Характеристика района буровых работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография района

Таблица 1. Сведения о районе буровых работ

Наименование единицы измерения	Значение (текст, название, величина)
1	2
Площадь (месторождение)	Фёдоровское
Год ввода площади в разработку
Административное расположение - республика - область (край, округ) - район	Россия Тюменская (ХМАО) Сургутский
Температура воздуха, оС - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя	- 3,5о + 35о - 52о
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,2 м
Продолжительность отопительного периода, сутки	250
Направление ветра (преобладающее)	Зимой ЮЗ-З, летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	25
Многолетнемерзлые породы - кровля - подошва	Отсутствуют ---- ----

Таблица 2. Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единицы измерения	Значение (текст, название, величина)
1	2
Рельеф местности	Равнинные, слабо всхолмленный
Состояние местности	Заболоченная с озёрами
Толщины - снежного покрова, см - почвенного слоя, см	100-155 31
Растительный покров	Сосново-берёзовый лес
Категория грунта	Суглинки, глины

1.2 Стратиграфия и литология

Таблица 3. Стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падение) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности пород
От (кровля)	До (подошва)	Название	Инде-кс	Угол	Азимут, градусы
				Градусы	Минуты
1	2	3	4	5	6	7	8
0	40	Четвертинский отдел	Q	----	----	----	1.3
40	90	Журавская свита	P2/3	----	----	----	----
90	185	Новомихайловская	P2/3	----	----	----	----
185	275	Атлымская свита	P1/3	----	----	----	----
275	400	Чеганская свита	P1/3-P2/3	----	----	----	----
400	575	Люлинсворская свита	P2/2	----	----	----	1.25
575	675	Талитская свита1	P1	----	----	----	----
675	800	Ганькинская свита	K2	----	----	----	----
800	955	Берёзовская свита	----	----	----	----	----
955	975	Кузнецовская свита	----	----	30	----	----
975	1740	Покурская свита	K2+K1	----	30	----	----
1740	1870	Алымская свита	K1	----	30	----	----
1870	1975	Бартовская свита	----	----	30	----	----

Таблица 4. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы; полное название; характерные признаки
	От (верх)	До (низ)	Краткое название
1	2	3	4	5
Q	0	40	Пески, супески, суглинки	Пески, супески, суглинки
P2/3	40	90	Глины	Глины з-серые с редкими прослоями алевролита
P2/3	90	185	Пески, глины	Переслаивание песков, глин; пески серые, с/з, м/з, глины серые, з-серые
P1/3	185	275	Пески, глины	Пески серые, с/з, м/з, глины серые, з-серые, алевритистые
P1/3-P2/3	275	400	Глины	Глины св-зелёные сидиритизированные с включениями перита, с прослоями алеврита и известняка
P2/2	400	575	Глины	Глины з-серые до тёмных с прослоями алеврита, глакуанита
P1	575	675	Глины	Глины т-серые, однородные, местами алевритистые с глакуанитом
K2	675	800	Глины	Глины серые, з-серые с мелко раковинистым изломом
----	800	955	Глины	Глины серые с голубовато-зелёным оттенком, однородные
----	955	975	Глины	Глины серые до т-серых, массивные
K2+K1	975	1740	Глины, песчаники	Чередование песков с/з, м/з, песчаников серых, глин и алевритов
K1	1740	1870	Аргиллиты	Аргиллиты серые, з-серые с тонкими прослоями алевритов серых
K1	1870	1975	Песчаники, аргиллиты, алевролиты	Переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов

1.3 Зоны возможных осложнений

Таблица 5 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Условия возникновения в т.ч. допустимая репрессия
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5
Q-P3/2	0	380	До 4	Отклонение параметров бурового раствора от проектных

Таблица 6 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная допустимая величина давления, кгс/см3	Устойчивость пород, сутки	Инт. осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)				Мощность, м	Скорость, м/ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q-P3/2	0	390	----	3	Интенсивные обвалы, осыпи	390	100-200	Нарушение технологии бурения, длительность простоя при бурении
P3/2-K2	390	975	----	3		----	----
K2+K1	975	1825	----	3		----	----

Таблица 7. Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфич. подразделения	Интервал, м	Вид проявления флюида	Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Удельный вес смеси при проявлении кгс/см3	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7
К1+К2	975	1740	Вода	Свободный газ	Удельный вес смеси равен удельному весу нефти	Пренебрежение к постоянному жидкости в скважине
К1(АС4-8)	1875	1880	Газ
К1(АС4-8)	1880	1975	Нефть

