматься вместе с бурильной колонной, последнюю прихо-
дится извлекать несколько раз для замены износившейся коронки
на новую.
Затраты времени на бурение скважины с применением ССК-
в общем виде можно определить по формуле
। тС4-1о-4-+"-7)+ I
+(i~т)(|-5"г'т+а37) ||27)
248
где lK — проходка на коронку, /ц — проходка в цикле керно-
приемником.
11ервое слагаемое правой части равенства определяет затраты
времени на собственно бурение. Второе слагаемое определяет
затраты времени на СПО с бурильной колонной. Третье слагаемое
определяет затраты времени на СПО керноприемника и овершота.
В большинстве случаев целесообразно скважину с поверх-
ности начинать бурить долотами сплошным забоем на форсиро-
ванном режиме. Только после спуска и цементирования кондук-
тора, перекрывающего неустойчивые и обводненные породы,
целесообразно переходить на бурение снарядами ССК.
Если геологический разрез изучен, то часто целесообразнее
большую часть ствола скважины бурить бескерновым способом
на форсированном режиме и только зону полезного ископаемого
проходить колонковым способом с максимальным выходом керна.
§ 5. ДРОБОВОЕ И ШАРОСТРУЙНОЕ БУРЕНИЕ
Дробовое бурение может применяться в породах VII—-XII ка-
тегорий по буримости. Обычно дробовым бурением проходят
вертикальные и крутонаклонные скважины (под углом до 60°).
Наклонные скважины, буримые дробью, искривляются в сто-
рону выполаживания.
Буровой снаряд состоит (рис. 104, а) из дробовой коронки,
колонковой трубы, тройного переходника, шламовой трубы и
колонны бурильных труб
Дробовая коронка (рис 104, б) имеет форму полого цилиндра.
В верхней части коронки нарезана наружная резьба под колон-
ковую трубу и сделана внутренняя конусная расточка. Изготов-
ляется дробовая коронка из стали марки Ст.40Х и ЗОХГС, из
трубных заготовок.
В нижней части дробовой коронки делается прорез Через про-
рез поступает под торец коронки дробь и проходит значительная
часть промывочной жидкости. Прорез обычно делается с наклон-
ными параллельными дугообразными стенками (под углом 70°).
Ширина прореза берется равной 1/5—/16 длины наружной ок-
ружности коронки,, высота прореза — 130—160 мм.
Наиболее часто применяются дробовые коронки диаметром 91,
ПО, 130 и 150 мм с толщиной стенки 10 мм. Исследования пока-
зали, что эффективнее работают толстостенные дробовые коронки
(6 15 мм).
Буровая дробь делится на следующие два основных сорта:
1) чугунная литая дробь; 2) стальная дробь-сечка.
Буровая чугунная дробь отливается из серого или легирован-
ного чугуна Размеры дроби по диаметру 2,5; 3; 3,5 и 4 мм. Наибо-
лее часто употребляется чугунная дробь диаметром 3—3,5 мм.
Чугунную дробь целесообразно применять в породах VII—IX
категорий по буримости.
249
Стальная дробь-сечка дает наибольший эффект при бурении
в породах IX—XII категорий по буримости.
Для изготовления дроби-сечки может быть применена сталь-
ная проволока марок 60; 70; Ст.У7; У8 и ОВС.
а б
Сечка имеет форму цилиндров, у ко-
торых высота равняется диаметру. Наи-
более часто применяют дробь-сечку диа-
метром 3—3,5 мм. Сечка должна подвер-
гаться термической обработке.
Питание скважины дробью можно
производить мелкими порциями, перио-
дическим питанием укрупненными пор-
циями и рейсовой порцией из расчета
одной засыпки на полный рейс.
Подача мелких порций дроби во время
бурения осуществляется при помощи дро-
бопитателей различных конструкций.
Существуют дробопитатели с ручным,
механическим и гидравлическим приво-
дом. Ныне дробопитатели применяются
редко.
При непрерывном (мелкопорционном)
питании скважины дробью повышается
скорость бурения, уменьшается расход
дроби и увеличивается выход керна,
уменьшается диаметр скважин.
Периодическое питание скважины
укрупненными порциями дроби произво-
дится следующим образом. Перед началом
Рис. 104. Снаряд, коронка и дробь для дробового бурения:
а — снаряд: 1 — коронка; 2 — колонковая труба; 3 — переходник тройной; 4 —
шламовая труба; б — прорез стандартной коронки; в — дробь литая; г — дробь-сечка
бурения в скважину через колонну бурильных труб засыпается
порция дроби из расчета на 1—1,5 ч работы. Затем периоди-
чески через каждые 1—1,5 ч дополнительно засыпают дробь.
За рейс делают 3—4 засыпки.
250
Периодическое питание производят при бурении весьма креп-
ких пород X—XII категорий по буримости.
Рейсовое питание скважины заключается в том, что
в скважину засыпается на рейс только одна порция дроби,
достаточная на время работы дробовой коронки до износа
ее прореза на -«70% высоты. Масса рейсовой порции буровой
дроби зависит от диаметра и толщины стенки коронки и сорта
дроби.
Засыпку рейсовой порции дроби можно производить при буре-
нии вертикальных и крутонаклонных скважин в монолитных
породах через устье скважины перед спуском бурового снаряда.
При бурении скважин в трещиноватых породах, а также наклон-
ных скважин следует засыпать дробь через бурильную колонну.
Перед засыпкой рейсовой порции дроби надо приподнять буровой
снаряд над забооем. После засыпки дроби буровой снаряд уста-
навливают непосредственно на дробь и включают насос, а затем
производят продвижение снаряда через дробь к забою скважины
с вращением и усиленной промывкой (5—6 л/мин на 1 см диа-
метра коронки).
Продвижение бурового снаряда через дробь к забою сква-
жины сопровождается разбуриванием ее стенок.
Питание забоя скважины дробью осуществляется через про-
рез дробовой коронки нормально без отрыва снаряда от забоя
(без расхаживания снаряда) и регулируется потоком промывоч-
ной жидкости. В процессе бурения происходит измельчение буро-
вой дроби. По мере общего измельчения буровой дроби и износа
дробовой коронки по высоте необходимо уменьшать количество
подаваемой в скважину жидкости.
При рейсовом питании расход чугунной дроби за 1 ч чистого
бурения составляет в среднем 2—3,5 кг в зависимости от диаметра
коронки. При мелкопорционном питании скважины дробью
расход ее уменьшается по сравнению с рейсовым.
Расход стальной дроби-сечки в 5—8 раз меньше расхода
чугунной.
При рейсовом питании скважин дробью следует исходить из
длительности работы коронки на забое (4—6 ч) и расхода дроби
за 1 ч работы коронки. При этом учитывается, что в конце рейса
на забое еще должна быть работоспособная дробь.
Примерная норма засыпки дроби-сечки: на 1 см диаметра дро-
бовой коронки 150—300 г в зависимости от стойкости дроби
и абразивных свойств буримых пород.
Осевая нагрузка на дробовую коронку зависит от качества
дроби, диаметра дробовой коронки и толщины ее стенки. Исходной
величиной является удельное давление, т. е. давление на 1 см2
рабочего торца дробовой коронки.
Для чугунной дроби удельное давление q принимается от 200
до 300 Н/см2 (тем выше, чем качественнее дробь).
251
Для стальной дроби-сечки удельное давление повышают до
q - - 300-4 500 Н7см2. Полная нагрузка на коронку определяется
по формуле
C = <p^-(D2-d2)?, Н, (128)
где D — наружный диаметр дробовой коронки, см; d — внутрен-
ний диаметр коронки, см; ср — коэффициент, учитывающий умень-
шение опорного торца дробовой коронки за счет прореза (ср =
= 0,7ч-0,8).
Частота вращения принимается в пределах 120—300 об/мин
и берется тем больше, чем меньше диаметр дробовой коронки.
Количество подаваемой в скважину жидкости можно опре-
делить по формуле
Q=qvD, л/мин, (129)
где Q — количество промывочной жидкости, л/мин; D — диа-
метр дробовой коронки, см; q0 — расход жидкости, приходящийся
на 1 см диаметра дробовой коронки, л/мин. Так как в процессе
рейса уменьшается размер прореза, а при рейсовом питании и
размер дроби, то в начале рейса принимается с/0 = 3,5-ь4,5 л/см;
в конце рейса q0 = 2-ь2,5 л/см.
Дробовой шлам весьма абразивен и тяжел. Поэтому колонко-
вые трубы быстро изнашиваются снаружи, особенно на нижнем
конце, что нередко приводит к обрыву коронки. Как показала
практика бурения, более целесообразно применять толстостенные
колонковые трубы с толщиной стенки 6—8 мм, с наружной резь-
бой на нижнем конце.
Дробовые коронки в этом случае должны иметь внутреннюю
резьбу.
Заклинивание керна производится битым стеклом, кусочками
крепкой породы, медными и алюминиевыми жгутами или буровой
дробью. Размер кусочков заклиночного материала должен соот-
ветствовать размеру зазора между керном и внутренней поверх-
ностью коронки, с тем, чтобы частицы заклинивали керн в ниж-
ней части коронки.
При рейсовом питании скважины дробью керн выбуривается
в форме усеченного конуса, расширяющегося к забою, что облег-
чает заклинивание керна.
За последние годы дробовое бурение в значительной степени
заменено более эффективным алмазным бурением. Ныне дробовое
бурение в основном применяется при инженерно-геологических
изысканиях в крепких трещиноватых породах, когда требуется
керн большого диаметра.
Шароструйное бурение
В середине 50-х годов в США был разработан удар но-дробовой
способ бурения, который впоследствии стал называться шаро-
струйным.
252
В СССР первые попытки применить этот способ бурения ока-
зались неудачными. Позднее А. Б. Уваковым была доказана
возможность эффективного использования шароструйного буре-
ния для направленного искривления и проходки направленных
скважин.
На рис. 105, а показаны основные узлы установки для шаро-
струйного бурения *. Насос 1, приводимый в действие двига-
телем 2, подает промывочную жидкость через колонну буриль-
ных труб 3 к шароструйному снаряду 4. Вытекая из насадки 5
Рис. 105. Схема
шароструйного буре-
ния:
а —• общий вид;
/ — насос; 2 — двига-
тель; 3 — колонна бу-
рильных труб; 4 — сна-
ряд; 5 — насадки; 6 —
камера смешения; б —
схема искривления сква-
жины с помощью шаро-
струйного снаряда: 1 —
сигнализатор для ориен-
тированной установки
шароструйного снаряда;
2 — кривой переводник;
3 — шароструйиый ап-
парат
с большой скоростью, зависящей от напора, создаваемого насосом,
струя промывочной жидкости выносит находящиеся на забое
стальные шарики в кольцевое пространство между стенкой сква-
жины и снарядом. Поднимаясь выше снаряда, шарики попадают
в зону малых скоростей и под действием эжектируемого потока и
собственного веса увлекаются в камеру смешения 6, где разго-
няются основным потоком до значительных скоростей и наносят
удары по забою, производя разрушение породы. Затем шарики
выносятся вверх, вновь попадают в камеру смешения, и цикл
повторяется.
Для получения больших скоростей бурения необходимо при-
менять более мощное оборудование. В связи с этим целесообраз-
ным является создание установки для шароструйного бурения,
оснащенной мощным насосом (например, 9 МГР) и соответствую-
щей аппаратурой, рассчитанной на высокое давление (нагнета-
тельный шланг, буровой сальник и т. д.).
* Изложено по материалам А. И. Волобуева.
253
Одним из достоинств шароструйного бурения является то, что
бурильная колонна работает без вращения, что исключает воз-
можность возникновения опасных вращающих моментов, а отсут-
ствие контакта с забоем сводит напряжение в колонне к напряже-
ниям от собственного веса.
Другим достоинством является возможность искусственного
отклонения скважин без применения специальных отклонителей.
Для этого достаточно соответствующим образом изогнуть низ
бурильной колонны, с которой соединяется шароструйный снаряд
(рис. 105, б). Для отклонения скважины в определенном направ-
лении необходима ориентация снаряда по заданному азимуту.
Третьим достоинством является большая продолжительность
рейса. Износ стальных шариков незначителен, в случае необхо-
димости их можно добавлять без прекращения процесса бурения
путем засыпки через устье скважины (при отсутствии в скважине
нарушенных зон, в которых возможно поглощение шариков).
Представляет также интерес идея шароструйного бурения
с применением бурильных труб ССК или использование обсадной
колонны, в нижней части которой на специальном башмаке рас-
полагается снаряд.
Спуск струйного (эжекторного) насоса и смесителя будет
происходить за счет его свободного падения внутри обсадной
колонны, подъем осуществляется специальным ловителем, спу-
скаемым на стальном канате. Эта идея позволит резко сократить
время на спуско-подъемные операции и может облегчить направ-
ленное бурение скважин. Предварительные опыты в этом направ-
лении показали, что описанная схема вполне осуществима.
§ 6. УДАРНО-ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
Эффективность колонкового бурения может быть значительно
повышена путем перехода с вращательного на удар но-вращатель-
ный способ.
При ударно-вращательном бурении между низом колонны
бурильных труб и колонковым снарядом (или долотом) включают
ударный механизм.
Одновременное воздействие на породоразрушающий инстру-
мент ударных импульсов, осевого усилия и крутящего момента
обеспечивает более высокую механическую скорость бурения и
большую проходку на рейс.
Забойные ударные механизмы бывают:
а) гидравлические — гидроударники;
б) пневматические — пневмоударники.
Кроме того, ВИТРом разработан и исследуется скважинный
ударный высокочастотный механизм, работающий с использо-
ванием магнитострикционного эффекта *.
* Магнитостриктор — буровая машина, преобразующая энергию перемен-
ного электромагнитного поля в высокочастотные колебания, передаваемые ко-
ронке.
254
Наибольшее применение в разведочном бурении полу-
чили гидравлические ударные забойные машины — гидроудар-
ники.
Гидроударное бурение
Для привода гидроударника используется энергия потока про-
мывочной жидкости, подаваемой к породоразрушающему инстру-
менту. При этом кинетическая энергия жидкости преобразуется
забойной машиной в возвратно-поступательное движение поршня-
бойка, который наносит удары по наковальне, передающей их
породоразрушающему инструменту.
Гидроударники в зависимости от особенностей кинематики
рабочего процесса могут быть разделены на следующие четыре
группы:
1) машины прямого действия с возвратными пружинами;
2) машины двойного действия;
3) машины обратного действия;
4) машины непосредственного силового действия.
Наибольшее применение получили гидроударники прямого
действия.
Бурение гидроударниками может производиться колонковым
способом и сплошным забоем. В качестве породоразрушающего
инструмента при гидроударном бурении применяются специаль-
ные коронки и долота, армированные пластинками вязкого твер-
дого сплава (В К-15).
Гидроударники прямого действия работают по следующей
схеме (рис. 106).
Во время спуска и подъема гидроударник находится в подве-
шенном состоянии и нижняя его часть в местах шлицевых разъе-
мов 9 опускается (рис. 106, /). В таком положении промывочная
жидкость, нагнетаемая насосом, свободно проходит через гидро-
ударник и колонковый снаряд 10, что бывает необходимо для
удаления с забоя шлама при постановке породоразрушающего
инструмента на забой, а при подъеме инструмента для слива
промывочной жидкости из бурильных труб 1.
При постановке гидроударника на забой шлицевые разъемы
смыкаются, клапан 3 перекрывает отверстие в поршне 4, и про-
ход жидкости прекращается (рис. 106, II). Под действием резко
повысившегося давления клапан совместно с поршнем-ударником
с нарастающей скоростью движутся вниз, сжимая силовые воз-
вратные пружины 2 и 5. В определенный момент, когда упорная
втулка клапана дойдет до ограничителя За (рис. 106, III), клапан
останавливается и отрывается от поршня.
Поршень-ударник 4 под действием приобретенной кинетиче-
ской энергии движется вниз и в конце хода наносит удар по нако-
вальне 7; под действием удара резцы породоразрушающего ин-
струмента осуществляют разрушение породы забоя (рис. 106, IV).
При этом жидкость свободно проходит через машину к забою.
255
В целях улучшения условий передачи удара шлицевой шток 9
наковальни 7 имеет возможность в некоторых пределах переме-
щаться в стакане 8, что ограничивает распространение ударного
импульса на корпус гидроударника и бурильную колонну.
Рис. 106. Схема элементов работы гидроударника прямого действия на раз-
личных стадиях рабочего процесса:
1 — спуск в скважину; 11 — постановка на забой; Ill — рабочий ход поршня
ударника; IV — удар по наковальне породоразрушающего инструмента
После нанесения удара под действием разжатия пружин и
отскока клапан 3 и утяжелитель 6 с поршнем 4 возвращаются
в исходное положение. При их встрече поток промывочной жидко-
сти перекрывается, возбуждается гидравлический удар, и цикл
повторяется в той же последовательности.
256
В гидроударниках прямого действия часть энергии затрачи-
вается па сжатие возвратных пружин, что снижает к. п. д. этих
простых гидравлических машин.
В гидроударных машинах двойного действия полный цикл ра-
боты поршня-ударника осуществляется только под действием
энергии потока промывочной жидкости, при отсутствии силовых
пружин и потерь энергии на их деформацию.
Гидроударники двойного действия по характеру рабочего
процесса можно разделить на дроссельные и двухклапанные.
Гидроударники двойного действия имеют относительно малые
габаритные размеры и обеспечивают более высокий к. п. д., но по
сравнению с машинами прямого действия они более сложны и
капризны, поэтому до сих пор получили малое распространение.
В гидроударных машинах обратного действия клапанная си-
стема распределения обеспечивает периодический взвод ударных
пружин, энергия которых преобразуется затем в кинетическую
энергию ударника.
В гидроударниках непосредственного гидросилового действия
в момент гидроудара на породоразрушающий инструмент воздей-
ствует непосредственно масса промывочного потока.
Ударное взаимодействие пары жидкость—сталь обладает низ-
ким к. п. д. Поэтому, несмотря на конструктивную простоту,
гидроударники непосредственного гидросилового воздействия не
получили пока практического применения.
Характеристика наиболее распространенных гидроударников
приведена в табл. 37.
Гидроударники Г-7 и Г-9 (рис. 107) выпускаются в виде комп-
лекса технических средств для бурения твердосплавными корон-
ками типа ГПИ * диаметром 76 и 59 мм соответственно в поро-
дах VII—X категорий по буримости (табл. 38).
Комплекс включает гидроударник, наносящий 1200 удар/мин
при энергии единичного удара до 60—70 Н-м, коронки ГПИ,
колонковые снаряды с кернорвателями (рис. 108), эжектор и
ловушку.
При гидроударном бурении коронками диаметром 76 и 59 мм
часто снижается выход керна, особенно в трещиноватых поро-
дах. Для увеличения выхода керна применяются эжекторы
(рис. 107, в), включаемые между гидроударником и колонковым
снарядом. Эжектор возбуждает в призабойной зоне обратную
циркуляцию, что уменьшает заклинивание керна и повышает его
выход. Ловушка (рис. 109) шнекового типа предназначена для
ловли осколков твердого сплава с забоя. Каждая ловушка комп-
лектуется специальными долотами. На корпусе ловушки два
открытых и два закрытых паза. При вращении под воздействием
восходящего потока осколки твердого сплава поднимаются по
* ГПИ — гидроударный породоразрушающий инструмент.
9 В. И. Воздвиженский и др. 257
a
Рис. 107. Гидро-
ударники Г-7 и Г-9:
а — гидроудар-
ник Г-7 с колонковым
Набором: 1 — ко-
ронка ГПИ-74МВ;
2 — кернорватель
КЦ76МВ; 3 — колон-
ковая труба; 4 —шли-
цевый разъем; 5 —
наковальня; 6 — пор-
Ц1ень-боек; 7 — ци-
линдр; 8 — клапан;
9 — понизитель рас-
хода промывочной
жидкости; б — гидро-
ударник Г-9: / — воз-
вратная пружина кла-
пана; 2 — клапан;
3 — корпус гидро-
ударника; 4 — пор-
шень; 5 — боек; 6 —
возвратная пружина
поршня бойка; 7 —
наковальня; 8 — шли-
цевый разъем; в —
эжектор: / — верх-
ний корпус эжектора;
2 — насадка; 3 —диф-
фузор; 4 — канал для
вывода потока в ск-
важину; 5 — три ка-
нала для прохода
жидкости из колонко-
вой трубы в камеру
смешения
0
1*54 *4
Таблица 37
Характеристика гидроударников
Тип гидроударника Прямого действия с возвратными силовыми пружинами
Шифр г-в Г-7 Г-5А ГВ-Б ГВ-6
Диаметр корон- ки, мм Диаметр корпуса гидроударника, мм Рабочая жидкость Расход жидкости, л/мии Перепад давления в машине, МПа Энергия единич- ного удара, Н-м Частота ударов, удар/мин Тип коронки 59 54 Техничес 120—160 1,5—2,0 50—60 1000 ГПИ-126М 76, 93 70 :кая вода 180—220 100—120 * 1,5 - 3,0* 60—70 1200 ГПИ-74МВ 96, 115 90 Техни 300 1,5 70—80 1400 КГ-1 КГ-2 кг-з 76 и 93 73 ческая вода раствор 130—150 1,0—1,5 10—15 2800—3600 Серийные коронки типа СА, алмазные коронки 59, 76 54 < глинистый 120—159 1,5 5 3000 Серийные твердо- сплавные и алмазные коронки
* В числителе — при работе без понизителя расхода, в знаменателе — с понизите-
лем расхода.
Рис. 108. Колонковый снаряд для гидроударного бурения:
1 — коронка типа ГПИ; 2 — кернорватель; 3 — колонковая труба; 4 — ревьба
под переходник; 5 — отверстие для сброса части бурового раствора в ствол скважины
открытым пазам корпуса и поступают во внутреннюю полость
ловушки.
Гидроударники Г-7 и Г-9 позволяют осуществлять комбини-
рованное бурение скважин, рационально чередуя в соответствии
с физике-механическими свойствами пород гидроудар ное бурение
с вращательным алмазными и твердосплавными коронками.
9*
259
Таблица 38
Комплексы для гидроударного разведочного бурения
Комплексы Гидроударники Запасные части Корсики твердосплавные
ТИП число, шт. комплекты тип ЧИСЛО» шт.
КТСГ-7 Г-7 3 1 ГПИ-74МВ 200
КТСГ-9 Г-9 3 1 f ГПИ-126М ГПИ-121М 1Б0 50
Гидроударник Г-7 оснащен понизителем расхода промывочной
жидкости, который представляет собой автоматическую задвижку,
закрывающую почти полностью проходное отверстие во время
свободного и обратного ходов ударника и открывающую отверстие
во время рабочего хода. Введение в конструкцию гидроударника
понизителя приводит к двукратному снижению расхода промы-
вочной жидкости и накоплению энергии в трубопроводе при пас-
сивном полуцикле, обеспечивает ту же или большую забойную
Рис. 109. Ловушка кусков твердого сплава:
1 — полый цилиндр; 2 — приваренная пробка; 3 — стальная полоса; 4 — регу-
лировочная прокладка, обеспечивающая совпадение пазов ловушки и долота; 5 — до-
лото
мощность, но перепад давления увеличивается в 2,5 раза (см.
табл. 37).
При применении эжектора понизитель расхода не ставится.
Высокочастотные гидроударники ГВ-5 и ГВ-6 диаметром 73 мм
и 54 мм предназначены в основном для бурения в породах IV—VII
категорий.
При расходе технической воды 2,3н-3 л/с эти гидроударники
наносят 50—70 удар/с при незначительной энергии удара в пре-
делах 5—20 Н • м.
Гидроударники ГВ-5 и ГВ-6 позволяют использовать для
бурения не только специальные, но и серийные твердосплавные
коронки типа СА при обычных параметрах режима бурения,
а также при алмазном бурении в породах VII, VIII и IX категорий
по буримости.
260
Кернорватели Ловушки шнековые Долота к ловуш- кам Рукава высокого давле- ния, м Трубы колонко- вые толсто- стенные ( / = 6 м), шт.
тип ЧИСЛО, шт ТИП ЧИСЛО, шт. тип ЧИСЛО, шт
КЦ-76-МВ 50 Л-76 1 Д-76 3 30 5
КЦ-59-МВ 50 Л-59 1 Д-59 3 30 5
Показатели бурения высокочастотными гидроударниками пре-
восходят результаты вращательного бурения: по механической
скорости в 1,3—1,8 раза; по рейсовой проходке в 1,2—1,3 раза;
по производительности на 25—40%.
Буровую установку при гидроударном бурении надо оснащать
двумя насосами повышенного давления.
На буровой вышке должны быть специальные козлы, удобные
для сборки и разборки гидроударников, станок для заточки буро-
вых коронок и тележка для перемещения тяжелого бурового
снаряда к устью скважины.
Подача насоса должна проверяться под давлением ежесменно.
Осмотр и регулировку гидроударников следует производить
через три-четыре смены.
В целях предохранения поломок резцов диаметр вновь опу-
скаемой в скважину коронки не должен превышать диаметра
поднятой коронки: а) в породах VIII категории — более чем
на 0,2 мм; б) в породах IX категории — более чем на 0,1 мм.
Режим гидроударного бурения
Частота вращения инструмента. Необходимо соблюдать ра-
циональное соотношение частоты ударов и частоты вращения
бурового снаряда Оптимальное число ударов на 1 оборот коронки
должно быть
«об =
ГС Дер
"ДГ-
(130)
где Dcp = -Р*' °в---средний диаметр коронки, мм; б — опти-
мальное расстояние пробега коронки между ударами.
Для крепких пород IX—XI категорий по буримости б = 5-е-
-ь2 мм. Для пород VII—VIII категорий по буримости б = 8-е-
-е-6 мм.
261
Оптимальная частота вращения коронки должна быть
///уд Шудб
«опт = ~-------== - п-----• об/мин.
/«об эт£)ср
(131)
где /иуд — число ударов в 1 мин, развиваемое гидроударником.
При бурении в крепких абразивных породах коронками частоту
вращения надо снижать до 20—30 об/мин.
Расход промывочной жидкости определяет механическую харак-
теристику гидроударной машины (энергию и частоту ударов).
Выбирать его необходимо с учетом
Рис. ПО. Породоразрушающий ин-
струмент для гидроударного бурения:
а — коронка; б — трехлезвийное долото
влияния этих параметров на
показатели бурения. При
этом должны учитываться
возможные потери жидкости
в бурильной колонне.
Осевое усилие должно обе-
спечивать плотность контак-
та резцов коронки с поро-
дой. Кроме того, при буре-
нии пластичных пород сред-
ней и невысокой твердости
осевое усилие способствует
внедрению резцов в породу.
Но увеличение осевого уси-
лия приводит к более бы-
строму износу твердосплав-
ных резцов, особенно при проходке крепких и абразивных
пород.
При бурении в крепких абразивных породах надо снижать осе-
вое усилие подачи до 3000 Н и частоту вращения до 20—40 об/мин.
Максимальное усилие подачи при бурении гидроударниками
с энергией удара 50—70 Н-м не должно превышать 6000 Н.
Породоразрушающий инструмент для ударно-вращательного
бурения кольцевым забоем (рис. ПО) представлен в основном
резцовыми коронками типа ГПИ. Серийно выпускаются несколько
типов коронок, предназначенных для различных геологических
условий (рис. 110, а) и отличающихся: 1) числом пластин твер-
дого сплава; 2) формой пластин твердого сплава; 3) выходом резцов
над торцом коронки.
Лучшие результаты дали коронки, армированные твердыми
сплавами, — ВК-15, ВК-6В и ВК-8В. Пластины твердого сплава
имеют симметричную и асимметричную заточку.
Для бурения сплошным забоем и проработки ствола скважины
применяются трехлезвийные долота с опережающим центральным
лезвием (рис. 110, б).
Применение гидроударного бурения обеспечивает значитель-
ное снижение интенсивности искривлений скважин.
Особенно хорошие результаты по уменьшению интенсивности
зенитного искривления получены при применении снаряда СНГ-1,
262
Предназначенного Для сохранения заданного направления сква-
жины. Снаряд представляет собой стабилизированный низ буро-
вой колонны, состоящей из гидроударной машины с кожухами
жесткости в местах шлицевых разъемов и утяжеленных
бурильных труб длиной 13—14 м, соединенных между собой
четырьмя переходниками-центраторами, покрытыми твердым
сплавом.
Благодаря этим возможностям на некоторых месторождениях
гидроударное бурение применяют как метод для снижения интен-
сивности искривлений скважин.
Вращательно-ударное алмазное бурение
В результате экспериментальных работ, проведенных в СКВ
НПО «Геотехника», доказано, что эффективность алмазного буре-
ния может быть существенно повышена при наложении на алмаз-
ную коронку ограниченных импульсных нагрузок, генерируемых
непосредственно над колонковым снарядом. Эти исследования
показали, что увеличение энергии единичного удара от 10 до 30—
40 Н-м приводит к росту механической скорости алмазного
бурения.
Дальнейшее увеличение энергии удара приводило к сколам
алмазов и оборудованию кольцевой выработки по торцу матрицы
алмазной коронки.
При опытном алмазном бурении скважин глубиной до 800 м
с применением гидроударника ГВ-5 в породах XIII—X категорий
по буримости получены следующие результаты:
Алмазные коронки........................... Однослойные и
импрегнировапные
Режим бурения:
нагрузка, Н............................. . 10 000 -15 000
частота вращения, об/мин............... 140—400
подача, л/мин.......................... 140—180
частота ударов, удар/с ........ 50—60
энергия одиночного удара, Н-м.......... 15—20
Достигнуто увеличение, %:
механической скорости...................... 25—50
углубки за рейс............................ 10—83
проходки на алмазную коронку........... 30—54
§ 7. БУРЕНИЕ СКВАЖИН ПНЕВМОУДАРНИКАМИ
В районах распространения мощных толщ многолетней мерз-
лоты, в безводных пустынных и высокогорных районах большой
технико-экономический эффект дает применение продувки сква-
жин сжатым воздухом вместо промывки. При продувке сжатым
воздухом увеличиваются механическая скорость бурения и про-
ходка на твердосплавную коронку.
При встрече крепких пород целесообразно переходить с вра-
щательного бурения на ударно-вращательное, для чего включают
над колонковым снарядом пневмоударник.
263
Общая схема установки пнебмоударного бурения представлена
на рис. 111. Воздух, сжимаемый компрессором 14, через узел регу-
лирования 13, нагнетательный шланг 12, вертлюг-сальник И и
бурильную колонну 9 поступает в пневмоударник 4, который на-
носит удары по наковальне, соединенной с колонковым снарядом.
Рис. 111. Схема установки для
колонкового пневмоударного бурения:
1 — коронка; 2 — кернорватель;
3 — колонковая труба; 4 — пневмоу-
дарник; 5 — упругая муфта; 6 — дозатор
пенообразователя; 7 — УБТ; 8 — шламо-
вая труба; 9 — колонна бурильных труб;
10 — переводник; 11 — вертлюг-сальник;
12 — шлаиг для сжатого воздуха; 13 —
узел регулирования подачи сжатого воз-
духа; 14 — компрессор; 15 — циклон для
улавливания шлама
Отработанный воздух обдувает забой и подхватывает шлам. Круп-
ный шлам осаждается в шламовой трубе 8, мелкие частицы вместе
с воздухом поступают через герметизатор в выкидную линию
Таблица 39
Параметры РП-130 Р П-111 РП-94
Диаметр скважины, мм 132; 152 112 96
Диаметр корпуса, мм Расход воздуха, м3/мин: общий 121 102 89
10—12 7 5
на работу пневмоударника 7,0 4,5 2,7
Давление воздуха, МПа 0,6 0,6 0,6
Глубина бурения, м: в сухой скважине 400 400 400
в слегка обводненной скважине 100 100 100
Частота ударов, удар/мин 1000 1400 1400
Масса ударника, кг 6,65 4,86 2.8
Скорость соударения, м/с 8.1 6,9 6,8
264
и шламоуловитель 16. Для смягчения реактивных ударных им-
пульсов (доходящих при небольшой глубине до бурового станка)
выше пневмоударника ставится упругая муфта 5. При
в условиях небольшого водопритока в состав
буровой колонны включается дозатор пенообра
зователя 6.
Общий
представлен
Буровая
бурении
в
13
11
12
9
10
вязкого
бурении
3000
25—50
вид разведочного пневмоударника
на рис. 112.
коронка для пневмоударного буре-
ния армируется крупными резцами из
твердого сплава.
Режим бурения при пневмоударном
был принят такой:
нагрузка на коронку диаметром 115 мм, И . . .
частота вращения инструмента, об/мин.
Удельная энергия единичного удара должна 15
находиться в пределах 17—22 Дж-см длины лез-
вия резца (например, для бурения коронкой диа-
метром 115 мм с 4—6 резцами требуется пневмо- а
ударник с энергией удара 80—120 Дж). При рас-
чете требуемой оптимальной энергии удара необ-
ходимо учитывать следующие основные потери а
давления сжатого воздуха: 1) в воздухопроводе
на поверхности и в бурильной колонне; 2) на
преодоление противодавления при выхлопе (в
узком кольцевом зазоре или в колонковой трубе
с керном); 3) на преодоление противодавления
столба жидкости (при его наличии).
Часть энергии удара теряется при передаче
ее от наковальни через колонковую трубу и ко-
ронку к забою. Через пневмоударник должно про-
ходить такое количество воздуха, которое обе-
спечило бы необходимую скорость восходящего
потока для полного выноса шлама на поверх-
ность.
Пневмоударник должен быть герметичным и
обеспечивать выхлоп воздуха через обратный
клапан. Необходимо также, чтобы при отрыве
от забоя весь воздух шел только на продувку сква-
жины.
Рис. 112. Пневмоударник для колонкового буре-
ния РП-133-А:
1 — тройной переходник верхний; 2 — резиновый амортиза-
тор; 3 — клапан мотылькового типа; 4 — клапанная коробка; 5 —
корпус; 6 — поршень-удариик; 7 — хвостовик; 8 — букса; 9 —
шлицевая втулка; 10 — шлицевая муфта; 11 — переходник ниж-
ний; 12 — клапан обратный; 13 — колонковая труба; 14 — ко-
ронка; 15 — цилиндр; а — выхлопные отверстия: б — блокиро-
вочные отверстия
265
ЦНИГРИ создал пневмоударник с комплектом бурового инстру-
мента. Весь отработанный воздух поступает на забой для очистки
забоя и охлаждения породоразрушающего инструмента.
В Кривом Роге пневмоударники при разведочном бурении по-
казали: механическую скорость в породах IX—X категорий по
буримости 2,5—2 м/ч, выход керна — 75—80%.
Характеристика разведочных пневмоударников приведена
В табл. 39.
Глава 8
СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ВЫХОДА КЕРНА
И УЛУЧШЕНИЕ КАЧЕСТВА ОПРОБОВАНИЯ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Плохой выход керна получается при бурении в горных породах:
мягких, легко размываемых промывочной жидкостью; рыхлых,
сыпучих и плывучих; слоистых и неоднородных по составляющим
слоям; подверженным избирательному истиранию и размыванию;
сильнотрещиноватых, брекчированиых, сильно раздробленных;
растворяемых промывочной жидкостью (минеральные соли).
Неудовлетворительный выход керна получается в результате
его истирания и размывания, а также из-за плохого заклинивания
и выпадения керна во время подъема. Чем продолжительнее рабо-
тает на забое колонковый снаряд, тем чаще может происходить
подклинивание, истирание и размыв керна.
Истирание и разрушение керна усиливаются при бурении за-
тупленными коронками, при погнутости колонковой трубы, при
вибрации и биении колонкового снаряда. Большие скорости про-
мывочной жидкости в кольцевом зазоре между керном и коронкой
могут быть причиной подклинивания и размывания керна.
Для повышения выхода керна в разрушающихся и размываю-
щихся породах рекомендуется:
1. Ограничивать время работы коронки на забое, максимально
повышая скорость бурения (необходимо рациональную проходку
на рейс уточнить практическим путем).
2. Уменьшать скорость потока в зазоре между керном и вну-
тренней стенкой коронки.
3. Не допускать в работу искривленные колонковые снаряды
и буровые снаряды, у которых нарушена соосность.
4. Не применять затупившихся коронок.
5. Создавать в керноприемной трубе восходящий поток, пре-
пятствующий самозаклиниванию керна.
6. Тщательно заклинивать керн и проверять заклинивание
перед подъемом снаряда.
266
1. 11осле заклинивания керна сбрасывать в 6урильну1о колонну
шаровой клапан для перекрытия осевого отверстия переходника и
предохранения керна от выдавливания из колонковой трубы при
подъеме жидкостью, наполняющей бурильную колонну.
8. При бурении по легкоразмываемым и разрушающимся пла-
стам (углям, марганцевым и рыхлым железным рудам, бокситам)
применять двойные колонковые снаряды (ДКС).
9. При неглубоком бурении при проведении скважин в мягких
и средних породах применять безнасосное бурение с расхажива-
нием снаряда для возбуждения пульсирующей обратной циркуля-
ции.
10. При бурении в минеральных солях применять для про-
мывки скважин насыщенные растворы этих солей.
§ 2. БЕЗНАСОСНОЕ БУРЕНИЕ С ВНУТРЕННЕЙ
ОБРАТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Безнасосное бурение с внутренней обратной циркуляцией
обычно применяется при инженерно-геологических изысканиях
при глубинах скважин до 100—125 м.
При расхаживании бурового снаряда с лебедки бурового
станка безнасосное бурение можно производить на больших глу-
бинах.
Безнасосное бурение можно применять при условии, если
в скважине имеется столб жидкости высотой не менее 10—12 м.
При отсутствии в скважине грунтовых вод в нее заливают воду
или глинистый раствор с тем, чтобы колонковый снаряд был пол-
ностью затоплен.
Схема работы снаряда для беснасосного бурения (рис. 113)
состоит из твердосплавной коронки /, колонковой трубы 2, пере-
ходника 3, ниппеля-седла клапана 4 и шарового клапана 5. С нип-
пелем 4 соединяется шламопроводящая трубка 6, имеющая отвер-
стия 7 для излива пульпы в скважину и штифт 8, ограничивающий
перемещение шарика 5 вверх. Снаряд опускается в скважину на
колонне бурильных труб 9.
В процессе бурения необходимо производить расхаживание
бурового снаряда. Во время подъема снаряда над забоем на высоту
Н (см. рис. 113, а) шаровой клапан перекрывает отверстие ниппеля
4; под шариком происходит разряжение. Поэтому жидкость с забоя
устремляется в колонковую трубу, захватывая частицы разбурен-
ной породы.
Во время движения бурового снаряда к забою (рис. 113, б) кла-
пан 5 под давлением жидкости снизу открывается. Большая часть
жидкости перемещается вверх по отверстиям переходника 3, нип-
пеля 4, шламопроводящей трубки 6 и сливается в скважину через
отверстия 7, а другая, меньшая часть жидкости возвращается
в скважину, омывая забой. Такая пульсирующая призабойная цир-
куляция способствует очистке забоя от шлама и охлаждению
267
Рис. 113. Схема работы снаряда
для безнасосного бурения:
а — подъем снаряда на высоту И; б —
опускание (сбрасывание) снаряда
коронки. Более крупные и тяжелые частицы Накапливаются в верх-
ней части колонковой трубы над керном, а более мелкие возвра-
щаются в скважину через отверстия 7.
Ввиду того что циркулирующий в призабойной зоне раствор
обогащается шламом, целесообразно применять снаряды со
шламовыми трубами.
Шламовая труба должна
обеспечивать улавливание всего
шлама, образующегося за один-
два рейса бурения. Обычно от-
крытые шламовые трубы имеют
длину 1,3—2,0 м, а закры-
тые 2—3 м.
Для предохранения керна
от выпадения из колонковой
трубы при подъеме бурового
снаряда необходимо размещать
выходные отверстия 7 на высо-
те 15 см над шаровым клапа-
ном. В этом случае при подъеме
снаряда из скважины над кла-
паном скопляется столбик шла-
ма, достаточный для удержания
клапана от перемещения.
Длина колонковой трубы
при бурении твердых пород
и пород с большой плотностью
может быть 2,0—2,5 м, для
мягких пород 3,0—4,5 м и
более.
Для бурения твердых пород
применяются стандартные ко-
ронки с нормальным выходом
резцов за наружную и вну-
треннюю поверхности корпуса.
Для мягких пород целесооб-
разно применять коронки с рез-
цами, выступающими за на-
ружную и внутреннюю боко-
вые поверхности корпуса ко-
ронки на 2—3 мм и возвышающимися над торцем приблизительно
на 3 мм.
Основными факторами технологического режима при безнасос-
ном бурении являются:
1) частота расхаживания снаряда;
2) высота подъема снаряда над забоем;
3) осевая нагрузка на коронку;
4) частота вращения снаряда
268
Примерная частота расхаживания снаряда в I мин при бурений
в различных породах:
пески ..................... ..... ..... 30—35
руды с большой плотностью.........................25—30
песчано-глинистые породы.......................... 15—20
глины, известняки, доломиты, алевролиты и т. д. . . . 15—18
песчаники, известняки, сланцы и т. п..............10—12
Высота подъема снаряда при расхаживании 10—7 см.
Величина осевой нагрузки на забой зависит от диаметра сква-
жины и твердости проходимых пород. В относительно твердых по-
родах осевую нагрузку на коронку создают в пределах 2500—
5000 Н; в мягких породах 1500—2500 Н (при диаметрах буровых
коронок в обеих случаях 92—112 мм).
Частота вращения подбирается из расчета средней окружной
скорости коронки в пределах 0,5—0,7 м/с.
При безнасосном бурении не применяют кернорватели, так как
они не позволяют расхаживать снаряд; нельзя также заклинивать
керн заклиночным материалом из-за наличия шарового клапана.
Поэтому заклинивание керна производят затиркой всухую, для
чего производят бурение без расхаживания. Затирка керна всухую
вызывает нарушение структуры пород в интервале затирки.
Заклинивание керна крупными частицами шлама происходит
при остановке вращения и прекращении расхаживания бурового
снаряда в течение 3—10 мин. Чем больше диаметр скважины, тем
продолжительнее время заклинивания керна шламом.
§ 3. ДВОЙНЫЕ КОЛОНКОВЫЕ СНАРЯДЫ (ДКС)
Двойные колонковые снаряды применяют в породах и полезных
ископаемых, дающих плохой выход керна. Их можно разбить на
следующие классы:
1) ДКС с вращающимися наружной и внутренней трубами пре-
дохраняют керн от размывания;
2) ДКС с вращающейся наружной и невращающейся внутрен-
ней трубами должны предохранять керн от размывания и ударов;
3) ДКС со съемной внутренней керноприемной трубой (ССК)
позволяют извлекать керн без подъема колонны бурильных труб
(см. рис. 99) и тем значительно сокращать затраты времени по СПО;
4) эжекторные ДКС, которые с помощью водоструйного насоса
возбуждают восходящий поток внутри керноприемной трубы;
5) ДКС «пакерного» типа, у которых восходящий поток в керно-
приемной трубе возбуждается за счет дополнительных сопротив-
лений в коронке или пакерных устройств на наружной поверхно-
сти колонковой трубы;
6) ДКС, обеспечивающие извлечение керна вместе с природным
газом, заключенным в порах керна.
Двойная колонковая труба (ДКС) с вращающейся внутренней
трубой (рис. 114) состоит из специального переходника 1, на кото-
265
П—3
рый навинчены наружная труба 2 и внутренняя труба 3. К трубам
присоединяют коронки 4 и 5, причем коронка 5 опережает наруж-
ную коронку на 1—2 см. Коронка 5 имеет внутреннюю конусную
расточку для установки рвательного кольца. Внутренняя поверх-
ность трубы 3 должна быть гладкой. Резьба на переходнике 1 под
трубу 2 должна быть концентрична резьбе под
трубу 3. Для центрирования внутренней тру-
бы в нижней части поставлено направляющее
кольцо 6 с отверстиями для пропуска бурового
раствора. В переходнике 1 имеются каналы
для направления промывочной жидкости:
а) осевой канал 7 с седлом под шаровой
клапан 8;
б) три боковых канала 9 для направления
жидкости в кольцевой зазор между трубами;
в) дренажные каналы 12, перекрытые шаро-
выми клапанами 11, посаженными на седла 10
(иногда клапаны 11 не ставятся).
Спуск трубы производится без клапана 8,
поэтому перед началом бурения промывочная
жидкость направляется к забою как через
внутреннюю трубу, так и по кольцевому за-
зору между трубами.
После очистки забоя от шлама бросают
в бурильные трубы шаровой клапан 8 и, вклю-
чив промывку и вращение буровой колонны,
ставят плавно снаряд на забой и начинают
бурить. При бурении керн не размывается, так
как промывочная жидкость направляется к за-
бою по кольцевому зазору между трубами.
Жидкость, наполняющая внутреннюю по-
лость трубы 3, вытекает через каналы 12 по
мере заполнения трубы керном.
Если коронка 5 не имеет рвательного ус-
тройства, то производится затирка керна
всухую.
Двойной колонковый снаряд с невращающей-
ся внутренней трубой защищает керн от раз-
мывающего действия движущегося вниз по-
тока промывочной жидкости и от ударов вращающейся трубы.
На рис. 115 изображена двойная колонковая труба системы Алек-
сеенко (типа ДТА-2), применяемая при разведке угольных место-
рождений. В этой конструкции внутренняя труба может переме-
щаться относительно наружной на высоту 50 мм. В начале подъема
внутренняя труба поднимается относительно наружной и обнажает
паук, захватывающий керн.
Во время бурения внутренняя труба выдвигается вниз, и пру-
жинные захваты паука изолируются от керна.
Рис. 114. Схе-
ма двойного ко-
лонкового снаряда
(ДКС) с враща-
ющейся внутренней
трубой
270
После того, как пласт полезного ископаемого пробурен, сна-
ряд поднимают (без затирки всухую). При этом вначале подни-
мается узел керноприемной трубы, пружины паука освобождаются
и захватывают керн. Выдавливание керна при подъеме предотвра-
щается шариковым клапаном 19.
Благодаря наличию разъемной
керноприемной кассеты 11 керн
извлекается без повреждения
из ДКС. 4
Двойные колонковые трубы
с невращающейся внутренней
трубой должны быть изготовлены
и собраны так, чтобы была соблю-
дена полная соосность всех основ-
ных деталей колонкового снаряда.
ДКС системы Алексеенко хо-
рошо бурит в однородных мягких
пластах угля. Если в пласте угля
встречаются крепкие прослойки,
кольцевой штамп не может их
преодолеть.
Угольные пласты значительно
отличаются по своему строению,
а слагающие угли имеют различ-
ные механические свойства в зави-
симости от их состава, степени
метаморфизации и наличия в них
Рис. 115. ДКС конструкции С. А. Алек-
сеенко (с невращающейся внутренней тру-
бой) :
1 — переходник для соединения с бури-
льными трубами; 2 — шпиндель; 3 — сухари
муфты включения; 4, 9 — переходник внут-
ренний; 5 — защитный патрубок; 6 — соеди-
нительный патрубок; 7 — сальник; 8 — полый
шток; 10 — внутренняя труба; 11 — разъем-
ная керноприемная кассета; 12 — короики-
штамп; 13 — коронка режущая; 14 — пружин-
ный паук для захвата керна; 15 — наружная
труба; 16 — муфта с пазами; 17 — шаровой
подпятник; 18— пружинный амортизатор; 19—
шаровой клапан; 20 — канал для дренажа
промывочной жидкости; 21, 22 — уплотняю-
щие сальники
породных прослоев. Донбасская научно-исследовательская лабо-
ратория разработала и внедрила три типа ДКС «Донбасс НИЛ»,
которые должны обеспечить качественное бурение угольных пла-
стов, независимо от их строения и вещественного состава.
ДКС «Донбасс НИЛ-1» (рис. 116, о) предназначен для бурения
в угольных пластах простого строения. Он подобен, но проще ДКС
системы Алексеенко.
271
ДКС «Донбасс НИЛ-П» (рис. 116, б) предназначен для бурения
угольных пластов сложного строения в районах повышенного ме-
таморфизма углей и вмещающих пород. Этот ДКС включает два
Рис. 116. Двойной колонковый снаряд «Донбасс НИЛ» а — «Донбасс
НИЛ-1», б—«Донбасс НИЛ-И», в—«Донбасс НИЛ-Ш»:
1 — переходник; 2 — колонковая труба; 3 — упорный шариковый подшипник;
4 — тарельчатые пружины; 5 — шаровой клапан; 6 — керноприемная труба; 7 — вну-
тренняя коронка; 8 — наружная коронка; 9 — фрикцион; 10 — верхняя обойма виб-
ратора; 11 — нижняя невращающаяся обойма вибратора
основных узла: пружинно-фрикционный механизм и керноприем-
ное устройство.
При бурении в углях невысокой крепости внутренняя керно-
приемная труба 6 не вращается и коронка 7, армированная твердо-
сплавными резцами, врезается в уголь как кольцевой штамп.
272
При встрече более крепкого породного прослоя осевое усилие
на снаряд увеличивают, благодаря чему тарельчатые пружины 4
более сильно сжимаются и диски фрикциона 9 начнут передавать
крутящий момент на керноприемную трубу 6 и внутреннюю ко-
ронку 7. Поэтому крепкий прослой будет пробурен вращательным
способом.
ДКС «Донбасс НИЛ-Ш» предназначен для бурения угольных
пластов сложного строения при низкой степени метаморфизма
углей. Этот снаряд имеет два основных узла: вибрационный и кер-
ноприемный (рис. 116, в). Снаряд «Донбасс НИЛ-Ш» пробуривает
угольные пласты без вращения внутренней керноприемной трубы
путем их штампования внутренней коронкой 7 под действием осе-
вой нагрузки. При штамповании внутренняя невращающаяся
коронка 7 опережает наружную коронку 8 на 2—3 мм. При этом
механический вибратор не работает. При встрече породного про-
слоя или крепкого угля осевая нагрузка на снаряд повышается.
При этом тарельчатые пружины 4 получают дополнительное
сжатие и внутренняя коронка 7 уходит во внутрь наружной ко-
ронки 8. Верхняя вращающаяся обойма вибратора 10 соединяется
с невращающейся нижней обоймой 11. Ролики верхней обоймы,
перекатываясь по роликам нижней обоймы, будут возбуждать
высокочастотную динамическую нагрузку на керноприемную
трубу и внутреннюю коронку 7.
При работе в режиме вращателы-ю-вибрационного бурения в за-
бой скважины вбуривается наружная коронка 8, образуя керн.
Этот керн на расстоянии 2—4 мм от забоя обрабатывается вибри-
рующей внутренней коронкой-штампом 7 до диаметра кернокали-
брующего отверстия этой коронки.
После бурения породного слоя осевая нагрузка на снаряд авто-
матически уменьшается за счет внедрения внутренней коронки
в уголь. Тарельчатые пружины разжимаются и вибратор выклю-
чается, а внутренняя коронка при этом вновь получает опережение
относительно наружной коронки.
Срыв и удержание керна производятся созданием перед подъ-
емом увеличенной осевой нагрузки на невращающийся снаряд.
При этом керн в своей нижней части деформируется и расклини-
вается на кольцевом выступе внутренней коронки.
При бурении ДКС «Донбасс НИЛ» коронками диаметром 76 мм
рекомендуется придерживаться следующего режима:
расход бурового раствора, л/мин ........ 50—70
частота вращения снаряда, об/мин ....... 100—150
При работе на вибрационном режиме снарядами «Донбасс
НИЛ-Ш» частота вращения может повышаться до ^«280 об/мин.
Осевая нагрузка на коронку при бурении по углю 4000—6000 Н,
при бурении прослоев породы и крепких углей осевая нагрузка
повышается до 7000—10 000 И.
273
ДКС — керно-газонаборники
При разведке нефтяных и газовых месторождений, а также ме-
сторождений углей с большим содержанием метана и других газов,
находящихся в недрах под большим пластовым давлением, часто
Рис. 117. Схемы специальных ко-
лонковых труб, предназначенных для
определения газоносности пород:
а — использующих принцип гермети-
зации; б — использующих принцип замора-
живания; в — улавливающих газ; 1 — на-
ружные колонковые трубы; 2 — коронки;
3 — керноприемные трубы; 4 — коронки-
штампы; 5 — запорный свинцовый клапан;
6 — баллон для жидкой углекислоты; 7
баллон для сбора газа;, в — промежуточная
труба; 9— переходники; 10 — телескопи-
ческое соединение наружной трубы и внут-
ренней; 11 — шарик; 12 — запорный нип-
пель; 13 — спусковой краник; 14 — шту-
цер для присоединения (плотного) отсасы-
вающего шланга; 15 — пружина
При бурении снарядом второго типа (см. рис. 117, б) после на-
полнения трубы 3 керном бросают шарик 11 и включают насос.
Баллон с жидкой углекислотой 6 движется вниз, при этом ниппель
12 надавливает на наклонную плоскость и ломается. Жидкая угле-
кислота, находящаяся в баллоне 6 под давлением 70 П, устрем-
ляется в змеевики вокруг трубы 3 и замораживает керн с газом.
надо извлечь из скважины керн
с сохранением пластовых усло-
вий.
При подъеме керна в обыч-
ных ДКС по мере снижения
гидростатического давления
происходит значительная утеч-
ка газов из керна.
Для определения газонос-
ности пластов известно не-
сколько разновидностей спе-
циальных колонковых снаря-
дов, в которых используются
следующие принципы:
1) механическая герметиза-
ция керна непосредственно на
забое (рис. 117, о);
2) замораживание керна жид-
кой углекислотой (рис. 117, б)
3) улавливание газа, выде-
ляющегося из керна при подъе-
ме снаряда (рис. 117, в).
При бурении герметизиру-
ющим снарядом первого типа
(см. рис. 117, а) коронка-
штамп 4 опережает обурива-
ющую коронку 2, при этом
запорный клапан 5 распола-
гается вертикально между
трубами 1 и 3. В начале подъе-
ма керноприемная труба 3 под-
нимается, клапан 5 захлопы-
вается (труба 1 стоит на за-
бое), затем свинцовый клапан
плотно прижимается к гнезду
штампом 4, после чего уже про-
изводят подъем.
274
При бурении снарядом третьего типа (рис. 117, в) выделяю-
щийся при подъеме газ скапливается в баллоне 7.
Для отбора керна в плывунно-водоносных песках, гравии и
галечниках применяют замораживание керна, при этом для про-
мывки используется дизельное топливо, охлажденное в специаль-
ных устройствах с помощью сухого льда (СО2) до температуры от
—18 до —24° С.
Колонковые снаряды эжекторного типа (ЭКС)
При бурении по тонкослоистым породам, особенно когда от-
дельные прослойки значительно отличаются по твердости, проис-
ходят частое подклинивание керна и истирание более слабых про-
слоев, т. е. избирательное истирание керна. В таких породах луч-
шее качество керновых проб получается при применении эжектор-
ных (водоструйных) колонковых снарядов - - ЭКС. Последние
бывают одинарными (ОЭС) и двойными (ДЭС).
Наиболее часто применяются одинарные эжекторные снаряды
типа ОЭС (рис. 118, а), разработанные ЦНИГРИ.
Этот снаряд состоит из эжекторного насоса, расположенного
в приемной камере 4, распределителя 5 с каналами а и б, закрытой
шламовой трубы 8, колонковой трубы 10 с коронкой 11. Эжектор-
ный снаряд ОЭС обеспечивает хорошую сохранность керна и пол-
ное улавливание шлама. Работает снаряд ОЭС по такой схеме.
Промывочная жидкость, вытекая с большой скоростью из на-
садки 2, увлекает жидкость, находящуюся в приемной камере 4,
в камеру смешения 3, где она смешивается с основным потоком
из насадки 1 и через канал а вытекает в ствол скважины. Здесь по-
ток жидкости раздваивается. Один поток движется к устью сква-
жины, транспортируя на поверхность наиболее тонкий шлам.
Второй поток опускается к забою, охлаждает коронку, подхваты-
вает частицы породы и движется вверх внутри колонковой трубы 10
и шламопроводящей трубы 7. В закрытой шламовой трубе проис-
ходит осаждение шлама, а очищенная жидкость по трем каналам б
попадает в приемную камеру 4, где вновь смешивается с основным
потоком, нагнетаемым с поверхности буровым насосом. К снаряду
рекомендуются специальные импрегнированные алмазные коронки
типа ОЭИ с увеличенной толщиной стенки матрицы и развитой
промывочной системой. Снаряды ОЭС успешно применяются при
бурении интенсивно трещиноватых пород VII—XI категорий.
Выход керна достигает 90%. Ресурс работы снаряда ОЭС — 60—
120 м.
На ряде золоторудных месторождений в Средней Азии и на
Украине с успехом применяются двойные эжекторные снаряды
(ДЭС). На рис. 118, б показан эжекторный колонковый снаряд
для алмазного бурения в твердых трещиноватых породах. Снаряды
этого типа дают высокий выход керна и обеспечивают стабильный
восходящий поток внутри керноприемной трубы.
275
Рис. 118. Схемы эжекторного колонкового снаряда:
а — одинарный эжекторный колонковый снаряд (ОЭКС): 1 — переходник; 2 —
насадка; 3 — камера смещения с диффузором; 4 — приемная камера; 5 — распредели-
тель; 6 — конус; 7 — клапан; S — шламовая труба; 9 — переходник; 10 — колонковая
труба; 11 — алмазная коронка; а — выводной канал; б — каналы, соединяющие колон-
ковую и шламовую трубы с приемной камерой 4; б — двойной эжекторный колонковый
снаряд: 1 — шламовая труба; 2 — переходник; 3 — насадка; 4 — труба колонковая
наружная; 5 — диффузор; 6 — патрубок; 7 — головка распределительная; 8 — контр-
гайка; 9 — винт опорный; 10 — манжета уплотнительная; 11 — корпус подшипникового
узла; 12 — стакан; 13 — шарикоподшипник упорный; 14 — кольцо; 15 — гайка под-
жимная; 16 — труба керноприемная; 17 — пружина кернодержателя; 18 — корпус
кернодержателя; 19 — кольцо кернодержателя; 20 — коровка твердосплавная; а —
канал для вывода смешанного потока в кольцевой канал между трубами; б — дренаж-
ный канал из керноприемной трубы
При бурении коронками Диаметром 59 мм, требующими Малых
расходов промывочной жидкости (30—40 л/мин), эжекторные сна-
ряды не обеспечивают стабильной работы. КазИМСом разработаны
для диаметра 59 мм специальные снаряды, у которых при помощи
специальных коронок и колец на наружной поверхности снаряда
восходящему потоку в кольцевом зазоре между ДКС и стенками
Рис. 119. Схема двой-
ной колонковой трубы
ТДН-76-0:
1 — ниппель пакерный;
2 — специальный переход-
ник с каналами; 3 — резино-
вые кольца, закрывающие
кольцевой зазор при само-
р асклинке керна; 4 — верти-
кальный узел; 5 — полый
шпиндель; 6 — фильтр; 7 —
шламовая труба закрытого
типа; 8 — переходник; 9 —
наружная колонковая труба;
10 — керноприемная труба;
11 — керноприемный нип-
пель; 12 — алмазный расши-
ритель; 13 — рвательное ко-
льцо; 13а — пружины рвате-
льные; 14 — керноприемник;
15 — коронка алмазная
скважины создаются постоянно действующие гидравлические со-
противления, обеспечивающие стабильный восходящий поток
внутри керноприемной трубы, подхватывающий частицы породы и
выносящий их в шламовую трубу.
Использование таких снарядов в процессе бурения обеспечи-
вает лучшую сохранность керна, надежное его удержание при
подъеме, а также слив промывочной жидкости из бурильных труб
в процессе извлечения бурового инструмента из скважины.
Для быстрооборотного алмазного бурения ВИТРом разрабо-
тана для проходки трещиноватых пород, дающих пониженный вы-
ход керна и избирательное истирание последнего, серия двойных
277
колонковых снарядов типа ТДВ и ТДН (буква В — с вращающейся
внутренней трубой, буква Н — с невращающейся внутренней тру-
бой) для бурения скважин в различных геологических условиях.
Для взятия керна в особо сложных геологических условиях
применяются снаряды типа ТДН-0. Схема двойной колонковой
трубы ТДН-76-0 дана на рис. 119.
Этот снаряд имеет переходник, увеличивающий сопротивление
движению восходящего потока промывочной жидкости в скважине,
и внутреннюю керноприемную и шламовую трубы с пониженным
сопротивлением восходящему потоку. Поэтому в снаряде типа
ТДН-0 керн омывается только стабильным восходящим потоком,
который значительно превосходит величину восходящего потока
других двойных колонковых снарядов. Для отбора шлама исполь-
зована закрытая шламовая труба, расположенная над керно-
приемной трубой. Точность опробования при бурении снарядами
типа ТДН-0 более высокая, чем другими ДКС.
§ 4. КОЛОНКОВОЕ БУРЕНИЕ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ
ТРАНСПОРТОМ КЕРНОВ НА ПОВЕРХНОСТЬ
Комплекс технических средств КГК-100 (рис. 120, а) предна-
значен для бурения скважин глубиной до 100 м в мягких отложе-
ниях II—IV категорий по буримости
с прослоями пород V—VII категорий
при поисково-съемочных работах, геологи-
ческом картировании и разведке месторо-
ждений
твердых полезных ископаемых.
Керн
и "'W. КА У//W/"
Рис. 120. Транспортировка керна на поверхность:
а — комплекс технических средств КГК-ЮО для бурения скважин с непрерывным
выносом керна обратным потоком промывочной жидкости: 1 — буровая установка;
2 — буровой насос; 3 — буровой сальник; 4 — керноотводящий шланг; 5 — двойная
бурильная колонна; 6 — керноприемное устройство; 7 — передвижная емкость; 8 —
стеллаж для укладки бурильных труб; б — принципиальная схема гидравлической
транспортировки керна: 1 — подвижный вращатель установки разведочного бурения
УРБ-2А-2ГК; 2 — промывочный сальник; 3 — керноотводящий шланг; 4 — кернопри-
емное устройство; 5 — прицеп-емкость; 6 — стеллаж; 7 — насос НЕ-4-33 0/63; 8 —
двойная бурильная колонна
279
Комплекс обеспечивает в процессе бурения непрерывную транс-
портировку керна на поверхность обратным потоком промывочной
жидкости, которая закачивается к забою по межтрубному кольце-
вому сечению специальной двойной бурильной колонны и возвра-
Рис. 121. Схема снаряда для бу-
рения с гидротранспортом разрушен-
ной породы:
1 — специальный сальник; 2 — буриль-
ные трубы; 3 — направление потока чистой
воды; 4 — внутренняя транспортная труба;
5 — направление потока воды с выбурен-
ным материалом; 6 — пакерное устройство;
7 — шарошечное долото; 8 — бак для чи-
стой воды; 9 — баки-отстойники; 10 — на-
сос; 11 — нагнетательный шланг; 12—сли-
вной шланг
щается на поверхность по цен-
тральному каналу вместе с кер-
ном. Выбуренная порода и керн
улавливаются лотками керно-
приемного устройства, смонти-
рованного над передвижной
емкостью, которая позволяет
создать замкнутую систему
циркуляции промывочной жид-
кости. В качестве промывочной
жидкости используется техниче-
ская вода. Бурение скважины
выполняется без обсадки, так
как стенки скважины не под-
вергаются эрозионному воздей-
ствию потока жидкости. Схема
работы комплекса КГК пока-
зана на рис. 120, б.
