/
Автор: Волков А.С.
Теги: горное дело минералы геология бурение скважин учебное пособие справочное пособие минеральные ресурсы
ISBN: 5-89653-89-3
Год: 2003
Текст
Александр Спиридонович Волков,
доктор технических наук, профессор,
Заслуженный деятель пауки и техники Российской Федерации,
Почетный разведчик недр
553.66
В-676
А. С. Волков
МАШИНИСТ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
Учебное и справочное пособие
Москва, ВИЭМС
2003
ББК 33. 13
В 67
А. С. Волков. МАШИНИСТ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ. Учебное и
справочное пособие : ВИЭМС, МИР РОССИИ, 2003 - 640 с.
Учебное и справочное пособие написано во Всероссийском на-
учно-исследовательском институте экономики минерального сырья и
недропользования Министерства природных ресурсов Российской
Федерации. Книга предназначена для обучения рабочих на производ-
стве и подготовки инженеров по разведочному бурению в средних и
высших учебных заведениях геологического профиля. Она может
явиться справочным пособием для специалистов производственных,
научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций в
области геологоразведочных работ.
Рецензент: профессор, доктор технических наук, Заслуженный
деятель науки и техники Российской Федерации Киселёв А.Т.
Научный редактор, профессор, доктор технических наук, За-
служенный деятель науки и техники РФ Лачинян Л.А.
ISBN 5-89653-89-3
© Волков А.С., 2003
Светлой памяти
выдающегося ученого - разведчика недр
Спиридона Архиповича Волкова
посвящается
ПРЕДИСЛОВИЕ
В поисках, разведке и добыче минерального сырья основная роль
отводится бурению скважин, которые обеспечивают геологическую
службу наиболее полной и достоверной информацией о состоянии гор-
ных пород и полезных ископаемых. Это позволяет изучить данные по
петрографии, минералогии, стратиграфии и другие геологические ха-
рактеристики того или иного месторождения.
За последние 10 лет в связи с изменением общей экономической
ситуации объёмы разведочного механического колонкового бурения в
Российской Федерации значительно сократились и, например, в 2000 г.
составили 2,07 млн. м пробуренных скважин. Из них в системе Мини-
стерства природных ресурсов Российской Федерации (МПР России)
объём бурения составил 1374929 м . Всего в России было пробурено
36875 скважин, а в производственных организациях МПР России -
28818 скважин. Средняя глубина законченных бурением скважин меха-
нического колонкового бурения равнялась в целом по стране 55 м, а по
организациям МПР России - 46 м. В то же время существуют так назы-
ваемые сверхглубокие скважины глубиной свыше 12000 м, пробурен-
ные с отбором керна.
Технические средства для бурения геологоразведочных скважин
отличаются высокой степенью сложности, большим разнообразием ти-
поразмеров, повышенной опасностью при их сооружении. Для работы
на современном буровом оборудовании с целой гаммой различных ав-
томатизированных устройств и контрольно-измерительных приборов, с
применением сложного и разнообразного инструмента рабочие должны
иметь не только необходимые практические навыки, но и разносторон-
ние знания в области геологоразведочного бурения, геологии, электро-
техники, механики, физики и т. п.
В учебном пособии приводится описание применяемой техноло-
гии, современных технических средств и приборов для сооружения гео-
логоразведочных скважин; даются сведения о зарубежном оборудова-
нии, а также о ранее применявшейся технике, но не имеющей сегодня
широкого распространения из-за недостаточной финансовой обеспечен-
ности производственных геологических организаций.
Постоянное совершенствование профессионального мастерства,
повышение технических знаний рабочих, занятых бурением скважин, и
систематическая переквалификация их - залог повышения производи-
тельности труда, успешного освоения новой техники, технологии, пере-
довой организации работ и их безопасности.
*В 1990 г. только в организациях Министерства геологии СССР было пробу-
рено около 362500 скважин общим объёмом более 21,0 млн. м при средней
глубине - 58 м.
5
Учебное пособие соответствует требованиям стандарта отрасли
ОСТ-41-16-301-2000 "Система профессионального обучения рабочих на
производстве. Машинист буровой установки. Требования к содержанию
профессионального обучения", введённого в действие приказом Мини-
стерства природных ресурсов Российской Федерации от 26. 01. 2001г.
№84.
Отраслевой стандарт распространяется на следующие виды обу-
чения на производстве: подготовку, переподготовку, повышение квали-
фикации, т.е. охватывает все этапы профессионального роста (продви-
жения) рабочего по этой профессии.
Данный стандарт используется при всех видах и формах обуче-
ния профессии как в государственных, так и в не государственных
структурах независимо от их правового статуса и имеет силу во всех ре-
гионах Российской Федерации, где действуют предприятия системы
МПР России. В то же время стандарт может применяться при обучении
этой профессии на предприятиях и в организациях других отраслей на-
родного хозяйства, где ведётся сооружение геологоразведочных сква-
жин.
Книга может быть использована в средних и высших учебных за-
ведениях геологического профиля, а также в качестве справочного по-
собия в производственных геологоразведочных организациях.
Настоящее учебное пособие подготовлено во Всероссийском на-
учно-исследовательском институте экономики минерального сырья и
недропользования МПР России, куда просим направлять ваши отзывы и
предложения (123853 Москва, 3-я Магистральная ул., 38, ВИЭМС).
Автор приносит благодарность за оказанную помощь при работе
над рукописью Н.Г. Егорову, М.А. Комарову, А.Т. Киселёву, Л.А. Ла-
чиняну, Л-)А. Шумову и другим специалистам в области бурения геоло-
горазведочных скважин.
Над созданием книги трудились люди, влюблённые в своё дело,
настоящие профессионалы. Автор выражает сердечную признатель-
ность Мирошниченко А.В., Михеевой Н.И., Налимову С.В., Лагоцкому
С.В., Гонтарь А.И. за постоянную поддержку и содействие в подготовке
издания этой книги.
6
Глава!. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ
Бурение на твёрдые полезные ископаемые проводят в различных
горных породах, резко отличающихся по физико-механическим свойст-
вам. Свойства породы в значительной мере определяют технико-
экономические показатели буровых работ, влияют на выбор техниче-
ских средств, способа бурения и технологии сооружения скважин.
§ 1. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Основными физико-механическими свойствами горных пород,
влияющими на бурение, являются: механическая прочность, упругость,
пластичность, хрупкость, твёрдость, абразивность, плотность, по-
ристость, водопроницаемость, плывучесть и устойчивость.
Механическая прочность - способность пород сопротивляться
разрушению при сжатии, скалывании, разрыве и изгибе их. Для различ-
ных пород предел прочности на сжатие изменяется от 0,1 - 0,2 до 500
МПа (1МПа » 10 кгс/см2).
Прочность горных пород на скалывание, разрыв и изгиб значи-
тельно меньше, чем на сжатие. Если принять предел прочности породы
при одноосном сжатии за 1,0, то предел прочности её на скалывание бу-
дет равен 0,2 - 0,08; на растяжение - 0,07 - 0,04.
Прочность горных пород зависит от минералогического состава,
структуры и пористости, характера связи между зернами, твердости и
размера частиц и т. п. Например, мелкозернистые породы обладают
большей прочностью, чем крупнозернистые.
Упругость - способность деформируемого тела восстанавливать
первоначальную форму и объём после снятия нагрузки. Упругость так-
же характеризуется отскакиванием ударяющего инструмента (долота)
от породы. Упругие свойства в той или иной степени присущи всем
породам.
Пластичность - способность пород изменять свою форму (де-
формироваться) под воздействием приложенных сил, без разрыва
сплошности; при этом порода получает остаточную деформацию.
Большинство минералов и твердых скальных пород практически не дает
остаточной деформации, так как разрушение их происходит раньше,
чем начинают проявляться пластичные свойства.
Хрупкость - способность породы разрушаться на отдельные кус-
ки при ударе, без заметной пластической деформации. Проявление
хрупких свойств зависит от времени приложения нагрузки. При мед-
ленном приложении нагрузки в породе могут развиваться остаточные
пластические деформации, и, наоборот, при весьма быстром приложе-
нии нагрузок даже вязкие тела могут проявлять себя как хрупкие.
Твёрдость- способность горной породы оказывать сопротивле-
7
ние проникновению в неё другого твердого тела, не получающего оста-
точных деформаций. Твердость можно считать частным случаем проч-
ности на вдавливание. Это одно из наиболее важных свойств горных
пород, определяющее величину внедрения резцов бурового инструмен-
та и существенно влияющее на механическую скорость бурения сква-
жины. Различают агрегатную твердость (твердость породы в целом) и
твердость отдельных минералов, из которых состоит порода. Скорость
разрушения пород при бурении зависит в основном от агрегатной твер-
дости. Относительная твердость минералов по шкале Мооса приведена
в табл. 1.
Таблица 1
Относительная твёрдость минералов по шкале Мооса
Минералы Твер- дость Способ определения твёрдости
Тальк 1 Легко чертится ногтем
Каменная соль 2 Чертится ногтем
Кальцит 3 Легко чертится ножом
Плавиковый шпат 4 Чертится стеклом. Ножом чертится под не- большим давлением
Апатит 5 Чертится стеклом. Ножом чертится под не- большим давлением
Ортоклаз 6 Ножом не чертится. Слегка царапает стекло
Кварц 7 Легко царапает стекло
Топаз 8 Легко царапает стекло
Корунд 9 Легко царапает стекло
Алмаз 10 Легко царапает стекло
Абразивность - способность горных пород влиять на износ за-
бойного инструмента при бурении скважин. Абразивными свойствами
обладают породы, сложенные зернами твердых минералов, сцементиро-
ванными менее прочным материалом. Наиболее высокими абразивными
свойствами обладают кварцевые песчаники. В меньшей степени абра-
зивность зависит от окатанности зерен.
С увеличением частоты вращения бурового снаряда износ поро-
доразрушающего инструмента обычно растет быстрее, чем скорость бу-
рения.
Плотность породы и средняя плотность. Плотность породы оп-
ределяется как отношение массы к её объему или как степень заполне-
ния некоторого объема минеральным веществом. Наименьшей плотно-
стью обладают осадочные породы, наибольшей — изверженные.
8
Плотность горных пород зависит от минералогического состава
зёрен и связывающего их цемента.
Отношение массы образца к его полному объему характеризует
среднюю плотность породы, зависящую от вещественного состава и по-
ристости.
Эти свойства играют важную роль в буровых процессах, так как
определяют условия транспортировки частиц разрушенной породы на
поверхность.
Пористость, характеризуемая наличием в горной породе пустот,
имеет существенное значение, так как от нее непосредственно зависят:
механическая прочность, абразивность, влагоёмкость и другие свойства
горных пород. Пористость определяется отношением объема пор к объ-
ему породы. Пористость изверженных пород наименьшая и измеряется
долями или небольшим количеством процентов от объема. Только не-
которые излившиеся породы (трахиты, туфовые лавы и др.) обладают
высокой пористостью (до 60%). Пористость осадочных пород различна;
у доломитов и известняков она изменяется от нескольких до 30%, у пес-
чаников - до 40%, у мела - от 5-7 до 40-45%, у песков - около 30-40%, у
глинистых пород колеблется в значительных пределах и может дости-
гать 50% и более.
В твердых породах выделяют пористость открытую и закрытую.
В первом случае поры сообщаются друг с другом и с наружной поверх-
ностью образца, во втором - поры изолированы друг от друга. Это
влияет на водопоглощение и водопроницаемость горных пород.
В пористых твердых породах скорость бурения и износ резцов
увеличиваются.
Трещиноватость, характеризуемая совокупностью систем трещин
в горных породах, осложняет работу породоразрушающего инструмента
на забое, увеличивает водопроницаемость, ведёт к снижению процента
выхода керна, уменьшает устойчивость пород в стенках скважин, вызы-
вает самозаклинивание керна и т. д.
Водопроницаемость - способность горных пород пропускать во-
ду. Водопроницаемость зависит от размеров и характера пор или тре-
щин. Это свойство горных пород имеет большое значение при бурении
с промывкой, так как часто определяет потерю промывочной жидкости.
Плывучесть - свойство пород течь при вскрытии. Таким свойст-
вом обладают насыщенные водой мелкозернистые пески с примесью
илистых и глинистых частиц. Таким же свойством могут характеризо-
ваться суглинки и даже глины при сильном увлажнении. Подвижность
пород вызывается или движением воды, перемещающей частицы пород,
или переходом породы в состояние вязкой жидкости вследствие силь-
ного насыщения водой.
Устойчивость - поведение горных пород при обнажении их в
массиве. Породы устойчивые при этом не обрушаются, стенки скважи-
9
ны не требуют закрепления. В породах неустойчивых или слабоустой-
чивЫх требуется проводить крепление стенок скважины. При бурении
по таким породам часто разрушается керн, что снижает качество буро-
вых работ. Устойчивость горных пород зависит целиком от характера
связи между частицами, слагающими горную породу, от трещиновато-
сти и степени выветрелости.
§ 2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПО
БУРИМОСТИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ
Совокупность физико-механических свойств горных пород опре-
деляет их буримость, т. е. способность горных пород сопротивляться
проникновению в них породоразрушающего инструмента. Буримость
горной породы характеризуется механической скоростью бурения -
значением углубления скважины за единицу времени.
Буримость горных пород изменяется по мере развития техниче-
ских средств и технологии бурения. Она зависит от физико-
механических свойств пород, способа бурения скважин, конструкции и
качества породоразрушающего инструмента, диаметра, глубины и на-
правления скважины, технологических параметров режима бурения, со-
стояния технических средств, квалификации рабочих и уровня органи-
зации труда.
Для различных способов бурения разработаны и применяются
следующие классификации ("Сборник сметных норм на геологоразве-
дочные работы". Выпуск 5. Разведочное бурение. М, ВИЭМС, 1993):
1) для вращательного механического бурения с ХП категориями
пород по буримости (табл. 2);
2) для шнекового бурения с VI категориями (табл. 3);
3) для ударно-канатного бурения при разведке россыпных место-
рождений с VI категориями (табл. 4);
4) для ударно-канатного бурения (исключая разведку россыпных
месторождений) с VII категориями (табл. 5);
Ранее существовала классификация горных пород по буримости
для ручного ударно-вращательного бурения с VI категориями.
В настоящее время эта классификация утратила практическое
значение из-за отсутствия при геологоразведочных работах ручного бу-
рения.
В зависимости от категории пород по буримости и других факто-
ров ВИЭМСом разработаны сметные нормы на бурение скважин, во-
шедшие в соответствующий справочник ССН-92.
10
Таблица 2
Классификация горных пород для механического
вращательного бурения скважин
Катего- рия горных пород Характерные породы для каждой категории
I 2
I Торф и растительный слой без корней; рыхлые лёсс, пески (не плывуны), супеси без гальки и щебня, ил влажный и иловатые грунты, суглинки лёссовидные; трепел: мел слабый.
II Торф и растительный слой с корнями или с небольшой примесью мелкой (до 3 см) гальки и щебня; супеси и суглинки с примесью до 20% мелкой (до 3 см) гальки или щебня; пески плотные; суглинок плотный; лёсс; мергель рыхлый; плывун без напора; лёд; глииы средней плотности (ленточные и пластичные); мел; диатомит; сажи; камен- ная соль (галит); нацело каолииизированные продукты выветривания изверженных и метаморфизованных пород; железная руда охристая.
III Суглинки и супеси с примесью свыше 20% мелкой (до 3 см) гальки или щебня; лёсс плотный, дресва; плывун напорный; глины с частыми прослоями (до 5 см) слабосце- ментированиых песчаников и мергелей, плотные, мергелистые, загипсованные, песча- нистые; алевролиты глинистые слабосцементированные; песчаники, слабосиементиро- ванные глинистым н известковистым цементом; мергель; известняк-ракушечник; мел плотный; магнезит; гипс тоикокристаллический, выветрелый; каменный уголь слабый, бурый уголь, сланцы тальковые, разрушенные всех разновидностей; марганцевая руда; железная руда окисленная, рыхлая; бокситы глинистые.
IV Галечник, состоящий из мелких галек осадочных пород; мерзлые водоносные пески, ил, торф; алевролиты плотные глинистые; песчаники глииистые; мергель плотный; неплот- ные известняки и доломиты; магнезит плотный; пористые известняки, туфы; опоки глинистые; гипс кристаллический; ангидрит; калийные соли; каменный уголь средней твёрдости; бурый уголь крепкий; каолин (первичный); сланцы глинистые, песчано- глинистые, горючие, углистые, алевролитовые; серпентиниты (змеевики) сильновы вет- реные н оталькованные; неплотные скариы хлоритового и амфибол-слюдистого соста- ва; апатит кристаллический; сильновыветрелые дуниты, перидотиты; кимберлиты, за- тронутые выветриванием; мартитовые и нм подобные руды, сильновыветрелые; желез- ная руда мягкая вязкая; бокситы.
V Галечно-щебеннстые грунты; галечник мерзлый, связанный глинистым или песчано- глинистым материалом с ледяными прослойками; мерзлые: песок крупнозернистый и дресва, ил плотный, глины песчанистые, песчаники иа известковистом и железистом цементе; алевролиты; аргиллиты; глины аргиллитоподобные, весьма плотные, плотные сильнопесчанистые, конгломерат осадочных пород иа песчаио-глиинстом или другом пористом цементе; известняки; мрамор; доломиты мергелистые; ангидрит весьма плот- ный; опоки пористые вы ветрел ые; каменный уголь твердый; антрацит, фосфориты жел- ваковые; сланцы гпннисто-слюдяные, слюдяные, тальково-хлорнтовые, хлоритовые, хлорито-глинистые, серицитовые; серпентиниты (змеевики); выветрелые альбитофиры, кератофиры; туфы серпентинизироваиные вулканические; дуниты, затронутые вывет- риванием; кимберлиты брекчиевидные; мартитовые и им подобные руды, неплотные.
VI Ангидриты плотные, загрязненные туфогенным материалом; глины плотные мерзлые; глины плотные с прослоями доломита и сидеритов, конгломерат осадочных пород на известковистом цементе; песчаники полевошпатовые, кварцево-известковистые, влев- ролиты с включением кварца; известняки плотные доломитизированные, скарнирован- ные; доломиты плотные; опоки; сланцы глинистые, кварцево-серицитовые, кварцево- слюдяные, кварцево-хлоритовые, кварцево-хлорито-серицитовыс, кровельные; хлорн- тизированные н рассланцованиые альбитофиры, кератофиры, порфириты; гвббро; ар- гиллиты, слабоокремненные; дуниты, не затронутые выветриванием; перидотиты, за- тронутые выветриванием; амфиболиты; пироксениты крупнокристаллические; талько- во-карбонатные породы; апатиты, скариы зпидото-кальпитовые; колчедан сыпучий; бу- рые железняки ноздреватые; гематито-мартитовые руды; сидериты.
11
Продолжение таблицы 2
1 2
VII Аргиллиты окремненные; галечник изверженных и метаморфических пород (речник); шебень мелкий без валунов; конгломераты с галькой (до 50%) изверженных пород на песчано-глнннстом цементе; конгломераты осадочных пород на кремнистом цементе; песчаники кварцевые; доломиты весьма плотные; окварцоваиные полевошпатовые пес- чаники, известняки; каолин агальматолитовый; опоки крепкие плотные; фосфоритовая плита; сланцы слабоокремиенныс; амфибол-магнетитовые, куммингтонитовые, рогово- обмаиковые, хлорито-роговообманковые; слаборасслаицованиые альбитофиры, керато- фиры, порфиры, порфириты, диабазовые туфы; затронутые выветриванием: порфиры, порфириты; крупно- и среднезернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, диориты, габбро и другие изверженные породы; пироксениты, пироксениты рудные; кимберлиты базальтовидные; скарны кальцитосодержащие авгито-гранатовые; кварцы пористые (трещиноватые, ноздреватые, охристые); бурые железняки ноздреватые по- ристые; хромиты; сульфидные руды; мартито-сидеритовые и гематитовые руды; амфи- бол-магиетитовые руды.
VIII Аргиллиты кремнистые; конгломераты изверженных пород на известковистом цементе; доломиты окварцоваиные; окремнёи-ные известняки и доломиты; фосфориты плотные пластовые; сланцы окремненные: кварцево-хлоритовые, кварцево-сери-цитовые, каар- нево-хлорито-эпидотовые, слюдяные; гнейсы; средиезернистые альбитофиры и керато- фиры; базальты выветрелые; диабазы; порфиры и порфириты; андезиты; диориты, не затронутые выветриванием; лабрадориты; перидотиты; мелкозернистые, затронутые выветриванием граниты, сиениты, габбро; затронутые выветриванием гранито-гнейсы, пегматиты, кварцево-турмалиновые породы; скарны крупно- и среднезернистые кри- сталлические авгито-гранатовые, авгито-эпидотовые; эпидозиты; кварцево-карбоиатные и кварцево-баритовые породы; бурые железняки пористые; гидрогематитовые руды плотные; кварциты гематитовые, магнетитовые; колчедан плотный; бокситы диаспоро- вые.
IX Базальты, не затронутые выветриванием; конгломераты изверженных пород на кремни- стом цементе; известняки карстовые; кремнистые песчаники, известняки; доломиты кремнистые; фосфориты пластовые окремненные; сланцы кремнистые; кварциты маг- нетитовые и гематитовые тонкополосчатые, плотные мартито-магнетитовые; роговики амфнбол-магнетитоаые и сирицитизированные; альбитофиры и кератофиры; трахиты; порфиры окварцоваиные; диабазы тонкокристаллические; туфы окремненные; ороговн- кованные; затронутые выветриванием липариты, микрограниты; крупно- и среднезер- нистые граниты, гранито-гнейсы, гранодиориты; сиениты; габбро-нориты, пегматиты, березиты; скарны мелкокристаллические авгито-эпидото-гранатовые; датолито-граиато- геденбергитовые; скарны крупнозернистые, гранатовые; окварцоваиные амфиболит, колчедан; кварцево-турмалиновые породы, не затронутые выветриванием; бурые же- лезняки плотные; кварцы со значительным количеством колчедана; бариты плотные.
X Валунно-галечные отложения изверженных и метаморфизованных пород, песчаники кварцевые сливиые; джеспилиты; затронутые выветриванием, фосфатно-кремиистые породы; кварциты неравиомериозериистые; роговики с вкрапленностью сульфидов; кварцевые альбитофиры и кератофиры; липариты; мелкозернистые граниты, гранито- гнейсы и гранодиориты; микрограниты; пегматиты плотные, сильно кварцевые; скарны мелкозернистые гранатовые, датолито-гранатовые; магнетитовые и мартитовые руды, плотные, с прослойками роговиков; бурые железняки окремнённые; кварц жильный; порфириты сильно окварцоваиные и ороговикованные.
XI Альбитофиры тонкозернистые, ороговикованные; джеспилиты, ие затронутые выветри- ванием; сланцы яшмовидные кремнистые; кварциты; роговики железистые, очень твер- дые; кварц плотный; корундовые породы; джеспилиты гематито-мартитовые и гемати- то-магнетитовые.
XII Совершенно ие затронутые выветриванием монолито-сливные джеспилиты, кремеиь, яшмы, роговики, кварциты, эгириновые и корундовые породы.
12
Таблица 3
Классификация характерных представителей горных пород
по буримости при шнековом бурении
Категория горной породы Характерные представители горных пород для каждой категории
I Растительный слой и торф с небольшой примесью гальки и гравия, илова- тые грунты. Лессовидные рыхлые суглинки, рыхлый лёсс, трепел.
II Рыхлые пески и песчано-глнннстые грунты с примесью (до 10%) мелкой гальки и гравия. Глнны ленточные, пластичные, песчаные. Диатомит. Са- жи.
III Песчано-глинистые грунты с примесью (10-30%) мелкой гальки, щебня и гравия. Рыхлые мергели, плотные глины и суглинки, слежавшийся лёсс, мел слабый. Сухие пески, уголь бурый, плывуны
IV Песчаио-глииистые грунты со значи тельной (свыше 30%) примесью гальки и щебня. Плотные вязкие глины, валунные глины, каолин. Пористый из- вестняк-ракушечник, плотный мел, гипс, бокситы, ангидрит, фосфориты, опока, каменная соль, каменный уголь. Мерзлые грунты; песок, ил, торф, суглинки.
V Мерзлые глины аргиллитоподобные, весьма плотные, глинистый песчаник плотный; крупнозернистый песчаник с примесью галечника. Плотный ил н дресна с ледяными прослоями. Лед.
VI Мерзлые: галечники, связанные глинистыми или песчано-глинистыми ма- териалами; плотные глины с включением доломитов и сидеритов; глины плотные. Валунно-галечные отложения.
Таблица 4
Классификация горных пород по буримости для ударно-
канатного бурения при разведке россыпных месторождений
Катего- рия породы Горные породы, типичные для каждой категории
1 2
I Растительный слой и рыхлые пески, торф и растительный слой с примесью глииы и песка, чернозем нормальной влажности, устойчивые слабосцемен- тированиые (неплывунные) пески и рыхлые песчано-глинистые грунты (су- песи) без гальки н щебня, рыхлый лёсс; водоносные илы и болотные грун- ты, не дающие пробки.
II Несвязанные мелкогалечные н песчано-глинистые грунты, устойчивые пес- ки и супеси, связанные глиной, с небольшой примесью гальки и щебня, не связанные глиной; песчано-глинистые грунты с небольшим количеством гальки и щебня; лёсс, лЁссовидные суглинки, каолни; плывуны, дающие пробку и лед
13
Окончание таблицы 4
1 2
III Глинистые и связанные глиной галечные грунты с редкими валунами; крупногалечные и песчано-щебневые грунты, слабосцсмснтированиые глиной, плотная сухая или сырая, жирная, вязкая глина, плотные суглинки, рыхлые каолинизированныс продукты выветривания изверженных и мета- морфизованных пород, каменный уголь, рыхлый мергель, глинистые слан- цы, пористые известняки и туфы; сильноразрушенныс коренные породы, превращённые в дресву и прочие мелкие продукты выветривания.
IV Плотносцементированные крупногалечные грунты с редкими валунами; крепкий каменный уголь, каменная соль, бокситы, мергель, аргиллиты, опоки, известняк-ракушечник, магнезит, мокрая мягкая железная руда; плотная сухая или жирная вязкая глииа (месника) с крупной галькой, щеб- нем и ребровиком; крупногалечные грунты, сцементированные плотной жирной глиной (месникой); плотные щебенистые грунты, сцементирован- ные глиной, с крупными угловатыми обломками (элювия, валунные глины); разрушенные мелкоразборныс (в плотике): песчаники, известняки; глини- стые, пссчано-глииистые, углистые, слюдистые и известковистые сланцы; плотные мергели; сталькованныс и плотные породы с частыми трещинами.
V Кристаллический гипс, крепкий каменный уголь с включением конкреций колчедана и кремния; доломиты, конгломерат ("запека" или "горелка") с песчано-глииистым веществом между галькой, скрепленной железистым, известковистым и прочим средней крепости цементом; сильиовалунистыс грунты с содержанием от 20 до 40% крупных (диаметром до 0,3 м) валунов и угловатые, беспорядочно расположенные обломки плотика (ребровики, плиты, глыбы); крупноразборныс трещиноватые (в плотнке) песчаники; из- вестняки песчано-глинистые, глинистые, углистые, тальковые и слюдистые сланцы и прочие коренные породы средней трещиноватости.
VI Сильновалунистые грунты с содержанием свыше 40% крупных валунов (диаметр до 0,5 м), требующих применения взрывных работ; трещиноватые (в плотике); метаморфические и кристаллические сланцы, изверженные (граниты, диориты, сиениты, габбро и др.) и крепкие осадочные (известня- ки, доломиты, песчаники, толстослоистые сланцы и др.) породы.
Таблица 5
Классификация горных пород по буримости при ударно-канатном
бурении (исключая разведку россыпных месторождений)
Кате- гория породы Горные породы, типичные для каждой категории
I Торф и растительный слой без корней, рыхлые пески, иловатые породы, бо- лотные грунты, рыхлые песчано-глинистые грунты (супеси) без гальки н щеб- ня, лессовидные суглинки; рыхлый лёсс, трепел.
II Торф и растительный слой с корнями или с небольшой примесью мелкой гальки и гравия; рыхлые песчано-глинистые грунты с примесью (до 20%) мел- кой гальки и гравия; разновидности песков, не вошедших в I и Ш категории; глины ленточные, пластичные, песчаные, диатомит, сажи, увлажненный сла- бый мел.
III Песчано-глинистые грунты со значительной примесью (свыше 20%) щебня, гравия и мелкой гальки; рыхлые мергели; плотные глины и суглинки, слежав- шийся лёсс, мел; сухие пески, лед чистый.
14
Окончание таблицы 5
1 2
IV Песчано-глинистые грунты со значительной примесью (свыше 20%) щебня, гравия и мелкой гальки; рыхлые мергели; плотные глины и суглинки, слежав- шийся лёсс, мел; сухие пески, лед чистый.
V Мелкий галечник без валунов; аспидные, кровельные, слюдистые сланцы; песчаники иа известковистом н железистом цементе; известняки, доломиты, мрамор; аргиллиты, ангидриты и ноздреватые бурые железняки; крепкий ка- менный уголь; выветрелые изверженные породы: граниты, сиениты, диориты, габбро и т.п.; конгломераты осадочных пород на известковом цементе; мерз- лые груиты: маловодоносиые пески и ил, песчанистые глины, плотные влаж- ные глины, галечники, связанные глинистым материалом с ледяными про- слойками.
VI Крупный галечник с небольшим количеством мелких валунов; окварцованные сланцы известняки и песчаники; крупнозернистые изверженные породы: гра- ниты, диориты, сиениты, габбро, гнейсы, порфиры и пегматиты, конгломера- ты осадочных пород на кремнистом цементе.
VII Галечник с большим количеством крупных валунов, валуны кристаллических пород; кремнистые сланцы, известняки; песчаники; мелкозернистые извер- женные породы; граниты, сиениты, диориты, габбро; плотные и сильноквар- цевые пегматиты; конгломераты кристаллических пород на кремнистом це- менте.
Примечание: При разбуривании валунов их следует относить к категории
пород, которые присущи данным валунам.
§ 3. СВЕДЕНИЯ О ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Полезные ископаемые - это природные минеральные вещества
земной коры, которые при данном состоянии и уровне развития народ-
ного хозяйства могут быть эффективно использованы в естественном
виде или после предварительной обработки в сфере материального про-
изводства.
По физическому состоянию в земных недрах полезные иско-
паемые подразделяются на твёрдые, жидкие и газообразные.
В зависимости от характера использования и особенностей хи-
мического состава полезные ископаемые делятся на следующие груп-
пы:
1. Топливно-энергетические и химические полезные ископае-
мые:
а) твёрдые (уран, уголь, сланцы, торф);
б) жидкие и газообразные (нефть, природный газ, газовый кон-
денсат, попутный газ).
Эти ископаемые, за исключением урана, называют также угле-
водородным сырьём, или горючими полезными ископаемыми.
2. Нерудное сырьё для металлургии (плавиковый шпат и другие
флюсы, известняки, огнеупоры, высокоглинозёмное сырьё - нефели-
новые сиениты, алуниты, силлиманит, кианит).
15
3. Техническое сырьё, драгоценные, полудрагоценные и поде-
лочные камни:
а) абразивы (технические низкосортные алмазы, корунд, кварц);
б) пьезооптическое сырьё (пьезокварц, оптический кварц, ис-
ландский шпат);
в) тепло- и электроизоляционное сырьё (асбест, тальк, слюды);
г) драгоценные и полудрагоценные камни (алмаз, рубин, сапфир,
изумруд, гранат и др.);
д) поделочные камни (нефрит, родонит, чароит, малахит и др.);
е) сырьё для каменного литья (диабазы, базальты).
4. Сырьё для строительной промышленности:
а) строительные материалы (камни, щебень, песок, глины);
б) облицовочные камни (мраморы, граниты);
в) цементное сырьё (мергели, известняки, глинистые сланцы);
г) вяжущие материалы (мергели, известняки, гипс, ангидрит);
д) гидравлические добавки (пемза, диатомиты, трепелы, опока,
перлит);
е) стекольно-керамическое сырьё (пески, полевой шпат, као-
лин).
5. Горно-химическое сырьё:
а) химическое сырьё (соли натрия, сера, серный колчедан, вто-
раты, бораты, сульфаты);
б) минеральные удобрения (апатиты, фосфориты, калийные со-
ли, селитра).
6. Воды:
а) подземные (питьевые, технические, минеральные, гидротер-
мальные);
б) поверхностные (озёрные, рассолы, морские).
7. Минеральные грязи и илы.
8. Инертные газы (гелий неон, аргон).
Некоторые полезные ископаемые 3-й и 5-й групп называются
общераспространёнными.
Полезные ископаемые 4 - 6-й групп могут быть объединены в од-
ну группу: неметаллические или неметаллорудные полезные ископае-
мые.
Изучение месторождений полезных ископаемых производится с
целью установления их происхождения (генезиса) и промышленной
ценности.
Определение положения тела полезного ископаемого в страти-
графическом разрезе, связь его с изверженными либо осадочными по-
родами, отношение к минералогическому составу вмещающих пород и
геологической структуре ведётся с помощью геологоразведочных работ,
в число которых входит бурение скважин, и лабораторными методами,
позволяющими определять минеральный и химический составы, физи-
ко-механические свойства разведуемого полезного ископаемого.
16
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Что такое механическая прочность горных пород?
2. На что влияет абразивность горных пород?
3. От чего зависит буримость горных пород?
4. К какой категории по буримости относится кварцит?
5. Что такое полезное ископаемое?
6. Назовите группы полезных ископаемых.
Глава II. БУРЕНИЕ. ТЕРМИНОЛОГИЯ
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ СКВАЖИН. ЭЛЕМЕНТЫ БУРОВЫХ
СКВАЖИН
Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выработ-
ка в земной коре сравнительно небольшого диаметра и большой протя-
жённости. Минимальные диаметры скважин 15-26 мм, максимальные
4000-5000 мм (скважины - шахты, шурфы, вентиляционные стволы на
рудниках и шахтах). Глубина скважин колеблется от нескольких метров
до нескольких километров. Самая глубокая скважина СГ-1 пробурена в
нашей стране на Кольском полуострове. Её глубина составляет 12066 м.
Геологические изыскания на территории России подразделяют-
ся на следующие стадии:
I - региональные геолого-съёмочные и геофизические работы;
II - поиски месторождений полезных ископаемых;
III - предварительная разведка;
IV - детальная разведка;
V - разведка эксплуатируемого месторождения;
VI - эксплуатационная разведка.
Во всех шести стадиях ведётся бурение скважин, количество ко-
торых и их глубина различны для каждой стадии.
По целевому назначению буровые скважины делятся на:
- геологоразведочные,
- эксплуатационные,
- технические,
- взрывные.
Геологоразведочные скважины предназначены для геологическо-
го изучения земных недр. В зависимости от стадии геологоразведочных
работ на твёрдые, жидкие и газообразные полезные ископаемые назы-
ваются:
- картированные, которые бурят только с отбором керна для со-
ставления геологических разрезов и карт;
- поисковые, предназначенные для выявления потенциальных
месторождений в районах известных и перспект: ных родных полей и
3 Зак. 274 1 7 I БИБЛИОТЕКА
бассейнов осадочных полезных ископаемых;
- параметрические бурят для изучения геологического строения,
геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив
нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления
наиболее перспективных районов для поисковых работ;
- структурные, позволяющие составлять геологические струк-
турные карты, отображающие условия и формы залегания пород на
земной поверхности и на глубине;
- опорные - это глубокие скважины, сооружаемые с целью изуче-
ния геологического строения территорий (особенно в малоисследован-
ных районах) и получения опорных данных, служащих основой проек-
тирования объёмов и видов региональных, поисковых и геологоразве-
дочных работ;
- разведочные, которые бурят на месторождениях полезных иско-
паемых для определения его количества, качества и условий залегания с
целью установления экономической целесообразности эксплуатации
месторождения и получения необходимых данных для составления про-
екта его разработки;
- опробовательные, служащие для отбора и исследования проб с
целью проведения качественного и количественного состава полезных
ископаемых;
- гидрогеологические, предназначаемые для определения фильт-
рационных свойств горных пород, наблюдений за режимом подземных
вод, проведения геофизических исследований, как правило, в районах
месторождений полезных ископаемых.
Эксплуатационные скважины бурят для добычи жидких, газооб-
разных и реже твёрдых (для подземного выщелачивания, гидродобычи)
полезных ископаемых.
Технические скважины предназначены для прокладки трубопро-
водов и кабелей, вентиляции подземных горных выработок, тушения
подземных пожаров, заглушения фонтанирующих нефтяных скважин и
т.п.
Взрывные скважины бурят для закладки в них зарядов взрывча-
тых веществ при сейсморазведочных работах, добыче полезных иско-
паемых в карьерах, подземной разработке и других целей.
На рис. 1 показана буровая скважина и даны её основные элемен-
ты:
- точка заложения скважины — географические координаты её
устья;
- устье — начало скважины;
- забой - дно скважины;
- стенки - боковая поверхность скважины;
- диаметр - условный диаметр буровой скважины, равный номи-
нальному диаметру породоразрушающего инструмента (фактический
18
диаметр скважины больше номинального диаметра породоразрушаю-
щего инструмента за счет разработки стенок скважины).
Конструкция скважины определяется величинами её диаметров
Рис. 1. Скважина и ее
элементы: 1 - устье; 2 -
стенки; 3 - забой; 4 - уча-
стки стенок, закреплён-
ные обсадными трубами;
D], D2, D3 - диаметры об-
садных труб и ствола
скважины; L - глубина
скважины.
на различных интервалах глубины, а так-
же диаметрами и длинами направляющей
трубы и обсадных колонн;
- направляющая труба - обсадная труба
различной длины, предназначенная для
закрепления устья скважины, придания
направления бурящемуся стволу скважи-
ны и обеспечения направления движения
потока промывочной жидкости;
- кондуктор - колонна обсадных труб,
предназначенная для крепления верхней
части скважины;
- ствол - собственно скважина от устья до
забоя (внутреннее пространство);
- ось - геометрическая ось симметрии
скважины;
- глубина - расстояние от поверхности
(устья) до забоя по оси скважины;
- угол наклона - угол между осью скважи-
ны и её проекцией на горизонтальную
плоскость;
- зенитный угол - угол между осью сква-
жины и её проекцией на вертикальную
плоскость (зенитный угол вертикальной
скважины равен нулю);
- азимут (азимутальный угол) - угол,
измеряемый по часовой стрелке в
горизонтальной плоскости между
определённым направлением, проходящим
через ось наклонной скважины, и
проекцией оси скважины на
горизонтальную плоскость. Азимут
вертикальной скважины равен нулю. Если
отсчёт азимута производится от
географического меридиана, то получают
истинный азимут, от магнитного меридиана - магнитный, от произ-
вольного направления на репер -условный;
- апсидальная плоскость - вертикальная плоскость, проходящая
через касательную линию к оси наклонной скважины в данной точке;
- трасса - положение оси скважины в пространстве;
- профиль - проекция оси скважины на вертикальную плоскость;
19
3’
- план - проекция оси скважины на горизонтальную плоскость.
В зависимости от пространственного положения скважины под-
разделяются на:
- вертикальные;
- наклонные;
- горизонтальные и слабонаклонные (с углом наклона до + 5
град.);
- восстающие, пробуренные из подземных горных выработок с
углом наклона более 5 град, к горизонту;
- многозабойные (многоствольные) скважины, в которых из ос-
новного ствола забуривается один или несколько дополнительных ство-
лов.
§ 2. КОНСТРУКЦИИ БУРОВЫХ СКВАЖИН
Конструкцией скважины называется схема её устройства, в ко-
торой указывается начальный, промежуточные и конечный диаметры
применяемого породоразрушающего инструмента, диаметры и длина
обсадных колонн, глубина скважины, места и способы тампонирова-
ния.
Конструкция скважины зависит от физико-механических
свойств горных пород, слагающих геологический разрез; конечного
диаметра и глубины скважины; цели и способа бурения.
Таким образом, при выборе конструкции скважины опреде-
ляющими факторами служат геологические условия и номенклатура
технических средств.
Диаметры скважины выбираются из условия обеспечения эф-
фективного решения поставленной задачи (получение качественной
пробы в необходимом количестве, проведение комплекса намеченных
наблюдений, исследований и пр.). При разведке твёрдых полезных ис-
копаемых минимальный диаметр керна обусловливается необходимо-
стью обеспечения надежной массы пробы, которая устанавливается с
учетом требований к опробованию в зависимости от типа месторож-
дения и распределения в полезном ископаемом ценного компонента.
Разработано множество рекомендаций по минимальным диа-
метрам керна, обеспечивающим представительное опробование раз-
личных генетических типов месторождений руд. Однако при проекти-
ровании конструкции геологоразведочных скважин указанные реко-
мендации нельзя считать универсальными и стандартными для всех
случаев опробования рудной зоны. В каждом конкретном случае, ори-
ентируясь на рекомендации, необходимо учитывать специфику геоло-
гических условий месторождения, цели и задачи разведки, а также
возможность использования имеющейся в наличии скважинной гео-
физической аппаратуры.
20
Необходимо учитывать, что возможность сохранения керна и
получения его в необходимом количестве в значительной мере зави-
сит от вида полезного ископаемого, способа бурения и типа породо-
разрушающего инструмента.
Для снижения материальных и финансовых затрат скважину
следует бурить при возможно меньших диаметрах. Самую простую
конструкцию имеет скважина одного диаметра без крепления стенок
обсадными трубами.
Конечный диаметр гидрогеологической скважины определяется
диаметром устанавливаемого в ней фильтра и габаритами водоподъ-
емника, которые, в свою очередь, зависят от расчетной производи-
тельности скважины.
Разработку конструкции скважины начинают с конечного диа-
метра, причем стараются всегда выбрать наиболее простую, но вместе
с тем надежную конструкцию, которая обеспечила бы бурение до про-
ектной глубины без каких-либо осложнений. Одним из главных во-
просов является определение минимально допустимого диаметра кер-
на и скважины при перебуривании полезного ископаемого. В табл. 6
приведены величины минимально допустимых диаметров керна и
скважины.
Приняв конечный диаметр, намечают участки скважины для за-
крепления обсадными трубами. После определения количества колонн
обсадных труб становится ясным, какого диаметра должна быть сква-
жина при забуривании. Обсадные трубы необходимы для:
а) закрепления устья скважины, придания ей первоначального
направления и отвода выходящей из нее промывочной жидкости в
циркуляционную систему;
б) перекрытия неустойчивых и разрушенных пород с целью
предупреждения их обвалов;
в) разобщения водоносных горизонтов, которое для большей
надежности выполняется с тампонированием, т. е. заполнением за-
трубного пространства глиной или цементным раствором;
г) предохранения полезного ископаемого на забое от загрязне-
ния осыпающимися породами, залегающими выше;
д) перекрытия трещиноватых пород, зон тектонических разломов,
горных выработок, пустот с целью прекращения поглощения промы-
вочной жидкости.
Колонны обсадных труб устанавливаются в скважине концен-
трично, и обычно каждая из них выводится на поверхность. Первая с
поверхности, наибольшая по диаметру колонна, служит для закрепле-
ния устья скважины, предохранения его от размывания, а также для
отвода промывочной жидкости из скважины.
В некоторых случаях для экономии обсадных труб при свобод-
ном спуске в скважину применяется их установка впотай, т. е. без вы-
вода колонны до устья скважины. Достигается это путем отвинчива-
21
ния или вырезки на определенной глубине и извлечения из скважины
верхней части обсадной колонны.
Таблица 6
Минимально допустимые диаметры керна и скважин
Основные генетические типы месторождений, типы руд полезных ископаемых Диаметр ММ
скважины керна
Магматические месторождения
Хромитовые 36 22
Титано-магнетитовые 46 32
Медно-никелевые 46-59 32-42
Редкометалльиые 59-76 32
Пегматитовые месторождения
Редкометалльиые 59-76 42-60
Контактово-метасоматические (скарновые) месторождения
Железные 46 32
Молибдено-вольфрамовые 46-76 32-60
Медные 46 32
Руды других металлов (Au, Pb, Zn) 46 32
Гидротермальные месторождения
Меднопорфиритовые 59 42
Колчеданные 46 32
Медистые песчаники 36 22
Сидеритовые 36 22
Вольфрамо-молибденовые 46-76 32-60
Оловянные 46-59 32-42
Свинцово-цииковые 46-59 32-42
Сурьмяно-ртутные н мышьяковые 76 60
Золотые 36Л6 22-32
Ураио-ванадиевые 36 22
Осадочные месторождения
Силикатные никелевые 36-59 22-42
Золотоносные "шляпы" 46 32
Бокситы 46-59 32-42
Метаморфогенные месторождения
Железные кварциты 46 32
Золотоносные конгломераты с ураном 46 32
После того как будут намечены количество, диаметры и глуби-
ны спуска колонн обсадных труб, выбирают типы и диаметры породо-
разрушающих инструментов для бурения скважины на отдельных ин-
тервалах.
Изучение фактических конструкций скважин позволило разрабо-
тать их типовые проекты.
В основу классификации рациональных типовых конструкций
скважин, разработанной Е. А. Козловским, положены факторы:
- специфика геолого-технических условий бурения отдельных
видов полезных ископаемых;
22
- конечный диаметр скважины, число колонн обсадных труб,
спускаемых в скважину, число изменений диаметра породоразрушаю-
щего инструмента после закрепления вышележащего ствола скважины
обсадными трубами;
- получение качественной геологической информации и проведе-
ние требуемого комплекса скважинных исследований.
На рис. 2 приведена одна из типовых конструкций скважин.
номер
слоя
интер-
вал, м
от до
название
пород
конструкция
скважины
переслаи-
вание
аргилли-
тов, алев-
ролитов и
песча-
ников
зонагооб-
670 гения (руд- Я-Ш
кая зона)
фельзиты
700 (трещине-
ватые)
Рис. 2. Конструкция разведочной скважины
Типовые конструкции скважин позволяют расширить область
внедрения прогрессивных способов бурения и применения форсирован-
ных режимов с одновременным уменьшением аварийности, связанной с
поломками бурильных труб из-за несовершенства конструкции сква-
жин.
При типизации конструкций скважин для их обозначения реко-
мендуется использовать шифр, включающий: глубину скважины, м;
способ бурения на конечной глубине (А - алмазными коронками, Т -
23
твердосплавными коронками; Г - гидроударниками, П - пневмоудар-
никами, Ш - шарошечными долотами, АС - комплексами ССК и
КССК, АГ - гидроударниками с алмазными коронками); конечный
диаметр скважины, мм; сложность конструкции скважины по числу об-
садных колонн (I, II, III, БО - без обсадки); глубину спуска, диаметр и
тип обсадных колонн; диаметр, вид бурения и глубину каждой ступени
открытого ствола.
Пример. Шифр конструкции скважины проектной глубиной
600м, двухколонной конструкции - первая (сверху) колонна обсадных
труб диаметром 89 мм ниппельного соединения спущена на глубину
75м, вторая колонна из труб диаметром 73 мм безниппельного соеди-
нения спущена на глубину 150 м, бурение открытого ствола - комплек-
сом ССК, конечный диаметр скважины 59 мм - 600AC59II75 (89Н) 150
(73БН).
Применение рациональных конструкций скважин значительно
уменьшают металлоёмкость буровых работ, т. е. расход бурильных и
обсадных труб.
§ 3. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ В БУРЕНИИ
Выполнение комплекса работ по подготовке к бурению, собст-
венно бурению, поддержанию скважины в устойчивом состоянии, про-
ведению в ней необходимых геофизических, гидрогеологических и дру-
гих исследований, консервации или ликвидации скважины называется
сооружением скважины.
Направленное бурение - это бурение скважин в заданном на-
правлении с использованием закономерностей их естественного либо
с применением искусственного искривления.
Основными процессами бурения скважины являются:
- разрушение горной породы на забое скважины;
- удаление разрушенной (выбуренной) породы, называемой
шламом, из скважины на поверхность и столбика горной породы или
полезного ископаемого, образующегося в результате кольцевого раз-
рушения забоя скважины, именуемого керном;
- закрепление неустойчивых стенок скважины различными спо-
собами (обсадными трубами, цементированием стенок скважины и т.п.).
Для эффективного разрушения породы выбирается технологиче-
ский режим бурения, зависящий от геолого-технических условий со-
оружения скважины, в первую очередь, от физико-механических
свойств горных пород и применяемого способа бурения. При враща-
тельном бурении основными его параметрами являются: осевая нагруз-
ка на породоразрушающий инструмент - сила, приложенная по оси бу-
рового снаряда к породоразрушающему инструменту на забое скважи-
ны; число оборотов бурового снаряда в единицу времени; расход
24
очистного агента (промывочной жидкости, сжатого воздуха и др.) в
единицу времени, необходимого для промывки скважины.
Осевая нагрузка определяется удельной нагрузкой на породораз-
рушающий инструмент, приходящейся на единицу площади торца или
диаметра породоразрушающего инструмента либо на один его резец.
Параметром режима бурения, характеризующим вращение сна-
ряда, является окружная скорость породоразрушающего инструмента
- линейная скорость условной точки, находящейся на наружной по-
верхности работающего породоразрушающего инструмента.
Существуют прямая и обратная промывка скважины. При пря-
мой промывке промывочная жидкость подаётся в скважину насосом че-
рез буровой снаряд и поднимается на поверхность по кольцевому про-
странству между бурильными трубами и стенками скважины. При об-
ратной - промывочная жидкость подаётся в скважину через кольцевой
зазор между буровым снарядом и стенками скважины и поднимается на
поверхность внутри бурового снаряда.
Выделяют местную циркуляцию промывочной жидкости, т. е. её
замкнутое движение в определённом интервале скважины, и призабой-
ную циркуляцию - местную циркуляцию промывочной жидкости в части
ствола, примыкающей к забою скважины.
Различают оптимальный, рациональный и специальный режимы
бурения.
Оптимальный режим обеспечивает получение наилучших техни-
ко-экономических показателей бурения.
Рациональный режим выбирается с учётом технических возмож-
ностей бурового оборудования и инструмента.
Специальный режим задают для решения специальных задач при
бурении (забуривание дополнительного ствола, перебурка тела полезно-
го ископаемого и т. п.).
В геологоразведочном бурении существует понятие баланс рабо-
чего времени буровых станков. Это время в станко-часах, затрачиваемое
на сооружение скважин в целом с распределением по отдельным опера-
циям (или их группам) без учёта времени нахождения скважин в кон-
сервации.
При сооружении скважины выделяют следующие операции.
Чистое бурение, которым называется время разрушения горной
породы на забое скважины при её углубке.
Вспомогательные операции - это комплекс работ, предшест-
вующих и сопровождающих чистое бурение. Он включает: спуско-
подъёмные, подготовительно-заключительные операции; крепление
скважины; взятие проб и отбор керна; геофизические, геохимические
и гидрогеологические исследования и измерения различного назначе-
ния; профилактический и текущий ремонты и др.
Рейс бурения - комплекс основных и вспомогательных работ по
25
2 Зак. 274
разовой углубке скважины одним породоразрушающим инструмен-
том, начиная от подготовки бурового снаряда к спуску в скважину и
кончая заключительными работами после его подъёма. Рейс характе-
ризуется длиной (величиной углубки скважины в метрах), зависящей
от стойкости породоразрушающего инструмента. Затраты времени на
один рейс бурения зависят от его длины, физико-механических
свойств проходимых горных пород, глубины скважины, степени меха-
низации бурового процесса и квалификации рабочих.
Производительное время - это время (в часах или сменах), за-
трачиваемое на выполнение технологически необходимых операций в
процессе сооружения скважины, включая технологические простои, а
также время, необходимое для выполнения работ по устранению гео-
логических осложнений.
Непроизводительное время - время (в часах или сменах), затра-
чиваемое на ликвидацию аварий, производство внепланового (вклю-
чая аварийный) ремонта оборудования и простои по организацион-
ным причинам. Простои (время простоев) - потеря рабочего времени в
станко-часах, вызванные организационными и техническими причи-
нами: отсутствием необходимого оборудования, инструмента, горю-
чих и смазочных, промывочной жидкости и других материалов, рабо-
чих, транспорта и т.п., а также из-за климатических и дорожных усло-
вий; выполнением внеплановых ремонтов и работ по ликвидации ава-
рий.
Технологические простои - необходимые затраты времени в
станко-часах на работы, прерывающие процесс бурения и связанные:
а) с поддерживанием стенок скважины в устойчивом состоянии
(спуск и подъём обсадных труб, цементирование и другие виды там-
понирования);
б) с опробованием и исследованием скважины (электрохимиче-
ские и каротажные работы, инклинометрия, гидрогеологические ис-
следования в процессе бурения;
в) с уходом за оборудованием (текущий ремонт буровых меха-
низмов, смазка узлов и т. п., проводимые непосредственно на буро-
вой).
Эти простои в балансе рабочего времени учитываются как
вспомогательные операции. Когда указанные выше работы выполня-
ются после завершения бурения скважины, они не относятся к техно-
логическим простоям.
После выполнения буровой скважиной целевого назначения на
определённой глубине или нецелесообразности её дальнейшей углубки
бурение прекращают, т.е. скважину закрывают. Восстановление нару-
шенного естественного состояния горных пород после закрытия сква-
жины называется ликвидацией скважины. Если в процессе сооружения
скважины по каким-либо причинам временно прекращают её бурение,
26
то производят комплекс работ по её сохранению, называемый консерва-
цией скважины.
В процессе сооружения скважин в ряде случаев происходит на-
рушение продуктивности земель, загрязнение различными химическими
веществами плодородного слоя, появление котлованов технического на-
значения. Ликвидация этих последствий путём проведения комплекса
работ называется рекультивацией земель.
Наиболее ответственные технические средства должны отвечать
стандартам, устанавливающим единые технические требования к про-
дукции и нормы, обязательные к применению предприятиями страны
(государственные стандарты Российской Федерации - ГОСТ РФ), а
также странами СНГ (межгосударственные стандарты - ГОСТ).
§ 4. СКОРОСТИ БУРЕНИЯ
Скорости бурения зависят от: совершенства технических средств
для данного способа разрушения горных пород забоя скважины; рацио-
нальной технологии бурения; совершенства организации и планирова-
ния буровых работ в основных и вспомогательных звеньях; квалифика-
ции бурового персонала и слаженности их работы.
Достижение максимально высоких скоростей бурения при сохра-
нении качества сооружения скважины, опробования месторождения и
безопасного ведения работ - одна из главных задач бурового персонала
производственных организаций.
МЕХАНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Механическая скорость бурения определяется величиной углуб-
ления скважины в единицу времени чистого бурения
и = Н/Т,
где:
U - механическая скорость бурения, м/ч;
Н - углубление скважины, м;
Т - время чистого бурения, ч.
Механическая скорость бурения характеризует буримость гор-
ных пород при данном способе их разрушения, состояние техниче-
ских средств и технологии.
Буримость горных пород не является постоянной величиной.
По мере совершенствования техники и технологии буримость увели-
чивается. Она зависит от: физико-механических свойств горных по-
род; способа разрушения горных пород и типа породоразрушающего
инструмента; совершенства и состояния технических средств; пра-
27
2'
вильного выбора применяемой технологии бурения.
Физико-механические свойства горных пород существенно
влияют на буримость при данном способе их разрушения. Буримость
монолитных горных пород с одинаковым минералогическим составом
одинакова, но при различной их зернистости будет различной. В мел-
козернистых породах буримость ниже, чем в крупнозернистых. Твер-
дые трещиноватые горные породы, в зависимости от степени их тре-
щиноватости, характеризуются меньшей буримостью, чем монолит-
ные, Кроме того, в таких породах может происходить поглощение
промывочной жидкости или водопроявление, что отрицательно влия-
ет на режим бурения и снижает механическую скорость. В абразив-
ных породах механическая скорость снижается быстрее, а износ по-
родоразрушающего инструмента возрастает, особенно если породы
трещиноватые.
Бурение скважин долотами различных типов без отбора керна
обеспечивает не только более высокую механическую скорость, но и
углубление за рейс по сравнению с колонковым бурением. Однако в
связи с тем, что до сих пор достоверную информацию о строении зем-
ной коры получают из скважины в основном по керну, колонковое бу-
рение пользуется наиболее широким распространением. Во всех слу-
чаях надо применять рациональный тип породоразрушающего инст-
румента с учетом свойств горных пород и способа их разрушения.
Ударно-вращатёЛьное колонковое бурение скважин с помощью
гидроударных машин обеспечивает в одних и тех же породах значи-
тельно большую механическую скорость бурения по сравнению с
обычным вращательным.
Буримость зависит от правильного выбора типа породоразру-
шающего инструмента при данном способе разрушения горных пород
забоя скважины. Механическая скорость при алмазном бурении в по-
родах VIII - XII категорий выше, чем при твердосплавном.
Механическая скорость не может рассматриваться как величина
постоянная. Она прежде всего зависит от механических свойств гор-
ных пород, способа их разрушения и соответствующих типов и конст-
рукций породоразрушающего инструмента. Вот почему необходимо
совершенствовать современные способы разрушения горных пород
при бурении скважин и разрабатывать новые, приемлемые для досто-
верного изучения земной коры. Даже при всех возможных достижени-
ях геофизических исследований потребуется буровая скважина.
Совершенство технических средств - бурового станка, агрегата,
бурового снаряда - и их надёжность в процессе бурения оказывают
положительное влияние на механическую скорость. Современные
технические средства позволяют применять широкий диапазон сту-
пенчатой или плавно регулируемой частоты вращения бурового сна-
28
ряда, что обеспечивает повышение эффективности разрушения гор-
ных пород забоя.
Технологический режим бурения - осевая нагрузка на забой,
частота вращения бурового снаряда и рациональное удаление продук-
тов разрушения с забоя существенно влияет на буримость. В процессе
бурения необходимо поддерживать все параметры в оптимальных
пределах с учетом горных пород и износа породоразрушающего инст-
румента. Например, в весьма абразивных породах увеличение осевой
нагрузки, частоты, вращения и недостаточно быстрое удаление шлама
с забоя в процессе алмазного бурения приводят к резкому повышению
износа алмазных коронок.
При данном способе разрушения одних и тех же горных пород
забоя механическая скорость может существенно изменяться в одном
и том же рейсе в зависимости от состояния породоразрушающего ин-
струмента и параметров режима бурения. Для расчетов и в нормах на
бурение принимается средняя механическая скорость. Максимальная
механическая скорость обычно наблюдается в начальный период ра-
боты породоразрушающего инструмента (после его приработки). За-
тем по мере затупления (износа) торцевых и подрезных резцов меха-
ническая скорость постепенно снижается.
При бурении скважины в породах средней твердости твердо-
сплавным породоразрушающим инструментом, армированными рез-
цами, имеющими начальный угол приострения, вначале механическая
скорость крайне высокая по сравнению со средней. По мере затупле-
ния торцевых резцов и износа подрезных, механическая скорость па-
дает, так как площадь контакта резцов с породой забоя увеличивается.
Это приводит к снижению удельной нагрузки на резец при данной за-
данной осевой нагрузке. Когда приострённая часть резцов станет рав-
ной полному сечению корпуса резца, механическая скорость будет
приближаться к нулю и графически может быть изображена гипербо-
лой. При бурении в мягких породах заостренная часть резца длитель-
ное время сохраняется.
РЕЙСОВАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Рейсовая скорость бурения определяется величиной углубления
скважины в рейсе за время, затраченное на работы от спуска бурового
снаряда в скважину до подъема его из скважины.
____________________________________
UP ~ t+tX+ti + t3 + ’
4>+/5 1
где:
Up - рейсовая скорость бурения, м/ч;
29
Нр - величина углубления скважины за рейс, м;
t - время чистого бурения, ч;
tj - время, затраченное на спуск бурового снаряда, ч;
t2 - время, затраченное на подготовку к бурению (наполнение
скважины промывочной жидкостью, продвижение бурового снаряда к
забою скважины с промывкой и вращением, взвешивание снаряда при
холостом вращении, приработка породоразрушающего инструмента), ч;
t3 - время, затраченное на перекрепление зажимных патронов,
наращивание бурового снаряда, ч;
t4 - время, затраченное на подъём (промывка забоя скважины, за-
клинивание и срыв керна, подготовка оборудования к подъёму бурового
снаряда), ч;
^время,за1раченрюешподьёмбуровогоснарш из скважины, ч;
V-время, закаченное га замену колонкового набора или долота, ч
Таким образом, рейсовая скорость бурения зависит от механиче-
ской скорости, величины углубления за рейс и глубины скважины. Чем
больше величина углубления за рейс, тем выше рейсовая скорость при
прочих равных условиях. На рейсовую скорость бурения существенно
влияют квалификация бурового персонала и его слаженная работа (ор-
ганизация труда), уровень механизации и автоматизации вспомогатель-
ных операций (процессов).
Величину углубления скважины за рейс можно регулировать с
учетом глубины скважины. При небольшой глубине скважины 200-300м
и бурении твердыми сплавами целесообразно армировать коронку
меньшим числом резцов. Тогда при одной и той же осевой нагрузке
удельная нагрузка на резец и механическая скорость будут больше при
меньшем углублении за рейс. Для бурения глубоких скважин, особенно
малого диаметра (76, 59 и 46 мм), лучше применять твердосплавные ко-
ронки, насыщенные большим числом резцов. В этом случае время чис-
того бурения увеличивается, но уменьшится средняя механическая ско-
рость и увеличится углубление за рейс. Здесь важную роль играет соот-
ношение затраты времени на спуско-подъёмные операции.
При алмазном бурении неглубоких скважин лучше прекращать
углубление при снижении механической скорости в рациональных,
относительно небольших пределах, а глубоких - продолжать бурение
до более интенсивного снижения механической скорости. Бурение
скважин долотами (без отбора керна) прекращают при резком сниже-
нии скорости углубления.
Большие резервы в повышении рейсовой скорости содержатся в
величинах /] + ... + Чем меньше затраты времени на выполнение
этих вспомогательных операций, тем больше рейсовая скорость.
Время, затрачиваемое на спуск бурового снаряда tb зависит от
30
глубины скважины, состояния ее ствола, уровня механизации по пе-
ремещению свечей бурильных труб, их свинчиванию, слаженной ра-
боты бурового персонала.
Время, затрачиваемое на подготовку к бурению, t2 существенно
можно сократить за счет: своевременной и надежной ликвидации по-
глощения промывочной жидкости; обеспечения близко к заданному
диаметра ствола скважины при забойной зоне в каждом рейсе, тогда не
потребуется его расширение при продвижении бурового снаряда к за-
бою с новой коронкой; рациональной приработки породоразрушающего
инструмента.
Время t3 существенно сокращается, если применять: вращатель
роторного типа с ведущей штангой, длина которой превышает углубле-
ние за рейс при колонковом бурении; буровые станки с подвижным
вращателем; автоматическое перекрепление зажимных патронов; бы-
строе и своевременное наращивание бурильной колонны.
Время, затрачиваемое на переподъем, z4 во многом зависит от
слаженной работы бурового персонала. Оно может быть сокращено за
счет: применения кернорвателей при алмазном и твердосплавном буре-
нии; своевременной подготовки заклиночного материала параллельно с
углублением скважины; быстрой и слаженной подготовки оборудования
и инструмента к подъему бурового снаряда.
Время, затрачиваемое на подъем бурового снаряда из скважины,
t5 зависит от: глубины скважины; высоты буровой вышки (мачты); пра-
вильно выбранных скоростей подъема с различных глубин; наличия ог-
раничителя переподъема снаряда; наличия в установке автоматической
системы подъема; наличия совершенного механизма по развинчиванию
бурового снаряда; квалификации и слаженной работы бурового персо-
нала.
Время, потребное на замену колонкового набора или долота, t6
можно также существенно снизить. Обычно из поднятого колонкового
набора необходимо извлечь керн и тщательно уложить его в керновые
ящики. Для этого нужно отвинтить коронку. После извлечения и уклад-
ки керна навинчивают старую или новую коронку. Эти операции можно
исключить из последовательного цикла, если параллельно с бурением
готовить новый колонковый набор.
Замена долота не требует обычно большой затраты времени. По-
этому в случаях использования долота из формулы рейсовой скорости
можно исключить величину f6.
Анализ рейсовой скорости показывает, что её можно повышать за
счет улучшения организации труда.
ТЕХНИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Техническая скорость бурения определяется величиной углубле-
ния скважины в течение месяца одним работающим станком за время,
31
затраченное на выполнение основных и вспомогательных операций и
процессов.
_____________Ят
" (t0+T+7\)
т
где:
Ur - техническая скорость бурения, м/ст.мес.;
Нт - углубление скважины в течение I ст.-мес, м,
t0 - время чистого бурения за смену, ч;
Т - время, затраченное на выполнение основных операций и про-
цессов (Т = t1 +... +г6), за одну смену, ч;
Г] - время, затраченное на дополнительные операции и процессы
(крепление скважины, тампонирование, различные измерения и иссле-
дования в скважине, искусственное искривление, мелкий текущий ре-
монт или замена буровых механизмов и инструмента) за одну смену, ч;
m - число ст.-смен в месяце.
Техническая скорость бурения зависит от рейсовой скорости, за-
траты времени Ть числа смен в сутках, в месяце и углубления скважи-
ны за 1 ст.-мес.
Затраченное время на выполнение дополнительных операций и
процессов 7] во многом зависит от правильной организации труда и
квалификации бурового персонала. Крепление скважины, тампонирова-
ние, различные измерения и исследования в скважине должны быть
предусмотрены в проектной конструкции на скважину и геолого-
техническом наряде, который обязательно вывешивается в каждой бу-
ровой установке. В соответствии с этим обсадные трубы, материалы и
технические средства для тампонирования должны быть заблаговре-
менно подготовлены и доставлены к буровой установке. На проведение
различных измерений и исследований в скважине (инклинометрические
измерения, геофизические исследования, замеры уровня воды, кон-
трольные замеры глубины скважины) заранее составляют график и го-
товят его исполнение, то же делается и для искусственного искривления
скважины. Что же касается мелкого текущего ремонта или замены бу-
ровых механизмов и инструмента, то это должно быть также своевре-
менно предусмотрено.
О технической скорости бурения следует судить с учетом работы
буровой установки в сутки, месяц. Обычно буровые установки работают
круглосуточно в течение всех дней месяца. Однако в ряде случаев рабо-
32
та производится в одну или две смены. Поэтому сопоставлять техниче-
скую скорость можно только, вводя поправочный коэффициент на чис-
ло смен в месяце. Это необходимо учитывать в статистических данных.
По имеющимся данным, на колонковом механическом бурении в
целом по Российской Федерации в 1999 г. достигнута техническая ско-
рость бурения 365 м/ст.мес. при отработанных 4257,4 станко-месяцев.
В организациях МПР России средняя величина этой скорости в
1999 г. составила 342 м/ст.мес. при отработанных 3192,1 станко-
месяцев.
КОММЕРЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Коммерческая скорость бурения характеризует углубление на
один работающий станок за месяц с учетом затрат времени на основ-
ные, вспомогательные и непроизводительные операции и процессы.
__________/4
V = (ti + т +
4 + Тг) m
где:
U- коммерческая скорость бурения, м/ст.мес.;
Нк - объём бурения станком за месяц, м;
Тг - непроизводительные затраты времени (простои, аварии) в
скважине за 1 ст.-смену.
Коммерческая скорость бурения тем выше, чем выше органи-
зация труда, энергоснабжения, материально-технического снабжения,
состояние технических средств.
Непроизводительные затраты времени не планируются. Их не
должно быть в нормальных условиях. Простои обычно происходят в
результате плохой организации труда: некачественного ремонта обо-
рудования, несвоевременного снабжения буровой промывочными
растворами, преждевременного выхода из строя бурового насоса из-
за перекачивания им неочищенного раствора, а также отсутствия вто-
рого запасного насоса и т. п.
Анализ многочисленных аварий показывает, что они происхо-
дят там, где не принимаются меры к их предупреждению. Поэтому
правильно считают, что аварию легче предупредить, чем ликвидиро-
вать. Аварии часто происходят в результате несоблюдения рацио-
нального технологического режима бурения, недопустимого износа
бурового инструмента и оборудования и т. п.
ЦИКЛОВАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Цикловая скорость бурения определяется глубиной скважины,
пробуренной за время от перевозки буровой установки до ликвидации
33
скважины:
UK — “ц/ >общ >
где:
UK - цикловая скорость бурения, м/ст. мес.;
Нн - общая глубина пробуренной скважины, м;
То6щ - общие затраты времени на выполнение всех работ от пере-
возки и монтажа буровой установки до её демонтажа и ликвидации
скважины, ст.- мес.
Цикловая скорость бурения зависит от коммерческой скорости,
наличия строительно-монтажной бригады (бригад), транспортабельно-
сти установок, расстояния буровой от материально-технической базы
снабжения.
При наличии строительно-монтажных бригад различных специ-
альностей последние заблаговременно производят проводку всех ком-
муникаций к новому месту расположения буровой установки, готовят
площадку и циркуляционную систему, перевозят запасную установку и
монтируют её. Эти работы выполняют под руководством машиниста
буровой установки. Буровая бригада, закончившая углубление очеред-
ной скважины, сразу переходит на смонтированную установку и при-
ступает к бурению скважины. Ликвидацию законченной скважины, а
именно: извлечение обсадных труб, ликвидационное тампонирование,
демонтаж установки и закрепление репера, рекультивацию земли - про-
изводит строительно-монтажная бригада. В этом случае буровая и
строительно-монтажная бригады используются в соответствии со своей
квалификацией, что обеспечивает повышение цикловой скорости буре-
ния и качество буровых работ.
ПАРКОВАЯ СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Парковая скорость бурения определяется путем деления общей
глубины пробуренных скважин в данной организации в метрах за год на
среднегодовое количество буровых станков, имеющихся в этой органи-
зации:
/ ^*СТ 5
где:
Un - парковая скорость бурения, м/ст.-год;
Нп - общая глубина пробуренных скважин в данной организа-
ции за год, м;
пС1 - среднегодовое количество станков, находившихся в дан-
ной организации, ст.- год.
Парковая скорость бурения за месяц будет равна:
Uin — Пп/12, м/ст.-мес.
34
Парковая скорость бурения зависит от: цикловой скорости буре-
ния; избытка буровых установок; района расположения ремонтной
службы (расстояния от геологоразведочной экспедиции, партии), про-
изводящей средний и капитальный ремонты буровых станков и агрега-
тов; сроков и качества ремонта; организации труда во всех подразделе-
ниях данного предприятия.
Наличие неиспользуемого оборудования в данном предпри-
ятии приводит к тому, что общий коэффициент использования буро-
вого оборудования уменьшается, оно постепенно разрушается, его
конструкция стареет, а амортизационные начисления удорожают
стоимость бурения скважины.
При больших расстояниях от ремонтных заводов на транспор-
тировку оборудования затрачивается много времени и средств. Вот
почему целесообразно средний ремонт производить в мастерских
экспедиции, которая должна располагать достаточным количеством
запасных частей и материалов. Сроки ремонта должны быть мини-
мальные при их высоком качестве.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Как измеряется механическая прочность горных пород?
2. Дайте определение азимута скважины.
3. Как измеряется глубина скважины?
4. Что такое баланс рабочего времени буровых станков?
5. Как определяется рейсовая скорость бурения?
Глава Ш. СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
Бурение горных пород может осуществляться различными спо-
собами. На практике оно в основном выполняется путём механическо-
го воздействия породоразрушающими инструментами. Классификация
различных способов бурения с применением породоразрушающих ин-
струментов представлена на рис. 3.
При механических способах бурения в породах создаются на-
пряжения, превышающие предел их прочности. К механическим спо-
собам разрушения горных пород породоразрушающими инструмента-
ми относятся: вращательное, ударно-вращательное, ударно-канатное,
неглубокое вибробурение и задавливание. Бурение с гидротранспор-
том и пневмотранспортом керна также относится к механическому
способу бурения.
Вибробурение или вибропогружение грунтоноса в мягкие поро-
ды осуществляется на глубину до 25-30 м. В качестве вибраторов ис-
пользуют поверхностные (механические) и забойные (гидро- и пнев-
35
мовибраторы).
Ударно-вращательное бурение применяется в твёрдых породах.
С помощью пневмо- и гидроударников на (вращающийся и находя-
щийся под осевой нагрузкой) породоразрушающий инструмент нано-
сится до 1500-2000 удар/мин. Пневмоударники работают от энергии
сжатого воздуха, гидроударники - от энергии струи жидкости.
Рис. 3. Квалификация основных
способов бурения разведочных
скважин
Ударное бурение (ударно-канатное) осуществляется за счет
ударов долота, сбрасываемого на забой с некоторой высоты. Для уве-
личения силы удара к долоту присоединяют ударную штангу. С по-
мощью канатного замка ударный инструмент после каждого удара по-
ворачивается на определенный угол. Это позволяет наносить удары по
новому участку забоя. Поэтому этот вид бурения иногда называют
ударно-поворотным, а в зависимости от того, на чем опускается в
скважину ударный инструмент, - ударно-канатным или ударно-
штанговым, которое в настоящее время практически не применяется.
В отличие от ударно-штангового ударно-канатное бурение
осуществляется без промывки, и разрушенную в забое породу прихо-
дится извлекать после каждой серии ударов специальным инструмен-
том - желонкой. Желонка опускается на желоночном канате после
подъема ударного инструмента. При ударах по забою клапан желонки
пропускает внутрь разрушенную породу (шлам), а при подъеме опус-
кается в гнездо и герметизирует корпус желонки.
Вращательное бурение ведётся без промывки, с промывкой или
продувкой скважины сжатым воздухом. Без промывки производится
вращательное шнековое бурение, бурение задавливанием и т. д.
36
вращательное шнековое бурение, бурение задавливанием и т. д.
При шнековом способе бурения вынос на поверхность разру-
шенной породы осуществляется шнековой колонной, являющейся
транспортёром. Шнековая колонна состоит из отдельных соединенных
между собой звеньев - шнеков, представляющих собой трубу с прива-
ренной к ней ребром по спирали стальной лентой. Шнековое быстров-
ращательное бурение используют в мягких, нелипких горных породах.
Медленновращательное бурение применяется также при буре-
нии мягких пород - ложками, змеевиками, обуривающими грунтоно-
сами на небольшую глубину.
Вращательное бурение глубоких скважин, как правило, осуще-
ствляется с промывкой забоя скважины или с продувкой сжатым воз-
духом. Промывочная жидкость не только охлаждает буровой инстру-
мент и очищает забой от шлама, но и закрепляет стенки скважины от
обвалов и водопоглощений. Если породы неустойчивые и глинистая
корка не обеспечивает крепления стенок скважины, то применяют
другие способы их крепления.
Бурение с промывкой или продувкой разделяется по характеру
привода на бурение с двигателями на поверхности, когда вращение по-
родоразрушающему инструменту передается через колонну бурильных
труб, и забойными двигателями. Забойный двигатель находится непо-
средственно над породоразрушающим инструментом, а бурильные тру-
бы в процессе бурения, как правило, не вращаются.
Забойные двигатели могут быть гидравлическими и электриче-
скими. Гидравлические забойные двигатели называются турбобурами,
а электрические - электробурами. Преимущество забойных двигате-
лей в том, что вся мощность двигателя передается породоразрушаю-
щему инструменту, а на вращение бурильной колонны энергия не
расходуется. <
Турбобур состоит из вращающейся и неподвижной систем. Вра-
щающаяся система связана с долотом и состоит из вала, рабочих колес
турбины (дисков ротора). Неподвижная система состоит из корпуса, на-
правляющих колес (дисков статора). Корпус турбобура с помощью пере-
ходника присоединяется к низу колонны бурильных труб.
В турбобуре энергия потока жидкости преобразуется в механиче-
скую энергию вращения вала.
Электробур представляет собой погружной электродвигатель, ус-
тановленный в верхней части длинного герметичного цилиндра, напол-
ненного маслом. Питание электроэнергией производится с поверхности
через кабель, проложенный внутри бурильных труб. Концы кабеля, заде-
ланные в бурильные замки, автоматически соединяются при свинчива-
нии бурильных труб в колонну.
При вращательном бурении порода разрушается с помощью ре-
жущих и истирающих инструментов (долота режущего типа, пикобуры,
алмазные долота, кольцевые коронки алмазные, твердосплавные, сталь-
37
ная и чугунная дробь) или дробящих инструментов (шарошечные доло-
та).
Вращательное бурение разделяют на бурение без отбора керна,
при котором порода разрушается полностью по всей плоскости забоя, и
колонковое (с отбором керна), при котором порода забоя разрушается по
кольцу, в результате чего центральная его часть остается неразрушенной
в виде колонки породы (керна), откуда и происходит название - колон-
ковое бурение.
В зависимости от применяемого породоразрушающего инстру-
мента получаются различной конфигурации забои: сплошной, кольцевой,
ступенчатый и др.
Закрепление неустойчивых стенок скважины достигается:
1) созданием гидростатического давления промывочной жидкости
(вода, глинистый раствор и др.), заполняющей скважину;
2) образованием плотной глинистой корки при промывке скважи-
ны глинистым и другими растворами;
3) установкой в скважине колонны обсадных труб;
4) методом электрохимического закрепления;
5) цементированием стенок скважины.
Широкое применение механических способов разрушения горных
пород при бурении геологоразведочных скважин объясняется рядом их
преимуществ по сравнению с другими способами. При механическом
разрушении горных пород почти во всех случаях имеется возможность
получения кондиционного образца горной породы (керна) с любого ин-
тервала скважины. Породоразрушающий инструмент может быть не-
большого (76-36 мм) диаметра, что значительно снижает энергоёмкость
и материалоёмкость бурения.
Механические способы бурения породоразрушагощим инстру-
ментом имеют и существенные недостатки. Главные из них:
- большие затраты мощности, передаваемой с поверхности на за-
бой через вращающуюся колонну бурильных труб, когда теряется более
70% энергии;
- затупление породоразрушающего инструмента, особенно при
бурении абразивных, твердых пород, и в результате - уменьшение ско-
рости бурения и необходимость его замены;
- высокая стоимость породоразрушающего инструмента;
- недостаточно высокие скорости бурения.
В связи с изложенными недостатками механического способа
разрушения горных пород при бурении проводились большие работы по
изысканию путей совершенствования механических и разработке новых
высокоэффективных способов бурения.
К нетрадиционным механическим способам бурения относятся:
гидроэрозионный, взрывной, жидкостный, электрогидравлический,
взрывной импульсный, магнитострикционный, имплозионный, ультра-
38
звуковой и ряд других.
Не полностью изученным способом разрушения пород в процессе
бурения является способ, основанный на использовании энергии водных
струй (гидромониторное и гидроэрозионное бурение). Энергия струй
жидкости может использоваться для разрушения пород в комбинации с
долотами или самостоятельно с добавлением в жидкость абразивных
частиц. При этом способе бурения исключается возможность получения
образца горной породы с ненарушенной структурой.
При взрывном бурении взрывчатая смесь доставляется на забой в
виде капсул. При ударе их о забой происходит смешивание жидкостей,
образующих взрывчатую смесь (импульсное или капсульное взрывное
бурение). Если составляющие компоненты доставляются на забой по от-
дельным трубопроводам, то такой способ называется жидкостным
взрывным бурением. Недостатки этих способов - вымывание взрывча-
тых веществ водой, образование скважины нецилиндрической формы и
невозможность получения керна.
При электрогидравлическом бурении электрический разряд в
жидкости образует кавитационные полости (при заполнении которых
происходит гидравлический удар), или он проходит непосредственно че-
рез породу благодаря заполнению скважины диэлектрической жидко-
стью.
Магнитострикционное бурение - частный случай вибровраща-
тельного бурения. Электромагнитная энергия при этом способе через
стержневую колебательную систему, работающую в режиме резонанса,
преобразуется в механическую. На породоразрушающий инструмент на-
кладываются гармонические колебания с частотой 100-600 Гц. В процес-
се разработки способа выявилось наличие усталостных явлений в эле-
ментах колонны бурильных труб, вызванных вибрациями снаряда.
При имплозионном бурении в скважину подаются герметически
закрытые капсулы, из которых предварительно удаляют воздух. При раз-
бивании капсул о забой вакуумная полость интенсивно смыкается. Жид-
кость, окружающая вакуумную полость, под воздействием гидростатиче-
ского давления приобретает большую скорость, и порода разрушается
под действием импульсов весьма высоких давлений.
При ультразвуковом бурении колебания с частотой более 20 кГц
также получают при помощи магнитострикционного излучателя. Суще-
ствующая аппаратура не позволяет при ультразвуковых частотах полу-
чить большие амплитуды смещения с достаточной энергией единичного
импульса.
Экспериментировались также термомеханические способы буре-
ния. При термомеханическом способе бурения тепловая энергия исполь-
зуется для снижения сопротивляемости пород последующему механиче-
скому разрушению. Это качественно новый процесс, характеризующийся
большей эффективностью против термического и механического спосо-
39
бов, взятых в отдельности.
Бурение с помощью лучевой энергии - способ разрушения породы
с посредством оптических квантовых генераторов (лазеров), излучающих
электромагнитные волны определенной длины со слабо расходящимся
пучком, что дает возможность не только термически разрушать породы,
но даже расплавлять или частично испарять их.
Новые способы разрушения горных пород не нашли ещё широко-
го практического применения по разным причинам технического, геоло-
гического, энергетического и экономического характера. В ближайшие
годы ведущими в разведочном бурении останутся механические способы
бурения.
§ 1. ТЕХНОЛОГИЯ МЕХАНИЧЕСКОГО КОЛОНКОВОГО
БУРЕНИЯ
Наиболее распространённый способ сооружения поисковых и
разведочных скважин на твердые полезные ископаемые - вращательное
колонковое бурение. Основное преимущество колонкового бурения пе-
ред другими способами - возможность получения керна, изучение кото-
рого в сочетании с другими исследованиями в скважинах позволяет с
большой точностыо и достоверностью подсчитать запасы полезного ис-
копаемого, определить его качество и условия залегания. Сущность ко-
лонкового вращательного бурения заключается в следующем.
Для колонкового вращательного механического бурения необхо-
дима буровая установка (рис. 4), состоящая из следующих технических
средств. Буровой станок III служит для вращения бурильной колонны 4,
а через неё - колонкового набора, состоящего из породоразрушающего
инструмента /, колонковой трубы 2 и переходника 3. Вращение буриль-
ных труб осуществляется вращателем с помощью верхнего и нижнего
зажимных патронов 9 (при роторном бурении - ротором через специ-
альную ведущую бурильную трубу). Буровой инструмент поднимают и
спускают в скважину лебедкой станка 10 с помощью вышки I и талевой
оснастки, состоящей из талевого каната 18, талевого блока 7 с подъём-
ным крюком 6 и кронблока 22. Свободный конец талевого каната кре-
пится к основанию вышки или к якорю через динамометр или другой
измерительный прибор 19, 20. Привод бурового станка осуществляется
электродвигателем V или двигателем внутреннего сгорания.
Для подачи в скважину промывочной жидкости или сжатого воз-
духа применяется буровой насос (компрессор) IV с приводом от двига-
теля V. Из приемного бака 16 через приемный клапан и всасывающий
шланг 17 буровой насос засасывает промывочную жидкость и по нагне-
тательному шлангу 12 через вертлюг-сальник 5 подает её в скважину по
колонне бурильных труб. Из скважины промывочная жидкость выносит
40
т
шлам и по желобам 14 стекает в отстойный бак 15, где очищается и са-
мотеком поступает снова в приемный бак 16.
Рис. 4. Схема установки для колонкового бурения: I - вышка; II - буровое
здание; III - буровой станок; IY - буровой насос; Y- электродвигатель; YI -
направляющая труба; 1 - породоразрушающий инструмент; 2 - колонковая
труба; 3 - переходник с колонковой трубы на бурильную; 4 - колонна бу-
рильных труб; 5 - вертлюг-сальник, 6 - подъемный крюк; 7 - талевой блок; 8
- вращатель станка; 9 - зажимные патроны; 10 - лебедка станка; 11 - регуля-
тор подачи станка; 12 - нагнетательный шланг; 13 - керн; 14 - желоба цирку-
ляционной системы; 15 - отстойный бак; 16 - приемный бак; 17 - всасываю-
щий шланг с приемным клапаном; 18 - талевой канат; 18а - неподвижный
конец каната; 19, 20 - измерительный прибор; 21 - манометр насоса; 22 -
верхняя рама вышки с кронблоком; 23 - ноги вышки; 24 - пояса; 25 - раскосы
вышки; 26— фундамент.
Для закрепления верхней части скважины (устья) от размыва и
обрушения, а также для направления скважины при бурении служит
направляющая труба VI. Все буровые механизмы и вспомогательный
инструмент размещены внутри бурового здания II, которое служит для
укрытия буровой смены от атмосферных осадков.
41
Процесс бурения осуществляется следующим образом. После
спуска в скважину колонкового набора включают насос и наполняют
скважину промывочной жидкостью После выхода промывочной жид-
кости из скважины ставят породоразрушающий инструмент на забой с
вращением, устанавливают необходимую осевую нагрузку и начинают
бурение.
Для колонкового бурения применяются кольцевые коронки, за-
правленные алмазами или твердосплавными резцами. До открытия в
нашей стране месторождений алмазов для колонкового бурения в креп-
ких породах использовалось дробовое бурение.
При вращении коронки на забое порода разрушается по кольцу, а
неразрушенный столбик породы - керн 13 поступает через коронку в
колонковую трубу. Промывочная жидкость, попадая в колонковый на-
бор через переходник, проходит в кольцевом зазоре между керном и
стенкой колонковой трубы до забоя, охлаждает коронку и выносит с за-
боя продукты разрушения горных пород - шлам. После углубки сква-
жины на определенную длину, которая зависит от твёрдости пород, ре-
сурса коронки и сохранности керна, скважину промывают до полного
удаления шлама. Затем заклинивают керн в коронке, отрывают его от
забоя и поднимают вместе с колонковым набором на поверхность. Ме-
тод срыва и удержания керна зависит от способа бурения и степени
разрушенности керна.
Наиболее распространенный и надёжный метод - применение
специального приспособления - кернорвателя, вмонтированного в
нижнюю часть колонковой трубы.
ТВЕРДОСПЛАВНОЕ БУРЕНИЕ
Бурение твердосплавными коронками осуществляется почти во
всех породах мягких, средней твёрдости и твёрдых I-VIII категорий по
буримости.
Разведочные колонковые скважины бурят твердосплавными ко-
ронками и долотами как с поверхности, так и из подземных горных вы-
работок практически под любым углом к горизонту.
При бурении твердосплавными коронками в качестве очистного
агента применяется вода, различные глинистые растворы, газожидкост-
ные смеси, сжатый воздух и др.
Режим твердосплавного вращательного бурения обусловлен тре-
мя параметрами: а) осевой нагрузкой на коронку, кН-, (1кН « 100 кгс); б)
частотой вращения коронки, об/мин; в) количеством промывочной жид-
кости, л/мин.
Осевая нагрузка на коронку. Для поддержания высокой механи-
ческой скорости бурения осевая нагрузка на коронку является важней-
шим параметром режима, особенно при бурении твёрдых пород.
42
Осевую нагрузку на коронку определяют из расчёта нагрузки на
один резец. Рекомендуемая величина нагрузок на один резец коронки в
ньютонах (1Я« 0,1 кгс) при бурении ребристыми, резцовыми и самоза-
тачивающимися коронками пород различной категории по буримости
приведена в табл. 7.
Таблица 7
Осевые нагрузки на 1 резец коронки
Группа и тип коронки Осевые нагрузки на 1 резец для пород, Н
1-111 III-IV V VI VII-VIII
Ребристые. Ml 300-500 500-600
М2 - 600-800 - - -
М5 400-600 - - -
Резцовые СМ3 400-500 500-800 800-1000 -
СМ4 - - 500-600 600-800 -
СМ5 - - 400-500 500-600 -
СМ6 - - - 500-600 600-700
СТ2 - 400-600 600-800 800-1000 -
Самозатачивающиеся: СА1 - 300-500 400-800 500-1000
СА4, СА5, СА6 - - - 400-600 500-800
При бурении трещиноватых и резко перемежающихся по твёрдо-
сти пород нагрузку следует уменьшать на 30-50%.
Осевая нагрузка на коронку по мере затупления острозаточенных
резцов должна повышаться, но при этом она не должна превышать мак-
симальных Допустимых значений. В противном случае неизбежны по-
ломки резцов.
Частота вращения колонки устанавливается в зависимости от
конкретных условий бурения, физико-механических свойств пород,
глубины и искривлённости скважины, мощности двигателя бурового
агрегата, возможной частоты вращения станка, диаметра коронки и
принятой осевой нагрузки.
Изменение частоты вращения существенно влияет на показатели
работы коронок. Для бурения твердосплавными коронками окружные
скорости коронки рекомендуются в пределах 0,6 - 2 м/с.
Частоту вращения коронки определяют по формуле:
п = 60 v/л Z>c,
где:
п - частота вращения, об/мин;
v - окружная скорость, м/с;
Z>c - средний диаметр коронки, м.
43
/)< = (D + d')/2,
где.
D; d- соответственно наружный и внутренний диаметры корон-
ки, м. Можно определить необходимую частоту вращения, соответст-
вующую указанной окружной скорости в зависимости от диаметра ко-
ронки.
При бурении трещиноватых и абразивных пород частоту враще-
ния необходимо снижать в связи с опасностью поломки и повышенным
износом резцов в этих породах.
Рекомендации СКБ «Геотехника» по частотам вращения твердо-
сплавных коронок приведены в табл. 8.
Таблица 8
Частоты вращения твердосплавных коронок, об/мин.
Наружный диаметр коронки, мм 36 46 59 76 93 112 132 151
Частота вращения коронки, об/мин: для твёрдых пород для мягких пород 500 400 330 250 400 200 300 180 250 150 200
Количество промывочной жидкости. При бурении твердосплав-
ными коронками наибольшее распространение имеет в качестве очист-
ного агента промывочная жидкость. Количество подаваемой в скважину
промывочной жидкости зависит от твёрдости пород, диаметра коронки,
размываемости керна и скорости бурения. В мягких породах скорость
бурения высока, поэтому требуется больше промывочной жидкости, так
как на забое образуется большое количество шлама от разбуриваемых
пород. С увеличением диаметра коронки и скважины количество про-
мывочной жидкости также увеличивают. При определении количества
промывочной жидкости в колонковом бурении особое внимание обра-
щают на выход керна. Если керн размывается, то количество промы-
вочной жидкости снижают до наименьших значений, обеспечивающих
вынос шлама. Уменьшая количество жидкости, необходимо в колонко-
вый набор включать шламовую трубу, а для увеличения скорости вос-
ходящего потока увеличивать диаметр бурильных труб. Если эти меро-
приятия не увеличивают выход керна, то применяют безнасосное буре-
ние или двойные колонковые трубы, в которых керн входит во внутрен-
нюю трубу и не встречается с потоком промывочной жидкости, идущим
в зазоре между наружной и внутренней трубами. Внутренняя труба
двойных колонковых труб может быть при бурении неподвижной, что
дополнительно защищает керн от ударных нагрузок и разрушения.
В практике работ для определения расхода промывочной жидко-
44
сги можно использовать формулу:
Q = RD,
где:
Q - расход промывочной жидкости, л/мин;
D - диаметр коронки, мм;
R - удельный расход промывочной жидкости на 1 мм диаметра
коронки, л/мин-мм.
Величина R определяется опытным путём, её значения приведе-
ны в табл. 9.
Таблица 9
Удельный расход промывочной жидкости
Конструкции коронок Удельный расход промывочной жидкости, л/мин.мм
Категории пород по буримости
1-П III-IV V V-VI VII-VIII
Ребристые 0,8-1,4 1,2-1,6 - - -
Резцовые - 1,2-1,6 0,8-1,6 0,8-1,2 0,6-0,8
Самозатачивающиеся - - 0,8-1,4 0,8-1,2. 0,6-0,8
Очистку забоя от шлама и охлаждение коронки осуществляют
также сжатым воздухом.
Бурение с очисткой забоя сжатым воздухом осуществляют
обычно при бурении песчаных, глинистых, полускальных и мерзлых
грунтов (I-IV категорий по буримости). При этом в качестве породораз-
рушающего инструмента используют ребристые твердосплавные ко-
ронки типа М, обеспечивающие свободный выход воздуха из-под торца
и его расширение при выходе из колонкового снаряда. Сжатый воздух
по бурильным трубам (так же, как промывочная жидкость) подается в
скважину. Для этого применяют передвижные компрессоры с подачей
от 5 до 12 м3/мин и давлением до 0,8-1 МПа (1МПа ~ 10 атм.)
Скорость восходящего потока воздуха в кольцевом зазоре между
стенками скважины и бурильной колонной должна быть в пределах 8-
14м/с, а при бурении долотами, разрушающими весь забой, -15-20 м/с.
Частота вращения коронки 150-300 об/мин. Осевая нагрузка при-
мерно та же, что и при бурении с промывкой.
Заклинивание керна. После окончания бурения в рейсе скважину
промывают до полного удаления из неё шлама. После удаления из
скважины шлама приступают к заклиниванию керна в колонковой тру-
бе, которое выполняют тремя способами: затиркой всухую, заклинива-
нием твёрдыми частицами, заклиниванием кернорвательным устройст-
вом.
Затирка керна всухую производится при повышенной нагрузке
45
на коронку без подачи промывочной жидкости. Затирают керн только в
мягких породах I - IV категории по буримости. Для предупреждения
выдавливания керна столбом жидкости, находящимся в бурильных
трубах, перед затиркой в трубы бросают шаровой клапан, который
опускается в гнездо специального ниппеля, расположенного над ко-
лонковым набором.
Заклинивание кернорвателъным устройством применяется в
твёрдых монолитных породах. Кернорвательное устройство включается
в колонковый набор между коронкой и колонковой трубой. Оно обеспе-
чивает быстрый срыв керна и надежное удержание его при подъёме ко-
лонкового набора.
АЛМАЗНОЕ БУРЕНИЕ
Для изготовления алмазных коронок и расширителей применяют
дорогостоящий материал - алмаз. Все операции с алмазным инструмен-
том должны производиться с максимальной осторожностью и с выпол-
нением следующих требований.
1. При забуривании скважины необходимо применять коронки с
малым выходом резцов во избежание их скалывания. Оставшиеся на за-
бое кусочки резцов могут способствовать быстрому износу породораз-
рушающего инструмента при его работе. Для забуривания в очень твёр-
дых породах следует использовать импрегнированные алмазные корон-
ки. Забуривать скважину нужно на пониженных оборотах снаряда, ис-
пользуя первую скорость станка, при осевой нагрузке, не превышающей
2,5-3 кН, и при достаточном количестве промывочной жидкости.
2. Если на забое скважины оставлен керн от предыдущего рейса
высотой более 20 см, то его необходимо разрушить. Спускать алмазную
коронку категорически запрещается, если на забое находятся куски кер-
на и металлические частицы, их необходимо раздробить и поднять спе-
циальным инструментом.
3. При сборке колонкового набора его необходимо тщательно ос-
матривать. Колонковые и бурильные трубы должны быть прямолиней-
ными, без вмятин, заусенцев, трещин и без следов глубокой коррозии.
Резьбы труб, переходников, ниппелей, замков, алмазных коронок, кер-
норвателей и расширителей должны быть исправными, чистыми, сма-
занными консистентными смазками и плотно затянутыми. На буровой
должно быть два колонковых набора: один - в работе, другой можно
заблаговременно собрать, тщательно проверив исправность.
4. Собирая кернорватель, необходимо проверить положение рва-
тельного кольца; оно должно свободно перемещаться по внутреннему
конусу корпуса кернорвателя и перед спуском колонкового набора в
скважину занимать в нём крайнее верхнее положение.
5. Для предотвращения утечки жидкости, а также для облегчения
развинчивания бурильных труб необходимо смазывать их резьбовые со-
46
единения. Для этой цели применяют солидол- и нигролграфитовые
смазки Р-2, Р-113, Р-416 и др. Применение солидола для этой цели не-
допустимо.
6. Алмазные коронки и расширители необходимо навинчивать и
отвинчивать только специальными штифтовыми ключами, так как
обычные трубные шарнирные ключи вызывают смятие коронки или
расширителя и скалывание алмазов.
7. Алмазный породоразрушающий инструмент навинчивается в
последнюю очередь, непосредственно перед спуском бурового снаряда
в скважину
8. При спуске снаряда необходимо аккуратно направлять алмаз-
ную коронку и расширитель в ствол скважины, не допуская ударов их о
труборазворот или о торец обсадных труб.
9. Чтобы предупредить случайное падение в скважину инстру-
ментов или кусочков металла, необходимо сразу после подъёма инстру-
мента закрывать скважину пробкой, а после спуска инструмента уста-
навливать на устье скважины фланец с отверстием для прохода буриль-
ных труб.
10. При спуске бурового снаряда запрещается над устьем сква-
жины заменять ниппеля, муфты, замки во избежание падения в скважи-
ну кусочков металла.
11. В процессе бурения необходимо следить за очисткой промы-
вочной жидкости от песка и шлама, которые приводят к повышенному
износу корпуса и матрицы коронки, ее «размыву», оголению алмазов,
прихвату снаряда.
Приёмные ёмкости и желоба очистной системы необходимо ре-
гулярно очищать от шлама. Клапан всасывающего шланга бурового на-
соса не должен касаться дна приёмной емкости, он должен находиться
от дна на высоте не менее 0,5 м.
12. Поднимают буровой снаряд из скважины осторожно, без рез-
ких рывков и ударов, особенно при установке снаряда на подкладную
вилку. Это предупреждает выпадение керна из колонковой трубы.
Навивка троса на барабан лебёдки должна осуществляться ров-
ными рядами, что обеспечивается тросоукладчиком.
Однослойные коронки снимаются с работы по достижении ими
рационального уровня отработки, составляющего 80-85% от потенци-
ально возможной проходки на коронку. Импрегнированные коронки от-
рабатываются до полного износа матрицы.
Режим алмазного бурения, как и твердосплавного, обусловлен
также тремя параметрами: а) частотой вращения коронки; б) осевой на-
грузкой на коронку; в) количеством промывочной жидкости.
Основной параметр режима алмазного бурения - частота вра-
щения коронки, которая должна быть максимально возможной. Возни-
кающие на больших частотах вращения вибрации губительно действу-
ют на алмазную коронку, поэтому их стараются уменьшить. Частоту
47
вращения коронки приходится снижать до минимальной в станке в слу-
чае бурения абразивных, сильно изнашивающих буровой инструмент
пород. Частоту уменьшают также в трещиноватых породах. В общем
случае, чем меньше размер торцовых алмазов в коронке, тем большие
частоты вращения необходимо применять.
Рекомендуемые значения окружных скоростей алмазных коронок
в зависимости от характера буримых пород приведены в табл. 10.
Таблица 10
Окружные скорости вращения алмазных коронок
Коронка Породы Категория пород по буримости Окружная скорость алмазной коронкн, м/с
Однослойная Монолитные Трещиноватые VI-VIH IX-X 1.4-2,5 0,8-2,0
Импрегнированная Монолитные Трещиноватые XI-XI1 IX-X XI-XII 2,0-3,0 2,0-2,6 1,6-2,2
На использование высоких частот вращения бурового снаряда
большое влияние оказывают глубина скважины и её диаметр, тип и
диаметр бурильных труб, мощность станка. При использовании анти-
вибрационных средств глубина бурения на высоких частотах вращения
бурового снаряда может быть увеличена.
При выборе осевой нагрузки на коронку необходимо учитывать
принятую частоту вращения. С повышением частоты вращения осевую
нагрузку на коронку следует увеличивать. Чем тверже породы, тем
больше осевые нагрузки. Чем крупнее объёмные алмазы в коронке, тем
больше должна быть осевая нагрузка. В процессе бурения по мере зату-
пления алмазов осевую нагрузку на коронку следует плавно повышать.
Осевая нагрузка на коронку увеличивается, если она заправлена овали-
зованными объёмными алмазами.
В трещиноватых породах нагрузку на коронку и частоту враще-
ния снижают, а количество очистного агента увеличивают.
Для охлаждения алмазной коронки и для очистки забоя от шлама
необходимо подавать на забой строго определённое количество промы-
вочной жидкости. При недостаточной подаче промывочной жидкости
на забое скапливается шлам, который сильно изнашивает алмазы и мат-
рицу, снижает механическую скорость бурения и общую проходку на
коронку. При увеличенной подаче промывочной жидкости плохо обна-
жаются алмазы в матрице и увеличивается размыв керна, а при бурении
с глинистым раствором возможен и размыв матрицы коронки. Рекомен-
дуемые параметры режима бурения с одинарными колонковыми труба-
48
ми алмазными коронками в зависимости от категории буримых пород и
диаметра коронки приведены в табл. 11.
Таблица 11
Рекомендации по выбору параметров режима бурения
алмазными коронками
Диаметр Категории пород по буримости
коронки, VI-V1I VIII-IX IX-X1 XI-X1I VI-VII VIII-IX
мм Частота вращения, об/мин. Осевая нагрузка, кН
36 - 900-1700 1400-2500 1000-1700 - 3-5
46 500-900 600-1200 1000-1700 800-1300 3-5 4-7
59 400-700 500-1200 800-1700 600-1000 4-8 6-10
76 300-500 400-700 600-1000 400-700 5-10 8-13
93 200-350 250-450 400-700 - 6-13 9-16
112 150-300 200-350 300-500 - 8-16 12-20
Продолжение таблицы 11
Диаметр Категории пород по буримости
коронки, IX-XI XI-XII VI-VII VIII-IX IX XI XI-XII
мм Осевая нагрузка, кН Расход промывочной жидкости, /О1 л/мин
36 4-7 5-8 - 0,2-0,3 0,15-0,25 0,1-0,15
46 5-9 7-10 0,3-0,5 0,3-0,4 0,2-0,3 1,15-0,2
59 8-13 10-16 0,5-0,8 0,4-0,6 0,3-0,5 0,2-0,3
76 10-17 13-20 0,8-1,0 0,5-0,8 0,4-0,6 0,25-0,4
93 13-20 - 0,8-1,3 0,6-0,9 0,5-0,8 -
112 16-25 • 1,2-2,0 0,9-1,4 0,7-0,2 -
Прнмечанне. В конкретных условиях эти значения должны уточняться с до-
ведением их до оптимальных на основании наблюдений за работой выбранных
типов алмазных коронок и имеющейся практики их применения.
При работе на высоких частотах вращения снаряда возникают
вибрации бурильной колонны, вызывающие интенсивное разрушение и
заклинивание керна, повышенный износ алмазов и разрушение коронки.
Бурильные трубы при вибрации испытывают большие нагрузки: расход
мощности на вращение колонны сильно возрастает.
Для обеспечения нормальной работы бурильной колонны при
больших частотах её вращения необходимо применять гладкоствольные
бурильные трубы (типа ТБСУ или ЛБТН) диаметром как можно более
близким к диаметру скважины. Колонковый снаряд должен быть хоро-
шо отцентрирован, а буровой станок прочно закреплен на фундаменте.
Для снижения вибрации колонны бурильных труб в буровой сна-
ряд следует включать специальные технические средства (центраторы,
стабилизирующие переходники, забойные амортизаторы), которые ус-
танавливают в нижней части колонны, что придает ей прямолинейность
в призабойной зоне и уменьшает поперечные колебания.
5 Зак. 274
49
Стабилизирующими переходниками соединяют бурильную ко-
лонну с колонковым набором. Имея ббльшую, чем стандартные пере-
ходники, длину и диаметр, равный наружному диаметру коронки, ста-
билизирующие переходники предотвращают деформацию и отклонение
оси колонковой трубы от оси скважины, уменьшают поперечные коле-
бания бурильной колонны.
Забойные амортизаторы, компенсируя изменения нагрузки на по-
родоразрушающий инструмент, поглощают продольные колебания и
предупреждают вибрацию бурильной колонны.
В 80-е годы широкое применение получило весьма действенное
средство уменьшения вибраций - покрытие колонны бурильных труб
антивибрационной смазкой. Антивибрационные смазки КАВС-Ц21),
КАВС-2 применялись при промывке скважины только технической во-
дой; КАВС-45, КАВС-58 и КАВС-59 - при промывке скважины техни-
ческой водой и эмульсионными растворами; КАВС-40 - при промывке
скважины глинистыми растворами, в том числе обработанными УЩР, а
также технической водой.
Смазка наносилась на сухую поверхность труб. Периодически по
мере стирания смазки оголенные участки труб подмазывались при
спуске снаряда вручную. Стойкость смазки составляла 3-5 сут. (с уче-
том периодической подмазки). Однако в силу требований защиты ок-
ружающей среды антивибрационные смазки уступили место эмульсо-
лам.
Эмульсионные промывочные жидкости оказывают комплексное
воздействие на процесс бурения. Эмульгирующая добавка к промывоч-
ной жидкости значительно снижает продольные и поперечные колеба-
ния бурильных труб, трение между ними и стенками скважины. Сниже-
ние трения уменьшает необходимую мощность привода станка. Кроме
того, некоторые поверхностно-активные вещества (ПАВ), используемые
для получения эмульсии, снижают твердость, что вместе с гашением
вибраций способствует повышению механической и рейсовой скорости
проходки на коронку; снижению расхода алмазов.
В настоящее время разработано и опробовано много различных
эмульсионных растворов. Наибольший практический интерес представ-
ляют те из них, которые изготовляются на основе доступных, недефи-
цитных товарных продуктов нефтеперерабатывающей и химической
промышленности.
В практике работ широко применяют эмульсии из кожевенной
эмульгирующей пасты, эмульсии на основе омыленной смеси гудронов
(ОСГ), мылонафтовые эмульсии, эмульсии на основе лесо- и нефтехи-
мических эмульсолов ЭЛ-4, ЭН-4 и СТП-10, эмульсии на основе нигро-
ла и ПАВ.
50
БУРЕНИЕ СО СЪЁМНЫМИ КЕРНОПРИЕМНИКАМИ
Одним из существенных путей повышения скоростей сооружения
геологоразведочных скважин, главным образом из-за уменьшения коли-
чества спуско-подъемов бурового снаряда, является колонковое бурение
снарядами со съемными керноприемниками (ССК), обеспечивающими
возможность извлечения керна через колонну бурильных труб без её
подъема на поверхность. Этот способ бурения был изобретён американ-
ской фирмой «Лонгир». В дальнейшем в СССР проводились научно-
исследовательские и проектно-конструкторские работы по созданию
аналогичного инструмента для бурения разведочных скважин малого
диаметра с применением ССК. Комплексы ССК рекомендуются для бу-
рения в породах VII-X категорий по буримости на глубину до 1000 м
(ССК-46) и 1200 м (ССК-59 и ССК-76), комплекс КССК предназначен
для бурения скважин в породах V-IX категорий по буримости при глу-
бине до 2000 м.
Применение при колонковом бурении комплексов ССК и КССК
позволяет увеличить производительность бурения в 1,5-2 раза и довести
выход керна до 90-100%.
Бурильная колонна при работе комплексами ССК и КССК извле-
кается из скважины лишь для замены породоразрушающего инструмен-
та. Кроме повышения производительности труда за счет сокращения за-
трат времени на выполнение спуско-подъёмных операций, применение
этих комплексов позволяет повысить срок службы бурового оборудова-
ния и инструмента, облегчить труд рабочих, улучшить состояние стенок
скважины (особенно при бурении трещиноватых и легкоразрушаемых
пород), увеличить выход керна.
При работе снарядами со съёмными керноприемниками керн
поднимают специальной керноприемной трубой через бурильные тру-
бы. Колонковый набор при этом остается на забое для последующего
рейса, который начнётся после спуска через колонну бурильных труб
освобождённой на поверхности керноприемной трубы. Поднимают
приёмную трубу ловителем на стальном тросике.
Бурильную колонну поднимают лебёдкой, причём колонну
развинчивают на отдельные свечи, длина которых определяется высо-
той вышки. Чем глубже скважина, тем выше должна быть вышка и
тем длиннее будет каждая свеча.
Поднятый колонковый набор с керном выносят из бурового
здания на приемный мост и сразу же приступают к спуску второго,
заранее подготовленного набора. Извлекают керн из поднятой колон-
ковой трубы после спуска второго снаряда и начала дальнейшего уг-
лубления. С помощью монтажной опоры закрепляют колонковую
трубу и отвинчивают коронку. Извлеченный керн укладывают в спе-
циальные ящики в той последовательности, в какой бурились пласты
горных пород.
51
5*
В процессе бурения скважины с применением съёмного керно-
приёмника выполняется следующая последовательность операций:
1) подготовка бурового снаряда к спуску;
2) спуск бурового снаряда;
3) спуск съёмного керноприёмника;
4) наращивание;
5) промывка скважины и дохождение до забоя;
6) бурение;
7) заклинивание керна;
8) спуск ловителя;
9) подъём керноприёмника;
10) спуск второго подготовленного керноприёмника;
11) извлечение керна.
При использовании двух керноприёмников операция извлече-
ния керна из керноприёмника совмещается с операцией спуск керно-
приёмника и частично бурение.
Следует отметить, что затраты времени на спуск и подъём бу-
рильной колонны при работе комплексом ССК несколько больше, чем
со стандартными бурильными трубами и комплексами КССК, где
применяются труборазвороты и полуавтоматические элеваторы. По-
скольку керн поднимается в керноприёмниках на канате, необходимо
обеспечить максимальную износостойкость алмазных коронок, чтобы
как можно реже поднимать бурильную колонну для замены коронки.
При достижении керноприёмником рабочего положения следу-
ет провести приработку коронки, затем начинать бурение. Приработка
осуществляется при небольшой частоте вращения (150-250 об/мин), с
малой осевой нагрузкой (3-4 кН) и умеренным количеством промы-
вочной жидкости (20-30 л/мин для диаметра 76 мм, 15-25 л/мин для
диаметра 59 мм).
Характерной особенностью комплексов ССК является возмож-
ность бурения на высоких частотах вращения (до 1000 и 2000 об/мин
в зависимости от типа комплекта), поэтому целесообразно бурить
скважину с использованием максимальных или близких к максималь-
ным частот вращения буровых станков. Применение более низких
частот вращения предусматривается при:
1) достижении затрат мощности на бурение номинального зна-
чения мощности электродвигателя;
2) ненормальном техническом состоянии скважины - интен-
сивном искривлении, склонности к обрушению стенок;
3) бурении по сильнотрещиноватым породам;
4) выходе керна ниже предусматриваемого проектом;
5) значительной вибрации бурильной колонны;
6) значительном удельном износе инструмента.
Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент зависит
от типа проходимых пород, состояния скважин и использования ком-
52
плекса ССК той или иной конструкции и его диаметра.
Буровой снаряд КССК-76 конструкции СКБ «Геотехника»
предназначен для бурения в наиболее сложных условиях и позволяет
доводить осевую нагрузку до 15-20 кН.
В случае использования комплексов ССК конструкции ВИТР
возможность варьирования осевой нагрузкой ограничена в связи с
тонкостенностыо бурильных труб и значительным ослаблением их в
соединениях. Максимальная нагрузка на забой при бурении ССК-59 и
ССК-76 не должна превышать 15 кН, и лишь в случае крайней необхо-
димости допускается кратковременная нагрузка до 20 кН.
При применении ССК-46 наиболее рациональны осевые нагруз-
ки в пределах 7-10 кН.
Расход промывочной жидкости должен изменяться в зависимо-
сти от диаметра ССК. Для ССК-76 расход может варьировать в преде-
лах 30-50 л/мин, для ССК-59 - 30-35 л/мин, для ССК-46 - 10-15 л/мин.
Как правило, промывочной жидкостью при бурении ССК является
техническая вода.
Глинистый раствор не рекомендуется применять из-за возмож-
ности образования глинистой корки на внутренних стенках бурильных
труб, что будет препятствовать свободному прохождению в них съём-
ного керноприёмника.
В отдельных случаях, при использовании ССК-76 и КССК-76
допускается применение качественного малоглинистого раствора,
приготовленного из бентонитового порошка (при содержании твёрдой
фазы не более 4%). В глубоких скважинах (глубже 500-600 м) могут
быть использованы водоэмульсионные растворы на базе эмульсола
ЭН-4 (1-2%), а при бурении скважины в осложнённых условиях - без-
глинистые полимерные растворы на базе полиакриламида (ППА) или
реагента К-4 ( я 2%).
Накопленный опыт бурения скважин с применением ССК и
КССК показал их высокую технико-экономическую эффективность,
что позволило по сравнению с обычным алмазным бурением:
1) повысить механическую скорость бурения за счёт перехода
на более высокие частоты вращения в среднем в 1,5 раза в связи с тем,
что сбалансированная и прямолинейная колонна комплекса менее
подвержена возникновению вибрации и оказывает меньшее разруши-
тельное воздействие на стенки скважин, поэтому кавернообразование
и осыпи стенок отмечаются в меньшей степени, чем при работе обыч-
ных бурильных колонн;
2) уменьшить затраты времени на вспомогательные операции в
2,0-2,5 раза в связи со значительным сокращением доли спуско-
подъёмных операций в общем балансе времени сооружения скважи-
ны;
3) в 1,2— раза повысить производительность труда;
4) улучшить качество опробования, доведя выход керна до 90-
53
100%;
5) уменьшить удельный расход алмазов по сравнению с обыч-
ным алмазным бурением в 2-3 раза;
6) уменьшить интенсивность искривления скважин.
Рекомендуемые режимы бурения комплексами ССК и КССК
приведены в таблице 12.
Таблица 12
Режимы бурения комплексами ССК и КССК
Наименование параметров Значения параметров и комплексов
ССК-46 ССК-59 ССК-76 КССК-76
Максимальная высота вращения снаряда, об/мин 2000 1500 1000 1000
Предельная осевая на- грузка на коронку, Кн 12 16 18 20
Расход промывочной жидкости, л/мин 10-20 15-60 30-70 30-100
БЕСКЕРНОВОЕ БУРЕНИЕ
Бескерновое бурение применяют при детальной разведке место-
рождений полезных ископаемых, когда геологический разрез хорошо
изучен и нет необходимости отбирать керн из вмещающих пород. Оно
широко применяется при бурении эксплуатационных скважин (на
нефть, газ, воду), технических скважин, для вспомогательных целей и
др.
Использованию бескернового бурения способствует ряд его
существенных преимуществ по сравнению с колонковым способом:
повышение углубления за рейс, сокращение затрат времени на спуско-
подъемные операции, рост механической скорости бурения, возмож-
ность успешного бурения в трещиноватых породах.
Буровой снаряд для бескернового бурения состоит (от забоя к
устью скважины): из долота, утяжеленных бурильных труб, буриль-
ных труб и ведущей трубы. Для уменьшения искривления скважины в
состав снаряда между долотом и утяжеленными трубами включают
направляющую трубу. Для улавливания шлама в состав снаряда вклю-
чаются толстостенные шламовые трубы закрытого типа, которые ста-
вят над долотом. При бурении породоразрушающим инструментом
диаметрами 59 и 46 мм шламовые трубы в буровой снаряд не включа-
ются.
При бескерновом бурении применяют то же оборудование и
вспомогательные механизмы, что и при колонковом бурении. Поэтому
любая буровая установка для колонкового бурения легко может быть
54
использована при необходимости при бескерновом бурении. Породо-
разрушающий инструмент для бескернового бурения делится на: а) до-
лота режущего действия - лопастные долота, пикобуры; б) долота
крупного скола (ступенчатые), фрезерные долота и др.; в) долота дро-
бящего типа - шарошечные.
УДАРНО-ВРАЩАТЕЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
Производительность твердосплавного и алмазного бурения зна-
чительно повышается при одновременном воздействии на породораз-
рушающий инструмент осевой нагрузки, крутящего момента и ударных
импульсов, создаваемых специальными забойными машинами, которые
приводятся в действие энергией потока промывочной жидкости (гидро-
ударники) или сжатого воздуха (пневмоударники).
Гидроударное бурение. Гидроударники применяют для бурения
пород V-XII категорий по буримости. Гидроударник включается в сна-
ряд между колонной бурильных труб и колонковым набором. С поверх-
ности через бурильные трубы передается вращение и закачивается про-
мывочная жидкость. На породоразрушающий инструмент создается по-
стоянная нагрузка в соответствии с физико-механическими свойствами
буримых пород.
По принципу работы гидроударники делятся на три группы:
машины прямого, двойного и обратного действия. Наиболее распро-
странены гидроударные машины: Г-59В, Г-76У, Г-76В, ГРЭС-59.
В гидроударниках прямого действия поршень-ударник пере-
мещается вниз и наносит удар по наковальне под действием промы-
вочной жидкости, а в первоначальное положение возвращается под
действием пружины сжатия. В высокочастотном гидроударнике пря-
мого действия жидкость распределяется плавающим клапаном.
Для повышения выхода керна при бурении размываемых по-
род в комплект гидроударных машин включается эжектор.
Срыв и удержание керна осуществляются кернорвателем,
вмонтированным в нижнюю часть колонковой трубы.
При гидроударном бурении применяют коронки, армирован-
ные четырьмя или шестью крупными резцами из твердого сплава, ус-
тойчивого к ударным нагрузкам.
Производительность гидроударного бурения твердыми спла-
вами превышает производительность вращательного бурения алма-
зами в ряде случаев в 1,5 раза.
Практический опыт показал целесообразность применения ал-
мазного бурения в породах высоких категорий буримости с исполь-
зованием высокочастотных гидроударников.
Снаряд при алмазном бурении ударно-вращательным спосо-
бом состоит из алмазной однослойной коронки, кернорвателя, колон-
55
ковой трубы длиной 5-8 м с удлиненной резьбой, износостойкого пе-
реходника с колонковой трубы на гидроударник, гидроударника, из-
носостойкого переходника, колонны бурильных труб.
При бурении сильнотрещиноватых пород одинарный колонковый
набор заменяется эжекторным или двойным колонковым снарядом с це-
лью повышения выхода керна.
Гидроударное бурение твердосплавными коронками. При
подготовке к бурению гидроударными машинами особое внимание сле-
дует уделить монтажу нагнетательной магистрали насоса. Нагнетатель-
ная магистраль при гидроударном бурении должна выдерживать повы-
шенное давление, а также иметь приспособление для гашения волны
гидроудара. В качестве напорного шланга рекомендуется применять ру-
кав высокого давления с внутренним диаметром 38 мм.
При бурении гидроударными машинами используют сальники-
вертлюги с большими проходными отверстиями и надёжным сальнико-
вым уплотнением.
Смонтированную магистраль опрессовывают на полуторное дав-
ление; на насосе устанавливают предохранительный клапан, рассчитан-
ный на рабочее давление плюс 10-15%. В процессе работы напорной
магистрали необходимо периодически подтягивать все болтовые соеди-
нения.
Перед спуском бурового снаряда в скважину необходимо:
1) гидроударник отрегулировать по указаниям, приведенным в
технической характеристике;
2) калибровочным кольцом тщательно проверить диаметр корон-
ки, при бурении соблюдать строгую очередность в отработке коронок
до полного износа, пуская в работу сначала коронки с большим диамет-
ром. Диаметр вновь опускаемой коронки не должен превышать диамет-
ра коронки, бывшей в работе, более чем на 0,2 мм в породах до VIII ка-
тегории по буримости и 0,1 мм в породах IX категории. В породах более
высоких категорий диаметр вновь опускаемой коронки должен быть ра-
вен диаметру поднятой из скважины коронки, в противном случае за-
уженный интервал скважины разбуривают (расширяют);
3) тщательно проверить кольцо кернорвателя, обращая внимание
на износ и цельность кольца, его наружный и внутренний диаметры, за-
ход в коронку, износ наплавленного металла.
Спускать колонковый набор необходимо осторожно, предупреж-
дая удары твёрдого сплава об обсадные трубы и уступы в скважине.
До забоя следует доходить медленно с промывкой и вращением.
При этом расход промывочной жидкости 120-150 л/мин, осевая нагруз-
ка на коронку 2-3 кН, частота вращения коронки 60-71 об/мИн.
После постановки снаряда на забой на пониженном режиме бурят
10-15 см, а затем задают рациональный технологический режим в соот-
ветствии с физико-механическими свойствами пород.
Технология гидроударного бурения твердосплавным породо-
56
образующим инструментом. Эффективность гидроударного бурения, в
том числе с применением твёрдых сплавов, определяется следующими
основными параметрами: частотой и энергией ударов гидроударной
машины, частотой вращения бурового снаряда, осевой нагрузкой на по-
родоразрушающий инструмент.
При гидроударном бурении изменились функции промывочной
жидкости. Наряду с выносом шлама, охлаждением резцов, поддержива-
нием устойчивости стенок скважины, промывочная жидкость выполня-
ет ещё одну, очень важную роль, являясь приводом забойной ударной
машины. С увеличением расхода промывочной жидкости резко возрас-
тает энергия единичного удара, в результате чего обеспечивается более
интенсивное разрушение породы.
Осевая нагрузка при гидроударном бурении пород относительно
слабых и средней твёрдости выполняет практически те же функции, что
и при вращательном способе бурения, обеспечивая наряду с ударными
импульсами заглубление резцов в забое и поддерживая непрерывность
процесса резания породы в периоды между ударами.
В более твёрдых породах, разрушение которых при гидроудар-
ном бурении осуществляется преимущественно ударным сколом, осевая
нагрузка способствует сохранению в процессе бурения постоянного
контакта резца с породой, благодаря чему улучшаются условия переда-
чи ударных импульсов и обеспечивается стабильная работа гидроудар-
ной машины.
В относительно слабых и малоабразивных породах увеличение
осевой нагрузки даёт рост скорости углубления (однако всё же мень-
ший, чем при бурении вращательным способом); в твердых абразивных
породах с увеличением осевой нагрузки интенсивно растёт износ поро-
доразрушающего инструмента и, следовательно, резко снижается уг-
лубление за рейс. Практически в твёрдых породах рекомендуется
уменьшать осевую нагрузку до минимальной величины, зависящей от
усилий подачи конкретной конструкции гидроударника.
Ударно-вращательное бурение осуществляется двумя типами
гидроударных машин: Г76 с повышенной энергией удара и высокочас-
тотными гидроударниками Г76В и Г59В. Для бурения в породах V-X
категорий по буримости рекомендуется восемь типов (специальных)
твердосплавных коронок различных типов. Области рационального их
применения приведены в табл. 13.
Рекомендуемые параметры режимов гидроударного бурения спе-
циально предназначенными для этого способа твердосплавными корон-
ками приведены в табл. 14.
Технология гидроударного бурения алмазным породораз-
рушающим инструментом. Специальными исследованиями и опы-
том производственных организаций установлена высокая эффектив-
ность применения высокочастотных гидроударных машин (Г76В и
Г59В) с твердосплавными и алмазными серийными коронками.
4 Зак. 274
57
При гидроударно-алмазном бурении рекомендуется следующая
длина колонковых труб:
Категория пород по буримости - до VIII IX-X XI-XII
Длина колонковых труб, м - 6-10 3-6 2-3
Таблица 13
Области рационального применения твердосплавных
коронок при ударно-вращательном бурении
Твердосплавные коронкн Области рационального прнмененнв
Диаметр, мм Число резцов
наруж- ный внут- ренний
76 52 6 Пластичные и вязкие породы V-VI категории по буримости
76 52 4 Породы VII-X категорий по буримости
76 52 4 Для хрупкие пород VII-X категорий по буримости для повышения выхода керна
59 39 4 Породы VII-IX категорий по буримости
59 39 4 Породы хрупкие VII-IX категорий по буримости; для повышения выхода керна
59 39 4 Породы VIII-X категорий по буримости, трещиноватые, абразивные; для повышения выхода керна
59 39 6 Породы VIII-X категорий по буримости
76 48 4 Специальная коронка для двойного колонкового снаря- да
Таблица 14
Параметры режимов гидроударного бурения специальными
твердосплавными коронками
Характеристика пород Категория пород по буримо- сти Наименование параметров Значения параметров
Диаметр коронкн, лш
93 76 59
Среднеабразивные VII—VIII Осевая нагрузка, кН 8-10 8-10 8
Высокоабразнвные IV—IX 4-5 4-5 4
Малоабразнвные VIII—X 7-8 6-8 6
Среднеабразивные VIII—X 4-5 4-5 4-5
Высокоабразивные IX—XI 3-4 3-4 3
Среднеабразнвные VII—VIII Частота вращения, об/мии 36-60 60-72 120
Высокоабразнвные IV—IX 30 36-60 60-72
Малоабразивные VIII—X 30 36-60 60-72
Среднеабразивные VIII—X 30 30 42
Высокоабразивные IX—XI 20 20 30
Среднебразивные VII—VIII Расход промывочной жидкости, л/мии 180-200 180-200 140-160
Высокоабразнвные IV—IX 200 200 I60-180
Малоабразивные VIII—X 200 200 160-180
Среднеабразивные VIII—X 200 200 180
Высокоабразивные IX—XI 200-220 200-220 180
58
Физическая природа процесса, протекающего при гидроударно-
алмазном бурении, следующая.
При наложении на алмазную коронку вертикальных ударных им-
пульсов выступающие под торцом коронки участки алмазов внедряются
в породу, в результате чего создаются условия всестороннего объёмного
сжатия алмазов. При этом прочность алмазов растёт.
При гидроударно-алмазном бурении практически не возникает
заполировки алмазов, подклинок керна в колонковом снаряде в течение
всего рейса.
В породах средней твердости наибольшую эффективность дают
коронки с крупными алмазами с мягкой или нормальной матрицей. С
увеличением твёрдости пород, а также в трещиноватых породах целесо-
образно применять коронки с твёрдой или очень твёрдой матрицей -
импрегнированные коронки.
На забой необходимо подавать пониженное количество жидкости
в соответствии с требованиями алмазного бурения: при диаметре 76 мм
- 25-80 л/мин, при диаметре 59 мм - 20-60 л/мин.
Уменьшение количества поступающей на забой промывочной
жидкости достигается сверлением в корпусе кернорвателя отверстия
диаметром 6-8 мм или применением специального делителя потока.
Рекомендуемые параметры режимов бурения высокочастотными
гидроударниками приведены в табл. 15.
Таблица 15
Параметры режима бурения высокочастотными
гидроударниками
Категория пород по буримо- сти Тип коронки Наименование параметров Значения параметров
Диаметр коронкн, мм
59 76
2 3 4 5
IV-VI1 СА5, СМ5 Осевая нагрузка, кН 8-12 10-14
У1-УП I6A3; 04АЗ;01АЗ; 01А4 4-10 5-12
V1II-IX 0IA3; 0IA4; I4A3 6-12 8-14
IX-X 01АЗ; А4ДП; И4ДП; 02ИЗГ 8-15 10-18
X1-XII 02И4; ВИЗ; И4ДП; 02ИЗГ 10-20 12-22
IV-VII СА5, СМ5 Частота вращения, об/мин 450 350
VI-VII 16АЗ-СВ; 04АЗ; 01 АЗ; 0IA4 360-720 300-600
VHI-IX 01АЗ;01А4;14АЗ 360-200 300-720
IX-X 02И4; ВИЗ: И4ДП; 02ИЗГ 360-900 300-900
XI-XII 02И4, ВИЗ; И4ДП; 02ИЗГ 360-900 300-720
IV-VII СА5, СМ5 Расход промывочной ЖИДКОСТИ, л/мин 60-80 100-130
VI-VII 16АЗ-СВ; 04АЗ; 01АЗ; 01А4 60-80 70-120
VIH-1X 0IA3; 0IA4; 14АЗ 60-80 100-130
IX-X 01 АЗ; А4ДП; И4ДП; 02ИЗГ 50-70 60-80
XI-XII 02И4; ВИЗ; И4ДП; 02ИЗГ 40-60 60-80
59
4’
Для перекрепления патронов буровой снаряд необходимо при-
поднять от забоя лебёдкой станка до прекращения работы гидроударни-
ка, насос при этом продолжает работать. Подъём снаряда от забоя дол-
жен быть не более 30-40 мм, так как при большем подъёме возможен
срыв керна коническим кернорвателем.
При перекреплении патронов оставлять снаряд на забое нельзя,
так как резцы невращающейся коронки под действием гидроударника
углубятся на некоторую величину, и при возобновлении вращения мо-
гут быть сломаны или произойдёт обрыв снаряда.
Для срыва керна включают вращение снаряда и поднимают его
на 0,5 м от забоя. Керн срывается специальными пружинами кернорва-
теля, монтируемыми в расточке нижнего конца колонковой трубы. Для
проверки взятия керна, не включая насос, опускают снаряд, не доводя
его до забоя на 10-20 см. Если снаряд спускается, не задерживаясь, то
керн взят. Если обнаружится, что керн не взят, то необходимо на пони-
женном режиме дойти по керну до забоя, углубиться на 10-20 см и по-
вторить срыв керна.
Запрещается накапливать шлам в скважине свыше 1 м, в против-
ном случае надо проводить чистку призабойной зоны снарядом со шла-
мовой трубой или специальную промывку скважины.
При обвалах доходят до забоя обычно буровым снарядом с твер-
досплавной коронкой.
При подходе к забою с гидроударником на пониженных режимах
давление на манометре насоса должно быть 1,0 - 1,5 МПа. При падении
давления ниже 1,0 МПа необходимо проверить насос, а при его исправ-
ности сменить манжеты гидроударника.
Если гидроударник прекратил работу (перестал стучать), а режим
бурения в это время не менялся и углубка идёт нормально, это значит,
что коронка вошла в мягкую породу. Если же гидроударник перестал
стучать при прежнем режиме бурения, а углубка не наблюдается, то на-
до сменить гидроударник.
При бурении в сильнотрещиноватых и твёрдых породах возмож-
ны поломки твердосплавных резцов породоразрушающего инструмента.
В этом случае скважину необходимо очистить от кусков твёрдого спла-
ва, для чего опускают специальную ловушку или приспособление для
забурки на забое кармана малого диаметра. Кусочки твердого сплава
собираются в этом кармане. Опускают алмазную коронку, бурят ею 300-
400 мм и извлекают керн, внутри которого находится карман с твердо-
сплавными резцами.
Гидроударно-эжекторное бурение. Гидроударно-эжекторное
бурение основано на сочетании одновременного использования гидро-
уДарных забойных буровых машин и эжекторных снарядов. При этом
способе бурения в результате воздействия ударных импульсов резко со-
кращаются случаи подклинок керна и прижога породоразрушающего
инструмента, вместе с тем увеличивается длина рейса и выход керна.
60
Рациональные режимы гидроударно-эжекторного бурения прак-
тически не отличаются от принятых в определенных горнотехнических
условиях при обычном гидроударном бурении с прямой промывкой
скважины. Однако есть некоторые особенности и различия.
При гидроударно-эжекторном бурении установка инструмента на
забой осуществляется медленно с вращением и подачей промывочной
жидкости во избежание зашламования снаряда. Перед началом бурения
скважину следует тщательно промыть, в дальнейшем шлам удаляется
эжекторными снарядами.
В интенсивно трещиноватых и раздробленных породах следует
бурить при минимальной частоте вращения снаряда, чтобы избежать
микроподклинок, а при бурении пластичных и вязких пород следует
увеличивать частоту вращения, осевую нагрузку снижать до минимума
(1,0 - 3,0 кН) и чаще расхаживать снаряд для предупреждения образо-
вания пробок.
В случае прекращения подачи в скважину промывочной жидко-
сти необходимо поднять буровой снаряд, так как резко возрастает опас-
ность преждевременного заклинивания керна и прижога породоразру-
шающего инструмента.
Пневмоударное бурение. Пневмоударники успешно применяют-
ся при бурении разведочных скважин с поверхности, при бурении из
подземных выработок, при проходке взрывных и другого назначения
скважин в породах VII-XII категорий по буримости. Наиболее целесо-
образно использование пневмоударников для бурения твердых необ-
водненных пород, толщ многолетней мерзлоты, в высокогорных и пус-
тынных районах, а также в условиях поглощения промывочной жидко-
сти. Пневмоударники могут применяться с различными буровыми уста-
новками колонкового бурения, например, МБУ-1, УРБ-2А-2 и др. Для
бурения геологоразведочных скважин в настоящее время используются
пневмоударники типа ПН диаметром 76, 93, 112 и 132 мм, коронки
твердосплавные, одинарные колонковые трубы - ТП, двойные колонко-
вые трубы ТДП. Для бурения без отбора керна применяются долота ДП.
Для смягчения ударных импульсов, доходящих при небольших
глубинах скважины до бурового станка, над пневмоударником уста-
навливается упругая муфта. Конструкции пневмоударников обеспе-
чивают использование сжатого воздуха в широком диапазоне давле-
ний (от 0,6 до 2,5 МПа); максимальную ударную мощность для каж-
дого диапазона применяемого давления воздуха; возможность буре-
ния более глубоких и обводнённых скважин; возможность бурения с
низкой частотой (1000-1200 мин’1) и высокой энергией удара (для
твёрдых пород) или высокой частотой (1800-2000 мин’1) и сниженной
энергией удара (для пород средней твёрдости и трещиноватых).
Основная часть энергии сжатого воздуха погружных пневмо-
ударников расходуется на привод ударного механизма. Оставшаяся
часть идёт на продувку забоя скважины для выноса выбуренной по-
6!
роды на поверхность.
В процессе бурения нередко крупные частицы шлама не выно-
сятся на поверхность. Для их улавливания рекомендуется включать в
буровой снаряд шламовую трубу.
При пневмоударном бурении основными параметрами техноло-
гического режима бурения являются: осевая нагрузка, частота вращения
бурового снаряда, частота ударов пневмоударника, которая определяет-
ся как функция давления подаваемого в скважину сжатого воздуха и его
расхода в единицу времени.
Величина давления воздуха в процессе бурения должна сохра-
няться постоянной или изменяться незначительно. Резкое повышение
давления в нагнетательной линии с одновременным прекращением
выноса пыли говорит о нарушении циркуляции воздуха. Это может
быть вызвано полным заполнением керном колонковой трубы, обра-
зованием ледяных пробок в бурильных трубах либо шламового саль-
ника в стволе скважины. В этом случае необходимо вместе с возду-
хом подавать в скважину 0,5-2% раствор поверхностно-активных ве-
ществ (ПАВ) в количестве 2-5 литров в минуту, либо прекращать бу-
рение и принимать другие меры по восстановлению циркуляции воз-
душного потока. Расход воздуха определяет степень очистки забоя и
скважины в целом от шлама и интенсивность охлаждения породораз-
рушающего инструмента.
Минимальная скорость восходящей воздушной струи, обеспе-
чивающей эффективную очистку скважины, составляет 15-25 м/с, при
размере выбуренных частиц породы до 8 мм необходимая скорость
потока возрастает в два раза. В таблице 16 приведены значения ос-
новных параметров пневмоударного бурения.
Таблица 16
Режимы пневмоударного бурения
Режимы бурения
Свойства породы Осе- вая иагруз ка, кН Частота вращения (об/мин) в зависимости от частоты ударов пневмоударника, уд/мин
Твердость Абразивность Трещи- нова- тость 1250 1500 1750
Твердые (IX-XI ка- тегории по буримости) Средней твердости (VI-VIII категории по буримо- Абразивные Средней абра- зивности Абразивные Средней абра- зивности и ма- лоабразивные Моно- литные Трещи- новатые То же » » 1-1,5 1 1,5-2 2 4-5 3 8-10 6-8 10 10-12 20 10-12 15-20 25 35-40 60 10 15 25 15 20 30 40-50 70-75 12-15 15-20 30 20 25-30 35 45-70 80-90
сти)
62
В мягких породах часто происходит зашламовывание каналов
породоразрушающего инструмента, в связи с чем необходимо осевую
нагрузку снижать до минимально возможной.
Частота вращения снаряда зависит от физико-механических
свойств буримых пород и частоты ударов пневмоударника. Путь пробе-
га резца коронки по забою скважины между ударами в твёрдых абра-
зивных породах должен составлять менее 2 мм, в породах средней твёр-
дости и абразивности 7,5-8 мм, а в малоабразивных средней твёрдости -
12-13 мм. При возрастании степени трещиноватости пород частоту
вращения необходимо увеличивать в 1,5-1,7 раза.
§ 2. ШНЕКОВОЕ БУРЕНИЕ
Большое распространение имеет вращательное шнековое бурение
в породах невысокой твёрдости, не требующее применения промывки
скважин. Разрушенная долотом порода попадает на винтовую поверх-
ность шнеков (рис. 5), вращающихся с большой частотой вращения, и
выносится наверх к устью скважины.
Рис. 5. Шнеки: а - с шестигранным соединением; б - полые с резьбовым
соединением; в - магазинный.
63
Шнековое бурение обеспечивает большие механические скоро-
сти, так как долото не перемалывает и не истирает уже отделенную от
забоя породу. Процесс очистки забоя скважины при шнековом бурении
идет непрерывно и параллельно разрушению породы. Отделенная от за-
боя порода попадает на быстро вращающийся винт-шнек. Под действи-
ем центробежных сил она прижимается к стенкам скважины. Непре-
рывно набегающая винтовая лента шнека поднимает ее вверх к устью
скважины, причем часть породы втирается ребордой ленты в стенки
скважины.
При шнековом бурении забой скважины эффективно очищается
от разрушенной породы, что обеспечивает большие механические ско-
рости бурения в породах до IV категории по буримости.
С большой механической скоростью бурятся слабосцементиро-
ванные отложения мелкой гальки и щебня, так как последние не разру-
шаются, а целиком выносятся на поверхность. Плохо работает шнеко-
вый транспортёр в вязких глинах, которые налипают на шнеки и пре-
пятствуют транспортировке выбуренной породы.
Охлаждение долота и шнеков осуществляется за счет их быстрого
углубления в мягкие породы с изменяющейся температурой. Глубина
шнекового бурения от 1,5 до 50-80 м.
Применяют шнековое бурение для проходки инженерно-
геологических и поисковых скважин (с использованием кольцевого по-
родоразрушающего инструмента, позволяющего получать керн, и полого
магазинного шнека, рис. 5в), а также в сочетании с другими способами
при гидрогеологических исследованиях.
Преимущество шнекового бурения мелких скважин в мягких по-
родах - большая скорость углубления; непрерывная транспортировка
породы без подъема инструмента; возможность бурения без промывки.
Недостатки - незначительная глубина бурения, большая потребная мощ-
ность для вращения тяжелой шнековой колонны.
Инструмент для бурения шнеками состоит из долота, шнековой
утяжеленной бурильной трубы и колонны шнеков.
Для повышения ресурса долота (рис. 6) армируют резцами из
твёрдого сплава. Диаметр долота на 15-20 мм больше диаметра шнека,
чтобы колонна шнеков могла свободно вращаться в скважине, на стен-
ках которой образуется шламовая корка.
Наибольшее распространение получили двух- и трехлопастные
долота. Трехлопастное долото имеет литой стальной корпус с зубчатыми
лопастями с наклоном по винтовой линии. Лопасти армированы твердо-
сплавными восьмигранными резцами.
Шнек состоит из трубы - шнековой штанги диаметром 60 - 73 мм,
к наружной поверхности которой приварена по спирали наклонная
стальная лента толщиной 5-6 мм. Шаг спирали равен 0,7 - 0,9 наружного
диаметра шнека. Длина шнеков 1,3 - 3 м, диаметры 70-300 мм и более.
64
Для соединения шнеков к их концам привариваются полузамки, выпол-
ненные в виде шестигранной втулки и шестигранного хвостовика, закре-
пленных между собой пальцами и пружинной защёлкой. Нижние шнеки
имеют более толстостенные реборды для увеличения массы и прочности
шнека. Шнеки могут соединяться также резьбой. Колонковый (полый)
шнек служит для бурения с отбором керна.
Рис. 6. Твердосплавное долото для шнекового бурения
Для бурения с отбором керна собирают такой снаряд: колонковый
шнек, несколько обычных шнеков и специальные бурильные трубы
диаметром 73 мм. Колонковые шнеки применяют диаметром 180 и
135мм, а коронки к ним соответственно 198 и 148 мм. Колонковый шнек
с одной стороны имеет наружную правую резьбу для соединения с ко-
ронкой, с другой - хвостовик для соединения со шнеками. Тонкостенная
разрезанная вдоль труба, помещенная внутри шнека, является кернопри-
емной. После того как шнек наполнится керном, его поднимают, отвин-
чивают коронку, захватывают крюком за отверстия керноприемной тру-
бы и извлекают ее вместе с керном из трубы шнека. Керноприемную
трубу разъединяют на две половины и вынимают керн.
Для извлечения керна из скважины без подъёма шнековой колон-
ны применяют шнеки с большим проходным отверстием. На канате
внутрь шнековой колонны опускается грунтонос, который закрепляется
защелками-фиксаторами в нижнем шнеке. После наполнения грунтоноса
65
керном дают натяжение канату ловителя. Специальное устройство осво-
бождает защелки от упоров, и грунтонос с керном поднимают на по-
верхность, а в скважину сразу же опускают заранее подготовленный по-
рожний грунтонос.
Шнековое бурение скважин диаметром 50-100 мм на глубину до
7-10 м при инженерно-геологических изысканиях, поисковых и съемоч-
ных работах можно производить мотобурами М-10, КМ-10. Благодаря
малой массе, не превышающей 15 кг, такой агрегат легко переносится
одним человеком.
Для бурения шнеками скважин глубиной до 15 м применяется ус-
тановка У КБ-12/25 и её модификация УКБ-12/25С.
Для бурения скважин шнеками глубиной до 20 м используют ус-
тановки типа УПБ и ССБ-20.
Установка УРБ-2А-2 позволяет бурить шнеками скважины глуби-
ной до 30 м.
Геологическая документация при шнековом бурении обеспечива-
ется изучением поднимаемой шнеками породы. Для уточнения участков,
с которых отбирается проба, бурят ограниченными интервалами.
§ 3. БУРЕНИЕ С ГИДРОТРАНСПОРТОМ И
ПНЕВМОТРАНСПОРТОМ КЕРНА
Для проведения поисково-съёмочных работ, геологического кар-
тирования и разведки месторождений полезных ископаемых разработан
и применяется более двадцати лет в определённых геолого-технических
условиях способ бурения скважин с гидротранспортом и пневмотранс-
портом керна. Отечественные разработки в этой области принадлежат
СКБ "Геотехника". По способу разрушения горных пород и получения
образца породы бурение с гидро- и пневмотранспортом керна является
механическим колонковым бурением, но по методу транспортирования
керна на поверхность этот способ сооружения скважин можно выделить
в отдельный вид.
Суть этого способа заключается в очистке забоя скважины об-
ратной циркуляцией очистного агента (жидкости или сжатого воздуха),
выносящего (транспортирующего) по центральному каналу двойной ко-
лонны специальных бурильных труб керна и шлама, выбуриваемых по-
родоразружающим инструментом. Так, при бурении с гидротранспор-
том промывочная жидкость нагнетается буровым насосом через сальник
в межтрубное пространство двойной колонны бурильных труб, на рас-
стоянии 20-30 мм от забоя скважины захватывает керн и валам и по
внутреннему каналу выносит его на поверхность, проводит через кер-
ноотводящий рукав и доставляет в лотки керноприёмника. Применение
непрерывного транспортирования разбуренного материала позволяет
бурить скважину без подъёма бурильных труб до полного износа поро-
доразрушающего инструмента. Разрушение забоя при бурении с гидро-
66
транспортом керна осуществляется преимущественно вращательным
способом с применением твердосплавного и алмазного породоразру-
шающего инструмента. При пневмотранспорте керна струёй сжатого
воздуха применяют также ударно-вращательное бурение с использова-
нием пневмоударников. Перспективным направлением в расширении
области применения гидротранспорта керна является бурение гидро-
ударными машинами.
Возможно использование гидротранспорта керна при задавлива-
нии и шнековом бурении. В качестве двойной колонны могут быть
применены полые шнеки с центральной керноприёмной и кернопрово-
дящей трубой. Это позволит получать керн с ненарушенной структурой.
При бурении с гидротранспортом керна в несколько раз повы-
шаются механическая, техническая и цикловая скорости бурения, а
также производительность буровых работ. Это обусловлено сокращени-
ем общей продолжительности времени спуско-подъёмных операций,
отсутствием затрат времени на разборку бурового снаряда и извлечени-
ем керна при обычного колонковом бурении и пр. Выход керна и шлама
при этом составляет, как правило, 100%, средняя углубка за рейс - 35 м,
максимальная - до 80 м.
Принципиальная схема комплекса для бурения на глубину до
100м с гидротранспортом керна КГК-АГ приведена на рис. 7. Промы-
вочная жидкость подаётся буровым насосом в межтрубное пространст-
во специальной двойной бурильной колонны 3. У забоя скважины она
поступает в центральную внутреннюю колонну и, захватывая выбурен-
ные керн и шлам, выносит их к промывочному сальнику 2, проходит
через керноотводящий рукав (шланг) и доставляется в лотки кернопри-
ёмного устройства 4, смонтированного на прицепе-ёмкости 6. Прицеп-
ёмкость предназначен для обеспечения замкнутой циркуляции промы-
вочной жидкости в процессе бурения и служит также для транспорти-
ровки бурильных труб и другого инструмента.
Комплекс гидротранспортом керна предназначен для сооружения
вертикальных скважин в породах II-VIII категорий по буримости. При
бурении этим способом в условиях поглощения дренирующие горизонты
оказываются изолированными наружной колонной бурильных труб и не
нарушают циркуляции промывочной жидкости в скважине. Этот способ
бурения может с успехом применяться в водонапорных песках, набу-
хающих видах глин и мерзлых породах. Трудности возникают при буре-
нии однородных мягких пород с пропластками VIII-XII категории по бу-
римости, включениями гальки, а также при перебуривании перемежаю-
щихся абразивных твёрдых и мягких пород.
Достоинствами этого способа являются:
а) значительное повышение механической, технической и цикло-
вой скоростей бурения в результате сокращения времени спуско-
подъёмных операций путём исключения затрат времени на разборку бу-
рового снаряда и извлечение керна и т.п.;
67
Рис. 7. Принципиальная схема работы комплекса с гидротранспор-
том керна: I - двойная колонна бурильных труб; 2 - внутренняя труба; 3 - бу-
ровой сальник; 4 - керноотводящий рукав; 5 - насос; 6 — керноприемное устрой-
ство; 7- ёмкость.
б) высокая степень достоверности геологической информации
благодаря практически 100% выносу керна и шлама;
в) снижение материальных затрат, в частности, ввиду ненадобно-
сти обсадки скважин трубами;
г) возможность использования в качестве очистного агента сжато-
го воздуха, позволяющая применять пневмотранспорт керна в безводных
и горных районах, снимая проблему водоснабжения и др.
Специфика этого способа бурения заключается в том, что при вы-
боре параметров технологического режима бурения необходимо не толь-
ко обеспечить эффективное разрушение пород забоя скважины, но и
своевременное отделение и подъём керна, вынос шлама из-под торца по-
родоразрушающего инструмента, предотвращение образования сальни-
ков на колонне бурильных труб и задержек движения керна на поверх-
ность по её внутреннему каналу.
В основном, при бурении с гидротранспортом керна применяются
твердосплавные коронки типа КГ-84 МС, КГ-93 МС, а также коронки
68
ГК-2.
Механические скорости бурения изменяются в широких пределах
и составляют при различных категориях пород следующие значения:
Механическая скорость, м/час 26-30 16-21 10-14 7-10
Усреднённая категория пород по буримости 2,7-3,9 4-4,5 4,6-5 5,4*6
При встрече пропластков горных пород высокой твёрдости пере-
ходят на бурение шарошечными долотами или алмазными коронками с
прямой промывкой.
Параметры режимов бурения, рекомендуемые СКБ "Геотехника",
приведены в табл. 17.
Таблица 17
Параметры режимов бурения в различных породах
Породы Параметры режима бурения Расходка бурового снаряда, м
Частота враще- ния, об/мин Нагрузка на забой, кН Подача жидко- сти л/мин Интер- вал Высота
Вязкие глины и суглинки 324 5,6-9,0 200-320 1-1,5 1-1,5
Сыпучие:
пески, супеси 324 4,5-9,0 125 2-2,5 0,5
гравийно-галечные отложения 138-168 6,0-10,0 180-260 0,3-1,0 0,2-0,5 (перед наращиванием осуществлять 3-7 рас- хаживаний на высоту 3-4 м)
Плотные устойчивые:
алевролиты, аргиллиты 252 7,0-12,0 180 0,3-0,5 0,1-0,5
песчаники, известняки 252 8,0-16,0 180 0,1-0,5 0,1-0,5
окремнённые породы 252 15,0-18,0 180 0,05-0,1 0,05-0,1
В связи с гидравлической транспортировкой продуктов разруше-
ния забоя скважины важным вопросом является выбор необходимой
промывочной жидкости. В большинстве случаев ею является вода. При
возникновении осложнений в скважине и увеличении глубин бурения
применяют специальные глинистые растворы с высокой несущей спо-
собностью при сравнительно небольшой вязкости, низкой водоотдачей
и высокими кольматирующими свойствами. Улучшение качества про-
мывочной жидкости достигается путём применения добавок на основе
полимеров полиакридной группы (гипан и реагент К-9). Как правило,
концентрация реагентов не должна превышать 1,5-2,5% и только при
69
значительных осложнениях может достигать 6%. Добавки повышают
вязкость раствора и его несущую способность, повышают устойчивость
стенок скважины, до 2-х раз уменьшают расход промывочной жидко-
сти, снижают затраты мощности на бурение.
Рекомендации по выбору промывочной жидкости в различных
геолого-технических условиях приведены в табл. 18.
Таблица 18
Характеристика промывочных жидкостей для различных
геолого-технических условий бурения с гидротранспортом кериа
Глубина скважи- ны, ./и Характеристика пород в разрезе Характеристика промывочной жидкости
в колонне в затрубном пространстве
До 150 Глинистые породы, окис- ленные коры выветривания, 8% неустойчивых слабо- связных пород Вода или вода и 2%К-9 Скважинная вода (естественный глинистый рас- твор)
До 150 Глинистые породы, коры выветривания с содержани- ем до 12% щебенистого ма- териала. Мощность неус- тойчивых пород до 15 м Вода и 2-3% К- 9 Глинистый рас- твор вязкостью до 30с с бентонитом без полимерных добавок
До 200-300 Глинистые породы, суглин- ки трещиноватые, коры вы- ветривания. Прослойки пес- ка до 1,5 м Вода и 2-3% К- 9 Глинистый рас- твор вязкостью до 35с содержанием К-9 до 2,5%
До 300 Глинистые породы, коры выветривания с содержани- ем щебня, пропластками алевролитов, песчаников, хлорит-серицитовых и угле- содержащих сланцев Мощ- ность трещиноватых и неус- тойчивых интервалов до 25%. Глинистый раствор с до- бавкой 3-4% К- 9, вязкость 30- 35 с, плотность до 1,1 г/смJ, во- доотдача 5-7 м’/30/мнн То же, что и в ко- лонне (закачива- ние с забоя и под- лив через устье)
Выбуренная порода в зависимости от её физико-механических
свойств обычно представлена тремя разновидностями:
а) керном длиной 3-10 см при бурении глин, меловых отложений
и других плотных пород;
б) пульпой, представленной взвесью различных по величине ку-
сочков пород при бурении почвенного слоя, суглинков, песков, коры
выветривания кристаллических пород, отдельных разновидностей глин,
бурого угля и т.п.;
в) полосками породы длиной 30-70 мм и толщиной 5-10 мм, об-
разующимися при расхаживании бурового снаряда, а также при бурении
слабопластинчатых пород.
70
Для предотвращения перемешивания в лотке при отборе пробы
полезного ископаемого следует заранее снизить производительность
работы бурового насоса до 100-120 л/мин.
Перспективным при бурении с гидротранспортом керна является
применение газожидкостных смесей (ГЖС) по двум схемам их получе-
ния: с применением компрессора высокого давления и бурового насоса,
объединённых в единую магистраль, и с применением дозирующего на-
соса, компрессора и бурового насоса с дожимным устройством.
§ 4. УДАРНО-КАНАТНОЕ (УДАРНОЕ) БУРЕНИЕ
Этим способом бурят гидрогеологические, инженерно-
геологические скважины, а также его применяют при разведке россып-
ных месторождений золота.
Ударно-канатным способом может осуществляться бурение с от-
бором либо без отбора керна. Его преимущество заключается в отсутст-
вии бурового насоса, колонны бурильных труб, небольшой мощности
приводного двигателя. Недостатком способа является небольшая глуби-
на и низкая механическая скорость бурения. Бурение ударно-канатным
способом ведётся в два этапа: вначале с помощью бурового снаряда
(долото, ударная штанга, ножницы, канатный замок) производят разру-
шение пород забоя, нанося по нему удары, затем удаляют образовав-
шийся шлам из ствола скважины с помощью желонки.
В процессе бурения буровой снаряд, подвешенный на канате, пе-
риодически приподнимают на определённую высоту и сбрасывают на
забой. После каждого удара снаряд поворачивается на определённый
угол. Включаемый в снаряд инструмент - ножницы (раздвижная штан-
га) обеспечивают при его подъёме динамическую нагрузку (удар через
ударную штангу) на породоразрушающий инструмент, направленный
вверх. Это облегчает его отрыв от забоя, особенно в вязких породах.
Желонка представляет собой полую трубу с обратным клапаном в ниж-
нем торце. При желонировании ствола скважины находящийся в ней
шлам попадает внутрь инструмента и удерживается в нём клапаном до
извлечения желонки на поверхность. Желонка применяется не только
для удаления выбуренной породы, но и для бурения в рыхлых породах.
Механическая скорость бурения зависит от: физико-
механических свойств горных пород, диаметра скважины, массы буро-
вого снаряда, высоты его подъёма над забоем, частоты ударов, степени
зашламованности ствола, качества и конструкции породоразрушающего
инструмента.
Долота для бескернового ударного бурения подразделяются на:
плоские, двутавровые, округляющие, крестовые и пирамидальные
(гл.Х1, § 2). Долота применяют в зависимости от крепости пород:
в валунно-галечных отложениях - пирамидальные;
в твёрдых трещиноватых породах - крестовые;
71
в твёрдых монолитных породах - округляющие;
в вязких породах - двутавровые;
в мягких и рыхлых - плоские.