Таблица 8. Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Репрессия при прихвате, кгс/см3	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5
Q-Р3/2	0	395	----	Откл. параметров БР от проектных, плохая очистка БР от шлама

Таблица 9. Прочие возможные осложнения

Интервал, м	Вид (название осложнения)	Характеристика (параметры осложнения и условия возникновения)
От (верх)	До (низ)
1	2	3	4
975	1740	Разжижение глинистого раствора, водопроявление	Разбавление агрессивными пластовыми водами
1740	1975	Сужение ствола скважины	Разбухание глин

Таблица 10. Нефтеносность

2. Технико-технологический раздел

2.1 Расчет профиля наклонно направленной скважины

Рис. Расчет выполнен на ЭВМ

2.2 Выбор конструкции скважины

Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина, диаметры ствола скважины под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

Количество колонн проектируется исходя из несовместимых условий бурения отдельных интервалов. Условия бурения в двух смежных зонах считаются несовместимыми в том случае, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней требуется так изменить плотность промывочной жидкости, что это приведет либо к поглощению последней в один или несколько горизонтов верхней зоны, либо к интенсивным проявлениям пород в верхней зоне. Приступать к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать предыдущую.

Для выбора числа колонн строим совмещенный график давлений в координатах глубина-эквивалент градиента давления (рис.2). Для построения графика используем таблицу давлений по интервалам (табл. 11).

Таблица 11. Давления и градиенты давления по интервалам бурения.

Интервал	Pпл мПа	Ргр мПа	Кп	Кгр
0-700	7	14	1	2
700-965	9,65	19,3	1	2
965-1524	15,24	30,48	1	1,8
1524-2140	21,4	42,8	1	1,6
2140-2380	23,8	38,08	1	1,6
2380-2917	28,26	45,21	1	1,6

Данные для расчета:

Диаметр эксплуатационной колонны Д_экспл=146мм

Выбираем диаметры долот и колонн.

1.Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком

2.Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну

где Д_мэк -диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм (таб. 95) [1]

д -зазор, мм (стр. 208) [1]

Принимаем ближайший размер долота по ГОСТ 20692-75 (таб. 3) [1]

3. Определяем диаметр кондуктора.

А) внутренний

(19)

Б) наружный по (таб. 95) [1]

По внутреннему диаметру кондуктора d_к принимаем его внешний диаметр равным:

4.Определяем диаметр долота под кондуктор.

(20)

где Д_м.к - диаметр муфты кондуктора, мм

Принимаем по ГОСТу 20692-75 диаметр долота под кондуктор равным:

Результаты расчета сводим в таблицу.

Таблица 12. Конструкция скважины.

Наименование.	Дкол, м	Ддол, м	Интервал спуска колонны, м	Интервал цементирования, м
Кондуктор	0,245	0,2953	0-700	0-700
Эксплуатационная колонна	0,146	0,2159	0-2917	600-2917

2.3 Выбор видов бурового раствора по интервалам бурения

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели, качество строительства скважин, механическую скорость проходки при минимальных затратах материалов и химических реагентов на приготовление и регулирование показателей и свойств.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

- полностью очищать забой от частиц, разбуриваемых пород;

- создавать давление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину, как в период бурения, так и при продолжительном прекращении промывки;

- удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород и иные частицы твердой фазы во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение их на забой;

- интенсивно охлаждать и хорошо смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и других узлов оборудования;

- препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

- передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;

- способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.

На Быстринском месторождении предлагаю использовать для бурения под кондуктор полимер-глинистый раствор, оставшемся после бурения предыдущей скважины. Выбор этого бурового раствора был произведен по следующим его преимуществам:

1. Фильтрат полимер-глинистого раствора обладает ингибирующими свойствами, снижая гидрофильность глин разреза и глинистой коллоидной фазы раствора, повышая его глиноемкость.

2. Фильтрационные корки, образующиеся при фильтрации водной фазы раствора, обладают гидрофобными свойствами, которые являются предпосылкой подготовки ствола к качественному креплению кондуктора.