Герметизация соединений
внутренних труб, подвижных
в осевом направлении, достига-
ется стыковкой их сферических
и конических торцевых поверх-
ностей и поджатием подпру-
жиненной внутренней трубкой
бурового сальника.
Спуско-подъемные операции,
наращивание, свинчивание и
развинчивание бурильных труб
осуществляются подвижным
вращателем буровой установки
и шарнирным элеватором гру-
зоподъемностью 5 т.
Применение комплекса
КГК-100 позволяет получать
100%-ный вынос керна, обес-
печивает его чистоту, высо-
кую точность построения гео-
логических разрезов по керновому материалу, дает возмож-
ность повысить производительность бурения вдвое по сравне-
нию с производительностью, достигаемой при отборе керна обыч-
ными колонковыми трубами. Рабочую смену обслуживают
три человека — бурильщик, помощник бурильщика и керно-
укладчик.
280
Техническая характеристика комплекса
Буровая установка
Тип ................................... УРБ-2А-2ГК
Тип вращателя............................Подвижной с гидро-
приводом
Частота вращения, с-1 (об/мин) ........ 2.3; 3,7; 5,4
(140, 225, 325)
Ход подачи, см................................. 520
Усилие подачи, И:
вниз ..................................... 31000
вверх..................................... 56500
Транспортная база ..................... Автомобиль высокой
проходимости
ЗИЛ-131
Буровой насос
Тип ...................................... НБ4-320/63
Подача, л/мин ......................... 32—320
Максимальное давление, МПа (кгс/см2) . . 6,3—3,0
(63—30)
Буровой инструмент
Двойная бурильная труба:
диаметр, мм:
наружной трубы (толщина стенки,
6,5 мм)..................................... 73
внутренней трубы (толщина стенки 3 мм) 48
длина, мм ................................ 4000
масса, кг................................... 52
Твердосплавные коронки:
диаметр, мм:
коронок ................................... 76—92
керна........................................ 34—38
Тип резцов...................................... Г53 ВК8
(ГОСТ 880—75)
Передвижная емкость с керноприемным устройством
Тип прицепа................................. Двуосный,
шасси
ИАПЗ-754В
Объем емкости, м3 .......................... 2,5
Число лотков для сбора керна, шт............ 5
Общая длина перевозимых на прицепе труб, м 120
Масса снаряженного прицепа, кг.............. 2300
Гидравлический транспорт керна и шлама через бурильные
трубы может обеспечить наиболее достоверное опробование и дол-
жен получить широкое распространение.
В условиях, когда избирательное истирание керна недопу-
стимо, иногда целесообразно применять бескерновое бурение
(рис. 121), используя описанную схему обратной циркуляции,
для улавливания в шламовых отстойниках 100% разбуренной по-
роды (руды).
281
Глава &
БУРЕНИЕ ШАРОШЕЧНЫМИ ДОЛОТАМИ
НА УСТАНОВКАХ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
§ 1. ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА
При детальной разведке полезных ископаемых, когда геологи-
ческий разрез месторождения уже изучен и скважины задаются
для более точного опробования полезного ископаемого, по породам,
не содержащим рудных тел, целесообразно бурить породоразру-
шающими инструментами, полностью разрушающими породы
забоя.
При бескерновом бурении увеличиваются рейсовые проходки
и часто повышается механическая скорость бурения.
Расширению области применения бескернового разведочного
бурения способствуют развитие геофизических методов исследова-
ния скважин, освоение боковых грунтоносов и расширителей-опро-
бователей.
Для бескернового бурения скважин применяются долота раз-
личных типов и конструкций. Выбор типа долота зависит от физи-
ко-механических свойств горных пород и их буримости. В породах
I—V категорий по буримости применяют долота режущего типа
лопастные долота и пикобуры (см. рис. 90).
В породах VI—XI категорий более успешно работают долота
дробящего типа — шарошечные. При бурении скважин малых диа-
метров в крепких породах находят применение алмазные долота
(см. рис. 96).
Шарошечные долота выпускаются как для бескернового, так
и для колонкового бурения в породах от самых крепких (XI кате-
гории) до самых мягких (I—II категорий по буримости).
Шарошечные долота (рис. 122) имеют следующие преимущества
перед лопастными:
1. Площадь контакта шарошечного долота с породой забоя
меньше, чем у лопастного, а длина его рабочих кромок
больше.
2. Шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лез-
вий лопастного долота, скользящего по нему.
3. Крутящий момент, развиваемый шарошечным долотом,
сравнительно невелик, поэтому опасность заклинивания шаро-
шечного долота сводится к минимуму.
К недостаткам шарошечного долота можно отнести ограничен-
ный срок службы опор шарошек, что является причиной прежде-
временного подъема долота.
Шарошечные долота выпускаются разных типов для бурения
в породах с различными механическими свойствами.
Долота типа К (рис. 122, а) предназначены для бурения в поро-
дах IX—XI категорий по буримости.
282
Кинематика этих долот обеспечивает чистое качение шарошек
по забою скважины. Рабочие и затылочные конуса этих шарошек
армируются твердосплавными зубками со сферической, конусной
и плоской головками. Наиболее эффективно шарошечные долота
типа К работают в крепких крупнозернистых хрупких по-
родах.
Долота типа Т предназначены для бурения скважин в твердых
породах VII—IX категорий по буримости. Эти долота имеют кине-
Рис. 122. Трехша-
рошечные долота диа-
метром от 76 до 151 мм
для разведочного бу-
рения:
а — долото типа К
штыревое; б — долото
типа С с фрезерованны-
ми стальными зубьями;
1 — конусная резьба;
2 — лапа долота; 5 —
запорная пробка; 4 —-
шариковая опора; 5 —
шарошка; 6 — твердо-
сплавные штыри
матику шарошек, обеспечивающую чистое качение рабочих кону-
сов по забою. Конуса шарошек имеют вооружение, состоящее из
фрезерованных стальных зубков с односторонней наплавкой зерни-
стым твердым сплавом типа релит. Периферийные зубья имеют
Т-образную форму с двусторонней наплавкой зернистым твердым
сплавом.
Затылочные конуса шарошек армируют зернистым сплавом или
твердосплавными зубками цилиндрической формы с плоской голов-
кой. Наиболее эффективно долота типа Т работают в известняках,
доломитах, абразивных песчаниках и др.
Шарошечные долота типа С предназначены для бурения сква-
жин в породах средней крепости (рис. 122, б).
283
Кинематика шарошек долот типа С обеспечивает качение рабо-
чих конусов с проскальзыванием за счет смещения осей шарошек
относительно оси долота и за счет увеличения угла наклона осей
шарошек к оси долота. Вооружение шарошек состоит из фрезеро-
ванных стальных зубьев, которые наплавлены с одной стороны
зернистым сплавом типа релит. Затылочные конуса шарошек также
армированы зернистым твердым сплавом.
Шарошки долот типа С, перекатываясь по забою с проскаль-
зыванием, оказывают своими зубьями ударно-скалывающее воз-
действие на породу. Наиболее эффективно шарошечные долота
типа С работают в породах V—VIII категорий (в трещиноватых ба-
зальтах, лабрадоритах, фосфоритах, пористых кварцах, аргилли-
тах и др.).
Шарошечные долота типа М предназначены для бурения мягких
пород. Долота двухшарошечного типа с косыми лапами, у которых
на выходе каналов монтируются минералокерамические насадки
для гидромониторной или струйной промывки. Шарошки имеют
увеличенное смещение осей относительно оси долота, а также боль-
шой угол наклона, что позволяет зубьям шарошек при значитель-
ном их внедрении в забой производить одновременный сдвиг и вы-
кол разрушенной породы. Высокие острые стальные фрезерован-
ные зубья имеют одностороннюю наплавку зернистым твердым
сплавом (рис. 123).
В, гидромониторных долотах струи промывочной жидкости,
вылетающие под большим давлением из гидромониторных насадок,
должны участвовать в разрушении породы забоя. Поэтому в гидро-
мониторных долотах стремятся:
1) приблизить сопла насадок к забою;
2) усилить мощность промывочных струй и рационально напра-
вить струи в забой.
Наиболее эффективно долота типа М работают в породах I—IV
категорий по буримости: в сланцах, мергелях, мелу, глинах,
лёссах и т. п. обеспечивая механическую скорость до 30—
40 м/ч.
Опорные подшипники являются наиболее слабым звеном в кон-
струкции шарошечного долота, поэтому 90% всех долот выходят
из строя из-за сработки опорных подшипников. При достаточной
стойкости вооружения шарошек интенсивный износ подшипников
влечет за собою торможение их вращения, в результате чего зубья
начинают проскальзывать и истираться.
При бурении в твердых породах зубчатыми шарошечными доло-
тами значение имеет величина начального притупления зубьев,
которая оказывает большое влияние на проходку и механическую
скорость.
Исследования показали, что для долот, работающих в условиях
сравнительно небольших осевых нагрузок, рациональными яв-
ляются притупления, лежащие в пределах 1—2 мм.
284
Наибольшее влияние на потерю работоспособности долот при
бурении скважин в крепких и абразивных породах оказывают по-
теря диаметра долота и сужение ствола скважины. В этом случае
новым долотом необходимо производить дополнительную прора-
ботку (расширение) ствола скважины. В условиях бурения сква-
жин в крепких породах с созданием для шарошек долота кинема-
тики чистого качения необходима дополнительная армировка
периферийного конуса шарошек, наиболее подверженного абра-
зивному износу.
Рис. 123. Двухшарошеч-
ное гидромониторное долото
типа М:
/ — лапа долота; 2 — за-
порная пробка; 3 — шарошка;
4 I— гидромониторная насадка
В. С. Травкиным рекомендуются следующие типы долот и ре-
жимы бурения в породах различной буримости (табл. 40).
Как видно из табл. 40, осевую нагрузку на забой создают
с учетом диаметра долота и твердости пород. При шарошеч-
ном бурении осевые нагрузки могут достигать значительных
величин.
Для поддержания рациональной нагрузки на забой необхо-
димо применять УБТ. При бурении мягких пород с целью сокраще-
ния времени на вспомогательные операции следует применять ве-
дущую штангу.
Шарошечное бурение может осуществляться и колонковым спо-
собом.
Для бурения в породах перемежающейся твердости разрабо-
таны шарошечные долота типа МС для проходки скважин в поро-
285
Таблица 40
Тип ДОЛОТ Категория пород по бури- мости Диаметр долота, мм Режим бурения
С. кН п, об/мин Q, л/мин
м I—IV 112 15—20 150—300 300—400
132 20—25 150—300
151 25—30 150—300
93 15—25 100—200 200
112 25—30 150—300 200
с IV—V—VI 132 30—50 150—300 300
151 40—60 150—300 400
93 15—30 100—200 150
112 30—45 150—300 200
т IV—VII 132 35—60 150—300 300
151 45—70 150—300 300
76 15—25 100—200 60—80
93 20—35 100—200 80—100
112 30—50 150—300 100—120
к VIII—X 132 40—70 150—300 120—150
151 50—80 150—300 150—200
112 30 120—250 120
ок XI—XII 112 80 100 200
дах средней твердости и мягких, типа СТ для пород средней твер-
дости и твердых и типа ТК — для пород твердых, перемежающихся
с крепкими прослоями.
§ 2. БОКОВЫЕ ГРУНТОНОСЫ И БОРОЗДОВЫЕ
ОПРОБОВЛТЕЛИ
При бескерновом и колонковом бурении с низким выходом
керна приходится брать образцы пород из стенок скважины. Для
взятия проб из мягких пород применяются стреляющие грунто-
носы.
Разработаны многочисленные конструкции боковых стреляю-
щих грунтоносов, дающие возможность отбора образцов мягких и
средних по крепости пород из стенок скважины. Некоторые кон-
струкции имеют электрическое управление и действуют по прин-
ципу цилиндрического пулевого пологометателыюго снаряда, вре-
зающегося в результате взрыва порохового заряда в стенку сква-
жины (рис. 124). Такие грунтоносы могут найти применение в глу-
боких структурных, опорных и других буровых скважинах, про-
водимых роторным способом или при помощи забойных двигателей.
Для взятия проб из стенок скважины, сложенных скальными
породами, применяются сверлящие грунтоносы.
Сверлящий грунтонос состоит из следующих основных узлов
(рис. 125, ар. головки, верхнего распора, электродвигателя, буро-
вой головки с редуктором, нижнего распора, насоса с электродви-
гателем, компенсатора. Все узлы прибора выполнены как отдель-
286
libie агрегаты, соединенные Друг с другом специальными муфтами.
В собранном виде прибор представляет собой цилиндрический сна-
ряд, заполненный маслом
Сверлящий грунтонос конструкции И. Н. Соколова рабо-
тает в следующей последовательности (рис. 125, б):
Положение I. Прибор 2
спускается в скважину на ка-
ротажном кабеле на заданную
глубину с помощью специаль-
ной самоходной станции упра-
вления.
Положение II. При-
бор закреплен в скважине при
помощи гидравлических рас-
поров.
Положение III. Бур
выдвигается и высверливает
образец породы. Прибор остает-
ся прижатым к стенке сква-
жины.
Положение IV. Бур
с помощью кернорвателя откры-
вает высверленный образец и
уходит вместе с ним внутрь
прибора.
Положение V. Распо-
ры принимают первоначальное
транспортное положение.
Прибор готов к подъему или
перемещению в скважине для
отбора следующего образца.
Стреляющие и сверлящие
Рис. 124. Схема стреляющего грун-
тоноса;
1 — общий вид; II — метательный
снаряд до выстрела; III — метательный
снаряд после выстрела; 1 — секция с пере-
ключающимся устройством; 2 — секция
с зарядными камерами; 3 — секция мага-
зинировання; 4 — отжимающая пружина;
5 — кабель-канат; 6 — пробоотборник (ме-
тательный снаряд); 7 — поршень (кольце-
вой боек) с клапаном; 8 — вытягивающий
трос; 9 — зарядная камера
грунтоносы могут опускаться
в скважину диаметром 90 мм.
С развитием алмазного буре-
ния ходовыми диаметрами сква-
жин стали 76 и 59 мм. Не ме-
нее 80% общего объема буре-
ния осуществляется коронками
этих диаметров.
Для бескернового бурения скважин малого диаметра И. Б. Бул-
наевым разработаны бороздовые вибрационные пробоотборники.
Для скважин диаметром 76 и 59 мм был разработан однорезцовый
вибрационный пробоотборник (рис. 126, а).
Основной частью этого прибора является поршень 4 со штоком
7, несущим внизу резец 8, армированный твердым сплавом В К-15.
Прибор опускается на требуемую глубину. Без вращения и подачи
включается буровой насос. Жидкость давит на поршень 4 и шток 7
287
ЁНйЗ. Поршень и шток опускаются, сжимая возвратную Пружину 6.
Вместе с ними опускается резец 8, который благодаря отклоняю-
щему клину 9 выходит из соответствующего выреза в цилиндриче-
Рис. 125. Сверлящий грунтонос:
а — схема сверлящего грунтоноса: 1 — головка-
электроввод; 2 — верхний распор; 3 — гйдроцилиндр
верхнего распора; 4 — основной электродвигатель; 5 —
редуктор; 6 — телескопический карданный вал; 7 — го-
ловка бура; 8 — коронка; 9 — кассета; 10 — гидроци-
линдр подачи бура; 11 — дроссель; 12 — клапан; 13- ни-
жний распор; 14 — гндроцилиндр нижнего распора; 15 —
клапан распоров; 16 — маслонасос; 17 — электродвига-
тель привода маслонасоса; 18 — компенсатор давления;
б — схема работы сверлящего грунтоноса
ском корпусе и врезается в стенку сква-
жины с силой, зависящей от давления над
поршнем, которое регулируется обратным
клапаном 10, настраиваемым перед спус-
ком прибора в скважину на определённое
давление.
Когда резец 8 внедрится в породу,
включают шаровой механический вибра-
тор, опустив немного бурильную колонну
и начав вращать ее, подавая вниз. Одно-
временное воздействие на резец осевого усилия и высокочастот-
ной вибрации ускоряет взятие бороздовой пробы. Отбитые со
стенки частицы породы падают в приемную трубу.
288
a
Рис. 126. Вибрационные
скважинные пробоотборники:
а — однорезцовый; б —
низ двухрезцового пробоотбор-
ника; 1 — низ бурильной колон-
ны; 2 — специальный переход-
ник; 3 — шариковый вибратор;
4 — поршень; 5 — цилиндр;
6 — возвратная пружина; 7 —
шток; 8 — резец; 9 — отключа-
ющий клин; 10 — обратный кла-
пан; 11 — магазин для приема
пробы
Ю Б. И. Воздвиженский и др.
Для скважин диаметром более 90 мм могут применяться Двух-
резцовые опробователи (рис. 126, б).
И. Б. Булиаевым разработана методика опробования стенок
скважин, которая может быть использована при бескерновом буре-
нии и при колонковом бурении с малым выходом керна *.
Глава 10
ОРИЕНТИРОВАНИЕ КЕРНА — КЕРНОМЕТРИЯ
§ 1. ОРИЕНТИРОВАНИЕ КЕРНОВ
При бурении структурных скважин отсутствие ориентирован-
ного керна нередко приводит к тому, что геологические построе-
ния носят схематический характер, а иногда и не отвечают действи-
тельности. Для построения геологических структур необходимо
бурить три скважины, не лежащие на одной прямой. При ориенти-
рованном извлечении кернов можно все геологические построения
сделать по одной скважине. .
В нашей отечественной практике методика получения ориенти-
рованного керна разработана коллективом Восточно-Казахстан-
ского’геологического управления (Н. А. Грибский, М. И. Казан-
цев и'А. С. Пеньков), создавшим два прибора — керноскоп и кер-
нометр. Одновременно в КАЗИМСе под руководством М. И. Ка-
занцева был выполнен целый комплекс специальных теоретических
экспериментальных и производственных исследований, обеспечи-
вших создание новой отрасли геологоразведочной службы —
керпометрии.
Керноскоп К-5 (рис. 127) обеспечивает получение ориентиро-
ванного керна при искривлениях скважин и углах наклона от О
до 87°, а с приставкой — до 90°. Точность измерения zt3°.
Общий вид керноскопа приведен на рис. 127, б, принципиальная
схема прибора — на рис. 127, а. Керноскоп спускается в скважину
на неориентированной бурильной колонне. Прибор со всеми меха-
низмами (см. рис. 127, б) заключен в защитную оболочку 1. В сред-
ней части прибора расположен пружинный двигатель 2, приводя-
щий во вращение центральное сверло 3. Боковое сверло приводится
от центрального при помощи пары цилиндрических шестерен 4.
Оба сверла при постановке на забой перемещаются в осевом на-
правлении вверх, сжимая цилиндрические пружины 5. Когда
сверла войдут внутрь прибора на 18 мм, срабатывает автомат пуска
пружинного двигателя, сверла начинают вращаться и под нагруз-
кой по 30 кгс каждое сверло высверливать на забое две лунки.
* И. Б. Булнаев. Техника и технология отбора проб при разведочном буре-
нии. М., Недра, 1974.
290
В верхней части прибора расположен угломерный цилиндр — от-
вес со шкалой на 360°.
Схема ориентирования керна с помощью керпоскопа показана
на рис. 127, а. Геометрическая ось керпоскопа, проходящая через
вал центрального сверла 2, опирающегося на забой и ось цилиндри-
ческого отвеса, совпадает с осью скважины О—О', которая, в свою
Рис. 127. Керноскоп К-5:
а — принципиальная схема керпоскопа; 0—0* — ось керпоскопа; aecd — аспи-
дальиая плоскость; efgi — плоскость ориентация керна; / — керн; 2, 4 — центральное
и боковое сверла; 3 — цилиндрический отвес; Б — пара зубчатых колес; 6 — указатель;
б — общий вид керноскопа: 1 — оболочка; 2 — пружинный двигатель; 3 — сверла;
4 — шестерни; 5 — пружины; 6 — пружина давления; 7 — цилиндрический отвес;
8 — корпус керноскопа; 9 — легкоразъемное соединение
очередь, лежит в вертикальной (аспидалыюй) плоскости abed.
Параллельно сверлу 2 имеется боковое сверло, соединенное с цен-
тральным сверлом парой шестерен. При работе пружинного дви-
гателя, не показанного на рис. 127, а, высверливаются две ориенти-
рующие лунки. Линия ef, соединяющая центры сверл, может
занять произвольное положение относительно аспидалыгого на-
правления ab, лежащего в аспидалыюй плоскости. Для ориенти-
рования керна необходимо определить величину угла <р между на-
правлением ab и линией ef. Это измерение автоматически фикси-
10’
291
руется цилиндрическим отвесом 3 со шкалой 360° и указателем 6.
После извлечения керна из скважины его пространственно ориен-
тируют относительно стран света в специальном приборе — керно-
метре. Для этого кроме величины угла <р необходимо знать угол
наклона скважины |3 (или зенитный угол 0), а также направление
аспидалыюй плоскости abed относительно магнитного или истин-
ного меридиана, измеряемое углом а (азимут). Углы 0 и ос изме-
ряются предварительно инклинометрами.
Керноскоп К-5 предназначен для отбора ориентированных
кернов в скважинах с углами наклона не более 87° (0 < 3°).
Партией техники разведки Восточно-Казахстанского геологи-
ческого управления разработана приставка ОВ-1 к керноскопу для
отбора ориентированных кернов и ориентирования отклоняющих
клиньев в вертикальных скважинах (рис. 128).
В качестве датчика азимутального угла использован инклино-
метр Полякова. Прибор Полякова 1 вставляется в корпус 2, кон-
252
фигурация нижней части которого обеспечивает размещение в нем
инклинометра только в одном положении. Положение фиксируется
пробкой 3, имеющей продольный паз. Магнитная система прибора
плотно закрывается крышкой 4 с резиновым уплотнением. Хвосто-
вик корпуса 2 вставляется в разрезную часть специального пере-
ходника 5 и закрепляется в нем при помощи болта 6. От керно-
скопа 9 и колонны бурильных труб магнитная система отделена
трубами 7 и 8 из немагнитной стали. Все остальные детали устрой-
ства также выполнены из немагнитных материалов.
Перед спуском в скважину приставка соединяется трубой 7 со
снарядом керноскопа. При этом нуль шкалы компаса должен быть
направлен в сторону бокового сверла.
После извлечения прибора на поверхность по шкале компаса
отсчитывается угол, который соответствует углу между линией,
проходящей через метки, нанесенные на керн сверлами керноскопа,
и направлением на север (против часовой стрелки). Зная этот
угол, можно провести необходимые операции по ориентированию
керна для определения элементов залегания породы. В настоящее
время создан керноскоп для скважин диаметром 59 мм.
На Урале распространен керноскоп КО (рис. 129). Он состоит
из цилиндра 9, внутри которого помещены ориентатор 10 и отбу-
рочный снаряд, собранный из коронки малого диаметра 1, трубы 2,
переходника 3, шарнира 4, центратора 5. С помощью торцевой
муфты 6 отбурочный снаряд соединен с колонной бурильных труб 8
и штифтом 7 с корпусом керноскопа 9. Ориентатор 10 представляет
собой электролитический прибор со стальным стержнем, погру-
женным в раствор медного купороса и имеющим нулевую отметку,
расположенную в одной плоскости с центром отверстия породо-
разрушающего инструмента 11.
Спущенный на забой керноскоп при небольшой осевой нагрузке
сперва подрабатывает (выравнивает) забой. После этого осевую
нагрузку увеличивают до усилия, срезающего штифт 7. Отбуроч-
ный снаряд освобождается, и коронкой 1 выбуривают отверстие
глубиной 20—25 см. Затем оставляют снаряд в покое на 20—25 мин
для получения четкого осадка меди на стержне ориентатора 10.
Положение отбуренного смещенного отверстия относительно апси-
дальной плоскости можно определить по мениску осадка меди.
Для этого после извлечения керноскопа продолжают бурение
обычным колонковым снарядом. Извлекают керн, на боковой по-
верхности которого имеется лунка. Положение лунки относительно
апсидалыюй плоскости известно. Это позволяет после проведения
инклинометрических замеров ориентировать керн в кериометре и
определить по нему структурные элементы.
Кернометр КР-2 — стационарный угломерный прибор, пред-
назначенный для измерения залегания пород и других структур-
ных элементов по ориентированному керну, полученному при по-
мощи керноскопа. Кернометр КР-2 изображен на рис. 130. Точ-
ность отсчета углов по всем шкалам 0° 30'.
293
Кернометр позволяет по данным инклинометрических замеров
и отсчету керноскопа (соответствующему величине угла между
направлением линии меток-лунок и вертикальной плоскостью,
в-которой лежит ось скважины) устанавливать керн в том поло-
жении, в котором он находится на забое скважины. Затем в при-
боре снимают замеры всех структурно-текстурных элементов, ви-
зуально обнаруживаемых на керне.
В породах с неясно выраженными или скрытыми текстурами
выпиливают из керна ориентированные шлифы и аншлифы, в ко-
Рис. 130. Кер-
помер КР-2:
а — общий вид;
б — кинематическая
схема; 1 — вертикаль-
ная ось; 2 — горизон-
тальный лнмб; 3 —
вертикальная рамка;
4 — уровень; 5 — го-
ризонтальная ось;
6 — вертикальный
лимб; 7 — визирная
трубка; 8 — каретка;
9 — рамка каретки;
10— рамка, вращаю-
щаяся j.вокруг оси 1\
11 — зажимное коль-
цо; 12 —;керн с мет-
ками
торых под микроскопом производят наблюдения. Ориентирован-
ные шлифы и аншлифы привязаны к плоскости, проходящей через
метки-лунки, что позволяет переносить пространственное положе-
ние выявленных под микроскопом микроструктур на разрезы и
планы. Кроме того, возможно установление микротекстур по ориен-
тированному керну путем применения травления, люминисценции
и др.
Кернометр — прибор с тремя независимыми угломерными лим-
бами, имеющими пять шкал. На этом приборе образец ориентиро-
ванного керна можно установить в том положении, в котором он
находился непосредственно на забое, и произвести все необходи-
мые замеры для определения угла падения и простирания пород.
Помимо разработки промышленных образцов керноскопа и
кернометра под руководством М. И. Казанцева были разработаны
теория ориентирования керна и универсального аналитического
метода определения элементов залегания пород по ориентирован-
ным кернам, технология ориентирования и извлечения керна,
были проведены исследования ориентированных кернов (ориенти-
рованные шлифы и аншлифы), созданы формы документации ре-
зультатов кернометрических исследований, разработаны частные
методики применения керноскопии при разведках и эксплуатации
294
месторождений различных полезных ископаемых, а также при
составлении структурно-геологических карт. Имеющиеся в настоя-
щее время результаты практического применения кериометрии
свидетельствуют об ее большой эффективности, выражающейся
в сокращении сроков и стоимости геологоразведочных работ.
Глава 11
КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ АППАРАТУРА
И НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ КОМПЛЕКСНОЙ
МЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
О КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППАРАТУРЕ
Выбор и поддержание оптимальных параметров режима буре-
ния возможны только при постоянном контроле процесса бурения.
Поэтому буровые установки, особенно для глубокого бурения,
должны оснащаться контрольно-измерительными приборами.
Некоторые приборы уже давно применяются при разведочном
бурении. Так, при электроприводе устанавливают амперметр.
По показаниям последнего буровой мастер может судить о нагрузке
электродвигателя и приближенно о крутящем моменте, развивае-
мом вращателем.
В нагнетательную линию бурового насоса включают обяза-
тельно манометр. По показанию манометра мастер может обнару-
жить начавшееся зашламование скважины, обрыв бурильной ко-
лонны и т. п.
Для контроля за осевой нагрузкой на породоразрушающий ин-
струмент станки оснащают гидравлическими индикаторами осевой
нагрузки на коронку.
Для станков с гидравлической подачей под руководством
М. М. Майорова была разработана аппаратура ИРБ-41 и ПКМ для
измерения и автоматической регистрации параметров режима бу-
рения (рис. 131).
1. Датчики, предназначенные для преобразования измеряемых
параметров режима бурения в электрическое напряжение; они
монтируются на соответствующих деталях станка и выкидной ли-
нии насоса.
2. Пульт указывающих приборов, предназначенных для не-
прерывного контроля параметров бурения. Пульт устанавливается
на стене буровой вышки в удобном для наблюдения месте.
3. Пульт автоматических регистраторов, предназначенных для
непрерывной записи параметров процесса бурения в функции вре-
мени. Этот пульт должен быть защищен от механических поврежде-
295
Рис. 131. Комплект аппаратов ИРБ-5 для станков с гидравлической подачей:
1 _ датчики давления ДД; 2— датчик момента ДМ; 3 — расходомер^ЭМР; 4— датчик числа оборотов ДО;
датчик скорости бурения ДС; б — пульт указывающих приборов; 7 — пульт регистрирующих приборов
i
ний и посредством электрических кабелей соединяется с пультом
указывающих приборов.
Контрольно-измерительная аппаратура НРБ позволяет:
1) взвешивать буровой инструмент; 2) определять нагрузку на ко-
ронку; 3) контролировать крутящий момент; 4) определять расход
подаваемой промывочной жидкости; 6) контролировать частоту
вращения инструмента и скорость бурения.
Аппаратура ИРБ и ПКМ стоит дорого, а некоторые узлы аппа-
ратуры не поддаются ремонту. Кроме того, эта аппаратура постав-
ляется только совместно с буровыми станками, значительно повы-
шает стоимость их и требует хорошей организации технического
обслуживания. В связи с этим СК.Б МГ СССР временно перешло на
разработку и внедрение посистемной более простой аппаратуры,
контролирующей один-два параметра режима бурения. Эту аппа-
ратуру можно быстро монтировать на любом действующем буро-
вом станке.
К таким приборам относится магнитоупругий компенсацион-
ный измеритель нагрузки МКН для измерения массы снаряда,
нагрузки на забой и на крюк при бурении с помощью многогран-
ной рабочей трубы и подачи инструмента с барабана лебедки.
Основными узлами измерителя являются датчик осевой на-
грузки ДН и показывающий и регистрирующий прибор ПРП1.
Датчик ДН монтируют в разрыве неподвижного конца талевого
каната (датчик растягивающих усилий ДНР) или под рычагом ба-
рабана, предназначенного для перепуска каната (датчик сжимаю-
щих усилий ДНС).
Конструкция датчиков ДНС и ДНР одинакова. Отличаются они
лишь способом передачи усилия на чувствительный элемент:
в датчике ДНР растягивающее усилие преобразуется в усилие
сжатия чувствительного элемента.
Работа датчика основана на физическом явлении — магнито-
упругом эффекте, заключающемся в изменении магнитных свойств
магнитных материалов под действием механических напряжений.
Кроме МКН-1 был разработан прибор МКН-2 для измерения
осевой нагрузки на коронку при свободной (с барабана лебедки)
и гидравлической подаче инструмента (рис. 132). МКН-2 показы-
вает и записывает нагрузку па коронку, усилие на крюке и время
бурения.
Тип станка ....... ЗИФ-650М ЗИФ-1200
Масса снаряда, т........ 0—6 0—15
Нагрузка на забой, кН . 0—30 0—30
Усилие на крюке, кН . . . . 0—160 0—300
В комплект прибора входят датчики давлений растягивающих
усилий. Для измерения и автоматического ограничения крутящего
момента при бурении СКБ МГ СССР создало прибор ОМ-40. Этот
прибор применяется на станках с приводом от асинхронного дви-
гателя.
297
Принципиальная схема прибора и его пульт показаны па
рис. 133. Действие прибора основано на измерении активной мощ-
ности, потребляемой электродвигателем станка. Поэтому на буро-
вом станке не требуется установки специального датчика. Предел
измерения крутящего момента 0—2500 Н м.
Рис. 132. Датчики магннтоупругого компенсационного измерителя нагру-
зок МКН-2:
а — датчик осевой нагрузки ДНР-1, включаемый в разрыв неподвижного конца
каната талевой оснастки; б — датчик давления ДДС-2, применяемый при гидравличе-
ской подаче бурового снаряда; 1 — соединения с верхней и нижней полостями цилин-
дров гидроподачн; 2 — корпус прибора; 3 — магннтоупругнй преобразователь; 4 —
штепсельный разъем
Прибор ОМ-40 предназначен для:
визуального контроля величины крутящего момента на шпин-
деле бурового станка;
предупредительной сигнализации мигающим светом при повы-
шении крутящего момента;
автоматического ограничения момента путем отключения элек-
тродвигателя станка или путем подъема шпинделя станка вместе
с буровым инструментом (при бурении с гидропередачей);
298
оценки нагрузки на крюке талевой системы и предупредитель-
ной сигнализации мигающим светом о- повышении нагрузки при
подъеме бурового инструмента.
При глубоком колонковом бурении нашел большое применение
малогабаритный ваттметр Н-348, состоящий из ваттметра и пишу-
щего устройства, ведущего запись расхода мощности во времени.
Ваттметр Н-348 позволяет получить по записи на протяжной
ленте полный хронометраж бурового процесса и контролировать
а — принципиальная схема подключения прибора; ПП — пульт прибора; БС —
буровой станок; ПГЗ — панель гидрозащиты; МС — магнитная станция; ТТ — транс-
форматор тока; К — катушка контактора двигателя бурового станка; б — пульт
прибора
соответствие применяемой технологии бурения с намеченной в гео-
лого-техническом порядке.
Автоматический регулятор подачи АРП предназначен для
плавной подачи бурового снаряда с тормоза барабана лебедки на
станках ЗИФ-1200МР.
По принципу действия прибор АРП является системой автома-
тического регулирования с электрогидравлическим исполнитель-
ным органом, поддерживающим заданное соотношение между
осевой нагрузкой на коронку (долото) и скоростью бурения.
Для измерения и контроля давления промывочной жидкости
в процессе бурения скважины применяются магнитоупругие при-
боры МИД, которые обеспечивают устойчивые показания давления
даже при его значительных пульсациях.
Для измерения расхода промывочной жидкости в процессе
бурения широко применяется электромагнитный расходомер
ЭМР-2. Действие этого расходомера основано на преобразовании
в электромагнитном датчике расхода жидкости в электрическое
напряжение и на измерении последнего.
299
§ 2. ПУТИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
Рис. 134. Схема стан-
ка с дифференциально-
винтовой двухмоторной
подачей
Наиболее просто применять автоматические регуляторы, ста-
билизирующие нагрузку на породоразрушающий инструмент.
Такие регуляторы подачи давно использовались в колонковом
бурении.
Регуляторы подачи, стабилизирующие нагрузку на породо-
разрушающий инструмент, дают положительный эффект при буре-
нии пород, однородных по своим физико-
механическим свойствам. При бурении
пород, перемежающихся по крепости,
желательно применять такой регулятор
подачи, который может автоматически из-
менять нагрузку на породоразрушающий
инструмент и частоту вращения его в со-
ответствии с изменением механических
свойств пород и степенью износа резцов
коронки.
Такой характеристикой частично об-
ладает винтовой дифференциальный регу-
лятор подачи, у которого гайка подачи
приводится от индивидуального двигателя
(рис. 134). По этой схеме винтовой шпин-
дель 2 с правой ленточной резьбой приво-
дится во вращение от двигателя 1 с мяг-
кой характеристикой, при которой число
оборотов шпинделя пг снижается с уве-
личением крутящего момента. Гайка по-
дачи 3 приводится во вращение от неболь-
шого электродвигателя 4 с жесткой ха-
рактеристикой, поэтому она вращается
с постоянным числом оборотов п2. Нор-
мально 7> «2.
Подача инструмента в 1 мин будет h = t (п.± — п2), где t — шаг
резьбы шпинделя.
Чем больше крутящий момент, тем меньше пг и тем меньше
скорость подачи. При определенном предаварийном крутящем мо-
менте п1 будет меньше п2, поэтому автоматически начинается ре-
верс бурового инструмента. Это обычно бывает при начале при-
хвата колонкового снаряда.
Буровая установка для глубоких скважин является сложным
объектом для автоматизации процесса бурения. Большие осложне-
ния вносит длинный буровой вал, который подвергается разнооб-
разным нагрузкам и испытывает продольные, поперечные и кру-
тильные колебания. Освоение забойных двигателей, особенно элек-
тробуров, должно облегчить решение проблемы автоматизации
процесса бурения.
300
СКВ Министерства геологии СССР разработало схему частич-
ной автоматизации процесса бурения, в основу которой положен
принцип стабилизации крутящего момента на шпинделе бурового
станка с гидравлическим регулятором подачи.
Экспериментальная проверка автоматического регулирования
процесса вращательного бурения при постоянном крутящем мо-
менте показала ограниченные возможности такого управления.
Более целесообразно применять систему управления самонастраи-
вающегося типа в зависимости от крутящего момента 7Икр, осевой
нагрузки С и мгновенной механической скорости бурения цмех,
которая в течение рейса снижается по мере затупления резцов
коронки. Продолжается работа по дальнейшему усовершенство-
ванию автоматизации подачи бурового инструмента.
Чем глубже скважина, тем менее точно можно контролировать
параметры режима бурения с помощью приборов, расположенных
на поверхности. Это прежде всего относится к осевой нагрузке на
коронку и крутящему моменту.
Для повышения точности измерения параметров режима буре-
ния проводят конструкторско-исследовательские работы по созда-
нию забойных датчиков, надежного канала связи между породо-
разрушающим инструментом и поверхностью, а также по разра-
ботке специальной телевизионной системы.
§ 3. РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД ДЛЯ СТАНКОВ
КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ
Современные станки колонкового бурения имеют многоскорост-
ные коробки передач с ограниченным числом ступеней. Частоты
изменяются в пределах от 60 100 до 1000—1500 об/мин, поэтому
интервал изменения частот велик.
Поэтому при переходе с одной частоты вращения к другой воз-
никают значительные динамические нагрузки, неблагоприятно
отражающиеся на режущих элементах буровых коронок (особенно
алмазных).
Для оптимизации процесса вращательного бурения более бла-
гоприятен привод с плавным изменением частоты вращения шпин-
деля станка и осевой нагрузки. В этом случае можно будет более
быстро находить такое сочетание осевой нагрузки С и окружной
скорости коронки со, при котором достигаются наибольшие меха-
нические и рейсовые скорости бурения. Не менее важно плавно по-
вышать С и п при приработке новых коронок, особенно алмазных,
ибо при таком режиме приработки значительно повышается про-
ходка на коронку.
Наконец, привод, плавно повышающий скорость подъема
с понижением нагрузки, наиболее подходит для привода лебедки
станка, особенно при глубоком бурении, из условия
Л/п-2^,кВт, (132)
301
где N„ — мощность привода; q — вес 1 м бурильных труб в усло-
виях бурения, Н, L — длина бурильной колонны, м; vn — ско-
рость подъема, м/с; q> — коэффициент сопротивления при подъеме;
т] — к. п. д. установки.
Из регулируемых приводов переменного тока в ближайшее
время для геологоразведочного бурения представляется возмож-
ным внедрить асинхронный привод с фазовым управлением, релей-
ную систему и асинхронный вертикальный каскад. Важным до-
стоинством регулируемых приводов переменного тока является
возможность непосредственного включения в сеть в случае выхода
из строя аппаратуры управления и работать как с нерегулируемым
приводом.
Оснащение буровых установок регулируемыми приводами хотя
и вызывает усложнение электрооборудования и увеличение его
стоимости, в то же время в конечном итоге приводит к улучшению
конструкции буровых станков и позволит автоматизировать управ-
ление процессом колонкового бурения и СПО *.
Специфика разрушения горных пород требует проведения про-
цесса бурения при определенных оптимальных сочетаниях частоты
вращения коронки п, величины осевой нагрузки на забой С и ко-
личества промывочной жидкости Q. В условиях довольно частого
изменения физико-механических свойств пород, характерного для
разведочного бурения, выбор и поддержание хотя бы двух его па-
раметров, например частоты вращения п и осевой нагрузки С,
на оптимальном уровне чрезвычайно важно. Поэтому создание
самонастраивающейся системы управления процессом бурения
необходимо рассматривать как важный этап в повышении эффек-
тивности буровых станков, поскольку ручное управление параме-
трами режима бурения из-за ограниченных физических возможно-
стей оператора к восприятию и анализу текущей информации не
всегда гарантирует правильность ведения процесса бурения.
Объектом автоматического управления является сложная дина-
мическая система, которую можно представить как систему буро-
вой станок — бурильная колонна, работающая в стволе сква-
жины, коронка- забой. Эта система имеет три основных входных
регулируемых параметра: частоту вращения породоразрушающего
инструмента лк, осевую нагрузку на коронку С и количество нагне-
таемой к забою промывочной жидкости Q.
Кроме входных параметров состояние объекта управления опре-
деляется также выходными переменными параметрами. К послед-
ним следует отнести проходку за рейс h или ее производную во
времени — механическую скорость vM = dh/dt, потребляемую
мощность W и крутящий момент Л4К|).
Выходные параметры являются сложными функциями, завися-
щими^от физико-механических свойств буримой горной породы,
типа и степени износа породоразрушающего инструмента, входных
* СПО — спуско-подъемные операции.
302
параметров, времени работы коронки и т. д. В случае бурения
пород со случайно изменяющимися механическими свойствами
выходные параметры вообще не могут быть определены как функ-
ции времени. 11а рис. 135 изображена блок-схема одного из воз-
можных вариантов автоматизированной буровой установки.
Автоматизированное управление буровой установкой осущест-
вляется по алгоритму, составленному на основании обработки
информации, полученной после бурения опорных скважин.
Рис. 135. Блок-схема одного из возможных вариантов автоматизированной
буровой установки (по А. В. Сахарову)
В случае, если значение механической скорости существенно
отличается от заданной, буровая установка производит автомати-
ческий поиск таких управляющих параметров, при которых меха-
ническая скорость достигает заданной оптимальной величины.
На основании опыта работы автоматизированного производства
можно ожидать, что создание самонастраивающейся буровой уста-
новки может привести к повышению производительности бурения,
улучшению геологической документации и снижению стоимости
работ.
Создание самонастраивающейся буровой установки необхо-
димо осуществить на базе установок У1<Б, оснащенных регулируе-
мыми приводами и необходимыми контрольно-измерительными
приборами.
303
§ 4. СПОСОБЫ МЕХАНИЗАЦИИ И УСКОРЕНИЯ
СПУСКО-ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Спуско-подъемные операции (СПО) производятся с целью за-
мены износившегося породоразрушающего инструмента, а при
колонковом бурении — с целью извлечения керна, заполнившего
колонковую трубу или заклинившегося в ней. При подъеме ин-
струмента длинная колонна бурильных труб разъединяется на
отдельные свечи, длиной не более 18 м (в колонковом бурении).
При спуске инструмента свечи вновь свинчиваются в бурильную
колонну. Следовательно, процесс спуска-подъема инструмента ве-
дется прерывисто (дискретно).
Затраты времени на СПО увеличиваются с глубиной скважины.
Пусть полная глубина скважины L м; средняя глубина скважины
при ее бурении от нуля до L будет L/2 м; время, затрачиваемое
на спуск и подъем 1 м бурильных труб, Z; средняя проходка за
рейс I м (Z колеблется от 1,5 до 6 м, в среднем / = 3 м).
Минимально необходимое число спуско-подъемов при бурении
скважины будет
т=ЬЦ. (133)
Средняя затрата времени на один спуск-подъем будет
ГСр-4-й (134)
Тогда при строительстве скважин глубиной L м минимальные
затраты времени на СПО будут
> 2f
Tcn = Tcvtn = -~-. (135)
Таким образом, затраты времени на СПО увеличиваются про-
порционально глубине скважины в квадрате. В действительности
затраты времени на СПО растут более интенсивно. Это объясняется
следующими обстоятельствами: 1) на больших глубинах залегают
обычно более крепкие породы, поэтому проходка с глубиной на
рейс, как правило, снижается; 2) в связи с увеличением веса ко-
лонны бурильных труб уменьшается механическая скорость подъ-
ема (при постоянной мощности привода лебедки бурового станка);
3) с глубиной ухудшаются условия работы породоразрушающего
инструмента, чаще происходят самозаклинки керна, требующие
преждевременного прекращения рейса и производства СПО;
4) СПО приходится производить при различных осложнениях
в скважинах, при авариях и т. п.
Поэтому ведутся большие исследовательские и конструкторские
работы в направлении ускорения СПО.
Это ускорение СПО можно осуществить: 1) путем резкого уве-
личения рейсовых проходок и снижения количества спуско-подъ-
емов во время строительства скважины; 2) путем коренного изме-
304
пения технологии СПО; 3) путем механизации и автоматизации
СПО, производимых по существующей технологии.
Для уменьшения времени на СПО при детальной разведке
переходят на бурение сплошным забоем породоразрушающими
инструментами высокой износостойкости.
Наиболее эффективным будет бескерновое бурение сверхстой-
ким породоразрушающим инструментом, обеспечивающим про-
ходку скважины за один рейс с передачей непрерывной информа-
ции о пересекаемых горных породах с забоя на поверхность. В этом
случае взятие проб с определенных интервалов будет осущест-
вляться путем отбора шлама с этих интервалов и путем опробова-
ния стенок скважины с помощью боковых грунтоносов и бороздо-
вых опробователей.
Изменение технологии СПО может осуществляться по следую-
щим путям.
1. Применение колонковых снарядов со съемными керноприем-
никами, поднимаемыми на канате (ССК).
Эти колонковые снаряды (см. рис. 99) должны оснащаться ал-
мазными коронками, обеспечивающими проходку нескольких де-
сятков или сотен метров скважины без заметного износа (без силь-
ного снижения механической скорости).
Керн извлекается в керноприемной трубе, поднимаемой на
канате со скоростью ^1,5 м/с.
В этом случае подъем и спуск бурильной колонны будут осу-
ществляться только для замены износившейся алмазной коронки,
и время на спуско-подъемные операции резко сократится.
Дальнейшим развитием ускорения СПО является освоение
вставных (съемных) алмазных долот и коронок, которые подни-
маются на канате, а опускаются под влиянием собственного веса
и под давлением нагнетаемой жидкости через колонну бурильных
труб.
2. Непрерывный спуск-подъем породоразрушающего инстру-
мента может осуществляться при бурении забойным двигателем
(турбобуром или электробуром), опускаемым в скважину на шлан-
гокабеле, намотанном на специальный барабан. Схема этой уста-
новки показана на рис. 136.
Шлангокабель должен одновременно обладать большой гиб-
костью и прочностью, воспринимать реактивный момент забойного
двигателя с небольшим углом закручивания и надежно противо-
стоять механическому и физико-химическому воздействию окру-
жающей среды, содержащей абразивные частицы выбуренной
породы.
По шлангокабелю подается промывочная жидкость, необходи-
мая для очистки забоя от разбуренной породы и для привода турбо-
бура.
По вмонтированному в тело шлангокабеля токоподводу могут
подводиться электроэнергия к забойному электробуру и осущест-
вляться контроль и управление процессом бурения.
305
7 „ в
Основными преимуществами бурения на шлангокабеле яв-
ляются:
1) упрощение и сокращение времени на спуско-подъемные опе-
рации;
2) возможность непрерывной циркуляции промывочной жид-
кости как в процессе бурения, так и во время спуско-подъема;
3) возможность полной автоматизации процесса бурения, осо-
бенно при применении электробура;
4) возможность электрокаротажа в процессе бурения и опреде-
ления различных параметров, характеризующих разбуриваемые
породы.
Особенно удобно бурение на шлангокабеле с плавучего буро-
вого оснащения. Опыт бурения на шлангокабеле во Франции пока-
зал, что затраты времени на СПО сокращаются в 3—5 раз при уве-
личении рейсовой скорости
бурения в 2—4 раза.
Именно бурение за-
бойными электродвигате-
лями на шлангокабеле
позволит наиболее полно
и просто автоматизиро-
вать все основные опера-
ции процесса бурения.
Т ехн ические средства
для механизации СПО,
производимых по совре-
менной технологии, можно
разделить на следующие
группы: механизмы свин-
чивания и развинчивания
бурильной колонны на
свечи; элеваторы, позво-
ляющие выполнять СПО
без верхнего рабочего; ком-
плексы механизирован-
ных буровых установок.
Из механизмов для свинчивания и развинчивания бурильных
труб опишем механизм РТ-1200М, предназначенный для свинчива-
ния и развинчивания бурильных труб диаметром 42, 50 и 63,5 мм,
а также утяжеленных и колонковых труб диаметром 57, 73, 89 и
108 мм.
Механизм можно применять при бурении вертикальных и на-
клонных скважин как с обычными, так и с полуавтоматическими
элеваторами.
Труборазворот РТ-1200М (рис. 137) состоит из вращателя /
с водилом 3, центратора 2, подкидной вилки 4, ведущей вилки 5,
рамы 10, автоматического выключателя 7, магнитного пускателя 8
и двухштифтовой кнопки управления 9.
Рис. 136. Схема устано-
вки для бурения забойными
двигателями на шланго-
кабеле:
1 — долото; 2 — электро-
бур; 3 — направляющий ролик;
4 — шлангокабель; 5 — гусенич-
ный подъемник; 6 — барабан;
7 — блок электропитания; 8 —
пульт управления; 9 — буровой
насос; 10 — емкость
306
Вращатель представляет собой двухступенчатый цилиндриче-
ский редуктор, который приводится во вращения фланцевым
электродвигателем 6 с влагостойкой изоляцией мощностью 3,0 кВт,
с частотой вращения п = 1350 об/мин. Передаточное число ре-
дуктора — 19.
В корпусе вращателя имеется центральное отверстие диаметром
205 мм для пропуска колонкового снаряда и обсадных труб. Это
позволяет устанавливать и закреплять механизм над устьем на
весь период бурения скважины. В центральное отверстие корпуса
Рис. 137. Труборазворот РТ-1200М
вращателя вставляется центратор 2, уменьшающий проходное от-
верстие корпуса и центрирующий колонну.
Бурильные трубы 11 пропускаются через центральное отвер-
стие и подвешиваются на подкладной вилке 4, которая вставляется
в нижнюю прорезь муфты замка и опирается на центратор 2. Хво-
стовик вилки упирается в один из выступов крышки корпуса вра-
щателя, что удерживает колонну от проворачивания. Ведущая
вилка вставл яется в прорезь конуса бурильного замка. При включе-
нии электродвигателя водило 3 вращает ведущую вилку по или
против часовой стрелки и свинчивает или развинчивает соедини-
тельные замки бурильных труб.
У механизма РТ-1200М имеется маховик, увеличивающий в не-
сколько раз крутящий момент электродвигателя в начальный мо-
мент развинчивания резьбового соединения.
Элеваторы. При СПО применяются элеваторы, подхватывающие
верх бурильной колонны. Обычные элеваторы требуют при произ-
водстве СПО работы трех рабочих; бурильщика, помощника
бурильщика и верхового рабочего.
307
Рис. 138.
Элеватор
МЗ-50-80:
а — элева-
тор; 1 — серьга;
2 — отражатель;
3 — бобышка; 4 —
корпус; 5—ось за-
твора с роликом;
б — ролик; 7 —
палец; б — наго-
ловиик: 1 — кор-
пус; 2— стержень;
3 — виит; 4 — го-
ловка
Вурйлыцик управляет тормозами лебедки и осуществляет ме-
ханический спуск и подъем колонны бурильных труб. Помощник
бурильщика работает у устья скважины, производит свинчивание
и развинчивание свечей бурильной колонны и передвижение свечей
от подсвечника к устью скважины (при спуске) и обратно от устья
скважины на подсвечник при извлечении колонны из скважины.
Верховой рабочий работает во время СПО на верхних полатях,
при подъеме снимает элеватор с верха бурильной колонны и на-
правляет свечу на подсвечник, а при спуске надевает элеватор на
верх свечи и направляет свечу к устью скважины.
Труд верхового рабочего опасен и тяжел, особенно в осеннее
и зимнее время, во время дождей и вьюг, в ночное время. Поэтому
при бурении скважин глубиной до 700—800 м применяют полуавто-
матические элеваторы, которые позволяют производить работу без
верхового рабочего. Эти элеваторы можно разделить на две
группы:
1) элеваторы, работающие с наголовниками (грибками);
2) элеваторы, работающие без наголовников.
Элеватор типа МЗ-50-80 * (рис. 138, а) предназначен для про-
изводства СПО без участия верхового рабочего.
При подъеме труб из скважины на верхний конец каждой свечи
надевается наголовник (рис. 138, б). Под наголовник заводится
элеватор с отомкнутым затвором, после чего колонна поднимается
на длину свечи. При установке нижнего конца отвинченной свечи
па подсвечник «зев» корпуса элеватора ориентируется в сторону
трубоприемника, а сам элеватор опускается вниз. Отражатель
скользит по наголовнику, а элеватор отсоединяется от свечи и про-
должает свободно опускаться к устью скважины. При спуске ко-
лонны труб в скважину элеватор надевается на свечу, отодвинутую
от общего пакета труб, и фиксируется на свече затвором. При дви-
жении элеватора по свече вверх ролик обеспечивает разворот кор-
пуса элеватора под углом к оси, в результате чего муфтово-замко-
вые соединения свободно проходят через вырез в корпусе элева-
тора. После подхвата за наголовник свеча направляется так, чтобы
резьба конуса вошла в муфту замка подвешенной над устьем сква-
жины колонны, и свинчивается с ней. Затем инструмент опускается
в скважину на длину свечи и устанавливается на подкладную
вилку. Со свечи снимаются сначала элеватор, а потом наголовник,
и операция спуска продолжается. Элеватор МЗ-50-80 модернизи-
рован, грузоподъемность его увеличена до 12 т. Он выпускается
под маркой БИ249-285000 (рис. 139).
Полуавтоматические скользящие элеваторы не требуют наго-
ловников. Но замковые соединения вверху свечей должны иметь
кольцевые проточки.
На разведочных работах часто применяются полуавтоматиче-
ские элеваторы Э-18/50 (рис. 140). Этот элеватор предназначен
* Этот элеватор был впервые предложен Г. П. Шиловым.
309
Рис. 139. Полуавтоматический элеватор БИ249-285.000:
1 — головка; 2 — серьги; 3 — корпус; 4 — быстросьемиый затвор; 5 — ребро;
6 — отражатель; Z — пальцы; 8 — шкворень; 9 — фиксатор; 10 — пружина; 11 —
защелка затвора 4‘, 12 — клапан; 13 — винт
7-
6
10
2
27
fZ
13
1‘1
13
15 I
185
18
ZD
п Z3
zzo
8
Z5
Zf
2Z
16
A-fi
Полуавтоматиче-
Э-18/50:
2 — отражатель;
— рукоятка; 5 —
„ \ 7 — пальцы;
фиксаторы; 9 —
10 — кулачки; 11 — хво-
12 — копир;
Рис. 140.
ский элеватор
1 — щеки;
3 *— втулка; 4
цепь; ‘6 — корпус;
8 — резьбовые *
валики; 10 — кулачки; 11 —
стовики; 12 — копир; 13 — тяга;
14 — траверса; 15 — штифты; 16—
пружины сжатия; 17 — пружина
кручения; 18 — крышка; 19 — кре-
пежные винты; 20 — установочные
штифты; 21, 22 — манжеты; 23 —
створки; 24 — оси створок; 25 —
пружина оси створок
для спуска и подъема бурильных труб диаметром 50 мм муфтово-
замкового соединения без применения наголовников.
Техническая характеристика элеватора Э-18/50
Грузоподъемность, т............................... 18
Диаметр бурильных труб, мм........................ 50
Диаметр проходного отверстия корпуса, мм . . 70
Тип замков для бурильных труб............... 3—50
Способ захвата .............................Кулачками за
кольцевую
проточку на
муфте замка
Масса, кг................................... 50
Полуавтоматический элеватор Э-18/50 состоит из корпуса 6,
внутри которого находятся захватывающий и запорный механизмы,
и подвесной серьги 1, шарнирно присоединенной к корпусу. За-
хватывающий кулачково-копирный механизм предназначен для
захвата бурильных труб за кольцевую проточку замка; он позво-
ляет осуществлять автоматическое и ручное управление кулачками
при проведении спуско-подъемных операций. Механизм состоит из
двух шлицевых валиков 9 с насаженными на них кулачками 10 и
хвостовиками 11, подпружиненной траверсы 14, соединенной с тя-
гой 13, серьги и копира 12.
Запорный механизм элеватора предназначен для перекрывания
зева корпуса при спуске снаряда и состоит из двух подпружинен-
ных створок 23, поворачивающихся на осях 24.
В основе работы элеватора заложен принцип захвата кольце-
вой проточки муфты бурильного замка двумя кулачками, управ-
ляемыми одним копиром.
При движении элеватора по свече (при спуске снаряда) копир
удерживает кулачки в пазах корпуса; при сходе с муфты замка
копир под действием пружины’ перемещается в исходное положе-
ние, кулачки освобождаются и захватывают свечу под кольцевую
проточку.
Синхронное управление кулачками одним копиром исключает
возможность подхвата бурильных труб одним кулачком.
При подъеме снаряда элеватор опускается на конец колонны
бурильных труб до упора в торец подкладной вилки. Захват бу-
рильных труб кулачками за проточку происходит автоматически
при подъеме элеватора вверх. Освобождение элеватора от подня-
той свечи происходит при постановке ее на подсвечник.
Применение полуавтоматического элеватора Э-18/50 обеспечи-
вает проведение СПО сменной вахтой из двух человек без примене-
ния наголовников. Это облегчает труд помощника бурильщика и
сокращает время па проведение СПО.
Комплексная механизация СПО
Комплексная механизация СПО при колонковом бурении при-
меняется редко. Основной причиной, затрудняющей комплексную
механизацию спуско-подъемных операций, является большое ко-
312
Лйчество ручных приемов,гкоторыми сопровождается работа меха-
низмов свинчивания- развинчивания элеваторов и трубоуклад-
чиков и т. п.
Подсчитано, что спуск только одной свечи включает до сорока
приемов и движении: включение и торможение лебедки, свинчива-
ние труб, перенос трубы и т. д., а поднимаемая колонна состоит из
десятков, порой сотен буровых свечей. Подъем и спуск ее для заме-
ны инструмента при глубоком бурении длятся часами.
Поэтому ведутся работы по комплексной механизации и автома-
тизации СПО, проводимых путем автоматизации развинчивания
бурильной колонны на свечи при подъеме и путем свинчивания
свечей в колонну при спуске инструмента.
Рассмотрим в общем виде схему такого автоматического ком-
плекса (рис. 141).
СПО выполняются по заданной программе, как правило, без
вмешательства оператора, который наблюдает с пульта управле-
ния и приступает к управлению только в аварийном случае. Авто-
матизация циклов спуска и подъема достигается совмещенным и по-
следовательным действием ряда механизмов: автомата захвата
труб и разворота их, электромагнитного элеватора, манипуляторов
(механических рук), вращающейся кассеты — магазина для бу-
рильных труб, лебедки и др.
Гидросистема комплекса состоит из нескольких автономных
блоков, каждый из которых, в свою очередь, состоит из гидравли-
ческих исполнительных двигателей (гидроцилиндры и гидромо-
торы) и электрогидравлической аппаратуры управления.
Каждый из автономных блоков управления выполнен на элек-
трогидравлическом принципе, при котором переключение золот-
ников, распределяющих масло, производится с помощью электро-
магнитов. Порядок и последовательность включения и отключения
электромагнитов золотников при автоматических циклах на подъем
и спуск снаряда осуществляются с помощью системы электроавто-
матики.
Для осуществления заданной последовательности и чередова-
ния работы комплекса механизмов, обеспечивающих СПО, служит
система комплексного автоматического управления, в которую
входят:
1. Система управления последовательностью действия задан-
ных механизмов.
2. Система блокирования, обеспечивающая безаварийность
работы оборудования.
3. Система регулирования, служащая для обеспечения регу-
лирования скорости спуска и подъема бурового инструмента.
4. Система сигнализации, используемая в целях облегчения ра-
боты обслуживающего персонала и отысканию причин отказов и др.
5. Система наладочного управления. Данная система комплекс-
ного автоматического управления построена на электрических
и электрогидравлических средствах связи.
313
Рис. 141. Схема комплекса для автоматизации спуско-подъемных’ операций;
1 — кронблок- 2 — конечный выключатель; 3 — каретка с талевым блоком; 4 —
электромагнитный элеватор; 5 - манипулятор (механическая рука); 6 - кассета для
свечей- 7 — привод кассеты; 8 — демпфер; S — автоматический труборазворот; 10 -
вращатель автомата труборазворота; 11 - лебедка; 12 - электрогидравлическое управ-
ление тормозами; 13 — канат талевый; 14 — отсекатель свеч; 15 — свеча
ВИТР разработал автомат для спуска и подъема бурильной
колонны, запатентованный в ряде зарубежных стран (Франция,
США и др.). На базе этого автомата сконструирована буровая уста-
новка БА-25-ЛЭ.
Механизмы автомата сблокированы с помощью гидроэлектри-
ческих и электрических датчиков, позволяющих осуществлять ди-
станционное управление отдельными операциями.
Автомат рассчитан на применение бурильных свечей с довольно
большим допуском по длине.
Глава 12
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
§ 1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ АВАРИЙ
Аварией в бурении называется поломка или оставление в сква-
жине бурильной колонны и ее частей. Аварии происходят в ре-
зультате нарушения рационального режима бурения, неисправно-
сти бурового инструмента и оборудования, а также из-за слабой
квалификации или халатности членов буровой бригады.
Легче предупредить аварию в скважине, чем ее ликвидировать.
Поэтому необходимо принимать меры по предупреждению аварий,
а именно:
1. Повышать квалификацию и ответственность бурового персо-
нала.