Эффективность разрушения пород забоя зависит в числе прочих
факторов от угла заострения лезвия долота.
Этот угол в градусах ориентировочно равен для пород:
твёрдых..................... 100-140
средней твёрдости........ 90-100
мягких............... 60-80.
Степень разрушения горных пород зависит и от энергии единич-
ного удара долота по забою, величина которой определяется массой
снаряда и высотой падения.
Масса бурового снаряда в кг, приходящаяся на 1 см длины лезвия
долота в породах различной твёрдости, должна находиться в следую-
щих пределах:
мягкие........................... 25-40
средней твёрдости........... 40-50
твёрдые...................... 50-70
весьма твёрдые............... 70-80.
Высота подъёма бурового снаряда над забоем перед его сбра-
сыванием в зависимости от свойств горных пород находится в преде-
лах 0,3-1,0 м. Частота ударов в минуту около 40-60. Угол поворота
долота изменяется в пределах 20-50°. Чем твёрже порода, тем угол по-
ворота меньше.
Канаты, применяющиеся при ударном бурении, должны иметь
левое направление свивки, что предотвращает развинчивание резьбо-
вых соединений бурового снаряда. Длина каната должна обеспечивать
свободное падение долота на забой скважины. Излишняя длина каната
при подъёме инструмента вызывает сильные рывки, что отрицательно
сказывается на сроках службы оборудования и инструмента.
§ 5. БУРЕНИЕ ЗАДАВЛИВАНИЕМ
Механическое бурение, при котором внедрение породоразру-
шающего наконечника (бурового снаряда) в горную породу осуществ-
ляется механизмами статического действия, называется бурение за-
давливанием.
Этот способ предназначен для бурения пенетрационных сква-
жин в породах до IV категории по буримости и глубиной до 25 мет-
ров.
Конструкция породоразрушающего инструмента позволяет
производить отбор проб и извлекать их на поверхность. В таких сква-
жинах бурение ведётся одновременно с гамма-каротажем.
Установка для бурения скважин задавливанием СУГП-10 была
разработана в СКБ "Геотехника" и выпускалась в 70-е годы. Её транс-
72
портной базой являлась самоходная артиллерийская гусеничная уста-
новка СУ-76. Рабочая часть установки была представлена гидроци-
линдром двухстороннего действия с автоматически действующим ре-
версивным устройством и полым штоком. Через шток пропускалась
штанга с кольцевыми проточками по всей длине для передачи на неё
гидропатроном осевой нагрузки, достигающей величины 11кН.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1.Из чего состоит буровой снаряд при колонковом бурении?
2.Что такое съёмный керноприёмник?
З. Как называется породоразрушающий инструмент при бескер-
новом бурении?
4. Чем отличаются гидроударник и пневмоударник?
5. Какова глубина скважин при шнековом бурении и почему?
6. Область применения ударно-канатного бурения.
7. Чем характеризуется технология ударно-канатного бурения?
Глава IV. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И МАЧТЫ
Буровые вышки и мачты служат для спуска в скважину и подъ-
ёма из неё бурового инструмента различного назначения (бурильных и
обсадных труб, специальных снарядов и т.д.), а также геофизических,
гидрогеологических и других приборов, ликвидации отдельных видов
аварий.
Вышки и мачты являются важным оборудованием, входящим в
состав буровой установки, от конструкции и высоты которых зависят
темпы сооружения буровых скважин.
При небольшой глубине бурения применяют трёхногие (дере-
вянные либо металлические) вышки, при больших глубинах - башен-
ные вышки (вышки пирамидальной формы, имеющие в основании
опоры три или четыре точки), буровые мачты - вышки (опирающиеся
на одну или две опоры), передвижные или входящие в состав само-
ходных буровых установок.
Основными параметрами вышек являются:
- грузоподъёмность,
- высота,
- ёмкость свечеприёмника,
- размеры верхнего и нижнего оснований (расстояние между
опорами),
- собственная масса.
73
§ 1. РАСЧЁТЫ ПРИ ВЫБОРЕ БУРОВЫХ ВЫШЕК
Буровая вышка испытывает нагрузки от:
а) массы бурильных и обсадных труб;
б) собственной массы;
в) ветра, стремящегося опрокинуть вышку;
г) свечей, поднятых из скважины и установленных в свечепри-
ёмник, которые также стремятся опрокинуть вышку.
При выборе той или иной конструкции буровой вышки для со-
оружения скважины в конкретных геолого-технических условиях не-
обходимо произвести предварительные расчёты. (Расчёты конструк-
ций и нагрузок на буровые мачты производятся в процессе их разра-
ботки, если они являются неотъемлемой частью буровых установок).
Расчёт грузоподъёмности вышки. Грузоподъёмность вышки
или мачты - это расчётная величина нагрузки на крюке, равная макси-
мальной массе бурового снаряда или колонне обсадных труб, с учётом
возможных аварийных прихватов в скважине.
Грузоподъёмность вышки (мачты) рассчитывается по формуле
(если талевая оснастка применяется с неподвижным концом каната):
2
Qm = QKp ( 1 + n n ),
где:
Qm - грузоподъёмность вышки, кН;
Q кр - статическая нагрузка на крюке, кН;
п - число струн подвижного блока;
1] - коэффициент полезного действия (к.п.д.) талевой оснастки.
Для установки, где талевая оснастка не имеет неподвижного
конца каната, грузоподъёмность определяется по формуле:
1
Qm = QKp ( 1 + n ).
При расчёте кратковременной нагрузки на мачту исходя из гру-
зоподъёмности лебёдки бурового станка пользуются следующей фор-
мулой:
Qm = Рл (в + 2 ), К ц,
где:
Qm - грузоподъёмность вышки, кН;
Рл - номинальная грузоподъёмность лебёдки бурового станка
на минимальной скорости, кН;
п - количество подвижных струн в талевой оснастке;
1] - к.п.д. талевой оснастки;
К - коэффициент перегрузки двигателя (привода) станка для
74
электродвигателя К = 1,7 - 2,2 (указывается в паспорте на электродви-
гатель) для двигателя внутреннего сгорания К = 1,1.
Определение высоты буровой вышки. Различают полезную и
конструктивную высоту буровой вышки. Полезная высота вышки - это
расстояние по её геометрической оси симметрии от плоскости нижнего
основания до оси кронблока.
Конструктивная высота вышки представляет собой расстояние от
верхнего края кондуктора (обсадной трубы) до подкронблочной балки;
а для мачт конструктивная высота - это расстояние от центра опорного
шарнира до верхней плоскости подкронблочной балки.
Рациональная высота буровых вышек различна и зависит от про-
ектной глубины скважины, длины свечи, длины гарнитуры (элеватора,
фарштуля, крюка талевого блока), высоты труборазворота и высоты пе-
реподъёма.
Бурильная свеча - часть бурильной колонны, состоящая из двух
или нескольких бурильных труб, неразвинчиваемых в процессе прове-
дения спуско-подъёмных операций.
Рациональная высота буровой вышки ориентировочно может
быть определена по формуле:
Н = К Lc,
где:
Н - рациональная высота вышки, м;
К - коэффициент, учитывающий необходимость предотвраще-
ния затягивания снаряда в кронблок при переподъёме К = 1,2 - 1,5.
Его величина прямо пропорциональна скорости подъёма инструмента
из скважины;
Lc - длина свечи, выбираемая соответственно глубине скважи-
ны (табл. 19).
Таблица 19
Длина свечи в зависимости от глубины скважины
Глубина скважины Гекомеидуемая длина свечи, м
12,5 - 25 1,6
50 - 100 4,7
200- 300 9,5
300- 500 9,5
500- 800 14,0
800- 1200 14,0; 18,6
1200 - 2000 18,6; 24,0
2000-3000 18,6; 24,0
Для более точного определения высоты вышки (мачты) необхо-
димо определять длину свечи из условий её устойчивости и экономич-
75
ности.
Критическая длина свечи из условия устойчивости от действия
сил тяжести собственной массы.
Скр = 853 <Рср,
где:
d ср - средний диаметр бурильной трубы, см.
Критическая длина свечи из условия экономичности сооружения
скважины определяется в зависимости от количества рейсов, глубины
скважины, коэффициента оборачиваемости вышки, работ по её сборке и
разборке, одного часа работ при проведении спуско-подъёмных опера-
ций.
Полная высота вышки слагается из длины выступающей вниз
части кронблока Сь высоты переподъема 2, высоты талевого блока и
крюка £3, высоты вертлюжной скобы С4, высоты элеватора С5, длины бу-
рильной свечи С6, высоты выступающей части кондуктора над основа-
нием С7. Значения этих величин приведены в табл. 20.
Таблица 20
Величины отдельных параметров, определяющих высоту вышки
Обозначение конструктив- них величин, определяющих высоту вышки Значения конструктивных величин в метрах в зави- симости от номинальной глубины бурения, м
300 600 900 1200 2000 3000
С1 0,05 0,15 0,2 0,2 0,3 0,4
G 2,0 2,1 2,2 2,3 2,6 3,0
Сэ 0,6 0,86 0,88 0,88 1,0 3,0
G 0,37 0,45 0,58 0,58 0,7 1,0
t, 0,8 0,8 1,0 1,0 0,6 0,7
to 9,5 14,0 18,6 18,6 24,0 24,0
С? 0,4 0,45 0,5 0,5 0,6 0,6
н 13,72 18,81 23,96 24,06 29,8 32,7
Расчёт площади опоры вышки. Грузоподъёмность и надёж-
ность вышки в значительной мере зависят от прочности её основания.
При бурении глубоких скважин, когда вышки испытывают значитель-
ные нагрузки, под ноги вышки должны сооружаться фундаменты с
большим запасом прочности. Это вызвано тем, что при усадке одной
фундаментной тумбы на несколько миллиметров верхняя часть вышки
может отклоняться на десятки миллиметров, резко снижая её надёж-
ность.
Размеры фундаментных тумб определяются следующим образом:
Qo - максимальная нагрузка на кронблоке;
76
QB - полная масса вышки;
QT - масса талевой оснастки.
Тогда нагрузка на основание вышки будет равна:
Q = Q« +Q« +Qt
Нагрузка на одну фундаментную тумбу будет равна:
Площадь основания фундаментной тумбы будет определяться
формулой:
[ ^сж ] гр
где:
F- площадь основания тумбы, см2;
Р - нагрузка на одну тумбу, кН;
[ Ссж ] гр - допускаемая удельная нагрузка на грунт, МПа.
Значения удельной нагрузки для различных грунтов приведены в
табл. 21.
Таблица 21
Значения допускаемых нагрузок для различных грунтов
Вид грунта Допускаемое удельное давление, кгс/см2
Скальный грунт 1,00 - 0,60
Щебень 0,60 - 0,40
Глина в твердом состоянии 0.60 - 0,30
Глина в пластичном состоянии 0,25 - 0,10
Суглинок в твердом состоянии 0,40 - 0,25
Суглинок в пластичном состоянии 0,25 - 0,10
Песок сухой 0,30 - 0,20
Песок влажный 0,25 - 0,15
Песок насыщенный водой 0,25 - 0,08
Песок гравнлистый 0,45 - 0,35
Гравий и галька 0,60 - 0,50
Основание фундамента имеет вид квадрата, сторона которого бу-
дет равна В=л/ F.
Требуемая опорная площадь под ногу вышки составит
ЮР
F1 " [С]ф
где:
Fj - опорная площадь под ногу вышки, см2;
[С]Ф- допустимое напряжение сжатия для материала фундамен-
та (для бетона эта величина равна 2,8 МПа).
Отсюда d = >/ F] - длина стороны квадратной опоры плиты ноги
(башмака).
77
Высота фундаментной тумбы определяется глубиной заложения
фундамента и высотой выступающей над поверхностью земли части
тумбы. Котлованы для фундаментов желательно углублять до плот-
ных пород по возможности в сухом месте. Глубина котлованов долж-
на быть больше глубины промерзания грунта.
§ 2. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И ИХ КОНСТРУКЦИИ
Вышки башенного типа представляют собой металлическую
сборно-разборную конструкцию в форме усечённой пирамиды. Элемен-
тами вышки являются толстостенные трубы, хомуты и профильное же-
лезо (рис. 8).
Рис. 8. Буровая вышка ВРМ-24/50: 1-ноги; 2-маршевая лестница; 3-хомуты; 4-
тоннельная лестница; 5 - кронблок; 6 - верхнее основание; 7 - рабочий полок; 8 -
раскосы; 9 - горизонтальные пояса; 10 - буровое здание; 11 - нижнее основание.
Металлические буровые вышки имеют металлические сварные
основания — салазки и могут при благоприятном рельефе местности пе-
ревозиться на небольшие расстояния тракторами без разборки. Буровое
78
здание перевозят отдельно, если оно смонтировано на полозьях, или со-
вместно с вышкой (при общем основании).
В условиях пересечённой местности вышки разбирают и перево-
зят по частям. Детали металлических вышек соединяют болтами, что
обеспечивает их быструю сборку и разборку. Основными элементами
вышек являются цельнотянутые трубы, которые в зависимости от высо-
ты вышки имеют диаметры 112/104 мм, 108/99,5 мм, 102/90 мм.
На изготовление поясов используют уголковую сталь размером
65x65x6 мм и бесшовные трубы диаметром Т$161 мм, а для раскосов —
уголковую сталь 50x50x6 мм или гибкие связи. Трубы ног соединяются
между собой хомутами, к которым крепятся они и раскосы. Ноги выш-
ки имеют башмаки для соединения вверху с рамой, внизу - с основани-
ем либо фундаментом.
В верхней части вышки расположена площадка кронблока.
Выпускаемые в заводских условиях различные вышки в конст-
руктивном отношении имеют незначительные различия.
Например, вышка ВМР-24/540 имеет шесть типо-размеров. Мак-
симальная нагрузка на кронблок для всех размеров этих вышек 55 т.
Размеры по осям опор основания - 6x6 м, по осям опор кронблока -
2x2м. Основные технические параметры вышек приведены в табл. 22.
В практике буровых работ находят также применение следую-
щие типы вышек: ВУ-18/25, ВМ-18/15, В-26-25, В-26 /50, БМ-32 - с
высотой от нижнего основания до оси кронблока, от 18 до 32 м. Наи-
более широко используются сборно-разборные вышки типа ВРМ-
24/540 и ВМ-18/15.
При установке вышки на новой точке необходимо учитывать
преобладающее направление ветра и разворачивать вышку к ветру реб-
ром, а также укреплять её канатными растяжками диаметром 16 мм.
§ 3. БУРОВЫЕ МАЧТЫ И ИХ КОНСТРУКЦИИ
Для бурения вертикальных и наклонных скважин применяются
передвижные и самоходные буровые установки с металлическими
мачтами.
Передвижные установки с буровыми мачтами представляют со-
бой сооружения, состоящие из собственно мачты и бурового здания,
которые устанавливаются на общем основвнии, выполненном в виде
саней.
Мачты самоходных установок монтируются вместе с буровым
агрегатом на транспортной базе, а в рабочем положении устанавлива-
ются на временном фундаменте и раскрепляются растяжками.
Перед транспортированием мачта укладывается в горизонталь-
ное положение с помощью гидросистемы, лебёдки или трактора и пе-
79
Основные параметры вышек BMP 24-540
Значения параметров для типоразмеров вышек ВМР- 24/540-05 О f * + 400 сч ТГ 10000
ВМР- 24/540-03 06 1 + । 400 40 СЧ тГ 9500
ВМР- 24/540-01 06 + • » 400 26 тГ 0096
ВМР- 24/540-04 84-90 « • + 360 24 m 9800
ВМР- 24/540-02 84-90 • + • 360 24 m 10100
ВМР- 24/540 84-90 + । 360 Г*} 9200
Наименование параметров Угол наклона, град. С лестницей тоннельного типа без рабочей площадки С лестницей тоннельного типа и рабочей площадкой С маршевыми лестницами и рабочей площадкой Максимальная грузоподъёмность на крюке, т Высота от основания до оси кронблока, м Количество роликов кронблока, шт Масса вышки, кг
№ —• ГЧ m тГ «п 4D Г- оо
80
ревозится на новую точку со всем буровым оборудованием.
Технические параметры наиболее распространённых буровых
мачт приведены в табл. 23.
Мачта МР УГУ-18/25 (МР УГУ-3) предназначена для проведения
спуско-подъёмных операций при бурении скважин глубиной до 800 м.
Передвижная мачта МР УГУ-3 (рис. 9) идентична по конструк-
тивной схеме мачте МР УГУ-2 и отличается от неё выполнением ствола
в виде пространственной фермы, верхняя часть которой является пово-
ротной. Подъём мачты осуществляется с помощью трактора.
Рис. 9. Буровая мачта МР УГУ-3: 1 - мачта; 2 - буровое здание; 3 - бу-
ровой станок; 4 - воздушный колпак бурового насоса; 5 - печь; 6 - домкрат; 7 -
шарнир мачты; 8 - труборазворот; 9 - регулировочный домкрат; 10 - привод
станка; 11 - укосина для подъёма и закрепления мачты; 12 - направляющий трос
для каретки элеватора; 13 - кронблок; 14 - свечеприёмник; 15 - полуавтомати-
ческий элеватор.
7 Зак. 274
81
Мачту изготавливают из газовых труб. Она состоит из стрелы,
основания, двух регулировочных домкратов, боковой опоры и задней
опоры, поддерживающей стрелу мачты в транспортном положении. На
стреле установлены: свечеприёмник, кронблок, лестница с ограждени-
ем, рабочая площадка и переходная площадка. Кронблок мачты имеет
четыре ролика.
Таблица 23
Технические параметры буровых мачт
Наименование параметров Величины параметров для типов мачт
МР УГУ-18/25 БМТ-4 БМТ-5
Рабочая высота мачты.м 18 13 13
Длина свечи, м 14 9,5 9,5
Оснастка талевой системы 1x1н1x2 1x1 и 1x2 1x2
Грузоподъемность, кН:
номинальная 100 32 50
максимальная 140 50 80
Глубина бурения, м 800 500 800
Предельные углы наклона скважины, градус 90-75 90-60 90-60
Габариты основания, м 7,4 х 4,0 10,7 х 5,4 10,7 х 5,4
Буровые мачты БМТ (рис. 10), применяющиеся на геологораз-
ведочных работах, входят в комплект буровых установок типа УКБ
(ГОСТ 29233-91): БМТ-4 - УКБ-4, БМТ-5 - УКБ-5.
Рис. 10. Буровая мачта БМТ: 1 - кронблок; 2 - ствол; 3 - уравнове-
шивающий канат; 4 — подкос; 5 — портал; 6 - буровое здание; 7 - основание.
82
Особенность мачт БМТ - наличие вынесенного за пределы ра-
бочей зоны А-образного портала, на который шарнирно опирается
трубчатый несущий ствол мачты.
Мачта для бурения скважины под заданным углом устанавлива-
ется путём изменения длины продольного регулировочного подкоса.
Для обеспечения беспрепятственного движения талевого блока и эле-
ватора ствол мачты наклонён над устьем скважины. Ствол поднимают
и укладывают с помощью гидродомкратов. В мачтах типа БМТ приня-
то поперечное расположение бурового станка по отношению к про-
дольной оси основания.
В производственных организациях разработаны мачты для бу-
рения наклонных и вертикальных скважин МНБ-300, МНБ-800, МНБ-
2000, обладающие рядом конструктивных особенностей. В частности,
повышены удельная грузоподъёмность, устойчивость и надёжность
мачт. Мачты укомплектованы самотормозящейся червячной лебёдкой
от автомобиля ЗИЛ-157, с помощью которой производятся подъём и
опускание ствола, а также установка на заданный угол наклона, вы-
движение и опускание телескопической секции (для МНБ-2000).
С целью механизации операций по поднятию всей буровой ус-
тановки при монтаже или же подведении транспортных средств в кон-
струкцию основания включён автономный механический подъёмник.
Ствол мачты во всём диапазоне углов установки не доходит до верти-
кального положения, что упрощает его подъём и не требует перемон-
тажа лестниц и переходных площадок. Длина ствола при транспорти-
ровке сокращается за счёт телескопического (МНБ-2000) или шарнир-
ного (МНБ-800) сочленения секций. Для удобства монтажа мачты,
снижения металлоёмкости и повышения сохранности при транспорти-
ровке во внутренней полости ствола размещены лестницы и переход-
ные площадки.
Наличие в конструкции основания каркаса бурового здания и
специальных монтажных узлов позволяет изготовлять транспорта-
бельные типовые буровые здания из имеющихся материалов необхо-
димых габаритов.
Буровые установки, скомплектованные на базе основания мачт,
транспортируются одним блоком на автомобильных прицепах-
тяжеловозах и подкатных тележках по автомагистралям, на одной же-
лезнодорожной платформе габаритным грузом, на полозьях основания
по бездорожью.
Техническая характеристика мачт приведена в табл. 24.
Мачта МНБ-800 (рис. 11) обеспечивает бурение скважин станка-
ми 4 и 5-го классов с углом наклона 90-45° и глубиной до 1200 м.
Конструктивная схема мачты МНБ-2000 состоит из двух теле-
скопических секций, внутри которых смонтированы лестницы и пере-
ходные площадки.
83
т
Приведенные примеры не исчерпывают всего многообразия раз-
работанных и применяющихся на производстве буровых мачт. Однако
они являются наиболее характерными представителями различных мо-
дификаций этих грузоподъёмных устройств.
Таблица 24
Техническая характеристика буровых мачт
анменование параметров Величины параметров для типов мачт
МНБ-300 МНБ-800 МНБ-2000
Грузоподъёмность на крюке, кН:
Номинальная 32 50 125
Максимальная 50 80 200
Угол наклона, градус 90-45 90-45 90-75
Высота мачт от пола до оси роликов кронблока, м 13,5 18,5 25
Длина свечи, м 9,5 14 18,6
Габариты в рабочем положении, м:
Высота 14,6 19 26
Ширина 4,0 4,2 6,5
Длина 10 8,3 15,5
Площадь бурового здания, м2 28 30 50
Рис. 11. Буровая мачта МНБ-800: 1 - основание; 2 - стрела; 3 - све-
чеприёмник; 4 - кронблок; 5 - стрела подъёма ствола; 6 - двухструнная тале-
вая оснастка; 7 - лебёдка.
§4. БУРОВЫЕ ЗДАНИЯ
Буровое здание служит для размещения бурового оборудования,
инструмента и защиты людей и технических средств от атмосферных
осадков, высоких и низких температур. Здание строят как на общем с
84
буровой вышкой или мачтой основании, так и на отдельном, которое
имеет полозья для удобства транспортирования.
В зависимости от климатических условий района буровых ра-
бот и времени года здания изготавливают из различных материалов,
облегчённого либо утеплённого с отоплением. В последнем случае
между обшивкой корпуса здания прокладывают стекловату, пено-
пласт, опилки или другие теплоизоляционные материалы.
Размеры бурового здания для бурения на большие глубины со-
ставляют 4,5x9x3 м или 5,3x10x3 м. Расположение оборудования и ин-
струмента внутри здания должно обеспечивать удобную и безопасную
работу бурового персонала. Ширина рабочих проходов должна быть не
менее 1 м. На крыше передней части бурового здания делают люк с ля-
дами для проведения спуско-подъёмных операций. Пол в здании дол-
жен быть ровным, прочным, без щелей, из металлических рифлёных
щитов или половых шпунтованных досок толщиной не менее 50 мм. В
здании делают два выхода: основной, шириной не менее 2 м, и запасной
с дверями, открывающимися наружу. Число окон определяется световой
площадью, которая должна быть не менее 10% площади пола.
При бурении глубоких скважин используют буровые здания, в
которых кроме помещения для размещения оборудования имеется
комната отдыха, комната для машиниста буровой установки, сушилка
и другие помещения.
При сооружении скважин в районах с низкими годовыми тем-
пературами и сильными ветрами конструкция вышки с наружной сто-
роны может быть обшита деревянными досками. На рис. 12 приведена
схема расположения бурового агрегата для сооружения глубокой гео-
логоразведочной скважины.
Рис. 12. Схема расположения бурового агрегата ЗИФ-1200МР в буровом
здании: 1- ящик для обтирочного материала; 2- ящик с песком; 3- огнетушите-
ли; 4- буровой насос с приводом; 5- буровой станок; 6- подсвечник; 7-полставка
под наголовники; 8- верстак; 9- наждачное точило; 10- тамбур; 11-кронштейн
для трубных ключей; 12- печь; 13- шарнирный кронштейн для пускателя трубо-
разворота; 14- телефон или радиостанция; 15- стол машиниста буровой установ-
ки с ящиком для породоразрушающего инструмента; 16- труборазворот; 17-
ящик-скамейка; 18- пульт управления; 19- винтовой стул; 20-магнитно-пусковая
станция станка; 21- шкаф для одежды; 22- умывальник; 23- шкаф-сушилка.
85
§ 5. МОНТАЖ И ДЕМОНТАЖ БУРОВЫХ ВЫШЕК И МАЧТ
Выбор рабочей площадки. Место заложения будущей скважины
определяется геологической службой производственной организации.
Площадка для расположения бурового оборудования выбирается с вы-
полнением требований основ земельного законодательства Российской
Федерации и её субъектов.
Буровые здания и привышечные сооружения размещаются с учё-
том глубины скважины, типа буровой установки, требований правил
охраны труда, а также в зависимости от рельефа, наличия водоемов,
времени года и т. п.
Выбирая площадку для буровой установки, следует избегать за-
болоченных участков и глинистых склонов, чтобы предупредить ополз-
ни и бездорожье в период дождей. Летом буровую целесообразно раз-
мещать на повышенных частях местности, зимой - в местах, защищен-
ных от сильных ветров и снежных заносов. В районах с многолетней
мерзлотой не допускается её вскрыша на рабочей площадке.
После выбора места для рабочей площадки её расчищают и вы-
равнивают. Размер площадки зависит от мощности и габаритов разме-
щаемого оборудования. Например, размер площадки на равнинной ме-
стности для стационарной установки ЗИФ-650М с дизельным приводом
составляет 3000 м2, а с электроприводом - 2700 м2.
Площадку планируют так, чтобы обеспечить удобную работу на
ней и чтобы затраты времени на её расчистку были минимальны. К ней
устраиваются удобные подъездные пути; подводится электроэнергия,
водопровод; завозятся глина, реагенты и т. п.
На площадке заранее копают котлованы для установки отстой-
ных баков. В зимнее время их размещают под полом буровой вышки.
Чем глубже запроектирована скважина, тем большей высоты выбирают
вышку и тем больше будут размеры буровой площадки.
Правильная организация рабочего места как внутри буровой, так
и на площадке вокруг нее имеет большое значение для обеспечения эф-
фективной работы.
В качестве общих мер благоустройства рабочих площадок вокруг
буровых установок следует иметь осветительные приборы, навесы над
настилами для сборки колонковых наборов и над местом для разборки
керна, объекты общего пользования и т.д. На рис. 13 показана схема
размещения сооружений около буровой скважины.
Монтаж буровых вышек. Подъем вышек по методу А.П. Дух-
нина - самый безопасный, производительный, обеспечивающий высо-
кое качество монтажа (рис. 14).
Вышку собирают полностью (с лестницами и полатями) на земле
в горизонтальном положении. После окончания сборки вышки присту-
пают к её подъёму и установке в рабочее положение. На брусьях 1,
86
уложенных в плоскости нижней рамы, шарнирно закрепляется монтаж-
ная стрела Б. В вертикальном положении стрела удерживается канат-
ными растяжками, прикрепленными к якорям 2 и к ногам вышки 3. На
одном из верхних поясов вышки крепится канат уравнительного уст-
ройства А, обеспечивающего симметричное воздействие на вышку при
её подъеме. Трос 4 подъема вышки, связанный с замком уравнительного
устройства и с блоком талевой системы, пропущен через головку мон-
тажной стрелы. Ходовой конец тягового каната 5 огибает ролики двух
блоков 6 и 7, образуя талевую систему.
Рис. 13. Схема размещения сооружений около буровой скважины: 1 -
линия электропередач; 2 - электромагнитный пускатель; 3 - передвижное буро-
вое здание; 4 - трап; 5 - приёмная ёмкость для промывочной жидкости; 6 - ог-
раждение ёмкости; 7 - туалет; 8 - отстойник; 9 - дорога; 10 - приёмный мост;
11 - противопожарный инвентарь; 12 - стеллаж для бурильных труб; 13 - склад
ГСМ.
Рис. 14. Схема подъёма буровой вышки по методу А.П. Духнина.
87
Подъем вышки осуществляется трактором или лебёдкой. Во из-
бежание опрокидывания вышки в сторону подъёмного механизма она
должна поддерживаться за страховой канат другим трактором.
Рекомендации по сборке и эксплуатации металлической
вышки. Все детали и узлы вышки проверяют перед сборкой. Для удоб-
ства сборки они должны маркироваться. Резьбовые соединения крепят
двумя гайками. После завинчивания первой гайки до отказа завинчива-
ют вторую, а затем первую отпускают на четверть оборота. При сты-
ковке ног их торцы должны опираться всей кольцевой поверхностью.
Зазоры не допускаются, а смещение торцов труб не должно превышать
3 мм. Для центровки вышки относительно оси скважины на её верхнем
и нижнем основаниях по диагонали натягивают шнур. Отвес, опущен-
ный из пересечения диагоналей верхнего основания, при правильной
установке вышки должен совпадать с центром пересечения диагоналей
нижнего основания.
При бурении не реже одного раза в 2 месяца осматривают со-
стояние фундаментов, креплений к фундаменту, поясов, раскосов и от-
тяжек. Вышку необходимо обязательно осматривать в следующих слу-
чаях: до начала и после передвижения буровой вышки без разборки; до
и после спуска обсадных труб и ловильного инструмента; после сильно-
го ветра в 6 баллов для открытой и 8 баллов для лесистой местности.
Фундаменты под буровые вышки и установка оборудования.
При бурении глубоких скважин растёт масса колонны бурильных труб
и, следовательно, увеличивается нагрузка на вышку. Ноги вышки необ-
ходимо устанавливать на четыре фундаментные тумбы из бетона сле-
дующего состава: один объем цемента, два объема песка и четыре объ-
ема гравия. На каждые 100 кг цемента берётся 30 л воды.
Буровой станок также должен крепиться на прочном фундаменте
с тщательной выверкой по уровню горизонтальности и по отвесу верти-
кальности осей станка.
При бурении скважин глубиной более 500-600 м буровой станок и
дизель монтируют на бетонных фундаментах, масса которых в 3-4 раза
должна быть больше массы устанавливаемого оборудования. Размеры
бетонного фундамента в плане должны быть больше габаритов рамы
станка или двигателя на 200-300 мм в каждую сторону. Высота высту-
пания фундамента над полом буровой должна обеспечить полный ход
шпинделя станка.
Рама станка к фундаменту крепится фундаментными болтами,
которые закрепляют в фундаменте заранее при заливке шурфа бетоном
или после установки станка их заделывают в специально оставленные
приямки. Такие приямки длиной 550 мм оставляют в первом случае для
того, чтобы при монтаже станка совместить болты с отверстиями в ра-
ме. Позднее эти приямки заливают цементным раствором. Изготовляют
приямки установкой деревянных пробок при заливке бетона.
Поставив станок на фундамент, сдвигают станину на раме в
88
крайнее положение «К скважине» и закрепляют её. Под нижнее основа-
ние рамы станка подбирают регулировочные клинья и подкладки, доби-
ваясь строго горизонтального положения станка с помощью ватерпаса,
который накладывают на верхние направляющие рамы.
При монтаже станка для бурения вертикальной скважины прове-
ряют совпадение осей скважины и шпинделя, для чего через шпиндель
пропускают шнур с отвесом, переброшенный через ролик копра.
Если скважина задается наклонной, то еще перед закладкой фун-
дамента определяют азимут скважины. По линии азимута устанавлива-
ют вешки (колышки) и перпендикулярно к ней намечают длинную ось
фундамента. Азимутом называется угол в горизонтальной плоскости,
отсчитанный от северного конца меридиана по часовой стрелке до за-
данного направления.
Окончательную ориентировку положения шпинделя станка отно-
сительно линии азимута производят по вешкам. После освобождения
вращателя поворачивают его горизонтально, а в шпинделе закрепляют
прямую бурильную трубу строго по его оси. Смотрят через трубу и
производят доводку положения станка, после чего станок закрепляют.
Затем с помощью угломера устанавливают под необходимым углом
шпиндель и надёжно закрепляют вращатель.
Неправильная установка станка или слабое крепление его к фун-
даменту приводят к отклонению ствола скважины от заданного направ-
ления при ее забуривании.
Установка двигателя. Электродвигатели для привода насосов
рекомендуется устанавливать на салазках, позволяющих подтягивать
приводные ремни. Салазки крепят к полу вышки скобами.
Электродвигатель для привода насоса должен быть установлен с
помощью кронштейна непосредственно на насосе. Электродвигатель по
кронштейну может перемещаться двумя регулировочными винтами. Так
производят натяжение приводных клиновых ремней.
Дизели со стендом необходимо устанавливать на специальные
салазки из швеллерного или углового проката, которые крепятся к бе-
тонному или якорному фундаменту и позволяют перекреплять стенд для
натяжения клиновых ремней по мере их вытягивания в процессе рабо-
ты.
Для нормальной работы ременной передачи необходимо при ус-
тановке стенда выдержать параллельность осей шкивов дизеля и редук-
тора, а также совпадение ободов шкивов. Если передача осуществляется
через телескопический карданный вал, необходимо обеспечить соосную
установку редуктора и станка, не допуская смещения соответствующих
осей более 5 мм. Часть буровых станков монтируется с дизелем на од-
ной раме, что упрощает монтаж агрегата.
Установка насоса. Буровой насос устанавливают на пол буровой
вышки и крепят скобами. Ось шкива насоса должна быть параллельна
оси шкива электродвигателя или редуктора, а ободы шкивов должны
6 Зак. 274 89
располагаться в одной вертикальной плоскости.
Установка магнитно-пусковой станции. Магнитно-пусковую
станцию монтируют на полу вышки без крепления, в месте, удобном
для наблюдения за электроприборами, защищенном от загрязнения
промывочной жидкостью и не мешающем управлению буровым агрега-
том. Корпус магнитно-пусковой станции заземляют. Кроме того, зазем-
ляются все электродвигатели, электроприборы, пусковые устройства,
находящиеся в буровом здании (заземляются корпуса). От каждого кор-
пуса отходит свой проводник. В буровой устраивается общий зазем-
ляющий контур из полосовой стали с двумя проводниками, ведущими к
заземлителю. Сопротивление заземления должно быть не выше 4 Ом. В
качестве заземлителя могут быть три бурильные трубы диаметром
50мм, длиной по 3 м, забитые на всю длину в землю и соединённые по-
лосовым железом, или уложенный в шурф стальной лист размером
800x800x30 мм, к которому приварена под прямым углом стальная по-
лоса размером 500x500x100 мм. Заземляющие проводники к корпусам
электроустановок подсоединяются с помощью болтов, а к заземляюще-
му контуру - только сваркой. После устройства заземления измеряется
омметром его сопротивление и составляется акт, который хранится на
буровой.
Демонтаж вышек и мачт. Буровую вышку разбирать и демон-
тировать можно только после демонтажа и удаления всего бурового
оборудования. Если вышка непригодна для дальнейшей эксплуатации,
её валят на подготовленную площадку, сняв с неё всё, что ещё может
быть использовано. При демонтаже вышку разбирают на детали сверху
вниз или укладывают в горизонтальное положение и разбирают.
Передвижные буровые мачты, имеющие основание в виде саней,
перевозят почти без демонтажных работ, так как на небольшие расстоя-
ния они транспортируются трактором в неразобранном виде, причём
мачта может оставаться в вертикальном положении или укладываться в
горизонтальное положение.
Монтажно-демонтажные работы при бурении скважин осуществ-
ляют специальные строительно-монтажные бригады. Это позволяет по-
высить эффективность и сократить сроки разведки месторождений
полезных ископаемых не задалживая буровой персонал. В то же время
при небольших объёмах бурения и ограниченном количестве буровых
установок монтажно-демонтажные работы могут выполнять рабочие
буровых бригад. Эти варианты должны быть обсчитаны и по минимуму
затрат выбран наиболее экономичный.
§ 6. ТРАНСПОРТИРОВКА ВЫШЕК, МАЧТ И БУРОВЫХ
ЗДАНИЙ
После окончания бурения приступают к подготовке буровой
вышки или мачты к транспортировке. Тщательно проверяют надеж-
90
ность конструкций и креплений. Если вышка и буровое здание имеют
общее основание, усиливают соединения между ними.
Буровая вышка, установленная на салазках, может быть пере-
двинута на любое расстояние при помощи тракторов в неразобранном
виде. Основание буровой вышки должно быть скреплено с ногами
вышки и с полозьями дополнительно болтами, хомутами и скобами.
Свечи бурильных труб развинчивают в вышке на отдельные
трубы и выносят из буровой для погрузки в автомашину.
Погрузку и выгрузку, сборку и разборку бурового оборудования
необходимо выполнять с помощью простейших механических при-
способлений, талей, кранов и т. д. Инструмент и другие предметы, ко-
торые при транспортировке вышки могут упасть, следует снять с по-
латей и лестниц или надежно закрепить.
Для перевозки буровых зданий вместе с буровым оборудовани-
ем его необходимо надежно закреплять, а для соединения с трактора-
ми применять стальные водила диаметром 50-60 мм.
Перед перевозкой вышки необходимо исследовать трассу дви-
жения, выровнять дорогу, убрать с неё все предметы, мешающие
движению.
При передвижении вышек высотой более 15 м, независимо от
рельефа местности, они должны поддерживаться оттяжками из сталь-
ных канатов, прикрепленными одним концом к верху вышки (2/3 или
3/4 высоты вышки), другим - к тракторам. Чтобы предупредить про-
скальзывание вышки при её движении под уклон или по косогору, ос-
нование вышки должно иметь страховые оттяжки, соединенные с
тракторами.
При перевозке вышки средства передвижения и тяговые меха-
низмы (лебёдки) должны находиться от неё на расстоянии, равном вы-
соте вышки +5 м. При неблагоприятном рельефе допускается соеди-
нять трактор с основанием вышки вплотную с помощью жёсткой бук-
сирной тяги, но при этом следует обязательно применять страховую
оттяжку против опрокидывания вышки, прикреплённую к другому
трактору.
Во время передвижения вышек безопасное расстояние для лю-
дей, не связанных непосредственно с данной работой, - высота вышки
+10 м.
При подготовке буровой вышки к транспортировке все члены
буровой бригады должны: пройти инструктаж по технике безопасно-
сти; чётко знать свои обязанности, рабочие места, сигнализацию;
строго выполнять указания ответственного руководителя работ.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. В чём заключается различие буровых вышек и мачт?
2. Когда возникают максимальные нагрузки на буровую вышку
91
6*
(мачту)?
3. Опишите конструкцию буровой вышки.
4. Конструкции буровых зданий.
5. Как происходит транспортирование вышек, мачт и буровых
зданий?
Глава V. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ
СПУСКО-ПОДЪЁМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Спуско-подъёмные операции (СПО) в разведочном бурении про-
изводятся в процессе углубления скважины для спуска и извлечения бу-
рового снаряда.
СПО - наиболее трудоёмкий процесс, общая продолжительность
которого за время бурения скважины возрастает с увеличением её глу-
бины, а также с ростом механической скорости. Удельный вес времени
на проведение СПО при бурении мягких пород в 2-3 раза выше, чем при
бурении крепких пород.
Для облегчения труда рабочих и ускорения работ созданы и раз-
рабатываются различные механизмы, приспособления и инструмент для
подъёма и спуска, свинчивания и развинчивания элементов бурового
снаряда. Одним из методов сокращения затрат времени на СПО - это
совмещение по времени проведения отдельных элементов технологиче-
ской цепи операции по спуску и подъёму.
Дальнейшая механизация и автоматизация ручного труда и тру-
доёмких операций при сооружении скважин, в том числе и СПО, - один
из путей повышения производительности буровых работ, улучшения
условий и безопасности труда.
§ 1. ВЫБОР ТАЛЕВОЙ ОСНАСТКИ
Грузоподъёмные операции производятся на прямом канате, когда
масса груза на крюке не превышает грузоподъёмность лебёдки бурового
агрегата.
При нагрузках на крюке, превосходящих грузоподъёмность ле-
бёдки, применяют талевую оснастку (полиспаст). Талевая оснастка со-
стоит из двух групп блоков в обоймах (подвижной и неподвижной) и
пропущенного через них стального каната, который одним концом кре-
пится к барабану лебёдки, другим - к грузоподъёмному крюку на под-
вижной обойме.
Кронблоки и талевые блоки позволяют применять различные
схемы талевой оснастки при спуско-подъёмных операциях, показанные
на рис. 15.
92
Рис. 15. Схемы талевой оснастки: а - схема подъёма инструмента без
талевой оснастки; б - двухструнная оснастка; в - трёхструнная оснастка; г - че-
тырёхструнная оснастка с мёртвым концом каната.
Талевые оснастки с неподвижным концом каната можно обозна-
чить через число роликов, например: 1X2 - двухструнная (один ролик
талевого блока, два кронблока); 2X3 - четырехструнная (два ролика та-
левого блока, три - корнблока; 3X4 - шестиструнная и т. д.
Число подвижных струн талевой оснастки подбирается в зависи-
мости от нагрузки на крюке и грузоподъёмности лебёдки по формуле:
где:
ш - число струн каната талевой оснастки, за исключением стру-
ны, наматываемой на барабан;
Рл - грузоподъёмность лебёдки, кН;
г] - к.п.д. талевой оснастки, значения которого приведены в табл.
25.
Таблица 25
Значение КПД г] талевой оснастки при использовании стальных
канатов
Число роликов талевой ос- настки 2 3 4 5 6 7 8 9 10
кпд талевой оснастки 0,94 0,92 0,90 0,89 0,87 0.85 0,84 0.82 0,81
Нагрузка на кронблочную раму вышки Qo определяется в зави-
симости от применяемой схемы талевой оснастки:
а) без применения талевой оснастки (подъём на прямом канате),
(рис. 15, а).
93
Qo = 2 Qkp ,
где:
QKp - максимальная нагрузка на крюке, кН;
б) с применением талей и закреплением свободного конца каната
на кронблоке (рис. 15, б) или талевом блоке (рис. 15, в).
Qo=Qkp + Qkp = Qk ( 1 + 1 )
mi] mq
в) с применением талевой оснастки и заякореванием свободного
конца каната (рис. 15, г)
Qo=QKp+ 2QKp =Qkp ( 1 + 2 )
mi] mq
При одной и той же нагрузке на крюке нагрузка на кронблок и
ноги вышки при закреплении свободного конца на талевом блоке или
кронблоке будет меньше, чем при талевой оснастке с мёртвым концом
каната. Но распределение нагрузки на ноги конца во втором случае бу-
дет симметричнее, чем в первом. Поэтому при большой высоте вышки
(при бурении глубоких скважин) необходимо применять оснастку талей
с мертвым концом каната при 4 и 6 струнах.
Мертвый конец каната следует закреплять напротив лебёдки
станка симметрично с ведущим концом каната, наматываемым на бара-
бан лебёдки. В этом случае нагрузка на все ноги конструкции вышки
будет распределяться равномерно, если она приложена в центре кронб-
лочной рамы.
§2. МЕХАНИЗМЫ И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ
СВИНЧИВАНИЯ И РАЗВИНЧИВАНИЯ БУРОВОГО
ИНСТРУМЕНТА
Свинчивание и развинчивание свечей бурильных труб в процессе
проведения СПО осуществляется специальным механизмом - трубо-
разворотам.
Труборазворот РТ-1200-2М разработан СКБ "Геотехника" и осво-
ен Борзинским производственным предприятием. Он предназначен для
работы с бурильными трубами диаметром 43; 55; 63,5; 7 и 85 мм, а так-
же утяжелёнными бурильными трубами (УБТ) диаметром 57; 73; 89 и
108 мм.
Техническая характеристика труборазворота РТ-1200-2М
Максимальный крутящийся момент, Н .м (1Н.м «0,1 кгс.м.) 4000
Частота вращения водила без нагрузки, об./мин. 75
Время свинчивания или развинчивания, с 4-5
Расчётная максимальная масса удерживаемых труб, кг 16000
Тип редуктора - двухступенчатый с цилиндрическими зубчатыми па-
94
рами
Передаточное число редуктора 19
Электродвигатель: тип 4 АМС 100 54УЗ
мощность, кВт 3,2
частота вращения, об./мин. 138
Пускатель ПМЕ-224, магнитный, реверсивный
Диаметр отверстия в корпусе вращателя, мм 205
при работе с центратором 155
Габаритные размеры, мм
длина 885
ширина 495
высота: до верха электродвигателя 760
до верхней кромки крышки 376
Масса, кг: без сменных запасных частей и электрооборудования 255
комплекта поставки 350
Труборазворот РТ-1200-2М (рис. 16, а) состоит из рамы 9, враща-
теля 8, электродвигателя 5, водила I, промежуточного корпуса 6, крыш-
ки редуктора 7, центратора 3, комплекта подкладных 4 и ведущих 2 ви-
лок.
Вращатель и электродвигатель, закрытый защитным кожухом,
закреплены на опорной раме труборазворота. Вращатель представляет
собой редуктор, в корпусе которого выполнено центральное отверстие
диаметром 205 мм, предназначенное для прохождения бурового снаряда
в процессе бурения и во время проведения спуско-подъемных операций.
В отверстии установлен центратор, ограничивающий радиальное пере-
мещение бурового инструмента и служащий опорой для подкладных
вилок.
Рис. 16. Схема труборазворота РТ-1200-2М: а - труборазворот; б -
ведущая вилка.
95
К ведомой шестерне второй пары редуктора прикреплен корпус
водила с рычагом, передающим вращение через ведущую вилку на
резьбовое соединение при свинчивании и развинчивании бурильных
труб.
Труборазворот устанавливают над устьем скважины на весь пе-
риод бурения. Вертикальная ось отверстия труборазворота для прохож-
дения бурового инструмента должна совпадать с осью вращателя стан-
ка.
Для обеспечения максимальной длины хода шпинделя станка не-
обходимо, чтобы нижняя плоскость нижнего патрона станка при опу-
щенном шпинделе была выше, чем верхняя плоскость крышки трубо-
разворота. Опорную плоскость рамы труборазворота рекомендуется ус-
танавливать на уровне пола, а станок приподнимать на необходимую
высоту.
Ведущие вилки (рис. 16, б) к РТ-1200-2М предназначены для пе-
редачи крутящего момента от водила труборазворота к свинчиваемым
свечам при проведении спуско-подъемных операций бурового снаряда.
Ведущая вилка состоит из корпуса 1 с пазом и ручки 2. На верх-
нем торце корпуса по обеим сторонам от паза расположены запорные
выступы 3, составляющие единое целое с корпусом.
Вилку надевают в прорези соединения до упора и опускают руч-
ку вниз, чтобы запорные выступы зацепились за соединение над лыска-
ми. При таком способе закрепления вилка прочно удерживается в заце-
плении со свечой благодаря усилию массы противоположного конца
вилки.
Ведущие вилки выпускаются для определенного вида соединения
свечей (обозначается начальной буквой), например Н - соединение
ниппельное, М3 - муфтово-замковое, УБТ - утяжеленные бурильные
трубы. Цифра в обозначении Н-42, Н-50, МЗ-42, МЗ-50, М3-63,5, УБТ-
73, УБТ-89, УБТ-108 указывает на диаметр бурильных труб в милли-
метрах.
Для свинчивания или развинчивания бурильных труб колонну
пропускают через центральное отверстие в корпусе вращателя или в
центраторе (в зависимости от диаметра коронки) и подвешивают на
подкладной вилке, которая опирается на верхнюю плоскость центрато-
ра. Хвостовик вилки упирается в один из выступов крышки корпуса, что
удерживает колонну от проворачивания. Ведущую вилку вставляют в
прорезь ниппеля замка. При включении электродвигателя водило вра-
щает ведущую вилку по или против часовой стрелки и свинчивает или
развинчивает резьбовое соединение.
Пусковая аппаратура труборазворота состоит из: магнитного ре-
версивного пускателя типа ПМЕ-224, кнопки управления типа У-123-2 с
надписями «Вперед», «Назад» и автоматического выключателя типа АП
50-2МЗТН с тепловыми и электромагнитными расцепителями.
96
Нажимая на кнопку «Вперед» иди «Назад», запускают электро-
двигатель АОЛ2-31-4В в нужную сторону вращения. При развинчива-
нии сильно затянутых резьб водило сначала разворачивают почти на
полный оборот вправо, а затем дают ему левое вращение. Благодаря ма-
ховику и разгону водило, ударяя по ведущей вилке, срывает затянутую
резьбу и отвинчивает свечу.
Уход за труборазворотами. Труборазворот, как и любое буровое
устройство, требует постоянного и регулярного технического ухода.
Перед эксплуатацией труборазворота его необходимо установить
на прочном основании и надежно закрепить строго по оси скважины.
Если труборазворот приводится в действие от электродвигателя, то его
корпус должен быть заземлен, т. е. отдельным проводом соединен с за-
земляющим контуром. Специальным кожухом защищают электродвига-
тель от попадания на него промывочной жидкости. Корпус труборазво-
рота, подкладные и отбойные вилки после спуско-подъемных операций
необходимо обмывать водой, вытирать насухо и осматривать. Водой
промывают также кольцевой зазор между крышкой, выступами и кор-
пусом водила. Систематически наблюдают за уровнем масла в масляной
ванне вращателя труборазворота.
Труборазворот, подсвечник и устье скважины необходимо со-
держать в чистоте. Особенно все это загрязняется при промывке сква-
жины глинистым раствором, поэтому после подъёма бурильных труб из
скважины их надо хорошо очищать.
Для смазки труборазворота применяют масло индустриальное 30
или автол 10, а также солидол УС-2 или УС-3. В масляную ванну тру-
боразворота заливают жидкое масло до уровня около 3 см от дна ванны
в пределах между верхней и нижней отметками маслоуказателя. Общее
количество заливаемого масла 3,5 кг. Не реже 1 раза в 3 месяца масло
следует заменить полностью. Делают это так. Через отверстия в нижней
части корпуса сливают загрязнившееся масло. Заливают керосин и,
вращая механизм, промывают ванну. Затем керосин полностью слива-
ют, а ванну заполняют свежим маслом.
Один раз в месяц открывают пробки в нижних крышках подшип-
ников и спускают оттуда загрязненное масло. Один раз в три дня наби-
вают солидолом масленку для смазки верхней втулки вращателя и верх-
него уплотнителя.
Универсальные шарнирные ключи типа КШ, разработанные ОКБ
«Гетехника», предназначены для удержания, навинчивания и отвинчи-
вания вручную буровых коронок, корпусов кернорвателей, переходни-
ков, колонковых, шламовых, обсадных и бурильных труб. Ориентиро-
вочный срок службы ключей 600 ст.смен. Ширина захвата ключей
12мм. Техническая характеристика ключей приведена в табл, 26,
Ключ (рис. 17) представляет собой однорядную втулочную
цепь, состоящую из прижимных скоб I, 3, 6, у которых контактирую-
щая с трубой поверхность оснащена зернистым релитом (твёрдым
97
сплавом), обеспечивающим хорошее сцепление с поверхностью свин-
чиваемого изделия. Прижимные скобы соединяются звеном цепи 2 На
скобе 6 предусмотрен упор, который входит в зацепление с упором на
рукоятке 5. Все скобы, накладки и рукоятка соединены между собой
шарнирно с помощью втулок 7, 12 и фиксируются стандартными за-
клепками 8 и 11 через шайбы 10 таким образом, что соединительные
скобы и накладки скрепляются с втулкой неподвижно, а прижимные
скобы и рукоятка - шарнирно. В связи с тем, что ширина рукоятки
16мм, прижимных скоб - 12 мм (а также для свободного ввода упора
прижимной скобы в пространство между накладками 4) установлены
две втулки 9.
Таблица 26
Основные параметры ключей типа КШ
Тип ключа Основные параметры
Диаметр захватываемых изделий, лш Длина рукоятки, ЛШ Масса, кг
КШ-54 48-54 500 4,20
КШ-57 57-63 500 4,25
КШ-76 63-74 500 4,50
КШ-93 83-91 500 4,70
КШ-132 106-110 125-129 500 +-—5,3
КШ-151 144-149 166-170 500 4,10
Рис. 17. Универсальный шарнирный ключ типа КШ
Шарнирные ключи разработанные СКВ «Геотехника», предна-
значены для свинчивания и развинчивания бурильных труб и соеди-
нений.,
Шарнирный ключ (рис. 18) состоит из рукоятки 6, откидной и
наружной скоб I и 4, соединенных между собой шарнирно осями 2
Сухарь 5 крепится к скобе наружной осью 3.
98
Рис. 18. Шарнирный ключ для бурильных труб
В шарнирных ключах на рабочую поверхность откидной скобы
нанесен слой релита с шероховатой поверхностью, прочно сцепляю-
щийся с поверхностью бурильной трубы.
Ключи обеспечивают надежный захват и передачу момента при
свинчивании и развинчивании бурильных труб.
Для навинчивания и отвинчивания колонковых труб применяют
также гладкозахватные ключи КГ-44, КГ-57, КГ-73 (рис. 19), которые
не допускают смятия труб при работе с ними. Звенья захватной части
ключа, шарнирно соединенные, плотно охватывают тело трубы и
обеспечивают передачу крутящего момента за счёт сил трения между
рабочими поверхностями ключа и трубы.
Рис. 19. Гладкозахватный ключ для колонковых труб типа КГ: 1-
захватная часть; 2 - рукоятка; 3 - шарнирные соединения.
Ключи для бурильных труб (рис. 20) используются, в основном,
при страгивании (первоначальном отвинчивании) сильно затянутого
резьбового соединения, как правило, после работы колонны буриль-
ных труб в скважине.
Ключи изготовляют из стали марки 45 либо 40Х.
При спуске колонны обсадных труб в скважину применяют хо-
муты (рис. 21). Спущенную в скважину часть колонны зажимают в
хомуте, на котором она подвешивается при навинчивании очередной
обсадной трубы.
99
Рис 20. Ключ для соединений бурильных труб
Рис. 21. Хомут для обсадных труб: 1 - скоба; 2 - болт; 3 -- гайка.
Техническая характеристика ОКН
Диаметр монтируемого инструмента, мм 33,5; 44; 57; 73
Габариты, мм: высота........................... 665
длина ......................................... 340
ширина......................................... 686
масса, кг ....................................... 19
Опора представляет собой хомут, установленный на раме. Ос-
нование соединено с рамой болтами, что позволяет отсоединять хомут
и закреплять его, например, на стене бурового здания для работы с ко-
лонковым набором в вертикальном положении.
Подсвечники, обогреваемые, типа ПО разработаны ВИТР. Они
предназначены для установки извлечённых из скважин бурильных
свечей во время проведения спуско-подъемных операций в районах с
преобладающими отрицательными температурами. Техническая ха-
рактеристика приведена в табл. 27.
Подсвечники позволяют избежать обледенения инструмента;
при работе в зимнее время предусматривают отвод промывочной
жидкости, стекающей с бурильных свечей. Применение подсвечников
улучшает условия труда рабочих и позволяет повысить производи-
тельность буровых работ.
100
Таблица 27
Техническая характеристика подсвечников
Навмеиоваиие параметров Величвиы параметров для подсвечников
ПО-3 ПО-4/5 ПО-5 ПО-7
Габариты, мм: длина 615 745 820 1065
ширина 615 745 820 1065
высота 570 570 570 570
Внутренний диаметр слив- ного патрубка, мм 65 65 65 65
Масса, кг 55 72 85 110
Класс буровых установок. УКБ-3 УКБ-4 УКБ- УКБ-
для которых были предна- значены подсвечники (200/300) (300/500) 65(00/800) 7(1200/2000)
Ёмкость (число свечей) 56
при диаметре, мм: 42 42 56 72 121
50 42 72 121
54 42 90 156
60,3 - / £ 90 156
68 - 90 156
Напряжение питающей сети переменного тока, В 220 220 220 220
Потребляемая мощность, Вт 1000 2000 2000 3000
Число нагревателей 1 2 2 3
§ 3. ЭЛЕВАТОРЫ, ВЕРТЛЮГИ-САЛЬНИКИ, ФАРШТУЛИ
Элеватор является грузоподъёмным приспособлением, которое
служит для соединения каната лебёдки с буровым снарядом при спус-
ке или подъёме его из скважины. Существует много типов элеваторов
различной конструкции, грузоподъёмности и степени автоматизации
при их эксплуатации.
Элеваторы типа ЭК (элеватор кольцевой), разработанные СКВ
"Геотехника", выполненные с кольцевым фиксатором, предназначены
для использования с бурильными трубами геологоразведочного сор-
тамента. При работе с этим элеватором нужен верховой помощник
машиниста буровой установки. Если верховой отсутствует, отвинчи-
ваемые свечи выносят за пределы бурового здания. Элеваторы
(рис.22) изготавливают в двух вариантах: с серьгой штампованной
цельнозамкнутой и с серьгой в виде проушины. Грузоподъёмность
элеваторов - 320 кН.
Элеватор ЭК-32-50 применяется с бурильными трубами наруж-
ного диаметра 50 мм замкового соединения и бурильными трубами
диаметром 68 мм ниппельного соединения, элеватор ЭК-32-54 - с бу-
рильными трубами диаметром 54 мм ниппельного соединения, элеватор
ЭК-32-63,5 - с бурильными трубами диаметром 63,5 мм замкового со-
101
единения. Масса элеваторов: ЭК-32-50 - 21 кг, ЭК-32-54 - 19 кг, ЭК-32-
63,5 - 25 кг. Тип элеватора обозначается буквами и цифрами, например
ЭК-32-63,5, которые расшифровываются следующим образом: ЭК -
элеватор кольцевой, 32 - максимальная грузоподъемность в тоннах;
63,5 - условный диаметр трубы.
Рис. 22. Элеватор: а - с цельнозамкнутой серьгой (1 - исполнение): 1 -
серьга; 2 - шплинт; 3 - гайка; 4 - шайба; 5 - корпус; 6 - кольцо; 7 - сухарь; 8 -
фиксатор; б - с проушиной (11 исполнение); 1 - серьга (проушина); 2 - шток; 3
- корпус; 4 - кольцо с сухарем; 5 - вкладыш; 6 - ограничитель; 7- шпонка; 8, 9 -
винты.
Элеватор ЭК (рис. 22, б) предназначен для захвата и удержания
бурильных труб в процессе проведения спуско-подъёмных операций. В
корпусе 3 свободно установлен шток 2, соединённый резьбой с серьгой
102
1. Стопорный винт предотвращает самоотвинчивание штока. Осевое пе-
ремещение штока ограничивается ввинченным в корпус ограничителем
6. Запорное кольцо 4 снабжено сухарём, которым осуществляется цен-
тровка замка в расточке корпуса. Опорное седло корпуса предохраняет-
ся от смятия вкладышем 5. Вкладыш изготовлен из цементированной
стали и крепится к корпусу двумя винтами 8 и 9. На наружной поверх-
ности корпуса предусмотрены направляющие планки, которые допус-
кают осевое перемещение запорного кольца только при их совмещении
с пазами в кольце.
Элеватор надевают на муфту бурильного замка сбоку при подня-
том кольце. Затем кольцо опускают в нижнее положение и поворачива-
ют до упора сухаря в стенку корпуса так, чтобы положение пазов в
кольце не совпадало с положением планок на корпусе, что позволяет
избежать произвольного поднятия кольца и снятия элеватора с замка.
Полуавтоматический элеватор Э-18/50, разработанный СКБ
«Геотехника», предназначен для проведения спуско-подъёмных опера-
ций с бурильными трубами диаметром 50 мм. При работе с элеватором
Э-18/50 применяют специальные замки, муфты которых имеют вместо
прорезей, располагающихся со стороны замковой резьбы, кольцевую
проточку. Это исключает необходимость использования наголовников.
Техническая характеристика элеватора Э-18/50
Грузоподъёмность номинальная, кН ................. 180
Допускаемая кратковременная нагрузка, кН.... 260
Диаметр проходного отверстия корпуса, мм.... 70
Захватный орган Подвижные кулачки
Размеры, мм:
длина (высота) .................................... 705
диаметр корпуса .................................. 220
Масса, кг.......................................... 55
Элеватор (рис. 23) включает серьгу, корпус, детали запорного
механизма и захватного устройства.
Сварная серьга состоит из двух щек 1, отражателя 2, втулки 3 и
рукоятки 4 с цепью 5. В корпусе 6 имеется центральное проходное от-
верстие диаметром 70 мм, боковой зев шириной 55 м и внутренние от-
верстия, в которых размещены детали запорного механизма и захватно-
го устройства. Серьга шарнирно соединена с корпусом двумя пальцами
7, запрессованными в корпус и зафиксированными в нем при помощи
резьбовых фиксаторов 8.
В нижней части корпуса шарнирно установлены валики 9 с же-
стко закрепленными на них кулачками 10 и хвостовиками //.К верх-
ней части корпуса шарнирно прикреплен копир 72, который при по-
мощи тяги 13, траверсы 14 и штифтов 15 присоединен к хвостовикам
11.
Пружины 16 и 17 отводят траверсу тяги в нижнее положение,
103
при котором копир 12 перекрывает сверху центральное проходное от-
верстие корпуса, а кулачки занимают рабочее положение, выступая
своими опорными торцами внутрь этого проходного отверстия.
Траверсу 14 устанавливают в корпусе элеватора через паз, пе-
рекрываемый крышкой 18 с винтами 19. При монтаже крышки ис-
пользуют установочные штифты 20, запрессованные в корпус. Для
предохранения от загрязнения внутренней полости имеются манжеты
21 и 22.
Запорный механизм элеватора включает створки 23 с осями 24
и пружины 25. Створки можно устанавливать в двух положениях - ра-
бочем и нерабочем, поворачивая оси 24 на 180°.
Рис. 23. Полуавтоматический элеватор Э-18/50
Перед спуском колонны бурильных труб в скважину элеватор
со створками надевают на нижнюю часть спускаемой свечи. При на-
104
девании элеватора и его последующем перемещении лебедкой по све-
че копир отводится в верхнее положение, а кулачки углубляются в па-
зы корпуса, при сходе со свечи копир под действием пружин переме-
щается в исходное положение, а кулачки выходят из пазов корпуса и
захватывают муфту за кольцевую проточку.
После спуска и установки колонны бурильных труб на под-
кладную вилку кулачки элеватора при помощи цепи 5 отводятся в па-
зы корпуса, и элеватор лебедкой поднимают вверх, отсоединяя его от
свечи. Перед подъемом колонны труб из скважины створки элеватора
переводят в нерабочее положение.
Элеватор опускают сверху на выступающий из скважины конец
колонны бурильных труб. Кулачки при этом автоматически захваты-
вают свечу за кольцевую проточку, после чего колонну бурильных
труб поднимают из скважины на длину свечи.
При установке нижнего конца отвинченной свечи на подсвеч-
ник зев корпуса элеватора ориентируют в сторону свечеприемника, и
элеватор опускают вниз. Копир отводится свечой в верхнее положе-
ние, а кулачки убираются в пазы корпуса. Элеватор, скользя по свече,
отсоединяется от неё и продолжает свободный спуск.
Элеватор МЗ-50-80 предназначен для проведения спуско-
подъёмных операций в комплекте с наголовниками стержневого типа.
Техническая характеристика элеватора МЗ-50-80
Диаметр бурильных труб муфтово-замкового соединения, мм 50
Грузоподъемность (номинальная), т ...................... 10
Габариты, мм:
высота............................. ... 540
ширина ............. .... .... 214
Масса, кп элеватора .............................. 25,6
наголовника ............................................ .4
Полуавтоматические элеваторы типа ЭН в комплекте с наголов-
никами (табл. 28), разработанные СКБ "Геотехника", предназначены для
проведения СПО без участия помощника машиниста буровой установ-
ки, работающего на верхних палатях вышки.
Полуавтоматический элеватор ЭНЗ-32 разработан СКБ "Геотех-
ника" для проведения СПО без участия верхового рабочего при бурении
снарядами со съёмными керноприёмниками. Его максимальная грузо-
подъёмность - 320 кН. Принцип его работы не отличается от работы
элеваторов типа ЭН.
Масса элеватора - 57,5 кг. Элеватор комплектуется наголовника-
ми:
Р-54/90 массой 4,6 кг, предназначенными для использования при
работе с ССК-59 и наголовниками Р-70/90 массой 5,3 кг - с КССК-76.
105
Таблица 28
Основные параметры элеваторов типа ЭН
Марка элеватора Грузо- подъём- ность, кН Масса наголовника, кг
м- 42/12,5 к замкам 3-42 м- 50/12,5 к замкам 3-50 11-42/12,5 к ниппельным соединениям диам. 42 мм Н-54/12,5 к ниппельным соединениям диам.54 мм
ЭН-12,5 12.5 4,50 425 4.70 4,70
Продолжение таблицы 28
Мар- ка эле- вато- ра Грузо- подъём- ность, т Масса наголовника, кг
М- 42/32 к зам- кам 3-42 М- 50/32 к зам- кам 3-50 М- 63,5/32 к зам- кам 3-63,5 ЛБТН-54/32 к ниппель- ным соеди- нениям диам. 42 мм Н-68/32 к нип- пельным соедине- ниям ди- ам. 68 мм
ЭН2- 20 32,0 6.15 6,25 5,30 6,20 6,30
Элеватор (рис. 24), предназначенный для работы в установках
КГК для бурения с гидротранспортом керна, исключает применение
труборазворота. Элеватор состоит из траверсы 7, соединённой шар-
нирно через цапфы со скобой 2, которая жёстко соединена с корпусом
5. На корпусе расположено подвижное запорное кольцо 3, которое мо-
жет перемещаться в горизонтальном и вертикальном направлениях
вдоль пазов на корпусе (вид А). Величина перемещения кольца огра-
ничивается штифтом 4. Корпус элеватора заканчивается раструбом, в
который при поднятом запорном кольце вводится муфта бурильной
трубы. Траверса 7 имеет расположенное внутри кольцо 3 со шлицевы-
ми пазами, которые соединяются со шлицами шпинделя сальника. От-
личительной особенностью элеватора является наличие устройства,
обеспечивающего безопасность работы с ним. Это устройство (вид Б)
установлено внутри цапф траверсы и включает кольцо 6 со шпонкой 7,
фиксатор 8, втулку 9, крышку 10 и пружину 11, смонтированную внут-
ри фиксатора. Втулка 9 имеет фигурную поверхность, благодаря кото-
рой при повороте корпуса элеватора на 35° и более происходит пере-
мещение фиксатора и вывод его из зацепления со шпонкой 7, пере-
дающей крутящий момент. Этим исключается возможность передачи
крутящего момента корпусу элеватора или бурильной трубе при слу-
чайном включении вращения в процессе подъёма и укладки труб. При
свинчивании резьбовых соединений в процессе наращивания буриль-
ных труб вращение элеватору передаётся через траверсу и шлицы
шпинделя. После свинчивания соединения вращатель установки опус-
кается до соединения ниппеля шпинделя с муфтой бурильной трубы,
при этом происходит разъём шлицевого соединения траверсы со
106
шпинделем, и свинчивание резьбовых соединений происходит без
вращения элеватора. Развинчивание происходит при нижнем положе-
нии элеватора на шпинделе станка.
Рис. 24. Элеватор для бурения с гидротранспортом керна
В установке УРБ-2А2 для сохранения резьбы бурильных труб в
процессе свинчивания и развинчивания применяется разгрузочное уст-
ройство, воспринимающее давление массы вращателя, равное около
400кг. Оно устанавливается на шпинделе вращателя станка между его
корпусом и элеватором. Устройство состоит из двух цилиндров, внутри
которых размещена предварительно сжатая пружина, служащая для пе-
редачи давления массы вращателя на бурильную трубу и подкладную
вилку.
Вертлюг-сапъники предназначены для подачи промывочной жид-
кости из неподвижного нагнетательного шланга во вращающуюся ко-
лонну бурильных труб, а также для удержания снаряда в подвешенном
состоянии при перекреплении зажимного патрона вращателя бурового
станка и для снятия излишней осевой нагрузки (как правило, при боль-
ших глубинах скважин).
ВИТР разработал вертлюги-сальники типа ВС, предназначенные
для алмазного бурения и рассчитанные на высокие частоты вращения
бурового снаряда. Техническая характеристика вертлюгов-сальников
приведена в табл. 29.
107
Таблица 29
Основные параметры вертлюгов-сальников
Наименование параметров Значения параметров для вертлюгов-сальников ।
ВС-2,5 ВС-5 ВС-10 ВС-12,5/20
Грузоподъемность, кН 25 50 100 200
Максимальная частота вращения бурового сна- ряда, об/мин 1200 900 600 1000
Дааление промывочной жидкости, Мпа 5,0 5,0 5,0 6,3
Высота, мм 580 670 895 780
Масса, кг 27,8 36,3 96,3 97,0
На рис. 25 приведен вертлюг-сальник ВС-2,5. Он состоит из
корпуса 3 и крышки б, соединяющихся между собой с помощью левой
метрической резьбы. Крышка имеет продольный паз. Верхняя часть
крышки осью соединяется с серьгой 7, к которой крепится канат ле-
бедки бурового станка. Патрубок, приваренный к боковой поверхно-
сти крышки, имеет узел крепления 17 и 16 нагнетательного шланга.
Нагнетательный шланг удерживается от падения в случае срыва его с
патрубка цепью, соединенной с патрубками и накладками 15. Для за-
сыпки в буровой снаряд заклиночного материала на патрубке имеется
отверстие с пробкой 8, застрахованной от падения тросиком. Вра-
щающийся шпиндель 2 установлен в корпусе на трех шарикоподшип-
никах 4, 12, 13. Верхняя часть шпинделя соединяется левой резьбой с
гильзой 5, которая является быстроизнашивающейся деталью вертлю-
га-сальника. Шпиндель изготовляют из стали марки IIIX-15, а его по-
верхность, контактирующая с уплотнительными манжетами 9, закале-
на ТВЧ. Шарикоподшипники 4 и 13 воспринимают радиальные на-
грузки, а осевую нагрузку - упорный подшипник 12, регулируемый
прокладками 10, помещенными между корпусом и кольцами 11. Вы-
текание смазки из внутренней полости вертлюга-сальника предупреж-
дается манжетой 14. Нижний конец шпинделя левой резьбой соединен
с переходником 1, который также через левую резьбу присоединяют к
ведущей бурильной трубе.
Фарштулъ (рис. 26) предназначен для проведения спуско-
подъёмных операций. Он является одним из простейших грузоподъ-
ёмных приспособлений, предназначенных для проведения спуско-
подъёмных операций. При подъёме (спуске) фарштулем подхваты-
вают колонну бурильных труб (свечу) под муфту замка. Фарштули
выпускаются для труб диаметром 42 мм, грузоподъёмностью 30 кН и
диаметром 50 мм грузоподъёмностью 50 и 100 кН.
108
Рис. 25. Вертлюг-сальиик ВС - 2,5
Рис. 26. Фарштуль: 1 - чека; 2 - корпус; 3 - серьга.
Уход за элеваторами. Уход за фарштулями и кольцевыми элева-
торами заключается в ежесменном осмотре целостности и исправности
их деталей и соединений. У кольцевого элеватора перед работой необ-
ходимо проверить исправность серьги, кольца, гайки и наличие шплин-
та. Проверить, легко ли проворачивается корпус элеватора в серьге
(траверсе). При необходимости следует смазать солидолом УС-2. После
применения и загрязнения элеваторов их необходимо тщательно про-
мыть, очистить и смазать трущиеся поверхности.
Перед работой с полуавтоматическим элеватором помощник ма-
шиниста буровой установки должен осмотреть элеватор, проверить на-
дёжность крепления всех его соединений. При осмотре произвести чи-
стку и смазку всех трущихся частей. При необходимости заменить пру-
жины фиксирующей защелки.
109
Необходимо ежемесячно проверять исправность наголовников.
Установочный винт должен быть надежно раскернен в корпусе наго-
ловника так, чтобы винт входил в паз стержня с некоторым зазором.
Паз стержня Г-образной формы необходимо своевременно чистить,
так как глинистый раствор, попадая в паз, засыхает или замерзает и
затрудняет снятие наголовника со свечи. Фиксация стержня в случае
загрязнения паза может быть неполной и ненадежной.
В зимнее время все детали элеватора следует промывать и сма-
зывать жидкой смазкой после завершения его применения. Чтобы
предохранить наголовники от промерзания, их надо просушить и сма-
зать маслом или поместить в масляные ванны, а элеватор - в керосин.
Элеватор и наголовники должны находиться на специальных подстав-
ках на полу бурового здания. Их необходимо содержать в чистоте и
регулярно смазывать.
Для работы с полуавтоматическими элеваторами все замки, муф-
ты и протекторные кольца свечей должны иметь на концах фаски под
углом 45-50°. Запрещается применять изношенные наголовники и неис-
правные элеваторы.
§4. КРОНБЛОКИ, ТАЛЕВЫЕ БЛОКИ
Для производства спуско-подъемных операций буровые вышки и
мачты оснащаются грузоподъемными средствами: кронблоками и тале-
выми блоками.
Кронблок устанавливается на подкронблочной раме на верхнем
основании вышки. Грузоподъемность кронблока и число его роликов
выбирают в соответствии с грузоподъемностью лебедки и максималь-
ным усилием на крюке. На оси кронблока на шариковых или роликовых
подшипниках вращаются ролики, имеющие желоб для каната. Необхо-
димо регулярно проверять легкость вращения роликов, износ желобов и
производить смазку подшипников. Талевый блок в талевой оснастке яв-
ляется подвижной частью. Он может иметь один, два и более роликов,
вращающихся на подшипниках качения. Для смазки подшипников тале-
вого блока в оси роликов имеются пробки или масленки. Технические
характеристики различных блоков приведены в табл. 30.
На рис. 27 дан инструмент для подвески и крепления канатов.
Вертлюг-амортизатор (рис. 27, а) при колонковом бурении слу-
жит для подвески к канату талевой системы, элеватора, вертлюга-
сальника и других принадлежностей. Подпружиненный, сидящий на
упорном шарикоподшипнике 3 шток 9, облегчает развинчивание замков
бурильных труб, предотвращает закручивание каната и смягчает дина-
мические нагрузки, возникающие при спуско-подъёмных операциях.
Серьга (рис. 27, б) служит для подвешивания к талевому канату элева-
тора. Зажим канатный (рис. 27, в) предназначен для крепления стальных
канатов к серьге подъёмных инструментов, для соединения двух концов
110
каната, для крепления неподвижного конца каната к якорю, для крепле-
ния канатных оттяжек к ногам вышки и к якорю. Коуш (рис. 27, г)
предназначен для сохранения каната в местах его прикрепления к гру-
зоподъёмным принадлежностям или элементам вышки. Коуш представ-
ляет собой металлический желоб, который не позволяет канату резко
перегибаться и истираться об элементы крепления.
Таблица 30
Техническая характеристика кронблоков и талевых блоков
Основные параметры
Грузоподъв миость, кН Число ка- натных шкивов Диаметр шкивов, мм Диаметр каната, мм Габариты, мм Масса, кг
Кронблоки
100 2 300 15,0 770x330x406 117
150 2 440 17,0 1100x420x630 270
300 3 440 20,5 1100x420x630 300
300 4 500 20,5 1830x800x820 668
Талевы( блоки
100 1 440 17,0 865x550x150 155
100 1 440 20,5 800x550x150 155
120 1 530 20,5 1060x635x230 325
200 2 440 20,5 877x550x240 240
250 2 530 20,5 1080x635x310 425
350 3 530 20,5 1090x635x410 530
50 1 300 15,0 415x610 75
Рис. 27. Инструменты для подвески и крепления канатов: а-вертлюг-
амортизатор: 1-серьга; 2-гайка; 3-упорный шарикоподшипник; 4-кольцо; 5-
большая пружина; 6 малая пружина; 7- орпус; 8- кожух; 9-шток; 10-скоба;
11-ось; 12-пружина; 13-ручка; б-серьга: 1-ссрьга; 2-ось с планкой; 3-
пружина; 4-ручка; 5-гайка; в-зажим канатный: 1-скоба; 2- канат; 3-планка; 4-
гайка; г-коуш для стальных канатов.
111
§ 5. СТАЛЬНЫЕ КАНАТЫ
Все буровые установки, имеющие грузоподъёмные лебёдки,
снабжены стальными канатами, с помощью которых осуществляются
спуско-подъёмные операции. Канаты используют также в качестве рас-
тяжек, повышающих устойчивость буровых вышек при их значительной
высоте.
Классификация, технические требования, методы испытаний и
т.п. изложены в ГОСТе 3241-91 "Канаты стальные. Технические усло-
вия".
Канаты подразделяются, в основном, следующим образом.
По конструкции:
- одинарной свивки - состоящие из проволок, свитых по спирали в один
- или несколько концентрических слоёв;
- двойной свивки - состоящие из прядей, свитых в один или несколько -
- концентрических слоёв;
- тройной свивки - состоящие из канатов двойной свивки (стренг), сви-
тых в концентрический слой.
По форме поперечного сечения: круглые, плоские.
По форме поперечного сечения прядей: круглопрядные, фасон-
нопрядные.
По типу свивки прядей и канатов одинарной свивки:
- с точечным касанием проволок между слоями - ТК;
- с линейным касанием проволок между слоями - ЛК;
- с линейным касанием проволок между слоями при одинаковом диа-
метре проволок по слоям пряди - ЛК-О;
- с линейным касанием проволок между слоями при разных диаметрах
проволок в наружном слое пряди - ЛК-Р;
- с линейным касанием проволок между слоями и проволоками запол-
нения - ЛК-3;
- с линейным касанием проволок между слоями и имеющих в пряди
слои с проволоками разных диаметров и слои с проволоками одинако-
вого диаметра - ЛК-РО;
- с комбинированным точечно-линейным касанием проволок - ТЛК.
По материалу сердечника:
- с органическим сердечником из натуральных (пенька, сезаль) или син-
тетических (полиэтилен, полипропилен, капрон, лавсан, вискоза) мате-
риалов - ОС;
- с металлическим сердечником - МС.
По способу свивки:
- нераскручивающиеся - Н, раскручивающиеся.
По степени уравновешенности:
- рихтованные - Р, нерихтованные.
По направлению свивки:
112
- правой, левой - Л.
По механическим свойствам:
- марок ВК, В, 1.
По виду покрытия поверхности проволок в канате:
из проволоки без покрытия, из оцинкованной проволоки: в зависимо-
сти от поверхностной плотности цинка - С, Ж, ОЖ;
покрытие каната или пряди полимерными материалами - П
По точности изготовления:
- повышенной - Т; нормальной.
По назначению:
- грузолюдские (марок ВК, В) - ГЛ, грузовые - Г.
Пример условных обозначений.
Канат диаметром 8,4 мм, грузового назначения, марки 1, из
проволоки без покрытия, левой крестовой свивки, нераскручиваю-
щийся, нерихтованный, нормальной точности, маркировочной группы
1770 Н/мм2( 180 кгс/мм2):
Канат 8,4 - Г - 1 - Л - Н - 1770 ГОСТ 3067-88.
При поставке каждый канат должен быть снабжён металличе-
ским ярлыком, на котором указываются следующие данные:
- наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
- номер каната в системе нумерации предприятия-изготовителя;
- условное обозначение каната;
- длина каната;
- масса брутто, кг;
- дата изготовления каната.
Канаты для поставки наматываются на деревянные или метал-
лические барабаны с использованием их в установленном порядке или
укладываются в бухты.
Рекомендуемые габаритные размеры бухт:
- наружный диаметр - не более 1200 мм;
- высота бухты - не более 800 мм;
- внутренний диаметр бухты должен быть не менее 15 номинальных
диаметров каната.
Для безаварийной эксплуатации стальных канатов при бурении
скважин используется специальный инструмент для их крепления и
подвески (рис. 27).
Грузовые канаты во время работы подвергаются различным
статическим и динамическим нагрузкам: растяжению, знакоперемен-
ному изгибу, вибрации и т.д. Поэтому они должны иметь большой за-
пас прочности, гибкость, антикоррозионную устойчивость и другие
высокие показатели физико-механических свойств.
На рис. 28 и в табл. 31 приведены поперечные сечения и основ-
ные параметры стальных канатов различных типов;
- на рис. 28, а - поперечное сечение канатов, выпускаемых по
113
9 Зак. 274
ГОСТ 2688-80 двойной свивки с линейным касанием проволок в пря-
дях типа ЛК-Р с одним органическим сердечником;
- на рис. 28, б - поперечное сечение канатов, выпускаемых по
ГОСТ 3077-80 двойной свивки с линейным касанием проволок в пря-
дях типа ЛК-0 с одним органическим сердечником конструкции 6x19
(1 + 9 + 9/9) + 1 о.с.;
- на рис. 28, в - поперечное сечение канатов, выпускаемых по
ГОСТ 3089-80 тройной свивки с линейным касанием проволок в пря-
дях типа ЛК-Р с одним органическим сердечником конструкции 6x7
х 19(1 + 6 + 6/6) + 1 о.с.;
- на рис. 28, г и в табл. 31 даны поперечное сечение и характе-
ристики канатов, выпускаемых по ГОСТ 7665-80 двойной свивки с
линейным касанием проволок в прядях типа ЛК-3 с одним органиче-
ским сердечником конструкции 6 х 25 (1 + 6; 6 + 12) + 1 о.с.
Рис. 28. Поперечные сечения канатов: а - по ГОСТ 3067 - 88; б - по
ГОСТ 3068 - 88; в - по ГОСТ 3070 - 88; г- по ГОСТ 3071 - 88.
Как следует из приведённых рисунков и табл. 31, на буровых
работах рекомендуется использовать канаты с линейным касанием
проволок в пряди, долговечность которых по сравнению с канатами с
точечным касанием проволок в прядях в 1,5-2 раза выше.
Прочность канатов характеризуется суммарным разрывным
усилием всех проволок в канате и называется условной прочностью.
114
Согласно правилам Госгортехнадзора, талевые канаты считают непри-
годными к дальнейшей эксплуатации при: обрыве одной пряди каната;
числе оборванных проволок более 1% общего их числа в канате на
шаге свивки каната; вдавливании одной из прядей вследствие разрыва
сердечника каната; вытягивании или сплющивании каната при его
наименьшем диаметре менее 75% первоначального; износе или корро-
зии 40% и более (по отношению к первоначальному диаметру прово-
локи).
Таблица 31
Основные параметры стальных канатов
Но- мер ГОС Та Наименование и значение параметров
Дна- метр кана- та, мм Расчётное сечение всех про- волок, мм3 Ориенти- ровочная масса lOOUw сма- занного каната, кг Разрывное усилие кН прн временном сопро- тивлении проволоки (маркировочной группе), МПа
1470 1570 1670 1860
8,3 26,15 256,0 - 34,80 36,95 39,85
2688- 12,0 53,87 527,0 - 71,75 76,20 81,90
80 16,5 104,61 1025,0 130,00 139,00 147,50 159,00
18,0 124,73 1220,0 155,00 166,00 176,00 189,50
8.8 29,92 293,6 - 39,80 42,35 45,55
3077- 12,0 54,07 530,0 - 72,00 76,50 82,35
80 16,5 101,68 996.5 126,50 135,00 143,50 154,50
19,5 139,69 1370,0 174,00 183.00 197,00 212,50
12,5 45,88 495,5 - - - 72,45
3089- 14,5 60,34 652,0 - - - 95,10
80 16,0 74,52 805,0 - 115,50
19,0 101,30 1090,0 - 134,50 143,00 157,00
8,1 24.00 236.5 - 31,90 33,95 36,50
7665- 11.5 47,12 464,0 58,80 62,70 66,65 71.85
80 16,0 95,58 941,5 119,00 126,50 134,50 145,50
19,5 137,81 1357.5 171.50 183,00 194,50 209,50
Запас прочности талевых канатов определяют по динамической
нагрузке подъёма и спуска. Он должен быть равен в пределах 4-5, т. е.
отношение условной прочности к динамической нагрузке подъёма или
спуска должно быть в указанных пределах.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Для чего применяется талевая оснастка?
2. Опишите устройство механизма РТ-1200-2М.
3. В каких случаях применяются элеваторы, вертлюги-сальники
и фарштули?
4. Объясните назначение кронблока.
5. Какие стальные канаты применяются при бурении геолого-
разведочных скважин?
6. Назовите причины отбраковки стальных канатов.
115
Глава VI. БУРОВЫЕ СТАНКИ, АГРЕГАТЫ
И УСТАНОВКИ
Основными техническими средствами, предназначенными для
бурения скважин, являются буровые установки. Они включают в себя
наземные сооружения, буровое и энергетическое оборудование (при-
вод).
По способам перемещения (транспортабельности) буровых ус-
тановок они подразделяются на следующие типы.
а) стационарная буровая установка, не имеющая собственной
транспортной базы.
б) передвижная буровая установка, имеющая собственное
транспортное основание.
в) самоходная буровая установка, имеющая собственное транс-
портное средство (автомобиль, трактор и т.п.), на котором смонтиро-
вано всё оборудование и сооружения.
г) переносная буровая установка, легко разбираемая на отдель-
ные узлы и транспортируемая вручную или вьюками.
Часть буровой установки называется буровым агрегатом, кото-
рый включает в себя буровой станок, насос (компрессор), силовые
приводы и различную аппаратуру и механизмы.
Буровой станок - машина, с помощью которой осуществляется
процесс бурения скважины.
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ, ОСНОВНЫЕ ТИПЫ БУРОВЫХ СТАНКОВ И
УСТАНОВОК, ИХ КЛАССИФИКАЦИИ
Общая схема для механического колонкового бурения с приме-
нением буровой установки приведена на рис. 29. В вышке на фундамен-
тах устанавливаются буровой станок 7, буровой насос (компрессор) 18,
двигатели 19 для привода станка и насоса. При наличии электроэнергии
станок и насос приводятся электродвигателями, а при её отсутствии - от
двигателя внутреннего сгорания (ДВС). После проверки и наладки бу-
ровой установки производится забуривание скважины в нужном на-
правлении, после чего устье скважины закрепляется направляющей об-
садной трубой 6. Одновременно оборудуется система для очистки про-
мывочной жидкости от выбуренной породы (шлама).
Бурение скважины производится в следующей последова-
тельности. При помощи лебёдки 16 в скважину спускается буровой сна-
ряд, собираемый из следующих частей: породоразрушающего инстру-
мента (коронки) 1, колонковой трубы 3, переходника 4, колонны бу-
рильных труб 5, длина которой увеличивается по мере углубления
скважины. Все детали бурового снаряда соединяются друг с другом при
помощи герметичных и прочных резьбовых соединений.
116
Верхняя ведущая труба пропускается сквозь шпиндель вращателя
8 бурового станка и зажимается в патронах 9. На верх её навинчивается
вертлюг-сальник 10, соединённый нагнетательным шлангом 77 с буро-
вым насосом 18. С вращением и промывкой доводят буровой снаряд до
забоя и начинают процесс бурения.
Рис. 29. Общая схема установки для колонкового бурения: I - породоразру-
шающий инструмент; 2 - керн; 3 - колонковая труба; 4 - переходник с колонко-
вой на бурильную трубу; 5 - колонна бурильных труб; 6 - направляющая об-
садная труба; 7 - буровой станок; 8 - вращатель; 9 - зажимные патроны; 10 -
вертлюг-сальник; 11 - талевой блок; 12 - талевой канат; 13 - крон-блок; 14 - но-
ги буровой вышки; 15 - буровое здание; 16 - лебедка станка; 17 - нагнетатель-
ный шланг; 18 - буровой насос; 19 - двигатели для привода станка и насоса; 20
- отстойник; 21 - желоба для очистки промывочной жидкости от шлама; 22 -
приемная ёмкость; 23 - всасывающий рукав; 24 - индикатор массы бурового
снаряда, включенный в неподвижный (мертвый) конец каната; 25 - шланг для
сброса части промывочной жидкости.
В зависимости от физико-механических свойств проходимых по-
род, диаметра и типа породоразрушающего наконечника, шпинделю, а
следовательно, и буровому инструменту, сообщают ту или иную часто-
ту вращения и при помощи регулятора подачи создают необходимую
117
осевую нагрузку, которая не должна зависеть от массы бурильной ко-
лонны. Частота вращения инструмента подбирается в зависимости от
типа породоразрушающего инструмента, его диаметра и глубины сква-
жины. Регулятор подачи позволяет создавать необходимую нагрузку на
коронку и забой скважины независимо от массы колонны бурильных
труб (глубины скважины). Вращаясь и внедряясь в породу, коронка вы-
буривает кольцевой забой, формируя керн 2. По мере углубления сква-
жины керн заполняет колонковую трубу.
Для охлаждения коронки, очистки забоя от разрушенной породы
и выноса её на поверхность применяют различные очистные агенты.
Промывочная жидкость при промывке скважины через всасывающий
шланг 23 подаётся насосом из приёмной ёмкости 22 и нагнетается к за-
бою скважины через нагнетательный шланг 17, буровой вертлюг-
сальник 10 и колонну бурильных труб 5.
Промывочная жидкость омывает забой, охлаждая резцы коронки,
и транспортирует выбуренные частицы пород - шлам - с забоя на по-
верхность по стволу скважины. Из скважины жидкость направляется в
отстойник и желоба 20, где частицы пород осаждаются, либо в специ-
альный очистительный прибор, и очищенная жидкость попадает в при-
емную ёмкость 22, откуда вновь нагнетается в скважину. В процессе бу-
рения происходит та или иная потеря промывочной жидкости. Эти по-
тери должны своевременно восполняться.
Если бурение ведется по устойчивым породам, то для промывки
скважины применяется вода. При бурении в недостаточно устойчивых
породах очистку забоя скважины ведут глинистым или другим раство-
ром, газожидкостными смесями и др., которые укрепляют малоустойчи-
вые стенки скважины. При бурении в относительно безводных скважи-
нах, а также в мерзлых породах с успехом может применяться продувка
забоя сжатым воздухом или газом.
После того как колонковая труба наполнится керном, приступают
к подъему инструмента на поверхность. При бурении в твёрдых и абра-
зивных породах иногда приходится прекращать бурение и приступать к
подъему инструмента из-за значительного снижения механической ско-
рости бурения вследствие затупления резцов коронки. При бурении в
трещиноватых породах часто производят подъём инструмента вследст-
вие самозакаливания керна в колонковом снаряде, а также снижения
скорости бурения. Перед началом подъёма керн должен быть надёжно
заклинен в нижней части колонкового снаряда и отделен от массива
горной породы. После заклинивания керна насос выключают и буровой
снаряд при помощи лебёдки 16, талевого каната 12, кронблока 13, тале-
вого блока 11 с крюком и элеватором поднимают на поверхность, раз-
винчивая колонну бурильных труб на отдельные свечи. Длина свечей
определяется высотой буровой вышки и глубиной скважины. Свеча
свинчивается из двух или трёх, а иногда и из четырёх бурильных труб.
Длина свечи обычно на 3-6 м меньше высоты вышки. Свечи уста-
118
навливаются на подсвечник. Массу поднимаемой колонны можно опре-
делять с помощью индикатора 24.
После подъёма колонкового набора на поверхность коронку от-
винчивают, керн осторожно извлекают из колонковой трубы, инстру-
мент вновь собирают, опускают в скважину, и бурение продолжается.
При каждом подъёме коронку осматривают и в случае её износа заме-
няют исправной.
Керн промывают, очищают от глинистой корки, замеряют его
длину и укладывают в последовательном порядке в керновые ящики,
отмечая глубину скважины, с которой он поднят, и процент его извле-
чения.
Если скважина пересекает неустойчивые породы, которые обва-
ливаются или выпучиваются даже при применении специальных про-
мывочных растворов, в нее опускают колонну обсадных труб, перекры-
вая неустойчивые породы, после чего продолжают бурение скважины
породоразрушающим инструментом меньшего размера. Через 50-100 м
углубления измеряют угол наклона и направление (азимут) скважины.
После того как скважина пересечёт полезное ископаемое и войдёт в
пустые породы, бурение прекращают, инструмент поднимают и разби-
рают. В скважине производят геофизические исследования, измеряют
кривизну, температуру, глубину скважины, после чего производят её
ликвидационное тампонирование или консервацию.
Основным оборудованием, участвующим в сооружении скважи-
ны, являются буровые станки, агрегаты и установки.
С целью сокращения номенклатуры, упорядочения проектирова-
ния и эксплуатации буровых станков и установок их типоразмеры и ос-
новные параметры в основном определены соответствующими государ-
ственными стандартами.
В настоящее время стандартизированы типы и основные пара-
метры станков и установок с лебёдочным подъёмом для бурения на
твёрдые полезные ископаемые (ГОСТ 29233-91) и для бурения гидро-
геологических скважин (ГОСТ 2445-80). Их классификации по парамет-
рическому ряду приведены в таблицах 32 и 33.
Станки и установки для бурения на твёрдые полезные ископае-
мые выпускаются в стационарном, передвижном, самоходном и пере-
носном варианте.
Установки для бурения гидрогеологических скважин - в пере-
движном и преимущественно в самоходном варианте.
ПЕРЕНОСНЫЕ, ПЕРЕДВИЖНЫЕ РАЗБОРНЫЕ И
САМОХОДНЫЕ СТАНКИ И УСТАНОВКИ
ДЛЯ ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ
В переносном варианте для нужд геологоразведчиков использу-
ются буровые установки УКБ-12/25 и самое лёгкое оборудование типа
119
Таблица 32
Параметрический ряд станков и установок для бурения на твердые полезные ископаемые
Параметры Класс станков
1 2 3 4 5 6 7 8
Наименование установок УКБ-1 УКБ-2 УКБ-3 УКБ-4 УКБ-5 УКБ-6 УКБ-7 УКБ-8
Номинальная глубина бурения, м° 25 100 300 500 800 — 2000 3000
Грузоподъёмность на крюке, кН*2: 1,25 6,3 20,0 38 50 80 125 200
Частота вращения бурового снаряда, наименьшая не более наибольшая ие менее об/мин.: 250 1200 200 1500 160 1500 160 1500 160 1500 - 160 1500 160 1200
Углы поворота вращателя, град — 0-90 0-90 0-90 0-90 - 0-90 —
Углы бурения, град 70-90 70-90 70-90 70-90 70-90 — 75-90 90
Скорость навивки каната на барабан наименьшая (не более) наибольшая (не менее) лебёдки, м/с 1,20 2,4 1,10 2,8 0,90 2,8 0,80 2.8 - 1,2 6,0 1,5 9,0
Длина свечи, м 1,6-3,0 3,0-4,7 6,2-9,5 6,2-9,5 6,2-14,0 — 14,0-24,0 14,0-24,0
Мощность приводного электродвигателя, кВт 3 11 15 22 30 - 55 75
° Установлена с учётом применения в буровых установках 6-струнной оснастки талевой системы для УКБ-8,
4-струнной - для УКБ-6 и УКБ-7, 2-струнной - для УКБ-2 - УКБ-5.
° Грузоподъёмность на крюке ответствует массе (в воздухе) бурового снаряда, требуемого для бурения скважины
номинальной глубины (стальные бурильные трубы диаметром: 33,5 мм для УКБ-1, 42 мм для УКБ-2, 50 мм
с замками для УКБ-3 - УКБ-8).
8 Зак. 274
Таблица 33
Параметрический ряд буровых установок для бурения гидрогеологических скважин
Параметры Класс установок
Грузоподъёмность, кН: максимальная 1 40 2 63 3 100
Основной способ бурения ВПП вс УК ВПП воп ВС УК ВПП ВОП ВС
Условная глубина бурения, и 60 30 50 150 100 50 100 250 150 50
Диаметр скважины, мм: начальный - - • - 600 • - - 1000
конечный при условной глубине бурения 190 215 345 215 215 245 215 215
Частота вращения бурового инструмента, об/мин: минимальная, не более 60 40 60 20 40 60 20 40
максимальная, не менее 180 90 - 180 60 120 - 180 60 120
Момент силы на вращателе, Н.м, не менее 2000 3000 - 4000 4000 5000 - 6000 7500 8500
Масса ударного снаряда, кг, не менее - - 500 • - 1200 • -
Частота ударов снаряда в I мин: минимальная, не более 30 - - 40
максимальная, не менее - - 50 - • - 50 е
Хода ударного снаряда,мм: не более - - 1000 - 1000 •
Скорость подъёма бурового снаряда прн вращательном бурении, м/с: минимальная, не более 0,4 0,20 - 0,30 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20
максимальная, не менее 0,70 0,70 - 0,40 0,40 0,40 - 0,40 0,40 0,40
Натяжение каната, кН, не менее: талевого - 15 о < - 20 •
инструментального - - - - - 20 - -
тартального - - - - 12 -
Длина свечи, м, не менее бурильных труб 3 3 3 6 3 3 6 6 3 3
обсадных труб 3 3 3 6 3 3 6 6 3 3
Вид транспорта установки Передвижная или самоходная
Продолжение таблицы 33
О Е О ш | 600 о о о 60 22500 • • 0,15 о o' • so
[ ВПП 0001 I о 40 200 12000 • • 0,20 о с> • • о о
поа 1 о о о • о 60 17500 • • 0,15 0,40 • • 3 ч о X о S X § 3 § X е
U о п о к «Л о гм | ВПП о о ос • W1 О о о о о • • 0,20 О • • О Os
Класс ус £ о о 2500 20 о о о о • • о о о см о\ 05
I ВОП | о о 0021 60 15000 • 0,20 о о 8 <u С
о о см | ВПП о о гм 180 7000 • 0,20 0,80 • • о 05
о о гм £ • 2000 40 о 1000 • • гм г_: о см 40 SO
Параметры Грузоподъёмность, кН: максимальная 1 Основной способ бурения 1 Условная глубина бурения, м | 1 Диаметр скважины, мм: начальный конечный при условной глубине бурения 1 Частота вращения бурового инструмента, об/мни: минимальная, не более максимальная, не менее Момент силы на вращателе, Н.м, ие менее Масса ударного снаряда, кг, не менее Частота ударов снаряда в I мнн: минимальная, не более максимальная, не менее ! Ход ударного снаряда, мм: не более Скорость подъёма бурового снаряда при вращательном бурении, м/с: минимальная, не более j максимальная, не менее | Натяжение каната, кН, не менее: талевого 1 1 Инструментального 1 тартал ьно го 1 Длина свечи, м, не менее бурильных труб 1 I обсадных труб I 1 Вид транспорта установки
Примечание:. ВПП-установки для вращательного бурения с прямой промывкой: ВС-установки для вращательного бурения без
промывки (всухую); ВОП -установки для вращательного бурения с обратной промывкой; УК-установки для ударно-канатного бурения.
122
ручных мото- и электробуров, рассчитанное на глубину бурения до Юм
В качестве передвижных разборных на узлы установок - УПБ-100 и её
модификации.
РУЧНЫЕ И КОЛОНКОВЫЕ МОТО- И ЭЛЕКТРОБУРЫ
Колонковый мотобур КМ-10 и ручной мотобур М-10
Колонковый мотобур КМ-10 (рис. 30), разработанный СКБ «Гео-
техника», предназначен для бурения скважин шнеками и колонковым
способом с применением твердосплавных коронок в породах I - IV ка-
тегории по буримости. Мотобур транспортируется и обслуживается
двумя рабочими.
Рис. 30. Колонковый мотобур КМ-10
Вращатель мотобура с планетарным редуктором размещён на ка-
ретке, которая посредством цепного механизма подачи перемещается
вручную по лёгкой стойке квадратного сечения.
Стойка оснащена подкосом для обеспечения жёсткости конст-
рукции.
Техническая характеристика мотобура КМ-10
Привод Бензиновый двигатель «Дружба-4»
Мощность двигателя, кВт 2,9
123
8’
Частота вращения, об/мин 1 скорость 270
2 скорость 600
Диаметр скважин, мм при бурении шнеками 70; 105
твёрдосплавными коронками 46, 59
Глубина скважин, м при бурении: 65 мм шнеками 10
105 мм шнеками 5
твёрдосплавными коронками 10
Угол наклона при бурении, град 70
Максимальное усилие подачи, Н 1200
Ход подачи, мм 900
Габариты в рабочем положении, мм (длина х ширина х высота) Масса, кг 1200 х 640 х1400
вращателя с рукоятками мотобура в сборе 22 32
Вращатель мотобура оснащается рукоятками и может быть ис-
пользован без стойки, рамы и подкоса в виде ручного мотобура М-10.
Изготовитель: ЗАО «Машиностроительный завод им. Воровско-
го» (г. Екатеринбург).
СКВ «Геотехника» разработан новый комплекс мото- и электро-
буров КМБ1-10 с расширенными параметрами и технологическими воз-
можностями (рис. 31). Он предназначен для бурения поисково-
оценочных и инженерно-геологических скважин в геологоразведочной
отрасли, в том числе в подземных горных выработках, при бурении
шпуров, строительстве, сельском хозяйстве и т. д. Технические пара-
метры мото- и электробуров представлены в табл. 34.
Буровая установка УКБ-12/25 и её самоходная модификация
УКБ-12/25С
Установки, предназначенные для поисково-оценочного бурения и
региональных геологических исследований, разработаны СКВ «Геотех-
ника».
Установка УКБ-12/25 - базовая модель I класса (рис. 32) включа-
ет подвижный вращатель 3 с двигателем 10 «Дружба-4» й бензобаком 2,
монтируемых на каретке 4, перемещаемой по направляющим стойки 6 с
помощью ручной лебёдки 5 с пружинным аккумулятором и цепи 1.
Установка монтируется на раме 8 с колёсами 9. Для жёсткости
конструкции и обеспечения наклонного бурения стойка 6 соединяется с
рамой 8 телескопическим подкосом 7.
124
Рис. 31. Комплекс мотобуров КМБ1-10: а, б - ручные модификации с бензо- и
электродвигателем; в - модификации с бензо- и электродвигателем на стойке.
На раме 8 смонтирован центратор бурильных труб.
В комплект установки входят насосная установка НБ-25/16 с
двигателем «Дружба-4», комплект бурового инструмента, приспособле-
ний, ремонтно-монтажного инструмента и запасных частей.
Техническая характеристика
Глубина бурения, м
140 мм шнеками 5
105 мм шнеками 10
70 мм шнеками 15
Твёрдосплавными коронками 76 мм Твёрдосплавными и алмазными корон- 12,5
ками 36; 46 и 59 м 25
Диаметр бурильных труб, мм 24 и 34
Частота вращения инструмента, об/мин 1 диапазон 100; 270; 600
II диапазон 450; 600; 1200
Максимальное усилие подачи, кН 4
125
Ход подачи, мм
Мощность привода («Дружба-4»,кВт)
Габаритные размеры, мм
(длина х ширина х высота)
Масса, кг
1200
2,9
1320 х 1060x2020
130
Рис. 32. Буровая установка УКБ-12/25
Самоходная модификация установки - УКБ-12/25С (рис. 33)
включает автомобиль 1 (УАЗ-469Б), унифицированные с базовой моде-
лью элементы: подкос 2, бензобак 3, каретку 4, лебёдку 5, центратор 6,
двигатель 9, вращатель 10 и стойку 11. Отличительными узлами от ба-
зовой модели являются домкраты 7 и выдвижная рама 8.
Изготовитель - ЗАО «Машиностроительный завод им. Воровско-
го» (г. Екатеринбург).
Буровая установка УПБ-100 (УПБ-100ЭВ, УПБ-100Э,
УПБ-20Э, ССБ-20)
К числу передвижных и разборных на узлы для транспортирова-
ния вручную бригадой из двух человек относится установка УПБ-100
для бурения поисково-оценочных и картировочных скважин на глубину
до 100-150 м и ряд её модификаций для бурения инженерно-
геологических и технических скважин.
Установка УПБ-100 применяется преимущественно в условиях
труднодоступной местности при бурении вертикальных и наклонных
скважин колонковым способом алмазными, таёрдосплавными коронка-
ми и шнеками.
В установку УПБ-100 (рис. 34) входят буровой станок, насос НБ-
25/16, комплект запасных частей, бурового и ремонтно-монтажного ин-
струмента. Станок оснащён подвижным вращателем, который откиды-
126
Технические характеристики мотобуров
Значение показателей г» 1 г» лпгигтл гтпимтепди UVI1 JVMUril blVJIVIH J JU. IX mvJivm на стойке MIC иа ручной MIP Э1С Э1Р 1 л 1U 76; 93; 112 36-112 90...45 тсс. с С с о • 2 й г Э _ *> 1 2 о 5 £2 т t Й j Р □crunnuDDin «оружии—tw 1 ридвMI diCJlb /ХГ1Г OU | 39,5 I 16,5 47,1 I 24,0 I ос 1 1 У18 х 420 х 1463 1 545 x 475 x 540 918 x 420x 1463 | 545 x290x561 3 1,5...2,2
Показатели 1 1 1 'i 1 jijrunna vj'pvnnzi, m Диаметр скважин, мм при шнековом бурении при колонковом бурении Диапазон углов наклона, градус JIXV1U1U D£70X14,vnПЛ. Wf ШП П Осевая нагрузка, даН доп1 aivjio Масса, кг Масса полсоедииительиой электроаппаратуры, кг 1 аоариты, мм Мощность привода, кВт
сч Г Т) м 5 Г' ос > 2
а
Ьй
X
5
g
S
127
вается при производстве спуско-подъёмных операций с помощью ле-
бёдки.
Параметры базовой модели и её модификаций с электроприводом
различного назначения приведены в табл. 35.
Изготовитель: Опытный завод СКБ "Геотехника" (г. Москва)
Рис. 33- Самоходная буровая установка УКБ-12/25С
Рис. 34. Буровая установка УПБ-100: 1 - рама; 2 - двигатель; 3 - маслостанция,
4 - мачта; 5 - вращатель; 6 - лебёдка.
128
СП
Характеристика базовой модели и модификаций буровой установки УПБ-100
>м от электродвигателя | УПБ-20Э I ССБ-20 1 Бурение инженерно- Бурение инжеиер- геологических и но-геологических технических сква- скважии с повеох- жии с поверхности ности земли и земли внутри помещений Колонковый, твёр- Колонковый, твёр- досплавными нако- досплавными на- конечниками оез нечниками без про- г промывки, шнека- мывки, шнеками н ми ассой до 80 кг, самоперетаскиванием 151 151 132 132 135 135
§ и X CL С о X X X « X X •е- X § УПБ-ЮОЭ т Бурение поисково- картировочных скважин в трудно- доступных районах Колонковый, алмаз- ными и твёрдо- сплавными нако- нечниками, с про- мывкой, шнеками С разборкой на узлы м 76 36 112, 76
УПБ-100 ЭВ Бурение поисково- картировочных скважин с транспор- тировкои установки вертолётом на внешней подвеске Колонковый, твёр- досплавными и алмазными нако- нечниками, с про- дувкой Самоперетаскива- нием 1 93 46 135
Базовая модель УПБ- 100 с бензиновым двигателем ГЧ Бурение поисково- картировочных сква- жин в труднодоступных районах Колонковый, алмазны- ми и твёрдосплавными наконечниками, с про- мывкой, шнеками к-- па jjjidi массой до 80 кг, само- перетаскиванием мм гнии 76 36 112; 76
Основные данные Назначение С 3 С. с КС I с L 1 ч с vuvvvv iponvnvp- тировки от сква- жины к скважине Диаметр скважины, i при колонковом бур< Начальный Конечный при шнековом бурении
129
Продолжение таблицы 35
1 2 3 4 1 5 | 6
Глубина скважи- ны, м при колонковом бурении при щиековом бурении 100-150 До 25 100 100-150 До 25 150 20 150 20
Угол наклона скважины от горизонтали, град До 60
Бурильные трубы ЛБТ-34; ТБЛН-42 СБТ-42; ТБЛН-54 СБТ-34; ТБЛН-42 | СБТ-42; ТБЛН-54 | СБТ-42; ТБЛН-54
Вращатель: Тип ход, мм Подвижный 1200
Частота враще- ния, с'1 об/мии 1 диапазон 11 диапазон 2,06 (124); 7,12 (426); 2,48(179) 10,2(613); 3,86 (232) 13,3 (796) 5,57 (334) 19,1 (1143) 2,06(124); 3,8(232) 7,12(426); 13,3(796) 2,98(179); 5,57(334) 10,2(613); 19,1 (1143) 1,41 (85); 5,88 (351); 2,33(140); 8,08 (482)
Максимальный расчетный мо- мент силы, Н.м 460 630 580 630 630
Механизм пода- чи: тип цепной привод от гидроцилиндра
Усилие вверх и вниз, кН 6 6 6 6 10
Лебёдка: тип Планетарная
Окончание таблицы 35
1 2 3 4 5 6
Грузоподъём- ность, кН 6 6 6 6 6
Скорость навивки каната на бара- бан, м/с 0,68 0,56 0,68 0,56 0,56
Приводной дви- гатель: тип бензиновый УД-25 Электродвигатель
Мощность, кВт 5,9 (8 л.с.) 5,5 7,5 5,5 5,5
Частота враще- ния, с"1 об/мии 50 (3000) 25 (1500) 50 (3000) 25 (1500) 25(1500)
Общая масса, кг: 460 750 475 475 475
в том числе сан- ного основания - 275 - - -
Максимальные габариты в рабочем положении, мм
длина 1690 4210 1690 1690 1690
ширина 800 1200 800 800 800
высота 4150 4750 4150 4150 4150
ПЕРЕДВИЖНЫЕ И САМОХОДНЫЕ СТАНКИ И
УСТАНОВКИ ДЛЯ РАЗВЕДОЧНОГО БУРЕНИЯ НА ТВЁРДЫЕ
ПОЛЕЗНЫЕ ИСКОПАЕМЫЕ
Буровой станок БСК-2 РПА
Станок БСК-2 РП (рис. 35), предназначенный для бурения разве-
дочных скважин на твёрдые полезные ископаемые, является усовершен-
ствованной модификацией станка БСК-2М2-100. По аналогии с преды-
дущей моделью он предназначен в основном для бурения скважин из
подземных горных выработок. Спуско-подъёмные операции выполня-
ются без применения лебёдки и мачты с помощью гидравлического ре-
гулятора подачи.
Рис. 35. Буровой станок БСК-2 РПА
Техническая характеристика бурового станка БСК-2 РПА
Параметры Величина
Глубина бурения, м Максимальный диаметр скважины, мм Угол наклона скважин, градус Подача инструмента Усилие подачи, кН Ход подачи, мм Скорость подачи, м/с Частота вращения, об/мин I диапазон 100 132 0-360 Г идравлическая 0-12 450 0 - 0,45 200; 340; 380, 1080
132
I диапазон
П диапазон
Диаметр бурильных труб, мм
Мощность приводного электродвигателя,
кВт
Масса станка (без двигателя), кг
Габариты, мм (длина х ширина х высота)
200; 340; 380, 1080
290; 490; 820; 1500
33,5; 42
11
500
1540х710х1410
В последние годы широкое распространение получили станки и
установки с комплексным гидроприводом рабочих органов, в том числе
с подвижным вращателем. Их преимущества по сравнению со станками
и установками с механической трансмиссией заключаются в обеспече-
нии более совершенных технологических параметров: значительно уве-
личенный ход подачи обеспечивает проходку за рейс без перекрепления
зажимного патрона, плавное бесступенчатое регулирование частоты
вращения инструмента и возможность выбора оптимальных режимов
бурения и т.д.
Гидрофикация основных и вспомогательных механизмов уста-
новки позволяет резко сократить количество зубчатых передач, в подав-
ляющих случаях исключить из состава оборудования силовую лебёдку
(её функции осуществляет механизм подачи), гидропатрон, обеспечить
блочную компоновку (буровой блок, маслостанция, пульт управления),
что значительно упрощает транспортировку передвижных установок и
улучшает условие труда обслуживающего персонала. К положительным
сторонам гидрофицированных установок следует отнести и возмож-
ность создания их модификаций в виде универсальных по назначению и
способам бурения за счёт оперативной замены комплектующих изделий
гидропривода и сменных узлов.
Гидрофицированная самоходная буровая установка УПБ-100ГТ2М
Установка (рис. 36) предназначена для бурения поисково-
картировочных и других типов скважин в условиях труднодоступной
местности. Оборудование монтируется на трелёвочном тракторе ТДТ-
55А. Отбор мощности на редуктор привода маслонасосов (маслостан-
цию) осуществляется от ходового двигателя трактора. В установке гид-
рофицированы: привод вращателя, механизма подачи, подъёма и уклад-
ки мачты, оригинального промывочного насоса, домкратов.
Техническая характеристика буровой установки УПБ-100 ГТ2М
Глубина бурения, м
твёрдосплавными и алмазными коронками
76-59 мм 150
шнеками 135 мм 25
Механизм подачи
Ход, м 3,5
Грузоподъёмность, кН 17
133
Скорость подачи, м/с Вниз Вверх Угол наклона скважин от вертикали, град Вращатель Тип Частота вращения, об/мин I диапазон 0-1,5 0-0,75 0-30 Подвижный 44-130 90-260 120-525 360-1060
II диапазон (смена шестерён) 65-180 120-365 250-730 500-1500
Гидроприводной буровой насос подача, л/мин наименьшая наибольшая давление нагнетания, МПа наибольшее Главный привод установки: 8,0 50,0 2,5
Отбираемая мощность, Квт Габаритные размеры в рабочем (транс- портном положении), м Масса установки, кг Примечание: * с укрытием 32 10,2 х 3,2 х 5,65 * (5,9 х 2,4 х 2,8) 10300
Изготовитель: АО «Кемеровский завод геологоразведочного обо-
рудования».
Рис. 36. Гидрофицированная самоходная буровая установка УПБ-100 ГТ2М
134
Буровая установка МБУ-1
Гидрофицированная буровая установка МБУ-1 предназначена
для бурения геологоразведочных скважин глубиной до 300 м с поверх-
ности из подземных горных выработок, скважин при разведке камне-
цветного сырья, различного рода технических скважин, с эксплуатацией
внутри помещений с высотой потолка от 2,5 м и выше.
Оригинальное конструктивное исполнение позволяет за счёт опе-
ративной замены узлов трансформировать базовую модель в 10 специа-
лизированных модификаций, отличающихся по параметрам, для кон-
кретных областей применения и технологий бурения.
Предусмотрена возможность оснащения установки одним из двух
типов механизмов подачи, сменными гидромоторами различной мощ-
ности, механическим или гидравлическим зажимным патроном и рядом
специфических узлов для различных способов бурения (рабочий стол
для шнеков, промывочный сальник, вспомогательная лебёдка, верхняя
секция мачты и др.).
Установка (рис. 37) в любом исполнении включает 3 основных блока:
буровой, маслостанцию и пульт управления. Для охлаждения масла
гидросистемы в состав включается теплообменник. При колонковом бу-
рении установку рекомендуется оснащать буровым насосом НБ-80/6,3
или НБ-160/6,3.
Техническая характеристика буровой установки МБУ-1
Глубина скважины, м при бурении:
колонковом твёрдосплавными и ал-
мазными коронками диаметром, мм 59 76-93 300 шнековом с лопастными долотами диаметром, мм - 151-132 250- 198 Угол наклона скважин к вертикали, град Вращатель: 200-300 100-150 10-15 30 15-20 0-180
тип привод частота вращения, об/мин, с взаимо- заменяемыми гидромоторами типов. 1 передача 2 передача 3 передача 4 передача подвижный сменные гидромоторы 2-х типов EPMS-160 EPMS-250 0-60 0-42 0-150 0-95 0-300 0-190 0-680 0-425
135
Максимальный крутящий мо-
мент, Н.м
1 передача 1560 2370
2 передача 600 1050
3 передача 300 520
4 передача Диаметр проходного отверстия 150 230
шпинделя, мм Зажимной патрон: 59
тип диаметр труб, зажимаемых па- Г идравлический,механический
троном, мм Механизм подачи: 42; 54; 55
тип I - прямой с гидроцилиндром 11 - с удвоением хода I 11
усилие подачи, кН 0-40 0-20
ход подачи, мм 800 1600
скорость подачи, м/с Лебёдка вспомогательная: 0-0,3 0 - 0,6
тип гидравлическая
грузоподъёмность, кН 5-9
Привод маслостанции: размеры, мм: бурового блока в вертикальном положении электродвигатель 18кВт,1500об/мин
с верхней секции мачты 1500x690x5325
маслостанции П65х485 х 1050
пульта управления 600 х 400 х 1000
теплообменника Масса, кг 630 х 370 х 633
бурового блока 600-846
маслостанции 200
пульта управления 70
теплообменника 48
общая (сухая) 920-1220
Гидрофицированный буровой агрегат АБ-200 и
его модификация УБ-201
Агрегат АБ-200 (рис. 38) и его модификация УБ-201 (рис. 39),
смонтированная на автомобильном прицепе, предназначены для буре-
ния вертикальных и наклонных геологоразведочных скважин колонко-
вым способом,га также с использованием снарядов со съёмными керно-
приёмниками.
136
137
^5оО
Рис. 38. Гидрофицироваиный буровой агрегат АБ-200: 1 - рама; 2 - силовой
агрегат (маслостанция); 3 - пульт управления; 4 - лебедка ССк; 5 - направляю-
щая; 6 - свечеприемник; 7 - вращательс гидропатроиом; 8 - трубодержатель.
Агрегат АБ-200 выполнен в виде моноблочной конструкции в
отличие от установки МБУ-1; привод маслостанции осуществляется от
электродвигателя, в модификации на прицепе - от дизеля.
138
Конструктивные элементы базовой модели и модификации по-
казаны на рисунках.
Рис. 39. Передвижная буровая установка УБ-201: 1 -шасси автоприцепа
СЗАП-8357; 2 - мягкое укрытие; 3- направляющая ферма со стрелой; 4 -
лебедка; 5 -буровой насос; 6 - маслостанция; 7 - вращатель; 8 - трубодержа-
тель.
7000
Техническая характеристика буровой установки АБ-200
Глубина бурения, м
колонковым способом твёрдыми сплавами и
алмазами на бурильных трубах ЛБТН-42 СБТН-42, ЛБТН-54, ССК-59, ТБДС-57 СБТН-68 и ССК-76 Угол наклона скважин к вертикали, градус Вращатель: 400 200 150 0-30
Тип частота вращения, об/мин Минимальная Максимальная крутящий момент, Н.м Рабочий подвижный 75 1200 1200
139
Максимальный диаметр проходного отверстия, мм Механизм подачи: 1500 77
усилие, кН Вверх Вниз ход, мм скорость подачи, м/с при бурении при СПО Вспомогательная лебёдка: 20 32 2500 0-0,03 0-1,0
Тяговое усилие, кН Мощность приводного электродвигателя, кВт Габариты в рабочем положении, мм Масса сухая, кг 500 30 4500 х 2000 х 7000 2500
Техническая характеристика буровой установки УБ-201
Глубина бурения, м
колонковым способом твёрдыми сплавами и
алмазами на бурильных трубах ЛБТН-42 СБТН-42, ЛБТН-54, ССК-59, ТБДС-57 СБТН-68 и ССК-76 Угол наклона скважин к вертикали, градус Вращатель: 400 200 150 0-30
частота вращения, об/мин минимальная максимальная крутящий момент, Н.м Рабочий максимальный диаметр проходного отверстия, мм Механизм подачи: 75 1200 1200 1500 77
усилие, кН Вверх Вниз ход, мм скорость подачи, м/с при бурении при СПО Вспомогательная лебёдка: 20 32 2500 0-0,03 0-1,0
тяговое усилие, кН канатоёмкость, м Привод: 5 400
Тип дизель Д-144
140
мощность, кВт 44
Габариты, мм
в рабочем положении 9400 х 4080 х 7000
в транспортном положении 7400 х 2650 х 3800
Масса, кг 9800
Изготовитель: АООТ «М3 Арсенал» (г. Санкт-Петербург)
При бурении скважин на твёрдые полезные ископаемые глубиной
500 м и более до настоящего времени используются станки и установки
с механической трансмиссией. В их числе станки СКБ-41, СКБ-51,
ЗИФ-650М, ЗИФ-1200МР, СКБ-7 и новый современный агрегат БАК-
1200/2000.
Буровой станок СКБ-41
Станок, разработанный СКБ «Геотехника», соответствует 4 клас-
су ряда станков и установок (табл. 32) и имеет несколько модификаций:
с электродвигателем переменного тока мощность 22 кВт со сцеп-
лением и коробкой передач от автомобиля ЗИЛ-130 (СКБ-4100);
с электродвигателем постоянного тока мощностью 37 кВт в ком-
плекте с тиристорным преобразователем (СКБ-4110);
с дизельным приводом мощностью 29,5 кВт со сцеплением и ко-
робкой передач от автомобиля ЗИЛ-130, (СКБ-4120);
дополнительным электродвигателем переменного тока мощно-
стью 7,5 кВт для ударно-вращательного бурения (СКБ-4101).
Трансмиссия станка в СКБ-4100, СКБ-4101 и СКБ-4120 включает
четырёхскоростную коробку передач и двухскоростную раздаточную
коробку для обеспечения 8 скоростей вращения шпинделя и 4-х скоро-
стей барабана лебёдки.
В варианте СКБ-4110 трансмиссия включает двухскоростную
раздаточную коробку с двумя диапазонами частот вращения барабана
лебёдки. Вращатели станков всех перечисленных модификаций выпол-
нены с двумя гидропатронами и автоперехватом ведущей бурильной
трубы. Технические характеристики установок типа СКБ-41 приведены
в табл.36.
Изготовитель: АО «М3 Арсенал» (г. Санкт-Петербург)
Буровой станок СКБ-51
Станок колонкового бурения СКБ-51 является усовершенство-
ванной моделью станка СКБ-5, по параметрам соответствует 5-му клас-
су оборудования для бурения на твёрдые полезные ископаемые
(табл.32).
Станок выполняется в 6-ти модификациях.
Первая и вторая модификации (СКБ-5100 и СКБ-5130) имеют 12-
ти скоростную коробку передач, вращатель с автоперехватом, электро-
двигатель (соответственно 30 и 37 кВт).
141
Таблица 36
Технические характеристики модификаций буровых установок
типа СКБ-41
Параметры СКБ- 4100 СКБ- 4110 СКБ- 4120 СКВ 4101
Глубина бурения, м:
твердосплавными коронками диаметром 93 мм 300
алмазными коронками диаметром 59мм 500
Максимальное тяговое усилие лебедки, кН 26
Частота вращения шпинделя, об/мии 145-1500 0-1500 145-1500 145-1500
при ударно-вращательном бурении - 0-1500 - 23-240
Ход подачи, мм 4 юо
Отверстия шпинделя, мм 66; 92
Скорость навивки каната иа барабан, м/с 0,9-4,0
Максимальный крутящий момент на вращателе, Н.м 1270 1160 1270 1270
Габаритные размеры, мм
Длина 1800 2000 4200 2000
ширина 1200 1200 1300 1200
высота 1800 2150 1600 1950
Третья и четвёртая модификации (СКБ-5101 и СКБ-5130) имеют
12-ти скоростную коробку передач, вращатель без автоперехвата, с уве-
личенным диаметром проходного отверстия шпинделя и электродвига-
тель мощностью 30 и 37 кВт (соответственно).
Пятая и шестая модификация (СКБ-5110 и СКБ-5111) имеют 4-х
скоростную коробку передач, вращатель с автоматом и без него, регу-
лируемый электродвигатель мощностью 55 кВт.
Техническая характеристика бурового станка СКБ-51
Глубина бурения номинальная, м
при бурении твердосплавными коронками диа- 500
метром 93 мм на трубах СБТН диаметром 68
мм
при бурении алмазными коронками диаметром
с бурильными трубами диаметром 54 - 55 мм
СБТН 800
ЛБТН 1200
Грузоподъёмность на крюке (при двухструнной
оснастке), кН
номинальная 50
максимальная 80
Частота вращения шпинделя, об/мин
142
модификаций СКБ-5100 и СКБ-5130
модификаций СКБ-5101 и СКБ-5131
модификации СКБ-5110
модификации СКБ-5111
Скорость навивки каната на барабан лебёдки,
м/с
минимальная
максимальная
Диаметр проходного отверстия шпинделя, мм
модификаций СКБ-5100; СКБ-5130; СКБ-5110
модификаций СКБ-5101; СКБ-5131 и СКБ-5111
Максимальный крутящий момент на вращате-
ле, Н.м
модификаций СКБ-5100, СКБ-5130, СКБ-5110
модификации СКБ-5101
модификации СКБ-5131 и СКБ-5111
Габаритные размеры, мм (дли-
нахширинахвысота)
Масса, кг
126-1500
80 - 950
0-1540
0-950
0,77
4,70
66
95
2100-2570
3300
4000
1910-2500x1150x1850
2550-3000
Станок СКБ-51 является составной частью буровой передвижной
установки УКБ-5П, которая включает также труборазворот РТ-1200М,
насос НБ-160/6,3, контрольно-измерительную аппаратуру курс-411,
мачту с комплектом грузоподъёмных приспособлений МБТ-5, пере-
движное буровое здание ПБЗ-4 и транспортную базу ТБ-15.
Буровой станок ЗИФ-650М
Станок предназначен для вращательного бурения разведочных
скважин глубиной до 800 м. У станка ЗИФ-650М восемь частот враще-
ния - верхний предел увеличен до 800 об/мин, применён пружинно-
гидравлический зажимной патрон с дистанционным управлением, ре-
дуктор лебёдки закрытого типа в масляной ванне, тормоза лебёдки с во-
дяным охлаждением, имеется механизм, предупреждающий переподъём
подвижного талевого блока.
Техническая характеристика станка ЗИФ-650М
Глубина бурения, в м, для коронок диаметрами,
мм:
112 59 Начальный диаметр скважины, мм Диаметр бурильных труб, мм Угол наклона к горизонту, градус Грузоподъёмность лебёдки на прямом канате, кН Диаметр каната, мм 650 800 200 50 и 42 90-60 35 17
143
Скорость навивки каната, м/с
Канатоёмкость барабана лебёдки, м
Частота вращения шпинделя, об/мин
на прямом ходе
на обратном ходе
8од шпинделя, мм
Максимальное усилие гидроцилиндров, кН
Мощность привода, кВт
Тип бурового насоса
Габариты станка, мм (длина х ширина х высота)
Масса станка, кг
с электродвигателем
с редуктором дизельного привода
Масса дизеля, кг
0,7-6,25
65
87, 118,254, 340,
40,460, 576, 800
40, 55, 87, 117,
157,213,267, 360
500
80
30
НГР-250/50
2725 х 1180x2205
2800
3070
1350
Изготовитель: АО «Алтайгеомаш» (г. Барнаул)
Буровой станок ЗИФ-1200МР
Буровой станок ЗИФ 1200МР (рис. 40) создан путём двойной мо-
дернизации станка для разведочного бурения ЗИФ-1200: первая моди-
фикация ЗИФ-1200А, а затем - ЗИФ-1200М.
Рис.40. Буровой станок ЗИФ-1200МР: I - двигатель маслонасоса; 2 -
аварийный привод; 3 - электродвигатель с муфтой; 4 - ограждение цепной пере-
дачи; 5 - щиток; 6 - тормоз спуска; 7 - ограждение лебедки; 8 - тормоз подъема;
9 - рабочая площадка; 10 - пульт электрического управления; 11 -пружинно-
гидравлический зажимной патрон; 12 - вращатель; 13 - ограждение иижнего па-
трона; 14 - иижиий зажимной патрон; 15 - рукоятка включения; 16 - рукоятка
144
Проведённая модернизация позволила значительно расширить
технологические возможности и повысить надёжность станка. В резуль-
тате введения дополнительного двухступенчатого редуктора коробка
передач станка стала восьмискоростной, что позволило бурить не толь-
ко твёрдыми сплавами, но и алмазами на больших частотах вращения.
Приводная мощность станка увеличена до 55 кВт, что позволило алмаз-
ными коронами диаметром 59 мм бурить скважины до глубины 2000 м.
Тормозные колодки лебёдки оснащены более износостойкими ретинак-
совыми накладками. Вместо прежнего слабого фрикциона поставлен
новый, более надёжный, постоянно разомкнутый. Механические патро-
ны заменены на гидравлические. Станок оборудован аварийным приво-
дом от резервной передвижной электростанции мощностью 8 кВт. На
станке установлена рабочая площадка для работы с вертлюгом-
сальником. Управление сосредоточено на специальном пульте. Станок
оборудован механизмом блокировки, предотвращающим переподъём
подвижного талевого блока.
Техническая характеристика станка ЗИФ-1200МР
Глубина бурения, м:
твёрдосплавными коронками алмазными коронками Диаметр скважины, мм: 1500 2000
Начальный конечный: 250
твёрдосплавными коронками алмазными коронками Угол бурения к горизонту, градус Грузоподъёмность лебёдки на первой скорости, кН Канат стальной Рабочие скорости навивки каната на ба- рабан лебёдки по 2-му слою, м/с Длина каната, наматываемого на барабан лебёдки в три слоя, м Частота вращения шпинделя (прямой и обратный ход), об/мин Ход шпинделя вращателя, мм Максимальное рабочее усилие, разви- ваемое гидроцилиндрами вращателя,кН Приводная мощность станка, кВт Буровые насосы: 93 59 90-80 55 20.5-Н-180-1 0,79; 1,44; 2,44; 3,04; 3, 54; 4,37; 5,45; 6,1 85 75, 136,231,288, 336, 414,516,600,600 600 150 55
Тип Число Подача одного насоса при давлении 5 МПа, л/мин НБ-320/63 2 300
145
11 Зак. 274
Масса агрегата, кг;
Станка магнитной станции буровых насосов (2 шт.) передвижной электростанции кожухов к электродвигателям насосов (2 шт.) электродвигателей к насосам Габариты станка, мм (длина х ширина х высота) 4800 212 2300 440 100 720 3475х 1430х 1850
Изготовитель; АО «Алтайгеомаш» (г. Барнаул).
Буровая установка УКБ-7П
Установка выпускается в двух модификациях; стационарной (ба-
зовой) модели и передвижной (на трайлере или санном ходу). В ком-
плект установки входят: буровой станок СКБ-7П с приводом тиристор-
ным типа ТП-1200/2000-УЗ, насосная установка НБ-320/63, труборазво-
рот, мачта с комплектом грузоподъёмных приспособлений, передвиж-
ное буровое здание, электрооборудование, лебёдка для съёмного керно-
приёмника, транспортная база, аппаратура Курс-613.
Установка обеспечивает бурение разведочных скважин враща-
тельным и ударно-вращательным способами, оснащена автоперехватом
и автоматами подачи. Регулировка частоты вращения бесступенчатая.
Установка имеет утеплённые укрытия для работы в любых климатиче-
ских условиях.
Техническая характеристика бурового станка СКБ-7П
Глубина бурения скважины, м:
коронками диаметром 93 мм со стальными трубами диаметром 68 и 70 мм коронками диаметром 59 мм со стальными трубами диаметром 50, 54 и 55 мм Конечный диаметр скважины при глубине 2000 м, мм Угол наклона вращателя, градус Частота вращения шпинделя, об/мин Подача 1200 2000 59 75-90 0- 500 (регулирование электрическое, бесступенчатое) гидравлическая с автоматическим перехватом и регулированиемна сливе
Проходное отверстие шпинделя, мм Усилие подачи, кН: 72
146
120
150
600
0,2 (регулирование электрическое,
бесступенчатое с автоматческим
выбором скорости по массе снаряда)
ТП-1200-/2000-УЗ с
электродвигателем Д-812
70
5100
3300
2780 х 1550x2150
Вниз
Вверх
Ход шпинделя, мм
Грузоподъёмность на крюке та-
левого блока при четырёхструн-
ной талевой оснастке, м/с
Привод станка
Мощность, кВт
Масса станка, кг
с электродвигателем Д-812
без электродвигателя
Габариты станка без блока пита-
ния, пульта и электрошкафов
управления, мм (длина х ширина
х высота)
Двигатель постоянного тока Д-812 мощностью 70 кВт в комплек-
се с тиристорным преобразователем и системой управления обеспечи-
вает плавное регулирование частоты вращения шпинделя в пределах 0 -
1500 об/мин.
Расположение лебёдки на станке - продольное, как в большинст-
ве отечественных и зарубежных станков. Лебёдка имеет электрогидрав-
лический тормоз, предназначенный для аварийного торможения или
подвешивания снаряда при длительной остановке станка. Основной
способ торможения барабана лебёдки при выполнении спуско-
подъёмных операций - электрическое торможение за счёт регулирова-
ния частоты вращения приводного двигателя Д-812. В станке отсутст-
вуют фрикцион, коробка передач и подъёмный тормоз, что упрощает
кинематическую схему станка.
Станок СКБ-7П по сравнению с ЗИФ-1200МР имеет следующие
преимущества: повышенную частоту вращения шпинделя и плавное её
регулирование; гидравлическую систему подачи с дросселем на сливе и
автоматическим перехватом ведущей трубы; дистанционное управление
лебёдкой при спуско-подъёмных операциях, которые выполняются в
оптимальном, автоматически выбираемом режиме с рекуперацией элек-
троэнергии в сеть при торможении электродвигателя; более короткую
кинематическую цепь.
Изготовитель: АО «Алтайгеомаш» (г. Барнаул).
Буровой агрегат БАК-1200/2000
Агрегат (рис. 41) предназначен для бурения глубоких геологораз-
ведочных скважин. В состав агрегата входят буровой блок, блок лебёд-
ки, маслостанция, электрооборудование, включающее шкафы электро-
управления, в т.ч. с тиристорными преобразователями и пульт управле-
147
11
маслостанция, электрооборудование, включающее шкафы электро-
управления, в т. ч. с тиристорными преобразователями и пульт управ-
ления, комплекс контрольно-измерительных приборов, комплект ЗИП,
инструмента и принадлежностей.
Рис. 41 Буровой агрегат БА К-1200/2000: 1 - буровой блок; 2 -лебедка;
3 - пульт управления.
Отличительной особенностью агрегата является применение
мощного электродвигателя постоянного тока с полым ротором в качест-
ве подвижного вращателя.
Полый ротор оснащён шпинделем, в верхней части которого
монтируются взаимозаменяемые силовые элементы в виде механиче-
ского, гидравлического патрона или усилителя крутящего момента
(планетарного редуктора).
В буровом блоке практически отсутствует традиционная транс-
миссия в виде сцепления, коробки передач, раздаточной коробки, ко-
нических передач вращателя. Исключение составляет сменный узел
усилителя крутящего момента в виде планетарного редуктора с меха-
ническим зажимным патроном, устанавливаемого на электродвигателе
взамен гидропатрона при бурении скважин большого диаметра и лик-
видации аварий.
Отсутствие зубчатых передач значительно повышает КПД бу-
рового агрегата и исключает необходимость ремонта шестерён в ре-
зультате их износа.
Буровой блок смонтирован на раме с передвижной станиной
для отвода подвижного вращателя от устья скважины на время прове-
дения спуско-подъемных операций. На передвижной станине установ-
лена направляющая ферма с гидравлическим механизмом подачи,
электровращателем с гидропатроном, усилителем крутящего момента
и трубодержателем.
148
Автономная лебёдка с приводом от электродвигателя постоянно-
го тока имеет редуктор и барабан с постоянно замкнутым тормозом, ос-
вобождаемым гидроцилиндром при производстве спусков, подъемов и
подаче бурового снаряда.
Управление буровым блоком, лебёдкой, маслостанцией, служа-
щей для привода гидроцилиндров бурового блока и лебёдки бурового
насоса, осуществляется дистанционно, с переносного пульта управле-
ния, в который входит комплект приборов контроля технологических
параметров бурения (указатель частоты вращения шпинделя, ампер-
метр, указатели нагрузки на забой, скорости углубления, величины кру-
тящего момента, расхода промывочной жидкости, давления в системе
бурового насоса).
Техническая характеристика бурового агрегата БАК-1200/2000
Глубина скважины, м:
При алмазном бурении При твёрдосплавном бурении Диаметр бурения, мм начальный конечный - при алмазном бурении при твёрдосплавном бурении Угол наклона скважин по вертика- ли, градус Вращатель: 2000 1200 214 59 76-93 70-90
Тип мощность привода, кВт диаметр проходного отверстия шпинделя, мм зажимной патрон подвижной 80 72 пружинно-гидравлический или механический, в т.ч. с редуктором
частота вращения бурового снаря- да, об/мин - в высокооборотном режиме в низкооборотном режиме (с ре- дуктором) крутящий момент без редуктора, 0-1500 0-325
Н.м:
номинальный максимальный крутящий момент с редуктором, ДаНм - номинальный максимальный (кратковременный) 670 2000 2680 8000
149
диаметр бурильных труб, мм способ освобождения устья скв. Способ подачи инструмента 70; 68; 63, 5; 54, 50 отодвигание бурового блока принудительный или свободный с ведущей штангой
Механизм подачи:
Тип максимальные усилия вниз, вверх,кН ход подачи, мм максимальная скорость подачи при бурении, м/с холостого хода Лебёдка: поршневой гидравлический 150 800 0,024 0,048
тип привода электродвигатель постоянного тока
мощность, кВт грузоподъёмность на прямом ка- нате, кН: 80
Номинальная максимальная скорость навивки каната на бара- бан на первом слое, м/с диаметр каната, мм Маслостанция: 5,5 7,5 0-84 23
тип маслонасоса расход (при 1500 мин-1), дм3 / мин максимальное давление, Мпа мощность электропривода, кВт Размеры блоков, мм: двухсекционный 14,4 / 14,4 16 4
Бурового Лебёдки Маслостанции Масса, кг: 2080 х 1460 х 2595 2400х 1980х1320 552 х 450 х 802
бурового блока Лебёдки Маслостанции пульта управления общая агрегата 2200 3050 98 100 7200
Изготовитель: АО «Каменский машиностроительный завод»
(г. Каменск-Шахтинский Ростовской области).
САМОХОДНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ ГИДРОГЕОЛО-
ГИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ СКВАЖИН
150
Буровая установка УШ-2Т4
Самоходная буровая установка УШ-2Т4 (рис. 42), имеющая
транспортную базу трактор Т-170Б-00, предназначена для бурения
скважин шнеками в породах до VI категории по буримости включи-
тельно.
Рис. 42. Общий вид буровой установки У Ш-2ТП: а - в транспортном положе-
нии; б - в рабочем положении.
Установка может быть укомплектована компрессором для до-
сылки заряда взрывчатых веществ при бурении скважин при сейсмораз-
ведке, а также приспособлениями и инструментом для бурения с про-
дувкой или промывкой при наличии дополнительного компрессорного
или насосного блоков.
При необходимости бурения скважин большого диаметра (до
650мм) установка комплектуется вращателем с большим «вылетом».
Техническая характеристика установки УШ-2Т4
Глубина бурения шнеками, м 60
Диаметр бурения, мм:
вращатель с увеличенным «вылетом» 6 5 0
вращатель для сейсморазведки 1 6 5
Длина одного шнека, м 2,5
Условная глубина бурения с промыв- 200
кой, м
Длина рабочей трубы, м 3,0
Длина рабочей трубы или скалки при 6,0
производстве спуско-подъёмных опе-
раций, м
151
Привод от вала отбора мощности трак- тора
Мощность, отбираемая от двигателя трактора, кВт (л.с.) Частота вращения коленчатого вала двигателя трактора, с1 (об/мин) Габаритные размеры в транспортном положении, мм Длина Ширина высота Мачта 95(130) ±8% 16,6(1000) 5890 3202 3820 сварная, с гидроподъёмником и гидравлическими опорными домкратами
Высота мачты, мм максимальная минимальная Ход гидродомкратов, мм Вращатель 9540 6290 550±5 подвижный механический ре- дуктор с приводом от верти- кального вала, откидывающий- ся для освобождения оси сква- жины
Ход вращателя, мм Перемещение вращателя осуществля- ется цилиндрами подачи. Скорость перемещения вращателя, м/сек: 3250
вверх вниз 0 -0,18 0 -0,45
Частота вращения шпинделя (прямо-
то-реверсивного), с1 (об/мин):
на 1-ой пониженной передаче на 3-ей пониженной передаче на 1-ой передаче на 2-ой передаче (прямой) на 3-ей передаче Максимальное усилие подачи, кН вверх вниз Максимальная грузоподъёмность на канате, кг Скорость навивки каната на барабан лебёдки, м/сек: 0,66 (40) 1,45 (87) 1,90(114) 2,90(175) 4,0 (240) 120,0 56,6 25
вверх вниз 0,36 0,90
152
Все механизмы буровой установки приводятся в действие от вала
отбора мощности трактора и от насоса НШ-ЮО-л-2, при этом они рас-
считаны на полный отбор мощности от двигателя.
На раме 15 буровой установки (рис. 43), закреплённой в кормо-
вой части трактора 22, смонтирована задняя опора мачты 9 и откидная
площадка машиниста буровой установки 13, обеспечивающая безопас-
ность и удобство управления установкой. На подшипниках задней опо-
ры установлена мачта 4, которая имеет возможность поворачиваться в
рабочее и транспортное положение и приводится в движение гидроци-
линдром 20 подъёма мачты. Кроме этого на задней опоре смонтированы
органы управления установкой 6,10 и механизмами трактора.
Рис. 43. Буровая установка УШ-2ТП: 1 - верхняя траверса; 2 - элек-
трооборудование; 3 - канат; 4 - мачта; 5 - коуш; 6 - дроссель; 7 - вращатель; 8 -
элеватор для шнеков; 9 - задняя опора мачты; 10 - распределитель; 11 - ограж-
дение шнека; 12 - кондуктор; 13 - площадка машиниста буровой установки; 14
- домкрат; 15 - рама установки; 16 - блок привода; 17 - каретка; 18 - ведущий
вал; 19 - цилиндр подачи; 20 - цилиндр подъёма мачты; 21 - передняя опора
мачты; 22 - транспортная база - трактор Т-170 Б-00.
На нижнем поясе мачты установлены домкраты 14, служащие для
опоры и выравнивания установки, и кондуктор 12 для шнекового буре-
ния. На вертикальной стойке мачты смонтировано ограждение шнека 11
с блокиратором механизма включения вращения.
Во втулках нижней траверсы мачты закреплены штоки цилинд-
ров подачи 19, на корпусах которых смонтирована каретка вращателя
153
10 Зак. 274
17. В опорных втулках каретки установлен вращатель 7, на шпинделе
которого крепится элеватор для шнеков 8. При выдвижении штоков из
цилиндров подачи каретка вместе с вращателем и элеватором переме-
щается вверх вдоль направляющих мачты.
Через центральное отверстие вала-шестерни вращателя проходит
ведущий вал 18 трёхгранного сечения, установленный в подшипнико-
вых опорах нижней траверсы и верхнего пояса мачты. Вращение веду-
щему валу передаётся от блока привода 16, смонтированного на тракто-
ре в районе рамы установки.
В верхней своей части корпуса цилиндров связаны между собой
верхней траверсой 1, с установленными на ней роликами вспомогатель-
ного каната 3 с коушем 5. При выдвижении цилиндров подачи свобод-
ный конец вспомогательного троса получает перемещение в два раза
больше чем каретка.
В транспортном положении мачта верхней своей частью опира-
ется на переднюю стойку мачты 21, установленную в носовой части
трактора.
Самоходная буровая установка УБС-ГОО
Самоходная установка для шнекового бурения скважин различ-
ного назначения УБС-ГОО (рис. 44) оборудована гидроприводным под-
вижным вращателем, кассетой для размещения бурового инструмента,
опорными домкратами оригинальной конструкции и мачтой.
Рис. 44. Самоходная буровая установка УБС-ГОО
Техническая характеристика установки УБС-ГОО
Привод дизельный двигатель транспорт-
ной базы
Минимальная мощность, кВт 20
Частота вращения вала, об/мин 1800
Ёмкость маслобака, л 40
Вращатель
Тип подвижный, с приводом от двух-
154
Максимальный момент силы на
шпинделе, Н.м
Рабочий момент силы на шпинделе,
Н.м
Частота вращения шпинделя,
об/мин:
I диапазон
II диапазон
Рабочее соотношение частот вра-
щения и момента силы об/мин, Н.м
I диапазон
II диапазон
гидромоторов
300
240
0-150
0-300
Тип
Усилие подачи максимальное
(верх), кН
Ход подачи, мм
Скорость подачи, м/сек, не менее
- рабочий режим
- ускоренный режим
45(2400)-150(900)
45(1200)-300(450)
Механизм подачи
цепной полиспат с приводом от
гидро-цилиндра
25
1900
Тип
Угол наклона мачты в продольной
плоскости, град.
Насос основной
Насос вспомогательный
Производительность насосов, л/мин
- основного
- вспомогательного
Ёмкость гидробака, л
Масса без транспортной базы, кг
Изготовитель: ОАО «Геомаш» (г.Щигры Курской области).
0,1
0,5
Мачта
моноблочная
0...100
поршневой регулируемый
поршневой нерегулируемый
5...100
8,0
40
800
Самоходная установка УГБ-50М
Установка предназначена для вращательного бурения шнеками и
ударно-канатного бурения забивными стаканами, в основном, гидрогео-
логических скважин. При включении в установку бурового насоса воз-
можно колонковое бурение. Она обеспечивает проведение следующих
работ: бурение шнеками без отбора или с отбором образцов пород; пе-
ребуривание неустойчивых горизонтов с одновременной посадкой об-
садных труб; бурение в твёрдых породах колонковым способом; произ-
водство пробных откачек в гидрогеологических скважинах.
155
10'
Всё оборудование установки (кроме промывочного насоса) смон-
тировано на шасси автомашины ГАЗ-66.
Техническая характеристика установки УГБ-50М
Глубина бурения, м:
Шнеками забивным стаканом колонковым способом: 50 25
без промывки с промывкой Диаметр скважины, мм при бурении: 50 100
Шнеками забивным стаканом колонковым способом: 180;135 127
без промывки с промывкой Привод установки Мощность, кВт Частота вращения, об/мин Максимальный крутящий момент, Н м Длина хода подачи, мм Скорость подачи, м/с: 151 112-92 Дизель 44 70; 125; 200 2500 1500
вверх вниз Усилие подачи, кН вверх вниз Максимальное давление в гидросистеме, МПа Грузоподъёмность лебёдки на прямом канате, кН Канатоёмкость барабана, м Скорость навивки на барабан, м/с Диаметр каната, мм Число ударов ударного механизма в 1 мин Длина хода ударного механизма, мм Масса ударного снаряда, кг Высота мачты до оси кронблока, мм Грузоподъёмность мачты, кН Габариты в транспортном положении, мм: 0,24 0,14 27,5 52,0 8 26 60 0,64; 1,24; 1,98 13-15 45; 80 650 400 8000 73
установки 8000 х 2250 х 3500
прицепа 5750 х 2320 х 2650
156
Масса, кг:
установки 6235
прицепа 1900
В комплект установки входит специальный автомобильный при-
цеп с набором бурового инструмента.
Мачта установки снабжена направляющими, по которым с помо-
щью двух ползунов перемещается подвижный вращатель. В средней
части рамы установки расположен ударный механизм с оттяжным роли-
ком, что обеспечивает работу станка в режиме ударно-канатного буре-
ния. Все органы управления установкой смонтированы на одном пульте.
Самоходные установки ПБУ-1 и ПБУ-2
Установки предназначены для бурения в породах мягких и сред-
ней твёрдости до V-VI категории по буримости гидрогеологических и
инженерно-геологических скважин, а также скважин на твёрдые полез-
ные ископаемые и сейсморазведочных скважин. Установки обеспечи-
вают бурение скважин с прямой промывкой на бурильных трубах
диаметром 50 мм с долотом диаметром 132 мм на глубину 100 м,
бурение «всухую» на трубах диаметром 73 мм долотом 108/127 мм - на
глубину 60 м, диаметром 230 мм - до 25 м. Подвижный вращатель
установок приводится в работу ведущим валом от трансмиссии и
перемещается по направляющим мачты гидроцилиндрами механизма
подачи. Мачта - трубчатая, с открытой передней гранью. Лебёдка -
планетарная со свободным сбросом снаряда для ударно-канатного
буренйУстановка ПБУ-2 может использоваться для пенетрационных ис-
следований с задавливанием зонда вращателем с усилием 80 кН или
специальной кареткой с усилием 100 кН. Оборудование размещается на
единой раме, которая может устанавливаться на автомобиле ЗИЛ-131А
(основная подставка), УРАЛ-4320, КАМАЗ-4310, ГАЗ-66 и на санном
основании.
Техническая характеристика буровых установок ПБУ-1 и ПБУ-2
Мощность привода (дизель Д-65), кВт 44
Максимальный крутящий момент силы на 5000
вращателе, Н.м
Частота вращения шпинделя вращателя, об/мм 28 - 500
Усилие механизма подачи, Кн
ПБУ-1
Вверх 80
Вниз 30
ПБУ-2
вверх 80
вниз 80
Грузоподъёмность лебёдки, кН 26
157
Самоходная буровая установка УРБ-2А2
Гидрофицированная буровая установка УРБ-2А2 (рис. 45) вклю-
чает: раздаточную коробку с приводом от ходового двигателя транс-
портной базы, мотор-насосы МН-250/100 и НШ-10, промывочный насос
или компрессор, мачту с подвижным вращателем с гидромотором и
гидроцилиндрами подачи. Все механизмы и приборы смонтированы на
раме с опорными домкратами. Рама с оборудованием установлена на
автомобиле ЗИЛ-131.
Рис. 45. Самоходная буровая установка УРБ-2А2
Установка обеспечивает бурение шарошечными долотами и
твердосплавными коронками с промывкой и продувкой, а также шнеко-
вым инструментом.
Техническая характеристика буровой установки УРБ-2А2
Глубина бурения при диаметре скважин, мм 118 с промывкой 100
93 с промывкой 200
135 с продувкой 30
135 шнеками 30
Начальный диаметр скважины, мм 190
Диаметр бурильных труб, мм 60,3
Частота вращения, об/мин 140; 225; 325
Крутящие моменты силы на вра- щателе, Н.м Механизм подачи 15800; 9900; 3250
тип канатный, с приводом от гидроцилиндра
скорость подачи, м/с вверх 0-0,6
вниз 0-1,1
ход, мм 5200
158
грузоподъёмность, кН 40
Длина бурильных труб, м 4,5
Мощность главного привода, кВт 44
Установка комплектуется буровым насосом НМ-32 с подачей
10л/с и давлением до 4 МПа или компрессором КТ-7 с подачей 6 м3/мин
и давлением до 0,45 МПа.
Изготовитель: АО «Машиностроительный завод им. Воровского»
(г. Екатеринбург).
Самоходная буровая установка УРБ-2,5А2
Установка предназначена для вращательного бурения вертикаль-
ных скважин колонковым и бескерновым способом с промывкой. Глу-
бина бурения скважин диаметром 118 мм - 100 м, а диаметром 97 мм -
200 м. Буровое оборудование смонтировано на автомашине ЗИЛ-131.
Привод оборудования и бурового насоса осуществлен от транспортного
двигателя автомашины. Ротор получает вращение через карданный вал
и коробку передач.
Изготовитель: АО «Кишлинский машиностроительный завод»
(г.Баку).
Самоходная буровая установка УБР-12
Предназначена для бурения и ремонта гидрогеологических сква-
жин, разведки месторождений твёрдых полезных ископаемых, бурения
сейсмических и технических скважин.
Установка выпускается в 17 модификациях на единой раме, мон-
тируемой на автомобилях типа ЗИЛ-131, Урал-4320, КАМАЗ-4310.
УБР-12 обеспечивает вращательное бурение с промывкой, в том
числе с обратной, и продувкой твёрдосплавными коронками, в том чис-
ле с объёмными лопастными и шарошечными долотами, бурение шур-
фов диаметром до 1000 мм, шнеками диаметром до 850 мм и ударно-
канатное бурение, с применением ударных штанг и желонок, а также
забивных стаканов.
Установка комплектная различными видами сменных исполни-
тельных механизмов в зависимости от назначения (буровые насосы,
компрессоры, ударный механизм, гидравлические и винтовые домкра-
ты, гидрораспределитель труб, генератор и т.д.).
Модификации установки могут комплектоваться прицепами типа
CM3-8325 или ГКБ-817.
Отбор мощности на исполнительные механизмы осуществляется
от двигателей автомобилей.
Техническая характеристика буровой установки УБР-12
Глубина бурения, м: шнеками 50
ударно-канатным способом 100
коронками и долотами 200
шнеками шурфов до 20
159
Вращатель:
Тип
наибольший крутящий момент,
Н.м
частота вращения шпинделя,
об/мин
Механизм подачи:
Тип
ход, мм
наибольшее усилие подачи, кН
вверх при ходе 3500 / 7000 мм
вниз при ходе 3500 / 7000 мм
Лебёдка
Тип
наибольшее тяговое усилие на
прямом
канате, кН
наибольшее тяговое усилие с по-
лиспастом, кН
Ударный механизм:
Тип
частота ударов, уд/мин
Ход, мм
масса снаряда, кг
Буровой насос
Тип
Компрессор
Тип
Генератор
подвижный
12000
14-15
40-42
67-70
110-112
268 max
канатно-гидравлический
7000
120/60
50/25
фрикционная
26
52
кривошипно-шатунный со свободным
сбросом на снаряде
30-32
1000
400 - 450
НБ-50
ПК-5,25
ГСВ-500
В состав модификаций установки входят соответствующие ком-
плекты бурового инструмента.
Изготовитель: АО «Геомаш» (г. Щигры Курской области).
Комплекс самоходного оборудования БА-15
Установка предназначена для бурения с промывкой вращатель-
ным бескерновым способом долотами шарошечного или режущего ти-
па, а также для бурения колонковым способом твердосплавными корон-
ками. Глубина бурения с трубами диаметром 60,3 мм - 500 м, а диамет-
ром 73 мм - 300 м. Всё буровое оборудование смонтировано на раме,
укреплённой на шасси автомашины МАЗ-200. От двигателя через четы-
160
рёхскоростную коробку передач вращение передаётся ротору и лебёдке
и с помощью клиноременной передачи промывочному насосу,
устанавливаемому на земле.