2. Оснащать буровые установки контрольно-измерительными
приборами.
3. Применять равнопрочную по всей длине бурильную
колонну.
4. Передавать нагрузку на породоразрушающий инструмент
с помощью УБТ.
5. Регулировать параметры промывочной жидкости в соответ-
ствии с геологическим разрезом.
6. Устранять всякие простои.
7. Механизировать все трудоемкие операции.
Серьезная авария в скважине может быть вызвана даже мел-
кими неполадками с оборудованием. Поэтому необходимо поддер-
живать всегда в работоспособном состоянии все механизмы буро-
вой установки и не допускать перебоев в их работе. Это может быть
обеспечено путем своевременного проведения планово-предупре-
дительного осмотра и ремонта бурового оборудования и инстру-
мента (станка, насоса, двигателя, колонны бурильных труб).
Большое значение имеют своевременная очистка и смазка резьбы
и других рабочих частей оборудования, инструмента и каната
лебедки.
315
Для предохранения от попадания в скважину мелких предметов
ее устье должно быть всегда закрыто пробкой или крышкой. Про-
изводить бурение при неисправной контрольно-измерительной
аппаратуре не следует.
§ 2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО СНАРЯДА
И ОБВАЛОВ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
Прихваты бурового инструмента являются распространенными
авариями при колонковом бурении. Часто прихваты вызывают
обрывы бурильной колонны.
Признаки прихвата бурового снаряда — уменьшение нагрузки
на крюке при спуске, повышение манометрического давления на
насосе при промывке, увеличение усилий, необходимых для враще-
ния и подъема инструмента.
Причины прихвата бурового снаряда — набухание пород (глин)
и обвалы стенок скважины. Обвалы происходят при пересечении
скважиной пластов рыхлых, сыпучих, плывучих, разбухающих от
действия воды, сильнотрещиноватых, раздробленных пород. В не-
связных породах обвалы начинаются сразу после пересечения их
скважиной. В более связных породах обвалы начинаются не сразу
после вскрытия этих пород, а через несколько дней. Промывка
водой вместо глинистого раствора вызывает усиление обвалов.
Предупреждение прихватов бурового снаряда состоит в сле-
дующем. С целью уменьшения проникновения воды в обваливаю-
щиеся породы и в породы, способные набухать, применяют хими-
чески обработанные глинистые растворы со сниженной величиной
водоотдачи до 1—3 см3 за 30 мин. Для обеспечения устойчивости
стенок скважины путем увеличения гидростатического давления на
стенки повышают плотность глинистого раствора с помощью утя-
желителей. Полное прекращение прихватов и обвалов обеспечи-
вают креплением пробуренной скважины колонной стальных об-
садных труб.
§ 3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ и ЛИКВИДАЦИЯ
ЧАСТИЧНЫХ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
Поглощение промывочной жидкости приводит к уменьшению
скорости восходящего потока промывочной жидкости, обогащен-
ного шламом, и неспособности этого потока вынести на поверх-
ность земли крупные и тяжелые частицы шлама. В результате этого
в скважине образуется скопление шлама, что может привести
к прихвату бурового снаряда, к перегреву и деформации породо-
разрушающего инструмента.
Причины поглощений промывочной жидкости: а) наличие кана-
лов проникновения, представленных трещиноватыми и пори-
стыми породами; б) перепад давлений Ар на стенках скважины,
равный
АР = щ —Рг = щ —^Рб. р. (136)
316
где Pi •— пластовое давление, Па; р2 — гидродинамическое давле-
ние потока промывочной жидкости при промывке, Па; k — коэф-
фициент, учитывающий величину гидравлических сопротивлений
в затрубном пространстве (&= 1,15—1,20); рб. р — гидростати-
ческое давление столба бурового раствора в скважине, определяе-
мое из равенства
Рб- р = Тб. р7/ср> Па, (137)
где уб. р — удельный вес бурового раствора Н/м3; Нср — средняя
глубина поглощающего участка ствола скважины, м.
Пластовым давлением называется давление жидкости в пласте.
Пластовое давление рг определяется по формуле
Pi = Тж (Н — h), Па, (138)
где Н — глубина кровли залегания поглощающего горизонта;
h — глубина от устья до уровня жидкости в скважине при отсут-
ствии промывки.
При самоизливе жидкости из скважины замеряется высота /ц
фонтана от устья скважины до верха фонтана, и пластовое давление
ру равно
Pi — Уж (Н + М> Па. (139)
Предупреждение частичного поглощения путем уменьшения
удельного веса бурового раствора. При наличии жидкости в пласте
сдавлением рг поглощения не будет, если не будет перепада давле-
ния, т. е. если по формуле (136) Др = ру — kp^.p = 0, тогда
Ро. р — Pi/k. Подставив вместо рб. р его значение из формулы (137)
и вместо ру его значение из формулы (138), получим
.. „ Тж(«-Й)
Тб. рп Ср----.
Откуда искомый облегченный удельный вес уб. р бурового раствора
предупреждающий поглощение, равен
_ Тж (И — h)
Тб-Р“' kH^~
При колонковом бурении уменьшение удельного веса бурового
раствора осуществляют аэрацией, т. е. насыщением воздухом
этого раствора с помощью смесителя, предложенного Л. В. Мака-
ровым и Л. М. Ивачевым (рис. 142). Смеситель состоит из двух
каналов: основного, в котором происходит аэрация промывочной
жидкости, и обводного 16, обеспечивающего проход жидкости в ко-
лонну бурильных труб в случае, когда надобность в аэрации отпа-
дает. Основной канал состоит из сопла 3 со сменной насадкой 8,
втулки 11, диффузора, или камеры смешения 10 и соединительных
патрубков 2 и 9. Смеситель монтируется в нагнетательную линию
насоса после трехходового крана с помощью фланца 1. Нагнета-
тельный шланг надевается на штуцер 13. Насос включают при от-
317
(140)
крытом обводном канале 16 и закрытом кране 14 для подачи воз-
духа. После этого обводной канал перекрывают краном 17, и до-
ступ воздуха к смесителю производится плавным открытием крана
14. Вылетающая из насадки 8 с большой скоростью жидкость соз-
дает в камере между насадкой 8 и втулкой 11 разряжение. Воздух
из атмосферы через приоткрытый кран 14 и кольцевой резиновый
клапан 6 устремляется в разряженное пространство и засасывается
струей жидкости в камеру смешения 10, где смешивается с буровым
16 п
Рис. 142. Смеситель для бескомпрессорпой аэрации бурового раствора
с обводным каналом:
/, 12 — фланец; 2,9 — патрубок; 3 — сопло; 4 — кожух; 5 — резиновая прокладка;
6 — резиновое кольцо клапана; 7 — прижимная шайба клапана; 8 — насадка; 10 —
диффузор; 11 — втулка; 13 — штуцер; 14 — кран для подачи воздуха; 15 — муфта;
16 — обводный канал; 17 — кран для перекрытия обводного канала
раствором. Регулирование величины удельного веса бурового рас-
твора, определяемого формулой (140), с помощью смесителя произ-
водят опытным путем до прекращения частичного поглощения.
Ликвидация частичного поглощения путем применения тиксо-
тропных глинистых растворов. Ликвидация частичного поглоще-
ния достигается применением глинистого раствора, имеющего
малую величину водоотдачи и высокую тиксотропию. Когда тиксо-
тропный глинистый раствор проникает в трещины и поры породы,
то его движение замедляется и раствор загустевает. При этом даль-
нейшее продвижение раствора прекращается, структура в растворе
упрочняется, чем достигается закупорка каналов в породе. При
борьбе с поглощением для повышения вязкости, статического на-
пряжения сдвига и тиксотропии к глинистому раствору прибав-
ляют жидкое стекло в количестве 2—5 вес. % и другие реагенты.
Ликвидация полного поглощения с помощью тампонажной
смеси на основе синтетических смол. В состав тампонажной син-
318
тетической смеси Входят: синтетическая смола, отвердитель и на-
полнитель, которые смешиваются в определенных пропорциях
В качестве синтетической смолы применяют мочевино-формаль-
дегидные смолы марок МФ, МФ-17, МФФ, которые представляют
собой нетоксичную (неядовитую) жидкость
от белого до светло-коричневого цвета
с плотностью от 1,15 до 1,4 г/см® и усло-
вной вязкостьюот 100 до 200 с, по СПВ-5.
Отвердение смолы достигается путем
добавки в нее катализатора (отверди-
теля), которым могут служить некоторые
органические и минеральные кислоты
и соли. Наилучшйй результат дает насы-
щенный раствор щавелевой кислоты.
Щавелевая кислота — неядовитый поро-
шок белого цвета, удобен при хранении
и транспортировке.
Наполнитель применяется для
закупоривания каналов пористых пород.
Следует применять наполнитель с раз-
мером частиц, соответствующим размерам
поглощающих каналов. Ими могут слу-
жить сухие древесные опилки и мелкая
стружка, отходы слюды, кордного волок-
на, кожи, целлофана и др.
Каверномером называется при-
бор, предназначенный для
диаметров ствола скважины и, в
ности, каверн. Каверномер состоит из
металлической гильзы 7 (рис. 143), вдоль
стенок которой расположены ромбовидные
рычаги 2 на шарнирах 6. При спуске
и подъеме каверномера рычаги 2 под дей-
ствием пружин 1 раскрываются и плотно
прижимаются к стенкам скважины. При
изменении угла раскрытия рычагов дви-
жется закрепленный на них шток 3, свя-
занный с ползунковым реостатом 4. Это
приводит к изменению сопротивления рео-
стата и силы тока в электрической цепи.
Электрическая цепь состоит из реостата 4,
соединенного с батареей 8 на поверхности земли. В электриче-
скую цепь включен миллиамперметр 9. Установив с помощью
предварительной регулировки зависимость между радиусом рас-
крытия рычагов (т. е. положением движка 4 реостата) и силой тока
на миллиамперметре, можно построить график, па котором по вер-
тикальной оси отложена глубина скважины в метрах, а по горизон-
тальной оси — сила тока по миллиамперметру и радиус раскрытия
319
143. Схема ка-
Рис.
вер помер а:
1 — пружины; 2 — ры-
чаги ромбовидные; 8 — шток;
4 — реостат; 5 — кабель;
6 i— шарниры; 7 — гильза;
8 — батарея электрического
тока; 9 — миллиамперметр;
10 — каверна
измерения
част-
дву жильного кабеля 5,
рычагов, соответствующий диаметру ствола скважипы. Этот гра-
фик называется к а в е р и о г р а м м о й. Каверномер входит
в комплект самоходной геофизической каротажной станции. В этой
станции стрелочный миллиамперметр соединен с самопишущим
прибором, который автоматически записывает кавернограмму на
бумажной ленте.
Для скважин малого диаметра, которые ныне применяются при
разведке твердых полезных ископаемых, наиболее подходят мало-
габаритные каверномеры.
Тип каверномера КМ-38 КМ-2
Диаметр измерения, мм .... 45—180 76—350
Погрешность измерения, мм ±1,5 ±5
Тип каротажного кабеля . . . . Одножильный Трехжильный
Теплостойкость °C Максимальное внешнее давление, 80 80
МПа 25,0 25,0
Питание Автономное от От каротаж-
Размеры, мм: элемента «Сатурн» пой станции
диаметр . 38 48
длина 1520 1670
Масса, кг .... 10 16
Объем V тампонажной смеси равен
V = Ляг2 (h + ht), м3, (141)
где k — коэффициент, учитывающий объем трещин в стенках
скважины, подлежащих тампонированию (k — 1,2 — 1,5); г —
средний радиус скважины, м, определенный по кавернограмме
с помощью планиметра; h — мощность тампонирующего интер-
вала, м; hr—дополнительный интервал ствола скважины, под-
лежащий в целях профилактики тампонированию выше и ниже
зоны поглощения (hr — 10 — 20 м).
Температура в зоне поглощения влияет на время твердения
тампонажной смеси. Поэтому эту температуру измеряют методами
скважинной термометрии, а в простейшем случае максимальным
ртутным термометром, вставленным в корпус кавернометра и
регистрирующим наивысшую температуру, по которой он нагрелся.
С целью определения времени начала твердения тампонажной
смеси приготовляют контрольные пробы. Для этого берут три
стакана, в которые наливают одинаковые объемы смолы до поло-
вины стакана. Затем в каждый стакан доливают насыщенный рас-
твор щавелевой кислоты в разном количестве от объема. По часам
регистрируют время начала твердения. Тот процент добавленного
раствора, который по времени начала твердения ближе подходит
к заданному времени, берется за исходный.
Приготовление рабочей тампонажной
с м е с и. В чистую металлическую емкость заливают определенный
по формуле (141) объем смолы, затем засыпают необходимое коли-
320
чество наполнителя и содержимое перемешивают. В полученную
смесь вводят отвердитель в количестве, определенном по кон-
трольным пробам. Приготовленную рабочую тампонажную смесь
доставляют в зону поглощения. Контроль за твердением смеси
в скважине осуществляют по оставшейся в емкости пробе.
Способы доставки тампонажной смеси
в зону поглощения: 1) между двумя разделяющими
пробками; 2) в специальном тампонажном снаряде.
Рис. 144. Схема достав-
ки тампонажной смеси между
двумя разделительными про-
бками:
а и б — через обсадную ко-
лонну; в — через специальную
колонну обсадных труб; 1 —1 ни-
жняя разделительная пробка;
2 — колонна обсадных труб; 3 —
тампонажная смесь; 4 — верх-
няя разделительная пробка; 5 —
специальная колонна обсадных
труб
Доставка смес
ющими пробками
и между двумя раздела-
применима в том случае, когда кровля
зоны поглощения находится от нижнего конца колонны обсадных
труб на расстоянии не более 40 м.
Предварительно изготовляют две деревянные разделительные
пробки с резиновыми манжетами. Диаметр загнутых вверх рези-
новых манжет должен быть на 0,5 мм меньше внутреннего диаметра
обсадных труб.
В колонну обсадных труб 2 (рис. 144, а) вставляют нижнюю
разделительную пробку 1 и, продвинув ее на требуемую глубину,
заливают в трубы 2 весь объем приготовленной тампонажной смеси,
вставляют верхнюю разделительную пробку 4, на верхний конец
труб навинчивают переходник (не показанный на рис 144). Вклю- II
II Б. И. Воздвиженский и др.
321
чают насос и под давлением промывочной жидкости транспорти-
руют тампонажную смесь, заключенную между пробками, к зоне
поглощения (см. рис. 144, б) так, чтобы верхняя пробка дошла до
кровли зоны поглощения. Контроль за положением верхней пробки
осуществляют с помощью груза, спускаемого на мерной проволоке.
Если кровля зоны поглощения находится на расстоянии более
40 м от башмака обсадной колонны, то до кровли зоны поглощения
спускают специальную колонну обсадных труб 5
(рис. 144, в), на которой между двумя разде-
ляющими пробками доставляется тампонажная
смесь до поглощающей зоны.
Доставка смеси в специальном
тампонажном снаряде (рис. 145). Над
устьем скважины с помощью хомута закрепляют
контейнер (трубу) 7, открытый сверху (т. е. без
деталей 1, 3, 4, 5, 6), но закрытый снизу круглой
деревянной пробкой 9 с резиновым уплотнением,
удерживаемой в башмаке 8 с помощью штиф-
тов 2. В контейнер заливают тампонажную смесь,
вставляют поршень 4 с резиновой манжетой 5
и клапаном 6. На контейнер 7 навинчивают
переходник 3 и переходник (полузамок) 1 под
резьбу бурильных труб. Затем снаряд на буриль-
ных трубах спускают в скважину от 0,3—0,5 м
выше забоя. Включают насос с давлением про-
мывочной жидкости срезают штифты 2. Тогда
пробка 9 с резиновым уплотнением выйдет из
Рис. 145. Специальный тампонажный снаряд для достав-
ки небольших объемов тампонажной смеси
башмака 8 и тампонажная смесь будет выдавливаться в сква-
жину. По мере выдавливания смеси из контейнера снаряд при-
поднимают от забоя. Полное выдавливание смеси регистри-
руется по резкому повышению давления на манометре бурового
насоса, которое возникает после дохождения поршня 4 до баш-
мака 8. Этот способ рекомендуется применять в скважинах
с мощностью зоны поглощения не более 5—6 м.
§ 4. ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ для колонкового
БУРЕНИЯ
Набор ловильного инструмента для бурового снаряда должен
быть на буровой даже при безаварийной работе.
В комплект ловильного инструмента, применяемого при колон-
ковом бурении, входят следующие.
322
Метчики ловильные (рис. 146, а) конической формы предназна-
чены для ловли бурильных, колонковых и обсадных труб. На ко-
нической поверхности метчика нарезана треугольная правая или
левая резьба и, кроме того, профрезерованы продольные канавки
так, что образуется режущая кромка, обращенная в сторону вра-
щения метчика. Канавки служат для выхода стружки, снимаемой
при ввинчивании метчика в трубу. Диаметр корпуса метчика
должен соответствовать диаметру отверстия ловимой трубы.
Метчики бывают глухие, чаще промывочные со сквозным централь-
ным каналом. Для ловли бурильных труб в скважинах большого
диаметра метчики оснащаются направляющими воронками.
б
Рис. 146. Ловильный инструмент:
а — метчик ловильный с направляющей воронкой; б — колокол ловильный с на-
правляющей воронкой
Метчики изготавливаются из легированной стали. Конусная
резьбовая часть метчика подвергается термической обработке —
цементации на глубину 0,8—1,0 мм или закалке.
Колокол ловильный (рис. 146, б). На внутренней конусной по-
верхности колокола нарезана правая или левая треугольная
резьба и профрезерованы продольные канавки. При вращении
колокол навинчивается на наружную поверхность трубы. Диа-
метр внутреннего отверстия колокола должен соответствовать
размеру ловимого инструмента.
В скважину большого диаметра колокол спускается с направ-
ляющей воронкой, предназначаемой для отклонения от стенки
скважины ловимой трубы и направления ее в колокол. Нарезная
внутренняя поверхность колокола подвергается термической об-
работке.
Овершот. Если оборванный инструмент не прихвачен, при-
меняют овершот (рис. 147), который захватывает ловимую трубу
за муфту или замок.
11
323
Овершот спускают в скважину следующим образом (рис. 147, б).
К бурильным трубам присоединяют переходник 1, который соеди-
нен с трубой 2. На трубу 2 навинчивают овершот 3, несущий
подъеме овершота
Рис. 147. Овершот:
а — овершот; б—ловильный сна-
ряд с овершотом
Рис. 148. Ловушка типа «бо-
рода»:
1—низ бурильной (ловильной)-
колонны; 2 — переводник; 3 — кор-
пус; 4 — ннжний корпус с воронкой;
5 — коническая втулка; 6 — сварка
внизу направляющую ворон-
ку 4.
Надевать овершот на ло-
вимый инструмент следует
осторожно, медленно вращая
его. При этом плашки
овершота заскакивают за
нижний торец муфты или
бурильного замка, а при
плашки, упираясь в этот торец, подхваты-
вают инструмент.
Ловушка типа «.борода». Когда оборванный конец бурильной
трубы имеет клиновидную или спиральную форму, то применяют
ловушку типа «борода» (рис. 148). Ее спускают на глубину обрыва,
осторожно накрывают оборванный конец и вводят его в трубу
324
через коническую втулку 5. После этого через бурильные трубы
засыпают дробь (смешанную) размером 2—4 мм в количестве
6—12 кг в зависимости от диаметра скважины.
заклинит ловимую трубу
в конусной части ловушки
и позволит поднять ее на
поверхность.
Освобождающиеся трубо-
ловки. Метчики для извлече-
ния колонковых и обсадных
труб представляют собой
инструмент неосвобожда-
ющийся. Если такой метчик
ввернут в трубу, которая
не может быть извлечена из
скважины даже при боль-
ших усилиях, то для освобо-
ждения метчика необходимо
развинчивать бурильную ко-
лонну. Целесообразно при
извлечении колонковых и об-
садных труб применять осво-
бождающиеся труболовки.
На рис. 149 представлена
труболовка гидравлическая
типа ТГ.
В цилиндре 5 помещен
поршень 2 с пятой 3 и што-
ком 4, поддерживаемые пру-
жиной 6. В нижнюю часть
цилиндра 5 ввинчен конус 11
с направляющей головкой 12.
Шток 4 соединен с захваты-
вающими плашками 10 осью 7
с тягами 8, прикрепленными
к плашкам 10 заклепками 9.
В верхнюю часть цилиндра 5
ввинчен переходник на бу-
рильные трубы 1.
Труболовку опускают в
скважину на колонне буриль-
ных труб, без вращения
Дробь крепко
Рис. 149. Трубо-
ловка гидравлическая
типа ТГ:
а — общий вид;
б — разрез
б
вводят в ловимую трубу. Включив насос, доводят давление
до 8—10 кгс/см2. Под давлением жидкости поршень 2 опускается
вниз, сжимая пружину 6.
При этом плашки 10 опускаются вниз по конусу 11, раздви-
гаются до тех пор, пока не упрутся в сгенку ловимой трубы.
При натяжении снаряда плашки 1.0 крепко заклиниваются внутри
325
трубы. Для освобождения труболовка при выключенном насосе
подается вниз. При этом конус 11 смещается вниз и плашки вы-
ходят из зацепления с трубой.
Гидравлический труборез типа ТРГ применяется для разреза-
ния колонны труб в скважине в
тех случаях, когда низ колонны
Рис. 150. Гид-
равлический трубо-
рез типа ТРГ:
а — общий вид;
б — разрез
б
сильно прихвачен или за-
цементирован.
Колонну труб обрезают
несколько выше места при-
хвата. При сильном при-
хвате шламом длинной ко-
лонковой трубы ее рекомен-
дуется разрезать на несколь-
ко кусков и извлекать по
частям. Гидравлический тру-
борез ТРГ (рис. 150) состоит
из корпуса 2, в который
вставлен поршень со што-
ком 3, поддерживаемый снизу
пружиной 5. Внизу штока
на оси 6 посажены резцы 4,
концы которых введены в па-
зы корпуса 2. Поршень со
штоком имеет сквозное от-
верстие для прохода промы-
вочного раствора. Поршень3
уплотняется резиновым коль-
цом 7. На верхнюю часть
трубореза навинчен пере-
ходник 1, соединяемый с
колонной бурильных труб.
Перед опусканием в сква-
жину работа трубореза
должна быть проверена.
Труборез без шарика 8
опускают внутрь трубы, низ
которой прихвачен. Устанавливают труборез несколько выше места
прихвата и запускают насос. После выхода бурового раствора из
устья скважины насос отключают, бросают в бурильные трубы
шарик 8, опять включают насос. Вращают труборез без подачи
на малой частоте и разрезают трубу в течение 6—10 мин. После
обрезания трубы прекращают вращение и останавливают насос.
С прекращением подачи воды поршень под действием пружины 5
поднимается и резцы войдут в корпус трубореза.
Для более легкого освобождения резцов трубореза рекоменду-
ется предварительно натянуть колонну.
Баба выбивная служит для выбивания инструмента, захва-
ченного шламом, дробью или кусками породы в неглубокой сква-
326
жине. Применяют бабы массой 50 и 100 кг. Бабу надевают на верх-
нюю штангу прихваченного инструмента, ввинчивают в эту штангу
глухую верхнюю пробку (рис. 151) и, ударяя бабой снизу вверх
по подбабнику, выбивают прихваченный инструмент.
Если инструмент прихвачен в приподнятом над забоем положе-
нии, то следует поочередно наносить удары бабой снизу вверх
Рис. 151. Баба выбивная:
7—баба; 2—верхняя пробка; 3—нижняя пробка;
4 — прихваченный снаряд; 5 — канат
Рис. 152. Фрезеры аварийные:
а — торцевый фрезер для фрезерования сильно
прихваченных колонковых снарядов; б — конический
фрезер для калибровки внутренней поверхности об-
саДиых труб; 1 — корпус; 2 — резцы; 3— направляющий
шпиндель
по верхней пробке и сверху вниз по нижней пробке, устанавлива-
емой на 1,5—2 м ниже верхней пробки.
При поочередном осаживании и выбивании инструмента его
легче освобождать от прихвата. Перед выбиванием бабой захва-
ченную колонну следует натягивать.
Фрезер для фрезерования колонковых труб. Во всех случаях,
когда оставленная в скважине колонковая труба не поддается
извлечению, рекомендуется, особенно если труба короткая, из-
резать ее в стружку с помощью торцевой фрезы (рис. 152, а).
Эту фрезу навинчивают на колонну труб и осторожно опускают
на торец прихваченной трубы так, чтобы направляющий шпиндель
вошел в трубу и удерживал фрезу от смещения с терца трубы. Да-
327
а — общий вид; б — разрез: 1 — переход-
ник; 2 — муфта; 3 — коронка фрезерная; 4 —*
направляющий шпиндель; 5 — короика для раз-
буривания керна
лее, включив промывку и отрегулировав осевое усилие, фрезе
сообщают небольшое число оборотов. Благодаря осевому усилию
зубья фрезы врезаются в торец трубы и сфрезеровывают его.
Фрезы изготовляются из инструментальной легированной стали
с последующей термической обработкий.
Для выравнивания небольших вмятин и заусенцев внутри
обсадной колонны применяютфрезер, изображенный на рис. 152, б,
его диаметр на 0,5 мм
меньше внутреннего диа-
метра соответствующей об-
садной трубы. Для про-
верки обсадной колонны
вращающийся фрезер мед-
ленно пропускают через
нее и все места, где дви-
жение фрезера хотя бы не-
много задерживается, про-
рабатывают с промывкой.
Если ловимая колон-
ковая труба наполнена
керном, то применяют
фрезер с направлением
для разбуривания керна
(рис. 153).
Домкраты. Для извле-
чения обсадных труб и
сильно прихваченного ин-
струмента применяют дом-
краты. Домкраты для ко-
лонкового бурения бывают
двухвинтовые и гидравли-
ческие. Гидравлические
домкраты более надежны
и позволяют контролиро-
вать силу натяжения об-
садных труб.
Сила, развиваемая гид-
равлическим домкратом,
равна
н> (И2)
где D — диаметр поршня
домкрата, см; т — число
цилиндров (обычно т = 2);
р — давление жидкости в цилиндрах, Н/см2; т] — к. п. д. дом-
крата (1] *=«0,8).
На рис. 154 показана схема гидравлического домкрата типа
ДГ-1 с механическим приводом. От быстроходного бензинового
328
двигателя Л-6/3 мощностью 4,4 л. с. приводится масляный насос
Н-400 с подачей 5 л/мин, с максимальным давлением до 200 МПа.
При давлении 20 МПа домкрат развивает силу 1000 кН. Этим дом-
кратом можно извлекать прихваченные трубы диаметром 50—
325 мм. Ход поршней гидравлических цилиндров 500 мм. Время
подъема поршней 6 мин. Время опускания поршней 2 мин.
Кроме механического насоса имеется ручной насос 9 (аварий-
ный).
Рис. 154. Схема гидравлического домкрата:
/ — цилиндры; 2 — плунжеры; 3 — верхний лафет; 4 -г- масляный пасос; 5 —
двигатель; 6 — золотник; 7 — предохранительные клапаны; 8 — манометры; 9 — руч-
ной (запасной) насос; 10 — сливная линия; 11 — всасывающая линия; 12 — нагнета-
тельная линия; 13 — линия питания подъема плунжеров; 14 — линия питания опуска-
ния поршней
Для ловли мелких предметов, упавших в скважину, применяют
паук (рис. 155). Он представляет собой трубу, на нижнем конце
которой имеются немного подогнутые внутрь высокие зубья. Верх-
ний конец паука имеет резьбу под соответствующий переход-
ник. Перед спуском паука в скважину забрасывают небольшое
количество вязкой глины. Паук ставят на забой с вращением:
под действием осевой нагрузки и вращения зубья паука загиба-
ются внутрь и захватывают упавшие на забой предметы.
Мелкие предметы, упавшие на забой, можно зацементировать
быстросхватывающейся смесью, а затем обурить.
Магнитная ловушка. Магнитная ловушка предназначена для
захвата магнитом и извлечения мелких металлических предметов,
329
находящихся на забое скважины. Она обладает достаточной
прочностью для разрушения керна и обеспечивает проход промы-
вочной жидкости через корпус. Магнитная ловушка (рис. 156)
состоит из постоянного магнита 1, кольца, 2, прокладки 3 и пере-
ходника 5.
Ловушку без шарика 4 опускают в скважину на бурильных
трубах. Не доходя до забоя, включают насос и с вращением ставят
ловушку на забой. Продолжительность вращения 5—10 мин.
Перед подъемом бросают шарик 4. Подъем инструмента произ-
водят без рывков и ударов. По окончании ловильных работ маг-
нитную ловушку очищают и осматривают.
Во избежание размагничивания ловушек их не рекомендуется
хранить около источников тепла и в зоне действия электромагнит-
ного поля и подвергать вибрации.
§ 5. ОТСОЕДИНИТЕЛИ (ПРОТИВОАВАРИЙНЫЕ ПЕРЕХОДНИКИ)
При бурении в слабоустойчивых и особенно в глинистых по-
родах, склонных к выпучиванию, могут происходить прихваты
колонкового снаряда. Прихват иногда бывает настолько сильный,
что вырвать снаряд не удается. В этом случае приходится отвин-
чивать и поднимать бурильную колонну для вскрытия прихва-
ченной колонковой трубы. Для этого применяется левая ловильная
колонна с левым ловильным инструментом. При таком способе
бурильная колонна поднимается по частям, так как при левом
вращении она может отвинтиться в любом наиболее разрабО'
330
тайном соединении. В этом случае над колонковым снарядом уста-
навливают отсоединитель. Он предназначается для отвинчи-
вания сразу всей бурильной колонны.
Отсоединители могут быть разбиты на следующие типы.
1. Отсоединители с правой незатягивающейся резьбой.
2. Отсоединители с левой резьбой.
3. Отсоединители, освобождающиеся при определенной осе-
вой нагрузке, направленной вверх.
Рис. 157. Отсоединители:
а — отсоединитель с правой незатягивающейся резьбой; б — отсоединитель с ле-
вой резьбой; в — отсоединитель, освобождающийся при определенной осевой нагрузке,
направленной вверх
На рис. 157, а изображен отсоединитель правого типа. Он
состоит из двух деталей: ниппеля 1 и муфты 2, которые соединя-
ются между собой с помощью крупной ленточной резьбы. Торцы
ниппеля и муфты несут кулачки 3, которые воспринимают крутя-
щий момент и не дают затягиваться резьбе. В случае сильного
прихвата колонкового снаряда бурильную колонну вначале
с усилием вращают вправо, а затем дают ей натяжку, равную
весу колонны, после чего вращают влево. Обычно первым отвин-
чивается ниппель отсоединителя.
Отсоединитель с левой резьбой Н. В. Фролова (рис. 157, б).
Корпус отсоединителя 1 в своей нижней части имеет наружную
резьбу для соединения с колонковой трубой. Внутри корпуса
нарезана крупная левая резьба (с шагом 10 мм), ниже которой
в корпусе профрезерован прямоугольный паз. В корпус отсоеди-
нителя ввинчивается переходник 2, имеющий внутреннюю правую
нарезку для соединения с бурильными трубами. В нижней части
переходника тоже простроган паз. Когда корпус и переходник
свернуты, их пазы совпадают.
331
В пазы корпуса и переходника вставляется фиксатор 3, ниж-
няя часть которого имеет форму прямоугольника в соответствии
с формой паза. Верхняя часть фиксатора имеет цилиндрическую
форму. Промывочное отверстие фиксатора несет гнездо для ша-
рика. В собранном отсоединителе фиксатор поддерживается снизу
Рис. 158. Гидро-
внбратор для ликви-
дации аварий из-за
прихвата
двумя плоскими пружинами 4, один из кон-
цов которых винтами 5 привинчен к кор-
пусу 1.
Процесс отсоединения производится сле-
дующим образом. В бурильные трубы за-
брасывают шарик 7, который перекрывает
отверстие. После включения насоса повы-
шенным давлением жидкости будут сломаны
пружины 4, и фиксатор упадет в предохра-
нительный кожух 6. При вращении ко-
лонны бурильных труб вправо переход-
ник свободно вывинчивается из корпуса
отсоединителя, и колонна бурильных труб
может быть поднята на поверхность.
Отсоединитель третьего типа предста-
влен на рис. 157, в. Он состоит из верхней
половины 1, присоединяемой к бурильной
колонне, и нижней половины 2, присоеди-
няемой к колонковой трубе 6. Скрепляются
обе половинки шпильками 3. Для уплот-
нения поставлена прокладка 4. Крутящий
момент от бурильной колонны передается
колонковой трубе двумя зубьями 5. Шпиль-
ки рассчитываются на срез, исходя из гру-
зоподъемности гидравлической подачи стан-
ка. При сильном прихвате колонкового
снаряда шпильки 3 срезаются и прихвачен-
ная колонковая труба вскрывается.
§ 6. ЗАБОЙНЫЕ ВИБРАТОРЫ
Прихваты бурового инструмента нередко
быстро ликвидируются с помощью вибра-
торов. При неглубоких скважинах при-
меняются поверхностные вибраторы и виб-
ромолоты.
При глубинах более 150—200 м эффективнее применять
забойные вибраторы, которые бывают механические и гидравли-
ческие. Лучше работают гидравлические вибраторы.
Механические забойные вибраторы быстро изнашиваются и
в искривленных скважинах могут работать неудовлетворительно.
Получили распространение погружные гцдровибраторы, раз-
работанные Г. И. Неудачиным, А. В. Коломоец и В. П. Пивова-
ровым (рис. 158).
332
Гидровибратор спускается в скважину на бурильной колонне
и с помощью ловильного инструмента соединяется с прихва-
ченным снарядом.
В нижнем положении вкладыш 1 наносит удар по буртику вы-
пускного клапана 2. В результате скоростного напора и удара
клапанная группа 3—2 перемещается вниз. Затем цикл работы
повторяется.
При ходе вверх боек 4 соударяется с верхней наковальней 5,
а при ходе вниз — с нижней наковальней 6, возбуждая колеба-
ния в прихваченном снаряде.
Соответствующей регулировкой хода клапанов можно до-
биться того, чтобы боек гидровибратора наносил удары только
по верхней или только по нижней наковальне. Можно также оста-
навливать боек в обоих положениях, используя гидроторможе-
ние. Таким образом, механизм может работать в быстроударном,
вибрационном и комбинированном режимах.
Каналы, просверленные в нижней наковальне, служат для
устранения гидравлической подушки под хвостовиком бойка
при полной герметизации забоя осевшим шламом или породой.
Гидровибратор спускается в скважину на бурильных тру-
бах диаметром 50 или 63,5 мм и приводится в действие буровыми
насосами НБ-320/63 или ПГрБ.
Процесс ликвидации аварий гидровибраторами ускоряется
в 5—10 раз в сравнении с разбуркой и извлечением бурового
снаряда по частям.
Серьезной проблемой является также ликвидация аварий
бурового снаряда в скважинах диаметром 112 мм и более. Сила
прихватов очень велика, и для их устранения необходимы очень
мощные погружные гидровибраторы, подобные ВГЗ-108 и
ВГЗА-108.
Часть IV
БУРЕНИЕ РОТОРНОЕ, ТУРБИННОЕ
И ЭЛЕКТРОБУРОМ
Глава 1
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
О РОТОРНОМ БУРЕНИИ
§ I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Роторным называется вид бурения, при котором вращение
бурового снаряда осуществляется станком с вращателем ротор-
ного типа, не передающим осевую нагрузку на буровой снаряд.
Роторное бурение появилось в США в 1880 г. В России оно впер-
вые применено в 1901 г. близ г. Грозного, а затем в СССР с 1922 г.
заменило быстро ударное бурение и получило широкое распро-
странение при бурении на нефть и газ.
Роторное бурение применяется: 1) при разведочном и эксплу-
атационном бурении нефтяных и газовых скважин, составляет
в СССР около 22,5% общего объема (остальное — турбобурами
76% и электробурами 1,5%), а в США имеет преимущественное
распространение; 2) при бурении на воду (наряду с ударно-
канатным и шнековым бурением); 3) при бурении взрывных сква-
жин в карьерах. В комбинации с турбинным роторное бурение
применяется для бурения сверхглубоких скважин.
Достоинства роторного бурения
1. Возможность бурения скважин на большую глубину (до
10 км и более). Начальный диаметр глубоких скважин около
700 мм, конечный — 150 мм и меньше.
2. Большие механические скорости бурения без подъема керна,
особенно в мягких породах, достигающие 100 м/ч, а коммерческие —
до 6—9 тыс. м на ст./мес. В твердых же породах при больших
глубинах механическая скорость бурения уменьшается до 1 м/ч,
а коммерческая до 200—300 м на 1 ст. мес.
§ 2. ПРИНЦИП УСТРОЙСТВА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Схема установки для бурения глубоких скважин роторным и
турбинным способами дана на рис. 159.
Породоразрушающий инструмент (долото) / (рис. 159) спускают
в скважину на бурильных трубах 3, соединенных муфтами в свечи.
334
Свечи соединяются бурильными замками конической резьбой
для быстрого свинчивания и развинчивания.
Колонна бурильных труб соединяется с ведущей трубой 5,
имеющей фигурное сечение (квадратное, шестигранное). Ведущая
труба проходит с зазором через фигурное отверстие ротора 4.
Благодаря этому вращение от ротора 4 передается ведущей трубе
5 и бурильному снаряду. Верхний конец ведущей трубы соединен
с вертлюгом — сальником 6, в котором вращается только внутрен-
няя часть, опирающаяся через упорный шарикоподшипник на
335
невращающийся наружный корпус. Наружный корпус верт-
люга 6 с помощью серьги соединяется с подъемным крюком 7,
а последний с подвижным талевым блоком, который с помощью
талевых канатов
соединен с кронблоком, установленным на верх-
ней площадке вышки, а ходовой конец каната
наматывается на барабан лебедки 13. Двига-
тели 14 вращают ротор 4 и лебедку 13. Дви-
гатель 10 приводит в работу буровой насос 9.
Насос всасывает промывочную жидкость из
резервуара 11 и нагнетает ее через гибкие
шланги 8 в вертлюг-салы-шк 6, откуда промы-
Рис. 160. Схе-
ма бурового ин-
струмента для ро-
торного бурения
вочная жидкость по внутреннему каналу
бурильных труб 3 подводится к долоту 1. Из
узких отверстий долота промывочная жидкость
с большой силой бьет о забой, захватывает
частицы разрушенной породы, поднимается
вверх по кольцевому зазору между буриль-
ными трубами и стенками скважины выно-
сится на поверхность, где по наклонному
желобу 12 поступает в резервуар И.
Стенки скважины в неустойчивых породах
закрепляют обсадными трубами 15. Цементная
оболочка 16 вокруг обсадных труб создается
для разобщения пластов воды от нефти или
пластов вод с разным химическим составом.
Короткая направляющая труба 2 служит для
создания направления стволу скважины и
предотвращения размыва устья скважины.
§ 3. СХЕМА БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА
ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Схема бурового инструмента дана на
рис. 160. Буровой инструмент для роторного
бурения состоит (см. рис. 160) из долота 1,
утяжеленных бурильных труб 3, колонны
бурильных труб 5 с муфтово-замковыми сое-
динениями, ведущей трубы 8 фигурного (квад-
ратного) сечения и вертлюга-сальника 10.
Отдельные элементы инструмента соединяются
конусными резьбовыми соединениями при по-
мощи переводников (с резьбы одного профиля на резьбу дру-
гого профиля) с наружным резьбовым конусом 2, 4, 7, 9
или в виде муфты 2а, 9а. Верхний переводник 9 под верт-
люг имеет левую резьбу для предотвращения отвинчивания ин-
струмента при бурении.
336
Глава 2
БУРОВЫЕ ДОЛОТА
§ 1. ТИПЫ И РАЗМЕРЫ ДОЛОТ
По конструкции долота разделяются на: лопастные, шаро-
шечные и алмазные.
По назначению долота разделяются на: долота для бурения
без отбора керна; долота колонковые для бурения с отбором керна;
долота специальные: для расширения скважин, для забуривания
новых стволов ит. д.
Чтобы при спуске в скважину различных типов долот не при-
ходилось производить расширения ствола скважины или допу-
скать уменьшения его диаметра, в соответствии с размерами об-
садных труб установлена обязательная для всех долотных заводов
СССР отраслевая нормаль ОН26-02-128-69 на диаметры долот,
включающая долота диаметром от 46 до 490 мм.
§ 2. ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА
Лопастные долота или долота режуще-скалывающего типа
предназначены для бурения скважин в породах от I до V катего-
рий по буримости. Разрушение породы происходит лезвиями
и лопастями, наклоненными в сторону вращения долота.
В СССР по отраслевой нормали ОН26-02-88-68 выпускают
лопастные долота двух типов: двухлопастные, тип 2Л, диаметром
от 76 до 161 мм (рис. 161, а) и трехлопастные, тип ЗЛ, с углом между
лопастями 120°, диаметром от 118 до 445 мм (рис. 161, б). Корпус
лопастных долот имеет внутреннюю резьбу для соединения с бу-
рильными трубами. Лопасти долот армированы пластинками
твердого сплава. Трехлопастные долота диаметром 161 мм и выше
в отверстиях для промывки имеют сменные гидромониторные на-
садки 8 (рис. 161, в) для увеличения скорости струи до 60—125 м/с
с цепью увеличения механической скорости бурения. Пример
расшифровки долота марки ЗЛГ-161: ЗЛ—трехлопастное, Г —
гидромониторное, J61 —диаметр долота в мм.
§ 3. ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА
Шарошечные долота или долота дробяще-скалывающего типа
благодаря различной конструкции применяются во всех по-
родах от I до XII категорий по буримости, но наиболее успешно
в породах от VI до X категорий.
Корпус долота вращается вместе с бурильными трубами,
а шарошки дополнитепьно вращаются вокруг своих осей. По
числу шарошек существуют (ГОСТ 20692—75) три вида долот,
разрушающих породу по всей площади забоя: одношарошечные
(I); двухшарошечные (II); трехшарошечные (III)—наиболее рас-
557
0-
Рис. 161. Лопастные долота:
а — двухлопастные; б — трехлопастные,
1 — поясок для маркировки; 2 — корпус; d —
стия для промывочной жидкости; 5 — лопасти, ь —
дезвие; 8 — насадка гидромониторная
в — трехлопастное долото с насадкой.
— резьба присоединительная; 4 — отвер-
пластинки твердого сплава; ( —
пространенпые. Разрушение породы при вращении шарошечного
долота под нагрузкой происходит при перекатывании шарошек
вокруг своей оси и оси долота. При этом зубья или штыри шарошки
наносят удары по породе забоя, раздавливают и скалывают ее.
По конструкции корпуса шарошечные долота делятся на две
группы: группа А — секционные (диаметром от 46 до 320 мм),
когда отдельные секции — лапы 6 (рис. 162, а) с шарошками 1
взаимно свариваются в один корпус, после чего на этом корпусе
а
Рис. 162. Шарошечные долота:
а — секционные со сварным корпусом (группа А); б — корпусные с цельным ли-
тым корпусом (группа Б); 1 — шарошка; 2 — ролики; 3 — шарики; 4 н 7 — штифты;
5 — палец; 6 — лапа; 8 — резьба присоединительная; 9 — сварочный шов, соединяющий
смежные секции; 10 — торец для маркировки; 11 — корпус; 12 — плита; 13 — поясок
Дня маркировки
нарезается наружная присоединительная резьба 8; группа Б —
корпусные (диаметром от 346 до 490 мм), когда к корпусу 11
(рис. 162, б) привариваются лапы 6 с шарошками 1, а в корпусе
нарезается внутренняя присоединительная резьба 8.
Опоры шарошек воспринимают большие нагрузки, создава-
емые весом колонны. Они подвержены износу от трения. Опоры
шарошек должны изготовляться: а) на подшипниках с телами
качения (В); б) на двух и более подшипниках скольжения (А);
в) на одном подшипнике скольжения, а остальные подшипники
с тепами качения (Н).
Породоразрушающие элементы {зубья, штыри). Зубьями (см.
рис. 162) называются призматические или клиновидные выступы
шарошки, изготовляемые фрезерованием или штамповкой и при-
меняемые для бурения преимущественно в мягких и твердых по-
родах. Штыревое трехшарошечное долото показано на рис. 163.
Штырями называются вставные зубья из твердого сплава с клино-
339
видной или сферической поверхностью, запрессованные в тело
шарошки и применяемые преимущественно для бурения в креп-
ких и очень крепких породах. На всех шарошках породоразруша-
ющие элементы располагают концентрическими венцами, число
которых зависит от диаметра и типа долота, длины породоразру-
шающих элементов и величины смещения осей шарошек по отно-
шению к оси долота. Для бурения в пластических и вязких по-
родах применяют долота с самоочищающимися шарошками,
Рис. 163. Штыревое трехшарошечпое долото:
1 - конусная резьба; 2 — лапа долота; 3 — запорная пробка;
опора; 5 — шарошка; 6 — штыри твердосплавные
4 — шариковая
Рис. 164. Одношарошечное долото:
/ — лапа; 2 — шарошка; 3, 5 — шарики; 4 — палец; 6 — штыри твердосплавные
у которых зубчатый венец одной шарошки заходит в проточку
между соседними шарошками.
Промывочные устройства в шарошечных долотах изготовляют
двух типов: центральные, или проточные, направляющие струю
без специального напора к центру долота и забоя, гидромонитор-
ные, когда струя жидкости, пройдя через гидромониторные на-
садки (см. рис. 161, в), придающие ей большую скорость, подается
на периферийную часть забоя и создает разрушающий водобой-
ный эффект. Согласно ГОСТ 20692—75 шарошечные долота должны
изготовляться: с центральной промывкой (Ц); с боковой гидро-
мониторной промывкой (Г); с центральной продувкой (П); с бо-
ковой продувкой (ПГ).
340
Двухшарошечные долота применяются при бурении скважин
малого диаметра.
Одношарошечные долота (рис. 164) имеют одну лапу 1, на цапфе
которой свободно вращается на шариковых опорах 3 и 5 сфери-
ческая шарошка 2, в тело которой запрессованы штыри 6 из твер-
дого сплава. Отличительная особенность одношарошечных до-
лот — концентрация нагрузки на малую площадь, достигая
этим больших контактных давлений между штырями и породой
забоя, что способствует эффективному ее разрушению.
Преимущества шарошечных долот по сравнению с лопастными
долотами.
1. Площадь контакта шарошечных долот с забоем меньше, чем
у лопастных долот. Например, в трехлопастном долоте площадь
контакта долота с забоем будет значительно больше, чем суммар-
ная площадь контакта зубьев или штырей трехшарошечного до-
лота того же диаметра.
2. Шарошки долота перекатываются по забою в отличие от
лезвий лопастного долота, скользящих по нему. Вследствие этого
интенсивность износа зубьев шарошек значительно меньше из-
носа лезвий лопастных долот.
3. Вследствие перекатывания по забою вращающий момент
сравнительно невелик. Поэтому опасность заклинивания шарошек
долота сводится к минимуму.
§ 4. АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА
Алмазные долота не имеют самостоятельно движущихся частей.
Отсутствие опор качения (шарико-и роликоподшипников) и вы-
сокая износостойкость алмазов повышают срок службы алмаз-
ных долот. Бурение алмазным долотом продолжается без перерыва
до 200 -250 ч. При турбинном бурении при больших частотах
вращения алмазное долото заменяет около 15 шарошечных
долот.
Алмазные долота предназначены для бурения скважин в по-
родах V—X категорий по буримости, на глубинах более 2500 м.
Применение алмазных долот обеспечивает: 1) высокие рейсовые
скорости бурения; 2) сокращение количества спуско-подъемных
операций; 3) эффективное бурение глубоких скважин. Эффектив-
ность работы алмазных долот повышается с увеличением частоты
вращения. Поэтому алмазные долота применяют преимущественно
при турбулентном бурении.
Типы алмазных долот. Различают три типа алмазных долот:
радиальные, спиральные и ступенчатые. По оснащенности ал-
мазами эти типы долот могут быть однослойными и импрегниро-
ванными.
Радиальные (секторные) алмазные долота (рис. 165, а) имеют
матрицу сферической формы, разделенную на шесть секторов.
341
6
Рис. 165. Алмазные до-
лота:
а — радиальное или сек-
торное; б — спиральное для
турбинного бурения; в — сту-
пенчатое
Между секторами проходят шесть
промывочных каналов. Эти долота
применяют в малоабразивных по-
родах средней твердости и твер-
дых.
Спиральные алмазные долота
(рис. 165, б) предназначены для
высокооборотного турбинного буре-
ния. Торцевая часть матрицы долота
представляет собой три сферические
спиральные поверхности. Три про-
мывочных отверстия переходят в
сферические спиральные каналы,
идущие к периферии долота.
Ступенчатые алмазные долота
(рис. 165, в) имеют режущие по-
верхности, расположенные ступен-
чато. Ступенчатый забой легче раз-
рушается, чем плоский.
§ 5. КОЛОНКОВЫЕ ДОЛОТА
Колонковое шарошечное долото
со съемным грунтоносом (рис. 166)
состоит из корпуса, головки долота
с четырьмя шарошками и переводни-
ка. Внутри корпуса на резьбе за-
креплено ведущее кольцо, через
которое проходит съемный грун-
тонос.
Колонковое долото спускают в
скважину без съемного грунтоноса
на колонне бурильных труб, не
имеющей сужений в соединениях
и имеющей внутренний диаметр,
достаточный для прохода грун-
тоноса. После спуска долота про-
мывают скважину. Затем в бу-
рильную колонну бросают съем-
ный грунтонос, который, войдя
в корпус колонкового долота, зай-
мет рабочее положение.
Для подъема грунтоноса, за-
полненного керном, в бурильную
колонну на канате с помощью спе-
циальной лебедки спускают лови-
тель — щлицс,
Рис. 166. Колонковое доло-
то со съемным грунтоносом типа
ДСО2-12:
1 — шарошка; 2 — головка
долота; 3 — кернорватель; 4 — кор-
пус долота; 5 — грунтоноска; 6 —
шариковый клапан; 7 — фиксатор;
8 — палец выдвижного штока, ос-
вобождающий фиксатор в начале
подъема грунтеноски; 9 — плоская
пружина; 10 — ведущее кольцо;
11 — выдвижной шток с головкой;
12 — переводник; 13 — ош? фикса-
торе)
843
Глава 3
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Бурильная колонна начинается от долота 1 (см. рис. 160)
и заканчивается вертлюгом-сальником 10.
Бурильной колонной называется часть бурового снаряда,
состоящая из бурильных труб и их соединений.
Ведущей трубой называется часть бурового снаряда, непосред-
ственно воспринимающая вращение от ротора и передающая это
вращение бурильной колонне.
Ведущие трубы изготовляют квадратного,
шестигранного или крестообразного сече-
ния (рис. 167) без наружной высадки
концов (рис. 167, а) и с высаженными кон-
цами (рис. 167, б), последние более прочны.
Внутри ведущая труба имеет круглый
циркуляционный канал. Ведущие трубы
выпускаются (по нормали ЧМТУ 3613—53)
следующих размеров по стороне квад-
рата: 65, 80, 112, 140, 155 мм. Длина веду-
АА
щей трубы 13—14 м, она в сборе состоит из
собственно трубы, верхнего переходника
с левой резьбой для соединения с вертлю-
гом-сальником и нижнего переходника
с правой резьбой для соединения с буриль-
ными трубами.
Типы бурильных труб
Существуют следующие типы бурильных
Рис. 167. Ведущие
трубы:
а — ведущая труба
без наружной высадки
концов; б — ведущая
трубаче высаженными
труб; 1) бурильные трубы с высаженными
внутрь концами, 2) бурильные трубы с вы-
саженными наружу концами, 3) бурильные
трубы с блокирующими (стабилизирующими)
поясками, 4) бурильные трубы с приварен-
ными соединительными концами, 5) легко-
сплавные с облегченными стальными зам-
ками. Бурильные трубы, изготовляемые
концамн в СССР по государственным стандартам,
указаны в табл. 41. Длина бурильных труб диаметром 60—
120 мм—6,8 и 11,5 м, а труб диаметром 114—168 мм—11,5 м.
Бурильные трубы с высаженными концами
и их соединительные элементы
Бурильные трубы с высаженными концами в настоящее время
являются наиболее распространенными. Согласно ГОСТ 631—75
они выпускаются двух типов: с высаженными внутрь концами
344
Таблица 41
Бурильные трубы, изготовляемые в СССР по государственным стандартам
масса, кг 04 СО О СО —< — сч 04 to co CO co CD 00 Г- 04 О tO i.O г-н 04 04 CV tF CD LQ ID^CN ID CO СЧСОт-^ОГ- — 04 CO CO
0) я к длина, мм 410 432 454 454 04 00 О о LQ to 573 603 I О 04 О O') —< —i co 00 О тг тГ тГ tF iD lQ 568
о а к « е-л =я
Ч си О си о внутре ний диаке (МИН! И 55 Л я Ч га X 5 2 а Е* > 10 04 00 04 04 СО СО cd 1 78 80 О 122 к s ro E* s —< tF О oo ID CO ID Г- Г- 03 120 К s — «— Q ЮО tF CD 00 03 —1 T—H
д о я S га СО наруж- ный диаметр, S X го со S О ID 00 со § оо оз о —« л —< ЕС № си 140 152 178 1 ^61 r к 3 2 Er Я CL ST К к pc го Я К К S ro CD 10 О О ID CO О 04 TF ID 10 CO ro w s ro ro К >- О О CD 04 04 03 ”4 CO LD r-
тип и размер р а е с го S S 5 5 оо» 1 оюо^ 000^7 ДККЙ со со со со 3H-140 3III-152 ЗШ-78 3H-197 | ID О О ID CD о 04 tF Ю COr-r-r-r- co co coco co ЗУ-185 EC ro EX i я £ E CL \c _ О CD 04 04 От-чСОЮГ^- 03 -4 _ —< c; tj t; e; co co co co co
к га М Н с е* 00 СЧ тГ со cd ~ о СО^-ч Q4 сч 28,0 26,2 ID CQ 03 E c я ,3 ; 16,8 ; 21,2 ; 22,4 25,7; LQ 00
ретиче масса 1 м, к: е 1ч ' 04 оо LQ -<d2Q;S2 см tF co 04 CO CO СЧ 04 04 esq 05 04 CO CO ID 04 c G S .-CD CO Г^СО ’-4 LQ CD 03 c^‘
о а> • -'^FCN^F ко- - - Л co vl co о 04 04 26; : C’2 s S 2 9, 11,4; 14,2; 18,5: 20,9; CD 04 \o c (L S к rf s Q \c <L Л Д PQ
Внутренний диаметр (минимальный), мм я а * го £ Е 2 \с 5 32; 24 45; 34 60; 49; 45 74; 70; 66; 62 74; 70; 68 95; 91; 87; 83 105; 101; 97; 91 128; 124 | E £ ro S pc c s \c c CL 2 Er 4 S C 46,3; 42,3 59; 55; 51 75; 71; 67 85,6; 83,6; 81,6 98,3; 96,3; 94,3 Q9 3 123,7; ’121,7; 117,0 04 _! О tF CD 00 . - LD 04
Толщина стенки, мм а. 2 5 л Ц 7; 9 9; 11 7; 9 8; 9; 10 10; 11 8; 9; 10 9; 10; 11 9; 10 I —' —< О 03 1-4 2 -03 03 СП . Л „ ... ...оз ; 9; 11 Легкоспл C4O12 03 03
Бур 7; 7; СП • - OO г- г- оо . „ 00 GO co
ID СО Ю ID Г-CD Г'- I - ID to Ю ID 04 ID го Ю 10 L0 S -74 -74 -74 -74 -74
ь о Jill co CO CO CO cd cd cd cd 11 co co CD CD T § I co CD 11111 со со СО со СО CD CD CD CD CD 1 CO CD TF tF TF tF tF oo DO oo 00 oo tF tF tF tF tF
hhhh 8888 E- UUl-4 Hi- 88 b 8 у о HHHHH ououu OggOg H 8 HHHHH ouuou ggggg
и <14 E>>s El S О co 03 04 C'NGOO 114 127 140 168 | CO CO 03 04 tF CD Г- GO О ' 140 сосо-^азг- Г- 04 04 tF
345
(рис. 168, а) и с высаженными наружу концами (рис. 168, б).
Наличие высадки на концах трубы позволяет нарезать резьбу,
сохраняя в любом сечении трубы равную прочность на разрыв.
Бурильные трубы с высаженными наружу концами уменьшают
гидравлические сопротивления, снижают давление при работе
насосов, обеспечивают внутреннюю гладкоствольность буриль-
ной колонны и возможность пропуска через нее съемной грунто-
носки колонкового долота.
Бурильный замок. Бурильным замком называется устройство,
состоящее из двух полузамков: полузамка с резьбовым конусом
(ниппелем) и полузамка с муфтой, предназначенных для соединения
Рис. 168. Буриль-
ные трубы и соедини-
тельные муфты к ним:
а — с высаженными
внутрь концами; б — с
высаженными наружу
концами; в — соединение
свечей бурильным зам-
ком: /—правый конец бу-
рильной трубы; 2—соеди-
нительная муфта; 3 — со-
единительный замок из
двух половин
свечей в бурильную колонну с целью предохранения резьбы бу-
рильных труб от износа при часто повторяющихся свинчива-
ниях и развинчиваниях труб (рис. 168, в). Кроме того, конструкция
замковой резьбы ускоряет свинчивание и развинчивание. Для
предупреждения самоотвинчивания навинчивание полузамков про-
изводят, предварительно смазав трубную резьбу варом (смола
50% плюс канифоль 50%), разогретым до 50° С. После износа
замковой резьбы трубную резьбу нагревают паяльной лампой
до расплавления вара, полузамки свинчивают с концов буриль-
ных труб, а вместо износившихся навинчивают новые с приме-
нением расплавленного вара.
Бурильные трубы с высаженными внутрь концами соединя-
ются бурильными замками двух типов: 1) замки нормальные,
тип ЗН, с диаметром проходного отверстия, значительно мень-
шим диаметра проходного отверстия высаженных концов буриль-
ных турб; 2) замки широкопроходные, тип ЗШ, с диаметром про-
ходного отверстия, близким к диаметру проходного отверстия
высаженных концов бурильных труб.
346
Бурильные трубы с высаженными наружу концами соединя-
ются бурильными замками типа ЗУ, имеющими увеличенное
(по сравнению с замками ЗШ) проходное отверстие.
Трубная резьба применяется в бурильных трубах и муфтах
к ним (ГОСТ 631—75), в обсадных трубах и муфтах к ним, в на-
сосно-компрессорных трубах и муфтах к ним. Трубная резьба
нарезана на конической поверхности с конусностью 1 : 16.
Конусностью К называется отношение разности диаметров
двух поперечных сечений конуса к расстоянию между, ними
(рис. 169):
(ИЗ)
Рис. 169.’ Конусность резьбы:
D— диаметр нижнего основания конуса;
d — диаметр верхнего основания конуса;
I — высота усеченного конуса, равная дли-
не нарезанной части; ф — угол конусности
где D и d — диаметры нижнего и верхнего оснований усеченного
конуса, на котором нарезана резьба; I — высота конуса, равная
длине нарезанной части; <р =
1° 47'24" — угол наклона между
образующей конуса резьбы
и осью трубы. Подставив зна-
чение <р в формулу (143), най-
дем конусность резьбы, рав-
ную: К = 1 : 16. Число витков
(ниток) трубной резьбы на дли-
не 1 дюйма равно восьми.
Профиль витков трубной резь-
бы — треугольник с углом при
вершине 60° с закругленными
вершинами и впадинами. К кон-
цу нарезанной части у нижнего
срезанные вершины.
Замковая резьба по ГОСТ 5286—75 предназначена для соеди-
нения полузамков. Отличительные особенности замковой резьбы
от трубной резьбы следующие: замковая резьба имеет большую
конусность; в зависимости от диаметра трубы конусность замковой
резьбы К = 1 : 4 (<р = 7°7'30") или /< = 1 : 6 (q> = 4°45'48'');
число витков замковой резьбы на длине 1 дюйма равно пяти или
четырем; 3) замковая резьба имеет все нитки резьбы одинакового
профиля: сверху витки срезаны, а впадины закруглены.
основания конуса витки имеют
Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ)
При производстве спуско-подъемных операций применение
стальных бурильных труб с увеличением глубины скважины при
подвешенной колонне увеличивает напряжение на разр ыв матери-
ала бурильной колонны от собственного веса в верхнем ее сечении,
увеличивает нагрузку на подъемный крюк, талевую систему и
буровую вышку. С целью снижения этих нагрузок появилась не-
обходимость создания бурильных труб из легких сплавов. В СССР
347
легкосплавные бурильные трубы изготовляют из дюралюминия
марки Д16-Т (ГОСТ 4784—74).
Достоинства ЛБТ: 1) высокая удельная прочность, т. е. от-
ношение прочностных показателей, например предела текучести
от, к плотности материала р; 2) наличие у ЛБТ гладкой внутрен-
ней поверхности в связи с изготовлением их прессованием, что
снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по срав-
нению со стальными бурильными трубами аналогичного сечения;
3) антимагнитные свойства дюралюминия позволяют спускать
в бурильную колонну, составленную из ЛБТ, инклинометр с маг-
нитной стрелкой и измерять зенитные и азимутальные углы оси
скважины.
Недостатки ЛБТ; 1) нельзя применять ЛБТ в скважинах при
температуре выше 4-150° С так как при более высоких температу-
рах прочностные показатели дюралюминия резко снижаются;
2) нельзя применять ЛБТ при наличии в скважине промывочной
жидкости с концентрацией водородных ионов pH >10 вслед-
ствие сильного коррозионного воздействия щелочной среды на
дюралюминий.
В СССР ЛБТ изготовляют по ГОСТ 4784—74 (см. табл. 41);
длина труб 9 и 12 м. Конструкция ЛБТ аналогична стальным бу-
рильным трубам с высаженными внутрь концами. Для соединения
труб созданы облегченные стальные бурильные замки типа ЗЛ.
Полузамки навинчиваются на трубы с помощью трубной резьбы
на эпоксидном клее, а свинчиваются друг с другом с помощью
замковой резьбы.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) устанавливают непо-
средственно над долотом. Они предназначены для увеличения
веса и жесткости нижней части бурильной колонны, создания не-
обходимой нагрузки на долото и уменьшения искривления сква-
жины.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ), изготовляемые по нор-
мали Н291—49, гладкие по всей длине и с конусной проточкой
для лучшего захвата их клиньями ротора при СПО.