Комплекс самоходного оборудования типа БА-15, техническая
характеристика которого приведена в табл. 7, включает три установки.
Основное оборудование смонтировано на автомашине и автопри-
цепах, что обеспечивает высокую маневренность и сокращает затраты
времени на транспортировку и монтажно-демонтажные работы.
Техническая характеристика установок типа БА-15
Наименование параметров Значения параметров для установок
1 БА-15В 1 БА-15Н У РБ-3 А2 (БА-15 Н)
Глубина бурения, м, с трубами диаметром, мм: 73 и 89 500
60,3 Диаметр скважины, мм: — 1000 800
начальный 394 243
конечный 190 97
Диаметр проходного отвер- 410 250
стия стола ротора, мм Частота вращения, об/мин Грузоподъёмность, кН: 65, 130 80, 60, 300
номинальная 125
максимальная 200
Высота мачты, м 18,4
Длина бурильной свечи, м 12,0
Максимальная подача на- соса, л/мин 390 или 865 865 390
Максимальное давление 6,2 или 13,0 13,0 6,3
насоса, МПа Подача компрессора, м3/мин 10 - —
Давление компрессора, 0,6 — —
МПа
Силовой привод блоков:
бурового транспортный дизель ЯМЗ-236
(77кВт при «=1500 об/мин)
насосного индивидуальный дизель ЯМЗ-236
компрессорно-силового дизель Д-108 (79,4 кВт при п=1070 об/мин)
Масса бурового блока, кг: 13900 13600
Изготовитель АО «Кунгурский машиностроительный завод».
Самоходные установки УРБ-ЗАМ, УРБ-ЗАЗ
Установки роторного типа разработаны «ВНИИнефтемаш» и
161
предназначены для бурения с промывкой вращательным способом.
Всё буровое оборудование установки УРБ-ЗАМ смонтировано на
раме, укреплённой на шасси автомашины МАЗ-200. От двигателя через
четырёхскоростную коробку передач вращение передаётся ротору и ле-
бёдке и с помощью клиноременной передачи промывочному насосу,
монтируемому на земле. Мачта сварной конструкции складывающегося
типа. Подъём её осуществляется гидравлическими домкратами.
Буровая установка УРБ-ЗАЗ предназначена для бурения скважин
вращательным способом на глубину до 300-500 м. Всё оборудование
(кроме насоса, глиномешалки и системы желобов) монтируется на об-
щей раме шасси автомобиля МАЗ-500. Установка включает в себя ротор
Р-250 с диаметром проходного отверстия 250 мм; однобарабанную ле-
бёдку; дизельный привод Д-54А или СМД-14Б; буровую мачту высотой
16 м с винтовыми опорными домкратами; генератор с приводом от ди-
зеля; четырёхскоростную коробку передач и трансмиссию; топливный
бак для обеспечения дизеля топливом; масляный бак для обеспечения
работы гидросистемы буровой установки.
Техническая характеристика установки УРБА-ЗАМ
Глубина бурения в м:
с трубами диаметром, мм:
60,3 73,0 Диаметр скважины, мм: 500 300
начальный конечный Грузоподъёмность установки в кН при оснастке: 346 146
2x1 2x3 Скорость подъёма талевого блока при оснастке 2x1, м/с Лебёдка 50 80 0,54; 0,94; 1,56 Однобарабанная с фрикци- онной двухдисковой муфтой и одноленточным тормозом простого действия
Диаметр барабана, мм Длина барабана, мм Диаметр каната, мм Максимальное натяжение каната, кН Вращатель Диаметр проходного отверстия стола ротора, мм Частота вращения, об/мин 240 360 15,5 30 Ротор 250 ПО, 190,314
162
Буровой насос ПГрИ
Приводной двигатель Дизель Д54А
Мощность двигателя, кВт 40
Номинальная частота вращения, об/мин 1300
Высота мачты от земли до оси кронбло- ка, м
Максимальная грузоподъёмность, кН 100
Генератор Трёхфазный, синхронный ЕСС61-4М
Мощность, кВт 8
Напряжение, В 220 или 400
Частота вращения, об/мин 1500
Габариты установки, мм 10700 х 2800 х 34000
Масса установки без насоса, кг 13200
Общая масса оборудования, кг 1600
Техническая характеристика установки УРБА-ЗАЗ Глубина бурения, м бурильными трубами, мм:
60,3 500
73,0 Диаметр скважины, мм: 300
начальный 346
конечный Максимальная грузоподъёмность 146
установки, кН Скорость подъёма талевого блока 80
при оснастке 2x1, м/сек 0,54; 0,9; 1,56
Лебёдка Однобарабанная с фрикционной двухдисковой муфтой и одно- ленточным тормозом
Максимальное натяжение каната, кН 30
Вращатель Диаметр проходного отверстия сто- Ротор
ла ротора, мм 250
Частота вращения ротора, об/мин НО; 190; 314
Буровой насос ПГрИ
Приводной двигатель Дизель Д54А
Мощность двигателя, кВт Высота мачты от земли до оси кронблока 40 16
Генератор Трёхфазный, синхронный ЕССБ1-4М мощностью 8кВт
Габариты установки, мм 10700 х 2800 х 3400
163
Масса установки без насоса, кг 13200
Общая масса оборудования, кг 16000
Изготовитель: Кунгурский машиностроительный завод.
Самоходная установка А-50МБ (УБВ-600)
Установка предназначена для вращательного бурения скважин
шарошечными долотами с промывкой. Глубина бурения 600 м. Уста-
новка включает буровой и насосный блоки, смонтированные каждый на
автомашинах КрАЗ-257 с приводом от транспортных двигателей авто-
машин. Кинематика блоков предусматривает возможность привода всех
механизмов обоих блоков от любого из двух двигателей. Особенность
установки - большие приводная и гидравлическая мощности, механиза-
ция трудоёмких процессов при вспомогательных операциях, самоход-
ность основных блоков и их компактность, позволяющие монтировать
оборудование на небольших площадках.
Изготовитель: Ишимбайский завод нефтепромыслового оборудо-
вания (г. Ишимбай).
Комплекс оборудования для бурения с гидротранспортом керна
При поисково-съёмочных работах, геологическом картировании,
бурении гидрогеологических и технических скважин в мягких и средней
твёрдости породах широкое применение нашёл высокопроизводитель-
ный способ бурения с непрерывным транспортированием выбуренной
породы на поверхность по внутреннему каналу двойной бурильной ко-
лонны.
Такой способ бурения используется с установками типа УРБ-2А-
2, КГК-Т и УБР-12 с различными типоразмерами двойных бурильных
труб и породоразрушающего инструмента. Общий вид таких установок
приведен на рис. 46.
Рис. 46. Общий вид комплек-
са КГК-АГ: 1 - буровая уста-
новка УРБ-2ГК; 2 - система
промывки; 3 - двойная колон-
на бурильных труб; 4 - керно-
приемное устройсиво; 5 -
стеллаж; 6 - прицеп-емкость.
Для бурения с гидро- или пневмотранспортом керна и шлама ис-
пользуемые буровые установки дооснащаются специальным сальником
с увеличенным диаметром канала для свободного пропуска керношла-
мового материала (см. гл. VII, §4, рис. 103); буровым насосом НБ-320/6,3
164
для обеспечения дозированной подачи промывочной жидкости в сква-
жину. Дорабатывается гидравлическая схема для плавности подачи
вращателя и улучшения условий свинчивания-развинчивания буриль-
ных труб, изменяется элеватор, система нагнетания и отвода промывоч-
ной жидкости и т.д. Установке придаётся прицеп-ёмкость для приёма
выбуренной породы, в котором предусмотрены также приспособления
для укладки бурильных труб.
В отличие от установок УРБ-2А-2 и УБР-12 комплекс КГК-Т
специализирован для бурения с гидротранспортом керна. Он предназна-
чен для бурения поисково-картировочных и геологоразведочных сква-
жин на глубину до 100 м стальными двойными бурильными трубами
наружным диаметром 73 мм и лёгкосплавными двойными бурильными
трубами наружным диаметром 75 мм - на глубину до 300 м.
В комплекс его поставки входят: буровая установка УРБ-4ТГК,
смонтированная на тракторе ТГ-414; сани с ёмкостью СЕ-2,5; кернопри-
ёмное устройство; комплекты бурового инструмента КБИ-5м и КБИ-6;
комплект запасных частей и принадлежностей.
Привод бурового оборудования установки УРБ-4ТГК осуществ-
ляется от двигателя трактора. Состав оборудования по номенклатуре
практически идентичен доработанным установкам УРБ-2А-2 и УБР-12,
которые в исполнении и комплектации для бурения с гидро- и пнев-
мотранспортом керна составляют комплекс оборудования КГК-57А,
КГК-А (300), КГК-200.
Таблица 37
Технические характеристики комплексов для сооружения скважин
при бурении с гидротранспортом и пневмотранспортом керна
Наименование параметров Значения параметров для комплексов
кгк- 54 кгк-г КГК-57 кгк- п КГК-А- 150 КГК- 200 кгк- А-300 кгк- 500Г
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Глубина буре- ния, м 50-100 100 200 70/100' 150 300 300 500
Диаметры бу- рового нако- нечника, мм начальный конечный 66 59 220 151 220 76 192 112 93 84 295 112 93 84 320 121
Номинальный диаметр керна, мм 25 46 25 46 36 46 36 62
Мощность при- водного двига- теля, кВт 39 95,5 95,5 95,5 95,5 100 95,5 173,5
Отбираемая мощность для привода буро- вой установки, кВт 40 40 44 40 40 40 40 70
165
Продолжение таблицы 37
I 2 3 4 5 6 7 8 9
Вид топлива дизель- ное бензин бензин бензин бензин дизель- ное бен- зин Дизел ное
Удельный рас- ход топлива, л/м 2,4 1,2 2,4 1,5 2,5 5 2,7
Диаметр двой- ных бурильных труб, мм 54 89/90" 57 89/90" 73 89/90" 75" 108/1 ю”
Максимальная длина буриль- ной и обсадной трубы, м 3 4,0 4,04 4,0 4,0 4,09/6 4,0 6,0/12
Максимальная частота враще- ния бурового снаряда, с'1 1.9 5,42 5,42 5,42 5,42 4,46 5,42 5,1
Максимальный крутящий мо- мент, Нм 1960 1960 1960 1960 1960 I960 1960 7000
Грузоподъём- ность мачты ,кН 60 60 60 60 60 60 60 200
Подача насоса максимальная, дм’/мин 160 320 320 300 320 320 320 450
Максимальное давление, раз- виваемое насо- сом, МПа 6,3 6,3 6,3 2,0 6,3 6,3 6,3 6,0
Производи- тельность ком- прессора, м3/ч 5,0 5,6 10,0
Максимальное давление, раз- виваемое ком- прессором, МПа 7,0 0,9 7,0
Г абаритные размеры в транспортном положении, м' длина ширина высота 13,72 2,5 5,42 15,7 2,45 3,20 13,72 2,45 3,32 15,7 2,45 3,20 15,4 2,45 3,47 19,0 2,50 4,0 15,4 2,45 3,47 8,1 2,5 2,7
Полная масса комплекса, кг 11700 17800 16000 16500 16500 25000 17400 18200
Базовая буровая установка МБУ- 1ГК УРБ- 2А2 УРБ- 2А2 УРБ- 2А2 УРБ- 2А2 УБР-12 УРБ- 2А2 1БА- I5B
Базовый авто- мобиль ЗИЛ ЗИЛ- 131 ЗИЛ- 131 ЗИЛ- 131 Урал- Камаз, ЗИЛ Урал ЗИЛ- 131 ЗИЛ- 131 МАЗ- 200
Для сухих скважин
Для легкосплавных труб
Шестиструнная оснастка
Завод-изготовитель комплексов КГК-57А, КГК-Т, КГК-А(ЗОО) -
Опытный завод СКБ «Геотехника» (г. Москва), комплекса КГ-200 - АО
«Геомаш» (г.Щигры Курской области).
166
Специализированная самоходная буровая установка УРБ-4ПБС
Буровая установка УРБ-4ПБС предназначена для бурения поис-
ково-разведочных, наблюдательных и разведочно-эксплуатационных
гидрогеологических скважин, а также разведочных скважин при поис-
ках и разведке месторождений твёрдых полезных ископаемых с гидро-
транспортом керна.
Бурение осуществляется с непрерывным выносом керно-
шламового материала на поверхность по внутреннему каналу двойной
колонны бурильных труб с помощью сжатого воздуха, подаваемого от
компрессора, как правило, типа НВ-10 производительностью 10 м3/мин
и давлением 0,6 МПа.
Механизмы и агрегаты буровой установки смонтированы на 3-х
шасси осного автомобиля повышенной проходимости КАМАЗ-4310 и
приводятся в действие от его двигателя. Компрессор и технологический
инструмент располагаются на прицепе ГКБ-8350. Возможно бурение
скважин с промывкой.
Техническая характеристика установки УРБ-4ПБС
Глубина бурения, м ........................................ 80
Мощность привода, кВт .................................... 106
Длина бурильной трубы, номинальная, м..................... 4,0
Скорость подъёма бурового снаряда .................... 0... 0,6
Скорость спуска и подачи бурового снаряда, м/с........ 0... 1,1
Частота вращения бурового снаряда с'1: 1 скорость ... . . 0,8+0,08
2 скорость........... 1,6+0,16
3 скорость........... 3,9+0,32
Момент силы, Нм ....................................... 5800
Ход вращателя, мм ....................................... 5200
Грузоподъёмность механизма подъёма и подачи инструмента, кН 46+4,6
Вспомогательная лебёдка
грузоподъёмность, кН ................................... 3,5
скорость навивки каната на барабан, м/с ................. 0,65
Буровой насос ........................................ НБ 63/40
Габаритные размеры установки, мм - в транспортном положении:
длина...... ............ 9300
ширина ................... 2500
высота ................... 3970
в рабочем положении:
длина....................... 9000
ширина ..................... 2500
высота ..................... 9780
Масса установки, кг ................................... 15100
Управление станком полностью гидрофицировано. Рычаги
управления сконцентрированы на рабочем месте машиниста буровой
установки.
167
Станок имеет подвижный гидрофицированный вращатель, с по-
мощью которого осуществляются вращение и наращивание бурильных
труб и выполняется работа по спуско-подъёму инструмента и его подача
при бурении.
Возможность поворота вращателя относительно горизонтальной
оси облегчает проведение спуско-подъёмных операций и наращивание
бурильных труб, а также позволяет механизировать процесс установки
обсадных труб.
Вращатель совместно с гидропатроном и трубодержателем обес-
печивает свинчивание-развинчивание бурильных труб, благодаря чему
отпадает необходимость установки труборазворота.
СТАНКИ ДЛЯ УДАРНО-КАНАТНОГО БУРЕНИЯ
В настоящее время наиболее распространёнными передвижными
установками ударно-канатного бурения при разведке россыпных место-
рождений, а также для сооружения гидрогеологических, инженерно-
геологических и других скважин являются серийно выпускаемые буро-
вые станки УГБ-ЗУК (УКС-22М) и УГБ-4УК (УКС-ЗОМ), не имеющих
между собой принципиальные конструктивных отличий.
Техническая характеристика станков У ГБ- ЗУК, УГБ-4УК
Наименование параметров Значения параметров для станков
УГБ-ЗУК УГБ-4УК
Ударный механизм:
Число ударов бурового снаряда в минуту 40-45-50 40-45-50
Масса бурового снаряда, кг 1300 2500
Высота подъёма бурового снаряда над за- боем, м 0,35-1,0 от 0,50 до 1,0
Наибольший диаметр бурения, мм 600 900
Глубина бурения при конечном диаметре 195 мм, м 300 500
Грузоподьёмность барабанов, кН:
Инструментального 20 30
желоночного 13 20
Талевого 15 30
Средние скорости иавивки канатов на ба- рабан, м/сек
инструментальный 1,18- 1,47 1,10-1,42
желоночный 1,26-1,6 1,21 - 1,68
Талевый 0,8-1,0 0,95-1,22
Диаметры канатов, мм:
инструментального 22,0 26
желоночного 15,5 17,5
Талевого 15,5 21,5
Канатоёмкость барабанов, м
инструментального 350 500
желоночного 350 500
168
Талевого 135 210
Электродвигатель:
Тип ЛО/73/6 ЛО93-8
МОЩНОСТЬ, КВТ 20,0 40
Частота вращения, об/мин. 980 735
напряжение, в 220/380 220/380
Мачта
Высота до оси инструментального блока 12,25 16
Г рузоподьемиость, кН 120 250
Габаритные размеры, м:
длина в транспортном положении 8,67 10,0
длина в рабочем положении 5,8 8,0
ширина в транспортном и рабочем поло- жении 2,29 2,64
Высота в транспортном положении 2,75 3,5
Высота в рабочем положении 12,7 16,3
Масса (с канатами, мачтой и электродвига- телем), кг 7600 12700
Привод главного вала от электродвигателя осуществляется при
помощи клиновых ремней.
Станок УГБ-4УК
Буровой станок УГБ-4УК (УКС-ЗОМ) предназначен для бурения
скважин на воду, для глубинного осушения обводнённых месторожде-
ний полезных ископаемых и для других технических целей.
Наличие на станке, снабжённом двигателем, мощного ударного
механизма с усовершенствованным компенсатором динамических на-
грузок, трёх барабанов и высокой мачты большой грузоподъёмности
делает станок УКС-ЗОМ более универсальным. Он позволяет бурить
скважины со значительным начальным диаметром и на большие глуби-
ны.
Пневматический ход станка обеспечивает ему большую транс-
портабельность и быстроту передвижения.
Станок может бурить скважины с начальным диаметром 900 мм,
конечным 203 мм, на глубину до 500 м. Он имеет три барабана, ударный
оттяжной механизм и телескопическую мачту.
Основными конструктивными узлами станка являются главный
вал, инструментальный барабан, ударный механизм, желоночный бара-
бан, талевый барабан, станина, мачта, блок управления и механизмы
управления станком.
От электродвигателя главный вал приводится в действие через
клиноременный привод. Главный вал станка связан с желоночным и та-
левым барабанами зубчатой передачей и цепной передачей - валом ин-
струментального барабана. При помощи фрикционных муфт включают-
ся все валы и барабаны, находящиеся на главном валу.
Кривошип ударного вала связан с оттяжной рамой двумя шату-
нами, которыми приводится в рабочее состояние.
169
Желонный и талевый барабаны могут свободно и независимо
друг от друга вращаться, хотя расположены на одном валу. Тормоза
всех барабанов - ленточные, стальные, с приклёпанной фрикционной
прокладкой. Ударно-канатные станки серийно выпускаются ООО «Да-
рин».
Буровая установка АВБ-2М
Установка АВБ-2М предназначена для ударно-канатного и виб-
рационного бурения в породах до IV категории по буримости (шкала
ЕНВ для шнекового бурения). Станок смонтирован на шасси автомоби-
ля ГАЗ-3308 или ГАЗ-66, оснащён вибромолотом для погружения и из-
влечения обсадных труб.
Техническая характеристика установки АВБ-2М
Глубина бурения, м: вибрационным способом ударно-канатным способом Диаметр породоразрушающего нако- 20 40
нечника, мм: начальный вибрационным способом 168
конечный вибрационным способом 108
начальный ударно-канатным способом 219
конечный ударно-канатным способом 89
Вибратор: тип двухблочный с удар-
ным патроном
частота колебаний (об/мин) 1300
возмущающая сила, кН 35
мощность электродвигателя, кВт Лебёдка 5,6
грузоподъёмность на крюке, кН 40
скорость подъёма, м/сек Мачта 0,4; 0,8; 1,1
максимальная нагрузка, кН 120
высота от устья скважины до оси кронб- 7,5
лока, м
Генератр Тип ЕСС5-81-4У2
мощность, кВт 20
частота вращения, об/мин 1500
Прицеп Габаритные размеры в транспортном ИАПЗ-739
положении, мм:
Длина 10360
ширина 2350
высота 3280
Масса агрегата, кг 5580
170
§ 2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И
ХАРАКТЕРНЫЕ УЗЛЫ БУРОВЫХ СТАНКОВ И
УСТАНОВОК
КИНЕМАТИЧЕСКИЕ СХЕМЫ НЕКОТОРЫХ БУРОВЫХ
СТАНКОВ И УСТАНОВОК
В настоящем разделе приводятся кинематические схемы наибо-
лее распространённых станков и установок, а также оригинальные схе-
мы станков с приводом от электродвигателей постоянного тока.
Буровая установка УКБ-12/25
Кинематическая схема базовой модели установки УКБ-12/25
приведена на рис. 47.
Рис. 47. Кинематическая схема буровой установки УКБ —12/25
Вращатель представляет собой трёхвальный редуктор с ведущей
вал-шестернёй 2, промежуточным валом 4 и шпинделем 6, играющим
роль ведомого вала. Промывочная жидкость подаётся в бурильную ко-
лонну через сальник, размещённый на верхнем конце колонны.
Двигатель / приводит во вращение вал-шестерню 2, находящую-
ся в постоянном зацеплении с конической шестернёй 3, которая жёстко
закреплена на ступице шестерни. Последняя вращается в подшипниках
на промежуточном валу 4 и находится в постоянном зацеплении с блок-
шестернёй 18, вращающейся в подшипниках на шпинделе 6. Венцом
z=40 блок-шестерня находится в постоянном зацеплении с шестернёй
/ 7, свободно вращающейся на бронзовой втулке промежуточного вала
171
4 Сменные шестерни 5 и 7 жёстко закреплены соответственно на валах
4 и 6. Первому диапазону частоты вращения (100 об/мин) шпинделя со-
ответствует нижнее положение кулачковой муфты 19 и нейтральное -
кулачковой муфты 14. Частоте вращения 270 об/мин соответствует
верхнее положение муфты 19 и нейтральное - муфты 14. Частота вра-
щения 600 об/мин достигается при нижнем положении муфты 14 и ней-
тральном - муфты 19. При смене шестерён 5 и 7 для получения II часто-
ты вращения шпинделя положение муфт для 450 об/мин аналогично
100об/мин в 1 диапазоне, а для 1200 об/мин - положению муфт при
270об/мин.
На рис. 48 показана базовая модель буровой установки УКБ-
12/25.
Рис. 48. Буровая установка
УКБ-12/25: 1 - звездочка; 2 -
цепь; 3 - бензиновый бак; 4 -
вращатель; 5 -каретка; 6 - ле-
бедка; 7 - рукоятка лебедки; 8 -
стойка; 9 - подкос; 10 - рама; 11
— центратор; 12 - колесо; 13 -
пружинный аккумулятор.
Вращатель буровой установки
УКБ-12/25 размещён на каретке 5,
перемещаемой механизмом подачи
по стойке, воспринимающей реак-
тивный крутящий момент и осевую
нагрузку. Стойка представляет собой
швеллер с приваренными к нему
обработанными полосами, стороны
которых являются направляющими
для каретки 5. В верхней и нижней
частях стойки размещены по две
звёздочки 1 цепного механизма по-
дачи. Стойка шарнирно закреплена
на раме 10 и фиксируется подкосом 9
с цанговым зажимом, позволяющим
бесступенчато регулировать
положение стойки для обеспечения
заданного направления скважины в
пределах 70 - 90°. Рама представляет
собой сварную металлоконструк-
цию. Она имеет четыре отверстия
для крепления станка к грунту шты-
рями. На раме размещаются съём-
ные колёса 12 от мотороллера «Вят-
ка», позволяющие перевозить ста-
нок, используя раму 10 в качестве
водила.
В передней части рамы может быть установлен центратор 11 для
забуривания скважины. При монтаже буровой установки для колёс от-
рываются в грунте приямки, а рама крепится к грунту коническими
штырями, воспринимающими осевую нагрузку. Для привода цепной пе-
редачи 16 (рис. 47) механизма подачи служит ручная лебёдка 12. Лебёд-
ка приводится в действие рукояткой 10, которая может размещаться в
172
положении 10а на валу звёздочки 11 или в положении 106 на валу до-
полнительной звёздочки 9, обеспечивающей увеличение усилия при
снижении скорости. Положение 10 а используется при необходимости
подъёма инструмента с большим усилием. Для ускоренного подъёма
вращателя при перекреплении и других вспомогательных операциях ру-
коятка перемещается в положение 106, при необходимости создать уве-
личенное усилие, в случае аварийных ситуаций, могут быть использо-
ваны две рукоятки в положении 10а по обе стороны лебёдки. В этом
случае двумя рабочими может быть создано усилие подъёма до 8,6 кН.
Цепная передача механизма подачи связана с вращателем через
пружинный аккумулятор 15, размещённый в каретке 13. С помощью ле-
бёдки пружина аккумулятора 75 через цепную передачу приводится в
сжатое положение, которое фиксируется храповым устройством 8. По-
сле этого осевая нагрузка создаётся пружинами через корпус вращателя
и шпиндель и измеряется по специальной шкале. Возможность измере-
ния и поддержания определённой осевой нагрузки - важное преимуще-
ство при алмазном и твёрдосплавном бурении. По мере снижения на-
грузки аккумулятор вновь подзаряжают с помощью лебёдки. Цепной
механизм подачи с лебёдкой служит не только для бурения, но и для
выполнения спуско-подъёмных и вспомогательных операций. При на-
ращивании бурильной колонны вращатель переводят механизмом пода-
чи в верхнее положение и фиксируют храповым устройством; под ним
помещают шнек или бурильную трубу и соединяют их с колонной, на-
ходящейся в скважине, и со шпинделем вращателя.
Подъём может осуществляться вращателем, для чего инструмент
соединяют со шпинделем, либо с помощью специального подъёмного
приспособления. Во втором случае врашатель открепляют и поворачи-
вают относительно каретки, на которую устанавливают подъёмное при-
способление, представляющее собой рамку с размещаемой на ней под-
кладной вилкой. Вилкой бурильные трубы захватывают за прорези в со-
единениях и извлекают из скважины. Подъём может производиться с
перехватом свечами. При освобождённом устье скважины подъём мож-
но выполнять и просто вручную.
В районах, доступных для автотранспорта, может быть использо-
вана самоходная модификация этой установки, имеющая индекс УКБ-
12/25С и смонтированная на автомобиле УАЗ-469Б (рис. 49). Станок,
используемый в самоходной установке, полностью унифицирован с ба-
зовой моделью. В нём изменена лишь конструкция рамы, на которой
смонтирована стойка с механизмом подачи и вращателем. В кузове ав-
томобиля предусмотрена металлическая платформа, на которой крепят-
ся станок и насос установки. Для приведения станка в рабочее положе-
ние ослабляют крепление рамы 12, выдвигают станок по направляющим
полозьям до упора таким образом, что ось шпинделя вращателя 8 ока-
зывается за пределами площадки автомобиля. Затем устанавливают
стойку 5 в рабочее положение, фиксируют её подкосом 2.
173
Рис. 49. Самоходная буровая установка УКБ-12|25С: 1 - автомобиль;
2 - подкос; 3 - лебедка; 4 - каретка; 5 - стойка; 6 - цепь; 7 - бензиновый бак; 8 -
вращатель; 9 - откидной кронштейн; 10 - домкрат; 11 - двигатель; 12 - рама; 13
— буровой насос.
Крепят станок зажимами и выставляют установку на откидных
винтовых домкратах 10. При переездах станок передвигают в противо-
положном направлении, и он не выходит за габариты автомашины. Ме-
жду скважинами установка перемещается при сохранении рабочего по-
ложения станка. Для этого отпускают зажим подкоса и наклоняют на-
правляющую стойку так, чтобы она опиралась на дуги тента автомоби-
ля, и фиксируют её подкосом.
При необходимости может быть развёрнуто укрытие рабочего
места, включающее в себя тент автомобиля и дополнительный полог.
Для использования станка на участках, недоступных для автотранспор-
та, он легко демонтируется с автомобиля и в этом случае не отличается
от базовой модели. На демонтаж затрачивается 5-7 мин.
В автомобиле кроме станка размещается насосная установка НБ-
25/16, комплект бурового инструмента, запасных частей, запас горюче-
го. Имеются также три места для обслуживающего персонала.
Буровой станок СКБ-41
Буровой станок СКБ-41 (рис. 50) оснащен вращателем 15 с двумя
гидропатронами, что позволяет в процессе бурения перехватывать ин-
струмент без остановки вращения шпинделя.
Компоновка станка СКБ-41 аналогична отечественным и зару-
бежным шпиндельным станкам для бурения геологоразведочных сква-
жин на твердые полезные ископаемые, у которых лебёдка 11 располо-
174
жена вдоль станка. Станок СКБ-41 собран из отдельных узлов. Такая
компоновка удобна при его монтаже, демонтаже и транспортировке.
Рис. 50. Буровой станок СКБ-41: 1 - рама; 2 - станина; 3 -сцепление; 4
- рукоятка сцепления; 5 - рукоятка включения лебедки; 6 - рычаг тормоза
подъема; 8 - тормоз спуска; 9 - рычаг тормоза спуска; 10 - рычаг коробки пере-
дач; 11 - лебедка; 12 - рукоятка раздаточной коробки; 13 - трансмиссия; 14 -
индикатор давления; 15 - вращатель; 16- гидросистема станка с автоперехватом;
17 - дроссель; 18 - прибор управления; 19 - рукоятка подачи; 20 распредели-
тель; 21 - гидравлический цилиндр перемещения станка.
Основанием станка служит рама 1 сварной конструкции, со-
стоящая из двух продольных балок, жестко связанных между собой и
имеющих направляющие, по которым перемещается станина станка 2.
Цилиндр перемещения 21 двустороннего действия штоком кре-
пится к раме, а корпусом - к станине. Он снабжен гидрозамком, по-
зволяющим фиксировать станину в любом положении.
Трансмиссия станка 13 состоит из двух скрепленных между со-
бой редукторов - раздаточной коробки (рукоятка 12) и коробки пере-
дач (рычаг 10).
Раздаточная коробка смонтирована в стальных литых полукор-
пусах. На боковой поверхности верхнего полукорпуса закреплен ин-
дикатор давления на забой 14. Шестерни, смонтированные в раздаточ-
ной коробке, позволяют удвоить число скоростей коробки передач и
передать вращение на вращатель и лебедку или отключить вращатель.
175
Коробка передач - трехходовая, пятиступенчатая с синхрониза-
торами, заимствована из грузового автомобиля ЗИЛ-130.
Детали коробки передач собраны в чугунном литом картере, за-
крытом крышкой. В картере на подшипниках установлены три вала с
шестернями. Шестерни находятся в постоянном зацеплении с шестер-
нями промежуточного вала; их включение позволяет получить четыре
прямые скорости, а включение подвижной шестерни вторичного вала -
обратную скорость. При этом прямая скорость заблокирована. Первая
скорость коробки ЗИЛ-130 в конструкции станка СКБ-41 отключена
специально установленным упором.
Буровой станок ЗИФ-650М
Кинематическая схема бурового станка ЗИФ-650М показана на
рис. 51. Станок благодаря наличию между главным фрикционом и ко-
робкой передач двухступенчатого редуктора 5 имеет восемь скоростей,
что позволяет бурить скважины не только твёрдыми сплавами, но и ал-
мазными коронками на высоких частотах вращения (до 800 об/мин).
Рис 51. Кинематическая схема бурового станка ЗИФ-650М: 1 - при-
водной электродвигатель станка; 2 - электродвигатель маслонасоса; 3 - масло-
насос; 4, 5 - редуктор с муфтой сцепления; 6 - тормоз спуска; 7 - лебедка; 8 -
тормоз подъема; 9 - раздаточная коробка; 10 - гидравлический зажимной па-
трон; 11 - вращатель; 12 - станина; 13 - рама.
176
Вращение от электродвигателя 1 поступает через непостоянно
замкнутый фрикцион в двухступенчатый редуктор 5. При зацеплении
шестерни z=25 с шестернёй z=30 редуктор включен, и вращение двига-
теля передается четырёхскоростной коробке передач, объединенной в
одном картере с коробкой 9.
При зацеплении шестерни вторичного вала z =35 с шестернёй
промежуточного вала z =20 включается первая скорость. Если шестер-
ню z =42 ввести в зацепление с шестернёй z =33, то будет включена
вторая скорость. Зацепив шестерню z=31 с шестерней z=44, получим
третью скорость, а зацепив внутренний зубчатый венец шестерни z =31
с длинным зубчатым венцом шестерни z =22 первичного вала - четвёр-
тую скорость.
Если шестерню z=25 двухступенчатого редуктора ввести в за-
цепление с шестернёй z=45 промежуточного вала, то редуктор ока-
жется включенным, и пониженные обороты через постоянно зацеп-
ленные шестерни z=40 и z=30 передаются в коробку передач. Так по-
лучается восемь скоростей: четыре пониженные при включённом ре-
дукторе и четыре повышенные при выключенном редукторе.
Из коробки передач восемь скоростей передаются шестернями
z=42, z=63, z=75 на шестерню z=63, имеющую кроме наружного зуб-
чатого венца два внутренних. Одним внутренним венцом шестерня
через зубчатую полумуфту передает вращение на вал лебёдки 7, дру-
гим - через зубчатую двустороннюю полумуфту z=44 и z=40 на кони-
ческую пару вращателя. Если зубчатый венец z=40 двусторонней по-
лумуфты зацепить с промежуточными шестернями z=35 и z=22, то
вращение шпинделя меняется на обратное - левое.
Солнечная шестерня z=27 вала лебедки через три сателлита
z=39 передает вращение зубчатому венцу z=105 барабана.
Грузоподъемность лебедки увеличена до 35 кН. Для тормозов
применены ретинаксовые накладки с высокой износостойкостью. На-
личие верхнего гидромеханического патрона позволяет облегчить и
обезопасить труд помощника машиниста буровой установки при пере-
креплении шпинделя, так как патрон раскрепляется и закрепляется
дистанционно машинистом буровой установки. Все вращающиеся
части гидропатрона закрыты, кожухом. Поршни гидроцилиндров ос-
нащены резиновыми манжетами; низ гидроцилиндров сделан разъем-
ным. Манжеты поршня и сальники гидроцилиндров самоподжимные.
Для безопасности работ на высоте станок имеет лестницу с пло-
щадкой, а шпиндель - откидное ограждение. Индивидуальный электро-
привод маслонасоса станка позволяет улучшить условия эксплуатации
гидросистемы.
Буровой агрегат ЗИФ-1200МР
Агрегат ЗИФ-1200МР имеет в коробке скоростей три вала, а не
четыре, так как у нее промежуточная коробка не объединена с коробкой
177
13 Зак. 274
скоростей: первичный вал 1 (рис. 52), промежуточный вал 3, вторичный
вал 2 и вал 73 промежуточной шестерни.
Рис. 52. Кинематическая схема коробки скоростей станков типа ЗИФ
Корпус коробки скоростей состоит из трех отдельных частей:
стального литого корпуса, стальной литой крышки корпуса и чугунно-
го литого поддона.
Во всех станках типа ЗИФ первичный вал изготовлен как одно
целое с шестерней 4, имеющей удлинённый зуб. Вторичный вал 2 яв-
ляется продолжением первичного вала и имеет общую с ним ось. Ле-
вый конец вторичного вала 2 опирается на два однорядных шарико-
подшипника внутри шестерни 4, поэтому передать вращение от пер-
вичного вала вторичному без зацеплений шестерен нельзя. Шестерня
6 с внутренним зубчатым венцом и блок шестерен 9 и 10 посажены на
шлицы вторичного вала свободно, поэтому могут перемещаться вдоль
его оси специальными вилками. Шестерни 5, 7, 8 и 77 посажены на
шлицах промежуточного вала 3 неподвижно. Шестерня 5 находится в
постоянном зацеплении с шестерней 4. Крыльчатка 12, неподвижно
сидящая на промежуточном валу, служит для смазки подшипников и
шестерен верхней части коробки скоростей путём разбрызгивания
масла. Зацепляя шестерню 10 с шестерней 77, получаем I скорость,
при соединении шестерни 9 с шестерней 8 - II скорость, шестерни 6 с
шестерней 7 - III и, наконец, надвигая внутренний венец шестерни 6
на удлиненный зуб шестерни 4, имеем IV скорость. Шестерня 14 за-
креплена неподвижно на вторичном валу и служит для передачи вра-
щения через шестерню 15 на лебёдку и вращатель.
178
На станках ЗИФ-1200МР обратное вращение шпинделя осуще-
ствляется за счет реверса (обратный ход) электродвигателя. Скорости
буровых станков ЗИФ переключают при помощи одной рукоятки 1
(рис. 53) (как у автомобилей). Механизм переключения смонтирован
на одной плите и прикрепляется к корпусу коробки скоростей болта-
ми. Механизм переключения состоит из двух валиков 3 и 4, переме-
щающихся в осевом направлении в двух подшипниках 7 и 7 7, закреп-
ленных на плите. На валиках закреплены вилки 5 и б, с помощью ко-
торых по вторичному шлицевому валу коробки скоростей передвига-
ются две блок-шестерни. Вилкой 5 включают I и II скорости, вилкой 6
-III и IV.
Рис. 53. Механизм переключения скоростей станков типа ЗИФ
С помощью двухступенчатого редуктора трёх- и четырёхскоро-
стные коробки позволяют получить шесть и восемь частот вращения.
Каждый валик с помощью шарика 8 и пружины 9 может фиксировать-
ся в трёх положениях, для чего на валике имеются три лунки. Для ка-
ждой блок-шестерни среднее положение - нейтральное, крайние - ра-
бочие. Перемещение валиков и установка их в одно из трех положе-
ний производятся рычагом переключателя 2, для этого на каждом ва-
лике имеется поперечный паз. Чтобы рычаг 2 сцепился с валиком 4,
необходимо паз валика 3 совместить с вырезом в подшипнике 12. Это
положение будет соответствовать нейтральному положению шестер-
ни, управляемой вилкой 6, что, в свою очередь, исключает возмож-
ность включения двух скоростей одновременно. Кроме того, переклю-
чение какого-либо валика в одно из рабочих положений возможно
только при нейтральном положении другого валика. Такая блокировка
осуществляется шариком 70 в подшипнике 77 и фиксируется в лунках
на валиках 3, 4.
179
13»
Буровой станок СКБ-7П
Общий вид станка приведен на рис. 54. Кинематическая схема
станка СКБ-7П, проста, так как в станке отсутствуют фрикцион, короб-
ка передач и тормоз подъёма инструмента. Это стало возможным в ре-
зультате применения в качестве привода электродвигателя постоянного
тока с тиристорным преобразователем, что обеспечивает плавное регу-
лирование частоты вращения шпинделя в пределах 0-1500 об/мин. Ле-
бёдка 7 имеет только электрогидравлический тормоз, предназначенный
для аварийного торможения или подвешивания снаряда при длительной
остановке станка. Станок оснащается тремя типами вращателей: с авто-
перехватом; с одним гидропатроном и увеличенным ходом шпинделя; с
ротором.
Рис. 54. Общий вид бурового станка СКБ-7П
Электродвигатель Д-812 8 станка соединяется двумя зубчатыми
полумуфтами и промежуточным валом с раздаточной коробкой. Раз-
даточная коробка 5 передает вращение на вращатель 4 или на лебедку
7.
Вращатель или лебёдка включается зубчатыми полумуфтами,
расположенными на горизонтальном валу вращателя и на верхнем ва-
лу раздаточной коробки соответственно.
При включении верхней зубчатой полумуфты вращение и кру-
тящий момент через торсионный вал передаются на солнечную шес-
терню, закрепленную шлицами на левом конце торсионного вала.
Солнечная шестерня, в свою очередь, связана с тремя сателлитами,
смонтированными на подшипниках в стальном литом водиле. Сател-
литные шестерни, обкатываясь по венцовой неподвижно закрепленной
в кронштейне шестерне, вращают водило и жёстко соединенный с ним
180
шпонкой вал с закрепленным на нем барабаном лебедки. Система
управления лебедкой при включении приводного электродвигателя
обеспечивает автоматическое раскрытие тормозных колодок, удержи-
вающих барабан лебедки.
При включении нижней зубчатой полумуфты вращение от про-
межуточной шестерни раздаточной коробки передается на горизон-
тальный вал вращателя и паре конических зубчатых колес с круговым
зубом. Одно колесо закреплено на горизонтальном валу, второе - на
приводной муфте. От приводной муфты вращение передается теле-
скопически входящему в неё шпинделю.
Буровой станок СКБ-7П (рис. 54) состоит из следующих основ-
ных узлов: рамы /, станины 2, раздаточной коробки 5, лебедки 7, тор-
моза 6, вращателя с гидропатронами 4, кожуха механизма захвата 5,
блока питания гидросистемы и пульта управления.
Рама устанавливается через амортизаторы на основании буро-
вой установки и закрепляется на ней болтами. На раму опирается ста-
нина, служащая каркасом для монтажа основных узлов станка. Стани-
на воспринимает все нагрузки, действующие на станок как в процессе
спуско-подъемных операций, так и при бурении. Максимальные на-
грузки действуют на станину при ликвидации аварий, в частности
прихвата бурового снаряда гидроцилиндрами вращателя.
На станине установлены: раздаточная коробка 5, лебедка 7 и
тормоз 6. Верхняя часть корпуса раздаточной коробки служит крон-
штейном для опоры вала лебедки и крепления корпуса редуктора вра-
щателя. На наружной лицевой части корпуса раздаточной коробки, в
ее верхней части, помещены две рукоятки. С помощью верхней вклю-
чается планетарный редуктор лебедки, а с помощью нижней - кониче-
ский редуктор вращателя.
С задней торцовой стороны станины расположен кронштейн с
площадкой, на которой установлен главный электродвигатель станка,
соединенный с первичным валом раздаточной коробки валом с двумя
зубчатыми муфтами. На одной из полумуфт со стороны электродвига-
теля собран редуктор датчика и датчик частоты вращения шпинделя
вращателя. В нижней части станины шарнирно закреплен цилиндр пе-
ремещения станка, шток которого шарнирно крепится к кронштейну
рамы. Снаружи, на нижних продольных уголках станины, с обеих её
сторон установлены автоматические захваты.
При помощи цилиндра перемещения станина со всеми установ-
ленными на ней узлами может передвигаться по раме вдоль ее про-
дольной оси, при этом в начале и в конце ее движения осуществляется
автоматическое открепление или закрепление струбцинами автомати-
ческих захватов станины на раме.
Вращение бурового снаряда производится вращателем. Конст-
рукция крепления конического редуктора на корпусе раздаточной ко-
робки позволяет разворачивать вращатель в плоскости, перпендику-
181
лярной к оси станка. Вращатель оборудован двумя гидроцилиндрами
подачи и двумя зажимными патронами: верхним - пружинно-
гидравлическим и нижним - гидравлическим.
Подача инструмента, регулирование осевой нагрузки, управле-
ние патронами, а также операции перемещения станка по раме от
устья скважины и обратно выполняются электрогидравлической сис-
темой управления. Все элементы и механизмы гидросистемы станка
для обеспечения надежности и удобства обслуживания (при эксплуа-
тации и ремонте) собраны в отдельный блок - блок питания гидросис-
темы.
Блок питания - это металлический шкаф, в нижней части которо-
го установлен электродвигатель со спаренным маслонасосом и фильт-
рами. На металлической панели установлены электромагнитные золот-
ники и релейно-контакторный блок систем управления подачей.
Буровой агрегат БАК-1200/2000
Буровой агрегат в применении без планетарного редуктора имеет
самую простую кинематику, так как подвижный электровращатель пе-
редаёт крутящий момент через механический или гидравлический па-
трон непосредственно бурильной колонне.
Планетарный редуктор, устанавливаемый при бурении скважины
большого диаметра или аварийных ситуациях взамен механического
или гидравлического патрона, обеспечивает увеличение крутящего мо-
мента в 4 раза.
Кинематическая схема буровой установки УШ-2Т4
Кинематическая схема шнековой буровой установки УШ-2Т4
приведена на рис. 55.
Привод механизмов вращения осуществляется от вала отбора
мощности 1 трактора, с которого крутящий момент через шлицевой уд-
линитель 2 передаётся на коробку передач. Через угловой конический
редуктор 3 вращение передаётся на вертикальный ведущий вал 7. Меж-
ду коническим редуктором и ведущим валом установлена предохрани-
тельная муфта, рассчитанная на крутящий момент 7500 Нм, и подвиж-
ная соединительная муфта 4, необходимая для отсоединения ведущего
вала от блока привода при укладке мачты в транспортное положение.
С ведущего вала крутящий момент передаётся через вращатель 6,
представляющий собой одноступенчатый редуктор, на элеватор для
шнеков 5. Элеватор имеет возможность отклоняться от оси скважины,
обеспечивая удобство захвата шнеков при наращивании. В отклонённом
положении элеватор крутящий момент не передаёт.
182
Рис. 55. Кинематическая схема буровой установки УШ-2Т4: 1 - вал
отбора мощности; 2 - карданный вал; 3 - коробка передач; 4 - угловой редуктор;
5 - подвижная муфта; 6 - элеватор для шнеков; 7 - вращатель; 8 - ведущий вал.
ХАРАКТЕРНЫЕ УЗЛЫ БУРОВЫХ СТАНКОВ
Основные узлы станков с механической трансмиссией:
а) главный фрикцион для плавного подключения станка к двига-
телю. Применяется при переключении скоростей в коробке передач, при
включении вращателя или лебедки, для быстрой остановки станка, для
кратковременного включения вращателя и т. д.;
б) многоступенчатая коробка передач осуществляет вращение
от двигателя вращателю и лебедке и служит для изменения частоты
вращения бурового снаряда и скорости подъема его из скважины;
в) многоскоростная планетарная лебедка предназначена для
спуска и подъема бурового снаряда, обсадных труб и разгрузки массы
бурового снаряда при бурении с ведущей трубой;
г) многочастотный вращатель служит для вращения бурового
снаряда;
д) гидроцилиндры регулятора подачи бурового инструмента по-
зволяют создавать на вращающейся колонне труб дополнительную на-
грузку или разгрузку и поддерживать её при бурении.
Главный фрикцион
Главный фрикцион - это муфта, в которой ведущий вал передает
вращение ведомому через один или несколько дисков, которые могут
183
иметь фрикционные накладки. На некоторых буровых станках установ-
лены фрикционы разных конструкций: сухой дисковый постоянно
замкнутый, сухой дисковый непостоянно замкнутый (ЗИФ-1200МР,
ЗИФ-650М).
Сцепление станка СКБ-41
Сцепление станка СКБ-41 (рис. 56) — однодисковое, сухое, пред-
назначенное для плавного соединения трансмиссии с электродвигате-
лем. Детали узла заимствованы из автомобиля ЗИЛ-130.
Рис. 56. Сцепление станка СКБ-41: 1 - втулка; 2 - фланец; 3 - корпус;
4 - ведущий диск сцепления; 5 - ведомый диск сцепления в сборе; 6 - нажим-
ной диск сцепления с кожухом в сборе; 7 - крышка; 8 - трансмиссия; 9 - рычаг;
10- тяга; 11 - гайка.
В конструкции сцепления к фланцу втулки 7, сидящей на валу
электродвигателя, крепится ведущий диск 4 сцепления, к которому при
помощи чугунного нажимного диска 6 прижимается ведомый диск 5 с
фрикционными накладками. Диск 5 находится на шлицевом валу ко-
робки передач.
Сцепление с маховиком смонтировано в сборном корпусе, со-
стоящем из фланца, корпуса и крышки.
Главный фрикцион бурового станка ЗИФ-650М
Сухой, непостоянно замкнутый двухдисковый фрикцион (рис. 57)
все чаще устанавливается на буровых станках из-за большой надежно-
сти в работе и простой регулировки. Вращение от первичного вала I
фрикциона на вторичный 13 передаётся благодаря трению между веду-
щими (6 - нажимной, 9 - промежуточный, 12 - упорный) и ведомыми 8
184
дисками. Ведомые диски 8 имеют фрикционные накладки и наружные
зубчатые венцы, которыми они находятся в постоянном зацеплении с
внутренним венцом 7 муфты 10 вторичного вала. Ведущие диски сидят
на шлицах ведущего корпуса. Если кулачки 5 (3 шт.) не нажимают на
диск 6, то под действием пружин 11 все диски расходятся, и вращение
от первичного вала вторичному не передается. Нажим кулачками 5 осу-
ществляется с помощью крестовины 75, на которой они посажены
шарнирно, выжимной муфты (подшипника) 3 и тяги 4 (3 шт.). Переме-
щая рычагом 17 муфту 3 по валу 7 вправо, проходят неподвижную точ-
ку (максимальный нажим кулачков), когда тяги 4 располагаются строго
вертикально. Затем происходит «щелчок», и муфта продвигается по ва-
лу. Этим фиксируется включенное положение. Крестовина 15 на валу 7
находится на резьбе и фиксируется болтом 16. В тыльной части ведуще-
го корпуса имеются отверстия под болт 16. Главный фрикцион регули-
руется поворотом крестовины 75 по резьбе относительно вала. Для уве-
личения нажима крестовину вращают вправо (по часовой стрелке).
Фрикцион смазывается через масленку 2 выжимной муфты. При нагне-
тании смазки ЦИАТИМ-201 смазывается выжимной подшипник. Затем
по каналу 18 в первичном валу масло попадает в подшипник 14 вторич-
ного вала.
Рис. 57. Схема главного фрикциона бурового станка ЗИФ-650М
Затяжку дисков и, следовательно, крутящих моментов, переда-
ваемых колонне бурильных труб, можно регулировать. Это предотвра-
щает обрыв бурильных труб, особенно если бурильная колонна изно-
185
12 Зак. 274
шена. Аналогичный фрикцион разработан к станку ЗИФ-1200МР для
замены старого постоянно замкнутого фрикциона.
Лебёдка
Лебёдка бурового станка предназначена для подъёма и спуска
бурового снаряда в скважину, колонн обсадных труб, ликвидации ава-
рий и других операций. На большинстве буровых станков установлены
лебёдки планетарного типа. Кинематическая схема планетарной лебёд-
ки дана на рис. 58. Вал лебёдки 15, приводимый в движение шестерней
12, свободно вращается в двух двухрядных сферических подшипниках
14. На валу жёстко (на шпонках) посажена шестерня 3, получившая на-
звание солнечной. Тормозная крышка 5, водило 8 и барабан 10 на валу
посажены на шарикоподшипниках свободно.
Рис. 58. Кинематическая схема планетарной лебёдки бурового станка
Барабан 10 лебедки с левой стороны имеет расточку, в которой
запрессован зубчатый венец 6, с правой стороны — тормозной шкив 13.
Зубчатый венец 6 находится в постоянном зацеплении с тремя сателли-
тами ], вращающимися на шарикоподшипниках 4, установленных в
гнездах тормозной шайбы 5 и водила 8. Тормозная шайба и водило
скреплены между собой шестью болтами и образуют вместе с сателли-
тами и шарикоподшипниками отдельный блок, вращающийся на шари-
ковых подшипниках 9 и 2 на валу 75. Сателлиты, сцепляясь с венцом б,
находятся одновременно в зацеплении с солнечной шестерней 3.
Для управления лебедкой предусмотрено два колодочных тор-
моза: тормоз подъема 7 и тормоз спуска бурового снаряда 11. Если пе-
редать вращение с помощью шестерни 12 на вал 15, одновременно за-
тормозив тормозной шкив барабана тормозом спуска 77, вал лебёдки
будет вращаться, значит, будет вращаться и шестерня 3. Зубчатый ве-
нец 6 неподвижен, так как барабан заторможен. Сателлиты, вращаясь
вокруг своих осей, вынуждены обкатываться по зубчатому венцу 6.
186
Тормозная шайба 5 и водило 8 вращаются, увлекаемые сателлитами 1.
Канат на барабане в этом случае не наматывается и не разматывается.
Если затормозить шайбу 5 тормозом подъёма 7 (тормоз спуска в этом
случае нужно обязательно отпустить), то сателлиты вынуждены будут
вращаться только вокруг своей оси. Вращение от солнечной шестерни
3 через сателлиты будет передаваться зубчатому венцу 6 и вместе с
ним барабану лебедки. Канат наматывается на барабан - идет подъем
груза. Если тормозной шкив барабана и тормозная шайба будут рас-
торможены, барабан 10 под действием подвешенного на канате груза
начнёт вращаться в обратную сторону, разматывая канат.
Лебёдки станков глубокого бурения на нефть и газ имеют водя-
ное охлаждение. На рис. 59 дана кинематическая схема лебёдки с во-
дяным охлаждением.
Рис. 59. Кинематичекая схема лебедки бурового станка с водяным
охлаждением
Тормоз спуска у них левый. Вращение на вал 1 лебёдки посту-
пает от зубчатой полумуфты 15. На валу жестко (на шпонках) крепит-
ся солнечная шестерня 2. Солнечная шестерня постоянно зацеплена с
тремя сателлитами 3, сидящими на осях на двух шарикоподшипниках.
Оси сателлитов жёстко закреплены в барабане 7, посаженном на валу
свободно (на шарикоподшипниках). На валу 1 свободно сидит тор-
мозная крышка 5 с внутренним зубчатым венцом 4, с которым зацеп-
ляются все сателлиты. На рис. 59 изображен условно только один са-
теллит, а другие два, расположенные по окружности через 120°, не
видны. При вращении вала и солнечной шестерни 2 сателлиты, оста-
ваясь на месте (барабан 7 неподвижен), передают вращение через ве-
нец 4 тормозной крышке 5. Нажав на колодочный тормоз 6, останав-
ливают крышку 5, а с нею и венец 4. Сателлиты начинают двигаться
по венцу 4 и заставляют вращаться барабан 7, на который наматывает-
187
12*
ся канат, и идет подъём груза. Для остановки поднятого груза нажи-
мают на тормоз спуска 9, а тормоз подъема 6 отпускают.
Спуск инструмента в скважину осуществляют с помощью тормо-
за спуска. Для охлаждения тормозного шкива в нем имеется водяная
рубашка 8, в которую подводится по штуцеру 12 и шлангу 13 вода. За-
бирая тепло, вода по шлангу 10 и штуцеру 11 уходит в бак. Лебёдка с
помощью роликовых подшипников закреплена в кронштейнах 14
Лебёдка съёмного керноприёмника Л5-П
Лебёдка, разработанная СКБ «Геотехника» (рис. 60), предназна-
чена для подъёма и спуска съёмного керноприёмника при бурении с ис-
пользованием комплексов КССК-76, ССК-46, ССК-59, ССК-76 для
скважин глубиной до 3000 м. В качестве навиваемого элемента вместо
каната используется проволока диаметром 3 мм.
Лебёдка оснащена барабаном 1, коробкой передач 2, укладчи-
ком 3, указателем глубины 4, тормозом 5. Лебёдка монтируется на ра-
ме 6. Привод-электродвигатель 7 мощностью 5,5 Квт с оснащением
электроаппаратурой. Укладчик и барабан имеет ограждение 8, а рабо-
чая проволока - заделку пружинную 9 с шарниром 10.
Техническая характеристика лебедки Л5-П
Ёмкость барабана лебёдки, м 3100
Скорость навивки проволоки по слоям - пер-
вый (последний), м/с
на I скорости
на П скорости
Максимальное тяговое усилие, кН
Габариты (длина х ширина х высота), мм
Масса, кг
1,62(2,18)
2,3 (3,09)
3
895 х 830 х 1070
1000
Лебёдка может быть использована в комплекте с любой буровой
установкой.
Лебёдка бурового станка СКБ-41
Лебёдка планетарного типа (рис. 61) расположена вдоль станка
над коробкой передач. Передняя шлицевая часть вала лебедки входит в
шлицевое отверстие раздаточной коробки, а задний конец вала через
сферический роликовый подшипник закреплен в стальном кронштейне,
установленном на корпусе сцепления станка. Вращение от подвижной
солнечной шестерни 3 при заторможенном шкиве тормоза подъёма пе-
редается барабану 1, а при заторможенном тормозе спуска - через шес-
терни 5 водило 2 и связанному с ним шкиву тормоза подъёма 4.
Тормоз спуска колодочного типа (рис. 62) закреплен на зад-
ней продольной балке станка. Торможение осуществляется стягивани-
ем колодок 7 и 2 при помощи тяги 6, которая получает движение от
188
Рис. 60. Лебёдка съёмного керноприёмника Л5-П.
4
3
2
1
5
Рис. 61. Планетарная лебедка бурового станка СКБ-41
эксцентрика 9, связанного с тормозной рукояткой 5. В расторможен-
ном положении рукоятка удерживается пружиной 8.
Тормоз подъёма по конструкции и работе аналогичен тормозу
спуска. Отличается лишь отсутствием собачки 4, фиксирующей тор-
мозную рукоятку в заторможенном положении.
Рис. 62. Тормоз спуска лебёдки бурового станка СКБ-41: 1 - ко-
лодка верхняя в сборе; 2 - колодка нижняя в сборе; 3,7 - гайки; 4 - стопор; 5
- рукоятка с втулкой; 6 - тяга; 8 - пружина; 9 -эксцентрик.
190
Вращатели
Вращатели подразделяются на шпиндельные, роторные и под-
вижные. Шпиндельный вращатель передает вращение буровому снаря-
ду через ведущую бурильную трубу, закрепленную в шпинделе двумя
зажимными патронами. Ведущая труба, вращаясь со шпинделем, может
вместе с ним подниматься и опускаться, а следовательно, разгружать
снаряд или создавать дополнительную нагрузку. Роторный вращатель в
отличие от шпиндельного вращает бурильную трубу, не воздействуя на
нее в осевом направлении. Эта труба многогранного сечения (трёхгран-
ник или квадрат) также называется ведущей.
Шпиндельный вращатель станков типа ЗИФ
Шпиндельный вращатель станков типа ЗИФ изображен на рис.
63.
Рис 63. Шпиндельный вращатель буровых станков типа ЗИФ
Корпус вращателя 7 оснащён двумя гидроцилиндрами 7, в кото-
рых поршни 2 через штоки 3 связаны со шпинделем 5 траверсой 4. На-
правляющие штоки 6, соединяющие траверсу с корпусом вращателя,
служат для защиты сальников 8 от вибрации, возникающей в шпинделе
и рабочих штоках при бурении. Через люк 9 осматривают и смазывают
коническую пару в корпусе вращателя. На концы шпинделя 5 навинчи-
ваются зажимные патроны: верхний на левой резьбе, нижний - на пра-
вой. При подаче масла в цилиндры снизу (под поршни) поршни 2 под-
нимаются вверх и поднимают штоки 3, траверсу 4 и шпиндель 5, а, сле-
довательно, и всю колонну труб. Если же подавать масло в цилиндры
191
сверху, то поршни будут опускаться и тянуть вниз траверсу, а через неё
- шпиндель с патронами, передавая нагрузку на колонну бурильных
труб.
Вращатель бурового станка СКБ-41
Вращатель станка СКБ-41 (рис. 64) смонтирован в фасонном
стальном корпусе 1 и крепится шестью болтами к фланцу раздаточной
коробки с Т-образным круговым пазом, что обеспечивает поворот вра-
щателя при бурении наклонных скважин. В корпусе смонтирован гори-
зонтальный вал-шестерня 2, по которому перемещается шестерня 3,
служащая для включения быстрого и медленного ряда скоростей, а так-
же вертикальная приводная муфта 4 со второй конической шестерней.
На нижнем конце муфты смонтирован нижний гидропатрон. Верхний
гидропатрон смонтирован на шпинделе 6 вращателя, который входит в
шлицевое отверстие муфты.
Рис. 64. Вращатель бурового станка СКБ-41: 1 - корпус с втулками; 2 - вал-
шестерня; 3 - шестерня; 4 - муфта приводная; 5 - цилиндр; 6 - шпиндель; 7 -
обойма; 8 - кулачок; 9 - поршень; 10,22 - стакан; 11 - цилиндр со штуцером; 12
- маслоуказатель; 13 - пакет пружин верхний; 14 - крышка; 15 - болт; 16 - ко-
жух; 17,26 - полукольцо; 18 - кожух нижний; 19 -- крышка; 20 - гильза; 21 -
гайка; 23 — шпиндель нижнего патрона; 24, 28 - прокладка; 25 - крышка; 27 -
обойма; 29, 30, 41, 43 - кольца; 31, 33, 34, 36, 40, 42, 44 - подшипники; 32, 37,
38, 39 - манжеты.
192
Подвижный электровращатель бурового агрегата БАК-1200/2000
Вращатель агрегата имеет оригинальную конструкцию и состоит
из следующих основных механизмов и деталей:
- электродвигатель ДК-820 с полым ротором;
- вентилятор-наездник с кожухом;
- цапфы заделки гидроцилиндров подачи;
- втулки заделки направляющих стоек;
- электродвигатель вентилятора;
- траверса;
- сменные элементы (механический, гидравлический патрон или
усилитель крутящего момента);
- шпиндель вращателя;
- центратор бурильных труб;
- лапы крепления вращателя.
Вращатель (рис. 65) агрегата БАК-1200/2000 выполнен в виде
электродвигателя 1 постоянного тока с полым ротором, мощность ко-
торого составляет 80 кВт.
Рис. 65. Подвижный вращатель бурового агрегата БАК-1200/2000
Во избежание перегрева двигателя при работе на максимальных
нагрузках в длительном режиме он оснащается дополнительным вен-
тилятором-наездником 2 с индивидуальным электродвигателем малой
193
мощности 5. Вращатель монтируется на гидроцилиндрах подачи при
помощи цапф 3, расположенных соосно с ним и на стойках с помощью
втулок 4, закреплённых крышками к траверсе вращателя 6. В нижней
части вращатель крепится на стойках лапами 10. В верхней части на
шлицевом валу полого шпинделя 8 крепятся сменные части 7 в виде
механического, гидравлического патрона или усилителя крутящего
момента с передаточным числом 1:4. В процессе бурения через полый
шпиндель пропускается ведущая труба с закреплением в механиче-
ском или гидравлическом патроне для передачи крутящего момента и
осевого усилия. Предусмотрена и свободная подача инструмента при
освобождённых плашках зажимных патронов.
В нижней части шпинделя электровращателя на резьбе монтиру-
ется центратор бурильных труб 9.
Вращатель бурового станка УРБ-2А2
Вращатель бурового станка УРБ-2А2, предназначенный для ис-
пользования в комплексах КГК (рис. 66), имеет характерные особенно-
сти.
Рис. 66. Вращатель буровой установки УРБ-2А-2ГК: 1 - насос шестеренча-
тый; 2, 24 - валы; 3, 6, 9, 26, 27 - подшипники; 4 - вилка; 5 - валик управления;
7 - блок шестерни; 8, 21, 22, 23, 25 - шестерни; 10, 11 - полумуфты; 13 - мотор-
насос; 14 - крышка; 15 - маслопровод; 16 - промывочный сальник; 17 - труба
керноотводящая; 18 - стяжка; 19 — манжета; 20 - корпус; 28 - шпиндель; 29 -
разгрузочное устройство; 30 - элеватор; 32 - ниппель4 33 - труба внутренняя.
194
Он представляет собой механизм с трёхскоростной коробкой пе-
редач. Верхний конец шпинделя вращателя снабжён двухканальным
промывочным сальником Гб, а нижний - элеватором 30 (описанным в
гл-V, § 3, рис. 24). Через шпиндель вращателя пропущена внутренняя
труба 33, за счёт чего образуется два разобщённых канала подачи про-
мывочной жидкости: кольцевой для поступления жидкости в межтруб-
ное пространство бурильной колонны и центральный, сообщающийся с
её центральным каналом. Труба промывочного сальника снабжена спе-
циальным наконечником для соединения с внутренними трубами двой-
ной колонны.
Зажимные патроны буровых станков
Зажимные патроны буровых станков предназначены для закреп-
ления ведущей трубы при вращении колонны бурильных труб. Патроны
по принципу действия подразделяются на два типа: механические и
пружинно-гидравлические.
Механический зажимной патрон
Механический патрон (рис. 67, а) состоит из стального корпуса,
двух подвижных частей, закреплённых на одной оси, стяжного блока,
пружины для их разведения, зажимных кулачков 7 и 8. Кулачки имеют
насечку (резьбу), причем, чтобы ведущая труба не проскальзывала и не
проворачивалась, на кулачке 7 насечка правая, а на кулачке 8 - левая.
Верхний и нижний патроны комплектуются зажимными кулачками для
разных диаметров труб в зависимости от типа станка.
Рис. 67. Механические закжимные патроны: а - нижний патрон: 1 -
корпус; 2, 3 - подвижные части; 4 - ось; 5 - стяжной болт; 6 - пружина; 7 -
кулачок с правой насечекой; 8 — кулачок с левой насечкой; 9 — стопорная шай-
ба; 10 - стопорный винт; 11 - болт; б - верхний патрон: 1 корпус; 2 - зажим-
ной болт; 3 - распоное кольцо; 4 - кулачок.
195
Для бурения в мягких породах, чтобы не перекреплять патроны,
применяют длинную трёхгранную ведущую трубу и специальный па-
трон с трёхгранным отверстием (рис. 67, б). Патрон для ведущей тру-
бы навинчивается на верхнюю левую резьбу шпинделя вместо зажим-
ного патрона с подвижными секторами. На нижний конец шпинделя
навинчивается направляющая втулка-патрон для центрирования ниж-
него конца ведущей трубы. Патрон для ведущей трубы имеет три ку-
лачка с зажимными болтами, которыми при осложнении или аварий-
ном отключении электроэнергии можно зажать ведущую трубу и с
помощью гидравлической подачи приподнять снаряд с забоя.
Пружинно-гидравлический зажимной патрон
Шпиндель 1 пружинно-гидравлического патрона (рис. 68) соеди-
нён со шпинделем 10 вращателя при помощи прямоугольной резьбы,
которая передает осевые нагрузки и с шлицевой муфтой 9, передающей
крутящий момент. Такое комбинированное соединение предотвращает
затяжку по резьбе.
Рис. 68. Пружинно-гидравлический зажимной патрон
Ведущая труба зажимается четырьмя кулачками 7 с помощью та-
рельчатых пружин 2, передающих осевую нагрузку через клиновые со-
единения. Разжимаются кулачки усилием гидравлического давления.
Гидравлический цилиндр 3 патрона установлен на фланце 11 тра-
версы вращателя и соединен маслопроводом с краном управления. При
повышении давления в цилиндре поршень 4 через упорный подшипник
5 и обойму 6 сжимает тарельчатые пружины 2. Обойма, перемещаясь
вниз, разводит при помощи Т-образных пазов кулачки 7 в радиальном
направлении, освобождая ведущую трубу.
196
Кулачки перемещаются в пазах шпинделя 1 патрона. Сверху па-
трон защищен крышкой 5. Закрепление и раскрепление трубы гидропа-
троном осуществляются с пульта управления.
Зажимные патроны бурового станка СКБ-41
Верхний патрон состоит из пакета цилиндрических спиральных
пружин, создающих механическое усилие зажима, обоймы 7 (рис. 64) с
наклонными пазами, передающей это усилие четырём кулачкам 8, за-
крепляющим ведущую трубу, и силового одностороннего поршня 9, ко-
торый при подаче масла в цилиндр через стакан 10 и радиально-
упорный подшипник, поднимая обойму, разводит кулачки. Пружины
верхнего патрона предварительно сжаты каждая на своем стержне пу-
тём ввинчивания его во втулку верхней опорной шайбы. Шайба упира-
ется в два полукольца 17, которые фиксируются крышкой 14.
В нижнем гидропатроне механическое усилие, создаваемое че-
тырьмя пружинами, разводит кулачки, а при подаче масла в цилиндр
нижнего патрона зажимает рабочую штангу Пружины патрона предва-
рительно поджаты с помощью гайки 21, зафиксированной на шпинделе
нижнего патрона 23 вращателя стопорным винтом.
Гидравлическая система бурового станка
Гидравлическая система на станках колонкового бурения даёт
следующие преимущества:
- облегчает труд машиниста буровой установки и его помощни-
ков;
- позволяет:
- достаточно точно регулировать и контролировать нагрузку на
породоразрушающий инструмент;
- машинисту буровой установки фиксировать контакты пород
различной крепости;
- не допускать падения в скважину бурового инструмента при
обрывах и встрече пустот;
- использовать гидросистему как домкрат или как пресс;
- механизировать и автоматизировать перекрепление патронов
шпинделя;
- применять труборазвороты с приводом от гидродвигателей;
- в самоходных буровых установках поднимать и опускать мачты
после или перед транспортировкой бурового оборудования;
- перемещать буровой станок по раме при освобождении устья
скважины;
- облегчить ручной подъём снаряда от забоя при отключении
электроэнергии или поломке двигателя.
Принципиальная схема гидравлической системы бурового станка
(рис. 69) состоит из двух систем управления исполнительными органа-
197
ми: зажимных патронов вращателя, подачи вращателя и перемещения
станка.
Рис. 69. Принципиальная схема гидравлической системы бурового
стайка: 1 - маслобак; 2 - фильтр; 3 - насос лопастной; 4 - насос ручной; 5 -
пластинчатый фильтр; 6 - клапаны;? - манометр; 8 - распределитель; 9 -
электрозолотник; 10 - распределительная плита; 11 - вентиль; 12-цилиндры
зажима бурильной трубы; 13 - прибор управления; 14 - золотник быстрого
подъема; 15 - регулятор подачи; 16 - цилиндры подачи; 17 - золотник отклю-
чения указателя давления; 18 - указатель давления; 19 - гидрозамок; 20 - ци-
линдр перемещения станка.
Управление гидропатронами осуществляется четырехпозици-
онным распределителем 8 через распределительную плиту 10. В рас-
пределительной плите смонтированы: два золотника-пилота, золотник
блокировки, обратный клапан и демпфер. На подводящей магистрали
к верхнему гидропатрону установлен запорный вентиль II.
Для управления подачей и перемещениями станка служит пяти-
позиционный прибор управления с дросселем. На магистрали нижних
полостей цилиндров подачи установлен регулятор подачи клапанного
типа 75. Для работы цилиндров подачи в цикле быстрого подъема
(при перехвате) служит золотник быстрого подъема 14.
Установка нагрузки на породоразрушающий инструмент и кон-
троль за ней в процессе бурения осуществляются по указателю давле-
ния 18, смонтированному на передней крышке трансмиссии станка.
Для отключения его при возрастании давления в системе свыше 2,5
МП служит золотник 17.
Верхний гидропатрон закрепляется при установке распредели-
те
теля 5 в позицию "Закрепить". Поток масла от распределителя через
электрозолотник 9 направляется при этом на слив в маслобак. Насос
системы патронов разгружен, давление в гидропатронах отсутствует.
Верхний гидропатрон под действием усилия рабочих пружин закреп-
ляет рабочую штангу. Нижний гидропатрон под действием возврат-
ных пружин находится в раскрепленном состоянии. Раскрепляется
верхний гидропатрон распределителем 8 в позиции «Раскрепить». По-
ток масла от распределителя ч^рез золотник пилотный и вентиль 11
поступает в гидропатрон и давит на поршень, сжимая пружины и рас-
крепляя патрон. Нижний гидропатрон остается в раскрепленном со-
стоянии.
Перехват рабочей трубы осуществляется при установке распре-
делителя 8 в позицию "Перехват". Поток масла от распределителя че-
рез золотник пилотный и демпфер, разделяясь, поступает в верхний
гидропатрон и через блокировочный золотник - в нижний. При сопри-
косновении кулачков нижнего гидропатрона с рабочей штангой дав-
ление в системе возрастает, сжимаются пружины верхнего гидропа-
трона, производя его раскрепление. Такая последовательность обеспе-
чивается за счет разности усилий пружин в гидропатронах. После пе-
рекрепления патронов при дальнейшем повышении давления в систе-
ме срабатывает золотник быстрого подъёма 14, переключающий ци-
линдры подачи на режим быстрого подъема. Траверса вращателя идет
вверх, перемещаясь относительно рабочей штанги.
Во время быстрого подъёма в патронах поддерживается давле-
ние, необходимое для удержания нижнего патрона в закрепленном со-
стоянии, а верхнего - в раскреплённом.
Отключение перехвата происходит при возвращении системы в
исходное положение установкой распределителя 8 в позицию «Закре-
пить». При этом насос патронов переключается на слив. Происходит
перекрепление патронов: вначале закрепляется верхний патрон, затем
раскрепляется нижний.
При отключении перехвата золотник быстрого подъема 14 пе-
реключается в исходное положение, прекращая быстрый подъем тра-
версы вращателя. Цикл перехвата при ручном управлении распреде-
лителем 8 может быть выполнен в любом интервале в пределах хода
шпинделя.
Перекрепление патронов вращателя может быть выполнено без
совершения быстрого подъема установкой распределителя 5 в пози-
цию «Обратный перехват». Последовательность работы патронов при
этом та же, что и при перехвате, но золотник быстрого подъема 14 при
этом отключен, и быстрого подъема траверсы не будет.
Автоматический перехват выполняется при установке распре-
делителя 8 в позицию "Закрепить", а пакетного выключателя в шкафу
электрического управления в положение - "Включено". Конечный вы-
199
ключатель, установленный на вращателе, в крайних положениях хода
шпинделя управляет электрозолотником 9, перекрывая слив.
Подача шпинделя вниз является рабочей подачей при бурении и
осуществляется установкой прибора управления 13 в позицию "Вниз".
Масло от прибора управления подается в верхние полости цилиндров
подачи. Давление регулируется дросселем и контролируется указате-
лем давления 18. При движении шпинделя вниз масло из нижних по-
лостей цилиндров подачи вытесняется через клапан регулятора подачи
15 в маслобак через прибор управления и золотник быстрого подъема.
При бурении подача настраивается на давление, равное подпору в
нижних полостях цилиндров от массы бурового снаряда.
Шпиндель подается вверх установкой прибора управления 13 в
позицию "Вверх". В этом случае масло от прибора управления подает-
ся в нижние полости цилиндров подачи через обратный клапан регу-
лятора подачи 15. Давление регулируется дросселем и контролируется
прибором 18.
Шпиндель останавливается установкой прибора управления в
позицию "Стоп”. В этом случае запираются нижние и верхние полости
цилиндров подачи. Остановку шпинделя можно производить и путем
повышения усилия настройки клапана массы регулятора давления.
Как в первом, так и во втором случаях насос системы подачи должен
быть разгружен снятием давления с помощью дросселя.
Станок перемещается к скважине или от скважины при уста-
новке прибора управления 13 в позицию "К скважине" или "От сква-
жины" и повышением давления в системе подачи дросселем. При этом
масло от прибора управления подается в поршневую или штоковую
полости цилиндра перемещения станка 20.
Остановка станка и его фиксация при перемещении по раме мо-
гут быть выполнены в любой точке в пределах рабочего хода сниже-
нием давления в системе подачи с помощью дросселя.
В качестве рабочей жидкости гидросистемы используется масло
индустриальное И-20А.
Гидравлическая система станка СКБ-41
Гидросистема станка (рис. 70) включает в себя следующие меха-
низмы и приспособления:
- маслобак Я;
- блок гидравлического управления 15;
- маслонасос 10 с приводом от электродвигателя;
- ручной насос;
- электрозолотник системы автоперехвата.
Маслобак 8 представляет собой емкость прямоугольной формы
из листовой стали. Верхняя крышка съёмная, позволяющая производить
осмотр бака и его чистку. Маслобак разделён перегородкой на две по-
лости: всасывающую и сливную. В маслобаке смонтированы ручной на-
200
сос и всасывающий фильтр. На съёмной крышке имеется заливная гор-
ловина с сеткой и масломер.
Рис.70. Схема гидравлической системы бурового станка СКБ-41: 1 -
переходная плита с электрозолотником; 2 - указатель давления; 3 - прибор
управления; 4 - регулятор подачи; 5 - распределитель; 6 - вентиль; 7 - фильтр;
8 - маслобок; 9 - золотник отключения указателя давления; 10 - маслонасос; 11
- гидроблок; 12 - цилиндр подачи; 13 - цилиндр перемещения станка; 14 - плита
с клапанами; 15 - блок гидравлического управления; 16 - золотник быстрого
подъёма; 17 - распределительная плита.
Блок гидравлического управления 15 представляет собой сварной
каркас, в котором смонтированы: прибор управления 3, распределитель
5, регулятор подачи 4, распределительная плита 77, золотник быстрого
подъёма 16, плита с клапанами 14, два контрольных манометра, золот-
ник отключения указателя давления 9 на забой и фильтр.
Распределительная плита 17, золотник быстрого подъема 16 и
плита с клапанами 14 установлены на днище блока, а остальные прибо-
ры - на лицевой и боковой панелях блока гидравлического управления
15. Блок гидроуправления легко отсоединяется от станка для настройки,
не нарушая гидросистему.
Маслонасос 10 с приводом представляет собой блок, состоящий
из сдвоенного маслонасоса, соединенного эластичной муфтой с элек-
тродвигателем.
Сдвоенный маслонасос состоит из двух отдельных лопастных на-
сосов, смонтированных в общем корпусе и приводимых в действие от
одного приводного валика. Лопастные насосы имеют разделённые на-
гнетательные выводы и общее всасывание.
Ручной насос, двухплунжерный, с вертикальным расположением
плунжеров, связанных шестерней, имеет клапанную коробку с шарико-
выми клапанами: всасывающим и нагнетательным, служит для аварий-
ного подъема инструмента и установки станка в исходное положение
при остановке двигателя.
201
Гидравлическая система станка ЗИФ-1200МР
Гидравлическая система станка ЗИФ-1200МР обеспечивает пере-
мещение шпинделя вращателя и регулирование осевой нагрузки на по-
родоразрушающий инструмент, управление зажимным патроном вра-
щателя и гидротормозами лебедки, а также перемещение станка по ра-
ме.
Гидравлическая система станка ЗИФ-1200МР (рис. 71) состоит из
следующих основных узлов: масляного насоса 10, масляного бака 8 с
фильтром 9, распределительного крана 11, цилиндров тормоза спуска 20
и тормоза подъема 22, дроссельного устройства 23, прибора гидро-
управления 17, цилиндров гидроподачи 4 и перемещения станка 1, пру-
жинно-гидравлического патрона 7, крана 19 управления зажимным па-
троном и маслопроводов.
Рис. 71. Схема гидравлической ситемы бурового стайка ЗИФ-1200МР
Сдвоенный лопастный масляный насос 5Г12-23А имеет два рабо-
чих узла с подачей 5 и 25 л/мин. Приводом насоса служит индивидуаль-
ный электродвигатель мощностью 3 кВт, развивающий давление до 6,3
МПа. В гидравлическую систему станка включены два манометра 14,
указатель осевой нагрузки 18 и два предохранительных клапана 13, сра-
батывающих при давлении 5,5 МПа и предупреждающих гидросистему
от перегрузок.
Масляный насос 10 из масляного бака 8 подает масло к золотнику
распределительного крана 12, имеющему два рабочих положения.
При одном положении масло от рабочих узлов масляного насоса
двумя потоками через распределительный кран (VII) подается к тормоз-
ным цилиндрам лебедки 21. Колодки тормоза спуска постоянно поджи-
маются к поверхности шкива пакетом тарельчатых пружин, а колодки
тормоза подъема отжимаются усилием спиральной пружины. Для от-
ключения тормоза спуска необходимо масло подать в нижнюю часть
202
цилиндра 20 и, преодолев усилие тарельчатых пружин, поднять пор-
шень и развести тормозные колодки. Чтобы включить тормоз подъема,
следует масло подавать в верхнюю часть цилиндра 22. Поршень цилин-
дра, сжимая спиральную пружину, опустится и сведет тормозные ко-
лодки. Управление тормозами лебедки осуществляется рукоятками 3
(тормоз подъёма) и 2 (тормоз спуска) дроссельного устройства 23, а
также изменением давления в цилиндрах путем сбрасывания части мас-
ла в бак. Перед началом работы с гидрофицированным управлением
тормозами лебедки рычаг ручного управления тормозом спуска должен
быть зафиксирован в положении "Заторможено", а рычаг тормоза подъ-
ема - в положении "Расторможено".
При втором положении распределительного крана два потока
масла, идущие от рабочих узлов насоса, объединяются в один. Масло по
магистрали Н направляется к прибору гидроуправления 77, в корпусе
которого находятся золотник 16 и дроссель 75 Направление дальней-
шего движения масла зависит от положения золотника. Золотник пред-
ставляет собой цилиндр, находящийся в корпусе прибора управления.
Система каналов в цилиндре при его поворачивании совмещается с сис-
темой каналов в корпусе прибора гидроуправления в шести различных
фиксируемых положениях. На схеме золотник условно показан в виде
диска 16, а различные варианты совмещения его каналов с магистраль-
ными маслопроводами изображены в нижней части рисунка.
Дросселем 75 прибора гидроуправления регулируется давление
масла в гидросистеме. При перекрытом отверстии дросселя масло нахо-
дится под максимальным давлением. Открывая отверстие дросселя вы-
винчиванием его иглы, часть масла перепускают в бак, снижая давление
масла в системе.
Рукоятка золотника 16 прибора гидроуправления 77 может быть
установлена в положениях "Вверх" - 1, "От скважины" - II, "Быстрый
подъем" - III, "Стоп патрон" - IV, "Вниз" - V, "К скважине" - VI.
Если масса колонны бурильных труб недостаточна для создания
необходимой нагрузки на породоразрушающий инструмент, то золот-
ник ставится в положение V. Масло направляется по напорной магист-
рали Н через канал золотника и магистраль ВП в верхние полости ци-
линдров гидроподачи. Прикрывая дроссель 75, повышают давление в
цилиндрах до требуемой величины, контролируя нагрузку на породо-
разрушающий инструмент по указателю 18. Опускающиеся по мере
продвижения забоя скважины поршни вытесняют масло через золотник
и сливную магистраль С в бак.
При массе колонны бурильных труб, превышающей величину
необходимой нагрузки на породоразрушающий наконечник, золотник
нужно поставить в положение I. Нижние полости цилиндров 4 через ма-
гистраль НП и золотник соединяются с напорной магистралью Н. Дрос-
селем 75 в нижней части цилиндров создается усилие, равное разности
веса снаряда и необходимой нагрузки на породоразрушающий инстру-
203
мент. Масло, нагнетаемое насосом и вытесняемое опускающимися
поршнями, через дроссель сбрасывается в бак и частично направляется
в верхние освобождающиеся полости цилиндров. Чем больше прикрыт
дроссель, тем выше давление масла в цилиндрах. При полностью закры-
том дросселе гидроцилиндры работают как домкрат (см. положение 1а)
с грузоподъёмностью 15 т.
Для быстрого подъема шпинделя вхолостую при перекреплении
зажимного патрона золотник устанавливается в положение III, при ко-
тором с нагнетательной магистралью Н соединяются и верхние, и ниж-
ние полости цилиндров гидроподачи. Так как площадь поршней 5 в
верхних полостях гидроцилиндров меньше, чем в нижних на величину
сечения штоков 6, то усилие, действующее на поршни снизу, будет
больше, чем сверху. В результате поршни будут подниматься, вытесняя
масло из верхних полостей гидроцилиндров в нижние. Скорость подъе-
ма регулируется дросселем. Максимальная скорость подъема шпинделя
достигается полным закрытием дросселя.
Чтобы зафиксировать шпиндель в каком-либо положении, следу-
ет установить золотник в позицию IV, при которой цилиндры гидропо-
дачи отсоединены как от напорной, так и от сливной магистрали гидро-
системы. Шпиндель остается неподвижным независимо от того, работа-
ет ли масляный насос или нет. При этом же положении золотника масло
через кран 19 подаётся в пружинно-гидравлический патрон 7 для его
раскрепления.
В положении II золотника масло по магистрали Л направляется в
левую полость цилиндра I перемещения станка. Так как шток поршня
закреплен на раме станка и неподвижен, а цилиндр связан со станиной,
станок перемещается от скважины. В положении VI золотника масло по
магистрали Л подается в правую полость цилиндра 1, и станок переме-
щается к скважине. Из противоположной полости цилиндра масло сли-
вается в бак.
Гидравлическая система буровой установки УШ-2Т4
Гидравлическая система (рис. 72), включающая в себя гидропри-
воды различных механизмов установки, механизмы управления и регу-
лировки подачи масла, а также приборы контроля и трубопроводы, при-
водится в действие от гидравлического насоса 3, смонтированного на
тракторе марки НШ-ЮО-л-2.
Масло поступает из бака I через насос 3 на гидрораспределитель
V типа Р-150-23, обеспечивающий подачу масла ко всем гидроприводам
установки.
Для обеспечения плавной регулировки работы механизмов в на-
гнетательном трубопроводе установлена система регулировки подачи
масла VI, состоящая из дросселя 8 марки МДО-203, обеспечивающего
перепуск масла в обратную магистраль, и манометра 9 - МТП 60/3-
160x4.
204
Рис. 72. Схема гидравлической системы буровой установки УШ-2Т4: 1 -
маслобак; II - система подъёма мачты; III - система подачи; IV - система пита-
ния домкратов, V - гидрораспределитель; VI - система регулировки расхода
масла; 1 - фильтр; 2 - предохранительный клапан; 3 - гидравлический насос; 4 -
цилиндр подъёма мачты; 5 - цилиндр подачи; 6 - домкраты; 7 - кран управле-
ния домкратами; 8 - дроссель; 9 - манометр.
Когда рукоятки управления находятся в нейтральном положении,
открытый дроссель распределителя обеспечивает перепуск масла в об-
ратную магистраль. При включении одной из секций распределителя
масло поступает к соответствующему гидроприводу установки. К по-
требителям относятся: система подачи III бурового снаряда, состоящая
из двух гидроцилиндров 5; система питания опорных домкратов IV, со-
стоящая из непосредственно домкратов 6 и крана управления домкрата-
ми 7; система подъёма мачты II, представляющая собой гидроцилиндр
подъёма мачты 4 с маслопроводами.
Обратная магистраль связана с маслобаком через фильтр 1 и пре-
дохранительный клапан 2.
§ 3. РАЗБОРКА И СБОРКА СТАНКОВ И
ОТДЕЛЬНЫХ УЗЛОВ
Разборка станка может быть полной либо частичной. Полная раз-
борка производится при капитальном или профилактическом ремонте в
условиях ремонтных мастерских, частичная - при устранении непола-
205
док во время работы станка непосредственно на буровой вышке.
Разбирать и собирать станок должны опытные специалисты-
сборщики, хорошо знающие конструкцию станка и все особенности
сборки и разборки. От работы слесаря зависит сохранность деталей от
порчи и поломок, а также нормальная бесперебойная работа собранного
станка. В частичной разборке и сборке принимает участие и буровой
персонал.
Первоначально станок разбирается по узлам, а затем на отдель-
ные детали.
При частичной разборке разбирается только тот узел или часть
узла, которые необходимы для выяснения неисправности и соответст-
вующего ремонта. Не надо снимать узлы со станка, если это не вызвано
необходимостью; не следует разбирать их на возможно меньшее число
деталей, так как излишняя разборка в условиях работы на буровой выш-
ке при недостаточной опытности буровой бригады может привести к
осложнениям в работе станка.
При разборке станка следует осматривать все вскрытые детали и
узлы, определять их износ, состояние шлицевых соединений, качку ва-
лов в подшипниках, люфты в сопрягаемых деталях, состояние уплотне-
ний, достаточность смазки и ее загрязненность, затяжку и стопорение
крепежных болтов и гаек и при необходимости принимать соответст-
вующие меры.
Станок разбирается инструментом, входящим в комплект ЗИП
агрегата. Кроме того, необходимо иметь свинцовую кувалду массой 8-
10 кг и талевую систему или роликовый блок грузоподъемностью не
менее 100 кН.
При работе стальной кувалдой для защиты деталей от наклепа
надо применять специальные выколотки или прокладки из мягкого ме-
талла.
При сборке и разборке станка необходимо знать и выполнять
следующие основные требования и рекомендации.
Категорически запрещается наносить сильные удары по литым
чугунным деталям. При посадке подшипников на вал и съемке (сбива-
нии) их с вала удары должны наноситься по внутреннему кольцу под-
шипника, а при установке подшипников в корпусе, с посадкой по на-
ружному кольцу и при выбивании из корпуса удары следует наносить
по наружному кольцу подшипника. В корпусах с глухими расточками
для подшипников имеется по два просверленных отверстия под выко-
лотку для удобства выбивания подшипников из корпусов.
В некоторых случаях рекомендуется снимать отдельные детали с
валов путем ударов торцом вала о деревянную подставку. Деталь легко
и без перекосов по инерции снимается с вала.
Круглые гайки от самоотвинчивания стопорятся специальными
шайбами с усиками. Для отвинчивания таких гаек сначала необходимо
отогнуть усик стопорной шайбы из шлица гайки, а при её установке на
206
вал следить за тем, чтобы стопорные шайбы имели исправный внутрен-
ний усик, и чтобы при натяжке гаек он не был срезан. Категорически
запрещается оставлять не застопоренными круглые гайки.
На гайках с левой резьбой по наружным выступающим ребрам
протачивается неглубокая канавка, а на болтах и тягах на торце резьбо-
вого конца делается диаметральная канавка для того, чтобы их легко
можно было отличить от гаек и болтов с правой резьбой.
Крепёжные болты на всех крышках подшипников и на кольцевых
шайбах валов, наблюдение за креплением которых затруднено, должны
быть обвязаны проволокой с целью предохранения от самоотвинчива-
ния.
При полной разборке узлов станка не рекомендуется снимать
(выпрессовывать) манжетные резиновые уплотнения из корпусов и
крышек, если они исправны и пригодны для дальнейшей работы.
Резиновые манжетные уплотнения по наружному диаметру за-
прессованы в корпусе и крышке. При сборке необходимо следить, что-
бы все резиновые уплотнения были надежно закрыты. Буртики щитков
устанавливаются к подшипнику, а плоская часть щитка - к уплотнению.
Такие щитки ставятся в тех местах, где подшипники крепятся по на-
ружному кольцу или стягиваются детали, вставленные в расточки кор-
пусов (крышек). Плоские щитки закрепляются болтами и винтами, а са-
ми болты и винты обвязываются проволокой для предохранения от са-
моотвинчивания. Крепежные болты и винты оставлять без стопорения
проволокой категорически воспрещается, так как произвольно отвер-
нувшийся болт может попасть в подшипник или шестерню и вызвать
поломку механизмов.
Необходимо помнить, что у всех без исключения валов станка
один из двух опорных подшипников закрепляется на валу и в корпусе, а
второй опорный подшипник крепится только на валу. Подшипник, за-
крепленный на валу и в корпусе, удерживает вал от осевого перемеще-
ния.
При сборке узлов станка следует смазывать все подшипники и
поверхности трения универсальной среднеплавкой смазкой УС-2 (Л).
Разборка станков типа ЗИФ на узлы
Первоначально необходимо отвинтить сливные пробки, слить
масло из коробки скоростей, корпуса вращателя, промежуточной короб-
ки (ЗИФ-1200МР), редуктора (привод от дизеля). Снять все защитные
приспособления и кожухи. Выдавить масло из цилиндров вращателя и
цилиндра перемещения поршнями в маслобак. Лебедкой поднять шпин-
дель в крайнее верхнее положение, отсоединить верхний конец красно-
медной трубки от трубки, соединяющей верхние полости цилиндров
вращателя, и опустить шпиндель в крайнее нижнее положение. При хо-
де шпинделя вверх, а потом вниз масло будет вытеснено из цилиндров
почти полностью, поэтому возможно переполнение маслобака. В этом
207
случае необходимо принять меры к удалению излишков масла. Перед
опусканием поршней трубку, соединяющую верхние полости цилинд-
ров, следует обязательно отсоединить от гидросистемы, иначе масло
будет поступать в верхнюю полость.
Для удаления масла из цилиндра перемещения надо передвинуть
станок в сторону вращателя до упора и отсоединить трубку от левой по-
лости цилиндра (со стороны двигателя), затем станок передвинуть до
упора в обратную сторону. Разобрать весь маслопровод. Оставшееся в
трубках масло слить в чистую посуду. Для предохранения гидросисте-
мы от загрязнения все отверстия штуцеров на приборе гидроуправления
и на цилиндрах, а также концы трубок необходимо заглушить деревян-
ными пробками. Затыкать указанные отверстия ветошью не рекоменду-
ется, так как ветошь сама может загрязнить поверхность деталей.
Далее узлы станка надо демонтировать в таком порядке.
1. Снять щиток панели управления гидросистемой вместе с ука-
зателем нагрузки на породоразрушающий инструмент и манометр.
Снять прибор гидроуправления.
2. Отвинтить гайки, которыми фланец вращателя закреплен на
станке, при помощи лебедки или другого подъемного устройства снять
вращатель. При этом, снимая патроны со шпинделя, следует помнить,
что у верхнего патрона левая резьба, у нижнего - правая.
3. Снять с лебедки тормоза спуска и подъема
4. Снять торцовую и верхнюю крышки с переднего опорного
подшипника вала лебедки. У станка ЗИФ-1200МР снять верхнюю поло-
вину кожуха с лебедочной шестерни. После отвинчивания болтов, за-
крепляющих задний опорный кронштейн на станине, снять лебедку.
Пока передний опорный подшипник не будет выведен из корпуса под-
шипника и задний кронштейн лебедки не будет снят с контрольных
штифтов, поднимать лебёдку необходимо только вертикально.
5. Отсоединить карданный вал от вала фрикциона.
6. Электродвигатель станка отсоединить от сети и сдвинуть назад
до разъединения полумуфт упругой муфты, затем электродвигатель
опустить вниз по настилу или снять подъемником.
7. Все трубки гидравлической системы снять.
8. Для подъема коробки скоростей со станины необходимо снять
клиновые ремни со шкива привода маслонасоса. Отсоединить тягу от
рычага, закрепленного на валике вилки фрикциона станка (станок ЗИФ-
650М). На станке ЗИФ-1200МР вывинтить винты, закрепляющие на
станине втулку валика, рукоятки включения вращателя и лебедки, вы-
тащить валик на себя, не снимая рукоятки. Снять верхнюю крышку с
люка для осмотра механизма переключения скоростей, а также рукоятку
переключения скоростей вместе с валиком и рычаг механизма переклю-
чения, предварительно выбив из валика конический штифт. Вывинтить
из корпуса коробки скоростей гнутую трубку для залива и контроля
масла. Отвинтить все болты, закрепляющие коробку скоростей на стан-
208
ке, и сдвинуть ее в сторону фрикциона, пока центрирующий поясок на
горловине коробки не выйдет из соединения со станиной. Далее короб-
ку скоростей подъемником легко вынимают из станины.
Разборка других узлов бурового станка менее трудоёмка и может
производиться в любой последовательности.
Сборка станка
Узлы станка собирают в обратной последовательности. После ус-
тановки и закрепления коробки скоростей на станине надо отрегулиро-
вать зазор между рычагами и муфтой включения (у ЗИФ-650М зазор
должен быть 8± 0,5 мм, у ЗИФ-1200МР — 3±0,5 мм). Эти размеры зазора
соответствуют новым фрикционным дискам, если диски изношены, то
зазор будет меньше. При регулировке зазора фрикцион должен быть
включен.
Необходимо проверить, правильно ли сцепляются шестерни и
зубчатые муфты во всех положениях рукояток переключения. В выклю-
ченных положениях зазоры между подвижными и неподвижными шес-
тернями должны быть одинаковы.
При установке электродвигателя полумуфты следует совместить
так, чтобы номера пометок комплекта совпадали. Зазор между полу-
муфтами должен быть 3±О,5 мм, при этом разность расстояния между
торцами по замерам в трех точках (через 120°) не должна превышать 0,1
- 0,2 мм. Высота электродвигателя не регулируется.
При закреплении привода маслонасоса необходимо обеспечить
совмещение торцов шкивов клиновых ремней в одной плоскости.
Все трубки маслопровода перед постановкой их на место должны
быть продуты сжатым воздухом. Допускается подгибка трубок по мес-
ту. Всасывающая трубка масляного насоса должна быть особо тщатель-
но подогнана так, чтобы оба конца трубки входили в штуцера без под-
гибки и при поджатии одного конца накидной гайкой второй конец
трубки не выходил из штуцера и не отклонялся в сторону.
Демонтаж и монтаж вращателя, лебёдки и напорных рукавов
гидросистем (на примере станка СКБ-51)
Порядок разборки вращателя следующий: отвинтить болты и
снять крышку с корпуса коробки передач; отвинтить болт крепления ва-
лика со стороны вращателя, на вилке включения вращателя расстопо-
рить и отвинтить винт, снять шарик и пружину, отодвинуть валик, снять
вилку; отвинтить гайки крепления вращателя и снять его; монтаж про-
изводить в обратном порядке: установить вращатель и закрепить его;
установить вилку на валик; вставить валик на место и закрепить его, ус-
тановить детали фиксатора в вилку и завинтить, застопорить винт мяг-
кой проволокой.
Порядок разборки лебедки: выполнить все операции по демонта-
жу вращателя; отвинтить болты крепления верхней крышки, выбить
15 Зак. 274
209
штифты и снять крышку; снять лебедку; разобрать лебедку с помощью
съемника; лебедку монтировать в обратном порядке; при монтаже ле-
бедки шестерню с подшипниками устанавливать одновременно с пра-
вой опорой лебедки.
При монтаже напорных рукавов гидросистемы их сборка произ-
водится с помощью оправок, входящих в комплект принадлежностей.
Работа по сборке напорных рукавов выполняется в следующей
последовательности: необходимо отрезать конец напорного рукава пер-
пендикулярно к оси и тщательно зачистить его от заусенцев; в резьбо-
вое отверстие муфты, зажатой в тисках, завинтить по часовой стрелке
до упора во внутренний торец муфты подготовленный конец напорного
рукава; перед завинчиванием наружную часть напорного шланга реко-
мендуется смазать солидолом; вставить на конец напорного рукава, за-
правленного в муфту, оправку, смазанную густой смазкой, надеть на
оправку ниппель, закрепить его накидной гайкой, ниппель и конец оп-
равки смазать смазкой и ввести в напорный рукав, заправленный в муф-
ту; вращая оправку по часовой стрелке, завинтить ниппель до упора;
вывинтить оправку из гайки; очистить напорный рукав с наконечниками
от остатков смазки, промыть в бензине и продуть сжатым воздухом.
Разборка при замене кулачков гидропатронов и конических
шестерён вращателя (на примере станка СКБ-41)
При замене кулачков верхнего патрона (рис. 64) необходимо от-
винтить четыре болта 15, два болта на кожухе, снять крышку и кожух
16, снять полукольца 17, затем поднять собранный пакет пружин, обой-
му 7 с подшипником и стаканом 10. При замене кулачков нижнего па-
трона снять кожух 18, вывинтить стопорный винт гайки 21, отвинтить
гайку со шпинделя и снять нижнюю опорную шайбу с четырьмя пру-
жинами. После этого снять крышку 25, два полукольца 26 и поднять
обойму 27 до выхода кулачков из неё. После замены кулачков операции
по сборке патронов производятся в обратном порядке. При замене ко-
нических шестерён вращателя необходимо: поднять траверсу с верхним
гидропатроном и шпинделем, отсоединить предварительно штоки гид-
роцилиндров подачи 11 от траверсы; разобрать нижний гидропатрон,
снять гильзу 28 и крышку 19; отсоединить шпиндель 23 от приводной
муфты 4; вынуть муфту с шестернёй вверх; отсоединить корпус враща-
теля от трансмиссии и снять его, предварительно сняв вилку трансмис-
сии, переместить вал-шестерню внутрь корпуса.
Сборку производить в обратном порядке. Остальные узлы станка
разбирались отдельно после их снятия.
Замена дисков фрикциона (на примере станка СКБ-51)
Для замены дисков фрикциона используют основание-площадку,
фланец-съемник, шпильки, входящие в комплект принадлежностей.
210
Порядок разборки следующий: а) прикрепляют основание к ста-
нине станка, на основание устанавливают площадку и с помощью упо-
ров подводят площадку под электродвигатель станка; б) отвинчивают
гайки крепления электродвигателя и перемещением станка отсоединяют
его от корпуса коробки передач; в) отвинчивают с первичного вала ко-
робки передач гайку, вывинчивают фиксатор и с помощью съемника
снимают корпус фрикциона; г) заменяют диски; д) монтаж производят в
обратном порядке: запрессовывают корпус, завинчивают гайку, пере-
мещением станка подводят электродвигатель, завинчивают его гайки
крепления и осуществляют ре1улировку фрикциона.
Регулировка и настройка отдельных механизмов
(на примере станка СКБ-51)
Муфта сцепления регулируется на передачу станку от двигателя
определенной мощности. Регулировка ведется по показаниям ампер-
метра. Муфта сцепления не должна пробуксовывать при нагрузке 80 А
(напряжение 380 В). Если пробуксовка происходит при меньших пока-
заниях амперметра, то необходимо произвести регулировку. Нагрузку
при проверке создают тормозами лебедки, включая их одновременно.
Для регулировки снимают заднюю крышку коробки передач, вывинчи-
вают винт поворотом крестовины с кулачками и, добившись необходи-
мого усилия зажатия дисков, фиксируют винтом новое положение кре-
стовины.
Тормоза лебедки регулируются в соответствии со следующими
требованиями: во время торможения к поверхностям шкивов лебёдки
должно прилегать не менее 75% тормозных поверхностей накладок;
зазор между разжатыми колодками и шкивами должен быть равно-
мерным и не менее 0,3 мм. Зазоры в горизонтальной и вертикальной
плоскостях устанавливаются соответствующими болтами; колодки
должны свободно, без перекосов, вращаться в шарнирах кронштей-
нов.
Усилие торможения регулируется изменением длины передних
тяг с учётом массы бурового снаряда и износа тормозных накладок.
Регулировка шестерён вращателя может быть необходимой только
при замене шестерен.
При установке новых конических шестерён вращателя их не-
обходимо отрегулировать по пятну контакта «На краску» и по боко-
вому зазору в зацеплении.
Пятно контакта на обеих сторонах зубца должно быть не менее
60% по высоте зубца и по его длине. Контакт должен быть располо-
жен ближе к внутренней узкой части зубца, но он не должен выхо-
дить на кромку. Выход пятна контакта на кромку внешней (широкой)
части также недопустим. Боковой зазор в зацеплении должен быть
0,17 - 0,35 мм. Указанная выше регулировка обеспечивается про-
кладками.
15'
211
По окончании регулировки тщательно затягивают все болты и
проверяют легкость вращения приводной муфты от руки, при этом осе-
вой люфт в радиально-упорном подшипнике не должен превышать 0,1
мм. Зазор в радиально-упорном подшипнике регулируют гайкой. Если
шестерни имеют увеличенный зазор в зацеплении вследствие износа зу-
ба, то регулировать их не следует, так как это нарушает правильность
зацепления.
В случае выхода из строя одной из конических шестерен обе
шестерни заменяются новыми. Нарушать комплектность приработан-
ных конических шестерен не допускается.
При устранении неисправностей следует пользоваться запасными
частями, инструментом и принадлежностями, которые прилагаются к
станкам. В табл.38 даны наиболее характерные неисправности буровых
станков и методы их устранения.
Таблица 38
Основные неисправности буровых станков, их причины
и способы устранения
Неисправности, внешнее их проявление и дополнительные признаки Вероятная причина Способы устранения
1 2 3 4
I Корпус стайка (ко- робки передач) рас- качивается иа ста- нине Износились направляющие ста- нины и корпуса коробки пере- дач, большой зазор в направ- ляющих станины Отрегулировать зазор до вели- чины ие более 0,3мм
2 Траверса врашателя раскачивается в верхнем положении Ослаблено крепление штоков направляющих и штоков ци- линдров. Износились направляющие втулки штоков в корпусе вра- щателя Затянуть гайки штоков. Заменить втулки
3 Повышенный на- грев корпуса короб- ки передач Уровень масла выше нормаль- ного Проверить уровень масла и ус- тановить нормальный
4 Траверса вращателя ие опускается под собственным весом Нет параллельности направ- ляющих штоков и штоков ци- линдров Эксцентриковыми втулками от- регулировать свободное пере- мещение траверсы
5 Бурильная труба проворачивается в патроне вращателя Износ кулачков. Поломка одной из пружин Заменить кулачки. Заменить пружину
6 При включении тормоза барабан лебедки проворачи- вается Тормозные накладки колодок пропитались маслом. Колодки слабо прижимаются к тормозному шкиву Промыть накладки в бензине и просушить. Отрегулировать зазоры между накладками и тормозными шки- вами
7 При спуске элева- тора не разматыва- ется канат Одна из колодок тормоза спуска в отторможенном положении касается вращающегося бара- бана Отрегулировать зазор между колодками и барабаном в от- торможенном положении
212
Продолжение таблицы 38
I 2 3 4
8 Затруднено пере- ключение скоростей рукояткой меха- низма переключе- ния Ослаблено крепление вилок пе- реключения стопорными вин- тами. Раскрошился шарик фиксации положения включенной скоро- сти, образование задиров вали- ка Снять с коробки механизм пе- реключения, установить вилки в правильное положение и за- стопорить их винтами. Снять с коробки механизм пе- реключения скоростей, зачис- тить от задира валик и заменить фиксирующий шарнк
9 Мощность от дви- гателя к вращателю (лебёдке) передвёт- ся ие полностью из- за буксования дис- ков сцепления Замасливание фрикционных на- кладок ведомого диска. Износ фрикционных накладок. Ослабление нажимных пружин Промыть бензином на месте илн протереть жёсткой щёткой в бензине, разобрав сцепление Переклепать накладки или за- менить ведомый диск. Заменить пружины
10 Сильный шум в ко- робке передач при переключениях из- за неполного вы- ключения сцепле- ния Увеличенный свободный ход рычага сцепления. Коробление ведомого диска Отрегулировать ход рычага сцепления. Заменить диск
II Сцепление включа- ется резко с заеда- нием Заедает подшипник муфты из- за: отсутствия смазки в под- шипнике, отсутствия зазора между подшипником и рычагом включения Смазать подшипник муфты. Отрегулировать сцепление
12 Повышенный пере- грев подшипников двигателя Неправильная центровка двига- теля. Слишком много или недоста- точно смазки в подшипниках. Повреждение подшипников Устранить несоосность вала двигателя с валом механизма. Количество смазки привести к норме. Заменить подшипник
В Стук в подшипнике Подшипник поврежден Заменить подшипник
14 При включении ка- ждого из электро- двигателей отсутст- вует вращение и электродвигатель гудит Обрыв одной из фаз. Сгорел предохранитель в сило- вом ящике Ликвидировать разрыв в цепи. Заменить предохранитель
15 При вращении дви- гатель гудит и пере- гревается Межвитковое замыкание или короткое замыкание между двумя фазами Отремонтировать обмотку
16 Повышенный пере- грев обмотки двига- теля Двигатель перегружен Уменьшить нагрузку
17 Пониженное сопро- тивление изоляции в двигателе Загрязнена или отсырела об- мотка Прочистить, продуть и просу- шить обмотку
18 Пускатель двигате- ля станка не вклю- чается Нет напряжения в сети управ- ления, разомкнуты контакты концевых выключателей от пе- реподъемиика и кронблока. Неисправен пускатель, сгорела катушка Устранить неисправность, за- менить контакты. Заменить сгоревшую катушку
19 Пускатель сильно гудит Заедвет подвижная система Низкое напряжение (менее 85%). Перекос сердечника Устранить заедание подвижной системы. Устранить перекос сердечника
213
Продолжение таблицы 38
I 2 3 4
20 Пускатель не от- ключается Приварились контакты в сило- вой цепи и цепи управления. Заедает подвижная система или неисправны возвратные пружи- ны Устранить заедвние подвижной системы или заменить пружины
21 Во время работы отключился один из электродвигателей станка Сработала тепловая защита от перегрузки Нажать кнопку возврата тепло- вого реле иа магнитном пуска- теле в шкафу, не допускать пе- регрузки
22 Насос не подает масло в гидросис- тему а. Вращение вала насоса в об- ратную сторону. б. Низкий уровень масла в баке, в. Засорение всасывающего фильтра и фильтров нагнетате- лей магистрали. г. Подсос воздуха во всасы- вающей магистрали. д. Поломка насоса. е. Чрезмерная вязкость масла Выключить немедленно привод насоса и реаерсировать двига- тель насоса . Долить масло до отметки мас- ломера. Снять фильтр, промыть в керо- сине. Провести фильтрацию масла илн заменить масло в гидросис- теме. Проверить герметичность со- единений, наличие трещин и пробоин во всасывающей маги- страли, затянуть гайки соедине- нии, заменить трубопровод. Заменить насос. Низкая температура окружаю- щей среды, подогреть масло
23 Насос не создает давления в нагнета- тельных магистра- лях Насос не подает масло в гидро- систему Износ насоса (большие внут- ренние утечки). Большие внешние утечки по ва- лу, через трубопроводы или уп- лотнения, Большие внутренние утечки в приборах гидроуправления и силовых цилиндрах. Открыт слив через предохрани- тельные клапаны См. п. 22. Проверить подвчу насоса на хо- лостом ходу под нагрузкой; при резком снижении объемного к. п. д. против паспортных дан- ных, заменить насос. Проверить, нет ли повреждений в насосе. При обнаружении отремонти- ровать или заменить насос. Подтянуть соединения трубо- проводов. Устранить негерметичность поршневых пар (заменить уп- лотнения, заменить приборы гидроуправлеиия). Проверить состояние предохра- нительных клапанов(напорных золотников). При необходимости разобрать и устранить неисправности
24 Манометры не по- казывают давления Насосы ие создают давления. Засорение демпферных отвер- стий в манометрах. Поломка манометров См. п. 23 данной таблицы. Прочистить демпферные отвер- стия в манометрах. Заменить манометры
25 Шум н вибрация гидросистемы Большие сопротивления во вса- сывающей магистрали. Подсос воздуха во всасываю- щей магистрали. Неисправность насоса Прочистить всасывающую ма- гистраль и приемный фильтр. См. п. 22 «г». Отремонтировать или заменить насос
26 Неравномерное дви- жение штоков враша- геля и гидроцилиндра перемещения стайка Перекосы осей гидроцилинд- ров по отношению к штокам. Заклинивание направляющих устройств Отрегулировать положение штоков в местах их крепления. Отрегулировать направляющие устройства
214
Окончание таблицы 38
1 2 3 4
27 Золотник с элек- тромагнитным управлением не пе- реключается. Электромагнит гу- дит и перегревается Заедание золотника в корпусе. Якорь электромагнита не пере- мещается иа полную величину ходв Снять электромагнит, прове- рить вручную перемещение зо- лотника в корпусе, промыть зо- лотник и установить электро- магнит. Проверить напряжение иа за- жимах электромагнита, устра- нить заедание якоря при пере- мещении
28 Нижний патрон не раскрепляется а. Поршень золотника 55ВПГ72-34 системы патронов ие возвращается в исходное по- ложение. б. Закрыть дроссель в крышке золотника 55ВПГ72-34 системы патроноа. в. Засорился шланг нижнего па- трона Проверить вручную перемеще- ние золотника, проверить со- стояние золотника пружины и заменить ее в случае необходи- мости. Открыть дроссель, при необхо- димости сиять крышку золот- ника, разобрать, промыть и со- брать дроссель. Промыть шланг, продуть сжа- тым воздухом
29 Нижний патрон не закрепляется а. Заедание золотника 55ВПГ72-34 системы патронов б. Недостаточно давление в системе патронов. Засорился шланг нижнего па- трона Проверить вручную перемеще- ние золотника, разобрать, про- мыть и собрать аппарат. Настроить напорный золотник распределительной плиты па- тронов и предохранительный клапан системы патронов на требуемом давлении. См. п. 28
30 Верхний патрон не раскрепляется Золотник с электромагнитным управлением не переключается. Недостаточно давление в сис- теме патронов. Засорился шланг верхнего па- трона См. п. 27 См. п. 29 1 См. п. 28
31 Верхний патрон не закрепляется Заедает золотник с электромаг- нитным управлением системы патронов. Засорился шланг верхнего па- трона См. п. 27 См. п. 28
32 Нет быстрого подъ- ема Недостаточное давление в тру- бопроводе управления золотни- ком быстрого подъема Недостаточное дввление в сис- теме патронов Заедание золотника 55ВПГ72- 34 системы подачи (золотник быстрого подъема) Проверить подвчу насоса См. п. 29 "б" См. п. 29 "а"
§ 4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРОВЫХ СТАНКОВ
Безаварийная и производительная работа на буровых станках
возможна при правильном управлении и обслуживании, которые зави-
сят от того, насколько хорошо обслуживающий персонал знает назначе-
ние и устройство узлов, деталей и их взаимодействие. Хорошее знание
конструкции механизмов и узлов бурового агрегата помогает быстро и
215
точно устанавливать причины возможных неисправностей, устранять и
даже предупреждать их возникновение.
Управляется агрегат рычагами, рукоятками, маховичками и
кнопками. Наблюдение за работой агрегата осуществляется с помощью
контрольно-измерительных приборов.
Подготовка к работе (на примере станка СКБ-51)
Перед пробным пуском станка в работу необходимо выполнить
следующее: произвести расконсервацию; очистить станок от пыли и
грязи; освободить болты, фиксирующие станок в транспортном поло-
жении; проверить надежность крепления станка к фундаменту и узлов
станка между собой; подтянуть все ослабленные крепежные детали; от-
регулировать плавность и надежность включения и выключения муфты
сцепления, затяжку и отвод тормозных колодок станка; установить
вращатель шпинделя на заданный угол бурения и закрепить его; убе-
диться в достаточности смазки отдельных механизмов станка, особенно
уровня масла в картерах станка; проверить легкость проворачивания уз-
лов рукой; поставить все рукоятки в нейтральное или выключенное по-
ложение; заправить канат в барабан лебедки. Убедиться в соответствии
каната его паспортным данным; убедиться в отсутствии посторонних
предметов, оставленных на механизмах станка или в опасной близости к
ним; проверить мегомметром напряжением 500-1000 В сопротивление
изоляции двигателей; электродвигатели, имеющие сопротивление изо-
ляции обмоток ниже 0,5 МОм, подвергнуть сушке; проверить состояние
электроаппаратуры, правильность установки защиты тепловых и мак-
симального реле, пользуясь при этом данными ведомости электрообо-
рудования и техническими характеристиками аппаратуры.
Перед пуском станка необходимо также выполнить ряд операций
по подготовке гидросистемы к работе.
Залить масло индустриальное И2СА в бак через заливное отвер-
стие с сетчатым фильтром до отметки на масломере. Категорически за-
прещается заливать масло в бак без фильтра.
Проверить направление вращения маслонасоса кратковременны-
ми пусками его электродвигателя. Направление вращения вала насоса
должно соответствовать указателям на корпусе насоса и корпусе приво-
да насоса. Заполнить гидросистему маслом, обратив особое внимание на
вытеснение попавшего в нее воздуха. Заполнять гидросистему маслом
следует при пробных пусках маслонасоса путем периодических вклю-
чений всех гидроцилиндров исполнительных органов станка и соверше-
ния ими полных рабочих ходов.
Операции по заполнению гидросистемы маслом необходимо вы-
полнять осторожно, постепенно увеличивая скорость подачи и давления
в системе, и несколько раз до полного вытеснения воздуха из гидросис-
темы. Допускается частичное ослабление затяжки накидных гаек мас-
216
лопровода в местах присоединения с целью выпуска воздуха в верхних
точках гидроцилиндров.
После заполнения гидросистемы маслом необходимо обеспечить
надежную затяжку накидных гаек маслопровода в местах присоедине-
ния с целью устранения течи из гидросистемы, проверить уровень масла
в баке с помощью масломера; при необходимости долить масло в бак до
отметки масломера.
После пуска маслонасоса может оказаться, что он не подает мас-
ло в гидросистему. В этом случае, поворачивая маховичок регулировки
давления (на пульте гидроуправления), наблюдают по манометру за по-
вышением давления в системе. Если давление не повышается, несмотря
на то, что маховичок завинчен по часовой стрелке до упора, необходимо
сразу же сделать 2-3 оборота маховичка в обратную сторону и подож-
дать не более 30 с; если за это время манометр по-прежнему не покажет
повышения давления, то насос следует выключить и устранить неис-
правность. Запрещается оставлять насос включенным, если он подает
масло.
В шкафу управления установлена аппаратура пуска и защиты
электродвигателей привода станка, бурового насоса, маслонасоса и тру-
боразворота.
На пульт управления выведены кнопки пуска и отключения элек-
тродвигателей, общая аварийная кнопка ' Стоп", амперметр для контро-
ля за нагрузкой двигателя привода станка, а также выключатель управ-
ления автоматическим перекреплением патронов при бурении.
Включение и отключение электродвигателей бурового насоса,
маслонасоса производятся с помощью нереверсивных магнитных пус-
кателей кнопками "Пуск" и "Стоп".
После подготовки станка к работе необходимо установить органы
управления на пульте в исходное положение:
а) рукоятку распределителя патронов в положение «Закрепить»;
б) рукоятку распределителя подачи в положение «Вниз»;
в) дроссель распределителя подачи полностью открыть вращени-
ем его маховичка против часовой стрелки;
г) регулятор подачи установить на минимальную настройку вра-
щением маховичка против часовой стрелки.
Пуск станка
После проведения всех подготовительных операций производит-
ся пуск станка. Вначале запускаются электродвигатели кнопками
«Пуск» на пульте управления. Пробный кратковременный пуск элек-
тродвигателей производится сначала без нагрузки, а затем после устра-
нения замеченных неисправностей с нагрузкой. Первым запускается
электродвигатель станка, затем - маслонасоса.
Во время пробного пуска проверяют направление вращения элек-
тродвигателя станка (шпиндель должен вращаться по часовой стрелке,
217
14 Зак. 274
если смотреть сверху). Если направление вращения не соответствует
указанному, то его следует изменить переключением фаз. После запуска
станка проверяют работу его узлов вхолостую на всех скоростях. После
пробного пуска и устранения всех замеченных неисправностей присту-
пают к работе.
Управление станком во время работы
Пуск и остановка станка производятся главным фрикционом. Пе-
ред включением фрикциона необходимо включить нужную передачу в
коробке скоростей, вращатель и лебедку. Переключать скорости на ходу
запрещается. Если зубья зацепляемых шестерен расположились один
против другого, допускается кратковременным неполным включением
фрикциона провернуть валы и на медленной (ползучей) скорости про-
извести зацепление. Включать фрикцион следует плавно, без рывков.
После спуска бурильных труб в скважину их подвешивают на
подкладной вилке, подводят станок к устью, закрепляют его на раме,
ведущую трубу соединяют с бурильными трубами. Запускают буровой
насос и добиваются нормальной циркуляции промывочной жидкости.
Закрепляют верхний патрон вращателя. Для зажима ведущей
трубы верхним патроном устанавливают рукоятку распределителя па-
тронов на пульте управления в положение «Закрепление». Нижний па-
трон при этом находится в раскрепленном состоянии, так как масло, по-
ступающее в систему патронов, отводится на слив.
Раскрепление патронов вращателя
Для раскрепления верхнего и нижнего патронов устанавливают
рукоятку распределителя патронов в положение «Раскрепление». Масло
подается только к верхнему патрону. Полость нижнего патрона соеди-
нена со сливом.
Подача шпинделя вращателя
Управление цилиндрами подачи производится от распределителя
подачи на пульте управления. Для подъёма или опускания шпинделя
вращателя устанавливают рукоятку распределителя подачи в положение
«Вверх» или «Вниз» и поворотом маховичка дросселя распределителя
подачи регулируют усилие, развиваемое цилиндрами подачи вращателя,
по показаниям указателя давления. При движении шпинделя вниз с по-
мощью регулятора подачи можно создавать подпор, затормаживая дви-
жение поршней цилиндров подачи вплоть до их остановки.
Установка нагрузки на породоразрушающий инструмент
и подача бурового снаряда при бурении
Методика работы по установке осевой нагрузки на породоразру-
шающий инструмент заключается в следующем.
Буровой снаряд поднимают над забоем и, удерживая его в таком
218
положении, увеличивают усилие настройки регулятора подачи, повора-
чивая его маховичок по часовой стрелке. При этом давление в верхних
полостях цилиндров подачи должно быть полностью сброшено дроссе-
лем распределителя подачи.
Поворачивая маховичок регулятора подачи против часовой
стрелки, изменяют его настройку до давления, соответствующего под-
пору в нижних полостях, создаваемому весом бурового снаряда. Мо-
мент настройки определяют визуально по началу движения бурового
снаряда вниз.
С началом движения снаряда вниз под действием собственного
веса останавливают его незначительным поворотом маховичка в проти-
воположную сторону. Таким образом, вес бурового снаряда оказывается
уравновешенным подпором перед клапаном регулятора подачи. В этом
положении регулировочный винт регулятора подачи должен быть за-
фиксирован и оставаться в таком положении в течение всего рейса.
Устанавливают рукоятку распределителя подачи в положение
«Вниз» и, постепенно набирая давление в системе подачи настройкой
дросселя, осторожно доводят буровой снаряд до забоя, контролируя
осевую нагрузку по указателю нагрузки на породоразрушающий инст-
румент.
После приработки забоя скважины осевую нагрузку постепенно
доводят до требуемой величины согласно технологическому режиму
бурения, повышая давление в верхних полостях дросселем распредели-
теля подачи.
Перехват снаряда при бурении
Перехват снаряда во время бурения может быть осуществлен ус-
тановкой рукоятки распределителя патронов в положение «Перехват»
либо автоматически в конце хода шпинделя вращателя от конечных вы-
ключателей.
При бурении с автоматическим перехватом выключатель на
шкафу управления должен быть установлен в положение «Включено».
Цикл перехвата состоит из отдельных операций, выполняемых
автоматически без остановки вращателя в следующей последовательно-
сти: закрепление нижнего патрона; раскрепление верхнего патрона; бы-
стрый подъем траверсы с раскрепленным верхним патроном.
Отключение перехвата производится установкой рукоятки рас-
пределителя патронов в положение "Закрепление" или автоматически в
конце быстрого подъема.
При отключении перехвата восстанавливается первоначальная
схема распределения потоков масла, и последовательно выполняются
следующие операции: закрепление верхнего патрона; раскрепление
нижнего патрона; рабочая подача.
После выполнения цикла перехвата процесс подачи снаряда про-
должается без нарушения настройки регуляторов системы подачи.
219
14'
Перекрепление зажимных патронов
Перекрепление патронов - вспомогательная операция, которая
заключается в удерживании бурового снаряда нижним патроном без со-
вершения быстрого подъема.
Включение команды на перекрепление производится рукояткой
распределителя патронов в положение "Перекрепление". При работе
системы патронов в режиме "Перекрепление" траверсу с раскреплен-
ным верхним патроном можно перемешать вверх и вниз. В последнем
случае выполняется обратный перехват.
Перемещение станка
Управление цилиндром перемещения станка осуществляется от
распределителя подачи на пульте управления Для перемещения станка
к устью скважины или от него следует установить рукоятку распреде-
лителя подачи в соответствующее положение и регулировать скорость
передвижения станка, поворачивая по часовой стрелке маховичок дрос-
селя распределителя подачи.
Для остановки станка в любой точке в пределах рабочего хода
следует снизить давление в системе подачи, поворачивая маховичок
дросселя против часовой стрелки.
При бурении возможен прихват снаряда, поэтому при помощи
гидросистемы, как домкратом, нужно попытаться освободиться от при-
хвата. Для этого рукоятку гидроприбора ставят в положение «Шпин-
дель вверх» и повышают давление в гидросистеме до срабатывания
предохранительного клапана. Если снаряд не освобождается от прихва-
та, то категорически запрещается одновременно с гидросистемой станка
использовать лебедку, так как в случае отказа гидросистемы вышка мо-
жет быть разрушена от совместного действия сжимающих сил гидро-
системы и лебедки станка.
Для срыва керна используются гидросистема и вращатель, при-
чем первой натягивают буровой снаряд, вторым - с помощью фрикцио-
на дают кратковременные вращения.
Когда требуется задавить башмак обсадных труб в пласт глини-
стых пород или взять образец породы методом задавливания, гидросис-
тему можно использовать как пресс. На обсадные трубы следует надеть
хомут, установить на него шпиндель и, поставив рукоятку гидроприбо-
ра в положение "Шпиндель вниз", дросселем повышать давление.
Для остановки шпинделя вращателя на любой высоте в пределах
хода предусмотрено положение "Остановка шпинделя", при котором
дроссель должен быть открыт полностью.
Если необходимо бурить с ведущей трубой, то надо заменить за-
жимные патроны на специальные: верхний - ведущий, нижний - на-
правляющий. Ведущую трубу пропускают через шпиндель и соединяют
переходником с бурильными трубами, а сверху навинчивают вертлюг-
220
сальник, подвешенный на лебедочном канате. Включают вращатель и
лебедку одновременно. Приподнимают снаряд лебедкой от забоя и
включают промывочный насос. После установления нормальной цирку-
ляции промывочной жидкости включают фрикцион. Тормозом спуска
постепенно опускают снаряд на забой и устанавливают нагрузку по ди-
намометру, включенному в неподвижный конец каната. Подачу осуще-
ствляют с лебёдки постепенным оттормаживанием барабана. Если вес
снаряда мал для бурения с разгрузкой, то для создания нужной нагрузки
на породоразрушающий инструмент применяют утяжеленные буриль-
ные трубы. Если при бурении необходимо расхаживание, то его произ-
водят тормозами лебедки, поднимая и опуская снаряд. Можно приме-
нить и гидросистему станка, для чего верхний патрон под ведущую
штангу имеет три плашки и зажимные болты.
При спуско-подъемных операциях следует рационально исполь-
зовать скорости станка: так, при подъеме снаряда по мере уменьшения
его веса переходить на повышенную скорость подъема. Перегружать
станок при подъеме не разрешается. Если буровой снаряд требуется ос-
тавить в подвешенном положении, то нужно закрепить рукоятку тормо-
за спуска. Оставлять буровой снаряд в подвешенном положении на про-
должительное время запрещается.
При спуске в скважину очередной свечи нельзя свободно отпус-
кать тормоз спуска, чтобы не вызвать сильного рывка при торможении в
конце спуска.
Наблюдение за буровым станком во время работы
Во время работы оставлять станок без наблюдения категорически
запрещается.
Машинисту буровой установки следует уделять внимание сле-
дующим вопросам:
1. Постоянно следить за работой вращателя - шпиндель должен
вращаться легко, без рывков, траверса не должна раскачиваться.
2. Если ведущая труба при бурении проворачивается в зажимных
патронах, необходимо немедленно закрепить кулачки, перекрепить
шпиндель на новое место или заменить кулачки. Нельзя закреплять ве-
дущую трубу только одним патроном.
3. Необходимо контролировать работу гидросистемы станка,
поддерживая постоянной нагрузку на породоразрушающий инструмент,
фиксировать контакты пластов горных пород и записывать их в журнал,
помогая геологам уточнить фактический геологический разрез.
Контакты фиксируют следующим образом. Если бурят с допол-
нительной нагрузкой и стрелка указателя давления показывает большую
нагрузку на породоразрушающий инструмент, чем было задано перво-
начально, то встречены породы (контакт) или включения большей кате-
гории по буримости. И наоборот, если стрелка отклонится и покажет
221
меньшую нагрузку, а скорость углубки возрастет - встретились мягкие
породы
Таким образом, машинист буровой установки, постоянно наблю-
дая за приборами гидросистемы, может достаточно точно установить
контакты, например пласта полезного ископаемого, твердость которого
обычно заметно отличается от вмещающих пород, и, если по каким-
либо причинам из этого интервала не будет поднят весь керн, этот не-
достаток будет компенсирован замерами машиниста буровой установки.
4. Показатели приборов гидросистемы позволяют обнаружить
различные неполадки, например, момент обрыва и место обрыва бу-
рильных труб.
5. Следует не допускать утечек масла через манжетные уплотне-
ния, прокладки подшипниковых крышек и смотровых люков.
6. Необходимо внимательно следить за работой тормозов лебедки
и своевременно регулировать их, а также не допускать попадания масла
под тормозные колодки.
7. Нельзя допускать пробуксовки фрикционных дисков при рабо-
те, а также нагрева фрикциона в выключенном положении. Не следует
допускать замасливания дисков фрикциона, а если масло все же попало
на их поверхности, то следует промыть диски керосином и отрегулиро-
вать зазоры. Работать с неисправным фрикционом запрещается.
8. При переключении скоростей нельзя допускать больших уси-
лий, так как это приводит к поломке механизма переключения или шес-
терен. Включение должно производиться легко. Запрещается осуществ-
лять переключение передач на ходу.
9. При нагреве подшипников до температуры свыше 70-80°С не-
обходимо остановить станок и устранить причину нагрева.
10. При перегрузках станка будет наблюдаться пробуксовка
фрикциона. В этих случаях надо уменьшить нагрузку на породоразру-
шающий инструмент или включить пониженную скорость.
11. Станок следует содержать в чистоте, протирать его после ка-
ждой смены: крашеные части - теплой водой, некрашеные - керосином и
соляркой, затем нанести тонкий слой свежего масла.
12. При любой неисправности или ненормальной работе необхо-
димо остановить станок и устранить дефекты.
Остановка агрегата
Остановка производится в следующем порядке.
1. Снимают нагрузку со шпинделя и лебедки, приподняв буро-
вой снаряд над забоем скважины.
2. Плавно выключают главный фрикцион станка.
3. Все рукоятки управления устанавливают в нейтральное или
выключенное положение.
4. Плавно выключают главный фрикцион бурового насоса.
5. Плавно выключают муфту сцепления силового привода.
222
6. Останавливают привод.
7. Очищают все механизмы агрегата от грязи и масла.
Техническое обслуживание станков
Профилактические осмотры и техническое обслуживание обору-
дования необходимы для обеспечения постоянной работоспособности
станка, высокой производительности, экономичности и увеличения сро-
ка службы.
Ежесменный уход (через 8-12 ч)
1. Очистить станок: протереть и смазать шпиндель, направляю-
щие штоки, рабочие штоки вращателя; теплой водой вымыть и обтереть
насухо корпус траверсы, вращателя, прибора гидроуправления, станину
ит. д.
2. Смазать узлы станка в соответствии с инструкцией, заменив
или исправив при этом неисправные масленки.
3. Наружным осмотром проверить сальниковые уплотнения, уп-
лотнительные манжеты, маслопровод и его соединения, крышки под-
шипников, крышки смотровых окон, сливные пробки и т. п. и, если
имеется утечка, устранить её.
4. Проверить крепление каната на барабане лебедки, а также его
соединение.
5. Проверить соединения узлов станка и при необходимости под-
тянуть их.
6. Внимательно прослушивать шум станка и проверять нагрев его
подшипников. Нормальный шум от работы шестерен - глухой и моно-
тонный. Если шум изменится или появятся стуки, то необходимо уста-
новить причину и до ее устранения прекратить работу. Нагрев подшип-
ников определяется рукой, которая может выдержать температуру до
70-80 °C. Если нагрев выше, то следует остановить станок и устранить
причину, вызвавшую нагревание.
Еженедельный уход (через 150-200 ч)
1. Поднять шпиндель или передвинуть станок, проверив его дей-
ствие.
2. Осмотреть насечку кулачков (плашек) в зажимных патронах и
заменить их в случае износа.
3. Проверить уровень масла в баке. Если при переливе масла че-
рез перегородку образовались воздушные пузыри или уровень масла
понизился до стыка всасывающих трубок, то необходимо через воронку
с сеткой долить масло в бак на 5-10 мм выше перегородки. Заливают
масло из чистой посуды в сливной отсек.
4. Если сливная струя гидросистемы выносит в бак много воз-
душных пузырей, а гидросистема при повышенных давлениях масла гу-
223
дит, то необходимо устранить подсос воздуха на линии всасывания и
удалить его из гидросистемы.
Ежемесячный уход (раз в 1 мес.)
1. Траверсу вращателя опустить в нижнее положение, расшплин-
товать гайки направляющих штоков и проверить их затяжку. Поднять
шпиндель вверх и дать ему возможность свободно опускаться, наблю-
дая, не заклиниваются ли штоки в направляющих втулках. Если шпин-
дель останавливается, то необходимо устранить заклинивание штоков.
2. Проверить регулировку механизма закрепления станка на раме.
3. Проверить состояние тормозных накладок на колодках лебед-
ки, на которых не должно быть обнаженных заклепок и замасливания. В
случае износа накладок наклепать новые, выступающие заклепки уто-
пить чеканкой, замасленные места выжечь или промыть керосином.
Вновь установленные тормоза отрегулировать.
4. Проверить состояние втулок и вкладышей упругой муфты, со-
единяющих электродвигатель со станком.
5. Проверить крепления карданного вала. Если какой-либо из
болтов качается в гнезде, то его следует заменить новым.
6. Проверить натяжение ремней и при необходимости подтянуть
их.
7. Снять и промыть в чистом масле или керосине всасывающий
фильтр маслобака.
8. В присутствии механика проверить настройку предохранитель-
ного клапана гидросистемы. Распределительный кран поставить руко-
яткой гидроприбора в положение «Быстрый подъем» и дросселем не-
сколько раз повысить давление до включения предохранительного кла-
пана (буровой снаряд закреплен в патронах). Показание манометра при
включении клапана должно быть максимально допустимым для гидро-
системы данного станка, в противном случае необходимо произвести
настройку клапана и опломбировать его.
Ежеквартальный уход (раз в 3 мес.)
1. Снять маслобак. Промыть его чистым маслом и поставить на
место. Профильтрованное масло залить на 5-10 мм выше перегородки в
маслобаке.
2. При наличии большой качки направляющих штоков во втулках
вращателя выпрессовать изношенные втулки и поставить новые.
3. Через смотровые люки проверить состояние шестерен, зубча-
тых муфт, подшипников, шлицов в коробке скоростей, вращателе и ре-
дукторе. Проверить износ сухарей и вилок переключения, сцепление
шестерен и зубчатых муфт во всех рабочих положениях.
4. Отсоединить электродвигатель или карданный вал от фрик-
циона и проверить качку вала фрикциона в подшипниках. Осмотреть
224
состояние подшипника и при износе заменить новым. Проверить износ
дисков фрикциона и в случае износа заменить новыми.
5. При снятии фрикциона со станка: заметить положение ступиц
дисков, сидящих на шлицах, с тем, чтобы при сборке поставить их на
старое место; проверить состояние шлицов на ступицах и на вале и про-
извести выравнивание их в случае значительных выработок; проверить
уплотнение в крышке подшипника и состояние подшипника, промыть
его и залить новую смазку; очистить корпус фрикциона от грязи. Со-
брать фрикцион.
6. Состояние шестерен и подшипников лебедки необходимо ос-
матривать только в случае, если у лебедки были замечены неисправно-
сти в работе.
Смазка буровых станков
Одна из важнейших операций ухода за станками - смазка. Об-
служивающий персонал должен знать, что для долговечной, производи-
тельной работы бурового станка нужна не просто смазка, а смазка свое-
временная, чистая и только того сорта, который предусмотрен инструк-
цией. При хранении и заправке масла необходимо принять меры против
его загрязнения. Принадлежности для смазки, поставляемые с агрега-
том: кружка и воронка с сеткой для заливки жидкого масла, специаль-
ный шприц для заправки жидкого масла через масленки, штоковый ав-
топресс для заправки солидола через пресс-масленки.
Смазка станка СКБ-41
В качестве жидкой смазки применяется масло трансмиссионное
всесезонное ТАП-15В, а в качестве густой смазки рекомендуется 1-13
или УТ-1. Перед заливкой масло следует профильтровать, используя
воронку с сеткой, входящую в ЗИП к станку.
Направляющие рамы станка и шток цилиндра перемещения не-
обходимо смазывать жидким маслом по потребности, но не менее 3 раз
в неделю.
Трансмиссия. Через отверстие в корпусе раздаточной коробки,
закрываемое маслоуказателем, заливают 2,5 - 3,0 л масла ТАП-15В.
Уровень масла проверяют ежесменно по рискам маслоуказателя. В ко-
робку передач заливают 4,8 - 5,1 л масла ТАП-15В. Уровень его кон-
тролируется ежесменно маслоуказателем.
При уходе за лебёдкой бурового станка необходимо еженедельно
вводить густую смазку: в корпус механизма включения лебёдки, снимая
крышку; в полости планетарной передачи, подшипников и барабана че-
рез отверстие, закрытое винтом не более 200-300 см3; в полость правого
подшипника барабана лебёдки через масленку не более 10-15 см3.
Во вращателе бурового станка густой смазкой смазывают под-
шипники патронов, траверсы и нижний подшипник в корпусе через
225
маслёнки (всего четыре точки). Смазку вводят ежесменно солидолонаг-
нетателем.
В полость конической пары заливают 1,5-2,0 л масла ТАП-15В.
Контроль производят ежедневно по рискам маслоуказателя.
Периодически смазывают густой смазкой поверхности штоков
цилиндров подачи, шпинделя, а при замене кулачков - детали патронов.
Оси вилки и рычагов сцепления смазывают густой смазкой при необхо-
димости.
Смазка станка СКБ-51
В качестве жидкой смазки рекомендуется применять масло
трансмиссионное ТАП-15В. Допускается использование масла транс-
миссионного автомобильного или автотракторного АК-15. В качестве
густой смазки для всех подшипниковых узлов применяют масла сле-
дующих марок: ЦИАТИМ-202» ЦИАТИМ-203, ЦИАТИМ-221.
Для смазки направляющих полозьев коробки передач и станины,
направляющих штоков вращателя рекомендуется солидол синтетиче-
ский. Карта смазки станка СКБ-51 дана в табл. 39.
Таблица 39
Карта смазки станка
Место смазки Сорт смазки Указание по проведению смазки
Редуктор конический через крышку вращателя Масло трансмиссион- ное ТАП-15В или его заменитель Заливать на уровне верхней кромки зуба (на торце) горизонтальной ко- нической шестерни +15 мм. Кон- троль за уровнем 1 раз в смену
Муфта сцепления ЦИАТИМ-202 илн ее заменитель Шприцевать 1 раз в неделю
Кронштейн лебедки Тоже Шприцевать 1 раз в неделю
Подшипник тормозов подъема и спуска То же То же
Рукоятка муфты сце- пления То же Шприцевать 1 раз в неделю
Муфта сцепления Тоже То же
Планетарный редук- тор лебедки Масло трансмиссион- ное ТАП-15В Контроль уровня масла 1 раз в су- тки. Заливать 1 л масла через отвер- стие (предварительно слить имею- щееся)
Траверса ЦИАТИМ-202 или ее заменитель Шприцевать 1 раз в неделю
Вращатель Тоже То же
Верхний гидропатрон То же Шприцевать ежедневно
Нижний гидропатрон Тоже Тоже
Коробка передач Масло трансмиссион- ное ТАП-15В или его заменитель Контроль уровня масла 1 раз в сме- ну
Лебедка Смазка ЦИАТИМ-202 или ее заменитель Шприцевать 1 раз в 3 дня
Направляющие ста- нины Солидол синтетический или его заменитель Смазывать 1 раз в 3 дня
Направляющие што- ки вращателя Тоже Смазывать 1 раз в смену
226
Станок, отгруженный заводом, подвергнут консервации, поэтому
перед обкаткой станка надо удалить солидол из коробки скоростей и
редуктора, снять наружную смазку и смазать станок согласно инструк-
ции. Первая смена масла в станке, полученном с завода или после ре-
монта, производится через 10-15 дней после начала работы, затем - че-
рез сроки, предусмотренные инструкцией. У нового станка заменять
масло необходимо после обкатки перед началом работы. Сроки смазки
должны изменяться в зависимости от состояния уплотнений, т. е. от
расхода масла. Это особенно относится к подшипникам, имеющим за-
крытые камеры и работающим с большой частотой вращения (подшип-
ники фрикциона, привода маслонасоса, передний подшипник маслона-
соса, подшипник в кронштейне лебедки).
Смазка буровых станков ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР
Для смазки буровых станков ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР в качест-
ве жидкой смазки рекомендуется применять масла - трансмиссионное
автотракторное (нигрол), трансмиссионное автомобильное с присадкой
33-2 или ТАП-10. Допускается применение автотракторного масла АК-
15. В качестве густой смазки для всех подшипниковых узлов рекомен-
дуется использовать масла следующих марок: ЦИАТИМ-201, 202, 203 и
221. Для смазки направляющих полозьев станины и рамы, направляю-
щих штоков вращателя следует применять солидол С (смазка УСс ав-
томобильная). Места смазки бурового станка ЗИФ-65 ОМ показаны на
рис. 73, а указания по проведению смазки даны в табл. 40.
Рис. 73. Места смазки бурового станка ЗИФ-650М
227
Места смазки станка
Таблица 40
Место смазки (иомер позиции иа рис. 73) Сорта смазки Указания по проведению смазки
Редуктор конический Масло автотрак- торное (нигрол) Заливать до уровня контрольной пробки. Контроль не реже 1 раза в 3 дня. Замена через месяц работы
Главный фрикцион (/, 2) ЦИАТИМ-201 Шприцевать 1 раз в 3 дня
Кронштейн лебедки (3) То же Тоже
Подшипники тормозов подъема н спуска (4, 5 6, 8, 9, 10, 15) То же То же
Планетарная коробка лебедки (7) Масло автотрак- торное (нигрол) Контроль 1 раз в 3 дня. Заливать до уровня контрольной пробки, находящей- ся в нижнем положении
Траверса (11) ЦИАТИМ-201 Шприцевать 1 раз в смену
Гндропатрон (12) Тоже Шприцевать ежедневно
Врашатель (13) Масло автотрак- торное (нигрол) Заливать до уровня контрольного отвер- стия в крышке. Контроль ежедневный
Коробка скоростей, ре- дуктор (17, 18) Тоже Контроль за уровнем масла 1 раз в 3 дня. Замена через месяц работы (500ч)
Опора барабана лебед- ки (19) ЦИАТИМ-201 Шприцевать 1 раз в 3 дня
Примечание: Масло отработанное сливается через отверстия 14 (в нижнем
положении) и 16.
Схема смазки бурового станка ЗИФ-1200МР дана на рис. 74, ука-
зания по проведению смазки приведены в табл. 41.
Таблица 41
Карта смазки станка
Место смазки Тип масла, срок смазки, количество
1 2
Вращатель Коническая пара Через люк заливают жидкое масло до полного по- гружения ннжней конической шестерни. Контроль уровня 1 раз в неделю. Полная замена через сливную пробку 1 раз в три месяца
Нижний подшипник ведущей втулки шпинделя Работает в масляной ванне
Верхний подшипник ведущей втулки шпинделя Солидолом смазывают через масленку 1 раз в сут.
Подшипники ведущей кони- ческой шестерни Работают в масляной ванне
Подшипники траверсы Солидол вводят автопрессом через масленку 1 раз в сутки
Направляющие н рабочие штоки, шпиндель и полозья рамы Жидким маслом смазывают по мере надобности, очистив предварительно от пыли, грязи и старой смазки
Лебедка Планетарная система Смазывают через две масленки - в тормозной шайбе и в барабане. Солидол вводят 1 раз в трое суток по 30-50 г
Левый подшипник барабана Солидол вводят в масленку 1 раз в неделю по 10-15г
228
1 2
Левый опорный подшипник вала лебедки То же
Правый опорный подшипник вала лебедки То же
Коробка скоростей Смазывают разбрызгиванием масла. Жидкое масло заливают через специальную трубку, в которой вмонтированы сливная пробка и пробка контроля уровня масла. Замена масла 1 раз в 3 мес. Контроль уровня 1 раз в неделю
Промежуточная коробка Жидкое масло заливают через пробку кожуха шес- терни привода вала лебедки до контрольной пробки нижней части картера. Контроль раз в неделю. Заме- на 1 раз в 3 мес.
Главный фрикцион Подшипники: вала фрикциона муфты включения вторичного вала Солидол вводят через колпачковую масленку в кор- пусе фрикциона 1 раз в 3 дня по 10-15 г. При сборке заполняют солидолом. Через маслёнку в ступице уп- ругой полу муфты 1раз в две недели смазывать соли- долом по 15-20г
Маслонасос Передний подшипник масло- насоса Жидкое масло вводят через масленку 1 раз в неделю
Рис. 74. Схема смазки бурового станка ЗИФ-650М: 1 - смазывать густым
маслом раз в 3 дня по 10-15 г; 2 - смазывать жидким маслом перед работой ка-
бестаном; 3 - смазывать густым маслом 1 раз в 2 недели по 10-15 г; 4 - смазы-
вать густым маслом 1 раз в неделю по 10-15 г; 5 - смазывать густым маслом 1
раз в трое суток по 30-50 г; 6 - заливать жидким маслом; 7 - смазывать густым
маслом 1 раз в сутки; 8 - заливать жидким маслом до полного погружения ниж-
ней конической шестерни; 9 - контроль уровня масла 1 раз в неделю; 10 - слив
масла из вращателя; 11 - слив масла из коробки скоростей; 12 - штоки, шпин-
дель и направляющие рамы смазывать жидким маслом по мере надобности; 13 -
заливать жидким маслом до заполнения трубки, контроль уровня масла 1 раз в
неделю; 14 - смазывать жидким маслом 1 раз в 2 недели; 15 - смазывать жидким
маслом перед работой кабестаном.
229
Длительность ремонтного цикла включает время эксплуатации
оборудования между двумя плановыми капитальными ремонтами или
от начала эксплуатации до первого капитального ремонта.
Возможность замены смазочных материалов отечественного про-
изводства смазочными материалами зарубежных фирм показана в табл.
42.
Таблица 42
Масла и смазки отечественного производства Рекомендуемые масла и смазки зарубежных фирм
Фирма Марка масла или смазки
Масло трансмиссионное автотракторное (нигрол) «Шелл» Зимняя САЕ-90 Дентакс 90 Летняя САЕ-140 Дентакс 140
Густое масло «Шелл» Ретинакс А
ЦИАТИМ-201 «Шелл» Альвания
ЦИАТИМ-202 "Мобил Ойл" Смазка Мобил МАФ
ЦИАТИМ-203 «ЭССО Петролеум» Универсальная ХЛБ-10
ЦИАТИМ-221 Уэйкфилд (СС) Кастролиз 1М2
Смазка солидол "Усс" ав- томобильная «Шелл» «ЭССО Петролеум» «Калтекс» Шелл Ретинакс ЦД Шелл Ретинакс А Универсальная X ЭССО смазка жидкая Не- була А 175 Шелл Ретинакс Т
Организация ремонта оборудования
Правильная организация эксплуатации и ремонта оборудования
обеспечивает его бесперебойную работу.
Ежесменный уход в соответствии с инструкцией по эксплуатации
оборудования проводится регулярно перед началом и концом смены.
Выполнение его не планируется. Технические уходы (ТУ) осуществля-
ются по заранее составленному графику и проводятся после определен-
ного времени работы оборудования. Объем их работ определяется инст-
рукциями по уходу и эксплуатации оборудования.
Ремонтные работы делятся на малый (М), средний (С) и капи-
тальный (К).
Малый ремонт производится, как правило, непосредственно на
месте работы бурового станка силами ремонтной бригады с привлече-
нием обслуживающего персонала под руководством механика партии
(экспедиции). При малом ремонте восстанавливается работоспособ-
ность агрегата за счет замены легкосъемных и быстроизнашивающихся
деталей. Одновременно проверяется состояние остальных узлов и от-
дельных деталей. Агрегат после малого ремонта сдают на ходу и под
нагрузкой. Время проведения малых ремонтов устанавливается планом,
составленным в соответствии со структурой ремонтного цикла.
230
Ремонтный цикл - наименьший повторяющийся период эксплуа-
тации, в течение которого осуществляются в определенной последова-
тельности различные виды технического обслуживания и ремонта, пре-
дусмотренные нормативной документацией.
Структура ремонтного цикла представляет собой схему чередо-
вания различных видов ремонта на протяжении ремонтного цикла. Для
большинства буровых станков, применяемых на геологоразведочных
работах, принята типовая структура ремонтных циклов.
Средний ремонт предусматривает полную или частичную раз-
борку оборудования на узлы и агрегаты, а в ряде случаев - на отдельные
детали с последующей их заменой. Выполняется в ремонтно-
механических мастерских, иногда в полевых условиях.
Капитальный ремонт имеет своей целью восстановление перво-
начальных параметров оборудования, потерянных в процессе его экс-
плуатации. В капитальный ремонт оборудование направляется после то-
го, как оно проработало установленный срок и в строгом соответствии
со структурой ремонтного цикла.
При проведении капитального ремонта оборудование полностью
разбирается; детали восстанавливают, затем из пригодных, восстанов-
ленных и замененных деталей станок собирают, регулируют и испыты-
вают.
Приемка оборудования, вышедшего из капитального ремонта,
оформляется специальным актом, отметками в паспорте оборудования и
в журнале ремонта.
Структура и длительность ремонтного цикла зависит от конст-
руктивных особенностей оборудования, качества его изготовления, ус-
ловий эксплуатации и других факторов.
Все образцы оборудования должны иметь паспорта, в которых
отражаются: техническая характеристика, время эксплуатации, прове-
денные ремонты с указанием их вида, времени выполнения и краткого
содержания ремонта.
§5. ОЦЕНКА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
НА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ
Буровое оборудование на геологоразведочных работах составляет
наибольшую долю активной части основных производственных фондов
(ОПФ). На балансе производственных организаций МПР России на
01.01.2000 г. находилось 1400 буровых установок.
За последние годы наблюдается резкий спад объёмов геологораз-
ведочных работ, снижение срока службы оборудования, нестабильность
государственных заказов и их оплаты. Так, коэффициент ввода нового
оборудования в последние годы по отрасли составлял менее 1%.
Наибольший экономический интерес представляет не столько со-
стояние ОПФ в стоимостном выражении, сколько, в первую очередь,
231
конкретные показатели использования оборудования (такие, как коэф-
фициент использования оборудования, коэффициент его использования
во времени), так как именно эти показатели работы активной части
ОПФ свидетельствуют о конкретной эффективности и резервах её по-
вышения
Для оценки степени использования парка буровых станков при-
меняется ряд показателей, главными из которых являются:
- коэффициент использования парка (КИП) буровых установок;
- коэффициент экстенсивной (Кэ) и интенсивной (Кн) загрузки
парка буровых установок (ПБУ);
- интегральный коэффициент (Ко6) загрузки ПБУ.
Кроме того, широко используются такие вспомогательные пока-
затели, как выработка на одну буровую установку и коэффициент под-
вижности ПБУ.
Коэффициент использования парка (КИП) буровых установок в
силу своей наглядности является одним из самых широко применяемых
во всех отраслях промышленности и определяется по формуле:
КИП = N„ : NH ,
где:
КИП - коэффициент использования ПБУ;
Np - количество установок, находящихся в работе;
N„ - количество установок в наличии.
Большое значение имеет повышение КИП для отдалённых и
труднодоступных районов из-за значительных затрат на транспортиров-
ку оборудования и запасных деталей для них.
Коэффициент экстенсивной загрузки оборудования Кэ характери-
зует использование парка буровых установок по времени и определяет-
ся по формуле:
К, = Тп : Т„ ,
где:
Кэ - коэффициент экстенсивной загрузки оборудования;
Тп - производительное время работы буровых установок за ана-
лизируемый период, станко/мес.;
Т„ - нормативный фонд времени работы буровых установок, на-
ходящихся в работе, за тот же период времени, станко/мес.
Производительные затраты времени рассчитываются как раз-
ность между фактическими затратами времени и суммой затрат, связан-
ных с проведением работ по ликвидации простоев, аварий, осложнений
и других непредвиденных обстоятельств. Нормативный фонд времени
работы ПБУ для любой производственной геологической организации
определяется по формуле:
232
Т„ = (То . Np) -Тнмдп , ( 1 )
где:
Тн - нормативный фонд времени ПБУ, станко/мес.;
То - календарный годовой фонд времени работы одной буровой
установки, станко-смен в год;
Np - количество буровых установок, находящихся в работе;
Тн.мдп - нормативные затраты времени, связанные с монтажно-
демонтажными работами и перевозками буровых установок, которые
определяются по нормам "Сборника сметных норм на геоло- горазве-
дочные работы". Вып. 5. Разведочное бурение. - М.: ВИЭМС, 1993 г.
При расчёте Тн для организации следует учитывать тип буровых
установок, так как от этого зависит календарный фонд времени работы
одной установки. По утверждённым нормативам То составляет 915
станко-смен в год (сюда относится большая часть самоходных устано-
вок, а также установок для шнекового и ударного бурения); для устано-
вок, работающих в одну смену, То равно 610 станко-смен в год.
Учитывая, что в настоящее время в статотчётности отсутствуют
данные по балансу рабочего времени, производительные затраты вре-
мени определяются по упрощённой методике. Доля производительных
затрат составляет 0,68 - 0,72 от фактического времени Тф производства
буровых работ.
Коэффициент интенсивной загрузки оборудования Кн характери-
зует использование оборудования по производительности. На механи-
• ческом колонковом бурении Ки рекомендуется определять по формуле.
X =ЧФ ( 2 )
где:
Уф и Vmax - соответственно фактическая коммерческая и макси-
мально возможная скорость бурения в приведённых единицах за анали-
зируемый период, м/ст.-мес.
Vmax =ТН/Т
Кб = Тп.б : Тфб,
Кб и Kj - коэффициенты приведения соответственно в базовом
и анализируемом периодах;
Тн - нормативный среднемесячный фонд работы буровой уста-
» новки за анализируемый период, определяемый по формуле (1), станко-
смен;
, Т - удельная нормативная трудоёмкость 1 м бурения в анализи-
руемом периоде, станко-смен/мес.
Ki =TnJ :ТФ.!,
где:
Тп.б И - производительные затраты времени соответственно в
базовом и анализируемом периодах, станко-смен;
Тф.б и Тф., - фактические затраты времени соответственно в базо-
вом и анализируемом периодах, станко-мес.
233
Использование коэффициентов Kfi и К; позволяет исключить
влияние экстенсивной загрузки оборудования, значение которой, как
правило, изменяется постоянно в течение одного года в одних и тех же
условиях.
В формуле (2) коэффициенты Ке и К; приняты равными между
собой, и соотношение между производительными и фактическими при-
нято равным 0,7.