Общая масса УБТ должна на 25% превышать осевую нагрузку
на долото. Это обеспечит расположение границы между сжатой
и растянутой частями бурильной колонны.
Характеристика УБТ приведена в табл. 42.
Таблица 42
Диаметр бурильных труб, мм 73 89 114 140 168
Наружный диаметр УБТ, мм 95 108 146 178 203
Масса 1 м УБТ, кг 49 63 97 156 192
348
Глава 4
БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Буровые установки роторного бурения разделяются на два
параметрических (размерных) ряда.
Первый ряд — тяжелые стационарные роторные установки
для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на
глубину от 1000 до 10 000 м.
Второй ряд — легкие самоходные и передвижные роторные
установки для разведочного и разведочно-эксплуатационного бу-
рения на глубину от 100 до 1500 м.
Каждый ряд буровых установок состоит из большого числа
типоразмеров в зависимости от области применения, глубины
и условий бурения.
Буровые установки характеризуются величиной грузоподъ-
емности, которая определяет глубину бурения и установленную
мощность.
§ 2. СТАЦИОНАРНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
Схема стационарной буровой установки для роторного и тур-
бинного бурения показана на рис. 170.
В буровой вышке 1 с буровым зданием 12 смонтированы:
ротор 2, лебедка 3, силовой агрегат 4 привода лебедки и ротора,
два буровых насоса 11, приводимых от электродвигателей 10.
Кроме того, в буровой вышке смонтированы компрессорная
станция 5 с воздухосборником 6, аварийная дизель-генераторная
станция 8 и комплекты электропусковой аппаратуры 7 и 9 для элек-
тропривода лебедки и буровых насосов.
На вершине вышки установлен кронблок 13, собранный из
нескольких роликов. Канат 14, конец которого закреплен на ба-
рабане лебедки 3, огибает ролики кронблока и ролики подвиж-
ного талевого блока 15.
Для затаскивания труб и других предметов устроены мостки 23.
К талевому блоку подвешен крюк 16, подхватывающий при по-
мощи серьги вертлюг 17, который соединяет колонну бурильных
труб с нагнетательным шлангом 19.
Верхняя рабочая труба 20 квадратного сечения проходит сквозь
вкладыши ротора 2, соединяется вверху с вертлюгом и внизу
с колонной бурильных труб 24.
При роторном бурении долото 26 присоединяется к низу утя-
желенной колонны бурильных труб (УБТ) 25.
При турбипном бурении долото навинчивается навал турбобура.
Последний через переводник соединяется с колонной буриль-
349
ных труб 24. При этом ротор 2 заторможен, и колонна бурильных
труб не вращается.
Во время бурения насосы 11 нагнетают промывочную жидкость
через стояк 21, шланг 19 и вертлюг 17 в колонну бурильных труб.
Поток промывочной жид-
кости движется вниз в тру-
бах 24, охлаждает долото
и транспортирует разру-
шенную породу на поверх-
ность по кольцевому ка-
налу между колонной
бурильных труб и стен-
ками скважины. При тур-
бинном
водит в
колеса
бура.
Колонна
труб,
13
I't -
15 -
16
17
18
19
го
21
гг
гз
9 IL II
бурении он при-
действие рабочие
(роторы) турбо-
бурильных
подвешенная при
74
Рис. 170. Установка для глубокого роторного и турбинного бурения
помощи крюка к талевому блоку, по мере углубления долота в по-
роду плавно опускается бурильщиком с помощью тормозов бара-
бана лебедки. При этом бурильщик так регулирует подачу ин-
350
струмента, чтобы нижняя часть колонны, собранная из тяжелых
труб (УБТ), создавала осевую нагрузку на шарошечное долото.
Для замены износившегося долота колонну бурильных труб
поднимают на поверхность, развинчивая ее на свечи.
Во время подъема и спуска бурильной колонны на верхних
полатях 18 помещается верховой рабочий, двое рабочих работают
с ключами возле ротора, а бурильщик управляет лебедкой. Для
сообщения с рабочими полатями и кронблоками служат лест-
ницы 22.
Для глубокого бурения на нефть и газ имеется много типов
буровых установок, рассчитанных на различную глубину бурения.
Ввиду того что с увеличением глубины бурения растет вес
бурильных и обсадных колонн, принято характеризовать уста-
новки их грузоподъемностью.
За основу классификации буровых установок принята номи-
нальная грузоподъемность на крюке, на основании которой опре-
деляется возможность использования той или иной установки
для бурения скважин в зависимости от их проектных глубин и
конструкций.
В табл. 43 дана характеристика буровых установок для
эксплуатационного и разведочного бурения в соответствии с
ГОСТ 16293—70 и отраслевой нормалью Н 900—66.
Таблица 43
Показатели Классы буровых установок
БУ-БО ВУ-80 БУ -100 By -125 БУ-160 ВУ-200 БУ-250
Номинальная грузоподъем- ность на крюке, т 50 80 100 125 160 200 250
Максимальная грузоподъем- ность на крюке, т НО 140 170 200 250 320 450
Условная глубина бурения при применении стальной бурильной колонны диа- метром 114, мм, м 1600 2500 3000 4000 5000 6500 8000
Высота вышки от пола буро- вой до подкронблочной ра- мы, м 42 42 42 42 53 53 54
Число роликов кронблока 5 5 6 6 7 7 7
Число роликов талевого бло- ка 4 4 5 5 6 6 6
Диаметр талевого каната, мм 25 28 28 32 32 35 38
Буровые установки перечисленных классов (см. табл. 43)
являются тяжелыми стационарными установками с монтажом
крупноблочного или мелкоблочного метода. Так, например, все
351
механизмы буровой установки БУ-50Бр-1 смонтированы на четы-
рех основных блоках: вышечно-роторном, лебедочном и двух на-
сосных. Большинство буровых установок второго ряда не имеют
транспортной основы, т. е. являются стационарными.
§ 3. ЛЕГКИЕ САМОХОДНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Легкие роторные самоходные буровые установки применяются
для бурения вертикальных скважин на воду, а также для струк-
турно-картировочного бурения. Механизмы самоходных устано-
вок монтируют на платформе грузовых автомашин повышенной
проходимости. При сооружении скважин на воду используют
самоходные роторные установки УРБ-ЗАМ, УРБ-2А, 1БА-15В
И др.
В табл. 44 приведена техническая характеристика самоходных
роторных установок.
Установка разведочного бурения УРБ-ЗАМ
Назначение. Установка разведочного бурения УРБ-ЗАМ пред-
назначена для вращательного бурения скважин на воду буриль-
ными трубами диаметром 73 мм глубиной до 300 м с применением
прямой промывки и для структурно-поискового бурения скважин
бурильными трубами диаметром 60,3 мм глубиной до 500 м враща-
тельным или бескерновым способами.
Буровая установка УРБ-ЗАМ показана на рис. 171. На шасси
автомашины 1 (рис. 171, а) типа МАЗ-500 смонтированы: двигатель
2 для привода буровой установки, коробка передач 9, лебедка 10,
ротор 11, контрпривод 4 для привода бурового насоса 7, мачта 5
с кронблоком 6 и гидравлические телескопические домкраты 3
для подъема мачты. Для работы в ночное время установка имеет
систему освещения из фар, размещенных на мачте. Питание они
получают от электрогенератора 19 мощностью 8 кВт. От него же
питается электродвигатель привода глиномешалки. Включение
и выключение электродвигателя осуществляется с помощью щита
18 с электроприборами.
Кинематическая схема установки УРБ-ЗАМ показана на
рис. 171, б.
Лебедка установки УРБ-ЗАМ (рис. 172) — однобарабанная
с двухдисковой фрикционной муфтой включения барабана и од-
ноленточным тормозом. Вращение валу 3 лебедки передается от
коробки передач через двухрядную цепную передачу и звездочку
15. На валу на шарикоподшипниках свободно вращается барабан
17 с тормозным шкивом. Талевой канат 14, наматываемый на ба-
рабан, пропускается в отверстие в реборде барабана, а один его
виток укладывают по наружному ободу барабана в специальной
канавке и крепят планкой 16. Барабан приводится во вращение
352
Таблица 44
Типы буровых установок
Показатели УРБ-2А УРБ-ЗАМ 1БА-1ЕВ
Глубина бескернового бурения, м 200 300 500
Глубина колонкового бурения, м — 500 —
Начальный диаметр скважины, м 150 250 400
Конечный диаметр скважины, м 76 100 200
Диаметр бурильных труб, мм 50; 60,3 60,3; 73 73,89
Диаметр проходного отверстия ро- тора, мм Частота вращения ротора об/мин: 150 250 410
первая скорость 100 НО 65
вторая скорость 197 190 130
третья скорость 300 314 250
обратный ход — 46 65
Грузоподъемность лебедки, кг Мачта: 2500 3000 5200
высота, м 10,65 - 16,0 18,4
номинальная грузоподъем- ность, т 2,5 5 12
максимальная грузоподъем- ность, т 5 10 20
Число роликов кронблока 2 2 3
Число роликов талевого блока 1 1 2
Диаметр талевого каната, м 15,5 15,5 18
Буровой насос, тип 11ГРБ 11ГРИ 9МГР
Подача насоса, л/мин 300 300 600
Предельное давление насоса, МПа 5 5 7
Автомобильное шасси, тип Силовой привод ЗИЛ-157КЕ Двигатель автомобиля МАЗ-500 Дизель Д-54 или СМД-14Б МАЗ-500 Двигатель автомобиля
Мощность двигателя, кВт 75 (104 л. с.) 40 (54 л. с.) 45 (62 л. с.) 77 (105 л. с.)
Габаритные размеры установки в транспортном положении (дли- нах ширинах высота), м 10,85Х2,25Х Х3,46 10,7Х2,8Х Х3,4 10.8ХЗХ Х3,75
Масса бурового блока, кг 10 000 13 200 13 900'
12 Б И. Воздвиженский н др.
353
при помощи двухдисковой фрикционной муфты, вмонтированной
в тормозной шкив барабана.
Барабан лебедки оснащен ленточным тормозом 11, с помощью
которого удерживает на весу колонну бурильных (или обсадных)
труб, а также обеспечивают подачу бурового снаряда на забой
скважины по мере ее углубления. Для удобства управления рычаг
1 тормоза барабана вынесен ближе к посту бурильщика. С тормоз-
ной лентой 11 барабана рычаг 1 связан системой тяг, позволяющих
регулировать натяжение ленты 11 по мере ее износа. На левом
конце вала лебедки расположена катушка 2 для подтаскивания
и поднятия тяжестей.
Ротор УРБ-ЗАМ (рис. 173) передает вращение буровому
снаряду, а также удерживает на весу колонну бурильных (об-
садных) труб при спуско-подъемных операциях и при наращивании
354
бурового снаряда. Ротор состоит из стального литого корпуса 8,
в котором на двух одинаковых радиально-упорных подшипниках
установлен стол ротора 6 с прикрепленной к нему веицовой ко-
нической шестерней 3. От коробки передач карданным валом
вращение через приводной вал 1 (см. рис. 171, 6) и малую кониче-
Рис. 171. Буровая установка УРБ-ЗАМ:
а — общий вид: 1 — автомашина М 43-500; 2 — приводной двигатель; 3 — гид-
равлические домкраты подъема мачты; 4 — контрпривод; 5 — мачта; 6 — кронблок;
7 — буровой насос; 8 — бурильные трубы; 9 — коробка передач; 10 — лебедка; 11 —
ротор; 12 — рычаг тормоза лебедки; 13 — рычаг управления фрикционной муфтой ле-
бедки; 14 — рычаг управления фрикционным двигателем; 15 — рычаг включения при-
вода ротора и лебедки; 16 — рычаг переключения передач; 17 — рычаг включения буро-
вого насоса; 18 — электрощит; 19 — генератор; 20 — рычаг включения генератора;
21 — передняя стойка; б — кинематическая схема установки; 1 — муфта включения
привода генератора; 2 — шкив привода генератора; 3 — вал привода генератора; 4 —
приводной двигатель; б — буровой насос; 6 — контрпривод; 7 — шкив контрпривода;
8 — вал промежуточный; 9 — вал ведомый; 10 — муфта включения лебедки и ротора;
11 — звездочка привода лебедки; 12 — цепная передача; 13 — вал барабана; 14 — кар-
данный вал привода ротора; 15 — ротор; 16 — барабан лебедки; 17 — тормоза лебедки;
18 — фрикционная муфта лебедки; 19 — масляный насос; 20 — муфта включения
масляного насоса; 21 — вал ведущий; 22 — коробка передач; 23 — шкив привода насоса;
24 — карданный вал привода коробки передач; 25 — генератор
скую шестерню передается на большую коническую шестерню
и стол ротора. Ротор имеет внутреннее отверстие, через которое
пропускают долото, бурильные и обсадные трубы. В это отверстие
при бурении устанавливают большой 4 и малый 5 съемные вкла-
дыши. Малый вкладыш имеет внутреннее отверстие квадратного
сечения, через которое пропускают ведущую трубу квадратного
сечения. С помощью вкладышей вращение от стола ротора пере-
дается на ведущую трубу и через колонну бурильных труб породо-
разрушающему инструменту. При спуске в скважину обсадных
12*
355
Рис. 172. Лебедка установки УРБ-ЗАМ:
1 — рычаг тормоза; 2 — безопасная катушка; 3 — вал лебедки; 4 — бугель; 5 —
конусная втулка; 6 — нажимные рычаги; 7 — передний диск; 8 — венцовая шестерня;
9 — промежуточный диск; 10 — фрикционные накладки; 11 — тормозная лента; 12 —
средние диски; 13 — задний диск; 14 — талевый канат; 15 — приводная звездочка;
16 — планка крепления каната: 17 — барабан лебедки; 18 •— отжимные пружины;
19 — ленточный тормоз рычага
труб малые и большие вкладыши вынимают, и если диаметр об-
садных труб превышает проходное отверстие ротора (250 мм),
его снимают с платформы буровой установки и вместо ротора
устанавливают лафетный хомут с плашками.
Мачта шарнирно соединена с рамой установки и состоит из
шарнирно соединенных нижней и верхней секций. Поднимают
Рис. 173. Ротор УРБ-ЗАМ:
1 — приводной вал-шестерня; 2 — стопор ротора; 3 — коническая шестерня;
4 — большой вкладыш; 5 — малый вкладыш; 6 — стол ротора; 7 — контрольная пробка;
8 — корпус
и опускают мачту двумя телескопическими гидравлическими дом-
кратами 5 (см. рис. 171, а). В транспортном положении мачту
располагают горизонтально и опирают на передние стойки 21.
В рабочем положении две стойки мачты опираются на раму уста-
новки, а две другие стойки на нижних концах оснащены винтовыми
домкратами и через деревянные подкладки опираются на грунт,
разгружая рессоры автомашины. Для повышения устойчивости
мачту в рабочем положении раскрепляют четырьмя растяжками.
Каждая растяжка состоит из стального каната, один конец ко-
торого закреплен на кронблоке мачты, а другой закреплен на де-
ревянном столбе (якоре), закопанном в грунт.
Гидравлическая система (см. рис. 171) предназначена для подъ-
ема и спуска мачты, а также для работы аварийными гидравличе-
357
91/1/0
ОООЬ
скими домкратами. Подача масляного насоса 12 л/мин, максималь-
ное давление 65 МПа. В качестве рабочей жидкости в гидросистеме
используют масло индустриальное № 20.
Размещение и монтаж оборудования УРБ-ЗАМ (рис. 174)
включает: установку на автомобиле, буровой насос 2, глиноме-
шалку 3, резервуар для глинистого раствора 4, желобную систему 5
и деревянный настил 6. На площадке выкапывают котлован для
глинистого раствора размером 1,0X1,5x2,0 м и облицовывают
его досками без щелей. На месте бурения скважины проходят
шурф размером 0,8 X 0,8X1,5 м, устанавливают в нем направля-
ющую трубу для предохранения устья скважины от размыва.
Пространство между трубой и стенками шурфа бетонируют или
утрамбовывают глиной. Производят подъем мачты, урепляют ее
растяжками, проверяют исправность оборудования и приступают
к бурению.
Установка разведочного бурения УРБ-2А
Назначение. Самоходная буровая установка УРБ-2А предназ-
начена для бурения геофизических и структурных скважин глуби-
ной до 200 м вращательным способом с прямой промывкой сплош-
ным и кольцевым забоями, а также неглубоких скважин на воду.
Характеристика установки УРБ-2А приведена в табл. 44.
Буровые установки БА-15
Кунгурским машиностроительным заводом разработан уни-
фицированный комплекс буровых установок типа БА-15. Этот
комплекс включает следующие модификации буровых установок:
Рис. 175. Общий вид буровой установки 1-БА-15В
1-Б-15Н — для бурения структурно-поисковых и картировоч-
ных скважин на нефть и газ глубиной до 1000 м;
2-БА-15Н — для бурения структурно-поисковых скважин глу-
биной до 1500 м;
1-БА-15В—для бурения скважин для водоснабжения глу-
биной до 500 м (рис. 175),
359
2БА-15В—для бурения скважин иа воду диаметром до
1200 мм роторным способом с обратновсасывающей промывкой
глубиной до 200 м;
РА-15В —для ремонта и восстановления водозаборных сква-
жин.
Отличительными особенностями унифицированного комплекса
буровых установок типа БА-15 являются: 1) самоходная транс-
портная база на автомашине МАЗ-500 с использованием двигателя
Рис. 177. Схема уста-
новки агрегата 1-БА-15В:
1— двигатель с короб-
кой передач автошасси (от-
бор мощности 106 л. с.);
2 — компрессор для пневмо-
управления (Q=0,3 м8/мип);
3 — коробка отбора мощ-
ности; 4 — генератор (N =
12 кВт); 5 — буровой насос
11ГРИ; 6 — коробка пере-
дач; 7 — лебедка однобара-
банная с одноленточным
пневмотормозом; 8 — ротор;
S — мачта (Я = 18,4 м,
Р = 12 кН); 10— гидрорас-
крепнтель: 11— двигатель с
коробкой передач 105 л. с.;
12—угловой редуктор; 13 —
буровой насос 9МГР; 14 —
двигатель компрессорного
блока; 15 — угловой редук-
тор; 16 — компрессор (Q =
= 10 м®/мин); 17 — кар-
данный вал; 18 — мостки
откидные; 19 — талевый
блок; 20 — вертлюг; 21 —
ведущая труба; 22 — кронб-
лок
автомашины мощностью 77 кВт для привода буровых механиз-
мов и одного бурового насоса; 2) пневматическое управление
всеми механизмами буровой установки; 3) повышенный уровень
механизации трудоемких работ.
Кинематическая схема агрегата 1-БА-15В показана на рис. 176.
Схема установки агрегата дана на рис. 177.
Особенностью установки 1-БА-15В является наличие в ней
трех блоков: бурового, насосного и компрессорного. При этом вра-
щение от бурового блока двум другим блокам передается с по-
мощью карданных валов с шарнирными муфтами Гука—Кардана
на концах вала. Установка позволяет одновременно включать
два насоса 5 и 13, применять гидромониторные долота и произво-
дить цементирование скважины без применения цементировоч-
ных агрегатов.
§4. РЕГУЛЯТОРЫ ПОДАЧИ ДОЛОТА
Ручная подача долота в процессе бурения с помощью тормоза
барабана лебедки не может обеспечить равномерность подачи.
Для обеспечения более равномерной подачи разработано много
361
разновидностей регуляторов механической подачи долота в про-
цессе бурения. Из них мы рассмотрим два наиболее простых
устройства: механизм подачи долота МПД-1 и забойный механизм
подачи ЗМП.
Рис. 178. Регуляторы подачи долота:
I — схема механизма подачи долота МПД-1; а лебедка; б — тормозное уст-
ройство; в — компрессор; 1 — фильтр грубой очистки воздуха; 2 — фильтр тонкой очистки
воздуха; 3 — промежуточный воздушный редуктор; 4 — манометр; 5 — воздушный ре-
гулятор; 6 — манометр; 7 — электроизмерительный прибор; 8 — сборка; 9 — редук-
тор; 10 — мембранная головка; 11 — рычаги; 12 — тормозной шкив; 13 — пружина;
14 — тахогенератор: 15 — колодки тормозные; 16 — цепная передача; 17 — пульт
управления И — забойный механизм подачи долота: 1 — переводник для соединения
с бурильной колонной; 2 — переводник для соединения с утяжеленными бурильными
трубами; 3 — корпус; 4 — граненая штанга; 5 — поршень; 6 — гайка; 7 — кольцевой
упор
Механизм подачи долота МПД-1 (рис. 178, /), разработанный
Гипронефтемашем, является пружинно-пневматическим фрикци-
онным механизмом, в котором регулирование подачи осуществля-
ется тормозным устройством, не зависимым от главного двух-
ленточного тормоза буровой лебедки. Бурильная колонна, под-
вешенная через талевую систему к барабану лебедки, с помощью си-
стемы цепных передач передает усилие на редуктор 9 и тормозной
шкив 12. Две тормозные колодки 15 шарнирно закреплены на
двух рычагах 11, нижние концы которых шарнирно закреплены
на тормозном устройстве. Пружина 13 сжата. Стремясь удли-
ниться, она стягивает рычаги 11, прижимая колодки 15
362
к шкиву 12. Пружина подбирается такая, чтобы момент
торможения от действия пружины был больше момента рас-
тормаживания от веса инструмента. В этом случае буриль-
ная колонна будет надежно заторможена. Подача бурильной
И
после чего
колонны создается растормаживанием механизма.
Для этого сжатый воздух от компрессора по-
дается в мембранную головку 10. Под дей-
ствием сжатого воздуха в головке 10 мем-
брана прогибается, перемещает шток, который
сжимает пружину 13 и отодвигает рычаг 11,
отжимая тормозную колодку 15 от шкива 12.
Пульт управления 17 устанавливается у рабо-
чего места бурильщика, который изменением
положения рукоятки воздушного редуктора 5
регулирует подачу сжатого воздуха и устана-
вливает требуемую подачу долота в соответствии
с заданной осевой нагрузкой. Тахогенератор,
сцепленный с валом тормозного шкива 12, пре-
. образует величину угловой скорости этого шкива
в электрический ток и по проводам передает
его в электроизмерительный прибор 7, пока-
зывающий скорость подачи.
Забойные механизмы подачи долота (ЗМП),
или стабилизаторы нагрузки, позволяют под-
держивать постоянную нагрузку на долото в глу-
боких искривленных скважинах. Забойный
механизм подачи долота (рис. 178, //) соеди-
няется с бурильной колонной с помощью пере-
водника 1 с утяжеленными бурильными трубами
с помощью переводника 2. В корпусе 3 раз-
мещена граненая штанга 4 с поршнем 5, ко-
торая свободно перемещается относительно кор-
пуса, проходя .через гайку 6. При нагнетании
промывочной жидкости на поршень действует
сила, вызванная перепадом давления, благо-
даря которой поршень перемещается вниз,
обеспечивая подачу долота. Нагрузка на за-
бой создается за счет давления, приложенного
к поршню, и веса утяжеленных бурильных
труб. Подача долота продолжается до тех пор,
пока поршень 5 не упрется в кольцевой упор 7,
механизм необходимо зарядить вновь, опустив
колонну на величину хода
В период работы ЗМП
ные показания, увеличивая
поршня.
индикатор веса дает постоян-
их в момент окончания хода
поршня
363
Г лава 5
БУРЕНИЕ ЗАБОЙНЫМИ
ВРАЩАТЕЛЬНЫМИ МАШИНАМИ
В настоящее время имеются два вида погружных буровых
агрегатов: гидротурбина с долотом — турбобур с электродви-
гатель с долотом—электробур.
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТУРБИННОМ БУРЕНИИ
Турбинным бурением называется вращательное бурение, при
котором вращение породоразрушающего инструмента осуществля-
ется турбиной, забойной машиной, приводимой в действие
гидравлической энергией промывочной жидкости.
Турбобур впервые в мировой практике запатентован в 1922 г.
М. А. Капелюшииковым, С. М. Волохом и Н. А. Корневым. Пер-
вая скважина турбинным способом пробурена в 1924 г. в Сураханах
(Баку). Первый турбобур состоял из одноступенчатой турбины
с редуктором для снижения числа оборотов долота. Мощность
этого турбобура была мала. Поэтому в 1935—1939 гг. П. П. Шу-
миловым, Р. А. Исаннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом
был разработан и запатентован более совершенный многоступен-
чатый турбобур. Совершенствование турбинного бурения продол-
жается.
При турбинном бурении над долотом 1 устанавливают турбо-
бур (см. рис. 159). Промывочную жидкость нагнетают насосом 9
через шланги 8 и вертлюг 6 в колонну бурильных труб 3. Колонна
труб и наружный корпус турбобура не вращаются, а имеют только
поступательное движение. Внутри турбобура поток жидкости
вращает вал турбобура, соединенный с долотом. Для того чтобы
при работе долота на забое удержать от вращения наружный
корпус турбобура и колонну 3, ведущую трубу 5 застопоривают
в роторе 4.
Принцип действия турбобура (рис. 179) заключается в преоб-
разовании гидравлической энергии потока жидкости в механиче-
скую энергию вращения вала, соединенного с долотом.
Основной частью турбобура является турбина, которая со-
стоит из большого числа (около сотни) совершенно одинаковых
гидравлических ступеней. Каждая гидравлическая ступень состоит
из двух частей: статора и ротора.
Статором называется невращающаяся часть гидравлической
ступени, неподвижно закрепленная в корпусе турбобура. Статор
представляет собой гладкое стальное кольцо, на внутренней
поверхности которого имеются изогнутые лопатки 2, соединенные
внутренним ободом 3.
Ротором называется вращающаяся часть турбобура, соеди-
ненная с валом турбобура с помощью шпонки. Ротор состоит из
364
Рис. 179. Принцип действия тур-
бины:
1 — наружный обод статора; 2 — ло-
патки статора; 3 — внутренний обод стато-
ра; 4— внутренний обод ротора; 5— лопат-
ки ротора; 6 — наружный обод ротора;
А — сила, действующая на лопатку рото-
ра; Б — сила, действующая на лопатку
статора
кольца и лопаток 5, подобных лопаткам статора, но обра-
щенных в противоположную сторону. Наружные концы
лопаток ротора соединены ободом 6. Зазор между статором
и ротором обеспечивает свободное вращение ротора в ста-
торе.
Струя потока жидкости в статоре движется в одном направле-
нии, в роторе — в другом направлении. Изменение направления
струи вызывает давление жидкости на стенки статора и ротора.
Сила А действует на лопатку ротора, сила Б — на лопатку статора.
По величине эти силы равны,
по направлению — противопо-
ложны.
Величина силы А жидкости,
действующей на лопатку ро-
тора, зависит от нагрузки на
долото и величины сопротивле-
ния породы ее разрушению.
Сила А направлена по каса-
тельной к окружности, мыслен-
но проведенной через середины
лопаток ротора. Плечом силы А
является радиус этой окруж-
ности. Активный вращающий
момент одной гидравлической
ступени равен произведению
величины сила А на плече этой
силы. Вращающие моменты
роторов всех гидравлических
ступеней складываются, об-
разуя активный вращающийся
момент турбобура.
Аналогично силы Б, действующие на лопатки статора, образуют
реактивный вращающий момент, по величине равный активному
вращающему моменту, но направленный в противоположную сто-
рону. Реактивный вращающий момент воспринимается буровой
колонной и застопоренным ротором.
Основное достоинство турбинного бурения — установка за-
бойного двигателя-турбобура над породоразрушающим инстру-
ментом (долотом). Благодаря этому:
1. Устраняется затрата мощности на вращение бурильной ко-
лонны. Почти вся мощность, развиваемая турбобуром, переда-
ется долоту. Поэтому забойная мощность по сравнению с роторным
бурением увеличивается.
2. Уменьшаются износ и> аварийность бурильных труб.
3. Долото вращается турбобуром со значительно большей ско-
ростью, чем при роторном бурении. Поэтому при турбинном буре-
нии можно получить более высокие механические скорости, чем
при роторном
365
4. Отсутствие вращения буровой колонны позволяет исполь-
зовать турбобур для бурения наклонных и искусственно направ-
ленных скважин.
5. В связи с тем, что над устьем скважины ротор не вращается,
снижается шум и улучшаются условия труда.
В связи с достоинствами турбинного бурения в СССР с начала
1950 г. турбинное бурение является основным методом бурения
нефтяных и газовых скважин, составляя до 70-г80% от общего
объема бурения. Турбинное бурение применяется и для бурения
наклонно направленных скважин.
Устройство многоступенчатого односекционного
турбобура типа Т12МЗ (рис. 180)
Кожух (обойма) турбобура привинчивается с помощью резьбы
в бурильной колонне. Кожух состоит из: переводника 1 (рис. 180),
корпуса 2 для размещения элементов турбины и ниппеля 19 для
закрепления в корпусе неподвижных статоров турбины.
Вал 13 в нижней части пустотелый и имеет боковые окна для
входа в полость вала промывочной жидкости. К нижнему концу
вала с помощью переводника 22 привинчивают долото.
Гидравлические ступени (статоры и роторы) разделены на три
группы двумя средними опорами 17, которые расположены одна
в верхней половине (см. рис. 180), другая в нижней половине тур-
бобура. В верхней группе гидравлических ступеней статоры 12
упираются в регулировочное кольцо 11, опирающееся на нижний
подпятник 10 верхней опоры. Вал турбобура имеет три типа опор:
верхнюю, две средние и нижнюю.
Верхняя опора называется гребенчатой пятой турбобура и
является главной опорой, так как воспринимает осевые усилия,
действующие на вал турбобура. Подпятник 10 состоит из сталь-
ного кольца, имеющего отверстия для прохода промывочной жид-
кости. Кольцо подпятника изнутри облицовано резиной, имеющей
канавки для прохода жидкости. При вращении турбобура диски 8
(см. рис. 180) своими шлифованными поверхностями трутся о ре-
зину подпятников 10. Охлаждение и смазка, необходимые для
уменьшения трения, производятся промывочной жидкостью. Жид-
кость подается к трущимся поверхностям по канавкам резиновой
облицовки подпятников, При бурении сила реакции забоя, дей-
ствующая на вал турбобура снизу вверх, приподнимает вращаю-
щийся вал на длину люфта и нижние кольца, закрепленные на
валу, прижимаются к подпятникам 10.
Средние опоры 17 (в верхней и нижней половинах рис. 180)
являются радиальными резинометаллическими подшипниками,
служащими для устранения продольного изгиба вала и предот-
вращения соприкосновения роторов со статорами в радиальном
направлении.
Нижняя опора является радиальным резинометаллическим
подшипником, служащим для закрепления (зажатия) статоров 12
366
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 /7
1 — переводник; 2 — корпус; 3 — контргайка; 4 — шайба замковая; 5 — колпак; 6 — втулка распорная; 7 — гай-
каТроторная; 8 — диск пяты; 9 — кольцо пяты; 10 — подпятник; 11 — кольцо регулировочное; 12 — статор; 13 — вал;
14}— ротор; 15 — шпонка ротора; 16 — втулка средней опоры; 17—опора средняя; 18—упор; 19— ниппель; 20—втулка
нижней ^опоры; 21 — шпонка втулки; 22 — переводник вала
(см. рис. 180) и подшипников 10 в корпусе 2, а также для предот-
вращения прогиба вала. Нижняя опора состоит из ниппеля 19,
внутренняя поверхность которого покрыта резиной, и втулки 20,
служащей для крепления упора 18, который поджимают ротор-
ные кольца.
§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ ОСНОВНЫХ ТИПОВ
ТУРБОБУРА
Все разновидности турбобуров можно классифицировать по
конструктивным признакам, положенным в основу каждого типа
машин. Однотипные турбобуры отличаются по размерам (диа-
метром и длиной).
В зависимости от назначения различают турбобуры следую-
щих типов.
1. Односекционные турбобуры типа Т12МЗ с числом гидравли-
ческих ступеней турбины от 100 до 120, имеют наружный диаметр
172, 195, 215, 240 мм. Потребный расход жидкости в зависимости
от диаметра турбобура составляет от 25 до 55 л/с. Максимальная
мощность возрастает с увеличением диаметра турбобура и изменя-
ется от 40 до 180 кВт. При максимальной мощности перепад
давления в турбине от 3,0 до 4,5 МПа, а частота вращения вала
от 610 до 770 об/мин.
2. Секционные турбобуры типов ТС5 и ЗТС5 состоят из двух
или трех односекционных турбобуров с суммарным числом гид-
равлических ступеней турбины от 200 до 300. Секционные турбо-
буры применяют с целью повышения вращающего момента со-
ответственно в два либо в три раза пропорционально числу секций.
3. Шпиндельные секционные турбобуры типа ЗТСШ состоят
из верхней турбинной секции, нижней турбинной секции и шпин-
деля. Основное достоинство шпиндельных турбобуров — воз-
можность замены гребенчатой пяты турбобура, представленной
в верхней опоре упорно-радиальным резинометаллическим под-
шипником, иа шаровую нижнюю опору. Эта замена уменьшила
трение в опоре и повысила величину к. п. д. турбобура. Основной
парк действующих в настоящее время серийных турбобуров состав-
ляют шпиндельные секционные турбобуры. Наружный диаметр
этих турбобуров от 164 до 240 мм. Потребный расход жидкости от 20
до 45 л/с. Максимальная мощность, зависящая от диаметра турбо-
бура, от 43 до 135 кВт. Перепад давления в турбине от 1,6 до
5,5 МПа, а частота вращения вала от 195 до 555 об/мин.
4. Турбобуры с разделенным потоком типа БГТ предназначены
для снижения давления буровых насосов при бурении шаро-
шечными долотами с гидромониторными насадками.
5. Турбобуры шпиндельные с гидроторможением типа АГТШ
предназначены для бурения на малых оборотах долота, уменьша-
ющих абразивный износ и увеличивающих проходку на долото.
Турбобур этого типа состоит из двух секций и шпинделя. В СССР
368
турбобурами типа АГТШ бурят скважины глубиной свыше
7000 м.
6. Турбобуры с вращающимся корпусом типа ТВК отличаются
тем, что имеют невращающийся вал, привинченный с помощью
переводника к колонне бурильных труб, и вращающийся корпус,
к которому присоединяется долото.
§ 3. КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
И ЭФФЕКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ ТУРБОБУРА
Коэффициент полезного действия (к. п. д.) турбины турбо-
бура 1] показывает, какая часть подводимой к турбобуру энергии
полезно в нем используется. Величина т) равна
Т| = ПгядЛоб'Пмех = 0,6 Ч- 0,6, (144)
где т]ГИд — гидравлический к. п. д., зависящий от гидравличе-
ских сопротивлений в каналах турбины; т)об — объемный к. и. д.,
зависящий от величины утечек жидкости в зазорах; т)мех — ме-
ханический к. п. д., зависящий от потерь мощности в опорах
турбины.
Эффективной мощностью N называется мощность, развива-
емая вращающимся валом двигателя. Эффективная мощность N
турбобура равна
-»кВт. (145)
где Q — расход жидкости, м3/с; Н — перепад давления в турбине,
м вод. ст.; уж — удельный вес промывочной жидкости, Н/м3;
•>] — к. п. д. турбины турбобура.
§ 4. РАБОЧАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОБУРА
Рабочей характеристикой турбобура называется графическое
изображение зависимости вращающего момента М, эффективной
мощности N, к. п. д. турбобура ц и перепада давления р от числа
оборотов п вала турбобура при постоянной подаче Q насосов
(рис. 181).
Рабочую характеристику турбобура данной конструкции по-
лучают путем изменения вышеперечисленных параметров на
экспериментальном стенде. Для этого на выходном валу турбо-
бура устанавливают тормоз и тахометр, т. е. прибор для изменения
числа оборотов вала в 1 мин. Через турбобур нагнетают жидкость
при постоянной производительности насосов.
Тормозным режимом называют режим, при котором вал турбо-
бура заторможен (п = 0). Турбина турбобура стремится преодо-
леть торможение вала и развивает наибольший по величине вра-
щающий момент М. Если постепенно вал разгружать, то частота
вращения вала, измеряемая тахометром, будет возрастать, усилие
369
режим холостого хода, при котором
торможения, измеряемое па тормозе, будет уменьшаться и вра-
щающий момент М будет также уменьшаться. В связи с вращением
вала и наличием приложенного к нему сопротивления тормоза
полезная работа на выходе вала, развиваемая турбобуром, эф-
фективная мощность N и к. п. д. турбобура т] будут увеличиваться
до некоторого максимума.
Оптимальным режимом называется режим работы турбобура,
при котором его мощность N и т] достигают максимального значе-
ния (см. рис. 181).
Если полностью прекратить торможение вала, то наступает
исло оборотов вала стано-
вится максимальным, а
вращающий момент умень-
шается до нуля.
Между предельными
значениями числа оборо-
тов при тормозном режи-
ме и режиме холостого
хода, эффективная мощ-
ность турбобура N и
к. п. д. турбобура^, нара-
стая от нуля до макси-
мума и затем убывая до
нуля, изменяются по зако-
ну параболы.
Перепадом давления в турбине называется разность между дав-
лением рек при входе в турбину и давлением рат при выходе
из турбины
Р = Рих —Ркых- (146)
Перепад давления в турбине при всех значениях числа обо-
ротов изменяется незначительно.
Оптимальная зона работы турбобура на рис. 181 заштрихо-
вана. Рабочая характеристика турбобура данной конструкции
позволяет правильно подобрать оптимальный режим его работы
при данной подаче насосов.
В секционных турбобурах улучшение показателей рабочей
характеристики турбобуров, при той же подаче насосов, происхо-
дит за счет суммарного увеличения числа гидравлических ступеней
и выражается в повышении максимальных значений перепада
давлений р, вращающего момента М и мощности N.
§ 5. ЗАВИСИМОСТЬ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧЕЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТУРБОБУРА ОТ КОЛИЧЕСТВА ПРОКАЧИВАЕМОЙ
РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ
Пусть: и, и — частота вращения, рг и р2 — перепады дав-
ления на турбине, М и М2 — вращающие моменты турбины, IV х
и N2 — мощности турбины соответственно при первоначаль-
370
ной подаче насосов Qj и при новой подаче насосов Q2.
Тогда:
; 1) частота вращения вала прямо пропорциональна изменению
подачи насосов
= (147)
2) перепад давления на турбине пропорционален квадрату
изменения подачи насосов.
Р2 = Р1(-^-)2; (148)
3) вращающий момент турбины пропорционален квадрату
изменения подачи насосов
^ = 7И1 (149)
4) мощность турбины пропорциональна кубу изменения подачи
насосов
Вследствие перепада давления в турбобуре возникает гидрав-
лическое усилие Р, направленное вдоль оси вала сверху вниз
и равное
Р = р^_ (151)
где р = рах — рвых — перепад давления в турбине, Н/см2 (или
МПа); Do — диаметр средней окружности, проходящей через сере-
дины лопаток роторов гидравлических ступеней турбины, см.
§ 6. РЕЖИМ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ
1. Особенность режима турбинного бурения состоит в том,
что частота вращения долота изменяется в зависимости от нагрузки
на забой и крепости проходимых пород. При постоянной подаче
насосов Q и неизменяющейся твердости пород, чем больше нагрузка
па долото, тем глубже рабочие элементы долота внедряются в по-
роду забоя и тем больше вращающий момент, развиваемый турбо-
буром для преодоления сопротивления пород разрушению.
2. Подача насосов. Для обеспечения высоких механических
скоростей при бурении трудноразбуриваемых крепких пород
увеличивают подачу буровых насосов, например, путем подклю-
чения дополнительного насоса. От этого возрастает величина всех
параметров рабочей характеристики турбобура и, в частности,
величина вращающего момента, необходимого для преодоления
момента сопротивления, создаваемого на долоте породой при ее
разрушении.
371
3. Осевая нагрузка на забой G
G = P+Qr, (152)
где Р — гидравлическое усилие, направленное сверху вниз вдоль
вала турбобура и определяемое по формуле (151); QT —вес вра-
щающейся системы турбобура (вала и роторов) и долота. Выбор
оптимальной осевой нагрузки при турбинном бурении сочетается
с выбором оптимального числа оборотов долота.
4. Частота вращения долота зависит от величины осевой на-
грузки на забой, конструкции долота и механических свойств
пород. Частота вращения вала на оптимальном режиме примерно
в два раза меньше частоты вращения вала турбины на режиме
холостого хода (см. рис. 181). Шарошечные долота применяют
при частоте вращения от 150 до 400—600 об/мин. При больших
частотах увеличивается износ шарошечного долота. Поэтому
при частотах от 400 до 800 об/мин и выше применяют алмазные
долота.
5. Расход промывочной жидкости определяется типоразмером
турболента и его рабочей (стендовой) характеристикой. Во из-
бежание зашламования скважины скорость восходящего потока
не должна быть ниже 0,6—0,8 м/с.
§ 7. КОЛОНКОВЫЕ ТУРБОДОЛОТА
Колонковое турбодолото предназначено для бурения скважин
с отбором образцов породы (кернов) и представляет собой турбо-
бур с полым валом, внутри которого размещена съемная грунто-
носка.
Колонковые турбодолота типа КТД-3 предназначены для бу-
рения четырехшарошечными долотами 145—295 мм; наружный
диаметр турбобура 127—260 мм, внутренний диаметр грунтоноски
30—58 мм, длина грунтоноски 2415—3360 мм.
§ 8. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ
Для сверхглубокого бурения весьма перспективно развитие
турбинного бурения без подъема бурильной колонны. При этом
должны применяться вставные (раздвижные) шарошечные долота
и съемные роторы специальных турбобуров.
Сущность способа заключается в том, что спуск и подъем долота
осуществляется на канате внутри колонны бурильных труб,
которые имеют несколько больший внутренний диаметр и не имеют
сужений в соединениях.
Долото перемещается вместе с ротором радиально-аксиальной
турбины, статор которой присоединен к нижней части колонны,
которая не извлекается на поверхность в процессе бурения сква-
жины.
372
Долото в транспортном положении беспрепятственно прохо-
дит внутри бурильной колонны (рис. 182), а в рабочем положении
раздвигается для бурения скважины требуемого диаметра.
При таком способе бурения резко сокращается время на СПО.
Турбинное бурение не применяется при разведке твердых полез-
ных ископаемых.
Внедрение малогабаритных без редукторных турбобуров должно
внести большие изменения как в технику, так и в технологию
бурения геологоразведочных скважин.
а
Рис. 182. Раздвижное долото:
а — транспортное положение; б — рабочее положение
Потребуется создание насосов высокого давления и сравни-
тельно высокой подачи. Для снижения гидравлических потерь
бурильные трубы должны быть гладкими внутри. Шланги и верт-
люги должны быть рассчитаны на высокое давление. Необходимо
разработать колонковые снаряды, рассчитанные на бурение при
высоких частотах вращения.
Освоение малогабаритных турбобуров на разведочных работах
позволит более эффективно применять алмазное бурение, дающее
высокие показатели на больших частотах вращения.
§ 9. НОВЫЙ ЗАБОЙНЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ДВИГАТЕЛЬ Д-54
И ПЕРСПЕКТИВЫ ЕГО ВНЕДРЕНИЯ
Забойные гидравлические двигатели при разведке твердых
полезных ископаемых не применялись. Это объясняется тем, что
при разведке твердых полезных ископаемых применяются коронки
диаметром 76 и 59 мм. Минимальный крутящий момент требуется
373
s=»10 кгс-м. Для создания такого крутящего момента турбобуром
диаметром 54 мм требуется более 4000 ступеней турбины. Из-
готовление, сборка и эксплуатация такого турбобура крайне
затруднительны и неэкономичны.
Проведенные исследовательские и конструкторские работы
во ВНИИБТ позволили разработать новый тип забойного мало-
габаритного винтового гидродвигателя типа Д диаметром 54 мм
для бурения скважин диаметром 76 и 59 мм.
Рис. 183. Малогабаритный забой-
ный винтовой гидродвигатель Д-54:
а — общий вид забойного винтового
гндродвигателя Д-54; 1 — ротор; 2 — ста-
тор; 3 — шарнирное соединение; 4 — вал;
5 — радиальные . подшипники; 6 — кор-
пус; 7 — наддолотный переходник; б —
стендовая характеристика забойного вин-
тового гидродвигателя Д-54 (Q — 2,6 л/с);
/ — 1;2- п; 8 — Р\ 4 — N
Двигатель Д-54 (рис. 183, а, б) состоит из двух секций дви-
гательной и шпиндельной.
В двигательной секции смонтированы рабочие органы: ротор,
статор и шарнирное соединение; в шпиндельной секции установ-
лены вал, радиальные подшипники, корпус и наддолотный пере-
водник. Статор двигателя выполнен в виде резиновой обкладки,
прикрепленной к расточке металлического корпуса. Стальной
ротор имеет пять винтовых зубьев специального профиля и рас-
положен эксцентрично относительно статора. Шарниром двига-
теля служат две зубчатые полумуфты, соединенные шлицевым
валом. Ротор двигателя совершает планетарное движение, которое
посредством двухшарнирного соединения преобразуется в кон-
центрическое вращение выходного вала. Стендовая характеристика
гидродвигателя Д-54 показана на рис. 183, б. В табл. 45 приведены
374
параметры двигателя Д-54, используемого в бурении алмазными
коронками и шарошечными долотами. Широкие стендовые испы-
тания подтвердили работоспособность винтового двигателя.
Таблица 45
Двигатель Д-54 Расход промывочной жидкости, л/с и, об/мин М,ф. Нм
Алмазное бурение Бурение шарошечными долотами 2,5 2,5 680 350 -415 80—100 140—180
При бурении блоков гранитов лучшие результаты показали
двухшарошечные долота диаметром 59 мм. При расходе Q = 2,8 л/с
двигатель устойчиво работал с нагрузкой до 6000 Н, при механи-
ческой скорости от 2,3 до 3,6 м/ч.
Промышленные испытания забойного гидравлического двига-
теля диаметром 54 мм в породах VIII—X категорий по буримости
подтвердили перспективность его конструкции.
Освоение насосов с Q — 2,8 л/с и р = 10 МПа позволит еще
более успешно применять гидравлические малогабаритные за-
бойные двигатели Д-54.
§ 10. БУРЕНИЕ ЭЛЕКТРОБУРАМИ
Электробур, применяющийся в практике бурения, имеет три
вида: электробур на трубах, на шланго-кабеле, па кабель-канате.
В основном применяются электробуры на трубах.
Турбинное бурение при всех своих достоинствах имеет недо-
статок, заключающийся в том, что общий к. п. д. установки до-
вольно низок и при глубоком бурении не превышает 0,2 —0,3.
Основные потери мощности вызываются значительными гидравли-
ческими сопротивлениями па пути движения потока жидкости
от насоса к турбобуру; значительные потери мощности имеются
и в самом турбобуре.
Электробур представляет собой погружной электродвигатель,
установленный в верхней части длинного герметичного цилиндра,
наполненного маслом. Схема электробуровой установки дана
па рис. 184. Питание электроэнергией осуществляется посредством
отрезков кабеля, проложенных внутри бурильных труб. Концы
кабеля заделаны в замковые соединения так, что при свинчива-
нии бурильных труб в колонну они автоматически соединяются.
Подвод тока к бурильным трубам на поверхности производится
посредством контактных колец и щеток, смонтированных на
375
специальном переводнике, помещенном между вертлюгом и ра-
бочей трубой (электровертлюг).
Электробур имеет ряд положительных качеств:
1) дает возможность в 2—3 раза сократить износ бурильных
труб;
Рис. 184. Схема электробуровой установки:
1 — долото: 2 — электробур: 3 — бурильные трубы; 4 — токопровод (кабель)
в трубах; 5 — электрокабель; 6 — буровая лебедка; 7 — вертлюг; 8 — кольцевой токо-
подвод; 9 — рабочая штанга; 10 — электродифференциальный регулятор подачи; 11 —
токоприемный ящик; 12 — трансформатор; 13 — высоковольтный выключатель; 14 —
станция управления электробуром; 15 — пульт управления; 16, 17, 18 — кнопки вклю-
чения— выключения электробура, бурового насоса, регулятора подачи; 19 — регулятор
скорости подачи долота; 20 — регулятор загрузки электробура; 21 — переключатель
для ступенчатого изменения скорости подачи долота; 22 — амперметр; 23 — ваттметр;
24 — вольтметр.
2) работает при меньших расходах промывочной жидкости
и меньшем давлении насосов (по сравнению с турбобуром);
3) позволяет снизить на 30% расход электроэнергии;
376
4) позволяет осуществлять бурение скважин с продувкой сжа-
тым газом;
5) позволяет контролировать параметры режима бурения
(С, /г, Q) непосредственно на забое и в процессе бурения контро-
лировать зенитный и азимутальный углы оси скважины.
К недостаткам электробура на трубах можно отнести недо-
статочную надежность токоподвода, особенно при глубоком бу-
рении скважин малого диаметра. Поэтому после спуска каждой
свечи приходится проверять мегометром изоляции на корпусе
системы токоподвод— электробур.
Глава 6
ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА РОТОРНОГО
И ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ
При проходке картировочных, поисковых и гидрогеологиче-
ских скважин широко используется роторное бурение.
При бурении в мягких породах применяются долота режущего
типа РХ, трехлопастные (см. рис. 161, б). Последние часто осна-
щаются гидромониторной насадкой, что способствует увеличению
скорости бурения (см. рис. 161, в).
Наиболее распространенными породоразрушающими инстру-
ментами являются трехшарошечные долота, тип которых выби-
рается в соответствии с физико-механическими свойствами бури-
мых пород.
Бурение производится при следующих режимах.
Осевая нагрузка на долото подбирается в соответствии с фи-
зико-механическими свойствами пород, типом и диаметром долота.
При проходке различных пород применяют нагрузку на 1 см
диаметра долота: 4—5 кН в аргиллитах, песчаниках, известня-
ках; 5—6 кН в ангидритах и 10 кН в крепких породах.
Частота вращения долота принимается 100—300 об/мин. Чем
крепче и абразивнее порода, тем меньше частота вращения. Ча-
стоту вращения бурильной колонны уменьшают также с увели-
чением глубины скважины. При турбинном бурении долото вра-
щается с частотой 300—700 об/мин. При этом частота вращения
вала турбобура и долота изменяется в зависимости от момента
сопротивления, приложенного к валу турбобура, который уве-
личивается с повышением осевой нагрузки и уменьшением твер-
дости пород.
Расход промывочной жидкости рассчитывается, исходя из
скорости восходящего потока 0,6—0,8 м/с. При турбинном бурении
расход жидкости определяется также технической характеристи-
кой турбобура.
377
При бурении шарошечными долотами глубоких скважин на
нефть и газ на больших глубинах наблюдается уменьшение меха-
нических скоростей и особенно величин рейсовых проходок.
Одним из надежных способов повышения эффективности буре-
ния нижних интервалов глубоких скважин является применение
алмазных долот вместо шарошечных.
Эффективность применения алмазных долот обусловливается
высокой проходкой на долото и значительным снижением затрат
времени на спуско-подъемные и вспомогательные операции. При
проходке алмазными долотами нижних интервалов глубоких
скважин механическая скорость бурения обычно снижается на
50%, рейсовая скорость возрастает в 2,5—3,5 раза по сравнению
с соответствующими показателями бурения шарошечными доло-
тами.
Чем больше глубина скважины, тем эффективнее бурение
алмазными долотами.
Алмазные долота вместо шарошечных целесообразно приме-
нять при бурении на глубинах более 2500—3000 м.
Частота вращения алмазного долота при турбинном бурении
зависит от величины крутящего момента на долоте и колеблется
в пределах 300—600 об/мин (в среднем 400—500 об/мин).
Осевая нагрузка на алмазное долото имеет очень большое
значение. Недостаточная нагрузка влечет за собой снижение
скорости бурения и зашлифовку алмазного долота.
Чрезмерная нагрузка резко снижает проходку на долото.
ВНИИБТ рекомендует следующие нагрузки на алмазные
долота:
диаметры алмазных долот, мм . . . 140 180 212
рекомендуемые нагрузки на долото, кН 20—40 30—60 40—80
Перегрузки долот, хотя и повышают сперва механическую
скорость бурения, но резко снижают проходку на долото.
На механическую скорость алмазного бурения значительно
влияет вязкость промывочного раствора. При повышении вязко-
сти глинистого раствора до 40—65 с механическая скорость ал-
мазного бурения снижалась на 20—25%.
Из всего вышеизложенного можно сделать следующие вы-
воды.
1. Алмазный буровой инструмент является эффективным поро-
доразрушающим инструментом при бурении глубоких скважин
на нефть и газ в нижних интервалах (глубже 2,5—3 км).
2. Экономический эффект от алмазного бурения можно полу-
чить только при рациональном выборе интервала глубин, пра-
вильном выборе типа алмазного долота в соответствии с физико-
механическими свойствами пород и при тщательном соблюдений
технологии алмазного бурения.
За рубежом 15% всех скважин на нефть и газ (особенно глубо-
ких) проходятся алмазными долотами. При этом для армирова-
378
ния долот предпочитают высококачественные, довольно крупные и
дорогие алмазы.
В СССР с алмазными долотами успешно конкурируют долота,
армированные сверхтвердым материалом славутич. Эти долота
выпускает Институт сверхтвердых материалов в Киеве.
Испытания показали, что славутич значительно прочнее и
износоустойчивее природных отечественных алмазов Долота,
вооруженные Славутичем, показали:
среднюю проходку на долото, м ....... 300—350
среднюю механическую скорость бурения, м/ч . . , 1,2—1,5
Долота из славутича выдерживают осевые нагрузки, в не-
сколько раз большие, чем алмазные долота.
Глава 7
РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ С ОБРАТНОЙ
ВСАСЫВАЮЩЕЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
§ I. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При вращательном бурении с обратной циркуляцией промы-
вочной жидкости разрушенная порода выносится с забоя к устью
скважины потоком промывочной жидкости, поднимающейся на
поверхность внутри колонны бурильных труб.
Обратное направление циркуляции является основной отличи-
тельной особенностью данного способа бурения и позволяет
эффективно бурить водозаборные и дренажные скважины боль-
шого диаметра (600—1200 мм) в мягких и рыхлых породах.
Известно два основных способа создания обратной циркуля-
ции жидкости в скважине:
1) путем принудительного нагнетания промывочной жидкости
буровым насосом в ствол скважины и подъема ее по колонне бу-
рильных труб. В этом случае устье скважины должно быть герме-
тизировано;
2) путем непрерывного отсоса промывочной жидкости из ко-
лонны бурильных труб. В этом случае устье скважины открыто и
соединяется каналом с отстойником, откуда промывочная жидкость
(вода) самотеком поступает в скважину.
Сложность герметизации устья скважины при обеспечении
вращательного и поступательного движений ведущей штанги
предопределило распространенность второго способа создания
обратной циркуляции, т. е. путем непрерывного отсоса промы-
вочной жидкости из бурильной колонны. Поэтому данный метод
называют «вращательным бурением с обратно-всасывающей про-
мывкой».
379
В качестве возбудителя всасывающего эффекта используют:
центробежный насос, эрлифт, водоструйный насос. Схема враща-
тельного бурения с обратной промывкой дана на рис. 185.
Наибольшее распространение получили первые два способа
возбуждения движения обратного потока промывочной жидкости:
центробежными насосами и эрлифтом. При морском неглубоком
бурении, при разведке прибрежных россыпей нашел применение
отсос с помощью струйного насоса.
Рис. 185. Схема вращательного бурения с обратной промывкой:
а — центробежным насосом; б — эрлифтом; в — эжекторным (водоструйным) на-
сосом; 1 — долото; 2 — бурильные трубы; 3 — двойные трубы (по кольцевому зазору
подается или сжатый воздух (схема б) или вода (схема в); 4— ротор; 5 — вертлюг; 6—вса-
сывающий шланг; 7 — шланг для сбороса пульпы; 8 — нагнетательный шланг; 9 — от-
стойник; 10 — смеситель' эрлифта; 11 — эжекторный (струйный) насос; 12 — вакуум-
ное устройство; 13 — центробежный насос; 14 — шланг для подачи сжатого воздуха
в вертлюг
При осуществлении обратной цирку-
ляции грунтовым центробежным насо-
сом 13 (рис. 185, а) в качестве возбудителя движения промы-
вочной жидкости используется его всасывающая способность,
для чего всасывающий канал насоса через шланг 6 присоединяется
к вертлюгу 5, к которому присоединены ведущая (квадратная)
и бурильные трубы 2 с долотом 1, образующие пульпопроводный
канал. Поток промывочной жидкости от забоя через всасывающие
каналы в долоте, бурильную колонну и ведущую трубу, вертлюг-
сальник и шланг устремляется к насосу, захватывая с забоя
частицы разрушенной породы. Промывочная жидкость с части-
цами породы через выкид насоса сбрасывается в отстойник 9.
При выборе центробежного насоса должна быть соблюдена
в качестве обязательного условия возможность пропуска через
насос всех кусков породы, попавших в пульпопроводный канал,
380
величина которых может достигать диаметра всасывающих окон
в долоте.
От всасывающей способности насоса зависит глубина бурения
скважины, а от подачи насоса и выбранного диаметра пульпопро-
водного канала (бурильные и ведущая трубы, шланги) — скорость
движения восходящего потока, которая должна быть в пределах
1,5—3 м/с. Обычно высота всасывания центробежным насосом
составляет не более 6—7 м.
Возможная глубина бурения при данном способе циркуляции
зависит от суммы сопротивлений движению потока жидкости
в долоте, бурильных и ведущей трубах, вертлюге и шлангах,
а также от количества шлама, транспортируемого восходящим
потоком, и ограничивается глубиной 100 м.
Запуск центробежного насоса может быть произведен лишь
в том случае, если вся система (насос, гибкий шланг, вертлюг,
ведущая и бурильные трубы) заполнена водой без разрыва. В ка-
честве возбудителя используется вакуумная установка 12 (ва-
куумные насос и котел).
Основные недостатки схемы обратной циркуляции с помощью
центробежного насоса заключаются в следующем:
1) жесткие требования по герметизации системы: насос, заря-
жающее устройство, пульпопроводы, вертлюг-сальник;
2) необходимость зарядки системы водой после каждого нара-
щивания инструмента;
3) ограниченная глубина бурения (до 100 м);
4) невозможность использования обратной циркуляции при
падении уровня жидкости в скважине на величину, превышающую
всасывающую способность насоса.
При обратной циркуляции промывочной
жидкое ти с помощью эрлифта (рис, 185, б) дви-
жение потока возникает за счет разности удельных весов столбов
промывочной жидкости в бурильных трубах и затрубном про-
странстве. Уменьшение удельного веса жидкости в трубах дости-
гается путем аэрации ее сжатым воздухом, нагнетаемым в буриль-
ную колонну через смеситель 10 по воздухопроводным каналам,
связанным через вертлюг 5 и гибкий шланг 11 с компрессором.
Смеситель, как правило, устанавливается непосредственно над
долотом. Воздухопроводными каналами могут служить спе-
циальные трубы, расположенные внутри или снаружи бурильной
колонны, или пространство между трубами в случае применения
двойной бурильной колонны.
Начальная глубина погружения смесителя под уровень жидко-
сти в скважине должна быть не менее высоты ее подъема в ре-
зультате насыщения воздухом. С увеличением глубины погруже-
ния смесителя повышаются подача эрлифта и скорость движения
восходящего потока, а следовательно, и подъемная способность
эрлифта. Наибольшая глубина погружения смесителя опреде-
881
ляется величиной максимального давления воздуха, сжимаемого
компрессором.
Эрлифтный способ обратной циркуляции используется и для
бурения скважин глубиной, значительно превышающей давление
компрессора, выраженное в метрах водяного столба. В этом слу-
чае в процессе бурения в колонну бурильных труб по мере нара-
щивания встраивается несколько смесителей. При компрессоре
с давлением до 0,8 МПа смесители встраиваются в колонну бу-
рильных труб примерно через каждые 60 м.
При использовании в качестве воздухопроводного канала спе-
циальных труб (часто полиэтиленовых), располагаемых внутри
бурильной колонны, при достижении смесителем максимальной
глубины погружения, определяемой давлением компрессора, вели-
чина воздухопроводного канала остается постоянной.
Основные преимущества эрлифтного способа обратной цирку-
ляции заключаются в простоте ее организации, надежности
в эксплуатации.
Схема вращательного бурения с обрат-
но-всас ывающей промывкой, возбуждаемой струй-
ным насосом (рис. 185, в), применяется при разведке прибреж-
ных подводных россыпей.
Исследования и опыт бурения с обратной промывкой пока-
зали, что и при промывке скважины технической водой, если
нисходящий поток движется медленно и если столб воды в стволе
скважины превышает статический уровень грунтовых вод не
менее чем на 3 м, то стенки скважины, сложенные мягкими и рых-
лыми отложениями, долго не обваливаются.
Благодаря этому роторное бурение с обратно-всасывающей
промывкой технической водой получило большое распростране-
ние при сооружении водозаборных скважин.
Скважины, пробуренные этим способом и оборудованные гра-
вийными фильтрами, дают значительно больший дебит, обеспе-
чивают длительный срок службы, не требуют больших затрат
времени на их освоение из-за отсутствия глинизации и кольма-
тации прифильтровой зоны.
Наиболее эффективно роторное бурение с обратной циркуля-
цией в разрезах, сложенных рыхлыми отложениями: песками,
глинами, суглинками, супесями, гравийно-галечниковыми слоями,
при водоснабжении, обеспечивающем заполнение водой всего
ствола скважины и емкостей, которые должны составлять 2,5—3
объема проектируемой скважины. В процессе бурения часто
наблюдается фильтрация промывочной воды в стенки скважины;
эти потери должны полностью восполняться. Величина поглоще-
ния зависит от напора водоносного горизонта и глубины его зале-
гания (величины избыточного гидростатического давления).
В обычных условиях потеря промывочной жидкости не должна
превышать 150—200 л/мин.