Интегральный коэффициент использования ПБУ Коб представля-
ет собой отношение фактического объёма бурения за анализируемый
период к потенциально возможному при использовании всего парка бу-
ровых установок и определяется как произведение отдельных коэффи-
циентов использования парка буровых установок по формуле:
ко6 = кип . кэ . кн ,
где:
Коб - интегральный коэффициент использования ПБУ.
Показатель подвижности ПБУ Кп является .одним из важнейших
для характеристики структурных изменений в парке бурового оборудо-
вания, имеет первостепенное значение при оценке основных производ-
ственных фондов. Последнее связано, как уже отмечалось выше, с вы-
сокой стоимостью самоходных буровых установок. Этот показатель оп-
ределяется по формуле:
Кп = NCM : NH ,
где:
Кп - показатель подвижности ПБУ;
NCM - количество самоходных установок в наличии.
Выработка на одну буровую установку (т) является обобщаю-
щим показателем для характеристики использования ПБУ, так как в нём
находят отражение как организационные, так и технические факторы с
учётом горно-геологических условий эксплуатации. В этом показателе
учитываются и такие, как КИП (путём учёта выработки на буровую ус-
тановку, находящуюся в работе и наличии), Кэ (путём учёта производи-
тельных и вспомогательных операций через баланс рабочего времени),
и Кн (путем учёта мероприятий в результате научно-технического про-
гресса). Рассчитывается данный показатель по формулам:
М = Мпр : NH
где:
М - выработка на одну буровую установку для наличного ПБУ;
ш Мпр • Np ,
где:
ш - выработка на одну буровую установку для рабочего ПБУ.
Для обеспечения сопоставимости данного показателя за разные
периоды времени объём бурения определяется в приведённых единицах
по формуле:
МПр — (Мф. tc) : tg
234
т
где:
Мпр - объём бурения в приведённых единицах, м;
Мф - фактический объём бурения за анализируемый год, м;
tc - удельная нормативная трудоёмкость за анализируемый год,
станко-смен/мес.;
t6 - удельная нормативная трудоёмкость за базисный год, стан-
ко-смен/мес.
Удельная нормативная трудоёмкость определяется с учётом рас-
пределения объёмов бурения по категориям пород и средней глубины
скважин по "Справочнику сметных норм".
Состояние парка буровых установок, эффективность его исполь-
зования имеет решающее влияние на экономическое положение произ-
водственных организаций.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назовите основные узлы буровых станков.
2. Что такое подвижный вращатель?
3. В чем преимущество гидравлической подачи инструмента?
4. Назовите детали главных фрикционов буровых станков.
5. Расскажите устройство коробки скоростей бурового станка.
6. Принцип действия планетарной лебедки.
7. Назначение и устройство вращателя.
8. Что такое зажимной патрон?
9. В чём различие станков ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР?
10. В чем заключается подготовка к пуску бурового станка?
11. Управление и наблюдение за станком во время работы.
12. В чем заключается уход за буровыми станками?
13. Назовите основные точки смазки буровых станков.
14. Как определяется коэффициент использования парка буровых
станков?
Глава VII. БУРОВЫЕ НАСОСЫ
Большинство способов разведочного бурения требует промывки
скважины в процессе её углубления. Основное назначение промывки -
удаление с забоя и из ствола скважины выбуренной породы (шлама),
i охлаждение породоразрушающего инструмента, поддержание устойчи-
вого состояния стенок скважины. Подача промывочной жидкости в
скважину под давлением осуществляется буровым насосом,
который входит в состав буровой установки. Буровой насос может быть
смонтирован на общем основании с индивидуальным приводом, что на-
зывается насосной установкой.
В геологоразведочной практике применяют различные типы на-
сосов, но для промывки скважин при бурении применяют только
235
невые или плунжерные насосы. Это объясняется тем, что ими можно
качать загрязнённые реагентами и шламом промывочные жидкости.
Кроме того, при резком повышении давления в нагнетательной линии
(при осложнениях в скважине) они не прекращают работу (как, напри-
мер, центробежные насосы). Плунжерные насосы по сравнению с
поршневыми более быстроходны и имеют меньшую массу.
§ 1. ТИПЫ НАСОСОВ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ
Требования к промывочным насосам определяются геолого-
техническими условиями их эксплуатации: физико-механическими
свойствами буримых пород, глубиной, диаметром и назначением сква-
жины, типом породоразрушающего инструмента и т. д.
Величины подачи промывочной жидкости Q и напора Н бурово-
го насоса обусловливаются рядом факторов и в процессе углубления
скважины могут меняться в широких пределах. Следовательно, буровой
насос должен обеспечивать возможность простого и быстрого регули-
рования подачи и напора в зависимости от параметров технологическо-
го режима бурения. При этом одним из основных требований является
обеспечение независимости подачи от давления (наличие жесткой на-
порно-расходной характеристики Q-H).
Необходимость постоянной и равномерной очистки забоя, выно-
са и поддержания шлама во взвешенном состоянии приводит к требова-
нию минимальной пульсации потока, так как неравномерность потока
может привести к нарушению нормального процесса бурения и ухуд-
шению состояния стенок скважины. Помимо этого пульсирующий по-
ток промывочной жидкости вызывает гидравлические удары, что со-
кращает срок службы элементов насоса и напорной магистрали, а также
является одной из причин вибрации бурильной колонны.
Особые требования предъявляются к всасывающей способности
буровых насосов. При определении необходимой вакуумметрической
высоты всасывания следует учитывать возможное расположение насоса
на площадке передвижной или самоходной буровой установки, высота
которой достигает 1,5 м и уровень промывочной жидкости в отстойнике
в пределах 0,5 - 1,5 м ниже поверхности земли. Таким образом, мини-
мальная высота всасывания с учетом сопротивления во всасывающей
линии может составить 4,5 - 5 м вод. ст. при условии обеспечения ус-
тойчивой работы насоса на утяжеленных растворах повышенной вязко-
сти.
Характерная особенность работы промывочных насосов при бу-
рении скважин определяется разнообразными свойствами перекачивае-
мой жидкости, содержащей твердые частицы разбуриваемой породы и
металла, что предъявляет повышенные требования к износостойкости
узлов и деталей гидравлической части насоса. Поскольку избежать аб-
236
разивного износа элементов промывочных насосов невозможно, так как
он возникает не только в местах трения сопряженных деталей, но и в
местах движения потока жидкости, содержащей абразивные частицы,
необходимо обеспечить возможность оперативной замены быстроизна-
шивающихся деталей.
Необходимо также учитывать, что бурение геологоразведочных
скважин часто осуществляется в труднодоступных районах, где транс-
портировка оборудования затруднена, что выдвигает требование мини-
мальных габаритов и массы насоса и отдельных его узлов.
Таким образом, требования к промывочным насосам возможно
разделить на две группы. К первой относятся требования, определяю-
щие эффективность непосредственно процесса бурения: обеспечение
стабильной подачи необходимого количества жидкости, постоянство
подачи, минимальная пульсация потока, достаточная всасывающая спо-
собность. Ко второй - удобства эксплуатации насосов, затраты времени
и средств на их ремонт, обслуживание и транспортировку.
Анализ требований, предъявляемых к насосам для подачи про-
мывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин, пока-
зывает, что ни один из существующих типов полностью не удовлетво-
ряет всему комплексу перечисленных выше требований.
Основному требованию - независимости производительности от
давления - удовлетворяют насосы объемного типа: поршневые (плун-
жерные), шестеренчатые и винтовые.
Буровые насосы должны обладать повышенной износоустойчи-
востью при перекачивании жидкостей, содержащих абразивные приме-
си. Полностью исключить абразивный износ при применении указан-
ных типов насосов не представляется возможным, но компенсировать
возникающие в результате износа зазоры практически проще в насосах
с возвратно-поступательным движением рабочего органа (поршня,
плунжера).
Насосы такого типа в отличие от центробежных обладают спо-
собностью к самовсасыванию и дают возможность создания любого на-
пора, величина которого определяется параметрами насосной установ-
ки, мощностью двигателя и прочностью агрегата.
Центробежный насос может применяться при бурении только
мелких скважин, когда нет необходимости в высоких давлениях промы-
вочной жидкости.
Прямая зависимость подачи поршневого насоса от числа оборо-
тов коленчатого вала позволяет в широких пределах регулировать его
производительность.
Поршневые насосы могут быть использованы для перекачивания
жидкостей с различными физическими свойствами (даже с высокой вяз-
костью и большим содержанием твердой взвеси), чего нельзя достиг-
нуть при применении шестеренчатых насосов.
237
Применение в насосе трехпоршневой (трехплунжерной) системы
обеспечивает допустимую при бурении скважин степень пульсации по-
тока закачиваемой промывочной жидкости.
Таким образом, поршневые (плунжерные) насосы максимально
отвечают основным требованиям бурового процесса и поэтому получи-
ли широкое распространение при бурении геологоразведочных сква-
жин.
В табл.43 приведена укрупненная классификация насосов, при-
меняемых на буровых работах при поисках и разведке твердых полез-
ных ископаемых.
Таблица 43
Классификация буровых геологоразведочных насосов
Тип вытеснителя Поршневой | Плунжерный
Исполнение Вытеснителя Горизонтальное
| Вертикальное
Кратность действия Одинарного Двойного
Схема гидроблоков Прямоточная Непрямоточная
Способ приведения в действие Прямодействующие |
Приводные
Способ регулирования подачи Нерегулируемые
Ступенчатое Сменой втулок цилиндра Изменением числа ходов Изменением длины хода
Бесступенчатое Изменением длины хода Изменением числа ходов
Тип привода Электрический Двигатель внутреннего сгорания Г идравлический
В настоящее время как в России, так и за рубежом осуществлён
переход на быстроходные плунжерные и, в частности, трехплунжер-
ные насосы простого действия. Это связано с повсеместным распро-
странением алмазного бурения и, соответственно, сооружения сква-
жин малого диаметра. В этих условиях при сравнительно небольших
подачах промывочной жидкости требуется высокое давление.
Кроме того, за последние годы значительно повысились требо-
вания к безопасности и надёжности буровых насосов.
В этой связи, сравнивая показатели работы поршневых двухци-
линдровых насосов двойного действия и трехплунжерных простого
действия, можно отметить, что последние имеют целый ряд преиму-
ществ, в частности, в поршневом насосе одно из уплотнений (уплот-
238
ние поршня) всегда расположено в глубине гидравлического блока
(гидроблока). Поэтому его состояние и работоспособность не поддают-
ся прямому контролю, и об их работоспособности можно судить только
косвенно - по величине подачи и развиваемому ими давлению. Для ос-
мотра или замены уплотнений приходится производить трудоёмкую
операцию разборки и сборки гидроблока.
Вероятность снижения подачи при износе уплотнений даже в са-
мой начальной его стадии усугубляется при высоких давлениях, возни-
кающих при бурении глубоких скважин малого диаметра алмазными
коронками, когда количество жидкости, поступающей в скважину, мо-
жет доходить до 15-30 л/мин. При этом снижение подачи вызывает ус-
коренный износ породоразрушающего инструмента (повышенный рас-
ход алмазов), а иногда приводит к серьёзным авариям (прижогу коро-
нок).
Плунжерный насос имеет вдвое меньшее количество уплотнений,
приходящихся на один вытеснитель, причём по мере износа возможна
их регулировка. Диаметр плунжера принимается обычно меньше, чем у
поршня, поэтому соответственно меньше нагрузка на коленчатый вал,
что также благоприятно сказывается на снижении массовых характери-
стик насоса. Степень неравномерности подачи у насосов типа "дуплекс"
составляет 42%, что делает его работу на буровой невозможной без
применения громоздкого, имеющего значительную массу напорного
воздушного колпака. Трехплунжерные насосы имеют неравномерность
до 24% и поэтому в подавляющем большинстве случаев эксплуатиру-
ются без воздушного колпака.
Трехплунжерный насос имеет шесть клапанов, а поршневой "ду-
плекс" восемь и, следовательно, при прочих равных условиях, плунжер-
ный насос более надежен в работе.
Очень важным является то, что плунжерные насосы, созданные в
последние годы, более быстроходны (до 400-500 ходов/мин), что позво-
ляет уменьшить массу насоса и габаритные размеры при тех же величи-
нах подачи и давления.
В поршневых насосах повышение быстроходности приводит к
ускорению износа неконтролируемых уплотнений и нарушению ста-
бильности подачи. Именно поэтому в существующих насосах "дуплек-
сах" число ходов в минуту не превышает, как правило, 100-120.
Для насосов одинарного действия легко осуществляется так на-
зываемая прямоточная рабочая камера, когда всасывающие и нагнета-
тельные клапаны расположены непосредственно на одной вертикальной
оси и поток жидкости практически имеет прямой ход в нагнетательный
клапан. Прямоточное расположение позволяет снизить до минимума
объем вредного пространства, обеспечить эффективную канализацию
воздуха, попадающего в рабочую камеру или выделяющегося в ней, и,
следовательно, повысить объемный коэффициент насоса и его эконо-
мичность.
239
Разнообразие техники и технологии бурения скважин, широкое
внедрение алмазного бурения при высоких частотах вращения снаряда,
множество конструкций скважин и геологических разрезов, применение
комбинированного оборудования и инструмента, когда в процессе со-
оружения одной скважины применяются шарошечные долота, твердо-
сплавные и алмазные коронки - все это предъявляет требования к насо-
сам в части обеспечения широких диапазонов изменения подачи про-
мывочной жидкости. В связи с этим в отечественной и зарубежной
практике в последнее время появились насосы с оперативным регули-
рованием подачи.
Известно несколько способов регулирования подачи:
- путём изменения числа ходов вытеснителя при помощи коробки
передач. Последняя может быть встроена в механическую часть насоса
(НБ-80/6,3 и др.) или вынесена в виде отдельного узла;
- путём изменения хода поршня или плунжера;
- путём комбинированного применения коробки передач и смены
поршня или плунжера (насосы НБ-160/6,3);
- путём изменения длины хода и числа ходов поршня или плун-
жера.
Регулирование подачи насоса с помощью коробки передач имеет
определенные преимущества перед другими способами за счет просто-
ты, надежности, оперативности, а также возможности широкого диапа-
зона изменения скорости, а, следовательно, и подачи насоса. Кроме то-
го, применение коробки передач позволяет унифицировать оборудова-
ние.
Регулирование подачи путём изменения длины хода вытеснителя
может осуществляться с помощью кулисного механизма или перемеще-
нием кривошипного пальца в эксцентрике. Такая система технологиче-
ски целесообразна, так как позволяет бесступенчато изменять количест-
во жидкости, подаваемой на забой. Однако при этом способе регулиро-
вания подачи существенно увеличивается объем "вредного пространст-
ва", что отрицательно влияет на всасывающую способность насоса.
Этот способ не получил широкого распространения также и из-за слож-
ности механизмов регулирования. Опыт эксплуатации ряда отечествен-
ных и зарубежных плунжерных насосов, подача которых регулируется
изменением числа ходов с помощью коробки передач, показал, что они
наиболее удобны и оперативны в работе, а также обладают высокой на-
дёжностью.
§ 2. УСТРОЙСТВО НАСОСОВ
Конструкция насоса состоит из двух основных частей - гидрав-
лической и механической. Гидравлическая часть насоса служит для
обеспечения необходимых параметров его работы - давления и подачи
240
промывочной жидкости.
Механическая часть служит для передачи вращательного движе-
ния приводного двигателя насоса и преобразования его в поступатель-
ное движение плунжера (поршня).
По конструкции поршневые и плунжерные насосы отличаются
типом вытеснителя (поршень или плунжер), а также местом расположе-
ния уплотнения. Поршневой насос имеет подвижное уплотнение в
поршне, а плунжерный насос - неподвижное уплотнение, в котором пе-
ремещается вытеснитель - плунжер.
Кинематическая схема горизонтального трехплунжерного насоса
Рис. 75. Кинематическая схема трёхплунжерного насоса
От двигателя 4 вращение передаётся через муфту 5 (или привод-
ной шкив) на входной вал 6. Через пару зубчатых колес 2, 3 на входном
валу и на коленчатом валу вращение передаётся на коленчатый вал 1.
Коленчатый вал приводит в возвратно-поступательное движение шатун
с ползуном 7 и плунжер 9, соединённый с ползуном хомутом 8. Плун-
жер уплотняется манжетами, установленными в сальниковом стакане
10.
В клапанной коробке трехплунжерного насоса имеются три вса-
сывающих клапана 18 и три нагнетательных 17. При ходе плунжера
влево в камере «а» создается разрежение, поэтому нагнетательный кла-
241
17 Зак. 274
пан 17 закрывается, а всасывающий клапан 18 открывается, и жидкость
под действием атмосферного давления через обратный клапан 19 при-
ёмного клапана 20 по всасывающему шлангу 21 поступает через всасы-
вающий клапан в камеру насоса. Плунжер 9, дойдя до крайнего левого
положения, начинает двигаться вправо и доходит до правого крайнего
положения (камера "б"). При этом ходе плунжера создается сжатие
жидкости (в камере "б"), всасывающий клапан 18 закрывается, а нагне-
тательный 17 открывается и пропускает жидкость в нагнетательную ли-
нию 16 гидроблока, к которой крепится линия нагнетания 12 Линия на-
гнетания включает в себя предохранительный клапан 11, выносной на
гибком шланге 15 манометр 13 и систему его защиты 14.
К корпусу крепится нагнетательный шланг, по которому жид-
кость подается в скважину. Через предохранительный клапан И при его
срабатывании осуществляется слив во время превышения давления в
нагнетательной линии. Как видно из рис. 75, шейки коленчатого вала
сдвинуты по фазе, т. е. через определенное время со сдвигом на 120°
происходит поочередно движение плунжера во всех трех камерах, что
обеспечивает постоянное всасывание и нагнетание жидкости
одновременно.
На нормальную работу насоса большое влияние оказывает высо-
та всасывания, которая, по возможности, должна быть наименьшей. Вы-
сота всасывания зависит от высоты местности над уровнем моря, тем-
пературы жидкости, числа ходов поршня, длины всасывающего трубо-
провода и вязкости жидкости. При увеличении значений перечисленных
параметров высота всасывания снижается. Теоретически высота всасы-
вания не более 10 м, практически - не более 7-8 м.
Для поршневых и плунжерных насосов, применяемых при буре-
нии геологоразведочных и нефтяных скважин, разработан государст-
венный стандарт (ГОСТ 6031-81), который устанавливает величины па-
раметров насосов различных классов (табл. 44).
Таблица 44
Основные параметры насосов
Намосванмн гирйуегров Значении параметров для классов насосов
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ю 11 12 13 И 15
Мвдссп, нпгдвВг 32 50 ю 125 ISO 235 300 375 4» 63) zo 950 1180 1500 1900
Шинаямзидоаь нгссэ, кЩнемме 25 О КО 150 190 235 300 375 425 63) 750 950 1180 1500
I-кеатн» ггдашшха (1и€спшй)Д;немав’ 9 11 14 18 22 28 35 35 45 45 45 45 45 45
taaia (наибслшЕе) МЪ,1ЕМа£Е VI <9 кр |<р 2QP 2t₽ 2QP 2tP ЗЕР SP 430 430
В колонковом бурении из отечественных насосов, в основном,
применяются плунжерные, разработанные СКВ "Геотехника" и освоен-
242
ные Борзинским производственным предприятием: НБ-25/1,6; НБ-
80/6,3; НБ-160/6,3; НБ-320/10 (табл. 45) и поршневые, разработанные во
ВНИИнефтемаш НБ-32, НБ-50, НБ-80 и АНБ-22 (табл. 46), выпускае-
мые Ижевским заводом нефтяного машиностроения и Нижнегородским
заводом фирмы "Румо".
Таблица 45
Технические характеристики плунжерных насосов
№ п/п Наименования параметров Значения параметров для насосов
НБ-25/1,6 НБ-80/6,3 НБ-160/6,3 НБ-320/10,0
1 Количество плунжеров 1 3 3 3
2 Длина хода плун- жера, мм 45 40 90 90
3 Подача, л/мнн с плунжером диа- метром, мм
30 - 30 - -
40 - - - 25;40;70
45 25 - 8; 10; 22; 40; 65 32; 55; 88
50 - 80 - -
70 - - 20;25;50;95, 162 -
80 - - 125;180;320
4 Давление, Мпа с плунжером диа- метром, мм
30 - 6,3 - -
40 - - - 10
45 1,6 - 6,3 6,3
50 - 3,2 - -
70 - - 4,5 -
80 - - - 3,0
5 Максимальная гидравлическая мощность, кВт 0,86 4,1 14,9 15,6
6 Масса, кг 45 310 520 1375
Насосная установка УНБ-25/1,6 предназначена для использова-
ния при бурении неглубоких скважин твердосплавными и алмазными
коронками диаметром 24, 36 и 46 мм, при диаметре применяемых бу-
рильных труб 24 и 33,5 мм.
Насосная установка (рис. 76) состоит из собственно насоса 5,
приводного бензинового двигателя "Дружба-4" 2, редуктора 8, рамы 9,
приводных ремней 7 и ограждения. В установку входят всасывающий
шланг с приёмным клапаном 6, нагнетательный шланг 3, сбросный вен-
тиль 4, манометр 1 с демпфирующим устройством, обеспечивающим
его чёткую работу без колебаний стрелки. Насос горизонтальный, одно-
243
17*
Техническая характеристика поршневых насосов
Мас- са, кг, не более 1040 1040 1220 2750
Габари- тные разме- ры, мм 1860 х740 х!330 1860 х740 х!330 1915 х775 х!215 2705 хЮОО х2080
S
Диаметр рукава, мм нагие- тател! -ого О V) О О V)
всасы- ваю- щего СП 22 001
Длина хода поршня, мм 160 160 160 200 250
= « 2 и- U «fl S о
5 S5 * а£ w © 2 я и й G
ьшее д оде из стоте д эршня у)» мл 1111 1 1 1 • 1 1 1 1 22 2 2 00
ч с « Е ь
я “ = о 1 = = § к с, И 105 rq 6,3 5 4,1 3,4 10 8 6,3 5,2 4,3 iiii
Я о CU О О iiii 1111 1 1 1 I Ch ' СП о" СП t"-
Г S г 40 00 —< •—<
<ая подач: двойных ия в мину дм3/с •г, оо гЧ. *4. -Ч 00 СП 'Н 00
Идеалы частоте порш ! 105 Ch —<r Ch Tt' чо со Ch 6,4 8,1 9,9 11,9 6,1 8 Ю,1 12,4, 14,9 1111
Дна- метр мен- £ о * Р 80 90 100 НО 90 100 110 120 Q о о о о « S 2 ~ 2 о о о ш g о - <4
и
Полез- ная мош- ность, кВт 25 О 2
! О- Л ООО Е s о •32 о •80 НБ-125 (9МГр- 73)
£ « 2 г ©I ян ян НБ-
Примечание 1. Степень неравномерности давления на выходе из насоса - не более 12%.
2. Насосы выпускаются в нескольких исполнениях. При этом габаритные размеры и их масса изменяются незначительно.
244
плунжерный одинарного действия состоит из механической и гидрав-
лической частей. Гидроблок крепится к механической части четырьмя
болтами. Клапаны тарельчатые с уплотнением на тарелке с нижним
перьевым направлением, нагружены витыми цилиндрическими пру-
жинами. Монтируются и демонтируются клапаны через отверстия, за-
крывающиеся резьбовыми крышками. Плунжер уплотняется резино-
выми манжетами 45x65.
Рис. 76. Насосная установка НБ-160/6,3
Насосная установка УНБ-80/6,3 предназначена для промывки
скважин водой и глинистыми растворами. Она может применяться при
бурении скважин до 200 м твердосплавными и алмазными коронками
диаметрами 36, 46, 59 и 76 мм.
Установка состоит из трехплунжерного, горизонтального, оди-
нарного действия насоса и двухскоростного электродвигателя А02-42-
6/4 мощностью 2,1/3,0 кВт с частотой вращения 1000/1500 об/мин,
смонтированных на общей раме, и с клиноременной передачей. Мо-
жет укомплектовываться дизелем мощностью 6 квт.
Насос состоит из гидравлической и механической частей. В ме-
ханическую часть входят двухскоростная коробка передач с механиз-
мом и рукояткой переключения и кривошипно-шатунные механизмы,
сообщающие плунжерам возвратно-поступательное движение. В гид-
равлическую часть входят быстросъемные сальниковые стаканы с
плунжерами, три всасывающих и напорных клапана, предохранитель-
ный клапан, вентиль для сброса жидкости и манометр с демпфирую-
245
щим устройством. Для уплотнения плунжеров используют резиновые
манжеты или мягкую сальниковую набивку квадратного сечения.
Основное преимущество насосной установки - возможность опе-
ративного регулирования подачи в пределах 16-63 л/мин с помощью
встроенной коробки передач и двухскоростного электродвигателя.
Насосная установка УНБ-160/6,3 (рис. 77) используется при бу-
рении породоразрушающими инструментами всех типов.
Рис. 77. Насосная буровая установка НБ-160/6,3
Установка укомплектована асинхронным электродвигателем /
мощностью 22 кВт, напряжением 220/380 В. Вращение от электродви-
гателя к насосу передается тремя приводными ремнями 2 типа В-2800Т,
закрытыми ограждением 4. Насос 3 установлен на раме 5, соединённой
болтами с основанием.
Насос трехплунжерный, реверсивный, горизонтальный с прямо-
точной гидравлической частью, позволяющей достигнуть высоких гид-
равлических показателей. Насос состоит из гидравлической и привод-
ной частей, имеет пятискоростную коробку передач.
В камерах гидравлической части находятся клапаны и их сёдла.
Клапаны тарельчатые, с резиновым протектором на тарели, на-
гружены цилиндрическими витыми пружинами.
К корпусу гидроблока прикреплены три быстросъёмных узла
"сальник с плунжером". Плунжеры уплотнены резиновыми манжетами.
При значительном износе плунжера в качестве уплотнения можно при-
менять сальниковую набивку сечением 13x13 мм. Внутри приводной
части насоса помещены коробка скоростей и кривошипно-шатунные
механизмы, ползуны которых соединены с плунжерами при помощи
быстросъемных хомутов. Такое соединение обеспечивает оперативную
сборку-разборку узла "сальник с плунжером". На замену узла требуется
не более 20 мин.
246
Смазка механической части осуществляется шестеренчатым мас-
лонасосом. Доступ к механизму привода насоса и заливка масла в кар-
тер идут через люк в корпусе. Отработанное масло сливается через спе-
циальное отверстие с пробкой.
Насос снабжён пружинным предохранительным дифференциаль-
ным клапаном, седло и наконечник которого изготовлены из твёрдого
сплава, это обеспечивает длительный срок службы при их работе на вы-
сокообразивных жидкостях.
Давление контролируется манометром, смонтированным на гиб-
ком бронированном шланге и расположенным на буровой в месте,
удобном для наблюдения за его показаниями. Манометр имеет систему
защиты от проникновения в него перекачиваемой жидкости и от пуль-
сации давления промывочной жидкости.
В комплект поставки входят насосная установка, запасные части
и инструмент.
Насос НБ-320/10 может быть использован при бурении геолого-
разведочных скважин вращательным и ударно-вращательным способа-
ми на твердые полезные ископаемые долотами шарошечного и режуще-
го типов, твердосплавными и алмазными коронками, с промывкой гли-
нистым раствором, водой и эмульсиями.
В конструктивном отношении насос НБ-320/10 аналогичен насо-
су НБ-160/6,3. Отличительная особенность этого насоса - принудитель-
ная промывка межманжетной полости уплотнения плунжеров и наличие
трёхскоростной коробки передач.
Буровой насос не требует сооружения специального фундамента,
его можно устанавливать в буровом здании непосредственно на полу.
Поршневые насосы, разработанные ВНИИнефтемаш, не имеют
принципиальных конструктивных отличий. Их характеристика приве-
дена в табл. 46 и табл. 47.
Насос НБ-125 (рис. 78) состоит из двух основных частей - при-
водной и гидравлической, соединённых между собой в единую конст-
рукцию и смонтированных на раме 28.
Приводная часть включает в себя эксцентриковый вал 2, который
через шкив 5, трансмиссионный вал 4 и косозубую передачу 1 получает
движение от двигателя и передает его шатунам 3. Каждый шатун своей
малой головкой 6 соединён с ползуном (крейцкопфом) 7, размещённым
между накладками 8 станины. К ползуну прикреплён шток 9 ползуна.
Для предотвращения попадания в приводную часть промывочной
жидкости, охлаждающей шток в насосе, предусмотрен корпус сальника
Юс уплотнением 27 и диск-отражатель 11.
Гидравлическая часть состоит из гидравлического блока, всасы-
вающего 23 и нагнетательного 18 коллекторов, сферического компенса-
тора 15 и предохранительного клапана 17.
Гидравлический блок включает в себя гидравлические коробки
247
Техническая характеристика насосного бурового агрегата АНБ-22
1 §
2050 х750 Х140 0
Дна рта) эсэсы КВ€Щ“ его <Г)
Да ||«1 О 40
001 П7Ñ о in ш Ox^ Г";
Вм m m m
। и подача дл тулкн насос 90 о 3 of ч
со co oo
вленне МПа тнндровой в 1 80 о т co
Ом Ох Ox, O\
^большее да ;наметрс ци.! 70 о of en °°r,
а- 40 40 4©'
« S = * О. = © 40 о t- Ox, <n
Ом en 40 40 4©'
Jp’liilgtfT Ox «П rf гч
je |=Н — н
40°
C'4 Г4
248
13 с размещенными в них цилиндровыми втулками 25 и поршнями 24, а
также всасывающими и нагнетательными клапанами 19. В зависимости
от требуемых величин подачи и давления диаметры втулок и поршней
выбирают по характеристике насоса. Цилиндровая втулка герметизиру-
ется в рабочем цилиндре уплотнением 20, поджимаемым крышкой 22
цилиндра через коронку 21.
Клапаны насосов - тарельчатого типа. Седло 14 клапана - с ко-
нической наружной поверхностью; оно устанавливается в соответст-
вующее гнездо гидравлической коробки и герметизируется за счет натя-
га в клиновом соединении между седлом клапана и гнездом гидроко-
робки.
Поршень приводится в движение штоком 26, соединённым резь-
бой со штоком 9 ползуна. Шток поршня уплотнён набором манжет 12.
Насос снабжён сферическим компенсатором с разделительной
резиновой диафрагмой 16, который предназначен для снижения колеба-
ний давления в нагнетательной линии насоса, вызываемых неравномер-
ностью подачи промывочной жидкости.
Рис. 78. Буровой насос НБ-125
Насос НБ-80 (рис. 79) состоит из двух основных частей - блока
привода 1 и гидравлического блока 2, соединённых между собой и
смонтированных на раме 3. Блок привода предназначен для понижения
скорости и преобразования вращательного движения в возвратно-
поступательное. Он состоит из корпуса 6 с крышками 4 и 5, кривошип-
но-шатунного механизма и зубчатой передачи. В корпусе насоса име-
ются направляющие параллели для крейцкопфов, расточки отверстий
249
16 Зак. 274
для подшипников эксцентрикового и трансмиссионного валов, картер
для масляной ванны. В крышке корпуса имеется отверстие для масло-
указателя, по которому контролируется уровень масле в картере.
Рис. 79. Буровой насос НБ-80: 1 - механический блок; 2 - гидравлич-
ский блок; 3 - рама; 4,5 - крышки корпуса.
Смазка кинематических пар блока привода осуществляется раз-
брызгиванием масла при вращении зубчатой передачи.
Кривошипно-шатунный механизм состоит из шатунов 2 (рис. 80)
и эксцентрикового вала 1 (рис. 81).
Рис. 80. Крнвошипио- шатунный механизм насоса НБ- 80: 1 - шатун; 7 -
сменные накладки; 8 - корпус; 10 - шток ползуна; 11 - шплинт; 12 - груцдбук-
са; 13 - кольцо сальника; 14, 17 - фланец; 15 - болт; 16 - диск отражатель; 18 -
винт нажимной; 25 — маслоуказатель.
250
Рис. 81. Механический блок насоса НБ-80: 1 - эксцентриковый вал с шестер-
ней; 3, 20,21 - подшипники; 19-трансмиссионный вал; 22, 23 - прокладки; 24-
шкив.
На эксцентриковом валу в подшипниках установлены шатуны,
которые своими малыми головками через биметаллические втулки 4
(рис. 82) и палец 5 соединяется с крейцкопфами 6, перемещающимися в
сменных накладках 7 (рис. 80), закреплённых в корпусе 8. Для ухода за
крейцкопфами в корпусе предусмотрены боковые окна, закрытые при
работе крышками. К крейцкопфу крепится шток ползуна 10 (рис. 80).
Рис. 82. Механический блок насоса НБ-80 (в разрезе): 4 - втулка биометалли-
ческая; 5 - палец крейцкопф; 9 - крышка.
16'
251
Для предотвращения попадания в блок привода насоса промы-
вочной жидкости, особенно глинистого раствора, предусмотрено уп-
лотнительное устройство, включающее грундбуксу 12 (рис. 80) с уплот-
нительным кольцом 13, фланец 14 с болтами 15 и диск 16. Регулировка
уплотнения производится фланцем 1 и винтами 18.
Зубчатая передача состоит из ведущего трансмиссионного вала
19 (рис. 81) и ведомого зубчатого колеса, выполненного заодно с экс-
центриковым валом. Трансмиссионный и эксцентриковый валы уста-
новлены соответственно в подшипниках 20 и 21.
В зависимости от исполнения насоса на трансмиссионном валу
устанавливаются: шкив для клиноременной передачи 24 (рис. 81) или
пневматическая муфта со шкивом (рис. 83), или фрикционная муфта со
шкивом (рис. 84).
Рис. 83. Пневматическая муфта со шкивом насоса НБ-80: 2 -
трансмиссионный вал; 3 - подшипник; 4 - масленка; 6 - шкив; 7 - обод; 8 -
план-шайба; 9 - воздухопровод; 10 - вертлюжок с фланцевым креплением; 12 -
шиннопневматический съёмный баллон; 13,14-болты.
Пневмомуфта со шкивом предназначена для пуска и остановки
насоса при работающем двигателе и даёт возможность дистанционного
управления работой насоса.
252
Шинопневматический баллон 12 с фрикционными пластинами
установлен внутри обода, с которым связан болтами 14. Сжатый воздух
под давлением 0,70 - 0,80 МПа подаётся в баллон через вертлюжок 10 и
систему воздухопровода 9. При этом баллон фрикционными пластина-
ми обжимает обод, и муфта замыкается. Вращение шкива через обод,
баллон, планшайбу, шлицевое соединение передаётся трансмиссионно-
му валу насоса.
Рис. 84. Фрикционная муфта со шкнвом насоса НБ-80: 1 - рукоятка; 2 - тяга;
3 - трансмиссионный вал; 4 - подшипник; 5 - масленка; 6 - накладка; 7 - шкив;
8, 10 - диски; 9 - болт; 11 - кулачок; 12 - конус, 13 - подшипник; 14 - стопор;
15 — специальппя гайка; 16 - палец муфты; 17 - кожух шкива.
Фрикционная двухдисковая муфта (рис. 84), встроенная в шкив
насоса, обеспечивает пуск и остановку насоса при работающем двигате-
ле. Сцепление муфты производится вращением рукоятки 1 против часо-
вой стрелки, при этом конус 12 перемещается и раздвигает кулачки 11,
которые замыкают муфту. Муфта имеет два ведущих 8 и три ведомых
диска 10. Для пуска насоса исполнения с фрикционной муфтой необхо-
димо пустить в ход двигатель при пониженном числе оборотов, вклю-
чить муфту и постепенно довести число оборотов до нормального. Для
остановки насоса - выключить муфту, а затем двигатель.
Гидравлический блок предназначен для создания давления про-
мывочной жидкости перемещающимися поршнями и нагнетания её в
скважину. Он состоит из блока цилиндров со шпильками 1 (рис. 85),
всасывающего коллектора 16, сменных поршней, штоков поршня, ком-
пенсатора сферического 11, предохранительного клапана.
253
Рис. 85. Гидравлический блок насоса НБ-80: 1 - блок цилиндров со шпилька-
ми; 2 - уплотнение втулки; 5 - уплотнительное кольцо; 6 - клапан; 8 - крышка
клапана; 9 - шпилька; И - сферический компенсатор; 14 - шток поршня; 16 -
коллектор всасывающий; 18 - коллектор.
Блок цилиндров состоит из сменных цилиндровых втулок 10
(рис. 86), поршней 17. Втулки по наружному диаметру уплотняются ре-
зиновыми уплотнениями 2, поджатыми крышкой 3. Блок имеет всасы-
вающие и нагнетательные клапаны, предназначенные для разобщения
всасывающей и нагнетательной полостей при работе насоса. Клапаны 6
(рис. 85) - тарельчатого типа. Седло клапана, имеющее коническую на-
ружную поверхность, вставляется в коническое гнездо блока цилинд-
ров, осуществляя герметичное соединение. Крышка клапана 8 крепится
четырьмя шпильками 9 и уплотняется резиновой манжетой.
Поршни 17 (рис. 86) надеваются на конические поверхности
штоков и крепятся двумя гайками 12. Соединение штока поршня 14
(рис. 85) со штоком ползуна осуществляется с помощью специальной
резьбы для снижения времени сборки и разборки поршня. Уплотнение
штока поршня осуществляется набором манжет.
На гидравлическом блоке установлен сферический компенсатор
11 (рис. 85), соединённый с коллектором 18, а также предохранитель-
ный клапан.
254
Рис. 86. Уплотнение цилиндровой втулки насоса НБ-80: 2 - уплотнение
втулки; 3 - крышка; 4 - распорное кольцо; 5 - кольцо; 10 - цилиндровая втулка;
12 - гайка; 17 - поршень.
Предохранительный клапан, имеющийся в каждом насосе, слу-
жит для защиты насоса от перегрузки в случае превышения допустимо-
го давления. Насосы НБ-32 и НБ-50 снабжены предохранительным кла-
паном рычажного типа, а насос НБ-80 и НБ-125 предохранительным
клапаном шпилечного (гвоздевого) типа со сменными предохранитель-
ными штифтами четырёх разных диаметров, имеющими клеймо, соот-
ветствующее давлению, на которое они рассчитаны.
Предохранительный клапан рычажного типа изображён на рис.
87. Принцип действия клапана следующий. Шток 3 давит на рычаг 2,
стремясь повернуть его на оси.
Предохранительная шпилька 1 разрушается, когда сила давления
на шток превысит сопротивление срезу. При этом шток перемешается в
корпусе 4 и поршень с уплотнением 7 поднимается в полость 6, откры-
вая сливное отверстие 5. Срезную шпильку устанавливают в калибро-
ванное отверстие, соответствующее предельно допустимому давлению,
создаваемому насосом при установленном типоразмере цилиндровой
втулки.
Пневматические сферические компенсаторы с разделительной
диафрагмой изготовляют двух типоразмеров КС-10 - для насосов НБ-
32 и НБ-50; КС-20 - для насосов НБ-80 и НБ-125.
Начальный объём газовой полости этих компенсаторов соответ-
ственно равен 10 и 20 дм3. Начальное давление газа устанавливают в за-
висимости от давления промывочной жидкости на выходе из насоса.
255
Рис 87. Предохранительным клапан рычажного типа
Пневматический компенсатор (рис. 88) состоит из корпуса 5, раз-
делённого на две полости резиновой диафрагмой 6, армированной ме-
таллическим сердечником 7.
Рис. 88. Пневматический компенсатор
256
Верхняя полость внутри диафрагмы заполняется воздухом или
азотом при определенном начальном давлении, соответствующем ожи-
даемому давлению нагнетания. На крышке 4 компенсатора установлено
вентильное устройство 3 с манометром 2, закрытое сверху ограждением
1. Во время работы насоса промывочная жидкость при давлении выше
начального давления газа в полости компенсатора, проходя через отвер-
стие нагнетательного фланца, поднимает диафрагму и сжимает газ до
тех пор, пока давление газа не станет равным давлению перекачиваемой
насосом жидкости.
В те периоды времени, когда мгновенная подача жидкости пре-
вышает среднюю подачу, жидкость поступает в компенсатор, дополни-
тельно сжимая газ, а когда мгновенная подача меньше средней, её не-
достаток возмещается за счёт увеличения объёма газа компенсатора.
Для лучшей работы компенсатора рекомендуемое давление воздуха в
воздушной полости должно составлять 0,3-0,6 от рабочего давления,
контролируемого с помощью манометра.
Наполнение компенсатора воздухом или азотом от компрессора
или баллона со сжатым азотом или воздухом осуществляется присоеди-
нением рукава высокого давления к воздушному штуцеру. При напол-
нении компенсатора воздухом или азотом должно быть исключено по-
падание в полость компенсатора масел и горючих веществ.
§ 3. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ И ДЕТАЛИ НАСОСА
Главными узлами гидравлической части являются: гидроблок с
клапанами, плунжер с сальниковыми стаканами или поршень с цилинд-
ровой втулкой и поршневой шток с его уплотнением.
В механическую часть входят: приводной вал кривошипно-
шатунного механизма, соединённый с валом двигателя посредством
муфт, ременной передачи; коленчатый (эксцентриковый) вал, шатун,
ползун и т. д.
Конструкция, материалы, из которых изготовлены узлы как гид-
равлической, так и механической частей насоса, должны быть взаимно
увязаны и рассчитаны.
В настоящее время при проектировании насосов предусматрива-
ется максимальная унификация использования узлов и деталей, серийно
выпускаемых машин в различных отраслях машиностроения (коробка
скоростей автомобилей, фрикционы, уплотнения, поршни и т. д.). За по-
следнее время особенно повысились требования к износостойкости и
надёжности конструкций. Требования, предъявляемые к износостойко-
сти и надёжности гидравлической части насоса, обусловлены специфи-
кой работы на абразивных жидкостях в условиях геологоразведочной
службы.
Г идроблок
Гидроблоки выполняются однокамерными или многокамерными.
Как правило, одностороннее действие плунжерных насосов позволяет
257
выполнять его прямоточным, что значительно упрощает форму. В буро-
вых насосах с рабочим давлением до 10 МПа для гидроблока целесооб-
разно применять стальное литьё. Однако из-за сложности получения
однородного литья гидроблоки часто изготавливают из поковок. Свар-
но-кованые гидроблоки получили широкое распространение как у нас,
так и за рубежом при работе насосов на высоких давлениях (свыше 20-
25 МПа).
В насосах низкого давления иногда применяются чугунные литые
гидроблоки. Гидроблоки соединяются со станиной или механической
частью с помощью шпилек.
Крышки гидравлических коробок изготавливают стальными, в
том числе: литыми, коваными или точеными. К гидроблоку они крепят-
ся, как правило, с помощью шпилек. Резьба иногда выполняется в при-
вертных фланцах, что упрощает изготовление гидроблока, а главное,
предохраняет блок от повреждений при эксплуатации. Крышки уплот-
няются самоуплотняющимися кольцами круглого сечения.
Вытеснители (плунжер, поршень)
Плунжер в современных буровых насосах имеет конструкцию
двух видов: неразборную (рис. 89, а) и разборную (рис. 89, б).
Разборный плунжер состоит из втулки 1, хвостовика 2 и заглуш-
ки 3. Он имеет преимущества перед целиковым плунжером, так как при
этой конструкции легко заменить изношенную втулку, срок службы ко-
торой колеблется от 150 до 500 ч в зависимости от материала и режимов
работы насоса.
Втулки плунжеров или целиковые плунжера серийно выпускае-
мых насосов изготавливаются из стали 40Х ГОСТ 4543-71 с последую-
щей цементацией, закалкой или твёрдым хромированием; из нержа-
веющей стали 40Х 13 ГОСТ 5632-72 с закалкой ТВЧ до твёрдости HRC
58-60 единиц.
г f 3
Рис. 89. Плунжеры буровых иасосов: а - неразборчивый; б - разборный.
258
Для буровых насосов применяются также резинометаллические
поршни с подкладными пластмассовыми кольцами (рис. 90, в).
Рис. 90. Поршни буровых насосов: а, б - монолитный резино-металлический с
цельным сердечником; в - резино-металлический с подкладными пластмассо-
выми кольцами; г - поршень насоса одностороннего действия; 1 - сердечник; 2
- манжета; 3 - подкладное кольцо.
Сборный поршень двухстороннего действия (рис. 90, б) снабжен
на каждой стороне от среднего разделительного фланца двумя поршне-
выми кольцами: резиновыми уплотнительными и пластмассовыми (на-
пример, полиуретановым) опорными. Опорное кольцо центрирует пор-
шень в цилиндре, обеспечивает работу резинового уплотнения в усло-
виях так называемого нулевого зазора и этим самым предотвращает вы-
давливание резины в зазор. Кроме того, опорное кольцо предотвращает
возникновение высокотемпературных режимов в опорной части, при-
нимая на себя работу в зоне повышенных температур. Наружный диа-
метр полиуретанового опорного кольца больше фланца металлоармату-
ры, но меньше диаметра отверстия цилиндровой втулки. Материал
кольца достаточно жесткий и в зазор между фланцем поршня и цилинд-
ровой втулкой не выдавливается.
Для насоса с цилиндрами одностороннего действия типичной яв-
ляется конструкция с односторонней резиновой манжетой 2 (рис. 90, г),
обращенной в сторону камеры, которая опирается на пластмассовое
(полиуретановое) кольцо 3.
Цилиндровая втулка
При создании насосов для глубокого разведочного и эксплуата-
ционного бурения на нефть и газ используют специальные стандарты на
цилиндровые втулки. Стандарт устанавливает три исполнения узла уп-
лотнения втулки: исполнение I - с жёстким креплением в корпусе ци-
линдровой втулки с буртом и независимым регулированием уплотне-
ния; исполнение II - с жёстким креплением в корпусе безбуртовой ци-
линдровой втулки и независимым регулированием уплотнения; испол-
нение III - с креплением цилиндровой втулки с буртом через уплотне-
ние. Эти втулки являются типичными и присутствуют во всех сущест-
вующих конструкциях буровых насосов.
Цилиндровые втулки 1 (рис. 91) изготавливаются из стали 70 или
стали 45 при упрочнении внутренней поверхности втулки борировани-
ем; уплотнение втулки 3 - из резины; кольцо распорное - из стали;
кольцо уплотнительное 4 - из хлопчатобумажной ткани, пропитанной
маслостойкой резиной. Использование защитных полиамидных колец с
самоуплотняющимися резиновыми манжетами цилиндровой втулки
увеличивает ресурс узла по сравнению со стандартными уплотнениями
примерно в 3 раза.
Рис. 91. Элементы уплотнения цилиндровой втулки: 1 - цилиндровая втулка;
2 - распорное кольцо; 3 - уплотнение втулки; 4 - уплотнительное кольцо.
Шток
Шток поршневого насоса служит для передачи усилия от крейц-
копфа к поршню. Штоки по конструкции могут быть цельные - для не-
больших насосов и составные - для мощных насосов высокого давле-
ния. В поршневых буровых насосах, применяемых при глубоком разве-
дочном и эксплуатационном бурении на нефть и газ, используются со-
ставные штоки, которые значительно легче цельных. Штоки серийных
насосов изготавливаются из стали 40Х. Для повышения срока службы
как штока, так и уплотнения его применяются различные способы обра-
ботки. Так высокоэффективный способ чистовой обработки рабочей по-
верхности - вибрационное выглаживание позволило увеличить долго-
вечность штоков буровых насосов в 1,5-2 раза.
Уплотнение штока (рис. 92) служит для герметизации места вы-
хода штока из гидроблока. Обычно уплотнение располагается в отдель-
ном корпусе. Наиболее распространенными являются сальниковые уп-
лотнения, основу которых составляют эластичные кольца-манжеты,
260
поджимаемые чугунной втулкой и фланцем с двумя шпильками (рис.
92, б) или нажимной винтовой втулкой (рис. 92, а).
Рис. 92. Уплотнение штока поршня: а, б - узлы уплотнения манжетами; в -
армированная манжета; 1 - манжета; 2 - кольцо упорное; 3 - кольцо упорное; 4 -
втулка; 5 - сердечник армированной манжеты; 6 - кольцо подкладное.
В качестве набивочного материала для предотвращения утечки
промывочной жидкости в насосах низкого давления используют рези-
новые, а в насосах высокого давления - резинотканевые кольца или
манжеты самоуплотняющегося типа V или V-образной формы сечения.
В практике насосостроения используются как цельные, так и раз-
резные манжеты, стыки которых смещаются при установке друг отно-
сительно друга на 120 или 180°. К числу редко применяемых несамоуп-
лотняющихся конструкций относятся манжеты типа «шеврон» и «лай-
он». Их внутренний диаметр может быть несколько больше диаметра
штока, поэтому для обеспечения уплотнения пакет манжет подтягивает-
ся.
Для обеспечения раздельной работы уплотнений между манже-
тами устанавливаются металлические проставочные кольца.
В насосах высокого давления находит применение многоманжет-
ное уплотнение штока (рис. 93), причём резиновые манжеты разделены
опорным кольцом из капролона «В» ТУ 6-05-988-73.
Виды уплотнений штока предусматривают установку трёх типов
исполнения (рис. 92):
В исполнении I (рис. 92, а) устанавливаются четыре манжеты 1 из
резины, которые опираются на кольцо упорное 2 из той же резины, с
261
двух сторон манжеты опираются на втулки 4 из капролона «В». Кольцо
опорное 3 изготавливается также из капролона «В».
В исполнении II (рис. 92, б) манжеты отличаются по конструкции
от исполнения I.
Рис. 93. Многоманжетное уплотнение штока
Значительно больший срок службы имеют уплотнения с цельны-
ми резинометаллическими манжетами - исполнение III (рис. 92, в). В
стальном корпусе неподвижно установлена монолитная втулка-
манжета, упирающаяся одной стороной в манжету из резины и кольцо
из полиамида "12Л" ТУ 6-05-1309-72, и поджимаемая с другой стороны
нажимным винтом, как в исполнении I. Втулка-манжета представляет
собой резинометаллическую деталь, в которой на общем стальном сер-
дечнике 6 из стали 20 или 35 объединены резиновая манжета и подкла-
дочное кольцо 6 из анидной смолы по ТУ 6-06-308-70.
Торцовая часть манжеты, герметизирующая зазор по штоку и
корпусу, имеет сферическую поверхность, переходящую в коническую,
а внутри - сферическую поверхность, выполненную с натягом в 2,5 мм
относительно штока. Для предотвращения подсоса воздуха из атмосфе-
ры в гидроцилиндр во время хода всасывания при задней стороне втул-
ки-манжеты предусмотрена самоуплотняющаяся резиновая губа.
Существуют регулируемые конструкции с укороченными резинометал-
лическими манжетами (рис. 94, а). Укороченная армированная манжета
более проста, но менее долговечна, чем удлиненная. Представляет осо-
бый интерес уплотнение штока с монолитной резино-пластмассо-
металлической опорной манжетой (рис. 94, б), применение которой за-
метно увеличило средний ресурс уплотнений.
Уплотнение плунжера
Уплотнение плунжера (рис. 95) служит для его герметизации в
сальниковом стакане. Все плунжеры буровых насосов по ГОСТ 19123-
73 уплотняются резиновыми манжетами.
Конструкция уплотнительного сальника (рис. 95) предусматрива-
ет установку каждой манжеты Dt, D2 (рабочие) и В,, В2 (воздушные) в
262
специальную проставку 4, 5, изолированную уплотнительным резино-
вым кольцом б. Такая конструкция позволяет манжетам вступать в ра-
боту последовательно по мере износа предыдущей, что увеличивает
срок службы уплотнения. Допускается установка трех манжет от давле-
ния и одной манжеты от подсоса воздуха. Проставки могут быть метал-
лические и пластмассовые (капролон и т. д.).
Рис. 94. Уплотнение штока с укороченной регулируемой манжетой: а - ре-
зино-металлической манжетой; б - монолитной резино-пластмассо-
металлической манжетой.
Плунжер 7 направляется обрезиненной грундбуксой 7, которая
установлена так же, как и проставки с манжетами в общем стакане 2.
Сальниковый стакан закрепляется в гидроблоке установочной гайкой 3.
При необходимости замены изношенных манжет узел "сальник с
плунжером" с насоса снимается целиком и заменяется запасным. Замена
изношенных манжет производится практически без остановки насоса.
После износа плунжера по диаметру на 1,5 - 2 мм манжеты могут быть
заменены на сальниковую набивку 9 (рис. 95), которая поджимается
специальной втулкой 8 и гайкой 10.
Рис. 95. Конструкция уплотнительного сальника плунжера
263
Средний срок службы пакета уплотнений манжет из резиновой
смеси колеблется от 150 до 200 ч в зависимости от параметров перека-
чиваемого раствора при работе на средних режимах с серийными плун-
жерами из стали 40Х 13.
Конструкции уплотнений буровых плунжерных насосов могут
представлять собою многоэлементные сальники с эластичными манже-
тами (рис. 96).
Рис. 96. Многоэлементное уплотнение плунжера
Плунжер 1 направляется грундбуксой 2 и нажимной втулкой 5,
изготовленными из антифрикционного материала. Пакет 3, состоящий
из нескольких уплотнительных манжет, поджимается фонарём 4 с по-
мощью накидной гайки 6. В среднюю часть уплотнения, как правило,
поступает смазка: вода, масло или эмульсия. В уплотнениях такого типа
применяются различных конструкций резиновые и резинотканевые
манжеты. Манжеты типа "шеврон" набираются в пакете по несколько
штук без проставочных колец. Их используют как цельными, так и раз-
резными В плунжерных насосах используются в качестве уплотнений и
резино-пластмассо-металлические манжеты (рис. 97, а) для буровых на-
сосов высокого давления и многоэлементное уплотнение плунжера с
эластичными деталями различной твердости для нефтепромысловых на-
сосов сверхвысокого давления (рис. 97, б).
Рис. 97. Уплотнение плунжеров: а - с резнно-пластмассо- металличе-
скими манжетами; б - многоэлементное уплотнение.
264
Клапаны'
Клапаны предназначены для обеспечения равномерного нагнета-
ния жидкости и располагаются в гидравлическом блоке насоса Они
подразделяются на два основных типа: тарельчатые и шаровые.
Для повышения быстроходности насоса должны быть решены
две основные проблемы - обеспечение высокой безотказности клапа-
нов, от которой зависит в первую очередь стабильность и эффект рабо-
ты насоса, и долговечности уплотнений вытеснителя. Последнее в на-
стоящее время в основном успешно решено разработкой рациональной
конструкции уплотнения плунжера, которая обеспечивает их быструю
замену.
В отечественных буровых поршневых насосах применяются кла-
паны сборной конструкции, состоящие из термически обработанной та-
релки, расположенного на ней или на седле уплотнения, верхнего (рис.
98, а) или нижнего направления (рис. 98, б), возможно одновременно из
верхнего и нижнего направлений (рис. 98, в) и элементов крепления.
Рис. 98. Клапаны: а-тарельчатый клапан с верхним направлением: 2 - направ-
ляющая втулка; 3 - клапан, 4 - уплотнение клапана; 5 - седло; б - клапан с
нижним направлением и уплотнением на седле: 1 - пружина; 2 - клапан; 3 - уп-
лотнение клапана; 4 - уплотнение седла; 5 - седло; 6 - направляющие; в - раз-
новидность тарельчатого клапана; 1 - седло; 2 - тарелка клапана; 3 - уплотне-
ние; 4 - нажимная гайка; 5 - пружина; 6 - упорная втулка.
Седло клапана выполняется, как правило, с углом конусности 90°
и в корпусе гидроблока закрепляется на конусной посадке или цилинд-
рической с уплотнением круглым резиновым кольцом.
Предварительно герметизация клапана обеспечивается усилием
пружины. При работе насоса посадка клапана осуществляется первона-
чально на резиновое кольцо, при повышении давления происходит упор
265
в седло металлической тарелки, которая предотвращает выдавливание
резины, несет нагрузку и окончательно запирает всасывающую или на-
гнетательную полости. Таким образом, резиновая тарелка одновременно
выполняет роль уплотнителя и амортизатора.
Сборные клапаны просты в изготовлении, но имеют ряд недос-
татков:
- соединение деталей при помощи элементов крепления увеличи-
вает общую массу клапана;
- в результате динамических нагрузок возможно ослабление кре-
пления, появление зазора и нарушение герметичности клапана.
Клапаны с нижним направлением и уплотнением на седле (см.
рис. 98, б) надежно работают при значительном кольцевом износе. Од-
нако при работе на глинистых растворах с содержанием частиц породы
размером более 2 мм происходит зашламовывание уплотнений и размыв
седла. А для замены уплотнения необходимо выпрессовывать седло, что
в производственных условиях связано с определенными трудностями.
Тарелка клапана конструктивно может быть плоской и конической.
Плоские тарелки и плоское уплотнение клапана оказались недостаточно
надежными в работе.
Многие исследования буровых насосов показывают, что срок
службы клапанной пары, в основном, определяется работоспособно-
стью уплотнения, так как посадочные конические поверхности тарелки
клапана и седла не могут создавать необходимой герметичности. По-
этому основной причиной выхода из строя клапанов является образова-
ние промывов на рабочих поверхностях седла и тарелки под действием
абразивной струи большого давления, прорывающейся через образо-
вавшиеся неплотности в результате преждевременного разрушения ре-
зинового уплотнения.
На большинстве из исследуемых клапанов буровых насосов от
разрушения резинового уплотнения зависит характер промыва клапан-
ных тарелок и седел. При начальном разрушении уплотнения отмечают-
ся промывы, а при значительном - глубокие промывы различного вида
- радиальные, сочетание радиальных и окружных.
Характер промыва пары совместно работающих клапанных таре-
лок и седел в подавляющем большинстве случаев идентичен. Значи-
тельное число тарелок и седел имеют на рабочих поверхностях кольце-
вые выработки. Это являлось следствием пластической деформации
(расклепывания) металла, что характерно для абразивного изнашивания
при ударных динамических нагрузках. На тарелках наблюдается также
прогиб периферийной части, одной из причин которого является недос-
таточная твёрдость сердцевины металла.
Обеспечение плотного сопряжения поверхностей тарелки и седла
клапана (при условии обеспечения соосности) всецело зависит от точ-
ности формы и угла этих конусных поверхностей. Искажение формы
266
поверхности (плоскостность, непрямолинейность и т. д.) приводит к
возникновению локальных участков неплотности. То есть вместо пол-
ного контакта по конусной поверхности имеет место контакт по линии
(окружности) с зазором в верхней или нижней части конуса.
Анализ работы клапана и резинового уплотнения показывает, что
наличие зазора как в верхней части конуса, так и в нижней его части -
нежелательны. При зазоре в верхней части резиновое уплотнение под
действием высокого давления над клапанами вдавливается в образо-
вавшийся зазор и защемляется. Это приводит к быстрому выходу из
строя и, как правило, к последующему промыву рабочего конуса клапа-
на. Специфичный характер разрушения резинового уплотнения у боль-
шинства клапанных тарелок, вызванного таким защемлением, указывает
на значительную частоту отмеченного случая. При зазоре в нижней час-
ти рабочего конуса под действием большого давления тарелка при оп-
ределенных допустимых отклонениях значений угла рабочего конуса
упруго деформируется, обеспечивая плотное прилегание конических
поверхностей седла и тарелки. Установлены значения допуска на угол
рабочих конусов тарелки и седла 45°±30/.
Часто износ направляющих клапана может быть основной при-
чиной повреждения седла и тарелки. Зазор между нижней направляю-
щей клапана и седлом составляет 1,0 мм на диаметр, и замена клапана
необходима в случае увеличения зазора до 2 мм.
Иногда очаги промывов на рабочей поверхности тарелок клапа-
нов встречаются и при отсутствии заметных повреждений резинового
уплотнения. Это позволяет сделать предположение о том, что очаги
промывов в определенных условиях зарождаются не только при повре-
ждении уплотнения, но и при открытом клапане. Для обеспечения дос-
таточной износостойкости при динамическом воздействии потока про-
мывочной жидкости структура металла тарелки и клапана должна обес-
печивать высокое сопротивление пластической деформации. При оди-
наковой поверхностной твердости цементируемые стали, имеющие мар-
тенситовую структуру с избыточными карбидами, обладают большей
износостойкостью, чем другие стали с такой же твёрдостью.
Для тарелок и сёдел клапанов, основным видом износа которых
является гидроабразивная эрозия, рекомендуется применять сталь
14Х2НЗМА с закалкой после цементации до твёрдости HRC 58-60 ед.
Срок службы таких клапанов в 2,5 раза больше, чем изготовленных из
стали 40Х.
В настоящее время наибольшее распространение получили та-
рельчатые клапаны с резиновым протектором, закрепленным на тарелке
клапана или на седле. Клапан может иметь нижнее, верхнее или не
иметь специального направления. В этом случае для его посадки на-
правлением служит пружина. Для повышения долговечности клапана
требуется точность заданных параметров рабочего конуса, а также на-
правляющих в целях обеспечения правильной посадки тарелки на седло.
267
Кроме того, необходимо тщательно подбирать материал для изготовле-
ния клапанов.
В буровых насосах применялись и полусферические тарелки кла-
панов, но они не получили широкого распространения.
При перекачивании сильно зашламованных растворов иногда все
еще применяют шаровые металлические клапаны - целиковые и пол-
ные, а также обрезиненные. Обычно шаровые клапаны работают как
массовые - без пружинной нагрузки. Уплотнение происходит по линей-
ной кольцеобразной поверхности. Следует отметить, что шаровые кла-
паны применимы на тихоходных поршневых насосах.
На основании рассмотрения рабочего процесса клапана и особен-
ностей различных конструкций предлагается классификация клапанов
буровых насосов, приведённая в табл. 48.
В настоящее время, в условиях перехода на быстроходные насо-
сы, наиболее рациональной конструкцией следует считать конические
тарельчатые клапаны с резиновым коническим уплотнением на тарелке.
Такие клапаны применяются на всех буровых насосах серии НБ ГОСТ
19123-73 (рис. 99).
Рис. 99. Клапан насоса НБ4-320/63: 1 - седло; 2 - талелка; 3 - уплотнение; 4 -
верхняя крышка; 5 - направляющие.
В качестве материала для изготовления клапанов рекомендует-
ся использовать сталь 20Х ГОСТ 4543-71 с цементацией рабочей по-
верхности на глубину 1,0 - 1,4 мм и последующей закалкой до твёрдо-
сти по HRC 56-60 ед. Клапан снабжен выступающим на 0,6 - 1,0 мм
уплотнением с конической боковой поверхностью (под углом 45°),
которое располагается на конической тарелке клапана, имеющей тот
же угол, что обеспечивает надёжную герметизацию. Уплотнительные
элементы изготавливаются из маслобензостойкой резины твердостью
по прибору ТМ2 80-90 ед. В последнее время за рубежом получают
всё большее распространение уплотнительные элементы из полиуре-
тана.
268
Таблица 48
Классификация клапанов буровых насосов
Конструктивное исполнение Тарельчатый Шаровой
Опорная поверхность Плоская Коническая Кольцеобраз- ная (линейная)
Направление Верхнее Без направления
Нижнее
Комбинированное
Способ нагружения Регулируемый Комбинированный (массой и пружиной)
Нерегулируе- мый Массой
Характер уплотнения Металл по резине
Металл по металлу
Резина по резине
Расположение уплотнения На седле
На клапане
Комбинирован ные
Способ ограничения хода Нагружением клапана
Жестким упором
§ 4. ПРИНАДЛЕЖНОСТИ К НАСОСАМ
Для работы бурового насоса необходим ряд приспособлений и
устройств, таких как приемный клапан, всасывающий и нагнетательный
шланги (рукава), вертлюг-сальник и др.
В нагнетательной линии насоса может быть установлен трёххо-
довой кран (рис. 100), предназначенный для перекрытия подачи промы-
вочной жидкости в скважину и для частичного или полного её сброса в
приёмную ёмкость. Он состоит из корпуса 3, пробки 1 с тремя радиаль-
ными каналами для прохода промывочной жидкости и ручки 2, предна-
значенной для поворота пробки и регулирования количества подавае-
мой жидкости в скважину.
Приёмный клапан представляет собой корпус с клапаном и за-
щитной сеткой, который при работе насоса погружается в приёмную
ёмкость для промывочной жидкости. Клапан удерживает жидкость во
всасывающем шланге при остановке насоса, что позволяет запускать
насос без залива. Сетка предохраняет клапан и насос от засорения щеп-
ками, корнями растений, листьями и т. д.
Всасывающий шланг (рукав) изготовляется из резины с холщо-
выми прокладками и с проволочной спиралью. Концы шланга имеют
мягкие резиновые манжеты для соединения с приемным клапаном и со
штуцером всасывающей камеры при помощи железных хомутиков.
Нагнетательный шланг передаёт промывочную жидкость под
269
давлением от насоса к промывочному сальнику. Шланг состоит из
внутреннего и наружного резиновых слоев. Между слоями одна или не-
сколько прокладок из прорезиненной ткани. Длина шланга от 8 до 15 м,
диаметр (внутренний) - 38, 50, 75 мм. Шланги требуют бережного от-
ношения. Не следует допускать попадания на шланги горюче-
смазочных материалов и располагать их вблизи нагревательных прибо-
ров. Замерзшую в шланге жидкость можно оттаивать, только внеся
шланг в теплое помещение. Для повышения прочности нагнетательных
шлангов и предохранения их от повреждений и преждевременного из-
носа их бронируют, используя навивку проволоки.
Рис. 100. Трёхходовой кран: 1 — пробка; 2 - ручка; 3 - корпус; 4 - болт.
Для замены сёдел клапанов применяют специальные приспособ-
ления - гидросъёмники (рис. 101).
Рис. 101. Гидравлический съемник сёдел клапанов насоса НБ-80: 1 -
корпус; 2, 6 - манжета; 3 - поршень; 4 - шток; 5 - гайка; 7, 13 - уплотнение; 8 -
захват; 9 - винт; 10 - гайка-крышка; 11 - вороток; 12, 14 - шайба; 15 -шплинт.
Он состоит из корпуса 1, который устанавливается на блок ци-
линдров насоса, с которого предварительно снята крышка клапана и
вынут клапан. Перед выпрессовкой сёдел полость "А" заполняют вере-
тённым маслом в количество 0,2-0,3 л. Внутри корпуса установлен
шток 4, на нижной части которого укреплён захват 8. Выступающими
буртиками захват упирается в торец седла клапана и затягивается гай-
кой 5. При вращении винта 9 воротком 77, масло, заполняющее внут-
реннюю полость гидросъёмника, выдавливает поршень 3 вверх, кото-
рый, в свою очередь, передаёт поступательное движение вертикально
вверх штоку и его захвату вместе с седлом.
Для предотвращения вытекания масла на поршне и винте уста-
новлены уплотнения 7 и 13 и манжета 6.
Приспособление для выемки цилиндровых втулок насосов показа-
но на рис. 102.
Рис. 102. Приспособление для выемкн цилиндровых втулок насоса НБ-80: а
- приспособление в разрезе: 1 - траверса; 2 - тяга; 3 - гайка; 4 - корпус в сборе:
7 - пружина; 8 - винт; 9 - захват; 10 - корпус.
Для извлечения сменной цилиндровой втулки корпус приспособ-
ления в сборе (рис. 102 а) навинчивают на тягу 2 и заводят в цилиндро-
вую втулку. При этом захваты 9 сближаются, сжимая пружину 7. При
выходе из цилиндровой втулки захваты под действием пружины расхо-
дятся и выступающими буграми упираются в торец цилиндровой втул-
ки. Траверса 1 своим центральным отверстием одевается на тягу, а тру-
бы - на шпильки крепления лобовой крышки. При навёртывании на тя-
гу гайки 3 происходит перемещение и извлечение втулки.
Вертлюги-сальники служат для передачи промывочной жидкости
под давлением от неподвижного нагнетательного шланга к вращающей-
271
ся колонне бурильных труб. Вертлюг-сальник одновременно является и
грузоподъёмным устройством.
К принадлежностям насосов можно условно отнести различные
типы сальников, которые предназначены для соединения невращающе-
гося шланга нагнетательной линии насоса с вращающейся колонной бу-
рильных труб.
Буровой сальник установки для бурения с гидротранспортом
керна УРБ-2А-2ГК (рис. 103) закреплён на шпинделе вращателя; с ним
свинчена наружная труба 13 (резьба левая); концентрично с ней разме-
щена внутренняя труба 12, связанная с керноотводящей линией трубой
9.
Рис. 103. Промывочный сальник для буровых установок с
гидротранспортом керна
Вращение корпуса 3 при бурении исключается за счёт подшип-
ников 4, установленных в его полости, герметизация которых осущест-
вляется манжетами 5 и 6. Разобщение нагнетательной линии и цен-
трального канала достигается манжетами 8. Синхронность вращения
трубы сальника со шпинделем обеспечивается за счёт упора центрато-
ров 2 в уступы шпинделя 1. Сальник при бурении воспринимает значи-
тельные изгибающие нагрузки от веса керноотводящего рукава, поэто-
му в его конструкции предусмотрена стяжка 11, придающая дополни-
272
тельную жёсткость керноотводящей трубе 9. Сальник имеет две разоб-
щённые магистрали: кольцевую, связанную с межтрубным пространст-
вом бурильной колонны через полость 10, и центральную, соединённую
с полостью внутренних труб.
Нагнетательный рукав системы промывки подсоединяется к пат-
рубку 7, а керноотводящий - к дуге 9.
§ 5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСОВ
Как правило, все геологоразведочные насосы не требуют соору-
жения специального фундамента для монтажа, их можно установить
непосредственно на полу буровой.
Перед вводом в эксплуатацию необходимо произвести внешний
осмотр насоса и установить отсутствие каких-либо механических по-
вреждений за время хранения и транспортировки. Проверить состояние
рабочих клапанов насоса и в случае необходимости подтянуть крепле-
ния. Смонтировать на насосе узел нагнетания и линию всасывания,
обеспечив их надежную герметизацию. Подсоединить нагнетательный
шланг, надежно закрепив его на штуцере с помощью зажима и откид-
ных болтов. Укрепить манометр в месте, удобном для наблюдения. За-
лить масло в корпус приводной части насоса. Проверить провинчивани-
ем вручную входного вала насоса на полный оборот коленчатого вала
правильность взаимодействия механизмов приводной части насоса. По-
грузить приемный клапан линии всасывания в перекачиваемую жид-
кость на глубину 0,3-0,5 м (но не ближе 0,5 м от дна приемной емко-
сти). Подключить двигатель к источнику питания и заземлить его. Про-
извести пробный пуск на минимальной скорости при открытом предо-
хранительном клапане. В случае отсутствия подачи остановить насос и
залить всасывающую линию через воздушный колпак. Проверить рабо-
ту предохранительного клапана на срабатывание при давлении на 0,2 -
0,3 Мпа, большем максимального рабочего давления, и при необходи-
мости отрегулировать его. После регулировки предохранительный кла-
пан опломбировать.
Выполнив все указанные требования (при отсутствии посторон-
них стуков и шумов и при равномерной подаче жидкости), насос можно
переключить на работу в скважину, постепенно закрывая предохрани-
тельный клапан для плунжерных насосов типа НБ. У насосов, имеющих
на напорном и всасывающем трубопроводах задвижки, последние перед
пуском обязательно открыть. Новый насос должен пройти обкатку с по-
степенным повышением рабочего давления с целью приработки всех
деталей и узлов. В процессе эксплуатации необходимо: ежесменно про-
верять уровень масла в картере насоса; работоспособность предохрани-
тельного клапана насоса. Предохранительный клапан должен обеспечи-
вать начало перепуска жидкости при превышении максимального рабо-
чего давления нагнетания. Не реже I раза в месяц проверять состояние
273
19 Зак. 274
клапанов и седел, обращая особое внимание на состояние резинового
протектора клапана и уплотнительных колец крышек клапанов. Следить
за состоянием плунжеров и их уплотнений, поршней, штоков и цилинд-
ровых втулок. Нормально работающие уплотнения допускают утечку
жидкости (не более 30-50 капель в I мин); увеличение утечки свиде-
тельствует о необходимости замены уплотнений или плунжера.
Ежесменно осматривать насос, следя за состоянием затяжки
крышек, клапанов, состоянием крепления шлангов и за отсутствием те-
чи масла из корпуса привода. Во время работы насоса необходимо сле-
дить за правильностью положения приемного клапана в перекачиваемой
жидкости, регулярно очищать его от налипающих тряпок, щепок, шлама
ит. п.; следить за равномерностью подачи насоса по всасывающему и
нагнетательному рукавам. Пульсация рукавов свидетельствует о нару-
шении нормальной работы гидравлической части насоса.
Остановка насоса. Перед остановкой насоса надо переключать
трёхходовой кран на полный слив промывочной жидкости в приёмную
ёмкость.
В процессе эксплуатации насосов необходима правильная орга-
низация их ремонта. Основным руководящим материалом для этого
является "Положение о планово-предупредительном ремонте обору-
дования (ППР)", а также инструкции по эксплуатации различных ти-
пов насосов и правила техники безопасности.
Правильная эксплуатация насосов требует:
а) закрепления оборудования под ответственность старшего бу-
ровых работ, а при индивидуальном обслуживании - рабочего;
б) обучения рабочих (на специальных курсах, в профессиональ-
но-технических училищах) и строгого выполнения ими правил и инст-
рукций по технической эксплуатации и уходу за оборудованием;
в) тщательного выполнения графика профилактических работ и
проверки технического состояния оборудования при передаче его от
смены к смене;
г) обеспечения рабочих необходимым набором слесарно-
монтажных инструментов, обтирочными, смазочными и другими ма-
териалами, а также обязательного наличия запасных частей и инстру-
мента в комплексе насоса;
д) ведения точного учёта работы и ремонта насоса в техниче-
ских паспортах; ведения инвентаризационных карточек по учету ос-
новных средств и начислению амортизационных отчислений;
е) систематического контроля за качеством эксплуатации и учё-
том работы насоса.
Контроль за правильной эксплуатацией насосов, их обслужива-
нием и ремонтом в производственных организациях осуществляют от-
делы главного механика.
274
Таблица 49
Основные типичные неисправности насосов
Неисправность Возможная причина Метод устранения
1 2 3
Насос не подает жид- кость Негерметичность линии вса- сывания. Насос не залит жидкостью пе- ред пуском. При заливке жидкость вытека- ет из приемного клапана. Корпус приёмного клапана не полностью погружен в жид- кость. Корпус приёмного клапана за- бит шламом. Подтянуть все крепления ли- нии всасывания. Затянуть крышку воздушного колпака. Залить насос водой или пере- качиваемой жидкостью. Отремонтировать приемный клапан. Погрузить приемный клапан в жидкость на 0,3 м. Очистить приемный клапан
Насос не обеспечива- ет требуемую подачу Не работает какая-то клапан- ная группа. Износились прокладки под крышками цилиндров и кла- панов. Подсос воздуха через сальни- ки у плунжерных насосов Неплотные сальники или из- носились. Изношены манжеты поршней. Всасывающий трубопровод установлен выше линии вса- сывания насоса, вследствие чего в колонне трубопровода образовался воздушный ме- шок. Чрезмерная вязкость глини- стого раствора или замерзание жидкости во всасывающем трубопроводе. Всасывающий шланг рассло- ился, и отслоившиеся про- кладки внутри него работают как клапан. Открыть крышки клапанов, осмотреть клапаны, прочис- тить их, заменить вышедшие из строя детали. Заменить новыми Заменить узлы сальников за- пасными. Сальники подтянуть или заме- нить набивку. Заменить новыми. Установить трубопровод так, чтобы он нигде не был выше линии всасывания насоса и не образовывал колен. Вязкость глинистого раствора снизить, трубопровод отогреть горячим паром или водой и не допускать замораживания. Шланг осмотреть. Непригод- ный шланг заменить новым. Если расслоение на конце, то его можно отрезать. При от- сутствии нового шланга разре- зать расслоившийся и соеди- нить концы патрубком.
Насос не развивает давления Срабатывает предохранитель- ный клапан. Отрегулировать предохрани- тельный клапан.
Стукн в гидравличе- ской части насоса:
при перемене хода поршней Ослабла затяжка поршней на штоках. Ослабло крепление цилиндро- вых втулок. Снять цилиндровые крышки, проверить затяжку поршней, при необходимости подтянугь гайки и зашплинтовать или подтянуть контргайку. Подтянуть упорные болты в цилиндровых крышках.
275
19'
Окончание таблицы 49
1 2 3
при посадке клапана Сломаны или ослабли пружи- ны клапанов/ Заменить нли отрегулировать пружины.
гидравлические уда- ры Воздушный колпак не запол- нен воздухом. Недоствточное заполнение цилиндров жидкостью. Спустить из колпачка жид- кость. Устранить подсосы, умень- шить высоту всасывания.
шипящий звук, паде- ние давления и пода- чи Промыв корпуса клапанной коробки за цилиндровой втул- кой или под седлом клапана Устранить подсосы, умень- шить высоту всасывания. Сдать насос в ремонт.
Стуки в механиче- ской части насоса Разработались вкладыши ша- тунов. Разработались игольчатый подшипник верхней головки шатуна и палец крейцкопфа. Частота вращения приводного вала больше нормальной. Шток вывинтился из крейц- копфа. Люфт в опорных подшипни- ках коленчатого вала. Подтянуть, сняв прокладки или заменить. Заменить игольчатый подшип- ник и палец крейцкопфа. Снизить частоту вращения двигателя или заменить у него шкив. Завинтить шток до отказа и подтянуть контргайку. Устранить люфт в подшипни- ках, удалив одну прокладку. Если стук не прекращается, снять вторую прокладку.
Для работы насоса не хватает мощности двигателя Слишком туго затянуты саль- ники. Перетянуты или перегревают- ся вкладыши шатунов. Давление в насосе и нагнета- тельной линии резко возросло вследствие того, что: произошел обвал в скважине; засорен трубопровод; закрыта задвижка. Ослабить затяжку. Ослабить затяжку подшипни- ков и поставить между ними прокладку. Проверить поступление смаз- ки. При необходимости вкла- дыши снять. Дать расходку снаряду. Очистить трубопровод. Открыть задвижку.
При работе чрезмер- но нагреваются крейцкопфы Сильно затянуты сальники крейцкопфных камер. Мало или совсем не поступает масло вследствие засорения каналов или малого уровня масла в картере. Масло потеряло вязкость. Произошло загрязнение масла. Ослабить затяжку сальников. Проверить уровень масла и до- бавить его до верхней отметки маслоуказателя. Очистить ка- налы в станине, крейцкопфе, шатуне. Заменить масло или добавить масло повышенной вязкости. Заменить масло, промыв кар- тер.
Чрезмерный нагрев подшипников при- водного н коленчато- го валов Мало смазки. Масло за|рязнено. Пережаты подшипники Долить масло по маслоуказате- лю. Сменить масло. Прокладками отрегулировать натяг подшипников.
Плоский приводной ремень при пуске на- соса соскакивает со шкива Длинный ремень. Перекос осей шкивов. На шкив попадает вода или масло. Укоротить или натянуть. Проверить, устранить перекос. Проверить, устранить.
Приводные клиновые ремнн при работе на- греваются Вытянутые ремни. Ремни провери 1ъ по длине и профилю, натянуть, вытянугые заменить новыми.
276
Планово-предупредительный ремонт, осуществляемый при веде-
нии буровых работ, предназначен для:
- поддержания оборудования в работоспособном состоянии;
- рациональной организации ремонтных работ;
- снижения простоев оборудования в ремонте;
- снижения стоимости и сроков ремонта;
- повышения качества ремонтных работ.
Предусматриваются следующие виды профилактического обслу-
живания и ремонта: техническое обслуживание, текущий ремонт, сред-
ний ремонт, капитальный ремонт.
Техническое обслуживание заключается в ежедневном наблюде-
нии за работой насоса;
- в устранении подтекания масла и перекачиваемой промывочной
жидкости путём подтяжки резьбовых соединений и уплотнительных уз-
лов;
- в обеспечении надлежащей степени очистки промывочной жид-
кости;
- в обеспечении и соблюдении рационального режима работы на-
соса.
Текущий ремонт производится не реже, чем через 50 часов рабо-
ты. При текущем ремонте производится осмотр насоса и устранение об-
наруженных неисправностей (замена изношенных деталей, цилиндро-
вых втулок, клапанов, поршней (плунжеров), уплотнений); осуществля-
ется подтяжка ремней, болтов, гаек, крышек цилиндров и т. п.
Средний ремонт требует разборки насоса с заменой изношенных
деталей и узлов, гидравлической и приводной части, регулировки под-
шипников валов с помощью прокладок, смены масла в масляной ванне,
разборки муфт и т.п.
Капитальный ремонт требует полной разборки насоса и провер-
ки состояния всех его деталей с обязательной опрессовкой водой дета-
лей гидравлической части, работающих под давлением. Производится
замена всех подшипников.
§ 6. РАСЧЁТЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ
НАСОСОВ
Разнообразие условий эксплуатации буровых насосов, система-
тическое изменение действующих нагрузок на детали и узлы гидравли-
ческой и механической частей конструкций вызывают необходимость
проведения ряда расчётов с учетом технических возможностей того или
иного типа насоса. Расчёты насосов, определяющие целесообразность
их применения в конкретных геолого-технических условиях и обеспе-
чивающие необходимые режимы промывки скважин, позволяют пра-
вильно определить номенклатуру оборудования, инструмента и прибо-
ров при разработке различных проектов поисков, разведки и эксплуата-
277
ции месторождений полезных ископаемых.
Выбор насоса необходимого класса, который по своим эксплуа-
тационно-техническим данным является оптимальным для условий бу-
рения, даёт возможность сократить средства на его эксплуатацию и ре-
монт, повысить скорости и качество сооружения скважин, обеспечить
безаварийную работу и, в конечном счете, снизить затраты на разведку
месторождений полезных ископаемых.
В настоящее время существует целый ряд гидравлических расче-
тов насосов, которые методически отличаются друг от друга. Они про-
водятся с разной степенью детальности для лабораторных и производ-
ственных условий. Отдельные положения различных расчетов до сих
пор не получили необходимых доказательств.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ВСАСЫВАНИЯ НАСОСА
Высота всасывания бурового насоса имеет большое практическое
значение для его эксплуатации, поскольку величина этого показателя
изменяется в зависимости от расположения насоса относительно уровня
моря, т. е. в зависимости от того, бурят ли скважину в горном районе
или из подземной выработки. От высоты всасывания насоса зависит
также взаимное расположение насоса и ёмкости с промывочной жидко-
стью, размеры и тип фундамента, максимально возможная плотность
глинистого раствора и т. д.
Процессом всасывания - одной из ступеней рабочего процесса
является заполнение перекачиваемой жидкостью камеры цилиндра на-
соса.
Рассмотрим этот процесс. Плунжер сечением F движется с мгно-
венной скоростью гп и ускорением i при открытом всасывающем клапа-
не. При нормальном заполнении рабочей камеры жидкость не отстает от
плунжера, и поэтому справедливо уравнение неразрывности течения:
vn.T й) „,т = Fvn ,
где:
vn T - скорость движения жидкости в подводящем трубопроводе;
<уп.т - сечение подводящего трубопровода.
Процесс всасывания происходит под действием разности давле-
ний:
Ра~ Рх 5
где:
ра - среднее атмосферное давление;
рх - абсолютное давление в наивысшей точке рабочей камеры.
Во избежание выделений из жидкости паров и воздуха (местного
закипания жидкости), давление рх должно превышать упругость паров
жидкости при данной температуре.
Возникающий на всасывании напор жидкости:
278
где:
jj — Ря Р* ’
7
Н - напор на всасывании;
у - расходуется на потери от:
а) подъёма жидкости на геометрическую высоту всасывания Лв;
б) сообщения жидкости скоростного напора v2n/2g;
в) сопротивления при входе жидкости в подводящий трубопро-
вод, т. е. сопротивления приемного клапана:
V2
J = —’
2g
г) трения в подводящем трубопроводе:
2 £'
'П.Т. 5
4.Т
д) сопротивления всасывающего клапана Лкв;
е) местных сопротивлений подводящего трубопровода:
2g
п
где:
L„.T - длина подводящего трубопровода;
<Zn.T - диаметр подводящего трубопровода;
2 - коэффициент сопротивления трубопровода;
JBX - коэффициент сопротивления приемного клапана;
J„ - коэффициент местных сопротивлений;
g - ускорение силы тяжести.
Помимо перечисленных сопротивлений часть напора расходуется
на сообщение ускорения массе жидкости, заполняющей подводящий
трубопровод и пройденную плунжером часть х объёма рабочей камеры.
Тогда масса будет:
/щп.т£п,т iFx ,
М = р + р
где:
М - масса жидкости, размерность;
i - ускорение массы жидкости, размерность
Перейдя от массы к силе на единицу площади, т. е. к давлениям,
и приведя ускорение массы жидкости в подводящем трубопроводе к ус-
корению плунжера, получим, что напор, необходимый для ускорения
указанных масс, составит:
JL______ х) >
Й/-Ьп.т gtWn.T + g
Ускорение плунжера i в начале хода имеет наибольшее положи-
тельное, в конце его - наибольшее отрицательное значение, а в середи-
не хода оно равно 0. Поэтому выражение для напора Л i должно иметь
279
знаки ±.
Таким образом, в данный момент времени необходимый напор
для нормального протекания процесса всасывания определяется сле-
дующим образом:
2g “ 2g d„T 2g
i F xi
it~*----+~
ё ^пт. ё_
Полученное выражение представляет собой баланс энергии на
всасывании, поскольку в нём суммируются поэлементные потери напо-
ра, т. е. потери энерги и, отнесенные к 1 кг жидкости, которая проте-
кает по всасывающему трубопроводу. Напор Н выгодно максимально
использовать на преодоление геометрической высоты всасывания
Для этого необходимо уменьшить сопротивления, пропорциональные
квадрату скорости гпт, т. е. увеличить сечение подводящего трубопро-
вода со„т. Это уменьшает также инерционные потери
L
^п.т.
ё ^П.Т..
Поэтому диаметр всасывающего трубопровода должен быть
больше напорного трубопровода (шланга). Уменьшение длины подво-
дящего трубопровода снижает потери на трение и инерционные потери.
При значительном ускорении плунжера, большой длине подво-
дящего трубопровода и отсутствии всасывающего колпака основное
значение приобретают инерционные потери. В результате этого разря-
жение Н может выйти за пределы допустимого, что повлечёт за собой
необходимость изменения условий всасывания. При наличии всасы-
вающего воздушного колпака поток промывочной жидкости в подво-
дящем трубопроводе приобретает стабильный характер, и потери на ус-
корение практически становятся равными 0.
При наличии всасывающего колпака в расчет Н вводятся средние
скорости, и общее сопротивление всасывающей линии становится по-
стоянной, а не переменной величиной.
При её подсчете принимается тот же отрезок всасывающей ли-
нии, что и при опытном определении всасывающей способности насоса,
т. е. от приёмного клапана до всасывающего колпака.
Таким образом, выражение баланса энергии в процессе всасыва-
ния при постоянном сечении трубопровода упрощается следующим об-
разом:
Р а ~~ Р к
Г
2
, V П.Т.
— hR ч--------
В 2g
d4T.
где:
рк - абсолютное давление во всасывающем колпаке.
280
На графике (рис. 104) приведены величины изменения коэффи-
циента сопротивления приёмного клапана в зависимости от диаметра
трубопровода.
Рис. 104. График изменения коэффициента сопротивления
приёмного клапана в зависимости от диаметра трубопровода
На графиках (рис. 105) даны величины изменения коэффициента
сопротивления трубопровода в зависимости от диаметра трубопровода
и скорости потока промывочной жидкости в нём.
Рис. 105. Графики изменения коэффициента сопротивления приёмного
клапана в зависимости от диаметра трубопровода
281
18 Зак. 274
Геометрическая высота всасывания в этом случае представляет
собой расстояние по вертикали от нижнего уровня жидкости в ёмкости
до её уровня во всасывающем колпаке.
В общем случае при определении потери напора за счёт местных
сопротивлений по формуле:
под v следует понимать среднюю скорость в сечении, расположенном за
местом данного сопротивления по направлению потока жидкости.
Коэффициент Jm сопротивления приёмного клапана определяет-
ся в зависимости от диаметра трубопровода по графику рис. 104.
Величина коэффициента Я сопротивления трения подводящего
трубопровода из стальных цельнотянутых труб может быть определена
по графику рис 105 в зависимости от диаметра трубопровода и скоро-
сти потока в нем. При использовании прорезиненного всасывающего
рукава этот коэффициент может быть принят равным 0,028-0,030.
Для определения величин других сопротивлений всасывающего
трубопровода могут быть приняты следующие значения коэффициен-
тов:
вход в трубу при острых кромках ..
внезапное расширение ..........
резкий поворот на 90°..........
плавный поворот на 90°.........
задвижка при полном открытии ..
Правильно сконструированный буровой насос должен при работе
на воде сохранять рабочие параметры при вакуумметрической высоте
всасывания, равной 5,5 - 6,0 м вод. ст.
Поэтому подсчитанное разряжение, во всасывающем воздушном
колпаке
Р» ~ Рк
/
не должно выходить за этот предел. В противном случае необходимо
снизить сопротивления на всасывании и в первую очередь на геометри-
ческую высоту всасывания.
Вакуумметрическая высота всасывания перекачиваемой жидко-
сти уменьшается с увеличением её плотности, что вызывает необходи-
мость снижения геометрической высоты всасывания.
Высота всасывания зависит от трёх физических величин:
а) атмосферного давления;
б) упругости паров перекачиваемой жидкости (при данной его
температуре);
в) плотности жидкости.
0,50
Г~ d22 ~^~11 2, где d2>dt
L- dt2 ----J
1,20
0,15
0,12
282
На графике (рис 106) приведены величины изменения среднего
атмосферного давления в зависимости от высоты местности (располо-
жения насоса) над уровнем моря.
Рис. 106. График изменеиия среднего атмосферного давления в
зависимости от высоты местности над уровнем моря
Атмосферное давление зависит от географической высоты дан-
ной местности (расположения насосов над уровнем моря. На высоте
3000 м над уровнем моря атмосферное давление снижается до 7,2 м вод.
ст., а в шахте на глубине 1000 м - повышается до 11,7 м вод. ст. В соот-
ветствии с этим изменяется вакуумметрическая высота всасывания.
От упругости паров промывочной жидкости зависит то мини-
мально допустимое давление в рабочей камере насоса рх, которое ис-
ключает возникновение кавитации, и отрыв жидкости от плунжера в
процессе всасывания. Упругость паров жидкости резко изменяется в за-
висимости от её температуры. С увеличением температуры промывоч-
ной жидкости высота всасывания насоса уменьшается.
Температура жидкости, °C 10 20 30 50 80
Давление паров жидкости, 0,125 0,236 0,429 1,25 4,824
м вод. ст.
РАСЧЁТ ДАВЛЕНИЯ НАСОСА
В процессе промывки скважины в течение рейса происходит по-
теря давления промывочной жидкости, которая зависит от многих при-
чин. Наиболее тяжелым условием промывки являются применение гли-
нистого раствора большой вязкости и плотности при минимальном
диаметре скважины.
Общие потери давления при бурении определяются из следую-
щего выражения:
18*
283
На = К (hi + hi + h3 + hi + h$ + h6 + hi),
где:
Ha - общие потери давления;
К - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления
(к = 1,3-1,5);
потери давления:
hi - в гладкой части бурильных труб;
Л2 - в замках или ниппелях;
h3 - в кольцевом пространстве между колонной бурильных труб
и стенками скважины;
hi - в кольцевом пространстве между замками и стенками сква-
жины;
/|5 - в колонковом наборе;
h6 - в обвязке насоса;
hi - при заклинивании керна.
Потери давления в гладкой части бурильных труб определяются
по формуле:
Л] = 82,6 k ’
ds
где:
hi - потери давления в гладкой части бурильных труб, МПа;
2 - коэффициент сопротивления; Л = 64/Re*; Re* - обобщённый
критерий Рейнольдса, равный
_______у о <7______
Re* = /Г~'/ + М -
бы
где:
у - плотность глинистого раствора,
со - средняя объёмная скорость течения промывочной жидкости в
трубах;
42
«у - —л—
nd1
где:
Q - величина подачи промывочной жидкости;
d - внутренний диаметр бурильных труб;
г] — структурная вязкость глинистого раствора;
т0 - динамическое напряжение сдвига глинистого раствора;
L - общая длина бурильных труб (глубина скважины).
Потери давления в замках и ниппелях определяются по формуле
л2 = 1,666 [( -у— у-iFy • -f— ,
«О «4 1
где:
hi - потери давления в замках и ниппелях, МПа;
284
d„ - наименьший внутренний диаметр замка или ниппеля;
/ - длина бурильной трубы.
Потери давления в кольцевом затрубном пространстве равны:
Л - _____________________
3 (D-dHy(D + dHy
где:
d„ - наружный диаметр бурильных труб;
D - диаметр скважины.
Коэффициент сопротивления определяется по формуле:
. 15,8 ,
Л Re*0,9
Обобщенный критерий Рейнольдса:
у ш (Д - <7Н) ,
Re*= Г g
4 6(0
Средняя объёмная скорость течения в кольцевом пространстве:
46 ,
п (D2 (F„)
Потери давления в местах замковых соединений (h4) могут не
учитываться при большой разработке скважины и большом диаметре
бурения (более 76 мм). При малых диаметрах бурения в твёрдых поро-
дах потери могут быть рассчитаны, как и для кольцевого затрубного
пространства, с учётом диаметра замков.
Потери давления в колонковом наборе обусловливаются сопро-
тивле-ниями движению жидкости выбуренным керном, в промывочных
каналах породоразрушающего инструмента и в затрубном пространстве
между стенками скважины и колонковой трубой:
/15 — hK + hKy + Л,,
где:
hK - потери из-за наличия керна; Лхр - потери в породоразру-
шающем инструменте;
Лэ - потери в затрубном пространстве.
При бурении без отбора керна Лх и Л3 равны 0.
При бурении с отбором керна Лх является потерей давления в
кольцевом пространстве между керном и внутренней поверхностью ко-
лонковой трубы. Величина потерь зависит от степени раздробленности
керна, которая характеризуется коэффициентом а.___________________
Буримые породы Монолитные Слаботрещи- новатые Трещинова- тые Сильиотрс- ЩИИО- ватыс
Коэффицеит а 1 1,5-2 2-3 3-4
Потери напора, возникающие из-за наличия керна в колонковой
трубе, будут:
285
Лк = а кк
/ТЛ
(</к — rfKp)
где:
hK - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом
пространстве;
/т - длина колонковой трубы;
vK - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве;
dK - внутренний диаметр колонковой трубы, разм.;
</кр - наружный диаметр керна, разм.
Коэффициент Для определённых условий может быть найден
экспериментальным путём.
График зависимости коэффициента Як от размера кольцевого про-
странства при скорости вращения бурового снаряда v = const приведён
Рис. 107. График зависимости коэффциеита Л* от размера кольцевого про-
странства при скорости вращения бурового снаряда v = const:
1 - v = 0,5м/с; 2 — v = 1 м/с; 3 - V = 1,5 м/с; 4 - v = 2 м/с; 5 - v = 2,5 м/с
Для различных условий порядок определения величин 2К приве-
ден в табл. 50.
Таблица 50
Методика определения величины Лк
Условия Методика определения
<4 - < 20 мм v„ < 2 м/с d, - dKp < 20 мм v, > 2 м/с d, - d,.? > 20 мм Из графика на рис. 107 Расчетом по формуле: 2 Расчетом по формуле: 2, = 0,11 0,005 «= (d^dtp)"1 r-fQ-* 68 (dK-d,p) + Re* .25
286
Потери давления в породоразрушающем инструменте и колонко-
вой трубе (Л5) могут быть приняты ориентировочно в пределах
0,05-0,12 МПа.
Это также относится и к потерям давления при заклинивании
керна, величина которых принимается равной 0,05 МПа.
Коэффициент К, учитывающий дополнительные потери из-за
увеличения плотности восходящего потока промывочной жидкости за
счёт частиц выбуренной породы, образования сальников и др. Этот ко-
эффициент, как отмечено выше, принимается равным 1,3 - 1,5.
РАСЧЁТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НАСОСА
Производительность насоса определяется необходимым количе-
ством жидкости для очистки скважины от шлама и охлаждения породо-
разрушающего инструмента с учётом технологии бурения тем или иным
способом, конструкции скважины, типа бурильных труб.
Очистка забоя и вынос шлама из скважины могут быть достигну-
ты при определенной скорости восходящего потока промывочной жид-
кости.
Расход промывочной жидкости, исходя из этого условия, опреде-
ляется из выражения:
Q = ₽ (^ск - «Ртр) VK,
4
где:
Q - расход промывочной жидкости;
В - коэффициент, равный 1,1-1,3, учитывающий различную ско-
рость движения жидкости по стволу скважины из-за неравномерной его
разработки, наличия каверн и т. д., dCK - диаметр скважины либо наи-
больший внутренний диаметр колонн обсадных труб; dTV - наружный
диаметр бурильных труб; гк - скорость восходящего потока.
Скорость восходящего потока должна быть больше скорости па-
дения наиболее тяжелых частиц выбуренной породы или дробового
шлама. Она равна:
vK = w + гк1,
где:
гк - скорость восходящего потока;
w - критическая скорость потока, при которой твёрдые частицы
удерживаются во взвешенном состоянии;
ук1 - необходимая скорость движения твёрдых частиц, прини-
маемая равной (0,1 - 0,3) w. Эта величина тем больше, чем глубже
скважина и выше механическая скорость бурения.
Критическая скорость потока (падения частиц) может быть опре-
делена по формуле Риттингера:
w = k^ d4(?4-Y)
У
287
где:
w - критическая скорость у потока;
к - коэффициент, учитывающий форму твёрдых частиц, который
для округлых частиц принимается равным 4 - 4,5, а для частиц непра-
вильной формы 2,5 - 4;
уч - плотность твёрдых частиц;
у - плотность промывочной жидкости.
Размер характерных частиц должен быть соизмерим с выпуском
резцов твердосплавной или алмазной коронки или с шагом зубьев ша-
рошечного долота. При бурении лопастными долотами величина частиц
определяется в зависимости от величины углубки за один оборот снаря-
да:
где:
<!., - максимальный размер наиболее характерных твёрдых час-
тиц;
Тм - максимальная механическая скорость бурения;
<р - коэффициент неравномерности подачи;
п - число двойных ходов плунжера в 1 мин.;
tn - число лезвий долота.
Для ориентировочного расчёта скорость движения жидкости в
затрубном пространстве может быть взята из табл. 51.
Таблица 51
Скорость движения промывочной жидкости в затрубном
пространстве скважины при бурении различными
породоразрушающими инструментами
ПородоразрушащиЙ инструмент Скорость движения жидкости
Вода Глинистый раствор
Лопастные долота, пикобуры 0,6-1,0 0,6 - 0,8
Шарошечные долота 0,6-0,8 0,4 - 0,6
Твердосплавные коронки 0,25 - 0,6 0,5 - 0,5
Алмазные коронки 0,5 - 0,8 —
Подача насоса в общем виде вычисляется по следующей форму-
ле:
FSn , л/с,
Си — К tjo gg
где:
Q„ - подача насоса, л/с;
F - площадь поперечного сечения вытеснителя (поршня или
плунжера), м2;
288
S - длина хода вытеснителя, м;
п - число двойных ходов в 1 мин;
К - число рабочих камер насоса;
т/о - объёмный коэффициент насоса.
Объёмный коэффициент принимается примерно равным 0,8-0,95.
Для насоса простого действия:
FSn
Q„ = 4o 60 . л/с,
Для насоса двойного действия:
2(F- ______ )Sn
IFSn ________2_____________ , л/с
<?« = Чй 60 = Чо 60
где:
- площадь сечения штока, м2.
Для трёхплунжерного насоса
3/lS/z
= -gjj------- ,л/с
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назначение буровых насосов.
2. Почему при бурении скважин применяются только плунжер-
ные и поршневые насосы?
3. Какова допустимая величина запесоченности промывочной
жидкости?
4. Назовите основные узлы бурового насоса.
5. Как влияет высота всасывания насоса на расположение обору-
дования буровой установки?
6. Каковы основные неисправности насосов?
Глава VIII. СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Привод буровых станков, насосов, лебёдок, глиномешалок и дру-
гих механизмов на геологоразведочных работах может осуществляться
как от электродвигателей, так и от двигателей внутреннего сгорания -
дизелей и бензиновых двигателей. В отдалённых и высокогорных рай-
онах применяют буровые установки с двигателями внутреннего сгора-
ния или с электроприводом от передвижных электростанций. В элек-
трифицированных районах, как правило, применяются электродвигате-
ли, питающиеся от государственной сети электроснабжения.
§ 1. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
К преимуществам электропривода относятся: простота управле-
ния и обслуживания, постоянная готовность к работе, экономичность и
289
возможность реверсирования, упрощение трансмиссий и возможность
применения индивидуального привода для каждого механизма (насоса,
глиномешалки, труборазворота и др.), что позволяет комплексно меха-
низировать буровые работы и даже частично их автоматизировать.
На геологоразведочных работах в настоящее время наиболее рас-
пространены электродвигатели единой серии 4А. Серия 4А - асинхрон-
ные двигатели охватывают диапазон мощностей 0,06-400 кВт, с часто-
той вращения 500, 600, 750, 1000, 1500, 3000 об/мин, с высотой вала от
50 до 350 мм. Номинальное напряжение электродвигателей - 220/380 и
380/660 В при мощности до 110 кВт, а свыше - только 380/660 В.
На смену двигателям серии 4А приходит серия АН асинхронных
двигателей общепромышленного применения с высотами оси вращения
45-355 мм и мощностью 0,025-315 кВт, разработанных в рамках "Инте-
рэлектро", отличающихся множеством разновидностей (повышенной
частотой вращения, с температурной защитой и т. д.).
В настоящее время на буровых станках типа УКБ, ЗИФ-650М,
ЗИФ-1200МР приводной двигатель передаёт вращение шпинделю стан-
ка посредством понижающих редукторов, имеющих от четырех до
восьми ступеней передач. В установках УКБ, предназначенных для бу-
рения скважин на твердые полезные ископаемые в интервале 25-3000 м,
также применяется привод со ступенчатым регулированием частоты
вращения и скорости подъема снаряда. Исключение составляют уста-
новка УКБ-1200/2000 (СКБ-7) и новый буровой агрегат БАК-1200/2000.
Привод станка СКБ-7 осуществляется от электродвигателя посто-
янного тока Д-812 мощностью 70 кВт с использованием плавно регули-
руемого тиристорного преобразователя ТП-1200/2000 УЗ, а агрегата
БАК-1200/2000 - от электродвигателя с полым ротором типа АК-820
мощностью 80 кВт с тиристорным преобразователем ЭМУ-1М.
Особенности регулируемых электроприводов заключаются в
возможности регулирования частот вращения шпинделя и плавного из-
менения расхода промывочной жидкости в широком диапазоне. В при-
воде лебедки появилась возможность автоматического выбора макси-
мально допустимой скорости спуско-подъёма колонны труб в зависимо-
сти от нагрузки на крюке и ручного регулирования скорости в широких
пределах. Привод лебёдки, вращателя - реверсивный, привод бурового
насоса - нереверсивный. Применяется также индивидуальный привод
насосов, гидросистемы бурового станка.
Монтаж и эксплуатация электродвигателей
Монтаж электродвигателя на месте работ включает в себя ряд по-
следовательных операций: выгрузку, распаковку, проверку схемы со-
единения фаз и качества изоляции, установку и соединение с механиз-
мом, выверку правильности установки, пуск и проверку двигателя под
нагрузкой.
290
Перед установкой необходимо удостовериться, особенно если
двигатель поступил после ремонта, как подсоединены обмотки статора,
проверить их на обрыв и состояние изоляции, замерить зазор между ро-
тором и статором, подтянуть болты. Если напряжение сети 380 В, а дви-
гатель предусмотрен на напряжение 220/380 В, то его обмотки должны
быть соединены по схеме «звезда», а при напряжении 220 В - "тре-
угольником". В первом случае соединяются между собой клеммы С5,
С4, С6, а во втором - С1-С6, С2-С4, СЗ-С5. Качество изоляции проверя-
ется мегомметром: сопротивление изоляции обмотки статора должно
быть не менее 1000 Ом на 1 В рабочего напряжения, а сопротивление
фазной обмотки ротора 500 Ом при температуре 1530 °C Зазор между
ротором и статором проверяется щупом. При этом отклонение должно
быть не более 10% от минимального его значения. Двигатель устанав-
ливается на раме, а рама - на фундаменте (для стационарной установки).
Фундамент обычно делается бетонным либо кирпичным по массе, пре-
восходящей массу двигателя не менее чем в 10 раз. Если двигатель со-
единяется с рабочей машиной с помощью муфты, то необходимо вы-
полнить центровку, а если соединение клиноременное, то следует обес-
печить параллельность валов. Горизонтальность валов двигателя и ме-
ханизма проверяется уровнемером. Точность установки регулируется с
помощью контрольных скоб.
В процессе эксплуатации электроустановки необходимо: прово-
дить систематический контроль за работой, повседневный и периодиче-
ский планово-предупредительный осмотр и ремонты
Систематический контроль ведётся машинистом буровой уста-
новки, который следит за нагрузкой по амперметру и за колебаниями
напряжения по вольтметру, не допуская их отклонений от установлен-
ного предела. Повседневный осмотр осуществляется также машинистом
буровой установки или электрослесарем. Ежедневно проводится осмотр
элементов двигателя, проверяется затяжка крепёжных болтов, крепле-
ние кабеля, исправность заземления. Ведётся постоянное наблюдение за
нагревом двигателя, его нормальной вентиляцией. В процессе эксплуа-
тации двигателя необходимо строгое соблюдение нормативов смазки
вращающихся деталей
Периодические осмотры осуществляются ремонтной бригадой
электрослесарей под руководством механика. Результаты осмотра запи-
сываются в специальном журнале. Во время эксплуатации и осмотра
могут быть обнаружены как механические, так и электрические неис-
правности. К механическим неисправностям относятся: нарушение цен-
тровки; ослабление посадки на валы роторов, полумуфт, шкивов; ослаб-
ление затяжки болтов; недостаточная жесткость фундамента и др. След-
ствием этих неисправностей могут быть перегрев подшипников, повы-
шенная вибрация, разбрызгивание масла и др.
Электрические неисправности двигателя происходят по многим
291
причинам. Так, сильное снижение частоты вращения при нагрузке и тя-
желый пуск свидетельствуют о снижении напряжения ниже номиналь-
ного или об обрыве в фазе цепи ротора, если двигатель с фазным рото-
ром. Быстрое нагревание и дымление указывает на фазовое замыкание.
Отсутствие возможности запуска обусловливается обрывом цепи или
неправильным соединением обмотки статора и др. Любая обнаруженная
неисправность должна быть немедленно устранена.
Наиболее часто возникающие неисправности электрооборудова-
ния и способы их устранения приведены в табл. 52.
Таблица 52
Неисправности электрооборудования, их причины и способы
устранения
Неисправности, внешнее проявление и дополнительные признаки Вероятная причина Методы устранения
Электродвигатель при пуске нс вращается, гудит Нет напряжения в одной из фаз Устранить разрыв в це- пи
При вращении двига- тель гудит и перегре- вается Межвитковое замыкание. Короткое замыкание между дву- мя фазами Отремонтировать об- мотку
Повышенный перегрев обмотки двигателя Двигатель перегружен Уменьшить нагрузку
Пониженное сопро- тивление изоляции в двигателе Загрязнена или отсырела обмот- ка Прочистить продуть и просушить обмотку
Повышенный перегрев подшипников двига- теля Неправильная центровка двига- теля Слишком много или недостаточ- но смазки в подшипниках. Повреждение подшипников Устранить несоосность вала двигателя с валом механизма. Количество смазки при- вести к норме. Заменить подшипник
Стук в подшипнике Подшипник поврежден Заменить подшипник
Повышенная вибрация Недостаточная жесткость фун- дамента. Большая несоосность вала двига- теля с валом механизм Сделать более жестким фундамент. Устранить несоосность
Пускатель двигателя станка ие включается Нет напряжения в системе управления, разомкнуты контак- ты концевых выключателей от переподъема кронблока. Неисправен пускатель(сгорела катушка, заедает подвижная сис- тема) Устранить неисправ- ность Заменить сгоревшую катушку
Пускатель сильно гу- дит Низкое напряжение в сети (менее 85%), перекос сердечника Устранить перекос сер- дечника
Пускатель не отклю- чается Приварились контакты в силовой цепи и цепи управления. Заедает подвижная система или неисправны возвратны.е пружи- ны Устранить неполадки, зачистить контакты. Устранить заедание под- вижной системы, заменить пружины
292
При перебоях в работе электродвигателей их следует остановить
и выяснить причину неисправностей. Перед тем как открыть магнитную
станцию, находящуюся под напряжением, необходимо после остановки
электродвигателей кнопками управления «Стоп» общий рубильник пе-
ревести в положение «Отключен».
§ 2. ДВИГАТЕЛИ ВНУТРЕННЕГО СГОРАНИЯ
Двигатели внутреннего сгорания подразделяются на поршневые
(дизельные - с воспламенением рабочей смеси от её сжатия) и карбюра-
торные - бензиновые (с искровым воспламенением рабочей смеси).
В геологоразведочных организациях эти двигатели находят при-
менение для привода буровых станков и установок, в том числе само-
ходных, стационарных и передвижных, электроагрегатов и компрессо-
ров.
Наибольшее распространение получили дизельные двигатели как
наиболее экономичные в эксплуатации и ремонте, обладающие большой
гибкостью рабочего процесса, надёжностью и универсальностью.
Для привода лёгких блочных передвижных гидрофицированных
установок нового поколения (типа УПБ-50Б, УПБ-100Б) применены
разработанные отечественной промышленностью малогабаритные ди-
зели ТМЗ-450Д/90 мощностью 8 кВт и В24 - 8,2/7,8 мощностью 8,8 кВт.
На самоходных буровых установках в подавляющем большинстве при-
вод осуществляется от двигателей автомобиля или трактора (УКБ-ЗСТ-
Э, УКБ-4С, ЛБУ-50, УРБ-2А-2, УШ-2Т и др.), но в ряде случаев исполь-
зуется и автономный двигатель внутреннего сгорания: дизель Д-65 ПС
мощностью 45,6 кВт на установках типа ПБУ-1 и ПБУ-2, дизель Д-144
мощностью 46 кВт на установке МЛТБ, дизель 12ч 8,5/11 мощностью 12
кВт на установке УБР-2М.
Для привода электроагрегатов и компрессоров на геологоразве-
дочных работах отрасли находят применение дизельные двигатели ши-
рокой номенклатуры, в том числе 42 10,5/13 мощностью 20 кВт, ЯАЗ-
М2046 мощностью 44,1 кВт, дизель А-41Б мощностью 69 кВт, ЯМЗ-
238М2 мощностью 100 кВт и другие.
Типовое устройство дизельного двигателя, регулировки и уход за
ними приводятся на примере дизеля ЯАЗ-М204, общий вид которого
приведён на рис. 108.
Если смотреть на двигатель со стороны маховика, то справа на
нём установлены топливный насос 3 6с регулятором 7, фильтры грубой
8 и тонкой 3 очистки топлива, пусковой двигатель 1 с редуктором 9 и
глушителем 4, форсунки 5, впускная труба 2 основного двигателя,
управление декомпрессионным механизмом. Слева размещаются выпу-
скная труба /, маслозаливная горловина 2, счётчик моточасов 7, привод
водяного насоса и вентилятора, декомпрессионный механизм, фильтры
грубой 3 и тонкой 4 очистки масла, маслоуказатель 5. Спереди двигате-
293
ля установлены водяной насос и вентилятор, генератор, передняя опора
двигателя, картер шестерен распределения, а сзади - воздухоочиститель
и главная муфта сцепления.
Рис. 108. Общий вид (справа и слева) дизеля
Для обеспечения нормальной работы дизеля запрещается:
- полностью загружать новый или отремонтированный двигатель
без обкатки;
- загружать двигатель при температуре охлаждающей воды ниже
50 °C;
- длительная работа при температуре охлаждающей воды ниже
80°С;
- продолжительная перегрузка двигателя;
- допускать перегрев двигателя;
- работа двигателя с перебоями, стуками и дымным выхлопом;
- длительная работа на холостом ходу, приводящая к закоксовы-
ванию поршневых колец;
- запускать двигатель без прогрева горячей водой и подогретым
маслом при температуре окружающего воздуха ниже +5°С.
Уход за кривошипно-шатунным механизмом
При работе дизеля под действием центробежной силы в полостях
шатунных шеек постепенно откладывается грязь, отделяющаяся от мас-
ла. Качество очистки ухудшается, а подача масла к шатунным шейкам
уменьшается, что ведет к их интенсивному износу. Поэтому через 1400
- 1500 ч работы двигателя необходимо проверить состояние полости
третьей шатунной шейки коленчатого вала, для чего снимают крышку
четвертого коренного подшипника вместе с вкладышем, расшплинто-
вывают и вывинчивают пробку из третьей шатунной шейки. При тол-
294
щине отложений грязи меньше 10 мм чистка полостей шатунных шеек
отменяется. Если слой грязи более 10 мм, то необходимо поочередно
снять крышки четвертого, первого, пятого и второго коренных подшип-
ников с вкладышами, тщательно удалить грязь из каждой полости дере-
вянной лопаточкой и промыть их керосином. Затем ввинтить и за-
шплинтовать пробки.
Через 2800 - 3000 ч работы, а также после каждого шлифования
шеек, следует тщательно очищать и промывать не только полости, но и
каналы смазки в коленах вала.
Уход за механизмом распределения
Через каждые 240-250 ч работы двигателя следует проверять на-
личие предохранительных колец на стержнях клапанов и тепловой зазор
(между торцом стержня клапана и бойком коромысла).
Для регулирования осевого перемещения распределительного ва-
ла ввернуть упорный винт до упора в вал, а затем отвернуть его на 1/4
оборота и закрепить.
Через каждые 1400 - 1450 ч работы двигателя проверять распре-
делительный механизм, очищать от нагара клапаны и гнезда, а при на-
добности притирать клапаны пастой ГОИ.
После сборки клапанного механизма необходимо обжимать зам-
ки клапанной пружины в следующем порядке: а) головку цилиндров с
собранными клапанами (без валиков коромысел) нижней плоскостью
положить на ровную доску; б) на хвостовик стержня каждого клапана
надеть до упора в торцы сухариков конусную втулку с внутренними
диаметрами 12,5 и 18 мм и длиной 100 - 150 мм, одним-двумя ударами
молотка по втулке опустить сухарики вниз; в) головку цилиндров по-
вернуть на бок и медным молотком ударить 4-5 раз по торцам стержней
клапанов; г) проверить рукой, не качаются ли тарелки пружин; качание
не допускается; д) если обнаружено качание, необходимо заменить су-
харики или тарелку клапанной пружины, затем вновь обжать сухарики.
Сухарики после обжатия должны возвышаться над тарелкой не
более чем на 2,5 мм.
Тепловой зазор проверяют и регулируют в следующем порядке:
1) крышки клапанов очищают от пыли и снимают;
2) рычаг декомпрессионного механизма устанавливают против
надписи «Прогрев I»;
3) медленно вращают рукояткой коленчатый вал до тех пор, пока
оба клапана первого цилиндра (сначала выпускной, а затем впускной)
не откроются и не закроются;
4) из кожуха маховика вывинчивают и в это же отверстие встав-
ляют установочную шпильку ненарезанной обратной частью;
5) вращают коленчатый вал, нажимая на шпильку до тех пор, по-
ка она не войдет в углубление на маховике; при этом поршень первого
295
цилиндра окажется в верхней мертвой точке в конце такта сжатия;
6) рычаг декомпрессионного механизма ставят против надиси
"Работа";
7) щупом, представляющим набор тонких пластинок, проверяют
зазоры между стержнем клапана и бойком коромысла. У холодного дви-
гателя зазор должен быть 0,3 мм у впускного клапана и 0,35 мм у выпу-
скного; у прогретого двигателя - 0,25 мм у впускного клапана и 0,33 мм
у выпускного;
8) для установки правильного зазора отверткой удерживают ре-
гулировочный винт от поворота, а ключом отпускают контргайку винта.
Затем, наоборот, удерживая контргайку, заворачивают или отворачива-
ют регулировочный винт;
9) затягивают контргайку винта и еще раз проверяют зазор, при
этом проворачивают вокруг своей оси соответствующую штангу толка-
теля;
10) установочную шпильку извлекают и ввинчивают в отверстие
кожуха маховика;
11) после того как отрегулированы оба клапана первого цилинд-
ра, медленно поворачивают коленчатый вал на 1/2 оборота и регулиру-
ют зазоры в клапанах третьего цилиндра (порядок работы цилиндров 1-
3-4-2). Затем поворачивают коленчатый вал на 1/2 оборота и регулиру-
ют зазоры в четвертом и во втором цилиндрах;
12) устанавливают крышки колпака головки цилиндров на место.
Чтобы не допустить аварии двигателя, необходимо правильно со-
бирать механизм распределения по меткам на шестернях. Шестерня
привода топливного насоса имеет две метки: «Э» и «Т». Эту шестерню
зацепляют с промежуточной так, чтобы с риской на фланце картера
совпала метка «Э». На ранее выпущенных двигателях с этой риской
следует совмещать метку «Т». Метка «О» на шестерне коленчатого вала
совмещается с риской на картере шестерен, а метка «Д» шестерни рас-
пределительного вала - с риской на косынке картера. С левой стороны
двигателя расположен счетчик времени работы дизеля. Техническое об-
служивание необходимо проводить с учетом показаний счетчика.
Уход за системой смазки
Для смазки двигателя надо употреблять только те масла, которые
рекомендует завод-изготовитель.
1. Заправку двигателя маслом необходимо производить из чистой
посуды через воронку с густой сеткой.
2. Ежесменно следует проверять уровень масла в картере. При
неработающем двигателе уровень масла в картере должен доходить до
верхней метки щупа. После остановки двигателя замерять уровень мас-
ла можно не раньше, чем через 30 мин, давая возможность маслу стечь в
картер.
296
3. Через каждые 50-60 ч работы двигателя следует промывать
фильтр грубой очистки, а через каждые 120 ч разбирать, очищать и
промывать реактивную центрифугу.
4. Через каждые 240-250 ч работы надо менять масло в картере
двигателя в таком порядке: а) вывернуть магнитную пробку картера и
спустить масло, пока оно горячее; б) вывернуть две пробки на корпусе
масляного фильтра и спустить масло из фильтра; в) очистить и промыть
в дизельном топливе магнитную пробку картера и поставить её на ме-
сто; г) в картер залить по метке свежее дизельное масло.
5. В процессе эксплуатации двигателя нельзя допускать утечки
масла в соединениях.
6. При работе двигателя необходимо следить за показаниями
масляного манометра и термометра. Номинальное давление масла 0,17
- 0,25 МПа. Если манометр показывает нулевое давление или ниже 0,07
МПа при всех режимах работы, то необходимо: а) проверить уровень
масла в картере; б) частоту вращения двигателя снизить до минимума,
отпустить накидную гайку трубки манометра на штуцере блока и про-
верить давление в магистрали. При наличии давления остановить двига-
тель, проверить трубку и манометр, если надо - заменить; в) если в ма-
гистрали нет давления, немедленно остановить двигатель, слить масло и
промыть сетку масляного насоса; г) проверить настройку сливного кла-
пана.
Если после такой проверки давление масла в системе не подни-
мется до нормального, то необходима разборка коренных и шатунных
подшипников для проверки зазоров в них.
При техническом уходе за системой смазки следует также снять
сапун, извлечь сетки и набивку из корпуса, промыть их в керосине; раз-
рыхлить набивку, уложить её и сетки в корпус сапуна и установить сто-
порное кольцо; смочить набивку дизельным маслом и дать ему стечь;
затем сапун установить на место.
Уход за системой охлаждения
Для эффективной и безопасной работы двигателя важным явля-
ется надёжное функционирование всей системы его охлаждения. Для
этого необходимо строгое соблюдение следующих положений.
1. Систему охлаждения необходимо заполнить чистой пресной
водой. Жёсткую воду надо кипятить или смягчить добавкой 40 г кау-
стической соды на 60 л воды и фильтровать.
2. Воду в радиатор следует заливать через воронку с сеткой до
появления течи из контрольной трубки.
3. Номинальная температура воды при работе двигателя должна
составлять 75 - 85°С и не выше 95 °C.
4. Если температура воды выше нормальной, необходимо убе-
диться в наличии необходимого количества воды в радиаторе, отсутст-
вии течи; проверить натяжение ремней привода вентилятора.
297
5. Если двигатель перегрет, то холодную воду должны заливать
постепенно и обязательно при работающем дизеле. (Необходимо осте-
регаться ожогов рук и лица при открытии пробки заливной горловины).
6. В конце каждой смены нужно проверить уровень масла в шки-
ве насоса и в натяжном ролике. Для этого их проворачивают так, чтобы
заливные пробки располагались горизонтально. После извлечения проб-
ки, если масло не покажется из отверстия, его доливают, повернув де-
таль так, чтобы отверстие оказалось несколько выше. Затем деталь ста-
вят в положение, при котором ось отверстия оказывается в горизон-
тальном положении и лишнее масло вытекает.
7. Необходимо проверять натяжение ремней вентилятора через
каждые 50-60 ч работы двигателя.
8. Через 240 - 250 ч работы следует проверить крепление радиа-
тора, вентилятора и натяжного устройства.
9. Через 1400 - 1450 ч работы двигателя систему охлаждения
очищают от накипи, для чего берут растворы:
а) 750 - 800 г каустической соды и 250 г керосина на 10 л воды;
б) 1000 г бельевой соды и 0,5 л керосина на 10 л воды.
10. Через каждые 1400 - 1450 ч работы подшипники шкива и ро-
лика Промывают в следующем порядке:
а) спускают из шкива и ролика масло;
б) завинчивают пробки и проворачивают коленчатый вал дизеля
пусковым двигателем на первой и второй передачах в течение 1-2 мин;
в) спускают грязное топливо и заливают свежее дизельное масло.
11. У новых насосов через 40 - 70 ч работы возможно просачива-
ние из-под сальника воды, поэтому гайку сальника, имеющую левую
резьбу, нужно подтянуть 32-мм ключом постепенно на одну грань.
12. Ежемесячно заднюю втулку насоса смазывают через масленку
солидолом УТВ (два-три толчка солидольного шприца).
Уход за системой питания
Уход за системой питания требует выполнения следующих работ.
1. Через каждые 10 - 40 ч работы, в зависимости от запыленности
воздуха, необходимо:
а) сменить масло в поддоне воздухоочистителя. Залить свежее
масло до уровня кольцевого пояса на поддоне. Зимой в масло добавить
одну треть дизельного топлива;
б) проверить загрязненность кассет воздухоочистителя, при не-
обходимости промыть их в керосине или дизельном топливе.
2. Заливаемое в бак дизельное топливо должно быть чистым. Пе-
ред заправкой топливо должно отстаиваться в закрытых резервуарах не
менее 48 ч. Нельзя допускать полного израсходования топлива из бака
во избежание попадания в топливную систему воздуха и грязи. Ежесу-
точно перед работой дизеля выпускать в чистую посуду 5 л отстоя топ-
298
лива из топливного бака. Через каждые 500 ч работы промывать бак.
3. Через каждые 240 - 250 ч работы двигателя удалять отстой из
фильтров грубой и тонкой очистки.
4. Через каждые 480 - 500 ч работы промывать фильтр грубой
очистки в чистом дизельном топливе или керосине.
5. Примерный срок службы элементов фильтра тонкой очистки
1000 - 1500 ч. О засоренности элементов можно судить по показаниям
манометра. При показаниях стрелки в диапазоне шкалы 0,04-0,02 МПа с
надписью «Внимание» следует иметь в виду, что скоро предстоит заме-
на элементов фильтра. Когда стрелка покажет 0,02 МПа, надо менять
элементы.
6. Ежесменно проверять уровень масла в топливном насосе и ре-
гуляторе. Излишек масла в корпусе регулятора может привести к разно-
су дизеля. Уровень проверяют по контрольной пробке. Через каждые
480-500 ч работы надо сливать масло из корпуса топливного насоса и
регулятора, промывать корпус и заливать свежее очищенное масло.
Уход за системой зажигания
При уходе за системой зажигания следует выполнять следующие
требования.
1. Содержать магнето в чистоте, ежедневно обтирать его.
2. Через каждые 1400 - 1450 ч работы дизеля замшей, смоченной
в спирте или бензине первого сорта, протирать контакты прерывателя
магнето и определять наибольший зазор между ними. При установке
прерывателя в положение наибольшего расхождения контактов зазор
должен быть в пределах 0,25 - 0,35 мм.
3. Через каждые 480-500 ч работы дизеля счищать нагар со свечи
и проверять зазор между электродами, который должен быть не менее
0,5 - 0,6 мм.
4. Угол опережения зажигания не регулируется, но если магнето
снималось со своего места, перед установкой необходимо:
а) снять со свечи провод и вывернуть её;
б) чистый стержень опустить в цилиндр через отверстие под све-
чу и вручную провернуть коленчатый вал за маховик по часовой стрел-
ке до прихода поршня в верхнюю мертвую точку;
в) коленчатый вал повернуть в обратную сторону, опустив пор-
шень на 5,8 мм ниже верхней мертвой точки, что равно 27°;
г) снять с магнето крышку прерывателя и повернуть валик до на-
чала размыкания контактов прерывателя. В этот момент риска на кулач-
ке совпадает с острием указательной стрелки, имеющейся в корпусе
прерывателя, а поводок автомата опережения должен стать по оси сим-
метрии магнето;
д) выступы на поводке автомата опережения ввести в пазы шес-
терни привода и закрепить магнето болтами; корпус магнето установит-
299
ся при этом слегка наклонно;
е) надеть крышку прерывателя, завернуть свечу и подсоединить к
ней провод высокого напряжения.
Главная муфта сцепления и уход за ней
Сухая однодисковая, постоянно замкнутая главная муфта сцепления ди-
зеля (рис. 109) расположена на маховике 1 основного двигателя и за-
крыта картером 5.
Рис. 109. Главная муфта сцепления
Ведущие части муфты сцепления - маховик 1 и нажимной диск 8,
зажимая ведомый диск 9 между собой, передают вращение на вал 2, а от
него - к потребителю. Кожух 7 крепится болтами к маховику. Нажим-
ной диск 5 соединяется с кожухом тремя ведущими пальцами, в резуль-
тате чего диск 8 вращается вместе с кожухом и может перемещаться
вдоль оси муфты сцепления, так как пальцы входят в боковые вырезы
нажимного диска. Двенадцать пружин 3, расположенных между кожу-
хом и диском 8, прижимают последний к маховику. К кожуху прикреп-
лены три серьги, в которых на осях закреплены отжимные рычаги 6.
Короткие плечи рычагов воздействуют на болты, вставленные в отвер-
стия нажимного диска.
При перемещении отжимной муфты 4 влево она подшипником
нажмет на длинные плечи рычагов 6, которые своими короткими пле-
чами за болты оттянут диск 8, сжав все пружины 3. Муфта сцепления
выключена. Отодвинув отжимную муфту 4 вправо до появления зазора
между подшипниками муфты и длинными плечами рычагов, включают
муфту сцепления (рис. 109).
300
Для надёжной передачи вращения от двигателя необходим по-
стоянный уход за муфтой сцепления. Основные требования к нему сле-
дующие.
1. Через каждые 10 - 12 ч работы надо смазывать солидолом
подшипник отжимной муфты, задний подшипник вала главной муфты
сцепления, а передний (в торце коленчатого вала) подшипник смазывать
через 240 - 250 ч.
2. Через 240 - 250 ч проверять зазор между подшипником от-
жимной муфты и длинными плечами рычагов; нормальный зазор 3,5 -
4,5 мм.
3. Регулировка нормального зазора производится так. Вынимают
шплинт из корончатой гайки, прижимающей короткое плечо рычага, и
отвинчивают гайку до необходимого зазора. Если болт проворачивает-
ся, то его удерживают узким 9-мм ключом за боковые лыски. Так по-
очередно поступают со всеми тремя болтами. После регулировки ко-
рончатые гайки снова шплинтуют.
4. Муфту сцепления необходимо включать быстро, а выключать
- плавно, но не задерживать в промежуточном положении.
5. Муфту сцепления нельзя оставлять надолго выключенной.
Пуск дизеля
Подготовка пуска дизеля (рис. 110) осуществляется следующим
образом.
Рис. 110. Дизель со стендом
1. Необходимо проверить заполнение топливной системы дизеля,
для чего следует открыть воздушный вентиль топливного фильтра 5
301
тонкой очистки. Если топливо потечёт ровной струйкой, то система за-
полнена топливом без воздуха. В том случае, когда струя топлива пре-
рывистая с пузырьками, необходимо топливную систему прокачать для
удаления воздуха.
Для этого следует:
а) отвернуть пробку топливного фильтра 6 грубой очистки и по-
сле того, как из отверстия потечёт топливо, завинтить пробку;
б) открыть вентиль фильтра тонкой очистки и ручным насосом
подкачивающей помпы 3 прокачивать систему, пока из трубки не поте-
чёт ровная струя топлива. Воздух из головки топливного насоса 4 вы-
пускают через специальную пробку. После прокачки надо завернуть
вентиль и рукоятку ручного насоса до упора.
2. Рукоятку декомпрессора 8 поставить в положение «Прогрев I».
3. Выключить подачу топлива, для чего рукоятку управления 10
перевести в крайнее левое положение.
4. Закрыть шторку радиатора.
5. Рукояткой 7 зацепить шестерню центробежного автомата с
зубчатым венцом маховика. Для этого необходимо оттянуть фиксатор,
перевести рукоятку 7 вниз до отказа и вернуть в исходное положение,
застопорив фиксатором.
6. Включить первую передачу редуктора, повернув рукоятку 2
влево до отказа. Если передача не включается, то повернуть за маховик
вал пускового двигателя.
7. Рукояткой 2 выключить муфту сцепления пускового двигателя,
поставив рукоятку в крайнее левое положение.
8. Рукояткой 9 выключить главную муфту сцепления (фрикцион)
дизеля.
9. Рукояткой провернуть коленчатый вал дизеля на два-три обо-
рота.
10. Если двигатель запускается после длительной остановки, то
спустить конденсат из картера пускового двигателя и залить в цилиндр
и регулятор по 25 см3 дизельного масла.
При запуске пускового двигателя необходимо осуществить сле-
дующие операции.
1. Открыть кран бензинового бачка.
2. Воздушную заслонку карбюратора полностью закрыть, а дрос-
сельную заслонку открыть.
3. При выключенном зажигании (нажать на кнопку магнето) про-
крутить вал на три-четыре оборота пусковым шнуром.
4. Открыть крышку воздушного патрубка карбюратора. Воздуш-
ную заслонку приоткрыть, а дроссельную прикрыть.
5. Узел пускового шнура ввести в один из пазов маховика пуско-
вого двигателя и намотать шнур на маховик по часовой стрелке, если
смотреть со стороны маховика.
6. Рывком дернуть шнур. Через два-три рывка должен произойти
302
запуск. В холодное время через заливной краник залить в цилиндр 20-
ЗОсм3 смеси бензина с маслом. Когда двигатель заработает, открыть
воздушную заслонку, а дроссельной заслонкой добиться устойчивой ра-
боты двигателя на малых оборотах.
7. Поработавший 1-2 мин на малых и средних оборотах двигатель
перевести на нормальную частоту вращения.
При пуске дизеля необходимо осуществить следующие операции.
1. Рукояткой 2 плавно включить муфту сцепления пускового дви-
гателя передвижением его в сторону радиатора (вправо) и 1-2 мин про-
крутить вал дизеля.
2. Выключить сцепление и нажать на рукоятку 2 влево для оста-
новки тормозком ведомого вала. Включить рукояткой 1 вторую переда-
чу переводом рукоятки в крайнее правое положение и плавно включить
муфту сцепления.
3. Рукояткой 8 декомпрессора после 1-2 мин работы на второй
передаче поставить в положение "Прогрев 2".
4. Еще через 1-2 мин перевести рукоятку 8 в положение «Работа»
и, если обороты пускового двигателя будут падать, то вернуть рычаг де-
компрессора в положение "Прогрев 2". Через 1-2 мин вновь перевести
рычаг в положение "Работа" и включить рукояткой 10 подачу топлива
(повернуть его на 1/2 сектора).
5. Как только дизель начнет заводиться, давать первые вспышки,
выключить муфту сцепления пускового двигателя.
6. Закрыть краник бензинового бачка и после остановки пусково-
го двигателя закрыть крышкой воздушный патрубок карбюратора. Для
быстрой остановки двигателя нажать на кнопку магнето.
7. Проработать 2-3 мин дизелем на малых и средних оборотах, а
затем перейти на максимальную подачу топлива.
8. Проверить показания приборов.
9. Запрещается включать подачу топлива при прокручивании ди-
зеля на первой передаче, так как это может привести к «разносу» пуско-
вого двигателя. Пусковой двигатель непрерывно должен работать не
более 15 мин. Запрещается пускать двигатель без воды в системе охла-
ждения.
При остановке дизеля следует:
- плавно выключать муфту сцепления дизеля;
- перевести рычагом подачи топлива дизель на малые обороты;
- выключить через несколько минут подачу топлива рычагом
(нельзя перекрывать запорный кран топливопровода);
в зимнее время:
- выпустить воду из системы охлаждения;
- слить масло из картера дизеля и масляного фильтра;
- рукояткой провернуть коленчатый вал дизеля для удаления во-
ды из водяного насоса.
303
Карбюраторные двигатели
Из отечественных бензиновых малолитражных двигателей наи-
более широко на геологоразведочных работах применяются двигатели
"Дружба-4", УД-15, УД-25 и др.
Двигатели "Дружба-4" используются для привода легких буро-
вых установок и мотобуров, а двигатели типа УД - для привода буро-
вых станков, насосов и электрогенераторов. Краткая техническая харак-
теристика этих двигателей приведена в табл. 53.
Таблица 53
Техническая характеристика карбюраторных двигателей
Наименование показателей Значении показателей дли двигателей
"Дружба" УД-15 | УД-25
Т ип двигателя Карбюраторный, одноци- линдровый, двухтактный, с кривошипно-камерной двухструйной возвратно- петлевой продувкой Карбюраторный, четырёхтакт- ный, с вертикальным расположе- нием цилиндров
Мощность, кВт 2,2 2,94 5,88
Число цилиндров I 1 2
Рабочий объём ци- линдров, см’ 94 245 490
Литровая мощ- ность, кВт/л 13,2 11,8 11,8
Степень сжатия 5,5 5 5
Частота вращения, об/мин 5400 3000 3000
Топливо Смесь бензина А-74 или А-72 с маслом ак-10 в пропорции 15:1 по объему Бензин А-66 или А-72 Бензин А-66 или А-72
Смазка Двигателя - разбрызгива- нием, редуктора - УТ-2 Летом АК-10 или АСп-9,5; зимой АК-6, АС-5, АСп-5 Автол 10 или АКп-9,5; автол 6 или АКп-5 А-16В
Карбюратор Беспоплавковый, мем- бранный КМП-ЮООА К-16Б А-16В
Охлаждение двигателя Воздушное от центрального вентилятора
Масса двигателя, кг 5,5 41 52
Буровая установка (агрегат), в которой применяется двига- тель УКБ-12/25, КМ-10, Д-10, КМБ-1-10 УПБ-100
§ 3. ЭЛЕКТРОАГРЕГАТЫ И ПЕРЕДВИЖНЫЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
По специфике геологоразведочных работ почти половина элек-
троэнергии, которая потребляется при их проведении, вырабатывается
электростанциями с применением дизельных и бензиновых электроаг-
304
регатов, причём основное распространение (до 95%) имеют дизельные
электростанции.
По способу эксплуатации электростанции делятся на передвиж-
ные, полустационарные и стационарные.
Передвижные электростанции преимущественно применяют на
поисковых работах и предварительной разведке. Они многократно пе-
ремещаются совместно с буровым оборудованием и не требуют специ-
ального фундамента.
Полустационарные электростанции перемещаются 1-2 раза в год
и устанавливаются во временных зданиях.
Стационарные не перемещаются весь период разведки месторож-
дения или его участков.
Электростанции подразделяются на агрегаты малой мощности -
до 500 кВт и большой мощности - более 500 кВт. На геологоразведоч-
ных работах применяются в основном электростанции малой и средней
мощности.
Передвижные электростанции рассчитаны для работы при темпе-
ратуре от -40 до +50°С, относительной влажности до 98% и высоте над
уровнем моря не свыше 1500 м.
Собственно электроагрегат - это установка на общей раме, со-
стоящая из двигателя внутреннего сгорания, приводимого им в действие
генератора, устройства управления и передачи механической энергии от
вала дизеля к валу генератора и оборудования, необходимого для его
автономной работы.
Передвижной агрегат имеет конструкцию, которая допускает его
перемещение или транспортирование без нарушения готовности к рабо-
те, а также может предусматривать возможность электроснабжения да-
же при транспортировке.
Передвижная электростанция представляет собой электроуста-
новку, конструкция которой предусматривает возможность перемеще-
ния или транспортирования. Она состоит из передвижного агрегата или
дизель-генератора, устройств управления, распределения электроэнер-
гии и другого оборудования, необходимого для обеспечения автоном-
ной работы, смонтированных на транспортном средстве.
В недогруженном состоянии электроагрегаты обеспечивают воз-
можность пуска короткозамкнутых асинхронных электродвигателей
мощностью (в процентах от их номинальной мощности)
70% - при мощности до 60 кВт;
60% - при мощности до 100 кВт;
50% - при мощности до 500 кВт;
Наиболее распространены на геологоразведочных работах ди-
зель-электрические агрегаты номинальной мощностью 30, 50, 60 и
200кВт. Характеристика этих агрегатов приведена в табл. 54.
Передвижные электростанции, используемые с представленными
305
21 Зак. 274
выше агрегатами или дизель-генераторами, характеризуются следую-
щими показателями (табл. 55).
Таблица 54
Характеристика дизель-электрических агрегатов
Агрегат Наименование и значение показателей
Мощ- ность, кВт Напря- жение, В Марка двигате- ля- дизеля Генера- тор Частота враще- ния вала, об/мии Масса агре- гата, кг
АД-30-Т/230- М2 30 230 или 400 ЯАЗ- М204Г ДГФ82- 4Б 1500 2200 (1979, 1810)
АД-30-Т/400- М2 30 230 или 400 ЯАЗ- М204Г ДГФ82- 4Б 1500 2200 (1979, 1810)
АД-ЗОС 30 230 или 400 А-41Б ЕСС5- 82-4 1500 1700
ДС ДА-50 50 230 или 400 6,14/12 ЕСС-91- 4У2 1500 1800
АД-60 60 230 или 400 6,15/18 ГСМ-60Н 1500 3000
АД-60С 60 230 или 400 А-01МЕ ЕСС5-92- 4 1500 2150
АД-100 100 400 ЯМЗ- 238М2 ГСБ 250- 100/4 или ГСФ- ЮОД 1500 2440 2690
АС ДА-200 200 400 12,15/18 ГСФ-200 1500 3850
Таблица 55
Характеристика передвижных электростанций
Тип электро- 1 станции Наименование и значение показателей
Мощность, кВт Тип электро- агрегата или дизель- ген ератора Транспортное средство Масса агрегата, кг
эсд-зо 30 АД-30 М2 прицеп 2ПН-2 3770
ЭД-60 60 АД-60 прицеп 2ПН-2 5300
ЭД-100 100 АД-ЮО-РП прицеп СМ3 8326-01 3930 (4180)
ЭД-200 200 дизель- генератор ДГА-200-Т/400 Прицеп МАЗ- 52248 12600
Электроэнергия поступает на выходные зажимы щита управле-
ния и после включения установочного агрегата подаётся на линии по-
306
требителей. Нагрузку на линии включают и выключают пакетными вы-
ключателями. Для регулировки напряжения служит шунтовой реостат,
включённый в цепь обмотки возбуждения.
Предохранители, встроенные в каждую фазу блока автомата, за-
щищают линии от перегрузок и коротких замыканий.
§ 4. ПУСКОВАЯ И ЗАЩИТНАЯ АППАРАТУРА
Пуск электродвигателей буровых агрегатов производится с по-
мощью магнитно-пусковых станций. На передней панели станции мон-
тируется главный трехполюсный рубильник, амперметр, вольтметр,
кнопки «Пуск» и «Стоп» магнитных пускателей электродвигателей аг-
регата. Защита электродвигателей от перегрузки осуществляется тепло-
выми реле, которые срабатывают при определенной температуре. Теп-
ловое реле после срабатывания можно включить в цепь возвратным ме-
ханизмом с кнопкой "Возврат", выждав около 3 мин.
Для защиты цепи электродвигателей от короткого замыкания на
каждую фазу до магнитного пускателя поставлены трубчатые предо-
хранители, размыкающие цепь за счёт расплавления вставки.
В некоторых магнитных станциях имеется пакетный выключа-
тель, шунтирующий амперметр от пусковых токов, поэтому перед за-
пуском электродвигателя станка необходимо повернуть рукоятку па-
кетного выключателя в положение "Пуск". В противном случае элек-
тродвигатель станка не будет запущен. После запуска рукоятку повер-
нуть в положение "Работа", тогда амперметр покажет силу тока в стато-
ре электродвигателя станка.
Например, в магнитной станции станка ЗИФ-1200МР на боковой
стенке сверху имеется рукоятка реверсивного переключателя электро-
двигателя станка с прямого на обратный ход, внизу - штепсель для пе-
реносных лампочек с напряжением 12 В.
Пусковая аппаратура двигателя устанавливается строго верти-
кально на стене помещения или на специальных конструкциях. При
этом пускатели и реле должны находиться в одних температурных ус-
ловиях с электродвигателем. При напряжении свыше 127 В двигатели и
пускорегулирующая аппаратура должны быть заземлены посредством
присоединения заземляющих проводов диаметром 5-6 мм к специаль-
ным болтам на корпусе. Перед пуском в подшипники кладется туго-
плавкая смазка марки 1-13.
Электродвигатели бурового агрегата запускают в следующем по-
рядке.
1. Рубильником подключают магнитную станцию к электросети,
переведя его в положение "Включено", и проверяют по вольтметру на-
пряжение.
2. Нажимают на кнопку "Пуск" электродвигателя станка. У агре-
гата ЗИФ-650М перед нажатием на кнопку "Пуск" обязательно перево-
21*
307
дят рукоятку пакетного выключателя в положение "Пуск". После запус-
ка электродвигателя стайка включают амперметр переводом рукоятки в
положение "Работа".
У агрегата ЗИФ-1200МР после нажатия на кнопку "Пуск" элек-
тродвигателя станка надо плавно перевести рукоятку масляного реоста-
та электродвигателя станка из положения "Пуск" в положение "Ход", не
оставляя ее в промежуточном положении.
3. Запускают электродвигатель насоса, электродвигатель масло-
насоса гидросистемы бурового станка, нажав на соответствующие
кнопки "Пуск".
4. При запуске электродвигателей после монтажа необходимо
вначале мгновенным включением-выключением проверить направление
их вращения. Электродвигатель станка при взгляде на станок со сторо-
ны привода должен вращаться по часовой стрелке. У станка ЗИФ-
1200МР ротор электродвигателя вращается против часовой стрелки.
Приводной шкив насоса должен вращаться по часовой стрелке, если на
насос смотреть так, чтобы коробка клапанов и цилиндров была слева.
Изменить направление вращения электродвигателя можно, если поме-
нять местами два подводящих провода на клеммном щитке, при этом
обязательно снять напряжение.
§5. РАСЧЁТ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЯ БУРОВОЙ
УСТАНОВКИ
В процессе сооружения скважины привод лебедки и вращателя
бурового станка осуществляется, как правило, последовательно. Во
время бурения одновременно работают вращатель и буровой насос.
Привод станка и насоса обычно происходит от индивидуальных
электродвигателей. При приводе от двигателя внутреннего сгорания по-
следний одновременно приводит вращатель и буровой насос, а в ночное
время и электрогенератор, необходимый для освещения буровой уста-
новки.
Мощность, потребляемая вращателем, расходуется на работу по-
родоразрушающего инструмента на забое и на вращение колонны труб
в скважине.
Полная мощность на вращение бурового снаряда в процессе бу-
рения будет равна:
N = + А„б + Naon, кВт,
где:
N - полная мощность на вращение бурового снаряда;
7VX.B - мощность на холостое вращение бурильной колонны;
7VMe - мощность на разрушение горных пород забоя;
Адоп ~ дополнительные затраты мощности при создании осевой
нагрузки на забой.
308
Понятие "холостое вращение" характеризует вращение колонны
бурильных труб, подвешенной над устьем скважины и не передающей
на забой крутящий момент, необходимый для разрушения горных по-
род.
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 допустимую частоту вращения бурового снаряда для
конкретных геолого-технических условий. Принимая во внимание вы-
шесказанное, следует заметить, что затраты мощности на вращение бу-
рильного вала, главным образом, определяются силами сопротивления,
распределенными по длине вала, и в меньшей степени зависят от вели-
чины передаваемых осевых нагрузок.
В процессе исследований затрат мощности на холостое вращение
бурильной колонны как в производственных, так и в лабораторных ус-
ловиях выявлено, что значения величин мощности даже для одной сис-
темы бурильный вал - ствол скважины составляют целую область веро-
ятностных значений. Границы этой области составляют два крайних
режима работы бурильного вала. Первый режим - динамический - оп-
ределяет верхнюю границу области. Второй - статический - определяет
нижнюю границу области. Динамический, или часто называемый виб-
рационный режим, характерен наличием степенной зависимости =
Ди), (N ~ п\ где х >1), а статический имеет зависимость Нх.вДл), близ-
кую к линейной. Область вероятностных значений в занимает в каж-
дый момент времени уровень, определяемый сочетанием большого ко-
личества переменных факторов, таких как: фактический диаметр ствола
в каждом интервале бурильного вала, состояние стенок скважины, зна-
чение коэффициента трения на контакте бурильный вал - ствол сква-
жины, сочетание кривизны колонны бурильных труб с кривизной ство-
ла скважины, определяющее величину сил сопротивления, и т. д. Боль-
шой диапазон области вероятностных значений затрат мощности на хо-
лостое вращение бурильного вала определён возникновением дополни-
тельных (к простым формам перемещения) движений бурильного вала,
на совершение которых необходимы затраты значительной энергии,
подводимой к нему. Возможная форма движения отдельных участков
бурильного вала при заданной частоте вращения может быть поддержа-
на, если мощность буровой установки достаточна для покрытия затрат
энергии на возможное перемещение бурильного вала. Такой вид движе-
ния отдельных участков бурильного вала, отличный от простейших,
вращения вокруг собственной оси или только относительно оси ствола
скважины, собственно, и называется вибрационным.
При возникновении вибрационного характера работы бурильного
вала значительно повышаются затраты энергии и возможно их резкое
309
колебание в зависимости от конкретных условий. Однако диапазон зна-
чений затрат мощности при вибрационном режиме работы бурильного
вала определяется на участках возможного возникновения вибрацион-
ного режима, собственно, двумя параметрами его перемещений - часто-
той и амплитудой. Вхождение в вибрационный режим возможно и не на
всей длине бурильного вала, а только на отдельных его участках, кото-
рые и определяют общий уровень затрат мощности на вращение всего
бурильного вала.
Наиболее часто мощность на холостое вращение колонны бу-
рильных труб в общем виде представляется в виде эмпирической фор-
мулы:
где:
Лх.в - мощность на холостом вращении, кВт;
а - коэффициент пропорциональности;
у - плотность промывочной жидкости;
п - частота вращения бурильного вала;
d - диаметр бурильных труб;
L - глубина скважины (длина бурильных труб);
а, х, у, z - эмпирические коэффициенты, значение которых в за-
висимости от конкретных геолого-технических условий колеблется в
пределах: а=1,3-1,0; х =1,0-3,0; у=1,0-2,0; z=0,7-l,235. Естественно,
при таком широком диапазоне изменения параметров рекомендовать их
какие-либо конкретные значения для тех или иных геолого-технических
условий является задачей весьма сложной.
В последнее время довольно широкое распространение получила
формула определения мощности холостого вращения, предложенная со-
трудниками СКВ, которая справедлива для диапазона частот 0 -
2500об/мин для вертикальных и наклонных скважин:
Лх.в = 2,5 • IO'10 К К2К3 (0,9 + 0,26) q dn'fii L°'n, кВт,
где:
Kt - коэффициент, учитывающий качество изготовления и тип
соединения бурильных труб: /<[=0,65 для ниппельных соединений, с ма-
лой кривизной бурильных труб; /<1=1,0 для ниппельных соединений с
кривизной до 1 мм/м; /G=l,3 для муфтово-замковых соединений;
К2 - коэффициент, учитывающий влияние антивибрационной
смазки или эмульсионного раствора, для которых /С2=0,4-0,6, для тех-
нической воды К2= 1,0, для глинистого раствора К2> 1,1;
К3 - коэффициент, учитывающий влияние характера стенок
скважины. Для нормального разреза /С3=1,0. В обсадных трубах /С3=0,75.
В сложных геологических разрезах К3 может достигать до 1,5-2,0;
L - глубина скважины, м;
б - величина зазоров между бурильными трубами и стенками
310
скважины, мм;
q - масса 1 м бурильных труб, кг/м;
d- диаметр бурильных труб, мм;
п - частота вращения, об/мин.
Однако структура эмпирических формул часто не отражает фи-
зический смысл процессов, протекающих в рассматриваемых системах
«скважина - бурильный вал», а отражает с тем или иным приближением
частные зависимости мощности холостого вращения от частоты враще-
ния и глубины скважины, а общая картина, описываемая эмпирически-
ми формулами, даёт представление лишь о наличии вероятностной об-
ласти возможных энергетических затрат. Имеющиеся в настоящее вре-
мя аналитические формулы мощности в основном базируются на пред-
ставлении, что затраты мощности на вращение бурильного вала опреде-
ляются лишь силами трения колонны о стенки скважины. При этом сила
трения определяется как без учёта значения жёсткости бурильных труб,
так и с учетом жёсткости при той или иной принятой схеме потери ус-
тойчивости колонной бурильных труб. Общий вид формул не учитыва-
ет начальных статических сил и рассеивания энергии на ударные на-
грузки и деформирование бурильной колонны.
Учитывая вышеизложенное, на кафедре разведочного бурения
МГРИ была разработана формула определения затрат мощности на хо-
лостое вращение бурильного вала, которая могла бы устранить указан-
ные недостатки.
При статическом режиме работы уровень мощности холостого
вращения определяется силами трения, обусловленными начальными
усилиями прижатия, наличием стеснённых условий и для простейших
вариантов движения может быть представлен в виде:
7VC = р Л1 г со L,
где:
(1 - коэффициент трения;
Л] - усилие прижатия единицы длины бурильного вала с учётом
нормальной составляющей силы тяжести;
со - угловая частота вращения;
L - длина бурильного вала;
г - радиус бурильной трубы при вращении участка бурильного
вала как гибкого тела относительно собственной оси, или радиус ствола
скважины при вращении участка вала как твёрдого тела относительно
оси ствола. Здесь также следует отметить, что единичное усилие прижа-
тия, в свою очередь, является функцией от длины колонны.
При достижении частоты вращения некоторого критического
значения, приводящей к потере первоначальной устойчивой формы бу-
рильного вала, возможно возрастание радиального усилия за счёт цен-
тробежных сил, если центробежные силы на данном участке превысили
силы упругости. Увеличение начальных сил прижатия приводит к росту
311
мощности. Эта составляющая может быть представлена в виде:
------------------------------------
s
где:
а < 0,3 - коэффициент, учитывающий потерю центробежных сил
на упругую деформацию бурильного вала;
I - длина рассматриваемого участка бурильного вала;
г= D~d ’
7 2
f- величина радиального зазора;
q - масса единицы длины бурильных труб;
g - ускорение свободного падения.
Как следует из приведённой зависимости, числовые значения ве-
личины Nu при используемых частотах вращения невелики и не превы-
шают некоторой части от Nt, однако следует иметь в виду, что данная
составляющая ввиду кубической зависимости от частоты вращения
приобретает значимость с ростом частоты вращения.
При усложнении рассматриваемых форм движения колебатель-
ными процессами, при динамическом режиме работы бурильного вала
затраты мощности возрастают на поддержание колебаний, а энергия пе-
редается стенкам скважины, затрачивается на деформацию вала и рас-
сеивается.
Динамическая составляющая мощности холостого вращения оп-
ределяется как произведение сил инерции на линейную скорость центра
тяжести бурильного вала и может быть представлена в виде:
“"Ч
N„-A(o2r2 3mEI *
где:
А - некоторый коэффициент пропорциональности, учитывающий
как изменение реальной величины амплитуды по длине, так и конкрет-
ную частоту колебаний рассматриваемой системы;
EI - жёсткость колонны;
m - масса колонны;
h - длина ведущего (возбуждающего колебания) участка обычно
порядка 150-350 м для различных систем скважина - бурильный вал.
Общая структура формулы для определения затрат мощности на
холостое вращение бурильного вала будет представлять собой сумму
величин:
^..=nc+n4+n„
В соответствующей системе единиц формула имеет следующий
вид: 1 ЗтЕ1 —ч и , кВт.
1000 ц (кtr + 03 f со1 - ) + А со г S * 7Г
312
Возможное изменение пространственной формы участка колон-
ны бурильных труб, находящейся в сжатой зоне колонны после "поста-
новки" вращающейся колонны на забой, приводит к увеличению кон-
тактных усилий между колонной и стенками скважины. Соответственно
возросшие силы трения потребуют бблыпих затрат мощности на враще-
ние бурильной колонны, создающей (или передающей) осевую нагрузку
на забой. Увеличение мощности, затрачиваемой на вращение бурильной
колонны, передающей осевую нагрузку, по сравнению с мощностью на
холостое вращение оценивается величиной 7Vfl0„ дополнительной мощ-
ности:
7Vaon = 8,0 • 10~5Си ,
где:
7Vaon - дополнительная мощность от осевой нагрузки, кВт;
С - осевая нагрузка на забой, Н;
л - частота вращения, об/мин.
Для осуществления процесса разрушения на забое затрачивается
энергия как на собственно процесс разрушения породы, так и на пре-
одоление сил трения между породоразрушающим инструментом, стен-
ками 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 величины энергии на преодо-
ление сил трения.
Тогда значение затрат мощности на разрушение забоя можно оп-
ределить приближённо по следующей формуле:
М.6 = ----- = °,6 • 1 (Г6 ц Си (Я.+ЯД ,
где:
N,t6 - мощность на разрушение забоя, кВт;
ц - коэффициент трения (р = 0,25 - 0,3);
Я] и Я2 - наружный и внутренний радиусы коронки, см;
С - осевая нагрузка; Н;
л - частота вращения породоразрушающего инструмента,
об/мин.
При бурении шарошечным долотом с осевой нагрузкой до 30 000
Н при частоте вращения до 300 об/мин затраты мощности на забое
можно определить по следующей эмпирической зависимости:
/V3»6 = /V0F3 , кВт,
где:
- удельная мощность, отнесённая к 1 см2 разрушению забоя,
No = 0,1 - 0,15 кВт/см2;
F3 - площадь забоя, см2.
Полная мощность составит:
»г _ /^Х.В /У»6 ,
20 Зак. 274
313
где:
- полная мощность, затрачиваемая на процесс бурения, кВт;
I] - к. п. д. всех передач от вала двигателя до шпинделя станка.
Мощность для привода насоса определяется по формулам § 6, гл.
VIII.
Мощность для привода лебёдки может быть определена по фор-
муле:
N*= tpg„ уп >
100 т]л
где:
N„ - мощность, затрачиваемая на привод лебёдки, кВт:
Q„ - масса бурового инструмента, кг;
vn - скорость подъёма колонны (крюка), м/с;
Ф - коэффициент, учитывающий дополнительные сопротивления
при подъёме колонны;
т)л - общий к. п. д. подъёмной системы.
Масса бурового инструмента Q„ будет:
Си = 9к.с + Чубт+ q{L-l) + qT C,
где:
?к.с - масса колонкового снаряда, кг;
/у6т - масса УБТ, кг;
I - длина УБТ, м;
q - удельная масса бурильных труб, кг/м;
L - глубина скважины, м;
q™ - масса элеватора, крюка и талевого блока, кг.
При глубоком бурении можно пренебречь весом колонкового
снаряда qKJ,.
Коэффициент ф, учитывающий дополнительные сопротивления
при подъёме, зависит от величины радиальных зазоров, от интенсивно-
сти искривления скважин и от вязкости жидкости, наполняющей сква-
жину. Коэффициент ф колеблется в пределах 1,15-1,6.
Чем меньше зазоры между бурильной колонной и стенками
скважины, чем быстрее искривляется скважина, тем больше коэффици-
ент ф. С увеличением скорости подъёма наблюдается некоторое увели-
чение ф.
Если известна грузоподъёмность лебёдки, то максимальная мощ-
ность, потребляемая лебёдкой, будет:
/Vn.m>x —Qu У к_______ »
1000 т]л
где:
Млмах- максимальная мощность, потребляемая лебёдкой, кВт;
к - коэффициент возможной перегрузки лебёдки (при прихвате
инструмента), к= 1,1-1,2;
бл - грузоподъёмность лебёдки, кН;
314
vK - скорость навивки каната на барабан, м/с.
Лебёдки делают многоскоростными. Многоскоростная лебёдка
позволяет поднимать длинную тяжелую колонну с малой скоростью, а
легкую колонну - с большой; тем самым мощность двигателя использу-
ется более рационально.
В период подъёма снаряда двигатель загружается только во время
извлечения колонны. Например, на собственно подъём одной свечи за-
трачивается около 12-20 с, а в течение следующих 30-50 с, затрачивае-
мых на отвинчивание свечи и установку её на подсвечник, двигатель
работает вхолостую.
При спуске бурильных труб двигатель загружается ещё меньше.
При глубоком бурении на подъём колонны бурильных труб из
скважины обычно затрачивают бблыиую мощность, чем на собственно
бурение; поэтому мощность двигателя для станков глубокого бурения,
как правило, подбирают из расчета мощности, необходимой для грузо-
подъёмных операций. При неглубоком бурении мощность на бурение и
привод насоса может быть больше мощности, затрачиваемой на подъём.
Во время спуско-подъёмных операций лебёдка загружается через
определённые интервалы и только на незначительное время, поэтому
для привода колонковых буровых станков наиболее подходят двигате-
ли, допускающие значительные кратковременные перегрузки. Для глу-
боких скважин целесообразно иметь буровые установки с индивидуаль-
ными двигателями для привода вращателя, лебёдки и буровых насосов.
§ 6. РАСЧЁТ МОЩНОСТИ ДВИГАТЕЛЯ БУРОВОГО
НАСОСА
Буровые насосы, как правило, комплектуются приводными дви-
гателями внутреннего сгорания или электродвигателями.
С энергетической точки зрения мощность на перемещение объё-
ма жидкости Q при давлении р можно рассматривать как произведение
силы, действующей на плунжер, на скорость перемещения:
/V = (pF) v, кгс • см/с.
где:
р - давление, кгс/см2, F - площадь сечения плунжера, см2;
v - скорость движения плунжера, см/с.
Тогда объём жидкости, перекачиваемой в 1 с будет:
Fv = £.
Переходя к объёму жидкости (в л/мин), получаем:
/’(J *1000 pQ
У = 75*100*60 = 450 , л. с.
Таким образом, мощность, потребляемая насосом:
W= 450// = 75// ’ л. с.
315
20*
или:
/'<? . &'#Y
W= 612?/ = 102»;
где:
IV - мощность, потребляемая насосом, кВт;
Q - подача насоса, л/мин;
у - плотность промывочной жидкости, г/см2 (для воды у=1, для
глинистого раствора у=1,1 ... 1,3);
t] - коэффициент полезного действия насоса, ц = 0,75 0,85;
Qc - подача насоса, л/с.;
//=10 р/у - напор насоса, м.
Мощность приводного двигателя выбирается больше расчётной с
целью преодоления временных перегрузок, вызываемых условиями
эксплуатации и сопротивлением трансмиссий:
/V
= +/V. ,
где:
Л'д - мощность двигателя, кВт;
- КПД привода насоса, обычно = 0,75 = 0,85;
7V, - дополнительная мощность, кВт, обеспечивающая работу на-
соса при перегрузках, М= (0,05-0,1)7V.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1.В чем заключаются преимущества использования электродви-
гателей на геологоразведочных работах?
2. Порядок пуска электродвигателя.
3. В чём заключается уход за электродвигателями?
4. Как проверяют и регулируют тепловой зазор в электродвигате-
ле?
5. Точки смазки.
6. Порядок замены масла в картере дизеля.
7. Порядок пуска и остановки дизеля.
8. Какие электроагрегаты используются в практике буровых ра-
бот?
Глава IX. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ
Рациональная эксплуатация современного бурового оборудова-
ния и инструмента требует применения специальных контрольно-
измерительных приборов (КИП), позволяющих измерять и поддержи-
вать оптимальные параметры технологического режима бурения, рабо-
ты различных механизмов, определять физическое состояние отдельных
технических средств. Это позволяет повысить производительность бу-
ровых работ и безопасность их ведения, снизить аварийность в процессе
316
сооружения скважин, полнее использовать резервы геологоразведочной
техники.
Ниже приведённые КИП разработаны СКБ «Геотехника» и
ВИТР.
§1. ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА БУРЕНИЯ
Измеритель крутящего момента ОМ-40
Измеритель и автоматический ограничитель крутящего момента
ОМ-40 предназначен для контроля крутящего момента и ограничения
превышения его допустимого значения путём отключения электродви-
гателя бурового станка или подъёма его шпинделя вместе с буровым
снарядом.
Прибор получает питание от электрической сети либо от пере-
движной электростанции.
Техническая характеристика ОМ-40
Предел измерения крутящего момента, кН.м . 0-2,5
Пределизм^шинагр>зю1Ш1<рюке(фи4-струндайосна(лке), кНО-250
Установки сипелизации перегрузки, кН. м: при бурении .0,25; 0,50;0,75; 1,00; 1,25; 1,50
при подъеме снаряда ................2,5; 5,0; 7,5; 10,0; 12,5; 15,0
Усгановкиавгомагическогоограничениямоменга^сНм. .0,75; 1,0; 1,5; 2,0; 2^5
Основная допустимая погрешность прибора
(от верхнего предела измерения), %........................ ±4
Номинальные параметры:
напряжение питания прибора, В ........... 380
ток нагрузки электродвигателя бурового станка, А . 75
напряжение сигнала, В ................................... 220
ток сигнала, А............................................. 5
давление в гидросистеме, МПа ............................ 4,5
Диапазон компенсации момента холостого хода (от верхнего предела
измерения), % ................................................. >25
Потребляемая мощность, В.А.................... 10
Частота напряжения питания, Гц ........................... 50
Допустимые условия эксплуатации прибора:
колебание напряжения питания, %.......................... +20
колебание частоты питания, Гц .............................. + 5
температура окружающей среды, °C................. -30 - +50
влажность окружающего воздуха при 25 °C, %................ 95
Масса пульта прибора, кг ................................. 15
В основу принципа работы положен метод косвенного измерения
крутящего момента или нагрузки по величине активной мощности. Ак-
тивная мощность, потребляемая электродвигателем станка, измеряется с
помощью квадратического фазового детектора, на вход которого пода-
317
ются напряжение и ток (через измерительный трансформатор тока ТТ)
одной фазы электродвигателя (рис. 111). У прибора имеется устройство
для компенсации потерь мощности на холостой ход электродвигателя и
станка и переключатель для приведения показаний прибора в соответ-
ствие с положением переключателя коробки передач
-380В
К масло-
насосут
Л' прибору гидроуп-
равления слюнка
ПГЗ
£
К цилиндрам
шпинделя
Рис. 111. Принципиальная схема работы ОМ-40: ПП- пульт прибора; БС- бу-
ровой станок; ПГЗ - панель гидрозащиты; МС - магннитнаястанция; ТТ- транс-
форматор тока; К - катушка контактора двигателя бурового станка.
Для визуального контроля крутящего момента служит показы-
вающий прибор, включенный на выходе измерительной схемы.
Сигнализация о повышенном значении момента в процессе буре-
ния или о повышенной нагрузке во время подъёма бурового инструмен-
та осуществляется с помощью схемы сравнения и пульсатора, реле ко-
торого своими контактами включает сигнальную лампу.
Величина момента или нагрузки, при которой начинает действо-
вать сигнализация, устанавливается переключателем "Перегрузка".
Автоматическое ограничение крутящего момента осуществляется
с помощью аналогичной схемы сравнения. Контакты выходного реле
схемы сравнения или размыкают цепь катушки магнитного пускателя
электродвигателя станка, отключая его, или замыкают цепь управления
электрогидравлического золотника. При срабатывании золотника весь
поток масла от насоса станка направляется в нижнюю полость цилинд-
ров подачи, обеспечивая подъём бурового снаряда. Величина момента,
при котором срабатывает автоматика, устанавливается переключателем
"Ограничение".
Возврат схемы автоматического ограничения в исходное положе-
ние выполняется нажатием на кнопку "Съём" только при значительном
снижении крутящего момента.
318
Самопишущий ваттметр Н-348
Ваттметр Н-348 предназначен для измерения и записи на диа-
граммной ленте активной (реактивной) мощности в трехфазных сетях
переменного тока частотой 50 Гц без нулевого провода с неравномер-
ной нагрузкой фаз.
Запись показаний производится на диаграммной ленте в криво-
линейных координатах (рис. 112). Скорость движения диаграммной
ленты устанавливается путём смены пары шестерен. Оптимальная ско-
рость движения, используемая при контроле процесса алмазного буре-
ния, 180 мм/ч. По записи на ленте можно получить полный хрономет-
раж бурового процесса и контролировать соответствие применяемой
технологии бурения, намеченной в геолого-техническом наряде. Все
основные операции бурового процесса изображаются на ленте харак-
терными кривыми, а уровень затрат мощности на различные операции
определяется по высоте этих кривых.
Рис. 112. Образец записи ваттметром Н-348 затрат мощности при
различных операциях процесса бурения
Измеритель нагрузки МКН-2
Магнитоупругий компенсационный измеритель нагрузки МКН-2
(рис. 113) предназначен для регистрации на суточной диаграмме в про-
цессе бурения нагрузки на породоразрушающий инструмент, усилия на
крюке, а также времени углубления на величину полного хода механиз-
ма гидроподачи. Прибором оснащают буровые станки типа ЗИФ.
Техническая характеристика МКН-2
Верхний предел измерения, кН:
осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент 30
нагрузки на крюке 200
Номинальное напряжение питания, В 380 или 220
Частота тока питания, Гц 50
Потребляемая мощность В. А <100
Допустимая гидравлическая перегрузка датчика давления % 100
319
Дополнительная погрешность от изменения напряжения
питания на ±20% от номинальнго значения, % не более ±40
Дополнительная погрешность от изменения температуры
окружающего воздуха на каждые 10°С не более ± 1
в диапазоне температур - 30-+50°С,% в диапазоне частот 10-80Гц
Виброустойчивость при ускорении свободного падения до 15 м/с2
Размеры вторичного прибора, мм 205x400x460
Масса, кг 20
Рис. 113. Датчик магнитоупругого компенсационного измерителя нагрузок
МКН-2: а-датчик осевой нагрузки ДНР-1, включаемый в разрыв неподвижного
конца талевого каната; б-датчик давления ДДС-2, применяемый при подаче бу-
рового снаряда с помощью гидравлической системы станка: 1-деталь для со-
единения с верхней инижней полостями гидравлических цилиндров подачи; 2—
корпус прибора; 3-магнитоупругий преобразователь; 4-штепсельный разъём.
Измеритель скорости бурения ИСБ
Измеритель механической скорости бурения ИСБ применяется, в ос-
новном, на станках типа ЗИФ.
Техническая характеристика ИСБ
Диапазон измерения, м/ч 0-3
0-15
Основная погрешность измерения, % ±4
Питание:
напряжение, В 380±76
320
частота тока, Гц 50
Потребляемая мощность, В.А 100
Размеры, мм:
датчика 295x120x120
штока 1085x50x50
пульта 390x220x250
Масса, кг:
датчика 5
штока 6
пульта 14
Действие измерителя механической скорости бурения ИСБ осно-
вано на преобразовании линейной скорости перемещения шпинделя бу-
рового станка в электрический сигнал переменного тока и измерении
последнего прибором магнитоэлектрической системы. Измеритель ско-
рости бурения включает датчик скорости, шток и пульт.
Датчик скорости состоит из тахогенератора, повышающего ре-
дуктора и муфты одностороннего действия. Устанавливают датчик ско-
рости на кронштейн, который крепят к корпусу бурового станка. Пре-
образование поступательного перемещения штока во вращение оси дат-
чика осуществляется посредством гибкого вала, на одном конце которо-
го расположена муфта одностороннего действия, обеспечивающая рас-
цепление кинематической цепи привода при движении шпинделя буро-
вого станка вверх и при внезапных остановках шпинделя при его дви-
жении вниз.
Напряжение питания на измеритель скорости подается со стаби-
лизатора напряжения, который присоединяется к сети питания. Пульт
крепят на стене бурового здания в любом удобном для наблюдения мес-
те.
Расходомер промывочной жидкости ЭМРЗ
Расходомер промывочной жидкости ЭМРЗ предназначен для оп-
ределения количества подаваемой в скважину буровыми насосами про-
мывочной жидкости с любыми физико-химическими свойствами до
ЗООл/мин при давлении до 10 МПа. Датчик расходомера включается в
нагнетательную линию насоса, где преобразовывает скорость движения
жидкости, проходящей через его трубопровод, в электрическое напря-
жение, сигнал переменного напряжения от датчика по кабелю подаётся
на вход измерительного усилителя, который увеличивает его до необхо-
димой величины.
Техническая характеристика ЭМРЗ
Напряжение сети, В 380+76
Частота тока, Гц 50
Потребляемая мощность, В.А не более 100
Предел основной погрешности, % +4
321
Счетчик времени СМВ 1
Счетчик машинного времени СМВ 1 предназначен для автомати-
ческого учёта времени работы бурового оборудования при его испыта-
нии, контрольной эксплуатации и для других целей.
Техническая характеристика СМВ 1
Предел измерения времени, ч 10000
Ёмкость отсчётного устройства, ч 9999,9
Питание: Переменный ток
напряжение, В 380-1.76
частота, Гц 50
Потребляемая мощность, В. А <12
Режим работы Непрерывный
Размеры, мм:
датчика 55x45x28
пульта 240x200x170
Масса, кг:
датчика о,з
пульта 7
Счетчик машинного времени СМВ 1 состоит из пульта и датчика
положения. В качестве датчика положения использован бесконтактный
конечный выключатель, который подаёт сигнал постоянного тока на
пульт для включения счетчика моточасов.
Пульт прибора представляет собой сварной корпус с встроенны-
ми в него источником питания и счётчиком моточасов с отсчётным уст-
ройством барабанного типа, погрешность которого составляет не более
1%.
Напряжение питания подаётся на счетчик одновременно с пода-
чей напряжения на привод бурового оборудования.
Отсчёт времени при включенном пускателе начинается с момента
установки рукоятки обследуемого механизма в рабочее положение.
Счетчик может работать без датчика положения, тогда вместо не-
го к пульту присоединяют заглушку, и отсчёт времени начинается с мо-
мента включения пускателя обследуемого механизма, т. е. при подаче
напряжения питания на пульт.
Прибор фиксирует суммарное время наработки обследуемого ме-
ханизма.
Комплекс средств контроля параметров процесса бурения С80М
Предназначен для контроля шести параметров процесса бурения:
осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, усилия подачи
вверх, частоты вращения, тока потребления электродвигателей лебёдки
и вращателя, давления промывочной жидкости, механической скорости
бурения на станке БАК-1200/2000.
Может использоваться в автоматических системах управления, а
322
также после адаптации на станках типа СКБ и ЗИФ.
Комплекс включает блоки показывающих приборов, преобразо-
вания сигналов и питания.
Техническая характеристика С80М
Диапазон контроля
осевой нагрузки, кНО-ЗО
усилия подачи, кН0-150
частоты вращения, об/мин 0-2000
тока потребления А-
лебёдки 0-400
вращателя 0-400
давления промывочной жидкости, Мпа 0-10
механической скорости 0-12
Потребляемая полная мощность блока питания, Ване более 40
Напряжение, В 380
Частота, Гц 50
Автоматические регуляторы подачи бурового инструмента
АРПЗ и АРП4
Приборы предназначены для автоматизации управления скоро-
стью подачи породоразрушающего инструмента в соответствии с за-
данным углублением за один оборот в режиме гидравлической подачи.
АРПЗ используется на буровых станках СКБ-41, СКБ-51, СКБ-7;
АРП4 - на буровых станках ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР.
Приборы автоматически поддерживают установленное в зависи-
мости от физико-механических свойств породы и состояния инструмен-
та значение углубления за оборот, изменяя нагрузку на породоразру-
шающий инструмент посредством воздействия через исполнительный
механизм на регулятор подачи. Способствуют снижению вибрации.
Уменьшают износ алмазов и твёрдого сплава. Повышают ресурс поро-
доразрушающего инструмента.
При возрастании тока потребления электродвигателя привода или
давления промывочной жидкости сверх установленных значений сигна-
лизируют об этом, а в станках СКБ-51 и СКБ-7 посредством электрозо-
лотника быстрого подъёма обеспечивают разгрузку породоразрушаю-
щего инструмента.
Особенностью регуляторов является наличие коэффициента ста-
тизма, расширяющего зону поиска рационального режима бурения бла-
годаря автоматическому изменению углубления за один оборот бурово-
го снаряда в определённых пределах и обеспечивающего более плавное
регулирование скорости подачи при бурении в перемежающихся по
твёрдости и трещиноватости породах.
323
Техническая характеристика АРП
Диапазон
управления скоростью, м/ч 0-6
ограничения тока, А 30-180
ограничения давления промывки, МПА 2,5-10
контроля осевой нагрузки, кН 0-30
Потребляемая полная мощность, ВА 80
Сигнализатор-ограничитель переподъёма талевого блока СОП-1
Сигнализатор СОП-1, разработанный ВИТР, повышает безопас-
ность работ при спуско-подъёмных операциях бурильных и обсадных
труб на буровых установках с применением вышек и мачт.
СОП-1 подаёт звуковые и световые сигналы о достижении пре-
дельной высоты подъёма грузоподъёмных устройств. При вхождении
талевого блока в опасную зону СОП-1 автоматически отключает элек-
тропривод бурового станка.
В комплект поставки входят: излучатель, фотоприёмник, блок
управления со звонком и сигнальной лампой (без кабеля и крепёжных
изделий).
§ 2. ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ФИЗИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И
РАБОТЫ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
Детектор износа труб ДИТ
Для осуществления сигнализации при уменьшении наружного
поперечного размера бурильных труб на величину, превышающую 3%
от номинального значения диаметра, разработан детектор ДИТ. Буриль-
ные трубы отбраковывают при совместном использовании прибора ДИТ
с толщиномером "Кварц-15".
Ультразвуковой толщиномер "Кварц-15" предназначен для изме-
рения толщины стенок бурильных и колонковых труб при односторон-
нем доступе к контролируемой поверхности. Толщиномер состоит из
датчика и показывающего прибора. Его работа основана на эхоим-
пульсном ультразвуковом методе, позволяющем измерить толщину
стенки в период прохождения ультразвуковой волны в контролируемом
изделии. С помощью толщиномера "Кварц-15" определяют толщину
стенок бурильных труб в тех сечениях, где срабатывает сигнализация
прибора ДИТ.
Для проверки износа наружного диаметра муфт и замков приме-
няют шаблоны, представляющие собой измерительные скобы. Для кон-
троля толщины стенки у упорного торца внутренней резьбы утяжелен-
ных бурильных труб используют штангенциркуль.
Прибор позволяет контролировать износ труб в процессе прове-
дения спуско-подъёмных операций.
324
Техническая характеристика ДИТ
Диапазон регулировки порога сигнализации,% перечного размера бурильной трубы Условия эксплуатации: 3-6 от наружного по-
температура окружающей среды, °C влажность окружающего воздуха при температуре +35°С, % Питание: -30 - +50 <95 ременный ток
напряжение, В частота, Гц Потребляемая мощность, В.А Размеры, мм: 36/220±20% 50 15
вторичного прибора датчика Масса, кг: 215x350x380 225x470
вторичного прибора датчика 17 48
В основу работы прибора положен токовихревой метод контроля,
сущность которого заключается в следующем.
Контролируемую трубу помещают внутри катушки-датчика. По
обмотке катушки пропускают переменный ток, создавая внутри неё пе-
ременное магнитное поле. Это поле индуктирует в толще трубы вихре-
вые токи. Магнитное поле вихревых токов, в свою очередь, образует
поле, направленное навстречу основному, в результате чего напряжён-
ность первичного поля ослабевает. Таким образом, при взаимодействии
первичного поля и поля вихревых токов изменяются электромагнитные
параметры катушки.
Наряду с этим электромагнитные параметры катушки зависят от
геометрических размеров трубы, являющейся сердечником датчика.
Включив катушку датчика в мост переменного тока и измерив её актив-
ное и реактивное сопротивление, можно судить о параметрах трубы, и в
частности, о её геометрических размерах.
Датчик индикатора износа бурильных труб монтируют в меха-
низме труборазворота PT-1200 2М.
Толщиномер Т-1
Прибор Т-1, предназначенный для измерения толщины стенок
стальных бурильных труб без нарушения их целостности, позволяет от-
браковывать бурильные трубы, непригодные для дальнейшей эксплуа-
тации. С его помощью можно определять износ труб не только по на-
ружному, но и по внутреннему диаметрам.
Техническая характеристика Т-1
Пределы толщины измеряемых стенок, мм 1-6
325
Погрешностьприборавэксплуавдюннькусловиях^им +03
Потребляемая мощность, В-А 200
Питание: Переменный ток
напряжение, В 36
частота, Гц 50
Условия эксплуатации прибора:
температура окружающей среды,°C -30 - +50
влажность окружающего воздуха при +35°С,% 95
колебания напряжения питания,%-20-+10 от номинального
Масса прибора, кг 12
В основу работы прибора положен электрический метод измере-
ния толщины. Метод заключается в измерении электрического сопро-
тивления участка трубы с помощью четырёх электродов (рис. 114),
вмонтированных в лёгкий портативный датчик.
Рис. 114. Принципиальная схема работы Т-1
На наружную поверхность измеряемой трубы помещают две па-
ры электродов. Через одну пару (токовую 1-2) пропускают постоянный
ток, а с помощью другой (потенциальной 3-4) определяют падение на-
пряжения на измеряемом участке трубы. Величина падения напряжения
зависит от толщины стенки.
Разработаны приборы, позволяющие определить величину ради-
ального и торцового биения матрицы алмазных коронок и расширите-
лей относительно оси поверхности наружного диаметра резьбы - ради-
ально-торцовый биенсмер РТБ; прибор для определения соосности
резьб колонковых труб ПСРТ, используемых при нарезке резьб; изме-
ритель диаметров алмазных коронок ИДК взамен штангенциркуля.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. С какой целью применяют в бурении контрольно-
измерительные приборы?
2. Какие параметры измеряют прибором С80М?
3. Каково назначение прибора ОМ 40?
4. Назначение СОП-1.
5. Объясните принцип работы индикатора ДИТ.
326
Глава X. ЗАБОЙНЫЕ МАШИНЫ ДЛЯ
УДАРНО-ВРАЩАТЕЛЬНОГО БУРЕНИЯ
Для осуществления ударно-вращательного бурения в буровой
снаряд включают гидроударники или пневмоударники - забойные ма-
шины ударного действия, которые располагают между низом колонны
бурильных труб и колонковым набором (или долотом). В гидроударни-
ках энергия потока промывочной жидкости, а в пневмоударниках -
струи сжатого воздуха, поступающие с поверхности через колонну бу-
рильных труб, преобразуются в энергию удара специальной детали
(бойка), передаваемую породоразрушающему инструменту с одновре-
менным его вращением с помощью бурового станка. Это значительно
повышает эффективность разрушения горных пород забоя скважины.
Применение таких машин в определённых условиях позволяет
значительно повысить скорости бурения скважин.
§ 1. ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ ГИДРОУДАРНЫХ МАШИН
Гидроударные машины (Г), их комплексы (К) с отражателями (О)
и без них - генераторы ударных (импульсных) нагрузок, передаваемых
породоразрушающему инструменту для бурения с отбором керна твер-
досплавными и алмазными коронками и без отбора керна долотами раз-
личных типов в породах 1V-X1I категорий по буримости.
В последнее время применяются два типа гидроударников, раз-
работанных СКБ "Геотехника": У - работает в ударном режиме; В - ра-
ботает в высокочастотном режиме. Моторесурс гидроударников, рабо-
тающих на технической воде, составляет около 400 часов, а на глини-
стом растворе - около 300 часов. В табл.56 приведены технические ха-
рактеристики этих гидроударников.
Гидроударник Г-59 (или Г-76)
Гидроударник (рис. 115) представляет собой забойную гидравли-
ческую машину прямого действия. Гидроударник соединяют с колон-
ной бурильных труб переходником 7, армированным твердосплавными
вставками 2. В верхнем патрубке 3 расположен клапан 4 (перемещаю-
щийся в осевом направлении) с пружиной 5, взаимодействующий через
ограничитель 6 и регулировочное кольцо 8 с цилиндром 7 7, в котором
установлена манжета 9. Поршень 10 совместно с грузом 12 и насадкой
75 образуют ударник, размещённый на пружине 14. Верхний торец
ударника во время рабочего хода вниз взаимодействует с клапаном 4, а
нижний в момент удара - с наковальней. Последняя состоит из подвиж-
ного в осевом направлении шлицевого штока 18, помещённого в шли-
цевом стакане 19 и снабжённого насадкой 15 и нижним переходником
20. Цилиндр соединён с наковальней через корпус 13, имеющий кони-
327
Техническая характеристика гидроударников
3
к
328
ческие резьбы. Кольца, предназначенные для регулировки свободного
хода, установлены между ограничителем и цилиндром, а шайбы 7 для
изменения величины хода клапана помещены в ограничителе 6. На
нижнюю насадку установлены шайбы 16 для регулировки натяга пру-
жины ударника. Для герметизации гидроударника под шайбу 16 уста-
новлено резиновое уплотнительное кольцо /7 (для Г-76В).
В подвешенном состоянии шток 18 и ударник занимают крайнее
нижнее положение. Промывочная жидкость, нагнетаемая в гидроудар-
ник через колонну бурильных труб по каналам во втулке клапана,
поршне, ударнике и наковальне, свободно поступает в колонковую тру-
бу. В таком положении гидроударник не работает. При установке ма-
шины на забой шлицевой шток перемещается вверх, ударник пружиной
поднимается в верхнее положение до клапана. Под действием гидрав-
лического удара, возникающего при перекрытии потока, ударник вместе
с клапаном перемещается вниз, сжимая пружины 5 и 14. Ход клапана
ограничивается ограничителем 6, после чего открывается путь для про-
хода жидкости между клапаном и торцом поршня на забой скважины.
При этом ударник по инерции продолжает движение и наносит удар по
наковальне, связанной с колонковой трубой, затем под действием пру-
жин клапан и ударник возвращаются в исходное положение, и цикл по-
вторяется.
13 № 15 № 17 18 19 20
Рис. 115. Унифицированный гидроударник Г-59(Г-76)
Отражатели гидроударных воли для гидроударников
Отражатели являются специальными устройствами для повыше-
ния забойной мощности и КПД гидроударников. Они различны по кон-
струкции и принципу работы. Общим для них является наличие двух
процессов - отражение и поглощение энергии гидравлических волн,
возникающих при работе гидроударника. С учётом фазовой особенно-
сти работы промывочной жидкости по месту установки (или длине) от-
ражателя выделяются зацикловая, внутрицикловая и внутрифазовая ус-
тановка отражателя.
329
Зацикловая установка характеризуется приходом отражённой
волны по отношению к породившей её прямой волне со сдвигом време-
ни работы или большим, чем период цикла работы гидроударника, т. е.
отражённая волна даёт усиление давления на клапан в следующем цик-
ле.
Внутрицикловая установка отражателя характеризуется прихо-
дом отражённой волны по отношению к её породившей волне со сдви-
гом, не превышающим период цикла гидроударника, а внутрифазовая -
в период времени фазы, её породившей.
Внутрицикловая и внутрифазовая установки отражателя по от-
ношению к зацикловой установке имеют следующие достоинства:
меньшие осевые размеры отражателя, меньшее затухание прямых и от-
ражённых волн, более высокая стабильность работы гидроударника, так
как в меньшей степени оказывается действие нерегулируемых сил.
В настоящее время серийно выпускаются и входят в комплекты
поставки гидроударных машин конструкции СКВ отражатели типа ОГ,
представляющие собой однозаходную стальную трубку винтового типа,
длина которой определяется по методике СКВ в зависимости от марки
гидроударника и других показателей. Такое исполнение позволяет со-
кратить его осевые размеры, уменьшить гидравлические сопротивления
при прокачивании промывочной жидкости, так как в этом случае отра-
жатель выполняет и функции винтового насоса с приводом от буриль-
ной колонны. На фазе разгона бойка гидроударника используется отра-
жение прямой волны повышенного давления и противофазные отра-
жённые волны пониженного давления.
Гидроударный реверсивно - эжекторный снаряд ГРЭС-59
Снаряд предназначен для повышения выхода керна при бурении
сильнотрещиноватых и раздробленных пород VII1-X категорий по бу-
римости алмазными коронками.
Техническая характеристика ГРЭС-59
Диаметр породоразрушающего инструмента, мм 59
Наружный диаметр корпуса снаряда, мм 55
Применяемая промывочная жидкость Вода, глинистый раствор
Расход промывочной жидкости, л/мин Коэффициент эжекции Длина, мм: 80-100 0,65-0,8
снаряда эжектора колонковой трубы шламовой трубы Масса снаряда, кг 7500 490 4000 1370 65
Снаряд ГРЭС-59 (рис. 116) состоит из высокочастотного гидро-
ударника 1, эжектора 2, закрытой шламовой трубы 3, колонковой трубы
330
4 с кернорвателем 5, алмазной коронки 6.
Эжектор устанавливают между гидроударной машиной и колон-
ковой трубой. Он представляет собой обычный струйный насос, в кото-
ром за счёт скорости струи потока промывочной жидкости, выходящей
из гидроударной машины, создаётся зона разрежения. Эта зона связана
сквозными каналами с внутренней полостью колонковой трубы, благо-
даря чему происходит обратная циркуляция потока.
1
Рис. 116. Гидроударный реверсивно-эжекторный снаряд ГРЭС-59
Перед спуском снаряда в скважину эжектор (рис. 117) приводят в
рабочее положение. Для этого переходник 7 поворачивают влево на 90°
относительно корпуса 3 и фиксируют в этом положении шпилькой 1,
при этом выходные отверстия 2 корпуса перекрыты втулкой 4, что
обеспечивает поступление всего потока промывочной жидкости, минуя
диффузор 5, в колонковую трубу.
Рис.117. Эжектор снаряда ГРЭС-59
331
После установки снаряда на забой под действием осевой нагруз-
ки и крутящего момента шпилька срезается, переходник 7 ввинчивается
в корпус до упора, выходные отверстия 2 корпуса и 8 переходника со-
вмещаются, после чего снаряд начинает работать как обычный эжектор.
Для ограничения углового поворота переходника и корпуса пре-
дусмотрен палец 6, перемещающийся в горизонтальной прорези корпу-
са. Благодаря этому поток промывочной жидкости может изменять на-
правление в любой момент процесса бурения.
При расходе технической воды 2,3-3 л/с высокочастотные гидро-
ударники наносят 50-70 удар/с при незначительной энергии удара в
пределах 5-20 Дж. Высокочастотные гидроударники наносят 50-70
удар/с при незначительной энергии удара в пределах 5-20 Дж. Высоко-
частотные гидроударники позволяют использовать не только специаль-
ные, но и серийные твердосплавные коронки типа СА при обычных па-
раметрах режима бурения, а также при алмазном бурении в породах VII,
VIII и IX категорий по буримости.
Показатели бурения высокочастотными гидроударниками пре-
восходят результаты вращательного бурения: по механической скорости
- в 1,3-1,8 раза, по рейсовой - в 1,2-1,3 раза, по производительности -
на 25-40%. Применение гидроударного бурения обеспечивает значи-
тельное снижение интенсивности искривлений скважин. Буровую уста-
новку при гидроударном бурении надо оснащать двумя насосами по-
вышенного давления. На буровой вышке должны быть специальные
козлы, удобные для сборки и разборки гидроударников. Подача насоса
должна проверяться под давлением ежесменно. Осмотр и регулировку
гидроударников следует производить через три-четыре смены.
Нормальные регулировочные параметры ряда гидроударных ма-
шин приведены в табл. 57.
Таблица 57
Регулировочные параметры гидроударных машин
Наименование параметров Значения параметров для гидроударных машин
Г-76 Г-59 Г-76 Г-59В
Ход клапана 15 30 7-8 6-8,5
Ход бойка, мм
Общий 20 36 10-11 10-12
Свободный 5-6 6-7 3-4 3,5-4
Натяг пружины, мм
Бойка 10-12 25-30 32-38 28-32
Клапана 0-2 10-12 - -
Свободный ход бойка, равный 3-7 мм, необходим для восстанов-
ления движения потока через машину и возврата клапана в исходное
положение после его остановки в конце рабочего хода.
Натяг силовой пружины, т. е. остаточное сжатие пружины после
332
окончания обратного хода бойка от 10 мм и выше, требуется для надёж-
ного перекрытия отверстия в бойке клапаном в момент их встречи. При
недостаточном натяге не обеспечивается стабильное перекрытие пото-
ка, и гидроударник будет работать с перебоями, а при отсутствии натяга
- вообще перестанет работать.
Натяг пружины клапана - остаточная величина сжатия этой пру-
жины после перемещения клапана в крайнее верхнее положение - опре-
деляет скорость возврата клапана в исходную позицию. Ход клапана -
путь совместного движения клапана с поршнем - бойком не регулиру-
ется. Рабочая характеристика гидроударных машин может изменяться в
широких пределах в зависимости от хода клапана (табл. 58).
Таблица 58
Рабочая характеристика гидроударных машин
Ход, мм Свобод- ный ход бойка, мм Энергия еди- ничного удара, Дж Частота ударов в 1 мин
бойка клапа- на Г-76 Г-59 Г-76 Г-59
40 35 5 - 60 - 1100
35 30 5 - 50 - 1200
30 25 5 90 42 900 1300
20 15 5 60-70 30 1200 1500
15 10 5 30-40 25 1600 1700
§ 2. ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ ПНЕВМОУДАРНИКОВ
Научно-исследовательским геологическим предприятием Тул-
НИГП разработаны комплексы технических средств для пневмоударно-
го бурения с продувкой забоя сжатым воздухом в районах, где исполь-
зование промывочной жидкости затруднено. Пневмоударники предна-
значены для бурения разведочных, инженерных, взрывных и других
скважин в породах различной твёрдости и абразивности без отбора или
с отбором керна. Применение пневмоударников целесообразно: при бу-
рении в мерзлых породах, которые при промывке скважин могут оттаи-
вать и оползать; при бурении в породах, которые впитывают воду и от
этого набухают; в устойчивых породах, где отсутствуют водопритоки
или они незначительны.
В комплексы инструмента входят пневмоударники, одинарные
или двойные колонковые трубы, соответствующий породоразрушаю-
щий инструмент, кернорватели, шламовые трубы. Пневмоударники ПН
выпускаются четырёх размеров по наружному диаметру: 76, 93, 112 и
132 мм.
Технические характеристики пневмоударников приведены в табл.
59.
333
Таблица 59
Техническая характеристика пневмоударников
Наименование показателей Значения показателей для пневмоударников
ПН-76 ПН-93 ПН-112 ПН-132
Диаметр породоразрушающе- го инструмента, мм 76,80,85 93,96,105 112,120,125 132,140,151
Длина пневмоударника, мм 720 750 765 770
Масса пневмоударника, кг 16 31 45 63
Расход воздуха прн давлении 0,6 МПа, м3/мнн 2,2 3,7 5,4 6,8
Ударная мощность прн давле- нии воздуха 0,6 МПа, кВт 1.8 2,4 3,3 5,8
Частота ударов, Гц 22,5 18,3 17,6 17,6
Полный ресурс, м (прн сред- ней категории пород 9,5) 2000
Характеристики пневмоударных комплексов (рис. 118), выпус-
каемых на базе пневмоударника ПН диаметром 76 мм, приведены в
табл. 60. Комплекс пневмоударный ПК-76ДП предназначен для бескер-
нового бурения скважин; комплекс пневмоударный ПК-76КП предна-
значен для бурения скважин с отбором керна; комплекс ПК-76КДП
предназначен для бурения скважин с высоким процентом выхода керна.
Рис. 118. Пиевмоударные комплексы ПК-76: 1 - пневмоударник ПН-
76; 2 - долото ДП-76; 3 - набор колонковый НК-76; 4 - набор колонковый двой-
ной НКД-76.
334
Таблица 60
Техническая характеристика пневмоударных комплексов
№ п/п Наименование показателей Значения показателей для пневмоударных комплексов
пк- 76ДП пк- 76КП пк- 76КПД
1 Номинальное давление воздуха в сети, МПа 0,7 или 2,5 0,7 илн 2,5 0,7 или 2,5
2 Номинальный перепад давления в пнев- моударнике, МПа: прн давлении воздуха в нагнетательной линии 0,7 МПа прн давлении воздуха в нагнетательной лнннн 2,5 МПа 0,6 1,2 0,6 1,2 0,6 1,2
3 Ударная мощность пневмоударника, Вт, не менее прн перепаде давления 0,6 МПа прн перепаде давления 1,2 МПа 1800 3400 1800 3400 1800 3400
4 Удельный расход воздуха м* с'* Вт', не более: прн перепаде давления 0,6 МПа прн перепаде давления 1,2 МПа 0,4210“* 0,3910-* 0,42Ю“* 0,3910“* 0,4210“* 0,3910“*
5 Номинальный диаметр скважины, мм 76 76 76
6 Максимальная глубина бурения, м прн давлении воздуха в сети 0,7 МПа при давлении воздуха в сети 2,5 МПа 300 300 300
7 Длина комплекса, мм 1000 4030 4040
8 Масса комплекса, кг 24 47 64
Примечание. Ударная мощность указана при использовании в качестве
энергоносителя воздуха. При использовании воздушно-водяной смеси допуска-
ется снижение ударной мощности на 20%
Энергоноситель (сжатый воздух) поступает в пневмоударник
(рис. 119) по центральному каналу переходника 1, отжимая седло 5 и
клапан 4 до упора в корпусе клапана 3. Далее энергоноситель может
двигаться по двум направлениям: первое — от отверстия корпуса клапа-
на 3 и каналам между корпусом 9 и цилиндром 7 в кольцевое простран-
ство К, откуда, в зависимости от положения ударника 8, может посту-
пать в камеры рабочего А или холостого Д хода; второе - по отверстиям
Р, в корпусе клапана 3, в камеру А рабочего хода.
Если ударник 8 находится в переднем положении (момент удара),
камера А рабочего хода (через расточку Н цилиндра 7, отверстия Б и М
ударника 8 и отверстия Г хвостовика 11) соединена с атмосферой. При
этом в кольцевом зазоре, образованном внутренней цилиндрической
поверхностью корпуса 3 и эластичным клапаном 4, возникает разность
давлений сжатого воздуха. Эластичный клапан 4 растягивается и пере-
335
крывает подачу энергоносителя в камеру А рабочего хода. Поскольку
«второй» путь закрыт, энергоноситель поступает только в камеру К (по
«первому» пути). Ударник 8 находится ещё в переднем положении.
Рис. 119. Пневмоударник ПН-76: 1 - переходник; 2 - спираль; 3 - корпус кла-
пана; 4 - клапан; 5 - седло; 6 - пружина; 7 - цилиндр; 8 - ударник: 9 - корпус;
10 - втулка; 11 - хвостовик; 12 - муфта; 13 - трубка; 14 - шнур; 15 - прокладка;
16-кольцо.
Из камеры К по наружным каналам ударника 8 и цилиндрической
расточке Ж (корпуса 9) сжатый воздух попадает в камеру Д холостого
хода. Давление в ней повышается и, поскольку камера А в это время со-
единена с атмосферой, ударник 8 начинает перемещаться в заднее по-
ложение.
Подача энергоносителя в камеру Д продолжается до тех пор, пока
выступ В ударника 8 находится в расточке Ж (корпуса 9). При дальней-
шем перемещении ударника 8 этот канал перекрывается, а ударник про-
должает перемещаться за счёт расширения энергоносителя в камере Д
холостого хода. Когда длина хода ударника превысит длину выступаю-
щей части трубки 13, начнётся выхлоп энергоносителя из камеры холо-
стого хода Д.
Одновременно выступ Л (ударника 8) попадает в расточку Н (ци-
линдра 7). Энергоноситель из камеры К по каналам между цилиндром 7
и ударником 8 начинает поступать в камеру А рабочего хода; давление в
ней повышается, так как выхлопное отверстие Б (ударника 8) закрыто
внутренней поверхностью цилиндра 7. Повышение давления приводит к
торможению и остановке ударника 8 в заднем положении, а также к вы-
равниванию сил, действующих на клапан 4, в результате чего клапан 4
за счёт внутренних сил упругости сжимается, открывая прямой путь
энергоносителя в камеру рабочего хода по каналам Р.
Под действием давления в камере А рабочего хода на верхний то-
рец ударника 8 и постоянно действующего давления на кольцевую
площадку И (ударника 8), последний начинает с ускорением переме-
щаться вперёд. Выхлоп их камеры Д холостого хода в это время закрыт.
Подача энергоносителя из камеры К через расточку Н (цилиндра 7) в
336
камеру А рабочего хода прекращается, но энергоноситель продолжает
поступать в эту камеру по каналам Р клапанного узла. И лишь в момент,
когда выхлопные каналы Б (ударника 8) совместятся с расточкой Н (ци-
линдр 7), давление энергоносителя в камере А резко падает, снова воз-
никает перепад давлений на клапан 4 и последний, растягиваясь, пере-
крывает подачу энергоносителя через клапанный узел в камеру А рабо-
чего хода. Затем осуществляется удар ударника 8 по хвостовику 11, и
цикл повторяется.
Колонковый двойной набор НКД-76 (рис. 120) работает следую-
щим образом: ударные импульсы от пневмоударника через переходник
8 и наружную трубу 9 передаются коронке /. Энергоноситель из пнев-
моударника поступает через переходник 8, радиальные отверстия вкла-
дыша 10, межтрубное пространство и отверстия в коронке / на забой
скважины. Для компенсации неточностей изготовления - исключения
воздействия отражённой волны внутри ниппеля 4 установлен амортиза-
тор 5. Кольцо 7 предназначено для фиксирования вкладыша 10 в ниппе-
ле 4.
Набор колонковый двойной НКД-76
Рис. 120. Двойной колонковый снаряд НКД-76: 1 - коронка КПД-76; 2 -
кернодержатель; 3 - труба внутренняя; 4 - ниппель; 5 - амортизатор; 6 - про-
кладка; 7 - кольцо; 8 - переходник; 9 - труба наружная; 10 - вкладыш.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Области применения гидроударных и пневмоударных машин.
2. В чём принцип работы забойной машины ударного действия?
3. Устройство гидроударника.
4. Для какой цели используется с гидроударником «отражатель»?
5. Устройство пневмоударника.
6. Из чего состоит двойной колонковый снаряд НКД-76?
Глава XL БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ
Технические принадлежности, используемые при сооружении
скважин, называются буровым инструментом. Буровой инст-
румент подразделяется на технологический, вспомога-
тельный, аварийный и специальный.
23 Зак. 274
337
§ 1. ИСТИРАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА.
АЛМАЗЫ. ТВЁРДЫЕ СПЛАВЫ
АЛМАЗЫ
Алмазы, используемые для армирования бурового инструмента в
качестве истирающего материала, могут различаться по качеству. Их
выбор зависит от физико-механических свойств горных пород, главным
образом, от твердости, абразивности, трещиноватости и вязкости поро-
ды.
В соответствии с международной классификацией по системе
«SITY» (классификатор К47-01-92 «Алмазы природные») алмазы под-
разделяются по: размерности, форме и степени её искажения, характеру
поверхностей грани, дефектности (качеству) и цвету.
Размерность алмазов определяется условными ситовыми класса-
ми, весовыми группами в грейнерах и весовыми группами в каратах (1
карат равен 0,2 г). В зависимости от размера алмазы классифицируются
на пять основных размерно-весовых групп: -9; +9; +11 -ЗГР; 4-6ГР;
+1,8КАР. Каждая из этих групп имеет свой диапазон размеров, приве-
дённый в табл. 61.
Таблица 61
Характеристика основных размерно-весовых групп алмазов по
К47-01-92
Основная размерно- весовая группа Условный ситовой класс Весовая группа, размер
-9 + 9 4-6ГР + 1,8 кар -1 -2+1 -3 + 2 -4 + 3 -5 + 4 -6 + 5 -7 + 6 -9+7 -12+11 До 0,1 кар 0,01 - 0,02 кар 0,02 - 0,03 кар 0,03 - 0,05 кар 0,05 - 0,07 кар 0,07-0,10 кар 0,10-0,15 кар До 0,65 кар ЗГР (0,66-0,89 кар) 4 ГР (0,90-1,19 кар) 5 ГР (1,20-1,39 кар) 6 ГР (1,40-1,79 кар) 8ГР (1,80-2,49 кар) 10ГР (2,50 -2,79 кар) ЗР-Р (2,80-3,79 кар) 4Р-Р (3,80-4,79 кар) 5Р-Р (4,80 - 5,79 кар) 6Р-Р (5,80 - 6,79 кар) 7Р-Р (6,80 - 7,79 кар) 8Р-Р (7,80-8,79 кар) 9Р-Р (8,80-9,79 кар) 10Р-Р (9,80 кар н более)
Примечание: Весовая группа, размер для основных размерно-весовых
групп -9 и + 9, приведена условно.
338
В каждой размерно-весовой группе алмазы характеризуются сле-
дующими признаками: формой; степенью искажения формы; характе-
ром поверхностей граней. Алмазы делятся на целые кристаллы и их ос-
колки, двойники и их осколки, сростки кристаллов.
Степень искажения формы алмазов характеризуется отношением
максимально-различных размеров по осям симметрии третьего порядка
или по осям наибольшего искажения. В зависимости от степени иска-
жения формы алмазы относятся к той или иной подгруппе.
Характер поверхности граней алмазных зёрен (рельефность) раз-
деляется по наличию и степени проявления различных внешних морфо-
логических особенностей. В зависимости от характера поверхности гра-
ней алмазы относятся к той или иной подгруппе. Каждая из них подраз-
деляется на подгруппы дефектности (качества) и подгруппы цвета.
Сортировка алмазов по всем признакам производится в соответ-
ствии с утверждёнными образцами.
На эффективнось работы алмазного породоразрушающего инст-
румента и его моторесурс большое влияние оказывает размерность ал-
мазов, которая определяется по числу одинаковых зёрен, приходящихся
на 1 карат. Алмазы самых мелких фракций называются порошками.
Зернистость алмазных порошков, применяемых в бурении по стандар-
там России, приведена в табл. 62.
Размер алмазов в коронке должен обеспечивать отделение от по-
роды крупных её частиц. При этом должен быть зазор между алмазосо-
держащей матрицей коронки и забоем для выноса очистным агентом
выбуренного шлама. Поэтому для бурения в крупнозернистых породах
невысокой твёрдости эффективно работают коронки с крупными алма-
зами, а в мелко- и тонкозернистых породах - с мелкими.
Размеры алмазов для твёрдых пород должны быть меньше, чем
для более мягких. В породах VI-VIII категорий по буримости необхо-
димо применять коронки с алмазами размером 20-12 шт/кар; в породах
VIII - IX категорий - 60-20 шт/кар; в породах IX-X категорий - 150-
бОшт/кар; в породах XI-XII категорий - 600-150 шт/кар и более, а также
алмазные порошки.
Для повышения качества низкосортного алмазного сырья приме-
няют различные способы его обработки.
Избирательное дробление применяется для исключения трещи-
новатых и дефектных зёрен алмазов.
Овализация алмазов, придание им округлой формы проводится с
целью получения зёрен овальной изометрической формы и разрушения
трещиноватых и дефектных алмазов. При длительной обработке можно
получить алмазные зёрна в виде шаров.
Полирование алмазов осуществляется для получения гладкой по-
верхности зёрен. Существуют три способа этого вида обработки: меха-
нический, химический и газопламенный. При бурении коронкой с поли-
рованными алмазами силы трения о горную породу снижаются по срав-
339
нению с алмазами с шероховатой поверхностью, что даёт повышение
механической скорости бурения и долговечности породоразрушающего
инструмента.
Металлизация (нанесение металлического покрытия на алмазы)
производится для увеличения прочности сцепления алмазов с материа-
лом матрицы породоразрушающего инструмента.
Гранулирование алмазов заключается в покрытии мелких алмаз-
ных зёрен металлическими порошками. Наличие металлического по-
крытия предохраняет алмаз от дробления при прессовании матрицы и от
графитизации при нагревании, позволяет равномерно распределять ал-
мазы в матрице, а также повышает прочность сцепления алмазов и ма-
териала матрицы.
Таблица 62
Зернистость алмазных порошков по различным стандартам
ГОСТ 9206-80 «Порошки алмазные» (Россия) Отверстия снт по ИСО 565
Широкий диапазон зернистостей
1600/1000 —
— 1180/850
1000/630 —
— 850/600
630/400 600 - 425
400/250 425 / 300
250/160 150/180
Узкий диапазон зернистости
1600/ 1250 —
1250/1000 1180/1000
1000/800 1000/850
800 / 630 850/710
— 710/600
630/500 600/500
500/400 500/425
400/315 425 / 355
— 355/300
315/250 300/250
250/200 250/212
200/160 212/180
— 180/150
160/125 150/125
125/100 125/106
100/80 106/90
- 90/75
80/63 75/63
63/50 63/53
Примечание. В числителе — наибольший размер зёрен основной фракции, в
знаменателе - наименьший размер зёрен основной фракции.
Соотношение размерностей алмазов приведено в табл. 63.
340
Таблица 63
Соотношение размерностей алмазов
Условный ситовой класс Снтовой класс, мм Размерность, шт/кар. Размерность, грайнеры Размерность, караты
-0,5 -0,5+0,4 800 - 600 2 0,45-0,65
-0,6+ 0,5 600-400 3 0,66-0,89
-0,7+ 0,6 400-200 4 0,90-1,19
-1+0,5 -0,8+ 0,7 200-150 5 1,20-1,39
150-120 6 1,40- 1,79
-1,0+ 0,8 120-90 8 1,80-2,49
-2+1 -1,0 + 0,8 90-60 10 2,50-2,79
-3 + 2 -1,2 + 1,0 90-60 3 размер, кар 2,80-3,79 кар
60-40 4 размер, кар 3,80 - 4,79 кар
-4 + 3 50-30 5 размер, кар 4,80 - 5,79 кар
-5 + 4 -1,6+1,2 6 размер, кар 5,80 - 6,79 кар
-6 + 5 30-20 7 размер, кар 6,80 - 7,79 кар
-7 + 6 -2,0+ 1,6 20-12(12-8) 8 размер, кар 7,80 - 8,79 кар
-9 + 7 - 2,4 + 2,0 12-8(8-5) 9 размер, кар 8,80 - 9,79 кар
-11+9 -2,8+ 2,4 8-5(5-4;4-3)
+ 11 - 3,3 + 2,8 (4-3;3-2;2-1)
Размеры алмазных зёрен и порошков приведены в табл. 64.
Зернистость алмазных порошков
Таблица 64
Число алмазов в 1 кар Линейные размеры, мм Средний условный диаметр, мм
Алмазное зерно
3 3,50-3,80 3,65
3-2 3,30-3,50 3,40
4-3 3,00-3,30 3,15
10-5 2,80-3,00 2,90
20-10 2,50-2,80 2,65
30-20 2,0-2,50 2,25
40-30 1,60-2,00 1,80
60-40 1,50-1,60 1,55
90-60 1,25-1,60 1,43
150-120 1,00-1,25 1,13
300 - 200 0,80-1,00 0,90
800-400 0,63-0,80 0,72
Алмазные порошки
1200 - 800 0,50-0,63 0,57
2000-1200 0,40-0,50 0,45
Термообработка алмазов повышает их механическую прочность
за счёт снижения внутренних напряжений в кристаллах.
341
По своему назначению алмазы в коронках и долотах подразделя-
ются на объёмные (торцевые) и подрезные (периферийные, находящие-
ся на боковых внутренней и наружной поверхностях инструмента).
Объёмные алмазы равномерно располагаются в теле матрицы или её
верхнем слое породоразрушающего инструмента. Эти алмазы предна-
значены для разрушения горных пород забоя скважины. Подрезные ал-
мазы защищают породоразрушающий инструмент от преждевременного
износа и сохраняют постоянный диаметр скважины в интервале работы
коронки. Для оснащения породоразрушающего инструмента использу-
ют также рекуперированные (извлечённые из отработанного инструмен-
та) алмазы. Рекуперацию производят в организациях, имеющих госу-
дарственную лицензию на её проведение (ВИТР, ТулНИГП и др.).
Твёрдые сплавы
Самым распространённым истирающим материалом, применяю-
щимся для ориентирования породоразрушающего инструмента, являют-
ся вольфрамокобальтовые спечённые твёрдые сплавы марки ВК (вольф-
рам-кобальт). Твёрдые сплавы имеют большую твёрдость и высокое со-
противление износу при нагреве до 1000°С. Сплавы не подвержены пла-
стической деформации при низких температурах, имеют большую
прочность на сжатие, почти не подвержены упругой деформации. Не-
достатком сплавов является низкий предел прочности на изгиб и растя-
жение, а также ударная вязкость. Марки и характеристики твёрдых
сплавов, применяющихся на геологоразведочных работах, должны со-
ответствовать ГОСТ 3882-74 (табл. 65).
Таблица 65
Характеристика твёрдых сплавов
Группа Марка Фнзико-механнческие свойства
Предел прочности при нзгибе,Н/мм’ (кгс/мм2), не менее Плотность х!03 кг/м1 (г/см1) Твёрдость HRA, не менее
Вольфрамовая ВКЗ 1176(120) 15,0-15,3 89,5
ВК6 1519(155) 14,6-15,0 88,5
ВКЗ-М 1176(120) 15,0-15,3 91,0
ВК6М 1421(145) 14,8-15,1 90,0
ВК6-ОМ 1274(130) 14,7-15,0 90,5
ВК6-В 1666(170) 14,6-15,0 87,5
ВК8 1666(170) 14,5-14,8 88,0
ВК8-В 1813(185) 14,4-14,8 86,5
ВК8-ВК 1764(180) 14,5-14,8 87,5
ВК10 1764(180) 14,2-14,6 87,0
ВКЮ-ХОМ 1470(150) 14,3-14,7 89,0
ВК4-В 1470(150) 14,9-15,2 88,0
ВК11-В 1960(200) 14,1-14,4 86,0
ВК10-КС 1862(190) 14,2-14,6 85,0
ВК20 2058(210) 13,4-13,7 84,0
вкп-вк 1862(190) 14,1-14,4 87,0
ВК15 1862(190) 13,9-14,4 86,0
ВК20-КС 2107(215) 13,4-13,7 82,0
342
Цифровые обозначения в марке сплавов соответствуют процент-
ному содержанию кобальта.
Области применения твёрдых сплавов вольфрамовой группы по
ГОСТ 3882-74 приведены в табл. 66.
Таблица 66
Область применения твёрдых сплавов
на геологоразведочных работах
Марка твёрдого сплава Область применения
ВК6 Вращательного бурения геологоразведочных, эксплуатационных и взрывных шпуров и скважин в монолитных и абразивных горных по- родах с коэффициентом крепости по шкале Протодьякоиова до /=8.
ВК6-В Ударно-поворотного бурения шпуров в горных породах с коэффициен- том крепости по шкале Протодьякоиова /=8. Зарубки крепких камен- ных углей с незначительным включением твердых пород.
ВК4-В Бурения электро- и пневмосвёрлами углей, антрацитов, неокварцован- ных сланцев, калийных и каменных солей; бурения ручными и колон- ковыми электросверлами горных пород с коэффициентом крепости по шкале Протодьякоиова до /=8. Армирования шарошечных долот.
ВК8 Вращательного бурения геологоразведочных, эксплуатационных и взрывных шпуров и скважин в трещиноватых абразивных горных по- родах с коэффициентом крепости по шкале Протодьякоиова до /=8. Распиловки мрамора и известняка, а также в камнерезных машинах.
ВК8-ВК Шарошечного бурения геологоразведочных, эксплуатационных и взрывных скважин в крепких и очень крепких абразивных горных по- родах с коэффициентом крепости по шкале Протодьякоиова до /=18
ВК8-В Ударно-поворотного, ударио-вращательного и вращательно-ударного бурения шпуров и скважин в крепких горных породах с коэффициен- том крепости по шкале Протодьякоиова до /=14. Зарубки крепких ка- менных углей с включением твердых пород. Обработки гранитов и по- добных по крепости горных пород.
ВК11-ВК Шарошечного бурения геологоразведочных, эксплуатационных и взрывных шпуров и скважин в вязких, средней твердости и твердых абразивных горных породах с коэффициентом крепости по шкале Про- тодьяконова /=10
ВКИ-В Ударно-поворогиого, ударио-вращательного, вращательно-ударного бурения шпуров и скважии в очень крепких и абразивных горных по- родах с коэффициентом крепости по шкале Протодьякоиова до /=18.
ВК15 Ударно-поворотного, ударно-вращательного бурения шпуров и сква- жин в высшей степени крепких горных пород с коэффициентом крепо- сти по шкале Протодьякоиова до /=20.
ВК15 Обработки гранита и других горных пород при работе пневматически- ми молотками.
При изготовлении резцов твёрдых сплавов порошкообразную
смесь карбида вольфрама и кобальта прессуют в нужную форму и спе-
кают при температуре ниже плавления карбидов. Формы резцов, при-
меняемых при армировании твёрдосплавного породоразрушающего бу-
рового инструмента, соответствуют ГОСТ 880-75 и приведены на
рис.121.
343
Обозначение формы Область применения Эскиз
ГН Для оснащения долотча- тых коронок перфора- торного бурения
Г12 Для оснащения кресто- вых коронок перфора- торного и пневмоударио- го бурения
Г13 Для оснащения буровых коронок к погружным пневмоударникам
С
Г14 Для оснащения буровых коронок с прерывистым лезвием _ 1
Г22 Для армирования уголь- ных резцов 1 и ♦j
Г23 Для армирования зубков угольных комбайнов и одношарошечных долот
Г25 Для армирования шаро- шечных долот
Г26 Для армирования шаро- шечных долот
Г32 Для армирования резцов вращательного бурения г
344
гзз Для армирования резцов вращательного бурения /ф^ -ф-
Г34 Для армирования резцов вращательного бурения по углю и мягким поро- дам fl
Г34а Для армирования резцов вращательного бурения по углю и мягким поро- дам д
Г63 Для армирования резцов вращательного бурения по породам средней кре- пости и крепким
Г36 Для армирования резцов вращательного бурения по углю ф ф\\
Г37 Для армирования резцов вращательного бурения по углю и мягким поро- дам 1
Г38 Для армирования резцов вращательного бурения -ф ф ф
Г40 Для армирования резцов вращательного бурения шпуров по вязким горю- чим сланцам и породам в сланцевых шахтах
Г41 Для армирования коро- нок вращательного буре- ния геологоразведочных скважни и лопастных до- лот нефтяиого бурения
345
22 Зак. 274
Г51 Для армирования коро- нок вращательного буре- ния геологоразведочных скважин — !
Г53 Для армирования коро- нок вращательного буре- ния геологоразведочных скважин i Ц-1
Г54 Для армирования шаро- шечных долот —i-
Г55 Для армирования коро- нок гидроудариого буре- ния геологоразведочных скважин f+
Г57 Для армирования коро- нок гидроудариого буре- ния геологоразведочных скважин Г 1 л
Г60 Для армирования буро- вых сверл
Г61 Для армирования тан- генциальных резцов фУ
Рис. 121. Формы н размеры твёрдосплавиых пластин и типы буровых ко-
лонок, в которых они применяются
§ 2. ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ
Коронки, армированные алмазами
Алмазный породоразрушающий инструмент оснащают (армиру-
ют) природными и синтетическими алмазами. Кроме того, породораз-
рушающий инструмент в качестве истирающего материала может иметь
шлифпорошки (низкосортное алмазное сырьё мелких фракций).
346
Алмазные коронки для колонкового бурения (рис. 122) в конст-
руктивном отношении подразделяются на два основных типа - со стан-
дартным корпусом для одинарных колонковых труб (табл. 67); с удли-
нённым - для двойных колонковых труб (табл. 68).
Рис. 122. Конструкция алмазных коронок: а-для одинарных колонковых
труб; б - для двойных колонковых труб (ТДН - 2, ТДВ-2); в - для двойных ко-
лонковых труб (ТДН-4).
Корпус коронки изготовляют из углеродистой стали марки 20
или 30. Шихта материала матрицы состоит из порошка вольфрамо-
кобальтовой смеси ВК6, ВК8 или ВК10, в которую добавляют гранулы
твёрдого сплава или литого карбида вольфрама.
Таблица 67
Основные размеры алмазных коронок
для одинарных колонковых труб (мм)
D d D, £>2 dtt dt Число промы- вочных каналов
+ 0,2 + 0,2
26 14 24.5-0,6 21.2 19.8-0.3 15+0.5 18,5+0,5 2
-0,1 -0,1
+ 0,2 + 0,2
36 22 34-0,6 29,0 27,3-0,3 23+0,5 26+0,5 2
-0,1 -0,1
+ 0,2 + 0,2
46 31 44-0,6 39,0 37,3-0,3 33+0,6 36+0,6 4
347
22'
Продолжение таблицы 67
-о,1 -0,1
+0,2 + 0,2
59 42 57-0,7 52,0 50,3-0,4 44+0,6 48+0,6 4
-0,1 -0,1
+ 0,2 + 0,2
76 59 73-0,7 68,0 66,3-0,4 60-0,7 64,5+0,7 6
-0,1 -0,1
+ 0,2 + 0,2
93 73 90-0,9 84,0 82,3-0,5 76+0,7 80+0,7 8
-0,1 -0,1
+ 0,2 + 0,2
112 92 109-0,9 103,0 101,3-0,5 95+0,9 98+0,9 8
-0,1 -0,1
Таблица 68
Основные размеры коронок для двойных колонковых труб (мм)
D Ог * di Н
Коронки для труб ТНД-2 и ТДБ -2
59±0,1 57-0,7 52 50,5 39+0,1 44+0,6 47+0,6 150-160
76±0,1 73,07 68 66,5 53±0,1 62+0,7 57+0,6 150-160
Коронки для труб ТДН-4
59±0,1 57-0,7 52 50,5 34±0,1 44±0,6 36+0,6 75-90
76±0,1 73-0,7 68 66,5 46±0,1 62±0,7 52+0,6 75-90
Шихту засыпают в стальную пресс-форму на заранее уложенные
алмазы (при изготовлении однослойных коронок) или засыпают смесь
шихты с алмазами (при изготовлении импрегнированных коронок),
предварительно укладывают графитовые вкладыши для создания про-
мывочных окон, которые разделяют торец коронки на сектора. Разме-
щают в пресс-форме подрезные элементы.
В пресс-форму помещают корпус коронки, производят прессова-
ние шихты и её пропитку. В качестве пропиточного материала исполь-
зуют медь или медно-никелевый сплав.
Применяют два метода: инфильтрацию (пропитка расплавленным
металлом заранее спрессованной матрицы) и горячее прессование (про-
питка металлом в процессе прессования матрицы). При нагреве пропи-
точный (связующий) металл расплавляется, пропитывает матрицу и
приваривает её к стальному корпусу коронки.
Торец коронок может быть изготовлен круглым (радиус закруг-
ления равен половине толщины алмазосодержащей матрицы), полуза-
круглённым (радиус закругления равен толщине алмазосодержащей
матрицы) и плоским.
К материалу матрицы предъявляются высокие требования. Он
должен:
348
1) обладать высокой теплопроводностью - способствовать быст-
рому отводу тепла от торца коронки и таким образом предотвращать
растрескивание алмазов;
2) прочно сцепляться с алмазами, что обеспечивает гранулирова-
ние алмазов;
3) иметь высокую износостойкость при бурении в весьма абра-
зивных породах и меньшую при бурении в неабразивных или малоабра-
зивных породах.
Алмазы должны обнажаться из матрицы за счёт опережающего
износа её материала, если они погружены в матрицу.
Относительную износостойкость матрицы пока принято считать
по её твёрдости — прибор Роквелла, шкала С. По износостойкости мат-
рицы классифицируют на стандартные, твёрдые и сверхтвёрдые
(табл.69).
Таблица 69
Классификация матриц
Номер матрицы Тип матрицы Твердость, HRC Область применения
3 Стандартная (нормальная) 20-25 Для бурения в таёрдых, монолитных породах малой и средней абразивности
4 Твердая 30-35 Для бурения в таёрдых, монолитных, а также трещиноватых породах средней абразивности н абразивных
5 Сверхтвер- дая 50-55 Для бурения в весьма абразивных гор- ных породах, разрушенных, трещинова- тых
В России применяется единая универсальная индексация для
обозначения типов и марок алмазных короиок. Индекс даёт краткую
техническую характеристику коронки, заводской номер и указывает за-
вод-изготовитель. Тип коронки определяется её конструкцией и твёрдо-
стью матрицы. Каждый тип, в свою очередь, в зависимости от качества
и зернистости закладываемых алмазов подразделяется на марки. Марка,
состоящая из условных индексов, наносится на корпус коронки. Услов-
ные индексы, их значения и расположение приведены в табл. 70.
В настоящее время применяют два типа коронок - однослойные и
импрегнированные. Те и другие коронки имеют несколько марок и раз-
личаются по конструктивным особенностям, зернистости алмазов, их
массе, твёрдости матрицы.
Однослойные алмазные коронки
Однослойные коронки предназначаются для бурения горных по-
род средней твёрдости. Их целесообразно применять в монолитных
горных породах малой или средней абразивности VI, VII, VIII категорий
по буримости.
349
Для армирования однослойных коронок в торцовом слое исполь-
зуют алмазы зернистостью: 20-30, 30-40, 40-50, 50-60 и 60-90 шт/кар,
а в качестве подрезных элементов алмазы зернистостью 10-20, 20-30,
30-40 или 50 шт/кар.
Таблица 70
Индексация алмазных коронок
Индекс (его место в маркировке) Расшифровка индексов
0,1,0,2,0,3 и т.д. до 99 (первые две цифры) Порядковый иомер конструкции коронок
А, М, И (после первых цифр) Расположение алмазов в коронке: А-однослойные, М - многослойные, И - импрегнированные коронки
3,4, 5 (после буквы) Твёрдость матрицы: 3 - нормальная матрица HRC = 20 + 25, 4 - твёрдая матрица HRC = 30 + 40, 5 - очень твёрдая матрица HRC = 50 +60
Б, В, Г, У, Н, Т, Е, К, Л, Д, Ш, X, Ц, П, Р (после цифры, обозна- чающей твёрдость матрицы) Сорт объёмных алмазов (по ТУ 47-12 - 88): Б, В, Г - XV группа, подгруппа «а» соответственно 1,2 и 3-е качество; V - XV группа, подгруппа «б» со- ответственно 1-е и 2-е качество; Т - XV группа, подгруппа «в»; Е, К, Л - XXXIV группа соответ- ственно подгруппа «а», «б», «в»; Д- XXXV груп- па Ц, X, Ш - XVI группа, подгруппа «а» соответ- ственно 1,2 и 3-е качество П - подвергнутые по- лировке; Р-рекуперированные
2, 5, 8, 10,20 30,40,50,60 и т.д. (после букв, обозначающих сорт объёмных алмазов) Минимальное число зерен алмазов в данной фракции (шт/кар) для объёмных алмазов
Б, В, К, Ц, X, П (после цифр, обо- значающих зернистость объём- ных алмазов) Сорт подрезных алмазов (по ТУ 47-12 - 88). Рас- шифровка та же, что и для объёмных алмазов (см. выше)
2, 5,10,20,30 (после букв, обо- значающих сорт подрезных алма- зов) Минимальное число зерен алмазов в данной фракции (шт/кар) для подрезных алмазов
Применяют различные схемы раскладки алмазов по торцу корон-
ки, что показано на рис. 123.
Рис. 123. Схемы раскладки алмазов в однослойной коронке: а - радиальная;
б - радиальная с увеличенным числом периферийных алмазов; в - спиральная;
г-концентрическая.
350
Алмазы по торцу размещают впотай с материалом матрицы или с
заданным выпуском над торцом коронки в зависимости от условий их
применения. Боковую поверхность выполняют гладкой или зубчатой
(ребристой).
В табл. 71 приведена техническая характеристика однослойных
коронок.
Коронки 01АЗ и 01А4 пользуются широким распространением.
Их целесообразно применять для бурения скважин в монолитных мало-
абразивных (01 АЗ) и монолитных, слаботрещиноватых малоабразивных
породах (01А4).
В значительно меньшем количестве применяют коронки 12АЗ и
МАЗ, предназначенные для направленного бурения скважин с исполь-
зованием снарядов с шарнирными компоновками. Коронки имеют
утолщённую матрицу.
Импрегнированные коронки
В России и зарубежных странах применяются природные алмазы
в им премированных коронках зернистостью 120 - 600 шт/кар. Факти-
чески коронки армируют более крупными алмазами зернистостью 30 -
40,40 - 60 шт/кар.
Для одинарных колонковых труб импрегнированные коронки
(табл. 72) выпускают марок 02ИЗГ, 02И4 и 03И5. Коронки 02ИЗГ (вме-
сто 02ИЗ) армируют гранулированными алмазами (буква Г). Коронки
различаются по твёрдости матрицы (3; 4 и 5) и способу прессования:
02ИЗГ, 02И4 - холодного прессования; 03И5 - горячего. Эти коронки
предназначаются для бурения твёрдых горных пород плотных и трещи-
новатых IX - XII категорий по буримости; 02ИЗГ - малоабразивных;
02И4 - абразивных и 03И5 - сильноабразивных.
Специальные импрегнированные коронки выпускают в ограни-
ченном количестве для бурения в малоабразивных и абразивных поро-
дах IX - XI категорий по буримости: 011 ИЗ - для двойных колонковых
труб (ТДН-2 и ТДВ-2) ВИЗ - для направленного и многозабойного бу-
рения с применением шарнирных отклонителей.
Профессором С.А. Волковым были разработаны и приняты Ми-
нистерством геологии СССР к серийному производству алмазные по-
рошковые коронки КАП, армированные шлифовальными порошками
природных алмазов размером 400/315 и 200/160 мкм. Коронки предна-
значены для колонкового бурения монолитных и трещиноватых абра-
зивных горных пород VIII - XI категорий по буримости.
КАП-59 имеют 10 промывочных каналов, на внутренней поверх-
ности подрезные элементы из сверхтвёрдого материала славутича, по
наружной - природные алмазы размером 60 - 40 шт./кар. Масса алмазов
в коронке (диаметра 59 мм) объёмных - 13 кар, подрезных - 2,5 кар.
С 1993 г. в ТулНИГП выпускаются алмазные коронки и расши-
рители, армированные природными и синтетическими алмазами.
351
Таблица 71
Техническая характеристика однослойных алмазных коронок
Марка корон- ки Диаметр коронки, мм Зернистость алмазов шт/кар Масса алмазов, кар
наруж- ный внут- ренний торцо- вых под- резных общая торце- вых под- резных
(ЛАЗ 36 22 20-30 20-30 4,9 2,7 23
46 31 20-30 20-30 6,5 4,0 2,5
59 42 20-30 20-30 10,0 6,0 4,0
76 59 20-30 20-30 14,0 8,0 6.0
93 73 20-30 20-30 17,0 9,5 7,5
112 92 20-30 20-30 19,0 10,5 8,5
36 22 30-40 20-30 4,9 2,7 23
46 31 30-40 20-30 6,5 4,0 2,5
59 42 30-40 20-30 10,0 6,0 4,0
76 59 30-40 20-30 14,0 8,0 6,0
93 73 30-40 20-30 17,0 9,5 7,5
112 92 30-40 20-30 18,8 10,0 8,5
0IA4 36 22 20-30 10-20 5,5 3,0 2,5
46 31 20-30 10-20 8,0 4,0 4,0
59 42 20-30 10-20 11,5 6,0 5,5
76 59 20-30 10-20 14,5 8,0 6,5
(ЛАЗ 36 22 30-40 30-40 4,3 2,6 1,7
01А4 46 31 30-40 30-40 5,2 33 1,9
59 42 30-40 30-40 8,6 53 3,3
76 59 30-40 30-40 10,5 7,0 3,5
36 22 40-50 4,0 2,3 1,7
46 31 40-50 30-40 5,0 3,1 1,9
59 42 40-50 (или 7,5 4,2 3,3
76 59 40-50 40-50) 9,5 6,0 3,5
36 22 50-60 3,6 1,9 1.7
46 31 50-60 30-40 4,5 2,6 1,9
59 42 50-60 (или 7,0 3,7 3,3
76 59 50-60 40-60) 9,0 5,5 3,5
(ЛАЗ 59 42 60-90 30-40 6,0 3,2 2,8
76 59 60-90 30-40 7,3 3,5 3,8
ПАЗ 59 31 20-30 20-30 8,0 5,5 2,5
76 42 20-30 20-30 9,0 6,0 3,0
МАЗ 59 38 20-30 20-30 12,0 8,0 4,0
76 54 (или 20-30 16,0 10,0 6,0
93 69 30-40) 20-30 20,0 12,5 7,5
кдт 59 34 20-30 20-30 10,0 7,0 3,0
76 46 20-30 20-30 14,0 9,0 5,0
Разрабатывается комплекс коронок нового поколения для буре-
ния одинарными колонковыми трубами в мягких, средних и твёрдых
породах V-XI категорий по буримости, которые имеют сравнительно
низкую себестоимость и высокие технико-экономические показатели
отработки:
352
Таблица 72
Техническая характеристика импрегнированных коронок
Марка корон- ки Диаметр коронки, мм Зернистость алмазов, шт./кар Масса алмазов, кар
Наруж- ный Внут- ренний Объем- ных Подрез- ных Общая Объ- ёмных Подрез- ных
А - для одинарных колонковых труб
02ИЗГ 36 22 120-150 30-40 5,0 3,1 1,9
02И4 46 31 150 - 400 30-40 7,5 5,2 2,3
59 42 150-400 30-40 12,0 8,8 3,2
76 59 150-400 30-40 16,0 12,0 4,0
36 22 150-400 40-60 5,5 3,1 2,4
46 31 150 - 400 40-60 8,4 5,2 з,2
59 42 150-400 40-60 13,0 8,8 4,2
76 59 150-400 40-60 17,4 12,0 5,4
ОЗИ5 36 22 120-150 30-40 5,5 3,8 1,7
46 31 150-400 30-40 7,0 5,0 2,0
59 42 150 - 400 30-40 12,0 9,5 2,5
76 59 150-400 30-40 16,0 12,0 4,0
93 73 150 - 400 30-40 24,6 18,4 6,2
Б - специальные коронки
ПИЗ 59 39 120 - 400 30-40 13,0 10,0 3,4
76 53 120 - 400 30-40 18,0 14,0 4,0
ВИЗ 59 31 120 - 400 20-30 12,0 8,0 4,0
76 42 120 - 400 20-30 14,0 9,0 5,0
- зубчатые коронки, оснащённые алмазно-твердосплавными
композитами, алмазными концентратами размерами менее 0,3 мм для
бурения в мягких породах V-VIII категории по буримости;
- коронки со ступенчато-пористой матрицей с развитой геомет-
рической формой (ступенчатая форма матрицы, наличие пор между ал-
мазами объёмного слоя) для бурения в породах средней твёрдости VI-IX
категорий;
- коронки зубчатого типа с короткими зубьями, каждый из кото-
рых усилен поддерживающим выступом корпуса для бурения в переме-
жающихся породах VIH-XI категорий.
Испытания опытных коронок показали, что механическая ско-
рость бурения увеличивается в 1,2-1,3 раза, проходка на коронку - в 1,2
- 1,3 раза, а себестоимость 1 м бурения снижается на 15-20%. Это дос-
тигается за счёт новых конструктивных и технологических решений,
заменой дорогостоящих алмазов крупных фракций на более дешёвые
мелких фракций, заменой природных алмазов на синтетические моно-
кристаллические типа АС.
СКВ «Геотехника» разработало коронки, армированные синтети-
ческими алмазами.
353
Коронки типа ОЗКС с крупными цилиндрическими поликристал-
лическими резцами, размещёнными в износостойкой матрице, рекомен-
дуются для бурения монолитных и слаботрещиноватых малоабразивных
перемежающихся горных пород средней твёрдости.
Однослойные коронки 05 КС с поликристаллическими алмазами
АРСЗ (АРС4) зернистостью 2500/2000 мкм эффективны в монолитных и
слаботрещиноватых абразивных породах средней твёрдости и твёрдых.
Импрегнированные коронки типа 07КС предназначены для буре-
ния специальных скважин большого диаметра и могут быть использо-
ваны для перебуривания железобетона с металлической арматурой диа-
метром до 25 мм. Диаметры и области применения этих коронок приве-
дены в таблице 73.
Таблица 73
Диаметры коронок с синтетическими алмазами
и области их применения
Шифр Диаметр, мм Область применения
Наруж иый Внут- ренний Характеристика горных пород Категория буримости и на- именование горных пород
ОЗКС-76 76 58 Малоабразивные, V-VIII; алевролиты, аргил- литы, известняки, доломиты
03КС-93 ОЗКС-112 93 112 73 92 монолитные, сла- ботрещиноватые, перемежающиеся
05КС-59 59 42
05КС-76 76 58 Абразивные, моио- V1-1X, частично X; песча-
05КС-93 93 73 литные, слаботре- ники, лабрадориты, габбро,
05КС-112 112 92 щииоватые, пере- окремнённые сланцы, из-
05КС-132 132 113 межающиеся вестняки, туфы
05КС-151 151 132
07КС-171 171 148 Абразивные, мо- VII-X; граниты, габбро, лаб-
07KC-I97 197 170 нолитные, слабо- радориты, песчаники,
07КС-222 222 195 трещиноватые, пе- армированный железобетон
07КС-276 276 249 ремежающиеся с арматурой до 25 мм
Коронки, армированные твёрдыми сплавами
Более 50% объёма бурения геологоразведочных скважин в Рос-
сии осуществляется с применением твёрдосплавного породоразрушаю-
щего инструмента. Инструмент, армированный твёрдыми сплавами, ис-
пользуют для вращательного бурения пород от I до IX категорий и
ударно-вращательного (гидро- и пневмоударного) бурения пород
VII—XII категорий по буримости. Для армирования породоразрушающе-
го инструмента применяют металлокерамические вольфрамокобальто-
вые (ВК) резцы, основой которых является порошок карбида вольфра-
ма, а связкой - кобальт.
Резцы различной стандартной формы из твёрдых сплавов для ар-
мирования породоразрушающего инструмента серийно выпускаются
отечественной промышленностью.
354
Таблица 74
Алмазный буровой инструмент из природных алмазов, выпускаемый ТулНИГП
355
Окончание таблицы 74
SO
so
<2Q
♦
<u>
s
X
«
5"
Ф
s
x
CL
C
инструмента означает «модернизированный».
356
Твердосплавная коронка представляет собой металлический кор-
пус (короночное кольцо) с резьбой в верхней части для соединения с
колонковой трубой. В торцевой и боковой нижних частях корпуса рас-
положены промывочные каналы, а также объёмные и подрезные резцы,
обеспечивающие разрушение горных пород на забое скважины и под-
держание постоянным на данном интервале диаметра её ствола.
Коронки для бурения мягких пород имеют на наружной поверх-
ности корпуса рёбра, обеспечивающие необходимое расширение ствола
скважины по диаметру.
Форма резцов, величина выхода из короночного кольца, углы на-
клона определяют эффективность работы инструмента в различных
горных породах.
В геологоразведочных работах применяются твёрдосплавные
ребристые коронки (Ml, М2, М5) при вращательном бурении в мягких
породах I-IV категорий по буримости.
Резцовые коронки (СМ3, СМ4, СМ5, СМ6, СТ2) предназначены
для бурения малоабразивных пород IV—VII категорий по буримости;
самозатачивающиеся (CAI, СА4, СА5, СА6) - для бурения абразивных
пород VI-VIII и частично IX категорий по буримости.
Резцовые коронки отличаются небольшим выпуском твёрдо-
сплавных резцов по торцу корпуса, наружной и внутренней боковым
поверхностям коронок, установкой по наружной боковой поверхности
дополнительных подрезных резцов, расположением рабочих лезвий по
торцу коронки под различными углами, что обеспечивает резание пород
IV—VII категорий по буримости.
Самозатачивающиеся коронки отличаются применением рабочих
элементов, включающих в себя твёрдосплавные резцы и опорные пла-
стины с небольшой площадью поперечного сечения, что обеспечивает
самозатачивание резцов и эффективное разрушение породы, несмотря
на затупление режущих граней резцов.
В соответствии с требованиями государственного стандарта ра-
циональные области применения коронок приведены в таблице 75.
Породоразрушающий инструмент для бурения без отбора
керна (буровые долота)
Породоразрушающий инструмент этого типа, называемый доло-
том, предназначен главным образом для бескернового вращательного
бурения. Исключение составляют отдельные шарошечные колонковые
долота и шнековые долота, позволяющие получать и отбирать керн ко-
лонковыми шнеками.
К буровым долотам относятся в основном шарошечные и лопаст-
ные долота. Существуют отдельные модификации этих долот, не
имеющие широкого применения.
Лопастные долота режущего типа используются для бурения гео-
357
логоразведочных скважин на небольшие глубины.
Применяются два типа лопастных долот: М - для бурения сква-
жин в мягких породах и МС - для бурения скважин в породах средней
крепости. Существуют лопастные долота с калибрующим сектором, с
вогнутыми лопастями и с опережающим лезвием. Все эти конструкции
имеют ряд особенностей в вооружении и системе расположения промы-
вочных отверстий. Долота типа М могут оснащаться струйными или
гидромониторными насадками.
Таблица 75
Области применения твердосплавных коронок
Тип коронкн Породы Категория пород по буримости
Ml Мягкие однородные лесс, пески, трепел, мергель, галит, глины, сланцы, гипс и т.д. 1-111
М2 Мягкие мел, галит, железная руда, сланцы, извест- няк-ракушечник, мелкий галечник, выветрелые сер- пентиниты, бокситы и т.п. с прослойками более твердых пород 11-IV
М5 Мягкие однородные породы 11-IV
СМ3 Малоабразивные монолитные аргиллиты, алевроли- ты, глинистые и песчаные сланцы, доломиты, гип- сы, известняки и т.п. IV-VI
СМ4 Малоабразивиые монолитные и перемежающиеся горные породы типа алевролитов, аргиллитов, гли- нистых и песчаных сланцев, серпентинитов и т.п. V - VI и частично VII
СМ5 Малоабразивные и трещиноватые доломиты, из- вестняки, глинистые н песчаные сланцы, серпенти- ниты и т.п. V-V1
СМ6 Малоабразивные и трещиноватые доломиты, из- вестняки, серпентиниты, перидотиты нт.п. VI-VII
СТ2 Малоабразивные монолитные и трещиноватые и пе- ремежающиеся горные породы типа известняков, частично окремнелых доломитов, сланцев с твер- дыми включениями н т.п. IV-VI
СА1 Абразивные плотные тонко- н мелкозернистые гор- ные породы типа песчаников, алевролитов, диори- тов, габбро, порфиритов, окварцованных известня- ков н т.п. VI-VIII и частично IX
СА4 Абразивные монолитные и слаботрещиноватые габбро, пироксениты, порфириты, диориты, дациты, днопсидо-магнетитовые н гранатовые скарны и т.п. V1-V111H частично IX
СА5 Абразивные монолитные н перемежающиеся гор- ные породы типа песчаников, алевролитов, диори- тов, габбро, порфиритов, окварцованных известня- ков и т.п. VI-VIII и частично IX
СА6 Абразивные монолитные н перемежающиеся гор- ные породы типа песчаников, алевролитов, диори- тов, габбро, порфиритов, окварцованных известня- ков и т.п. V1-V111H частично IX
358
Таблица 76
Технические характеристики коронок группы М
Тип Диаметр, мм Коли- чество ребер Количество твёрдосплавных резцов Масса корон- ки, кг
На- руж- ный Внут- ренний по торцу калибру- ющих всего
М5-93 93 59 4 16 4 20 1,05
М5-112 112 73 4 16 4 20 1,30
М5-132 132 91 6 24 6 30 1,70
М5-151 151 112 6 24 6 30 1,80
Таблица 77
Технические характеристики коронок группы СМ-СТ
Тип Диаметр, мм Число групп резцов Количество резцов Масса ко- ронкн, кг
Наруж- ный Внут- ренний Ос- нов- ных Под- рез- ных Дополни- тельных 1 од резных Все- го
СМ4-76 76 58 3 3 6 3 12 0,56
СМ4-93 93 74 3 3 6 3 12 0,68
СМ4-112 112 93 3 3 6 3 12 0,82
СМ4-132 132 113 4 4 8 4 16 0,97
СМ4-151 151 132 4 4 8 4 16 1,20
Таблица 78
Технические характеристики коронок группы СА
Тип Диаметр, мм Число групп резцов Количество резцов Масса корон- кн, кг
На- руж- ный Внут- рен- ний Ос- нов- ных Под рез- ных Дополни- тельных юдрезных Все- го
СА1-36 36 21 6 6 6 — 12 0,225
СА1-46 46 31 8 8 8 — 16 0,300
СА1-59 59 44 8 8 8 — 16 0,400
СА1-76 76 59 12 12 12 — 24 0,565
СА1-93 93 74 16 16 16 — 32 0,750
СА1-112 93 16 16 16 16 — 32 0,860
СА1-132 132 113 20 20 20 - 40 1,000
На рис. 124 приведено лопастное долото, применяемое при буре-
нии с гидротранспортом керна. В нём с целью улучшения очистки забоя
в осевой части установлено сопло, увеличивающее скорость восходя-
щей струи промывочной жидкости. При бурении скважин частицы раз-
рушенной породы захватываются потоком очистного агента и направ-
ляются в полость породоприёмного патрубка.
359
Рис. 124. Лопастное долото с соплом для бурения с гидротранспортом кер-
на: 1 - корпус; 2 - переходник; 3 - лопасть; 4 - сопло; 5 - нагнетательная труб-
ка.
В комплексах КГК для бурения скважин, по диаметру незначи-
тельно превышающих диаметр бурильной колонны (на 15-20%), ком-
плектуются коронками со спиральными (рис. 125, а) или смещёнными
относительно осей рёбрами (рис. 125, б).
Рис. 125. Коронки с ребрами для бурения с гидротранспортом керна: а-со
спиральными; б - со смещенными относительно осей.
Поверхность между рёбрами имеет коническую форму и способ-
ствует смещению разрушенной породы в центральный канал бурильной
колонны. Рёбра армируются породоразрушающими элементами различ-
ной формы: круглыми, шестигранными или квадратными. Коронки
предназначены для бурения мягких пород с незначительным содержа-
нием твёрдых пропластков. Торцевая поверхность рёбер имеет кониче-
скую форму для предотвращения заклинивания частиц породы, а на на-
ружной поверхности имеются пазы. Важным элементом коронки явля-
ются тороидальные канавки на внутреннем уступе, способствующие в
сочетании с внутренним патрубком керноприёмной трубы переходу
360
нисходящего потока очистного агента в восходящий. При отсутствии
такой канавки в процессе бурения резко возрастают потери очистного
агента.
Получили распространение долота, называемые пикобурами с
двумя или большим числом лопастей. Хорошо зарекомендовали себя
пикобуры при бурении пластичных вязких пород I11-1V категорий по
буримости. В этих породах механическая скорость бурения достигает 30
- 40 м/ч, а при бурении мягких пород лопастным гидромониторным пи-
кобуром типа ПБК-112 (93)-МГ - 150 м/ч и более. Однако при встрече в
скважине плотных пропластков скорость бурения сильно снижается.
Шарошечные долота получили применение при бурении в поро-
дах от 1 до XII категорий по буримости.
Для бескернового бурения применяются долота одношарошеч-
ные, двухшарошечные и трёхшарошечные. Стандартом предусмотрено
13 типов долот: М, М3, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К и ОК.
Шарошечные долота предназначены для бурения как нефтяных и газо-
вых скважин, так и для бурения скважин при разведке твёрдых полез-
ных ископаемых.
В зависимости от твёрдости пород применяют пять типов геоло-
горазведочных долот:
М - для мягких пород типа глин, мела, гипса I - III категорий по
буримости;
С - для средних пород типа песчаников, плотных глин, мергелей
IV - V категорий по буримости,
Т - для твёрдых пород типа доломитов, доломитизированных из-
вестняков, базальтов VI — VII категорий по буримости;
ТК - для малоабразивных пород VII - IX категорий по буримо-
сти;
К - для особо твёрдых пород типа гранитов, окремнённых из-
вестняков, кварцитов VIII - XII категорий по буримости.
Шарошечные долота состоят из двух или трёх сваренных между
собой лап-кронштейнов, на цапфах которых расположены шарошки с
подшипниками. Цапфа и подшипник образуют опору долота.
В настоящее время освоен серийный выпуск следующих шаро-
шечных долот для бурения геологоразведочных скважин: П59К-ЦА,
П76К-ЦВ, Ш76К-ЦВ, Ш93Т-ЦВ, Ш93К-ЦА и П112М-ЦВ, П112С-ЦВ,
Ш112Т-ЦВ, ПП12К-ЦВ, Ш132С-ЦВ, Ш132Т-ЦВ (римская цифра озна-
чает число шарошек; арабская - диаметр долота; буквы М, С, Т, К — тип
долота; две последние буквы - тип опоры: Ц - цапфа, А - скольжения,
В - качения).
На рис. 126 показано трёхшарошечное долото Ш93Т-ЦВ, а его
техническая характеристика приведена ниже.
361
Рис. 126. Трёхшарошечное долото Ш93Т-ЦВ
Техническая характеристика П193Т-ЦВ
Наружный диаметр по шарошкам, мм 93
Угол конуса шарошек, градус 86
Вооружение шарошек Фрезерованные зубья
Диаметр промывочного канала, мм 18
Присоединительная резьба 3-50 (ГОСТ 20692-75)
Высота, мм 146,5
Масса, кг 3,3
Долото (рис. 126) состоит из трёх сваренных между собой лап /,
образующих корпус, в верхней части которого нарезана присоедини-
тельная резьба. На цапфах лап на подшипнике качения 4 и двух под-
шипниках скольжения смонтированы шарошки 2. Шарики в подшипни-
ке 4 закатывают через отверстия в лапах, в которые затем вставляют
стержни 3 и заваривают. Перед сваркой на каждой из лап с обеих сторон
профрезеровывают специальные пазы.
Шарошки долота трёхконусные с фрезерованными зубьями, ра-
бочие площадки которых переменной длины, благодаря чему увеличи-
вается удельное давление на забое и повышаются технико-
экономические показатели бурения.
Для подачи промывочной жидкости на забой скважины в долоте
имеется центральный канал круглого сечения.
Для ударно-канатного бурения в зависимости от физико-
механических свойств горных пород применяют различные типы долот:
плоские, двутавровые, округляющие и крестовые. Они предназначены
для бурения скважины без отбора керна.
362
Плоские долота (рис. 127) служат для проходки сравнительно
мягких пород. При работе от их ударов в породе получается знак в виде
прямой линии. Угол заострения лезвий этих долот принимается в боль-
шинстве случаев не более 90°.
Заправка лезвий этих долот, по мере их износа, может произво-
диться в условиях геологической организации. Размеры плоских долот
приведены в табл. 79.
Таблица 79
Размеры плоских долот
Номи- нальные размеры резьбы Размеры, мм Мас- са, кг
А Б В Г д Е Ж
2" х 3" 148 128 112 84 64 310 650 42
2%" х 3%" 198 178 140 102 70 365 750 70
З'А" X 4'/Г 248 228 165 128 80 420 850 120
З'А" х 4'А" 298 278 165 128 85 470 900 140
4" х 5” 345 322 188 140 90 530 1000 180
4" х 5” 395 370 188 140 92 580 1050 220
4!4" х 6" 445 420 220 152 95 550 1100 280
4'А" х 6" 495 468 220 152 115 600 1150 340
4'А" х 6” 595 570 220 152 140 650 1200 450
4'А" х 6" 695 665 220 152 150 750 1300 520
Двутавровые долота (рис. 128) служат для проходки вязких по-
род. Лезвия этих долот в средней части тоньше, чем по концам, которые
имеют выступающие в обе стороны борты, придающие лезвию двутав-
363
ровое сечение. Заправка лезвий этих долот, по мере их износа, также
может производиться на местах.
Угол заострения лезвий этих долот выполняется в большинстве
случаев около 90°. Размеры двутавровых долот приведены в табл. 80.
Рис. 128. Двутавровое долото
Таблица 80
Размеры двутавровых долот
Номнналь- ные разме- ры резьбы Размеры, мм
А Б В Г д Е Ж 3 Мас- са, кг
2" х 3" 148 84 112 84 88 25 310 650 42,5
277' х 37." 198 102 140 102 126 30 365 750 70
У/." х 47." 248 128 165 128 165 35 420 850 93
37." х 47Z' 298 128 165 128 220 35 470 900 120
4" х 5" 345 140 188 140 250 40 530 1000 180
4" х 5” 395 140 188 140 300 40 580 1060 200
414" х 6" 445 152 220 152 325 50 550 1100 320
47," х 6" 495 152 220 152 375 50 600 1150 400
47." х 6” 595 152 220 152 475 60 650 1200 440
47." х 6" 695 152 220 152 575 60 750 1300 520
47." х 6" 795 152 220 152 675 60 850 1400 570
47.' х 6" 850 152 220 152 730 60 950 1500 630
364
Округляющие долота (рис. 129) совмещают качества долот, тя-
жёлых для твёрдых пород и простых округляющих для выравнивания
стенок скважин.
Рис. 129. Округляющее долото
Форма лезвия этого долота позволяет производить работы по
твёрдым и по мягким породам. Боковые перья долота защищают его
лезвие от быстрого износа, а также производят округление стенок сква-
жины. Размеры округляющих долот приведены в табл. 81.
Размеры округляющих долот
Таблица 81
Номнналь- ные разме- ры резьбы Размеры, мм Масса, кг
А Б В Г д Е Ж 3
2" х 3" 148 90 112 84 125 50 810 1150 85
2У«" х ЗУ" 195 120 140 102 172 60 815 1200 120
З'А" х 47," 245 160 165 128 220 65 870 1300 200
З'А" х 4%" 295 200 165 128 270 75 870 1300 310
4" х 5" 345 230 188 140 320 85 880 1350 370
4" х 5" 395 260 188 140 350 90 880 1350 398
4/4" х 6" 445 300 220 152 400 95 950 1500 596
4/4" х 6" 495 330 220 152 450 100 950 1500 700
4/4” х 6" 595 400 220 152 550 140 950 1500 900
4/4" х 6" 695 470 220 152 650 150 950 1500 1400
Крестовые долота (рис. 130) служат для проходки твёрдых и
трещиноватых пород. Рабочее тело этого долота имеет крестообразное
сечение, т. е. как бы два перекрещивающиеся между собой под прямым
365
углом плоских долота. Каждая из четырёх лопастей заделана внизу на
лезвие с углом приострения 100-130°, в зависимости от твёрдости про-
ходимой породы. Размеры крестовых долот приведены в табл. 82.
Таблица 82
Размеры крестовых долот
Номниаль- ные разме- ры резьбы Размеры, мм Масса, КГ
А Б В Г д Е Ж
2" х 3" 148 128 112 84 50 660 1000 66
2%" х ЗУ." 198 178 140 102 60 715 1100 140
ЗУ." х 4У." 248 228 165 128 65 770 1200 210
ЗУ.“ х 4У." 298 278 165 128 70 770 1200 230
4" х 5" 345 325 188 140 70 830 1300 350
4" х 5" 395 370 188 140 70 830 1300 390
414" х 6" 445 420 220 152 80 850 1400 580
4'/.“ х 6" 495 470 220 152 90 950 1500 690
414" х 6" 595 570 220 152 100 950 1500 980
366
§ 3. РАСШИРИТЕЛИ, КЕРНОРВАТЕЛИ
В процессе бурения скважины происходит износ породоразру-
шающего инструмента по наружной поверхности и, как следствие,
уменьшение диаметра скважины. В следующем рейсе с новой буровой
коронкой требуется восстановление номинального диаметра скважины,
на что непроизводительно затрачивается время, и происходит износ ко-
ронки. Для предотвращения этого в колонковый набор включают спе-
циальный инструмент - расширитель, который сохраняет буровую ко-
ронку и колонковую трубу от преждевременного износа, калибруя
скважину и стабилизируя работу бурового снаряда.
Конструктивно расширители представляют собой отрезок трубы,
наружная поверхность которых армируется истирающим материалом.
ВИТР разработаны алмазные расширители типа РМВ, характери-
стика которых приведена в табл. 83.
Таблица 83
Техническая характеристика алмазных расширителей
Типоразмер расшири- теля Диаметр расширителя по штабикам, мм Число штабн- ков Масса алмазов, карат Зернистость алмазов, шт/карат
в штабнке в расши- рителе
РМВ-1-36 36,4^^.! 4 1,25 5,0 20-30
РМВ-1-46 46,4Л\, 4 1,25 5,0 20-30
РМВ-1-59 59,4<’_1>.| 6 1,33 8,0 20-30
РМВ-1-76 76,4^и_1).1 8 1,25 10,0 20-30
РМВ-1-93 93,44Ч0.1 10 1,25 12,5 20-30
РМВ-2-36 36,4^-02 4 1,25 5,0 20-30
РМВ-2-46 46,4*%, 4 1,25 5,0 20-30
РМВ-2-59 59,4“2И11 6 1,25 7,5 20-30
РМВ-2-76 76,4'и|'3_1и 8 1,25 10,0 20-30
РМВ-2-93 93,4^4,.! 10 1.25 12,5 20-30
РМВ-2-80 80,5±0,5 8 2,0 16,0 10-20
РМВ-2-97 97,5±0,5 10 2,0 20,0 10-20
РДТ-1(2)-59 59,4’н1,г-о.1 6 1,25 7,5 20-30
РДГ-1(2)-76 76,4^, 8 1,25 10,0 20-30
РДТ-1(2)-59 59,4*%| 6 2,0 12,0 10-20
РДГ-1(2)-76 76,4^1 8 2,0 16,0 10-20
Расширитель РМВ-1 (рис. 131, а) представляет собой стальной
корпус /, в который впаяны штабики 3 со вставленными в них алмаза-
ми. Между штабиками выфрезерованы пазы 2, служащие для прохода
промывочной жидкости. Диаметр расширителей по алмазным зёрнам
двух противоположных штабиков на 0,4 мм больше номинального диа-
метра коронки.
Расширители РМВ-2 (рис. 131, б) отличаются от РМВ-1 следую-
щим:
367
- штабики расширителя РМВ-2 имеют конический заход 8, ис-
ключающий их ступенчатый износ в процессе бурения скважины. В от-
личие от РМВ-1, где поверхность штабиков параллельна поверхности
корпуса расширителя, у расширителя РМВ-2 разница в диаметрах по
штабикам в верхней и нижней их частях составляет 0,8 - 0,9 мм;
- внутри корпуса РМВ-2 имеется выточка для установки кернор-
вателя;
- штабики расположены в нижней части расширителя, что при-
ближает их к забою скважины, сокращая тем самым длину непрокалиб-
рованного участка ствола. Твёрдость матрицы штабиков расширителей
по HRC 20-25 единиц; крупность алмазов 20-30 шт/карат; количество
алмазов в одном штабике 1,25-2,0 карата.
Рис. 131. Алмазные расширители: а - РМБ-1; б - РМБ-2; 1 - корпус; 2, 5 -
промывочные каналы; 3 - алмазосодержащие штабики; 4, 6 - сверления под
ключ; 7 - коническая выточка для кернорвателя; 8 - конический заход.
Для двойных колонковых труб ТДН-1, ТДН-2 и ТДН-4 (конст-
рукции ВИТР) разработаны расширители РДТ-1(2), которые не отлича-
ются принципиально от РМВ.
Для применения в сложных геолого-технических условиях разра-
ботаны кольцевые расширители РКВ-1 и РКВ-2. В них алмазами арми-
руется твёрдосплавное кольцо, расположенное в нижней части. У рас-
ширителя РКВ-1 кольцо имеет гладкую наружную поверхность, у РКВ-
2 - ребристую.
Разработаны специальные расширители РМВ-2 с увеличенным
наружным диаметром 80 и 97 мм. Их применяют для бурения осадоч-
ных пород средней твёрдости с промывкой глинистыми растворами
большой вязкости.
Конусные расширители типа РМВК предназначены для разбури-
вания скважин до следующего диаметра. Они содержат до 80 карат ал-
мазов зернистостью 5-10 шт/карат.
368
В геологоразведочном бурении применяются шарошечные рас-
ширители, один из которых приведен на рис. 132. Расширитель состоит
из трёх сваренных между собой секций с промывочными каналами. Ка-
ждая секция расширителя имеет одну шарошку 7, которая при помощи
цапф удерживается во вкладыше 2, закреплённого в пазу корпуса 3 ко-
ническими штифтами 4. Шарошки располагаются под углом 120° по от-
ношению друг к другу и свободно вращаются на своих опорах. Харак-
теристика шарошечных расширителей приведена в табл. 84.
Рис. 132. Шарошечный расширитель РЗШС-59 конструкции САИГИМС
Таблица 84
Техническая характеристика шарошечных расширителей
Наименование показателей Значения показателей для расширителей
САИГИМС СКВ «Г еотехннка»
РЗШС-59 РЗШС-76 РЗШ-76
Диаметр расширителя, мм
по шарошкам 59 76 76
по корпусу 53 70 70
Тип опоры Подшипник скольжения
Число шарошек 3 3 3
Марка твердого сплава ВК8В ВК8В ВК8В
Диаметр промывочного канала, мм 15 20 18
Расстояние от забоя до первой шарошки, мм 176 215 -
Длина расширителя, мм 512 542 375
Масса, кг 7,17 14,5 8.0
369
25 Зак. 274
Секции корпуса расширителей выполняются из стали 40Х, вкла-
дыши - из стали 14ХНЗМА, шарошки - из стали 15НЗМА.
Для отрыва выбуренного керна от забоя скважины и удержания
его в породоразрушающем инструменте во время подъёма бурового
снаряда применяют специальные устройства - кернорватели.
Кернорватели используют в твёрдосплавных и алмазных корон-
ках.
В настоящее время серийно выпускаются кернорватели трёх ти-
пов. Разработанные СКБ «Геотехника» и ВИТР для твёрдосплавного,
алмазного и гидроударного бурения.
Кернорватели представляют собой корпус, в котором размещает-
ся рвательное кольцо из стали 40Х или стали 45.
В табл. 85 приведена техническая характеристика кернорвателей
для твёрдосплавного бурения.
Таблица 85
Техническая характеристика кернорвателя
для твердосплавного бурения
Наименование показателей Значения показателей кернорвате- лей для коронок диаметром, мм
59 76 93 112
Внутренний диаметр рвательного кольца, мм 49,5 57 72 91
Высота рвательного кольца, мм 30 40 45 50
Максимальный диаметр керна, мм 40 59,5 75,5 94
Минимальный диаметр керна, мм 39 52,6 67 86
Масса, кг 0,90 М2 1,99 2,68
Кернорватели К-46, К-59, К-76 применяются в серийных алмаз-
ных коронках с одинарными колонковыми трубами при бурении моно-
литных и слаботрещиноватых пород. На рис. 133 показан кернорватель
типа К, а его технические характеристики приведены в табл. 86.
Рис. 133. Кернорватели типа К для алмазного бурения: 1 - корпус рвателя,
2- рвательное кольцо; 3 - алмазная коронка; 4 - колонковая труба.
370
Таблица 86
Техническая характеристика кернорвателей типа К
Наименование показателей Значения показателей коронок н кернорвателей
К-46 К-59 К-76
Наружный диаметр алмазной коронки, мм 46 59 76
Внутренний диаметр алмазной коронкн, мм 31 42 58
Максимальный диаметр керна, мм 31,8 42,8 58,9
Минимальный диаметр керна, мм 30,4 41,4 57,2
Длина кернорвателя (с алмазной коронкой), мм 198 198 208
Масса, кг 0,71 1,12 1,64
Для гидроударного бурения разработаны специальные кернорва-
тели, отличающиеся основными техническими показателями. Их харак-
теристики приведены в табл. 87.
Таблица 87
Техническая характеристика кернорвателей
для гидроударного бурения
Показатели КП5Ц К96Ц КЦ93 КЦ76МВ КЦ59-1
Диаметр коронки, мм:
наружный 115 96 93 76 59
внутренний 87 68 65 52 39
Диаметр кернорвателя, мм
наружный 98 79 75,5 60 47
внутренний 86 66 64 51 38
Высота кернорвателя, мм 80 80 80 80 60
Масса кернорвателя, кг 0,285 0,17 0,17 0,085 0,06
Для отрыва керна от забоя с применением кернорвателей оста-
навливают вращение бурового снаряда, дают натяжку и резко провора-
чивают его на несколько оборотов.
§ 4. КОЛОНКОВЫЕ, ОБСАДНЫЕ, БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ИХ
СОЕДИНЕНИЯ
Трубы, применяющиеся при сооружении скважин, относятся к
буровому технологическому и вспомогательному инструменту. Колон-
ковые, шламовые и бурильные трубы являются технологическим инст-
рументом, при помощи которого осуществляется непосредственно бу-
рение скважины, обсадные трубы - вспомогательным инструментом.
Трубы колонковые предназначены для приёма керна, последую-
щей транспортировки его на поверхность и поддержания нужного на-
правления ствола скважины в процессе бурения.
Обсадные трубы служат для предотвращения обвалов стенок
371
25’
скважины в неустойчивых породах, перекрытия напорных и погло-
щающих горизонтов и для других целей. Эти трубы выпускаются в со-
ответствии с ГОСТ 6238-77, которым предусмотрено изготовление об-
садных и колонковых труб двух типов:
- безниппельные - соединяемые в обсадные колонны «труба в
трубу»;
- ниппельные - включаемые в одинарные колонковые наборы,
состоящие из одной или нескольких соединяемых между собой ниппе-
лями колонковых труб или соединяемые в обсадные колонны при по-
мощи ниппелей.
Размеры обсадных безниппельных труб должны соответствовать
указанным на рис. 134 и в табл. 88.
Рис. 134. Обсадная безниппельная труба
Таблица 88
Размеры и масса обсадных безниппельных труб
Точ- ность изготов- ления Наружный диаметр трубы D Толщина стенки S Диаметр расточки D2 Диаметр проточки Dj Теоре- тиче- ская масса 1м труб в глад- кой части, кг Дли- на тру- бы L
Но- мин. Пред, откл. По- мни. Пред, откл. По- мин. Пред, откл. По- мин. Пред, откл
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Повы- шенная 33,5 ±0,15 3,0 ±0,25 32,0 +0,17 29,5 -0,17 2,26 1500- 3000
Повы- шенная 44 ±0,20 3,5 ±0,25 42,5 +0,17 40,0 -0,17 3,50
372
Окончание таблицы 88
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Обычная 57 +0,45 4,5 +0,54 -0,36 54.5 +0,50 52,0 -0,50 5,83 1500- 4500
Повы- шенная ±0,25 4,5 ±0,36 54,5 +0,20 52,0 -0,20
Обычная 73 ±0,57 5,0 +0,60 -0,40 70,0 +0,50 67,5 -0,50 8,38 1500- 6000
Повы- шенная ±0,36 5,0 ±0,40 70,0 +0,20 67,5 -0,20
Обычная 89 ±0,70 5.0 +0,60 -0,40 86,0 +0,50 83,5 -0,50 10,36
Повы- шенная ±0,40 5,0 ±0.40 +0,23 83,5 -0,23
Примечания:
1. Углы упорного уступа, упорного торца и внутренней фаски должны
обеспечиваться конструкцией режущего инструмента и на трубах не контро-
лируются.
2. Угол заходной фаски резьб является справочным.
3. По требованию потребителя допускается поставка до 10% партии
труб мерной длины, кратной 1500 мм, с предельным отклонением ±70 мм.
4. По требованию потребителя допускается поставка труб большей
длины.
5. При вычислении теоретической массы плотность стали принята
равной 7,85 г/см3.
должны соответствовать
Размеры (в мм) колонковых и обсадных труб ниппельного соеди-
приведенным на
нения и ниппелей к ним
рис. 135 и в табл. 89.
Рис. 135. Колонковая (обсадная) труба ниппельного соединения и ниппеля к
ней: а - труба; б - ниппель.
373
Таблица 89
Размеры и масса обсадных и колонковых труб ниппельного соединения и ниппелей к ним, мм
Типо- размер обсад- ной (коло- нковой) трубы Наружный диаметр трубы и ниппеля D Толщина стенки трубы S Внут- рен- ний диа- метр нип- пеля d (пред, откл. +0,5) Диа- метр рас- точки Di (пред, откл. +0,5) Диа- метр про- точки D2 (пред, откл. -0,5) Длина про- точки под наруж- ную резьбу /1 (пред, откл. +2,0) Длина наруж- ной резьбы с пол- ным про- филем Л, не менее Длина внут- ренней >езьбы с 10ЛНЫМ профи- лем /з, ie менее Длина трубы L Длина нип- пеля Li (пред, откл. +3,0) Теоретичес- кая масса, кг
Но- мин. Пред, откл. Но- мин. Пред, откл. Колон- ковой Об- сад- ной 1 м тру- бы Од- ного нип- пеля
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
25x3 25 +0,10 3,0 +0,25 - 21,7 - 40 32 36 1500; 3000 • - 1,63 1
33,5x3 33,5 +0.27 3,0 +0,30 24,5 30,0 28,0 40 32 36 1500; 3000 - 170 2,26 0,5
44x3,5 44 +0,36 3,5 +0,45 -0,30 34,0 40,5 38,0 40 32 36 1500; 3000; 4500 - 170 3,50 5,23 0,7 0,8
57x4 57 +0,45 4,0 +0,48 -0,32 46,5 52,5 50,0 40 32 36 1500; 3000; 4500; 6000 - 170 5,83 0,8
57x4,5 4,5 +0,54 -0,36
73x4 73 +0,57 4,0 +0,48 -0,32 62,0 68,5 66,0 40 32 36 1500; 3000; 4500; 6000 11500- 6000 170 6,81 1,0
73x5 5,0 +0,60 -0,40 8,38 1,0
Окончание таблицы 89
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16
89x4,5 89 ±0,89 4,5 4,0 5,0 +0,67 -0,56 78,0 84,5 82,0 40 32 36 1500; 3000; 4500; 6000 1500- 6000 170 9,38 1.3
89x5 +0,75 -0,63 10,36 1,3
108x4,5 108 +1,08 4,5 4,0 5,0 +0,67 -0.56 +0,75 -0,63 95.5 103,5 101,0 60 52 54 1500; 3000; 4500; 6000 1500- 6000 170 11,49 2,4
108x5
12,70 2,4
127x5 127 +1,27 5,0 +0,75 -0,63 114,5 122,5 120,0 60 52 54 - 1500- 6000 170 15,04 2,6
116x5 146 +1.46 5,0 +0,75 -0,63 60 52 54 - 1500- 6000 170 17,39 2,8
Примечания:
1. Углы упорного уступа и упорного торца труб и ниппелей обеспечиваются конструкцией режущего инструмента и на
готовых изделиях не контролируются.
2. Угол заходной фаски резьбы является справочным.
3. Обсадные трубы изготавливают немерной длины. По согласованию изготовителя с потребителем допускается в партии
до 40% труб мерной длины, кратной 1500 мм, с предельными отклонениями +70 мм.
4. По требованию потребителя изготовляют трубы большей длины.
5. Допускается изготовление ниппелей с длиной резьбы с полным профилем, равной 30 мм для ниппелей диаметром 33,5-89 мм
и равной 50 мм для ниппелей диаметром 108 мм и более.
6. По требованию потребителя допускается изготовление труб без резьбы.
Овальность и разностенность труб не должны выводить размеры
за предельные отклонения соответственно по наружному диаметру в
толщине стенки.
Непрямолинейность (кривизна) труб на 1 м длины не должна
превышать:
обычной точности:
- 0,7 мм - для труб диаметром от 25 до 89 мм;
- 1,0 мм - для труб диаметром от 108 до 146 мм;
повышенной точности:
- 0,3 мм - для труб диаметром от 33,5 до 73 мм;
- 0,5 мм - для труб диаметром от 89 до 146 мм.
Параметры резьбы обсадных и колонковых труб должны соот-
ветствовать указанным на рис. 136 и в табл. 90 и 91.
Рис. 136. Параметры резьбы обсадных и колонковых труб: 1 - внутренняя
резьба; 2 - наружная резьба.
Таблица 90
Наименования параметров резьбы
Параметры Норма
Шаг резьбы St 4,000
Рабочая высота витка / 0,750
Ширина витка у вершины наружной резьбы т 1,922
Ширина витка вершины внутренней резьбы т, 1,934
Наименьший зазор по ширине витка а 0,012
Угол наклона боковых сторон а/2, градус 5
Предельные отклонения по ширине витка - минус 0,12 мм.
Предельные отклонения по ширине впадины - плюс 0,12 мм.
Отклонения по шагу резьбы должны быть компенсированы соот-
ветствующим уменьшением толщины витка (увеличением ширины впа-
дины) в пределах поля допуска.
376
По вершинам и впадинам витка резьбы труб и ниппелей допуска-
ется закругление радиусом не более 0,25 мм.
Значения радиусов по вершинам и впадинам профиля резьбы и
углов наклона боковых сторон профиля даны для проектирования резь-
бообразующего инструмента, и на готовых изделиях их не контролиру-
ют. При этом должна быть обеспечена свинчиваемость ниппеля с тру-
бой.
Овальность резьбы труб и ниппелей, расточек и проточек по диа-
метру не должна превышать:
- 0,5 мм - для труб и ниппелей диаметром 25-89 мм;
- 0,6 мм - для труб и ниппелей диаметром 108 мм и более.
Примеры условных обозначений:
Труба обсадная безниппельная диаметром 73 мм, с правой резь-
бой, обычной точности, из материала группы прочности Д:
Труба обсадная БН-73-ДГОСТ 6238-77
То же, повышенной точности изготовления:
Труба обсадная БН-73 П-Д ГОСТ 6238-77
То же, с левой резьбой:
Труба обсадная БН-7311-Л-ДГОСТ 6238-77
То же, мерной длины (длиной 3000 мм):
Труба обсадная БН-73 Их 3000-Л-ДГОСТ6238-77
Труба обсадная ниппельного соединения диаметром 73 мм, с
толщиной стенки 5 мм, из материала группы прочности Д
Труба обсадная Н 73 х 5 -ДГОСТ6238-77
Труба колонковая диаметром 73 мм, с толщиной стенки 5 мм,
длиной 3000 мм, из материала группы прочности К:
Труба колонковая К73 х 5х 3000 - К ГОСТ 6238-77
Ниппель наружным диаметром 73 мм из материала группы проч-
ности Д:
Ниппель 73-ДГОСТ6238-77
Обсадные и колонковые трубы и ниппели к ним изготовляют из
стали групп прочности Д, и М. Массовая доля серы и фосфора не долж-
на превышать 0,045% каждого.
Обсадные и колонковые трубы группы прочности М изготовляют
по согласованию изготовителя с потребителем.
Колонковые трубы диаметром 25-73 мм изготовляют холодноде-
формированными.
Механические свойства стали труб и ниппелей должны соответ-
ствовать указанным в табл. 92.
Резьба труб и ниппелей должна быть гладкой, без рванин и дру-
гих дефектов, нарушающих её непрерывность и прочность.
Геометрические оси резьб обоих концов ниппелей должны сов-
падать.
Отклонение от соосности и плоскости любого торца ниппеля не
должно превышать 0,6 мм.
377
24 Зак. 274
Таблица 91
Параметры резьбы обсадных и колонковых труб
Наруж- ный диаметр трубы и ниппеля D Збознач енне резьбы Наружная резьба Внутренняя резьба
Наружный диаметр do Внутренний диаметр dt Наружный диаметр d'n Внутренний диаметр d'i
Но- мнн. Пред, откл. Но- мнн. Пред, откл. Но- мнн. Пред, откл. Но- мнн. Пред, откл.
Обсадные mj зубы безниппельного соединения
33,5 44,0 31.6x4 42x4 31,6 42,0 0,100 30,1 40,5 0,100 31,632 42,032 +0,140 +0,170 30,1 40,5 +0,100
57,0 73,0 54x4 69,5x4 54,0 69,5 0,120 52,5 68,0 0,120 54,040 69,540 +0,200 52,5 68,0 +0,120
89,0 85,5x4 85,5 0,140 84,0 0,140 85,550 +0,230 84,0 +0,140
Колонковые и обсадные трубы ниппельного соединения и ниппели к ним
25,0 33,5 21,5x4 29,8x4 29,8 0,084 28,3 0,084 21,525 29,825 +0,140 20,0 28,3 +0,084
44,0 40x4 40,0 0,100 38,5 0,100 40,032 0,170 38,5 +0,100
57,0 73,0 52x4 68x4 52,0 68,0 0,120 50,5 66,5 0,120 52,040 68,040 +0,200 50,5 66,5 +0,120
89,0 108,0 84x4 103x4 84,0 103,0 0,140 82,5 101,5 0,140 84,050 103,050 +0,230 82,5 101,5 +0,140
127,0 146,0 122x4 141x4 122,0 141,0 0,160 120,5 139,5 0,160 122,060 141,060 +0,260 120,5 139,5 +0,160
Примечание: Допускается плавное увеличение диаметра резьбы ниппеля (не более
0,2 мм) перед упорным уступом на длине не более 15 мм, не препятствующее
свинчиваемости с трубой.
Таблица 92
Механические свойства стали труб и ниппелей
Нанменованне показателей механических свойств стали Значения показателей для стали группы прочности, не менее
д К М
Временное сопротивление о<> ,Н/мм2 638(65) 687(70) 862(87,9)
Предел текучести О|, Н/мм2 373(38) 490(50) 758(77,3)
Относительное удлинение б:> %, не менее 16 12 12
Примечание: На трубах группы прочности Д при соблюдении нормы предела
текучести норма по пределу прочности не является браковочной характери-
стикой.
На каждой трубе на расстоянии не более 500 мм от одного из
концов должны быть поставлены товарный знак предприятия-
изготовителя, размер наружного диаметра группы прочности материала.
Ниппели, поставляемые отдельно, клеймят аналогично трубам.
Трубы и ниппели с левой резьбой должны иметь посередине ши-
378
рокий поясок, нанесённый светлой краской, с надписью «Лев». На тру-
бах и ниппелях повышенной точности изготовления наносят клеймо
«П».
Резьба труб и ниппелей должна быть покрыта предохраняющей
от коррозии смазкой. Для предохранения резьбы от повреждений при
транспортировании на концы труб и ниппелей навинчивают или плотно
надевают предохранительные кольца или пробки.
Переходники
Переходники, предназначенные для соединения бурильных труб с
колонковыми и шламовыми трубами при геологоразведочном бурении,
предусмотрены следующих типов:
ПО и ПОА (рис. 137) - с наружной резьбой под колонковые трубы
и внутренней резьбой под ниппели бурильных труб ниппельного соеди-
нения;
Типы ПО и ПОА
П I (рис. 13 8) - с наружной резьбой под колонковые трубы и
внутренней резьбой под замки бурильных труб муфтово-замкового;
А-А
379
24*
ПЗ (рис. 139) - с наружными резьбами под колонковые и шламо-
вые трубы и внутренней резьбой под замки бурильных труб муфтово-
замкового соединения.
Тцп ПЗ
Рис. 139. Переходники типа П 3
Примеры записи переходников при заказе и в технической доку-
ментации:
Переходник типа ПО для соединения бурильной трубы диаметром
42 мм с колонковой трубой диаметром 57 мм:
Переходник П0-42/57 ТУ 41-01-587-88.
То же типа ПЗ для соединения бурильной трубы диаметром 50мм
с колонковой и шламовой трубами диаметром 108 мм:
Переходник ПЗ-50/108 ТУ41-01-587-88.
Основные размеры и масса переходников должны соответство-
вать указанным в табл. 93, табл. 94 и в табл. 95.
Переходники должны изготовляться из стали марки 45 или 50 по
ГОСТ 1050-74, механические свойства которой после термообработки
должны быть следующие:
1) временное сопротивление разрыву, МПа (кГс/мм2), не менее
638(65);
2) предел текучести, МПа (кГс/мм2), не менее .392(40);
3) относительное удлинение, %, не менее 14;
4) относительное сужение, %, не менее 50;
5) твёрдость НВ - 241-285;
Допускается применение других марок стали с механическими
свойствами не ниже указанных.
Наружная поверхность переходников должна быть закалена то-
ками высокой частоты (ТВЧ) на глубину 3,0-5,0 мм до твёрдости не ме-
нее 46 НКСэ-
380
Отклонение от соосности каждой резьбы относительно оси на-
ружной поверхности переходника должно быть не более 0,2 мм, для пе-
реходников диаметром 108-146 мм - не более 0,4 мм.
Таблица 93
Основные размеры и масса переходников типов ПО, ПОА
Типоразмер переходника Диа- метр бури- льной трубы Диа- метр колон- ковой тщбы_ D Но- мии. Di не ме- нее (пред, откл. +0,5) Номии. диаметр резьбы L не ме- нее L пред, откл. ±5) Масса, кг, не более
d di
ПОА-32/33,5 ПОА-32/44 33,5 44,0 34 45 14 22 24,5 34,0 29,8 40,0 26,525 40 130 0,60 1,05
П0-33,5/33,5 ПО-33,5/44 33.5 33,5 44,0 34 45 14 22 24,5 34,0 29,8 40,0 28,025 40 130 0,60 1,00
ПО-42/44 ПО-42/57 42,0 44,0 57.0 45 58 22 32 34,0 46,5 40,0 52.0 33,032 50 135 0,85 1,70
ПОА-42/44 ПОА-42/57 42,0 44,0 57,0 45 58 22 32 34,0 46,5 40,0 52,0 33,032 55 135 0,60 1,05
ПО-54/57 ПОА-54/57 54.0 57,0 58 32 46,5 46,5 52,0 41,532 42,032 60 140 1,70 1,65
П0А-54/73 54,0 73,0 74 50 62,0 68,0 42,032 60 140 2,90
ПОА-68/73 ПОА-68/89 68,0 73,0 89,0 74 91 50 66 62,0 78,0 68,0 84,0 57,040 65 150 2,65 4,15
Примечания:
1. Внутренняя резьба переходников типа ПОА должна соответствовать требо-
ваниям ГОСТ 8467-83, а переходников типа ПО - рабочей документации, утвер-
ждённой в установленном порядке. 2. Внутренняя резьба переходников типов ПО
и ПОА отличается величиной шага: ПО-имеют шаг - 6,35 мм, а ПОА-8 мм.
Таблица 94
Основные размеры и масса переходников типов П1, мм
Типораз- мер пере- ходника Дна- метр бури- льной грубы Тип замк свой резь- бы Диа- метр ко- лон- ковой трубы D но- мнн. Но- мин, диа- метр резь- бы, d Di не ме- нее L (пред, откл. +0,5) I ие ме- нее h (пред, откл. ±2) Мас- са, кг, не бо- лее
П 1-42/57* 42,0 3-42 57 58 52 38 120 52 40 1,35 2,50 3,80
П1-42/73* 73 74 68 50
П 1-42/89 89 91 84 66
П1-42/108 108 ПО 103 86 60 5,70
П1-50/73* 50,0 3-50 73 74 68 50 62 40 2-60
П1-50/89 89 91 84 66 3,70
П I-50/I08 108 ПО 103 86 140 60 5,80
П 1-50/127 127 130 122 104 7,90
П 1-50/146 146 149 141 122 10,20
П 1-63,5/127 63,5 3-63,5 127 130 122 104 75 7,20
П 1-63,5/146 146 149 141 122 10,80
* Переходники должны изготовляться без зубцов на конической части.
Примечание. Размеры замковой резьбы типа 3-50 должны соответствовать
требованиям ГОСТ 7918-75, а типов 3-42 и 3-63,5 - рабочей документации, ут-
верждённой в установленном порядке.
381
Таблица 95
Основные размеры и масса переходников типа ПЗ
Типо- размер переход- ника Диа- метр бури- льной тру- бы Тип зам- ко- вой резь- бы Диа- метр ко- лон- ковой трубы D ИО- МИИ. Но- мин, диа- метр резь- бы, d Di не ме- нее L (пред, откл. +0,5) I не ме- нее 11 (пред, откл. +5) Ма сса, кг, не бо- лее
ПЗ-42/73 42 3-42 73 74 68 50 140 52 40 2.6
ПЗ-42/89 89 91 84 66 4,5
ПЗ-50/89 50 3-50 89 91 84 66 62 40 4,3
ПЗ-50/108 108 ПО 103 86 160 60 7.1
ПЗ-50/127 127 130 122 104 9,7
Примечание; Размеры замковой резьбы типа 3-50 должны соответствовать
требованям ГОСТ 7918-75, а типа 3-42 -рабочей документации, утверждён-
ной в установленном порядке.
Отклонение от перпендикулярности оси замковой резьбы относи-
тельно плоскости упорного торца должно быть не более 0,1 мм.
Резьбы должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных витков
и других дефектов, нарушающих их непрерывность и прочность.
Заходные витки резьб должны быть притуплены до основания
профиля. Допускается притупление заходных витков резьб в виде фаски
под углом 30-25° к и оси резьбы. Шероховатость поверхностей резьб
должна быть R,< 20 мкм по ГОСТ 2789-73.
На замковые резьбы и упорные торцы переходников должно быть
нанесено покрытие Ц12-18 или Хим. Фос. по ГОСТ 9.306-85.
Средняя наработка до отказа переходников по износу наружной
поверхности должна быть не менее 120 ч. чистого бурения.
Критерием отказа (предельного состояния) переходника по изно-
су наружной поверхности является износ высоты уступа между поверх-
ностями D и d до высоты 1,2 мм.
На наружной цилиндрической поверхности переходника должна
быть нанесена маркировка, содержащая:
1) товарный знак предприятия-изготовителя;
2) обозначение типоразмера переходника, например; П 1-50/89.
Клапанные переходники предназначены для обеспечения стаби-
лизации работы колонкового снаряда, предупреждения излива промы-
вочной жидкости из бурового снаряда в скважину и снижения износа
верхней части колонковой трубы.
Техническая характеристика переходника ПК-46
Диаметр скважины, мм 46
Диаметр наружный, мм 45,5
Длина, мм.................................120
382
Клапанные переходники (рис. 140) состоят из корпуса /, имею-
щего в нижней части наружную резьбу для соединения с колонковой
трубой, стального шарика 2 и органической шпильки 3. В средней части
переходники имеют наплавки 4 из твёрдого сплава релита, выступаю-
щие над поверхностью корпуса на 0,52 мм.
Рис. 140. Клапанный переходник
При спуске бурового снаряда шарик перекрывает промывочный
канал переходника, а в процессе бурения, находясь на шпильке 3, не
препятствует поступлению промывочной жидкости на забой скважины.
Переходник ПК-46 разработан ВИТР.
Конусные переходники типа ПК, армированные твёрдым сплавом
(табл. 96), предназначены для фрезерования уступа, образующегося при
смене диаметра бурения на меньший. Переходники позволяют обеспе-
чить соосность участков скважины в месте смены диаметров и предот-
вратить дальнейшее искривление скважины.
Таблица 96
Техническая характеристика конусных переходников
Наименование параметров Значения параметров для переходников
ПК-93/76 ПК-76/59 ПК-59/46
Основной диаметр скважины, мм 93 76 59
Диаметр скважины, на который осу- ществляется переход, мм 76 59 46
Угол конуса переходника, градус 30 30 30
Масса, кг 2,7 1,9 1,1
Бурильные трубы
Бурильные трубы служат для спуска бурового снаряда в скважи-
ну, подачи очистного агента при промывке или продувке её забоя, пере-
дачи вращения и осевой нагрузки породоразрушающему инструменту с
поверхности от вращателя станка, подъёма бурового снаряда, транспор-
383
тировки керна, съёмных керноприёмников и ликвидации аварий и вспо-
могательных работ в скважине.
Бурильные трубы испытывают в скважине различные напряже-
ния: во время спуска бурового снаряда подвергаются растяжению (осо-
бенно в верхней части колонны); в процессе бурения подвергаются
скручиванию, изгибу, растяжению в верхней и сжатию в нижней части
колонны; вибрационным нагрузкам; при подъёме бурового снаряда,
особенно, если он прихвачен в скважине, они испытывают большие рас-
тягивающие усилия, иногда приводящие к обрыву бурильных труб и
авариям. Кроме того, в процессе вращения бурильные трубы и их со-
единения подвергаются износу по наружной поверхности.
Для обеспечения безаварийной эксплуатации бурильных труб в
соответствии с расчётными сроками их службы необходимо точное со-
блюдение требований государственных стандартов при изготовлении
этого инструмента.
Бурильные трубы выпускаются как с правой, так и с левой резь-
бой. Последние применяют при ликвидации аварий и при левом враще-
нии снаряда для уменьшения интенсивности естественного искривления
скважин.
Бурильные трубы для геологоразведочных работ подразделяются:
по типу соединений:
а) муфтово-замкового соединения;
б) ниппельного соединения;
по материалу труб:
а) стальные;
б) легкосплавные.
На рис. 141 приведена бурильная труба ниппельного соединения
и ниппель к ней в сборе.
Рис. 141. Бурильная труба ниппельного соединения в сборе
Бурильные трубы муфтово-замкового соединения диаметром 42,
50, 63,5 мм и бурильные трубы ниппельного соединения изготовляются
из сталей группы прочности К и Д; ниппели — из стали марки 40Х;
замки — из стали марки 40ХН.
Бурильные трубы муфтово-замкового соединения (рис. 142, а)
имеют высаженные внутрь (утолщённые) концы для увеличения проч-
384
ности в местах соединений. Высадка концов труб должна производить-
ся в заводских условиях, после которой трубы подвергаются термиче-
ской обработке. Трубы имеют наружную коническую резьбу.
Муфты (рис. 142, б) предназначены для соединения труб в бу-
рильные свечи и имеют внутреннюю коническую резьбу.
Рис. 142. Бурильная труба муфтово-замкового соединения:
а - труба; б - муфта.
Размеры бурильных труб и муфт (в мм) приведены в табл. 97.
Длина труб муфтово-замкового соединения диаметром 42 и 50мм
- 1,5 , 3,0 и 4,5 м, диаметром 63,5 мм - 3,0, 4,5, и 6,0 м, а допуски по
длине - от +100 до - 50 мм.
Профиль и размеры резьбы бурильных труб и муфт (в мм) к ним
(как правой, так и левой) приведены на рис. 143 и в табл. 98.
Рис. 143. Профиль и размеры резьб бурильных труб и муфт
385
Основные размеры и масса бурильных труб муфтово-замкового соединения
Теорети- ческая масса, кг гифЛи o^ rq
ngXdi poMt/Birj и f 40 о 4D co
зя ‘ноПноя хнодо няОДэгш ЭННАЭ1ГЭ1ГЭН 1ЯдХ<1± , эинэыигаод s О О Ox к
Размеры муфт, мм расточка q идэоиэоии цонэпбох BHHdHin ч- ч- 40
°] KHHgXirj m co «Л
"p dxawBHU «Л f. v> ? Й tn 40
q KHHinr 3 о co О s О <Л
йхэивни цннжХйвн 1 ЧГ1 f © vx 40 J 00
ии ‘э ндясад кншф О v-> v? © 40
1 Размеры труб, мм внутрен- ний диаметр /pandoiX ГЧ rq m 4-
'p НЯРВЭ1ЯН ВПНОЯ X <N rq 00 rq ©
длина высадкн г1 наэвь goHtroxadau о <N rq © m
'/ нзэвь goniroxadau on о о © © rq
g НЯНЭАЭ ВНН1ШГОА л ? co J ? V"> so л ? ©^ 4O"
a dxawBiw gi4iiM<XdBH •n a « rq «5 3 tn rn 40
386
Бурильные трубы должны изготовляться из стали двух групп
прочности, приведённых в табл. 99.
Таблица 98
Параметры резьб бурильных труб
Наименование параметров Значения параметров для труб
42 и 50 63,5
IHarS 2,540 3,175
Глубина ti 1,412 1,810
Рабочая высота профиля t2 1,336 1,734
Радиусы закругления г 0,432 0,508
» » Г1 0,356 0,432
Зазорz 0,076 0,076
Угол уклона <р 1“47'24”
Конусность 2 tg <р 1 : 16
Таблица 99
Основные механические свойства сталей бурильных труб
Наименоваине механических свойств Величины механических свойств для групп прочности стали
д К
Предел прочности, кгс/мм2 65 70
Предел текучести, кгс/мм2 38 50
Относительное удлинение при пятикрат- ном образце, % 16 12
Относительное сужение после разрыва, % 40 40
Ударная вязкость, кгсм/см2 4 4
СКБ «Геотехника» взамен стальных труб, выпускаемых по ГОСТ
7909-56, ГОСТ 8467-83, ТУ 41-13-80-91, разработаны бурильные сталь-
ные трубы с приваренными замками. Они имеют повышенную износо-
стойкость, для чего резьбовые концы замков проходят химико-
термическую обработку (карбонитрацию). Основные параметры этих
труб приведены в табл. 100.
Таблица 100
Основные параметры бурильных стальных труб
с приваренными бурильными замками
Наименование параметров Значения параметров
Наружный диаметр трубы, мм 43 ± 0,4 55 ± 0,44 63,5 ±0,51 70 + 0,56
Толщина стенки, мм 4,5
Наружный диаметр приварных резьбовых концов, мм 43,5-0,5 55,5-0,5 64,0-0,5 70,5-0,5
Внутренний диаметр привар- ных концов, мм 16 22 28 28
Длина трубы, мм 1,7; 3,2;4,7 1,7; 3,2; 4,7; 1,7; 3,2; 4,7; 6,2 1,7; 3,2; 4,7;6,2
Обозначение замковой резьбы 3-34 3-45 3-53 3-57
387
Выпуск труб освоен ОАО «Завод бурового оборудования»
(г.Оренбург).
Легкосплавные бурильные трубы разработаны СКВ «Геотехника»
двух типов: муфтово-замкового ЛБТМ-54 (рис. 144, а) и ниппельного
ЛБТН-54 (рис. 144, б) соединений.
Трубы изготавливают из сплава Д16Т, соединительные замки и
ниппеля (типов А и Б) — из стали 40 ХН, муфты — из стали 36Г2С. По-
верхность замков и ниппелей закалена ТВЧ. При сборке легкосплавных
труб с ниппелями используют самотвердеющий герметизирующий со-
став УС-1, в связи с чем соединения являются неразборными. Основные
размеры и масса труб приведены в табл. 101.
Рис. 144. Легкосплавные бурильные трубы: а-ЛБТМ-54; 1-замок; 2-
труба; 3-муфта; б-ЛБТН-54; 1 - ниппель типа А; 2 - труба; 3 - ниппель типа Б.
Таблица 101
Размеры и масса легкосплавных бурильных труб
Наименование показателей Значения показателей для труб
ЛБТМ-54 ЛБТН-54
Диаметр, мм:
трубы 54 54
замка и муфты (наружный) 65
замка (внутренний) 28
ниппелей (наружный) 54
ниппелей(внутренний) 22
Толщина, мм:
стенкн трубы 7,5 9
концов трубы 13,0 9
Присоединительная резьба:
труб с замками и муфтами Т-50
свечей между собой 3-50 ГОСТ 7918
труб с ниппелями и свечей между собой 42
Длина трубы, мм 4500 4700
Масса 1 м трубы с соед. элементами, кг:
в воздухе 4,0 4,3
в воде 2,8 3,0
388
Замки для соединения между собой бурильных свечей из труб
диаметром 50 мм и труб ЛБТМ-54 изготавливают по ГОСТ 7918—75.
Замок состоит из ниппеля (рис. 145, а) и муфты (рис. 145, б), соединяе-
мых между собой как правой, так и левой замковой резьбой.
Профиль и размеры замковой резьбы ниппеля и муфты должны
соответствовать указанным на рис. 146.
Профиль и размеры трубной резьбы ниппеля и муфты должны
соответствовать указанным на рис. 147. Допускается изготовление
трубной резьбы с плоским срезом вершин профиля.
Предельные отклонения шага (в мм) и конусности резьб не
должны превышать значений, указанных в табл. 102.
Рис. 145. Замок бурильных труб: а - ниппель; б - муфта.
Таблица 102
Предельные отклонения элементов профиля трубной резьбы
Элементы профиля резьбы Предельные отклонения, мм па длине
25,4 60
Шаг ±0,05 ±0,10
Конусность (по наружному, среднему и внутреннему диаметру) ±0,08 ±0,16
Половина угла профиля, град. ± 1
389
Рис. 146. Профиль и размеры резьбы ниппеля замка:
а - ниппель; б - профиль резьбы.
Рис. 147. Профиль и размеры резьбы муфты:
а - размеры; б - профиль резьбы.
Механические свойства стали 40хН после термообработки долж-
ны иметь следующие величины (не менее):
предел прочности при растяжении, Н/мм2 (кгс/мм2) 882 (90)
предел текучести при растяжении, Н/мм2 (кгс/мм2) 686 (70)
относительное удлинение, % 15
относительное сужение, % 50
ударная вязкость при 20° С, Н.М/мм2 (кгс/см2) 118(12)
твёрдость, HRC 26
390
Наружная поверхность муфт и ниппелей должна быть подвергну-
та индукционной термообработке на глубину 1,5-2,5 мм. Участки на
длине 50-65 мм со стороны торца замковой резьбы муфты и 30-35 мм со
стороны трубной резьбы ниппеля и муфты индукционной термообра-
ботке не подлежат. Замковая резьба 3-50 ниппелей и муфт замков долж-
на быть подвергнута индукционной термообработке на глубину 3,3-
5,0мм от вершины профиля до твёрдости HRC 48-56 единиц в любом
сечении.
СКБ «Геотехника» разработало легкосплавные бурильные трубы
ниппельного соединения для бурения скважин с породоразрушающим
инструментом диаметром 59 мм. Трубы изготавливают из алюминиево-
го сплава с соединением между собой стальными ниппелями, имеющи-
ми цилиндрическую резьбу со стабилизирующими поясками, которые
повышают предел выносливости резьбы труб. Основные параметры
этих труб и ниппелей приведены в табл. 103.
Таблица 103
Основные параметры ЛБТН
Наименование параметров Труба Ниппель А Ниппель Б Труба в сборе
Длина, мм 4700 ±5 216 280 4737
Толщина, стенки, мм 9 ±0,9 — — т
Тнп резьбы цилиндрическая 41,5 х 6,35
Материал Сплав Д16Т Сталь 40ХН Сталь 40ХН
Масса, кг, не более 15,7 1,75 2,50 20,0
Изготовление труб освоено на ОАО «Завод бурового оборудова-
ния» (г. Оренбург).
В соответствии с ТУ 41-01-199-76 могут изготавливаться замки 3-
42-ТВЧ с индукционно закалённой замковой резьбой, предназначенные
для соединения геологоразведочных бурильных труб, основные разме-
ры которых приведены ниже.
Показатели
Наружный диаметр, мм 57
Внутренний диаметр, мм 22
Длина в сборе, мм 355,370"
Средний диаметр в основной плоскости, мм
замковой резьбы 40,808
трубной резьбы 40,664
Масса в сборе, кг 4,9'
*В случае изготовления замковых муфт с кольцевой проточкой.
Замки должны изготавливаться из стали марки 40ХН, механиче-
ские свойства которой после объёмной термообработки те же, что и для
замков 3-50.
391
Замки 3-63,5 должны соответствовать ТУ 41-01-208-76, основные
параметры и размеры которых приведены в табл. 104.
Таблица 104
Основные параметры и размеры замков 3-63,5
Показатели Величина
Наружный диаметр, мм 83 ±0,5
Внутренний диаметр, мм 40 ±0,5
Длина в сборе, мм 480
Средний диаметр в основной плоскости, мм
замковой резьбы 61,633
трубной резьба 61,786
Масса в сборе, кг 13,0
Конструкция и материал замков 3-63,5 аналогичны замкам дру-
гих размеров.
Бурильные колонны ниппельного соединения находят ограни-
ченное распространение из-за возможности разрушения резьбы ниппе-
лей при использовании труборазворотов.
Утяжелённые бурильные трубы (УБТ)
Утяжелённые бурильные трубы применяются для создания осе-
вой нагрузки на породоразрушающий инструмент и увеличения жёстко-
сти нижней части колонны, что способствует уменьшению искривления
скважины, облегчению работы бурильных труб и уменьшению их изно-
са.
Одновременно с этим при использовании УБТ колонна буриль-
ных труб находится в растянутом состоянии, что уменьшает износ труб
и улучшает условия их работы.
УБТ включаются между колонковым набором или долотом и ко-
лонной бурильных труб.
Необходимая длина колонны УБТ определяется по эмпирической
формуле:
£=
Ч
где:
L - длина утяжелённых труб, м;
С - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, кГс;
q - масса 1 м утяжелённых труб с соединительными звеньями, кг;
к - коэффициент, равный 1,25-1,50.
СКБ «Геотехника» разработаны УБТ двух типов.
Утяжелённые бурильные трубы УБТ-Р-73 (рис. 148) предназна-
чены для включения в буровой снаряд при диаметре скважин 76 мм.
392
Рис. 148. Утяжеленная бурильная труба УБТ-Р-73:
1 - ниппель; 2 - полуниппель; 3 - труба; 4 - трубный ниппель.
Техническая характеристика бурильных труб УБТ-Р-73
Наружный диаметр труб и соединений, мм 73
Толщина стенки трубы, мм 19
Присоединительная резьба:
труб с трубными ниппелями упорная Т-50
свечей 3-50
Инструмент для спуско-подъёмных операций элеватор и вилки
для замков 3-63,5
Длина трубы, мм 4500
Масса, кг:
1 м трубы 25,3
комплекта 2298
Трубы в свечи собирают при помощи трубных ниппелей, свечи
между собой — при помощи ниппелей и полуниппелей замка.
Утяжелённые бурильные трубы УБТ-РПУ-89 (рис. 149) имеют
приварные соединительные концы и предназначены для работы в сква-
жине диаметром 93 мм.
Рис. 149. Утяжеленная бурильная труба с приваренными соединительными
концами: 1 - ниппель; 2 - труба; 3 - муфта.
Резьбовые концы, подвергнутые закалке с высоким отпуском,
присоединяют к трубе сваркой трением. Чтобы предохранить резьбу от
износа, на ниппельном конце до и после резьбы проточены цилиндри-
ческие шейки, а на муфтовом конце — соответствующие им цилиндри-
ческие расточки.
Для снижения изгибающих нагрузок, действующих на резьбовые
соединения в скважине, на приваренных концах сделаны цилиндриче-
ские проточки уменьшенной жёсткости длиной 80-100 мм. С целью
снижения концентрации напряжений в резьбе и сопротивления устало-
сти на ниппельном и муфтовом концах вместо сбега резьбы выполнены
393
разгрузочные канавки, а поверхность впадин резьбы и канавки ниппеля
обкатана роликом.
Для уменьшения повреждений резьбы в начальный период рабо-
ты её поверхность, а также поверхность шеек ниппеля подвергают цин-
кованию и омеднению.
Техническая характеристика утяжелённых бурильных труб
УБТ-РПУ-89
Наружный диаметр, мм:
труб 89
соединений 90
Толщина стенки трубы, мм 22
Длина трубы с приваренными концами, мм 4625
Минимальный внутренний диаметр ниппеля, мм 28
Масса трубы с приваренными концами, кг 167
Резьба:
шаг, мм 6,35
конусность 1 .6
Материал:
трубы 36Г2С
ниппеля и муфты 40ХН
Наружную поверхность труб и приваренных концов закаляют с
нагревом ТВЧ.
Новым государственным стандартом РФ (ГОСТ Р 51510-99) пре-
дусмотрены типы и основные размеры новых рядов стальных, легко-
сплавных, утяжелённых, двойных бурильных труб, у которых макси-
мально унифицированы наружные, внутренние диаметры и разъёмные
резьбы, предельно сокращены трубные резьбы путём замены их на
сварные соединения.
§ 5. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ СО СЪЁМНЫМИ
КЕРНОПРИЁМНИКАМИ (ССК)
Буровой снаряд ССК отличается тем, что колонковый набор
включает съёмный керноприёмник, и таким образом в составе бурового
снаряда формируется особая двойная колонковая труба, способствую-
щая повышению выхода керна. После окончания углубления скважины
в рейсе съёмный керноприёмник извлекают на поверхность с помощью
ловителя, опускаемого на канате внутри колонны бурильных труб без
их подъёма.
Кроме того, здесь используются специальная колонна бурильных
труб, спуско-подъёмный инструмент (вертлюги, элеваторы, трубодер-
жатели), вспомогательный инструмент (опоры для монтажа кернопри-
ёмников, специальные ключи) и аварийный инструмент (труборезы,
394
труболовки и др.). В каждый комплект входит специальная лебёдка,
предназначенная для проведения спуска и подъёма керноприёмника с
ловителем в процессе бурения скважины.
На рис. 150 дан колонковый снаряд комплекса для бурения со
съёмным керноприёмником (КССК-76) со съёмным.
Рис. 150. Колонковый снаряд КССК - 76 со съёмным керноприемником
Колонковая труба /7 с расширителем 19 и алмазной коронкой 20
имеет центратор 18, предназначенный для стабилизации съёмного кер-
ноприёмника. К верхнему концу колонковой трубы присоединены пере-
ходники 10 и 7, между которыми расположена опора 9 для подвески
съёмного керноприёмника. Корпус снаряда соединяется с колонной бу-
рильных труб через центратор 4 В съёмный керноприёмник входят ме-
ханизм блокирования, узел подвески, приёмная труба и кернорватель.
Механизм блокирования состоит из головки 1, гильзы 2, штифта 3, за-
щёлок 6, связанных с пружиной кручения 5 и корпуса 8. Переходник
подвески соединён с приёмной трубой 16, к нижнему концу которой
присоединяется кернорватель.
В снаряде съёмный керноприёмник подвешен буртиками корпуса
8 на опоре 9 так, что между торцом кернорвателя и внутренней поверх-
ностью породоразрушающего инструмента образуется зазор. Механизм
блокирования предохраняет съёмный керноприёмник от перемещения
из наружного корпуса в колонну бурильных труб в процессе бурения.
Это обеспечивается упором защёлок 6 в нижний торец центратора 4.
При вращении бурового снаряда крутящий момент передаётся с наруж-
395
ного корпуса через выступ центратора 4 на защёлки 6, корпус 8 и шпин-
дель 11. Сила трения между керном и приёмной трубой предотвращает
вращение последней, а также переходника 15 и опоры подвески 14.
Промывочная жидкость проходит в кольцевом зазоре между на-
ружным корпусом и съёмным керноприёмником, обходя опору 9 через
отверстия корпуса 8.
При заполнении приёмной трубы керном или произвольном за-
клинивании керна наружный корпус перемещается вниз относительно
неподвижной приёмной трубы. В результате этого через упорный под-
шипник 13 передаётся усилие на резиновые манжеты 12, которые пере-
крывают межтрубный зазор, вызывая повышение давления в нагнета-
тельной магистрали бурового насоса, что часто является сигналом о за-
полнении приёмной трубы керном.
Керн в конце рейса заклинивается при отрыве бурового снаряда
от забоя скважины.
Съёмный керноприёмник извлекается из наружного корпуса ко-
лонкового снаряда ловителем КССК-76 (рис. 151).
Рис. 151. Спускаемый ловитель КССК-76:
а - во время спуска; б - при захвате керноприемника.
Ловитель состоит из канатного замка 1 (рис. 151, а) с втулкой 2,
соединяемой с канатом лебёдки. Замок соединяется с утяжелителем 3,
на нижний конец которого навинчивается труба 5 с втулкой 8. Внутри
трубы 5 размещён шток 6 с гайками 4, нижний конец которого соединён
штифтом 9 с втулкой 10. Втулка 10 соединена с корпусом ловителя 16, в
пазы которого вставлены на штифтах 13, 14 захваты с пружиной 12. На
396
корпусе ловителя фиксируется винтом 11 освобождающаяся труба 7.
При спуске ловителя шток 6 выдвинут из трубы 5 и подвешен на
верхнем торце втулки 8 с помощью гаек 4. При резком торможении ло-
вителя утяжелитель 3 перемещается вниз по штоку 6 и наносит удар
втулкой 8 по втулке 10, сдвигая ловитель вниз. Попадая в колонковый
снаряд (рис. 151,6), захваты 2 выходят из корпуса ловителя 3 и, захва-
тив головку 4 съёмного керноприёмника, возвращаются в исходное по-
ложение под действием пружины /. При натяжении каната лебёдки
гильза 5 перемещается вверх относительно корпуса 8 и наружного кор-
пуса снаряда и своими нижними скосами выводит защёлки 7 из контак-
та с торцом центратора 6. В таком положении керноприёмник извлека-
ют на поверхность.
В случае заклинивания керноприёмника необходимо отсоединить
ловитель. Для этого на канат надевается освобождающая труба и сбра-
сывается в колонну бурильных труб. Как только освобождающаяся тру-
ба доходит до корпуса, внутренний конус её сжимает захваты 2 и выво-
дит их из зацепления с головкой съёмного керноприёмника.
§6. РАЦИОНАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ
БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Все трубы, работающие в скважине, подвергаются различным
видам нагрузок, истиранию и коррозии, что в конечом счёте нередко
приводит к их поломке или преждевременному выходу из строя из-за
износа.
Для сокращения расхода и повышения срока службы инструмен-
та необходима правильная организация трубного хозяйства, основной
задачей которого является обеспечение рациональной системы эксплуа-
тации колонковых, бурильных и обсадных труб.
Как показывает опыт работы производственных геологоразве-
дочных организаций, не всегда выполняются требования к транспорти-
ровке, хранению и уходу за трубами, а в процессе их отработки не учи-
тываются многие факторы, обуславливающие эффективность их экс-
плуатации.
Поступающие в геологоразведочные организации трубы и их со-
единения целесообразно подвергнуть выборочному контролю для оцен-
ки соответствия их технических параметров требованиям ГОСТ и тех-
нических условий на эти изделия. Во всех изделиях контролируются
специальными калибрами резьбы, проверяются кривизна труб, твёр-
дость наружной поверхности, устанавливается отсутствие механических
повреждений и т. д. Объём контролируемого инструмента должен со-
ставлять около 10% изделий данного вида отдельно для каждой постав-
ляемой партии. При обнаружении хотя бы в одном из проверенных из-
делий партии недопустимых отклонений от требований ГОСТ по любо-
397
му проверяемому параметру объём выборки удваивается. В случае по-
вторного обнаружения дефекта изготовления вся партия инструмента
бракуется, о чём составляется соответствующий акт.
Транспортировка, погрузка, разгрузка и хранение труб внутри
производственной геологической организации должны осуществляться
с соблюдением всех правил, исключающих механические повреждения
инструмента. Резьбы инструмента должны быть смазаны антикоррози-
онной смазкой и предохранены специальными кольцами, пробками или
заглушками.