382
§ 2. БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ
В настоящее время имеется ряд установок для вращательного
способа бурения с обратной циркуляцией. По инициативе ВОДГЕО
(В. М. Гаврилко), ПНИИИС (П. А. Анатольевский, Н. Б. Фаер-
Рис. 186. Передвижные буровые установки, приспособленные для враща-
тельного обратно-всасывающего бурения;
fl'—- буровая установка УРБ-ЗАМ-ОП: 1 — установка УРВ-ЗАМ; 2 — редуктор;
3’— ввод для воздухоподводящего шланга; 4 — мачта; 5 — талевый блок; 6 — вертлюг;
7 — пультоотводящнй шланг; 8— рабочая труба; Р—вкладыш; 10 — ротор; 11 — замко-
вое соединение; 12 — бурильнаяттруба; 13 — воздухоподводящая труба; 14 — долото;
/5 — лоток; 16 — емкость для воды; б — комбинированный буровой станок УКС-22М-ОП:
/ ~ станок; 2 — ввод для воздухоподводящего шланга; 3 — мачта; 4 — вертлюг;
5 — пульпоотводящий шланг; 6 — труба; 7 — клинья; 8 — ротор; 9 — редуктор; 10 —
электродвигатель; 11 — опорный домкрат; 12 — приставка; 13 — замковое соединение;
14 — бурильная труба; 15 — воздухоподающая труба; 16 — долото; 17 — лоток; 18 —
емкость для воды
ман) внедрение этого метода начато при бурении скважин на
воду с помощью роторных
(рис. 186, а), 1 БА-15В и
(рис. 186, б), УКС-ЗОМ.
установок типа УРБ-2А, УРБ-ЗАМ
ударных станков типа УКС-22М
383
Указанные выше установки подверглись модернизации и осна-
щены соответствующим буровым инструментом.
Сущность модернизации — снижение скоростей ротора, при-
способление ротора для работы с ведущей трубой большего диа-
метра, оснащение ударных станков типа УКС роторной пристав-
кой с индивидуальным приводом.
В некоторых серийно выпускаемых буровых установках с под-
вижным вращателем (УШБ-16, ЛБУ-50, КБУ-15) одним из спо-
Рис. 187. Кинематическая схема буровой установки, использующей враща-
тельный способ бурения с обратной циркуляцией промывочной жидкости:
1 — дизель; 2 — вакуумный насос; 3 — центробежный насос; 4 — коробка ско-
ростей; 5 — коробка отбора мощности; 6 — муфта-ограничитель крутящего момента;
7 — редуктор; 8 — ротор; 9 — талевая лебедка; 10 — желоночная лебедка; 11 — ин-
струментальная лебедка; 12 —» ударный вал; 13 — механизм подачи
собов бурения предусмотрен вращательный с обратно-всасываю-
щей промывкой.
Кроме того, в настоящее время широко используются уста-
новки румынского производства типа FA, в которых в качестве
основного способа бурения предусмотрен вращательный с обрат-
ной циркуляцией промывочной жидкости.
На рис. 187 приведена типовая кинематическая схема уста-
новок, использующих вращательный способ бурения с обратной
циркуляцией промывочной жидкости.
§ 3. БУРОВОЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Для бурения вращательным способом с обратной циркуляцией
используется следующий буровой инструмент (рис. 188): вертлюг-
сальник, ведущая квадратная труба, бурильные трубы, воздухо-
384
йроводйые трубы, смеситель, породоразрушающии инструмент,
вспомогательный инструмент для осуществления спуско-подъем-
ных операций.
Основное влияние на конструкцию бурового инструмента ока-
зывает выбранный способ организации обратной промывки с по-
мощью центробежного насоса или
эрлифта. При этом должно соблю-
даться одно из условий беза-
варийной работы — канал восхо-
дящего движения жидкости, не-
сущей разбуренную породу, от
забоя до поверхности (долото,
колонна бурильных труб, веду-
щая труба, вертлюг, шланги) не
должен иметь сужений, расши-
рений и крутых поворотов.
При организаций промывки
с помощью центробежного насоса
конструкция бурового инстру-
мента проще, так как не требует-
ся подача сжатого воздуха в бу-
рильную колонну.
Вертлюг-сальник обычно изго-
товляется универсальным, т. е.
для работы с центробежным насо-
сом и с помощью эрлифта. Отли-
чительная особенность вертлю-
га — большое проходное отвер-
стие шпинделя (ствола), равное
проходному отверстию буриль-
ных труб.
При подаче сжатого воздуха
по автономному невращающемуся
трубопроводу, расположенному
во внутреннем канале ведущей и
бурильных труб, используется
вертлюг (рис. 189) с воздухопод-
водящей головкой, закреплен-
ной в невращающейся части
вертлюга, к которой непосред-
Рис. 188. Комплекты буро-
вого инструмента:
а — для бурения с обратной про-
мывкой; б — для забурки скважины
всухую спиральным буром; 1 — верт-
люг; 2 — ведущая труба; 3 — буриль-
ные трубы длиной 3 м; 4 — бурильная
труба — 1,5 м; 5 — переходник; 6 —
смеситель; 7 — долото; 8 — спираль-
ный бур
ственно и подвешивается невращающийся трубопровод (поли-
этиленовая труба).
При подаче сжатого воздуха по трубопроводу, расположен-
ному па внешней стороне бурильных труб, используется вертлюг,
обеспечивающий перепуск сжатого воздуха от невращающейся
воздухоподводящей головки во вращающуюся часть, соединяемую
с соответствующими воздухопроводными каналами ведущей
трубы.
13 Б. И. Воздвиженский и др.
385
Рис. 189. Вертлюг-сальник для
подачи сжатого воздуха по центрально
расположенному трубопроводу
Ведущая бурильная труба. Через нее происходит излив промы-
вочной жидкости и подают сжатый воздух к смесителю.
Квадратное сечение ведущей трубы формируется путем при-
варки к круглой трубе фигурного проката (уголков, швеллеров).
Пространство между уголками и трубой используется как воздухо-
проводный канал. Верхняя и нижняя части ведущей трубы снаб-
жаются резьбовым или флан-
цевым соединительным эле-
ментом.
Длина ведущей трубы при-
нимается на 0,5—1,0 м больше
длины бурильных труб.
Бурильные трубы обычно
изготовляются из обсадных
труб.
При бурении с эрлифтом
и наружном расположении воз-
духопроводных труб приме-
няются бурильные трубы флан-
цевого соединения; во всех
других случаях — резьбового.
Длину бурильных труб опре-
деляет способ организации об-
ратно-всасывающей промывки.
При бурении с всасывающим
центробежным насосом приме-
няются бурильные трубы дли-
ной 3 м, а при бурении с
эрлифтом — бурильные трубы
длиной до 6 м. При возбу-
ждении обратной циркуляции
эрлифтом применяются смеси-
тели различной конструкции.
При подаче сжатого воздуха
в скважину по центрально расположенным трубам смесителем
является нижняя часть воздухопроводной трубы с отвер-
стиями. При подаче сжатого воздуха по трубам, расположенным
на наружной поверхности бурильных труб, в состав бурового
инструмента входит специальная бурильная труба-смеситель.
Бурильная труба-смеситель имеет по окружности отверстия
диаметром 10 мм (150—200 отверстий), через которые воздух
попадает во внутренний канал. Снаружи отверстия закрываются
камерой, к которой по трубам подводится сжатый воздух. Для
предотвращения попадания промывочной жидкости в воздухо-
проводные трубы при наращивании бурильных труб в конструк-
ции смесителя предусматривается обратный клапан.
Долота. Поскольку бурение ведется в породах невысокой
твердости, часто применяются двух-, трех- (рис. 190) и четырех-
386
лопастные долота режущего типа. Лопасти долот оснащены режу-
щими элементами, которые армируются твердым сплавом. Для
большей долговечности в некоторых конструкциях долот преду-
смотрена возможность замены режущих элементов по мере их
Рис. 190. Трехлопастиое долото со сменными режущими элементами:
а — общий вид долота; б— сменные резцы на конусе; в—сменные резцы на болотах
затупления. При бурении перемежающихся по крепости пород
используются одношарошечные эксцентричные долота.
Для бурения в породах средней крепости применяются много-
шарошечные ступенчатые долота. Засасывающие окна в долоте
располагаются в торце или сбоку. Конструкция окон должна
исключать попадание в бурильные трубы кусков породы раз-
мером, превышающим минимальный диаметр пульпопроводного
канала.
13*
387
В качестве породоразрушающего инструмента при забурке
используется инструмент медленновращательного бурения (лож-
ковые буры, змеевики).
В зависимости от типа соединения бурильных труб (резьбо-
вые или фланцевые) установка комплектуется и соответствую-
щим вспомогательным инструментом.
§ 4. ТЕХНОЛОГИЯ СООРУЖЕНИЯ СКВАЖИН
Бурение скважин большого диаметра вращательным способом
с обратно-всасывающей промывкой производится с целью соору-
4
жения водозаборных и водопо-
нижающих скважин с гравий-
5 ными фильтрами.
До монтажа оборудования
на рабочей площадке произво-
—.—Д000~^—
7.000»-
IIIIIIIIIIIIIIHII
q
Рис. 191. План расположения оборудования на рабочей площадке установки
вращательного обратно-всасывающего бурения:
/ — буровая установка; 2 — компрессор; 3 — центробежный насос; 4 — бас-
сейн для воды; 5 — бурильные трубы; 6 — фильтры; 7 — водоподъемные трубы; 8 —
гравий
дится сооружение отстойника глубиной 2,0 м для промывочной
жидкости. Емкость его должна быть в 2—3 раза больше конеч-
ного объема скважины. Для предохранения водоподводящей
к скважине канавки от размыва в нее укладывается металличе-
ский или деревянный желоб или труба. Производится установка
и проверка станка. При помощи специальных гидравлических
домкратов устанавливается мачта.
План расположения оборудования на рабочей площадке
показан на рис. 191.
Забуривание скважины чаще всего осуществляется «всухую»,
без промывки или с прямой промывкой. Для забуривания всухую
388
используют спиральные и тарельчатые буры, с прямой промыв-
кой — то же долото, что и для бурения с обратно-всасывающей
промывкой.
Глубина забуривания определяется минимально необходимой
величиной загрузки смесителя эрлифта для начала его устойчи-
вой работы и практически составляет 5 м. При бурении с центро-
бежным насосом забуривание выполняется на 0,5—1 м только
для формирования устья скважины.
При залегании с поверхности пород, не устойчивых от размыва
и оползания, после забуривания устанавливается направляющая
труба Пространство между стенками скважины и трубой утрам-
бовывается глиной.
Забуривание скважины производится при минимальной ча-
стоте вращения (10—15 об/мин).
Бурение основного ствола слагается из следующих опе-
раций:
1) установка долота;
2) соединение бурильной и ведущей труб с долотом;
3) возбуждение циркуляции промывочной жидкости;
4) углубка скважины на длину бурильной трубы;
5) наращивание инструмента.
Далее чередуются третья, четвертая и пятая операции вплоть
до достижения проектной глубины скважины. Затем производятся
подъем инструмента и отсоединение долота.
Циркуляция промывочной жидкости при эрлифтном способе
отсасывания пульпы осуществляется легко, если уплотнение
воздухопроводных труб выполнено надежно. Возбуждение цир-
куляции при отсосе пульпы центробежным насосом занимает
значительно больше времени. При этом предъявляются высокие
требования к герметичности вертлюга-сальника и всех соедине-
ний всасывающей линии (колонны).
При бурении требуется достаточно точно регулировать ско-
рость подачи инструмента, что при подаче с барабана лебедки
тормозом осуществить затруднительно. Поэтому нередки случаи
срыва циркуляции из-за излишне большого внедрения лезвий
долота в породу и закупорки всасывающего отверстия в долоте.
Для освобождения отверстия от пробки применяют расхаживание
инструмента, после чего необходим повторный запуск грунтового
центробежного насоса.
Часто затраты времени на бурение интервала, равного длине
бурильной трубы, при существующих режимах бурения равны,
а иногда и значительно меньше затрат времени на наращивание
бурильной трубы. Эта операция производится вручную и занимает
20—40 мин в зависимости от типа соединения бурильных труб и
применяемой буровой установки.
Наибольших затрат времени требует выполнение следующих
элементов наращивания: освобождение устья скважины от веду-
щей трубы и подведение ее к устью скважины, отсоединение и
389
соединение ведущей и бурильной труб, подъем и укладка нара-
щиваемой или отсоединяемой бурильной трубы. Наличие двух
лебедок позволяет несколько сократить затраты времени на нара-
щивание, поскольку манипуляции с ведущей и бурильной тру-
бами производятся разными лебедками.
Таким образом, резервы повышения производительности дан-
ного способа бурения заключаются в отработке оптимальных
режимов бурения и сокращения затрат времени па СПО и другие
вспомогательные работы.
Часть 1/
ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН, НАПРАВЛЕННОЕ
И МНОГОСТВОЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
В зависимости от условий залегания полезного ископаемого
разведочные скважины задаются вертикальными или наклонными.
Из подземных горных выработок, кроме того, проходят гори-
зонтальные и восстающие скважины.
В процессе бурения разведочные скважины часто искривляются.
Полученные по искривленным скважинам данные значительно
усложняют подсчет запасов и дают иногда неверное представле-
ние о характере залегания и количестве полезного ископаемого.
Кроме того, искривление скважин вызывает ряд технических
трудностей в процессе бурения. Поэтому сохранение заданного
направления, т. е. проходка направленных скважин, является
одним из основных критериев, определяющих качество разве-
дочного бурения, получение полноценных образцов с намеченных
глубин и в требуемых участках геологического разреза. Только
в этом случае можно дать правильное заключение о промышлен-
ном значении разведанного участка месторождения.
В соответствии с ранее существовавшей методикой разведки
полезных ископаемых для каждого нового подсечения рудного
тела требовалось заложение отдельной скважины, которая, прежде
чем врезаться в полезное ископаемое, пересекала мощную толщу
вышележащих пустых пород. Чем меньше мощность пласта
(жилы) полезного ископаемого и чем глубже от поверхности оно
залегает, тем выше соотношение между протяженностью сква-
жины в пустых и рудоносных породах. При этом полезный объем
иногда может составлять лишь доли процента. В этих условиях
одним из путей повышения эффективности буровых работ яв-
ляется внедрение многоствольных скважин.
Применение многоствольного бурения в зависимости от мор-
фологии рудных тел, типа месторождений, глубины подсечения и
стадии разведки позволяет уменьшить объем бурения разведоч-
ных скважин.
При проведении буровых работ в горных районах с сильно
пересеченной местностью на эффективность разведки большое
влияние оказывают организационные и подготовительные работы
(подготовка площадки под буровую установку, строительство
подъездных дорог, снабжение буровых оборудованием и инстру-
ментом, промывочной жидкостью и т. д.). В таких условиях
проходка с одной небольшой площадки куста наклонно-направ-
ленных и многоствольных скважин является рациональной.
391
Но это требует усовершенствования методики заложения й про-
ходки направленных буровых скважин с самым разнообразным
профилем.
В связи с этим всемерное усовершенствование методики про-
ходки направленных и многоствольных скважин является одной
из актуальных задач техники и технологии разведочного бурения.
Глава 1
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИСКРИВЛЕНИИ
СКВАЖИН
Разведочные скважины могут иметь любое первоначальное на-
правление в зависимости от поставленной геологической задачи
и местоположения точки заложения скважины. На дневной по-
верхности скважины задаются вертикальными, наклонными и
редко горизонтальными. Кроме того, при бурении из горных
выработок возможна проходка восстающих скважин. В процессе
бурения скважины отклоняются от первоначального прямоли-
нейного направления — искривляются. Отклонение скважины от
прямолинейного направления называется искривлением сква-
жины. С учетом возможностей искривления скважин и для более
успешного выполнения задания, решаемого бурением скважин,
некоторые скважины проектируются и бурятся по сложному
криволинейному профилю. Такие скважины называются направ-
ленными. Практически все разведочные скважины являются
направленными, так как одной из главнейших задач при бурении
является встреча пласта полезного ископаемого в заранее за-
данной точке.
Пробуренный ствол скважины, отклонившись от первоначаль-
ного прямолинейного направления, занимает сложное простран-
ственное положение, которое для каждой точки оси скважины
может быть определено путем измерения трех параметров: зенит-
ного угла, азимутального угла и расстояния от устья скважины
до данной точки.
Зенитным углом называется угол 6 (рис. 192), нахо-
дящийся в вертикальной плоскости, проходящей через ось сква-
жины, между вертикалью и касательной к оси скважины в данной
точке. При заложении скважины иногда пользуются значением
угла Р, дополнительного к зенитному, называемого углом наклона
скважины.
Азимутальным углом называется угол а, лежащий
в горизонтальной плоскости между каким-либо выбранным на-
правлением, например — на север, и касательной к горизон-
тальной проекции оси скважины в данной точке.
392
Расстояние от устья скважины до данной точки ствола опре-
деляется длиной бурильного вала или кабеля с измерительной
аппаратурой, опущенной в данную точку ствола.
Участок скважины между двумя точками измерения зенитного
и азимутального углов ДЕ может быть принят или за отрезок
прямой, или за дугу окружности радиуса /?.
При исследовании процесса искривления скважин и проекти-
ровании направленных скважин применяются следующие понятия.
Угол встречи осью скважины
плоскости напластования—угол $.
Угол встречи измеряется между
линией восстания пласта и осью
скважины. Если угол падения
пород у, зенитный угол сква-
жины в точке встречи с пла-
стом 0, то при нахождении оси
скважины в плоскости, нормаль-
ной к простиранию пласта, спра-
ведливо следующее соотношение:
ф = 90° + е — у. (153)
Плоскость искривления—вер-
тикальная плоскость, проходящая
Рис. 192. Зенитный и азимута-
льный углы произвольной точки
скважины
через касательную к оси ствола
скважины в данной точке.
Общий угол искривления б —
угол, заключенный между каса-
тельными к оси скважины в двух рядом расположенных точ-
ках определения зенитного и азимутального углов, при допу-
щении, что касательные располагаются в одной плоскости. При
определении общего угла искривления пренебрегают возможным
кручением оси скважины (рис. 193).
Отношение общего угла искривления к длине интервала ДЕ есть
среднее значение кривизны k оси скважины на данном интервале
* = 6/AL, (154)
где 6 — общий угол искривления, рад.
Соответственно среднее значение радиуса кривизны R равно
7?=l/ft = AL/6. (155)
В бурении применяется наравне с кривизной понятие «интен-
сивность искривления», когда угол 6 выражается в градусной
мере:
7 = 57,3*. (156)
Для наклонных скважин при незначительном изменении азиму-
тального угла справедливо приближенное равенство
= (157)
где Je — интенсивность зенитного искривления; ДО— прира-
щение зенитного угла на интервале ДЛ.
Общий угол искривления является важным показателем сте-
пени искривления оси ствола и вычисляется по формуле
б = arccos (cos Oj cos 02 + sin 0j sin 0Z cos Да),
(158)
где О, и 02 — зенитные углы в начале и конце интервала; Да —
приращение азимутального угла.
При малых значениях углов 0 и Да предпочтительнее приме-
нять зависимость (158), преобразованную в следующий вид:
6 = 2 arcsin sin2 +
Рис. 193. Общий угол искривле-
ния:
1 — заданное направление сква-
жины при зенитном угле 0х и азимуте
а4; 2 — направление скважин и а глу-
бине при зенитном угле 6S и азимуте ая
Для приблизительных оценок
кривизны ствола скважины фор-
мулу (159) можно упростить и
применять приближенное равен-
ство
б2 «02 +О2 —20^ cos Да. (160)
Кроме аналитического зависи-
мость (160) имеет простое гра-
фическое решение (есть не что
иное, как теорема косинусов).
Приняв и изобразив в выбран-
ном линейном масштабе значения
углов 0Х и 02 как стороны косоугольного треугольника с заклю-
ченным между ними углом Да, измеряют замыкающий их отре-
зок б и результаты измерения переводят в соответствующую
градусную меру.
В том случае, если искривление ствола скважины на некото-
ром интервале происходит с постоянной кривизной, то, как пока-
зывают зависимости (158)—(160), изменение азимутального угла
зависит главным образом от величины зенитного угла и в меньшей
степени от величины интенсивности зенитного искривления.
Так, в этом случае при достижении в процессе искривления зе-
нитных углов порядка 10° возможность резкого изменения ази-
мутального направления уменьшается. Поэтому для исключения
нежелательного большого начального азимутального искривления
наклонные скважины следует задавать с начальными зенитными
углами порядка 5—10°, что уточняется в зависимости от проектной
глубины скважины и конкретной геологической обстановки.
394
Глава 2
неравномерным
- л —
Рис. 194. Схема
неравномерного раз-
рушения забоя
малом изменении
ПРИЧИНЫ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИСКРИВЛЕНИЯ
СКВАЖИН
В процессе разрушения горной породы и формирования ствола
скважины участвуют породоразрушающий инструмент, связанный
с бурильным валом, и горная порода. Поэтому положение буро-
вого снаряда в скважине, кинематика его движения, характер
взаимодействия породоразрушающего инструмента с породой и
свойства породы определяют направление формирования ствола
скважины и в конечном счете положение скважины в пространстве.
В общем случае отклонение оси скважины от первоначального
прямолинейного направления обусловливается
разрушением забоя в различных его точках
(рис. 194). Представим, что в точке забоя b (см.
рис. 194) глубина разрушения породы в еди-
ницу времени, т. е. скорость бурения, не-
сколько больше, чем в точке а. Тогда по ис-
течении некоторого отрезка времени забой из
положения а—b переместится в положение
а'—Ь'. Приращение угла искривления 6 на
интервале h будет пропорционально отношению
fi=A/i/D, (161)
где A/i = (bb' — аа') — неравномерность раз-
рушения забоя на интервале h\ D — диаметр
скважины.
Искривление скважин происходит при очень
скорости разрушения забоя в различных его точках. Так, при
средней интенсивности искривления J = 0,03 градус/м сква-
жины диаметром 100 мм и механической скорости бурения 2 м/ч
неравномерность разрушения забоя на 1 м проходки составит
0,05 мм, что соответствует изменению скорости, равной 0,001 м/ч.
В частном случае при вращении бурового снаряда относи-
тельно собственной криволинейной оси также будет происходить
неравномерное разрушение забоя и, если перемещение снаряда
в пространстве даже на небольших интервалах осуществляется
в одной плоскости, то такой характер работы снаряда приведет
к значительному искривлению, что и используется в специальных
технических средствах направленного бурения.
Однако неравномерность разрушения породы в различных
точках забоя при обычных компоновках бурового инструмента
определяется в первую очередь анизотропными свойствами горных
пород. Анизотропные свойства горных пород определяются как
упорядоченным их залеганием, микрослоистостыо и микротре-
щиноватостью, так и упорядоченным расположением зерен мине-
ралов или микроблоков породы, расчлененных микротрещинами
395
Ёероятно, Прй алмазном бурений могут проявляться и анизо-
тропные свойства горных пород, определяемые анизотропией
кристаллов, вызванной характером строения их кристалличе-
ской решетки.
Анизотропные свойства горных пород Характеризуются нали-
чием в основном одной оси симметрии и реже тремя плоскостями
смещения
оси коронки
Рис. 195. Искривление скважины
в анизотропных горных породах:
а — векторная диаграмма анизотроп-
ных свойств; б — радиальное смещение ко-
ронки при различных силах сопротивления
Л о вызванных анизотропией горной породы
симметрии. Поэтому изменение
свойств горной породы, ее ани-
зотропность можно предста-
вить в пространстве в виде
эллипсоида вращения. Анизо-
тропные свойства горной по-
роды оказывают определенное
влияние па величину механи-
ческой скорости бурения в за-
висимости от положения оси
скважины по отношению к пло-
скости симметрии анизотроп-
ных свойств. Степень различия
возможных скоростей бурения
при изменяющемся положении
скважины в пространстве при
бурении анизотропных пород
определяет их анизотропные
буровые свойства. Последние
характеризуются показателем
буровой анизотропии
и — (1^2)
где umIn, umax—соответственно
минимальная и максимальная
механические скорости буре-
ния, достигнутые при проходке
горной породы в двух взаимно
перпендикулярных направле-
ниях.
Величина показателя буровой анизотропии изменяется в зави-
симости от свойств различных горных пород в диапазоне 0,4 -г-1,0
и зависит от характера разрушения горной породы. Например,
при бурении инструментом режущего типа анизотропные буровые
свойства проявляются наиболее ярко по сравнению с бурением
этих же пород инструментом дробяще-скалывающего типа.
Рассмотрим процесс искривления скважины в анизотропных
горных породах, для наглядности представленных сланцеватыми,
слоистыми разностями, в которых анизотропия характеризуется
одной осью симметрии. Пусть вращение бурового снаряда проис-
ходит относительно оси ствола, находящейся в плоскости, нор-
мальной простиранию пород и расположенной под углом ip к слоис-
тости (рис. 195).
396
Примем следующие предпосылки:
1) возможная скорость разрушения горной породы опреде-
ляется вектором, направление которого в пространстве нормально
поверхности забоя и в частном случае совпадает с осью снаряда,
а величина определяется векторной диаграммой анизотропных
свойств данной породы;
2) ось снаряда отклонена от оси скважины на угол т] и вра-
щается относительно оси ствола.
Как видно из векторной диаграммы (рис. 195, а), при поло-
жении снаряда а скорость бурения оценивается вектором vo,
а при перемещении оси снаряда в положение b — вектором vb.
Таким образом, в двух диаметрально противоположных точках
забоя разрушение породы будет происходить с различной ско-
ростью, определяемой значением углов чр, т] и показателем ани-
зотропии буровых свойств горной породы. Переменная скорость
разрушения забоя вызовет его угловое смещение, величина кото-
рого б на отрезке ствола длиной hc, пробуренного за время t,
в соответствии с формулой (161) будет равна
g vat—vbt (163)
Кривизна ствола определяется следующими соотношениями:
, _ б _ Vgt — Vbt
— hc ~ Dvct
или
<164>
Переменное сопротивление движению породоразрушающего
инструмента со стороны забоя, вызванное анизотропией горной
породы, может определить кинематику движения бурового сна-
ряда. Например, такое движение снаряда, когда его вращение
происходит не вокруг собственной оси или оси ствола, а относи-
тельно мгновенного центра вращения, которым может быть кон-
такт режущего элемента коронки с участком забоя, обладающим
повышенной твердостью, вызывает направленное формирование
керна и стенок скважины и соответственно ее отклонение от
начального направления (рис. 195, б).
Анализируя приведенную выше простейшую схему процесса
искривления, а также учитывая данные искривления разведочных
скважин, можно сделать следующие выводы.
Интенсивность искривления скважин определяется анизо-
тропными свойствами горных пород, углом отклонения оси буро-
вого снаряда от оси скважины и зависит от диаметра ствола.
Максимальная интенсивность искривления соответствует углу
встречи, равному 45°.
Положение поверхности забоя по отношению к оси скважины
и соответственно форма торца породоразрушающего инструмента
влияют на кривизну и направление ствола.
397
а
Рис. 196. Вписываемость
бурового снаряда:
а — при осевом перемеще-
нии; б — при бурении
В проЦессе искривления скважина С'гремится выйти нй На-
правление, нормальное плоскости напластования горных пород.
Направление искривления скважин зависит от начального по-
ложения оси скважины по отношению к вектору анизотропии
данной горной породы и от направления вращения бурового
снаряда. При общем направлении скважины вкрест простирания
горных пород и при правом вращении бурового снаряда отме-
чаются положительные приращения
азимута ствола.
Вписываемость й бурового снаряда
в ствол скважины. Угловое отклонение
оси бурового снаряда от оси ствола
(угол т]), возможное из-за наличия
радиального зазора, необходимого для
прохождения очистного агента, во мно-
гом определяет вероятную интенсив-
ность искривления скважины — кри-
визну ствола. Величина максимально
достижимой интенсивности искривле-
ния связана с понятием вписываемости
колонкового снаряда в ствол сква-
жины. Под вписываемостью понимается
возможность осевого перемещения пря-
молинейного бурового снаряда без де-
формации в сформированном или фор-
мируемом стволе скважины.
Рассмотрим условия вписываемости
на следующих двух примерах.
1. Определим соотношения между
параметрами цилиндра (колонкового
снаряда) длиной I и диаметром d, помещенного в криволи-
нейный ствол диаметром D, и кривизной ствола k, принятой
постоянной на данном интервале.
Как следует из рис. 196, а, на участке скважины длиной ДЛ,
равной длине снаряда I, имеем:
k = 6/1.
Так как
6/4 = 4f/l, (165)
где
. D — d
' ~ 2 ’
ТО
k = IGf/p. (166)
Формула (166) и определяет условие вписываемости колонко-
вого снаряда в сформированный ствол скважины.
2. Если же принять, что при формировании криволинейного
ствола скважины в процессе бурения ось колонкового снаряда
398
всегда является касательной к оси ствола, то будут справедливы
следующие соотношения (рис. 196, б):
= (167)
йе = 2///2, (168)
где k6—кривизна формируемого ствола скважины. Значение kf,
соответствует максимально возможной кривизне ствола. Как
видим, максимально возможная кривизна ствола, определяемая
условиями вписываемости, зависит только от параметров колон-
кового снаряда. При формировании реального ствола скважины
в анизотропной среде, т. е. при неидеальных условиях, возможная
кривизна ствола определяется не только параметрами снаряда,
но и показателем анизотропных свойств горных пород, которые
можно учесть при расчете проектной кривизны ствола.
Пусть известно среднее значение кривизны ствола при буре-
нии колонковым снарядом длиной 1Л при радиальном зазоре ft.
Тогда можно записать в соответствии с формулой (168)
Ч=с1^-- (169)
где сг — коэффициент, учитывающий проявление анизотропных
свойств данной горной породы.
Определим значение коэффициента сг из (169) и, введя его
в исходное выражение (168), получим
6=~Л (170)
Обозначив величину
перепишем формулу (170) в следующем виде:
(171)
Выражение (171) позволяет определить параметры бурового
снаряда для достижения желаемой кривизны ствола при бурении
скважины в породах с известными анизотропными свойствами.
Таким образом, возможная кривизна ствола определяется не
только анизотропными свойствами буримых горных пород, но и
параметрами буровых снарядов, т. е. условиями их вписывае-
мости.
399
Глава 3
ВЕРОЯТНОСТНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ СКВАЖИНЫ
В ПРОСТРАНСТВЕ, ПОСТРОЕНИЕ
ПРОЕКТНОГО ПРОФИЛЯ
Геологическое строение участка разведочных работ, техника
и технология бурения и многие другие факторы, часть которых
имеет случайный характер, определяют возможное положение
скважины в пространстве. Поэтому оценить вероятностное поло-
жение проектируемых скважин можно в большинстве случаев
лишь путем статистической оценки скважин, ранее пробуренных
в аналогичных геологических условиях. Некоторые сведения о воз-
можных физико-механических свойствах горных пород могут быть
получены и по данным геофизических исследований.
Предполагая, что интенсивное искривление скважины в ази-
мутальном направлении является аномальным явлением, вызван-
ным неправильным выбором плоскости и угла заложения сква-
жины, оценку вероятностной кривизны ствола проводят, уста-
навливая и рассматривая зависимость изменения зенитных углов
от глубины скважины.
Допустим, ранее на данном участке месторождения было про-
бурено при сравнимых геолого-технических условиях п сква-
жин и определены значения зенитных углов на каждом интервале
глубины, например через каждые 50 м. Вычислив средние значе-
ния зенитных углов на каждом интервале
f=n
л 1 — *
строят график зависимости 0ср = <р (L). Если возникает необ-
ходимость установить наличие взаимосвязи (корреляцию) между
величинами 0ср и L (эта взаимосвязь не видна на графике), то
следует выполнить оценку числовых характеристик случайных
величии, которыми в данном примере являются значения зенит-
ных углов на каждом интервале, определив коэффициент корре-
ляции. В большинстве случаев на месторождениях, где отме-
чается интенсивное искривление скважин, взаимосвязь между
величинами зенитных углов и глубиной скважин наглядно прояв-
ляется на графике зависимости, как это показано на рис. 197.
Выявленная зависимость изменения средних значений зенит-
ных углов по глубине скважины упрощается, что значительно
облегчает расчет профиля проектируемых новых стволов. Упро-
щение сводится к замене одной сложной кривой, проходящей
через опытные точки, рядом пересекающихся прямых — линей-
ными зависимостями общего вида 0 = 60 + aL, значения которых
распространяются на конкретные по глубине ствола интервалы:
Lx, L2 и т. д.
400
Так как в данном случае
, de
k = dL’
то каждому выделенному интервалу глубины будет соответство-
вать вероятностное значение кривизны, постоянной для данного
интервала и равной значению коэффициента а. Например, для
первого интервала
6i = 6qi + Oii-i
и
kr = a1=Vgy1 = const.
Изучение вероятностного положения скважины в пространстве
Рис. 197. Зависимость 0ср = <p (L)
на данном участке месторождения помогает составить профиль
проектируемой скважины,
при проведении которой воз-
можны минимальные откло-
нения фактической оси сква-
жины от проектной. Обычно
рассчитывают профиль на-
клонной скважины в одной
определенной вертикальной
плоскости, пренебрегая воз-
можным азимутальным ис-
кривлением. При этом на-
чальный азимут задается
с учетом имеющихся данных о простирании горных пород так,
чтобы скважина была направлена вкрест простирания. Для
такого случая задачей профилирования скважины является уста-
новление точки заложения, угла наклона, длины ствола и угла
встречи с пластом полезного ископаемого.
Прежде всего устанавливается начальный зенитный угол (6Н).
При выборе угла заложения скважины учитывают геологические
и технические условия бурения. Если угол падения рудного
тела более 30°, то скважины с поверхности земли задаются на-
клонными. Угол наклона скважин глубиной более 800 4-1000 м
определяется в основном техническими условиями, а именно —
удобством выполнения спуско-подъемных операций, простотой
конструкции вышки и приспособлений для механизации спуска
и подъема колонны бурильных труб. Поэтому такие скважины
проектируется забуривать с малыми начальными зенитными
углами (0Н = 2-е-3°). В сложных геологических условиях для
фиксирования положения скважины в определенной плоскости
устанавливают максимально возможное без переоборудования
копра значение начального зенитного угла. Для стандартных
копров вертикального бурения 0п = 3 4-5° в зависимости от
высоты и габаритов основания копра. Часто возможность есте-
ственного искривления скважины на интервале 800 4-1000 м
401
Рис. 198. Профиль сква-
жины
приводит к встрече рудного горизонта под углом более 30°, даже
при его крутом падении.
При бурении скважин средней глубины (300-ь800 м) техниче-
ски возможно заложение скважин с большими начальными зе-
нитными углами — 6Н = 5 -г-20°, обеспечивающими желаемый угол
встречи с толщей полезного ископаемого. Увеличение значений
начального зенитного угла наиболее целесообразно для умень-
шения возможного изменения азимутального направления сква-
жин на верхних интервалах бу-
рения.
При проектировании неглубоких
скважин и крутом падении рудных
тел начальный зенитный угол может
быть увеличен до 30°. Правильность
выбранного угла заложения сква-
жины проверяется соблюдением не-
равенства
ф = 90°-р 0К — у > 30°, (172)
где 0к — конечный зенитный угол
в точке подсечения стволом сква-
жины пласта полезного ископаемого.
При несоблюдении неравенства
(172) задается другое значение 0Н.
В целом ствол скважины разби-
вается на ряд участков, прямоли-
нейных (k = 0) и криволинейных
(рис. 198). Прямолинейные участки
ствола скважины в основном харак-
терны для верхних интервалов, ко-
торые могут быть представлены молодыми осадочными поро-
дами или другими изотропными породами. Для прямолинейных
участков
Онг — 0к1
У1 = Li tg Ощ
th =
COS 0И1
(173)
где 6к1 — зенитный угол в конце первого интервала; уг — гори-
зонтальная проекция первого интервала ствола длиной Нх.
Для криволинейных участков справедливо:
0^2 == arcsili (Z.2^2 sin Ода); (И^)
У2 = -г- (cos 0Ц2 — cos 0кг); (175)
«2
ц. = — °"2 (176)
3 £г57,3
402
Если разрез представлен иескоДькйми интервалами, Дарактерй-
зующимися различной кривизной, расчет профиля ведется после-
довательно сверху вниз, считая, что 6К для п интервала есть 6Н
для п + 1:
бкга = 6н п+1-
Расстояние от проекции на поверхность земли точки подсе-
чения скважиной рудного тела до точки заложения определится
как сумма
У = Ё У1 •== У1 + У2 4-F Уп. (177)
В том случае, когда задается угол встречи пласта полезного
ископаемого, расчет профиля ведется снизу вверх, считая, что
задана величина 0К.
В сложных геологических условиях, могущих привести в на-
чальной стадии проводки скважин к значительным искривлениям
в азимутальном направлении, следует строго контролировать
поведение скважины в пространстве и, если необходимо, приме-
нять технические меры для поддержания заданного направления.
Одним из таких мероприятий при малых значениях зенитного
угла может явиться изменение направления вращения бурового
снаряда.
В результате действия случайных факторов возможно откло-
нение скважины от проектного профиля за пределы границ допу-
стимого отклонения, что требует применения технических средств
направленного бурения, позволяющих осуществлять корректи-
рование профиля скважины в процессе бурения. Однако следует
обратить внимание на то, что нет необходимости проводить стволы
скважины в строжайшем соответствии с проектным профилем.
Важно, чтобы в конечном счете скважина не вышла из границ
допустимого отклонения, которые определяются, исходя из геоло-
гических соображений на конкретной стадии разведки место-
рождения.
Глава 4
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ
§ 1. СРЕДСТВА ДЛЯ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
Технические средства направленного бурения делятся на
две основные группы: произвольного действия и направленного
действия.
К первой группе относятся снаряды, предназначенные для
регулирования интенсивности искривления, если только сква-
403
йшйа ймёет йетко ныражсппуйо ТейДенцию к искривлений в зй‘
данном направлении. Конструкция и сущность действия этих
снарядов вытекают из условия вписываемости
/г6 =
с/
Z2 '
Рис. 199. Шарнирные
отклонители:
а — с опорой на корон-
ку; б — с промежуточной
опорой
Для гарантированного максимально возможного отклонения
бурового снаряда от оси скважины снаряд соединяют с бурильной
колонной посредством шарнирного переходника, или так называе-
мого универсального шарнира. Поэтому такие снаряды называются
шарнирными отклонителями. Диаметр
корпуса шарнирного отклонения — колон-
ковой трубы меньше на один размер,
чем номинальный диаметр ствола, что
требует применения специальных юм-
бинированных коронок, например 76/42
(42 — внутренний диаметр коронки в мм)
в отличие от серийных 76/59. Длина сна-
ряда определяется величиной заданной
кривизны ствола и рассчитывается по
формуле (171). Конструкция простейшего
отклоняющего снаряда получила назва-
ние шарнирный отклонитель с опорой
на коронку (рис. 199, а). Применяется
и другой тип шарнирного отклонителя—
шарнирный отклонитель с промежуточ-
ной опорой, который имеет промежу-
точную точку контакта корпуса снаряда
со стволом скважины (опору) и позво-
ляет достигать большей кривизны ствола
за счет повышенного радиального уси-
лия на породоразрушающий инструмент
(рис. 199, б). Отклонители подобного типа могут соединяться
с бурильной колонной не только с помощью универсальвого
шарнира, но и посредством гибкой бурильной трубы малого
диаметра.
Шарнирные отклонители не занимают в скважине фиксиро-
ванного в одной плоскости положения, а позволяют лишь достичь
максимально возможного отклонения оси снаряда относительно
оси скважины. Поэтому применение шарнирных отклонителей
не гарантирует набора кривизны в одной желаемой плоскости,
а фактическая кривизна на интервале работы отклонителя опре-
деляется не только параметрами отклонителя, но и анизотропными
свойствами горных пород, и может отличаться от расчетной, что
частично учитывается величиной коэффициента с в формуле (171).
Противоположное шарнирным отклонителям назначение имеют
жесткие центрированные компоновки буровых снарядов, позво-
ляющие получить минимально возможное отклонение оси снаряда
404
от оси скважины. Увеличение жесткость компоновки бурового
снаряда достигается введением в конструкции снарядов утяже-
ленных бурильных труб (при диаметрах скважин, равных или
больших 76 мм) или колонковых труб повышенной жесткости.
Большой положительный эффект достигается при применении
жестких труб фигурного (например, трехгранного) сечения,
при работе которых гарантируется в случае их изгиба вращение
снаряда относительно оси скважины и соответственно минимально
возможное искривление. Центрирование буровых снарядов осу-
ществляется не только введением жестких труб, но и постановкой
специальных центраторов, также уменьшающих до минимума
отклонение оси снаряда от оси скважины.
Роль таких центраторов при алмазном бурении могут играть
алмазные расширители, устанавливаемые не только над коронкой,
но и в верхней части колонкового снаряда у переходника.
Центрированные снаряды, оснащенные специальными кони-
ческими коронками, не дающими возможности большого радиаль-
ного смещения породоразрушающего инструмента на забое,
позволяют проходить практически прямолинейные участки ствола
скважины, т. е. сохранить полученное ранее или заданное на-
правление ствола в пространстве.
Если увеличение или уменьшение возможностей естественного
искривления скважины неуправляемыми снарядами не может
поддерживать проектное положение скважины в пространстве,
то применяются отклонители второй группы — отклонители на-
правленного действия, которые могут устанавливаться в сква-
жине ориентированно в заданном направлении. Такие отклони-
тели обеспечивают формирование ствола скважины в заданном
направлении и с определенной интенсивностью искривления.
Отклонители направленного действия подразделяются, в свою
очередь, на три подгруппы. К первой подгруппе относятся откло-
нители точечного действия, обеспечивающие искривление ствола
скважины практически в одной точке. Такими отклонителями
являются клинья, или так называемые клиновые отклонители.
Принцип их действия — принудительное, направленное смеще-
ние оси отбурочного снаряда относительно начальной оси сква-
жины. Соответственно клин или ложок клина раскрепляется
в забойной зоне на естественном или искусственном забое, пере-
крывающем ствол скважины. Фиксирование клина осуществляется
с помощью различных раскрепляющих устройств. Отбуривание
от клина производится снарядами, в качестве которых часто
применяются шарнирные отклонители.
В связи с тем, что клиновые отклонители служат как для кор-
ректирования профиля скважины, так и для зарезки дополни-
тельных стволов, то они конструктивно выполняются в двух
вариантах.
Стационарные клинья — полностью перекрывающие ствол сква-
жины и действующие в стволе как направление в течение всего
405
Периода буреййя и исследования ДаййоВО ствола. Такие кЛийьЯ
применяются для отбуривания дополнительных стволов на участке
ранее пройденного основного ствола или при отклонении основ-
ного ствола для обхода зон осложнений. Постановка стационар-
ных клиньев для выкручивания ствола скважины рекомендуется
только в отдельных случаях. Стационарные клинья в основном
бывают открытого типа и дают полное перекрытие забоя.
Рассмотрим конструкцию стационарных клиньев на примере
стационарного отклоняющего клина КОС (рис. 200) конструкций
ВИТРа. Клин КОС состоит из трех частей: отклоняющего цельно-
металлического желоба /, раскрепляющего устройства II и уста-
новочного патрубка III.
Желоб клина 9 с углом скоса 2° 30' и с серповидным попереч-
ным сечением отклоняет породоразрушающий инструмент от осн
ствола, что и приводит к зарезке отклоненного ствола. Нижняя
цилиндрическая часть желоба соединена с удлинителем 1, изго-
товленным из отрезка трубной заготовки. Удлинитель 1 соединен
с раскрепляющим устройством II, состоящим из соединительной
трубы 6 и двух патрубков 3 и 7. Верхний 3 и нижний 7 патрубки
имеют продольные сквозные прорези, образующие упругие пла-
стины, которые при деформации (изгибе) раскрепляют клин
в скважине. С внутренней стороны к пластинам приварены распор-
ные планки. Внутри патрубков помещаются верхний 2 и нижний 8
распорные конусы, соединенные между собой штоком 5. Откло-
няющий желоб в верхней части присоединен двумя заклепками 10
к установочному патрубку, соединенному с бурильной колонной
или корпусом прибора для ориентации клина.
Раскрепление клина осуществляется следующим образом.
После ориентации клин опускается на забой и под действием осевой
нагрузки срезается винт 4, в результате чего клин и корпус рас-
крепляющего устройства смещаются относительно неподвижных
распорных конусов. Пластины распорного устройства деформи-
руются и раскрепляют клин в стволе. При увеличении осевой
нагрузки до 200-г-300 Н срезаются заклепки 10 и клин освобож-
дается от бурильной колонны, которая поднимается на поверх-
ность. В скважину опускается отбурочный снаряд и произво-
дится зарезка отклоненного ствола.
Съемные клинья, частично перекрывающие ствол скважины,
после отбуривания отклоненного ствола небольшой протяженно-
сти и меньшего диаметра извлекаются из скважины и могут далее
использоваться многократно. Съемные клинья предназначены
в основном для корректирования профиля направленных
скважин.
Большей частью конструкции съемных клиньев рассчитаны на
зарезку ствола меньшего диаметра, чем основного. Поэтому для
того, чтобы не «потерять» диаметр, процесс отклонения включает
дополнительную операцию — разбуривание отклоненного ствола
406
скважины до номинального размера. Разбуривание осуществляется
следующим после извлечения клина рейсом.
В ряде геологоразведочных организаций широко распростра-
нены клиновые отклонители, получившие название — снаряды
Рис. 200. Стационарный клин КОС
Рис. 201. Снаряд направленного бурения СНВ-КО
направленного бурения, конструкции КазИМса — СНБ-КО. Для
раскрепления снарядов СНБ-КО (рис. 201) на забое забуривается
концентрично скважина 10 меньшего, чем основной, диаметра.
В этой скважине при спуске осуществляется расклинивание
отклоняющего желоба 2 снаряда. Сам снаряд состоит из двух
4U7
Рис. 202.
Схема отклоня-
ющего снаряда
многокр а т н о го
действия
частей: корпуса и отбурочного снаряда. Корпус 1 изготовляется
из отрезка колонковой трубы. Его нижняя коническая часть
изогнута в форме желоба клина 2 с углом скоса, равным 3°. На
обратной стороне ложка клина приварены для большей жесткости
полоски. В верхнюю часть корпуса ввинчивается втулка 3, имею-
щая отверстие для срезаемых шпилек 4. Отбурочный снаряд
состоит из переходника 8, соединенного с бурильными трубами 9
и с шарниром 7, удлинителя или колонковой трубы 6 и коронки 5.
Раскрепление клина осуществляется задавливанием корпуса ложка
в пилот-скважину при создании осевой нагруз-
ки. При достижении осевой нагрузки определен-
ной величины происходит срезание шпилек 4
и освобождение отбурочного снаряда от корпуса.
После забуривания отклоненного участка сква-
жины 11 меньшего (на один размер) диаметра
весь снаряд извлекается на поверхность. Расши-
рение отклоненного участка ствола скважины
осуществляется специальными компоновками.
Средняя интенсивность искривления снаря-
дами СНБ-КО достигает 0,2-ъО,6 градус/м.
Ко второй подгруппе относятся конструкции
съемных клиновых отклонителей, позволяющие
формировать отклоненный ствол того же диа-
метра, что и основной (рис. 202). Такие отклони-
тели, например АНС, при закрепленном кор-
пусе 1 и осевом перемещении h отбурочного сна-
ряда 2 позволяют выполнить за один спуск снаряда
несколько циклов отклонения, каждый длиной Л.
Осуществив отклонение ствола скважины на интервале h при
первом закреплении корпуса, последний раскрепляется, сме-
щается вниз на величину h, ориентируется и снова закрепляется,
что позволяет выполнить следующий цикл отклонения, и т. д.
Такой характер работы отклонителя обеспечивает относительно
плавное изменение кривизны ствола. При достаточно совершен-
ном конструктивном исполнении такие клиновые отклонители
шагового типа могут быть весьма перспективными.
К третьей подгруппе относятся бесклиновые. снаряды непре-
рывного действия, которые обеспечивают искривление ствола
скважины с относительно постоянной кривизной на всем интер-
вале их работы. Эти отклонители являются в настоящее время
наиболее эффективными средствами направленного бурения, позво-
ляя достигать большей кривизны ствола без его резких перегибов
па всем интервале искривления за один цикл работы. Длина
интервала одного цикла искусственного искривления опреде-
ляется стойкостью породоразрушающего инструмента или задан-
ным приращением общего угла искривления.
Принцип работы отклонителей этого типа рассмотрим на хо-
рошо зарекомендовавшем себя снаряде ТЗ-З (Тарбаган Забай-
408
кальский, конструкции ЗабНИИ). Снаряд (рис. 203) состоит
из невращающегося корпуса II и вращающегося шпинделя /.
Шпиндель выполнен из двух валов 7 с телескопическим шлице-
вым соединением 8 и имеет верхний 11 и нижний 2 опорные вы-
ступы, на которых размещены
подшипники качения. На валу
имеются блокировочный зуб 12,
входящий в паз блокировочной
муфты 13 корпуса, и возвратная
пружина. На выход шпинделя
навинчивается долото 1. Над
верхней частью корпуса 9 разме-
щаются пружина 10 и верхний
подшипниковый узел. Корпус 9
в нижней своей части имеет ско-
шенную под углом 45° поверх-
ность, называемую верхним полу-
клином 6. С верхним 6 и нижним 3
полуклинами соединяется с по-
мощью Г-образных пазов подвиж-
ный ползун 4, вооруженный сво-
бодно вращающимися роликами-
катками 5.
Снаряд ТЗ опускается в сква-
жину, ориентируется, устанавли-
вается на забой и на него пере-
дается осевая нагрузка, под дей-
ствием которой верхняя часть
корпуса 9 и вал 7 за счет нали-
чия шлицевого, телескопического
соединения перемещаются вниз,
выдвигая тем самым и перемещая
ползун 4 в радиальном направле-
нии к стенке скважины. При
контакте ползуна 4 со стенкой
возникает отклоняющее усилие,
зависящее от жесткости пружи-
ны 10. Весь снаряд отклоняется
от ползуна в противоположную
сторону, занимая наклонное по
отношению к оси ствола поло-
Рис. 203. Схема устройства
постоян иодействующего отклоните-
ля ТЗ-З:
а — при спуске; б — в рабочем
положении
жение. Остановка движения верхней части корпуса в осевом
направлении и продолжение осевого перемещения вала 7 вызовет
отделение блокировочного зуба 12 от муфты 13, в результате
разъединится вал от корпуса. После этого включается вращение
бурильной колонны, которое через шпиндель передается долоту
и происходит бурение с одновременным набором кривизны. По
мере разрушения забоя катки 5, врезавшись и катясь по поверх-
409
ности ствола в одной заданной плоскости, предохраняют корпус
от проворачивания, не препятствуя его осевому перемещению.
Такое движение снаряда обеспечивает искривление ствола в по-
стоянной плоскости и с относительно постоянной кривизной.
В целом принцип работы снаряда ТЗ-З соответствует работе
ориентированного шарнирного отклонителя.
Средняя интенсивность искривления на интервале работы
отклонителя ТЗ-З составляет 1-г-1,15 градус/м.
Эффективность направленного бурения определяется не только
работоспособностью отклонителей, но и комплексом технических
приспособлений и технологических операций, приме-
няемых в процессе отклонения. Например, участок
резкого искривления ствола скважины должен быть
тщательно проработан для достижения Плавного
перехода в зоне искривления, что должно исклю-
чить возникновение аварий и прочих осложнений
в дальнейшем процессе бурения. Допустимая кри-
визна искусственного искривления определяется
условиями сохранения прочности бурильного вала
и вписываемостыо компоновок бурового инстру-
мента, проходящих через интервалы искривления.
В то же самое время участок искривленного
в заданном направлении ствола, сформированный
работой отклонителей, может быть использован,
Рис. 204. Технологическая схема отхода от клина с по-
мощью шарнирного отклонителя
если это необходимо, для увеличения искривления, но уже
с помощью более простых (не ориентируемых) снарядов,
принцип работы которых приведен на рис. 204. Шарнирный от-
клонитель 1 соединяется с так называемым верхним центратором 2,
гарантирующим смещение оси отклонителя в процессе бурения
в одной плоскости. Такое фиксированное в одной плоскости с по-
мощью центратора смещение оси снаряда приведет к дополни-
тельному набору кривизны, определяемой, как это было пока-
зано ранее, параметрами шарнирного отклонителя.
§ 2. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ
Ориентирование отклонителей в пространстве перед установкой
и раскреплением их в точке отклонения ствола является необ-
ходимой и важной операцией направленного бурения.
Если вращать отклонитель, например клин, относительно
собственной оси, то возможное положение оси скважины на интер-
вале отклонения, определяемое пространственным положением
плоскости симметрии клина и его углом скоса, может быть самым
410
различным. Следовательно, оперируя положением угла скоса
клина 6 (6 = const) в пространстве за счет изменения угла
поворота клина со, можно задавать различные величины прира-
щений зенитного и азимутального углов на интервале отклоне-
ния, зависящие и от начальной величины зенитного угла 0Ъ
Д0 = <pj (Oj; б; <о)
и
Да = <р2 (0!; б; со).
Заметим, что угол со измеряется в плоскости, перпендикуляр-
ной оси ствола, между плоскостью искривления (полагается, что
скважина наклонная) и плоскостью симметрии ^отклонителя.
Так, например, при желании изменить направление ствола сква-
жины, оцениваемое приращением азимутального угла ±Ла,
следует определить величи-
ну угла со, обеспечивающую
при повороте плоскости сим-
метрии отклонителя от пло-
скости начального искривле-
ния именно на угол со до-
стижение в процессе искри-
вления приращения задан-
ной величины Ла. Если
известно необходимое зна-
Рис. 205. Графический метод расчета
угла установки отклонителя
чение угла поворота отклонителя со, то в задачу ориентиро-
вания входит установление в скважине отклоняющего приспо-
собления в такое’положенис, при котором плоскость симметрии
отклонителя была бы развернута относительно плоскости искрив-
ления ствола на угол со.
Наиболее прост, хотя и относительно точен, приближенный
графический способ определения углов со и 02 при заданном зна-
чении Ла, 6 и flb который применим при малых зенитных углах
и вытекает из равенства (160). Напомним, что угол скоса клина 6,
или угол отклонения снаряда, есть не что иное как возможный
общий угол искривления.
Построив полуокружность радиуса б в произвольном линей-
ном масштабе (например, 1° соответствует 1 см), откладываем
от центра окружности в том же масштабе значение угла 0j
(рис. 205). Получим точку А. Из точки А проводим луч АВС
под углом Ла к линии Л О до пересечения с полуокружностью.
Соединив точки пересечения В и С с центром О, получаем иско-
мые значения углов поворота отклонителя: сох— при искривле-
нии скважин на выполаживание; со2 — при выкручивании.
При этом длины отрезков АВ и АС соответствуют значе-
ниям угла 02.
Если Ла = 0, то
6 = Д6.
(178)
411
В то же время максимально возможное приращение по азимуту
будет равно
л • 6
A«tnax^ arcsin -т—.
«1
(179)
Формулы (178), (179) характеризуют разрешающую способность
отклонителя.
Если значение угла со определено, то процесс ориентирования
сводится к
плоскостью искривления * скважины
какой-либо образующей отклони-
теля (назовем ее «нулевой»), кото-
рая находится под углом со к пло-
скости симметрии отклонителя.
Для ориентирования отклонителей
применяются забойные ориентаторы,
устанавливаемые обычно над откло-
нителем, дающие сигнал при мед-
ленном вращении всей бурильной
колонны с отклонителем о моменте
совпадения нулевой образующей с
начальной плоскостью искривления.
Большинство ориентаторов основано
на принципе отвеса, т. е. используют
действие силы тяжести.
Рассмотрим принцип работы
ориентаторов на следующей схеме
(рис. 206). Отклонитель (клин) же-
стко связан с корпусом ориента-
тора. На поверхности при соеди-
нении ориентатора и клина нулевая
образующая, проходящая между не-
подвижными относительно корпуса
контактами ka электрической цепи,
смещается от плоскости симметрии
отклонителя на угол со. Установ-
ленное положение отклонителя от-
носительно нулевой образующей
. Когда компоновка отклонитель—
ориентатора при спуске окажется на небольшом расстоянии от
забоя, бурильный вал начинают медленно вращать и при этом
направляющий кольцевой желоб смещается относительно под-
вижного (шарик) контакта k„, находящегося под действием силы
тяжести в плоскости искривления. При замыкании цепи, свиде-
тельствующем о совмещении нулевой образующей с начальной
Заданное
направление
Л'
Рис. 206. Принципиаль-
ная схема устройства ориен-
тира
& %
g £
со
совмещению с
Сигнал
Нулевая
образующая
ориентатора закрепляется.
* Большинство скважин к моменту постановки отклонителя уже искрив-
лены, что значительно упрощает ориентацию отклонителя, которая нами и
рассматривается
412
плоскостью искривления, дастся сигнал. Вращение прекращается,
отклонитель ориентирован.
Современные ориентаторы, например система «Курс», позво-
ляют осуществлять контроль за положением отклонителя не
только в момент его раскрепления, но и в процессе формирования
отклоняемого участка ствола скважины.
В случае отклонения вертикального участка ствола скважины
направление отклонения соответствует будущему значению ази-
мутального угла уже наклонного ствола. Для установления
плоскости искривления в заданном азимутальном направлении
в качестве измерительной системы ориентатора возможно приме-
нение инклинометра, находящегося в немагнитной трубе, соеди-
няющей отклонитель и колонну бурильных труб. При этом 0—180°
шкалы компаса фиксируются в плоскости симметрии отклони-
теля, а показание инклинометра, равное заданному значению
угла а, будет свидетельствовать о том, что отклонитель ориен-
тирован.
Глава 5
МНОГОСТВОЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
При решении тех или иных геологических задач, возникающих
при разведке месторождений с помощью буровых работ, может
оказаться целесообразной в благоприятных геолого-технических
условиях проходка из основного ствола скважины одного или
нескольких дополнительных стволов.
Такая скважина называется многоствольной, а методика и
техника проходки многоствольных скважин определяются поня-
тием «многоствольное бурение».
Приведем примеры многоствольного бурения (рис. 207).
1. Цель разведки — рудный горизонт с крайне неравномёрным
распределением полезного компонента. Достаточный материал
для статистической оценки данного горизонта может быть получен
при проведении дополнительных стволов, позволяющих произ-
вести отбор необходимого количества кернового материала в зоне
основного ствола. При этом данные опробования будут соответ-
ствовать результатам, полученным при вскрытии рудного гори-
зонта горными выработками. Как видим, многоствольное бурение
в этом примере является фактором повышения достоверности и,
соответственно, качества геологических исследований.
В конкретных геологических условиях, оценив возможное
естественное искривление скважин, устанавливают расположение
дополнительных стволов относительно основного и допусти-
мое расстояние между точками подсечения на горизонте
(вариант /).
413
2. Полезное ископаемое представлено крутопадающим телом,
а расстояние между точками подсечения определено стадией
разведки.
В этих условиях экономическое сравнение двух вариантов
разведки при существующей технике и технологии направленного
бурения выявит оптимальный вариант разведки месторождения,
например, вариант II (см. рис. 207).
При бурении многоствольных скважин известны две схемы
последовательности проходки стволов. Первая «снизу вверх» —
скважины проходятся в последователь-
ности подсечения рудного горизонта 1—
2—3. Эта схема применяется при про-
ведении скважин в устойчивых поро-
дах, не требующих крепления стенок
скважин, и в условиях достаточной
изученности разреза, обеспечивающей
целесообразность проходки первона-
чально основного ствола на более глу-
бокий горизонт. Вторая «сверху вниз»—
скважины проходятся в последователь-
ности <3—2—1. Схема «сверху вниз»
применяется при бурении в сложных
геологических условиях и на первых
стадиях разведки месторождения.
При проходке скважин по первой
схеме после окончания исследований в
Рис. 207. Многостволь- основном стволе и выполнения ликвида-
ная скважина ционного тампонажа в точке С] (см.
рис. 207) перекрывают ствол скважины
(делают «мост»), устанавливая пробку-забой. В качестве откло-
няющего устройства, обеспечивающего беспрепятственное попа-
дание в дополнительный ствол, применяется стационарный клин.
Клин ориентируется над пробкой-забоем и фиксируется в заданном
направлении отклонения. Далее после набора необходимого
отклонения осуществляется бурение первого дополнительного
ствола. После выполнения геологической задачи ствол иссле-
дуется и закрывается. Подобная операция выполняется и при
зарезке последующих дополнительных стволов.
Бурение скважины по второй схеме начинается с отклонения
основного ствола по профилю дополнительного в точке С3. Сред-
ством отклонения являются или съемные клинья или постоянно-
действующие отклонители. После окончания проходки третьего
ствола и выполнения исследований, жесткой прямолинейной
компоновкой в зоне точки С3 отбуривают интервал по проект-
ному направлению основного ствола и после формирования
заданного направления продолжают проходку основного
ствола стандартными компоновками бурового снаряда до точ-
ки С2.
414
Рис. 208. Расчетная
схема профиля дополните-
льного ствола
В точке С2 снова с помощью ориентируемых отклонителей осу-
ществляют зарезку второго дополнительного ствола и т. д.
Как видим, проходка скважин по второй схеме, т. е. «сверху
вниз», при соответствующих геолого-технических условиях яв-
ляется перспективной, позволяющей оставлять открытыми все
дополнительные стволы до момента полного окончания проходки
многоствольной скважины. Кроме того, отпадает необходимость
выполнения дополнительных работ по
установке разделительных мостов.
При проектировании дополнительных
стволов многоствольных скважин большой
протяженности очень важно рассчитать
профиль ствола и установить точки его
заложения. Профиль дополнительного
ствола проектируется с учетом устано-
вленной интенсивности естественного ис-
кривления, возможностей и экономиче-
ских показателей технических средств
направленного бурения.
Обычно проектируется вести бурение
дополнительного ствола (рис. 208) в одной
плоскости по профилю, состоящему из
двух участков бурения и при расчетах
принимается за дугу окружности с по-
стоянной кривизной k, что особенно
достоверно- в случае применения наибо-
лее перспективных в настоящее время
отклонителей постоянного действия. Вто-
рой участок принимается за отрезок
прямой.
Вариантов профилей такого типа для
одного дополнительного ствола может
быть множество, но предпочтение отдается
такому, на сооружение которого расходуется минимум средств,
естественно, с учетом существующих технических возможно-
стей.
Определим значение приращения зенитного угла (Д0э), обеспе-
чивающее для заданных геолого-технических условий минимально
возможные затраты на проведение дополнительного ствола, и
найдем его точку заложения. Затраты на проходку дополни-
тельного ствола определяются в рублях
S = 57.3Д6Р! + 1р2,
(180)
где р± — дополнительные затраты на один градус искусственного
искривления, руб/градус; — средняя величина стоимости бу-
рения одного метра ствола на соответствующей глубине, руб/м;
I — длина дополнительного ствола, м; Д0— приращение зенит-
ного угла на интервале искусственного искривления, рад.