При хранении труб в складских помещениях и непосредственно
на буровых их укладка должна быть осуществлена на специальных
стеллажах, исключающих прогиб труб, с укрытием от атмосферных
осадков.
В наиболее тяжёлых условиях в процессе эксплуатации находят-
ся бурильные трубы и УБТ. Поэтому около 50% всех аварий в скважине
происходит из-за поломки бурильных труб и их соединений.
Для обеспечения рациональной эксплуатации инструмента, пре-
жде всего, необходим выбор оптимальной системы отработки буриль-
ных труб. Эта система предусматривает комплекс организационно-
технических мероприятий, в результате которых все элементы колонны
бурильных труб исчерпывают свой ресурс одновременно.
Для удобства построения оптимальной системы отработки бу-
рильной колонны в предлагаемом примере примем в качестве постоян-
ных величин: Tf ср. т = 100 ч (средний ресурс бурильной трубы), £скв =
100 м (глубина скважины), исв = 10 (число свечей), «1СВ = 1 (число труб в
свече).
Будем изменять только Тса, - время бурения скважины, в связи с
чем будут соответственно изменяться:
г Т
к.= ---- и /св=
* р.ср.т **св
Система оптимальной отработки бурильной колонны зависит от
коэффициента к-,. Как показывает практика эксплуатации бурового ин-
струмента, ресурс бурильной трубы в несколько раз превышает время
бурения геологоразведочной скважины и поэтому, как правило, £т < 1. В
отдельных случаях при значительных глубинах скважин, высокой абра-
зивности буримых пород и сложных геолого-технических условиях ве-
личина £, приближается к 1. Таким образом, выбор оптимальной систе-
мы отработки практически во всех случаях производится при условии А,
<1.
На рис. 152, а представлена система оптимальной отработки бу-
рильной колонны при £, = 1. В этом случае для равномерной отработки
всех труб необходимо пробурить две скважины, причём при бурении
второй скважины порядок включения свечей в работу следует изменить
на обратный.
398
Рис. 152. Системы отработки бурильной колонны
В результате суммарная наработка каждой свечи в часах (100)
равна ресурсу трубы (100). Такая система отработки бурильной колон-
ны называется переменно-последовательной. Система оптимальной от-
работки, приведённая на рис. 152, приемлема для всех значений А,. < 0,5
и 0,7 < Ат < 1, причём отличие в этих случаях будет заключаться только
в количестве пробуренных скважин.
На рис. 152, б представлена схема оптимальной системы отра-
ботки бурильной колонны при Ат = 0,7. При этой системе в процессе со-
оружения первой скважины до половины её глубины свечи с 1 по 5
включаются в колонну последовательно. Затем в процессе очередного
подъёма бурового снаряда верхняя часть её (свечи с 1 по 5) устанавли-
вается на подсвечник, и в работу включаются одновременно свечи (с 6
по 10) нижней части колонны, после чего при дальнейшем бурении в
работу вновь включаются свечи верхней части колонны, но в обратной
последовательности (с 5 по 1).
Далее сооружаются ещё две скважины, причём в первой из них
399
свечи следуют cl по 10, а во второй — в обратной последовательности.
Такая система отработки называется комбинированной и может быть
использована при значениях 0,7 > к-, > 0,6.
При отработке труб по обеим системам все бурильные трубы ис-
черпают свой ресурс за время, равное двум ресурсам трубы.
СКБ «Геотехника» разработана оптимальная система отработки
УБТ. В колонне УБТ используется дополнительная утяжелённая труба,
которая при каждом подъёме устанавливается в верхнюю часть колонны
УБТ. После окончания подъёма бурового снаряда нижняя УБТ всегда
будет оказываться лишней. При очередном подъёме она должна быть
установлена в верхнюю часть колонны УБТ. Приняв такую систему от-
работки УБТ, необходимо придерживаться её в течение всего периода
работы комплекта.
§7. ОСНОВНЫЕ РАСЧЁТЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
В процессе эксплуатации бурильные трубы подвергаются раз-
личным нагрузкам, основные из которых: растяжение, сжатие, скручи-
вание, изгиб и др. Величина и характер возникающих напряжений из-
меняются в зависимости от геолого-технических условий сооружения
скважины, от её глубины и параметров режима и способа бурения.
Расчёт бурильных труб на статическую прочность
Наибольшие статические нагрузки на бурильные трубы и их со-
единения действуют у устья скважины при максимальной её глубине.
Бурильные трубы, расположенные в верхней части колонны, рассчиты-
вают на одновременное действие наибольших нормальных и касатель-
ных напряжений.
Условие прочности определяется неравенством:
|о| > V о2 + 4 т2,
где:
о - напряжение растяжения, Н/мм2;
т - касательное напряжение, кгс/мм2;
|а] - допускаемое напряжение растяжения, Н/мм2.
Величину допускаемого напряжения определяют исходя из зна-
чения предела текучести и выбранного запаса прочности:
V- запас прочности.
Напряжение растяжения в верхней части бурильной колонны оп-
ределяется из выражения
[(/-/,)? +/i?ij (1- )
<* = ________________________Ь___
Fi
400
где:
I - длина колонны бурильных труб, м;
Z1 - длина колонны УБТ, м;
q - масса бурильных труб в воздухе, кг/м;
qt - масса УБТ в воздухе, кг/м;
у - плотность промывочной жидкости, г/см3;
ут - плотность металла труб, г/см3;
Fi - площадь поперечного сечения трубы, см2.
Касательные напряжения определяются по формуле
где:
Мкр - крутящий момент, передаваемый бурильным трубам;
- полярный момент сопротивления площади поперечного се-
чения трубы, который определяется по формуле:
/V
Мкв = 7162,0 , Н • м
₽ п
где:
N- мощность на вращателе станка, л.с.;
п - частота вращения бурового снаряда, об/мин.
Мощность, передаваемая вращателем бурового станка колонне
бурильных труб, затрачивается на: разрушение горных пород (Nt), пре-
одоление сил трения бурового снаряда о забой и стенки скважины (У2) и
вращение бурового снаряда (№), т.е.:
N=Ni + N2 + N3, л.с.
Мощности /V] и N2 приближённо определяются из выражения:
Ni+N2 = N0F2,
где:
No = 0,1 4- 0,25 л.с./см2 — удельная мощность, отнесённая к 1 см2
забоя скважины;
F2 - площадь забоя, см2. . ,
Для расчёта мощности на вращение бурового снаряда существует
ряд эмпирических формул, которые с допустимой погрешностью позво-
ляют вычислять эту величину. Наиболее простой из них является:
Ni = (6,2 • 10~W + 5,2 • 10~5л) /°’68, л.с.,
где:
I - длина бурильной колонны, м.
В формуле (1) напряжение кручения определяется для труб иде-
ального круглого сечения и строго концентричных. Однако государст-
венные стандарты на изготовление труб допускают наличие эксцентри-
ситета разностенности, а в процессе эксплуатации, как правило, проис-
ходит односторонний износ труб. В этом случае напряжение кручения
определяется по формуле:
401
27 Зак. 274
2F38.
(2)
где:
Fi - площадь условного круга, диаметр которого равен среднему
диаметру трубы;
8С - минимальная толщина стенки трубы.
В равной мере, как и (2), может быть использована формула:
f— , (3)
<>э
Гж
или:
где:
8К - толщина стенки из расчёта концентричного износа;
8, - минимальная толщина стенки при одностороннем износе.
Используя полученные выражения, преобразуем формулу (I):
В процессе бурения при данной частоте вращения следует не до-
пускать превышения полученной расчётной величины мощности.
716,27V
—-----х —
nW
Определение предельно допустимых нагрузок
на бурильную колонну
При правильной и безопасной эксплуатации колонны бурильных
труб в глубоких скважинах основная её часть находится в растянутом
состоянии. Для расчёта предельно допустимой нагрузки на бурильные
трубы (максимально возможная осевая нагрузка и число оборотов буро-
вого снаряда) необходимо определить мощность, которую можно пере-
давать колонне с учётом её технического состояния. Эту мощность оп-
ределяют из выражения (11), принимая запас прочности И=1,5.
В зоне, прилегающей к нулевому сечению колонны, и в сжатой её
части опасными являются переменные изгибающие нагрузки.
По данным Л.А. Лачиняна и С.А. Угарова, резьбовые соединения
бурильных труб выдерживают в лабораторных условиях 107 циклов
знакопеременных нагрузок при значениях, предельных изгибающих
моментов для трубной и замковой резьбы 50-мм колонны соответствен-
но 700 и 1500 Н м.
402
Несмотря на идентичность профилей и размеров трубной резьбы
соединений различных типоразмеров и их материалов, отношение пре-
дельных амплитуд переменного напряжения для резьбовых соединений
труб диаметром 42, 50, 63,5 мм и УБТ-80, РПУ-89 составляет 1,1, 1,0,
0,91,0,86. Это объясняется влиянием масштабного фактора.
Имея указанные соотношения и зная предельную амплитуду зна-
копеременного изгиба для различных резьб соединений 50-мм труб,
можно получить предельные значения знакопеременного изгибающего
момента для соединений всех типоразмеров с помощью выражения:
Л/д= ГЫ,
''SO
где:
Ми- предельный знакопеременный изгибающий момент для
резьбового соединения труб диаметром D;
- предельный знакопеременный изгибающий момент для
резьбового соединения к 50-мм трубам;
- момент сопротивления в опасном сечеиии резьбового со-
единения к трубам диаметром 50 мм;
WD- момент сопротивления в опасном сечении резьбового соеди-
нения к трубам диаметром D;
к\ - коэффициент, учитывающий влияние масштабного фактора.
В табл. 105 приведены значения предельных знакопеременных
изгибающих моментов (Л/с) для бурильных и утяжелённых бурильных
труб, рассчитанных этим способом, при затяжке соединений с момен-
тами, величины которых даны также в табл. 106. Значения моментов за-
тяжки рассчитаны СКБ «Геотехника».
Таблица 105
Значения предельных знакопеременных изгибающих моментов для
бурильных и утяжелённых бурильных труб
Параметры Типы и размеры резьбы, леи
42 50 635 соеди- нения УБТ- РПУ-89
зам- ковая труб- иая зам- ковая труб- иая зам- ковая грубная
Предельный зна- копеременный изгибающий мо- мент, Нм 920 460 1500 700 2490 1110 3480
Оптимальный момент при за* тяжке соедине- ний, Нм 1700- 2250 1050- 1400 2250- 3000 1500- 2000 3900- 5200 2250- 3000 7100- 9500
403
27*
Таблица 106
Величина моментов при затяжке соединений для бурильных
и утяжелённых бурильных труб
Коэф- фнцн- ент Соединение трубы с зам- ком диаметром, мм Замковая резьба Соедине- ния УБТ- РПУ-89
42 50 63,5 3-42 3-50 3-63,5
G 71,1 9,3 16,2 3,6 4,3 5,8 7,9
С 36,2 50,0 83,8 36,2 50,0 83,8 168,6
В зоне, прилегающей к нулевому сечению, величиной осевых на-
грузок можно пренебречь, в связи с чем длина полуволны изгиба может
быть выражена: __________
10 4 / 0,2/<о2 , (5)
L= ------- / ------------
и w Q
где:
о - угловая скорость вращения бурильной колонны;
I - момент инерции сечения бурильных труб;
q - масса 1 м (с учётом резьбовых соединений).
Из формулы запаса прочности замков, расположенных в ней-
тральном сечении и в растянутой части колонны, получим:
J k2EIx]V
L= 104Л/прм ’
где:
т] - радиальный зазор между колонной и стенками скважины.
Обозначая:
пЕ1 0,21
--- =G , =С
104Л/с-------------q
и используя выражения (5) и (6), можно получить:
С
Gt]
19л/С
G(k2De—D)
<о =
(7)
и =
где:
к2 — коэффициент разбуривания ствола скважины;
Dc — диаметр скважины, м;
D — диаметр замка, м.
Выражение (7) позволяет определить предельно допустимую час-
тоту вращения бурового снаряда при различных его параметрах и за-
данном запасе прочности.
В табл. 106 приведены значения коэффициентов G и С для раз-
личных труб.
404
Предельно допустимую нагрузку для сжатой части колонны оп-
ределяем из выражения:
Р= Мс (8)
kJK — D
Поскольку величина Мс для данного типоразмера является посто-
янной, то выражение (7) представляет собой зависимость между осевой
нагрузкой на породоразрушающий инструмент и диаметром скважины.
Выражения (7) и (8) определяют предельные значения числа обо-
ротов снаряда и осевой нагрузки, при которых запас прочности по пе-
ременным направлениям не ниже 1,6. Если величины п и Р больше под-
считанных из формул (7) и (8), то запас прочности окажется ниже 1,6, и
вероятность безотказной работы бурильных труб и соединений будет
уменьшаться. В этом случае необходимо уменьшить частоту вращения
и нагрузку до расчётных значений.
§8. ВЫБОР НАИБОЛЕЕ ЭКОНОМИЧНОГО ТИПА
ПОРОДОРАЗРУШАЮЩЕГО ИНСТРУМЕНТА
При выборе буровой коронки или долота учитываются три ос-
новных фактора: соответствие технических показателей инструмента
геолого-техническим условиям бурения, получение максимальной ме-
ханической скорости и минимальной стоимости 1 м скважины.
В основу экономической оценки положен относительный показа-
тель - экономическая эффективность 1 м бурения скважины, стоимость
которого определяется по формуле: ___
с Г _L_ + -L_ т+т
А = L V I 7| Л + В , (1)
Т L
где:
С - стоимость 1 ст.-смены (без стоимости истирающих материа-
лов), руб.;
v - механическая скорость бурения, м/ч;
/-углубление за 1 рейс, м;
Т\ - время спуско-подъёмных и других операций, кратных 1 рей-
су, ч;
Тг - время вспомогательных операций, кратных 1 м бурения сква-
жины, ч;
Т- время, затрачиваемое в течение смены на буровые работы, ч;
В - стоимость одной коронки (долота), руб.;
L - ресурс породразрушающего инструмента, м.
Для того чтобы выбрать одну из коронок (например, типа I или
II), необходимо по формуле (1) подсчитать стоимость 1 м бурения при
использовании каждого типа коронки.
Величина 7), входящая в формулу (1), является переменной и из-
405
меняется с глубиной скважины. Исходя из этого, можно подсчитать
стоимость 1 м бурения, применяя коронки типа I и II на различных ин-
тервалах скважины.
Для упрощения формулы (I) сделаем некоторые допущения.
I. Коронка типа I отличается от коронки типа II только величи-
ной механической скорости бурения v. Тогда стоимость бурения 1 м
скважины коронкой типа I будет:
1 1
L Т\ + Тг
Т
Л1» -
Д , (2)
L
±L
Стоимость бурения 1 м коронкой типа II:
Вычитая выражение (2) из выражения (3), получаем формулу для
расчёта экономического эффекта от применения коронки типа I:
Лж-А,,- -f- ' <4>
/ VjVj!
2. Коронка типа I отличается от коронки типа II только ресурсом
(величиной углубления^ I рейс). Тогда:
1 + 1
v____
Т
В
L
/| Tt + 7\
-4|/“
1 + _1_______
Лц/ = у _ + Д
~Т J L
Лц/-Аи = • li-lii » (5)
Г hln
3. Если изменяется только величина углубления за I рейс, тогда:
• ОТ
а если изменяется только стоимость коронки, то:
л л - Д|-Д|| . (7)
Лцл-Лц)- L
Суммируя выражения (4), (5), (6), (7), получим разницу в стоимо-
сти бурения 1 м скважины коронками типа I и типа II:
А л £(>!-*„) ж С7»(/г^п) ж «(ir-iu) ж Дг-Ди ,(8)
Л. ,-/11=-------- +— ---------- +——--------- +— -------
Т VjVn Т/|/ц £|Ln Д
Из формулы (8) видно, что с глубиной скважины изменяется
только величина углубления за рейс:
CTMi-Ы
ThlU
406
Это обусловлено изменением времени Т । с увеличением глубины
скважины.
При определении снижения стоимости 1 м бурения на различных
интервалах глубины нет необходимости подсчитывать величины всех
четырёх слагаемых правой части выражения (10); на каждом интервале
первое, третье и четвёртое слагаемые достаточно определить один раз.
При определении экономической эффективности для какого-либо
определённого породоразрушающего инструмента расчётные формулы
значительно упростятся. Рассмотрим, например, твёрдосплавные корон-
ки для вращательного бурения в породах средней крепости (IV - VIII
категорий по буримости).
Для этих коронок величины углубления за рейс и на 1 коронку,
как правило, совпадают, поскольку стойкость коронки соизмерима с
длиной рейса. Ввиду того, что стоимость твёрдосплавной коронки в
среднем невелика, можно пренебречь разницей в стоимости коронок
двух различных типов и тем более разницей в стоимости истирающих
материалов на 1 м бурения. Для этого случая формула (8) будет иметь
следующий вид:
С(У|-уц) + СТМ-1п) , (9)
Г V|Vn Wn
Иц—Л, —
Различные типы породоразрушающего инструмента имеют раз-
личные технико-экономические показатели. Причём, одна коронка (до-
лото) по сравнению с другой может обладать большей стойкостью, но
обеспечивать меньшую механическую скорость. При больших глубинах
скважин, когда время проведения спуско-подъёмных операций велико,
более выгодным является применение породоразрушающего инстру-
мента большей стойкости, на меньших глубинах более эффективным
оказывается получение максимальных механических скоростей.
Для того чтобы установить предел глубины, до которой эконо-
мично использовать коронку с более высокой механической скоростью,
преобразуем формулу (9):
qvi-vn) _ стд.-/.) =0
Fvivu ТМп
и режим её относительно 1\:
т = (vi~ Уц)А/ц ,
С помощью этой формулы можно подсчитать минимум величины
1\, при которой экономичнее применять коронки с более высоким уг-
лублением за рейс.
Изложенная методика не является единственным способом эко-
номической оценки наиболее эффективного породоразрушающего ин-
струмента, однако в конкретных геолого-технических условиях может
быть полезна для оперативного выбора того или иного типа коронки
(долота).
407
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 .Что такое импрегнированная коронка?
2 .Для чего предназначен кернорватель?
3 .Назовите область применения округляющих долот.
4 . Для чего служат колонковая и шламовая трубы?
5 .Что такое ЛБТН и УБТ?
6 .В чём заключается оптимальная отработка бурильных колонн?
7.Где применяют муфтово-замковые соединения?
8.Опишите конструкцию съёмного керноприёмника.
9.Какие нагрузки испытывает колонна бурильных труб при её ра-
боте?
10. Нзовите основные принципы выбора породоразрушающего
инструмента для бурения в конкретных геолого-технических условиях.
Глава XII. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ОТБОРА И
ПОВЫШЕНИЯ ВЫХОДА КЕРНА
Основной целью разведочного бурения скважин является полу-
чение геологической информации, объём и качество которой зависит от
степени сохранности главного её источника - керна. Выхода керна оце-
нивается в процентах, т.е. - величины, определяющей фактическую его
длину в процентах к углублению скважины за один рейс. Для получения
геологической информации может быть использован также шлам и об-
разцы пород, взятые из стенок скважины при помощи специальных сна-
рядов - грунтоносов и различные технологические приёмы.
§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПО ВЫХОДУ КЕРНА.
СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ВЫХОДА КЕРНА
В процессе углубления скважины в определённых условиях про-
исходит механическое разрушение или размыв струёй промывочной
жидкости получаемого керна. Некоторые виды полезных ископаемых
частично или полностью вымываются из керна. Это снижает качество
опробования месторождения и достоверность получаемых геологиче-
ских материалов.
Для разработки и осуществления мероприятий, повышающих
процент выхода керна, создано множество классификаций горных по-
род и полезных ископаемых по отбору керна. Наиболее общей и удоб-
ной для практического использования является классификация
С.А.Волкова, созданная им в 1959 году. В её основу положено два фак-
тора:
1) механическое разрушение керна очистным агентом, вибрацией
и трением бурового снаряда;
2) растворимость породы керна либо оттаивание мёрзлых пород.
В соответствии с этим все породы и полезные ископаемые по от-
408
бору керна при механическом колонковом бурении разделены на четыре
группы.
Первая группа - горные породы и полезные ископаемые моно-
литные или слаботрещиноватые, практически не разрушаемые промы-
вочной жидкостью или механическим воздействием бурового снаряда.
Вторая группа — горные породы и полезные ископаемые легко
растворимые (минеральные соли) либо оттаивающие.
Третья группа - горные породы и полезные ископаемые, легко
разрушающиеся под действием очистных агентов.
Четвёртая группа - горные породы и полезные ископаемые, раз-
рушающиеся под воздействием очистного агента и вибрации бурового
снаряда (сильно трещиноватые, сыпучие, плывучие, перемежающиеся
по твёрдости и другие).
Руководствуясь приведённой классификацией, следует иметь в
виду, что к первой группе могут относиться породы от III-IV до XII ка-
тегории по буримости, которые практически не разрушаются в процессе
бурения под действием очистного агента и вибрации бурового снаряда.
Например, глины плотные жирные, мел плотный III категории и совер-
шенно не затронутые выветриванием монолитно-сливные джеспилиты,
кремень, яшмы, роговики - XII категории. В этих случаях выход керна
составляет до 100% и по мягким, и по твёрдым породам при использо-
вании одинарных колонковых труб и оптимальных (неспециальных)
режимов бурения.
Более сложными по выходу керна являются представители чет-
вёртой группы. Здесь для каждого вида горной породы требуется при-
менять специальные буровые снаряды и соответствующие специальные
режимы бурения.
В табл. 107 приведены рекомендации по бурению в породах раз-
личных групп по классификации С. А.Волкова.
В зависимости от целей геологических изысканий предъявляют
различные требования к образцам отбираемых проб. Так, керн должен
иметь ненарушенную структуру, быть не загрязнённым, составлять не
менее определённого процента к пробуренному интервалу, содержать
полезные компоненты месторождения - твёрдые, жидкие, газообразные.
Выход керна зависит не только от степени его сохранности в те-
чение рейса, но и от типа и совершенства технических средств, обеспе-
чивающих его доставку на поверхность.
Наиболее простым способом повышения выхода керна в слож-
ных геологических условиях является ограничение длины рейса и вели-
чин параметров технологического режима бурения, особенно при пере-
бурке тела полезного ископаемого. Это осуществляется с целью сокра-
щения времени и степени разрушающего воздействия на керн работаю-
щего бурового снаряда и промывочного агента. В то же время при зна-
чительной глубине скважины сокращение продолжительности рейса
приводит к непроизводительным затратам времени.
409
26 Зак. 274
Таблица 107
Рекомендуемые режимы бурения с отбором керна по группам пород и полезных ископаемых
Группа пород и полез- ных ископае- мых по отбору керна Характерные представители горных пород, полезные ископаемые Кате- гория пород по бури- мости Тип породораз- рушающего инструмента Тнп колон- кового снаряда Углубле-нне за рейс, м Особенности режима бурения
1 2 3 4 5 6 7
Первая группа Глины плотные, жирные, мел плотный III Твердосплав- ные коронки Одинар- ный Без ограничения Рациональный
Железистые кварциты слабо трещиноватые IX Алмазные коронки « « «
Незатронутые выветриванием монолитно-сливные джеспилиты, роговики XII « « « «
Вторая группа Каменная соль (галит). Калийные соли II Твердосплав- ные коронки « « Рациональный с промывкой насыщенными соляными растворами
Миоголетнемёрзлые породы от IV « « « «
Третья группа Железная руда окисленная, рыхлая III Твердоеплав- ные коронки Двойной С ограниче- нием до 1-1,5 Специальный режим с призабойной циркуляцией промывочной жидкости
Бурый уголь IV «
Гематитовая руда тонкозернистая VI «
Таблица 107
1 2 3 4 5 6 7
Бурые железняки ноздреватые, пористые VII «
Четвёр- тая группа
а) Сильно трещиноватые породы раздробленные V-VI1- XII Алмазные коронки Двойной С ограни- чением до I- 4 С обратной циркуляцией промывочной жидкости
б) Перемежающиеся породы по твёрдости VII1-XII То же
в) Пески плыву и ы, колчедан сыпучка, сыпучие породы II-II1 VI II-V Твердосплав- ные коронки Специ- альный С ограниче- нием до 1-3 Специальный режим безнасосного бурения
В зонах с низким процентом выхода керна для более полного со-
хранения керношламового материала применяют обратную циркуляцию
промывочной жидкости или сжатого воздуха. Причём чаще всего - это
создание призабойной циркуляции промывочной жидкости, в основном
с помощью специальных снарядов (двойных колонковых труб). Пода-
ваемая по колонне бурильных труб промывочная жидкость поступает к
породоразрушающему инструменту не через керн, а из под торца ко-
ронки двойной колонковой трубы, тем самым снижая гидродинамиче-
ское воздействие струи жидкости.
Одним из эффективных способов повышения выхода керна явля-
ется безнасосное бурение, являющееся по существу применением об-
ратной призабойной циркуляции промывочной жидкости. В процессе
бурения специальный снаряд периодически расхаживают, т.е. припод-
нимают над забоем на 15-20 см и вновь опускают. Число расхаживаний
достигает 10 в минуту.
При бурении в трещиноватых породах, поглощающих промывоч-
ную жидкость, а также в районах с недостатком воды или трудностями
её доставки к буровой скважине, применяют призабойную циркуляцию
жидкости, создаваемую эрлифтными погружными насосами за счёт
энергии сжатого воздуха.
Одним из эффективных способов повышения выхода керна и
шлама до 100% является бурение скважин с гидротранспортом керна.
§ 2. ПОДГОТОВКА К БУРЕНИЮ И БУРЕНИЕ ПО ПОЛЕЗНЫМ
ИСКОПАЕМЫМ
Определение контакта пустых пород с полезным ископаемым.
Во время бурения важно своевременно установить приближение забоя
скважины к залежи полезного ископаемого и принять соответствующие
меры к бурению по полезному ископаемому и получению максимально-
го процента выхода керна.
По получаемым из скважины кернам ежесменно составляется
фактическая геологическая колонка, располагаемая рядом с проектной в
геолого-техническом наряде, что позволяет более точно судить о геоло-
гическом разрезе района работ. Точность составления фактической ко-
лонки зависит не только от выхода керна, но и от правильной фиксации
интервалов глубины, с которой взяты образцы пород. Поэтому при бу-
рении скважины необходимо: 1) тщательно следить за замерами углуб-
ления; 2) периодически производить контрольные замеры глубины; 3)
измерять зенитное и азимутальное направление скважины.
Приближение забоя скважины к залежи полезного ископаемого
устанавливается по характерным для данного района геологическим
признакам. Эти признаки должны быть отражены в геолого-
техническом наряде, который обязательно вывешивается в каждой бу-
412
ровой вышке. В проектной геологической колонке наряда выделяют ру-
ководящие (маркирующие) горизонты - характерные слои и прослойки,
по которым можно судить о приближении забоя скважины к залежи по-
лезного ископаемого.
Вскрытие контактов пустых пород с полезным ископаемым и по-
лезного ископаемого с пустыми породами обычно можно определить
по: 1) изменению буримости пород; 2) изменению цвета изливающейся
из скважины промывочной жидкости.
Изменение буримости является надёжным показателем перехода
от вмещающих пород к полезному ископаемому, если они существенно
различаются по физико-механическим свойствам. Чтобы своевременно
заметить изменение буримости, нужно поддерживать постоянный тех-
нологический режим бурения (частота вращения, давление на забой и
режим промывки) и учитывать возможное изменение скорости углубле-
ния, зависящее от затупления резцов твёрдого сплава, износа алмазной
коронки.
Изменение углубления скважины обычно определяется путём ви-
зуальных наблюдений, замеров через определённые равные промежутки
времени или по показаниям приборов указателя давления, скорости бу-
рения, крутящего момента и т. д. Если вмещающие породы и полезное
ископаемое одинаковы или почти одинаковы по буримости, то устано-
вить контакт между ними по изменению скорости углубления затрудни-
тельно, а иногда и невозможно.
Изменение цвета изливающейся из скважины промывочной жид-
кости не совпадает с моментом фактического перехода бурового нако-
нечника из одной породы в другую. Время, потребное на вынос частиц
породы забоя из скважины, зависит от её глубины, скорости восходяще-
го потока промывочной жидкости, поглощения жидкости породами и
т.п.
Вскрытие контактов нужно определять по комплексу признаков и
во всех случаях добиваться получения наиболее высокого процента вы-
хода керна.
Подготовка скважины и инструмента для бурения по полезному
ископаемому производится в следующем порядке:
а) промывают буровую скважину до полного удаления шлама;
б) извлекают оставшийся керн вмещающих пород;
в) производят контрольный замер глубины скважины с участием
геологического персонала;
г) очищают от шлама желоба и отстойники и, если требуется, за-
меняют глинистый раствор;
д) готовят специальные приспособления для улавливания шлама,
если опробование ведётся по керну и шламу;
е) при необходимости надёжной изоляции полезного ископаемо-
го от вышележащих горизонтов пустых пород закрепляют скважину об-
садными трубами и надёжно тампонируют глиной или цементируют низ
413
колонны.
ж) тщательно готовят нужный снаряд для бурения по залежи по-
лезного ископаемого в зависимости от группы пород по трудности по-
лучения кериа.
Если выход керна по мягким прослоям полезного ископаемого
недостаточен, то прибегают к улавливанию шлама. При бурении с про-
мывкой для этой цели применяют специальные шламовые ящики. На
скважине их должно быть не менее четырёх.
При бурении с продувкой скважины воздухом шлам улавливается
в специальных шламоуловителях циклонного типа, устанавливаемых на
отводной линии. Устье скважины при этом обязательно герметизирует-
ся специальным устройством.
§3 . СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА,
ПОВЫШАЮЩИЕ ВЫХОД КЕРНА
Для повышения выхода керна при бурении применяются различ-
ные специальные технические средства. Простейшими из них являются
кернорватели (см. гл. XI, §3). Они предназначены для обеспечения от-
рыва керна от забоя в конце рейса. Конструкции кернорвателей преду-
сматривают их применение при алмазном и твёрдосплавном бурении,
хотя существенных отличий они не имеют.
При бурении в зонах неустойчивых и разрушенных пород рва-
тельные элементы применяют в виде лепестков, плашек и рычажков.
Они позволяют лучше удерживать керн во время его подъёма из сква-
жины. При бурении в слаботрещиноватых и монолитных породах ис-
пользуют разрезные рвательные кольца.
Кернорватели применяют как с одинарными, так и двойными ко-
лонковыми трубами при различных способах бурения.
Двойные колонковые трубы (снаряды)
В практике ведения буровых работ создано большое количество
двойных колонковых труб. Двойные колонковые трубы предназначены
в основном для повышения выхода (сохранности) керна и увеличения
возможного углубления за рейс в различных геолого-технических усло-
виях.
В двойных колонковых трубах внутренняя труба предохраняет
поступающий в неё керн от разрушения, а наружная - служит для пере-
дачи осевой нагрузки и крутящего момента на породоразрушающий ин-
струмент.
Двойные колонковые трубы подразделяются на трубы с вра-
щающейся (ТДВ) или не вращающейся (ТДН) внутренней трубой в
процессе бурения.
Серия двойных колонковых труб различных типов разработана
ВИТР (табл. 108).
414
Основные показатели двойных колонковых труб, разработанных ВИТРом
_____ (Значения показателей для двойных колонковых труб) _
.1Л-9Д-НШ. о оо •Л 4500 сэ р *Z1 с m г 1 5 Ч 40 1,5 3850
JA-6S-HVX О' «А ГМ 4500 «А Ja SA W ГА £ 1 4 К 2,0 3925
ЛЛ-Я’-НП 4470 *П ГЧ 3 Р 1,2 4170
0-F6-HV1 m О' 00 SO 4657 О г- О' ОО О, t "1 р 3,0 4024
0-9Z.-HIZ1 г- ГМ 3640 <м р S ' ГА*1 Г Ч к 3,75 1890
O-6S-HI7I оо 4460 о ГА А 2 3 5 £ 3,0 3756
o-w-hVx ЧО о О О. гм •Л 5 Ч 5 Ja 2,0 3837
f-9£-Ht71 »О 40 4185 •А Р ) R 3,75 3410
Z-6S-HV1 О' оо 5815 *А^ *А р ’ 5? 2 5485
г-94-affl о гм •Л 5955 «А^ Р <П с г^ 0 SO 2,5 5485
Z-6S-HV1 О' ОО ГА 6055 сэ in А г 5? 2 5485
Z-9L-HVX 0 гм *А 6200 »А О'" *Л Р 1Л С *А* $ 0 о 2,5 5485
I-6S-0VX О' ГМ 5820 СО In А X оо О
i-w-atl JO О' *П 5855 О о VI С V *2 2 5455
I-6S-HV1 О' ГМ 5930 о оо” »Л •А а оо 2 5470
I-9Z.-HIT1 SO г~~ О' «А 5975 оГ JA - S m ь 2 5455
Наимено- вание показателей Диаметр скважины, мм Диаметр керна, мм Общая длина трубы, мм з" £ ₽ 13 8 S fe 5 ь Ш ₽ наружный диаметр, мм толщина стенки, мм jLViruia, mm Внутренняя труба: наружный диаметр, мм толщина стенки, мм длина, мм
415
Трубы первого типа предназначены для бурения в монолитных
слаботрещиноватых породах V-ХП категорий по буримости с промыв-
кой скважины только водой с использованием серийно выпускаемых
алмазных и твердосплавных коронок.
Трубы первого типа диаметром 59 и 76 мм изготавливаются с
вращающейся и невращаюшейся внутренней трубой.
Труба ТДН-59-1 (рис. 153) состоит из переходника 12, труб на-
ружной 73 и внутренней 15, подшипникового узла, корпуса кернорвате-
ля с кольцом /7 и расширителя 16.
Износостойкий переходник 12 с релитовыми наплавками служит
для соединения с колонной бурильных труб.
Подшипниковый узел, связывающий наружную и внутреннюю
трубы, обеспечивает свободное проворачивание внутренней трубы, бла-
годаря чему она остаётся неподвижной при бурении. Узел состоит из
переходника 1, вала 14, втулки 5 с упорными подшипниками, подшип-
ника скольжения, имеющего корпус 8, манжету 9, втулку 7, гайку 2,
шайбу 3 и винт 6 с конической резьбой.
Упорные подшипники 4 поджаты подшипником скольжения, ко-
торый ввинчен в переходник 1.
Рис. 153. Двойная колонковая труба ТДН-59-1: 1, 12 - переходник; 2, 10 -
гайка; 3, 11 - шайба стопорная; 4 - подшипник; 5 - втулка; 6 - винт; 7 - втулка;
8 - корпус подшипника скольжения; 9 - манжета; 13 - наружная труба; 14 - вал;
15 - внутренняя труба; 16 - корпус кернорвателя и расширитель; 17 - рватель-
ное кольцо; 18 - породоразрушающий инструмент; 19 -шаровой клапан.
416
Корпус кернорвателя имеет внутреннюю цилиндрическую про-
точку, в которой расположена нижняя часть внутренней трубы. Между
концом проточки и нижним торцом внутренней трубы имеется зазор
(0,5 - 1,0 мм), величина которого регулируется гайкой 10 и пружинной
шайбой 11с помощью резьбы на валу 14.
При бурении с двойной трубой ТДН-59-1 промывочная жидкость
направляется в износостойкий переходник, далее движется вниз по
межтрубному пространству, затем через отверстия во внутренней трубе
поступает к породоразрушающему инструменту. Для предотвращения
возникновения во внутренней трубе водяной или воздушной подушки
предусмотрен обратный шаровой клапан 19.
Трубы ТДН-76-1 по конструкции и принципу действия аналогич-
ны ТДН-59-1; различие заключается в конструкции подшипникового
узла.
В двойной колонковой трубе ТДВ-59 (76)-1 (рис. 154) внутренняя
труба при работе вращается вместе с наружной.
Рис. 154. Двойная колонковая труба ТДВ-59(76)-1: 1- износостойкий пере-
ходник; 2 - переходник; 3 - наружная труба; 4 - гайка; 5 - пружинная шайба; 6
- шаровой клапан; 7 - внутренняя труба; 8 - расширитель; 9 - кернорватель; 10
- породоразрушающий инструмент.
При работе ТДВ промывочная жидкость поступает в межтрубное
пространство, затем через отверстия во внутренней трубе в зазор между
керном и внутренней трубой. Далее часть жидкости направляется к ко-
417
ронке, а затем в затрубное пространство, другая часть - по внутренней
трубе в каналы А.
Регулировка положения внутренней трубы 7 на переходнике 2
осуществляется при помощи гайки 4 и пружинной шайбы 5. Для прохо-
да промывочной жидкости из внутренней трубы к каналам А имеется
обратный шаровой клапан 6.
Трубы второго типа предназначены для бурения с промывкой
водой и глинистым раствором слаботрещиноватых, трещиноватых и ма-
лоустойчивых горных пород VII - XII категорий по буримости.
Применяемые с ними алмазные коронки имеют специальную
конструкцию с увеличенной шириной матрицы и удлинённым стальным
корпусом с внутренней резьбой.
Двойные колонковые трубы второго типа также выпускаются с
невращающейся и вращающейся внутренней трубой.
Двойная колонковая труба ТДН-59 (76)-2 (рис. 155) состоит из
износостойкого центрирующего переходника 7, наружной 4 и внутрен-
ней б труб, подшипникового узла 3, корпуса кернорвателя 9, рвательно-
го кольца 10, расширителя 7, упорного кольца 8 и алмазной коронки.
Рис. 155. Двойная колонковая труба ТДН - 59 (76)-2: 1 - износостойкий пере-
ходник; 2 - переходник подшипникового узла; 3 - пошипниковый узел; 4 - на-
ружная труба; 5 - шаровой клапан; 6 - внутренняя труба; 7 - расширитель; 8 -
упорное кольцо; 9 - корпус кернорвателя; 10 - рвательное кольцо; 11 - породо-
разрушаюший инструмент.
Промывочная жидкость через износостойкий переходник 1, пере-
ходник 2 подшипникового узла попадает в межтрубное пространство,
418
омывает забой и через промывочные каналы в коронке попадает в за-
трубное пространство. Во избежание возникновения водяной или воз-
душной подушки во внутренней трубе и перетекания в неё промывоч-
ной жидкости из межтрубного пространства в снаряде предусмотрен
шаровой клапан 5.
Двойная колонковая труба ТДВ-59 (76)-2 (рис. 156) с вращаю-
щейся вместе с наружной внутренней трубой состоит из тех же основ-
ных частей, что и трубы ТДН-59 (76)-2.
Рис. 156. Двойная колонковая труба ТДВ-59(76)-2: 1 - износостойкий пере-
ходник; 2 - переходник; 3 - наружная труба; 4 - гайка; 5 - пружинная шайба; 6
- шаровой клапан, 7 - внутренняя труба; 8 - расширитель; 9 - упорное кольцо;
10 - рвательное кольцо; 11 - корпус кернорвателя; 12 - породоразрушающий
элемент.
Трубы четвёртого типа с неподвижной внутренней трубой вы-
пускаются одного размера. Двойная колонковая труба ТДН-76-4 дана на
рис. 157.
Эти трубы предназначены для бурения с промывкой глинистым
раствором или водой разрушенных, легкоразмываемых и сильнотрещи-
новатых пород V - X категорий по буримости.
В этих снарядах используют специальные алмазные коронки (од-
нослойные КДТ-4А), импрегнированные (КДТ-4И) и расширители
(РДТ-4-76).
419
Рис. 157. Двойная колонковая труба ТДН-76-4: 1 - износостойкий переход-
ник; 2 - переходник; 3 - наружная труба; 4 - масленка; 5 - вал; 6 - корпус
Трубы типа О разработаны четырёх размеров с невращающейся
внутренней трубой и предназначены для бурения в сложных геологиче-
ских условиях по сильно разрушенным и перемежающимся по твёрдо-
сти горным породам VII—XII категорий по буримости с промывкой во-
дой и глинистым раствором. Двойная колонковая труба ТДН-76-0 дана
на рис. 158.
В трубах типа ТДН-76-0 применяются алмазные коронки специ-
альных конструкций.
Конструкции двойных колонковых труб этого типа обеспечивают
частичную обратную призабойную циркуляцию промывочной жидкости
благодаря меньшим гидравлическим сопротивлениям во внутренней
трубе по отношению к затрубному пространству.
Трубы типа УТ предназначены для бурения слаботрещиноватых
пород VI1-XI категорий по буримости.
Трубы с неподвижной в процессе бурения керноприёмной трубой
и сигнализатором самозаклинивания керна обеспечивают как прямую,
420
так и обратную промывку. Алмазные коронки, применяющиеся с ТДН-
УТ, имеют нормальную толщину матриц.
Рис. 158. Двойная колонковая труба ТДН-76-0: / - износостойкий переход-
ник; 2 - подшипниковый узел; 3 — сменный переходник; 4 — наружная труба; 5 -
шламовая труба; 6 - внутренняя труба; 7 - удлинитель; 8 - корпус кернорвателя;
9 - рвательное кольцо; 10- коронка алмазная/
На рис. 159 изображена принципиальная схема двойной колонко-
вой трубы типа УТ, основными частями которой являются подшипни-
ковый узел 4, 5, обеспечивающий неподвижность внутренней трубы 2
при вращении наружной трубы 1, и узел регулирования положения тру-
бы 2.
В ряде производственных геологических организаций разработа-
ны конструкции двойных колонковых труб для конкретных условий
различных месторождений полезных ископаемых.
В ТулНИГП разработан двойной колонковый снаряд (ДКС) кон-
струкции Н.Г. Егорова. Он содержит (рис. 160, а) наружную колонко-
вую трубу 27 с подкоронником 39 и двумя коронками 38 и 40 (могут
применяться специальные твёрдосплавные или алмазные коронки без
подкоронника), внутреннюю керноприёмную трубу 30 с кернозахват-
ным элементом (кернодержателем) 22, поршневой узел, распредели-
тельный узел, шламоприёмное устройство и фиксирующее устройство.
421
Рис. 159. Принципиальная схема двойной колонковой трубы ТДН-УТ с
прямой промывкой забоя скважины: 1 — наружная труба; 2 - внутренняя тру-
ба; 3 - вал; 4,5- подшипниковый узел; 6 - корпус рвателя; 7 - рвательное коль-
цо; 8 - коронка; 9 - пробка; 10 - шаровой клапан.
Часть снаряда, включающая поршневой и распределительный уз-
лы и фиксирующая устройство, имеет диаметр 73 мм и может приме-
няться с разными наборами колонковых и керноприёмных труб. Так, в
случае применения варианта ДКС 89/73 используются переходник 31
диаметром 73 мм и специальный переходник 32 диаметром 73 мм на
трубы 27 диаметром 89 м (рис. 160, б).
С целью использования ДКС с серийными твердосплавными или
алмазными коронками в нём применён специальный подкоронник 3, ус-
танавливаемый на наружной колонковой трубе 27. Во внутренней части
корпуса имеется проточка под кернодержатель 22.
Кернодержатель (рис. 161) представляет собой патрубок / с лепе-
стками, образованными посредством узких (0,3 ... 0,8 мм) вертикальных
разрезов, которые выполнены в нижней тонкостенной части патрубка.
Разрезы сделаны по касательной к внутренней проточке патрубка. В
приторцевой части внутренние лепестки снаружи имеют полусфериче-
ские приливы в виде заклёпок 4, контактирующие с внутренней поверх-
ностью промежуточной трубы 39, рис. 160.
422
Рис. 160. Двойной колонковый снаряд с принудительным зажимом керна:
а: 1,6- корпус; 2 - поршень; 3 - шток; 4 — пружина; 5,16- кольцо; 7 - затвор; 8
— шламопроводящая трубка; 9 - фильтр; 10 - клапан-фиксатор; 11 - пластинча-
тая пружина; 12 - винт; 15 - втулка; 17 - манжета; 18- ось; 19 - конус; 20 - ша-
ровой клапан; 22 - кернодержатель; 26 - шламоприёмная труба; 27 - наружная
колонковая труба; 28 - шламоотводная головка; 29, 31 - переходник; 30 - внут-
ренняя керноприёмная труба; 38, 40 - коронка; 39 - промежуточная труба; б -
часть снаряда: 6 - корпус; 7 - затвор; 27 - наружная колонковая труба; 31, 32-
переходник.
423
Рис. 161. Кернодержатель: 1 - корпус; 2 - внутренний лепесток; 3 - наружный
лепесток; 4 - заклёпка.
Поршневой узел (рис. 160, а) состоит из поршня 2, размещённого
в корпусе 1. В кольцевых проточках поршня установлены резиновые
кольца 16. Шток 3 с поршнем соединён посредством оси 18 и опирается
на пружину 4. Поршень имеет центральный и боковые каналы, гидрав-
лически связывающие полость бурильных труб с межтрубным кольце-
вым зазором.
Распределительный узел (рис. 160, а) включает в себя корпус 6 с
системой вертикальных и радиальных каналов, во внутренней полости
которого размещён гидравлический затвор 7 с центральным и радиаль-
ными каналами, выходящими к наружной кольцевой проточке. Гидрав-
лический затвор 7 скреплён с штоком 3 поршня 2 посредством ориги-
нального шарнирного соединения. В полости корпуса 6 гидравлический
затвор 7 герметизирован резиновыми кольцами, а шток - манжетой 17,
прикрытой сверху кольцом 5, на которое опирается пружина 4.
Шламоприёмное устройство состоит из шламоприёмной трубы
26, которая посредством переходника 29 соединяется с внутренней кер-
ноприёмной трубой 30, а с помощью верхнего переходника 37 - с гид-
равлическим затвором 7. Ниже шламопроводящей трубки 8 в переход-
нике 29 установлен фильтр 9; верхняя часть шламопроводящей трубки 8
оснащена шламоотводной головкой 28 с шаровым клапаном 20.
Фиксирующее устройство представляет собой клапан-фиксатор
10 в виде сферы на цилиндрическом стрежне. На другом конце стержня
имеется конусный хвостовик с прикреплённой к нему винтом 12 пла-
стинчатой пружиной 11. В нижней части конуса замка 19 бурильной ко-
424
лонны в проточке установлена втулка 75 с насечкой.
Работает ДКС следующим образом.
В процессе бурения промывочная жидкость, подаваемая с по-
верхности от бурового насоса по колонне бурильных труб, поступает по
центральному и боковым каналам поршня 2, через вертикальные каналы
в корпусе затвора 6 в кольцевой зазор между наружной и внутренней
трубами снаряда и далее через каналы в подкороннике 39 к забою сква-
жины. В призабойной части поток раздваивается. Часть жидкости под-
нимается по кольцевому зазору между наружной трубой и стенками
скважины, где на пути движения её имеется местное пакерующее со-
противление в виде пояска диаметром 75 мм на корпусе 6 ниже ради-
альных выпускных каналов. Другая часть жидкости поднимается по
кольцевому зазору между керном и внутренними сетками керноприём-
ной трубы, через фильтр 9, по шламопроводящей трубе 8, через окна в
специальной головке 28, по центральному каналу затвора 7 и через его
радиальные каналы выходит в кольцевой зазор между наружной трубой
и стенками скважины.
После окончания бурения внутрь бурильных труб забрасывают
клапан-фиксатор 10, последний ложится в гнездо поршня 2, перекрывая
центральный осевой канал. Включается буровой насос, под давлением
промывочной жидкости поршень со штоком, затвором 7, переходником
31 и внутренней трубой с кернодержателем перемещается вниз При
этом лепестки кернодержателя, контактируя с внутренней поверхно-
стью подкоронника 39, сжимаются к центру, плотно зажимая керновый
материал. Обратному перемещению вверх препятствует хвостовик кла-
пана-фиксатора, упирающийся в насечку втулки 15.
Удерживанию керна от выпадения при подъёме снаряда способ-
ствует также наличие клапана 20, перекрывающего канал шламопрово-
дящей трубки 8, благодаря чему внутри керноприёмной трубы 30 созда-
ётся удерживающее усилие за счёт разрежения.
Бурение с обратной промывкой
В сложных геологических условиях и при низком проценте вы-
хода керна применяют бурение с обратной промывкой.
В настоящее время известно несколько способов промывки сква-
жин, которые в зависимости от схемы гидравлического контура можно
подразделить на две большие группы.
Первая - промывки с выходом обратного потока промывочной
жидкости на поверхность.
Вторая - промывки с внутрискважинной обратной циркуляцией
промывочной жидкости без выхода её на поверхность.
Обратные промывки первой группы в зависимости от способа их
создания и видоизменений гидравлического контура могут быть под-
разделены следующим образом.
1. Системы обратных промывок, создаваемых нагнетанием про-
425
мывочной жидкости буровым насосом с поверхности: а) в затрубное
пространство (между колонной бурильных труб и стенками скважин) с
выходом на поверхность по колонне бурильных труб; б) в кольцевой за-
зор концентрической двойной колонны бурильных труб с выходом на
поверхность по внутренней колонне; в) по колонне бурильных труб с
преобразованием прямого потока промывочной жидкости в обратный в
призабойной зоне.
2. Отсос промывочной жидкости с забоя через колонну буриль-
ных труб с помощью вакуумнасосов и центробежных насосов.
3. Подъём промывочной жидкости на поверхность через буриль-
ную колонну труб водоструйными насосами (гидроэлеваторами).
4. Откачивание жидкости из скважины по колонне бурильных
труб с помощью эрлифта.
Промывки второй группы имеют только внутрискважинный
замкнутый гидравлический контур обратного потока промывочной
жидкости и в отличие от систем первой группы не обеспечивают воз-
можность выноса шлама и керна на поверхность.
Выносимый с забоя потоком промывочной жидкости шлам соби-
рается в специальных шламосборниках, обязательно включаемых в этом
случае в компоновку бурового снаряда. В большинстве случаев они
представляют собой шламовые трубы закрытого или открытого типов.
Создание обратной циркуляции промывочной жидкости только в
призабойной зоне скважин может осуществляться путём применения: а)
безнасосного способа бурения; б) погружных водоструйных (эжектор-
ных^ насосов; в) погружных центробежных насосов с электроприво-
дом ; г) погружных насосов с механическим приводом ; д) погружных
поршневых и пульсационных насосов с гидро- и пневмоприводом ; е)
двух жидкостей с разными удельными весами (плавающий столб про-
мывочной жидкости).
Упомянутые способы обратной циркуляции промывочной жид-
кости имеют свои преимущества и недостатки, каждая их них может
быть эффективной только в определённых геолого-технических услови-
ях бурения.
Безнасосное бурение с внутренней призабойной циркуляцией
жидкости
Сущность безнасосного бурения заключается в том, что в сква-
жину опускают на колонне бурильных труб специальный колонковый
набор, включают его вращение, производят периодическое расхажива-
ние (медленный подъём над забоем на небольшую высоту и свободное
сбрасывание), поддерживая определённую осевую нагрузку на породо-
разрушающий инструмент.
* Эти способы не нашли широкого практического применения.
426
Обязательным условием безнасосного бурения является наличие
в скважине столба жидкости. Если в скважине нет грунтовых вод, в неё
периодически наливают воду или глинистый раствор (в зависимости от
состояния горных пород) перед спуском бурового снаряда в таком ко-
личестве, чтобы столб жидкости был несколько больше длины колонко-
вого набора. На рис. 162 дана схема работы колонкового снаряда для
безнасосного бурения.
Рис. 162. Схема работы колонкового снаряда для безнасосного бурения
В процессе бурения снаряд приподнимают над забоем (рис. 162,
а) на некоторую высоту Н, при этом жидкость перемещается из наруж-
ного кольцевого пространства в колонковую трубу. В это время шаро-
вой клапан 5 перекрывает осевой канал ниппеля.
При движении жидкости из наружного кольцевого пространства
в колонковую трубу вместе с жидкостью перемещается с забоя шлам и
происходит охлаждение породоразрушающего инструмента.
Во время движения бурового снаряда к забою (рис. 162, б) клапан
поднимается под давлением жидкости до ограничительного штифта 7, а
жидкость перемещается в двух направлениях: основная часть движется
по каналам переходника 3, ниппеля 4, шламопроводящей трубки 6 и из-
ливается в скважину через её отверстия, а другая часть возвращается в
скважину через внутренний кольцевой зазор между керном, коронкой I
и колонковой трубой 2.
Таким образом, при расхаживании бурового снаряда осуществля-
ется периодическая местная циркуляция жидкости - внутри бурового
427
снаряда и в скважине.
Шлам распределяется в буровом снаряде и в скважине соответст-
венно его размерам и массе. Крупные и тяжёлые частицы оседают на
керн, а мелкие и лёгкие возвращаются в скважину через отверстия шла-
мопроводящей трубки.
Частота расхаживания и высота подъёма снаряда над забоем за-
висят главным образом от твёрдости и плотности пород. Чем твёрже
породы и меньше их плотность, тем реже следует проводить расхажи-
вание снаряда. В мягких породах, а также в породах с большей плотно-
стью, сыпучих и плывучих породах частоту расхаживания бурового
снаряда нужно увеличивать соответственно увеличению шламообразо-
вания и интенсивности осаждения тяжёлого шлама.
При вращении бурового снаряда без подъёма его над забоем и
опускания на забой шлам перемещается по кольцевым зазорам (внут-
реннему и наружному) к забою скважины и тем быстрее, чем больше
плотность породы. При этом шлам затирается в стенки скважины и в
керн вращающимся снарядом, в результате чего на стенках скважины и
керне образуются уплотнённые корочки, защищающие керн и стенки
скважины от размыва и обрушения. Это обеспечивает высокий процент
выхода керна и достаточную устойчивость стенок скважины при безна-
сосном бурении. Выход керна обычно достигает 100% в самых рыхлых
и весьма неустойчивых породах.
Безнасосное бурение пользовалось широким распространением
при применении станков с рычажной подачей. На кафедре разведочного
бурения МГРИ была разработана буровая установка ИГИ-100, полно-
стью механизирующая процесс расхаживания бурового снаряда. В на-
стоящее время расхаживание производят с помощью лебёдки станка.
Безнасосное бурение применяют:
а) для повышения выхода керна при бурении по породам I - VIII
категорий по буримости, которые легко размываются и растираются
при колонковом бурении с промывкой (некоторые сорта бурых углей,
мягкие железные руды, бокситы, сыпучие колчеданы, пески, плывуны);
б) при инженерно-геологических изысканиях для получения об-
разцов пород с ненарушенной структурой;
в) при забуривании скважин в сильно размывающихся породах с
глубины 5-6 м для предупреждения обвала пород со стенок и искривле-
ния ствола скважины;
г) как самостоятельный метод бурения неглубоких скважин в
случае затруднений с водоснабжением.
К преимуществам безнасосного бурения можно отнести:
а) высокий процент выхода крена даже в мягких, сильно размы-
вающихся породах и рудах;
б) возможность бурения без затраты времени и средств на подго-
товку и обслуживание циркуляционной системы;
в) экономное расходование энергии благодаря отсутствию необ-
428
ходимости прокачивать в скважину жидкость с помощью бурового на-
соса;
г) значительное повышение скорости углубления скважин за счёт
ударного и вращательного действия буровой коронки на забой.
Недостатки безнасосного бурения:
а) утомительный труд бурового персонала при расхаживании бу-
рового снаряда через рычаг станка, а также лебёдку;
б) повышенный износ бурильных труб в результате расхажива-
ния бурового снаряда;
в) возможность зашламования и прихвата снаряда из-за наруше-
ния ритма расхаживания его;
г) повышенный износ бурового станка (лебёдки) в результате
знакопеременной нагрузки вращательно-ударного действия при расха-
живании снаряда;
д) быстрый износ каната при расхаживании снаряда с лебёдки;
е) возможность бурения только пород мягких и средней твёрдо-
сти твёрдосплавным породоразрушаюшим инструментом.
Колонковые снаряды для безнасосного бурения различаются по
устройству, наличию шламоулавливающих элементов и расположению
клапана. По этим признакам их подразделяют на три основные группы.
1) без шламовой трубы; 2) с открытой шламовой трубой; 3) с закрытой
шламовой трубой.
Колонковый снаряд без шламовой трубы приведен на рис. 162.
Колонковые снаряды для безнасосного бурения приведены на рис. 163.
Колонковый снаряд с открытой шламовой трубой (рис. 163, а)
является более совершенным.
Колонковые снаряды с закрытой шламовой трубой бывают двух
типов: клапан расположен внутри шламовой трубы и клапан располо-
жен в колонне бурильных труб.
Наиболее совершенным является колонковый снаряд конструк-
ции С.А. Волкова с закрытой шламовой трубой и клапаном, располо-
женным в колонне бурильных труб (рис. 163, б). Вынос клапана из
шламовой трубы повышает шламоулавливающую способность и значи-
тельно упрощает извлечение керна из колонковой трубы.
При безнасосном бурении очень важно поддерживать ритмичное
расхаживание снаряда. В противном случае создаются благоприятные
условия для осаждения шлама между керном и колонковой трубой и в
наружном кольцевом зазоре, что приводит к прекращению циркуляции
жидкости, заклиниванию керна в колонковой трубе, отрыву его и подъ-
ёму под переходник, а также заклиниванию колонковой трубы.
Основными параметрами разработанного С.А. Волковым процес-
са технологического режима безнасосного бурения являются: 1) частота
расхаживания снаряда; 2) высота подъёма снаряда над забоем; 3) осевая
нагрузка на забой; 4) частота вращения снаряда.
Частота расхаживания бурового снаряда измеряется числом
429
двойных ходов (качания вверх и вниз) в минуту.
Рис. 163. Колонковые снаряды для безнасосиого бурения: а - колонковый
снаряд с открытой шламовой трубой; 1 - коронка; 2 - колонковая труба; 3,6 -
переходник; 4 - ниппель; 5 - шламовая труба; б - шаровой клапан; 7 - шламо-
проводящая труба; 8 — бурильная труба; 9 - замок; б - колонковый снаряд с за-
крытой шламовой трубой; 1 - коронка; 2 - колонковая труба; 4 — шламопрово-
дящая трубка; 5 - шламовая труба; 7 - ниппель; 8 — клапан; 9 - шламопроводя-
щая труба; 10 - бурильная труба.
Установлено, что частота расхаживания снаряда должна быть тем
больше, чем выше буримость пород и больше шламообразование в
скважине, так как в этих случаях необходимо своевременно и эффек-
тивно удалять шлам, который при бурении, например, мягких и неус-
тойчивых пород образуется, кроме того, за счёт разрушения стенок
скважины и керна.
430
При бурении по рудным залежам или породам, имеющим боль-
шую плотность, частоту расхаживания снаряда следует повышать неза-
висимо от устойчивости стенок скважины и керна, так как тяжелый
рудный шлам быстро оседает. При бурении твёрдых устойчивых пород
небольшой плотности частоту расхаживания снарядов нужно снижать.
Излишняя частота расхаживания снаряда сокращает время рабо-
ты коронки на забое и уменьшает проходку твёрдых пород, а при буре-
нии мягких пород обычно наблюдается размыв керна за счёт интенсив-
ной циркуляции жидкости.
Рекомендовать следующие средние частоты расхаживания снаря-
да при бурении: в сыпучих породах - 40-60 двойных ходов; руд с боль-
шой плотностью - 30-40; песчано-глинистых пород - 20-25; глин, мяг-
ких известняков, доломитов, алевролитов - 15-20; песчаников, твёрдых
известняков, сланцев - 10-15 двойных ходов.
Высота подъёма бурового снаряда над забоем тесно связана с
частотой расхаживания. Чем больше частота расхаживания, тем меньше
должна быть высота подъёма. Высота подъёма снаряда над забоем
обычно 5-8 см для мягких пород и до 10 см для пород средней твёрдо-
сти. Осевая нагрузка нередко создаётся весом инструмента, опускаемо-
го в скважину.
Величину осевой нагрузки выбирают в зависимости от диаметра
скважины и твёрдости пород. Так, для твёрдых пород осевая нагрузка
должна быть 20-40 кН, для мягких пород - 1,5-2,5 кН при диаметре бу-
ровых коронок 75-130 мм. При больших значениях осевой нагрузки
ухудшаются условия работы бурильных труб, и при проходке мягких
пород происходит затирка керна всухую и прекращается углубление
скважины.
Частоту вращения бурового снаряда подбирают из расчёта сред-
ней окружной скорости коронки в пределах 0,6-0,8 м/с в зависимости от
характера пород. Для твёрдых пород можно принимать большее значе-
ние окружной скорости.
Механическая скорость безнасосного бурения обычно выше ско-
рости бурения с промывкой. В табл. 109 приведены средние механиче-
ские скорости безнасосного бурения некоторых пород и руд.
Таблица 109
Средняя механическая скорость безнасосного бурения
Наименование пород н руд Средняя механиче- ская скорость бурения, м/ч Категория пород и руд побурнмостн
Глины с редкими включениями щебёнки и 5,0-6.5 III
гальки
Песчано-алевритовые породы 3,95-4 5 VI
Алевролиты 2,3-3,2 VI
Бурый железняк 3.0-4,3 VII
Мартитовая н гидрогематитовая руда 2,5-4,0 VIII
Медный колчедан сыпучий 1,5-2,0 XI
431
Величина углубления за рейс колеблется в широких пределах (от
0,5-1 до 4-6 м) и зависит от характера пород, ресурса коронки, интен-
сивности шламообразования и эффективности шламоулавливания.
Эжекторные колонковые снаряды
Эжекторные снаряды оснащены струйными насосами с одинар-
ной или двойной колонковой трубой. Они обеспечивают выбуривание и
подъём из скважины керна, раздробленных кусков породы и шлама.
Эжекторный колонковый снаряд со струйными насосами (рис.
164) предназначен для бурения раздробленных и сильно трещиноватых
горных пород. Включение в конструкцию снаряда нескольких насосов
позволяет повысить коэффициент эжекции и интенсивность обратной
призабойной промывки.
Рис. 164. Эжекторный колонковый снаряд со струйными насосамн
Эжекторный снаряд состоит из переходника 1 патрубка, трубки 4
с направляющей головкой 2, плиты 5, струйных насосов 6, 7, переход-
ника 10, клапана 13, пружины 14, пяты 15, фильтра 16 и колонковой
трубы 17. Головка 2 с помощью резьбы соединена с трубкой 4, которая
удерживается в крайнем верхнем положении пружиной 14. Плита 5, в
которой укреплены сопла струйных насосов, зафиксирована от осевого
432
перемещения патрубками 3, 8. Смесители ввинчены в торец переходни-
ка 10. Диффузоры представляют собой конические каналы 9, просвер-
ленные в переходнике и закрытые внизу клапанами 11, которые преду-
преждают засасывание жидкости из скважины в случае зашламования
одного из сопел струйных насосов. Каналы 12 перекрыты в нижней час-
ти переходника коническим клапаном 13 для предотвращения утечки
промывочной жидкости в скважину при прямой промывке. Перед спус-
ком снаряда в скважину необходимо отрегулировать расстояние между
нижней кромкой клапана 13 и пятой 15. Оно должно обеспечивать при
опускании трубки 4 до упора клапана в пяту полное открытие окон на
головке 2. При этом направляющие перья головки не должны выходить
из гнезда в переходнике 1. Струйные насосы регулируются так же, как и
на обычных эжекторных снарядах.
После спуска снаряда в скважину на 1-1,5 м выше забоя, через
трубку 4 в колонковую трубу закачивают промывочную жидкость для
очистки забоя от шлама. Затем через колонну бурильных труб забрасы-
вают металлический шарик, который, садясь в головку 2, перекрывает
промывочный канал трубки 4. Затем вновь включают буровой насос.
При возрастании давления в колонне бурильных труб головка 2, трубка
4 и клапан 13 опускаются до упора в пяту 75. При этом открываются
окна направляющей головки 2, промывочная жидкость поступает в ра-
бочую камеру снаряда и к струйным насосам. Далее бурение скважины
ведётся при обратной промывке, осуществляемой струйными насосами.
Диаметр снаряда 73 мм, сопла насоса 6,5 мм, смесителя 10 мм.
Количество подаваемой жидкости в снаряд 30- 50 л/мин.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 .Какие принципы заложены в классификацию горных пород по
выходу керна?
2 . Назовите основные способы повышения процента выхода кер-
на.
З .Для чего предназначен кернорватель?
4.Что такое ДКС?
5.0пишите основные типы двойных колонковых труб.
Глава XIII. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
Большинство способов разведочного бурения требует промывки
или продувки скважины в процессе её углубления. Их основное назна-
чение - удаление с забоя и из ствола скважины продуктов разрушения
горных пород и бурового инструмента, охлаждение породоразрушаю-
щего инструмента, поддержание устойчивого состояния стенок скважи-
ны. Очистными агентами являются вода, различные водные растворы,
газожидкостные смеси и сжатый воздух. Наибольшее распространение
имеет сооружение скважин с применением жидких очистных агентов.
433
29 Зак. 274
Подачу к забою промывочной жидкости при промывке скважины
осуществляют по двум принципиально различным схемам
1) прямая промывка, при которой очистной агент закачивается на
забой скважины через буровой снаряд и поднимается на поверхность по
кольцевому зазору между колонной бурильных труб и стенками сква-
жины;
2) обратная промывка, при которой очистной агент закачивается
в скважину по кольцевому зазору между колонной бурильных труб и
стенками скважины (или между стенками двойной бурильной колонны)
и поднимается на поверхность внутри бурового снаряда .
На геологоразведочных работах наибольшее распространение
получила первая схема. Вторая схема промывки скважины применяется
главным образом при бурении в неустойчивых горизонтах, при низком
проценте выхода керна, а также при использовании метода гидротранс-
порта керна.
§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И ВИДЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Промывочные жидкости обладают различными физико-
химическими свойствами, которые оказывают существенное влияние на
весь процесс бурения и состояние скважины. Тот или иной тип промы-
вочной жидкости должен обеспечивать максимальную механическую
скорость бурения скважины, высокое качество буровых работ и мини-
мальную их стоимость в конкретных геолого-технических условиях.
Определяют эти условия: горные породы, встречающиеся в процессе
проходки скважины, и их физико-механические свойства; устойчивость
стенок скважины; пластовые давления; температура на забое скважины;
состояние скважины (наличие зон поглощения, водопроявления и др.);
способ бурения; тип породоразрушающего инструмента; тип насоса.
Существуют различные классификации промывочных жидко-
стей, одна из которых разработана В. Ф. Роджерсом:
1) естественные растворы необработанные;
2) глинистые растворы на пресной воде:
а) обработанные фосфатами -низкий pH;
б) обработанные каустиком и квебрах - средние значения pH;
в) растворы с высоким pH;
г) обработанные хромглиносульфонатом со средним значением
pH;
3) растворы на солёной воде:
а) солоноватая вода;
б) морская вода с содержанием NaCI около 3,5%;
Обратная промывка может быть использована для транспортировки
керна из скважины по колонне труб на поверхность.
434
в) вода с высоким содержанием NaCl;
4) кальциевые растворы:
а) малоизвестковые;
б) высокоизвестковые;
в) гипсовые;
г) хлорно-кальциевые, ацетатные;
5) растворы с низким содержанием твердой фазы (менее 7%);
6) нефтеэмульсионные растворы с содержанием до 15% нефти в
воде;
7) обратные эмульсии (от 20 до 70% воды в нефти);
8) растворы на нефтяной основе;
9) силикатно-натриевые растворы (выходящие из употребления).
Приведенная классификация основана на составе дисперсной
среды и её минерализации.
К Ф. Паусом предложена детальная классификация промывоч-
ных жидкостей на водной основе (табл. 110). Рекомендованная класси-
фикация предназначена для использования в условиях бурения нефтя-
ных и газовых скважин, которые отличаются от геолого-технических
условий сооружения скважин на твердые полезные ископаемые. Однако
породы, для которых рекомендованы те или иные промывочные жидко-
сти, встречаются при бурении геологоразведочных скважин. Поэтому
часть рекомендаций К. Ф. Пауса может быть с успехом использована
при разведке твердых полезных ископаемых.
Породы подразделяются по группам:
1. Несцементированные или слабосцементированные породы
(пески, галечники, конгломераты и др.)
2. Устойчивые проницаемые породы (известняки, песчаники).
3. Устойчивые непроницаемые породы (изверженные доломиты,
мергели, сливные песчаники).
4. Плотные ненарушенные глинистые породы (глины, аргилли-
ты).
5. Соленосные породы (галит, ангидрит, сильвинит и др.).
6. Нефтегазонасыщенные породы.
Детальной общепризнанной классификации промывочных жид-
костей, применяемых при сооружении геологоразведочных скважин,
нет. При бурении на твердые полезные ископаемые в качестве жидких
очистных агентов используют воду, различные глинистые растворы,
растворы солей, эмульсионные промывочные жидкости, естественные
растворы.
Самой дешевой промывочной жидкостью при бурении разведоч-
ных скважин является вода. Она применяется в качестве очистного
агента в породах II1-X11 категорий по буримости при определенной ус-
тойчивости стенок скважины.
Наиболее распространенной промывочной жидкостью является
глинистый раствор.
435
29
Таблица НО
436
Классификация промывочных жидкостей на водной основе
Класс Г руппа Промывочная жидкость Рекомендуемые условия применения
ПЛОТНОСТЬ, г/см3 шифр пород, группы пород* предель- ная темпера- тура,°C водо- отдача, см3
1 2 3 4 5 6 7
Вода и естественные растворы
Облегчен- Вода и 1-1,05 2,3 100 -
естественная водная суспензия 1-1,05 2,3,4 100 -
ные Вода н насыщенный солевой раствор 1,15-1,30 5 140 -
Нормаль- Карбонатные Сульфатные 1,05-1,30 1,05-1,30 2,3 3,4,5 120 100 4-12 4-20
ные Аргиллитовые 1,05-1,30 2,3 100 4-12
Безглннистые Карбонатные 1,3-1,95 2,3 120 4-12
Сульфатные 1,3-1,95 3.4,5 100 4-20
Утяжелен- Аргиллитовые Водные растворы: 1,3-1,95 2,3 100 4-12
ные УЩР 1,3-2,5 2,3,3 100 4-10
КМЦ-500 1,2-2,5 2,3,4, 5 140 3-6
акрилатов 1,3-2,5 2, 3, 4, 5 180 2-6
Глинистые растворы
Облегчен- Малоглиннстые с КМЦ-500 1,02-1,08 1,2, 3,4 140 2-5
Малоглинистые с акрилатами 1,02-1,08 1,2,3,4 180 2-5
ные Бентонитовые необработанные 1,04-1,08 1,2,3,4,6 140 8-12
Необработанные 1,08-1,45 3,4 120 10-30
Обработанные УЩР 1,08-1,45 1,2,3,6 120 4-8
Глинистые Нормаль- Обработанные УЩР с хроматами 1,08-1,45 1,2,3,6 200 4-8
ные Обработанные акрилатами 1,08-1,45 1,2,3,4 160 2-5
немннералн- Обработанные суиилом 1,08-1,45 1,2,3,6 160 4-8
зованные Обработанные КМЦ-500 1,08-1 ,45 1,2,3,4 140 2-5
Обработанные УЩР 1,45-1,80 1,2,3,6 120 4-8
Утяжелен- Обработанные УЩР с хроматами 1,45-1,80 1,2,3,6 200 4-8
Обработанные сунилом 1,45-2,30 1,2,3,4,6 160 4-8
ные Обработанные акрилатами н нитролигнином 1,45-1.70 1,2,3,4 160 2-4
Обработанные КМЦ-500 н нитролнгнином 1,45-1,70 1,2,3,4,6 140 2-5
Окончание таблицы ПО
1 2 3 4 S 6 7
Эмульсионные с крахмалом н 1,15-1,30 2,3,4,5 100 8-15
КМЦ-500 НЭСГР с КМЦ-500 1,15-1,30 2,3,4,5 140 8-15
Глинистые Обработанные акрилатами 1,15-1,30 2,3,4,5 160 4-12
мннерализо- Палыгорскитовые еобработанные 1,25-1,45 3,4,5,6 140 20-30
ванные Нормаль- Обработанные с крахмалом и КМЦ-500 1,25-1,45 1,2,3,5 100 6-12
ные Обработанные акрилатами и сунилом 1,25-1,45 1,2,3,5,6 160 5-10
Силикатные с КМЦ-500 н ФЭС 1,25-1,30 1,2,3,4,5 180 5-10
Нормаль- Обработанные КМЦ и ФЭС 1,25-1,45 1,2,3,4,5 180 5-15
ные Обработанные КМЦ-500 и сунилом 1,25-1,45 1,2,3,4,5 140 5-10
Обработанные сунилом н КМЦ-500 1,45-1,90 1,2,3,4,5 160 5-10
Глинистые Обработанные сунилом 1,45-2,30 3,4,5,6 150 15-20
Палыгорскитовые эмульсионные с КМЦ-500 1,45-1,90 3,4,5 140 6-12
минерал изо- Алыгорскитовые необработанные
ванные ные НЭСГР с КМЦ-500 1,45-1,80 3,4 5,6 140 20-30
Обработанные с сунилом н К-4 1,45-1,90 2,3,4,5 140 10-15
Обработанные КМЦ-500 и ФЭС 1,45-2,30 1,2,3,4,5 160 5-10
Обработанные крахмалом н КМЦ-350 1,45-1,90 1,2,3,4,5 160 5-10
1,45-1,80 1,2,3,4,5 100 6-12
Обработанные БКИ 1,25-2,20 1,2,3,4,6 140 4-8
Известно- Обработанные КМЦ-350 1,35-1,80 1,2,3,4 100 2-6
вые Обработанные КССБ 1,25-2,00 1,2,3,4,6 150 3-8
Глинистые Обработанные СШР 1,25-2,20 1,2,3,6 160 4-8
ингибирован- Обработанные ФХЛС 1,25-2,20 1,2,3,4,6 180 4-8
ные Гипсовые Обработанные сунилом 1,25-2 30 1,2,3,4 6 160 4-8
Обработанные КССБ 1,25-1,80 1,2,3 4,6 180 4-8
Хлоркальци евые Обработанные КССБ 1,25-1,80 1.2,3,4 150 6-15
Обработанные целлотоном 1,25-1,80 1,2,3,4,5 200 2-3
Обработанные сунилом и целлотоном 1,25-2,30 1.2,3,4,5 200 2-3
Глинистый раствор приготавливают путём диспергирования раз-
личных глин в воде при их перемешивании в специальных механиче-
ских и гидравлических мешалках.
Поскольку свойства глинистого раствора могут изменяться в ши-
роких пределах, то и области его применения разнообразны. Он может
применяться как в нормальных условиях бурения, так и при осложнени-
ях.
Для борьбы с различными осложнениями разрабатывают специ-
альные глинистые растворы, включающие в себя множество компонен-
тов. Глинистые растворы применяют для предотвращения обвалов сте-
нок скважин, водопроявлений, нефте- и газопроявлений, поглощений
промывочных жидкостей и т. д.
В зависимости от геолого-технических условий применения гли-
нистых растворов, их подвергают обработке специальными реагентами,
добавляют различного типа утяжелители, используют те или иные сорта
глин. Ю.И. Гайдуков даёт рекомендации по выбору глинистых раство-
ров для различных условий бурения, которые приведены в табл. 111.
В последние годы всё большее распространение получают эмуль-
сионные промывочные жидкости.
В результате испытаний в производственных условиях выявлены
преимущества эмульсионной жидкости в процессе промывки скважин
при алмазном бурении по сравнению с водой, которые заключаются в:
а) снижении вибрации бурового снаряда;
б) возрастании механической скорости бурения;
в) повышении стойкости алмазных коронок и снижении расходов
алмазов на 1 м проходки;
г) уменьшении износа бурильных труб, деталей насоса и т. п.;
д) уменьшении потери напора при движении промывочной жид-
кости, снижении давления на насосе; снижении потребляемой мощно-
сти на вращение колонны бурильных труб и привод насоса.
В табл. 112 приведены некоторые типы эмульсионных жидко-
стей.
Таблица 111
Рекомендации по выбору глинистых растворов для различных
условий бурения
Характеристика геологических условий по сложности бурения Преобладающие по- роды в геологическом разрезе скважин Характеристика ре- комендуемого глини- стого раствора
1 2 3
Поверхностные толщи при забури- вании скважин Почва, суглинки, супе- си Пониженного каче- ства
Толщи плотных пород, дающих большое количество шлама Песчаники, известняки Песчано-глинистые породы То же"
Песчано-глинистые толщи пород, подверженные размыву при буре- нии с промывкой водой Менее стойкие песча- но-глинистые породы Нормальный
438
1 2 3
Осадочные породы в зонах нару- шений, подверженные обвалам Песчано-глинистые сланцы Песчаники, известняки Мергели Разные осадочные по- роды Утяжелённые рас- творы с малой водо- отдачей и повышен- ной вязкостью
Песок сухой, плотный Песок сухой, плотный Нормальной плотно- сти с повышенной вязкостью и пони- женной водоотдачей
Различные толщи водоносных по- род с различной интенсивностью водопроявленнй Песок-плывун с силь- номинерализованной водой Песок мелко- и средне- зернистый, водонос- ный, со слабым и сред- ним пластовым давле- нием Полускальные, нераз- мывающиеся породы - известняки с мелкой трещиноватостью, во- доносные Скальные и полускаль- ные породы с трещин- ными самоизливаю- щнмися водами С повышенной вяз- костью и малой во- доотдачей Нормальный с ми- нимальной водоот- дачей Несколько облегчён- ный, нормальный, качественный Утяжелённый с ми- нимальной для утя- желённых растворов вязкостью
Различные толщи водоносных по- род с различной интенсивностью водопроявленнй Маловязкие и набу- хающие породы, слан- цы, мергели, песчани- стые сланцы с боль- шим пластовым давле- нием при фонтаниро- вании Тяжелый, с мини- мальной водоотдачей
Осадочные толщи нефтегазоносных пород при наличии нефтегазопро- явлений Песчаники, известняки и другие нефтегазо- носные породы, порис- тые, рыхлые, трещино- ватые Тяжелый, с мини- мальной для утяже- ленных растворов вязкостью, С малой водоотдачей
Продолжение таблицы 111
Качественные показатели промывочной жидкости
плот- ность, г/см* ВЯЗ- КОСТЬ по СПВ-5,с количе- ство песка, % водоотда- ча за 30 мни с площади 100 см2, см3 тол- щина корки, мм суточ- ный от- стой не свыше, % статиче- ское на- пряже- ние сдвига, мгс/см*
4 5 6 7 8 9 10
1,15-1,20 25-35 4 35-40 3 4 10
1,05-1,1 1,15-1,20 17-18 18-20 4 4 35-50 25-35 3 3 4 4 10-20 10-20
1,15-1,20 20-25 4 20-25 3 4 10
439
4 5 6 7 8 9 10
1,4-1,9 25-50 2 5 1 0 25-50
1,4-1,9 50-60 21- 4 5 0 25-75 10-
1,3-1,35 1,3 30 35-60 2 5-10 5 1 0 25 50-70
и выше 4 1-2 1 0
1.18-1,22 25-28 4 5 1 0 15-35
1,20-1,22 28-35 4 5 1 0 35-60
1,15-1,25 21-28 4 5 1 0 15-35
1,10-1,15 17-19 3 10-15 2 1 15-25
1.3-2,0 25-40 3 20-30 2-3 2-3 20-30
1,3-1.8 25-30 2 3-5 0,5-1,0 0 10-15
1,30-1,90 18-60 2 3-5 0.5-2.0 0 30-75
Продолжение таблицы 111
Характеристика геоло- гических условий по сложности бурения Преобладающие породы в геологическом разрезе скважин Дополнительная характеристика глинистого раствора
Известняки дренированные песчаники, известняки по- ристые, рыхлые С нормальной плотно- стью и максимальной вязкостью Легкий, вязкий
Толщи пород, характер- ные водопоглощениями Песчаники, известняки тре- щиноватые Мергелистые толщи с мел- кими трещинами (слабое по- глощение) Толщи устойчивых пород, характеризующихся боль- шим падением уровня воды в скважинах То же, в породах, подвер- женных обвалам и осыпям Лёгкий, с максимальной вязкостью Нормальный, несколько облегченный Аэрированный, легче во- ды С малой водоотдачей
Толщи пластичных гли- нистых, аргиллитовых пород, способных к на- буханию и прилипанию к металлической поверх- ности инструмента Аргиллиты рыхлые, пуча- щиеся глины, мягкие, глини- сго-карбонатные породы Облегченный за счет до- бавления нефти эмульси- онный раствор
Соленосные отложения, перемежающиеся с пла- стичными глинами, сильно набухающими Соль с прослойками пла- стичных глин Утяжелённый за счет на- сыщения солью с пони- женной водоотдачей
Продолжение таблицы 111
Качественные показатели промывочной жидкости
плот- ность, г/см* вязкость по СП В-5, с коли- чество песка, % щоотдача за 30 мин с площади 100 см2, см3 толщи- на кор- ки, мм суточный отстой не свыше, % статическое пап ряжение сдвига, мгс/см*
1 2 3 4 5 6 7
1,15-1,2 От 120 до „не течет" 2 1-5 7-10 0 выше 100 до 350
1,05-1,10 35-45 4 5-8 1-2 0 10-25
1 2 3 4 5 6 7
440
1,05-1,15 60-120 4 5 1 0 Свыше 200
1,10-1,15 25-30 2 15-25 1-2 0 10
0,8 24-26 2-4 10-20 2 0 25-75
1,05-1,10 24-26 2-4 3-5 2 0 25-75
1,05-1,15 17-25 2 3-7 0,5-1 0 10-35
1.32-1,40 27 4 10-16 2-3 0 15-30
Таблица 112
Некоторые типы эмульсионных жидкостей
Наименование типа эмульсионной жид- кости Характеристика добавляемого продукта Концентрация продукта в промывочной жидкости, %
Водные растворы по- верхностно-активных веществ (ПАВ) анио- но-активного и неио- ноге иного типов 1. Растворимые в виде мыла (натровые соли жирных, синтетических кислот и сульфокислот): мылонафт-смесь iiaipo- вых кислое нафтеновых кислот, воды и небольшого количества минеральных масел; хозяйственное мыло; сульфонат; сульфаиолы; мыла смоляных кислот, мыла окисленного петролатума (продукт омыления петролатума едким натром) 0.2-1.0
2. Смеси синтетических жирных кислот (например, окисленного петролатума ВТУ 585-56 или ВТУ 630-57) 0,2-1,0
3 Неионогенные ПАВ: смачиватели ОП- 7 и ОП-Ю - оксиэтилированные смеси алкил фенолов 0,2-1,0
4. Смеси натриевых сульфатов вторич- ных и жирных спиртов (моющие средст- ва «Прогресс» ВТУ 315-58, «Новость») 0.2-1.0
5. Кубовые остатки производства мою- щих веществ 0,5-2,0
Водомасляные эмуль- сии, активизирован- ные поверхностно- активными вещества- ми 1 .Паста кожевенная эмульгирующая: минеральное масло, загущенное натро- выми солями окисленного петролатума И ВОДОЙ 0,5-20
2. Эмульсол на основе нигрола (60%), натровых мыл смоляных кислот (30%) с добавкой ОП-7 (1%) и воды (9%) 0.5-2,0
3. Эмульсол на основе нигрола и ОП-7 (или ОП-Ю) 0,5-2,0
4 Эмульсолы, используемые в металло- обрабатывающей промышленности 0,5-2,0
ВИТРом разработана эмульсионная жидкость на основе коже-
венной эмульгирующей пасты, изготавливаемой в соответствии с госу-
дарственным стандартом. Она представляет собой минеральное масло
средней вязкости, загущённое натровыми мылами синтетических жир-
ных кислот, состав которых следующий:
441
28 Зак. 274
натровые мыла синтетических жирных кислот, % 35-40
неомыленный остаток окисленного петролатума, % >15
вода, % > 20
масло веретённое "3" или "ЗВ",% < 25
Для приготовления эмульсионной промывочной жидкости пасту
разводят в воде в соотношении от 1 : 200 до 1 : 50 (в концентрации 0,5-
2,0%).
Натровые мыла, являясь поверхностно-активными веществами
(ПАВ), в составе промывочной жидкости играют роль эмульгатора.
При высокой минерализации воды и отсутствии товарного
эмульсола, он приготавливается на основе неионогенного ПАВ ОП-Ю
(или ОП-7) и нигрола. Содержание ПАВ должно находиться в пределах
0,4-0,5%, нигрола- 1-4%.
Эмульсионные глинистые растворы применяют при бурении глу-
боких скважин, где вследствие их промывки глинистым раствором и
образования глинистой корки может возникать явление «залипания»
инструмента. К глинистому раствору добавляют легкую нефть в коли-
честве 10-12%. Эти растворы имеют вязкость 18-25 с, водоотдачу 3-7см3
за 30 мин, плотность 1,05 - 1,15 г/см3, статическое напряжение сдвига
10-25 мгс/см2.
Для снижения поглощения промывочной жидкости используют
аэрирование промывочной жидкости путем подачи воздуха в нагнета-
тельную линию насоса. Для более тонкого диспергирования пузырьков
воздуха в промывочной жидкости её обрабатывают ПАВ. В качестве
пенообразователей могут быть рекомендованы анионоактивные ПАВ
типа ДС и ДС-РАС.
Применение аэрированных промывочных жидкостей способству-
ет более эффективной очистке скважины от шлама, сокращается пере-
ход выбуренной породы в состав промывочной жидкости.
Растворы солей применяют в качестве промывочной жидкости
при бурении по соляным отложениям и в сильно минерализованных
толщах пород. Применение в таких условиях воды или глинистого рас-
твора значительно увеличивает разрушение стенок скважины за счет
растворения соли промывочной жидкостью.
Естественными растворами называются промывочные жидко-
сти, в которых твердая фаза в основном состоит из частиц выбуренных
неглинистых пород: карбонатов, сульфатов, алевролитов, аргиллитов. В
зависимости от пород, которые преобладают на стенках скважины, ес-
тественные растворы разделяют на следующие типы: а) карбонатные; б)
сульфатные и сульфатно-галоидные; в) аргиллитовые.
Для образования естественных растворов в промывочную жид-
кость добавляют химические реагенты, способные создавать в ней
структуру, после чего выбуренные частицы породы удерживаются в
жидкости. В качестве таких реагентов могут быть использованы крах-
442
мальный реагент, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), углещелочной реа-
гент (УЩР), жидкое стекло и др.
§2. РЕАГЕНТЫ
Для приготовления глинистых растворов с определенными свой-
ствами или с целью их восстановления применяют специальные хими-
ческие средства - реагенты. Ниже приводится описание наиболее рас-
пространенных реагентов.
Каустическая сода, или едкий натр NaOH, может быть исполь-
зована в виде твердых кусков белого цвета или раствора концентрацией
600-610 г/л при плотности 1,45 г/см3. Каустическую соду применяют
для приготовления щелочных реагентов: крахмального, углещелочного
(УЩР), торфощелочного (ТЩР), сульфит-спиртовой барды (ССБ), по-
лифенола лесохимического (ПФЛХ) и др.
Обработка глинистых растворов NaOH снижает их вязкость и во-
доотдачу. При добавлении каустической соды более 0,5 - 0,8% происхо-
ди! коагуляция глинистого раствора, что вызывает значительное загус-
тевание, повышение водоотдачи и потерю стабильности промывочной
жидкости.
При работе с каустической содой необходимо соблюдать осто-
рожность, так как её попадание на кожу человека может вызвать ожоги.
Кальцинированная сода Na2CO3 представляет собой порошок
белого цвета. При добавлении соды к глинистому раствору в количестве
0,25-1,5% от массы глины происходит увеличение вязкости, статическо-
го напряжения сдвига и снижение водоотдачи глинистых растворов.
Гашеная известь Са(ОН)2 применяется для сгущения глинистых
растворов при борьбе с поглощением промывочной жидкости.
Хлористый кальций СаС12 может поставляться в жидком виде
при 29%-ной концентрации или в сухом (порошок, гранулы, камень).
* Этот реагент применяется для приготовления кальциевых глини-
стых растворов.
Гипс CaS04 х 2Н20 применяется для приготовления гипсовых рас-
творов. При нагревании до 15°С образуется алебастр, который может
быть также использован в качестве реагента вместо гипса.
Поваренная соль NaCl применяется в качестве реагента для на-
сыщения промывочной жидкости при бурении по соляным толщам (га-
литу) для предотвращения размыва стенок скважины и растворения
керна.
В процессе бурения мерзлых пород могут возникать осложнения,
которые характерны для условий с постоянной отрицательной темпера-
турой: примерзание бурильных, колонковых и обсадных труб к стенкам
скважины, образование сальников на бурильных трубах при наличии
кристаллов льда в скважине, смятие обсадных труб и др.
443
28
Основным методом ликвидации таких осложнений является ин-
тенсивная промывка скважины промывочной жидкостью с 8-10%-ной
концентрацией NaCl.
Жидкое стекло (силикат натрия Na2O.nSiO2) представляет со-
бой густую вязкую жидкость плотностью 1,3-1,9 г/см3. Реагент приме-
няется в 2-5%-ной концентрации для повышения вязкости и плотности
глинистого раствора.
Углещелочной реагент (УЩР) представляет собой натровые
соли гуминовых кислот (гуматы), которые образуются при взаимодей-
ствии едкой щелочи (каустической соды) на бурый уголь.
Основным показателем качества УЩР является величина содер-
жания в нём гуматов, которые способствуют распаду крупных агрегатов
глинистых частиц при обработке раствора реагентом и снижению водо-
отдачи промывочной жидкости.
Торфощелочной реагент (ТЩР) получают путем химической
обработки торфа раствором каустической соды. В нём также содержатся
гуминовые вещества в значительно большем количестве, чем в УЩР.
Глинистые растворы, обработанные ТЩР, имеют высокую вяз-
кость при небольшой плотности, что позволяет с успехом применять их
при борьбе с поглощением промывочной жидкости.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) является отходом при получе-
нии целлюлозы сульфитным способом и представляет собой темную
жидкость плотностью 1,25—1,30 г/см3.
Обработанные реагентом глинистые растворы обладают весьма
слабой структурой; водоотдача при этом составляет 3-5 см3 за 30 мин
при давлении 1 кгс/см2.
Щелочной раствор ССБ рекомендуется при промывке скважин
глинистыми растворами, приготовленными на минерализованной воде,
а также при бурении пород, содержащих каменную соль, гипс, ангид-
рид.
Конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ) пред-
ставляет собой конденсат сульфонатов плотностью 1,12 г/см3. КССБ об-
разуется при химическом взаимодействии ССБ, формалина, фенола,
концентрированной серной кислоты в водной среде с последующим до-
бавлением щелочи.
КССБ снижает водоотдачу и вязкость пресных и минерализован-
ных глинистых растворов.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) является простым эфиром
целлюлозы и гликолевой кислоты. КМЦ целесообразно использовать
для снижения водоотдачи и вязкости минерализованных глинистых рас-
творов.
Гипан получают путём омыления полинака каустиком при 96-
100°С. Он представляет собой вязкую желтоватую жидкость при 10%-
ной концентрации раствора.
Реагент снижает водоотдачу и повышает вязкость глинистого
444
раствора, а с увеличением его концентрации обработанные гипаном
промывочные жидкости имеют величину статического напряжения
сдвига, равную нулю.
В табл. ИЗ приведены основные назначения описанных реаген-
тов по К. Ф. Паусу.
Таблица 113
Назначение химических реагентов
Наименование реагента Назначение реагента
Регу- лиро- вание конно- го со- става и pH Уда- ление каль- ция Ин- гибит ори Коа- гуля- торы Пони- зите- ли вяз- кости Пони- зите- ли водо- отда- чи Пре- iyn рож- дение ка- верно- отдачи
Каустическая сода 4- 4- 4-
Кальцинированная сода + 4-
Известь гашеная + 4- 4-
Хлористый кальций + 4- 4-
Гипс, алебасгр 4- 4-
Поваренная соль 4- 4- 4- 4-
Жидкое стекло 4- 4- 4-
УЩР 4- +
ТЩР + 4-
ССБ 4- 4-
КССБ 4- 4-
КМЦ 4-
Типам 4- 4-
§ 3. СВОЙСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
Бурение разных типов горных пород требует применения той или
иной промывочной жидкости и глинистых растворов с различными
свойствами. Вид и качество промывочных жидкостей зависит также от
встречающихся осложнений в буровых скважинах.
Для своевременного восстановления свойств глинистого раствора
ведётся контроль за его параметрами (плотность, вязкость, содержание
песка, водоотдача, статическое напряжение сдвига, суточный отстой,
стабильность, липкость глинистой корки и её толщина).
Плотность (г/см3) определяют с помощью ареометров АГ-1 или
АГ-2 (рис. 165), которые не имеют между собой принципиальных раз-
личий.
445
Рис.165. Ареометр АГ-1: 1 - поплавок; 2 - мерный стакан, 3 — груз
Для определения плотности глинистого раствора наполняют мер-
ный стакан глинистым раствором и соединяют его с поплавком Соб-
ранный ареометр отмывают от глинистого раствора и опускают в сосуд
с чистой водой. Величину плотности определяют по шкале на поплавке.
Плотность нормального глинистого раствора 1,16-1,25 г/см3,
утяжелённого - более 1,25 г/см3.
От плотности глинистого раствора зависит величина гидростати-
ческого давления столба жидкости в скважине на её забой и стенки. Это
давление в любой точке определяется из уравнения:
где:
у - плотность промывочной жидкости;
Н - расстояние от уровня жидкости до рассматриваемой точки
скважины по вертикали, м.
Для определения плотности промывочной жидкости могут быть
использованы также рычажные весы (рис. 166). Они представляют со-
бой металлическое коромысло 1 с грузами 2, 3, шкалой 4 и ведёрком 5.
Для измерения плотности жидкость, профильтрованную через сетку с
ячейкой до 2 мм, наливают в ведёрко до краев и закрывают крышкой.
Наружную поверхность ведёрка обмывают водой, досуха вытирают и
устанавливают на стойку совместно с коромыслом. Затем плиту, на ко-
446
торой закреплена стойка, регулировочными винтами приводят в гори-
зонтальное положение. При помощи движка уравновешивают рычаг и
по шкале 4 определяют плотность промывочной жидкости
Рис. 166. Рычажные весы для определения плотности промывочной
жидкости
С увеличением плотности промывочной жидкости повышается
гидростатическое давление на стенки скважины, увеличивается их ус-
тойчивость, снижается выделение газа и жидкости из проницаемых ин-
тервалов пород с большим пластовым давлением. В то же время с воз-
растанием плотности глинистого раствора повышается интенсивность
поглощения промывочной жидкости, увеличивается прочность горных
пород на забое в результате повышения вертикальной составляющей
всестороннего сжатия, что способствует снижению механической ско-
рости бурения.
Бурение с применением утяжелённых глинистых растворов отри-
цательно сказывается на износостойкости деталей насосов из-за увели-
чения абразивности промывочной жидкости и её коррозионных свойств.
Для увеличения плотности глинистого раствора применяют специаль-
ные порошкообразные утяжелители: барит, гематит, серный колчедан и
др-
Вязкость определяют с помощью стандартного вискозиметра
СПВ-5 (рис. 167), в комплект которого входят: воронка 1 с отверстием
трубки диаметром 5 мм, сетка 2 с диаметром отверстий 1 мм, кружка 3,
разделённая перегородкой на две части - одну ёмкостью 500 и другую
ёмкостью 200 см3.
447
Рис. 167. Вискозиметр СПВ-5
Определение вязкости производят по времени истечения жидко-
сти в следующем порядке: проверив чистоту приборов, накладывают на
верх воронки сетку, закрывают отверстие трубы воронки, наливают в
воронку 700 см3 глинистого раствора, подставляют под воронку кружку
отделением с ёмкостью 500 см3, открывают трубку и одновременно
включают секундомер.
Секундомер останавливают после наполнения 500 см3 раствора.
Измерение производят до получения двух одинаковых результатов от-
счета по времени.
Исправность вискозиметра периодически проверяют по времени
истечения 500 см3 воды; время истечения воды 14,5-15,5с.
Нормальный глинистый раствор имеет вязкость 18-25 с. При бу-
рении в весьма неустойчивых породах и породах, поглощающих про-
мывочную жидкость, вязкость увеличивают до 30-50 с.
С увеличением вязкости глинистого раствора увеличивается со-
противление его перемещению в бурильных трубах, обвязке зазорами в
скважине, что влечет за собой повышенный расход энергии для привода
насоса и бурового станка. С другой стороны, вязкие глинистые раство-
ры способствуют более эффективному выносу шлама из скважины при
меньшей подаче насоса.
Содержание песка (%) в глинистом растворе определяют в от-
стойнике ОМ-2 (рис. 168). В мерную кружку 2 наливают 450 см3 воды и
50 см3 раствора. Смесь выливают в отстойник 1. Затем отстойник за-
448
крывают пробкой 4, тщательно взбалтывая содержимое отстойника, по-
сле чего быстро устанавливают отстойник в вертикальное положение и
включают секундомер. Через 1 мин определяют по шкале стеклянной
мензурки 3 объём осевшего песка в кубических сантиметрах, умножают
этот объем на два и получают содержание песка в процентах.
Рис. 168. Отстойник ОМ-2
В нормальных глинистых растворах содержание песка не должно
превышать 4%. Наличие большого количества песка и нераспустивших-
ся твердых частиц снижает стабильность глинистого раствора, увеличи-
вает абразивность жидкости. Это резко увеличивает износ деталей гид-
равлического блока насоса, обвязки, бурильных труб и т. д. В процессе
бурения происходит постоянное увеличение содержания песка в про-
мывочной жидкости за счёт разрушения горных пород. Повышенная за-
песоченность очистного агента может явиться причиной прихвата буро-
вого инструмента в случае оседания песка в скважине при внезапной
остановке насоса.
Водоотдача (см3/ЗО мин) измеряется объёмом воды в кубических
сантиметрах, отфильтровавшейся из глинистого раствора за 30 мин че-
рез бумажный фильтр с поверхностью 100 см2 при давлении, равном 1
кгс/см2. Для измерения водоотдачи применяют прибор ВМ-6 (рис. 169).
Характеристика прибора ВМ-6
Предел измерения при диаметре фильтра 75 мм, см3 40
Цена деления шкалы, см3 1
449
Точность измерения, % 0,5
Давление фильтрации, кгс/см2 1
Объем пробы глинистого раствора, см3 120
Фактический диаметр фильтра, мм 53
Габаритные размеры, мм 120X60X360
Масса, кг 7
Рис.169. Прибор для измерения водоотдачи ВМ-6
Величину водоотдачи определяют следующим образом. Разби-
рают фильтрационный стакан 5, установленный на штативе 12, и укла-
дывают решетку 7, накрыв её кружком смоченной фильтровальной бу-
маги 6. Затем при помощи винта 11 прижимают к решетке запорный
диск 9 с резиновым уплотнителем 8, находящимся в поддоне 13 с отвер-
стием 10\ в стакан заливают 120 см3 раствора. С помощью вентиля 3
спускают избыток масла в чашку 4 до совпадения нулевого деления
шкалы 15 с меткой 17 на цилиндре 1. На глинистый раствор, находя-
щийся в стакане, через масло передаётся постоянное давление деталями
14, 2 и 16, равное 1 кгс/см2. Деления на шкале 15 показывают величину
водоотдачи за 30 мин, которую нужно умножить на 2,2.
450
Величина водоотдачи может быть определена также с помощью
простого прибора УДН-2. Он состоит из фильтрационной камеры и
стеклянной трубки (внутренний диаметр 5 мм). В камеру помещают ин-
дикаторную либо фильтровальную бумагу, стеклянную трубку запол-
няют глинистым раствором и устанавливают в камере на бумагу. По ис-
течении 30 мин определяют средний диаметр образовавшегося на
фильтровальной бумаге пятна. Величина статической водоотдачи опре-
деляется по формуле:
В = А£>”,
где:
к, п - коэффициенты, зависящие от диаметра стеклянной трубки
и вида индикаторной (фильтровальной) бумаги; D - диаметр пятна на
бумаге.
Для фильтровальной бумаги с синей лентой (зольность при диа-
метре фильтра 90 мм - 0,00009 г) к = 0,0341 и п = 1,795.
Для каждого типа бумаги может быть построен график зависимо-
сти между водоотдачей и диаметром пятна, который значительно упро-
щает определение водоотдачи.
Водоотдача в лабораторных условиях определяется вакуумным
способом, схема установки для осуществления которого приведена на
рис. 170.
Рис. 170. Вакуумная установка для измерения водоотдачи в
лабораторных условиях
Установка состоит из вакуумного насоса 1, манометра 4, метал-
лической трубки 3, соединённой резиновыми шлангами 2,8 с насосом и
несколькими стеклянными колбами 5, каждая из которых может быть
отсоединена от вакуумной системы с помощью крана. Внутри колб рас-
положены градуированные пробирки 7 для сбора фильтрата. В отвер-
стие каждой колбы с помощью резиновой пробки вставляется воронка
6. Определяют водоотдачу следующим образом. На воронку помещают
451
два смоченных промывочной жидкостью кружка фильтровальной бума-
ги, диаметр которых равен внутреннему диаметру цилиндрической час-
ти воронки, вставляют её в горловину колбы и, включив на короткое
время насос, присасывают фильтровальную бумагу.
Затем закрывают кран той колбы, где производится определение
(все остальные краны закрыты), и включают вакуумный насос. После
создания максимального разрежения открывают кран, а через 30 мин
снимают вакуум с данной колбы, снимают воронку, достают пробирку и
замеряют объём фильтрата В'. Для каждой воронки вычисляют коэффи-
циент пересчёта по фомуле:
56,25 ,
к" 1)г
где:
D - диаметр фильтрата в см.
Водоотдача определяется по формуле:
B = knBt.
Величина водоотдачи для нормальных глинистых растворов
должна быть не более 25 см3 за 30 мин. Растворы для борьбы с прихва-
тами и обвалами характеризуются водоотдачей 5-6 и даже 2-3 см3 за
ЗОмин.
Предельное статическое напряжение сдвига (мгс/см2) - сила,
которую нужно приложить к глинистому раствору, чтобы вывести его
из состояния покоя. Величина статического напряжения сдвига опреде-
ляется при помощи прибора СНС-2 (рис. 171). Прибор состоит из стака-
на 5, который установлен на вращающемся столике 6. Вращение столи-
ка осуществляется электродвигателем 7. Внутри стакана на расстоянии
не менее 1 см от его дна расположен цилиндр 4 с рифлёной поверхно-
стью, который с помощью стальной нити 2 подвешен на стойке 1. Ци-
линдр жёстко связан с градуированным диском 3. В кольцевой зазор
между стаканом и цилиндром заливают глинистый раствор, перемеши-
вают его путём вращения цилиндра то в одну, то в другую сторону, а за-
тем оставляют прибор в покое на 10 мин.
Далее включают электродвигатель и приводят во вращение ста-
кан с частотой 0,2 об/мин. Вначале цилиндр вращается вместе со стака-
ном благодаря силам сцепления между промывочной жидкостью и
стенками цилиндра. Вследствие того, что цилиндр 4 подвешен на упру-
гой проволоке, закрепленной на стойке /, возникает усилие, препятст-
вующее вращению цилиндра 4. После разрушения структуры раствора ।
произойдет резкий сдвиг, цилиндр остановится и на градуированном
диске 3 определяется угол наибольшего закручивания нити.
452
Рис. 171. Прибор для определения статического напряжения сдвига
(пластомер) СНС-2
Величину предельного статического напряжения сдвига опреде-
ляют из выражений:
0 = я А ф,
К________ ,
П 2кг1 h
где:
п - для каждой нити указывается в паспорте прибора;
К - момент, необходимый для закручивания данной нити на 1°;
h - высота цилиндра;
г - радиус цилиндра;
Аф - угол наибольшего закручивания.
Статическое напряжение сдвига характеризует способность гли-
нистого раствора удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии
при остановке циркуляции жидкости. Величина этого напряжения для
нормальных глинистых растворов составляет не менее 10 мгс/см2.
Суточный отстой (%), или количество воды и твёрдых частиц,
выделившихся при отстое из раствора, измеряют в стеклянном градуи-
рованном цилиндре емкостью 100 см3. В цилиндр наливают глинистый
раствор, закрывают пробкой и оставляют в покое на 24 ч. Объем освет-
ленного верхнего слоя, выраженный в миллиметрах по высоте, показы-
453
вает процент отстоя. Для нормальных глинистых растворов суточный
отстой равен 3-4%.
Он характеризует коллоидальность раствора, т. е. способность
мелких частиц глины оставаться продолжительное время во взвешен-
ном состоянии при полном покое глинистого раствора.
Стабильность (устойчивость) глинистого раствора (г/см3) -
это способность не расслаиваться в течение длительного времени и
удерживать во взвешенном состоянии мелкие твердые частицы. Показа-
тель стабильности определяется разностью плотности верхнего и ниж-
него слоев раствора после отстоя в течение 1 сут. Эта разница должна
быть не более 0,02 г/см3.
Для определения величины стабильности используют цилиндр
ЦС-2 объемом 800 см3. Высота раствора в нем 200 мм. В средней части
цилиндра имеется отверстие с пробкой для слива верхней части раство-
ра.
В цилиндр наливают тщательно перемешанный глинистый рас-
твор и оставляют его в покое на 24 ч. Затем сливают верхнюю часть
раствора. С помощью ареометра определяют плотность слитого и ос-
тавшегося раствора. Показатель стабильности определяется разностью
масс нижней и верхней частей раствора.
Величину липкости глинистой корки можно измерять на при-
боре ПЛК-1 (рис. 172), который был разработан на Урале.
Рабочий стол 6 прибора установлен в стойках 4 на оси 17. На
этой же оси укреплен лимб 5, позволяющий изменять угол наклона сто-
ла 6.
Перед началом измерения площадку приводят в горизонтальное
положение с помощью винта 7 и уровня 14. Крючок 10 прибора вводят
в зацепление с петлей на рабочей площадке. На неё укладывают глини-
стую корку, полученную в приборе ВМ-6, а сверху устанавливают груз
15. По истечении 60 с включают электромотор 13, и рабочая площадка
постепенно изменяет угол наклона. В момент страгивания груза угол
замеряют. Чем больше тангенс этого угла, тем больше величина липко-
сти глинистой корки.
Одним из показателей качества глинистого раствора является его
способность образовывать на стенках скважины глинистую корку раз-
личной толщины. Нормальный глинистый раствор дает глинистую кор-
ку толщиной 1-2 мм. Величина ее может достигать 5-6 мм, особенно на
больших глубинах, чему способствует также высокое гидростатическое
давление столба промывочной жидкости. Значительная толщина глини-
стой корки и ее липкость может приводить к авариям (залипанию, при-
хватам, затяжке инструмента), образованию сальников. В наклонных
скважинах при извлечении колонны бурильных труб резко возрастает
усилие, необходимое для подъема инструмента. Глинистая корка ухуд-
шает схватывание цементного раствора или быстро схватывающейся
454
цементной смеси с породами стенок скважины при ее цементировании,
установке искусственных забоев и разделительных мостов.
Рис. 172. Прибор ПЛК-1 для определения липкости глинистой корки: 1 -
основание; 2 - тумблер; 3 - микрометрический винт; 4 - стойки; 5 - лимб; 6 -
рабочий стол; 7 - винт; 8 - регулировочная гайка; 9 - подшипник; 10 - крючок;
11 - корка; 12 - кронштейн; 13 - электромотор; 14 - уровень; 15 - груз; 16 -
электропроводка; 7 7 - поворотная ось.
§4. ВОССТАНОВЛЕНИЕ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ
ЖИДКОСТИ
В процессе бурения промывочная жидкость теряет свои первона-
чальные свойства, ухудшается её качество, она менее эффективно вы-
полняет свои функции как очистной агент.
Одним из основных способов восстановления качества глинисто-
го раствора является его очистка в процессе эксплуатации, главным об-
разом от песка, которая производится с помощью: системы желобов и
отстойников; гидроциклонов; вибросит и других средств.
Желоба (рис. 173) делают деревянные или металлические с раз-
мерами поперечного сечения 20x30 см. На дне желобов устанавливают
перегородки высотой 15-18 см на расстоянии 2-2,5 м друг от друга, а
на расстоянии 20-25 см от основных перегородок располагают вспомо-
гательные, не доходящие до дна на 10-15 см. Общая длина желобов
принимается в зависимости от возможного шламообразования в преде-
лах 10-30 м, уклон желобов 1,5-2 см на 1 м длины.
Наиболее эффективным способом очистки глинистого раствора
от шлама является механический с применением различных устройств,
к которым, в первую очередь, относятся гидроциклонные установки.
455
Рис. 173. Система желобов и отстойников для очистки промывочной жид-
кости: I - станок; 2 - насос; 3 - электродвигатели для привода станка и насоса;
4 - желоба; 5 - перегородки в отстойниках; 6 - вставной перепад; 7 - перего-
родки в баках.
Общий вид гидроциклонного пескоотделителя 1ПГк представлен
на рис. 174. Глинистый раствор из скважины поступает в правый отсек
ёмкости 3. Далее из этого отсека промывочная жидкость подается вер-
тикальным насосом через трубу 2 в блок четырёх гидроциклонов /, где
происходит её очистка. Очищенный глинистый раствор через верхние
патрубки гидроциклонов сливается в левый отсек ёмкости 3, откуда на-
правляется в ёмкости для промывочной жидкости.
Техническая характеристика установки 1ПГк
Максимальная производительность пескоотделителя
по очищенному раствору, л/с 60
Наименьший размер удаляемых частиц из раствора, мм 0,06
Количество гидроциклонов, шт 4
Диаметр внутренней части гидроциклонов 150
Наименьшее допустимое давление перед гидроциклонами, кгс/см2 1,8
Тип перекачивающего насоса - вертикальный штанговый ВШН-150
Тип электродвигателя насоса АО73-4
Мощность электродвигателя, кВт 28
Габаритные размеры, мм:
длина 2600
ширина 1150
высота 2150
Масс, кг 1310
456
Рис. 174. Гидроциклонный пескоотделитель 1ПГк: 1 - батарея гидроциклона;
2 - труба соединительная; 3 - ёмкость; 4 - шламовый насос.
Гидроциклон 1ГЦ150Р (рис. 175) состоит из металлического кор-
пуса 1, внутри которого расположены резиновый корпус, насадка 5 и
сливная насадка 2.
На нижний конец резинового конуса гидроциклона надет песко-
вый конус.
При просачивании запесоченной жидкости через гидроциклон
происходит отделение твёрдых частиц и излив шлама через песковые
насадки.
Для очистки глинистого раствора от шлама применяются различ-
ные вибрационные сита, самовращающиеся сепараторы, ситоконвейеры
ит. д.
457
Рис. 175. Гидроциклон 1ГЦ150Р: 1 - корпус; 2 - сливная насадка; 3 - резино-
вый корпус; 4 - песковая насадка; 5 - питающая насадка; 6 - защитное кольцо.
Очистка промывочной жидкости вращающимися сепараторами
заключается в процеживании раствора через металлическую сетку, ко-
торая натянута на барабан. Промывочная жидкость, вытекающая из
скважины, направляется в сепаратор, приводит во вращение гидравли-
ческое колесо с лопатками и фильтрационный барабан. Твёрдые части-
цы раствора остаются после фильтрации в барабане, откуда скопивший-
ся в нём шлам удаляется шнеком. Очистка загрязнённой сетки осущест-
вляется струями жидкости.
Гидроциклоны с ручным (ГЦР) н автоматическим (ГЦА)
регулированием
В ТулНИГП разработаны гидроциклоны ГЦР и ГЦА для очистки
промывочных жидкостей.
Во внутренней полости гидроциклона ГЦР (рис. 176) установлен
стержень 1, закреплённый в головной части 2 гидроциклона с возмож-
ностью осевого перемещения, например, посредством резьбы 4. Стер-
458
жень имеет диаметр, равный 0,55-0,7 диаметра сливного патрубка 3,
что соответствует диаметру воздушного столба, образующегося в гид-
роциклоне при его работе. Стержень выше сливного патрубка имеет ме-
стное утолщение 5, располагающееся в пределах камеры 6.
Рис. 176. Гидроциклон ГЦР
Гидроциклон ГЦА (рис. 177) путём автоматического регулирова-
ния размеров проходного отверстия песковой насадки и сливного кана-
ла обеспечивает устойчивое поддерживание режима процесса очистки в
заданных оптимальных пределах, благодаря чему обеспечивается высо-
кая степень очистки промывочной жидкости.
Стержень 1 оснащён местным утолщением 3, поршнем 4 и голов-
кой 5 и подпружинен относительно штурвала 6 пружинами 7 и 8. Зная
размеры частиц шлама и требуемую степень очистки промывочной
жидкости, вращением штурвала 6 при работающем гидроциклоне уста-
навливают подпружиненный стержень / в такое положение, при кото-
ром размер зазора между стержнем и песковой насадкой 9 обеспечивает
необходимую эффективность очистки. Величину зазора определяют по
положению головки 5 стержня относительно меток указателя 10.
459
Рис. 177. Гидроциклон ГЦА
Техническая характеристика гидроциклонов
Внутренний диаметр гидроциклона в цилиндрической части, мм 80
Диаметр питающего отверстия, мм 16
Диаметр отверстия сливного патрубка, мм 26
Диаметр стержня, мм 16
Угол конусности, градус 20
Производительность, л/мин 120-135
В отечественной и зарубежной практике применяют различные
вибрационные сита. Американская фирма "Бароуд" разработала и вы-
пускает специальное вибрационное сито с двойным дном, предназна-
ченное для удаления шлама из промывочной жидкости. Раствор про-
пускают через два сита с различной крупностью ячеек, вращение кото-
рых осуществляется с одновременным движением по спирали на боль-
шой скорости. При каждом обороте частицы шлама подбрасываются
вверх, что сводит к минимуму возможность закупорки ячеек. Устройст-
во позволяет очищать промывочную жидкость с крупностью шламовых
частиц 50-177 мкм.
460
§5. ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ
(по Н.С.Вулисанову и А.И.Кирсанову)
Газожидкостные смеси (ГЖС) представляют собой многофазные
дисперсные системы, основой которых являются вода и воздух. Их фи-
зико-механические свойства зависят от объёмного соотношения жидкой
и газообразной фаз, от вида и концентрации поверхностно-активных
веществ (ПАВ), химических реагентов и добавок. Эти смеси обладают
низкой плотностью и теплоёмкостью, благодаря чему они с успехом
применяются при бурении скважин в мёрзлых породах. Применение
ГЖС значительно повышает механические скорости бурения и снижает
затраты времени на ликвидацию отдельных видов геологических ос-
ложнений.
Соотношение «вода и воздух» в дисперсных системах характери-
зуется степенью аэрации аж, представляющей собой отношение расхо-
дов газа Vr и жидкости Уж при атмосферном давлении: аж = Кг/ Уж.
При аж < 50 ГЖС называется аэрированной жидкостью, при аж
равной от 50 до 300 - пеной, при аж > 300 - туманом.
Аэрированные жидкости применяют при бурении в условиях во-
допритоков в скважинах, в неустойчивых породах и при интенсивном
поглощении промывочной жидкости.
Пены используют также в условиях поглощения, для борьбы с
осложнениями, в обводнённых скважинах, при вскрытии горизонтов с
низким пластовым давлением.
Туман применяется при бурении взрывных скважин, при пневмо-
ударном бурении, а также при сооружении инженерно-геологических и
сейсморазведочных скважин.
Поверхностно-активные вещества по их диссоциации в водных
растворах делятся на следующие группы.
Анионактивные. Поверхностная активность этих веществ обу-
словлена наличием анионов. К числу анионактивных ПАВ относятся
щелочные соли жирных кислот (мыла), алкилсульфаты, алкиларилсуль-
фонаты щелочных металлов и др.
Катионактивные. Поверхностная активность этих веществ опре-
деляется катионами. Сюда относятся соли аминов, четвертичные аммо-
ниевые соли, алкилпиридиновые соли.
Неионогенные. В водных растворах эти вещества не диссоцииру-
ют на ионы, а их поверхностная активность обусловлена дифильным
строением молекул. К таким веществам относятся оксиэтилированные
жирные спирты и кислоты, оксиэтилированные фенолы, а также окси-
этилированные амиды, амины.
Амфотерные или амфолитные. Эти вещества в зависимости от
pH раствора могут проявлять анионактивные (щелочная среда) или ка-
тионактивные (кислая среда) свойства. К ним относятся апкиламинокиспоты,
сульфитобетаины, некоторые полвдгмеп тлстыоксаны и некоторые другие вещ ества
461
По способности давать устойчивые пены пенообразователи де-
лятся на два типа.
Пенообразователи первого типа Это низшие спирты, кислоты,
анилин, крезолы, молекулы которых в объёме раствора и в адсорбцион-
ном слое находятся в молекулярно-дисперсном состоянии. Пены с пе-
нообразователями первого типа быстро распадаются по мере истечения
междуплёночной жидкости. Стабильность пен увеличивается с повы-
шением концентрации пенообразователя.
Пенообразователи второго типа, к которым относятся мыла,
синтетические ПАВ и др Эти вещества образуют в воде коллоидные
системы. Пены из них обладают высокой стабильностью.
Свойства пен определяются условиями их получения. Выделяют
следующие основные свойства.
Пенообразующая способность раствора ПАВ зависит от типа,
состава и концентрации ПАВ, наличия стабилизирующих добавок, тем-
пературы раствора, наличия различных примесей. Для оценки пенооб-
разующих растворов и приготовленных из них пен пользуются разнооб-
разными критериями, например, объёмом или высотой столба пены, от-
ношением объём или столба пены ко времени её полного разрушения.
Кратность пены Р - отношение объёма пены Рсы к объёму рас-
твора из которого она образована
о ИСм (Иг+Иж) ,
₽ " ~ уж
где:
УГ - объём газа.
Кратность пены определяется методами взвешивания, электро-
проводности и радиоактивности.
Стабильность (устойчивость) пены определяют по высоте её
столба, т.е. по объёму, зафиксированному в этот момент. Выражается
она в миллиметрах или процентах по отношению к пенообразующей
способности.
Дисперсность пены, степень её аэрации определяют различными
способами: микрофотографированием с многократным увеличением
участка пены и подсчёта на нём числа пузырьков; оценкой её удельной
поверхности; радиографическим.
Очистка скважины от выбуренной породы при использовании
пены происходит под действием восходящего потока промывочной
жидкости в сочетании с эффектом флотации шлама. В процессе бурения
условия для удержания частиц пород на поверхности пузырьков более
сложны, чем при прекращении циркуляции, когда движение пены в за-
трубном пространстве обусловлено только её упругими свойствами, что
значительно отличает их от глинистых растворов. Структурная вязкость
и предел текучести этих жидкостей непостоянны и зависят от многих
факторов, в частности, и от глубины скважины. На пути от забоя к
462
устью скважины пена увеличивает свой объём из-за увеличения разме-
ров пузырьков при снижении гидростатического давления столба про-
мывочной жидкости. Одновременно часть растворённого газа выделяет-
ся, изменяются густота пены, скорость её потока, структурная вязкость
и предел текучести.
ПАВ, предназначенные для приготовления газожидкостных сме-
сей, должны хорошо растворяться в жёстких и минерализованных во-
дах; сохранять свойства при длительном хранении; образовывать ста-
бильную пену; не вызывать интенсивной коррозии металла.
Характеристика ПАВ - пенообразователей приведена в табл. 114.
Масса пенообразователя на 1 м пенообразующего раствора при-
ведена в табл. 115.
Таблица 114
Характеристика ПАВ - пенообразователей
Продукт (ТУ) Внешний вид Содержание ак- тивного веще- ства в товарном продукте, % (по массе) Биоразлагае- мость, %; токсичность
Паста ДНС-А, (ТУ 6-14-113-75) Желтая паста 35 90
ДС-РАС Вязкая масса ко- ричневого цвета 45 35-40
Сульфонат Чешуйки (или рас- плав) светло- желтого цвела 90 90; порог раздра- жающего действия 3%
Сульфонол (ТУ 6-01-1001-75) Белый или светло- желтый порошок 80 90;порог раздра- жающего действия 3%
Сульфонол НП-3 Кремовый или светло-желтый по- рошок 30 92
Сульфонол Густая однородная жидкость 40-45 80
ОП-Ю Паста от светло- желтого до коричневого цвета 99 40
Синтанол АЦСЭ-12 (ТУ 6-14-19-473-83) Белая или желто- ватая паста 99 78 ±1
Пенол-1 (ТУ 38-4.01109-83) Вязкая коричневая жидкость 50 90; IV класс ток- сичности
Пенообразователь ПО-6К ТСмно-коричневая жидкость 34 -
Моноэтаноламиды СЖК Светлая воскооб- разная масса 85 -
463
Таблица 115
Масса пенообразователя на 1 м пеиообразующего раствора
Содержание активных веществ в концентра- те, % (по массе) Масса, кг, пенообразователя при его концентрации в рабочем растворе, % (по массе)
0,05 0,1 0,2 0,3 0,5 0,8 1 U 1,5 2
20 2,5 5,0 10,0 15,0 25,0 40,0 50,0 60,0 75,0 100,0
30 1,7 3,3 6,7 10,0 16,7 26,7 33,3 40,0 50,0 66,7
40 1,3 2,5 5,0 7,5 12,5 20,0 25,0 30,0 37,5 50,0
50 1,0 2,0 4,0 6,0 10,0 16,0 20,0 24,0 30,0 40,0
60 0,8 1,7 3,3 5,0 8,3 13,3 16,7 20,0 25,0 33,3
70 0,7 1,4 2,9 4,5 7,1 11,4 14,3 17,1 21,4 28,6
80 0,6 1,3 2,5 3,8 6,3 10,0 12,5 15,0 18,8 25,0
90 0,6 1,1 2,2 3,3 5,6 8,9 11,1 13,3 16,7 22.2
100 0,5 1,0 2,0 3,0 5,0 8,0 10,0 12,0 15,0 20,0
Способы нагнетания ГЖС в скважину в процессе бурения можно
разделить на прямой, если давление при подаче компонентов равно дав-
лению нагнетания смеси, и ступенчатый при давлении её нагнетания,
превышающем давление, необходимое для подачи любого из компонен-
тов.
Первый способ осуществляется с помощью компрессоров, буро-
вых насосов и пеногенераторов - образователен пены, которые вклю-
чаются в нагнетательную линию насоса - компрессора.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Для чего закачивают в скважину промывочную жидкость?
2. Что такое утяжелённый глинистый раствор?
3. Какие известны реагенты?
4. Какое значение имеет глинистая корка?
5. Какие существуют способы очистки глинистого раствора?
6. Что такое ГЖС?
7. Что такое ПАВ?
8. Какие свойства имеет пена?
9. Способы приготовления ГЖС.
Глава XIV. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
При разведке месторождений полезных ископаемых и при инже-
нерно-геологических изысканиях применяется направленное бурение,
которое заключается в проведении скважин по расчетным профилям с
применением искусственного искривления и с использованием законо-
мерностей естественного искривления.
С помощью направленного бурения проходят многоствольные
464
(многозабойные) скважины, которые имеют одно устье и несколько за-
боев. В таких скважинах из одного основного ствола бурят несколько
дополнительных с помощью одной буровой установки без её перемеще-
ния.
Многозабойные скважины позволяют сократить общий объём
бурения, снизить затраты времени и средств на монтажно-демонтажные
работы, прокладку коммуникаций, строительство подъездных путей,
транспортировку бурового оборудования и инструмента.
Направленное бурение позволяет:
1) разведывать месторождения кустами многоствольных скважин
с ограниченного количества точек;
2) повторно перебуривать определенные интервалы скважин;
3) исправлять недопустимо отклонившиеся от заданной трассы
скважины;
4) вести разведку под инженерными сооружениями;
5) сооружать скважины под дно водных бассейнов с суши и т. д.
§ 1. ЕСТЕСТВЕННОЕ И ИСКУССТВЕННОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ
СКВАЖИН
Искривлением скважины называется отклонение ствола от его
прямолинейного пространственного положения.
Буровые скважины часто самопроизвольно искривляются по ряду
причин, что называется естественным искривлением. Принудительное
искривление скважины с помощью специальных технических средств
называется искусственным искривлением.
При естественном искривлении вертикальные скважины уходят
от вертикали, т. е. плавно или резко набирают зенитный угол. У на-
клонных скважин начальный зенитный угол с глубиной может увеличи-
ваться или уменьшаться, а скважина, соответственно, выполаживаться
или выкручиваться.
Азимут искривленных скважин может изменяться как вправо, так
и влево, причём с различной интенсивностью. С увеличением зенитного
угла уменьшается интенсивность азимутального отклонения. С глуби-
ной азимутальные отклонения уменьшаются.
Естественное искривление скважин, если его не учитывать, при-
водит к искажению геологических данных при подсчёте запасов. В ис-
кривлённой скважине затруднена регулировка нагрузки на породораз-
рушающий инструмент. Часто обрываются бурильные трубы, осложня-
ются ловильные работы и спуск обсадных колонн. Затрачивается боль-
ше мощности на вращение бурильных труб; при спуско-подъёмных
операциях происходят затяжки снаряда в желоба, вырабатываемые в
мягких породах бурильными трубами; в результате повышенного изно-
са растет расход бурильных и обсадных труб.
Об искривлении скважины свидетельствуют: повышенный износ
465
31 Зак. 274
бурильных труб и их соединений, колонковых и шламовых труб, за-
держки снаряда и снижение нагрузки на крюке при спуске колонны
труб, увеличение мощности на вращение инструмента, перегрузка дви-
гателя и связанный с ней нагрев отдельных узлов станка.
Основные причины естественного искривления
Геологические - пересечение под острым углом буровым снаря-
дом перемежающихся по твердости слоев, тектонических нарушений,
однородных пород, имеющих различную твердость в разных направле-
ниях, встреча твёрдых включений в мягких породах.
Технические - неправильная установка станка, потеря жесткости
крепления шпинделя, забуривание скважины без направляющей трубы,
эксцентрич ное закрепление труб в патроне, погнутость труб, короткий
колонковый набор, переход с большого диаметра скважины на меньший
без направляющих.
Технологические - чрезмерная осевая нагрузка при пониженной
частоте вращения, повышенный расход промывочной жидкости, боль-
шой зазор между колонковым набором и стенками скважины, наличие
каверн.
При борьбе с искривлениями необходимо учитывать закономер-
ности естественного искривления скважин.
Закономерности естественного искривления
В основном интенсивность искривления скважин определяется
следующими основными факторами:
1) положением скважины относительно структурных элементов
(падения и простирания пород, плоскостей их трещиноватости, зон
дробления и т. д.), величиной угла встречи оси скважин с линией паде-
ния слоев, а также физико-механическими свойствами пересекаемых
пород. При бурении наклонных скважин в плывунах и рыхлых породах
стволы скважин, как правило, выкручиваются (уходят к вертикали); на-
клонные скважины в твердых и крепких породах выполаживаются, т. е.
стремятся к горизонтали. При встрече скважиной перемежающихся по
твердости слоев пород под острым углом скважина стремится пересечь
эти слои перпендикулярно к напластованию. Азимут скважины также
изменяется. При встрече скважиной твердых пород под углом менее 15°
она может скользнуть по пласту породы, как по клину. При пересечении
скважиной перемежающихся по твердости горных пород под острым
углом к простиранию она отклоняется, стремясь пройти породы по пер-
пендикуляру к простиранию;
2) конструкцией и параметрами компоновки низа бурового инст-
румента (длиной, диаметрами, жёсткостью); чем больше по величине
эти параметры при данном диаметре скважины, тем меньше интенсив-
ность искривления;
466
3) величиной зенитного угла: чем больше зенитный угол, тем
меньше скважина изменяет свой азимут и тем интенсивнее меняет зе-
нитное искривление;
4) механической скоростью бурения: чем выше скорость бурения,
тем меньше интенсивность искривления скважин.
При всех способах колонкового бурения скважины в основном
искривляются в сторону увеличения зенитного угла, т. е. выполажива-
ются. Много реже наблюдается выкручивание скважин. Азимутально
скважины при всех видах бурения искривляются как вправо, так и вле-
во. Получение достоверных данных о закономерностях искривления
скважин имеет большое практическое значение, позволяет решить ряд
геологических, технических и эксплуатационных задач с меньшими за-
тратами средств и времени.
§ 2. ИЗМЕРЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИН
Пространственное положение ствола скважины определяется
тремя параметрами: глубиной, зенитным углом (или углом наклона) и
азимутальным углом. Приборы, позволяющие измерять величины этих
углов, называются инклинометрами.
Изменение этих углов в процессе бурения называется искривле-
нием скважины. Для своевременного обнаружения возникновения ис-
кривления скважины и принятия мер для его устранения необходимо
периодически контролировать величину зенитного угла и азимута.
Существует оперативный и плановый контроль за искривлением
скважин.
Оперативный контроль осуществляется силами буровой бригады,
а плановый - каротажными отрядами.
Зенитные углы измеряются в основном с помощью устройств,
использующих действие силы тяжести, т. е. работающих по принципу
горизонтальности уровня жидкости или вертикальности отвеса.
Это хорошо видно при использовании прибора с плавиковой ки-
слотой. В специальном патроне на трубах или канате опускается в
скважину пробирка, в которую на 1/3 заливается 20%-ная плавиковая
кислота, разъедающая стекло. Патрон на необходимой глубине остав-
ляют в покое. Уровень плавиковой кислоты, занимая горизонтальное
положение, оставит след на стенках пробирки. После подъема патрона с
помощью замеров отпечатка и расчетов или на угломере определяют
зенитный угол скважины.
Приборы для измерения азимутального угла основаны на прин-
ципах действия магнитной стрелки, гироскопа, ориентации с поверхно-
сти.
Фотоинклинометр многоточечный МТ-1
Для одновременного замера зенитного и азимутального углов
467
31
применяют инклинометры, основанные на использовании магнитной
стрелки (для измерения азимутального угла) и отвеса (для зенитного уг-
ла), с фиксацией их положения на фотоплёнке.
По этому принципу работает прибор МТ-1 конструкции ВИТР,
предназначенный для многократных измерений в одной или многих
точках скважины, что значительно повышает оперативность контроля и
достоверность о её пространственном положении и снижает трудовые и
материальные затраты на инклинометрические измерения.
Применение многоточечного инклинометра обеспечивает ряд
следующих преимуществ:
1) в скважине прибор может располагаться не строго параллельно
её оси, поэтому одно измерение не всегда является достоверным;
2) для "привязки" нового измерения скважины необходимо про-
извести контрольные измерения в одной-двух предыдущих точках её
ствола;
3) при искусственном искривлении скважины, как правило, тре-
буются детальные инклинометрические измерения интервала искривле-
ния ствола, для их выполнения одноточечным инклинометром необхо-
димо провести соответствующее количество спуско-подъёмных опера-
ций, на что требуется много времени;
4) применение фотографического принципа регистрации показа-
ний позволяет получать более высокую точность, надёжность и много-
кратность измерений при оперативном контроле бурящихся скважин.
Техническая характеристика МТ-1
Глубина применения, м до 1500
Диаметр скважин, мм 46 и более
Диапазон измерения, градус
зенитных углов 0-60
азимутов 0-360
Погрешность измерений, градус:
зенитных углов +0,5
азимутов +2,5
Допустимое внешнее гидростатическое давление, МПа 24,5
Число измерений за один спуск < 100
Габариты, мм 40 х 2200
Масса, кг 7
Для измерения азимутов и зенитных углов скважины инклино-
метр МТ-1 снабжен чувствительными элементами (магнитной стрелкой
и отвесом, установленным на эксцентричной апсидальной рамке), кото-
рые сохраняют своё направление во всех точках исследуемой скважины
(рис. 178). Магнитная стрелка 2 вращается на оси 1, жёстко связанной с
отвесом 4, который установлен на апсидальной рамке 3. Ось качания
отвеса расположена перпендикулярно к линии центра тяжести рамки 3.
468
При спуске инклинометра в скважину рамка устанавливается вдоль её
оси С^Ог, а под действием момента, равного Мр = (Рр + Ро) ru sin 0 sin у
(Рр- вес эксцентричного груза рамки; Ро- вес отвеса; гц- расстояние от
оси до результирующего центра тяжести рамки и отвеса; у - угол пово-
рота рамки), принимает такое положение, при котором её диаметраль-
ная плоскость совпадает с апсидальной плоскостью скважины.
Рис. 178. Упрощённая схема чувствительного элемента инклинометра МТ-1
Магнитная стрелка под действием момента Мс = mH sin <р (m -
магнитный момент стрелки; Н - горизонтальная составляющая напря-
женности магнитного поля земли; <р - угол закручивания стрелки) со-
вместится с направлением магнитного меридиана. Отвес под действием
момента, равного Mo=Pol sing (1 - расстояние между осью и центром
тяжести отвеса), устанавливается по направлению гравитационного век-
тора. Отвес и магнитная стрелка инклинометра снабжены шкалами для
отсчета азимута и зенитного угла скважины.
Принцип действия инклинометра МТ-1 основан на фотоизомет-
рическом способе регистрации азимутов и зенитных углов скважины.
469
Это позволяет наиболее простым способом осуществить бесконтактную
регистрацию показаний магнитной стрелки компаса и отвеса инклино-
метра МТ-1, взвешенных в жидкости, что повышает точность и объек-
тивность измерений и надежность прибора.
Инклинометр МТ-1 представляет собой автономное устройство,
работающее либо в автоматическом режиме, либо в режиме управления
без электрической связи с поверхностью. Структурная схема инклино-
метра показана на рис. 179.
Рис. 179. Структурная схема инклинометра МТ-1
В автоматическом режиме фотографирование шкал чувствитель-
ного элемента (ЧЭ) производится циклично через 2,5 мин в режиме
управления - по команде оператора с поверхности. Выбор режима рабо-
ты осуществляется соответствующей установкой переключателя режи-
ма работы АВТ-УПР.
В автоматическом режиме инклинометр работает по временной
программе, задаваемой датчиком временных интервалов. Для проведе-
ния измерений в этом режиме инклинометр перемещают по скважине,
контролируя по секундомеру время прохождения циклов программы.
Через промежутки времени, предусмотренные в цикле для успокоения
ЧЭ и регистрации их показаний, его останавливают в точке измерения,
и каждый кадр фотоплёнки соответствует одному измерению.
В режиме управления фоторегистратор инклинометра срабатыва-
ет только в тех точках скважины, где необходимо произвести измере-
ние. В этом режиме датчик ускорений обеспечивает логическую схему
телеуправления, в которой фактор «перемещение» является запрещаю-
щим, а фактор «остановка» разрешающим, т. е. при перемещении инк-
470
линометра по скважине автоматический фоторегистратор всегда нахо-
дится в выключенном состоянии, и для его запуска необходимо произ-
вести остановку инклинометра. Для проведения измерения в этом ре-
жиме оператор опускает инклинометр в точку измерения и выдерживает
его без движения не менее 1 мин. За это время происходит успокоение
ЧЭ, фотографирование его шкал и выключение фотоинклинометра. Для
последующего измерения необходимо переместить инклинометр, а за-
тем остановить. Схема его работы приведена на рис. 180.
Рис. 180. Схема работы МТ-1 в режиме управления: а-г - разделение цикла
измерения по затратам времени t (перемотка плёнки, задержка, экспозиция и
др)-
Инклинометр МТ-1 состоит из скважинного прибора, наземного
контрольного пульта (секундомера) и вспомогательных принадлежно-
стей.
Инклинометрический блок скважинного прибора (рис. 181) со-
стоит из чувствительного элемента / зенитных углов и азимутов; фото-
регистрирующего устройства - автоматического фотоаппарата, состоя-
щего из фотокамеры 2, механизма транспортирования фотоплёнки 3 с
электромагнитом 5, кассет с пленкой 8 и программного блока 4; пуско-
вых устройств (датчика временных интервалов 7 и датчика ускорения б;
блока питания, размещенных в защитной гильзе.
Все измерительные узлы ЧЭ размещены в цилиндрическом кор-
пусе (в его верхней части установлено прозрачное стекло), который за-
полнен кремнеорганической жидкостью ПМС-5, служащей демпфером
и световодом.
Электрическое питание инклинометрического блока осуществля-
ется от аккумуляторного или гальванического источника.
471
Рис. 181. Общий вид инклинометра МТ-1
Вспомогательные принадлежности инклинометра МТ-1 предна-
значены для обеспечения его работоспособности, обработки и расшиф-
ровки фотоснимков и состоят из устройства для подзарядки аккумуля-
торов; светонепроницаемого мешка для перезарядки кассет фотоаппара-
та; проявочного бачка и просмотровой лупы.
472
Инклинометр механический МИ-ЗОУ
Инклинометр механический МИ-ЗОУ предназначен для опера-
тивного измерения пространственного положения скважин диаметром
36 мм и более, пробуренных в диамагнитных средах, разработан ВИТР.
С помощью МИ-ЗОУ могут быть замерены углы горизонтальных
и восстающих скважин.
Техническая характеристика МИ-ЗОУ
Диапазон измерения, градус
зенитных углов 0-180
азимутов 0-360
Погрешность измерений, градус:
зенитных углов ±0,5
азимутов ±4,0
Допустимое внешнее гидростатическое давление, МПа 25
Число измерений за один спуск 1
Габариты, мм 30 х 1100
Масса, кг 5
Инклинометр для работы в диамагнитных средах ИОК-42
В ВИТРе разработан автономный инклинометр ИОК-42, предна-
значенный для оперативного контроля пространственного положения
скважин с возможностью измерений наклонных, горизонтальных и вос-
стающих скважин диаметром 46 мм и более в диамагнитных средах.
Техническая характеристика ИОК-42
Диапазон измерения, градус
зенитных углов 0-180
азимутов 0-360
Погрешность измерений, градус:
зенитных углов + 1
азимутов + 2,5
Питание скважинного прибора (сухие элементы А343
или дисковые аккумуляторы типа Д-0,26 С) 2 х 4,5 В
Габаритные размеры, мм:
наружный диаметр защитного кожуха 42
длина кожуха, в том числе с утяжелителем 2000/3000
Масса, в том числе с утяжелителем, кг 8/15,5
Инклинометр (рис. 182) является автономным одноточечным
скважинным прибором, позволяющим визуально определять значения
угловых паметров скважины в результате фиксирования показаний
шкал зенитного и азимутального углов чувствительного сферического
элемента (ЧЭ) с помощью арретирующего механизма.
473
30 Зак. 274
Рис. 182. Кинематическая схема инклинометра ИОК-42: / - электродвига-
тель; 2 - муфта сцепления; 3 - винтовая пара; 4 - кулиса; 5 - пружина уравни-
тельная; 6 - пружина компенсационная; 7 - фиксатор; 8 - подвижная вилка; 9 -
сфера измерительная; 10- фрагмент защитного колпака.
Основными узлами прибора являются: защитный кожух, тросовая
головка, чувствительный элемент, арретирующий механизм, блок
питания, таймер. Тросовая головка может присоединяться либо к
тонкому тросу с помощью проушины, либо к колонне труб резьбовым
соединением. Сферический магнито-гравитационный ЧЭ обеспечивает
измерение скважин в диапазоне 0-180°.
ЧЭ представляет собой две полусферы, подвешенные в
подвижной рамке. Нижняя полусфера (отвес) имеет смещённый вниз
центр тяжести и обеспечивает индикацию зенитного угла, вращаясь в
агатовых подпятниках в керновых опорах рамки. В центре отвеса
перпендикулярно плоскости среза полусферы установлен
подпруженный керн, на котором свободно вращается на агатовом
подпятнике верхняя полусфера (картушка), являющаяся датчиком
азимутальных углов. В ней закреплены два постоянных магнита,
которые ориентируют картушку в направлении магнитного мередиана
Земли. Рамка с полусферами вращается вокруг оси инклинометра и,
благодаря эксцентрично расположенному центру тяжести, всегда
самоустанавливается в апсидальной плоскости скважины.
Фиксирование ЧЭ осуществляется с помощью арретирующего
механизма, приводом которого является микроэлектродвигатель,
работающий по команде, поступающей от таймера. При этом
обеспечивается закрепление в точке измерения, установка в
апсидальной плоскости и ориентация в плоскости магнитного мерииана,
далее следует повторное закрепление ЧЭ для обеспечения подъёма
прибора из скважины.
Арретирующий механизм работает по команде таймера. По
первой команде через муфту сцепления 2 вращение от двигателя
передаётся винтовой паре 3, которая через кулису 4 перемещается и
отводит толкатель, подпружиненный уравнительной пружиной 5;
компенсационная пружина 6 с помощью фиксатора 7 отводит вилку 8 от
купола защитного колпака 10 и одновременно освобождает верхнюю
измерительную полусферу 9. После успокоения и установки полусфер в
необходимое положение через заданное время поступает вторая
команда, по которой полярность питающего напряжения и вращение
двигателя меняются на обратные. Это обеспечивает повторное
474
арретирование измерительного узла ЧЭ и позволяет начинать подъём
инклинометра из скважины.
Работа командного таймера в соответствии с его структурной
схемой разделяется на три этапа.
Первый - формируется временная задержка начала рабочего
цикла, во время которой происходит спуск прибора.
Второй - формируется время рабочего цикла, включающего
вращение двигателя в ту и другую сторону и успокоение системы ЧЭ.
Третий - реверсирование вращения двигателя.
После подъёма скважинного снаряда инклинометр извлекают из
защитного кожуха и визуально определяют величину измеренного угла
скважины по показаниям чувствительного элемента.
§ 3. СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
ОРИЕНТИРОВАНИЯ ОТКЛОНИТЕЛЕЙ В СКВАЖИНЕ
Для искусственного искривления ствола скважины в заданном
направле-нии необходимо применение специальных скважинных
технических средств - отклонителей, которые требуют их
ориентирования (установки их в определённом положении) в скважине.
Придание отклоняющему элементу специального снаряда
положения, обеспечивающего дальнейшее бурение в нужном
направлении, называется ориентированием. От точности выполнения
этой операции зависит качество бурения скважины, т.е. выполнение
поставленной перед ней задачи.
Ориентация отклонителей может осуществляться двумя
способами: прямым и косвенным. При первом способе отклонитель в
стволе скважины устанавливается в соответствии с заданным углом
относительно направления на точку севера. Этим способом возможно
ориентирование отклонителей также и в вертикальных скважинах.
К таким способам относится ориентированный спуск колонны
бурильных труб, применяемый при отсутствии специальных
ориентирующих устройств - ориентаторов (сигнализаторов).
Это является трудоёмкой и не всегда точной операцией. Перед
спуском отклонителя в скважину его ориентируют на поверхности в
нужном направлении. После спуска каждой свечи отслеживают и
фиксируют повороты колонны относительно выбранного направления и
вносят необходимые коррективы.
При косвенном методе ориентирования отклонителя в скважине
за начало отсчёта принимают апсидальную плоскость в зоне
искривления, а её положение определяют инклинометром.
Над созданием ориентаторов работали многие научно-
исследовательские, проектно-конструкторские и производственные
организации и изобретатели, а также кафедры высших учебных
заведений, такие как СКБ «Геотехника», ВИТР, МГРИ, ЗабНИИ,
475
30*
Томский политехнический институт, КазИМС и др. Создано большое
количество ориентаторов и создаются новые.
По принципу действия их можно подразделить на три основные
группы: акустические, электрические, механические и гидравлические.
В качестве чувствительных элементов в технических средствах
прямого метода ориентирования применят гироскоп, магнитную
стрелку, магнитометрические элементы и др. В приборах, где принят
косвенный метод ориентирования, используют весы, эксцентричные
грузы, контактные шарики и т.п.
Наиболее характерным электрическим ориентатором является
«Курс», разработанный ВИТРом. Это комплекс, состоящий из
скважинной и наземной частей. В скважинную входит собственно
ориентатор (прибор-датчик), спускаемый внутри колонны бурильных
труб и ориентирующий переходник, устанавливаемый над
отклонителем. В наземную аппаратуру входят: пульт управления,
направляющий ролик с указателем глубины, лебёдка с электрическим и
ручным приводом, приспособление для эталонирования. Каналом связи
между датчиком и пультом является электрический провод, на котором
спускают скважинный прибор.
Техническая характеристика аппаратуры "Курс"
Диаметр ориентатора, мм 18
Диапазон ориентирования в пределах зенитных углов, градус 3-60
Погрешность ориентирования, градус, при зенитных углах:
3-5° ±10
5-10°. ±7
10° и более ±5
Допустимое внешнее гидростатическое давление, МПа. 25
Рабочая температура, “С -10-+50
Габариты, мм:
ориентатора 18x870
пульта управления 295x180x170
Масса, кг:
ориентатора 1,1
пульта управления 4,9
лебёдки 35
Принцип действия датчика (рис. 183) заключается в
преобразовании углового смещения щётки 10 (жёстко связанной через
держатель 11с корпусом 1 ориентатора), в сопротивление реостата 8,
устанавливающегося при помощи эксцентричного груза 14
относительно апсидальной плоскости. Реостат крепится на оси 13,
расположенной в подпятниках 6. Он входит в электрическую схему
моста и является одним из четырёх его плеч; три оставшихся плеча
находятся в пульте управления на поверхности.
476
В качестве арретира используется электромагнит 2 с сердечником
3, который с помощью возвратной пружины 4 и штоков 5 фиксирует
корпус реостата. При включении питания электромагнита сердечник
втягивается в катушку и штоки, приподнимаясь, освобождают корпус
реостата, который под действием пружины 12 перемещается вверх до
ограничителя 7, а под действием груза 14 устанавливается в наклонной
скважине так, что начало обмотки 9 реостата совмещается с
апсидальной плоскостью. При выключении питания сердечник под
действием пружины 4 возвращается в исходное положение, а штоки 5
перемещают корпус 8 вниз, замыкая обмотку 9 со щёткой 11.
Рис. 183. Кинематическая схема скважинного ориентатора аппаратуры
«Курс»
Техническая характеристика датчика
Диапазон углов, градус:
установка отклонителя зенитных углов скважины, при которых аппа- ратура работает нормально Точность ориентирования в градусах при зенитных углах, градус: 0-340 3-60
3-5 5-10 11-60 +.10 ±1 +.5
477
Число замеров ориентациии (за один спуск) Минимальный наружный диаметр бурильной колонны, в которой работает прибор-датчик, мм: не ограничено
муфтово-замкового соединения ниппельного соединения Глубина ориентации, м, не более Максимально допустимое внешнее гидростатическое давление на прибор, Мпа Интервал температур, при которых аппаратура работает, °C Напряжение питания аппаратуры (переменный ток), В Габариты, мм: скважинный датчик наружный диаметр Длина пульт управления Масса, кг: 42 50 2000 25 от-10 до +80 36/220 18 1500 295x180x170
прибор-датчик пульт управления 1,1 4,9
Ориентация искусственного отклонителя с помощью аппаратуры
«Курс» производится следующим образом. Отклонитель с
ориентирующим переходником спускают в скважину на колонне
бурильных труб и останавливают над забоем. На верхнем конце
колонны, у устья скважины, укрепляют направляющий ролик с
указателем глубины спуска. Внутрь колонны спускают на проводе с
помощью лебёдки прибор-датчик до тех пор, пока шпонка
ориентирующего переходника не войдёт в паз фиксатора-ловителя.
Вращением рукоятки потенциометра с круговой шкалой выводят
стрелку индикаторного прибора на нуль и считывают отсчёт по
круговой шкале. Бурильную колонну поворачивают (по часовой
стрелке) на величину отсчитанного угла и повторяют измерение. Если
при повторном измерении отсчёт на круговой шкале равен нулю, это
значит, что ориентация выполнена правильно; снаряд ставят на забой
скважины и приступают к бурению.
Ориентирующий прибор «Луч», разработанный ВИТРом, предна-
значен для ориентирования отклонителей в скважинах диаметром 46 мм
и более, глубиной до 2000 м.
Принцип работы основан на свойстве эксцентричного груза уста-
навливаться в вертикальной плоскости, проходящей через его ось вра-
щения.
Прибор состоит из пульта управления, ориентатора, спускаемого
в скважину на кабеле через колонну бурильных труб, и лебедки.
478
Техническая характеристика прибора "Луч
Диаметр ориентатора, мм 13
Диапазон ориентирования в пределах зенитных углов, градус 3-60
Погрешность ориентирования, градус, при зенитных углах:
3° ±ю
3-6° ±7
6-60° ±5
Допустимое внешнее гидростатическое давление, МПа 24,5
Рабочая температура, °C -10 -+50
Габариты, мм: ориентатора 13 х 1046
пульта управления 198x136x110
лебёдки 525x450x450
Масс, кг: ориентатора 1,2
пульта управления 2,4
лебёдки 20,0
Ориентаторы типа СМ механического принципа действия были
разработаны в СКБ «Геотехника» (авторы А.С. Волков, Л.Б. Шевченко)
и серийно выпускались.
Инструмент предназначен для ориентирования различного типа
отклонителей в наклонных скважинах.
Сигналом окончания ориентирования является проседание бу-
рильной колонны, на которой в скважину опускают отклонитель и ори-
ентатор.
Техническая характеристика ориентатора СМ
СМ-1 СМ-2
Наружный диаметр, мм 89 108
Величина проседания колонны, характе- ризующая срабатывание ориентатора, мм 600 600
Диапазон применения (зенитный угол скважины), градус 4-172 3-174
Время ориентирования, мин 10 10
Точность ориентирования, градус + 4 ±4
Ориентатор СМ-1 (рис. 184) состоит из трубы 2, имеющей воз-
можность осевого перемещения в переходнике 3, соединённой со спе-
циальным хвостовиком 4. На наружной поверхности хвостовика имеют-
ся две диаметрально противоположные шпоночные канавки.
Через две шпонки 6 хвостовик находится в постоянном зацепле-
нии со специальным ниппелем 5. В трубе 11 расположена труба 9, кото-
рая благодаря подшипникам 7, 8, 12 может свободно вращаться в них.
На внешней стороне трубы расположен эксцентричный груз 10, а на
внутренней - шпонка, размеры поперечного сечения которой соответст-
вуют размерам шпоночных канавок хвостовика 4. В конусе 14 имеется
479
герметизирующая пробка 13, предохраняющая подшипники от зашла-
мования в процессе спуска инструмента.
Через замковую муфту I ориентатор соединяют с колонной бу-
рильных труб, а через переходник 14 с отклонителем. Отклонитель ори-
ентируют относительно шпонки ниппеля 5, на наружной поверхности
которого имеется риска против этой шпонки.
Рис. 184. Ориентатор СМ-1
На колонне бурильных труб отклонитель и расположенный над
ним ориентатор опускают в скважину.
Благодаря наличию эксцентричного груза связанная с ним шпон-
ка в наклонной скважине постоянно располагается в апсидальной плос-
кости на стороне лежачей стенки. По достижении зоны искривления от-
клонитель ставят на забой, затем приподнимают, поворачивают на не-
который угол и вновь опускают. Эти операции продолжают до тех пор,
пока шпонка не расположится в одной вертикальной плоскости со
сквозным шпоночным пазом хвостовика. В этот момент хвостовик
шпоночным сквозным пазом наедет на шпонку и колонна бурильных
труб опустится на величину /, что явится сигналом установки отклони-
теля в нужном положении. Для проверки правильного положения от-
клоняющего приспособления колонну бурильных труб приподнимают
на величину, несколько большую /, и без поворотов вновь опускают
Если отклонитель занимает в скважине нужное положение, то после по-
становки снаряда на забой колонна бурильных труб вновь опустится на
величину I.
В гидравлических ориентаторах сигналом окончания ориентиро-
вания служит увеличение или падение давления промывочной жидко-
сти, отмечаемое на манометре бурового насоса.
Известные гидравлические сигнализаторы выполнены по одной
принципиальной схеме. Эксцентричный груз в наклонной скважине
ориентирует определённое отверстие в инструменте, через которое про-
качивается промывочная жидкость, относительно лежачей стенки сква-
жины. Это отверстие при поворотах колонны бурильных труб с ориен-
татором и отклонителем перекрывается или открывается, вследствие че-
го давление на манометре насоса возрастает или уменьшается. По изме-
нению давления можно судить о правильной установке отклонителя в
480
скважине.
Характерным представителем гидравлических ориентаторов яв-
ляется инструмент конструкции Г.Г. Анненкова, разработанный на Ура-
ле.
Отклонитель с ориентатором (рис. 185) опускают в скважину на
колонне бурильных труб, которую по достижении буровым снарядом
зоны искривления поворачивают с одновременной подачей промывоч-
ной жидкости. Плунжер 16 перекрывает канал для прохода промывоч-
ной жидкости, и давление на манометре бурового насоса возрастает.
При совпадении отверстия в диске 11, жёстко связанном с эксцентрич-
ным грузом 6, со штырём подпружиненного плунжера последний пере-
мещается в крайнее нижнее положение и открывает проход для промы-
вочной жидкости. В это время давление на манометре падает, что явля-
ется сигналом окончания ориентирования отклонителя.
Рис.185. Гидравлический ориентатор конструкции Г.Г. Анненкова: 1, 13 -
переходник; 2, 8 - кольцо-центратор; 3 - подшипник радиально-упорный; 4 -
сальник; 5 - кожух сальника; 6 - эксцентричный груз; 7 - труба; 9, 10, 14 - гай-
ка, 7 7 - диск; 12 - шпонка; 75 - пружина; 76 - плунжер.
481
§ 4. ТЕХНИКА НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Искусственное искривление ствола скважины состоит из сле-
дующих основных технологических операций: установка искусственно-
го забоя или подготовка естественного забоя к забуриванию ствола в
новом направлении; ориентирование отклонителя в скважине в зоне ис-
кривления; забуривание нового ствола; извлечение специального снаря-
да из скважины.
При искривлении скважины выше естественного забоя (для забу-
ривания дополнительного ствола) устанавливают искусственный забой.
Для этого в зоне искривления перекрывают ствол скважины тем или
иным способом, затем создают искусственный цементный забой, после
чего с помощью специального снаряда забуривают новый ствол.
Для перекрытия ствола скважины ВИТРом разработана пробка-
забой типа ПЗ.