415
Принимаем, что участок основного ствола в зоне заЛоЖёйия
дополнительного представляет собой наклонный под углом 0ср
прямолинейный ствол, а кратчайшее расстояние от проектной
точки подсечения рудного тела дополнительным стволом до ос-
новного ствола у — величина заданная. Тогда в соответствии
с рис. 208 найдем:
у-----(I — cos АН)
sin ДО
(181)
(182)
Так как I = 1г + /2, то формулу (180) запишем в следующем
виде:
S = 57,3pi де +
де , у-^О-^Аб)
k ' sin де
Рз-
(183)
Исследуя зависимость (183) на минимум, находим, что минималь-
ные затраты на бурение дополнительного ствола будут при на-
боре зенитного угла А0Э на интервале искусственного искривле-
ния, равном
де - arccos + —4Л (1 — Л) (|84)
где
Л = 57,3-^- fe + 1;
Рз
В = yk — 1.
При большой протяженности дополнительного ствола в зоне
возможного естественного искривления с кривизной /г, можно
учесть естественно искривление, считая конечным значением
приращения зенитного угла на всем интервале дополнительного
ствола величину А0Э. В этом случае в соответствии с (175)
у = (1 — cos Д0[) + -у- (cos Adi — cos Д0Э), (185)
где А0Г — приращение зенитного угла на участке искусствен-
ного искривления с учетом поправки на естественное искривление.
Решая уравнение (185) относительно А0Х, находим:
«а k-k^y — &!-|-fecos Д0Э ,1ЙД.
ДО, = arccos — Г2-т------------ ; (! 8b)
к —
ВС = -4- sin AOj + -г- (sin Д0э— sin A0J. (187)
К Къ
416
Так как положение точки В задано, то, отложив от точки В от-
резок ВС, находим точку С — точку зарезки дополнительного
ствола.
Учитывая относительную точность проведения стволов на-
правленных скважин, можно не принимать во внимание на неболь-
ших интервалах бурения влияние естественного искривления.
Тогда длина участка BCi определится как
BCi = —J- sin Д09 + Г у-!- (1 — cos Д09) 1 cig Л0э. (188)
Общие затраты на проходку дополнительного ствола и длина
интервала применения технических средств направленного буре-
ния могут быть рассчитаны по формулам (183) и (181) соответ-
ственно.
Следует отметить, что определенное расчетным путем поло-
жение точки С должно быть уточнено с учетом конкретных гео-
лого-технических условий в зоне отклонения, состояния ствола
скважины и соответствующих возможностей технических средств
направленного бурения.
Отработанная и надежная в эксплуатации техника направлен-
ного бурения позволяет эффективно применять в настоящее время
многозабойное бурение как средство повышения достоверности
геологических данных буровых работ и, главное, снижения
стоимости буровых работ при более быстром выполнении геоло-
гических задач, но при условии тщательной экономической оценки
принятого варианта разведки. Наибольший экономический эф-
фект обеспечивается при глубоком бурении на крутопадающие
рудные тела в структурно-геологических условиях, соответствую-
щих интенсивному естественному выполаживанию скважин.
Глава 6
ПРИНЦИПЫ ИЗМЕРЕНИЯ ЗЕНИТНЫХ
И АЗИМУТАЛЬНЫХ УГЛОВ
Правильное геологическое заключение на основе данных буро-
вых работ можно сделать, только зная пространственное поло-
жение ствола скважины и значения зенитных и азимутальных
углов. Зенитные и азимутальные углы определяются с помощью
приборов, называемых инклинометрами.
Зенитные углы измеряются в основном с помощью устройств,
использующих действие силы тяжести, т. е. работающих по прин-
ципу горизонтальности уровня жидкости или вертикальности
отвеса. Крайне редко инклинометры оснащаются гировертика-
лями или гирогоризонталями.
Рассмотрим на примере метода плавиковой кислоты опреде-
ление зенитного угла, основанное на принципе горизонтальности
14 Б. И. Воздвиженский и др.
417
образующая
Рис. 209. Измерение зе-
нитного угла с помощью ме-
тода плавиковой кислоты:
а — расчетная схема; б —
принцип определения азимута-
льного угла
уровня Жидкости. Этот метод простой и часто применяется для
измерения зенитных углов в процессе бурения. Стеклянную
трубку или пробирку заполняют на 1/3 20%-ным раствором пла-
виковой кислоты, плотно закрывают резиновой пробкой и уста-
навливают соосно в герметическом патроне, который опускают
в скважину на заданную глубину и оставляют в покое. Благодаря
действию плавиковой кислоты на стенках трубки получится
отпечаток уровня жидкости. Линия соприкосновения поверхности
жидкости со стенками цилиндрического сосуда при его наклонном
положении представляет собой эллипс и служит для определения
угла 6' (рис. 209). Угол 0' отличается от зенитного угла 0 на
величину £, так как линия отпечатка не соответствует горизон-
тальной поверхности уровня жидкости
из-за действия на контакте со стенками
сосуда сил поверхностного натяжения.
Поправку t, определяют заранее опыт-
ным путем в лаборатории. Вычислив
угол 0' по формуле
tg 0' = , (189)
где d — внутренний диаметр труб-
ки; /imax, Zimln — максимальные и ми-
нимальные высоты отпечатка, опреде-
ляют величину зенитного утла:
О = 0' + |. (190)
На примере результата измерения
зенитного угла методом плавиковой
кислоты можно рассмотреть следующие
дополнительные положения.
Большая полуось эллипса есть не что иное, как проекция оси
скважины на горизонтальную плоскость.
Направление по большой полуоси от оси прибора на /гт1п
есть азимутальное направление ствола скважины на интервале
измерения.
Эти положения позволяют подойти к методу косвенного опре-
деления азимутального угла. Если бы на поверхности сосуда была
бы какая-либо образующая, ориентированная ранее на поверх-
ности, например на север, и при спуске прибора сохранившая
эту ориентацию, то угол между направлением на север и проек-
цией оси скважины на горизонтальную плоскость был бы азиму-
тальным (рис. 209, б).
В приборах, соединенных с источником тока, для определения
зенитных углов широко используется отвес. Отвес должен иметь
две степени свободы, т. е. всегда располагаться в плоскости
искривления скважины. Для этого ось отвеса помещается в сво-
бодно вращающейся рамке, оснащенной дебалансом, причем так,
418
инкли-
измерения азимутальных углов
что она располагается нормально плоскости, проходящей через
ось вращения рамки и центр тяжести дебаланса и, естественно,
совпадающей с плоскостью искривления ствола. Такой метод
измерения зенитного угла применен в инклинометре УМИ-25,
схема которого приведена на рис. 210.
Определение азимутального угла производится непосредствен-
ными измерениями и косвенными методами. Для непосредствен-
ного измерения азимута инклинометры оснащаются магнитными
или гироскопическими компасами. Гироскопические
нометры^ применяются для
в магнитной среде, чаще всего
при исследовании скважин,
пробуренных в районе маг-
нитных аномалий или при
измерениях
перекрытых
лониами.
в скважинах,
обсадными ко-
210. Схема
Рис.
инклинометра УМИ-25
Рассмотрим схему работы инклинометра, оснащенного магнит-
ной стрелкой и отвесом, на примере инклинометра УМИ-25,
который применяется для поиптервального измерения зенитных
и азимутальных углов скважин, пробуренных коронками диа-
метром 36 мм и более. Электрической линией связи между пуль-
том управления, располагающимся на поверхности, и инклино-
метром служит одножильный или трехжильный кабель, на кото-
ром инклинометр опускается в скважину. Датчиками инклино-
метра являются: магнитная стрелка для измерения азимута,
отвес зенитного угла, горизонтальный маятник угла ориентации
отклонителей.
Эксцентричный груз 7 несущей рамки (горизонтальный маят-
ник) устанавливает отвес 4 всегда в плоскости искривления,
14*
419
проходящей через ось рамки и центр тяжести груза 7. Угол между
осью рамки и линией отвеса будет зенитным углом. Отвес магнит-
ной стрелки компаса 3 располагает магнитную стрелку в гори-
зонтальной плоскости. При этом 0—180° шкалы отсчета совме-
щены с плоскостью искривления. Угол между 0 шкалы компаса
и северным концом стрелки и будет магнитным азимутом в точке
Рис. 211. Гироскопический инклиномер
ИГ-70:
1 — коллектор; 2 — гиромотор; 3 — гиль-
за защитная; 4 — азимутальное сопротивление;
5 — зенитное сопротивление; 6 — отвес; 7 — рам-
ка со смещенным центром тяжести; 8 — коллектор
измерения. При подаче
сигнала через коллектор 6
арретиры 1 и 2 фикси-
руют положение магнит-
ной стрелки и отвеса 4.
Чувствительный элемент
угла ориентации откло-
нителя 5 (при спуске от-
клонителя), заранее сов-
мещенный с плоскостью
симметрии отклонителя,
показывает значение угла,
лежащего в плоскости,
перпендикулярной к оси
прибора, между плоско-
стью искривления и пло-
скостью симметрии откло-
нителя, т. е. значение
угла о.
Полное измерение кри-
визны скважин диамет-
ром 76 мм и более, про-
буренных в сильномагнит-
ной среде, производится
гироскопическими инкли-
нометрами.
При измерении сква-
жин малого диаметра при-
меняются инклинометры,
оснащенные курсовым ги-
роскопом и отвесом.
Курсовой гироскоп яв-
ляется прибором, у кото-
рого ось ротора, укре-
пленного в карданном
подвесе, вращается с
очень большой частотой
(30 000 об/мин) и в течение
определенного времени со-
храняет неизменное положение относительно земных ориенти-
ров. Из существующих гироскопических инклинометров на разве-
дочных работах применяются инклинометры ИГ-2 и ИГ-70. Спуск
420
прибора-датчика в скважину осуществляется на трехжильном
каротажном кабеле при помощи каротажной портативной
лебедки.
На рис. 211 показана измерительная часть инклинометра ИГ-70,
погружаемая в скважину.
Большинство инклинометров, имея связь с поверхностью или
фиксируя показания датчиков на пленке, позволяют производить
измерения на всем интервале ствола за один цикл спуска (подъ-
ема) инклинометра.
Для оперативного (непосредственно самой буровой бригадой)
измерения зенитного и азимутального углов наклонных, горизон-
тальных и восстающих скважин диаметром до 46 мм и глубиной
до 1500 м, пробуренных в слабомагйитных породах, ВИТРом раз-
работан одноточечный инклинометр ОК-40У. Спуск и подъем ин-
клинометра в наклонных скважинах осуществляется с помощью
специальной лебедки, а в горизонтальные и восстающие скважины
инклинометр доставляется колонной бурильных труб. В состав
колонны вслед за прибором включается 4—5 труб из немагнитного
материала. Применение инклинометра ОК.-40У целесообразно
при направленном и многоствольном бурении.
Иногда при отсутствии инклинометров, соответствующих имею-
щимся геолого-техническим условиям, применяются косвенные ме-
тоды определения азимутальных углов. Применяются метод ориен-
тации с поверхности, или ориентированный спуск колонны бу-
рильных труб, и метод последовательных ходов, которые позво-
ляют получить относительно достоверные результаты при отсут-
ствии интенсивного кручения ствола. Сущность этих методов можно
представить следующим образом. Пусть на всей длине бурильной
колонны, оснащенной прибором с плавиковой кислотой, имеется
образующая, расположенная в одной плоскости. Эта образующая
на каком-либо участке ствола или на поверхности ориентирована
в известном нам заранее направлении, например — на север.
Если бурильная колонна не закручена, то можно предположить,
что направление ориентированной образующей не изменилось и
в точке замера. Тогда, зная положение плоскости искривления по
отпечатку уровня жидкости и направление оси ствола, можно опре-
делить угол, лежащий в горизонтальной плоскости отпечатка
между ориентированным, в нашем примере — на север, направле-
нием и проекцией оси скважины на горизонтальную плоскость.
Этот угол и будет азимутом ствола скважины в точке замера. Ориен-
тируемая на какое-либо заранее известное направление обра-
зующая или непосредственно нанесена на весь бурильный вал,
или переносится от измерительного прибора до поверхности с по-
мощью различных вспомогательных методов — метода оптической
ориентации, метода меток и т. п.
421
Глава 7
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
МНОГОСТВОЛЬНОГО БУРЕНИЯ
Многоствольное бурение повышает качество разведочных ра-
бот, позволяет ускорить сроки разведки и снизить стоимость раз-
веданных запасов полезного ископаемого благодаря сокращению
объема бурения, вспомогательных работ (монтаж, перевозка обору-
дования и др.). Кроме того, при многоствольном бурении значи-
тельно уменьшается расход обсадных труб.
Но не всегда этот способ экономически целесообразен и ускоряет
сроки разведки. Иногда проходка дополнительного ствола вызы-
вает много затрат и приводит к снижению технической и коммер-
ческой скоростей бурения по сравнению со скоростями по основ-
ному стволу в том же интервале.
Успешное применение многоствольного бурения возможно
лишь при условии предварительного изучения причин и законо-
мерностей естественного искривления скважин на объекте разведки.
Это необходимо для лучшего выбора глубин заложения дополни-
тельных стволов, предназначенных для подсечения залежи на за-
данном расстоянии от основных стволов.
Экономическая эффективность проходки многоствольных сква-
жин выявляется путем анализа и сравнения затрат рабочего вре-
мени по операциям для основных и дополнительных стволов.
В качестве характерных технико-экономических показателей
принимаются техническая и коммерческая скорости проходки,
сокращение объема при многоствольном бурении скважин' и общие
стоимости буровых работ при обычном^и многоствольном вариан-
тах.
F Наибольший экономический эффект обеспечивается при глу-
боком бурении на крутопадающие рудные тела в структурно-гео-
логических условиях, способствующих интенсивному естествен-
ному выполаживанию скважин.
Именно в этих условиях достигается большое снижение объема
буровых скважин.
Рассмотрим вкратце экономическую эффективность много-
ствольного бурения.
Пусть Lo — общий объем бурения обычных скважин, м; А —
средняя производительность бурения обычных разведочных сква-
жин, м/смену; р — стоимость 1 ст.-смены, руб.; В — стоимость
одного монтажа, демонтажа и перевозки оборудования, руб.;
т — количество монтажных и демонтажных работ; С — стоимость
строительства электропередач, водопроводов, подъездных путей
и т. п. к одной буровой вышке, руб. Тогда стоимость бурения всех
скважин при обычной методике буровых работ будет
5 = р^ + (В + С)т, руб. (191)
/1
422
| При многоствольном бурении объем LM скважин сокращается,
но обычно сменная производительность Лм несколько снижается
(на 15—20%). Сокращается и число точек бурения тм.
Кроме того, возникают дополнительные затраты на средства
Искусственного искривления.
Пусть D — стоимость всех затрат на одно направленное искрив-
ление (руб.), включая стоимость средств отклонения и другие
Затраты; К — число искривлений.
Примем, что стоимость 1 ст.-смены остается неизменной. Тогда
стоимость направленного многоствольного бурения будет
«м = Р ~~ + (В + С) т + DK, руб. (192)
Многоствольное бурение следует производить, если S > SK.
Экономический эффект от внедрения многоствольного бурения
будет
3 = S —SM, руб. (193)
Анализ экономической эффективности многоствольного разве-
дочного бурения показывает, что при бурении неглубоких сква-
жин (до 250 м) многоствольное бурение обычно невыгодно. Наобо-
рот', при глубоком бурении, когда длинный основной ствол обслу-
живает несколько ответвлений на значительной глубине, много-
ствольное бурение дает большую экономию.
Совершенствование направленного и многоствольного бурения
должно идти по пути:
а) качественного заводского изготовления применяемых в на-
стоящее время наиболее работоспособных технических средств
направленного бурения и в том числе: специального породоразру-
шающего инструмента и надежных забойных ориентаторов;
б) разработки технологических карт бурения направленных
скважин в различных геологических условиях;
в) разработки методики разведки месторождений, основанной
на бурении многоствольных скважин.
Часть VI
УДАРНО-КАНАТНОЕ БУРЕНИЕ
Глава 1
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УДАРНО-
КАНАТНОМ БУРЕНИИ
§ 1. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
Ударно-канатное бурение применяется при: 1) проходке раз-
ведочных и эксплуатационных скважин на воду; 2) глубинном осу-
шении обводненных месторождений полезных ископаемых путем
спуска воды в нижележащие водопоглощающие горизонты; 3) раз-
ведке россыпных месторождений и мелковкрапленных руд; 4) ин-
женерно-геологических исследованиях; 5) бурении взрывных сква-
жин при разработке открытым способом месторождений полезных
ископаемых; 6) бурении технических скважин для замораживания
водоносных грунтов, бетонных свай, вентиляции горных вырабо-
ток, прокладки в подземные выработки электрических кабелей,
водопроводов, воздухопроводов и т. п.
Диаметры скважин от 148 до 850 мм. Глубина скважин обычно
не превышает 500 м. Наиболее часто глубины скважин 100—
150 м.
§ 2. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА
УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ (РИС. 212)
Разрушение породы забоя осуществляется буровым снарядом,
состоящим из долота /, ударной штанги 2, раздвижной штанги <9,
канатного замка 4 и стального каната 5. Канат одним концом за-
крепляется на инструментальном барабане 13, огибает направляю-
щий ролик 12, оттяжной ролик 10 балансированной рамы 11, ин-
струментальный ролик 7 на мачте 9 и вторым своим концом соеди-
няется с канатным замком 4. Вращение от главного вала 15 станка
через пару зубчатых колес передается кривошипу 17. Палец 18
кривошипа шарнирно соединен с шатуном 19, на другом конце
которого шарнирно закреплена оттяжная рама И. При вращении
кривошипа шатун 19 будет передвигать оттяжной ролик 10 по
дуге, радиус R которой равен длине балансирной рамы 11. При
нижнем положении пальца кривошипа 18 и оттяжного ролика 10
долото будет приподнято над забоем. При перемещении пальца
кривошипа и оттяжного ролика из нижнего положения в верхнее
долото в конце хода ударится о забой. При этом в момент удара
раздвижная штанга 3 предоставит возможность оттяжному ролику
424
10 достигнуть своего верхнего положения. Вследствие упругих
свойств стального каната и особой конструкции канатного замка
долото после каждого
удара поворачивается на некоторый угол,
что обеспечивает получение сква-
жины круглого сечения. Для обра-
зования слоя сколотой породы по
всей площади забоя долоту надо
произвести несколько^ударов. После
углубления скважины на 0,3—0,6 м,
когда долото начнет вязнуть в раз-
рушенной породе и скорость буре-
ния упадет, буровой снаряд под-
нимают из скважины и в нее спу-
/7 IE
Рис. 212. Принципиальная схема ударно-канат-
ного бурения
скают желонку 14 на канате 6, который под действием веса
желонки сматывается с желоночного барабана 20 станка через
ролик 7а. Желонка представляет собой полый цилиндр с клапаном
на нижнем конце. Если забой находится в сухих породах, то в сква-
жину наливают воду в таком количестве, чтобы на забое образо-
вался столб воды высотой, равной длине желонки. После спуска
желонки от главного вала станка включают желоночный барабан
^25
для подъема желонки на высоту 0,5—0,7 м, а затем сбрасывают же-
лонку, производя ею от 10 до 15 ударов по забою. Иод действием
этих ударов суспензия из разрушенной породы и воды, приподни-
мая клапан, заполнит желонку. Производя два-четыре спуско-
подъема желонки, забой очищают от разрушенной
канат
6 1
породы и вновь спускают буровой снаряд, приторма-
живая его от быстрого падения тормозом. После
спуска бурового снаряда включают ударный меха-
низм и продолжают углубление забоя. Частота уда-
ров долота составляет от 40 до 50 в 1 мин. Высоту h
падения ударного долота изменяют в зависимости от
крепости пород и глубины скважины в преде-
лах 0,3—1,1 м путем перестановки и закрепления
пальца 18 в одном из отверстий на кривошипе 17
ближе или дальше от центра вала 16.
§ 3. ОСНОВНЫЕ ГРУППЫ ИНСТРУМЕНТОВ
И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ
Инструменты и приспособления, применяемые
при ударноканатном бурении, разделяются на три
группы:
1. Буровые технологические инструменты, пред-
назначенные для разрушения проходимых пород
и извлечения выбуренной породы. Сюда же относятся
инструментальные ключи, которые служат для за-
винчивания или развинчивания бурового снаряда.
Буровым снарядом (рис. 213) называется набор
технологического инструмента, соединенного в опре-
деленной последовательности.
2. Инструменты и приспособления для обсадки
и извлечения труб с целью крепления стенок сква-
жины.
3 Ловильные (аварийные) инструменты, предна-
значенные для ликвидации аварий.
В СССР технологические инструменты для ударно-
канатного бурения изготовляют по двум стандартам:
для бурения на воду и для других целей — по
техническим условиям ТУ 24-8-505-75 «Инструмент
буровой к станкам ударно-канатного бурения», для
разведки россыпных месторождений — по отрасле-
вым стандартам от ОСТ 41-102-75 до ОСТ 41-107-75
Рис. 213. Буровой снаряд для ударно-канатиого бурения
426
Министерства геологии СССР на буровой инструмент для
ударно-канатного бурения. Эти отраслевые стандарты отли-
чаются меньшим набором инструментов по диаметрам и не-
которыми конструктивными особенностями.
Глава 2
БУРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
ДЛЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
§ 1. РЕЗЬБОВЫЕ КОНУСНЫЕ
ЗАМКОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ
Отдельные детали бурового снаряда соединяются между собой
при помощи резьбового замкового соединения (см. рис. 213).
Имеется несколько номинальных (условных) размеров замко-
вой резьбы, у которой диаметры нижнего и верхнего оснований
резьбового конуса приближенно исчисляются в дюймах. С увели-
чением диаметра скважины увеличиваются размеры деталей буро-
вого снаряда и номинальный размер конусных замковых соедине-
ний. Резьба всех конусных замковых соединений — правая. Ко-
нусность резьбы 1 : 4, шаг — 3,629 мм, число ниток на 25,4 мм—7,
Надежная работа бурового снаряда зависит от прочности резь-
бового соединения. Замковая резьба должна обеспечивать такое
соединение, при котором вся ударная нагрузка передается только
на кольцевые поверхности стыков бурового снаряда, а сама резьба
должна обеспечивать плотность соединения. Зазоров в торцах ко-
нусных соединений не должно быть. При перевозке и хранении
инструмента замковая резьба должна быть очищена и смазана гу-
стой смазкой. На наружный конус навинчивается предохранитель-
ный колпак, а во внутренний конус ввинчена предохранительная
пробка.
§ 2. ДОЛОТА УДАРНЫЕ
Ударное долото (см. рис. 213) состоит из резьбового конуса 1,
кольцевых конических выточек 2 для захвата долота плашками
ловильника (шлипса), шейки 3 с плоскостями для наложения клю-
чей, лопасти 4, боковых ребер 5, служащих для округления стенок
скважины, клинообразных щек 6 и закаленного лезвия 7. Кольце-
вые конические выточки имеются для той же цели и на других
деталях, входящих в состав бурового снаряда. Долота ударные
изготовляют литые, штампованные и кованные из инструменталь-
ной стали марки У7 (содержание углерода 0,7%) и подвергают
механической и термической обработке. В зависимости от крепости
пород клинообразным щекам долота придают различный двугран-
ный угол: для мягких пород 70—80°, для пород средней твердости
427
90—110°, для твердых пород и валунно-галечниковых отложений
110—130°. Долота для ударно-канатного бурения изготовляют пло-
ские, двутавровые, округляющие крестовые (рис. 214, а, б, в, г).
Тип долота выбирают в зависимости от свойств проходимых пород.
Рис. 214. Долота для бурения гидрогеологических скважин.
а — плоское; б — двутавровое; в — округляющее; г — крестовое
Долота плоские (см. рис. 214, а) применяют для бурения в мяг-
ких породах.
Долота двутавровые (см. рис. 214, б) применяют для бурения
в вязких породах средней крепости (вязкие глины, известняки).
С целью устранения трения боковых ребер о вязкую породу они
расположены к вертикали под углом 7°. Боковые ребра образуют
лопастью долота двутавровое сечение.
428
Долота округляющие (см. рис. 214, в) применяют при прохбдкё
твердых пород, а также трещиноватых и валунно-галечниковых
отложений. Особенностью этих долот являются широкие боковые
ребра, обеспечивающие округление стенок скважины.
Долота крестовые (см. рис. 214, г) применяют для бурения в тре-
щиноватых породах. Крестообразное основание препятствует за-
клиниванию долота в крупных трещинах.
Долота ударные для разведки россыпных месторождений диа-
метром 140 и 190 мм по ОСТ 41-103-75 должны изготовляться сле-
дующих типов: 1) долота плоские типа ДП (рис. 215, а) —для
Рис. 215. Долота для бурения скважин при разведке россыпных месторож-
дений по ОСТ 41-103-75:
а — плоское типа ДП и облегченное типа ДПО; б — двутавровое типа ДД; в —
крестовое типа ДК: г — округляющее типа ДО
бурения в средних по твердости нетрещиноватых породах без
твердых включений; 2) долота плоские облегченные типа ДПО
(см. рис. 215, б)—для бурения в мягких породах; 3) долота
двутавровые типа ДД (рис. 215, в) — в вязких породах; 4) долота
крестовые типа ДК (рис. 215, а) — в твердых трещиноватых поро-
дах и валунно-галечниковых отложениях; 5) долота округляющие
типа ДО (рис. 215, д) — в твердых трещиноватых породах.
§ 3. ШТАНГИ УДАРНЫЕ (см. рис. 213)
Эти штанги применяют для увеличения веса бурового снаряда
и для предупреждения искривления скважины. Штанги ударные
изготовляют гладкоствольные, имеющие преимущественное рас-
пространение, и облегченные уменьшенного диаметра с высажен-
ными наружу концами, применяемые, когда требуется уменьшить
вес бурового снаряда при сохранении его длины. Ударные штанги
изготовляют из стали круглого сечения Ст.5 (содержание углерода
0,05%), достаточно прочной и пластичной.
429
Таблица 46
Размеры штанг ударных по ОСТ 41-104—73
Условные размеры резьбы TDt мм L, мм Масса, кг
мм дюймы
50X76 2X3 но 4000 295
69X95 2»/4Х33/4 140 2000 232
69X95 2э/4Х33/4 140 4000 464
69X95 23/4Х33/4 150 2700 350
Штанги ударные при разведке россыпных месторождений по
ОСТ 41-104—75 (см. рис. 213) имеют размеры и массу, указанные
в табл. 46.
§ 4. ШТАНГИ РАЗДВИЖНЫЕ (НОЖНИЦЫ ИЛИ ЯССЫ)
Раздвижная штанга размещается между канатным замком и
штангой ударной (см. рис. 213) и представляет собой два замкну-
тых звена, скользящих одно в другом с величиной хода 250 мм.
В момент удара долота о забой верхнее звено опускается вниз по
отношению к нижнему звену. При подъеме инструмента верхнее
звено ударяет о нижнее звено, что облегчает отрыв инструмента
от забоя.
Канатный замок служит: 1) для соединения каната с буровым
инструментом; 2) для обеспечения поворота долота за счет сил
упругости стального каната.
Канатный замок состоит из корпуса 1 (рис. 216), имеющего
в нижнем конце внутреннюю конусную резьбу для соединения
с раздвижной штангой (см. рис. 213), втулки 2, в которой закреп-
ляется канат, и опорной шайбы 3, предохраняющей корпус от де-
формации (расклепывания) при ударах. На верхнем конце корпуса
имеются кольцевые выточки 4 для захвата замка в скважине с по-
мощью ловильника с плашками (см. рис. 213) в случае обрыва
каната. В средней части замок имеет квадратное сечение для наде-
вания инструментального ключа.
Для закрепления каната в канатном замке через центральное
отверстие корпуса /, шайбу 3 и втулку 2 протягивают стальной
канат, вытягивая его на 30 см из втулки наружу, конец каната
расчаливают на отдельные проволоки, которые очищаются от
грязи и ржавчины, вырезают пеньковый сердечник, загибают про-
волоки вверх так, чтобы конец образовал форму груши, затяги-
вают канат во втулку и заливают баббитом (сплав из олова, свинца
и сурьмы с температурой плавления 300—420q С) или цинком.
Втулка, с закрепленным канатом в замке должна иметь свободное
вращение и свободное вертикальное перемещение до упора в резь-
430
Рис. 216. Канатный
замок
бовой конус раздвижной штанги. Отверстия 5 служат для выпуска
жидкости, проникшей в канатный замок и препятствующей пере-
мещению втулки.
При падении долота канат растянут весом бурового снаряда
и ветви каната несколько раскручены. В момент удара долота о за-
бой втулка 2 (см. рис. 216) канатного замка по инерции опускается
вниз на величину своего хода. При этом вес буройого снаряда пере-
стает действовать на канат, и под влиянием упругости проволок
канат закручивается, поворачивая втул-
ку 2 в корпусе 1. При подъеме под
действием веса инструмента канат растя-
гивается, а ветви вновь раскручиваются.
Вследствие раскручивания ветвей канат
поворачивает подвешенный к нему буро-
вой снаряд на некоторый угол, при этом
угол поворота долота тем больше, чем
тяжелее буровой снаряд и чем тоньше
проволоки и длиннее канат.
Ключи инструментальные (рис. 217, а)
применяют для свинчивания и развинчи-
вания частей бурового снаряда с помощью
двух инструментальных ключей, обеспе-
чивая при этом развитие большого уси-
лия на конце рукоятки ключа. Поэтому
инструментальные ключи изготовляют
массивными и прочными. Для свободного
наложения ключа на квадратные вырезы
деталей бурового снаряда, ширина этих вырезов делается на 2—
2,5 мм меньше ширины А захватного углубления ключа.
Трещетка затяжная (рис. 217, б) применяется для свинчива-
ния и развинчивания деталей бурового снаряда с помощью ин-
струментальных ключей, обеспечивая при этом развитие большого
усилия на конце рукоятки ключа при затяжке резьбы до отказа.
Дугообразная зубчатая рейка 3 укрепляется на полу буровой сим-
метрично к оси скважины. На одном конце этой рейки имеется не-
подвижная опорная стойка 1. В подвижном башмаке 4 располо-
жена опора рычага 5, на малом плече которого шарнирно закреп-
лены две собачки. При приложении усилия к концу большого плеча
рычага 5 одна из собачек упирается в зуб рейки, другая в это время
скользит по ней, благодаря чему башмак 4 передвигается по зуб-
чатой рейке. При перемещении рычага в обратную сторону сраба-
тывает вторая собачка. Таким образом, при качании (вперед, на-
зад) рычага 5 башмак 4 все время движется в одном направлении,
поворачивая при этом ключ 2.
Для свинчивания резьбы один инструментальный ключ укла-
дывают на уровне пола и крюкообразпое углубление на головке
ключа (см. рис. 217, б) обхватывает квадратный вырез в нижней
части бурового снаряда, а конец ключа упирается в стойку 1.
431
Второй инструментальный ключ обхватывает квадратный вырез
в верхней части бурового снаряда, а конец упирается в подвижной
башмак 4. При перемещении подвижного башмака по зубцам дуго-
образной рейки 3 оба ключа сближаются и таким образом проис-
ходит свинчивание инструмента. Для развинчивания верхний
конец упирают в опорную стойку 1, а нижний — в башмак 4.
Перед свинчиванием инструмента наружную и внутреннюю
резьбы промывают бензином или керосином и смазывают тонким
а
Рис. 217. Инструмент для свинчивания и развинчивания деталей (частей)
бурового снаряда:
а — ключ инструментальный; б — трещетка затяжная; в — рычаг с цепью
слоем графитовой смазки или техническим вазелином. Рекомен-
дуется после свинчивания инструмента на стыках замковой резьбы
сделать зубилом небольшие вертикальные насечки. Это позволит
следить за состоянием резьбового соединения. Если риски не
совпадают — это значит, что замок не довинчен и его следует затя-
нуть до совпадения рисок. При разведке россыпных месторожде-
ний часто для свинчивания и развинчивания деталей бурового
снаряда применяется рычаг с цепью (рис. 217, в).
Желонки. Желонка предназначена для чистки скважины от
разрушенной породы, при наличии в скважине некоторого коли-
чества воды и для бурения в плывучих, сыпучих и рыхлых поро-
дах. При ударно-канатном бурении применяют желонки с плоским
одностворчатым клапаном, плоским двустворчатым клапаном,
полусферическим клапаном и поршневые.
432
Желонки с плоским одностворчатым клапаном (рис. 218, а)
состоят из трубы 2, верхний конец которой соединен с вилкой 1.
а нижний — заканчивается башмаком 6 с клапаном. Вилка 1 и
башмак 6 прикреплены к трубе 2 заклепками. На шарнире 3 укреп-
лен плоский клапан 5, опирающийся на реборду башмака. Стер-
жень 4 ограничивает открытие клапана, обеспечивая его закрытие
Рис. 218. Желонки для
чистки скважины:
а — с плоским клапаном н
резьбой под ловильную раздвиж-
ную штангу; б — то же, с дужкой;
в — желонка с полусферическим
клапаном; г — желонка поршневая
г
под действием собственного веса. Вилка 1 имеет конусную резьбу
для соединения с раздвижной штангой и канатным замком. Раз-
движную штангу применяют для выдергивания желонки из вязкого
грунта. Желонки этого типа изготовляют из труб диаметром 114,
168, 219 и 273 мм. Для работы желонкой без ее сочетания с раз-
движной штангой и канатным замком, вилку 1 заменяют дугой 7
(рис. 218, б), к которой подсоединяется канат с помощью коушей
и зажимов.
Для работы желонки необходимо наличие столба воды на забое
скважины высотой не менее длины желонки. Вода может быть
433
грунтовой или подлитой через устье скважины. Желонкой произ-
водят от 10 до 15 ударов по забою. При этом желонка заполняется
суспензией из раздробленной породы, смешанной с водой. Запол-
нение желонки происходит по закону сообщающихся сосудов.
При этом одним сосудом является буровая скважина, другим со-
судом — желонка. Плоский клапан, укрепленный на шарнире —
к башмаку, обеспечивает большое открытие отверстия и поэтому
дает возможность забирать с забоя скважины крупные куски по-
роды и гальку. Опоражнивание желонки производят через нижний
клапан путем надевания желонки на особый стержень, установ-
ленный в лотке, или через верхнее отверстие желонки путем ее
опрокидывания клапаном вверх.
Желонки большого диаметра изготовляются с двустворчатым
клапаном. Эти желонки готовятся из труб диаметром 324 , 377 и
426 мм.
Желонки со сферическим клапаном (рис. 218, в) обеспечивают
плотное закрытие сферического клапана 1 и применяются для взя-
тия разжиженных масс. Для лучшего взятия этой массы клапан
снабжен разрыхляющим языком 3. Опоражнивание желонки про-
изводится с помощью этого же языка, который, будучи поставлен
на дне лотка, приподнимает клапан и содержимое желонки выте-
кает через кольцевой зазор между клапаном и башмаком 2. Для
предотвращения проскакивания клапана внутрь желонки в языке
имеется ограничитель 4.
Желонки поршневые (рис. 218, а) предназначены для взятия из
скважины плывучих и сыпучих песков. Желонка состоит из трубы
10, к нижнему концу которой на заклепках прикреплен башмак 1
с плоским клапаном 2 на шарнире 3. Башмак в своей нижней части
имеет выемки для прохода породы со стороны. Выше башмака
расположен поршень 4 со штоком. Поршень имеет ребра для проч-
ности, центральное отверстие для соединения с нижним концом
штока 7 и ряд отверстий для пропуска жидкой массы. Эти отвер-
стия перекрываются клапаном 5 из кожи или резины, удерживае-
мым сверху коническим кольцом 6. Шток поршня состоит из двух
частей 7 и 8, взаимно соединенных шарниром. Нижний шток соеди-
нен с поршнем 4, а верхний шток 8 проходит через поперечину 11
и кольцом 12 соединяется с канатом.
При спуске желонки шарнир штока упирается в поперечину 11
и поршень 4 находится в верхнем положении. Когда башмак же-
лонки достигает забоя, поршень, опускаясь, совершает холостой
ход. При этом разжиженная масса, заполняющая желонку, про-
ходит через клапан 5. При подъеме прежде всего поднимается пор-
шень. Имеющиеся в поршне отверстия под давлением вышележа-
щей жидкости перекрываются резиновым клапаном 5. При этом
в желонке образуется вакуум. Разжиженная масса приподнимает
нижний клапан 2 и устремляется в полость желонки. Когда шар-
нир штока поршня достигнет поперечины 11, при дальнейшем подъ-
еме произойдет отрыв башмака от забоя. После подъема желонку
434
может полностью
Рис. 219. Расши-
ритель
СТайяТ Па дно лотка и канат ослабляют. Благодаря наличию шар-
нира в штоке верхнюю часть штока совместно с поперечиной 11
поворачивают вокруг оси поперечины, после чего желонку опро-
кидывают вверх нижним концом. Содержимое желонки вытекает
через боковые отверстия 9. Поршневая желонка
очищать забой, поэтому ее применяют при
разведке россыпных месторождений золота.
Расширитель предназначен для расши-
рения скважины с целью спуска колонны
обсадных труб в расширенное пространство.
Расширитель (рис. 219) состоит из цилинд-
рического корпуса 1, снабженного на концах
конической резьбой: на верхнем конце на-
ружная, а на нижнем внутренняя. Ниже
верхнего резьбового конца и выше нижнего
имеются квадратные вырезы для инструмен-
тальных ключей. В средней части расши-
рителя имеется сквозное окно, в котором
на одной оси 3 укреплены два резца 4. Выше
резцов устанавливается сменный сухарь 2,
воспринимающий удары при работе резцов
и предохраняющий корпус расширителя от
смятия. Ниже резцов помещается опорный
стержень 5, нижний конец которого входит
в цилиндрический канал и упирается в пру-
жину 6. Пружина удерживается гайкой 7,
имеющей квадратное отверстие под торцевой
ключ. Для лучшего округления скважины
резцы 4 имеют уширенные режущие кромки
по дуге круга, диаметром требуемого для
расширения.
Расширитель размещается между долотом
и ударной штангой. В устье скважины рас-
ширитель заводится в обсадные трубы со
сложенными резцами. Пружина 6 при этом сжимается. Когда же
расширитель выходит из-под башмака, пружина разжимается, на-
давливает на стержень 5, резцы раскрываются и производят ска-
лывание породы при сбрасывании расширителя. Для обеспечения
полного раскрытия резцов колонну обсадных труб несколько при-
поднимают вверх, и тогда резцы входят в пространство, образован-
ное в породе башмаком труб. С этого места и производится даль-
нейшее расширение. Резцы изготовляют из той же стали, что и до-
лота. После срабатывания резцов 4 и сухаря 2 их заменяют новыми.
Стальные канаты. При ударно-канатном бурении применяют
канаты трех назначений: инструментальный — для соединения
в канатном замке с буровым снарядом, желоночный — для соеди-
нения с желонкой и талевой — для обслуживания талевой системы
с целью спуска и подъема обсадных труб.
435
При ударно-канатном бурении стальные канаты подбирают по
ГОСТ 3071—74.
Инструментальные канаты должны раскручиваться под на-
грузкой и скручиваться после ее снятия. Этим требованиям отве-
чают канаты прямой свивки, при которой направление витков про-
волоки в прядях совпадает с направлением свивки прядей. В про-
цессе ударно-канатного бурения буровой снаряд после каждого
удара о забой поворачивается вправо. Поэтому инструментальные
канаты применяют прямой левой свивки. Применение каната левой
свивки препятствует самопроизвольному развинчиванию инстру-
мента.
Инструментальные канаты имеют диаметр от 17,5 до 25 мм и
более. Диаметр каната определяют по разрывному усилию Р
в прямом канате, указанному в ГОСТе. Разрывное усилие Р опре-
деляют по формуле
P = Qkm, Н, (194)
где Q — вес бурового снаряда, Н; k = 1,5 — коэффициент при-
хвата бурового снаряда в скважине; т — 8—10 — запас прочности
для инструментального каната, учитывающий динамические на-
грузки.
Желоночные и талевые канаты применяют крестовой свивки
с правым или левым направлением прядей в канате. При расчете
талевого каната принимают запас прочности т = 6.
Глава 3
ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И ПРИНАДЛЕЖНОСТИ
К НИМ
§ 1. ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ
При ударно-канатном бурении для крепления стенок скважины
в неустойчивых породах, а также для изоляции (перекрытия) водо-
носных горизонтов с разным химическим составом вод применяют
стальные обсадные трубы, соединяемые муфтами, применяемые
также при роторном бурении. Обсадные трубы муфтового типа
обычно имеют длину 9—13 м. На одном конце трубы навинчена
муфта, а на резьбу другого конца — предохранительное кольцо.
Трубы спускают в скважину муфтами вверх. Для ударно-канат-
ного бурения при забивке обсадных труб боем необходимо приме-
нять короткие трубы (/ = 2—3 м).
Для крепления стенок скважины в несложных геологических
условиях с целью облегчения веса следует применять трубы с ми-
нимальной толщиной стенки.
Для того чтобы колонна труб следующего диаметра свободно
проходила в колонну труб предыдущего диаметра, следует обтачи-
вать муфты.
436
При бурении скваЖип больших Диаметров применяют стальные
трубы по ГОСТ 10706—76 диаметром 426—1420 мм с толщиной
стенок 5—14 мм. Соединение труб между собой осуществляется
сваркой.
Рис. 220. Детали для забивания обсадных труб:
а — головка забивная резьбовая; б — то же, многоступенчатая; в — груз забив-
ной; г — забивной снаряд в собранном виде
При бурении скважин на агрессивные воды применяют асбесто-
цементные и полиэтиленовые трубы. Эти трубы не подвержены кор-
розии.
Асбестоцементные трубы предназначены для водопроводов с ра-
бочим (избыточным по сравнению с атмосферным) давлением 0,3;
0,6; 0,9 и 1,2 МПа. В соответствии с величиной рабочего давления
водопроводные трубы (ВТ) выпускаются четырех марок: ВТ-3;
ВТ-6; ВТ-9 и ВТ-12. Трубы марки ВТ-12 имеют внутренний диа-
метр 135—356 мм при толщине стенки 17—36 мм. Длина этих
437
труб 3—4 м. Трубы на концах имеют наружную крупную резьбу
(2 или 3 нитки на длине 25,4 мм) и соединяются муфтами стальными,
чугунными или асбестоцементными. Недостатки асбестоцементных
труб: непригодность для забивки или посадки расхаживанием,
большая толщина стенки, хрупкость и ограниченная прочность на
гидравлический напор (не более 1,2 МПа).
Полиэтиленовые трубы изготовляются в соответствии с техни-
ческими условиями
Рис. 221. Штанга
выбивная
МРТУ-6 № 05-917—63 «Трубы из полиэти-
лена высокой плотности ПВП» и МРТУ-6
№ 05-918—63 «Трубы из полиэтилена низ-
кой плотности ПНП». Наружный диаметр
труб ПНП 63—315 мм с толщиной стенки 3—
14,5 мм. Длина труб 6—8 м. Полиэтиленовые
трубы соединяются сваркой встык.
Башмаки забивные для обсадных труб
предназначены для предохранения нижнего
конца обсадных труб от смятия при забива-
нии их снарядом, а также для расширения
и выравнивания стенок скважины от вы-
ступающих кусков породы и облегчения
спуска труб.
Головки забивные служат для предохра-
нения верхнего конца обсадных труб от
смятия при забивании труб в скважину. Заби-
вные головки бывают резьбовые (рис. 220, а)—
для труб одного диаметра и многоступенча-
тые (рис. 220, б) — в случае, когда одна
головка используется для обсадных труб не-
скольких смежных диаметров. Многоступен-
чатой головкой рекомендуется пользоваться
при соединении обсадных труб сваркой.
Груз забивной (рис. 220, в) предназначен
для забивания колонны обсадных труб уда-
рами по забивной головке. Нижняя хвостовая
часть груза служит для направления удара и двигается в отверстии
забивной головки. Верхний конец груза имеет коническую резьбу
для соединения с канатным замком. Масса забивного груза
около 1000 кг. Забивной снаряд в собранном виде показан на
рис. 220, г.
Для операций с обсадными трубами применяются элеваторы,
хомуты и домкраты, описанные ранее.
Ударный инструмент и обсадные трубы для ударно-канатного
бурения гидрогеологических скважин приведены в табл. 47.
Разведочные скважины после опробования ликвидируются,
при этом из них извлекаются обсадные трубы. При неглубоком
бурении трубы выбиваются с помощью штанги выбивной, изобра-
женной на рис. 221. Она состоит из собственно штанги 1 и массив-
ного кольца 2 и трубной головки 3, через центральный канал кото-
438
Таблица 47
Типовой набор бурового инструмента и обсадных труб для бурения
гидрогеологических скважин ударно-канатным способом
I. Обсадные трубы Наружный диаметр, мм 508 426 377 324 273 219 169
Рекомендуемая тол- 11 10,11 9, 10. 9, Ю, 7, 8, 7, 8, 7, 8,
щина стенки, мм Диаметр муфты, мм: 11 11 9, 10 9 9
стандартных Трубы сое- 451 402 351 298 245 188
диняют сваркой
обточенных — 440 390 340 287 238 184
II. Буровой ударный инструмент
Номинальный размер 4^4 х 6 4X5 4X5 3!/4Х Зх/4Х 23/ X 2X3
резьбы, дюймы, мм X4V4 X4V4 ХЗЧ
107Х 152 101Х 101Х 82 X 82 X 69X95 50X76
XI27 Х127 Х107 Х107
Долота ударные:
диаметр долота, 445 (495) 395 345 295 245 198 148
мм диаметр шейки, мм масса долота, кг: 220 188 188 165 165 140 112
двутаврового 320 (400) 250 188 120 93 70 45
округляющего 596 (700) 400 370 310 200 120 85
Ударная штанга:
диаметр, мм 220 188 188 185 165 140 112
длина, м 4,0; 2,0 6,0; 6,0; 6,0; 6,0; 6,0; 6,0,
4,0 4,0; 4,0; 4,0; 4,0; 4,0;
2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
масса ударной штанги длиной 4 м, кг 1120 845 845 600 600 465 305
Раздвижная штанга:
диаметр шейки, 220 188 188 165 165 140 112
мм
ход ножниц, мм 250 250 250 250 250 250 250
масса, кг 480 340 340 245 245 166 112
Канатный замок:
диаметр, мм 220 188 188 165 165 140 112
масса, кг 127 95 95 77 77 56 38
рой штанга проходит свободно. Головка завинчивается в муфту
извлекаемой колонны.
Штанга / соединяется с ножницами, выше которых располо-
жена ударная штанга, соединяемая замком с канатом. Регулируя
положение кольца 2 по отношению головки 3, ударным механиз-
мом приводят в движение штангу 1, которая ударами снизу по го-
ловке выбивает трубы; при этом по мере подъема труб из скважины
канат наматывается на барабан.
После того как при выбивании труб будут преодолены большие
усилия, дальнейший подъем производится с барабана станка с по-
мощью талевой системы.
439
Глава 4
СТАНКИ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
§ 1. БУРОВЫЕ СТАНКИ
Станки для удар но-канатного бурения имеют ударный механизм
и два или три барабана (инструментальный, желоночный и тале-
вый, последний не ставится на станках для разведки россыпей).
Ударный механизм и барабаны приводятся в движение от двига-
теля (внутреннего сгорания или электромотора) через трансмис-
сионный (главный) вал и передаточные звенья (зубчатые или цеп-
ные). Для спуско-подъема инструмента станки оснащаются мач-
тами, оборудованными роликами (инструментальным, желоноч-
ным, талевым).
Регулирование подачи снаряда на забой осуществляется с тор-
моза барабанов или с помощью червячной пары, придаваемой
к инструментальному барабану.
ГОСТом 20871—75 «Установки для бурения гидрогеологиче-
ских скважин» для ударно-канатного бурения предусмотрены сле-
дующие типы установок:
УГБ-ЗУК — установка гидрогеологического бурения третьего
класса ударно-канатным способом, являющаяся прототипом станка
УКС-22М2 (до 300 м);
УГБ-4УК — установка гидрогеологического бурения четвер-
того класса ударно-канатным способом, являющаяся прототипом
станка УКС-ЗОМ (до 500 м).
В основу технической характеристики установок УГБ-ЗУК
и УГБ-4УК положены номинальная (15 т) и максимальная (25 т)
грузоподъемность мачты и грузоподъемность барабанов (инстру-
ментального, желоночного, талевого), так как эти показатели
определяют глубину бурения при заданном диаметре сква-
жины.
На рис. 222 изображена схема одного из станков (УКС-22М),
широко применяемых при бурении гидрогеологических скважин.
Все механизмы стайка смонтированы на сварной основной
раме 8, установленной на пневматических скатах. Трансмиссион-
ный вал стайка 1 через клиноремениую передачу 2 приводится
в движение электромотором 3.
На трансмиссионном валу /, установленном на трех роликовых
подшипниках, посажены шкив клиноременной передачи и зубча-
тые колеса для привода в движение вала ударного механизма 5,
желоночного 6 и талевого 7 барабанов и цепная звездочка (z = 15)
для привода инструментального барабана.
Зубчатые колеса и цепная звездочка включаются в работу
через фрикционные муфты с помощью рычагов управления 22.
Ударный механизм состоит из качающейся оттяжной рамы 9,
имеющей направляющий 10а и оттяжной ролики 10. В колебатедь-
440
ное движение рама приводится двумя шатунами 23 через криво*
шипы от ударного вала 5.
Для увеличения хода оттяжного ролика при ударе и плавного
подъема снаряда после удара оттяжной ролик соединяется с рамой
через коромысло, снабженное рычажно-пружинным компенсато-
ром — амортизатором.
Для изменения величины хода оттяжного ролика в кривошипах
имеется несколько отверстий с разным расстоянием от оси вала,
в которые переставляются пальцы, соединяющие кривошипы с ша-
тунами 23.
Инструментальный барабан служит для спуска и подъема буро-
вого снаряда и регулирования его подачи на забой при долблении
при помощи тормоза или червячной пары со штурвалом.
Барабан состоит из стальной трубы с двумя ребордами, тормоз-
ной шайбы (шкива) и делительного диска, которым отделяется
рабочая часть каната от всего каната, намотанного на барабан.
На том же валу насажена звездочка (г = 65) цепного привода.
При перевозке станка мачта укладывается на раму станка в го-
ризонтальное положение. При работе мачта удерживается с по-
мощью трубчатых 15 и канатных растяжек 15а. Поднимается и опу-
скается мачта при помощи небольшой лебедки 18, приводимой
в движение от вала желоночного барабана и полиспаста 21. Ниж-
няя часть мачты опирается на почву через брус двумя винтами 20,
благодаря чему на раму станка передается только часть нагрузки
от мачты.
На верхней оси мачты вращаются ролики 11 для инструмен-
тального и желоночного канатов, на нижней оси мачты — ролики
12 для талевого каната. Обслуживание роликов производится
с площадки 13, для сообщения с которой на мачте имеется лест-
ница.
Для облегчения операций по подъему, уборке и свертыванию
тяжелых инструментов мачта имеет укосину 16 с цепной талью 17.
Для передвижения станков их рама устанавливается либо на
простом колесном (как в данном случае), либо на гусеничном ходу
(станки для бурения взрывных скважин) или на раме автомобилей;
в двух последних случаях станки являются самоходными.
В россыпных месторождениях золота получили применение
станки для ударно-канатного бурения УКС-22М2, БУ-20-2М и
«Амурец».
Буровой станок БУ-20-2М предназначен для бурения верти-
кальных скважин диаметром до 400 мм и глубиной до 200 м. Станок
установлен на гусеничном ходу и имеет электродвигатель мощ-
ностью 20 кВт, с приводом электроэнергии от воздушной линии
с помощью шлангового кабеля. Скорость передвижения станка:
самоходом 0,82 км/ч, на прицепе 5 км/ч. Имеется несколько моди-
фикаций этого станка с улучшенными эксплуатационными каче-
ствами, одна из них — станок марки БУ-20-2-VIII со значительно
расширенными гусеницами.
441
1170
Буровой ударно-канатный станок «Амурец» предназначен для
бурения вертикальных скважин глубиной до 100 м в породах раз-
личной крепости. Станок имеет приводной двигатель и установлен
на сварной раме саней.
В табл. 48 приводятся основные данные по технической и тех-
нологической характеристике ударно-канатных станков.
Рис. 222. Станок УКС-22М:
а — общий вид; б — кинематическая схема; 1 — главный трансмиссионный вал;
2 — клиноременная передача; 3 — электромотор; 4 — инструментальный барабан;
5 — кривошипный вал ударного механизма; 6 — желоночный барабан; 7 — талевый
барабан; 8 — основная рама; 9 — оттяжная рама; 10 — оттяжной ролик; 10а — направ-
ляющий ролик; 11 — инструментальный ролик; 12 — талевые ролики; 13 — площадка
для обслуживания роликов; 14 — мачта телескопическая; 15 — трубчатые растяжки
мачты; 15а — канатные растяжки; 16 — укосина; П — цепной подъемный механизм;
18 — лебедка ручная для подъема и опускания мачты; 19 — колеса; 20 — винты дом-
кратные; 21 — полиспаст; 22 — рычаг управления; 23 — шатуны; 24 — опора мачты
в транспортном положении
443
Таблица 48
Ударно-канатные станки
Марка станка
Показатели УГБ-ЗУК (УКС-22М) УГБ-4УК (УКС-ЗОМ) «Амурец-6» БУ-20-2М
Максимальная глубина бурения, м 300 500 100 200
Максимальный диаметр скважины, мм G00 900 150 406
Грузоподъемность барабана, кг: инструментального желоночного талевого 2000 1200 (1300) * 2000 (1500) 3200 (3000) * 2000 3200 (3000) 2000 500 1200 300
Число ударов бурового снаряда в 1 мин 40, 50 40, 50 58—60 50—52
Средняя скорость навивки канатов на бара- бан, м/с: инструментального желоночного талевого 1,0 (1,18—1,47) * 1,8 (1,26—1,8) 1,0 (0,8—1,0) 1,2 (1,1—1,42) * 1,6 (1,21—1,68) 1,2 (0,95—1,22) 0,4 1,5 1,4 2.1
Канатоемкость барабанов, м: 350 350 500 150 150
инструментального 500 150 150
желоночного талевого 135 210 —
Диаметр каната, м: 21,5 15,5 15,5 26 20 19
инструментального 17,5 8 12
желоночного талевого 21,5 —
Высота подъема бурового снаряда над забоем, мм: наибольшая наименьшая 800 (1000) * 500 (350) 800 (1000) * 500 550 250 700
Продолжение табл. 48
Марка станка
Показатели УГБ-ЗУК УГБ-4УК
(УКС-22М) (УКС-ЗОМ) «Амурец-6» БУ-20-2М
Регулировка высоты подъема бурового инстру- мента над забоем Перестановка пальцев шатунов в отверстиях ударног о механизма
Грузоподъемность мачты, т 12 25
Способ передвижения станка Колесный ход Самоходный
Мачта Высота мачты (в рабочем положении) от устья скважины до центра оси инструментального Телескопическаз 13 (12,5) г двухзвеньевая 16 Шестовая 8,1 гусеничный 11,7
ролика, м Двигатель Тип Мощность, кВт АО-73-6 92 Электродвигатель АО-93-8 Дизель 1710,5/13—24 Электродвигатель
Частота оборотов, об/мин Привод от двигателя 980 735 Клиноременный 10 л. с. 980 Плоским ремнем 20 Роликовой
Габаритные размеры в транспортном положе- цепью
нии, м:
Длина 8,5 10 4,72 11,2 2,62 3,4 10,7
ширина высота Масса станка с мачтой и двигателем, т 2,30 2,90 8,0 2,65 3,5 12,8 1,71 2,57 3,11
. ———-
§ 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЯ
ДЛЯ ПРИВОДА СТАНКА
В процессе бурения двигатель работает при спуско-подъеме-
бурового снаряда, обсадных труб и чистке скважин желонкой.
При этих процессах величина потребной мощности различна.
Мощность при работе ударным снарядом определяется_по фор-
муле
JV = ^,kBt, (195)
ЮООт]
где G — вес бурового снаряда с канатом, //; пср — средняя ско-
рость движения инструмента, м/с; k — коэффициент динамичности
(k = 1,3); 1] — общий к. п. д. механизма подъема и передачи от
вала двигателя (д = 0,75).
Средняя скорость движения инструмента
vcp=^.M/c, (196)
где S — ход оттяжного ролика; п — число ударов в 1 мин.
Принявг] = 0,75, k — 1,3, получим
GSn (1£7)
17 300’ ' '
Мощность при извлечении инструмента из скажины на инстру-
ментальном барабане
где пб — скорость навивки каната на барабан, м/с; 1,2 — коэффи-
циент сопротивления; т) г— общий к. п. д. механизма подъема и
передачи от вала двигателя (i]x = 0,75—0,8).
Глава 5
ТЕХНОЛОГИЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД
В табл. 49 дана классификация типичных представителей гор-
ных пород по буримости при ударно-механическом бурении для
гидрогеологических, инженерно-геологических и других целей
(исключая разведку россыпных месторождений).
Аналогичная классификация пород по буримости при ударно-
механическом бурении для разведки россыпных месторождений
предусматривает разделение пород по буримости на шесть катего-
рий.
446
Таблица 49
Категория
горных пород
по буримо-
сти
I
II
ш
IV
V
VI
VII
Типичные представители горных пород для каждой категории
(сокращенный перечень)
Торф и растительный слой без корней, рыхлые пески, лессовид-
ные суглинки
Рыхлые песчано-глинистые грунты с примесью (до 20%) мелкой
гальки и гравия. Глины пластичные, песчаные
Песчано-глинистые грунты со значительной (свыше 20%) с при-
месью щебня, гравия и мелкой гальки. Плотные глины и су-
глинки. Пески-плывуны, сухие пески. Лед чистый
Песчано-глинистые грунты с большим (свыше 30%) содержанием
гравия и гальки. Известняк-ракушечник. Каменная соль
Мелкий галечник без валунов. Песчаники на известковистом и
железистом цементе. Известняк, доломиты, мрамор
Крупный галечник с небольшим количеством мелких валунов.
Окварцованные сланцы, известняки и песчаники. Крупнозер-
нистые изверженные породы
Галечник с большим количеством крупных валунов. Кремнистые
сланцы, известняки и песчаники. Мелкозернистые извержен-
ные породы
§ 2. КОНСТРУКЦИЯ скважин
И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД
Геолого-технический наряд составляют перед началом бурения.
Конструкция скважины на воду зависит от глубины бурения,
конечного диаметра и числа промежуточных колонн обсадных
труб.
Глубина бурения зависит от глубины залегания и мощности
продуктивного водоносного горизонта, из которого намечается от-
качка воды.
Конечный диаметр скважины зависит от диаметра устанавли-
ваемого фильтра и габаритов водоподъемного оборудования (на-
соса, труб эрлифта), спускаемого в скважину для откачек, а по-
следние, в свою очередь, зависят от проектного дебита (произво-
дительности) скважины. Поэтому конструкцию скважины на воду
следует разрабатывать после расчета фильтра.
Число промежуточных колонн зависит от степени устойчивости
пород в проектном геологическом разрезе и от наличия водоносных
и водопоглощающих пород, находящихся выше продуктивного
горизонта, которые надо изолировать перекрытием колонной об-
садных труб. Величина выхода колонны из-под башмака преды-
дущей колонны при ударно-канатном бурении в рыхлых и мягких
породах принимают 30—50 м, а при бурении с расширителем
в устойчивых породах 100 м.
447
Геологе-технический наряд на бурение скважины состоит из
двух частей: геологической и технической.
Б геологической части указываются: мощность каждого слоя,
м и глубина залегания кровли и подошвы слоя, м; наименование
пород; категория пород по буримости; проектный статический и
динамический уровень.
В технической части указываются: проект конструкции сква-
жины с обозначением диаметра бурения, мм, наружного и внутрен-
него диаметра обсадных труб, мм; тип долота и желонки на данном
интервале бурения; вес снаряда, кге; число ударов снаряда в 1 мин;
высота падения долота; см; проходка за рейс; м и количество рей-
сов; подлив воды в литрах на 1 м проходки; глубины (от, до), на
которых проектируется обсадные трубы опускать принудительной
забивкой.
В начале геолого-технического наряда указывают способ бу-
рения, тип буровой установки, глубину бурения, назначение сква-
жины.
§ 3. ВЕС УДАРНОЙ ЧАСТИ СНАРЯДА
И ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ ВЕС ИНСТРУМЕНТА
Ударной частью бурового снаряда называется часть бурового
снаряда, принимающая непосредственное участие в ударе. Вес Qt
ударной части бурового снаряда равен
Qi — ?i + Уг + Уз + ~2~ 099)
где — вес долота; — вес расширителя (если он имеется
в комплекте); qa — вес ударной штанги; — qt — половина веса
раздвижной штанги, так как в ударе участвует только нижнее
звено раздвижной штанги.
Относительный вес инструмента q, определяется по формуле
у = QiH> Н/см, (200)
где — вес ударной части бурового снаряда, Н; I — длина лез-
вий долота и резцов расширителя, а при отсутствии расширителя
в комплекте — только длина лопастей долота.
Из формулы (200) следует, что вес ударной части инструмента
Q] равен
<21 = у/, Н, (201)
где q — относительный вес инструмента, Н/см, определенный для
данной категории пород по табл. 50.
Потребный вес qa ударной штанги определяем из уравнения
Уз = Qi — (У1 + Уз + 0,5у4), Н. (202)
По найденному весу ударной штанги выбирают ее диаметр и
длину (см. табл. 47).
448
Таблица 50
Характеристика пород Категория пород по буримости Относительный вес инструмента q, Н/см
Мягкие породы Породы средней твердости Крепкие породы Весьма крепкие породы I, II, III, IV V VI VII 150—300 300—400 400—500 550—800
Длина собранного снаряда принятого веса должна быть на
1—1,5 м короче рабочей высоты мачты. Диаметр ударной штанги
составляет 0,75—0,6 по отношению к диаметру скважины.
§ 4. ПОДГОТОВКА ПЛОЩАДКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ скважины
Площадка, на которой намечается бурение скважины, должна
быть горизонтальной и достаточной для размещения буровой уста-
новки и стеллажа для обсадных труб.