ПЗ состоит из собственно пробки и гидропривода. Пробку на ко-
лонне бурильных труб опускают в зону искривления скважины. Затем
через трубы в скважину закачивают промывочную жидкость, которая
перемещает шток гидропривода вниз, а вместе с ним конус, соединен-
ный с расклинивающими плашками. Плашки смещаются в радиальном
направлении, расклинивая корпус пробки в стволе скважины. После
раскрепления пробки гидропривод отвинчивают от нее и вместе с ко-
лонной бурильных труб извлекают из скважины. Затем приступают к
созданию цементного забоя над пробкой
Техническая характеристика пробок-забоев ПЗ
Диаметр корпуса, мм. 44 57 73
Длина в сборе, мм 415 710 710
Длина гидропривода, мм 390 455 455
Диаметр гидропривода, мм 42 56 56
Максимальный диаметр выхода плашек, мм 50 65 90
Масса, кг . 6 13,4 17,5
Для зарезки дополнительных стволов применяют стационарные
(оставляемые в скважине после искривления ствола) и съёмные (извле-
каемые после этой операции) отклоняющие клинья.
ВИТРом разработаны стационарные отклоняющие клинья КОС
(рис. 186), состоящие из собственно клина 6 и закрепляющего устройст-
ва, которое включает в себя два распорных конуса 1 и 2. соединённых
штоком 5, и корпус 4.
Клин на бурильной колонне спускают в скважину. Не доходя 0,4-
0,5 м до забоя, производят его ориентацию, после чего ставят на забой с
помощью шпинделя станка, который исключает самопроизвольный
проворот снаряда. Под действием осевой нагрузки срезается винт 3, в
результате чего клин и корпус раскрепляющего устройства смещаются
относительно неподвижных распорных конусов. Пластины распорного
482
устройства деформируются и раскрепляют клин в стволе. При увеличе-
нии осевой нагрузки до 200-300 Н срезаются заклепки 8, и клин отсо-
единяется от бурильной колонны, которая с устройством 7 поднимается
на поверхность.
Рис. 186. Стационарный (несъёмный) отклоняющий клнн КОС
В скважину опускают отбурочный снаряд и производят зарезку
дополнительного ствола.
Отбуривание от стационарного клина, по скосу ложка и ниже его
на длину до 1,3 м производят набором, включающим в себя бурильную
трубу диаметром 42 мм, переходник и породоразрушаюший инструмент
бескернового бурения.
В начале рейса, когда долото находится в верхней части ложка
клина и начинает врезаться в стенку скважины, осевая нагрузка не
должна превышать 2-4 кН. После углубления скважины на 0,7 м и забу-
ривания породоразрушающего инструмента в ее стенку больше чем на
половину своего диаметра, осевая нагрузка повышается до 6-7 кН. При
этом бурят на скоростях станка.
Если в процессе отбуривания использовался породоразрушаю-
щий инструмент, диаметр которого меньше диаметра клина, то пробу-
ренный интервал необходимо расширить. Для этого применяют шаро-
483
шечное долото (либо другой инструмент), соответствующее диаметру
скважины, которое соединяется с бурильной трубой диаметром 42 мм.
Осевую нагрузку в процессе расширения снижают до 2-4 кН.
Последующие рейсы производят с отбором керна укороченными
колонковыми наборами, которые спускают на бурильной трубе диамет-
ром 42 мм. Длина колонкового набора для каждого рейса должна со-
ставлять соответственно 0,5; 1,0 и 2,5 м, после чего применяют колонко-
вый набор нормальной длины.
Работы по забуриванию дополнительного ствола от стационарно-
го клина можно считать законченными, когда в месте установки клина в
ствол скважины проходит колонковый набор длиной не менее 4,5 м.
Техническая характеристика КОС
Диаметр корпуса, мм 44 57 73
Длина, мм: отклоняющего желоба 1530 1190 1540
в сборе. 5065 7100 6295
Угол наклона желоба к оси скважины, градус 1,5 2,5 2,5
Масса, кг 65 75 79
Снаряд для искусственного искривления скважин типа СО разработан
ВИТРом.
Техническая характеристика снарядов приведена ниже.
Тип снаряда СО-57/36 СО-73/46
Диаметр, мм: корпуса 57 73
буровой коронки снаряда 36 46
Длина в сборе, мм 5620 6120
Угол наклона желоба снаряда, градус 3 3
Длина желоба, мм 505 660
Масса, кг 35,6 50
Съёмный клин СО-73/46-30 дан на рис. 187
В снарядах для отклонения отбурочного инструмента служит
цельнометаллический клин /, соединенный с корпусом снаряда 3 при
помощи Т-образного шпоночного соединения Последнее позволяет
клину передвигаться вдоль оси на длину шпоночного паза и исключает
радиальное его перемещение. Клин с корпусом жестко соединяется с
помощью двух заклёпок 2. Отбурочный снаряд отклонителя состоит из
серийной алмазной коронки 11, колонковой трубы 10, которая при по-
мощи втулки 4 и муфты 9 с конусной гайкой 5 соединена с бурильной
трубой 7.
При использовании снаряда на забое не должно быть столбика
керна высотой более 2-3 см. Снаряд спускают в скважину на колонне
бурильных труб и, не доходя до забоя 0,3-0,5 м, ориентируют, а затем
484
без вращения опускают на забой. Усилием механизма гидравлической
подачи станка срезают заклепки 2. При этом корпус 3 перемещается
вниз и заклинивается между желобами клина 1 и стенкой скважины
Рис. 187. Съёмный отклоняющий клин типа СО-73/46-30 конструкции
ВИТР
Затем дальнейшим увеличением осевой нагрузки срезают винт 5
и освобождают муфту 9. После чего ударом конусной гайки 8 по втулке
6 сильнее расклинивают корпус снаряда 3 в скважине. В результате
вращения колонны бурильных труб конусная гайка 8 свинчивается с
муфты 9, что обеспечивает освобождение отбурочного инструмента и
бурение пилот-скважины. Диаметр пилот-скважины, забуренной в но-
вом направлении, на два размера меньше диаметра основного ствола.
Для его расширения применяют ступенчатый расширитель, составлен-
ный из двух серийных алмазных коронок.
После забуривания пилот-скважины на глубину 1,2-1,3 м снаряд
извлекают на поверхность, и он может быть повторно использован.
Существуют конструкции снарядов для искусственного искрив-
ления геологоразведочных скважин, представляющие собой устройства
485
непрерывного действия, обеспечивающие плавный набор кривизны
ствола скважины.
Отклоняющий снаряд непрерывного действия T3-3-73 разработан
институтом ЗабНИИ. Он предназначен для искривления скважин глу-
биной до 2000 м в породах V-XI категорий по буримости без отбора
керна серийными алмазными и твердосплавными долотами.
Техническая характеристика T3-3-73
Диаметр корпуса снаряда, мм 73
Диаметр породоразрушающего инструмента, мм 76
Допустимая разработка ствола скважины, мм < 20
Интенсивность искривления, градус/м 0,5-2
Наибольшее искривление за один цикл, градус 10-15
Длина снаряда, мм 2000
Масса, кг 42
Отклонитель (рис. 188) состоит из ротора I и статора II. Ротор
имеет долото 1, нижний 2 и верхний 14 опорные выступы, шлицевой
узел 8, возвратную пружину 10 и блокировочный зуб 11.
Статор состоит из нижнего полуклина 3 с шламозащитной труб-
кой 4, выдвижного ползуна 6 с катками 7, верхнего полуклина 5, корпу-
са 9, блокировочной муфты 12, статорной пружины 13 и верхнего под-
шипникового узла 15
После спуска и ориентирования в скважине отклонитель ставят
на забой и создают осевую нагрузку. При этом верхний опорный выступ
давит на пружину и на корпус, который перемещает ползун до его упо-
ра в стенку скважины. Дальнейшее сжатие пружины создает на ползуне
распорно-отклоняющее усилие, которое смещает долото и прижимает
его к стенке скважины. Блокировочный зуб выходит из паза блокиро-
вочной муфты.
При включении вращателя станка и последующем бурении катки
на ползуне перекатываются по стенке скважины и удерживают статор
от углового смещения, стабилизируя направление отклоняющего уси-
лия и обеспечивая плавный набор кривизны.
Наилучшие результаты работы ТЗ-З показывает в устойчивых
породах, где механическая скорость при бурении долотом превышает
0,8 м/ч, а стойкость долота составляет более 3 м.
Для ориентирования отклонителей непрерывного действия типа
ТЗ в скважинах глубиной до 2000 м применяют ориентирующие при-
ставки ОП-3-59, ОП-3-76. Ориентирующая приставка присоединяется к
отклонителю и благодаря наличию эксцентричной массы автоматически
ориентирует его в скважине в соответствии с заданным углом установ-
ки.
486
Рис. 188. Снаряд T3-3-73 для направленного бурения
Техническая характеристика ориентирующих приставок
Тип приставки ОП-3-59 ОП-3-76
Допустимая погрешность ориентирования,
градус, при зенитных углах: 3-5° ±7 ±7
5-60° ±5 ±5
Время ориентирования в скважине, мин 3-5 3-5
Диаметр корпуса, мм 55 73
Масса, кг 25 35
Описанные приборы и приспособления являются характерными
представителями многообразия технических средств, разработанных и
применяемых для направленного бурения геологоразведочных скважин.
Контрольные вопросы
1. Причины естественного искривления скважин.
2. В каких случаях применяют искусственное искривление сква-
жин?
487
3. Что измеряют инклинометры?
4. Что собой представляют съёмные и несъёмные отклоняющие
клинья?
5. Опишите конструкцию одного из снарядов для направленного
бурения.
Глава XV. БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Разведка рудных тел, имеющих сложное строение, особенно при
низком и часто меняющемся содержании полезного компонента, обыч-
но осуществляется проходкой горноразведочных выработок, что значи-
тельно дороже бурения скважин, поскольку требует существенно боль-
ших затрат времени и средств.
Проходка 1 м горизонтальной горной выработки наиболее рас-
пространённого сечения 5,8 м2, в зависимости от района работ и горно-
технических условий, стоит в десятки раз больше, чем бурение 1 м го-
ризонтальной скважины.
Проходку разведочных выработок экономически целесообразно
частично заменять бурением горизонтальных и слабонаклонных сква-
жин. Горизонтальные скважины можно сооружать с поверхности земли
(в горных районах) и из подземных горных выработок (в любых рай-
онах), а особенно там, где предполагается наличие крутопадающих руд-
ных тел. При этом следует учитывать, что вместо заложения горной вы-
работки нужно, прежде всего, пробурить одну или ряд горизонтальных
скважин, определить характер оруденения и условия залегания рудного
тела и только после этого можно решать вопрос о проходке горной вы-
работки и выборе технических горноразведочных средств.
§ 1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ
Область применения горизонтальных скважин весьма обширна.
Классифицируя их по назначению, можно выделить скважины:
1) поисково-разведочные;
2) для оконтуривания тела полезного ископаемого;
3) для подземной добычи вод;
4) взрывные и шпуры;
5) геотехнологические, применяемые при подземном выщелачи-
вании полезных ископаемых;
6) водозаборные, которые можно бурить для добычи воды в гор-
ных районах;
7) водоспускные с целью опережающего спуска воды при под-
земной и открытой разработке полезных ископаемых;
8) дегазационные для опережающего выпуска газа при подземной
разработке полезных ископаемых;
488
9) для прокладки различных коммуникаций под шоссейными и
железными дорогами и др.
Протяженность и конструкция скважин зависят от условий и це-
лей их проходки.
Наибольшее распространение имеют геологоразведочные и гео-
лого-поисковые горизонтальные скважины, позволяющие сократить
объем горных работ. Горизонтальные скважины позволяют получить
достаточную геологическую информацию для определения целесооб-
разности проходки горных выработок нужного сечения.
Широкое применение горизонтального бурения позволит усо-
вершенствовать методику и повысить эффективность разведки ряда ме-
сторождений.
§ 2. СПУСКО-ПОДЪЁМНЫЕ ОПЕРАЦИИ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИНАХ
При сооружении горизонтальных скважин наиболее трудоемкой,
продолжительной и небезопасной операцией является подача и извле-
чение колонны бурильных труб. Время на проведение спуско-
подъёмных операций* при протяженности горизонтальной скважины
200 м составляет 18-20% и достигает 40% продолжительности рейса при
глубине горизонтальной скважины около 500 м.
Время и трудоёмкость проведения спуско-подъёмных операций в
горизонтальных скважинах возрастает с глубиной и зависит, главным
образом, от: степени механизации операций; типа резьбовых соедине-
ний бурильных труб; типоразмера бурильных труб; угла наклона сква-
жины к горизонту (при отрицательных углах время снижается, при по-
ложительных - увеличивается); степени искривления скважины; схемы
проведения спуско-подъемных операций.
♦Термин «спуско-подъёмные операции» в горизонтальных сква-
жинах может быть принят условно. Наряду с этим термином справедли-
во будет определение «подача и извлечение снаряда».
В настоящее время при сооружении горизонтальных скважин
приняты четыре основные схемы проведения спуско-подъемных опера-
ций.
1. Лебедкой бурового станка с помощью системы талевых бло-
ков.
2. Автономной двухбарабанной лебёдкой.
3. Специальными экстракторами.
4. С помощью подвижного вращателя бурового станка.
Первая схема спуско-подъёмных операций (рис. 189) является
наиболее распространенной. Блоки крепятся к металлической балке, ук-
реплённой на стене горной выработки, к распорным колонкам, закреп-
лённым анкерными болтами, или к анкерным болтам. Число блоков 2-3
489
Первые два блока крепятся у устья скважины: один против центра бара-
бана лебёдки, второй максимально приближен к устью. Третий блок ус-
танавливается по оси скважины на расстоянии, превышающем длину
свечи на 2-3 м. При её длине 9-14 м для предотвращения прогиба свечи
и придания вращения колонне бурильных труб в процессе подачи инст-
румента конец грузоподъемного каната, идущего к элеватору, наматы-
вается 3-7 витками на свечу слева вверх направо (от скважины). Точка
приложения осевой силы подачи в этом случае перемещается от конца
свечи ближе к устью скважины, и при натяжении каната бурильная ко-
лонна медленно вращается вправо, что уменьшает сопротивление её
движению по стволу скважины.
Рис. 189. Схема проведения спуско-подъёмных операций с помощью
лебёдки станка и системы блоков
Несмотря на большую простоту, эта схема имеет ряд существен-
ных недостатков, основные из которых следующие:
1) талевая система не позволяет быстро изменять величины сил и
скорости движения бурильной колонны;
2) при холостом ходе элеватора его перемещение осуществляется
вручную;
3) холостой ход элеватора производится с малой скоростью;
490
4) отдельные операции при подаче и извлечении инструмента
осуществляются последовательно;
5) при подаче инструмента в скважину на бурильные трубы дей-
ствуют изгибающие нагрузки, вызывающие их деформацию и прежде-
временный износ резьбовых соединений;
6) небольшой диаметр роликов блоков резко повышает износ ка-
ната;
7) свинчивание и развинчивание свечей и ряд других операций
производится вручную;
8) движущийся канат снижает безопасность ведения работ. Для
спуско-подъёмных операций бурильных труб характерны их опреде-
ленная последовательность, однообразие и многократная повторяе-
мость.
Время, необходимое для подачи и извлечения одной свечи, со-
ставляет:
Тв = tB + tCK + tc.c + t„ + £ t„;
T„ = t„ + tc.e + tp.e + tn + X t„;
где:
tB - время подачи бурильной свечи в скважину;
tC K (с.,.) - время движения свободного элеватора в исходное поло-
жение;
tn - время для захвата, перемещения и установки (извлечения из
скважины) очередной свечи;
tc.c(P.c) - время для свинчивания (развинчивания) соединения;
У. ta - дополнительное время для выполнения других операций
малой продолжительности.
Из этих формул следует, что при таком технологическом процес-
се спуско-подъёмных операций возможности буровых станков не ис-
пользуются эффективно из-за большого количества этих операций. Ос-
новная часть операций не механизирована, их выполнение связано с
большими затратами времени и физических усилий.
При такой технологии проведения спуско-подъёмных операций
величины tB и tn tCK(C..e)X могут иметь минимальные значения при ме-
ханизации всех ручных операций.
Значительного ускорения всего технологического процесса мож-
но достигнуть путём одновременного выполнения нескольких опера-
ций, возможность совмещения которых обусловливается их большой
продолжительностью: извлечения и подачи бурильной колонны, обрат-
ного хода элеватора, а также свинчивания и развинчивания соединений.
Такая (вторая) схема проведения спуско-подъёмных операций наиболее
эффективно может применяться при значительной протяжённости бу-
ровых скважин (свыше 400 м), так как затраты мощности и усилия на
подачу бурового снаряда в скважину резко возрастают с увеличением её
протяженности.
491
Так, при глубине скважины 450 м усилие на подачу стальных
труб диаметром 50 мм с замками 0 57 мм составляет 13,90 кН. С учётом
затрат мощности на вращение ненагруженной лебедки станка (при 1
скорости навивки каната на барабан лебёдки - 1,5; II - 2,25; III - 4,65; IV
- 5,84 кВт) мощность на подачу бурового снаряда в скважину при её
протяженности 400-500 м приближается к номинальной мощности при-
водного двигателя станка ЗИФ-650М. Это обусловливает необходи-
мость снижения скоростей спуско-подъёмных операций, применение
полиспастов и др. Поэтому применение автономного тягового органа,
т.е. переход на больших глубинах на проведение спуско-подъёмных
операций по второй схеме, является наиболее рациональным.
Для проведения спуско-подъёмных операций по второй схеме
может быть применена скреперная двух барабанная лебёдка 17ЛС-2С.
Однако использование этой лебёдки при бурении горизонталь-
ных скважин из подземных горных выработок требует увеличения раз-
меров подземной камеры для размещения лебёдки и других приспособ-
лений. При этом увеличиваются сроки и стоимость сооружения сква-
жин, время на монтажно-демонтажные работы и транспортировку обо-
рудования в подземных условиях, а также стоимость всего комплекса
оборудования, его ремонта и обслуживания.
По третьей схеме спуско-подъёмные операции выполняются при
помощи экстракторов.
Использование подвижного вращателя бурового станка (четвёр-
тая схема) для проведения спуско-подъёмных операций в скважинах не-
большой и средней протяжённости является наиболее рациональным
схемой. При этом не требуется дополнительного оборудования и инст-
румента, а все вспомогательные операции механизированы.
А.С. Волковым и И.П. Петровым разработана методика расчёта
рациональной длины свечи при бурении горизонтальных скважин и
размеров буровой камеры. Исходя из длины ЛБТ, равной 4,7 м, рацио-
нальная длина свечи при бурении горизонтальных скважин из подзем-
ных горных выработок составляет: при протяжённости скважины 250 м
— 9,4 м; при 500 м - 14,1 м; при 750 м- 18,8 м; при 1000 м -28,2 м.
§3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Разведка месторождений полезных ископаемых с помощью гори-
зонтальных скважин большой протяжённости нашла широкое примене-
ние. В этих случаях применяются специально разработанные техниче-
ские средства либо используют для этой цели технические средства,
предназначенные для бурения вертикальных и наклонных скважин.
В последние годы в России и за рубежом стали больше уделять
внимание совершенствованию технических средств и технологии буре-
ния горизонтальных скважин.
492
В 1975 г. под руководством А. С. Волкова на Садонской группе
месторождений Северного Кавказа впервые была проверена принципи-
альная возможность бурения горизонтальных скважин гидроударными
высокочастотными машинами ГВ-5 диаметром 73 мм, а также примене-
ния легкосплавных бурильных труб.
В результате первых опытов установлено, что по сравнению с
вращательным гидроударный способ позволил повысить механическую
скорость горизонтального бурения на 49,6% при одинаковом углубле-
нии за рейс.
При бурении вертикальных и наклонных скважин гидроударны-
ми машинами резко снижается интенсивность естественного искривле-
ния скважин. Это имеет большое значение для сооружения горизон-
тальных скважин, в которых даже при небольших углах искривления
значительно усложняется проведение спуско-подъёмных операций.
Инструмент в горизонтальных скважинах применялся тот же, что
и при сооружении вертикальных скважин.
Использование легкосплавных бурильных труб ЛБТН-54 при бу-
рении горизонтальных скважин большой протяжённости по сравнению
с бурильными трубами диаметром 50 мм с замками ЗА-42 позволило
снизить усилия на подачу снаряда в скважину на 20-25 %, затраты мощ-
ности на проведение спуско-подъёмных операций на 35-50 %, а на хо-
лостое вращение - на 35-40 %.
Наиболее характерной зарубежной установкой для бурения гори-
зонтальных скважин из подземных горных выработок является Диамек-
250. Установка отличается относительно небольшой массой и габарит-
ными размерами, легко разбирается на отдельные блоки. Рама установ-
ки, на которой располагаются основные узлы, крепится к полу либо сте-
не горной выработки (буровой камеры). Силовым приводом станка
может быть пневматический, электрический двигатель, либо дизель.
Станок имеет подвижный гидровращатель, что позволяет механизиро-
вать все основные процессы при бурении скважины, а главным образом
спуско-подъёмные операции. Техническая характеристика буровой ус-
тановки Диамек-250 дана в табл. 116.
В отечественной практике для бурения горизонтальных скважин
СКБ "Геотехника" был разработан станок УКБ-50/100К с пневматиче-
ским экстрактором для проведения спуско-подъёмных операций в гори-
зонтальных скважинах.
Буровая установка УКБ-50/100К включает: буровой станок, пульт
управления гидросистемой и электрооборудованием, экстрактор, тормоз
спуска, распорные колонки, раму, вспомогательную лебедку, насосную
установку, маслостанцию, электродвигатель, комплект запасных частей,
принадлежностей и ремонтно-монтажного инструмента.
Оборудование в подземных условиях для бурения горизонталь-
ных скважин может располагаться по разным схемам в зависимости от
493
его номенклатуры, типоразмеров, проектных параметров скважины,
размеров буровой камеры и т. д.
Таблица 116
Техническая характеристика буровой установки Диамек-250
Наименование показателей Значения показателей для установки
С пневмоприводом С электроприводом
Предельная глубина бурения, м с бурильными трубами, CMS диаметром: 33 мм 225 350
43 мм 175 250
Силовой привод: тип I5A 25Е
двигатель Пневматический 20 кВт Электрический 34кВт
рабочее давление маслонасоса, МПа 1200 1750
максимальное давление маслонасоса, МПа 2100 2100
максимальная подача маслонасоса, л/мин 58 58
Гидравлическая подача, тип рамы 850/2,4 1600/2,4
ход подачи, мм 850 1600
максимальное усилие вниз, Н 32000 32000
максимальное усилие вверх, Н 24000 24000
максимальная скорость подачи, мм/с 330 330
Г идровращатель: внутренний диаметр шпинделя, мм 58 58
передаточное отношение шестерен 1,5 +1 или 2,5+1
частота вращения, об/мин 200-2100 200-2100
На рис. 190 приведена одна из схем расположения оборудования
в камере при бурении скважин глубиной 300-500 м.
Техническая характеристика станка УКБ-50/Ю0К
Глубина бурения, м 100
Диаметр скважины, мм 93-46
Диаметр бурильных труб, мм 33,5; 42
Частота вращения шпинделя, об/мин
I диапазон 185; 620; 1000
II диапазон 300; 980; 1800
Тип подачи снаряда
гидравлическая
494
Максимальное усилие подачи, кН:
вниз 15
вверх 20
Ход шпинделя, мм 400
Усилие, развиваемое экстрактором, кН 8-14
Ход экстрактора, мм 800
Скорость движения поршня, м/с 0,6
Привод станка:
электродвигатель 4А-132-М4
мощность, кВт 11
частота вращения, об/мин 440
Масса (без насоса), кг 810
Габаритные размеры, мм:
длина 1235
ширина(на колонках) 600
ширина (на раме) 800
высота колонок 1950-2500
Рис. 190. Схема расположения оборудования в буровой камере: 1 - буровой
станок; 2 - бетонный фундамент; 3 - направляющие ролики; 4 - ведущая бу-
рильная труба; 5 - стеллаж; 6 - бурильные свечи; 7 - буровой насос; 8 - отстой-
ник; 9 - электрический щит; 10 - направляющий желоб для перемещения верт-
люга-сальника; 11 - вертлюг; 12 - стальной канат; 13 - пластины с роликами, 14
- анкерные болты; 15 - устье скважины; 16 - балка; 17 - ролик для проведения
спуско-подъёмных операций.
ВИТРом разработаны комплексы технических средств со съём-
ными керноприёмниками для бурения горизонтальных и восстающих
скважин различного назначения алмазными коронками в монолитных и
трещиноватых горных породах VI-1X и частично X категорий по бури-
мости. В комплексе имеется система ликвидации самозаклинивания
495
съёмного керноприёмника, а также предотвращение его прихвата. В
комплекс могут входить: устройство для отбора ориентирования керна,
комплект инструмента для забуривания пилот-скважин до диаметра
93мм, стационарный скважинный якорь, досылатель инклинометра,
комплект инструмента и приспособлений для извлечения съёмного кер-
ноприёмника безовершотным способом. Краткая характеристика этих
комплексов приведена в табл. 117.
Таблица 117
Краткая характеристика комплексов технических средств
со съёмными керноприёмниками
Наименование показателей Значения показателей для комплексов
ССК-46Г ССК-59Г ССК-59 ГНБ ССК-76 ГНБ ССК-59 ВОСТ
Протяженность скважнн, м 300 300 800 800 250
Угол заложения скважины, град. ±10 ±10 ±25 ±25 +80...+90
Диаметр скважины (керна),мм 46,4(24,0) 59,4(35,4) 59,4(35,4) 76,4(48,0) 59,4(35,4)
Диаметр буриль- ной колонны, мм:
наружный 43,0 55,0 55,0 70,0 55,0
внутренний 33,4 45,4 45,4 60,4 45,4
§4. БУРОВЫЕ КАМЕРЫ ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
При бурении горизонтальных скважин из подземных горных вы-
работок, особенно при её большой глубине, сооружается специальная
буровая камера для расположения оборудования. Её размеры зависят от
глубины бурения, типа применяемого оборудования и схемы проведе-
ния спуско-подъемных операций.
До настоящего времени не разработаны схемы типовой буровой
камеры для различных глубин скважин. Поэтому при определении её
размеров и формы необходимо руководствоваться следующими требо-
ваниями к камере: максимальное удобство и скорость проведения спус-
ко-подъёмных операций; возможность и надёжность крепления каме-
ры; безопасность работы членов буровой бригады; расположение обо-
рудования в соответствии с требованиями охраны труда; свободное
транспортирование грузов по подходной горной выработке.
На рис. 191 приведен один из вариантов формы и размеров буро-
вой камеры для размещения оборудования при бурении скважин протя-
жённостью свыше 300 м.
496
Рис. 191. Буровая камера: А - уширение для бурового станка; Б - уширение
для бурового насоса
Для удобства проведения спуско-подъёмных операций особенно
с использованием лебёдки станка желательно, чтобы ось скважины сов-
пала с осью подходной горной выработки. Это позволит максимально
увеличить длину свечи при минимальных размерах буровой камеры,
облегчить транспортные и специальные работы при бурении скважины
и т. д.
Горизонтальные скважины, особенно из подземных горных вы-
работок, проходят только в устойчивых монолитных твёрдых породах
Конструкции скважин, рекомендуемых для бурения горизонталь-
ных скважин протяженностью 500-1000 м, приведены на рис. 192.
§5. РАСЧЕТ ЗАТРАТ МОЩНОСТИ НА БУРЕНИЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Для выбора бурового оборудования и инструмента, определения
рациональной частоты вращения снаряда на различных интервалах при
проектировании сооружения горизонтальных скважин большой протя-
женности, а также при конструировании новых буровых станков необ-
ходимо знать фактические затраты мощности.
С этой целью А.С. Волковым в России и С. И. Ивановым в Болга-
рии впервые в мировой практике были проведены исследования затрат
мощности на бурение горизонтальных скважин протяжённостью 1000м.
Работы в Болгарии велись на станках типа ЗИФ с применением породо-
разрушающего инструмента диаметром 59 и 76 мм, стальных буриль-
ных труб муфтово-замкового и ниппельного соединения диаметром 42 и
50 мм с покрытием антивибрационной смазкой КАВС. Бурение велось в
монолитных породах V1II-XI категорий с промывкой водой.
Экспериментальным путём были установлены величины поэле-
ментных затрат мощности. Суммарная мощность, затрачиваемая на бу-
рение горизонтальной скважины, определяется по формуле:
N = N, + N2 + N3 + N4, кВт,
497
33 Зак. 274
где:
Ni - мощность на преодоление сил трения в буровом станке и пе-
редачу крутящего момента от двигателя до вращателя станка;
N2 - мощность на холостое вращение бурового снаряда;
Nj - мощность на вращение бурильной колонны при передаче
осевой нагрузки;
N4 - мощность на работу коронки по разрушению породы забоя и
преодоление сил трения.
а б б г
Юм
80 М
ФПОммйМ.
ф$1мив0ы
ФИО мм
Ф91МЦ
Ф76нн5м\
250М Ф76ММ
500М \ф76ми
-----В * * 11 500м\
фТбмм____ Ф59мм
500М
1000м
Ф59мм
1000м Ф59мм
Рис. 192. Конструкции горизонтальных скважин: а, б-скважины, буримые с
поверхности; в, г - скважины, буримые из подземных выработок.
В табл. 118 даны средние значения суммарной мощности, опре-
деленные экспериментальным путём при горизонтальном бурении
скважин глубиной до 1000 м. Диаметр породоразрушающего инстру-
мента -59 мм, стальных бурильных труб муфтово-замкового соединения
42 мм и ниппельных 50 мм.
498
Таблица 118
Средние значения суммарной мощности при горизонтальном
бурении скважины протяженностью до 1000 м
Часто- та вра- щен ня -наряда, об/мин Значения суммарной мощности N (кВт) при длине горизонтальной скважины, м
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
70-75 4,3- 4.5 4,6- 4,8 5,0- 5,2 5,2- 5,4 5,5- 5,7 5,75- 6,10 6,4- 6,70 7,0- 7,10 7,4- 7,5 7,8-8,0
150-170 7,3- 7,4 7,6- 7,8 8,0- 8,2 8,4- 86 9,2- 9,5 10,4- Ю,5 11,0- 11,4 12,fl- 12,4 13,2- 13.5 14,4- 14,5
280-300 9,8- Ю.О 10,25- 10,60 10,7- 11,8 10,9- 13,6 14,0- 15,25 16,5- 17,0 17,1- 18,5 18,5- 20,7 21,4- 30,5 24,25- 35
470-500 13,8- 14,8 14,8- 16,0 16,0- 18,6 20,0- 24,3 27,0- 30 31,0- 34,0 34,fl- 36,0 36,0- 37,0 37,0- 38,0 40-42
§6. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА БУРЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
При замене в определённых условиях проходки горноразведоч-
ных выработок (частично) и бурения мелких горизонтальных скважин
сооружением горизонтальных скважин большой протяжённости, полу-
чаемый экономический эффект можно определить по формуле:
Э = KBLB + Кв F п - Кв F пк2 + KcLcl - KcLa + Т Е =S S = КВЦ
+ КвЕ(пк1 - пк2) + Кс (Lcl - Lcl) + Т. Е, S
где:
Кв - себестоимость проходки 1 м проектируемых горноразведоч-
ных выработок без накладных расходов, руб.;
^-протяжённость проектируемых горноразведочных выработок, м;
S - площадь поперечного сечения проектируемых горноразведоч-
ных выработок, м2;
F - объём в проходке подземных буровых камер, м3;
пК1 и пк2 - количество соответственно проектируемых и фактиче-
ски построенных подземных буровых камер;
Кс - себестоимость 1 м горизонтальных скважин без накладных
расходов, руб.;
Lcl и Ljj суммарная длина соответственно проектируемых неглу
боких скважин и фактически сооружённых горизонтальных скважин
большой протяжённости, м;
Т - суммарная цена высвободившихся горнопроходческих ком-
плексов, руб.;
Е - отраслевой нормативный коэффициент сравнительной эффек-
тивности, равный 0,2.
499
33*
Приведённая формула может быть уточнена для конкретных ус-
ловий месторождения и проектирования горизонтальной скважины.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назовите основные области применения горизонтального бу-
рения.
2. Какие существуют способы проведения спуско-подъёмных
операций в горизонтальных скважинах?
3. Отчего зависят размеры буровой камеры?
4. На что расходуется мощность бурового станка при сооружении
горизонтальной скважины?
5. В каких случаях возможна замена горноразведочной выработ-
ки горизонтальной буровой скважиной?
Глава XVI. ЛИКВИДАЦИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ
ЖИДКОСТИ
Одно из наиболее распространенных осложнений при бурении
геологоразведочных скважин - поглощение промывочной жидкости.
Этот вид осложнений представляет собой полную или частичную
потерю промывочной жидкости в процессе бурения. Поглощение необ-
ходимо ликвидировать во избежание возникновения аварий в скважине.
На месторождениях Курской магнитной аномалии (КМА), Урала и дру-
гих регионов затраты времени на ликвидацию поглощений промывоч-
ной жидкости достигали 8-10% в общем балансе сооружения скважин.
В отдельных случаях в районах с наиболее сложным геологическим
строением эти затраты возрастали до 30% и более.
Бурение в таких условиях характеризуется повышенными мате-
риальными затратами, существенно влияющими на основной экономи-
ческий показатель - стоимость 1 м сооружаемых скважин.
Дополнительные расходы, связанные с перебуриванием погло-
щающих разрезов, могут быть разделены на две группы - прямые и со-
путствующие. К первым следует отнести затраты, учитывающие сниже-
ние коммерческой скорости вследствие уменьшения механической ско-
рости ввиду невозможности применения оптимальных режимов буре-
ния, а также расход средств на тампонирование поглощающих горизон-
тов или спуск дополнительных обсадных труб, а также вынужденное
снижение скорости проведения СПО.
Сопутствующие затраты связаны с увеличением количества ава-
рий в условиях отсутствия замкнутой циркуляции очистного агента, а
также с повышенным расходом материалов, электроэнергии, интенсив-
ным износом оборудования и т.п.
500
§1. ПРИЧИНЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОГЛОЩЕНИЙ
ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ
Поглощение промывочной жидкости и его интенсивность зави-
сит, в основном, от геологического строения месторождений и физико-
механических свойств горных пород, где ведётся бурение скважин, а
также от величины перепада давления в системе скважина - пласт. Это
обусловлено перебуриванием сильно трещиноватых пород, зон текто-
нических нарушений, интервалов с большими кавернами, пустотами и т.д
Если гидростатическое давление в стволе скважины превысит
давление в перебуриваемом пласте горных пород, то жидкость из сква-
жины, преодолевая местное гидравлическое сопротивление, будет про-
никать в поры, каналы и трещины пласта. Снижение давления в сква-
жине по сравнению с пластовым приводит к движению жидкости из
пласта в скважину.
Возникающие поглощения промывочной жидкости в скважине
мотуг быть вызваны и технологическими причинами: низким качеством
глинистого раствора (промывочной жидкости); высокими скоростями
спуска и подъёма бурового снаряда; повышенными скоростями потока
промывочной жидкости в стволе скважины, не отвечающими требова-
ниям параметров режима бурения и геологическим условиям; резкими
изменениями величины подачи бурового насоса и т. п.
Встречающиеся зоны поглощения можно подразделить по строе-
нию на три основные группы: а) интервалы с широко распространенной
системой микротрещин (степень раскрытия трещин не превышает 150-
200 мкм); б) горизонты, сложенные породами с макротрещинами (сте-
пень раскрытия до нескольких десятков сантиметров, часто это трещи-
ны тектонических нарушений горных пород); в) зоны, в которых одно-
временно развиты макро- и микротрещины. Последний случай особенно
часто встречается на практике и является наиболее сложным при ликви-
дации поглощения промывочной жидкости.
Визуально установленное наличие поглощения промывочной
жидкости в скважине не является достаточной информацией для прове-
дения его ликвидации.
Для выбора технологии и техники ликвидации поглощения необ-
ходим комплекс геологических, гидрогеологических и геофизических ис-
следований, которые должны определить:
а) глубину кровли и подошвы пластов, поглощающих жидкость,
их мощность и диаметр ствола скважины в интервале поглощения;
б) число поглощающих пластов (зон) и наличие перетоков жид-
кости между ними;
в) геологическое строение зоны поглощения;
г) гидрогеологическую характеристику поглощающего пласта
(интенсивность поглощения и др.);
Под геологическими исследованиями понимается изучение сово-
501
купности геологических признаков, которые могут характеризовать по-
глощающие горизонты. Сбор материалов в этой области начинают с
анализа первичных геологических и технических данных по скважине:
геологических разрезов, буровых журналов, кернового и шламового ма-
териала. По керну, а также записям в буровых журналах определяют
мощность поглощающего пласта. Изучение материалов, связанных с
поглощением жидкости в ранее пробуренных скважинах, их системати-
зация по геологическим признакам и установление связи с зонами тек-
тонических нарушений позволят оценить степень осложнённости того
или иного участка буровых работ и учесть их особенности при заложе-
нии новых скважин. В результате обобщения геологической информа-
ции составляется карта возможных осложнений в процессе бурения с
указанием размещения поглощающих горизонтов по глубине и площади
отдельно взятого участка месторождения. Здесь же указывается распо-
ложение горных выработок и их влияние на гидрогеологический режим
участка или района в целом.
При гидрогеологических исследованиях применяются, в основ-
ном, две разновидности исследования движения жидкости в скважине:
методы прослеживания уровней или давлений и методы пробных отка-
чек.
Поглощающий горизонт характеризуется мощностью, интенсив-
ностью поглощения и удельной приемистостью.
Интенсивность поглощения (Q) - объём жидкости, убывающий
из скважины в единицу времени:
Q = л R2ck х V ,
где:
Rck - радиус скважины в зоне поглощения, м;
V - скорость движения жидкости, м/с.
Удельная приемистость (g) - отношение интенсивности поглоще-
ния к площади стенок скважины, через которую фильтруется жидкость,
т.е. расход жидкости на 1 м2 стенок скважины:
g = 2 2
ё S лДск м ’
где
S - площадь поглощающей поверхности стенок скважины, м2;
Дск - диаметр скважины в зоне поглощения, м;
М - мощность зоны (пласта) поглощения, м.
Для определения общей интенсивности поглощения и удельной
приемистости отдельного пласта скважину выводят из состояния гидро-
динамического равновесия путём нагнетания в неё жидкости. Затем,
достигнув динамического уровня, прекращают добавление жидкости и
следят за изменением во времени положения её уровня в скважине.
Скорость падения-подъёма уровня жидкости зависит от прони-
цаемости поглощающего горизонта (пласта).
Условно встречающиеся поглощения промывочной жидкости по
502
их интенсивности можно подразделить на следующие группы:
- слабое (частичное) поглощение (при потерях до 0,3 м’/час);
- среднее (при потерях до 0,3 - 0,9 м3/час);
- полное (при потерях до 0,9 - 3,0 м3/час);
- катастрофическое (при потерях более 0,3 м3/час);
При катастрофическом поглощении восстановить циркуляцию
промывочной жидкости в скважине практически невозможно.
При той или иной интенсивности поглощения выбирается соот-
ветствующий способ его ликвидации.
Геофизические методы исследований позволяют определить от-
дельные показатели, влияющие на выбор способа ликвидации поглоще-
ния.
Фактический диаметр скважины на различных глубинах опреде-
ляется с помощью кавернометрии. Данные кавернометрии позволяют
установить степень разрушения прискваженной части поглощающего
горизонта. Они также позволяют рассчитать удельную приемистость
поглощающего пласта, определить габариты выбираемых технических
средств, установить величину необходимых объёмов тампонирующей
смеси.
При невозможности проведения расходометрии для выявления
поглощающего горизонта применяют резистивиметрию и термомет-
рию. Резистивиметрия - метод изучения изменения значений удельного
электрического сопротивления (УЭС) промывочной жидкости или воды
по стволу скважины. Используя этот метод, определяют глубину по-
дошвы и кровли поглощающего пласта. Термометрия (измерение тем-
пературы по стволу скважины) также позволяет установить место по-
глощающей зоны.
Для этих же целей применяют стандартный электрический каро-
таж, радиоактивный каротаж и микрокаротаж.
Подавляющее большинство зон поглощения перечисленными
геофизическими методами либо совсем не отмечается, либо требует для
расшифровки полученных данных больших затрат времени и труда
опытных геофизиков, что исключает их широкое применение.
§ 2. МАТЕРИАЛЫ И СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ
ПОГЛОЩЕНИЙ
Изменение коэффициента поглощающей способности скважин
при постоянных размерах поглощающих каналов и прочих равных ус-
ловиях будет влиять на выбор лишь количества и состава тампонажных
материалов. Изменение общей площади поперечного сечения погло-
щающих каналов, даже при одинаковых коэффициентах поглощающей
способности будет связано, в основном, с выбором видов технических
средств и свойств тампонажных материалов.
При ликвидации поглощений промывочной жидкости применяют
503
различные материалы и смеси.
В качестве наиболее простых нетвердеюших тампонирующих
смесей используют глины с добавлением различного рода инертных на-
полнителей: стружки, опилок, соломы, моха, обрезков кожи, шелухи,
кордового волокна и пр. Образованные глинопасты обычно закачивают-
ся в скважину через устье, а принудительное задавливание смесей в дре-
нажные каналы достигается при герметизации устья скважины.
Широко известны взвеси бентонитового порошка в дизельном
топливе, а также нефтецементные и гельцементные смеси. Примером
нетвердеющей смеси может служить смесь, составляемая в таких соот-
ношениях: 90 кг бентонита, 100 л дизельного топлива на 40-50 л воды.
Прочность соляро-бентонитовых тампонов возрастает во времени. Од-
нако все нетвердеющие смеси имеют ряд существенных недостатков.
Как показывает практика, количество воды в смеси должно быть строго
регламентировано. Если оно велико, смесь обладает большой подвиж-
ностью и эффекта тампонирования не достигается. При большой вязко-
сти продавливание смеси сопровождается возникновением больших (10
МПа и более) перепадов давлений, следствием чего является зависание
массы в стволе скважины выше дренирующего горизонта, а также воз-
можное вскрытие других горизонтов, пластовое давление в которых
близко к давлению в скважине.
К нетвердеющим смесям относятся смеси, составляемые на осно-
ве битума. Их специфический недостаток - невозможность закачива-
ния с поверхности, что ограничивает области применения этих смесей.
Существенные трудности, вызванные вязкостью битума, возни-
кают и при разбуривании затампонированного интервала.
Главным недостатком всех нетвердеющих смесей следует счи-
тать необходимость бурения после их закачивания с использованием
глинистого раствора, так как промывка водой может привести к разру-
шению тампона.
Твердеющие смеси можно разделить на две большие группы -
смеси, включающие один вяжущий компонент, и многокомпонентные
смеси. Примерами смеси с одним вяжущим компонентом могут слу-
жить цементные смеси, приготовленные на базе тампонажного порт-
ландцемента.
Тампонажным портландцементом (цементом) называется смесь,
состоящая из порошкообразных материалов (портландцемента, шлака,
извести, пластических масс и т.п.) и минеральных веществ (песка, асбе-
ста, глины и т.п.), которая после перемешивания в водной среде образу-
ет однородный раствор, твердеющий до образования камня с опреде-
лёнными физико-механическими свойствами. Состав тампонажного
портландцемента (в %):
Окись кальция СаО 60 - 67
Кремнезём SiO2 17-25
Глинозём А12О3 3-8
504
Окись железа FeO3
Окись магния MgO
Сернистый ангидрид SO3
Фосфорный ангидрид Р2О5
Окись калия и натрия (К2О + Na2O)
Двуокись титана TiO2
0,3 - 0,6
0,1 -4,5
0,3 - 1,0
0,1 -0,3
0,5- 1,3
0,2 - 0,5
В зависимости от содержания компонентов изменяются свойства
тампонажного раствора и получаемого цементного камня.
Цементы, выпускаемые отечественной промышленностью в со-
ответствии с ГОСТ 1581-96, подразделяются по вещественному составу
на следующие три типа:
I - тампонажный портландцемент бездобавочный;
1-G - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормиро-
ванными требованиями при водоцементном отношении 0,44;
I-H - тампонажный портландцемент бездобавочный с нормиро-
ванными требованиями при водоцементном отношении, равном 0,38;
II - тампонажный портландцемент с минеральными добавками;
III - тампонажный портландцемент со специальными добавками,
регулирующими плотность цементного теста.
По плотности цементного теста цемент (тип Ш) подразделяется
на две группы: облегчённый (Об); утяжелённый (Ут).
По температуре применения все цементы подразделяются на це-
менты, предназначенные для:
- низких и нормальных температур 15-50°С;
- умеренных температур 51-100°С;
- повышенных температур 101-150°С.
По сульфатостойкости цементы подразделяются на:
- обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляются);
- сульфатостойкий (СС).
Существуют два понятия: гидрофобизация (ГФ) цемента или его
пластификация (ПЛ). Это осуществляется путём внесения добавок в це-
мент для снижения водопотребности при приготовлении цементных
смесей.
В табл. 119 и 120 приведены физико-механические показатели
цементов 1-111 типов, в табл. 121 - цементов типа I-G и I-H.
Пример условного обозначения портландцемента тампонажного
(ПЦТ) со специальными добавками, облегчённый, плотностью
1,53г/см3, для умеренных температур, гидрофобизированный: ПЦТ III-
Об 5-100-ГФ ГОСТ 1581-96.
Водные растворы тампонажного цемента используют довольно
широко в геологоразведочном и нефтяном бурении, однако эффектив-
ность их применения довольно низкая. Это объясняется тем, что рас-
твор тампонажного цемента обладает большой чувствительностью к
разбавлению водой и характеризуется отсутствием кристаллизационной
505
32 Зак. 274
структуры твердения в течение 8-10 ч. Очень часто при заливке таким
раствором зон поглощения, сложенных разрушенными, трещиноватыми
породами, цементного камня в скважине не образуется, так как раствор
легко перемешивается с промывочной жидкостью в скважине и размы-
вается циркулирующими подземными водами.
Таблица 119
Физико-механические показатели цементов
Наименование показателя Значения показателя для цемента при температурах применения
низких и нормальных умеренных и повышенных
тип I, II тип III- Об Тип 1,11 Тип Ill- Об, ТипШ
1. Прочность при изгибе, МПа, не менее, в возрасте:
1 сут - - 3,5 - -
2 сут 2,7 0,7 - 1,0 2,0
2. Тонкость помола:
-остаток на сите с сеткой К«008 по ГОСТ 6613, %, не более 12,0 10,0 15,0 12,0 12,0
-удельная поверхность, м2/кг, не менее 270 - 250 - 230
З.Водоотделение, мл, не более 8,7 7,5 8,7 7,5 10,0
4.Растекаемость цементно- го теста, мм, ие менее для цемента:
-ие пластифицированного 200 - 200 - -
-пластифицированного 220 - 220 - -
5.Время загустевания до консистенции 30 Вс* 90
♦Единицы консистенции Вердена
Таблица 120
Значение плотности цементного теста для цемента типа III, г/см3
облегчённого Утяжелённого
обозначение средней плотности плотность + 0,04 обозначение средней плотности плотность ±0,04
06 4 1,40 УтО 2,00
06 5 1,50 Ут 1 2,10
06 6 1,60 Ут 2 2,20
УтЗ 2,30
506
Таблица 121
Наименование показателя Значение показателя для це- мента типов I-G н I-H
не менее не более
Прочность на сжатие, МПа, через 8 ч твердения при температуре
38"С 2,1 -
60('С 10,3 -
Водоотделение, мл - 3,5
Консистенция цементного теста через 15-30 мин режима испытания, Вс - 30
Время загустевания до консистенции 100 Вс, мин 90 120
Несколько более эффективными оказываются цементные раство-
ры плотностью 1,9-2,0 г/см3, полученные путем уменьшения водоце-
ментного числа до 0,4.
Водоцементным числом называется отношение веса воды к весу
цемента при его затворении. Нижний предел его характеризуется сни-
жением текучести, а верхний - увеличением срока схватывания и по-
нижением прочности цементного камня. Обычно водоцементное число
принимают равным 0,5, т. е. берётся 50% воды от веса цемента.
Затворением цемента называется перемешивание в воде сухого
цементного порошка.
Время начала схватывания - это время от момента затворения
цемента до момента образования твердеющей массы, неспособной пе-
рекачиваться насосом.
Время конца схватывания - время от момента затворения це-
мента до момента образования затвердевшей массы.
Многокомпонентные смеси составляются на основе одного из
компонентов, являющегося главным, а остальные выполняют роль либо
ускорителей схватывания, либо инертных наполнителей.
Наиболее прогрессивным является использование многокомпо-
нентных смесей с уменьшенным временем твердения 0- быстросхваты-
вающихся смесей (БСС). Такие смеси с успехом применяют как для пе-
рекрытия дренирующих горизонтов, так и для крепления интервалов
неустойчивых пород, слагающих стенки скважины. Наиболее распро-
странены БСС, составляемые на цементной основе и на основе синтети-
ческих смол. Преимущества БСС по сравнению с однокомпонентными
смесями выражаются в возможности широкого варьирования временем
начала их схватывания путем изменения удельного количества добавок
ускорителей схватывания.
В качестве ускорителей схватывания смесей, составляемых на
основе тампонажного цемента, используют силикат натрия, алебастр
(или гипс), хлористый кальций, хлористое железо, негашеную известь и
другие компоненты. Водоцементное число смеси обычно 0,4 - 0,6.
507
32’
Эффективный ускоритель схватывания смесей на основе глино-
земистого цемента - негашеная известь. Прибавление всего 1-2% нега-
шеной извести приводит к некоторому увеличению прочности цемент-
ного камня и резкому сокращению сроков схватывания. При внесении
4-5% извести в течение нескольких секунд начинается схватывание
смеси. Закачивать буровыми насосами тампонажные смеси из глинозе-
мистого цемента с добавлением извести по колонне бурильных труб
возможно только при внесении извести в количестве 1 % от массы це-
мента. Конец схватывания смеси 4-6 ч после затворения.
Отвердевание нефтецементных смесей происходит при взаимо-
действии с водой в дренирующих каналах. При этом смесь теряет под-
вижность, образуя комки, вследствие интенсивного нефтеотделения.
Для лучшего отмыва нефтепродукта смеси обогащаются добавками
ПАВ, такими, как крезол, асидол, нафтонат кальция.
Обычно при приготовлении подобных смесей количество нефте-
продукта (дизельного топлива) принимают равным 40-50% от массы
цемента. Хорошие результаты достигаются и при добавлении в смесь
обычных жидких ускорителей, вводимых в момент контактирования
смеси с водой. В данном случае вода способствует быстрому свертыва-
нию (загустеванию) смеси, а ускоритель - ускоренному твердению. В
ряде случаев при интенсивных поглощениях успех работ достигается
введением в смеси инертных наполнителей. Добавление последних со-
действует скорейшему образованию вокруг скважины каркаса, препят-
ствующего дренированию смеси в поглощающий горизонт. Тем самым
улучшаются тампонирующие свойства БСС, и существенно снижается
расход материалов.
Воздействие различных наполнителей на свойства цементных
смесей неодинаково. Если песок и керамзит практически не влияют в
начальный момент на процесс структурообразования и лишь повышают
закупоривающую способность массы, то добавки бентонита в размере
10% хотя и снижают растекаемость смеси, повлекут за собой замедле-
ние структурообразования, что несовместимо с условиями интенсивно-
го поглощения. Добавки опоки снижают объемную массу смеси. По-
следнее немаловажно при ликвидации весьма сильных поглощений. В
зависимости от условий тампонирования применяют цементные раство-
ры различной плотности (в г/см3), которые подразделяются на:
лёгкие 1,30
облегчённые 1,30-1,54
нормальные 1,75-1,90
утяжелённые 1,90 - 2,20
тяжёлые более 2,2
В табл. 122 приведены рецепты основных БСС на цементной ос-
нове.
508
Таблица 122
Но- мер БСС Цементная смесь В/Ц Состав ускорителя Содержа- ние уско- рителя в смеси, % (по массе)
1 Строительный цемент: марки 400-600 0,5 Алебастр 10
2 0,5 Жидкое стекло 2
6 0,5 Жидкое стекло 10
11 0,5 Алебастр Жидкое стекло 10 10
3 Тампонажный портландцемент 0,55 Жидкое стекло 2
4 0,4 Хлористый каль- ций 4
5 0,45 Хлористый каль- ций 7
7 0,5 Жидкое стекло
8 0,5 То же 10
9 0,4 Хлористый кальций
10 0,55 Алебастр Жидкое стекло 7 10
12 Тампонажный портландце- мент 0,55 Алебастр 4
Тампонажный портландце- мент Просеянные мелкие опилки из расчета два-три ведра (12 л) на I м3 Жидкое стекло 10
Примечание: В/Ц - водоцементное число - отношение объема цемента к объе-
му воды.
В табл. 123 приведены рекомендации по применению той или
иной БСС и объему смесей в зависимости от коэффициента поглощаю-
щей способности К (интенсивности поглощения) тампонируемого гори-
зонта скважины.
Q
к =-------,
he - hd
где:
Q - расход жидкости при исследовании ипибурении скважины, м3/ч;
he - hd - статический и динамический уровни в скважине, м.
Широкое распространение в практике тампонирования как неф-
тяных, так и геологоразведочных скважин получили БСС, составляемые
на основе полимерных соединений. В качестве основного компонента
БСС используют синтетические смолы - мочевиноформальдегидные,
мочевино-фурфуролформальдегидные, эпоксидные. Образование твер-
дого вещества на основе смол достигается за счет их смешения отверди-
509
телями. Полученная масса некоторое время пребывает в жидком со-
стоянии, а затем в процессе полимеризации твердеет.
Таблица 123
Рекомендации по применению БСС в зависимости от
коэффициента К
Коэффициент поглощающей способности К Помер БСС (табл. 122) Рекомендуемый объём смесн, м’
1 -3 1,2, 5, 6, 7, 8, 10 0,6
3-5 2, 3,3, 8,9 1,0
5-8 3, 8,9 2.0
8 и более 11,4, 12 В зависимости от резуль- татов - несколько закачек, каждая не менее 1,2
В качестве ускорителей таких БСС могут быть использованы со-
ляная и щавелевая кислоты, а также хлористый аммоний, причем пред-
почтение отдается соляной кислоте, как более активному отвердителю.
Рекомендуемые добавки 3-5%-ного раствора соляной кислоты к смоле
МФ-17 изменяются в пределах 7-15% (по объему). Время твердения
растворов карбамидных смол возможно изменять в широких пределах
(от секунд до суток) величиной удельной добавки отвердителя.
Эпоксидные смолы образуют при твердении камень с более вы-
сокими прочностными свойствами. В практике работ в качестве тампо-
нирующих смесей применяются растворы смол ЭД-5, "Эпоксид-1200" и
в меньшей степени ЭД-6. Последнее объясняется повышенной вязко-
стью смолы ЭД-6, закачивание которой практически возможно только
при нагреве до 40 °C. При твердении эпоксидные смолы образуют
прочный, хорошо скрепленный с породой камень, не изменяющий дли-
тельное время своих прочностных свойств. Сроки отвердевания могут
регулироваться от 20-30 мин до 10-12 ч и более.
Введение в смесь наполнителей преследует две цели: во-первых,
повышаются механическая прочность камня и его абразивная износо-
стойкость и, во-вторых, снижается расход дефицитных материалов при
заполнении пустот значительного размера. В качестве наполнителя мо-
жет быть рекомендован песок, а при ликвидации значительных погло-
щений кордовое волокно.
Ограниченное применение синтетических смол в качестве тампо-
нирующих материалов объясняется их высокой стоимостью по сравне-
нию с цементными смесями.
§3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ТАМПОНИРОВАНИЯ
СКВАЖИН -
Известные технологические приёмы по способу борьбы с погло-
щением промывочной жидкости могут быть объединены в четыре ос-
510
новные группы: снижение интенсивности поглощения путём регулиро-
вания свойств промывочной жидкости или её замены; тампонирование
зоны поглощения нетвердеющими смесями; тампонирование твердею-
щими смесями; изоляция поглощающих горизонтов обсадными труба-
ми.
Кроме того, существует ещё ряд способов, основанных на элек-
трохимической обработке горных пород поглощающих интервалов, за-
мораживании грунтов и др. Ввиду сложности и высокой стоимости спе-
циального оборудования эти способы не получили широкого распро-
странения на геологоразведочных работах.
Технические средства, используемые при ликвидации поглоще-
ний, могут быть подразделены натри основные группы:
Снаряды, служащие для создания искусственных оболочек и кар-
касов; погружные смесители для приготовления быстросхватывающих-
ся смесей (БСС); герметизирующие устройства, позволяющие изолиро-
вать весь ствол скважины (герметизаторы) или его отдельные участки
(пакеры).
При ликвидации поглощений промывочной жидкости применяют
различные приспособления, наибольшее распространение из которых
получили погружные смесители, предназначенные для образования
БСС в зоне поглощения.
Тампонажное устройство ТУ-7, разработанное СКБ "Геотехни-
ка", предназначено для борьбы с поглощением промывочной жидкости
в буровых скважинах. Тампонажное устройство представляет собой
комплект узлов, которые компонуют в зависимости от различных схем
тампонирования скважин. Устройство рассчитано на использование
БСС, составляемых на цементной и гипсовой основах и на основе син-
тетических смол.
Смеси можно нагнетать в скважину по колонне бурильных труб
или приготовлять в непосредственной близости от поглощающего гори-
зонта в смесительных приспособлениях. При этом жидкий ускоритель
схватывания смеси может находиться в специальном контейнере или в
полости бурильных труб.
Тампонажное устройство обеспечивает принудительное вдавли-
вание БСС в поры и трещины неустойчивых пород под давлением до 0,5
МПа.
Техническая характеристика тампонажного устройства ТУ-7
Диаметр, мм тампонируемых скважин 59 и 76
обсадных труб, к которым можно присоединить герметизатор
устройства 89, 108, 127
бурильных труб, присоединяемых к устройству 42 и 50
Глубина тампонируемых скважин, м 600
Максимальное рабочее давление, МПа 0,5
Масса, кг: комплекта устройства 190
одного узла (максимальная) 54
511
Герметизатор устья скважины (рис. 193) предназначен для уп-
лотнения устья скважины при тампонировании. В сборе с регулировоч-
ным вентилем 4 его устанавливают на устье скважины. Герметизация
достигается манжетой 2, находящейся в обсадной трубе 6. В процессе
тампонирования хвостовик 1 герметизатора присоединяют к бурильным
трубам. Перемещением рукоятки 5 вентиля поток нагнетаемой насосом
в скважину жидкости через трубу 3 можно направлять как во внутрен-
нюю полость бурильных труб, так и в межтрубное пространство для
принудительного вдавливания тампонирующей смеси в породы погло-
щающего горизонта.
Рис. 193. Герметизатор устья скважины устройства ТУ-7
Пакерами (рис. 194) герметизируют ствол скважины при его раз-
работке по диаметру до 10 мм. Пакеры опускают в скважину на буриль-
ных трубах и устанавливают на заданной глубине.
На штоке / патера закреплены три самоуплотняющиеся манжеты
2, закрытые при спуске пакера кожухом 3. Во время нагнетания жидко-
сти по бурильной колонне во внутреннюю полость пакера кожух 3 сме-
щается в нижнее положение до упора в головку 4. Манжеты 2 при этом
расправляются и перекрывают ствол скважины.
По окончании тампонирования пакер поднимают без каких-либо
дополнительных операций, что существенно упрощает его эксплуата-
цию.
512
Рис. 194. Пакер устройства ТУ-7
Скважинный контейнер (рис. 195) служит для спуска жидкого
ускорителя схватывания в зону поглощения. Он состоит из концентрич-
но расположенных труб 2 и 3, соединенных между собой переходника-
ми 7 и б. Перед спуском в скважину межтрубное пространство контей-
нера заполняют жидким ускорителем схватывания смеси, удерживае-
мым от преждевременного истечения втулкой 7.
БСС образуется при обогащении основного компонента смеси,
нагнетаемого с поверхности, жидким ускорителем, выдавливаемым из
межтрубного пространства в смесительную полость 8 через отверстия 5,
которые открываются при смещении втулки 7 в нижнее положение за
счет давления на нее шара 4.
Контейнер и пакер обычно используют совместно, что повышает
надежность тампонирования дренажных каналов БСС.
В СКБ "Геотехника" разработан комплекс средств тампониро-
вания КСТ-1, предназначенный для ликвидации поглощения промывоч-
ной жидкости при бурении комплексом КССК-76 и традиционными ме-
тодами. В КСТ-1 входят четыре гидравлических пакера и два погруж-
ных смесителя.
Рис. 195. Контейнер устройства ТУ-7
Техническая характеристика пакеров
1 Тип пакера ПГК-1 ПГЭ-1
Максимальный диаметр скважины, мм 85 НО
i Максимальный воспринимаемый перепад
давления, МПа, при диаметре скважин, мм
76 15 15
85 10 10
НО - 8
Длина, мм 640 1600
Масса, кг 10 25
513
Техническая характеристика погружного смесителя
Диаметр, мм Вместимость скважинного контейнера, м3 Длина, мм Масса, кг 73 0,03 970 НО
ВИТРом разработан скважинный смеситель типа СС-89 (рис. 196),
который можно применять с механическим пакером.
Рис. 196. Скважинный смеситель СС-89: 1, 15, 21 - переходники; 2, 12 - ша-
рики; 3, 17 - пружина; 4 - заглушка; 5, 6, 10, 19 - трубы; 7 - центратор; 8, 9 -
ниппеля; 11 - муфта; 13 - уплотнительное кольцо; 14 - штуцер; 16 - шток; 18 -
гильза; 20 - винт.
Техническая характеристика скважинного смесителя СС-89
Наружный диаметр, мм 89
Вместимость контейнера ускорителя схватывания цемента, л 30
Способ доставки устройства в зону поглощения
На колонне бурильных труб
Способ срабатывания механизма Гидравлический
Перепад давления на штоке, МПа 0,5 - 0,8
514
Длина устройства, мм
Масса, кг 110
9975
Инструмент состоит из контейнера, дозатора и смесительного
устройства.
Контейнер включает верхний переходник / с обратными клапа-
нами, две колонковые трубы 5 диаметром 89 мм, соединительный нип-
пель 9. две внутренние трубы би 10 диаметром 35 мм, соединительную
муфту 11 и центратор 7. Обратные клапаны, состоящие из шарика 2,
пружины 3 и заглушки 4, служат для предотвращения создания вакуума
в инструменте.
Дозирующее и смесительное устройство состоит из переходника
75 со сменными штуцерами 14, штока 76, гильзы 18, пружины 17, кожу-
ха (трубы) 19, шарика 72 и переходника 27.
Шарик 72 служит для перекрытия отверстия в штоке, благодаря
чему создается перепад давления, сдвигающий шток и открывающий
отверстия, через которые ускоритель схватывания цемента поступает в
камеру смешения. Диаметр отверстий подбирается в зависимости от не-
обходимой скорости поступления ускорителя.
Гильза 18 состоит из штока 16 с уплотнительными кольцами 13,
пружины /7 и переходника 27 с центральным проходным отверстием
для поступления БСС под пакер.
Механический пакер с разъёмными стволами ПМ-89 и ПМ-108
(рис. 197) состоит из следующих частей: корпуса пакера, выполненного
патрубками 6 и 10 с соединительными муфтой 7 и ниппелем 8, имею-
щими левую резьбу с крупным шагом, с направляющими ребрами 9;
фиксирующего узла, включающего цангу 5, упорные плашки 72 и конус
13; резинового уплотняющего элемента 14 с нажимным фланцем 15.
Интервал для установки пакера должен быть представлен моно-
литными породами, не имеющими каверн. Для пакеров ПМ-89 и ПМ-
108 диаметр скважины в месте их установки не должен превышать со-
ответственно 116 и 134 мм.
Перед спуском смесителя СС-89 (см. рис. 196) в скважину в
свинченные колонковые вставляют центральные трубы 6 и 10. соеди-
ненные ниппелем 8 с центратором 7. Переходник 15 при помощи внут-
ренней резьбы соединяют с центральной трубой, а наружной резьбой - с
колонковой.
В гильзу 18 вставляют пружину 17 с трубчатым штоком 16, верх-
ний конец которого входит в осевой канал переходника 75. Последний с
помощью трубы 19 жестко соединяют с переходником 21. С помощью
этого переходника смеситель соединяют с пакером и в межтрубное про-
странство тампонажного устройства заливают жидкое стекло, сверху
которого добавляют около 2 л вязкого глинистого раствора. В процессе
цементирования скважины раствор служит разделителем между жидким
стеклом и цементным раствором, поступающим в меж1рубное пространство.
515
Рис. 197. Механический пакер с разъёмным стволом типа ИМ: 1 - переход-
ник; 2 - поджимная гайка; 3 - пружина; 4 - втулка; 5 - цанга; 6,10 - патрубки; 7
- муфта; 8 - ниппель; 9 - направляющие рёбра; 11 -винт; 12 - упорные плашки;
13 - конус; 14 - уплотняющий элемент; 15 - нажимной фланец.
После навинчивания переходника 21 смеситель с пакером (там-
понажное устройство) опускают в скважину на 10-20 м выше погло-
щающего интервала пород. Приподниманием колонны бурильных труб
пакер фиксируется в скважине, и происходит сжатие уплотняющего
элемента 14 (см. рис. 197), который перекрывает ствол скважины. Осе-
вое усилие, прикладываемое к уплотняющему элементу, зависит от
диаметра скважины и не должно превышать 20 кН для ПМ-89 и 30 кН
для ПМ-108.
После закачивания и выдерживания БСС под давлением тампо-
нажное устройство поднимают на поверхность.
Для снятия и извлечения механического пакера натяжение бу-
рильной колонны снижают, пакер смещают вниз по стволу скважины, с
тем, чтобы упорные плашки заняли новое положение. Затем вновь уве-
516
личивают натяг колонны до 5-6 кН и при ее правом вращении отвинчи-
вают пакер, что сопровождается снятием натяжения. Опусканием ко-
лонны бурильных труб смещают конус вниз, после чего упорные плаш-
ки устанавливаются в положение, препятствующее извлечению устрой-
ства из скважины.
Если в процессе углубления скважины зона поглощения вскры-
лась на значительном удалении от забоя, необходимо на 15-20 м ниже
почвы поглощающего горизонта установить разделительный мост. Это
позволяет избежать цементирования интервала скважины от погло-
щающего горизонта до забоя и тем самым сократить главным образом
время на последующее разбуривание цементного камня.
Существуют различные способы и технические средства уста-
новки разделительных мостов (для этой цели могут быть использованы
приспособления для создания искусственных забоев).
§4. КОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН
После того как скважина пробурена до проектной глубины, ее
ликвидируют или консервируют. Для ликвидации скважины необходи-
мо проделать следующие работы.
1. Провести контрольный замер глубины скважины.
2. Замерить зенитный и азимутальный углы скважины.
3. Провести каротаж.
4. Извлечь (по возможности) колонны обсадных труб.
5. Провести ликвидационный тампонаж скважины.
6. В устье скважины забить деревянную или металлическую
пробку, на которой выжечь или выбить бородкой номер скважины, глу-
бину и дату окончания бурения.
7. Демонтировать буровое оборудование, перевезти вышку или
мачту.
8. Все отстойники и ямы закопать, все неровности выровнять.
9. Керн увезти в кернохранилище.
10. Составить акт на ликвидацию скважины.
Цель ликвидационного тампонирования - изоляция всех водо-
носных пластов и пластов полезного ископаемого, подлежащего разра-
ботке, от поступления в них воды по скважине и трещинам из изолиро-
ванного водоносного пласта и устранение возможности циркуляции
подземных вод по стволу скважины при извлечении обсадных труб и её
ликвидации.
Для тампонирования скважин, пройденных в скальных и полу-
скальных породах, применяют цемент, а в породах глинистых - пла-
стичную жирную глину.
Если скважина бурилась с промывкой глинистым раствором и,
следовательно, на стенках имеет глинистую корку, то перед цементиро-
ванием необходимо удалить корку, промывая скважину водой.
517
Цементный раствор нагнетают насосом через бурильные трубы, опу-
щенные до забоя. По мере заполнения скважины цементным раствором
бурильные трубы приподнимают. После закачки цементного раствора
насос и трубы тщательно промывают.
Для тампонирования скважины глиной из неё приготовляют гус-
тое глиняное тесто, его формируют в цилиндры, которые опускают на
забой скважины в длинной колонковой трубе. Приподняв трубу на 1,0 -
1,5 м над забоем, глиняное тесто выпрессовывают с помощью насоса
давлением воды 1,0 - 1,5 МПа и периодически уплотняют металличе-
ской трамбовкой.
Для ликвидационного тампонирования глубоких скважин приме-
няют глинисто-цементный раствор, изготовляемый на базе глинистого
раствора повышенной вязкости. На 1 м3 глинистого раствора добавляют
120-130 кг тампонажного цемента и 12 кг жидкого стекла. Иногда к
тампонажным растворам добавляют песок.
При наличии полного поглощения промывочной жидкости на ин-
тервале скважины выше зоны поглощения устанавливаю! деревянные
пробки.
При выполнении работ по ликвидационному тампонированию
следует руководствоваться утвержденными инструкциями, правилами,
действующими в конкретном регионе работ.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1.Что такое поглощение промывочной жидкости и как оно влияет
на процесс бурения?
2. Объясните принцип работы ТУ-7.
3. Какое назначение имеет пакер в устройстве ТУ-7?
4. Какие материалы и смеси применяются для тампонирования
скважин?
5. Что означает водоцементное число?
6. Объясните принцип работы скважинного смесителя.
Глава XVII. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
В СКВАЖИНАХ
Аварии в скважине происходят из-за нарушения её нормального
состояния или работоспособности находящегося в ней бурового инст-
румента. Аварии приводят к временному прекращению процесса буре-
ния, а в ряде случаев, к непредусмотренному закрытию скважины На
ликвидацию аварий затрачивается много времени и средств, что в ко-
нечном счёте повышает стоимость буровых работ. При ликвидации ава-
рий возникают дополнительные повышенные нагрузки на буровое обо-
рудование, сооружения и инструмент, что отрицательно сказывается на
их надёжности и снижает безопасность проведения работ. Поэтому не-
обходимо принимать все меры по предупреждению аварий.
518
§ 1. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ И ВИДЫ АВАРИЙ
Наиболее распространенные виды аварий, которые происходят в
скважине с основным буровым инструментом, приведены в табл. 124.
Классификация аварий
Таблица 124
Задержка подъёма снаряда башмаком обсадных
труб
По причинам аварии можно подразделить на пять видов:
а) по вине бурового персонала;
б) вследствие геологических осложнений;
в) по техническим причинам;
519
г) в результате несоблюдения рациональной технологии соору-
жения скважин;
д) из-за нерациональной организации работ.
Выполнение буровой бригадой всех организационно-технических
мероприятий по предотвращению аварий в скважине является обяза-
тельным условием ведения буровых работ. Однако нередко причиной
происшедших аварий являются действия членов буровой бригады, не-
брежно или неграмотно выполняющих требования эксплуатации
оборудования, инструмента и КИП.
Встречающиеся при бурении скважин геологические осложнения
часто являются причиной аварий. К их числу относятся выбросы воды и
газа, сильное естественное искривление скважины, катастрофическое
поглощение промывочной жидкости, встреча зон с карстовыми пусто-
тами и большими кавернами и др.
Например, резкое искривление скважины способствует образова-
нию желобов в её стволе, что приводит к затяжке в них бурового снаря-
да, являющейся одной из разновидностей аварий. В то же время, рабо-
тая в такой скважине, бурильные трубы испытывают высокие напряже-
ния, происходит их более интенсивный износ, что значительно повыша-
ет возможность аварии.
Технические причины аварий связаны с физико-механическими
свойствами бурового инструмента, качеством его изготовления, воз-
можностями оборудования и т. п.
Несоблюдение рациональной технологии сооружения скважин -
причина наиболее часто встречающихся аварий. Так, при бурении глу-
боких скважин алмазными коронками, из-за низкого качества резьбовых
соединений и недостаточной затяжки их утечки промывочной жидкости
могут достигать 20-30 л/мин.
Вследствие этого количество фактически поступающей на забой
промывочной жидкости оказывается недостаточным для эффективного
охлаждения алмазной коронки, что является главной причиной прижога
породоразрушающего инструмента.
Низкая организация ведения буровых работ также способствует
повышению аварийности, а иногда является прямой причиной происхо-
дящих аварий. Так, несвоевременная замена отработанного глинистого
раствора, который уже не может выполнять своих функций, может при-
вести, например, к накоплению большого количества шлама и при оп-
ределенных условиях (внезапная остановка насоса и др.) явиться при-
чиной прихвата бурового снаряда.
Соблюдение рациональной технологии сооружения скважин,
правильная эксплуатация технических средств, выполнение требований
техники безопасности являются главными условиями снижения количе-
ства аварий на буровых работах.
520
§2. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ
АВАРИЙ
Значительно легче предупредить аварию в скважине, чем её лик-
видировать. Поэтому необходимо принимать все меры по предупрежде-
нию аварий.
Постоянное повышение квалификации работников геологической
службы от рабочих до технических руководителей, выполнение ими
всех требований рационального ведения буровых работ является одним
из главных условий максимального сокращения происходящих аварий.
Правильное проектирование всех этапов сооружения скважин, обеспе-
чение буровых бригад необходимой технической информацией (геоло-
го-технический наряд (ГТН), буровой журнал, средства наглядной аги-
тации и др.), высокий уровень трудовой дисциплины и культуры труда
позволит избежать большинства аварийных ситуаций.
Необходимым условием снижения аварийности является приме-
нение контрольно-измерительных приборов (КИП) по всей номенклату-
ре, предусмотренной ГТН.
Причины геологических осложнений, вызывающих возникнове-
ние тех или иных аварий, полностью исключить невозможно. Однако
предусмотреть их возникновение и принять все меры по предупрежде-
нию аварий необходимо.
Например, при перебуривании неустойчивых горизонтов, во из-
бежание прихвата бурового снаряда вываливающейся или вспучиваю-
щейся породой, необходимо принять меры по креплению стенок сква-
жины тем или иным способом и применению очистного агента с соот-
ветствующими параметрами.
Своевременное применение мер предупреждения обрывов и при-
хватов может свести к минимуму количество их возникновений.
Профилактикой обрывов бурильных и колонковых труб и их со-
единений является обеспечение высокого качества изготовления их,
правильная эксплуатация и постоянный контроль за износом и своевре-
менной отбраковкой этого инструмента.
Одной из мер снижения износа труб и общих затрат мощности
при алмазном бурении является введение антифрикционных добавок в
промывочную жидкость.
С целью повышения износостойкости и прочности труб и соеди-
нений применяется индукционное упрочнение поверхности труб и со-
единений, а также химико-термическая упрочняющая обработка резьб.
Снижение количества резьбовых соединений (самых слабых
звеньев в колонне бурильных труб) путём применения приварных зам-
ков одинакового с трубой диаметра (гладкие снаружи колонны) сущест-
венно снижают поломки и износ бурильных колонн.
Применение легкосплавных бурильных труб, также образующих
гладкие колонны, резко снижает затраты мощности на их вращение и
521
соответственно вероятность возникновения обрывов и аварий при одно-
временном повышении частот вращения и механической скорости бу-
рения.
Большое значение для увеличения срока службы труб играет ра-
циональная отработка бурильных колонн.
Для сокращения обрывов труб необходимо применение УБТ,
масса которых должна в 1,25 - 1,50 раза превышать нагрузку на поро-
доразрушающий инструмент. Это создаёт менее опасный режим работы
колонны бурильных труб, при котором в её большей части создаются
более благоприятные напряжения растяжения.
Для предупреждения обрывов в скважине инструмента необхо-
димо:
- при спуске инструмента в скважину все резьбовые соединения
коронок (долот), колонковой трубы, переходников, бурильных труб
должны быть свинчены до упора и затянуты с оптимальным моментом.
- снаряд необходимо спускать плавно, без резких торможений и
ударов об уступы ствола, во избежание возникновения динамических
нагрузок в инструменте и оборудовании;
- ствол скважины в призабойной зоне необходимо прорабатывать
(расширять) ввиду его сужения в процессе периферийного износа поро-
доразрушающего инструмента;
- строго соблюдать величины параметров технологического ре-
жима бурения, указанные в ГТН;
- при твердосплавном и бескерновом бурении, когда образуется
максимальное количество шлама, необходима специальная промывка
скважины;
- если после очередного рейса, особенно в твёрдых породах, керн
частично или полностью оставлен в скважине, необходимо принять ме-
ры по его извлечению или дроблению на забое.
Прихваты бурового снаряда главным образом происходят: шла-
мом из-за нарушения режимов бурения; в результате вывала кусков по-
роды или их вспучивания; посторонними предметами, попавшими в
скважину, при нахождении в ней бурового инструмента; в результате
прижёга коронки.
Для предотвращения прихватов бурового снаряда шламом необ-
ходимо:
- применять глинистые растворы с параметрами, предусмотрен-
ными ГТН;
- обеспечивать подачу заданного ГТН количества очистного
агента в процессе бурения;
- не допускать скопления шлама на забое, для чего перед подъё-
мом снаряда в конце рейса промывать скважину при максимальной по-
даче промывочной жидкости (если нет угрозы размыва стенок скважи-
ны);
- применять все возможные средства очистки промывочной жид-
522
кости от шлама и песка (запесоченность должна составлять не более 3-
4%);
- периодически чистить от шлама циркуляционную систему и от-
стойники;
- при временном прекращении подачи очистного агента в сква-
жину буровой снаряд необходимо приподнять над забоем минимум на 1
- 1,5 м;
- избегать применения многоступенчатой конструкции скважин
Избежать прижог породоразрушающего инструмента можно
только путём обеспечения заданной удельной нагрузки на него и посту-
пления оптимального количества очистного агента.
Для предотвращения попаданий в скважину посторонних пред-
метов её устье после подъёма инструмента должно быть закрыто за-
глушкой.
Менее распространённым видом являются аварии с обсадными
трубами. К ним относятся: развинчивание обсадных труб в скважине,
износ и разрушение резьбовых соединений и прихват обсадных колонн
при их извлечении. Во избежание возникновения аварий с обсадными
трубами необходимо строгое выполнение предписаний ГТН.
§ 3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ
Для ликвидации различного вида аварий в буровых скважинах
применяется специальный аварийный инструмент.
Наиболее распространенным типом ловильного инструмента яв-
ляется метчик.
Метчик при ликвидации аварий (например, обрыв бурильной ко-
лонны) опускают в скважину на колонне бурильных труб для соедине-
ния с оставшимся там инструментом. Конусную часть метчика ввинчи-
вают в проходное отверстие трубы или соединительного элемента, на-
ходящегося в скважине, и производят его извлечение на поверхность.
Для подачи промывочной жидкости в теле метчика предусмотрен осе-
вой канал.
Для этой же цели предназначен колокол. Отличие заключается в
том, что его соединяют с извлекаемым инструментом, навинчивая на
наружную поверхность бурильных труб или соединений.
Метчики ловильные изготавливаются пяти типов от А до Д (табл.
125) с правой и левой резьбой (рис. 198-200). Метчики типов А, Б, Г, Д
аналогичны по конструкции (табл. 126-128). Метчик типа В имеет на-
правленную воронку. Материал метчиков - сталь 12ХН2, а патрубки и
воронки к ним изготавливаются из стали марок: Ст.5, Ст.6, 20, 35 и 45.
Конусная часть метчика с ловильной резьбой подвергается цементации
на глубину 0,4 - 0,7 мм с последующими закалкой и отпуском. Твер-
дость термически обработанной поверхности должна быть в пределах
HRC 58-64.
523
Таблица 125
Метчики ловильные
Тип метчи- ка Типо- размер- метчи- ка Трубы, ниппели и замки, извлекаемые из скважин Номер
Наименование Наруж- ный диа- метр, мм Рисун- ка Таблицы
А А-33,5 Трубы обсадные Трубы колонковые 33,5 34,0 134 88
Б Б-44 Б-57 Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые 44,0 57,0 134 88
В В-42 В-50 Трубы бурильные, замки и ниппели к ним Трубы бурильные и замки к ннм Ниппели к бурильным трубам 42,0 50,0; 60,0 и 63,5 50,0 142 97
г Г-50 Трубы бурильные и замки к ним 50,0 60,0 142 97
Д Д-73 Д-89 Д-108 Д-127 Д-146 Д-168 Д-219 Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые Трубы обсадные Трубы колонковые 73,0 89,0 108,0 127,0 146,0 168,0 219,0 134,135 88.89
Рис. 198. Метчик типа А
524
Рис. 200. Метчик типа В
525
Таблица 126
Размеры, мм
Типо- размер метчи- ка I) D, d di L 1 Мас- са, кг
Но- ми- нал ь- ный До- пуска- емое откло- нение Но- ми- наль- ный До- пуск ка- емое откло нение
Б-44 42 -0,34 41,5 28 20 160 ±1,6 112 0,87
Б-57 55 -0,40 54,5 41 24 160 ±1,6 112 1,84
Таблица 127
Типы и размеры ловильных метчиков, мм
Ти- кера змер метч ика Резь- ба зам- ковая (при- соеди- ни- тель- ная) D D, d2 Dj D, D D, Dj
Но- ми- нал ь- ный До- пус- ка- емое от- кл 0- нс- ние Но- ми- иаль- иый До- пус- ка- емое от- кл 0- не- ине
В-42 3-42 57 -0,40 39 ,5 73 70 90 110 -2,2 -2,2 14 6 14
В-50 3-50 66 -0,40 61 ,0 108 10 2 106 128 148 195 -2,2 -2,5 -2,5 -2,9 19 10 20
Продолжение табл. 127
Типо- раз- мер мет- чика d. 6 Резь- ба, дюй- мы L 1 h h Мас са, кг
Но- ми- нал ь- ная До- пус- кае- мое от- кло- ие- ние Номи наль- ная До- пус- кае- мое от- кло- не- н ие
В-42 40,6 16 46,1 3/4 2 1/5 370 ±5 300 ±2,2 60 208 4,9
В-50 48,6 16 54,2 1/4 3 1/2 500 ±5 430 ±2.5 70 340 12,6
Примечание. Масса метчика В-42 указана для диаметра D4 = 90 мм,
метчика В-50 дляД4 = 128 мм.
526
Таблица 128
Типы и размеры ловильных метчиков, мм
Типо- раз- меры метчи- ков Резьба замко- вая присое- дини- тельная D Di d d> dj Dj
Но- миналь- ный До- пускае- мое от- клоне- ние
Д-73 71 -0,40 70,5 55 34 48,616 54
Д-89 67 -0,46 86,5 70 50 48,616 54
Д-108 3-50 105 -0,46 104,5 88 60 48,616 54
Д-127 125 -0,53 124,5 107 80 48,616 54
Д-146 144 -0,53 143,5 126 98 48,616 54
Д-168 3-63,5 165 -0,53 164,5 145 125 62,616 68
Д-219 216 -0,60 215,5 196 176 62,616 68
Продолжение табл. 128
L L L, Масса, кг
номинальная допускаемое отклонение
180 ±1,9 128 70 3,19
190 ±1,9 136 70 4,92
200 ±1,9 144 70 9,76
200 ±1,9 144 70 11,51
200 ±1,9 144 70 14,97
210 ±1,9 160 75 19,17
210 ±1.9 160 75 29,10
Колокола ловильные изготавливаются двух типов согласно табл.
129 с правыми или левыми резьбами.
Основные размеры ловильных колоколов должны соответство-
вать: для типа А - рис. 201о и табл. 130; для типа Б - рис. 2016 и табл.
131.
Ловильная резьба колокола должна подвергаться цементации на
глубину 0,4 - 0,7 мм с последующими закалкой и отпуском. Твердость
закаленной поверхности должна быть в пределах HR.C 54 - 60.
Каждый колокол должен поставляться с трубой (рис. 201в, табл.
132) для его присоединения.
Проходной колокол (рис. 202), разработанный СКБ "Геотехника",
предназначен для извлечения из скважины оборванных бурильных труб
диаметром 50 мм.
Особенность этого инструмента заключается в том, что при лик-
видации аварии оборванная труба проходит через колокол в колонко-
вую трубу, на которой он спускается, а колокол навинчивают на верх-
нюю незакаленную часть замкового соединения или муфты.
527
Рис. 201. Ловильные колокола: а-тип А; б-тип Б; в-труба для ловильного
колокола.
Техническая характеристика колокола с правой и левой резьбой
Наружный диаметр, мм 80
Длина (без колонковой трубы), мм 170
Диаметр замка или муфты извлекаемых
бурильных труб, мм 65
Масса, кг 35
528
Таблица 129
Типы ловильных колоколов, размеры извлекаемого
____________бурового инструмента, мм___________
Колокол Извлекаемый из скважины буровой инструмент
Тип типоразмер наименование Диаметр наружный, мм
А А44 Трубы и ниппели 33,5
А-57 Трубы и ниппели 42,0
А-76 Трубы и ниппели Замки 50,0; 60,0 и 63,5 42,0 и 50,0
А-76-1 Трубы и замки Трубы и ниппели 50,0 и 60,0 42,0 и 50,0
Б Б76 Замки 42,0
Б89 Трубы и ниппели Замки 50,0; 60,0 и 63,5 42,0; 50,0; 60,0 и 63,5
Таблица 130
Размеры ловильных колоколов, мм_______________
Типораз- мер ко- локола D d Резьба (присоеди- нительная) по ГОСТ 6238-77 di d2 dj & L Мас- са, кг
А44 45-0,34 39 20 36 40 37 128 0,74
А57 57-0,40 52 28 45 50 50 136 0,98
А76 76-0,40 68 37 67 71 66 240 2,80
Таблица 131
Размеры, мм
Тнпо раз- мер коло- кола D D, D: d Резьба (присое- дини- тельная) по ГОСТ 6238-77 d. d: Резь- ба по ГОСТ 6357- 73 (дюй- мы) dj L 1 Мас са, кг
Б76 76- 0.40 82- 0,46 90 НО 130 68 36 60 2 66 260 190 3,75
Б89 1 OS- О.46 108- 0,46 130 150 195 84 44 86 3 82 405 335 14,50
Таблица 132
Размеры, мм
Типоразмер колокола D d d. Толщина стен кип
Резьба (присоединительная) по ГОСТ 6238-77
А44 44 39 39,5 3,5
А57 57 52 52,5 4,0
А76 76 68 68,5 6,5
Б76 76 68 68,5 6,5
Б89 89 84 84,5 4,0
Примечание. Марка стали 40Х или ЗОХГС.
529
35 Зак. 274
Если оборванные в скважине трубы и их соединительные элемен-
ты имеют поверхностную закалку, то использование колоколов исклю-
чается. В этом случае применяются различного типа труболовки, кото-
рые обеспечивают механический захват оборванного инструмента
Одним из таких инструментов является овершот (рис. 203
а,б). С помощью этого инструмента оставленную в скважине колонну
бурильных труб подхватывают за муфту или замок тремя-четырьмя
плашками-пружинами. В случае невозможности извлечения прихвачен-
ного инструмента овершот может быть легко от него отсоединён. Для
этого с помощью лебёдки станка дают натяжку колонне бурильных
труб, на которых он опущен в скважину, и включают вращение.
Рис. 203. Овершот: а - общий вид овершота; б - овершот в сборке; 1 - пере-
ходник; 2 - труба; 3 - овершот с пружинами; 4 - воронка направляющая.
Труболовки ЛОМ-50 и ЛОГ-50, разработанные СКВ "Геотехника",
предназначены для извлечения бурильных труб.
530
Если позволяет диаметр скважины, к труболовкам могут быть
присоединены направляющие воронки, а к труболовке ЛОГ-50 также
может быть присоединен кольцевой фрезер.
Труболовки позволяют захватывать бурильные трубы, изношен-
ные до диаметра 46 мм, муфты и замковые соединения, изношенные до
диаметра 58 мм, а также бурильные трубы диаметром 60 и 63,5 мм.
Техническая характеристика труболовок ЛОМ-50 ЛОГ-50
Диаметр корпуса, мм ПО 90
Длина, мм 2735 1800
Диаметр центрирующих воронок, мм 110,130 90,110, 130,150
Труболовка ЛОМ-50 (рис. 204) при ликвидации аварии захваты-
вает оборванную трубу за любой её участок, муфту или замковое со-
единение.
Рис. 204. Труболовка ЛОМ-50
531
35*
В корпусе 7 труболовки по конусу 4 перемещаются плашки 5, со-
единенные плоскими пружинами б с приемной трубой 8 захвата. При-
емная труба позволяет плашкам захватывать оборванную трубу 9 за не-
поврежденный участок, пропуская нарушенную часть внутрь. Подшип-
никовый узел 10, заканчивающийся ниппелем 11, при освобождении
ловителя от аварийной колонны ввинчивается во фрезерный переходник
12.
Когда место обрыва колонны в скважине завалено породой к цен-
тратору 2 труболовки, вместо воронки I с помощью укороченной ко-
лонковой трубы диаметром 108 мм присоединяется стандартная буровая
коронка диаметром 112 мм для разбуривания завала.
Труболовка, прикрепленная к колонне труб 13 диаметром 50 мм,
опускается в скважину на 1,5 - 2 м ниже места обрыва, чтобы оборван-
ная труба прошла внутрь приемной.
При подъеме ловителя плашки заклинивают аварийную колонну
в конусе. Конус скользит в корпусе вниз и сжимает манжету 3, которая,
расширяясь, герметизирует кольцевой зазор между ловителем и обор-
ванной трубой, что позволяет промывать скважину через аварийную ко-
лонну. Чем больше натяжение колонны бурильных труб, тем сильнее
плашки заклинивают трубу в конусе ловителя.
Труболовка ЛОГ-50 (рис. 205) собирается с цангой для захвата за
бурильную трубу или замок (муфту) в зависимости от того, чем пред-
ставлен конец оборванной бурильной колонны.
В корпусе 10 ловителя размещён узел, предназначенный для ос-
вобождения от колонны оборванных труб, который состоит из цанги //,
скользящей по конусной поверхности корпуса, и пружины 12. Шток 13
и фиксатор 14 расположены в переходнике 15. Снизу к корпусу при по-
мощи стандартной ниппельной резьбы присоединена труба б, в которой
находится узел захвата бурильных труб, представляющий собой цангу
5, соединенную с массивным сердечником 8. Цанга 5, скользя вниз по
конусу 4 под воздействием пружины 9 и массы сердечника, захватывает
оборванную колонну 7 бурильных труб.
В конусе находится также резиновая манжета 3, которая с натя-
гом обхватывает бурильную трубу или замковое соединение, гермети-
зируя кольцевой зазор между захваченной колонной и ловителем, и тем
самым позволяет направить поток промывочной жидкости через лови-
тель в оборванную колонну бурильных труб. Снизу к конусу при помо-
щи ленточной резьбы присоединен армированный твердым сплавом
фрезер 2, который по мере надобности обрабатывает место обрыва ко-
лонны бурильных труб. В свою очередь, к фрезеру снизу присоединена
воронка 1 или труба кольцевого фрезера.
Труболовка, прикрепленная к колонне бурильных труб /б, опус-
кается в скважину до места обрыва. При необходимости верхний конец
оборванных труб фрезеруют и затем пропускают внутрь труболовки до
упора. Пропустив бурильную трубу или замок (муфту), цанга под дей-
532
ствием пружины и массивного сердечника опускается вниз в конусе,
обхватывая оборванную колонну труб.
При натяжении труболовки (когда она поднимается) цанга на-
дежно зажимает и удерживает трубу.
Рис. 205. Труболовка ЛОГ-50
533
Труборез - труболовка ТТ (рис. 206) разработана трех наружных
диаметров: 59, 76 и 93 мм.
Рис. 206. Труборез-труболовка ТТ: I - клапан; 2 - корпус труболовки; 3 -
плашки; 4, 6 - поршень; 5 - пружина трубореза; 7 - плоская пружина; 8 - резец;
9 - корпус трубореза; 10 - породоразрушающий инструмент.
Инструмент предназначен для ликвидации прихвата колонкового
набора и состоит из двух узлов различного назначения: 1- узел захвата
инструмента; 11 - узел резания трубы.
534
Труборез-труболовка опускается на колонне бурильных труб
внутрь прихваченной колонковой трубы и устанавливается в месте
предполагаемого резания с учетом возможности свободной подачи к за-
бою аварийного инструмента на 0,2-0,3 м при необходимости отсоеди-
нения от аварийной трубы.
Выпуск резца 8 и захват отрезанной части колонковой трубы
осуществляются давлением промывочной жидкости, создаваемым буро-
вым насосом. При вращении ТТ происходит резание колонковой трубы.
Затем вновь включается буровой насос, который создает необходимое
давление в колонне бурильных труб для разжимания плашек 3, и произ-
водится извлечение из скважины части освобожденной колонковой тру-
бы.
Для извлечения с забоя скважины мелких металлических предме-
тов и кусков породы предназначен простейший инструмент ловильный
паук. Инструмент представляет собой отрезок колонковой трубы, тело
которого разрезано в осевом направлении, а получившиеся зубья заост-
рены. Паук опускают в скважину на колонне бурильных труб, ставят на
забой, создают на него осевое давление, вследствие чего зубья подги-
баются и захватывают ловимый предмет.
Ловильный ёрш (рис. 207) состоит из вилки с приваренными
зубьями, грибка для захвата его овершотом и гайки, которая служит для
создания клубка каната при её опускании и придавливании. Ерши ис-
пользуют для извлечения оборванного троса из бурильной колонны
комплексов ССК-46 и ССК-59 с овершотом и керноприёмником без
подъёма колонны. Ёрш может быть применён при ударно-канатном бу-
рении для извлечения из скважины оборванного каната.
Ловушка шнекового типа (рис. 208) разработана СКВ "Геотехни-
ка" и предназначена для извлечения из скважины обломков твердого
сплава при гидроударном бурении. Она представляет собой полый ци-
линдр 7 с четырьмя винтовыми пазами на наружной поверхности и че-
тырьмя отверстиями. Два паза закрыты стальной полосой 3, внутри ци-
линдра на сварке расположена пробка 2. Прокладки 4 обеспечивают
совпадение пазов ловушки и долота 5.
Техническая характеристика
Шифр ловушки Л-96 Л-115
Диаметр скважины . 96 115
Ёмкость ловушки, cmj 230 540
Присоединительные резьбы СП82,5 и СП100 и
резьба резьба
ниппель- ниппель-
ная 52 ная 68
Длина, мм 460 460
Масса, кг 10,7 15
535
Рис. 207. Ловильный ёрш
Рис. 208. Ловушка шнекового типа
В результате вращения снаряда и воздействия восходящего пото-
ка промывочной жидкости твердый сплав поднимается по открытым па-
зам ловушки и попадает во внутреннюю полость. Промывочная жид-
кость поступает на забой по закрытым винтовым пазам ловушки.
Процесс очистки осуществляют с работающим гидроударником
при следующем режиме:
осевая нагрузка, кгс 500-1000
частота вращения, об/мин 67-71
расход промывочной жидкости, л/мин 220-300
Аналогичную конструкцию имеют ловушки Л-59 и Л-76, предна-
значенные для скважин диаметром 59 и 76 мм.
536
СКБ "Геотехника" разработан ловитель конструкции Э. Д. Мель-
ника, предназначенный для извлечения частей забивных стаканов, ос-
тавленных при сооружении скважин ударно-забивным способом.
Ловитель (рис. 209) состоит из башмака 1, головки 2, трубы б и
корпуса 3. В полости корпуса размещено захватывающее устройство,
выполненное в виде цилиндрического держателя 4, в проточке которого
установлено пружинное разрезное кольцо 5 При установке аварийного
инструмента на верхний конец ловимого предмета держатель в полости
корпуса перемещается вверх и, упираясь в выступ корпуса, выводит
пружинное кольцо из проточки. Освобожденное кольцо сжимается и
обхватывает шейку конца инструмента. При подъеме ловителя кольцо,
оставаясь на месте, расклинивается во внутренней конической полости
башмака и надежно соединяет ловитель с оставленным инструментом.
Рис. 209. Ловитель конструкции Э.Д.Мельникя
537
34 Зак. 274
Керноприёмник, входящий в состав комплекса ССК, использу-
ют для подъёма из скважин оставленного керна.
Керноприёмник (рис. 210) состоит из коронки 3 с заходным ко-
нусом, рвательного кольца 2 и упорного кольца 1. В зависимости от
конструкции коронки керноприёмником могут извлекаться как куски
керна, так и его монолит.
Рис. 210. Керноподъёмннк
При извлечении из скважины прихваченной колонны бурильных
труб часто мощности привода бурового станка не хватает для освобож-
дения инструмента от прихвата. В этом случае используют различные
силовые механизмы: домкраты, выбивные бабы, забойные вибраторы и
др.
Домкрат устанавливают на жесткий фундамент над устьем сква-
жины, движущуюся его часть соединяют с колонной бурильных труб и
включают домкрат. Домкраты могут развивать усилия до 1000 кН.
Двухвинтовой домкрат (рис. 211) имеет в верхней части лафет-
ный хомут с клиньями 5 и 6 для захвата колонны бурильных труб и на-
тяжения прихваченного в скважине бурового снаряда. В комплект дом-
538
крата входят клинья различных размеров под соответствующие диамет-
ры труб.
Рис. 211. Двухвинтовой домкрат: 1 - корпус; 2 - винты; 3 - бронзовые гайки; 4
- головка; 5 - верхние клинья; 6 - нижние клинья; 7 - рукоятки.
После установки домкрата и захвата клиньями бурильной колон-
ны с помощью рукояток 7 вращают винты 2, перемещая вверх головку
4, тем самым создавая натяжение колонны. Вращение винтов должно
осуществляться с одинаковой скоростью, во избежание их перекоса.
Гидравлические домкраты представляют собой спаренные масля-
ные гидроцилиндры, которые могут развивать значительные усилия. В
настоящее время на геологоразведочных работах применяют гидравли-
ческие домкраты грузоподъемностью 200 и 400 кН.
Однако домкраты не нашли широкого применения при ликвида-
ции аварий в связи с повышенной опасностью работ с ними из-за боль-
ших действующих нагрузок во время извлечения бурового снаряда.
Выбивные бабы (рис. 212 а) служат для извлечения прихваченно-
го инструмента, которому через колонну бурильных труб сообщаются
динамические нагрузки. Масса этого типа аварийного инструмента со-
ставляет 50-100 кг. Бабу одевают на верхнюю бурильную трубу диамет-
ром Д в которую ввинчивают пробку (рис. 212 б) и, нанося по ней уда-
ры снизу вверх, производят освобождение прихваченного инструмента.
Движение бабы вверх осуществляется вручную с помощью каната, пе-
рекинутого через блок.
539
34*
Рис. 212. Выбивная баба: а - выбивная баба; б - пробка.
Другим способом, облегчающим извлечение прихваченного ин-
струмента, является передача ему высокочастотных колебаний специ-
альными механизмами различных конструкций - забойными вибратора-
ми.
Примером такого типа инструмента может служить забойный
вибратор ЗВ-2 (рис. 213). При соединении его с прихваченным инстру-
ментом шток 2 вместе с полумуфтой опускают вниз до соприкоснове-
ния переходника 1 с полумуфтой 3 Медленно вращая инструмент, вво-
дят в зацепление выступы полумуфты.
После этого продолжают вращение инструмента до соединения
метчика (колокола) с прихваченным буровым снарядом. Затем произво-
дят натяжку колонны бурильных труб, на которой спущен в скважину
вибратор; при этом косые зубья вибратора войдут в скользящее зацеп-
ление с косыми зубьями верхней полумуфты, затем дают вращение ин-
струменту. Косые зубья вибратора, скользя по зубьям верхней полу-
муфты, будут создавать продольные колебания прихваченного инстру-
мента.
Погружной гидравлический вибратор (рис. 214) входит в нор-
мальный ряд гидровибраторов, разработанных кафедрой технологии и
техники геологоразведочных работ Донецкого политехнического инсти-
тута. В табл. 133 приведена техническая характеристика вибраторов.
Вибратор спускают в скважину на колонне бурильных труб и с помо-
щью метчика, колокола или другого ловильного инструмента соединя-
ют с прихваченным буровымснарядом или с обсадной колонной.
540
Рис. 213. Забойный вибратор ЗВ-2: 1 - переходник, 2 - шток вибратора; 3 -
полумуфта; 4 - отверстие; 5 - вибратор; 6 - шплинт; 7 - сальниковая набивка; 8
- переходник; 9 - труба; 10 - отсоединитель; 11 - метчик, 12 - корпус сальника
Рис. 214. Погружной гидравлический вибратор: 1 — переходник; 2 -
впускной клапан; 3 - толкатель; 4 - распределительная коробка; 5 - выпускной
клапан; 6 - поршень; 7 - пружина; 8 - цилиндр; 9 - верхний корпус; 10 - верх-
няя наковальня; 11 - боёк; 12 - нижний корпус; 13 - шток, 14 - нижняя нако-
вальня; а - напорный канал; б - дренажные отверстия.
541
Таблица 133
Технические характеристики вибраторов
Наименование показателей Значения показателей для вибратора диаметром
57 73 89 108
Подача насоса, л/мин 90 150 180 360
Средний предел давле- ния жидкости в меха- низме, МПа 3,0 3,5 3,5 4,0
Энергия единичного удара, кгс.м 5,06 8,15 10,8 23,1
Частота циклов в 1 мин. 1800 2340 2200 1930
Эффективная мощ- ность, кВт 2,97 6,3 7,6 14
Общая длина, м 2330 2010 2365 2560
Масса бойка, кг 20 35 50 75
Масса механизма, кг 38 55 80 125
Моторесурс, ч 60 90 100 100
При работе вибратора прихваченному инструменту передаются
продольные колебания, которые способствуют его освобождению.
В исходном положении свободно перемещающийся боек /I (рис.
214) занимает крайнее нижнее положение, впускной клапан 2 закрыт,
выпускной 5 - открыт. Промывочная жидкость, закачиваемая буровым
насосом в вибратор, поступает через канал а переходника 1 в нижнюю
полость цилиндра. При возрастании давления промывочной жидкости
поршень 6 совместно с бойком поднимается вверх. По мере подъема
поршня-бойка пружина сжимается, а блок клапанов удерживается бла-
годаря давлению жидкости на клапан 2. Достигая крайнего верхнего по-
ложения, поршень наносит удар по выпускному клапану, после чего
впускной клапан открывается, выпускной закрывается, а рабочая жид-
кость начинает поступать в верхнюю часть цилиндра. В момент пере-
становки клапанов боек бьет по верхней наковальне. После этого боек
перемещается в крайнее нижнее положение, захватывает хвостовик
клапана и вызывает перестановку блока клапанов в исходное положе-
ние. Одновременно боек наносит удар по нижней наковальне 14. Таким
образом, механизм работает в виброударном режиме.
Отверстия б в наковальне 14 служат для предотвращения образо-
вания гидравлической подушки.
Своевременное применение гидровибраторов способствует ус-
пешной ликвидации аварий в скважинах.
После того, как прихваченный буровой снаряд не удаётся извлечь
целиком из скважины, прибегают к развинчиванию его на отдельные
части. С этой целью используют бурильные трубы с левой резьбой, со-
ответствующие по конструкции и размерам стандартным трубам. Эта
операция является очень трудоёмкой и продолжительной. Для извлече-
542
ния колонны бурильных труб без развинчивания её в скважине в случае
прихвата колонкового набора применяют отсоединители.
Отсоединители включают в буровой снаряд непосредственно над
колонковым набором. Существуют отсоединители различных типов: а)
работа основана на разгрузке резьбового соединения и ограничении са-
мозатягивания резьбы; б) разъединяющиеся за счет левой нарезки резь-
бы; в) освобождающиеся под действием натяжения колонны бурильных
труб и др.
Отсоединительные переходники типа ПО, разработанные ВИТ-
Ром, служат одновременно для соединения колонны бурильных труб с
колонковым набором, обеспечения его стабилизации и предохранения
от износа верхней части колонковой трубы.
Техническая характеристика отсоединительных переходников
приведена в табл. 134.
Отсоединительные переходники
Таблица 134
Наименование показателей Значения показателей для переходника типа
ПО-46 ПО-59 ПО-76
Наружный диаметр, мм 45,5 58,5 75,5
Длина, мм 235 294 320
Масса, кг 2,08 4,22 7,47
Отсоединительный переходник ПО-46 (рис. 215) состоит из нип-
пеля /, имеющего резьбу для соединения с бурильной трубой, корпуса 3
с резьбой под колонковую трубу, бронзовой втулки 2 и двух резиновых
уплотнительных колец 4.
Рис. 215. Отсоединительный переходник ПО-46
543
Колонна бурильных труб отсоединяется от колонкового набора
при медленном левом вращении бурового снаряда. Резьба, соединяю-
щая ниппель / и корпус 3, выполненная с крупным шагом, при правом
вращении не затягивается и отвинчивается в первую очередь, чему спо-
собствует бронзовая втулка 2
Переходники ПО-59 и ПО-76 не имеют принципиальных отличий
от описанного переходника.
Отсоединитесь конструкции Н.С. Баногина представляет собой
ниппель, работающий на разрыв при натяжении колонны бурильных
труб. Ослабленным звеном отсоединителя является тонкостенная муф-
та, соединяющая на резьбе две части: переходник и ниппель.
Отсоединительный переходник конструкции Л. С. Раева и С. И.
Иванова (Болгария) предназначен для использования в горизонтальных
скважинах большой протяженности (рис. 216).
Рис. 216. Отсоединительный переходник конструкции Л.С.Раева н
С.И. Иванова
Корпус переходника / имеет внутреннюю резьбу для присоеди-
нения к колонне бурильных труб. На наружной поверхности средней
части корпуса нарезана правая прямоугольная резьба с большим шагом.
Торцевая часть корпуса переходника выполнена в виде винтовой линии,
3/4 которой является участком крупной правой резьбы, а остальная
часть - участком левой резьбы. Нижняя часть корпуса переходника
представляет собой цилиндр, диаметр которого равен диаметру резьбы.
В нижней части корпуса имеется резиновое уплотнение 3, пре-
пятствующее утечкам промывочной жидкости из колонны бурильных
труб.
Ниппель 2 переходника выполнен в виде тонкостенной втулки с
двумя резьбами - внутренней и внешней. Первая - правая, прямоуголь-
544
ная, соответствующая крупной резьбе корпуса переходника. Торцевая
часть ниппеля упирается в торец корпуса переходника.
Внутренний диаметр резьбы и соответственно внутренний диа-
метр ниппеля больше или равны наружному диаметру колонкового на-
бора следующего меньшего диаметра.
При прихвате колонкового набора колонну бурильных труб вра-
щают влево. Шаги винтовых линий торцевых частей левой резьбы и
правой прямоугольной резьбы подобраны так, что между ними образу-
ется угол, превышающий угол трения стали о сталь.
Это обусловливает невозможность затягивания резьбы, что со
своей стороны является надёжным условием развинчивания переходни-
ка.
Фрезеры ФН (рис. 217), разработанные ВИТРом, предназначены
для резания прихваченного колонкового набора либо его частей, кото-
рые не удалось извлечь из скважины на поверхность. Наружные диа-
метры ФН - 46, 59 и 76 мм.
Фрезер состоит из двух твердосплавных коронок 2 и 3 и специ-
альной трубы - переходника 1. Коронка 3 входит в прихваченную ко-
лонковую трубу, разрушает выбуренный керн и одновременно препят-
ствует отклонению фрезера от оси скважины. Коронка 2 фрезерует ко-
лонковую трубу.
Рис. 217. Фрезер ФН
545
Фрезерные коронки ФК (рис. 218) разработаны трех диаметров
(46, 59 и 76 мм) и предназначены для разрушения в скважине алмазного
породоразрушающего инструмента либо его частей. ФК имеет утол-
щенный торец, армированный твердым сплавом.
Рис. 218. Фрезерная короика ФК
Кольцевые фрезеры конструкции СКБ "Геотехника" предназна-
чены для обработки ствола скважины и разбуривания завалов в интер-
вале обрыва бурового снаряда.
Техническая характеристика фрезеров приведена в табл. 135.
Кольцевые фрезеры
Таблица 135
Наименование параметров Значения параметров для фрезеров
БИ279-268.000 БИ279-269.000 БИ279-270.000
Наружный диаметр 76 93 112
Длина, мм 3100 1600 3100
Масса, кг 22 16,6 40
Кольцевой фрезер состоит из стандартного переходника, трубы и
специальной коронки, армированной твердым сплавом. Коронка, труба
и переходник соединены стандартными ниппельными резьбами. В
скважину фрезеры опускают на колонне бурильных труб диаметром
50мм муфтово-замкового соединения.
Фрезер диаметром 93 мм можно присоединить к труболовке ЛОГ-
50. В этом случае трубу фрезера с коронкой присоединяют непосредст-
венно к ловителю вместо коронки, а переходник кольцевого фрезера из
сборки исключают.
546
Коронки фрезера по мере изнашивания заменяют новыми.
Для определения формы обрыва инструмента и положения его в
скважине служит печать.
Печать (рис. 219) представляет собой переходник, на нижнем
конце которого укреплена свинцовая пластина либо другой мягкий ма-
териал. Её опускают в скважину на колонне бурильных труб и легким
ударом по концу оборванного инструмента получают на свинцовой пла-
стине наружный отпечаток.
Рис. 219. Печать: 1 - пробка; 2 - короночное кольцо; 3 - собственно печать
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назовите основные группы причин возникновения аварий в
скважинах.
2. Приведите пример аварии, возникшей в результате нарушения
технологического режима бурения.
3. Что такое «прижог коронки»?
4. Для чего предназначен метчик?
5. Опишите конструкцию винтового домкрата.
6. Назовите основные ловильные средства, применяемые при ли-
квидации аварий в скважине.
Глава XVIII. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ
СРЕДЫ НА БУРОВЫХ РАБОТАХ
С каждым годом поиски и разведка месторождений полезных ис-
копаемых усложняются. В связи с этим геологоразведчики вооружаются
более мощным, точным и сложным оборудованием, работа с которым
требует специальных знаний и соответствующей подготовки. В коллек-
тиве разведчиков недр трудятся высококвалифицированные специали-
сты. Результаты их деятельности зависят не только от внедрения новой
547
техники, технологии и рациональной организации производства, но и от
состояния охраны труда и окружающей природной среды.
§ 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА
Машинисты буровых установок и их помощники в процессе ра-
бот контактируют с орудиями труда повышенной опасности - буровой
техникой: различным оборудованием, инструментом, приборами. При
этом организм работающих подвергается воздействию различных фак-
торов, возникающих в условиях производства буровых работ. С целью
обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий для безо-
пасного и высокопроизводительного ведения любых работ в России
систематически и целенаправленно проводится работа по охране труда.
В Конституции (Основном Законе) Российской Федерации (статья 37)
записано: "Каждый имеет право на труд в условиях, отвечающих требо-
ваниям безопасности и гигиены...". В статье 7 записано: "В Российской
Федерации охраняются труд и здоровье людей...".
Охрана труда - система законодательных актов и соответствую-
щих им социально-экономических, технических, санитарно-
гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих
безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в
процессе труда.
Составными частями обобщающего понятия "охрана труда" яв-
ляются соответствующее законодательство, производственная санита-
рия и техника безопасности.
Законодательство об охране труда, в первую очередь, Кодекс за-
конов о труде - правовые и организационные мероприятия, определяю-
щие трудовые взаимоотношения на производстве, - режим рабочего
времени и отдыха, условия труда женщин и подростков и др.
Законом Российской Федерации "О недрах" предусмотрен ряд
требований по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с
пользованием недрами:
- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специ-
альной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;
- применение машин, оборудования и материалов, соответст-
вующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;
- допуск к работам лиц, имеющих специальную подготовку и
квалификацию.
Обеспечение здоровых и безопасных условий труда возлагается
на администрацию предприятий, учреждений, организаций.
Администрация обязана внедрять современные средства техники
безопасности, предупреждающие производственный травматизм, и
обеспечивать санитарно-гигиенические условия, предотвращающие
возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих".
548
Силу законов, обязательных для выполнения в Российской Феде-
рации, имеют правила безопасности, нормы производственной санита-
рии, государственные, республиканские и отраслевые стандарты на
средства индивидуальной и коллективной защиты, производственные
процессы, понятия и термины, оборудование, материалы и сырье, за что
несут персональную ответственность руководители производственных
организаций.
В соответствии с Федеральным законом от 12.01.96г. № 10-ФЗ "О
профессиональных союзах, их правах и гарантиях деятельности" (Ст.20)
профсоюзы также осуществляют профсоюзный контроль за состоянием
охраны труда и окружающей природной среды через свои органы,
уполномоченных лиц по охране труда и собственные инспекции по ох-
ране труда.
Производственная санитария - система организационных, гигие-
нических и санитарно-технических мероприятий и средств, предотвра-
щающих воздействие на работающих вредных производственных фак-
торов. Производственная санитария предусматривает выполнение сани-
тарно-гигиенических норм и положений, оборудование бытовых поме-
щений на предприятиях, борьбу с шумом, вибрацией, загрязненностью,
запыленностью, высокой или низкой температурой на рабочих местах и
в производственных помещениях.
Техника безопасности - система организационно-технических
мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих
опасных производственных факторов.
Техника безопасности непосредственно связана с техникой и
технологией производства. Развитие техники, изменение организации
работ часто требуют создания новых безопасных и здоровых условий
труда.
Факторы, которые отрицательно влияют на условия труда и, как
следствие, на здоровье людей можно разделить на три основные груп-
пы:
- связанные с нарушением проведения производственных процес-
сов;
- вызванные неправильной организацией труда;
- являющиеся результатом нарушений санитарно-гигиенических
условий труда. К ним относятся: производственный шум и вибрация
орудий труда; температура, движение, влажность и степень освещённо-
сти воздуха; освещённость рабочих мест.
В прямой связи с охраной труда находится пожарная безопас-
ность. Пожарная профилактика включает комплекс мероприятий, на-
правленных на предупреждение и ликвидацию пожаров и обеспечи-
вающих защиту людей и материальных ценностей от огня.
Большинство геологических организаций работает без несчаст-
ных случаев. Однако в отдельных партиях и экспедициях ещё имеются
нарушения правил безопасности, нередко приводящие к травматизму.
549
Основной причиной несчастных случаев является несоблюдение
правил безопасности и грубое нарушение трудовой и производственной
дисциплины, плохая организация работ, слабый контроль за выполне-
нием требований техники безопасности. Кроме того, причиной несчаст-
ных случаев является также недостаточное внимание обучению рабочих
безопасным приемам работы; часто пропаганда знаний в области техни-
ки безопасности проводится формально. Недостаточна информация о
несчастных случаях с разбором и анализом причин.
Причинами несчастных случаев могут быть несогласованность
действий членов буровой бригады, незнание своих обязанностей, нев-
нимательность при выполнении тех или иных операций, необдуман-
ность действий.
Успешная работа буровиков во многом зависит от созданных для
них здоровых и безопасных условий труда. Внедрение новой буровой
техники решает ряд вопросов в области создания безопасных условий
труда. Однако некоторые виды работ выполняются с применением руч-
ного труда, особенно при производстве спуско-подъёмных операций,
обслуживании и ремонте оборудования, вспомогательных операциях
при монтаже и демонтаже. Именно в этих случаях наиболее высок уро-
вень травматизма.
Большое значение в организации здоровых и безопасных условий
труда буровиков имеет учёт специфических особенностей производства
буровых работ. Геологическое изучение недр земли, имеющее целью
открытие и разведку новых месторождений и наращивание запасов по-
лезных ископаемых, осуществляется в различных районах страны на
территории, которая даже для стационарных геологических организа-
ций составляет десятки и сотни квадратных километров. Часто буровые
работы проводятся в удалении от промышленных центров, от крупных
населенных пунктов и путей сообщения. Это определяет необходимость
создания специальной сети энерго- и водоснабжения, баз снабжения и
ремонта оборудования, хорошей организации транспорта в необжитых
районах и в условиях бездорожья.
В процессе буровых работ часто происходят изменения (иногда
резкие) нагрузок на оборудование,
Указанные особенности обусловливают сложность и своеобразие
организации работ и обеспечения требований по технике безопасности в
бурении.
Главной задачей всех служб охраны труда является обеспечение
безопасности труда работающих на основе проведения комплекса орга-
низационно-технических мероприятий, важнейшие из которых следую-
щие.
1. Подготовка и переподготовка рабочих кадров по безопасному
ведению работ.
2. Проведение наглядной действенной пропаганды знаний по
технике безопасности.
550
3. Своевременная информация о несчастных случаях с целью
профилактики и предупреждения несчастных случаев.
4. Контроль за соблюдением правил по технике безопасности и
охране окружающей природной среды.
5. Укрепление трудовой дисциплины.
Технико-технологические мероприятия - разработка новой тех-
ники, новых средств защиты, совершенствование организационных
структур, изучение условий труда - обычно проводятся в централизо-
ванном порядке.
Однако совершенствование отдельных средств защиты, приме-
няемых приспособлений и некоторых механизмов, изучение и распро-
странение передовых приемов и безопасных методов труда успешно
осуществляются непосредственно в производственных организациях
при активном участии общественности, рационализаторов и изобрета-
телей.
Современное производство, основанное на использовании новой
высокопроизводительной техники, гарантирует каждому рабочему
безопасные и здоровые условия труда. Однако это достигается, если ка-
ждый рабочий строго соблюдает технологическую дисциплину, правила
эксплуатации оборудования и инструкции по охране труда. Пренебре-
жительное отношение к вопросам охраны труда может приводить к тя-
желым последствиям.
§2. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАЗЛИЧНЫХ
ВИДОВ БУРОВЫХ РАБОТ И ОПЕРАЦИЙ
Меры безопасности при погрузочно-разгрузочных работах
Для успешного производства буровых работ необходимы разно-
образное оборудование, инструмент и материалы, которые доставляют-
ся на буровые с баз снабжения в основном автотранспортом.
В погрузке и особенно выгрузке принимают участие и члены бу-
ровых бригад, прошедшие соответствующий курс обучения и аттеста-
цию. Кроме того, при самом производстве буровых работ часто прихо-
дится перемещать грузы, как в здании буровой, так и по околовышечной
площадке. Грузы перемещаются вручную и при помощи механизмов.
При переноске тяжестей вручную по ровной и горизонтальной
поверхности предельная норма на каждого рабочего не должна превы-
шать 50 кг.
При перемещении тяжёлого (более 50 кг) или длинномерного
(трубы) груза должны применяться механизмы и приспособления. Так,
например, для перемещения колонковых, обсадных и утяжелённых бу-
рильных труб (УБТ) в пределах околовышечной площадки целесооб-
разно применять трубную тележку Т-300 (рис. 220, а).
Тележка Т-300 грузоподъёмностью 300 кг разработана ВИТР.
Применение тележки при проведении спуско-подъёмных операций по-
551
зволяет улучшить условия труда и снизить травматизм.
Для перемещения грузов россыпью и в упакованном виде на ба-
зах комплектации следует использовать неполный безрельсовый транс-
порт различных конструкций (рис. 220, б, в, г, д, е).
Рис. 220. Тележки: а - трубная Т-300; б - ручная с гидравлическим подъемом
вил ТВ-630; в - прицепная; г - с подъемными вилами; д - штабелер; е - с подъ-
емными раздвижными вилами.
Использовать носилки можно только при переноске грузов по
ровной площадке на расстояние до 50 м.
Подъем грузов до 50 кг вручную по наклонным трапам или лест-
ницам допускается на высоту не более 3 м по вертикали.
Площадка, по которой перемещается груз, и погрузочно-
разгрузочная площадка должны быть ровными. В зимнее время пло-
щадки и подъездные пути к ним очищают от снега и льда и посыпают
песком. В ночное время эти площадки должны хорошо (в соответствии
с нормами) освещаться.
552
Погрузочно-разгрузочные работы проводят обученные и аттесто-
ванные стропальщики под руководством ответственного лица. Рабочие,
не занятые погрузочно-разгрузочными работами, должны удаляться с
площадки.
Важное значение для безопасности ведения работ с применением
механизмов имеют согласованность действий членов бригады, четкая
организация работ, неукоснительное соблюдение норм и правил техни-
ки безопасности. При производстве погрузочно-разгрузочных работ не-
обходимо повышенное внимание работающих, так как неосторожность
и нарушение правил приводят к несчастным случаям.
Пример 1. При разгрузке трубовоза двое помощников машиниста
буровой установки, находясь на пакете бурильных труб, ломами сбра-
сывали трубы нижнего ряда, а трубы верхнего ряда, на которых они
стояли, сползали и ложились в нижний ряд на освободившееся место.
При попытке сбросить очередную трубу остающиеся трубы начали рас-
катываться и падать с трубовоза на землю. Помощник машиниста, поте-
ряв равновесие, упал на трубы, вместе с ними скатился на землю и был
тяжело травмирован.
Во избежание самопроизвольного скатывания труб грузить их на
транспортные средства следует под контролем руководителя работ.
Трубы укладывают следующим образом: диаметром до 300 мм - в
штабель на подкладках и прокладках с концевыми упорами; диаметром
более 300 мм - в штабель в седло без прокладок.
Нижний ряд труб должен быть уложен на подкладки и надёжно
укреплён металлическими башмаками или концевыми упорами.
Перемещение труб диаметром 100 мм и более должно осуществ-
ляться автокранами или тракторными кранами. При невозможности ис-
пользования указанных механизмов допускается выполнение этих работ
с помощью специальных приспособлений (клещей и трубных накатов),
которые должны удовлетворять следующим требованиям.
Трубные накаты должны быть металлическими, соответствовать
весу груза и иметь приспособление для крепления к транспортным
средствам или стеллажам.
Угол наклона установленных накатов должен быть не более 30°.
Расстояние между накатами должно быть таким, чтобы концы
труб или брёвен выступали за края наката не более чем на 1,5 м.
На накатах должно быть предусмотрено устройство, предотвра-
щающее обратное скатывание груза.
Исправность и устройство накатов должны проверяться буровым
мастером перед каждым их применением.
При перекатывании труб грузчик должен находиться сзади или
сбоку от них, а при перемещении по наклонной плоскости - только сбо-
ку.
Для переноски труб вручную следует применять специальные за-
хватные, роликовые и цепные ломы.
553
Запрещается переносить трубы на обычных ломах, рукоятках ло-
пат, обрезках труб; находиться на трубах или на прицепной серьге; идти
рядом с грузом или быть на расстоянии менее 5 м от него при транспор-
тировке труб волоком с помощью трактора или автомобиля; поддержи-
вать, разворачивать и направлять перемещаемый груз непосредственно
руками. Эти операции необходимо производить при помощи крючков
или веревки, прикреплённой к грузу.
Перевозить трубы, бревна и другие длинномерные грузы следует
только на оборудованном транспорте (автомашина с прицепом). Такие
грузы должны закрепляться стойками и цепями с зажимами или други-
ми приспособлениями. Применение канатных и проволочных скруток
для этих целей запрещается. При перевозке тяжелых негабаритных гру-
зов погрузка и разгрузка осуществляются механическими подъёмными
кранами. При перемещении грузов кранами для обеспечения безопасно-
сти работ применяется знаковая сигнализация.
Описание сигналов и соответствующих им операций приведено
на рис. 221. Допускается сигнализация голосом при работе стреловых
самоходных кранов со стрелой длиной не более 10 м, а также примене-
ние двусторонней телефонной и радиотелефонной связи. Знаковая сиг-
нализация рекомендована к применению Госгортехнадзором. Пользо-
ваться ею могут лишь обученные и аттестованные лица. Для подъема
тяжелых грузов применяют также вертикальные двуручные строитель-
ные лебедки и настенные лебёдки, называемые копровыми.
Строительная двуручная лебёдка устанавливается на специалы-
ных брусьях пола вышки (рис. 222, а) или на якоре (рис. 222, б). Якорь
состоит из двух закладных брусьев 2, уложенных на дне специально
вырытой шахты 3 и соединённых длинными фундаментными болтами 4
и вертикальными распорками 5 с двумя опорными брусьями 6, к кото-
рым и прикреплена лебёдка. Шахта загружается камнем и землей. Ле-
бедка должна иметь ленточный или колодочный тормоз /, поставлен-
ный на валу или диске подъемного барабана, и храповой предохрани-
тель (работающий при подъеме груза), предупреждающий неожиданное
вращение барабана в обратную сторону. Тормоз служит для плавного
спуска груза с любой скоростью. Так как лебёдка работает со значи-
тельной нагрузкой, рама её должна быть достаточно прочной
Причины несчастных случаев при погрузочно-разгрузочных ра-
ботах весьма разнообразны. Предупреждение несчастных случаев путём
выявления и устранения причин, способных их вызвать - важнейшая за-
дача руководителей и самих работающих.
В производственных геологических организациях на основе ана-
лиза случаев производственного травматизма разрабатываются реко-
мендации по безопасным приёмам труда, используемые как дополни-
тельные пособия при обучении и инструктаже рабочих. Приведём неко-
торые рекомендации по предупреждению травматизма при выполнении
погрузочно-разгрузочных работ.
554
Значение сигнала
Сигнал
Исполнение сигнала
Поднять груз или
крюк (гак)
Прерывистое движение правой
рукой ладонью вверх: рука согнута
х локте
Повернуть стрелу
вгдеаво
Опустить груз или
крюк
Движение правой руки, согнутой
в локте, ладонью вправо
Прерывистое движение правой
руки, согнутой в локте, вниз перед
грудью, ладонь обращена хита
Повернуть стрелу
влево
Движение правой руки, согнутой в
локте, ладонью влево
Передвинуть кран
вперед
Движение вытянутой вперед правой
рукой ладонью хю направлению тре-
буемого движения крана
Поднять стрелу
Поднять вытянутую правую руку,
предварительно опущенную до верти-
кального положения, ладонь раскрыта
Передвинуть кран
назад
0^
Движение вытянутой правой руки
ладонью по направлению требуемого
положения, ладонь раскрыта
Опустить стрелу
Опустить вытянутую правую руку,
предварительно поднятую до
вертикального положения, ладонь
раскрыта
Рис. 221. Знаковая сигнализация, применяемая при перемещении грузов
кранами.
555
Рис. 222. Строительная двуручная лебедка: а - на брусьях; б - на якоре
Прежде чем приступить к работе, каждый рабочий обязан прове-
рить:
- рабочую площадку, проходы и проезды, убедиться, что они не
скользкие, достаточно освещены и не загромождены;
- наличие и исправность погрузочно-разгрузочных механизмов;
- исправность и устойчивость трапов (сходней), стеллажей и по-
мостов, подмостков, мостиков и козел.
Крановщик перед началом работы должен:
- проверить наличие удостоверения у стропальщика (если для
производства работ выделены лица, не имеющие прав стропальщиков,
крановщик не должен приступать к работе);
- убедиться в исправности всех механизмов крана;
- после осмотра крана, перед пуском его в работу опробовать все
механизмы на холостом ходу;
- при обнаружении неисправностей и невозможности их устране-
ния своими силами, не приступая к работе, доложить об этом лицу, от-
вечающему за эксплуатацию крана.
Перед подачей команды о подъёме груза стропальщик должен:
- убедиться, что груз надежно закреплён стропами, ничем не
удерживается и не примерз к земле;
- проверить, нет ли на грузе незакреплённых деталей и инстру-
мента;
- перед подъёмом труб большого диаметра проверить, нет ли в
них земли, льда и других предметов, которые могут выпасть при подъе-
ме;
- убедиться, что груз не может во время подъёма за что-либо за-
цепиться;
556
- убедиться в отсутствии людей возле груза, а при его подъёме
передвижным краном - в отсутствии людей возле крана, на неповорот-
ной платформе и в зоне возможного опускания стрелы;
- удалиться из опасной зоны (поддерживать руками поднимаемый
груз нельзя).
Каждый рабочий должен выполнять ту работу, по которой он
прошёл обучение и инструктаж. Выполнять другие работы без соответ-
ствующего обучения и инструктажа запрещается правилами техники
безопасности.
Допускается выполнение погрузочно-разгрузочных работ води-
телями транспортных средств, прошедшими обучение по безопасным
приёмам труда и получившим разрешение на выполнение этого вида
работ. Разрешение оформляется приказом по геологической организа-
ции (экспедиции, партии).
Крепление и раскрепление груза на автомобиле всегда должно
производиться под контролем водителя.
Крановщики и обслуживающий персонал, переводимые с крана
одного типа на другой, а также после перерыва в работе более года пе-
ред допуском к работе должны быть обучены и аттестованы квалифика-
ционной комиссией.
Погрузка, разгрузка и перемещение груза рабочими должны вы-
полняться в аккуратно заправленной спецодежде, не стесняющей дви-
жения, без свисающих концов, в рукавицах и защитных касках.
При погрузочно-разгрузочных работах запрещается:
- выполнять работы на неисправных механизмах, оборудовании,
неисправными инструментом, приспособлениями и инвентарём;
- пользоваться неисправными, не имеющими клейма или бирок
палочными, грузозахватными приспособлениями (стропами и др.);
- поднимать груз, масса которого превышает грузоподъёмность
крана;
- поднимать груз неизвестной массы;
- пользоваться стропами, петли которых выполнены узлом.
При возникновении опасных моментов или обстоятельств каж-
дый рабочий должен немедленно прекратить работы и поставить в из-
вестность об этом руководителя.
Ящичный и другой штучный груз должен быть уложен, закреп-
лён, увязан или установлен плотно, без промежутков, чтобы при движе-
нии (резком торможении, трогании с места и при крутых поворотах) он
не мог перемещаться по полу кузова или опрокидываться.
Штучные грузы, возвышающиеся над бортом кузова, необходимо
увязывать крепким исправным такелажем (пеньковыми канатами); за-
прещается пользоваться металлическим канатом и проволокой.
При погрузке круглого леса должны быть приняты меры против
произвольного их раскатывания.
557
Погрузку (разгрузку) длинномерных грузов вручную, а также ук-
ладку (разбор) их в штабеля следует производить скатыванием по спе-
циально уложенным накатам не менее чем двумя грузчиками.
Накаты должны быть изготовлены из круглого леса длиной от 4
до 6 м без сучков и трещин. Диаметры наката в тонком конце должны
иметь не менее 150 мм. Толстый конец (комель) слеги или наката дол-
жен быть оборудован крючком из полосовой стали сечением 75x16 мм,
а тонкий - железным кольцом.
При укладке длинномерных грузов различной длины более ко-
роткие грузы следует располагать сверху.
Крупногабаритное и тяжёлое оборудование следует укладывать
только в один ряд. Перед разгрузкой тяжёлых предметов необходимо
уложить на полу прокладки, чтобы не придавить руку или ногу при ус-
тановке (опускании) груза.
Запрещается укладывать груз на неисправные стеллажи, козлы и
подмостки. Открывать борт кузова автомобиля следует так, чтобы при
падении борт или находящийся в кузове груз не мог кого-либо задеть,
т.е. следует находиться сбоку от него. Нельзя открывать борта автомо-
биля, находясь в кузове или на колёсах автомобиля; грузить (разгру-
жать) автомобиль, находясь в кузове или на грузе; выполнять работу на
автомобилях и прицепах с неисправными полами, бортами и запорами
кузова; пользоваться потёртой верёвкой с узлами.
Стропальщикам разрешается находиться в кузове автомашины
лишь в том случае, когда груз лежит устойчиво, т. е. только при работах
по его строповке (зацепке) и освобождении от строп.
Грузы, перевозимые автомобилями и тракторами, по массе под-
разделяются на три категории, а по степени опасности при погрузке,
выгрузке и транспортировке - на семь групп.
К первой категории относятся грузы, масса которых менее 80 кг,
а также сыпучие, мелкоштучные грузы, перевозимые навалом; ко вто-
рой категории - грузы 80-500 кг; к третьей категории - грузы более
500кг.
Группы грузов по степени опасности следующие:
I - малоопасные (стройматериалы, товары широкого потребления,
овощи, продукты питания и т. д.);
II - горючие (бензин, керосин, нефть, лигроин, ацетон и т.д.);
III - пылящие и горячие (цемент, известь, битум, асфальт, мине-
ральные удобрения и т. д.);
IV - обжигающие жидкости (кислота, щелочь и т. д.);
V - баллоны со сжатым газом
VI - опасные по своим размерам (крупногабаритные и длинно-
мерные);
VII - особо опасные (взрывчатые вещества, отравляющие газы и
т. д).
Нахождение грузчиков, назначенных для сопровождения грузов,
558
в кузовах бортовых автомобилей разрешается только при перевозке ма-
лоопасных грузов I группы (полевое снаряжение, аппаратура, продо-
вольствие, строительные материалы).
Грузчики, находящиеся во время движения автомобиля в кузове,
должны подчиняться всем указаниям водителя. В случае обнаружения
перемещения груза, ослабления такелажа или открывания бортов авто-
мобиля грузчик, сопровождающий груз, обязан немедленно сообщить
об этом водителю, и после остановки автомобиля устранить неполадки.
Пример 2. Бригада монтировала металлические конструкции на
высоте 3 м. Подъём и установка балки выполнялись с помощью авто-
крана.
При укладке балки на опоры газоэлектросварщик, выполняющий
работу монтажника, но не имеющий удостоверения стропальщика,
встал на балку, отцепил стропы с монтажных петель и остался стоять на
балке до отвода строп стрелы крана в сторону.
При подъёме стрелы крюк одной из строп зацепился за край бал-
ки, в результате чего балка приподнялась и отклонилась в сторону. Ра-
бочий, стоявший на балке, потерял равновесие, упал с высоты 3 м и был
тяжело травмирован.
Многие несчастные случаи на погрузочно-разгрузочных работах
происходят в результате нахождения работников в опасной зоне при ра-
боте крана, транспортного средства.
Пример 3. При работе крана КП-25 механик-водитель решил
пройти рядом с поднятым грузом и был травмирован качнувшимся гру-
зом.
Подобные несчастные случаи происходят, как правило, в резуль-
тате отсутствия на рабочих местах лиц, ответственных за перемещение
грузов кранами, недостаточной обученности рабочих выполнению по-
грузочно-разгрузочных операций.
Ряд несчастных случаев происходит вследствие нарушений пра-
вил строповки, использования непригодных строп, применения вместо
строп подручных материалов.
Перевозка грузов в районах буровых работ имеет особенности,
вызываемые часто тяжёлыми климатическими и дорожными условиями.
Перевозимый груз должен быть размещён и при необходимости
закреплён так, чтобы он не подвергал опасности людей. Груз не должен
ограничивать обзор водителя, нарушать устойчивость транспорта и ме-
шать управлению. Крупногабаритный груз не должен закрывать стоп-
сигнал, указатели поворотов и другие опознавательные знаки. Если пе-
ревозимый груз выступает за габариты транспортного средства спереди
или сзади более чем на 1 м или крайняя точка его по ширине находится
на расстоянии более 0,4 м от внешнего края переднего или заднего га-
баритного сигнала, то ставят специальные знаки. Края груза по ширине
спереди и сзади должны быть обозначены днём сигнальными флажка-
ми, независимо от условий видимости должен быть включён ближний
559
свет фар, а в вечернее время и в условиях недостаточной видимости -
светоотражающими приспособлениями и фонарями: спереди - белого,
сзади - красного цвета.
В органах Государственной инспекции безопасности дорожного
движения (ГИБДД) должно быть получено разрешение на перевозку
тяжеловесных грузов, а также на движение транспортного средства, ес-
ли его размеры с грузом или без груза превышают один из следующих:
по высоте 3,8 м от поверхности дороги, по ширине 2,5 м, по длине 20 м
для автопоезда с одним прицепом (полуприцепом) и 24 м для автопоез-
да с двумя или более прицепами или, если груз выступает за заднюю
точку габарита транспортного средства, более чем на 2 м.
Крупные блоки бурового оборудования должны транспортиро-
ваться под непосредственным руководством производителя работ или
мастера, имеющего достаточный опыт и хорошо знающего требования
техники безопасности
Перевозка грузов по предварительно необследованным местно-
стям и при тяжёлых дорожных условиях запрещается.
Транспортные средства, выделенные для передвижения тяжёлых
блоков, должны быть тщательно проверены. Тяговые тракторы или тя-
гачи сцеплять с тяжеловозами следует только после проверки готовно-
сти груза к передвижению.
Приведенные основные условия безопасного ведения погрузоч-
но-разгрузочных работ и транспортировки должны строго соблюдаться
во всех органи-зациях при любых условиях.
Необходимо назначать ответственное лицо, отвечающее за пра-
вильность ведения погрузочно-разгрузочных работ. Ответственный обя-
зан запретить их производство при наличии опасности.
Меры безопасности при строительно-монтажных работах
и перемещении буровых установок
Монтажно-демонтажные работы и передвижение или перевозка
буровых вышек (установок) в геологоразведочных организациях осуще-
ствляются специальными строительно-монтажными бригадами или си-
лами самих буровых бригад.
Рабочие бригад, в которых предусматривается совмещение про-
фессий, должны пройти обучение по всем видам работ в этих бригадах.
До начала работ территория строительной площадки должна
быть спланирована и очищена. Планировкой предусматриваются её вы-
равнивание, устройство удобного подъезда, канав для отвода дождевой
воды. После планировки площадки при необходимости строятся осно-
вания (фундаменты) под буровую вышку и оборудование. Фундаменты
обеспечивают равномерное распределение нагрузки и способствуют со-
хранению принятого положения бурового оборудования. От прочности
и устойчивости фундаментов во многом зависит безопасность рабо-
тающих.
560
Фундаменты под буровые вышки и буровое оборудование рас-
считываются на максимальную нагрузку, возможную в процессе буре-
ния, с учётом аварийных нагрузок (прихваты, затяжки и др.).
После строительства фундаментов осуществляются монтаж буро-
вой вышки и строительство бурового здания, а затем монтаж бурового
оборудования. Строительно-монтажные работы обычно проводятся в
дневное время. При работах в ночное время строительная площадка
должна хорошо освещаться.
Строительные бригады к началу работ обеспечивают необходи-
мым исправным инструментом, подъёмными приспособлениями и
транспортными средствами. Ручной инструмент (кувалды, молотки,
ключи, лопаты, инструментальные ключи, удлинители рукояток) необ-
ходимо содержать в чистоте и исправности. Работать неисправным ин-
струментом запрещается. Если инструменты имеют режущие кромки
или лезвия (топоры, пилы и другие), то переносить и перевозить их надо
в защитных чехлах, сумках или со специальными защитными приспо-
соблениями. Инструмент, который применяют на высоте, должен во
время работы привязываться во избежание падения.
При работе на высоте запрещается перебрасывать от одного ра-
бочего к другому различные предметы, а после работы нельзя оставлять
их на высоте. Нельзя скапливаться рабочим на лесах, трапах, подмост-
ках, а также складывать там материалы в количествах, превышающих
прочность строений.
Если при работе необходимо подниматься на высоту до 0,75 м, то
должны быть ступени, а на высоту более 0,75 м - лестницы с перилами.
Работы на высоте более 1,5 м выполняют с площадок (мостков), имею-
щих перила и лестницы, а на высоте более 3 м, кроме того, обязательно
используют предохранительные пояса и пристёгиваются. Работы на
разных высотах по одной вертикали, если между ними нет предохрани-
тельного настила, производить одновременно запрещается. Нельзя ра-
ботать на высоте во время грозы, ливня, гололедицы, сильного снегопа-
да и тумана, а также при ветре силой 5 баллов (7,5 - 9,8 м/с) и более на
открытых местах.
Строительство и монтаж оборудования должны вестись в полном
соответствии с требованиями к монтажу буровых установок.
При выборе площадок под строительство и монтаж буровой
вышки необходимо учитывать, что расстояние от неё до зданий дорог
должно удовлетворять нормам пожарной безопасности и быть не менее
высоты вышки плюс 10 м. Наименьшее расстояние по горизонтали от
буровой установки до охранной зоны воздушной электролинии должно
быть не менее высоты вышки мачты. Охранные зоны вдоль линий элек-
тропередач (ЛЭП), проходящих по незаселённой местности, определя-
ются параллельными прямыми, отстающими от крайних проводов ли-
нии на некоторое расстояние. Зависимость этого расстояния от напря-
жения следующая:
561
37 Зак. 274
Напряжение, кВ, не более... 1 20 30 ПО 150—220
Расстояние, м, не менее ...2 10 15 20 25
Запрещено производство работ, в том числе монтаж самоходных,
передвижных установок в пределах охранной зоны ЛЭП без согласова-
ния с организацией, эксплуатирующей линию, без оформления нарядов-
допусков и отключения линии.
Расстояние от проводов воздушных линий электропередачи до
перемещаемых машин (установок) в зависимости от напряжения долж-
но быть:
Напряжение, кВ, не более... ПО 150 220 500
Расстояние, м, не менее ...... 1,0 1,5 2,0 3,0
Эксплуатация самоходных буровых установок и автокранов без
приборов-сигнализаторов опасного напряжения запрещена.
Для безаварийной и безопасной работы буровая вышка и обору-
дование должны устанавливаться на прочное основание.
Буровая вышка и здание должны быть такими, чтобы ширина ра-
бочих проходов для обслуживания механизмов была не менее 1 м для
стационарных и не менее 0,7 м для самоходных передвижных устано-
вок.
Здание буровой установки обязательно должно иметь два выхода
(основной и запасной) с открывающимися наружу дверями. Световая
площадь окон должна составлять ие менее 10 % площади пола.
Пол здания буровой должен укладываться на прочное основание.
Изготовленный из стальных рифлёных листов или из прочных досок
толщиной не менее 50 мм, он должен быть ровным и не иметь щелей. У
буровой установки со стороны основного выхода устраивается приём-
ный мост с уклоном не более 1:20 из досок толщиной не менее 40 мм.
Если приёмный мост находится на высоте более 0,7 м, он должен быть
оборудован со стороны, противоположной стеллажу, перилами и изго-
товляться из досок толщиной не менее 50 мм.
При выносе бурильных труб длина приёмного моста должна быть
больше их длины не менее чем на 2 м, а ширина - не менее 2 м.
Болтовые соединения вышек и мачт для предотвращения самоот-
винчивания под действием вибрации должны иметь контргайки или
специальные шайбы.
Буровые вышки оснащаются маршевыми лестницами, а мачты -
лестницами тоннельного типа. Мачты высотой до 14 м на самоходных
передвижных буровых установках оборудуют лестницами-стремянками,
если по условиям эксплуатации требуется подъём работающих на мач-
ты. При спуско-подъёмных операциях с использованием полуавтомати-
ческих элеваторов, т. е. без верхового рабочего, на буровых вышках до-
пускается применение лестниц тоннельного типа.
Если вышки по условиям эксплуатации имеют сплошную обшив-
ку, то, кроме внутренних, необходимы также наружные лестницы.
562
При монтаже маршевых лестниц следует учитывать, что угол
подъёма их должен быть не более 60°, ширина лестниц (расстояние ме-
жду тетивами) устанавливается не менее 0,65 м, шаг ступеней не более
0,25 м, ширина ступеней не менее 0,2 м, уклон ступеней вовнутрь 2-5°,
бортовая обшивка с обеих сторон ступени должна быть не менее 0,15 м;
если тетива шире или равна ширине ступени лестницы, то бортовая об-
шивка не требуется. Маршевые лестницы должны иметь двусторонние
перила высотой 1 м со средней рейкой и промежуточными стойками.
Перила с обоих концов должны соединяться с тетивой лестницы
или со стойкой переходной площадки. Расстояние между стойками - не
более 2 м.
Металлические лестницы тоннельного типа должны быть шири-
ной не менее 0,6 м с шагом ступеней не более 0,35 м и иметь предохра-
нительные дуги радиусом 0,35 - 0,40 м, расположенные не более чем на
0,3 м одна от другой и скреплённые между собой тремя полосами. Рас-
стояние дуг от лестницы должно быть. 0,7 - 0,8 м.
Между маршами лестниц устраиваются переходные площадки
шириной не менее ширины лестниц с перилами высотой в 1 м.
Вышки и мачты укрепляются растяжками из стальных канатов
для удержания их от опрокидывания под действием силы ветра. Оттяж-
ные стальные канаты должны располагаться в диагональных плоскостях
вышки (рис. 223) по четыре на одном уровне. Такое расположение от-
тяжек не допускает перекоса вышки при любом направлении ветра.
Ослабевшие оттяжки следует натягивать при помощи винтового
стяжного приспособления (рис. 224). Запрещается крепление двух
оттяжек к одному якорю.
Рис. 223. Схема расположения оттяжных канатов
563
37*
Рис. 224. Приспособление для стягивания оттяжек
При длине бурильной свечи более 14 м в вышке на высоте поло-
вины длины свечи устанавливается промежуточный палец. Пальцы,
свечеукладчики и свечеприёмная дуга должны быть застрахованы от
падения при их поломке, и не мешать движению талевого блока и эле-
ватора.
Кронблочная площадка в процессе бурения используется доволь-
но редко. Однако для исключения падения рабочего или каких-либо
предметов, которые могут нанести травму работающим внизу, пол на
площадке должен быть прочным, без уступов и щелей. По всему пери-
метру площадку огораживают перилами высотой 1,2 м со средней рей-
кой и бортовой обшивкой шириной не менее 0,15 м.
На самоходных и передвижных буровых установках рабочие мес-
та машиниста буровой установки и его помощника должны иметь укры-
тия от неблагоприятных атмосферных условий.
Инструмент и оборудование размещают и монтируют в соответ-
ствии с Правилами безопасности при геологоразведочных работах. Од-
нако при этом предъявляются и дополнительные требования к монтажу
оборудования. При необходимости усиливают крепление бурового
станка. На трубном подсвечнике устраивают деревянный настил, пре-
дотвращающий повреждение резьбовых концов свечей.
Лебёдку комплекса лучше устанавливать в переднем левом углу
бурового здания на бетонный фундамент. При невозможности располо-
жения лебёдки в буровом здании к нему пристраивают специальную
нишу. В передвижном здании лебёдка крепится к металлическим бал-
кам основания болтами или струбцинами. Ящик с контрольно-
измерительными приборами (КИП) следует монтировать на вертикаль-
ной стене в месте, удобном для управления лебёдкой.
При сооружении буровых скважин применяют различные прово-
лочные стальные подъёмные канаты. Наиболее часто употребляются та-
левые канаты, имеющие запас прочности по отношению к максималь-
ной проектной нагрузке не менее 3, а канаты для подъёма и спуска
вышки или мачты и грузов - не менее 2,5.
Прикрепление стального каната к подъёмным приспособлениям
должно быть прочным, обеспечивающим безопасность работы и со-
хранность каната от повреждений, а, следовательно, и от преждевре-
менного износа. Для этого подъёмный инструмент следует прикреплять
к стальному канату с помощью коуша и канатных зажимов (рис. 225).
564
Рис. 225. Устройство для прикрепления талевого каната к подъемному ин-
струменту: а — крюк вертлюжный; б - коуш; в - зажимы канатные вилкообраз-
ные; г-зажим канатный простой.
Соединение каната с подъёмным инструментом должно произво-
диться с помощью коуша и не менее чем тремя винтовыми зажимами
или канатным замком.
Неподвижный конец каната тоже крепится через коуш тремя
винтовыми зажимами так, чтобы исключалось его касание к элементам
вышки или мачты. Радиус изгиба каната должен быть не менее 9 его
диаметров. Приспособление для крепления неподвижного конца закре-
пляют на отдельном фундаменте или на раме основания буровой выш-
ки.
При монтаже талевой системы, а особенно при её демонтаже не-
обходимо быть особенно внимательным.
Во всех случаях при спуско-подъёмных операциях на барабане
лебёдки должно оставаться не менее трёх витков каната.
При бурении для изменения направления движения каната при-
меняют неподвижные блоки, а для выигрыша в силе - подвижные блоки
и тали. На металлических вышках неподвижные блоки монтируются на
кронблочной раме, оттяжные - на поясах вышки.
При бурении неглубоких скважин неподвижные блоки большей
частью подвешивают на серьге за крюк; серьгу подвешивают за ушки на
болте. Серьга должна быть глухой металлической.
Блок расчаливают стальным канатом или цепью, концы которых
закрепляются зажимами так, чтобы в случае разрыва серьги блок мог
упасть вниз на расстояние не более 1 м от места его подвески..
Блоки изготавливают однороликовыми и двухроликовыми
(рис.226). Желательно, чтобы блок внизу имел кольцо для завязывания
565
конца каната при пользовании подвижным блоком. Если требуется
большой выигрыш в силе, пользуются талями второго рода, включаю-
щими двух-, трех- или четырёхроликовые талевые подвижные блоки
(рис. 227). Такие блоки подвешиваются на 4-8 струнах подъёмного ка-
ната лебедки, огибающего ролики талевого и головного блоков.
Рис. 226. Блок: а - однороликовый; б - двухроликовый.
Рис. 227. Талевый четырехролнковый блок: 1 - серьга; 2 - крюк;
3 - предохранитель
566
Ширина желоба блока (ролика) должна быть больше диаметра
каната на 1-3 мм (в зависимости от диаметра каната). При этом условии
канат не истирается и не сплющивается.
Канат на блоке необходимо смазывать из капельной маслёнки
один раз в месяц, очищать от затвердевшей смазки и освобождать от
выступающих концов оборвавшихся проволок.
Запрещается применять канат для спуско-подъемных операций
при отсутствии сертификата (или бирки очередного испытания), а также
при следующих повреждениях.
1. Одна прядь каната оборвана.
2. На длине шага свивки каната диаметром до 20 мм число обор-
ванных проволок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм
- более 10 %.
3. Канат вытянут, изношен или сплюснут, и его минимальный
диаметр составляет не более 90 % от первоначального.
4. Одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника.
Применение поврежденного каната может привести к несчастно-
му случаю.
Пример. Бригадой рабочих в составе шести человек, руководи-
мой машинистом буровой установки, производились работы по подъёму
буровой вышки ВР-24 при монтаже буровой установки на заранее под-
готовленной площадке. Подъем осуществлялся двумя тракторами Т-
100, одним бульдозером на базе трактора Т-100 и одним трактором ДТ-
75. В момент несчастного случая, согласно распределению обязанно-
стей машинистом буровой установки, бульдозерист поднимал вышку с
помощью закреплённого подъёмного троса, тракторы Т-100 и ДТ-75 без
людей стояли у торцов салазок вышки, а трактор Т-100 находился в
конце площадки для использования его фаркопа в качестве оттяжного
блока, через который был пропущен страховочный трос для удержания
вышки при её подъеме.
При подъёме вышки подъёмный трос лопнул,' буровая вышка
упала на площадку, задев частью ограждения кронблока левую гусени-
цу трактора. Тракторист, стоявший на левой гусенице трактора, был от-
брошен на землю и получил тяжелые травмы.
Все канаты перед началом смены должны осматриваться маши-
нистом буровой установки. Результаты осмотра заносятся в буровой
журнал.
Талевые канаты и канаты для подъема вышек ежедекадно и каж-
дый раз после работы на предельных нагрузках должны осматриваться
буровым мастером с занесением результатов осмотра в журнал провер-
ки состояния техники безопасности.
При уходе за канатами необходимо соблюдать следующие прави-
ла:
- не бросать канаты на землю.;
- следить, чтобы на канате не образовывались заломы;
567
- регулярно смазывать канат и поверхности роликов;
- перед рубкой каната во избежание несчастного случая канат не-
обходимо перевязать в двух точках и рубить между ними с помощью
тросорубки.
Пеньковые канаты применяются только для вспомогательных це-
лей (для оттяжек при подъёме и монтаже оборудования, при перемеще-
нии конструкций и других грузов, для подъема вручную мелких дета-
лей, элементов и т. д.), а также для временного крепления грузов и при
работах, выполняемых на монтаже.
Наибольшее распространение получили трехпрядевые пеньковые
канаты. Каждая прядь таких канатов состоит из отдельных каболок.
Пеньковые канаты бывают смольные (более долговечные, но ме-
нее гибкие) и несмольные. Несмольные канаты рассчитывают так же,
как и смольные, но с коэффициентом запаса прочности, равным 8. Для
канатов, бывших в употреблении, допускаемая нагрузка уменьшается на
20-40% (в зависимости от износа). Категорически запрещается пользо-
ваться пеньковыми или хлопчатобумажными канатами, с размочален-
ными или перетертыми прядями. Канаты из синтетических волокон об-
ладают повышенной прочностью (на разрыв) и хорошей водоустойчи-
востью. Недостаток их в том, что они резко теряют свою прочность при
нагревании от трения, а также при повышении температуры окружаю-
щей среды. Из канатов с синтетическими волокнами наиболее широкое
применение в монтажной практике получили веревки и канаты из ка-
проновых нитей.
Безаварийная и безопасная работа при бурении скважин во мно-
гом определяется соблюдением всех требований к устройству буровых
установок. Работы по бурению могут быть начаты только на полностью
смонтированной буровой установке после должного оформления пуско-
вой документации.
Меры безопасности при монтаже и демонтаже вышек,
мачт н бурового оборудования
Сооружение буровой установки, размещение оборудования, уст-
ройство отопления, освещения должны производиться в соответствии с
утвержденными проектами, техническими требованиями эксплуатации
оборудования и типовыми схемами монтажа, утвержденными руково-
дством экспедиции,объединения.
Буровая вышка испытывает нагрузки от:
- массы бурильных и обсадных труб;
- собственной массы;
- ветра, стремящегося опрокинуть вышку;
- свечей, поднятых из скважин и установленных в свечеприём-
ник.
Поэтому при установке вышки на новой точке необходимо учи-
тывать преобладающее направление ветра и разворачивать вышку к
568
ветру ребром, а также укреплять её растяжками из стальных канатов.
Количество, диаметр, место и способ крепления растяжек определяются
расчетом.
На площадке заранее копают котлованы для установки 2-4 от-
стойных баков. В зимнее время их размещают под полом буровой выш-
ки. Чем глубже запроектирована скважина, тем больше будут вышка и
размеры площадки.
Правильная организация рабочего места как внутри буровой, так
и на площадке вокруг нее имеет большое значение для обеспечения
безопасного производства работ.
Монтажно-демонтажные работы в зависимости от типа буровой
вышки и бурового здания могут выполняться по следующим схемам.