На площадке проходят шурф сечением 2X2 м и глубиной до
2 м. Назначение шурфа состоит в том, чтобы в нем разместить
муфты и хомуты всех колонн обсадных труб. На дне шурфа укла-
дывают балки-опоры под хомуты обсадных колонн и настилают пол.
Прежде всего устанавливают в шурфе направляющую трубу.
При помощи уровня или отвеса выверяют вертикальность этой
трубы. На уровне деревянного настила направляющую трубу за-
крепляют при помощи толстых досок с полукруглыми вырезами,
образующими отверстие, равное диаметру трубы. Внутрь направ-
ляющей трубы опускают подвешенный на инструментальном канате
забивной снаряд. Устанавливают на двигателе станка шкив, обес-
печивающий минимальное число ударов. Включают станок, заби-
вают трубу в грунт, постоянно проверяя ее вертикальность. Когда
погружение направляющей трубы прекратится, забивной снаряд
вынимают и приступают к извлечению грунта из направляющей
трубы, используя для этого буровой снаряд с долотом и желонку.
После чего забивание направляющей трубы продолжают до требуе-
мой глубины.
§ 5. ПАРАМЕТРЫ РЕЖИМА БУРЕНИЯ
Высоту удара долота изменяют в пределах 0,35—1,00 м пере-
становкой пальца кривошипа в одно из отверстий на кривошипе.
Для бурения крепких пород устанавливают верхний предел вы-
15 Б. И. Воздвиженский и др. 449
Соты удара (1 м), для бурения в мягких породах — более нижний
предел (0,5—0,35 м).
Число ударов долота в 1 мин на малых глубинах выбирают
максимальное, а именно 50 ударов в 1 мин, уменьшая его до 40
ударов с увеличением глубины скважины.
Бурение должно проводиться на натянутом канате, так как при
этом обеспечивается эффективная работа долота, сохраняется
прямизна оси скважины и предотвращаются развертывание ин-
струмента и обрывы каната.
При небольшой глубине скважины (до 100 м) число ударов 1 мии
можно определять без учета упругости каната по формуле
п — 0,12 УУ> (203)
где а0 — угол поворота пальца кривошипа от нижней до верхней
мертвых точек; Н — ход оттяжного ролика м; b — ускорение при
падении снаряда в шламовой среде (5—7 м/с2; чем тяжелее шлам,
тем меньше 6); k — коэффициент, характеризующий разницу
в углах поворота кривошипа на падение и подъем инструмента
(k 0,9—1).
Приа0 = 180°; k = 0,95; 6 = 6,25 м/с2; Н = 1,0 м п = 20
п — 20 У -6,р- = 50 удар/мин.
Проходка за рейс в крепких породах (VI—VII категорий по
буримости) составляет 0,3—0,5 м. Увеличение проходки за рейс по
сравнению с указанной приводит к снижению производительности
бурения, так как энергия падающего долота в этом случае расхо-
дуется на измельчение шлама. В мягких породах проходку за
рейс увеличивают до 0,9—1,0 м.
§ 6. ПЛОТНОСТЬ ПУЛЬПЫ И КОЛИЧЕСТВО ПОДЛИВАЕМОЙ
В СКВАЖИНУ воды
При объемной массе пород около 2,5 т/м3 рекомендуется под-
держивать плотность пульпы (смеси воды с частицами разрушен-
ной породы) около 1,5—1,7 кг/л, а высоту пульпы (при поднятом
инструменте) около 3—3,5 м. С целью уменьшения плотности
пульпы рекомендуется перед началом нового рейса доливать в сква-
жину следующее количество воды:
Номинальный диаметр скважины, мм 150 200 250
Количество доливаемой воды, л . . 20—30 30—50 50—70
§ 7. МЕТОДЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
Бурение в плывунах, когда скважина при проходке заплывает,
производят желонкой со сферическим или плоским клапаном и
с одновременным креплением стенок скважины обсадными тру-
450
бами. При этом башмак обсадных труб должен опережать забой.
Процесс бурения и крепления в плывунах должен быть непрерыв-
ным до полного перекрытия плывуна колонной обсадных труб,
иначе плывун под влиянием пластового давления будет подни-
маться вверх и заполнять ствол скважины. Для уменьшения
напора плывуна целесообразно ствол скважины заполнять
водой для создания противодавления. В процессе бурения
следует не допускать полного заполнения желонки, иначе плы-
вун, перебрасываемый через ее верхний край, вызовет прихват
желонки.
Бурение в песках производят желонкой с плоским клапаном.
Нельзя допускать выхода желонки ниже башмака труб более чем
на 2/3 ее длины, иначе желонка может быть прихвачена обвалив-
шимся песком. Крепление скважины обсадными трубами произ-
водится под действием их собственного веса одновременно с буре-
нием или забиванием после подъема желонки.
Бурение в глинах. Плотные глины разрыхляют плоским доло-
том на глубину 0,5—0,75 м, доливают 2—3 ведра воды и чистят
скважину желонкой с плоским клапаном. Суглинки супеси, лесс
можно бурить буровым стаканом. Некоторые глины обладают боль-
шой устойчивостью, и бурение в них ведут на глубину десятков
метров без крепления трубами.
Бурение в галечниках. Гальку и гравий можно успешно прохо-
дить, если в скважину подбрасывать жирную пластичную глину.
Бурение производят плоским долотом, которое раздробляет гальку,
смешивая ее с жирной глиной. В скважину доливают воду и очищают
забой желонкой с плоским клапаном. После очистки забоя желон-
кой производят закрепление ствола скважины" обсадными тру-
бами.
Бурение в валунных зонах производят снарядом с пирамидаль-
ным долотом, которое, концентрируя силу удара на малую пло-
щадь вершины пирамиды долота, развивает в валуне большое на-
пряжение, раздробляющее валун. Если между валунами имеются
пустоты и пирамидальное долото попадает в пространство между
валунами, то оно способно отодвинуть валун в сторону. Если та-
кого смещения валуна не наблюдается, то пустоты между валунами
рекомендуется заполнить жирной глиной, которая, смешиваясь
с раздробленными осколками валуна, облегчает очистку скважины
желонкой. Для разрушения либо для пробуривания ствола сква-
жины в валуне большого размера применяют округляющее долото,
а снаряд утяжеляют включением в него второй ударной штанги.
Для ускорения проходки крупных валунов применяют взрывные
работы. На время взрыва рекомендуется приподнять обсадные
трубы, чтобы их не повредить. После взрыва валун разраба-
тывают долотом и скважину очищают желонкой. Валунную
зону перекрывают обсадными трубами 'вслед за продвижением
забоя.
J5*
461
§ 8. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН КОЛОННОЙ ОБСАДНЫХ ТРУБ
С ПРИМЕНЕНИЕМ КОНУСНОГО БАШМАКА-РАСШИРИТЕЛЯ
И ТИКСОТРОПНОЙ ОБОЛОЧКИ
Тиксотропную оболочку изготовляют из порошка бентонито-
вой глины и обволакивают ею наружную поверхность колонны
обсадных труб, на нижний конец которой навинчен конический
ширитель
Рис. 223. Конструк-
ция скважины на воду,
пробуренной ударно-ка-
натным способом, с посад-
кой обсадных труб под
защитой тиксотропной
рубашки:
а— конструкция сква-
жины: 1 — настил; 2—при-
емный шурф; 3 — желоб;
4 — глиномешалка; 5 —
первая обсадная труба;
6 — стенка скважины; 7 —
обсадная колонна; 8—конус-
ный башмак; 9 — фильтро-
вая колонна; 10 — гравий-
ная обсыпка; 11 — башмак-
расширитель; 12—бентони-
товый раствор; 13 — окно
для перетока бентонитового
раствора из шурфа в затрубное пространство; 14 — тиксотропная
рубашка из бентонитового раствора; б — конусный башмак-рас-
башмак-расширитель. Тиксотропную оболочку на колонне обсад-
ных труб применяют при пересечении песчано-глинистых пород,
расположенных над водоносным горизонтом.
Основное достоинство тиксотропной оболочки на колонне об-
садных труб состоит в том, что она предотвращает обрушение сла-
боустойчивых стенок скважины, трение и захват породой обсадной
колонны, благодаря чему выход ее из-под башмака предыдущей
колонны увеличивается в 2—3 раза.
Технология бурения скважин с применением тиксотропной
оболочки состоит в следующем (рис. 223). В рыхлых и мягких пес-
452
чано-глинистых породах бурение начинают желонкой и производят
посадку боем направляющей трубы на глубину 15—25 м. Эта ко-
лонна вооружена снизу цилиндрическим забивным башмаком.
После окончания посадки направляющей трубы на заданную глу-
бину вокруг этой трубы вырывают шурф объемом 3—5 м3, имеющий
наклонное дно. К шурфу подводится желоб 3 от установленной
выше глиномешалки 4. На расстоянии около 35 см от дна шурфа
в колонне 5 прорезают четыре окна 13. Затем в колонну 5 опускают
следующую колонну обсадных труб 7, имеющую диаметр на 100 мм
меньше, чем первая направляющая колонна. Перед спуском на
нижнюю часть колонны 7 навинчивают конусный башмак-расши-
ритель (рис. 223, б).
В начале спуска колонны 7 на расширенную часть башмака
в кольцевой зазор между кондуктором и второй колонной забрасы-
вают вязкую жирную глину для образования вокруг конического
башмака глинистого кольцевого тампона высотой 0,5 м. После не-
которого углубления колонны 7 из глиномешалки 4 шурф запол-
няют тиксотропным глинистым раствором, который через окна 13 в
в направляющей трубе заполняет кольцевой зазор между направ-
ляющей трубой 5 и колонной 7.
Бурение скважины производят в плотных породах долотами
с последующей чисткой желонками, а в рыхлых породах только
желонкой. По мере углубления скважины производят одновре-
менную посадку труб. При этом тиксотропный раствор заполняет
кольцевой зазор между стенками скважины 6 и колонной 7, обра-
зуя вокруг труб тиксотропную оболочку, облегчающую посадку
труб. По мере углубления скважины в песках колонна 7 опускается
под влиянием собственного веса, срезая при этом башмаком коль-
цевой выступ, и расширяет скважину. В плотных глинах для сре-
зания ножевым кольцом башмака кольцевого уступа трубы погру-
жают боем. Однако и в этом случае наличие тиксотропной оболочки
облегчает посадку труб.
Во избежание кольматации водоносных песков тиксотропным
глинистым раствором колонну 7 останавливают в водоупорной
кровле продуктивного пласта. После этого в скважину опускают
фильтровую колонну 9 (рис. 223, а) с конусным башмаком-расши-
рителем 11. Диаметр фильтровой колонны при гравийной обсыпке
должен быть примерно на 150 мм меньше, чем предыдущей ко-
лонны 7. Посадка фильтровой колонны вместе с гравийной обсып-
кой в водоносном песке осуществляется параллельно с углубкой
скважины желонкой. Скважина углубляется несколько в почву
водоносного пласта для погружения отстойника, установленного
ниже проволочного фильтра.
Скважины, пробуренные ударно-канатным способом под за-
щитной тиксотропной оболочкой, отличались малым расходом об-
садных труб, бурились без аварий и дали более высокий дебит по
сравнению со скважинами, которые в тех же условиях бурились
роторным способом.
453
Глава 6
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
ПРИ УДАРНО-КАНАТНОМ БУРЕНИИ
В целях предупреждения прихватов инструмента, обрывов
каната, заклинивания долот и желоиок при бурении необходимо
систематически проверять:
1. Надежность закрепления резьбовых замков, в чем убеж-
даются по совпадению вертикальных меток на шейках замков соеди-
ненных инструментов.
2. Размеры длины лезвий долот и их боковых лезвий, качество
закалки и отсутствие трещин.
3. Состояние резьб замков и возможность натяга при соедине-
нии.
4. Исправное состояние ножниц, свободные, взаимные переме-
щения их звеньев и отсутствие в них трещин.
5. Свободное вращение втулки в канатном замке и исправное
состояние канатной груши в ней.
6. Состояние каната (без порванных проволок) и качество его
смазки.
7. Исправное состояние желонки ее корпуса, вилки и клапана.
Все спускаемые в скважину инструменты должны быть запи-
саны в журнале с указанием их размеров.
Ловильные инструменты при ударно-канатиом бурении обычно
спускаются в скважину на канате (рис. 224).
Для ловли оборвавшегося в скважине каната применяются од-
норогий или двурогий ерши.
Если инструмент прихвачен, то ловильный инструмент соби-
рают из ерша 1, ловильных ножниц 2 с большим ходом (до 1 м),
ударной штанги 3 и канатного замка 4 (рис. 224, а).
Ловильные ножницы облегчают выбивание захваченного ин-
струмента.
Канаторезка (рис. 224, б) служит для резки каната возле ка-
натного замка. Ее применяют в случае, когда захваченный в сква-
жине инструмент невозможно поднять имеющимся бурильным
канатом.
Канаторезка в нижней своей части несет обойму 1 с укреплен-
ным в ней резаком 2. При спуске канаторезки в скважину обойма
охватывает канат 3. При подъеме инструмента резак 2 врезается
в канат и перерезает его. Для облегчения этой операции канато-
резка соединяется с ловильными ножницами. При ударах вверх
верхнее звено ножниц ударяет по нижнему и облегчает внедрение
резака в канат.
Для ловли инструмента за канатный замок применяется шлипс
(рис. 224, в), состоящий из следующих основных деталей:
а) полого цилиндрического корпуса /, сверху снабженного
шейкой с конусной резьбой для соединения с ловильными ножни-
454
Рис. 224. Ловильный инструмент для
ударно-канатного бурения:
а — инструмент для ловли оборвавшего-
ся каната двурогим ершом; б — канаторезка;
в — шлипс для ловли за канатный замок;
г — шлипс для ловли за конусную резьбу; д —
боковое долото (шпод); е — вилка ловильная
цами; нижняя часть корпуса утолщена и имеет с внутренней сто-
роны конусную расточку; в цилиндрическом корпусе имеются два
продольных выреза;
б) двух зубчатых плашек 2, соединенных вилкообразной пру-
жиной 3, входящей в продольные вырезы.
Наружная поверхность плашек обработана по конусной поверх-
ности корпуса, а внутренняя имеет насечку.
£При опускании шлипса в скважину большого диаметра для удоб-
ства ловли к нему навинчивается снизу конусная направляющая
воронка 4.
Инструмент для ловли шлипсом собирают в следующем порядке:
шлипс, ловильные ножницы, ударная штанга, канатный замок.
Шлипс набивают на оставшийся в скважине канатный замок. Если
инструмент зажат в породе, его выбивают с помощью ловильных
ножниц.
Для ловли инструмента за конусную резьбу применяют шлипсы
с конусными плашками, имеющими нарезку, аналогичную нарезке
резьбового замка (рис. 224, г).
Боковые долота служат для обработки и выправления инстру-
ментов, завалившихся к стенкам скважины (рис. 224, д).
Для ловли оборвавшейся желонки за дужку служит ловильная
вилка с защелкой 1 (рис. 224, е). Защелка пропускает дужку же-
лонки, а затем подхватывает желонку за дужку.
При сложных авариях на небольших глубинах иногда бывает
целесообразно быстро ликвидировать скважину и начать рядом
бурить новую скважину.
Часть VII
СПЕЦИАЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ БУРЕНИИ
СКВАЖИН НА ВОДУ
Глава 1
ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯ
ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Скважины на воду бурятся в основном роторным способом,
реже ударно-канатным.
Мелкие скважины при благоприятных геологических условиях
могут буриться шнековыми станками. Гидрогеологические сква-
жины в крепких породах проходятся часто колонковым бурением.
Кроме того, при сложном геологическом разрезе, когда скважины
пересекают породы различных физико-механических свойств,
можно применять комбинированное бурение, проходя большую
часть скважины роторным бурением с применением глинистой про-
мывки, а после спуска и цементирования тампонажной колонны
вскрывать водоносный горизонт ударным способом без промывки.
Роторное бурение на воду рекомендуется применять при:
1) изучении гидрогеологии района;
2) наличии напорных водоносных горизонтов;
3) удобном снабжении буровых работ водой и глиной;
4) достаточно хорошем утеплении буровой установки в зимнее
время;
5) бурении скважин на воду глубиной свыше 100 м.
Ударно-канатное бурение при строительстве скважин на воду
целесообразно применять:
1) в районах со слабо изученной гидрогеологией;
2) при бурении на слабонапорные водоносные горизонты;
3) при бурении разбросанных единичных скважин, водо- и гли-
носнабжение которых затруднительно;
4) при бурении скважин больших диаметров (450-1500 мм и бо-
лее);
5) при бурении скважин глубиной не более 150 м.
Шнековый способ бурения применяют в благоприятных геологи-
ческих условиях при глубинах скважин не более 50н-60 м
При этом для посадки обсадных труб используют вибратор.
Опыт показывает, что при роторном бурении скважин на воду
скорость проходки значительно повышается по сравнению с удар-
но-канатным способом, сильно сокращается расход обсадных труб,
а стоимость работ снижается.
Но при роторном бурении с глинистой промывкой продуктив-
ный горизонт часто сильно глинизируется, поэтому много времени
<р7
и труда приходится затрачивать на разглинизацию водоносного
горизонта. Это особенно часто имеет место при вскрытии слабона-
порных водоносных горизонтов, сложенных мелкозернистыми пес-
ками.
Нередко водоносный горизонт, вскрытый с глинистой промыв-
кой, не может быть полностью разглинизирован, почему скважина
дает значительно меньший дебит, который вследствие кольмата-
ции фильтра в течение эксплуатации скважины быстро снижается.
Поэтому за последние годы велись исследования в следующих на-
правлениях:
1) разработка методов быстрой разглинизацпи прифильтровой
зоны;
2) отказ от глинистой промывки и переход на бурение с про-
мывкой скважины технической водой или безглинистыми буровыми
растворами.
Очень хорошие результаты были получены при роторном буре-
нии скважин большого диаметра (более 400 мм) с обратно-всасы-
вающей промывкой технической водой.
При этом способе бурения скважин и правильном оборудовании
фильтра с гравийной обсыпкой можно получить высокий дебит,
который очень медленно понижается. Роторное бурение с обратио-
всасывающей промывкой можно успешно применять только в мяг-
ких породах при глубинах скважин не более 100—150 м. Кроме
того, этот способ требует очень много воды и дает хорошие резуль-
таты только при скоростном бурении без простоев и нарушения
ритма углубки скважины. Поэтому ВСЕГИНГЕО и другие инсти-
туты вели и ведут большие исследовательские работы по изыска-
нию способов роторного бурения скважин с прямой промывкой без
применения глинистых растворов. Институт ВСЕГИНГЕО
(проф. Д. Н. Башкатов и др.) доказал, что роторным способом
можно бурить скважины с промывкой технической водой в слабо-
устойчивых породах, если в стволе скважины сверху иметь столб
воды на несколько метров выше статического уровня. Необходимо
только организовать долив воды через устье скважины во время
проведения СПО и других перерывов в процессе бурения. При
этом должны быть исключены всякие простои, нарушающие нор-
мальный ритм бурового процесса.
Экспериментально-исследовательские работы А. М. Коломоеца,
А. В. Панкова и других, проведенные под научным руководством
проф. Д. Н. Башкатова, показали:
1) добавка в воду гипана в количестве 1 --5% увеличивает вяз-
кость бурового раствора до 17—30 с по СПВ-5 соответственно;
2) водногипановый раствор (ВГР) увеличивает несущую спо-
собность бурового раствора в несколько раз;
3) температура замерзания ВГР снижается: а) для 1%-иого
раствора ВГР до 1,5° С; б) для 10%-ного раствора гипана в воде
до —6,5° С; в) добавка незначительного количества NaCl снижает
температуру замерзания ВГР до —1-. 9 QC;
458
4) при промывке ЁГР происходит надежная кольматация пеской
различного гранулометрического состава, снижающая поглощение
промывочной жидкости и придающая устойчивость стенкам сква-
жины. В то же время эта кольматация быстро ликвидируется при
прокачках;
5) ВГР является эффективным буровым раствором для вскры-
тия и освоения водоносных горизонтов в рыхлых, неустойчивых
породах, с коэффициентом фильтрации Дф до 35 м/сут и статиче-
ским уровнем, близким к нулю, что позволяет полностью отка-
заться при бурении неглубоких скважин от промывки глинистым
раствором. При этом сокращаются затраты времени на освоение
скважин в 5—10 раз, а удельные дебиты увеличиваются в 5—10 раз;
6) вскрытие водоносных пластов с промывкой ВГР можно про-
водить на форсированных режимах.
Но вскрытие водоносного (продуктивного) горизонта допу-
скается только после изоляции всех выше расположенных пори-
стых пластов, что достигается с помощью тампонирования сква-
жины.
Глава 2
ТАМПОНИРОВАНИЕ СКВАЖИН
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ ТАМПОНИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Тампонирование производят для разобщения и изоляции водо-
носных пластов с разным химическим составом (например, для изо-
ляции горько-соленой воды от питьевой), изоляции водоносных
пластов от нефтегазоносных, для производства
опытных нагнетаний воды в пористый пласт, для
защиты обсадных труб от коррозии минеральными
водами, для устранения циркуляции подземных
вод по стволу скважины при извлечении обсадных
труб и ее ликвидации.
Сущность тампонирования скважины с целью
разобщения вод состоит в следующем. Пусть
в проектном геологическом разрезе (рис. 225)
имеются пласт 3 с горько-соленой водой и пласт 5
с питьевой водой. Если вскрыть эти пласты
буровой скважиной, воды эти будут смешиваться.
Для устранения смешения вод различного хими-
Рис. 225.
Схема тампони-
ческого состава бурение прекращают в водо- рования буро-
непроницаемом пласте 4. В скважину опускают вой скважины
колонну обсадных труб 1 с герметичными сое-
динениями. Кольцевое пространство 2 между колонной обсад-
ных труб и стенками скважины на некоторую высоту там-
понируют, т. е. заполняют водонепроницаемым материалом
459
(глиной или цементом). Затем проверяют результат тампониро-
вания, т. е. выясняют, не поступает ли вода из вскрытого водо-
носного пласта 3 в скважину. Для этого очищают, а иногда и углуб-
ляют забой скважины, понижают откачкой уровень жидкости
в колонне ниже статического уровня воды в пласте 3 на несколько
метров. Если в течение суток уровень жидкости в колонне не под-
нялся, то считают водоносный пласт 3 изолированным. Об этом
составляют акт. Только после выполнения всех работ по тампони-
рованию пласта 3 приступают к вскрытию продуктивного пласта 5
долотом меньшего диаметра.
§ 2. ЗАДАВЛИВАНИЕ БАШМАКА ТРУБ В ВОДОУПОР
Этот способ применяется при наличии над продуктивным пла-
стом водоупорного пласта жирной глины мощностью не менее 2—
Рис. 226. Схема задавливания баш-
мака труб в глину давильными роли-
ками с применением талевой системы:
1 — кронблок; 2 — талевой блок;
3 — ходовой конец каната; 4 — неподвиж-
ный конец каната; 5 — ролики для измене-
ния направления каната; 6 — давильный
ролик; 7 — давильный канат; Р — натяже-
ние каната; R. — равнодействующая сила,
задавливающая колонну; А и В — реакции
опор (ног копра)
3 м, достаточной для задавли-
вания. Тампонирование зада-
вливанием башмака труб тем
надежнее, чем больше площадь
соприкосновения боковой по-
верхности башмака трубы с гли-
ной водоупора. Поэтому баш-
мак должен быть изготовлен
из толстостенной башмачной
трубы, наружный диаметр ко-
торой соответствует наружному
диаметру применяемых муфт.
При мелком бурении (до 50 м)
можно ограничиться длиной
башмака 0,5 м. При глубоком
бурении башмак должен иметь
длину 2—3 м. Для облегчения
задавливания башмака скважи-
ну предварительно углубляют
долотом меньшего диаметра на
длину башмака. Тогда при зада-
вливании башмак своим ниж-
ним лезвием будет срезать
кольцевую кромку глины и
сможет быть задавлен на тре-
буемую глубину. При ударно-
канатном бурении задавлива-
ние башмака труб в водоупор
производят ударами забивного
груза о забивную головку об-
садных труб. При вращательном бурении иногда задавливание
осуществляют давильными роликами с применением талевой си-
стемы (рис. 226).
460
§ 3. ТАМПОНИРОВАНИЕ ГЛИНОЙ С НИЖНЕЙ ПРОБКОЙ
Если водоупором является не глина, а другая водонепрони-
цаемая порода, то заполняют нижнюю часть скважины пластич-
ной глиной (рис. 227, а), в башмаке колонны устанавливают ниж-
Рис. 227. Тампонирование скважины глиной:
а — нижняя пробка при спуке; б — нижняя пробка в момент окончания заклини-
вания ее в обсадных трубах; в — нижняя пробка после извлечения монтажного стержня
и выдавливания глины в затрубное пространство; г — верхняя пробка в процессе выдав-
ливания глины в затрубное пространство; 1 — труба обсадная; 2 — хомут для труб;
3 — глниа; 4 — муфта; 5 — башмак; 6 — нижняя пробка; 7, 10 — краны; 8 — манометр;
9 — головка герметизирующая; 11 — вода; 12 — труба; 13 — плашки; 14 — стержни
шарнирные; 15 — пробка коническая; 16 — стержень
нюю пробку и при спуске труб выдавливают глину в затрубное
пространство. Для этого спуск труб останавливают на расстоянии
2—3 м от забоя для того, чтобы в скважине разместить требуемый
объем пластичной глины. Из густого глиняного теста приготовляют
шарики диаметром 5—6 см и просушивают их до образования твер-
же/
дой корки. Забрасывают глиняные шарики в скважину. При нали-
чии воды в трубах глубоких скважин глиняные шарики спускают
в желонках с откидным клапаном. На забое глиняные шарики
уплотняют трамбовкой. После введения глины на забой через ко-
лонну обсадных труб на трубах 12 или на канате спускают нижнюю
пробку, которая должна свободно проходить по трубам, а достиг-
нув низа башмака — заклиниваться. Самозаклинивающаяся ниж-
няя пробка состоит из деревянного конического корпуса 15 (см.
рис. 227, а), четырех деревянных плашек 13 с укрепленными на
них подпружиненными шарнирными стержнями 14 и тонкого сталь-
ного стержня 16. При спуске нижней пробки плашки 13 связывают
проволокой в верхней их части и располагают выше конической
пробки 15. При выходе пробки из труб шарнирные стержни 14 от-
кидываются в горизонтальное положение и этим препятствуют
перемещению плашек вверх (рис. 227, б). Затягивая коническую
пробку 15 между плашками 13, заклинивают нижнюю пробку
в башмаке обсадной колонны. Резким рывком труб 12 или каната,
на которых спущена пробка, разрывают монтажный стержень 16
в нижней его части в месте резьбы. Трубы или канат со стержнем
16 извлекают на поверхность земли. Колонну освобождают от
хомута 2. Под действием собственного веса колонны нижняя
пробка 6 (рис. 227, в) выдавит пластичную глину в затрубное про-
странство. Затем разбуривают деревянную пробку, очищают забой
и производят проверку результата тампонирования.
§ 4. тампонирование глиной
С ВЕРХНЕЙ ПРОБКОЙ
В отличие от предыдущего способа для закрытия колонны
снизу скважину загружают глиняными шариками с трамбованием
их до образования глиняной пробки в трубах высотой не менее
5—6 м от башмака. Заполняют колонну до устья водой или глини-
стым раствором. Проверяют герметичность созданной глиняной
пробки в трубах путем наблюдения за уровнем жидкости в трубах.
Убедившись в постоянстве уровня жидкости, на верх колонны на-
винчивают герметизирующую головку 9 (рис. 227, а). После запол-
нения колонны жидкостью закрывают краны 7 и 10 и колонну осво-
бождают от хомута 2. Под действием суммарного веса колонны и
жидкости колонна опускается, выдавливая глину в затрубное
пространство. Так как жидкость практически несжимаема, то роль
верхней пробки выполняет жидкость в колонне труб. Давление
жидкости в трубах, развиваемое при выдавливании глины, изме-
ряют манометром 8. После окончания тампонирования снижение
давления в трубах до атмосферного производят открытием крана 10.
После этого свинчивают головку 9, очищают забой и производят
проверку результата тампонирования.
462
§ 5. ТАМПОНАЖНЫЙ ЦЕМЕНТ
Цементом называется вяжущее вещество, которое, будучи за-
мешано с пресной водой в тесто, твердеет как в воздухе, так и в воде.
Цемент изготовляют путем тонкого измельчения клинкера
(обожженной до спекания смеси известняка и глины) совместно
с гипсом в количестве, необходимом для регулирования сроков
схватывания и твердения.
Портландцемент — наиболее распространенная разновидность
цемента, в состав которого входят главным образом силикаты
кальция.
Портландцемент тампонажный (ГОСТ 1581—78) выпускается
двух видов: цемент для «холодных» скважин с температурой забоя
до 40° С и цемент для «горячих» скважин с температурой забоя до
75° С.
Затворением цемента называется перемешивание в воде сухого
цементного порошка.
Водоцементным числом С = В/Ц = 0,40—0,70 называется от-
ношение веса воды (В) к весу цемента (Ц) при его затворении.
Нижний предел его характеризуется снижением текучести, а верх-
ний — увеличением срока схватывания и понижением прочности
цементного камня. Обычно принимают С = 0,5, т. е. берется 50%
воды от веса цемента.
Сухой цемент (ГОСТ 1581—78) имеет плотность около 3,15 г/см3.
Хранить его надлежит в сухих помещениях. Плотность цементного
раствора зависит от водоцементного числа.
Водоцементное число С . . . . 0,40 0,45 0,50 0,60 0,70
Плотность цементного раствора,
г/см3 ................... 1,95 1,90 1,84 1,77 1,69
Временем начала схватывания называется время от момента
затворения цемента до момента образования твердеющей массы,
неспособной перекачиваться насосом.
Временем конца схватывания называется время от момента за-
творения цемента до момента образования затвердевшей массы.
Характеристика тампонажных цементов по ГОСТ 1581—78
при их затворении пресной водой с водоцементным числом С — 0,5
указана в табл. 51.
Таблица 51
Назначение тампо- нажного цемента Темпера- тура ис- пытания, СС Время начала схватыва- ния Время конца схватывания Предел прочности цементного камня на изгиб (через двое суток)
кгс/см® МПа
Для «холодных» сква- жин Для «горячих» сква- жин 22±2 75±3 Не ранее 2 ч Не ранее 1 ч 45 мин Не позднее 10 ч Не позднее 4 ч 30 мин 27 62 2,7 6,2
463
Время начала и конца схватывания можно регулировать при-
менением ускорителей и замедлителей. Ускорителями являются
хлористый кальций СаС12 или хлористый натрий NaCl, добавляе-
мые к цементному раствору в количестве 1-—2% от веса сухого
цемента. Ускоритель добавляют к цементному раствору в раство-
ренном виде. Замедлители применяют при цементировании глубо-
ких скважин. Замедлителем являются бура Na2B4O7, добавляемая
к цементному раствору в количестве 0,5% от веса сухого цемента,
и другие вещества.
§ 6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Цементировочные агрегаты предназначены для затворения це-
мента, закачивания цементного раствора в скважину и продавлива-
ния его в затрубное пространство. Цементировочные агрегаты изго-
Рис. 228. Цементировочная голов-
ка ЦГЗ-120:
товляют передвижными с мон-
тажом всего необходимого обо-
рудования на грузовой авто-
машине. Цементировочный аг-
регат 4ЦА-100 предназначен
для цементирования скважин
на воду. Производительность
цементомешалки этого агрега-
та 1 т/мин (сухого цемента);
объем бачка для цементного
раствора 0,25 м3. Из этого бач-
ка цементный раствор посту-
пает в поршневой насос ПГрБ,
который нагнетает его в сква-
жину. Максимальная подача
этого насоса 8 л/с при давле-
нии 6,1 МПа. Максимально до-
пустимое давление этого насо-
са 10,0 МПа, при этом подача
насоса снижается до 4,87 л/с.
Могут быть также использованы
более мощные цементировочные
агрегаты, предназначенные для
цементирования глубоких неф-
тяных и газовых скважин ти-
па ЦА-320М, ЗЦА-400 и це-
ментносмесительные машины
СМ-10, 2СМН-20 и др.
Цементировочная головка
УГЗ-120 (рис. 228) ввинчивается
1 — корпус; 2 — патрубок для присо-
единения нагнетательной линии; 3 — трой-
ник для пропуска жидкости сверху внутрь
головки с целью продавливания верхней
пробки; 4 — манометр; 5 — крышка; 6 —
стопор выдвижной для удержания верхней
пробки
а в верхнюю муфту колонны обсадных труб и предназначена: для
герметизации устья колонны обсадных труб, размещения в этой
головке верхней пробки и подключения нагнетательных линий.
При снятой крышке 5 (см. рис. 228) внутри головки размещают
464
верхнюю пробку, удерживаемую стопорами 6. При завинченной
крышке 5 цементный раствор нагнетается через штуцеры 2. Про-
давочная жидкость (вода или глинистый раствор) при цементиро-
вании нагнетается через тройник 3.
Цементировочные пробки (рис. 229) предназначены для предо-
хранения от смешивания цементного раствора с глинистым рас-
твором или водой.
Верхняя пробка (рис. 229—I, а) состоит из стержня деревян-
ного 3, на котором монтируют три деревянных кольца 1, 5, 7 и ре-
зиновые манжеты 4, 6, 9 толщиной h — 10 мм. Чтобы пробка
тотелый; 11 — стеклянная
нижняя; 1 — резиновая мембрана;
П
Цементировочные
Рис. 229.
пробки:
/ — деревянная пробка; а —
верхняя; б — нижняя; 1, 5, 7 —
цилиндрические кольца деревянные; 2,
8 — стержни деревянные поперечные;
3 — стержень деревянный продоль-
ный; 4, 6, 9, 12 — манжеты резино-
вые; 10 — цилиндр деревянный пус-
пластинка; II резиновая пробка: а — верхняя; б —
2 — цилиндр чугунный; 3 — стакан чугунный
не распалась, через кольца 1 и 7 перпендикулярно к оси пробки
просверливают два отверстия и в них вставляют деревянные
стержни, образуя замок.
Нижняя пробка (рис. 229—/, б) состоит из деревянного цилин-
дра 10 с осевым отверстием, пластинки 11 из стекла (толщиной
2—3 мм) и резиновой манжеты 12. В момент остановки нижней
пробки на упорном кольце в связи с повышением давления нагне-
тания стеклянная пластинка И лопается и открывает проход для
цементного раствора.
Выпускаются также самоуплотняющиеся резиновые пробки.
Самоуплотнение обеспечивается тем, что жидкость под давлением
прижимает резиновые манжеты к стенкам труб.
Упорное кольцо «.стоп» толщиной 15—20 мм, изготовленное из
серого чугуна, устанавливается в башмаке колонны обсадных
труб и предназначено для получения четкого сигнала об оконча-
нии продавливания тампонажного раствора при цементировании
скважины.
465
§ 7. ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ
СКВАЖИНЫ ПРИ ПОМОЩИ ДВУХ ПРОБОК
Схема цементирования скважин при помощи двух пробок дана
на рис. 230.
Промывка затрубного пространства. Через отвод / (рис. 230, а)
цементировочной головки нагнетают промывочную жидкость для
промывки скважины. При этом колонна обсадных труб подвешена
в устье скважины с помощью лафетного хомута и не касается забоя.
Введение в обсадные трубы нижней пробки. Для этого цементи-
ровочную головку отвинчивают от колонны и в устье обсадной ко-
лонны вводят нижнюю пробку (рис. 230, б). После этого навинчи-
вают цементировочную головку с закрепленной в ней верхней
пробкой.
Нагнетание цементного раствора в колонну обсадных труб
через отвод 2 (рис. 230, в).
Освобождение верхней пробки и ее продавливание вдоль колонны.
Вывинчивают выдвижные стопоры 6 (см. рис. 228) цементировоч-
ной головки, освобождая этим верхнюю пробку и через отвод 1
(рис. 230, а) нагнетают промывочную жидкость (глинистый рас-
твор или воду) для продавливания пробок. Тогда система, состоя-
щая из двух пробок и цементного раствора между ними, будет
перемещаться вниз.
Продавливание цементного раствора в затрубное пространство.
Когда нижняя пробка упрется в упорное (стопорное) кольцо,
закрепленное между трубами и башмаком, тогда возросшим давле-
нием насоса раздавливается стеклянная пластинка И (см.
рис. 229, /), перекрывающая отверстие в нижней пробке, и цемент-
ный раствор через это отверстие продавливается в кольцевое за-
трубное пространство (рис. 230, д).
Окончание нагнетания цементного раствора в затрубное про-
странство соответствует моменту схождения пробок (рис. 230, е),
определяемому по резкому повышению давления на манометре на-
соса.
Снятие колонны обсадных труб с лафетного хомута и спуск
колонны до забоя. Для этого колонну с помощью элеватора, крюка,
талевой системы и лебедки бурового станка приподнимают, выни-
мают из корпуса лафетного хомута и спускают колонну до забоя
(см. рис. 230, ж).
Выдерживание колонны обсадных труб под давлением (при за-
крытых отводах 1 и 2) в течение 12 —24 ч до конца схватывания и
затвердевания цемента.
Снятие цементировочной головки, разбуривание пробок и упор-
ного кольца, очистка забоя.
Проверка результата тампонирования. Для этого понижают
откачкой уровень жидкости в скважине ниже (не менее чем на Юм)
статического уровня тампонируемого водоносного горизонта. Если
в течение суток уровень воды в скважине не поднялся (не учитывая
466
s
ф
x
jijfe ГО | i> » ik
Й Ф IS I $? £
Я Я Я
S o'® О*&Я
м л ₽t .. ® «в й
со Й В
со « о о га о га
й с\О^ сх с
К W
6 м
\О л
я: чО
Д ГО г__
g S.V g и Й £
S ЧЛ гн ГО ,Q 0
&п Я« ИЙ,-
о«и cv“3
ГЕ ГО1 СО к ТЕ м
И V Е о ® ч S
ЧЯ &2 м'&
л с | го ф я га
Й 5 В ° 4
О О «и к го ч .
Я го ч л о I
г( К й Я
К ГО
К *>> jA s го га
ж Q f- м к м
ы
оЛ к и
Д СХ О К “ГО
. ь п вг сх
h п м 3 м
о 2 м s сх к
Й Го Д g о о
ь ® В Я и । s
§
I §*£
X
и
о
ГО ГО ” о Ё
го ro^ c 2
го о о «с я
£ S и> 5
. • го ь го 2 С
8>.с-а
О О О Го £> к
щ сх го ex pL, Н о I
га К ©го Ь gxo 1
сх^ Etr g R ГОЬч
Ь «S ь го и
о£“яиЙо&
СХМ S Й _, си ЧС
к а щи ga ®
„®иё°§Э5
ОЧЙ)Ь.Д О ш jq
сх\о ей
о к Д
Ч s к к
s о W
03 S д к
КМ « ’ с
В . • - к о1- ГО В
2 ГО га £
Ч- о я о-го S °
го R и йС 5\5
ГО м\О\О к
о = о о . S .,
Э сх сх1^ > н
I &сс=к“£
g »S >S S ГО g
“ogSggxg
। x Я exp о i
~ 'Я
2 га я
поднятия уровня до i м за счет стекания капель по стенкам труб),
то считают, что тампонирование водоносного пласта произведено,
об этом составляют акт.
§ 8. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
ПРИ ПОМОЩИ ДВУХ ПРОБОК
1. Высота подъема цементного раствора. Минимальная высота
подъема цементного раствора йц. р должна быть такой, чтобы дав-
ление воды из тампонируемого водоносного пласта не смогло прео-
Рис. 231. Схема к расчету цементирования скважи-
ны при помощи двух пробок:
£>ск — диаметр-скважины; — наружный диаметр об-
садных труб; dp — внутренний диаметр обсадных труб; S — тол-
щина цементного кольца в затрубном пространстве (ие менее
26 мм); Н —- глубина скважины; р — высота подъема цемент-
ного раствора от забоя в затрубном пространстве; р — вы-
сота подъема цементного раствора в трубах от забоя до упорного
кольца; h — высота столба жидкости в затрубном простран-
стве; р —- удельный вес цементного раствора — удель-
ный вес жидкости в трубах и в затрубном пространстве
долеть давление цементного раствора в кольцевом затрубном про-
странстве, т. е. чтобы тц.р/1ц.р > ув/гв, откуда
Лц.ра-^-Яв, (204)
ГЦ. р
где ув — удельный вес воды, кН/м3; уц.р — удельный вес цемент-
ного раствора в зависимости от величины водоцементного числа,
кН/м3; /гв — высота стояния статического уровня тампонируемого
водоносного пласта от забоя скважины, м.
С целью защиты обсадных труб от коррозии на практике высоту
подъема цементного раствора от забоя доводят до уровня выше баш-
мака предыдущей колонны.
2. Объем Уц. р цементного раствора, подлежащий закачке в
обсадную колонну, равен (рис. 231)
^ц.р=-г(^»-<С)Ац.рл+-г^АУ.к-м3- (205>
где Рскв — диаметр скважины; м; dH — наружный диаметр об-
садных труб, м; dB — внутренний диаметр тех же труб, м; /1ц.р —
высота стояния цементного раствора за трубами, м; k = 1,2 —
коэффициент, учитывающий возможное увеличение объема от не-
ровностей стенок скважины; йу. к — высота цемента внутри труб,
равная высоте установки упорного кольца «стоп» от лезвия баш-
мака, м.
468
Чаще всего применяется цементный раствор с С = Ё/Ц = 0,6
и с тц.р = 1,84.
3. Объем V„ сухого цементного порошка, потребного для при-
готовления 1 м3 цементного раствора, будет
Тц. р — Тв
V„ =---------, м3.
1 Тц —Тв
5. Вес сухого цементного порошка для приготовления 1 м3
цементного раствора:
4ц = УцТц. кН. (207)
6. Вес сухого цементного порошка для цементирования сква-
жины
(206)
Gu ='ЛЛ’ц. рЧ> кН, (208)
где /гх = 1,1 — коэффициент, учитывающий наземные потери це-
мента при его затворении.
7. Вес (объем) воды для приготовления цементного раствора
G = CQV кН, (209)
где С — водоцементное число (С = 0,5-? 0,4).
8. Объем жидкости (глинистого раствора или воды), потребный
для продавливания пробок
srdg
И» = * £ (Н — йу. к) /гсж, (210)
где /гсж — коэффициент, учитывающий сжатие жидкости (/гсж =
— 1,0—для воды; /гсж = 1,05 —Для глинистого раствора).
9. Время, потребное для цементирования скважины,
, (Уц.р + Уж)1000
Гу = --------5------- , МИН,
Qu
(211)
где (Вц.р + Пж) — сумма объемов цементного раствора и прода-
вочной жидкости; 1000 — число литров в 1 м3; QH — подача на-
соса, л/мин.
Время ty должно быть меньше времени /сх(начала схватывания),
т. е. для «холодных» скважин t < 2 ч с момента затворения цемента
(см. табл. 51).
10. Наибольшее давление насоса рн наступает в конце цементи-
рования, когда последняя порция цементного раствора продавли-
вается в затрубное пространство, что соответствует моменту схож-
дения пробок. При этом наибольшее давление насоса ри равно
Рн = Pi + р2 4- Рз + pit МПа, (212)
где рг — потеря напора при движении жидкости в обсадной (там-
понажной) колонне; р2 — потеря напора в кольцевом (затрубном)
пространстве; р8 — потеря напора в манифольде (на пути от вы-
кида насоса до цементировочной головки).
469
Сумма потерь напора /Д + р2 + определяется по манометру
в конце промывки кольцевого зазора перед началом закачки це-
ментного раствора.
При бурении скважин большого диаметра (на воду) сумма по-
терь давления в скважине и манифольде может быть приближенно
определена по формуле Н. И. Шацова
Pi + Pi + Ра = 0,01 Н + 0,8 МПа, (213)
где Н — глубина скважины, м.
Давление pit затрачиваемое на преодоление разности удельных
весов жидкости в затрубном пространстве и тампонажной колонне
(см. рис. 231), может быть определено по формуле
Щ = fcu'P100fey'K- (Vu. р — Тж)> МПа. (214)
§ 9. НАПРАВЛЯЮЩИЙ ФОНАРЬ
Направляющий пружинный фонарь предназначен для обеспече-
ния равномерной толщины цементного кольца в затрубном про-
странстве при цементировании вертикальных и наклонных сква-
жин.
Направляющий фонарь состоит из двух колец 2 (рис. 232),
к которым электросваркой приварено не менее трех изогнутых
планок 3 из рессорной стали. Фонарь свободно надевается на об-
садную трубу 1 и удерживается на ней упорным кольцом 4, которое
устанавливают между кольцами 2 фонаря. Упорное кольцо 4 при-
варивают электросваркой к обсадной трубе через четыре отвер-
стия 5. Тогда упорное кольцо 4 становится ограничителем переме-
щения фонаря вдоль трубы.
Диаметр О([, описанной окружности фонаря берут на 30—50 мм
больше диаметра долота, которым была пробурена скважина.
Продвижение фонаря вдоль ствола скважины обеспечивается ежа
тием рессорных пружин 3. Фонари устанавливают на расстоянии
12—15 м друг от друга.
§ 10. ОБРАТНЫЙ КЛАПАН
Обратным клапаном (рис. 233) называется приспособление,
устанавливаемое на нижнем конце колонны обсадных труб при
спуске ее в скважину, заполненную жидкостью, с целью уменьше-
ния нагрузки на подъемный крюк. Обратный клапан устанавли-
вают между башмаком и нижней трубой. В этом случае он выпол-
няет назначение упорного кольца «стоп». Обратный клапан про-
пускает цементный раствор либо другую жидкость в одном направ-
лении — из труб в скважину и затрубное пространство. Это про-
исходит тогда, когда под давлением жидкости пружина 7 сожмется
и клапан откроется. Обратный клапан не пропускает жидкость из
скважины во внутрь обсадных труб.
470
При спуске колонны обсадных труб с обратным клапаном в сква-
жину, заполненную жидкостью, колонна вытесняет жидкость, и
по закону Архимеда теряет в своем весе столько, сколько весит вы-
тесненная ею жидкость. Вес Q
порожней колонпы обсадных труб
с обратным клапаном на нижнем
ее конце при погружении в сква-
жину, заполненную жидкостью,
равен
= кН, (215)
где QK — вес колонны обсадных
труб в воздухе; D и L —- наруж-
Рис. 232. Направляющий фонарь:
1 — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — планки из рессорной стали; 4 — упорное
кольцо; 5 — отверстия для приварки электросваркой упорного кольца к обсадной трубе
Рис. 233. Обратный клапан:
/ — прокладка резиновая 2 — труба обсадная; 3 — четыре отверстия; 4 — седло
клапана; 5 — диск; 6 — шток; 7 — пружина; 8 — муфта
ный диаметр и длина колонны от устья до обратного клапана, м;
— удельный вес жидкости, заполняющей скважину, кН/м3;
§ 11. ТАМПОНИРОВАНИЕ ПРИ ПОМОЩИ ПАКЕРОВ
Пакерами (англ, packer — уплотнитель) называются кольце-
вые тампоны для временного разобщения пластов в скважине
с целью опытных нагнетаний при гидрогеологических и инженер-
но-геологических исследованиях.
471
Рис. 234. Гидрав-
лический тампон с дву-
мя резиновыми каме-
рами (пакер)
1 — колонна обсад-
ных труб; 2 — резиновая
трубка для нагнетания
воды; 3 — гидравличе-
ские тампоны (резино-
вые камеры); 4 — филь-
тровая труба; 5 — соеди-
нительная трубка; 6 —
глухая пробка
Кольцевые тампоны (пакеры) должны устанавливаться обяза-
тельно на интервале, где скважина пересекает водоупор. Гидрав-
лический тампон с двумя резиновыми камерами (рис. 234) спускают
в скважину на колонне труб 1, к которой прикреплена хомутиками
нагнетательная резиновая трубка 2, рассчи-
танная на высокое давление. Нагнетаемая по
этой трубке вода или сжатый воздух с да-
влением, превышающим гидростатическое
давление, раздувает резиновые камеры —
тампоны 3, прижимая их к стенкам и разде-
ляя таким образом скважину на три участка.
С помощью такого тампона можно разобщить
скважину даже на участках, имеющих в сече-
нии неправильную форму, чего нельзя осу-
ществить, применяя тампон с резиновыми
кольцами. После установки кольцевых там-
понов приступают к опытным нагнетаниям
через фильтровую трубу 4.
§ 12. ЛИКВИДАЦИОННОЕ ТАМПОНИРОВАНИЕ
Й ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИНЫ
Пробурив скважину, производят кон-
трольный замер ее глубины, измерение
зенитных углов и азимутов через устано-
вленные интервалы (обычно 20 м) и геофи-
зические исследования (каротаж). Затем при-
ступают к извлечению обсадных колонн
и ликвидационному тампонированию сква-
жины.
Ликвидационное тампонирование. Цель
ликвидационного тампонирования состоит
в том, чтобы изолировать все водоносные
пласты и пласты полезного ископаемого,
подлежащего разработке, от поступления
в них воды по скважине и трещинам из изо-
лируемого водоносного пласта и устранить
возможность циркуляции подземных вод по
стволу скважины при извлечении обсадных
труб и ее ликвидации.
Для ликвидационного тампонирования скважины, пройденной
в скальных и полускальных породах, применяют цемент, в породах
глинистых — пластичную жирную глину. Скважина, пробурен-
ная с применением глинистого раствора и тампонируемая цемен-
том, перед тампонированием промывается водой для разглиниза-
ции. Цементный раствор нагнетают насосом через бурильные
трубы, опущенные до забоя. По мере заполнения скважины цемент-
ным раствором бурильные трубы приподнимают. После подъема
472
насос и бурильные трубы должны быть промыты водой для очисткй
от остатков цементного раствора.
При тампонировании глиной ее замачивают, приготовляют гу-
стое глиняное тесто, затем с помощью глинопресса или вручную
готовят цилиндры из глины. Глиняные цилиндры опускают на за-
бой скважины в длинной колонковой трубе и, приподняв колон-
ковую трубу на 1,0—1,5 м над забоем, выпрессовывают с помощью
насоса давлением воды обычно при 1,0—1,5 МПа. Для надежности
каждую порцию тампонажной глины трамбуют металлической
трамбовкой.
Для ликвидационного тампонирования глубоких скважин
хорошо зарекомендовали себя:
1. Глинисто-цементный раствор, изготовляемый на базе гли-
нистого раствора повышенной вязкости (Т = 50—80 с, 0 = 500—
1500 Н/см2).
На 1 м® глинистого раствора добавляют 120—130 кг тампонаж-
ного цемента и 12 кг жидкого стекла.
2. В Донбассе для тампонирования законченных скважин при-
меняют отверждаемый глинистый раствор (ОГР) следующего со-
става: нормальный глинистый раствор — 64%; формалин — 11%;
ТС-10 —25%.
ТС-10 представляет собой темно-коричневую жидкость, изго-
товленную из смеси (в надлежащих пропорциях) сланцевых фено-
лов, этиленгликоля и раствора едкого натра.
В ряде разведочных районов к тампонажным растворам добав-
ляют песок.
При наличии полного поглощения промывочной жидкости на
интервале скважины выше зоны поглощения устанавливают дере-
вянные пробки.
В устье ликвидированной скважины оставляют обсадную трубу
с цементной пробкой. На трубе отмечают номер и глубину сква-
жины.
При выполнении работ по ликвидационному тампонированию
следует руководствоваться утвержденными инструкциями или
правилами выполнения этого вида работ, действующими в данном
регионе. О выполнении ликвидационного тампонирования состав-
ляется акт по форме, предусмотренной инструкцией или правилами.
Глава 3
ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ФИЛЬТРАМИ
§ 1. УСТРОЙСТВО ФИЛЬТРОВ
При бурении скважины на жидкие полезные ископаемые, зале-
гающие в рыхлых (галька, гравий, пески) и сильнотрещиноватых
породах (известняки, песчаники и т. п.), для предохранения
каптажных участков скважин от обвалов породы и в то же время
473
для обеспечения возможности отбора проб и откачки жидкости
стенки перекрываются фильтрами разных конструкций.
Схема установки фильтра в скважине дана на рис. 235.
Фильтр состоит из трех частей: рабочей части 1, отстойника 2,
расположенного ниже рабочей части фильтра, и надфильтровой
части 3.
Рабочая часть фильтра (собственно фильтр) предназначается
для пропуска жидкости без частиц породы из продуктивного гори-
зонта в скважину.
б
Рис. 235. Схема установки фильтра в скважине
Рис. 236. Трубчатые фильтры:
а — стальные; б — пластмассовые
Назначение отстойника сводится к сбору оседающих из жидко-
сти механических примесей.
Надфильтровая часть представляет собой патрубок с герме-
тизирующим сальником 4 для перекрытия кольцевого зазора
между фильтром и колонной обсадных труб.
Сверху фильтра устанавливается приспособление 5 для спуска
его в скважину.
Основные требования к рабочей части фильтра сводятся к сле-
дующему: фильтр должен обладать максимальной пропускной
способностью, минимальным проходным сопротивлением и дли-
тельным сроком работы.
Основным конструктивным элементом рабочей части фильтра
является опорная часть — каркас фильтра и фильтрующее покры-
тие.
В зависимости от гранулометрического состава водосодержа-
щей породы, ее устойчивости и химического состава воды приме-
няются три типа фильтров: простые без покрытий, каркасные,
474
с тонкими фильтрующими покрытиями и фильтры с засыпкой-
заполнителем.
Каркасы фильтров изготовляются из разных материалов:
стали, чугуна, латуни, дерева, пластмассы, асбестоцемента,
керамики и других, в зависимости от чего фильтры иногда назы-
ваются по материалу, из которого они изготовлены. Выбор мате-
риала для изготовления каркасов зависит в основном от качества
подземных вод; в случае агрессивных вод следует выбирать устой-
чивые материалы (нержавеющую сталь, пластмассы, керамику).
По конструкциям каркасы бывают: трубные, вальцованные из
металлических листов, сборные (кольцевые, стержневые) и др.
При изготовлении каркасов из металлических труб в них
высверливаются или выжигаются электросваркой отверстия: круг-
лые или в виде щелей (рис. 236). Размеры отверстий выбираются
в соответствии с крупностью зерна породы продуктивного гори-
зонта. Круглые отверстия располагаются обычно в шахматном
порядке по вершинам равностороннего треугольника; расстояние
между отверстиями в ряду и рядами называется шагом. Величина
шага в зависимости от диаметра отверстия бывает от 10 до 20 мм.
Вальцованные каркасы изготовляются из оцинкованных и
медных листов толщиной 2—3 мм, которые предварительно под-
вергаются перфорации; после перфорации листы склепываются
или свариваются в виде труб.
Ширина щелевых отверстий выбирается в зависимости от
крупности зерен породы, а длина отверстия обычно в 10—15 раз
больше ее ширины.
Деревянные, чугунные, керамические, пластмассовые каркасы
преимущественно изготовляются с щелевыми отверстиями. Обыч-
ные трубные каркасы изготовляются из обсадных труб.
Каркасно-стержневые фильтры (рис. 237) изготовляются сек-
циями, состоящими из колец или фланцев, по наружному диаметру
которых привариваются стержни. Секции соединяются между
собой с помощью сварки колец или муфт.
Каркасы изготовляются разнообразных размеров по диаметру,
длине и по пропускной способности.
Тонкие фильтрующие покрытия каркасов осуществляются
с помощью сеток (металлических, пластмассовых, стеклянных)
и проволоки (рис. 238).
Для увеличения пропускной поверхности фильтрующей сетки
ее располагают на каркасе на навиваемой с определенным шагом
(рис. 238, а) проволоке или на стержнях (рис. 238, б), предотвра-
щающих плотное прилегание покрытия к каркасу.
Обмотка проволокой (диаметром 2—3 мм) осуществляется по
винтовой линии с шагом около 30—60 мм.
Сетки для покрытия каркасов делаются из латуни, нержаве-
ющей стали, пластических масс и стеклянного волокна.
Фильтровые сетки изготовляются плетением. Различают три
вида плетения: простой (квадратный), галунный и киперный.
475
Сетки простого плетения (рис. 239, а) изготовляются из про-
волок одинакового диаметра; размер ячеек сеток определяется
по числу проволок на длине 26 мм и толщине проволоки по фор-
муле
26— Nb
о = -—, ММ,
(216)
где N — число проволок на длине 26 мм (номер сетки); b — тол-
щина проволок, мм.
Рис. 237. Каркасно-стержневые фильтры:
а — общий вид; б — конструкция стержневого фильтра: 1 — муфта; 2 — соеди-
нительные патрубки; 3 — металлические стержни; 4 — опорные фланцы; 5 — кольцо-
насадка; 6 — резьба соединительных патрубков
Рис. 238. Фильтры сетчатые и проволочные:
а — фильтр сетчатый: 1 — перфорированная труба; 2 — проволочная обмотка;
3 сетка фильтровая; 4'— специальная муфта для спуска фильтра на ключе; 5 —
подвижный фланец; 6 — резиновый тампон; 7 — неподвижный фланец; б — фильтр
с проволочной обмоткой: 1 — трубный каркас с круглыми отверстиями; 2 — опорные
стержни; 3 — проволочная обмотка
Сетки киперного плетения (рис. 239, б) изготовляются из
проволок одинаковой и разной толщины; проволоки утка пере-
плетают в две или три проволочной основы.
Сетки галунного плетения (рис. 239, в) изготовляются из
проволок разной толщины (уток — поперечная проволока тоньше
проволоки продольной — основы). Проволоки утка прилегают
плотно друг к другу, огибая одну-две проволоки основы (оди-
нарное, полуторное и двойное плетение).
476
Размер галунной сетки определяется дробным числом, числи-
тель обозначает число проволок основы, а знаменатель — число
проволок утка на линейный дюйм (26 мм) *.
Сетки из пластических масс выпускаются со штампованными
круглыми отверстиями и плетеные с квадратными отверстиями.
Сетки капроновые и нейлоновые изготовляются плетением из
нитей; капроновые сетки выпускаются галунного плетения.
Сетки из стеклянного волокна изготовляются также различной
толщины и плотности.
а
Рис. 239. Фильтро-
вые сетки:
а — простого пле-
тения; б — киперного
плетения; в — галунного
плетения
Металлические сетки укрепляются на каркасах путем попе-
речного и долевого припоя, а иногда долевой припой заменяется
обмоткой металлической проволокой. Сетки из двух материалов
укрепляются с помощью сшивки и склеивания швов.
Проволочные покрытия каркасов фильтров. Перед обмоткой
проволокой каркаса устанавливается вдоль оси его несколько
штук опорных проволок (через 40—60 мм) и затем навивается
проволока плотными рядами или с промежутками, просвет между
рядами можно легко изменять при намотке проволоки на каркас.
В качестве обмоточной проволоки применяется круглая ла-
тунная или из нержавеющей стали (диаметр 1—3 мм); иногда
применяется проволока специальной формы сечения, образующая
при намотке щели с узким входным и расширяющимся выходным
сечениями.
Фильтры с засыпкой. Засыпка осуществляется двумя способами,
соответственно чему применяются те или иные разновидности
конструкций фильтров.
При первом способе фильтр собирается в виде секций полно-
стью с засыпкой на поверхности и в готовом виде опускается
в скважину. К таким фильтрам относятся: корзиночные, кожу-
ховые, блочные.
* Размер сетки выбирается с расчетом, чтобы через нее просеивалось 60—
65% более мелких фракций песка.
477
При втором способе засыпка формируется в скважине при
обнажении каркаса фильтра путем засыпки ее в кольцо между
каркасом и породными стенками скважин или путем засыпки
в призабойную полость при откачке эрлифтом вместе с водой
породы. Обычно диаметр зерен засыпки в 8—10 раз более диаметра
зерен водосодержащего песка. На рис. 240 показан фильтр с гра-
вийной обсыпкой.
Кожуховые фильтры (рис. 241, а
и б) состоят из секций длиной
приблизительно по 1 м.
Каждая секция имеет опор-
ный перфорированный каркас 1
и внешний кожух 3 с щелевидны-
ми отверстиями. Если воды агрес-
а
Рис. 240. Фильтр с гравийной обсыпкой:
1 — водоносный пласт; 2 — гравийная обсыпка; 3 — проволочная обмотка;
4 —• перфорированная труба; 5 — обсадная труба, постепенно поднимаемая для обна-
жения фильтра с обсыпкой
Рис. 241. Кожуховые фильтры:
1 — опорный каркас; 2 — гравийная обсыпка; 3 — внешний каркас; 4 — направ-
ляющие фонари; 5 — опорные фланцы; 6 — фильтровая сетка
сивны, опорный каркас изготовляют из винипластовой трубы.
Между каркасом и кожухом засыпается гравий или крупнозер-
нистый песок. Перфорированный корпус иногда покрывают филь-
тровой сеткой.
Верхняя часть кожуха устанавливается против участка кар-
каса без отверстий. Этот участок используется как магазин запас-
ного материала засыпки, который под действием веса может по-
полнять убыль засыпки нижних секций. Заполнение гравием
кожухов производится при монтаже секций на каркасе, подве-
шенном над скважиной.
Блочные фильтры с пористым заполнителем состоят из цилин-
дрических блоков, последовательно соединяемых и стягиваемых
капроновыми шнурами или болтами (рис. 242). Блоки — пори-
478
стые цилиндры, состоящие из засыпаемого материала, пропитан-
ного связывающими веществами (битумом, цементом, жидким
стеклом).
§ 2. МОНТАЖ ФИЛЬТРОВ. РАЗГЛИНИЗАЦИЯ
ВОДОНОСНОГО ГОРИЗОНТА
Процесс установки фильтров каркасных и с тонким покрытием
(сетчатых и проволочных) состоит в следующем. При проходке
скважин с применением глинистого раствора фильтровая колонна
Рис. 242. Блоч-
ный фильтр:
1 — ребристые
керамические блоки;
2 — арматурные кап-
роновые шнуры; 3—
верхний опорный
фланец; 4 — нижний
опорный фланец; 5 —
зажимные конуса;
6 — резиновые про-
кладки
Рис. 243. Фильтр с промывочными окнами
для разглинизации водоносного пласта:
/ — каркас фильтра; 2 — проволочная обмот-
ка; 3 — сетка фильтровая; 4 — ниппель с окнами;
5 —- закрывающее кольцо; 6 — срезаемая шпилька
(заклепка); 7 — окна промывочные
(надфильтровый сальник, рабочая часть фильтра и отстойник)
опускается в пробуренную скважину и устанавливается в ин-
тервале продуктивного горизонта. После установки фильтровой
колонны приступают к удалению из скважины глинистого рас-
твора, а затем глинистой корки со стенок скважины против рабо-
чей части фильтра. Глинистый раствор удаляется прокачкой
479
йерез фильтровую колонну воды, а глинистая корка путем глу-
бокого понижения уровня жидкости в скважине (свабированием *,
откачкой эрлифтом), интенсивным обмыванием водой стенок
скважины через специальные насадки (сопла), опускаемые в сква-
жину на бурильных трубах, взрывом торпеды детонирующего
шнура (ТДШ) или же затрубной промывкой с помощью различных
приспособлений.