1. С разборкой буровой вышки и бурового здания.
2. Без разборки буровой вышки и бурового здания.
3. С разборкой буровой вышки без разборки бурового здания.
4. С разборкой бурового здания без разборки буровой вышки.
Сборка вышки на земле производится на клетях или специальных
козлах. Все детали и узлы крепления должны быть исправными.
Подъём вышки осуществляется при участии ответственного ру-
ководителя работ. Перед подъёмом он должен убедиться:
- в правильности сборки вышки;
- в том, что на элементах вышки нет оставленных инструментов
или других предметов;
- в надёжности оснастки и крепления канатов подъёмной систе-
мы;
- в надёжности крепления опорных плит.
Приспособления для подъёма собранных на земле вышек должны
иметь трёхкратный запас прочности.
Трехногие вышки поднимают следующим образом. Две ноги
вышки (крайние) укладывают в одну сторону, а среднюю - в другую.
Вершины ног соединяют шкворнем, на который надеты серьга и под-
весной блок. Вершины всех ног обычно укладывают на козлы высотой 1
- 1,5 м. Под концами крайних ног выкапывают ямки глубиной не менее
0,4 м, а от конца средней ноги до козел прокапывают направляющую
канавку.
Вышку высотой 6 м поднимают вручную, подтягивая конец
средней ноги к козлам.
При отсутствии или невозможности применения подъёмных ме-
ханизмов допускается подъём трёх- и четырёхногих вышек высотой до
15 м с шкворневым соединением ног лебёдкой бурового станка, уста-
новленного непосредственно на месте бурения. При этом все рабочие,
за исключением бурильщика, который управляет лебёдкой станка, и бу-
рового мастера, наблюдающего за подъёмом, должны быть удалены от
основания вышки на расстояние не менее её полуторной высоты.
569
36 Зак. 274
Металлические четырёхногие вышки для разведочного бурения
на твёрдые полезные ископаемые и воду часто собирают полностью (с
лестницами и полатями) на земле в горизонтальном положении. Две но-
ги вышки шарнирно соединяют с основанием. Вышку поднимают ле-
бёдкой или трактором с помощью подъёмной стрелы. Для предотвра-
щения опрокидывания и для плавного опускания вышки на основание
(после того как она пройдет мёртвую точку) с противоположной сторо-
ны вышки устанавливают дополнительно лебёдку или трактор. При
этом рабочие и подъёмные механизмы должны находиться от вышки на
расстоянии её высоты плюс 10 м. Основания упорных ног вышки на-
дёжно закрепляют во избежание их смещения при подъёме. Подъёмные
лебедки должны иметь фрикционный и храповой тормоза. Этим же ме-
тодом монтируют и поднимают буровые мачты.
Все детали и узлы вышки проверяют перед сборкой. Для удобст-
ва сборки их маркируют. Резьбовые соединения крепят двумя гайками.
Навернув первую гайку до отказа, завинчивают вторую, а затем первую
отпускают на четверть оборота. При стыковке ног их торцы должны
опираться всей кольцевой поверхностью. Зазоры не допускаются, а
смещение торцов труб не должно превышать 3 мм.
Пример 1. Бригада вышкомонтажников монтировала буровую
мачту МРУ ГУ-18/20.
В связи с тем, что шаровые опоры сошки мачты не совпадали с
подпятниками боковой опоры, по указанию руководившего работами
мастера была произведена натяжка опоры сошки трактором. Во время
натяжения шаровая опора зацепилась за бурт подпятника, произошло
смятие бурта, и резко вышедшей из зацепления сошкой одному из рабо-
чих была нанесена травма.
Причины несчастного случая: 1) в бригаде отсутствовал проект
организации работ на монтаж-демонтаж мачт типа МРУГУ; 2) во время
работы монтажники не пользовались защитными касками и предохра-
нительными поясами;
3) в конструкции мачты имелась техническая неисправность - от-
сутствовала соосность шаровых опор сошки и подпятников боковой
опоры основания, что вынудило рабочих применить опасный приём со-
вмещения элементов конструкции мачты с помощью трактора.
За состоянием оборудования устанавливается постоянный кон-
троль. Оборудование осматривается механиком или другими специали-
стами не реже одного раза в месяц, главным инженером или техниче-
ским руководителем - не реже одного раза в два месяца. Результаты ос-
мотра заносятся в журнал проверки состояния техники безопасност и.
Осмотр вышки обязателен в следующих случаях:
- до начала и после передвижения буровой вышки без разборки;
- до и после спуска обсадных труб и работ, связанных с ликвида-
цией аварий;
570
- после сильного ветра - от 6 баллов и более для открытой и 8
баллов и более для лесистой местности.
Вышки, непригодные для дальнейшей эксплуатации, разбирать
запрещается. Они должны быть свалены на подготовленную площадку.
Разборку буровой вышки можно производить только после демонтажа и
удаления всего бурового оборудования. При демонтаже вышку разби-
рают на детали сверху вниз или предварительно укладывают в горизон-
тальное положение.
Передвижные буровые мачты, имеющие основание в виде саней,
часто перевозятся почти без демонтажных работ.
Например, при монтаже установки для бурения с гидротранспор-
том керна КГК-100 следует выполнять следующие дополнительные
требования.
1. Разобщительный кран пневмосистемы, находящийся на шасси
автомобиля, разрешается открывать только при подъёме и опускании
мачты и при транспортировке с прицепом.
2. При открывании разобщительного крана управления пневмо-
цилиндром для подъёма мачты запрещается находиться в зоне движе-
ния штока.
3. Подъём и опускание мачты производить только при работе на-
соса НШ-10.
Перед подъёмом мачты после стоянки установки более 10 дней и
после ремонта гидросистемы необходимо переместить вращатель по
мачте на полный ход гидроцилиндра, открепив при том тросы подъёма
мачты.
Запрещается:
- подъём и опускание мачты, а также все работы с гидроподъём-
ником при неисправной гидросистеме;
- подъем мачты при неравномерно натянутых тросах механизма
подъёма мачты;
- раскрепление хомутов ног мачты до полного натяжения тросов
механизма подъёма мачты во избежание падения её при пуске;
- во время подъёма или опускания мачты находиться в кабине ав-
томобиля;
- во время опускания мачты ослаблять тросы механизма подъёма
мачты во избежание резкого её опускания.
Опасность травмирования в процессе сооружения вышек и буро-
вых зданий создаётся при несогласованности действий и невниматель-
ности работающих, производстве работ одновременно на разных высо-
тах и отсутствии приспособлений, предохраняющих от возможного па-
дения предметов.
Пример 2. Буровая бригада разбирала опущенную на землю ме-
таллическую вышку. Один рабочий, находясь наверху, на полотне от-
винчивал болты ноги вышки. При этом он предполагал, что нога упадет
вертикально. Однако нога вышки упала по диагонали, так как один из
раскосов, крепящийся к ноге, не отсоединился (хотя гайки с болта были
отвинчены). В результате другой рабочий, находившийся в стороне на
расстоянии более 4 м, получил травму.
Пример 3. Помощник машиниста буровой установки принимал
участие в демонтаже буровой вышки. После того как вышку оттянули
от скважины, он поднялся на второй пояс и стал откреплять расшивку.
Так как при передвижении буровой вышки в расшивке создалось на-
пряжение сжатия, открепленный конец расшивки резко отошёл и столк-
нул стоявшего на стремянке ноги вышки помощника машиниста. Упав с
высоты 5 м, он получил травму.
Причины несчастных случаев: 1) нарушение технологии демон-
тажа буровой вышки; 2) работа на высоте без монтажного пояса; 3) от-
сутствие контроля за демонтажем вышки со стороны лиц технического
надзора.
Изучая технику безопасности и причины несчастных случаев, не-
обходимо чётко представить ситуацию, глубоко разобраться в ней и
твёрдо знать, что разрешено делать, а что категорически запрещается.
Монтаж и демонтаж бурового оборудования - один из трудоём-
ких и опасных процессов. Это обусловлено громоздкостью и значитель-
ной массой бурового оборудования. Перед монтажом всё оборудование
следует заблаговременно подвезти, расположить удобно и как можно
ближе к буровой, чтобы его можно было перемещать к месту установки
по наиболее короткому пути. Неисправности моста и пола буровой мо-
гут явиться при этом причиной несчастного случая. Правильно установ-
ленное оборудование во многом обезопасит производство работ по бу-
рению скважины.
При перемещении оборудования по каткам их должно быть не
менее трёх одинакового диаметра. Длина катков должна быть не менее
ширины перемещаемого груза. Подкладывать катки следует только по-
сле прекращения движения. Перед использованием подъёмных меха-
низмов и ручного инструмента проверяют их исправность. Поддержи-
вают и направляют перемещаемое механизмами оборудование только с
помощью пеньковых канатов.
Завязывание канатов при монтажных работах должно быть на-
дёжным. Рекомендуется использовать следующие узлы для завязывания
канатов (рис. 228).
Рифовый узел 1 применяют при связывании канатов одинаковой
толщины для подъёма грузов и натягивания, простой узел 2 или слож-
ный 3 - для связывания канатов разной толщины, а также для закрепле-
ния тонкого каната на петле толстого.
При подъёме бревна или трубы в неустойчивом горизонтальном
положении толстым канатом его конец может быть закреплён простым
узлом 4 и 5, при тонком канате лучше применить двойной 6 или мерт-
вый узел 7. При подъёме труб в положении, близком к вертикальному,
можно применить комбинацию двух затягивающихся петель 8.
572
Организация
УТВЕРЖДАЮ:
Главный инженер
Проектная глубина скважины, м_____
Угол наклона к горизонту, градус__
Скважина начата___________________
Скважина окончена
ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ НАРЯД (ГТН)
Скважина №
* Проектные данные ставятся в числителе, а в знаменателе - фактические
ГНТ составили:
Технолог по бурению ГРЭ ( )
Ст.геолог ГРЭ, ГРП ( )
«»20_______________г.
Рис. 228. Канатные и веревочные узлы, петлн н закрепления: I- рифовый
узел для связывания канатов; 2 - простой узел; 3- сложный узел; 4 и 5 - подвес-
ка простым узлом; 6 - подвеска двойным узлом; 7 - подвеска мертвым узлом; 8
- подвеска на двух петлях; 9 - канатное кольцо; 10 - винтовое кольцо; 11 - под-
вешивание на крюке толстого каната; 13 и 14 - незатягивающаяся петля; 15 -
затяжная петля; 16 - двойной мертвый узел на балке; 17 - двойная обертка с
двойным узлом; 18 — узел с зажимом или перевязкой на цепи; 19 - подвешива-
ние талей на столбе; 20 - подвешивание блоков на канате; 21 - малое укорачи-
вание каната; 22 - большое укорачивание каната.
573
Если необходимо поднимать бревно или трубу в сравнительно
устойчивом горизонтальном положении, пользуются канатным кольцом
9 или длинной петлёй каната с охватом предмета канатом по винтовой
линии 10.
Подвешивание толстого каната (груза на канате) на крюке может
быть сделано по способу 11, тонкий канат закрепляется на крюке двой-
ной петлей 12. Петли 13, 14 предназначены для подъёма пакетируемых
грузов, контейнеров и т. п. Затяжная петля 15 может сдвигаться.
На круглой горизонтальной балке канат может быть закреплён
двойным мёртвым узлом 16 или двойным узлом с обёртыванием балки
17.
Канат с кольцом может быть соединён простым узлом с двойным
кольцом из каната и зажимом конца его с основной частью перевязкой
шпагатом или специальным зажимом 18.
Тали на столбе крепятся по способу 19, а блок на канате - по спо-
собу 20.
Небольшое уменьшение длины каната без его обрубания делают
по способу 21; значительное укорачивание - по способу 22.
Для подъёма и перемещения оборудования применяются стропы
(рис. 229) из стальных канатов крестовой свивки.
Рис. 229. Стропы: а - универсальные; б - облегченные
При работе с канатами необходимо надевать рукавицы. Петли на
концах облегченных стропов (рис. 229, б) должны иметь коуши с за-
плёткой свободного конца на длину не менее 25 диаметров каната с по-
следующим закреплением этого конца не менее чем тремя зажимами-
хомутами. К концам облегченного стропа можно также прикрепить
обычной заплеткой крюки для упрощения вязки и предохранения каната
от быстрого износа.
574
Концы каната необходимо закреплять одним из трех способов:
заплёткой, сжимами, клиновыми зажимами.
Сжимы следует ставить и затягивать так, чтобы дужка приходи-
лась со стороны короткого конца каната, а последний был обжат при-
мерно на 1/3 его диаметра.
Как на погрузочно-разгрузочных, так и на монтажных работах
рекомендуется применять крюки (гаки) с предохранительными замы-
кающими устройствами, что предотвращает соскальзывание стропа с
крюка.
Грузоподъёмные средства, используемые на пшрузочно-
разгрузочных работах, оснащаются, как правило, однорогими крюками.
В зависимости от конструкции предохранительных устройств, исклю-
чающих возможность выпадения стропов при подъёме или опускании
груза, различают крюки с пружинными и самоопускающимися защёл-
ками (рис. 230).
Рис. 230. Однорогие крюки грузоподъемных средств с пружинными (а) и
самопускающнмися (б) защелками.
Скобы (рис. 231) применяются реже крюков, в основном для за-
хвата грузов массой до 2,5 т. Преимущество скоб - простота изготовле-
ния и эксплуатации. Они также снабжаются предохранительными уст-
ройствами - кольцами, перемещаемыми вдоль оси при навешивании и
снятии стропа, пластинами и штифтами.
Буровой станок устанавливают на прочном фундаменте. Для пре-
дотвращения поражения током все металлические корпуса электрообо-
рудования, которые могут случайно оказаться под напряжением по от-
ношению к земле, электрически соединяют с землей (присоединяют к
системе защитного заземления). Назначение защитного заземления -
понижать напряжение прикосновения до безопасных значений.
В качестве защитного заземления в первую очередь следует ис-
пользовать естественные заземлители в виде проложенных под землёй
металлических конструкций зданий, вышек, соединенных с землей.
575
Рис. 231. Скобы с предохранительным подвижным кольцом (а), неподвиж-
ной пластиной (б), штифтом (в).
В качестве искусственных заземлителей применяют стальные
трубы длиной 2,5 - 3 м диаметром 50 мм и угловую сталь размером
50x50, 60x60 мм, длиной 2,5 м.
Трубы забивают в ряд или по контуру на такую глубину, при ко-
торой от верхнего конца трубы до поверхности земли остается расстоя-
ние 0,5 - 0,8 м. Расстояние между трубами должно быть не менее 2,5 -
Зм. Для соединения труб между собой применяют стальные полосы
толщиной не менее 4 мм и шириной не менее 12 мм или стальной про-
вод диаметром не менее 6 мм. Полосы соединяют с трубами сваркой.
Устройство заземляющего контура из труб показано на рис. 232.
Рис. 232. Устройство заземляющего контура: а - монтаж заземлителя; б - со-
единение трубы с полосой с помощью скобы; в - подготовка и соединение тру-
бы с полосой в паз; 1 - труба; 2 - скоба; 3 - стальная полоса 4x25 мм.
576
Сопротивление заземляющего устройства, используемого для за-
земления в сетях с напряжением до 1000 В, не должно превышать 4 Ом.
При мощности генераторов и трансформаторов 100 кВ-A и менее зазем-
ляющие устройства могут иметь большее сопротивление, но не более 10
Ом. Если генераторы и трансформаторы работают параллельно, то со-
противление 10 Ом допускается при суммарной их мощности не более
100 кВ-А.
В целях молниезащиты металлические буровые вышки, мачты
самоходных и передвижных установок должны иметь заземление не
менее чем в двух точках, отдельно от контура защитного заземления.
Схема устройства молниезащиты мачты приведена на рис. 233. В
качестве заземлителей можно использовать отрезки бурильных труб
диаметром 50 мм. Шарнирные соединения и места разрывов на мачте
соединяются перемычкой.
Рис. 233. Схема устройства молниезащиты мачты: 1 - основание мачты; 2 -
платформа; 3 - заземляющий провод диаметром 6 мм из стали марки Ст 3; 4 -
заземлитель; 5 - гайка; 6 - шайбы; 7 - стальная полоса.
Во время грозы запрещается производить работы на буровой
вышке, а также находиться на расстоянии ближе 5 м от заземляющих
устройств молниезащиты.
Наряду с соблюдением правил безопасности при монтажных ра-
ботах необходимо уделять большое внимание качеству их выполнения,
так как от этого зависит безопасность членов буровой бршады.
Меры безопасности при перемещении стационарных, передвижных
и самоходных буровых установок
Закончив бурение, приступают к подготовке буровой вышки или
мачты к транспортировке. Тщательно проверяют надежность конструк-
577
ций и креплений. Если вышка и буровое здание имеют общее основа-
ние, укрепляют связи между ними.
Буровая вышка, имеющая основание в виде салазок, может быть
передвинута в неразобранном виде на небольшое расстояние трактором,
если позволяет местность, и на пути движения отсутствуют электроли-
нии или другие коммуникации, создающие опасные условия. Основание
буровой вышки скрепляют с ногами вышки и с полозьями основания
болтами, хомутами и скобами.
Инструмент и другие предметы, которые при транспортировке
вышки могут упасть, снимают с полатей и лестниц или надежно закреп-
ляют.
Для перевозки буровых зданий с буровым оборудованием по-
следнее надежно закрепляют, а для соединения с тракторами применя-
ют стальные водила диаметром 50 - 60 мм.
Перед транспортировкой буровой установки (агрегата) необхо-
димо исследовать трассу движения, разработать и утвердить проект пе-
ремещения, проверить и выровнять дорогу, убрав с неё все предметы,
мешающие движению.
При передвижении вышек высотой более 14 м независимо от
рельефа местности они должны поддерживаться оттяжками из стальных
канатов, прикрепленными одним концом к верхней части вышки (2/3
или 3/4 высоты вышки), а другим - к тракторам. Чтобы предупредить
проскальзывание вышки при движении под уклон или по косогору, её
основание должно иметь страховые оттяжки, соединённые с трактора-
ми.
При транспортировке вышки средства передвижения и тяговые
механизмы (лебедки) должны находиться от неё на расстоянии, равном
высоте вышки плюс 5 м. При неблагоприятном рельефе допускается со-
единять трактор с основанием вышки вплотную с помощью жёсткой
буксирной тяги, но при этом обязательно применяется прикрепленная к
другому трактору страховая оттяжка, препятствующая опрокидыванию
вышки.
Во время передвижения вышек безопасное расстояние для людей,
не связанных непосредственно с данной работой, равно полуторной вы-
соте вышки.
Буровые вышки и здания по бездорожью в северных районах
следует перевозить на металлических листах с полозьями из труб и во-
дилом, на санях или брусьях. В зимнее время при установке передвиж-
ной вышки под её полозья необходимо укладывать поперечные брусья
или толстые доски, чтобы легче было сдвинуть её с места при перевоз-
ке. В процессе бурения необходимо следить за тем, чтобы промывочная
жидкость при выходе из скважины не попадала под установку и не при-
мораживала полозья и поперечные брусья бурового здания. Отрыв при-
мерзших полозьев - очень трудоёмкая и опасная операция, которая вы-
полняется:
578
- с помощью домкратов, установленных в приямки;
- отогреванием паром;
- обкалыванием полозьев кайлами;
- подрезкой полозьев вышки тросом диаметром 15мм с помощью
трактора.
В некоторых организациях перевозка бурового оборудования
осуществляется блочным методом. Для облегчения перевозки бурового
оборудования блоками иногда применяют подкатные тележки.
Подкатные тележки ПТ-ЗИФ-1200 предназначены для перебази-
ровки по просёлочным дорогам и бездорожью станочного и насосного
блоков буровой установки типа ЗИФ-1200МР, смонтированных на ос-
нованиях.
Основные тяговые машины для тележек - тракторы большой
мощности. При подготовке буровой вышки к транспортировке все чле-
ны буровой бригады должны: пройти инструктаж по технике безопас-
ности; чётко знать распределённые обязанности, рабочие места, знако-
вую сигнализацию; строго выполнять указания машиниста буровой ус-
тановки - ответственного руководителя работ.
Передвижение самоходных буровых установок должно также
проводиться под руководством ответственного лица.
При передвижении самоходная буровая установка должна нахо-
диться в транспортном положении.
Мачта должна быть опущена на опоры и укреплена хомутами.
При переездах помещать что-либо из оборудования и инструмен-
та на мачту установки запрещается, кроме ведущей трубы, которая
прочно крепится к опорам.
Запрещается также перевозить инструменты, оборудование и
другие грузы, не входящие в комплект установки, на ее платформе. Для
этого следует пользоваться специальным автоприцепом или грузовым
автомобилем.
Перевозка людей и грузов на платформе установки запрещается.
Буксировка буровой установки допускается только с помощью
жёсткого буксира.
Самоходную установку по возможности следует располагать на
ровной площадке и укреплять, устанавливая под колесами упоры.
Установка на площадке располагается с учётом преимуществен-
ного направления ветра так, чтобы отработанные газы относились вет-
ром в сторону от рабочих мест.
Перегон самоходной буровой установки нельзя доверять лицам,
не закрепленным приказом по предприятию за данной установкой, даже
если они имеют водительские права.
Стационарные и передвижные буровые установки передвигаются
под руководством бурового мастера или другого лица, имеющего право
ответственного ведения буровых работ. Буровому мастеру (руководите-
лю работ) должен быть выдан утвержденный главным инженером (тех-
579
ническим руководителем) геологической организации план трассы с
указанными на нём участками повышенной опасности.
Пример. Машинист буровой установки вместе с буровым масте-
ром прошли к скважине и после осмотра предполагаемого пути движе-
ния установки приступили к переезду. Первым двигался буровой ста-
нок, управляемый бурильщиком. Помощник машиниста и рабочая сле-
дили за силовым кабелем, поддерживая его руками без диэлектрических
перчаток. Буровой мастер, руководивший переездом, шёл рядом с буро-
вым станком. Машинист вместо того, чтобы свернуть к скважине по ра-
нее намеченному пути, продолжал двигаться на буровом станке с под-
нятой мачтой высотой 12,5 м по охранной зоне ЛЭП в направлении
крайнего фазного провода, висящего на высоте 8 м от земли. Буровой
мастер, видя, что машинист не свернул к скважине и продолжает дви-
гаться с поднятой мачтой к проводам, не принял мер к его остановке, и
мачта бурового станка коснулась провода ЛЭП.
Питающий силовой кабель, ведущий к передвижной дизель-
электростанции (ДЭС), через заземляющую жилу пробило током высо-
кого напряжения. Рабочая и помощник машиниста буровой установки
получили электроожоги.
Запрещается передвижение вышек и крупных блоков буровых
установок в тёмное время суток, при сильном тумане, дожде, снегопаде,
в гололедицу, при ветре силой выше 5 баллов (или 7 баллов для блоков,
на которых нет вышек), а по резко пересеченной местности - при ветре
более 4 баллов.
Буксирование крупных блоков на колесных прицепах (тележках)
и транспортировка буровых установок на тяжеловозных автомобильных
площадках должны производиться в соответствии с Правилами дорож-
ного движения с учетом конкретных условий.
Двери кабин тяговых тракторов должны быть открыты и зареп-
лены.
Запрещается оставлять вышку (мачту), установленную на под-
катных тележках, на продольных уклонах, превышающих 7°, без сцеп-
ления с трактором-тягачом или без надёжного закрепления тележек от
самопроизвольного перемещения.
Ответственность за проведение необходимых мероприятий,
обеспечивающих соблюдение требований техники безопасности и про-
изводственной санитарии на самоходных буровых установках, возлага-
ется на бурового мастера.
Меры безопасности при перевозке буровых установок с полной
разборкой сводятся в основном к соблюдению Правил безопасности при
погрузочно-разгрузочных работах и Правил дорожного движения.
Меры безопасности при бурении скважин
Каждый проект на сооружение скважины должен содержать 1
раздел «Требования безопасности», учитывающий местные условия
580
производства работ.
При поступлении и периодически в процессе работы все члены
бригады должны проходить медицинское освидетельствование для под-
тверждения их пригодности к конкретной работе, а перед выездом в по-
ле делать прививки. К работе на буровой установке допускаются лица
не моложе 18 лет, обученные основным приемам и методам безопасного
труда и сдавшие экзамены, что подтверждается соответствующим до-
кументом. Передавать управление и обслуживание буровых механизмов
и оборудования лицам, не имеющим на то права, а также оставлять без
присмотра работающие механизмы запрещается. Все профессионально
подготовленные рабочие как вновь принятые, так и переведенные с дру-
гого участка, должны пройти инструктаж по технике безопасности
(вводный и на рабочем месте) по утвержденным программам.
Продолжительность инструктажа (обучения) по технике безопас-
ности в зависимости от характера работы устанавливается главным ин-
женером предприятия.
Повторный инструктаж всех рабочих должен проводиться не ре-
же 1 раза в квартал (в исключительных случаях — не реже 1 раза в по-
лугодие). При внедрении новых станков, механизмов, изменении техно-
логии работ, при введении новых правил и инструкций по технике безо-
пасности, а также при выявленных нарушениях правил и инструкций
работающими или после аварий и несчастных случаев должен прово-
диться дополнительный инструктаж, о чем делается запись в специаль-
ном журнале регистрации.
К самостоятельной работе допускаются рабочие после сдачи эк-
заменов. Периодическая проверка знаний рабочих по технике безопас-
ности проводится не реже одного раза в год.
Буровые рабочие обязаны пользоваться средствами индивиду-
альной защиты: предохранительными поясами, касками, защитными оч-
ками, диэлектрическими ботами и перчатками, респираторами, спаса-
тельными средствами (жилетами, пробковыми поясами), спецодеждой и
спецобувью и т. д.
Во многих геологических организациях действуют разработан-
ные ими и согласованные с органами Госгортехнадзора и соответст-
вующим комитетом профсоюза специальные инструкции по технике
безопасности для машинистов буровых установок и их помощников.
Машинист буровой установки, являясь руководителем выпол-
няемых вахтой работ, обязан обеспечивать соблюдение требований тех-
ники безопасности. Вся вахта должна подчиняться машинисту и выпол-
нять его указания. Перед началом работы он знакомится с записями в
буровом журнале и принимает оперативные меры по устранению обна-
руженных отступлений от норм и правил.
При приёме смены машинист обязан проверить следующее.
1. Наличие и правильность заполнения технической документа-
ции (геолого-технический наряд, буровой журнал и др).
581
2. Исправность бурового станка: надёжность тормозов лебёдки,
рычагов управления, наличие и исправность устройства для работы на
высоте с сальником и верхним зажимным патроном.
3. Исправность радиосвязи или телефонной связи.
4. Исправность электрооборудования: надежность крепления
электродвигателей, электрощиты и работы рубильника, осветительную
проводку и наличие электролампочек на всех точках, надёжность креп-
ления и целостность заземляющих устройств, контрольно-
измерительную аппаратуру.
5. Надёжность крепления и исправность элеватора.
6. Исправность бурового насоса и его обвязки.
7. Наличие пожарного оборудования.
8. Состояние аварийного освещения.
9. Надежность и исправность талевой системы.
10. Техническое состояние приспособления, предупреждающего
пере-подъем бурового снаряда при спуско-подъемных операциях.
Помощник машинста буровой установки при приёме смены обя-
зан проверить следующее.
1. Чёткое обозначение опасных зон.
2. Наличие и исправность: бурового инструмента и комплекта за-
пасного слесарного инструмента; ограждения вращающихся частей на-
соса, станка и других механизмов.
3. Наличие и целостность касок, предохранительных поясов, ру-
кавиц, диэлектрических перчаток, ковриков и деревянных подставок.
4. Исправность лестниц, подмостков и площадок для сборки и
разборки бурового снаряда.
5. Исправность пола бурового здания и его чистоту.
6. Надежность крепления растяжек буровой вышки.
Машинист буровой установки и его помощник несут личную от-
ветственность за соблюдение перечисленных мер безопасного ведения
работ.
Машинист в течение смены обеспечивает: выполнение всеми ра-
ботающими требований правил техники безопасности и противопожар-
ного режима, инструкций по безопасному ведению работ; производство
работ в соответствии с геолого-техническим нарядом; применение и
правильное использование всеми работающими защитных средств и
приспособлений, спецобуви и спецодежды; обучение работающих безо-
пасным приемам труда; устранение обнаруженных нарушений правил
техники безопасности. При невозможности устранения своими силами
нарушений, угрожающих жизни и здоровью работающих, он приоста-
навливает работу и немедленно сообщает об этом непосредственному
руководителю работ. О всех несчастных случаях, авариях и неполадках
в работе оборудования машинист сообщает руководителю работ и лицу
технического надзора.
К моменту сдачи смены машинист делает запись в буровом жур-
582
нале о неустранённых нарушениях техники безопасности, лично ин-
формирует принимающего смену и непосредственного руководителя
работ о состоянии техники безопасности на рабочем месте.
Меры безопасности при спуско-подъёмных операциях
В практике сооружения скважин применяются три схемы прове-
дения спуско-подъёмных операций.
1. Вынос свечей бурильных труб из бурового здания и укладыва-
ние их на приёмные мостки. Работают двое - машинист буровой уста-
новки и его помощник, применяя кольцевой элеватор.
2. Установка свечей на подсвечник. Работают трое - машинист
буровой установки и два его помощника, применяя также кольцевой
элеватор.
3. Подъём и спуск свечей с установкой их на подсвечник с помо-
щью полуавтоматических элеваторов. Работают двое - машинист и его
помощник.
При колонковом бурении спуско-подъёмные операции требуют
повышенного внимания и осторожности. Наибольшую опасность пред-
ставляют работы с подкладной вилкой при установке на неё колонны
бурильных труб, а также установка и перенос свечей с устья на под-
свечник и обратно, снятие и закрепление элеватора, развинчивание бу-
рильных труб.
Перед подъёмом ведущей трубы шпиндель станка необходимо
поднять в крайнее верхнее положение. Запрещается поднимать и опус-
кать, а также отвинчивать и навинчивать ведущую трубу во время вра-
щения шпинделя. Прежде чем отвинтить ведущую трубу, необходимо
остановить буровой насос и уменьшить давление в нагнетательной ли-
нии.
Отсоединив ведущую трубу от бурильной колонны, станок отво-
дят в крайнее заднее положение, освобождая устье скважины на время
спуско-подъёмных операций.
Ведущую трубу извлекают из шпинделя и опускают в шурф, за-
ранее пробуренный вблизи устья основной скважины. При отсутствии
приёмной скважины ведущую трубу оставляют в шпинделе вместе с
сальником и закрепляют так, чтобы исключить возможность захвата её
талевым блоком.
Для выноса труб при работе с кольцевым элеватором необходимо
соблюдать следующие требования.
1. Сначала проверить исправность серьги, кольца, корпуса элева-
тора, гайки и наличие шплинта.
2. При выполнении работ по снятию и надеванию элеватора, ус-
тановке и снятию подкладной вилки чётко согласовывать их с работой
машиниста буровой установки на лебёдке, т е. машинист должен вклю-
чать лебёдку после окончания вышеперечисленных операций помощни-
ком и подачи им сигнала. Верховой рабочий после снятия или надева-
583
ния элеватора также должен подать машинисту звуковой или световой
сигнал.
3. Не производить спуско-подъёмных операций, если вышка и
элеватор при свободной подвеске отклонились от оси скважины ( при
этом отклонение элеватора не должно превышать 0,1 м).
4. Присоединять элеватор к талевому канату следует с помощью
подъёмной серьги или вертлюжной скобы и только на полу вышки, а не
на крыше бурового здания или полатях вышки. Талевый канат соеди-
няют с серьгой или со скобой так же, как и неподвижный конец каната с
якорем, - через коуш тремя винтовыми зажимами, расположенными
друг от друга на расстоянии шести диаметров каната и обращёнными
резьбовой частью в сторону рабочей ветви; свободный конец каната,
чтобы не торчали стальные проволочки, плотно обматывают мягкой
проволокой или заплетают.
5. Не применять элеваторы, вертлюжные скобы, подъёмные серь-
ги с неисправными запорными приспособлениями или без них.
6. Не применять бурильные свечи различной длины, так как это
усложняет и повышает опасность работы верхового. Разница в длине
свечей допускается не более 0,5 м, причём самые короткие свечи долж-
ны выступать над уровнем пола рабочих полатей не менее чем на 1,2 м,
а свечи максимальной длины - не более чем на 1,7 м.
7. Масса бурильной свечи не должна превышать 40 кг.
8. Опускать и поднимать бурильные, колонковые и обсадные
трубы из вертикального положения в горизонтальное и наоборот необ-
ходимо при скорости движения элеватора не более 1,5 м/с.
9. Располагать кольцевой элеватор прорезью вниз. Находиться
под трубой, удерживаемой кольцевым элеватором, опасно: она может
боковой поверхностью поднять кольцо и выпасть из прорези элеватора.
10. При выносе бурового инструмента из буровой с последую-
щим размещением его на приёмных мостках для удержания труб следу-
ет применять крючки, а при выносе колонкового набора, гидроударни-
ков или утяжелённых труб - специальные трубные тележки. Укладыва-
ют бурильные свечи на стеллаж и обязательно с зазорами так, чтобы
обеспечить свободное надевание и снятие элеватора с муфт замков.
Запрещается при выносе укладывать бурильные свечи навалом
прямо на землю, на порог бурового здания, а также на брёвна, бочки и
т.д.
Пример 1. Смена производила подъём бурильных труб из сква-
жины и вынос их из буровой. Помощник машиниста выносил очеред-
ную свечу длиной 9 м, применяя элеватор. При оттягивании свечи пень-
ковым канатом её противоположный конец с навинченным наголовни-
ком выпал из элеватора, в результате чего помощник машиниста полу-
чил травму.
Причины несчастного случая: 1) вынос бурильных труб при не-
зафиксированной защёлке затвора элеватора; 2) недисциплинирован-
584
ность пострадавшего, отсутствие контроля со стороны машиниста за
работой своего помощника.
Пример 2. По заданию бурового мастера машинист совместно с
помощником спускали буровой снаряд для проработки скважины под
обсадную колонну. При подъёме очередной свечи со стеллажей она со-
скользнула и ударилась о землю. От удара стопорное кольцо на элева-
торе сдвинулось вверх, свеча освободилась из элеватора и с высоты
примерно 2 - 2,5 м от уровня площадки станка упала на помощника ма-
шиниста, который в это время заливал горячую воду в замковое соеди-
нение свечи, установленное на роторе, для отогревания его от льда.
Причины несчастного случая: 1) нахождение лица в непосредст-
венной близости от поднимаемого груза; 2) отсутствие фиксации предо-
хранительного кольца элеватора при подъёме свечи; 3) работа без каски;
4) недостаточный контроль со стороны руководства экспедиции за со-
стоянием техники безопасности; 5) неприменение приспособления для
выноса бурильных труб, предусмотренного инструкцией по эксплуата-
ции бурового агрегата; 6) необученность помощника машиниста безо-
пасным приёмам и методам труда на рабочем месте.
Запрещается работа с кольцевым элеватором при отсутствии су-
харя на запорном кольце и направляющих планок на корпусе, отсутст-
вии вкладыша или его поломке, ненадежной фиксации стопорных вин-
тов.
Захватывать элеватор за подвижной шток или серьгу не разреша-
ется.
Спуско-подъёмные операции при выносе труб и ликвидации ава-
рий должны проводиться с помощью вертлюга-пробки.
Грузоподъёмные принадлежности должны содержаться в чистоте
и смазываться.
Грузоподъемный инструмент подвергают дефектоскопии и тща-
тельному внешнему осмотру. При обнаружении дефектов и износе де-
талей сверх установленных норм инструмент бракуют.
После сборки изделий все стопорные винты надёжно фиксируют
не менее чем в двух точках.
Результаты осмотра и испытаний элеватора и вертлюга-пробки
должны регистрироваться в журнале по освидетельствованию бурового
оборудования, а также в буровом журнале.
В настоящее время наибольшее распространение имеют полуав-
томатические элеваторы, работа с которыми не требует верхового рабо-
чего.
Перед началом работы с элеваторами необходимо проверить их
исправность. Муфты замков всех свечей необходимо замерить, чтобы
верхняя прорезь муфт отстояла от торца не менее чем на 80 мм для на-
дёжной фиксации наголовников центральным стержнем.
Элеватор должен подвешиваться к талевому блоку или канату
через вертлюжную скобу, упорный подшипник которой исключает воз-
585
можность закручивания каната при свинчивании и развинчивании бу-
рильных свечей.
При работе с полуавтоматическими элеваторами необходимо со-
блюдать следующие меры предосторожности.
1. При расхаживании и перемещении бурового снаряда, при за-
мене бурильных труб затвор элеватора должен быть закрыт и зафикси-
рован защёлкой.
2. При навинчивании очередной свечи ослабить талевый канат.
3. Надежно закрепить наголовники на муфтах свечей.
4. При подъёме элеватора по свече (при спуске снаряда) помощ-
нику машиниста буровой установки следует находиться от подсвечника
на расстоянии не менее 1,5 м (несмотря на то что подсвечник должен
ограждаться по периметру металлическими бортами высотой не менее
0,35 м). При использовании полуавтоматических элеваторов запрещает-
ся:
- закреплять на свечах наголовники во время опускания незагру-
женного элеватора;
- применять нестандартные и неисправные наголовники;
- при случайных остановках бурового снаряда при спуске на-
правлять, снимать и надевать элеватор и наголовник до подвешивания
снаряда на подкладной вилке или шарнирном хомуте.
Пример 3. После углубления скважины на 9,5 м вахта приступила
к креплению скважины трубами. Для этой цели заранее была приготов-
лена труба с трубными переходниками и наголовником.
После того как помощник машиниста буровой установки закре-
пил элеватор на наголовнике, машинист лебёдкой станка приступил к
подъёму трубы, не поддерживаемой помощником машиниста. При вы-
ходе в вертикальное положение труба нижним концом резко ударилась
о корпус труборазворота.
От удара переходник выбило из трубы (резьба переходника ока-
залась сильно изношенной), открылся затвор элеватора, труба упала на
пол, а упавшим с высоты 6 м переходником с наголовником травмиро-
вало помощника машиниста.
Причины несчастного случая: 1) неисправность элеватора; 2)
применение труб с непригодными резьбами; 3) небрежное отношение к
работе помощника машиниста.
Практика производства спуско-подъёмных операций свидетель-
ствует о том, что многие несчастные случаи происходят из-за наруше-
ний безопасных приёмов работы. Некоторые машинисты буровой уста-
новки применяют свои, порой опасные методы и приёмы работы с це-
лью ускорения спуско-подъёмных операций. Помощники машинистов
устанавливают или извлекают ведущие и подкладные вилки при движе-
нии бурового снаряда, совмещают операции по надеванию наголовни-
ков и спуску незагруженных элеваторов. Иногда машинисты и их по-
586
мощники создают опасные ситуации, которые приводят к несчастным
случаям.
Выявление и ликвидация неправильных приёмов работы при
спуско-подъёмных операциях - важная задача службы техники безопас-
ности, общественных инспекторов по охране труда и всех работающих.
Свинчивание и развинчивание бурильных труб выполняют с по-
мощью труборазворота РТ-1200-2М. Наиболее часто помощники маши-
нистов буровых установок травмируются при развинчивании туго затя-
нутых труб вручную шарнирными ключами или подкладными вилками,
нарушая при этом правила удлинения рукояток ключей патрубками.
Причины травм: проскальзывание ключа на трубе, соскальзывание пат-
рубка с рукоятки ключа или вилки, неожиданный разворот труб, обрыв
звеньев ключа, облитый промывочной жидкостью и поэтому скользкий
пол у устья скважины.
При свинчивании и развинчивании бурильных труб вручную не-
обходимо: использовать стандартные исправные шарнирные и отбой-
ные ключи; для предупреждения выплескивания жидкости через верх-
ний конец опускаемой в скважину свечи в буровой снаряд следует
включать клапанный переходник, а для предупреждения обливания при
развинчивании бурильных свечей необходимо применять защитный ко-
зырек или сливной переходник.
Пример /. При развинчивании вручную ведущей трубы прихва-
ченного снаряда последний начал раскручиваться в обратную сторону и
патрубком ключа по касательной ударило рабочего.
Для удаления глинистого раствора с бурильных труб при подъё-
ме инструмента из скважины применяют штангоочиститель. Плохая
очистка троса от промывочной жидкости может привести к несчастному
случаю.
Пример 2. При производстве спуско-подъёмных операций по-
мощник машиниста подошёл к устью скважины, наклонился и протянул
руку к подкладной вилке, чтобы вынуть её из прорези соединительного
замка. В этот момент от нижней внутренней полки опорной двутавро-
вой балки кронблочной рамы вышки оторвался кусок льда и упал на го-
лову помощника машиниста. От удара каска и шапка слетели с головы,
а пострадавший упал на спину.
Причины несчастного случая: 1) неудовлетворительная работа
грязесъёмника, не обеспечивающая полного удаления промывочной
жидкости с троса керноподъёмника; 2) производство буровых работ без
тщательной проверки состояния нижней части кронблочной рамы и без
принятия необходимых мер, обеспечивающих безопасность работы.
Категорически запрещается очищать бурильные трубы руками.
При случайных остановках поднимаемого или опускаемого в скважину
снаряда вращение (проворачивание) его ключами следует выполнять
только после полного натяжения талевого каната, а развинчивание
(свинчивание) - только после установки снаряда на шарнирный хомут.
587
При работе вручную запрещается применять различного рода
прокладки между бурильной трубой и ключом, свинчивать и развинчи-
вать бурильные трубы с помощью бурового станка.
При глубине скважин более 150 м на стационарных буровых ус-
тановках для свинчивания и развинчивания бурильных труб применяют
труборазворот. При работе с труборазворотами травмы возникают
вследствие применения нестандартных замков и неисправных подклад-
ных вилок, неправильной организации труда и рабочего места, несогла-
сованности действий работающих.
Пример 3. Помощник машиниста’буровой установки, не дождав-
шись полной остановки механизма РТ-1200-2М, хотел взяться за ручку
ведущей вилки и в результате этого получил удар по тыльной стороне
кисти правой руки.
Причина несчастного случая: 1) недостаточное обучение безо-
пасным методам труда и инструктажа при спуско-подъёмных операци-
ях; 2) недостаточный контроль действий помощника машиниста со сто-
роны машиниста буровой установки.
Труборазвороты должны устанавливаться на прочном основании,
надёжно закрепляться после центрирования по оси скважины. Щит
управления труборазворотом устанавливают на расстоянии не менее 2 м
от центра скважины так, чтобы помощник бурильщика не мог одновре-
менно одной рукой включать магнитный пускатель, а другой ставить
или снимать вилки. Управлять труборазворотом должен только помощ-
ник бурильщика. После окончания работ с труборазворотом магнитный
пускатель электродвигателя необходимо обесточить.
При работе с труборазворотом запрещается:
- держать руками вращающуюся свечу или помогать вращению;
- вставлять вилки в прорези замков или снимать их при вращении
водила труборазворота;
- применять ведущие вилки с удлинёнными рукоятками и с раз-
работанным зевом более чем на 2,5 мм;
- развинчивать туго затянутые резьбовые соединения одновре-
менно труборазворотом и вручную шарнирным ключом;
- стоять в момент удара водила по ведущей вилке в направлении
её возможного вылета;
- включать труборазворот, если подкладная вилка села на цен-
тратор с перекосом и её хвостовик не вошёл в углубление между высту-
пами крышки труборазворота.
Колонну бурильных труб при отвинчивании или навинчивании
очередной свечи удерживают с помощью подкладной вилки. Установка
колонны на подкладную вилку сопряжена со следующими опасностями.
1. Защемление руки между вилкой и выступающими частями
станка (корпус, гидроцилиндр, зажимной патрон) при подъёме бурового
инструмента с вилки без остановки и из-за несвоевременного извлече-
588
ния вилки из прорези замка, износа вилки, узкой прорези, наличия за-
усенцев и т. д.
2. Попадание пальцев руки между вилкой и горцом обсадной
трубы при установке колонны на устье и при поддерживании вилки не
за специальную скобу, а за основание рукоятки.
3. Получение травм вследствие ударов вилкой при резкой поста-
новке колонны, вибрации рукоятки, а также при работе с подкладной
вилкой, имеющей укороченную рукоятку, неровной кромке обсадной
трубы, излишнем или малом выходе обсадных труб над полом буровой,
несогласованности действий бурового мастера с помощником.
При работе с подкладной вилкой во время спуско-подъёмных
операций необходимо выполнять следующие требования.
1. Держать вилку за специальную скобу рукоятки.
2. Вставлять в прорези замка и вынимать подкладную и ведущую
вилки в определенном порядке и только при неподвижной колонне бу-
рильных труб.
3. Отходить от устья скважины после установки колонны на под-
кладную вилку, так как при снятии нагрузки канат раскручивается и
вращает подъёмные приспособления (подъемную скобу, серьгу элева-
тора и т. п.).
При работе с подкладной вилкой запрещается:
- одновременно включать труборазворот и устанавливать или
снимать вилки;
- работать с вилкой, не имеющей специальной скобы на рукоятке;
- устанавливать подкладную вилку рукояткой в сторону станка
(при движении колонны труб вверх);
- применять вилки с разработанными зевами прорезей в замках
больше чем на 2,5 мм.
При перемещении бурильных свечей от устья скважины на под-
свечник и обратно следует:
- не допускать ударов устанавливаемой на подсвечник свечи о
замки других свечей;
- работать в рукавицах и удерживать свечу на расстоянии 1,0-
1,5м от нижнего конца, чтобы предупредить повреждение кожи рук и их
защемление между свечой и частями труборазворота;
- перемещать бурильные трубы диаметром 63,5 мм и более и тру-
бы с нанесённой на них антивибрационной смазкой от скважины к под-
свечнику и обратно, а также к рабочим полатям при расположении труб
от них на расстоянии более 0,7 м с помощью специальных крючков
(крючки, находящиеся на полатях, должны быть привязаны);
- устраивать у подсвечника со стороны устья скважины ограни-
чительный бурт, предупреждающий соскакивание нижнего конца свечи
на ногу рабочему при её подтаскивании к краю подсвечника.
589
Согласованность действий буровой бригады - залог безопасной
работы. При выполнении спуско-подъемных операций машинист буро-
вой установки должен:
- следить за безопасностью работы всех членов буровой бригады;
- включать лебёдку станка только после окончания работ по сня-
тию и надеванию элеватора, установке и снятию подкладной вилки и
отхода работающих от бурильной колонны (оси скважины) на безопас-
ное расстояние;
- следить за нагрузкой на талевую систему по прибору (запреща-
ется расхаживание инструмента при нагрузке, превышающей грузо-
подъёмность талевой системы и вышки);
- приспуск и приподъём снаряда выполнять плавно на малой ско-
рости;
- замедлять скорость спуска бурильной колонны на всех уступах
ствола скважины (переход на меньший диаметр породоразрушающего
инструмента, возможный вывал, отклоняющий клин и т. д.);
- при работе с верховым включать лебёдку только после его сиг-
нала.
Помощник машиниста при движении бурильной колонны должен
отходить от устья скважины на расстояние не менее 1 м, а при подъёме
элеватора по свече должен отойти от подсвечника на расстояние не ме-
нее 1,5 м. Верховой рабочий должен страховаться предохранительным
поясом.
Проворачивать случайно остановившуюся при спуске или подъё-
ме бурильную колонну вручную (трубным ключом) следует после пол-
ного натягивания талевого каната, а развинчивать (свинчивать) только
после установки колонны на шарнирный хомут или подкладную вилку
Запрещается при случайных остановках бурового снаряда в скважине
направлять, снимать и надевать элеватор и наголовник до установки
снаряда на подкладную вилку или шарнирный хомут
Меры безопасности прн выполнении вспомогательных операций
К вспомогательным, кроме спуско-подъёмных операций, отно-
сятся операции на один рейс и на 1 м проходки скважины, в частности,
перекрепление зажимных патронов шпинделя, наращивание инструмен-
та, извлечение керна из колонковой трубы, удаление шлама из бурового
снаряда и др.
На станках с гидравлическими патронами перекрепление произ-
водится автоматически или машинистом, а с механическими зажимны-
ми патронами - вручную помощником машиниста. Перекрепление за-
жимных патронов относится к весьма опасным видам работ. Травмиро-
вание при этой операции связано с работой на высоте, с неисправно-
стью фрикционной муфты, с несогласованностью действий машиниста
и его помощника.
590
Пример 1. Помощник машиниста буровой установки после пере-
хвата закрепил верхний патрон и снял торцевой ключ, машинист буро-
вой установки видел это и повернулся к фрикционной муфте, чтобы
включить станок. Помощнику показалось, что патрон закреплен плохо,
и он вновь вставил ключ в патрон. Машинист буровой установки был
уверен, что помощник отошёл на безопасное расстояние, и включил
станок. Рабочий получил удар рукояткой ключа.
Пример 2. В процессе бурения скважины необходимо было про-
извести очередное перекрепление шпинделя бурового станка. Маши-
нист буровой установки выключил муфту сцепления бурового станка,
включил привод лебедки для натяжки бурового снаряда. Затем помощ-
ник машиниста начал перекреплять механический патрон шпинделя бу-
рового станка.
В это время в результате невнимательности машиниста был
включён вращатель бурового станка при выключенной муфте сцепле-
ния, шпиндель вращателя провернулся и зажал пальцы левой руки по-
мощника машиниста между рукояткой ключа и кожухом электродвига-
теля труборазворота РТ-1200-2М.
Неисправность фрикционной муфты или неправильная её регу-
лировка («фрикцион ведет») опасны тем, что в первый момент при вы-
ключении муфты вращение прекращается, но после открепления по-
следнего патрона самопроизвольно возобновляется, так как не требует-
ся большого усилия повернуть ненагруженный шпиндель. При этом
возникает опасность травмирования помощника машиниста буровой ус-
тановки торцевым ключом. Запрещается работать с неисправной или
неотрегулированной фрикционной муфтой, и всё же для безопасности
работ, выключая муфту, необходимо отключить вращатель станка.
Машинист перед включением или подъёмом шпинделя, а также
перед кратковременным проворачиванием шпинделя должен убедиться
в том, что его помощник закончил перекрепление патрона, извлёк тор-
цевой ключ из гнезда зажимного патрона и отошёл от вращателя. Тор-
цевой ключ должен плотно надеваться на головку зажимного болта и
полностью входить в гнездо. Зажимные патроны следует перекреплять
стандартным ключом, применять патрубки для удлинения рукоятки за-
прещается.
Болты зажимных патронов не должны выступать из корпуса.
Для перекрепления верхнего зажимного патрона, а также для
других операций (забрасывание заклинивающего материала через саль-
ник, проверка предохранительных креплений, смазка, ремонт и т. д.)
должны применяться специальные площадки с перилами и лестницей.
Пример 3. При ремонте подвесного сальника помощник машини-
ста, стоя на мостике, затягивал гайки. При этом ключ сорвался, а по-
мощник упал на пол бурового здания. Причина несчастного случая: от-
сутствие страховочного приспособления для работы на высоте.
Перед перекреплением патронов для безопасности работ необхо-
591
димо подхватить снаряд фарштулем под салыник и дать натяжку лебёд-
кой, так как при откреплении патронов снаряд может резко опуститься
вниз (при обрыве бурильных труб, расширении скважины и чистке её от
шлама, разбуривании керна и т. д.).
Ведущая труба должна иметь такой рабочий замер в начале рей-
са, чтобы в процессе бурения не производить наращивания инструмен-
та. Но если наращивание необходимо, то не следует при этом свинчи-
вать сальник с ведущей трубы, т. е. колонну бурильных труб удлиняют
вводом трубы под шпиндель. Если невозможен отрыв колонкового на-
бора от забоя (например, из-за наличия в наборе кернорвателя или при
опасности разрушения керна), то для наращивания инструмента отвин-
чивают сальник и соблюдают следующие меры предосторожности.
1. Выключают двигатели бурового станка и насоса, уменьшают
давление в нагнетательном шланге.
2. Отвинчивают сальник только после подвески его на талевом
канате.
3. Навинчивают сальник на наращиваемую бурильную трубу на
полу бурового здания.
4. Поднимают наращиваемую бурильную трубу с сальником с
помощью лебёдки бурового станка.
5. Включают насос и станок только после окончания работ по на-
ращиванию бурового инструмента.
Кроме того, запрещается работать, стоя на станке, или с времен-
ных площадок, а также находиться ниже места выполнения работ по
свинчиванию и навинчиванию сальника.
В процессе бурения характерны случаи захвата рабочих вра-
щающейся ведущей трубой. Пострадавшие, как правило, являются не-
посредственными виновниками несчастного случая и нарушителями
правил техники безопасности.
Пример 4. Машинист буровой установки в процессе бурения
скважины заметил, что из гнезда направляющей вилки выпал шланг от-
вода масла от гидрофицированного вращателя установки. Создалась уг-
роза захвата шланга выступающей частью элеватора и заматывания его
на ведущую трубу. Машинист, не выключив вращатель станка, встал на
рабочий стол установки и попытался рукой завести шланг в вилку. При
этом вращающимся элеватором были захвачены шланг и рука постра-
давшего.
Причина несчастного случая: машинист, будучи ответственным
лицом в смене, сам грубо нарушил требования правил безопасности, за-
прещающие при вращающейся трубе подниматься на рабочий стол ус-
тановки, ремонтировать, закреплять или смазывать какие-либо части
работающего механизма.
После подъёма колонкового набора на поверхность приступают к
его разборке и извлечению керна.
Разрешается свинчивание и навинчивание буровых коронок и из-
592
влечение керна из подвешенной колонковой трубы при соблюдении
следующих условий.
1. Труба удерживается на весу тормозом, управляемым машини-
стом, при этом колонковая труба должна быть подвешена на вертлюге-
пробке, кольцевом или полуавтоматическом элеваторе при закрытом и
зафиксированном защёлкой затворе.
2. Расстояние от нижнего конца трубы до пола не более 0,2 м.
Для замены коронки гидроударника на весу можно применять
приспособление, состоящее из кронштейна и специального хомута, за-
крепленных на станине бурового станка. После подъема бурового сна-
ряда гидроударник в подвешенном состоянии устанавливается на высо-
те 100-120 мм от пола и закрепляется хомутом. После замены коронки
хомут с кронштейном отводится в сторону.
Извлекать керн следует после отвинчивания буровой коронки и
кернорвательного устройства лёгким постукиванием по колонковой
трубе деревянным или резиновым молотком. Керн вязких, глинистых
пород допускается извлекать с помощью вибраторов и механизмов для
выдавливания керна.
При извлечении керна из колонковой трубы запрещается:
- проверять рукой положение керна в подвешенной колонковой
трубе и поддерживать её руками снизу;
- извлекать керн встряхиванием колонковой трубы лебёдкой
станка, нагревом трубы на открытом огне, нагнетанием в колонковую
трубу жидкости буровым насосом или воздуха компрессором
При выполнении вспомогательных работ характерной причиной
несчастных случаев является применение работающими неправильных
и опасных приёмов труда при извлечении керна.
Пример 5. Буровая бригада после затирки керна подняла колон-
ковую трубу и приступила к извлечению керна, обстукивая колонковую
трубу кувалдой. Однако керн не выходил, и машинист попытался его
извлечь, встряхивая колонковую трубу лебёдкой станка и ударяя ею о
деревянный брус. При очередном ударе машинист излишне ослабил
трос, в результате чего элеватор раскрылся и упавшей трубой травмиро-
вало помощника машиниста.
Самый безопасный способ разборки и сборки колонкового набора
и извлечения керна - на деревянном приёмном мосту с использованием
опор для колонковых наборов (ОКН).
Шлам из шламовых труб удаляют с помощью специального про-
мывочного шприца. При отсутствии шприца колонковый набор необхо-
димо поднять за переходник (ввинченный вместо коронки) на элеваторе
или вертлюге-пробке. Шлам выбивают из перевернутого набора посту-
киванием по шламовой трубе деревянным молотком. Подъём колонко-
вых наборов на канатной петле запрещается.
Приведённые примеры свидетельствуют о том, что производст-
венный травматизм зависит от многих причин.
593
39 Зак. 274
Анализ конкретных несчастных случаев позволяет выявить ха-
рактерные нарушения правил техники безопасности, опасные ситуации,
возникающие при выполнении определённых операций, и разработать
рекомендации по предупреждению несчастных случаев.
Использование этих рекомендаций весьма важно при обучении и
инструктаже рабочих безопасным приёмам труда.
Меры безопасности при бурении скважин с применением
химических веществ и продувкой сжатым воздухом
В практике в качестве промывочной жидкости всё больше ис-
пользуются различные эмульсии. Их применение улучшает очистку за-
боя от шлама, способствует лучшему закреплению стенок скважин, по-
вышению механической скорости бурения и увеличению ресурса ал-
мазных коронок.
При применении эмульсий рабочие должны обеспечиваться соот-
ветствующей условиям труда спецодеждой, спецобувью и другими
средствами индивидуальной защиты. Спецодежда по мере загрязнения,
но не реже одного раза в месяц, должна подвергаться стирке с примене-
нием эффективных моющих средств.
Рабочие должны знать особенности используемых жидкостей и
пройти инструктаж по мерам безопасности.
После работы с эмульсолами перед принятием пищи следует осо-
бенно тщательно мыть руки.
После окончания бурения вся циркуляционная система с остат-
ками эмульсионной жидкости должна засыпаться землей. Нельзя за-
грязнять эмульсией водоемы с питьевой водой.
При использовании жёсткой воды для её смягчения в эмульсии
вводят химические реагенты. При этом добавки реагентов (в кг) в рас-
чете на 1 м3 воды должны быть не более: кальцинированной соды — 3,
нитрата натрия — 2,5, едкого натра (каустика) - 1.
Твердый едкий натр обычно поставляется в барабанах. Измель-
чать его следует в барабане до вскрытия. Можно измельчать едкий натр
стержнем, пропущенным в отверстие крышки бачка.
Каустик следует растворять в воде, добавляя её через специаль-
ное отверстие в крышке. Переливают каустик в защитных очках и в
прорезиненном фартуке и рукавицах.
Области применения сжатого воздуха для очистки забоя от шла-
ма и охлаждения бурового наконечника, а также в пневмоударном бу-
рении всё более расширяются.
При бурении разведочных скважин на твёрдые полезные иско-
паемые используют сжатый воздух от передвижных компрессоров. При
бурении с продувкой зазор между бурильной трубой и обсадными тру-
бами в устье скважины должен герметизироваться специальным уплот-
нением (превентором), исключающим возможность проникнования в
буровую запылённого воздуха и аэрированной жидкости.
594
Располагать буровую вышку при бурении с продувкой сжатым
воздухом следует с учётом направления ветра. Труба для отвода шлама
и аэрированной жидкости должна устанавливаться с подветренной сто-
роны и иметь длину не менее 15 м. Уплотнительные герметизирующие
устройства должны быть всегда исправными, чтобы защитить рабочих
от выносимой пыли. Забуривание скважин (бурение под кондуктор) в
сухих породах с продувкой воздухом также разрешается только при на-
личии герметизирующего устройства.
При бурении в пределах населённых пунктов запрещается вы-
пускать зашламованный воздух непосредственно в атмосферу. Для его
очистки применяют шламоуловители.
Площадь поперечного сечения отводного трубопровода должна
быть равна площади поперечного сечения затрубного пространства.
Уменьшение сечения трубопровода создаёт противодавление у устья,
что ухудшает его герметизацию. Конец отводного трубопровода следу-
ет прочно закреплять и направлять в вырытый шламоуловитель.
На нагнетательном трубопроводе устанавливают манометр, пока-
зывающий давление воздуха; вентиль, регулирующий подачу воздуха в
скважину; предохранительный клапан с отводом в безопасную сторону.
Воздухопровод должен быть опрессован на полуторное рабочее давле-
ние. Предохранительный клапан должен открываться при давлении,
превышающем рабочее на 15%. Превентор необходимо проверять на
герметичность и надёжность в работе каждую смену.
При наращивании инструмента уменьшают давление в нагнета-
тельной линии до нуля. Спуско-подъёмные операции производят при
включённом вытяжном вентиляторе или в респираторах.
Запрещается прекращать подачу воздуха перегибанием шланга,
отогревать замерзшие шланги открытым огнём.
Меры безопасности при ликвидации аварий и ликвидации скважин
Аварии, как правило, ликвидируются по плану под руководством
бурового мастера. Ликвидация аварии сопряжена со сложными и опас-
ными операциями: частыми спуском и подъёмом инструмента, ловиль-
ными работами, значительными нагрузками, ударами выбивной бабой и
др. Поэтому перед ликвидацией аварии все рабочие должны быть до-
полнительно проинструктированы, а результаты инструктажа занесены
в журнал регистрации инструктирования рабочих. До начала работ бу-
ровой мастер обязан проверить исправность вышки или мачты, обору-
дования, талевой системы, спуско-подъёмного инструмента и контроль-
но-измерительных приборов.
Если машинист буровой установки приступает к расхаживанию
аварийного бурового снаряда или производит натяжку труб домкратом,
все рабочие должны покинуть буровую установку и удалиться на безо-
пасное расстояние.
595
39*
Расхаживать снаряд без индикатора веса на неподвижном конце
каната запрещается.
Прихваченный снаряд или обсадные трубы разрешается вытяги-
вать только гидравлическими домкратами, причем:
- домкрат устанавливают на прочном основании без подкладок и
крепят цепью или канатом к фундаменту станка;
- во избежание разлета клиньев домкрата при отрыве натянутых
труб клинья должны быть связаны между собой и прикреплены к дом-
крату или станку стальным канатом;
- извлекаемые домкратом трубы должны быть подвешены на
полностью натянутом канате, а барабан лебёдки надёжно заторможен;
- при перекосе домкрата необходимо снять нагрузку и затем уст-
ранить перекос.
Запрещается:
- производить натяжку труб одновременно при помощи домкрата
и лебёдки станка и удерживать натянутые трубы талевым канатом при
перестановке и выравнивании домкрата;
- применять прокладки между головками домкрата и лафетом
или хомутами, а также класть на домкрат какие-либо предметы;
- работать с неисправным манометром при утечке масла из гид-
росистемы;
- допускать выход штоков поршней домкрата более чем на 3/4 их
длины, резко снижать давление открытием выпускной пробки, освобо-
ждать верхний зажимной хомут (лафет) ударами падающего сверху гру-
за.
При использовании ударной бабы необходимо;
- следить за тем, чтобы соединения бурильных труб не развинчи-
вались, а резьбовые соединения ударной бабы были закреплены и за-
шплинтованы;
- во время работы периодически проверять и подтягивать резьбо-
вые соединения труб, а рабочих перевести в безопасное место;
- при выбивании труб вверх под ударной бабой устанавливать
поворотный хомут.
При выполнении ловильных работ необходимо соблюдать сле-
дующие меры безопасности.
1. Ловильный снаряд подвешивать на талевом канате, а после ус-
тановки его на аварийную колонну натягивать канат. Опасность трав-
мирования здесь возникает при резком движении колонны труб вниз,
соскальзывании ловильного инструмента с аварийных труб, чему спо-
собствует слабонатянутый канат лебёдки;
2. Навинчивать ловильный инструмент на аварийный буровой
снаряд с помощью вращателя станка. Допускается навинчивать ловиль-
ный инструмент вручную. При этом шарнирный ключ следует устанав-
ливать с учетом натяжения каната с тем, чтобы при соскакивании ло-
вильного инструмента исключалась возможность защемления рук по-
596
мощника машиниста буровой установки между ключом и кондуктором
или труборазворотом (деталями станка);
3. Развинчивать аварийные трубы ловильными инструментами не
вручную, а с применением вращателя станка.
Пример 1. Машинист буровой установки с помощником ликви-
дировали аварию, связанную с обрывом бурового снаряда.
В процессе работы машинист для соединения с аварийной бу-
рильной трубой периодически поднимал и опускал шпиндель бурового
станка. Во время опускания шпинделя он оступился и, чтобы не упасть,
правой рукой схватился за гидравлическую трубку. В этот момент шток
находился вблизи руки. Машинист растерялся и вместо того, чтобы ос-
тановить шпиндель, левой рукой увеличил скорость подачи шпинделя
вниз. Шток, опускаясь, прижал указательный палец правой руки к гид-
равлической трубке.
Причины несчастного случая: 1) неосторожные действия рабоче-
го; 2) отсутствие бурового мастера при выполнении сложных работ (ли-
квидация аварии).
Пример 2. В процессе бурения скважины произошёл прихват бу-
рового снаряда с прекращением циркуляции промывочной жидкости.
Для повышения грузоподъёмности лебёдки машинист буровой установ-
ки перекрепил неподвижный конец талевого каната с основания вышки
на талевый блок. Однако расхаживанием освободить снаряд не удалось.
Был составлен план ликвидации аварии, согласно которому в скважину
закачали 2,5 м3 нефти и инструменту дали натяжку. Старший инженер
участка устным распоряжением запретил проводить какие-либо работы
по ликвидации аварии до следующего дня. Однако буровой мастер по-
сле отъезда старшего инженера самовольно приступил к расхаживанию
инструмента.
В процессе расхаживания машинистом буровой установки созда-
вались недопустимые нагрузки, при которых срабатывала электрозащи-
та установки. При очередном натяжении снаряда произошёл срыв рамы
с основания, смещение и выход станка из зацепления с рамой. Припод-
нятым на ходовом конце талевого каната станком была разрушена пе-
редняя часть бурового здания, и упавшими щитами и элементами пере-
крытия травмирован буровой мастер.
Причины несчастного случая: 1) неисправность бурового станка;
2) неправильный монтаж станка с отступлениями от схемы крепления,
предусмотренной его конструкцией; 3) низкая трудовая дисциплина ра-
бочих, слабый контроль руководителей за техническим состоянием бу-
рового оборудования и соблюдением работающими правил безопасного
ведения работ.
После окончания бурения и выполнения всех исследований
скважины ликвидируются в соответствии с Правилами ликвидационно-
го тампонажа буровых скважин различного назначения, заыпки горных
597
выработок и заброшенных колодцев для предотвращения загрязнения и
истощения подземных вод.
При ликвидации убирается фундамент буровой установки, засы-
паются все ямы и шурфы. Почва очищается от горюче-смазочных мате-
риалов. На культурных землях проводится рекультивация.
При бурении с поверхности водоёмов и льда проводятся меры по
предупреждению засорения водоёма, создания помех судоходству и ры-
боловству. Запрещается оставлять обсадные трубы выступающими над
дном водоема.
§3 . ТРЕБОВАНИЯ К РАБОТЕ С БУРОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ
И ИНСТРУМЕНТОМ
Оборудование и инструмент должны содержаться в исправности
и чистоте, соответствовать техническим условиям завода-изготовителя
и применяться в соответствии с требованиями эксплуатационной и ре-
монтной документации.
Использовать неисправное оборудование, аппаратуру, инстру-
мент, приспособления и средства индивидуальной защиты запрещается.
Все вращающиеся и движущиеся части машин и механизмов (ма-
ховики, трансмиссии, шестерни, зажимные патроны шпинделей, концы
валов и т. д.) должны надежно ограждаться.
В процессе бурения несчастные случаи чаще всего происходят
при прикосновении и захвате пострадавших вращающимися деталями
механизмов (шпинделем, зажимными патронами, бурильной трубой,
навивающимся на ведущую трубу нагнетательным шлангом), а также
при падении отвернувшегося сальника, сорванного нагнетательного
шланга и др.
Запрещается:
- работать без ограждений и при их неисправности;
- оставлять на ограждениях какие-либо предметы;
- снимать ограждения или часть их до полной остановки под-
вижных частей;
- ходить по ограждениям или под ними;
- выходить за ограждения, перешагивать через неогражденные
движущиеся части машин и механизмов, неогражденные канаты или ка-
саться их;
- работать без рукавиц, каски, в незастегнутой широкополой
спецодежде, в шарфах и платках со свисающими концами;
- работать при отсутствии или неисправности контрольно-
измерительных приборов.
Перед пуском механизмов и включением аппаратуры и приборов
необходимо дать предупредительный сигнал.
Во время работы механизмов запрещается:
598
- ремонтировать их, подтягивать крепления, регулировать, чис-
тить, смазывать непредусмотренным способом:
- притормаживать движущиеся части механизмов, надевать, сни-
мать, направлять ремни, канаты или кабели на барабаны как при помо-
щи ломов, ваг, так и непосредственно руками;
- включать приводы механизмов без предупреждения и не убе-
дившись в том, что это безопасно для остальных членов бригады;
- включать приводы устройствами, не предназначенными для
этой цели.
При ремонте и осмотре механизмов необходимо выключить при-
воды, принять меры против их ошибочного включения, а на пусковых
устройствах вывесить предупредительный знак «Не включать - работа-
ют люди».
Ограждение вращающихся и движущихся деталей и механизмов
должно быть прочным. Нижний зажимной патрон вращателя оборуду-
ется съёмным или подвесным ограждением.
Нагнетательный шланг должен иметь предохранительное креп-
ление для предотвращения заматывания вокруг ведущей трубы и паде-
ния вместе с сальником при самопроизвольном отвинчивании последне-
го. Если все же при заедании сальника нагнетательный шланг будет на-
виваться на ведущую трубу, категорически запрещается удерживать его
руками. Необходимо быстро отключить двигатель. Промывочный саль-
ник необходимо регулярно смазывать и следить за его исправностью.
Перед ремонтом сальника, трубопроводов, шлангов необходимо вы-
ключить станок и буровой насос, а затем снять давление в нагнетатель-
ной линии. Отвинчивать сальник следует только после подхвата его та-
левым канатом, а навинчивать - на полу бурового здания или на приём-
ном мосту.
В процессе бурения, когда помощник машиниста буровой уста-
новки освобождается от работ, связанных с подготовкой к углублению
скважины, он должен вместе с машинистом наблюдать за процессом
бурения и работой бурового оборудования.
При наблюдении за агрегатом в процессе бурения необходимо
прослушивать шумы; следить за показаниями контрольно-
измерительных приборов; проверять нагрев подшипников и узлов; сле-
дить, чтобы не было подтекания масла в гидросистеме и в системах
смазки, утечки воды из насоса и системы охлаждения лебёдки, дизеля,
подтеков топлива.
Во время работы станка запрещается:
- вручную определять рабочий замер ведущей трубы;
- производить уборку вблизи устья скважины;
- чистить и смазывать вращатель;
- перешагивать через карданный вал, а при наклонном и горизон-
тальном бурении - через ведущую бурильную трубу.
Во время спуско-подъёмных операций запрещается:
599
- работать на лебедке с неисправными тормозами;
- охлаждать трущиеся поверхности тормозных шкивов водой,
глинистым раствором и др.;
- стоять в непосредственной близости от спускаемых (поднимае-
мых) труб и элеватора;
- спускать не полностью свинченные трубы;
- производить быстрый спуск на всех уступах и переходах в
скважине;
- держать на весу буровой инструмент с помощью груза, поло-
женного на рукоятку тормоза лебёдки, или заклиниванием рукоятки;
- проверять или чистить резьбовые соединения голыми руками;
- применять элеваторы, крюки, вертлюжные серьги с неисправ-
ными запорными приспособлениями или без них.
Ручной инструмент (кувалды, молотки, ключи, лопаты и другие)
должен содержаться в исправности. Инструменты с режущими кромка-
ми или лезвиями следует переносить и перевозить в защитных чехлах
или сумках. Рукоятки трубных ключей могут быть удлинены плотным
надеванием на них бесшовных патрубков, не имеющих каких-либо по-
вреждений. Длина сопряжения должна быть не менее 0,2 м, а общая
длина ключа - не более 2 м.
Буровые насосы и их обвязку перед вводом в эксплуатацию и по-
сле каждого монтажа проверяют - опрессовывают водой на полуторное
расчетное максимальное давление, предусмотренное геолого-
техническим нарядом, но не выше максимального рабочего давления,
указанного в техническом паспорте насоса.
Предохранительный клапан должен срабатывать при давлении на
30% ниже опрессовочного.
О результатах опрессовки составляется акт.
Нарушение этих правил приводит к несчастным случаям.
Пример 1. В процессе бурения скважины на глубине 47 м прекра-
тился гидротранспорт керна. Машинист буровой установки решил про-
давить прямой промывкой заклиненный керн в керноприемной трубе. С
этой целью он приподнял снаряд над забоем, поставил его на подклад-
ную вилку и дал задание своему помощнику перевести двухходовой
вентиль в положение на прямую промывку.
Помощник машиниста с помощью молотка перевёл кран, после
чего машинист включил насос. От создавшегося в манифольде давления
нагнетательный рукав лопнул, и струя воды ударила в лицо помощника
машиниста.
Причины несчастного случая: 1) использование изношенного на-
гнетательного шланга; 2) нарушение правил опрессовки манифольдной
линии бурового насоса, выразившееся в установке предохранительного
клапана на давление, превышающее расчетное; 3) отсутствие постоян-
ного контроля за состоянием техники безопасности со стороны бурово-
го мастера и машиниста.
600
Пример 2. Вахта спускала буровой снаряд на забой. Машинист
буровой установки находился за рычагами управления лебёдки агрегата,
а помощник машиниста у механизма труборазворота устанавливал и
снимал подкладную вилку.
В момент натяжения подъёмного каната, когда помощник маши-
ниста держался за ручку подкладной вилки, от самопроизвольного раз-
винчивания гайки штока вследствие механического разрыва стопорной
планки и последующего среза двух крепежных винтов, произошёл об-
рыв штока вертлюга-амортизатора. В результате падения штока вместе
с элеватором помощнику машиниста была нанесена травма.
Причина несчастного случая: отсутствие проверки технического
состояния оборудования, в частности, осмотр вертлюгов-амортизаторов
без их разборки.
Пример 3. Машинист буровой установки и его помощник произ-
водили буровые работы на агрегате, оснащенном буровой мачтой. В
процессе бурения в результате заклинивания промывочного сальника
нагнетательный шланг закрутился вокруг ведущей трубы, и сальник за-
тянуло под направляющий трос.
Для освобождения сальника и шланга машинист буровой уста-
новки послал на мачту помощника. После освобождения сальника и
шланга его помощник для предотвращения закручивания стал удержи-
вать шланг правой рукой. Так как промывочный сальник был заклинен,
то при включении электродвигателя вновь произошло закручивание
шланга, которым захватило правую руку помощника машиниста.
Причины несчастного случая: 1) грубое нарушение правил безо-
пасности со стороны машиниста, по указанию которого его помощник
удерживал нагнетательный шланг руками от закручивания вокруг на-
правляющей трубы; 2) неисправность промывочного сальника; 3) низ-
кая требовательность со стороны руководителей и службы техники
безопасности экспедиции к рабочим, занятым на буровых работах, по
соблюдению правил безопасности.
§4 . МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ, ДВИГАТЕЛЕЙ ВНУТРЕННЕГО
СГОРАНИЯ, НАСОСОВ И КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК
Буровое электрооборудование работает в тяжёлых условиях виб-
рации, влажности, запылённости, что может привести к различным ви-
дам повреждений: перегоранию предохранителей, повреждению элек-
тропроводки, смещению вращающихся деталей, разрегулировке контак-
тов, выходу из строя электродвигателей. В связи с этим правильному
обслуживанию и своевременному проведению ремонтно-
профилактических мероприятий бурового электрооборудования прида-
ётся большое значение.
601
38 Зак. 274
Электрооборудование по виду исполнения должно отвечать ус-
ловиям среды, в которой оно применяется, и иметь заземление. Элек-
трооборудование, установленное на открытых площадках, должно быть
защищено от атмосферных осадков.
Перед пуском в эксплуатацию электрооборудования необходимо
проверить соответствие включающих и защитных устройств пусковым
и рабочим токам.
На буровых вышках запрещается применять открытые рубильни-
ки и открытые предохранители. Для этой цели необходимо использо-
вать магнитные пускатели или пакетные выключатели закрытого типа с
заземлением их металлических кожухов.
Выводы обмоток электродвигателей должны быть надёжно за-
крыты ограждениями. Снимать эти ограждения во время работы элек-
тродвигателей запрещается.
Перед пусковыми устройствами должны находиться диэлектри-
ческие подставки.
Запрещается:
- обслуживать электрооборудование в сырой одежде;
- пускать электродвигатель под нагрузкой;
- заменять предохранители под напряжением;
- пускать и останавливать электроустановки без диэлектрических
перчаток;
- накрывать брезентом и другим воспламеняющимся материалом
работающие электродвигатели, генераторы и др.;
- эксплуатировать электрооборудование при неисправных блоки-
ровочных устройствах.
Передвижные электростанции, в том числе и самоходные элек-
трифицированные буровые установки, должны иметь распределитель-
ные щиты со всеми необходимыми измерительными приборами и за-
щитными средствами.
Перед пуском генератора необходимо убедиться в наличии и ис-
правности диэлектрических перчаток, бот, ковриков. При появлении
дыма или запаха гари из генератора требуется немедленно остановить
электростанцию. Остановка электростанции необходима при недопус-
тимом искрении щёток генератора, перегреве подшипников, уменьше-
нии напряжения ниже допустимой величины, отклонении от допусти-
мых пределов частоты.
При ремонтных работах следует:
- провести соответствующие переключения и отключения, пре-
пятствующие ошибочной подаче напряжения к месту работы;
- вывесить плакаты «Не включать - работают люди»;
- установить ограждения.
Запрещается снимать средства наглядной агитации, переставлять
и убирать временные ограждения и переносные заземления.
602
Все лица, обслуживающие электроустановки, должны уметь ока-
зывать первую помощь при поражении электрическим током.
Обслуживание двигателей внутреннего сгорания и уход за ними
должны проводить только рабочие соответствующей квалификации.
Обслуживание заключается в контроле за состоянием отдельных узлов
и механизмов, показаниями контрольно-измерительной аппаратуры, в
строгом соблюдении инструкции по эксплуатации и уходу. Горюче-
смазочные материалы должны отвечать техническим условиям.
Прокладки должны предотвращать возможность проникновения
отработанных газов в помещение.
Пуск двигателя и механизмов буровых установок разрешается
только после:
- проверки наличия ограждений на механизмах и отсутствия
вблизи вращающихся частей и в пределах ограждения людей;
- подачи установленного сигнала о пуске механизмов.
Запрещается заводить двигатель рукояткой «в обхват» и наматы-
ванием пускового шнура на руку, так как при раннем зажигании могут
произойти преждевременная вспышка и обратный удар.
Запрещается пуск двигателя под нагрузкой, при неисправных
контрольно-измерительных приборах и механизмах регулирования час-
тоты вращения; приёмами, не предусмотренными инструкцией, с по-
мощью вливания в цилиндры, клапаны и всасывающие трубопроводы
бензина и других легковоспламеняющихся жидкостей.
Перед пуском двигателя необходимо убедиться, что на вращаю-
щихся частях нет трещин, а шкивы и маховики плотно насажены на ва-
лы. При пуске двигателя в осенне-зимний период подогрев должен про-
изводиться горячей водой или заливкой тёплого масла, подогревать то-
пливные маслопроводы открытым огнем категорически запрещается.
Рабочие обязаны выполнять следующие требования:
- не производить чистку, смазку и ремонт двигателя на ходу;
- при доливе воды в радиатор работающего двигателя открывать
пробку защищенной от ожога рукой, а самому находиться с наветрен-
ной стороны;
- систематически наблюдать за топливной системой и немедлен-
но устранять обнаруженные утечки;
- периодически очищать выхлопную трубу от нагара;
- соблюдать правила безопасности при обращении с этилирован-
ным бензином;
- не оставлять работающий двигатель без присмотра.
Категорически запрещено заправлять двигатель горючим во вре-
мя его работы.
Запрещается обмывать и обтирать двигатель и отдельные его час-
ти тряпкой, смоченной в бензине; допускать длительные перегрузки
двигателя.
При «разносе» дизеля следует:
603
38*
- немедленно выключить подачу топлива;
- закрыть доступ воздуха в цилиндры или открыть декомпресси-
онные краны;
- по возможности дать нагрузку на двигатель.
Запрещается тормозить двигатель средствами, не предусмотрен-
ными их конструкцией.
Перед ремонтом необходимо принять меры, исключающие само-
про-извольный пуск двигателя, а также движение и вращение его от-
дельных узлов и деталей.
Пример 1. Для установления места подтекания топлива из дизеля
при работающем дизеле рабочий протянул руки под патрубок помпы и
был травмирован лопастями вентилятора.
При ремонтных работах запрещается заправлять горючим неос-
тывшую паяльную лампу, перегревать её, пользоваться неисправной
лампой.
Во время работы насосов необходимо следить за показателями
манометров, буровые насосы, кроме исправных манометров, должны
иметь компенсаторы и предохранительные клапаны (заводского изго-
товления), срабатывающие при давлении, на 5% превышающем макси-
мальное рабочее давление насоса. Исправность предохранительных
клапанов должна периодически проверяться.
Пример 2. Буровая смена перебуривала интервал скважины.
Опустив на забой двойную колонковую трубу, машинист буровой уста-
новки включил насос для промывки скважины. Поскольку колонковая
труба оказалась забитой шламом, в нагнетательной системе создалось
повышенное давление. В результате крепление нагнетательного шланга
насоса было сорвано, и отлетевшим стяжным хомутом травмирован
машинист.
Причины несчастного случая: отказ в работе предохранительного
клапана насоса, а также ненадёжность крепления нагнетательного
шланга к насосу. Перед забуриванием скважины опрессовка нагнета-
тельной системы не проводилась.
Перед пуском насоса необходимо убедиться, что задвижки и вен-
тили открыты.
Запрещается продавливать с помощью насоса пробки в трубо-
проводах. Восстановление циркуляции в скважине должно произво-
диться постепенным увеличением подачи промывочной жидкости на
забой.
При пуске насосов после остановок зимой следует убедиться в
проходимости трубопроводов.
Запрещается ремонтировать обвязки насосов во время подачи по
ним жидкости.
Пример 3. Перед подъёмом керна заклиночный материал залав-
ливался промывочной жидкостью. При этом в нагнетательной линии
создалось давление около 3 МПа, и появилась утечка в месте соедине-
604
ния нагнетательного шланга со стояком манифольда. По указанию ма-
шиниста буровой установки его помощник поднялся на крышу бурового
здания и начал укреплять болты зажима нагнетательного шланга. В этот
момент давление в нагнетательной линии достигло 4 МПа, шланг вы-
рвало из зажима, и его концом и струёй промывочной жидкости рабо-
чему была нанесена тяжелая травма.
Причина несчастного случая: нарушение правил техники безо-
пасности машинистом буровой установки, который, будучи старшим в
смене, направил подчиненного устранять неисправность на линии, на-
ходившейся под давлением.
Соединять шланги с насосом, сальником и между собой можно
только с помощью стандартных устройств, предусмотренных на меха-
низмах, и при помощи стяжных хомутов.
Нельзя ремонтировать компрессоры и трубопроводы, находящие-
ся под давлением.
Присоединять шланги к компрессору или нагнетательной маги-
страли, соединять шланги можно только при закрытом вентиле магист-
рали или компрессора специальными хомутами или зажимами.
Перед присоединением шланга его следует продуть воздухом из
воздухосборника для удаления влаги, масла и пыли.
Присоединять шланги, а также соединять отдельные звенья меж-
ду собой разрешается при помощи исправных ниппелей, штуцеров,
стяжных металлических хомутов; применять для соединения шлангов
проволоку запрещается. При прокладке шлангов необходимо следить,
чтобы они не натягивались, не образовывали петель, не приближались к
проводам под напряжением.
При эксплуатации передвижных компрессоров наибольшую
опасность представляет взрыв в цилиндрах воздушных компрессоров,
воздухосборниках, воздухопроводах.
Взрыв может произойти по следующим причинам:
- неудовлетворительное состояние системы смазки и низкое каче-
ство смазочного масла;
- перегрев стенок цилиндра компрессора вследствие значительно-
го повышения температуры сжимаемого воздуха;
- давление сжатого воздуха выше допустимого;
- неправильный монтаж и эксплуатация оборудования.
К самостоятельному управлению и обслуживанию передвижных
воздушных компрессорных станций допускаются обученные и имею-
щие специальные удостоверения рабочие, хорошо знающие действие и
устройство воздушных компрессоров и их приводных двигателей.
Надёжная и безопасная работа компрессорной станции зависит
прежде всего от правильной организации её эксплуатации, обслужива-
ния и ремонта в точном соответствии с инструкцией завода-
изготовителя.
605
Во время работы компрессорные станции желательно распола-
гать на горизонтальных площадках в затенённых и сухих местах. Колёса
компрессорных станций должны быть закреплены (подклинены).
§5 . МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
Ответственность за пожарную безопасность, своевременное вы-
полнение противопожарных мероприятий и исправное содержание
средств пожаротушения в геологических организациях возлагается на
начальников (руководителей) этих организаций. На участках работ, в
том числе на буровых установках, ответственность возлагается на руко-
водителей участков.
Лица, ответственные за пожарную безопасность, обязаны знать и
выполнять Правила пожарной безопасности для геологоразведочных
организаций и предприятий и осуществлять контроль за их выполнени-
ем всеми работающими, которые должны пройти инструктаж, уметь
правильно пользоваться средствами пожаротушения, сигнализации и
связи.
Вокруг каждой буровой установки территория должна очищаться
от сухой травы, валежника, кустарника и деревьев в радиусе 15 м.
По границе этой территории прокладывается и содержится в
очищенном состоянии в течение пожароопасного периода минерализо-
ванная полоса шириной не менее 1,4 м.
Все объекты должны быть оснащены техническими средствами
согласно нормам обеспечения объектов пожарной техникой (табл. 136).
Весь пожарный инвентарь должен быть окрашен в красный цвет.
Комплект пожарного ручного инструмента размещают на щите, кото-
рый вывешивают на видных и доступных местах.
При эксплуатации двигателей внутреннего сгорания необходимо
соблюдать следующие правила пожарной безопасности:
- для сбора стекающего масла под двигатель устанавливают ме-
таллический поддон;
- глушитель систематически очищают от нагара;
- топливный бак должен иметь вместимость не более чем на 8 ча-
сов работы.
Запрещается:
- заправлять горюче-смазочными материалами работающий дви-
гатель и пользоваться для освещения открытым огнём при заправке ба-
ков горючим и определении его уровня в баке;
- разогревать маслопроводную и топливопроводную арматуру
двигателя открытым огнем (факелами, паяльной лампой) и допускать у
двигателя подтекание масла и топлива;
- применять для растопки печей легковоспламеняющиеся жидко-
сти и масла;
606
- пользоваться неисправными и самодельными печами и электро-
приборами;
- оставлять без присмотра работающие двигатели внутреннего
сгорания, топящиеся печи, включенные электроприборы, горелки и др.;
сушить замасленную одежду на печах и отопительных приборах.
Таблица 136
Нормы обеспечения объектов пожарной техникой
Объекты Огнетушитель, шт. Пожарный инвентарь Пожарный ручной ин- струмент (топор, ба- гор, лом), компл.
Хими- ческий пенный Угле- ки- слот- иый Ящик с пес- ком вме- стимо- стью 0,2 м3и лопа- та, компл. Вой- лок, асбе- стовое полот- но, кошма разме- ром 2x2 м, шт Ём- кость с водой вме- стимо- стью 250 л., шт.*/ Вед- ро по- жар- ное
Стационарные бу- ровые установки:
а.) с приводом от эле ктродвнгателя 2 1 2 - 1 2 2
б) с приводом от двигателя внутрен- него сгорания 2 2 - 1 2 2
Буровые установки (без бурового зда- ния):
а) передвижная 1 - 1 1 - 1 1
б) самоходная 1 1 1 1 - 1 1
*/ При наличии ёмкостей с жидкостью, нс с одержащей нефтяной плёнки
и других органических добавок, бочки с водой не обязательны.
При ремонте (профилактике) оборудования запрещается:
- мыть детали бензином и керосином в неприспособленных по-
мещениях, разбрасывать использованные обтирочные материалы;
- очищать промежуточные холодильники, влагомаслоотделители
компрессоров выжиганием;
- пользоваться зубилами и молотками для открывания бочек с го-
рюче-смазочными материалами, так как при ударе возможно высекание
искры и воспламенение горючего.
При монтаже двигателей внутреннего сгорания следует учиты-
вать, что загорание стен и других конструкций может произойти от на-
гретой выпускной трубы. Зазор между трубой, деревянными и. другими
горючими конструкциями должен быть не менее 0,15 м. Трубу следует
обёртывать асбестом или сделать вокруг неё песочницу. При вертикаль-
ной прокладке через крышу выпускная труба должна выводиться не ме-
нее чем на 1,5 м выше крыши, при горизонтальной - не ближе 3 м от
607
стен. Трубы должны оборудоваться искрогасителями. Если двигатель
устанавливается на деревянном полу, то последний обивается листовым
железом по асбесту на 0,5 м вокруг двигателя.
Нельзя подогревать ГСМ на печах и открытом огне и хранить в
буровых зданиях в количестве, превышающем сменную потребность.
Горючие жидкости запрещается хранить в открытой, стеклянной и не-
исправной таре; у печей, выхлопных труб двигателей.
ГСМ должны храниться на расстоянии не менее 50 м от буровых
установок с соблюдением необходимых мер безопасности.
Нарушение требований пожарной безопасности приводит к по-
жарам, приносящим часто значительный материальный ущерб произ-
водству и создающим опасность травмирования людей.
Пример J. Машинист буровой установки и помощник машиниста
заступили на вахту, но из-за отсутствия глинистого раствора, не достав-
ленного в связи с бураном, к буровым работам не приступили.
Машинист, чтобы предотвратить замерзание глинистого раствора
в циркуляционной системе, решил её прокачать. Для этого во всасы-
вающий шланг залили дизельное топливо и прокачали его через нагне-
тательный шланг, промывочный сальник и ведущую бурильную трубу.
При прокачивании промывочной жидкости через отводной шланг
и сальник, служащий для выдавливания керна из колонковой трубы
промывочной жидкостью, в шланге и насосе создалось давление, так
как в сальнике оказался замерзший глинистый раствор. Отключив на-
сос, машинист открыл кран на нагнетательном шланге, но дизельное
топливо не пошло и по этой системе. Чтобы освободить систему от ди-
зельного топлива, находящегося под давлением, машинист стал греть
паяльной лампой сальник отводного шланга, расположив его на полу
буровой возле устья скважины. В это время из-под резиновой прокладки
насоса в сторону пламени паяльной лампы брызнула струя дизельного
топлива, которая воспламенилась и вызвала на буровой пожар.
Причины возникновения пожара: 1) применение открытого огня
на буровой; 2) пуск насоса после длительных остановок зимой без пред-
варительной проверки трубопроводов; 3) продавливание с помощью на-
соса пробки, образовавшейся в трубопроводе.
Пример 2. В процессе работы машинист дал задание помощнику
слить из топливного бака дизеля отстой, который периодически удаля-
ется, чтобы исключить попадание воды в дизельное топливо. Помощник
машиниста подставил под бак поддон, открыл кран, и дизельное топли-
во начало стекать в подставленную ёмкость. Как выяснилось, в под-
ставленном поддоне оказалось отверстие, и дизельное топливо из него
растеклось по полу. Помощник машиниста решил, что по полу растека-
ется вода от промывочного насоса, набрал из поддувала печки горячей
золы и высыпал ее на лужу. Топливо воспламенилось, и загорелся пол.
Попытка машиниста и его помощника ликвидировать пожар с помощью
608
порошкообразного асбеста была безуспешной, и спасти агрегат им не
удалось.
Причины возникновения пожара: 1) халатное отношение членов
буровой бригады к правилам пожарной безопасности при производстве
буровых работ; 2) отсутствие контроля со стороны машиниста буровой
установки за действиями помощника во время работы; 3) слабая обу-
ченность буровой бригады действиям во время возникновения очага
пожара, выразившаяся в неприменении огнетушителя и промывочного
насоса для тушения пожара; 4) недостаточный контроль со стороны ад-
министрации и инженерно-технических работников за соблюдением
правил пожарной безопасности при производстве буровых работ.
При устройстве отопления в буровых установках должны соблю-
даться требования пожарной безопасности. Трубы от печей должны
иметь искрогасители и выводиться не менее чем на 1,5 м выше крыши
бурового здания. При прохождении трубы через деревянные конструк-
ции или около них зазор между трубой и конструкцией должен быть не
менее 15 см. Труба при этом должна быть обернута асбестом.
Расстояние от стенки бурового здания до печки должно быть не
менее 0,7 м. При наличии между печью и стенок бурового здания "во-
дяной рубашки" можно устанавливать печь на расстоянии 0,3 м от стен.
Сгораемые стены бурового здания у печки, а также пол под печкой и
вокруг неё на расстоянии 0,5 м должны обиваться листовой сталью по
асбесту или войлоку, смоченному в глинистом растворе. Перед топкой
прибивается лист размером 50x70 см.
При неправильном отоплении буровых вышек бывают пожары,
приносящие большой материальный ущерб, и несчастные случаи,
большая часть которых связана с применением для отопления дизельно-
го топлива и бензина.
Пример 3. Буровая вахта в составе машиниста буровой установки
и его помощника в 8 часов закончила работу в своей смене. Ввиду того,
что в этот день были сильный мороз и буран, они приступили к выпол-
нению работ по временной остановке бурового агрегата, зная, что в этих
условиях следующая смена может не приехать. В 10 ч во время подъёма
ведущей трубы помощник машиниста увидел в верхней части обшитой
мачты дым. Для выяснения причины рабочие вышли из бурового здания
и увидели, что горит правый угол обшивки мачты на высоте 1,5 м от
крыши здания.
Забравшись на крышу, они пытались с помощью верхней одежды
и воды ликвидировать пламя. Принятыми мерами пожар ликвидировать
не удалось. В результате были полностью уничтожены буровое здание и
оборудование.
Причины пожара: 1) выброс пламени с пучком раскалённых искр
из трубы печи на фанерную обшивку буровой вышки в результате ис-
пользования ГСМ (солярки) в качестве топлива в неприспособленной
для этого печи; 2) использование открытого огня при разогревании ме-
609
ханизмов или системы нагнетания промывочной жидкости; 3) исполь-
зование легковоспламеняющегося материала (фанеры) для обшивки бу-
ровой мачты без пропитки специальным огнестойким составом.
Все буровые установки должны иметь естественное и искусст-
венное (электрическое) освещение.
Основным требованием к электрическому освещению является
достаточная и равномерно распределенная освещённость рабочих мест.
Для осветительных сетей на передвижных и стационарных буро-
вых установках при производстве работ на поверхности должно приме-
няться напряжение не выше 220 В.
В качестве аварийного освещения на буровых установках могут
применяться переносные электрические лампы напряжением до 12 В.
Применение открытого огня на буровых вышках запрещается.
При монтаже электроосвещения запрещается подвешивать элек-
трические провода на гвоздях, пропускать их без трубок через сгорае-
мые переборки, зажимать дверями и окнами. Ввод электрических про-
водов в помещения и подвод к электроустановкам должен осуществ-
ляться через стандартные предохранители.
Для отключения электроэнергии, питающей буровую установку,
на расстоянии не менее 5 м от неё на столбе должен быть установлен
рубильник или фидерный автомат.
Запрещается располагать электропроводку в буровой вышке и
буровом здании в местах возможного её повреждения.
При проходке газоносных пластов электродвигатели, светильни-
ки, приборы должны быть во взрывобезопасном исполнении. При газо-
выделении следует выключить местное освещение буровой установки и
дальнейшие работы производить, пользуясь прожекторами, установлен-
ными в местах, где скопление газа маловероятно.
Для предупреждения скопления статического электричества на
приводных ремнях рабочая (трущаяся) поверхность последних должна
смазываться смесью молотого графита с глицерином.
§6 . ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
И РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ЗЕМЕЛЬ
В Конституции Российской Федерации записано (Ст.42): "Каж-
дый имеет право на благоприятную окружающую среду, достоверную
информацию о её состоянии и на возмещение ущерба, причинённого его
здоровью или имуществу экологическим правонарушением".
В нашей стране, как и в зарубежной практике, существуют феде-
ральные законы, направленные на недопущение загрязнения природной
среды. Это законы: «Об охране окружающей природной среды», «О не-
драх», «О континентальном шельфе Российской Федерации, «Об отхо-
дах производства и потребления» и другие.
610
Проблеме недопущения загрязнения и восстановления (рекульти-
вации) земель, нарушенных в ходе выполнения горноразведочных и бу-
ровых работ, придаётся большое значение.
В процессе сооружения скважины должны соблюдаться следую-
щие охранные мероприятия, предотвращающие загрязнение окружаю-
щей среды.
1. Попутные воды должны быть собраны в отстойных котлованах
- нефтеловушках, очищены от взвешенных частиц и примесей нефти;
отстоявшуюся нефть собирают и сжигают в специально отведенных
местах; отстоявшиеся воды при концентрациях в них веществ в преде-
лах допустимых норм в соответствии с гигиеническими нормативами
Министерства здравоохранения Российской Федерации сбрасываются в
места, которые согласовываются с органами санитарно-
эпидемиологической службы, а при повышенных концентрациях (пред-
варительно разбавляются до допустимых норм).
2. Запрещается слив использованного промывочного раствора и
химических реагентов в открытые водные бассейны и непосредственно
на почву.
3. Не допускается загрязнение почвы горюче-смазочными мате-
риалами и слив их непосредственно на почву; в случае попадания на
покрытия площадок их собирают в отстойниках-ловушках, а затем сжи-
гают в специальных установках.
По окончании буровых работ должен быть проведен комплекс
мероприятий, направленных на восстановление земель, нарушенных
производственной деятельностью, для дальнейшего использования.
1. Оборудование и железобетонные покрытия демонтируют и вы-
возят.
2. Скважину ликвидируют согласно правилам ликвидационного
тампонирования.
3. Фундаменты и якоря извлекают, а места их нахождения засы-
пают и выравнивают.
4. Сырую нефть, пригодные остатки дизельного топлива и сма-
зочных веществ вывозят для дальнейшего использования; непригодные
остатки сжигают в специальных установках.
5. Пригодный промывочный раствор вывозят для дальнейшего
использования на других скважинах. Непригодный промывочный рас-
твор в объеме более 20 м3, обработанный химическими реагентами,
обезвреживают, проверяют на полноту обезвреживания в соответствии с
гигиеническими нормативами Министерства здравоохранения РФ и
сбрасывают в места, которые согласовывают с органами санитарно-
эпидемиологической службы.
6. Отстойники засыпают, и места их нахождения выравнивают.
7. Амбары для сброса шлама и нефти ликвидируют в соответст-
вии со специальными инструкциями.
611
8. Покрытие площадки разрушают или разбирают с последующей
глубокой пропашкой (не менее 0,4 м).
9. Почвенный слой, пропитанный нефтехимическими продукта-
ми, снимают и вывозят в ближайшие отвалы или закрывают на глубину
не менее 2 м, при обеспечении его изоляции от грунтовых вод.
10. Земельные участки, нарушенные производственной деятель-
ностью, планируют и покрывают плодородным слоем (складируемым
или привозным).
11. Откосы в горных местностях укрепляют одним из следующих
способов: битумными эмульсиями, силикатными смолами, плетнями,
сваями, каменной кладкой. Сверху укладывают решетку, а затем насы-
пают привозной грунт слоем не менее 0,1 м.
Существуют следующие способы рекультивации земель горно-
технический, биологический, строительный.
При горнотехнической рекультивации засыпаются горные выра-
ботки (шурфы, канавы, траншеи), выравнивается поверхность, где про-
водились горные или буровые работы, восстанавливается почвенный
слой.
Биологическая рекультивация предусматривает озеленение зе-
мель, высадку сельскохозяйственных культур и т. д. С целью определе-
ния пригодности земель для проведения биологической рекультивации,
с предварительным исследованием свойств вскрышных и вмещающих
пород и их смесей при разведке месторождений полезных ископаемых,
принят ГОСТ 17.5.1.03-86.
В табл. 137 приведены основные значения показателей этого
стандарта.
При строительной рекультивации горные выработки используют-
ся для строительных объектов.
Геологоразведочные организации, проводящие горные и буровые
работы, затрачивают на рекультивацию земель значительные средства.
Это вызывается необходимостью восстановления ландшафта, нарушае-
мого при горных и буровых работах На участках проведения канавно-
траншейных работ образуются отвалы породы, уничтожаются почва и
растительность, изменяются гидрогеологические условия, развиваются
эрозионные явления. Часто горные и буровые работы проводятся на
землях, пригодных для выращивания сельскохозяйственных культур.
При оборудовании площадок под буровые установки снимается
верхний плодородный слой почвы. Кроме того, поверхность земли в
процессе бурения загрязняется промывочной жидкостью, зачастую со-
держащей вредные для почвы и растительности химические реагенты. В
табл 138 приведены размеры площадей земельных участков, отводи-
мых под буровые установки с привышечными сооружениями
Организации, получившие во временное пользование земельные
участки на землях сельскохозяйственного назначения или на лесных
угодьях:
612
Классификация пород для биологической рекультивации земель
Возможное использова- ние для биологической рекультивации 2 | Пригодные: | Под пашню, сенокосы, пастбища н многолетние насаждения с зональными типовыми агротехниче- скими мероприятиями; под лесонасаждения различно- го назначения. Под пашню, сенокосы и пастбища со специальны- ми агротехническими мероприятиями; в качестве подстилающих под паш- ню; под лесонасаждения различного назначения; под ложе водоёмов.
Показатель химического и гранулометрического состава Сумма фракций, % ww 00£ aairog 2» । й °
им io‘o ээнэ[\ — 10-75 V С
% ‘эХиХд с Более 1 для лесной и HU.'iyilVV) Б1П' ной зон; более 2 для степной и лесостепной зон Менее 1 для лесной и полупустын- ной зон; менее 2 для степной и лесостепной зон
’вэ ца иаи xomiraVoduo) вннэШокгхои ихэоммэ xo %‘»n О 2 ©
(g‘9 otf j-jd Hdu xonsiravoduo) jqOI/jm ‘шчижияЯои [у со д
(0м4'яэ HJ и^и xtHBiraVaduo) •/Лоэ«э о 2 с
ЭХЖВ11ЯВ ИО1ГЭИЯОМВ1ГОЭ я % ‘OzHZ/OSX3 40 0-10 о
аяжвх|ча иоигоа а % ‘ijsltoo Х1ЯНЫ1ЭЯ01 bmmXq 3,0-0,2 я G С Г
% ‘яоавхэо мохХэ 7 G Г
ихжвхпа ijohVoh j-jd QO
BNMioHdaxMedex BKM39hUJi0if0dJ-0HddMa3KH|{ гч г уму^ириоап" ные горизонты почвы Связные несцементиро- ванные оса- дочные породы
HxooMtfojitdu EiiuXdj *— 1 uiuziu- родный слой почвы х Л £ й о S с: я плодо- родные
613
Продолжение таблицы 137
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и 12 13
Малопригодные:
по физическим свойствам:
Быстро вывет- ри вающиеся сцементиро- ванные оса- дочные породы 5,5-8,4 0,1-1,0 0,0-0,4 0-10 0-30 0-3 0-5 Не определяется Различного гранулометри- ческого соста- ва После улучшения физиче- ских свойств пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесоназначения, сенокосы; травосеяние с противоэро- зионной целью; под ложе водоёмов
Несвязные несцементиро- ванные оса- дочные породы 5,5-8,4 о,1-1,0 0,0-0,4 0-10 0-30 0-3 0-5 То же 5-10 в ключ. Ме- нее 10 Под мелиоративные лесо- насаждения, травосеяние с противоэрозиониой целью, после глинования и специ- альных агротехнических мероприятий под лесона- саждения, сенокосы.
Связные несцементиро- ванные оса- дочные породы 5,5-8,4 0,1-1,0 0,0-0,4 0-10 0-30 0-3 0-5 -II- Св. 75 Ме- нее 10 После улучшения физиче- ских свойств пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения различно- го назначения, сенокосы, в качестве подстилающих под пашню; травосеяние с противоэрозиониой целью; под ложе водоёмов.
Связные несцементиро- ванные оса- дочные каменистые породы 5,5-8,4 0,1-1,0 0,0-0,4 0-10 0-30 0-3 0-5 -II- 10-75 Св. 10 После камнеуборочных работ, улучшения физиче- ских свойств пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения различно- го назначения; травосеяние с противоэрозиониой целью; под ложе водоёмов.
1 2 3 4 1 5 1 6 (8 1 9 1 io- II 12 13
по химическому составу:
кислые Связные несцементи- рованные осадочные породы 3,5-5,5 Не определяется 3-18 Не опре- деляе тся -II- 10-75 Ме- нее 10 После улучшения химиче- ских свойств пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения различно- го назначения, сенокосы и пастбища; в качестве подстилающих под паш- ню; под ложе водоёмов.
содер- жащие легко- раство- римые соли, гипс, карбо- наты Связные несцементи- рованные осадочные породы 5,5-9,0 1,0-2,0 0,4- 0,8 10-20 30- 75 Не оп- ре- дел. 5-20 -II- 10-75 Ме- нее 10 После улучшения химиче- ских свойств пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения различно- го назначения, сенокосы и пастбища; в качестве подстилающих под пашню
ио физическим свойствам и химическому составу:
Быстро вывет- ривающиеся сцементиро- ванные оса- дочные породы 3,5-9,0 1,0-2,0 0,4- 0,8 10-20 30- 75 3-18 5-20 -II- различного гранулометри- ческого соста- ва После мелиорации пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения различно- го назначения, сенокосы; травосеяние с противоэро- знонной целью.
Несвязные несцементи- рованные осадочные породы 3,5-9,0 1,0-2,0 0,4-0,8 10-20 30- 75 3-18 5-20 -II- 5-10 в ключ Ме- нее 10 После мелиорации пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения, сенокосы; травосеяние с противоэро- зионной целью
Продолжение таблицы /37
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Связные несцементи- рованные осадочные породы 3,5-9,0 1,0-2,0 0,4-0,8 10-20 30- 75 3-18 5-20 -II- Св. 75 Ме- нее 10 После мелиорации пород и специальных агротехниче- ских мероприятий под лесонасаждения, сенокосы; травосеяние с противоэро- зионной целью
Непригодные: —
по (Ьизическим сво Яствам: . —
Трудиовы- ветри ваемые скальные магматиче- ские, мета- морфические, осадочные сцементиро- ванные поро- ды Не определяется Не следует выносить поро- ды на поверхность. Необ- ходимо совершенствовать технологию горных работ с учётом захоронения пород.
Несвязные несцементи- рованные осадочные породы То же 0-5 - Не следует выносить поро- ды на поверхность. При наличии пород на поверх- ности необходимо гл и но- вание, после чего возмож- но создание мелиоратив- ных лесонасаждений; травосеяние с противоэро- зионной целью, /П . 1
Окончание таблицы 137
\ по химическому составу ~I
Таблица 138
Размеры площадей земельных участков, отводимых под буровые установки
с привышечиыми сооружениями
Буровые установки Площадь участка, м2
Класс Марки (типы) Глубина бурения, м Макси- мальная высота мачты (вышки), м Рельеф местности
Равнинный Горный
Твердо- сплавного алмаз- ного Привод буровой установки
две электри- ческий две электри- ческий
1 УКБ-12/25; УКБ- 12/25С 12,5 50 2.6 50 50 - -
2 БСК-2РПА 50 100 8,5 1200 800 2100 1300
3 МБУ-1 200 300 12,7 1500 1000 2700 1800
4 СКБ-41 300 500 13,5 1500 1000 2700 1800
5 ЗИФ-650М 500 800 19,0 2300 1500 3100 2300
7 ЗИФ-1200МР 1200 2000 25,5 3500 2600 4100 3300
8 БАК-1200/2000 2000 3000 25,5 3500 2600 4100 3300
- при бурении с применением химических и других веществ, соз-
дающих возможность загрязнения или заражения почвы и водоёмов, а
также изменения физико-химических свойств почвы, проводят в местах
возможного загрязнения или заражения мероприятия по защите окру-
жающей среды;
- по окончании срока пользования за свой счёт и своими силами
приводят их в состояние, пригодное для использования в лесном и сель-
ском хозяйстве, и возвращают в восстановленном виде прежним земле-
пользователям не позже чем через год после завершения работ;
- в местах возможного загрязнения или заражения почвы нефте-
продуктами и другими веществами (химическими реагентами, глиной,
цементом), ухудшающими её физико-химические свойства, в соответст-
вии с проектом удаляют плодородный слой почвы и складируют в спе-
циально установленных местах или создают защитное покрытие.
Глубина снятия плодородного слоя (табл. 139) устанавливается
основными землепользователями и органами государственного контро-
ля за использованием земель. Снятый плодородный слой почвы склади-
руется на возвышенных участках на границе площадки, подготовленной
для буровой установки.
Таблица 139
Норма снятия плодородного слоя почвы
(для основных типов и подтипов почв)
Типы и подтипы почв Глубина снятия, см
Дерново-подзолистые 20 (или на всю глубину пахотного слоя)
Бурозёмно-подзолистые 20-50
Дерново-карбоиатн ые 20-40
Дерново-глеевые 30-60
Бурые лесные 20-80
Светло-серые лесные 20-30
Серые лесные 20-50
Тёмно-серые лесные 40-70
Чернозёмы подзоленные и выщелоченные 40-120
Чернозёмы типичные 50- 120
Чернозёмы обыкновенные 40- 100
Чернозёмы южные 40-70
Лугово-чернозёмные 60-100
Чернозём но-л у говые 50-90
Луговые 30 - 100
Тёмно-каштановые 40 - 50
Каштановые 30-40
Светло-каштановые 30
Лугово-каштановые 40-70
Лугово-серозёмные 40- 60
Лугово-такыровидные 30
Серозёмы 20-40
Краснозёмы 40
Желтозёмы 30
Горно-луговые 30-80
Горные лугово-степные 20-70
Аллювиальные (пойменные) 40- 120
Торфяные болотные (после осушения) На всю мощность торфяного слоя
618
§ 7. КОНТРОЛЬ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НАРУШЕНИЕ
ПРАВИЛ И НОРМ ОХРАНЫ ТРУДА
Надзор за соблюдением охраны труда и правил безопасности
осуществляют Госгортехнадзор России и его местные органы.
Надзор за состоянием охраны труда осуществляется.
- подразделениями службы государственного контроля природо-
пользования и охраны окружающей природной среды департаментов и
комитетов природных ресурсов Министерства природных ресурсов
Российской Федерации;
- специально уполномоченными государственными органами и
инспекциями, не зависящими в своей деятельности от администрации
подконтрольных организаций и их вышестоящих органов;
- профессиональными союзами и состоящими в их ведении тех-
ническими и правовыми инспекциями.
Технические инспекции труда осуществляют контроль за безо-
пасностью работ и состоянием производственной санитарии, а также
соблюдением законодательства об охране труда на правах государст-
венного надзора.
Технический инспектор труда имеет право беспрепятственно
проходить на контролируемые им объекты работ, требовать от админи-
страции предоставления необходимых документов и объяснений по во-
просам охраны труда, проверять состояние техники безопасности, да-
вать предписания об устранении нарушений и запрещать работу на
объектах.
В основу этой работы положены совершенствование методов
планирования мероприятий по охране труда, разработка и внедрение
системы управления охраной труда, изучение и внедрение системы
стандартов безопасности труда (ССБТ), в том числе и разработка стан-
дартов предприятий (СТП) по безопасности труда.
На объектах работ геологических организаций общественный
контроль за состоянием охраны труда осуществляется общественными
инспекторами по охране труда, членами комиссий по охране труда
профсоюзных комитетов.
Непосредственный контроль и ответственность за состояние ох-
раны труда в любой организации возложены на начальников и главных
инженеров, а на участках и объектах работ - на начальников участков
(объектов).
Руководители и работники предприятий, организаций несут от-
ветственность в установленном законом порядке:
- за нарушение своими распоряжениями или действиями законо-
дательства о труде, правил и норм по охране труда, а также за бездейст-
вие, проявленное в этих вопросах;
619
- за невыполнение возложенных на них обязанностей в области
охраны труда, в том числе обязательств, принятых по коллективным до-
говорам и соглашениям по охране труда;
- за невыполнение предписаний и указаний работников выше-
стоящих организаций, органов государственного контроля, надзора и
технических инспекторов.
В зависимости от характера и степени нарушений виновные мо-
гут быть привлечены к дисциплинарной, административной, материаль-
ной и уголовной ответственности, а также к ним могут применяться и
меры общественного воздействия.
Дисциплинарная ответственность заключается в дисциплинарном
взыскании, налагаемом на рабочих и служащих в порядке подчиненно-
сти вышестоящей администрацией. Дисциплинарными взысканиями яв-
ляются замечания (постановка на вид), выговор, перевод на нижеопла-
чиваемую работу на срок до 3 мес. независимо от специальности и ква-
лификации работника.
Наряду с дисциплинарными взысканиями администрация пред-
приятия может лишать материального поощрения любых видов долж-
ностное лицо, неоднократно нарушающее правила и инструкции по
технике безопасности.
Административная ответственность за нарушение законодатель-
ства о труде, правил и норм охраны труда предусматривает предупреж-
дение должностных лиц или наложение на них денежного штрафа.
Лица, причинившие предприятию ущерб в результате допущен-
ных ими нарушений правил и норм охраны труда, помимо дисципли-
нарной, административной и уголовной ответственности, могут нести
также и материальную ответственность в установленном законом по-
рядке.
В настоящее время штрафы взимаются с должностных лиц в тех
случаях, когда меры общественного или дисциплинарного воздействия
будут признаны недостаточными.
Уголовная ответственность должностных лиц за нарушение зако-
нодательства о труде, правил и норм охраны труда, установленная уго-
ловным кодексом, предусматривается в тех случаях, когда нарушение
содержит признаки преступного действия, повлекшего за собой тяжё-
лые последствия.
Меры общественного воздействия заключаются в обсуждении
поступков нарушителей в бригаде, смене и т.д.
Незнание должностными лицами законодательства о труде и тре-
бований правил и норм охраны труда в пределах круга их должностных
обязанностей и выполняемой работы не снимает с них ответственности
за допущенные нарушения.
Законом "О недрах" (ст. 49) лица, виновные в нарушении утвер-
ждённых в установленном порядке стандартов (норм, правил) по безо-
пасному ведению работ, связанных с использованием недрами, по охра-
620
не недр и окружающей природной среды, в том числе нарушениях, ве-
дущих к загрязнению недр и приводящих месторождение полезного ис-
копаемого в состояние, непригодное для эксплуатации, несут уголов-
ную либо административную ответственность в соответствии с дейст-
вующим законодательством.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Назовите основные мероприятия по охране труда при бурении
скважины.
2. Перечислите основные противопожарные мероприятия на бу-
u ровой.
3. Ответственность за нарушение правил и норм охраны труда.
4. Способы рекультивации земель.
5. Порядок восстановления земельных участков.
Глава XIX. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРОВЫХ РАБОТ
L
Проект и смету на геологоразведочные работы составляет произ-
водственная организация. В проекте рассматриваются геологические,
технические и экономические вопросы, виды, объёмы и сроки работ, за-
дачи исследований и т.д. В технической части проекта особое внимание
уделяется буровым и горноразведочным работам, целевому назначению
скважины, методике их расположения и глубинам, опробованию района
1 разведки и т. д. Исходным документом должна служить всесторонне
обоснованная конструкция скважин.
После утверждения проекта геодезисты определяют на местности
точки заложения скважин. Затем специальная строительно-монтажная
или буровая бригада выполняет следующие подготовительные работы:
- устройство подъездных путей;
- подготовку площадки для размещения бурового оборудования и
вспомогательных приспособлений;
- устройство шркупяпионной системы (при бурении с промывкой);
- прокладку линии электропередач;
- завоз всех необходимых технических средств;
- монтаж буровой установки;
- комплекс мероприятий по предотвращению загрязнения почв в
процессе бурения и рекультивации земель после окончания сооружения
скважины.
- выполнение всех противопожарных мероприятий.
Буровая бригада забуривает скважину и устанавливает направ-
ляющую трубу, а при наличии значительной по мощности толщины на-
носов и других неустойчивых и водоносных пород - кондуктор. После
этого скважина готова к бурению.
621
§1. ПРОЕКТНАЯ КОНСТРУКЦИЯ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ
Во всех случаях построение и обоснование проектной конструк-
ции скважин производится снизу вверх, начиная с конечного диаметра.
Проектная конструкция обязательно составляется на каждую
скважину или группу скважин.
Для составления проектной конструкции скважин необходимо
иметь следующие исходные сведения:
- о геологическом строении данного участка;
- о назначении и цели бурения скважин;
- по проектным глубинам скважин и их азимутальному и зенит-
ному направлениям;
- о необходимом конечном диаметре скважин;
- о способе получения геологической информации из скважины.
Сведения о геологическом строении данного района или участка
можно получить из фондовых материалов в различных геологических
организациях и в федеральном государственном унитарном научно-
производственном предприятии «Российский геологический фонд» или
путём личных наблюдений.
В описании геологического строения района или участка иссле-
дований необходимо отразить:
- литологический состав пород;
- физико-механические свойства пород и их категории по бури-
мости;
- наличие водоносных горизонтов и их глубины залегания;
- наличие зон поглощения промывочной жидкости и их глубины
залегания;
- места возможных выбросов из скважины воды, газов или нефти;
- возможное наличие закарстованности (на каких глубинах и в
каких породах).
Кроме того, необходимо учитывать глубины расположения ста-
рых подземных горных выработок, а также очень важно отразить воз-
можный процент выхода керна при обычном вращательном бурении с
промывкой или продувкой для того, чтобы в технической части проекта
предусмотреть технические средства и способы, обеспечивающие необ-
ходимый процент выхода керна.
Назначение и цель бурения скважины предопределяют выбор ко-
нечного диаметра и применения того или иного способа разрушения
пород забоя.
Проектная глубина скважины, её азимутальное и зенитное на-
правление существенно влияют на выбор конструкции. Во всех случаях
проектант должен учитывать направление скважины, условия её буре-
ния с поверхности или из подземной горной выработки и глубину. Ус-
ловия сооружения скважины с учётом её глубины и направления прежде
всего влияют на выбор буровой установки, типа вышки (мачты), спосо-
622
ба выполнения спуско-подъёмых операций и т.п.
Выбор конечного диаметра скважины прежде всего зависит от
целей бурения скважин: разведочных, гидрогеологических, геофизиче-
ских и др. При бурении на твёрдые полезные ископаемые (кроме строи-
тельных материалов и россыпных месторождений) обычно принимают,
в современных условиях, конечный диаметр коронок 76; 59 и 46 мм. Ес-
ли геологический разрез слабо изучен или на этом участке возможны
неучтённые некоторые осложнения при бурении скважин, то выбран-
ный конечный диаметр оставляют запасным. В этом случае вся проект-
ная конструкция скважины должна быть на один диаметр больше.
При проектировании геологоразведочных скважин их конечный
диаметр определяется требованиями к диаметру получаемого керна,
особенно при отборе проб полезных ископаемых. В табл.6, гл. II, §2
приведены рекомендуемые минимально допустимые диаметры керна,
отвечающие требованиям опробования рудных месторождений.
В определённых условиях бурения приходится предусматривать
в проектной конструкции скважины ещё одну колонну обсадных труб,
которая защищает первую от быстрого износа её бурильными трубами.
Например, на ряде участков месторождений полезных ископаемых -
железной руды Курской магнитной аномалии (КМА), верхние горизон-
ты содержат плывуны и сыпучие породы. После быстрой проходки та-
ких пород, с применением глинистого раствора, скважину закрепляют
заранее подготовленными обсадными трубами. При последующем бу-
рении в весьма твёрдых породах, колонна обсадных труб подвергается
износу, герметичность её нарушается, в особенности в резьбовых со-
единениях, и в результате в скважину поступает плывун, что приводит к
сложным авариям или закрытию скважины.
Для предотвращения этого, в закреплённую скважину опускают
вторую, защитную колонну обсадных труб либо первую составляют из
труб повышенной прочности.
Конечный диаметр скважины при бурении на воду выбирают с
учётом дебита водоносного горизонта и потребного количества добычи
воды из скважины.
В настоящее время бурение скважин с целью разведки россып-
ных месторождений полезных ископаемых (золота, платины, олова,
вольфрама и др.), производят породоразрушающим инструментом
большого диаметра с подъёмом выбуренной породы на поверхность
вместо дорогостоящей проходки шурфов.
В некоторых случаях для отбора валовых проб строительных ма-
териалов и других полезных ископаемых также бурят скважины боль-
шого диаметра. Однако такие скважины имеют небольшую глубину, и
конструкция их имеет особый характер.
Способ сооружения скважины зависит от:
- её назначения;
- глубины и направления;
623
- конечного диаметра.
Типовая схема построения проектной конструкции скважины
приведена в табл. 140:
1) на схеме должны быть указаны номера слоёв пород для того,
чтобы не повторять их в дальнейшем, ссылаясь только на номера;
2) приведён стратиграфический индекс;
3) построена геологическая колонка пород, с обозначением в ней
породы штриховкой принятой легенды или соответствующей раскрас-
кой, показав на ней простирание (в числителе) и падение пород (в зна-
менателе);
4) приведены интервалы глубины залегания каждого слоя пород;
5) указана мощность каждого слоя пород;
6) дана краткая характеристика пород с указанием всех особенно-
стей, которые могут встретиться при бурении скважины;
7) указаны категории пород по буримости;
8) помечены диаметры и глубины бурения скважины. При по-
строении проектной конструкции скважины необходимо стремиться к
минимальному количеству ступеней. Если нет необходимости крепле-
ния скважины обсадными трубами, то не следует переходить на мень-
ший диаметр, рассчитывая потом на разбуривание ствола скважины.
Разбуривание ствола скважины в твёрдых породах крайне затруднено, а
в мягких - может привести к образованию нового ствола в скважине.
Переход от большего к меньшему диаметру скважины необходи-
мо осуществлять только ниже контакта двух слоёв пород. Обычно кон-
такт двух слоёв пород является ослабленным участком. В этой зоне мо-
жет происходить утечка промывочной жидкости, размывание пород зо-
ны контакта, перемещение колонны обсадных труб вниз по скважине, и,
в конечном счёте, отвинчивание низа колонны, что является сложной
аварией. Поэтому под любую колонну обсадных труб необходимо про-
бурить ниже контакта двух слоёв не менее 2-5 м и установить башмак
колонны на прочном основании;
9) в проектной конструкции скважины предусматриваются диа-
метры обсадных труб и глубины установки их башмака.
Затрубный зазор между стенками скважины и наружной поверх-
ностью колонны обсадных труб нужно обязательно тампонировать гли-
ной или цементным раствором.
В зависимости от назначения и срока действия скважины тампо-
нирование производят:
- в разведочных скважинах на высоту 1-3 м от места установки
башмака колонны;
- в эксплуатационных скважинах, рассчитанных на длительный
срок их действия - по всему затрубному пространству до устья скважи-
ны - цементным раствором.
При сооружении скважин обязательно предусматривается уста-
новка направляющей трубы и кондуктора.
624
о
’t
Типовая схема проектной конструкции скважины
01
cd
X
X
cd
И
О
ТО &
£ к о
СП К п, о и
S к SJ * то
ё о то к § &
Угол наклс S Е 3 & 2 * то § И « о о Ь
то и G > >х ?
А зиму £
ГРП
Диаметр скважины (мм) и глубина бурения (м)
Катего- ' рия 1 ПОРОД по i S CL >> мости
Краткая характеристика пород
Мощ- ность слоя, м
5 и CL глубины, м о
S S ©
Геологи- ческая 1 колонка
Страти- гра- фическии индекс
А ° ° CU о 3
Технолог по бурению
Геолог
40 Зак. 274
625
Направляющую трубу нужно устанавливать на глубину 3-6 м и
затампонировать затрубный зазор от башмака до устья скважины. Она
служит для предотвращения размыва устья скважины и площадки под
буровой установкой, а также направления вытекающей из скважины
промывочной жидкости в желобную систему.
Забурка скважины под направляющую трубу производится при
минимальном количестве промывочной жидкости, подаваемой в сква-
жину, при пониженной осевой нагрузке и минимальной частоте враще-
ния бурового снаряда.
Кондуктор устанавливают для закрепления неустойчивых пород
и сохранения заданного направления скважины.
Бурение скважины под кондуктор производится также при пони-
женных значениях параметров технологического режима.
Кондуктор целесообразно устанавливать в устойчивых коренных
породах и обязательно тампонируют его низ или всё затрубное про-
странство.
Скважина является подготовленной к бурению, когда в ней уста-
новлены направляющая труба и кондуктор.
Кроме направляющей трубы и кондуктора в конструкции сква-
жины должна быть предусмотрена установка колонн обсадных труб
для:
- закрепления крайне неустойчивых пород, которые могут обва-
ливаться со стенок скважины даже при применении специальных про-
мывочных растворов;
- разобщения (изоляции) одних водоносных горизонтов от дру-
гих;
- ликвидации катастрофического поглощения промывочной жид-
кости;
- перекрытия подземных горных выработок;
- транспортировки жидких или газообразных полезных ископае-
мых (эксплуатационная колонна).
При составлении конструкции скважины надо учитывать внут-
ренний диаметр предыдущей обсадной колонны и наружный диаметр
муфт (для труб нефтяного сортамента) следующей колонны (меньшего
диаметра).
Все колонны обсадных труб должны выступать над устьем сква-
жины. Но иногда применяют крепление скважин обсадными трубами
«впотай», т.е. без вывода колонны до устья скважины. Достигается это
путём отвинчивания или вырезки на определённой глубине и после-
дующего извлечения из скважины верхней части обсадной колонны.
Таким способом устанавливают колонну обсадных труб для перекры-
тия:
- горных выработок;
- отдельных участков скважины с катастрофическим поглощени-
ем промывочных растворов, а также крайне неустойчивых пород (если
626
все известные способы тампонирования не дают положительных ре-
зультатов).
Надо помнить, что установка обсадных труб «впотай» является
вынужденным мероприятием.
В практике ведения геологоразведочных работ разработаны мно-
гочисленные варианты типовых конструкций скважин для различных
видов полезных ископаемых, целей и глубин бурения и т.д. Этот опыт
необходимо учитывать для разработки конструкций скважин в конкрет-
ных геолого-технических условиях.
§2. СОСТАВЛЕНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОГО НАРЯДА
(ГТН)
Буровой журнал
Геолого-технический наряд (ГТН) (рис. 234) составляют на осно-
вании:
- имеющейся геологической информации о районе сооружения
скважин;
- разработанной проектной конструкции скважины;
- выбранного бурового оборудования, инструмента и контрольно-
измерительных приборов;
- разработанной технологии бурения;
- намеченных геофизических, гидрогеологических и др. исследо-
ваний в скважине;
- определения необходимых специальных работ в скважине.
Геолого-технический наряд необходимо иметь на каждой буро-
вой, а его параметры должны выполняться членами рабочей бригады.
ГТН разрабатывается геологом и инженером по бурению произ-
водственной организации и утверждается главным инженером. В ГТН
должны быть внесены проектные и фактические данные по всем графам
наряда. Заполняет наряд машинист буровой установки и геолог после
каждого рейса в процессе бурения скважины.
По форме геолого-технические наряды могут иметь небольшие
отличия и даже названия, однако их основное содержание остаётся оди-
наковым.
Кроме ГТН при сооружении скважины ведётся буровой журнал.
Буровой журнал заполняется в каждую смену, где фиксируются все
проведённые работы, их продолжительность, замечания и рекоменда-
ции машиниста буровой установки и другие сведения. Наличие в ГТН и
буровом журнале точных сведений позволяет правильно задавать вели-
чины параметров технологического режима бурения, обеспечивать без-
аварийную работу оборудования и сооружение скважины, контролиро-
вать выполнение всех указаний технического руководителя. Приведен-
ная в табл. 141 и табл. 142 форма бурового журнала может иметь другие
варианты, однако её основное содержание остаётся постоянным.
Буровая установка (станок)
Буровой насос____________________________________
Двигатель (тип, мощность) _______________________
Двигатель насоса (тип, мощность)_________________
Вышка (мачта), её высота, м _____________________
Труборазворот____________________________________
Длина свечи, м __________________________________
Элеватор (тип) __________________________________
Исследовательская часть Осложнения в скважине и их ликвидация
бурения Под буро сиа[ ъём вого >яда Замеры Инклинометрия Геофизические работы
Механическая скорость бурения, м/ч Углубление за рейс, м Углубление на коронку (долото), м Выход керна, % Оснастка талей 1 Скорость подъёма, м/с Глубина уровня ВОДЫ, М ; Контрольный замер глубины скважины, м ; Интервал замера кавернометром, м, диаметр скв., мм „ г 1 Инклинометр, глубина, м । 1 Азимутный угол, градус Зенитный угол, градус Виды исследований Глубина, м Приборы Возможные осложнения в скважине Интервал глубины осложнений Методы и средства ликвидации осложнений
19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
ГТН приняли к исполнению:
Буровой мастер ГРП( )
Геолог ГРП ( )
Рис. 234. Геолого-технический наряд (ГТН).
628
Таблица 141
Министерство (ведомство)
Наименование организации
(Дата начала бурения скважины)
БУРОВОЙ ЖУРНАЛ
Скважина №
Буровая установка__________________________
1.Оборудование
Наименование оборудования Тип, марка Инвентарный и заводской номера
Станок
Насос
Двигатель
Вышка (мачта)
II. Данные о пробуренной скважине
Глубина скважины на начало месяца, м
Глубина скважины на конец месяца, м
Диаметр породоразрушающего инструмента, мм
Буровой мастер_____________________________
629
( О И ф),чнэиэ ЯВ1ЭОЗ
------------HXUUllli.I.JA----------
yoaodXg вхэииигпви «инвьэкв£
ojoHiorentXdtBdtfodou
BjtdEH и uni
ник/и ‘ихоомВиж
ijoHhoeHHiodu оехээьи1Гоя
ник/до
‘BffKdBHo KHHalnBde вхохэвь
(эля) н» ‘емеХсЬен квяээо
Содержание бурового журнала
Boijad энном в
Bnipd эвеьвн в
К 'BdogEH ОХОЯОМНОЕОМ ЕНИЕ^
к ‘ннноЕом yomi/HdXg внивтг KEHigQ
HiooHHdXg ou itodou Eudojais»
И *EHd3M OlEllffOIJ
О1ЭЭЕ
OB'
J.0
О1ЭЭЕ
oB
xo
XOgEd ХМИИЭИЕОиНЕ ЭИНЕЕОНЭНИВН
BXBtf
630
§3. ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И РАЗРАБОТКА
ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ
На основании разработанной конструкции скважины выбирают
буровую установку, инструмент, контрольно-измерительные приборы,
определяют технологические режимы бурения и их параметры.
Выбор бурового оборудования и инструмента
Выбор типа буровой установки, являющийся многофакторной за-
дачей, производят с учётом физико-географических условий района ра-
бот, горно-геологических условий бурения и проекта геолого-
технического наряда. Важным фактором, определяющим выбор буровой
установки, являются предстоящие затраты материальных и финансовых
средств, на сооружение проектируемых скважин, что в свою очередь
оказывает влияние на другие показатели, типоразмеры и характеристи-
ки бурового оборудования, инструмента и контрольно-измерительных
приборов. На рис. 235 приведена схема взаимной зависимости факто-
ров, влияющих на выбор бурового оборудования и инструмента.
I ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ |
Глубина
соажины
Физико-
механические
свойства
горных пород
Геологические
условия
Осевая
нагрузка
Вид полезного
ископаемого
цалевов
назначение
сжеажмны
Диаметр
скважины
~г~
Тип бурильной
колонны
Масса бурильной
- колонны
Необходимая е,-
мощность рГГ
привод» станка
I
Буровая установка
Необхо-
димов
давление
насоса
Максимальная
нагрузка на мачту
Типоразмер породо-
разрушающего
инструмента
Тип буровой мачты
(вышки)
........F-------
Режим бурения
Частота
враще-
ния
Тил бурового
станка
Трещинова-
тость горных
пород
Устойчивость
пород в стенках
скважины
Ликвида-
ция
аварий
Мероприятия
по предупреж-
дению
осложнений
Обсадка
скважины
Режимы лик-
видации
осложнений у
аварий
Вид и рас-
ход промы-
вочной
жидкости
Длина
обсадной
колонны
Диаметр
обсадной
колонны
Масса
обсадной
колонны
Необходимое
усилие, дейст-
вующее еоерх
Параметры
насоса
Рис. 235 Схема взаимной зависимости факторов, влияющих на выбор буро-
вого оборудования и инструмента
I
631
Предполагаемая или имеющаяся характеристика горных пород и
способ бурения в первую очередь влияют на выбор типоразмеров поро-
доразрушающего инструмента. С учётом способа бурения, глубины и
диаметра скважины выбирается тип бурильной колонны (бурового сна-
ряда) и размеры труб.
Выбор мачты или вышки зависит от типа буровой установки,
глубины скважины, максимальной массы работающего бурового снаря-
да и колонны обсадных труб.
Потребное количество буровых установок для бурения на той
или иной площади может быть приближённо определено по формуле:
По
ГО = ,
LM.n .т]
где:
m - потребное количество буровых установок;
Lo - заданный объём буровых работ, м;
LM - средняя скорость бурения , м/станко-месяц,;
и - заданные сроки работ, месяцы;
т| - коэффициент использования буровых установок, принимае-
мый в пределах 0,75 - 0,8.
Выбор параметров режима бурения
Эффективность разрушения горных пород на забое скважины,
т.е. максимальная механическая скорость бурения, достигается при пра-
вильном выборе величин параметров технологического режима: часто-
ты вращения бурового снаряда, осевой нагрузки на породоразрушаю-
щий инструмент и расхода очистного агента. Эти параметры не всегда
должны иметь максимальную величину и должны изменяться не только
в течение рейса, но и на различных глубинах бурения. Основное влия-
ние на рациональное сочетание различных значений трёх параметров
режима бурения оказывают физико-механические свойства буримых
горных пород: твёрдость, абразивность, трещиноватость и т.д. Особое
влияние на выбор технологического режима бурения имеют пористость,
вспучиваемость, плывучесть, водопроницаемость, слоистость. Каждое
из этих свойств может вызывать необходимость изменения одного из
параметров режима бурения, т.е. применение специального режима.
Например, повышенная пористость горной породы или водопроницае-
мость существенно влияют на количество подаваемой в скважину про-
мывочной жидкости.
Параметры режима бурения должны быть определены для каждо-
го слоя пород.
Механическая скорость бурения возрастает с увеличением часто-
ты вращения бурового снаряда. Однако пределы этих значений различ-
632
ны для каждого способа бурения и диаметра скважины.
Например, при алмазном бурении импрегнированными коронка-
ми число оборотов колонны труб должно быть выше, чем при твёрдо-
сплавном. С увеличением диаметра породоразрушающего инструмента
частота вращения бурового снаряда должна уменьшаться. Частоту вра-
щения необходимо снижать в сильно трещиноватых породах, при буре-
нии неоднородных, чередующихся по твёрдости слоях, при специаль-
ных режимах бурения (в зонах интенсивного естественного искривле-
ния скважины, при забурке дополнительных стволов на глубине) и т д.
Величина осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент
также зависит от ряда факторов. Механическая скорость бурения воз-
растает с увеличением осевой нагрузки, но это целесообразно и воз-
можно в определённых пределах. Увеличение осевого давления выше
рекомендуемого приводит к повышенному износу истирающего мате-
риала, коронок, долот либо к поломке бурового инструмента и, в конеч-
ном счёте, к аварии. Следует заметить, что при небольших глубинах
скважин выгоднее иметь максимальную механическую скорость буре-
ния, несмотря на повышенный износ породоразрушающего инструмен-
та. На больших глубинах, где время проведения спуско-подъёмных опе-
раций составляет значительную величину, целесообразно добиваться
максимальной стойкости породоразрушающего инструмента (проходки
на коронку, долото) даже за счёт более низкой механической скорости
бурения. Заниженная осевая нагрузка приводит к непроизводительному
истиранию резцов породоразрушающего инструмента и снижению ме-
ханической скорости бурения.
Оптимальное соотношение параметров режима бурения зависит
от конкретных геолого-технических условий сооружения скважины.
Количество подаваемого в скважину очистного агента должно, в
первую очередь, обеспечивать безаварийную работу всего бурового
оборудования и инструмента, зависящую от состояния скважины.
При недостаточной подаче очистного агента происходит зашла-
мовывание ствола и забоя скважины, вызывающее повышенный износ
инструмента и расход мощности, затрачиваемой на вращение бурового
снаряда. При повышенной подаче очистного агента в скважину может
происходить разрушение керна и стенок скважины, особенно при их не-
высокой устойчивости. В целом при бурении мягких пород с высокими
механическими скоростями количество подаваемого очистного агента
должно быть увеличено, а в твёрдых породах - снижено.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие требования предъявляются к конструкции скважин?
2. Для какой цели разрабатывается ГТН?
3. Опишите структуру бурового журнала.
4. От чего зависит выбор бурового оборудования?
5. Как разрабатывается технология бурения скважины в конкрет-
ных геолого-технических условиях?
633
СПИСОК ПРЕДПРИЯТИЙ, РАЗРАБАТЫВАЮЩИХ И ВЫПУС-
КАЮЩИХ НАУЧНУЮ И ТЕХНИЧЕСКУЮ ПРОДУКЦИЮ ДЛЯ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
"АЛТАЙГЕОМАШ" АО - Акционерное общество "Алтайгеомаш",
656099, г.Барнаул, ул.Северо-Западная, 2, тел. (3852) 77-74-66; 77-85-49.
"АРСЕНАЛ" ОАО - Открытое акционерное общество - Машинострои-
тельный завод "Арсенал", 34557, г. Санкт-Петербург, ул. Комсомола,
1/3, тел. (812) 248-77-09; 248-79-58.
Борзинское производственное предприятие - Государственное произ-
водственное предприятие Государственного геологического предпри-
ятия "Читагеология", 674610, Читинская обл., г. Борзя, ул. Савватеев-
ская, 30, тел.(13) 3-14-84; 3-14-86.
ВИМС - Государственное федеральное унитарное предприятие Всерос-
сийский научно-исследовательский институт минерального сырья им.
Н.М.Тодоровского, 109017, г. Москва, Старомонетный пер., 31, тел. -
факс (095) 951-50-43.
ВНИИНЕФТЕМАШ - Акционерное общество открытого типа. 131191,
г.Москва, 4-й Рощинский пер., 19/21, тел. (095) 952-59-854, факс. (095)
952-52-47.
ВИТР - Федеральное государственное унитарное предприятие Всерос-
сийский научно-исследовательский институт методики и техники раз-
ведки, 199106, г. Санкт-Петербург, ул. Весельная, 6, тел. (812)356-70-22;
356-60-21.
ВИЭМС-Федеральное государственное унитарное предприятие Всерос-
сийский научно-исследовательский институт экономики минерального
сырья и недропользования. 123853, г. Москва, 3-я Магистральная ул.,
38, тел. (095) 259-69-88, факс. (095) 259-91-25.
ВСЕГИНГЕО - Федеральное государственное унитарное предприятие
Всероссийский научно-исследовательский институт гидрогеологии и
инженерной геологии, 142452, Московская обл., Ногинский р-н, пос.
Зеленый тел. (095) 913-51-26, 521-20-00.
"Геогидротехника" - Открытое акционерное общество, 188654, Ленин-
градская обл., Всеволжский р-н, пос.Стеклянный, тел.(812)234-17-04.
"Геологоразведка" ГНПП - Государственное научно-
производственное предприятие, 193019, г. Санкт-Петербург, ул. Книпо-
вич, 11, тел.(812)567-98-83; 567-76-30.
"Геомаш" ОАО - Открытое акционерное общество "Геомаш", 306410,
г.Щигры, Курская область, ул.Красная, 54, тел. (07145) 422-70; 422-59.
"Геотехника" СКБ - Федеральное государственное унитарное пред-
приятие -Специальное конструкторское бюро по геологоразведочной
технике, 113191, г. Москва, 2-я Рощинская, 10 тел. (095) 952-41-48; 954-
96-85.
"Грант" ОАО - Открытое акционерное общество 143000, Московская
обл., г. Наро-Фоминск, ул. Погодина, 93-а, тел.(095)234-395-70.
634
"Гром" ОАО - Открытое акционерное общество Завод геологоразве-
дочного оборудования и машин, 625031, Тюменская обл., г. Тюмень, ул.
Дружбы, 201, тел. (3452) 22-14-69; 22-63-69.
"Дарин" ООО - Акционерное общество с ограниченной ответственно-
стью 346430, г. Новочеркасск, пр. Платовский, 69, тел/факс (863-52) 2-
42-52; 2-25-38.
"Завод бурового оборудования" ОАО - Открытое акционерное обще-
ство, 460005, г. Оренбург, пр. Победы, 118, тел. (3532) 35-68-14; 35-42-
54.
"Ижевский завод нефтяного машиностроения" ОАО - Открытое ак-
ционерное общество, 426063, г. Ижевск, ул. С. Орджоникидзе,2, тел.
(3412) 75-37-00.
"ИНГЕОТЕХПРОЦЕСС" ГУП - Государственное унитарное пред-
приятие, 111394, г. Москва, ул. Мартеновская, 36, тел.302-64-40.
"Ишимбайский завод нефтепромыслового оборудования" ГУП - го-
сударственное унитарное предприятие, 453210, г. Ишимбай, Республика
Башкортостан, ул.Набережная, 7, тел. (34794) 2-46-07; 2-48-38.
"Кемеровский завод геологоразведочного оборудования" ОАО - от-
крытое акционерное общество. 650044, г. Кемерово, ул. Рутгерса, 41
тел. (3442) 4-18-76; 4-28-46.
"Кунгурский машиностроительный завод" АО - Акционерное об-
щество "Кунгурский машиностроительный завод" 34271, г. Кунгур,
Пермская область, ул.Просвещения, 11 тел. (34271) 3-33-36; 3-74-06.
"Машиностроительный завод им.В.В.Воровского" ЗАО - Закрытое
акционерное общество "Машиностроительный завод
им.В.В.Воровского, 20142, г. Екатеринбург, ул.Цивиллинга, 7, тел.
(3432), 60-40-57.
"Невскгеология" ФГУП - Федеральное государственное унитарное
предприятие, 191088, г. Санкт-Петербург, ул. Пестеля, 1/12, тел. (812)
272-02-04; 272-81-05.
РУМО - Машиностроительная фирма, 603061, г.Нижний Новгород, ул.
адмирала Нахимова, 13, тел. (831-2) 58-91-94; факс (831-2) 53-86-68.
"TEPEKAJ1MA3" ОАО - Открытое акционерное общество Терский за-
вод алмазного инструмента, 461200, г. Терек, Кабардино-Балкарская
республика, тел. (86632) 9-11-76; 9-16-19.
ТулНИГП - Федеральное государственное научно-исследовательское
геологическое предприятие, 300904, Тульская обл., г. Тула, ул. Скура-
товская, 98, тел. (0872) 22-88-28; 22-87-00.
"Цеитргеология" ГОП - Государственное опытное предприятие
141200, Московская обл., г. Пушкино, ул. Заводская. 19, тел. (095) 584-
62-33.
ЦНИГРИ - Федеральное государственное унитарное предприятие Цен-
тральный научно-исследовательский институт цветных и благородных
металлов, 113545, г. Москва, Варшавское шоссе, 1296 тел. (095) 313-18-
18; 313-26-38.
635
ЛИТЕРАТУРА
Афанасьев И.С. и др. Справочник по бурению геологоразведоч-
ных скважин. С.-Петербург, Недра, 2000 г.
Воздвиженский Б.И., Волков С.А., Волков А.С. Колонковое буре-
ние. М., Недра, 1982.
Волков А.С. Буровой геологоразведочный инструмент. М., Недра,
1979.
Волков А.С., Долгов Б.П., Тевзадзе Р.Н. Охрана труда при буре-
нии скважин. М., Недра, 1986.
Волков А.С., Ермакова В. И. Буровые геологоразведочные насосы.
М., Недра, 1978.
Волков А.С., Тевзадзе Р.Н. Тампонирование геологоразведочных
скважин. М., Недра, 1986.
Волков А.С., Думкин Л.И., Кузьмичёв С.С. Использование буро-
вых установок на геологоразведочных работах. М., Геоинформмарк,
информационный сборник «Геологическое изучение и использование
недр», вып.З, 1998.
Денисов В.Н., Блинов ГА., Регалёв В.А. Защита производственной
и природной среды при геологоразведочном бурении. С.-Петербург,
2000.
Кардыги В.Г. и др. Техника и технология бурения с гидротранс-
портом керна. М., Недра, 1993.
Козловский Е.А. и др. Справочник инженера по бурению геолого-
разведочных скважин. М., Недра, 1984.
Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. 2-е изд., перераб. и доп.
М., Недра, 1992.
Морозов Ю. Т. Методика и техника направленного бурения сква-
жин на твёрдые полезные ископаемые. Ленинград, Недра, 1987.
Сборники научных трудов «Методика и техника разведки». № 7
(145), 1996; № 8 (146), 1998. С.-Петербург, ВИТР.
636
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
ПРЕДИСЛОВИЕ........................................... 5
Глава!. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ........................................ 7
§1 . Физико-механические свойства......................... 7
§2 . Классификации горных пород по буримости для различных спо-
собов бурения.......................................... 10
§3 . Сведения о полезных ископаемых....................... 15
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ................................... 17
Глава II. БУРЕНИЕ. ТЕРМИНОЛОГИЯ........ ....................... 17
§ 1. Назначение скважин. Элементы буровых скважин......... 17
§2 . Конструкции буровых скважин.......................... 20
§3 . Основные понятия и термины в бурении................. 24
§4 . Скорости бурения..................................... 27
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ................................... 35
Глава III. СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗ-
ВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН............................................. 35
§1 . Технология механического колонкового бурения......... 40
§2 . Шнековое бурение..................................... 63
§3 . Бурение с гидротранспортом и пневмотранспортом керна. 66
§4 . Ударно-канатное (ударное) бурение.................... 71
§5 . Бурение задавливанием................................ 72
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ................................... 73
Глава IV. БУРОВЫЕ ВЫШКИ И МАЧТЫ................................ 73
§1 . Расчёты при выборе буровых вышек..................... 74
§2 . Буровые вышки и их конструкции....................... 78
§3 . Буровые мачты и их конструкции....................... 79
§4 . Буровые здания....................................... 84
§5 . Монтаж и демонтаж буровых вышек и мачт............... 86
§6 . Транспортировка вышек, мачт и буровых зданий......... 90
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ................................... 91
Глава V. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПУС-
КО-ПОДЪЁМНЫХ ОПЕРАЦИЙ................................ 92
§ 1. Выбор талевой оснастки............................... 92
§2 . Механизмы и приспособления для свинчивания и развинчивания
бурового инструмента.................................. 94
§3 . Элеваторы, вертлюги-сальники, фарштули.............. 101
§4. Кронблоки, талевые блоки............................. ПО
§5. Стальные канаты...................................... 112
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.................................. 115
Глава VI. БУРОВЫЕ СТАНКИ, АГРЕГАТЫ И УСТАНОВКИ................. 116
§ 1. Назначение, основные типы буровых станков и установок, их
классификации.......................................... 116
§2. Конструктивные особенности и характерные узлы буровых стан-
ков и установок....................................... 171
§3. Разборка и сборка станков и отдельных узлов......... 205
§4. Эксплуатация буровых станков........................ 215
§5. Оценка использования буровых установок на геологоразведоч-
ных работах........................................... 231
637
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 235
ГлаваVII. БУРОВЫЕ НАСОСЫ......................................... 235
§1 . Типы иасосов и их классификация........................ 236
§2 . Устройство насосов..................................... 240
§3 . Основные узлы и детали насоса.......................... 257
§4 . Принадлежности к насосам............................... 269
§5 . Эксплуатация насосов................................... 273
§6 . Расчеты, связанные с эксплуатацией насосов............. 277
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 289
Глава VIII. СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ................................... 289
§1 . Электродвигатели....................................... 289
§2 . Двигатели внутреннего сгорания......................... 293
§3 . Электроагрегаты и передвижные электростанции........... 304
§4 . Пусковая и защитная аппаратура......................... 307
§5 . Расчет мощности двигателя буровой установки............ 308
§6 . Расчёт мощности двигателя бурового насоса.............. 315
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 316
Глава IX. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ....................... 316
§ 1. Приборы контроля параметров технологического режима буре-
ния................................................... 317
§2 . Приборы контроля физического состояния и работы технических
средста............................................... 324
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 326
Глава X. ЗАБОЙНЫЕ МАШИНЫ ДЛЯ УДАРНО-ВРАЩАТЕЛЬНОГО
БУРЕНИЯ.............................................. 327
§1 . Типы и конструкции гидроударных машин.................. 327
§2 . Типы и конструкции пневмоударников..................... 333
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 337
ГлаваХ!. БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ..................................... 337
§ 1. Истирающие материалы породоразрушающего инструмента. Ал-
мазы. Твёрдые сплавы.................................. 338
§2 . Породоразрушающий инструмент........................... 346
§3 . Расширители, кернорватели.............................. 367
§4 . Колонковые, обсадные, бурильные трубы и их соединения.. 371
§5 . Инструмент для бурения со съёмными керноприёмниками
(ССК)................................................. 394
§6 Рациональные методы эксплуатации бурильных труб.......... 397
§7 . Основные расчёты бурильных труб...........w............ 400
§8. Выбор наиболее экономичного типа породоразрушающего инст-
румента .............................................. 405
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 408
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ОТБОРА И ПОВЫШЕНИЯ
Главах». ВЫХОдА КЕРНА............................................ 408
§ 1. Классификация горных пород по выходу керна. Способы повы-
шения выхода керна.................................... 408
§2. Подготовка к бурению и бурение по полезным ископаемым.. 412
§3. Способы и технические средства, повышающие выход керна. 414
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ...................................... 433
Глава XIII. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН.................... 433
§1 . Назначение и виды промывочных жидкостей................ 434
638
§2 . Реагенты................................................. 443
§3 . Свойства и контроль качества глинистого раствора.......... 445
§4 . Восстановление свойств промывочной жидкости.............. 455
§5 . Газожидкостные смеси..................................... 461
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 464
Глава XIV. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ..................................... 464
§1 . Естественное и искусственное искривление скважин......... 465
§2 . Измерение искривления скважин............................ 467
§3 . Способы и технические средства ориентирования отклонителей в
скважине................................................. 475
§4 . Техника направленного бурения скважин.................... 482
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 487
Глава XV. БУРЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.............................. 488
§1 . Область применения горизонтального бурения............... 488
§2 . Спуско-подъёмные операции в горизонтальных скважинах..... 489
§3 Технические средства для сооружения горизонтальных сква-
жин...................................................... 492
§4 . Буровые камеры для сооружения горизонтальных скважин..... 496
§5 . Расчёт затрат мощности иа бурение горизонтальных скважин. 497
§6 . Оценка экономического эффекта бурения горизонтальных сква-
жин...................................................... 499
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 500
Глава XVI. ЛИКВИДАЦИЯ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИД-
КОСТИ........................................................... 500
§ 1. Причины и методы исследований поглощений промывочной жид-
кости.................................................... 501
§2 . Материалы и смеси для ликвидации поглощений.............. 503
§3 . Технические средства для тампонирования скважин.......... 510
§4. Консервация и ликвидация скважин........................... 517
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 518
ГлаваХУП. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ В СКВА-
ЖИНАХ........................................................... 518
§ 1. Основные причины и виды аварий........................... 519
§2. Общие рекомендации по предотвращению аварий................ 521
§3. Технические средства для ликвидация аварий................. 523
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 547
ГлаваХУП!. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
НА БУРОВЫХ РАБОТАХ.............................................. 547
§ 1. Общие сведения по охране труда........................... 548
§2. Меры безопасности при проведении различных видов буровых ра-
бот и операций........................................... 551
§3. Требования к работе с буровым оборудованием и инструментом.... 598
§4. Меры безопасности при обслуживании электрооборудования, дви-
гателей внутреннего сгорания, насосов и компрессорных устано-
вок...................................................... 601
§5. Меры по обеспечению пожарной безопасности................ 606
§6. Охрана окружающей природной среды и рекультивация земель. 610
§7. Контроль и ответственность за нарушение правил и норм охраны 619
труда....................................................
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 621
639
ГлаваХ1Х. ПРОЕКТИРОВАНИЕ БУРОВЫХ РАБОТ.............................. 621
§ 1. Проектная конструкция буровых скважин..................... 622
Составление геолого-технического наряда (ГТН). Буровой жур-
s ’ нал....................................................... 627
§3. Выбор технических средств и разработка технологии бурения. 631
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................................ 633
Список предприятий, разрабатывающих и выпускающих на- 634
учную и техническую продукцию для геологоразведочных ра-
бот................................................
Литература................................................. 636
Подписано в печать 5/02-03.
Формат 60x90 '/16. Бумага офсетная.
Печать офсетная. Объем 40 печ. листов.
Тираж 1000 экз. Зак. 274.
Отпечатано с оригинал - макета
В ГУП Облиздат.
248640, Калуга, пл. Старый торг, 5
ОПЕЧАТКИ:
1. Начало рисунка 234 на странице 628 (геолого-технический наряд)
находится на странице 573.
2. На странице 573 отсутствует рисунок 228 (канатные и веревочные
узлы, петли и закрепления).
Рис.228
Рис.228 Канатные и веревочные узлы, петли и закрепления: 1- рифовый узел
для связывания канатов, 2 - простой узел; 3- сложный узел; 4 и 5 - подвеска
простым узлом; 6 - подвеска двойным узлом; 7 - подвеска мертвым узлом; 8 -
подвеска на двух петлях; 9 - канатное кольцо; 10 - винтовое кольцо; И -
подвешивание на крюке толстого каната, 13 и 14 — незатягивающаяся петля, 15
— затяжная петля; 16 - двойной мертвый узел на балке; 17 — двойная обертка с
двойным узлом; 18 — узел с зажимом или перевязкой на цепи; 19 -
подвешивание талей на столбе; 20 - подвешивание блоков на канате; 21 —
малое укорачивание каната; 22 - большое укорачивание каната-
641