В последнее время разглинизация прифильтровой зоны водо-
носных горизонтов успешно осуществляется по методу, предло-
женному В. И. Блажковым (рис. 243).
Сущность этого метода заключается в следующем. После вскры-
тия водоносного пласта и проведения геофизических исследований
в скважину, заполненную глинистым растворов, опускается
фильтровая колонна. Под фильтром устанавливается ниппель 4
с промывочными окнами 7. Выше окон на легко срезаемых шпиль-
ках устанавливается закрывающее кольцо 5.
Если фильтр спускается «впотай», то его спускают на левом
переводнике с эластичным сальниковым устройством (пакером).
Затем в фильтровую колонну опускают воздухоподающие трубы
эрлифта. Желательно, чтобы смеситель эрлифта был спущен до
окон ниппеля 4.
После этого начинают прокачку скважины эрлифтом. Из-за
быстрого понижения и уменьшения давления на пласт заглини-
зированные стенки скважины у фильтра обрушаются, при этом
заглинизированный песок высыпается через окна в фильтровую
колонну и выносится на поверхность.
Наиболее эффективен пульсирующий режим, при котором
компрессор периодически выключается (на 10—15 мин). В на-
чале прокачки из-за наличия фильтровой зоны вместе с глини-
стым раствором обильно выносится заглинизированный песок.
Постепенно глинистый раствор разжижается водой, поступающей
через фильтр, и вынос песка уменьшается. Частично песок осе-
дает в колонне. Поэтому прокачка эрлифтом обычно чередуется
с промывокй водоподъемной колонны 3 4 раза. После разглини-
зации ударом воздушных труб срезают шпильки и опускают за-
крывающее кольцо 5. Окончание разглинизации определяется
полным переходом глинистого раствора в воду и отсутствием
глинистого материала в песке, выносимом из пласта на поверх-
ность.
Если бурение скважины осуществлялось без промывки глини-
стым раствором, то водоносный слой и частично подстилающая
его порода перекрываются обсадными трубами. Затем в сква-
жину опускается фильтровая колонна и устанавливается в зоне
водосодержащего слоя. После этого обсадная колонна приподни-
мается настолько, чтобы рабочая часть фильтра оказалась обна-
* Свабирование осуществляется поршнем с проходным отверстием путем
подъема и опускания его в колонне, труб гладкой внутри.
480
ЖеПпой. Кольцевой зазор между стенками обсадной и фильтровой
колонн перекрывается тем или иным сальником, и работа по
монтажу фильтра заканчивается.
Установка фильтров с засыпкой производится в зависимости
от того, применяются ли фильтры, снаряженные засыпкой на
поверхности земли, или же засыпка производится в забойную
часть скважины (прифильтровая зона). При снаряжении фильтра
засыпкой на поверхности он опускается в скважину на требуемую
глубину, после чего обсадная колонна приподнимается для обна-
жения рабочей части фильтра.
Когда засыпка осуществляется в прифильтровую зону, после-
довательность работ следующая.
В пробуренную и закрепленную обсадными трубами сква-
жину опускается каркасный фильтр или фильтр с тонким покры-
тием и устанавливается против водосодержащего слоя. Наружный
диаметр фильтра должен быть меньше внутреннего диаметра
колонны обсадных труб не менее чем на 100—150 мм. В кольцевое
пространство между каркасом фильтра и обсадными трубами
с поверхности засыпается порция сортированного гравия или
песка и затем поднимаются обсадные трубы на высоту по расчету
объема засыпанного материала. После этого засыпается вторая
порция заполнителя и снова частично поднимаются обсадные
трубы, и в такой последовательности заполняется все кольцевое
пространство на протяжении длины рабочей части фильтра.
Когда каркас фильтра опущен в скважину и обсадные трубы
подняты на длину фильтра, у устья скважины для заполнителя
устраивается воронка-магазин, соединяющийся с кольцевым за-
зором между обсадной и фильтровой колоннами. Из скважины
производят интенсивную откачку эрлифтом с вымыванием
породы из прифильтровой зоны. В то же время с поверх-
ности земли поступает отсортированный материал заполнителя
(гравий).
Процесс спуска фильтровой колонны в скважину осуществ-
ляется тремя способами: на трубной колонне, которая потом
остается в скважине вместе с фильтром, на трубной колонне с ле-
вым переводником или со спусковым крюком; последние два
способа позволяют разъединять фильтровую колонну от спускае-
мой колонны; при обоих последних способах необходимо перекры-
вать сальником кольцевой зазор между верхом фильтровой
и обсадной колоннами.
§ 3. РАСЧЁТ ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ ФИЛЬТРА
Через фильтр в скважину должно поступать максимальное ко-
личество жидкости из продуктивного горизонта при минимальной
потере напора. Пропускная способность фильтра оценивается его
скважностью W, показывающей отношение действительной про-
16 Б. И. Воздвиженский и др. 481
Годной поверхности ко всей боковой поверхности, контактирую-
щей с породой, т. е.
<2,7>
где п — число отверстий по всей длине фильтра; Fo — площадь
одного отверстия, м2; D — наружный диаметр фильтра, м; I —
длина рабочей части фильтра, м; W — в зависимости от конструк-
ции фильтра имеет значение 0,1—0,4 (большие значения отно-
сятся к каркасно-стержневым фильтрам).
Размеры и форма отверстий фильтра выбираются с учетом
гранулометрического состава водосодержащей породы.
Для улучшения условий поступления воды в скважину из
песка прифильтровой зоны следует удалять его мелкозернистые
фракции, так как сопротивление движению воды в каналах между
крупными зернами меньше и при одном и том же напоре в пласте
из него можно отбирать больше воды.
Удаление мелкого песка производится в процессе предвари-
тельной откачки, производительность которой выбирается с уче-
том обеспечения соответствующей выносной скорости входа воды
в фильтр.
Значение выносной скорости зависит от величины коэффи-
циента фильтрации (табл. 52) и устойчивости сводиков, образую-
щихся около входных отверстий и каналов фильтра (обсыпки);
последняя зависит от соотношения крупности зерен выносимого
песка и размеров проходных каналов (отверстий) фильтра.
Таблица 52
Авторы Значение входной скорости Оф. м/сут Значение коэффи- циента фильтрации /г^, м/сут Примечание
М. Гросс В. Зихард С. А. Абрамов И. Ф. Володько 172,8 86,4 43,2 19,5 65,0 36 Пески мелкие 2—5; пески средние 6—15; пески крупные 16— 30; гравий 31— 70 При de0 1 мм » dw 0,5 мм » d40 0,25 мм Знак при d обозна- чает процент со- держания частиц диаметром мень- ше dn
При устойчивых сводиках значения скорости могут быть
значительно большими.
По величине и входной поверхности фильтра Еф == WnDl
можно определить пропускную способность фильтра из выражения
Q = = v$WnDl, м®/сут, (218)
где Пф, м/сут; Еф, м2.
482
(219)
, м.
При заданном значении Q, параметрах водосодержащего
пласта оф и Z и скважинности фильтра W величину диаметра
фильтра можно определить из выражения
Р = —-—
л/Гиф
Длина фильтра выбирается с учетом мощности и структуры
(однородность, наличие водонепроницаемых прослоев и др.)
водосодержащего пласта.
Рассчитанный диаметр фильтра проверяется на соответствие
габаритным размерам водоподъемника, если последний устанав-
ливается в фильтровой колонне (внутренний диаметр колонны
должен быть больше диаметра корпуса насоса не менее чем на
50 мм).
В табл. 52 приводятся значения допустимых входных ско-
ростей фильтрации Оф.
§ 4. БЕСФИЛЬТРОВЫЕ ВОДОЗАБОРНЫЕ СКВАЖИНЫ
Около 70% скважин эксплуатируют песчаные водоносные
горизонты. Как правило, эти скважины оборудуются фильтрами.
От правильного выбора типа и конструкции фильтра зависит
срок эксплуатации скважины без значительного снижения дебита.
В то же время производительность скважин, оборудованных
фильтрами, постоянно, а иногда и быстро снижается в результате
кольматации фильтров, глинизации водоносного горизонта и
ряда других причин.
За последние годы для эксплуатации напорных водоносных
песков стали сооружать бесфильтровые скважины. Необходимым
условием для строительства бесфильтровых скважин является
наличие устойчивой кровли водоносного горизонта. В этом случае
рабочая часть бесфильтровой скважины выполняется путем от-
качки песчаной пульпы из-под кровли водоносного горизонта
и создания водоприемной воронки.
Для сооружения бесфильтровых скважин обычно применяют
роторное бурение с глинистой промывкой с помощью передвижных
станков.
Конструкции скважин определяются геологическими усло-
виями, их глубиной и габаритами погружного насоса.
Особое внимание должно быть уделено цементированию экс-
плуатационной колонны. И. М. Крышовым разработаны три
типовые схемы установки башмака эксплуатационной колонны
в зависимости от вида и мощности кровли водоносного гори-
зонта (рис. 244).
Минимальная мощность прочной кровли 2н-3 м. При наличии
кровли, подверженной размоканию, после формирования водо-
приемной воронки создают в нижней части кровли цементную
подушку (см. рис. 244, III).
16*
483
4 5
Рис. 244. Схема установки
башмака эксплуатационной ко-
лонны в зависимости от меха-
нических свойств пород кро-
вли:
I — кровля известняк; II —
кровля неразмокаемая глина;
III — размокаемая глина; 1 —
порода кровли; 2 — водоносный
песок; 3 — водоприемная воронка;
4 — эксплуатационная колонна;
5 — цементный камень
После затвердения цемента в объеме полости воронки подушка
разбуривается, а ниже ее вновь формируют водоприемную во-
ронку.
При вскрытии водоносного пласта глинистый раствор не ока-
зывает отрицательного воздействия на его проницаемость, так
как при последующей откачке он выносится. Промывочной жид-
костью удаляется песок из ствола скважины, и создаются условия,
облегчающие формирование ворон-
ки. При последующей промывке
с заменой глинистого раствора на
воду также выносится песок и про-
исходит начальная стадия форми-
рования воронки. Затем в скважину
опускаются колонны воздушных
и водоподъемных труб, которые слу-
жат трубами эрлифта для откачки.
Глубина их спуска определяется
конкретными условиями в зависи-
мости от статического и ожидаемого
динамического уровня. Иногда водо-
подъемной колонной служат обсад-
ные трубы, воздушной — буриль-
ные трубы. На устье скважины
монтируется оголовок с водоотводя-
щей трубой. Так как в процессе от-
качки очень часто в скважине об-
разуется песчаная пробка различ-
ной мощности, для создания устой-
чивой водоприемной воронки пред-
варительная откачка начинается
с малых расходов воды с постепен-
ным доведением ее производитель-
ности до величины, превышающей
на 20—30% проектный дебит.
Следует иметь в виду, что во
избежание заплывания воронки
и создания песчаных пробок (особенно в мелкозернистых песках)
перерывы в откачке не допускаются. Необходимым условием
работы эрлифта, особенно в первоначальный период времени,
является безостановочная его работа. В конце откачки путем
накопления воздуха в ресивере и моментального выпуска его
в скважину осуществляются пневмоудары. Это ускоряет
работу по созданию воронок, так как импульсный режим спо-
собствует разрыхлению ее песчаных откосов. Как правило,
после пневмоудара содержание песка в откачиваемой воде
резко увеличивается. К концу откачки при созданной воронке
увеличения содержания песка в откачиваемой воде не на-
блюдается.
484
Откачка пульпы для формирования воронки может осуще-
ствляться в первоначальный момент при одновременной работе
насоса и эрлифта. При этом промывочная струя размывает песок,
а эрлифт подхватывает пульпу и выносит ее на поверхность.
Кроме того, подача воды насосом облегчает работу эрлифта,
особенно в начале откачки, когда приток воды к скважине не-
значителен. Обычно для создания воронки затрачивается 3—5 сут,
а объем выносимого песка составляет 10—30 м8.
Накопленный опыт позволил разработать и внедрить наиболее
простую конструкцию скважины. Обсадные трубы диаметром
168 мм можно использовать в качестве водоподъемных труб,
а в качестве воздухоподающих — бурильные трубы. Такая схема
позволяет производить откачку песка при формировании воронки
без подъема бурильной колонны и дополнительного спуска водо-
подъемных труб.
Бесфильтровые скважины для эксплуатации водоносных песков
имеют следующие преимущества.
1. Срок бесперебойной работы скважины определяется долго-
вечностью эксплуатационной обсадной колонны (15—20 лет).
2. Дебит бесфильтровых скважин всегда больше, чем филь-
тровых.
3. Резко сокращается число ремонтов и простоев.
Глава 4
СРЕДСТВА ДЛЯ ОТКАЧЕК ВОДЫ ИЗ СКВАЖИН
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для откачки воды из скважин применяются водоподъемники
трех основных типов.
Первый тип — насосы и двигатели, устанавливаемые вне
самой скважины, на поверхности земли.
Второй тип — насосы или водоподающие агрегаты, устанавли-
ваемые внутри скважины, а двигатели на поверхности земли.
Третий тип — насосы и двигатели, устанавливаемые внутри
скважины (погружные агрегаты, состоящие из мотора и насоса).
Применение того или иного типа насосов или той или иной
разновидности этих типов определяется: 1) положением динами-
ческого уровня воды в скважине; 2) заданной производитель-
ностью откачки; 3) внутренним диаметром обсадных труб участка
скважины, на котором устанавливается насос (в зоне заданного
понижения динамического уровня).
Основным определяющим фактором среди указанных является
положение динамического уровня, и по этому признаку водоподъ-
емники делятся на водоподъемники для неглубоких уровней и
водоподъемники для глубоких уровней.
485
§ 2. ВОДОПОДЪЕМНИКИ ДЛЯ НЕГЛУБОКИХ УРОВНЕЙ
(до 6—8 м от поверхности земли)
К этим водоподъемникам относятся обыкновенные поршневые
и центробежные насосы. Поршневые насосы для откачек бывают
как ручные, так и с механическим двигателем; центробежные же—
исключительно с механическим
двигателем (рис. 245).
Из теории центробежных на-
сосов известно, что развиваемый
насосом напор пропорционален
квадрату оборотов, подача—числу
оборотов в первой степени, а по-
требная мощность — числу оборо-
тов в третьей степени; каждый
насос может работать с перемен-
ной подачей и напором, что
можно регулировать числом его
оборотов, числом рабочих колес
и величиной зазора между коле-
Рис. 245. Схема установки центро-
бежного насоса:
1 — насос; 2— электродвигатель; 3 —
муфта; 4 — всасывающая труба; 5 — храпок;
6 — клапан; 7 — задвижка; 8 — напорнЪ1й
трубопровод; 9 — напорный бак
Таблица 53
Характеристика горизонтальных центробежных насосов типа К
Марка насоса Подача, м3/ч Максималь- ный напор, м Частота вращения, об/мин Мощность, кВт К- п. д. насоса
на валу насоса электро- двига- теля
1 1/2 6,0 20,3 0,7 0,44
К-6 11,0 17,4 2900 0,9 1,7 0,65
14,0 14,0 1,0 0,53
2 К-6 10,0 34,5 1,0 0,5
20,0 30,8 2900 2,7 4,5 0,64
30,0 24,0 3,1 0,63
2 К-9 11,0 21,0 1,2 0,56
20,0 18,5 2900 1,5 2,8 0,68
22,0 17,5 1,6 0,66
ЗК-6 30,0 62,0 2900 9,4 14,0 0,54
45,0 57,0 10,1 0,63
ЗК-9 30,0 34,8 4,6 0,62
45,0 31,0 2900 5,5 7,0 0,71
54,0 27,0 5,8 0,72
4 К-6 65,0 98,0 2900 28,0 35,0 0,63
90,0 91,0 33,0 0,68
486
сами и направляющим аппаратом; кроме того, подачу можно
регулировать изменением напора дросселированием задвижкой.
В зависимости от развиваемого насосом напора различают
насосы низкого давления (с выс
него (50—60 м) и высокого
(свыше 60 м).
Насосы низкого и среднего
давления изготовляются одно-
колесными, а насосы высокого
давления — многоколесными.
В последних увеличение напо-
ра происходит вследствие того,
что вода проходит последова-
тельно все колеса, получая
в каждом колесе дополнитель-
ный напор.
К наиболее употребляемым
центробежным насосам отно-
сятся консольные (К) и сек-
ционные (МС). В табл. 53 при-
ведены характеристики центро-
бежных насосов типа К-
§ 3. водоподъемники для
ГЛУБОКИХ ДИНАМИЧЕСКИХ
УРОВНЕЙ
Штанговые насосы
Главными частями насосной
установки являются: опуска-
емый в скважину насосный
цилиндр, колонна подвесных
труб, колонна приводных штанг
и верхний наземный привод-
ной механизм.
Схема устройства штангово-
го насоса показана на рис. 246.
Насосный цилиндр 2, под-
вешенный на трубах, опускает-
ся в скважину настолько, чтобы
клапан всасывающей трубы был
во время откачки всегда ниже
нагнетания 25—30 м), сред-
Рис. 246. Штанговые насосы
простого действия:
а — схема действия штангового насо-
са: 1 — водоподъемная колонна; 2 — на-
сосный цилиндр; 3 — хомуты подвесной
колонны; 4 — уравнительный плунжер;
S — поршень с проходным каналом; 6 —
штанги; 7 — всасывающий клапан; 8 —
манжеты поршня; 9 — балансир; 10 — ша-
тун; 11 — противовес; 12 — напорный бак;
б — насосный цилиндр простого действия:
1 — корпус; 2 — поршень; 3 — всасываю-
щий клапан; 4 — манжеты; 5 — водоподъ-
емные трубы; 6 — штанга; 7 — клапан пор-
шня
динамического уровня, а верх-
нее положение поршня не превышало 7—8 м над динамическим
уровнем. Подвесные трубы удерживаются с помощью железных
хомутов 3. На верхнем конце подвесных труб устанавливается
сальниковая головка, в которой ходит уравнительный плунжер 4.
487
Внутри подвесных труб размещается колонна штанг 6, соеди-
ненная внизу с проходным поршнем 5; на нижнем конце цилиндра
установлен всасывающий клапан 7; при нижнем положении пор-
шень не должен доходить до уровня всасывающего клапана па
150—200 мм. Штанги наверху соединяются с головкой балан-
сира 9, приводимого в колебательное движение от кривошипно-
шатунного механизма.
Поршень — цилиндрическое тело с центральным каналом,
закрываемым клапаном; на наружной поверхности имеются
уплотнительные манжеты 8. При движении вниз поршень вытес-
няет выше себя воду через клапан; при подъеме вверх он под-
нимает порцию воды, а в пространство под поршнем вследствие
вакуума поступает вода из скважины.
Насосные цилиндры бывают трех видов: простого
действия, двойного действия с одной колонной и двойной колон-
ной штанг.
Насосный цилиндр простого действия (рис. 246, б) представ-
ляет собой корпус 1, в котором помещаются подвижной проход-
ной поршень 2 и неподвижный нижний всасывающий клапан 3.
Эти насосы изготовляются с тарельчатыми и шариковыми кла-
панами, а поршни с манжетами 4. Число манжет определяется
высотой подъема воды.
При движении поршня вниз количество поступающей выше
его воды определяется
V = fS, м3,
где f—площадь поперечного сечения штанг, м2; S—ход поршня, м.
При ходе поршня вверх количество поднимаемой воды будет
V = (F — f)S, м3, (220)
где F — площадь поршня, м2. Объем за два хода будет
Vo = fs -[- (F — f) S = FS, м3, (221)
Величина хода поршней у штанговых насосов от 240—350 до
400—500 мм, при очень глубоких уровнях до 900 мм; число двой-
ных ходов 40—50 в 1 мин, при очень глубоких уровнях до 15—
10 ходов/мин. Рабочим ходом в этих насосах является ход вверх;
за этот ход двигатель совершает основную работу, поднимая
столб воды в трубах и колонну штанг; при ходе вниз подачи
почти не происходит, и поршень со штангами опускается под
действием их веса. Двигатель за этот ход работает вхолостую.
В результате неравномерной работы за оба хода приводные меха-
низмы и двигатель работают тоже неравномерно, что часто сопро-
вождается обрывами штанг и поломками частей приводного
механизма. Для устранения неравномерной работы подъемных
механизмов применяют противовес 11 (см. рис. 246, а). Недо-
статком штанговых насосов простого действия является их низ-
кая подача.
488
Для повышения подачи штанговых насосов применяются
насосные цилиндры двойного действия. Насосные цилиндры двой-
ного действия изготовляются двух типов: с двумя поршнями и
двумя колоннами штанг, и с одним поршнем и одной колонной
штанг.
Насосный цилиндр двойного действия
на одной колонне штанг (рис. 247). Насосный цилиндр 1 подве-
шивается на трубах 2. В нижней части
цилиндра устанавливаются всасыва-
ющие клапаны 3. В цилиндре пере-
мещается поршень 4 с манжетами,
нижним 5 и верхним 8 пустотелыми
штоками; верхний шток сообщается
с нижней полостью цилиндра канала-
ми 7, а верхняя часть цилиндра сооб-
щается со скважиной через нижний
шток 5. В верхней части штока 8 рас-
полагается нагнетательный клапан 9,
выше которого имеется выходное отвер-
стие 10. В верхней части цилиндра
располагаются перемычки 12 с клапа-
нами 11, которые при ходе поршня
вверх работают как нагнетательные;
поршневые клапаны 6 при ходе вверх
закрыты. При этом происходит засасы-
вание жидкости через клапаны 3 в ниж-
нюю часть цилиндра и нагнетание из
верхней части через клапаны 11. При
ходе поршня вниз в верхнюю часть
цилиндра происходит засасывание воды
через клапаны 6 и шток 5, а из ниж-
ней части цилиндра — нагнетание ее
через клапан 9 в подвесные трубы 2.
Поршень приводится в движение
через одну колонну штанг 13.
Эти цилиндры более равномерно
подают жидкость, штанговая колонна
у них работает не только на растяжение, но и на сжатие, по-
этому штанги снабжаются центрирующими устройствами.
Штанговые насосы применяются при небольших расходах
воды и высоте подъема до 60—100 м.
Центробежные насосы с вертикальным валом
Центробежный погружной насос типа АТН (рис. 248) состоит
из погружаемого в воду вертикального центробежного насоса 1,
подвешенного на водоподающих трубах 2, вертикального вала 3,
вертикально стоящего электромотора 4 (п = 1460 об/мин), верх-
459
ней сальниковой коробки 5 с отводом 6
к напорному трубопроводу, всасывающей
трубы 7 с фильтровым наконечником 8.
Секции подвесных труб соединяются
между собой муфтами или фланцами 9,
снабженными внутренними крестообраз-
ными втулками, в которых помещаются
подшипники 10 вертикального вала.
Насос имеет несколько секций, каж-
дая состоит из рабочего колеса и напра-
вляющего аппарата. Секции вертикаль-
ного вала соединяются между собой
муфтами 11. Верхний конец вертикаль-
ного вала 3 соединяется с подвешенным
на шариковом подшипнике 12 валом элек-
тродвигателя. Смазка вала в подшипниках
осуществляется водой. При запуске на-
соса в трубную колонну должна быть
залита вода. Подача и развиваемый на-
сосом напор регулируются с помощью
задвижки, установленной на напорном
трубопроводе, а также путем изменения
проходного зазора между кромками рабо-
чих колес и направляющего аппарата;
последнее осуществляется подъемом и
опусканием вертикального вала с помощью
регулировочной гайки 13. Рабочие колеса
насоса бывают радиальные и полуак-
сиальные. Насосы типа АТН (артезиан-
ские турбинные насосы) выпускаются
с подачей 30, 70 и 200 м3/ч при напоре
от 30 до 100 м вод. ст., мощностью от 13
до 100 кВт.
Винтовые насосы с вертикальным
валом
Эти насосы благодаря особому устрой-
ству рабочего органа, состоящего из вин-
тового стального ротора и резинового
статора, приспособлены для откачки за-
грязненной воды.
Ротор, изготовленный из нержавеющей
стали, имеет форму однозаходного винта
Рис. 248. Центробежный погружной насос типа
АТН
490
круглого сечения. Для уменьшения массы ротора и, следова-
тельно, инерционных усилий в нем просверлен центральный
канал.
Статор представляет собой резиновую толстостенную трубу,
внутренняя полость которой имеет форму двухзаходной вин-
товой поверхности с шагом, в 2 раза большим, чем шаг винта
ротора.
Вращающийся ротор совершает сложное движение. Чтобы
ротор мог совершать такое движение, его присоединяют к привод-
ному валу при помощи короткого карданного вала. Привод
винтовых насосов осуществляется по такой же схеме, как и цен-
тробежных с вертикальным валом.
Погружные насосно-моторные агрегаты
Схема центробежного насоса с погружным электродвигателем
дана на рис. 249. В скважине 1 подвешивается на водоподъемных
трубах 2 агрегат, состоящий из электромотора 3 и центробежного
насоса 4. Электромотор получает питание от сети через кабель 5.
Водоподъемные трубы вместе с агрегатом подвешиваются с по-
мощью хомутов 6. Для регулирования подачи и напора насоса
служит задвижка 7, для измерения давления — манометр. Ра-
бота электромотора в воде обеспечивается применением обмотки
с влагоустойчивой изоляцией. Пуск и остановка насоса осуще-
ствляются обычно автоматически. Схема действия такого приспо-
собления состоит в следующем. Когда уровень воды в напорном
баке 9 занимает крайнее верхнее и нижнее положения, поплавок 10
через трос И приводит в движение рычаг реле 12, в котором при
соответствующем положении поплавка замыкаются и размы-
каются контакты, входящие в сеть управления пускового при-
способления 8. При верхнем положении уровня воды электродви-
гатель выключается, а при нижнем — включается. Засасывание
воды производится через фильтровую сетку 13.
Эти агрегаты более быстроходные, чем предыдущие, и поэтому
они при тех же габаритных размерах могут помещаться в сква-
жину меньших диаметров.
Погружные центробежные насосы с погружным электродви-
гателем выпускаются с подачей от 4 до 670 м3/ч, с напором 30—
350 м. Наружный диаметр их 105—425 мм.
Выпускается много типов глубинных насосов. Насосы типа
ЭЦВ более экономичны по сравнению с остальными насосами
с погружными электродвигателями, более совершенны в кон-
структивном отношении, имеют более высокий к. п. д.
Схема установки электронасоса в скважине дана на
рис. 250.
Насосы ЭЦВ предназначены для подъема неагрессивной воды
с температурой не свыше 25° С с содержанием механических
примесей не более 0,01 % от массы прокачиваемой воды.
491
Характеристика насосов ЭЦВ дана в табл. 54.
Следует указать, что погружные насосы довольно часто преж-
девременно выходят из строя.
Причинами преждевременного выхода из строя погружных
насосов являются монтаж их без соответствующей проверки, не-
Рис. 250. Схема установки электронасоса в скважине:
1 электродвигатель; 2 — сетка; 3 -* иасое; 4 муфта глухая; 5 кабель;
6 — обсадная колонна; 7 — муфта; 8 —- хомут, прижимающий электрокабель к водо-
подъемным трубам; 9 — труба; 10 — опорная плита; 11 — специальная муфта; 12 —
колено с фланцем; 13 —. станция управления; 14 — вадвнжка; 15 манометр
квалифицированное обслуживание насосного хозяйства, плохое
техническое обслуживание- и несвоевременность ремонта.
Второй основной причиной преждевременного выхода из
строя погружных электронасосов является пескование скважин,
которое проявляется при неправильно выбранной конструкции
492
Таблица 54
Электропогружные насосы типа ЭЦВ
ЭЦВ6-10-80 § ® ' 00 оо оо i ~ _D *-D СМ <D to CD 1-0 'Т ° ш 04 Ti ь- Т| 3 сч оо °? со J.I оо 4-1 ь- 44 S со Й~Л ".t1 i1 -S i>-+' ^3 ч ц S ф ° Ч ° 2 ст ffi с с
ЭЦВ6-10-50 9 о 00 ir, °i °1 °1 сГо 4| <м 41 г. 41 g °°£}Soic,iсо^2 >г;4 °3 En co^Sg З~3 -3 ^3 X- С1-2же°+1 1-+I “+I £ R 10 '° ° t( о S {2 ° ст m с с
ЭЦВ6-4-190 S о S ,о 22 Н s4 4 § з*|ф1 4 4's =8|B t[ g g 2 S 3 =3 2 CD —< — CM CT) — C C
ЭЦВ6-4-130 8 ° 3 00 • 00 00 00 °0 ', CD o CD 1 c,f 41 “5.41 co 41 S °° 2 S оо T ю +1 -e- 41 to +1 f2 — g о g m 3 e3 ”3 - и*“®йио "ю —о ю- -St-2 R со о -ф о — tj о I- „о " Л " " СП с с
Показатели »s ет д =к ss о о S о о К кий и ш S л л Й л д 5 ч ч £• ч ч m CCJ СЗ Гл м КЗ СЗ «с) a s S S й s к S К к t-т s к к к s.—- и m ps о. -> о и и 1Ч о ^-s. * и Я S 8 к к В « К S3 сз gcsF-’O^S сз 5< У н о 2^ • к m о о ° s S?s гп о о н sr S Щ о \о о ьегй У-тзохоо О р* М »^сЗЮ CJ -Г. ЕС *=£ Wc3\O п.^1а-1 М "S йёЛй, м E^«g.^S, В.ийо3 -К S ® т« й Ё g-S Е -й« -g£g“>«gs ^ЛЛОВО.|=<§О-ЕСЕ0>л^^а>НдлОкС1.§§С1§«-§л>ЛФ1и 1 Й § Я й g g § g g p § s* 4 K 0 О О § 0 gf^b » § 4 g§ t3§&§g"||g§s is g pgs Sop S8jgggg§§'S £ggg HIXn ^ЕЧ^нКХо. SiKfct^ 493
Продолжение табл. 54
ЭЦВ6-16-75 S ° *3 S f- Sg§8 ® Ю 00 О О " И Ю О СО ° с| га ' ЕЗг^юоо А. со со о m m Е С
ЭЦВ6-16-50 S с ' • to 1.0 Ю ‘Ч. «О Ю ю со -и сч - - ~ CD о м< О -4-1 о 4-1 4-1 ст> ‘О сч 3IO сч о о сч о сч сч сч in ° ^2+1 8+1 S+I £ й+1 2+1 Ч и ю га «о о с+ й ° ° е е
ЭЦВ6-10-235 ПЭДВ-11-140 10 235+14,1 12 ОЛЛ_1_1Л 1 Д ZJ- <5 CD CD CD " м , СЧ S О СО ОСО ОСО —- g 1.0 -+' 2 S+I % Э 00 А. о Ю CD СЧ (Т) с
ЭЦВ6-10-185 ° 8 Н 4 4 I ”2i4§8 1 » 00 ю — <4 — —' m _ _ С1 m 1-1 Е
ЭЦВ6-10-140 О О со 14 4 4 !- «э|й§1 й 4 ! *»§8 ё е
Показатели Тип электродвигателя Номинальная подача, м3/ч Номинальный напор, м вод. ст. Рабочая область по подачам: максимальная подача, м3/ч напор, соответствующий максимальной подаче, м вод. ст. минимальная подача, м3/ч напор, соответствующий минимальной подаче, м вод. ст. Коэффициент полезного действия электрона- соса (не менее) Мощность электродвигателя, кВт с© Поперечный размер электронасоса, мм *“ Длина электронасоса, мм (не более) Масса электронасоса, кг (не более) Тип электродвигателя Номинальная подача, м3/ч Номинальный напор, м вод. ст. Рабочая область по подачам: максимальная подача, м3/ч напор, соответствующий максимальной подаче, м вод. ст. минимальная подача, м3/ч напор, соответствующий минимальной подаче, м вод. ст. Коэффициент полезного действия элек- тронасоса (не менее) Мощность электродвигателя, кВт Поперечный размер электронасоса, мм Длина электронасоса, мм (не более) Масса электронасоса, кг (не более)
фильтра, а также при недостаточной прокачке скважины перед
запуском глубинного центробежного насоса.
Поэтому очень важно наладить техническое обслуживание
насосного хозяйства в соответствии с существующими правилами
монтажа и эксплуатации глубинных насосов
Управление электродвигателями глубинных насосов может
быть местным и автоматическим.
При местном управлении запуск и остановка насосного агре-
гата осуществляются оператором — дежурным мотористом.
При автоматическом управлении запуск и остановка насосного
агрегата осуществляются автоматически в зависимости от дости-
жения соответственно нижнего или верхнего уровней воды в прием-
ном (напорном) резервуаре.
Наиболее распространенными системами автоматического уп-
равления являются станции типа ПЭТ, комплектуемые с насо-
сами ЭЦВ мощностью 2,5—65 кВт.
Такие станции обеспечивают кроме автоматического запуска
и выключения электродвигателя еще защиту его от сильных токов,
контроль за нагрузкой электродвигателя, отключение насоса при
понижении динамического уровня в скважине ниже допустимого
предела, включение насоса при понижении уровня воды в прием-
ном резервуаре. Станция управления представляет собой шкаф
в защитном исполнении, где размещается вся аппаратура.
Глава 5
ЭРЛИФТЫ И ГИДРОЭЛЕВАТОРЫ
§ 1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭРЛИФТЕ
Эрлифт применяют для производства пробных откачек с целью
определения производительности скважины, а также для эксплуа-
тации.
Эрлифтом (от англ, air — воздух и lift — подымать), или
воздушным подъемником, называется устройство для подъема
жидкости (воды, нефти) из скважины с помощью сжатого воздуха.
Схема эрлифта дана на рис. 251.
Эрлифтное устройство состоит из компрессора 1 с воздухо-
сборником 2, воздухопроводных труб 3, смесителя (форсунки) 4,
водоподъемных труб 5, спущенных в скважину 6, резервуара 7
для замера откачиваемой жидкости и манометра 8.
Сжатый воздух из воздухосборника 2 поступает по воздухо-
проводным трубам 3 в смеситель 4. В смесителе образуется водо-
воздушная смесь, поднимающаяся по воздухопроводным трубам 5
до излива.
495
Рис. 251. Схема эрлифта: параллель-
ная (эксцентрическая) система с располо-
жением труб «рядом»
г Действие эрлифта основано на законе сообщающихся сосудов
с жидкостями разного удельного веса. Одним сосудом является
скважина 6, содержащая воду, другим сосудом являются водоподъ-
емные трубы 5, заполненные более легкой водовоздушной
смесью.
Для расчета эрлифта надо знать статический и динамический
уровни.
Статическим уровнем называется уровень воды в скважине,
установившийся в^ результате пластового давления до откачки.
Глубиной й0 статического
уровня называется расстояние
от уровня излива до стати-
ческого уровня (см. рис. 251).
Динамическим уровнем на-
зывается уровень воды в сква-
жине, установившийся в ре-
зультате откачки.
Глубиной h динамического
уровня называется расстоя-
ние от уровня излива до
динамического уровня. Глу-
бина динамического 1 уровня
соответствует высоте подъема
воды из скважины во время
откачки.
Понижением уровня во-
ды S называется разность
между глубиной динамиче-
ского уровня h и глубиной
статического уровня /i0 (см.
рис. 251).
Существуют три системы эрлифтов, отличающиеся располо-
жением труб (рис. 252).
1. Параллельная (эксцентричная) система — расположение
воздухопроводных и водоподъемных труб рядом (рис. 252, «).
Достоинство: большое проходное отверстие для подъема водовоз-
душной смеси, способствующее снижению гидравлических сопро-
тивлений давления, развиваемого компрессором, и расхода воз-
духа. Недостаток: требуется большой диаметр эксплуатационной
колонны для спуска параллельных колонн труб.
2. Центральная (концентрическая) система — расположение
воздухопроводных труб внутри водоподъемных (рис. 252, б).
Достоинство: компактное расположение труб в сечении. Недо-
статок: кольцевое сечение водоподъемных труб увеличивает
величину гидравлических сопротивлений и вследствие этого
увеличивает давление компрессора. Эту центральную систему
эрлифта следует применять, когда параллельная система не может
быть применена из-за малого диаметра скважины. Эта система
496
эрлифта наиболее часто применяется при гидрогеологических
изысканиях.
3. Центральная система — расположение водопроводных труб
внутри воздухопроводных (рис. 252, в). Следует указать, что при
неплотностях в резьбовых соединениях воздухопроводных труб
воздух не попадает в водоподъемные трубы, а теряется в сква-
жине. Поэтому третью систему эрлифта на практике применяют
редко.
Рис. 252. Системы
эрлифтов:
а — параллельная
(эксцентрическая) систе-
ма с расположением труб
«рядом»; б — централь-
ная (концентрическая)
система — воздухопро-
водные трубы внутри во-
доподъемных; о — цен-
тральная система — во-
доподъемные трубы вну-
три воздухопроводных
Достоинства эрлифта: 1) надежность действия и простота спу-
скаемого в скважину оборудования; 2) возможность получения
значительных количеств воды из скважин сравнительно малого
диаметра (от 20 до 250 м3/ч); 3) возможность откачек воды
с песком, что благоприятствует применению эрлифта для проб-
ных откачек.
Недостатки эрлифта: 1) необходимость высокого столба воды
в скважине; 2) низкий полный коэффициент полезного действия
эрлифтной установки (т; 0,3).
§ 2. ГЛУБИНА ПОГРУЖЕНИЯ СМЕСИТЕЛЯ
И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
ЭРЛИФТА
Глубина Н погружения смесителя определяется по фор-
муле
Н = kh, (222)
где h — глубина динамического уровня; k = H/h — коэффи-
циент погружения смесителя, зависящий от глубины динамиче-
ского уровня, приведенный в табл. 55.
Гидравлическим коэффициентом полезного действия эрлифта т]э
называется отношение полезной работы в единицу времени на
подъем воды из скважины к затраченной работе в единицу вре-
мени на сжатие воздуха, подаваемого к эрлифту. Гидравлический
497
Таблица 55
Высота подъема воды /г 15 15—30 30—60 60—90 90—120
Коэффициент погружения смесителя k 3,0—2,5 2,5—2,2 2,2—2,0 2,0—1,75 1,75— 1,65
Гидравлический к. и. д. 0,59— 0,57— 0,54— 0,50— 0,41—
эрлифта цэ 0,57 0,54 0,50 0,41 0,40
к. п. д. эрлифта т|э зависит от коэффициента погружения сме-
сителя k и определяется по табл. 55.
§ 3. ПОДАЧА КОМПРЕССОРА
Удельный расход воздуха Уо в м3 при атмосферном давлении
для подъема эрлифтом 1 м3 воды равен
у —__________________
Ма-О + К)
(223)
где h, k, т]э определяются по табл. 55.
Объемный расход воздуха W при атмосферном давлении для
подъема эрлифтом воды в количестве Q равен
«7 = , мз/мии, (224)
где Vo — удельный расход воздуха, определяемый по фор-
муле (223).
Подача компрессора 1ГКОМ равна
Ц7КОМ = ktk2W, м3/мин, (225)
где W — объемный расход воздуха, определяемый по формуле
(224); — коэффициент, учитывающий изменение подачи ком-
прессора в зависимости от температуры воздуха и расположения
компрессора над уровнем моря (для средней полосы СССР kx =
= 1,2); /г2 = 1,05—1,20 — поправочный коэффициент при рас-
положении труб «внутри», возрастающий с уменьшением коль-
цевого зазора между трубами.
§ 4. ДАВЛЕНИЕ, РАЗВИВАЕМОЕ ПРИ РАБОТЕ КОМПРЕССОРА.
ВЫБОР КОМПРЕССОРА
Пусковым давлением рп называется давление воздуха в мо-
мент начала действия эрлифта, когда в скважине вода устано-
вилась На статическом уровне.
498
Пусковое давление определяется по формуле
Рп = - —t кгс/см2 & 0,1 МПа, (226)
где (77 — h0) — высота столба жидкости, м, которая должна быть
преодолена и уравновешена давлением сжатого воздуха при
запуске эрлифта; 0,1 h0 — потеря давления воздуха в размере 10%
от длины h0, м вод. ст., затрачиваемая на преодоление аэроди-
намических сопротивлений и потери в неплотностях резьб; в зна-
менателе 10 — высота водяного столба в метрах, производящего
давление, равное 1 атмосфере, т. е. равное 1 кгс/см2 0,1 мега-
паскаль (МПа).
Рабочим давлением /?рьб называется давление воздуха при
работе эрлифта, когда в скважине вода установилась на динами-
ческом уровне.
Рабочее давление рраб определяется по формуле
Рраб = ~ —~Л1о+ 0’1/1 ’ кгс/см2°>1 МПа> (227)
где (Н — h) — высота столба жидкости, м, которая должна быть
преодолена и уравновешена давлением столба воздуха при уста-
новившейся работе эрлифта; 0,1 Л — потеря давления воздуха
в размере 10% от длины h, м вод. ст., затрачиваемая на преодо-
ление аэродинамических сопротивлений и потери в неплотностях
резьб; в знаменателе — высота 10 м вод. ст., соответствующая
давлению в 1 атмосферу.
Рабочее давление компрессора рком равно
Дном = Рраб + Jj Р> кгс/см2 0,1 МПа, (228)
где рраб — рабочее давление воздуха, определенное по фор-
муле (227); Xj Р — сумма потерь давления в воздушной линии
длиной I от компрессора до скважины, равное
р = 0,01/, кгс/см2 0,1 МПа. (229)
Выбор компрессора производят по двум параметрам: подаче
компрессора №ком, определенной по формуле (225), и рабочему
давлению компрессора рком, определенному по формуле (228).
Для выбора компрессора может быть использована табл. 29.
§ 5. ОБЪЕМНЫЙ РАСХОД ВОДОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Особенность объемного расхода водовоздушной смеси состоит
в том, что вода практически несжимаема, а объем воздуха зави-
сит от давления. Поэтому объемный расход водовоздушной смеси
зависит от давления, при котором эта смесь находится.
Объемный расход Сг водовоздушной смеси непосредственно
выше смесителя складывается из объемного расхода воды
499
и объемного расхода воздуха IF1( находящегося под давле-
нием
C1 = Qi+-^-. (230)
Объемный расход воздуха W1 по закону Бойля—Мариотта
равен
w = Wp_ = Wp = W
1 Р1 (Рраб + p) (Рраб-1)’ ( ’
где W — объемный расход воздуха, м3/мин при атмосферном
давлении, определяемый по формуле (224); р — атмосферное дав-
ление; рл — избыточное давление по сравнению с атмосферным;
Рраб — рабочее давление, определяемое по формуле (227).
Подставив значение W L из выражения (231) в выражение (230),
получим
G = Q1 + \-.т > мЗ/с. (232)
ЬО (Рраб “Г 1)
На уровне излива давление воздуха в водовоздушной смеси
вследствие расширения пузырьков воздуха снижается до атмо-
сферного и тогда рраб = Q.
Объемный расход водовоздушной смеси С2 на уровне излива
получим из выражения (232) при рраб = 1 МПа/см2
= м3/с. (233)
§ 6. СКОРОСТЬ ДВИЖЕНИЯ ВОДОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Скорость движения водовоздушной смеси в водоподъемных
трубах должна быть такой, чтобы предотвратить проскальзывание
пузырьков воздуха и создать минимальные потери на трение.
Опытом установлено, что таким условиям удовлетворяет скорость
движения водовоздушной смеси около 8 м/с. Однако по мере подъ-
ема смеси давление падает, воздушные пузырьки расширяются,
а объем смеси увеличивается. Вследствие этого скорость подъема
смеси постепенно нарастает.
При глубоких динамических уровнях и длинных водоподъем-
ных трубах (90—120 м и более) для выравнивания скорости дви-
жения водовоздушной смеси применяют ступенчатую конструкцию
водоподъемной колонны. В нижней части колонны (на 0,3—0,5 ее
длины) устанавливают трубы меньшего диаметра, а в верхней
части колонны — трубы большего диаметра.
Скорости водовоздушной смеси в водоподъемных трубах при
расчетах принимают: скорость непосредственно над смесителем
не менее 3 м/с, скорость у2 при изливе около 10 м/с.
500
§ 7. ВЫБОР ДИАМЕТРОВ ТРУБ ЭРЛИФТА И СИСТЕМЫ
ИХ РАСПОЛОЖЕНИЯ
Площадь сечения Fx водоподъемной трубы на уровне сме-
сителя
Л = Ci/c'i, м2, (234)
где Сх— объемный расход водовоздушной смеси непосредственно
выше смесителя, определяемый по формуле (232); — скорость
смеси непосредственно над смесителем, м/с (г?, = 3 м/с).
Площадь сечения F2 водоподъемной трубы на уровне излива
Д, = C2/v2, м2, (235)
где С2— объемный расход водовоздушной смеси на уровне из-
лива, определяемый по формуле (233); v2 — скорость движения
водовоздушной смеси на уровне излива, м/с (v = 10 м/с).
По найденным площадям Fr и F2 определяют внутренние
диаметры водоподъемных труб. Если ступенчатую конструкций
водоподъемных труб не применяют, то из полученных площа-
дей Fx и F2 выбирают наибольшую площадь F и по этой площади
вычисляют потребный внутренний диаметр водоподъемных труб.
Внутренний диаметр воздухопроводных труб эрлифта опре-
деляют из уравнения объемного расхода воздуха
откуда внутренний диаметр d0 воздухопроводных труб
<237>
где №ком — подача компрессора, м3/мин, определенная по фор-
муле (225); v — установленная скорость движения воздуха по
воздухопроводным трубам эрлифта, м/с (о = 10 м/с).
При параллельном расположении труб «рядом» (см. рис. 252, о)
величина площади сечения водоподъемной трубы F в свету равна
л£)?
F = —, см2, (238)
откуда расчетный внутренний диаметр Do водоподъемных труб
равен
Do = = 1,128 Vf, cm.
(239)
При центральном расположении воздухопроводных труб внутри
водоподъемных (см. рис. 252, б) величина кольцевой площади
сечения водоподъемных труб в свету F равна
лб*0 ЛЙ2
F = -4------см2>
(240)
501
откуда
Du = j/~ + d2 = ri.27F + d2 см, (241)
где d — наружный диаметр воздухопроводных труб, см.
Трубы эрлифта должны вписываться во внутреннее сечение
эксплуатационной колонны.
При параллельной системе расположения труб «рядом» (см.
рис. 252, а) потребуется внутренний диаметр эксплуатационной
колонны Duu не менее
Э.ш — ^муфт "Т ^муфт> (242)
где ОмуфТ — диаметр муфт водоподъемных труб; <4уфт — Диа-
метр муфт воздухопроводных труб.
Если это условие не соблюдается, то следует пользоваться
центральной системой (см. рис. 252, б).
§ 8. СМЕСИТЕЛЬ И ОГОЛОВОК ЭРЛИФТА
Воздухопроводные трубы внизу оборудованы смесителем
(рис. 253). В связи с возможным отложением солей на стенках
смесителя и коррозией металла, что ведет к сужению отверстий,
Рис. 253.
Типы смесите-
лей;
а — смеси-
тель при эксцен-
трической системе
эрлифта; б — сме-
ситель при кон-
центрической си-
стеме эрлифта при
подаче воздуха по
центральной тру-
бе: 1 — водоподъ-
емная колонна;
2 — корпус смеси-
сителя; 3— возду-
хоподающая ко-
лонна; 4 — возду-
хопровод; 5 —
смеситель; 6— на-
правляющие цен-
трирующие шпи-
льки; 7 — конус
502
число отверстий п (рис. 253, о и б) выбирают с таким расчетом,
чтобы сумма площадей этих отверстий была в два раза больше
сечения Fo воздухопровода в свету.
Эрлифт в устье скважины оборудован оголовком Одна из
разновидностей конструкций оголовка эрлифта с расположением
воздухопроводных труб внутри
водоподъемных изображена на
рис. 254.
§ 9. РАСЧЕТ ПОНИЖЕНИЯ
УРОВНЯ ВОДЫ
С помощью эрлифта произ-
водят пробные откачки. При
откачках изменяют количество
в единицу времени сжатого
воздуха, подаваемого в сква-
жину, или глубину погруже-
ния смесителя эрлифта. При
производстве пробных откачек
измеряют и регистрируют дебит
скважины и получившееся по-
нижение уровня воды в сква-
жине. Однако вследствие малых
зазоров между трубами эрлиф-
та определить понижение уров-
ня воды в скважине уровне-
мером или поплавковым изме-
рителем не всегда возможно.
В этом случае допускается из-
мерение динамического уровня
Рис. 254. Оголовок эрлифтной
установки с расположением иоаду-
хопроводиой трубы внутри водо-
подъемной трубы:
i —обсадные трубы; 2 — опорные 'фланцы;
3 — водоподъемная труба; 4 — отвод; 5 - -
воздухопроводная труба; 6 — пневматиче-
ский уровнемер
по манометру, установленному
на воздухосборнике компрессора или на воздушной трубе
эрлифта у устья скважины.
Понижение уровня определяют по формуле
S = 100 (рп — рраб), м.
(243)
где 100 — высота водяного столба в метрах, производящего дав-
ление, равное 1 МПа/см2; S — понижение уровня, м; ра — пус-
ковое давление, МПа; драб — рабочее давление, МПа.
Пусковое рп и рабочее драб давления определяют в процессе
пробной откачки по показаниям манометра.
§ 10. РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ВОДЯНОЙ СКВАЖИНЫ
Вначале производят предварительную откачку воды для
очистки скважины от шлама и песка. Затем производят пробную
откачку с целью определения максимальной производительности
503
скважины. По величине не менее двух понижений судят о произ-
водительности скважины. По величине не менее двух понижений
судят о производительности скважины по формуле
Qz — Qi
(2Н - S2) S2
(2H — S1)S1 '
(244)
где Qj— дебит скважины при первом понижении уровня воды,
мя/ч;^51 — понижение уровня воды при дебите Qx, м; Q2 — дебит
Рис. 255. Схема водоподъемни-
ка-гидроэлеватора:
а — гидроэлеватор; б — схема уста-
новки гидроэлеватора на скважиие; 1 —
всасывающая труба с клапаном; 2— отвер-
стие для подачи воды к соплу из кольцевого
зазора; 3 — сопло; 4 — камера смещения;
5 — диффузор; 6 — напорная труба; 7 —
наружная труба; 8 — насос; 9 — скважи-
на; 10 — задвижка для регулирования по-
дачи воды в скважину; 11 —- задвижка для
регулирования подачи воды в сеть
скважины при втором пони-
жении уровня воды, м3/ч; S2 —
понижение уровня воды при
дебите Q2, м; Н — мощность
водоносного горизонта, м.
Пример. Мощность водоносного
горизонта Н ~ 25 м. При понижении
уровня воды в скважине во время от-
качки па St = 4 м дебит был равен
= 16 м3/ч. Определить дебит сква-
жины при понижении уровня на
S2 = 6 м.
(2-25 — 6)6 _ „
Qz~ 16 (2-25 — 4)4 ~23 /Ч’
§ 11. ГИДРОЭЛЕВАТОРЫ
Г идроэлеваторы относятся
к струйным водоподъемникам
(рис. 255), в которых жидкость
из источника подается на по-
верхность земли за счет пере-
дачи ей энергии водяным по-
током, подаваемым насосом
с поверхности земли в особую
камеру трубной колонны вну-
три скважины.
Наземная часть водоприем-
ника состоит из центробежного
насоса с электродвигателем,
напорного и перепускнопГтру-
бопроводов и водосборника
(резервуара).
Внутри скважины устанавливается двойная концентрическая
колонна труб. К верхней части наружной трубы присоединяется
перепускной трубопровод, а внутренняя колонна верхним кон-
цом присоединяется к всасывающему фланцу насоса.
В нижней части наружной колонны установлена камера'?-?
с соплом 3 и диффузором 5 (расширяющийся кверху канал);
ниже камеры присоединяется всасывающая труба, выше диф-
фузора — напорная труба 6.
504
Поток воды, подаваемый насосом, вытекая из сопла с большой
скоростью, создает подсос жидкости из скважины через всасы-
вающую трубу /; в диффузоре 5 происходит преобразование части
скоростного напора в манометрический, благодаря чему насос
через внутреннюю трубу поднимает воду на высоту, в несколько
раз большую обычной (7—8 м) высоты всасывания. Часть воды Qn
по выходе из насоса направляется в водосборник, а часть воды Qp
через обходной трубопровод поступает в кольцевой канал трубной
колонны в скважину для работы в смесительной камере.
Таким образом, объем воды Qp, подаваемый насосом в сква-
жину, является «рабочим».
Отношение количества воды Qn, направляемой в водосбор-
ник, к количеству всей поднимаемой насосом воды Qo = Qn + Qp
является показателем эффективности по производительности.
Qn______Qn
Qo Qn + Qp
(245)
Коэффициент полезного действия по мощности определяется
из отношения
•>1
Qn//
Q«//o
(246)
где Н — полная высота подъема, м вод. ст, (от динамического
уровня до уровня излива на поверхности земли); Qn — коли-
чество отводимой воды в водосборник; Qo — количество всей
воды, перекачиваемой насосом; Но — напор, развиваемый насо-
сом, м вод. ст.
При динамических уровнях 10—15 м к. п. д. составляет около
40—30%, а при 20—30 м он понижается до 20—15%.
При подаче водоприемника около 10—15 м3/ч диаметр камеры
смещения составляет около 20—25 мм.
Гидроэлеваторы применяются для пробных прокачек и для
эксплуатации, когда из-за низкого статического уровня эрлифты
применять затруднительно (неэкономично).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Булнаев И. Б. Техника и технология отбора проб при разведочном
бурении. М., Недра, 1975.
2. Воздвиженский Б. И., Волков С. А. Разведочное колонковое бурение.
М., Госгеолтехиздат, 1957.
3. Воздвиженский Б. И., Сидоренко А. К., Скорняков А. Л. Современные
способы бурения скважин. М., Недра, 1978.
4. Гайдуков Ю. И., Крючков И. А., Баранов О. В. Методика, техника и
технология кернового опробования угольных месторождений. М., Недра, 1975.
5. Голубинцев О. Н. Механические и абразивные свойства горных пород
и их буримость. М., Недра, 1968.
6. Граф Л. Э., Киселев А. Т., Коган Д. И. Техника и технология гидро*
ударного бурения. М., Недра, 1975.
7. Зиненко В. П. Лекции по курсу «Искривление скважин, направленное
И многоствольное бурение», М., МГРИ, 1975.
8. Исаев М. И., Пономарев П. В. Основы прогрессивной технологии алмаз-
ного бурения геологоразведочных скважин. М., Недра, 1975.
9. Исаев М. И. Технический прогресс и новые достижения в колонковом
бурении. М., Недра, 1976.
10. Кардыш В. Г., Мурзаков Б. В., Окмянский А. С. Современные зару-
бежные буровые станки и установки. М., Недра, 1976.
11. Кардыш В. Г. Станки для алмазного поискового бурения. Л., Недра,
1978.
12. Козловский Е. А. Оптимизация процесса разведочного бурения. М.,
Недра, 1975.
13. Козловский Е. А., Гафиатуллин Р. X. Автоматизация процесса геоло-
горазведочного бурения. М., Недра, 1977.
14. Куличихин Н. И., Воздвиженский Б. И. Разведочное бурение. М.,
Недра, 1973.
15. Лачинян Л. А., Угаров С. А. Конструирование, расчет и эксплуатация
бурильных геологоразведочных труб и их соединений. М., Недра, 1975.
16. Лимитовский А. М. Электрооборудование и электроснабжение геоло-
горазведочных работ. М., Недра, 1977.
17. Лиманов Е. Л., Страбыкин И. Н., Елизаров М. И. Направленное бу-
рение разведочных скважин. М., Недра, 1978.
18. Любимов Н. И. Классификация горных пород и рациональное Ори*
менепие буровой техники. М., Недра, 1977.
19. Марамзин А. В., Блинов Г. А. Алмазное бурение па твердые полез-
ные ископаемые. Л., Недра, 1977.
20. Овчаренко В. М., Брацлавский И. А. Основы автоматизации произ-
водства и контрольно-измерительные приборы. Недра, М., 1974.
21. Полежаев П. В., Борисович В. Т., Властовский А. М. Организация й
планирование геологоразведочных работ. М., Недра, 1977.
22. Руководство по эксплуатации комплекса технических средств для бу-
рения снарядами со съемными керноприемниками КССК-76. М., Недра, 1976.
23. Ребрик Б. М. Ударное бурение грунтов. М., Недра, 1976.
506
24. Ребрик Б. М. Бурение скважин при инженерно-геологических изы-
сканиях. М., Недра, 1973.
25. Ребрик Б. М. Вибрационное бурение скважин. М., Недра, 1974.
26. Юшков А. С., Серик Е. Л. Бурение геологоразведочных скважин. М.,
Недра, 1976.
27. Филатов Б. С., Кошко И. И. Справочник по бурению структурно-поис-
ковых и сейсморазведочных скважин. М., Недра, 1975.
28. Шамшев Ф. А. Технология и техника разведочного бурения. М.,
Недра, 1973.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.................................................... 3
Часть I. Основы бурения и физико-механические свойства горных по-
род .............................................................. 5
Глава 1. Общие сведения о бурении скважин.................... 5
Глава 2. Физико-механические свойства горных пород........... 16
Часть II. Бурение неглубоких поисково-разведочных скважин .... 47
Глава 1. Общие сведения...................................... 47
Глава 2. Ударно-канатное бурение стаканами и грунтоносами ... 48
Глава 3. Вращательное бурение с транспортировкой разрушенной
породы на поверхность шнековой колонной.......................... 53
Глава 4. Вибрационное (виброударное) бурение ................ 59
Глава 5. Установки комбинированного бурения.................. 67
Глава 6. Установки для пенетрационно-каротажного исследования
грунтов ......................................................... 81
Часть III. Колонковое бурение ................. 85
Глава 1. Общие сведения о колонковом бурении................. 85
Глава 2. Инструмент для колонкового бурения.................. 93
Глава 3. Буровые установки для колонкового бурения.......... 113
Глава 4. Силовой привод буровых установок................... 153
Глава 5. Подготовительные работы к колонковому бурению .... 159
Глава 6. Промывка и продувка буровых скважин ......... 167
Глава 7. Технология колонкового бурения..................... 212
Глава 8. Способы повышения выхода керна и улучшение качества
опробования ................................................. 266
Глава 9. Бурение шарошечными долотами на установках колонко-
вого бурения.................................................... 282
Глава 10. Ориентирование кернов—кернометрия................ 290
508
Глава 11. Контрольно-измерительная аппаратура и некоторые воп-
росы комплексной механизации и автоматизации процесса колонкового
бурения ........................................................... 295
Глава 12. Предупреждение и ликвидация аварий................... 315
Часть IV. Бурение роторное, турбинное и электробуром........... 334
Глава 1. Основные сведения о роторном бурении.................. 334
Глава 2. Буровые долота........................................ 337
Глава 3. Бурильная колонна .................................... 344
Глава 4. Буровые установки для роторного бурения............... 349
Глава 5. Бурение забойными вращательными машинами.............. 364
Глава 6. Параметры режима роторного и турбинного бурения , . . 377
Глава 7. Роторное бурение с обратной всасывающей циркуляцией
промывочной жидкости............................................... 379
Часть V. Искривление скважин, направленное и многоствольное бу-
рение ............................................................. 391
Глава 1. Общие сведения об искривлении скважин............... 392
Глава 2. Причины и закономерности искривления скважин .... 395
Глава 3. Вероятностное положение скважины в пространстве, по-
строение проектного профиля ....................................... 400
Глава 4. Технические средства направленного бурения............ 403
Глава 5. Многоствольное бурение ............................... 413
Глава 6. Принципы измерения зенитных и азимутальных углов . . 417
Глава 7. Экономическая эффективность многоствольного бурения . . 422
Часть VI. Ударно-канатное бурение......................... . 424
Глава 1. Основные сведения об ударно-канатном бурении........ 424
Глава 2. Буровые технологические инструменты для ударно-канат-
ного бурения ...................................................... 427
Глава 3. Обсадные трубы и принадлежности к ним................. 436
Глава 4. Станки ударно-канатпого бурения....................... 440
Глава 5. Технология ударно-канатного бурения ... ... 446
Глава 6. Предупреждение и ликвидация аварий при ударно-канат-
ном бурении ....................................................... 454
509
Часть VII. Специальные работы при бурении скважин на воду . . . 457
Глава 1. Выбор способа бурения и вскрытия водоносных пластов . . . 457
Глава 2. Тампонирование скважин................................ 459
Глава 3. Оборудование скважин фильтрами........................ 473
Глава 4. Средства для откачек воды из скважин.................. 485
Глава 5. Эрлифты и гидроэлеваторы.............................. 495
Список литературы.................................................. 506
ИБ №4772
Борис Иванович Воздвиженский,
Олег Николаевич Голубинцев,
Анатолий Алексеевич Новожилов
РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ
Научный редактор Б. И. Воздвиженский
Редактор издательстваунЛД. Круглова
Переплет художника А. А. Зубченко
Художественный редактор В. В. Шутъко
Технические редакторы: В. В. Соколова, А. В. Матвеева
Корректор Л. И. Окронгло
Сдано в набор 30.01.79. Подписано в печать 12.09.79. Т-17309.
Формат eOXSOVu* Бумага ки.-журн. Гарнитура литературная.
Печать высокая, ПеЧ. л. 32,0, Уч.-Изд. л. 32,99. Тнраж 10600.
Заказ 1281/7013—5. Цена 1р. 60 к.
Издательство «Недра*» 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19.
Ленинградская типография № 6 Ленинградского
Производственного объединения «Техническая книга»
СоюзПолиграфпроМа при Государственном комитете СССР
По делам издательств» Полиграфии и книжной торговли.
193144, ЛенниГраД» С-144» ул. Моисеенко, 10.