3. Водная фаза фильтрата полимерглинистого раствора, проникая в глинистые породы, реагирует с ними с образованием водонерастворимых алюмосиликатов, модифицируя глинистую породу из гидрофильного состояния в гидрофобную форму, повышая устойчивость стенок скважины.

4. Обладая высокой глиноемкостью, полимергли-гнистый раствор позволяет снизить водопотребление технической воды и уменьшить расход химреагентов на обработку бурового раствора и тем самым снизить стоимость строительства скважин.

Раствор удовлетворяет своими показателями и позволяет произвести безаварийную проводку скважины под кондуктора до глубины 410 м.

Для бурения под эксплуатационную колонну предлагаю использовать буровой раствор на основе POLY KEM D.

Он представляет собой пресный естественно-наработанный глинистый раствор с добавками акрилового полимера POLY КЕМD. Буровой раствор на основе POLY КЕМ D является ингибирующим составом с малым содержанием твердой и коллоидной фазами, требуемыми стабильными реологическими и тиксотропными свойствами, удовлетворительными фильтрационными и смазочными характеристиками.

Частично гидролизованный полиариламид POLY КЕМ D оказывая ингибирующее действие на глинистые частицы, обеспечивает поддержание низкой скорости гидратации глин, что необходимо для сохранения устойчивости глинистых отложений. Для приготовления и обработки бурового раствора на основе реагента POLY КЕМ D, недопустимо применение биополимеров, c целью предупреждения осложнений в процессе прохождения сеноманских отложений и спуска эксплуатационной колонны.

Буровой раствор приготовленный на основе POLY KEMD позволяет произвести безаварийную проводки скважины до глубины 2150 м. и позволит предвотратить осложнения в процессе бурения. Осложнения в бурении скважины приведены в таблице 13.

Таблица 13. Параметры бурового раствора

2.4 Обоснование основных показателей свойств бурового раствора

При проводке скважины необходимо правильно выбрать параметры бурового раствора. Основными показателями является: плотность, условная вязкость и фильтрация. В первую очередь необходимо выбрать правильное значение плотности при проводке скважины. Существенное влияние на эффективность работы долота оказывает плотность, реологические свойства, показатели фильтратоотдачи промывочной жидкости, твердой фазы, прежде всего наиболее тонкодисперсных частиц, а также вязкость фильтрата.

С увеличением плотности промывочной жидкости возрастает давление столба раствора на забой. На механическую скорость проходки существенно влияет разность между давлением промывочной жидкости на забой и поровым давлением в породе, примыкающей к нему (рис 3), или дифференциальное давление. С увеличением дифференциального давления до некоторого предела скорость проходки уменьшается.

Одна из основных причин снижения скорости проходки это увеличение давления на забой, что приводит к увеличению прочности породы на сжатие. Другая причина это повышение силы, прижимающей частицы, скалываемые долотом, к породе, что затрудняет удаление их с забоя.

Рис. 3.Влияние дифференциального давления на механическую скорость проходки: 1, 3, 4 -- песчаники; 2 -- известняк



Рис. 4. Влияние содержания твердой фазы на механическую скорость проходки

Реологические свойства бурового раствора косвенно влияют на скорость проходки скважины. При неизменной подаче буровых насосов и увеличением пластической вязкости, динамического напряжения сдвига возрастает гидравлическое сопротивление в циркуляционной системе и дифференциальное давление на забое.

Механическая скорость проходки обычно возрастает с увеличением показателей фильтратоотдачи промывочной жидкости. Жидкости с большим показателем Ф_о создают на поверхности забоя высокопроницаемую фильтрационную корку. Благодаря высокой проницаемости корки,

фильтрат жидкости успевает проникнуть через корку в поры породы забоя, а также в микротрещины и заполнить их прежде, чем зубцы выйдут из контакта с забоем. В результате микротрещины не могут закрыться после прекращения контакта, прочность породы уменьшается. Проникновение фильтрата в породу забоя способствует выравниванию забойного давления с поровым давлением примыкающих к поверхности забоя и уменьшению дифференциального давления. Если показатель Ф_о мал, тогда на забое образуется малопроницаемая корка значительной прочности, затрудняющая выравнивание давлений и отделение сколотых частиц от поверхности забоя.

Механическая скорость проходки возрастает с уменьшением концентрации твердой фазы. Причин этого несколько. С увеличением концентрации твердой фазы, особенно тонкодисперсной, возрастает вязкость, динамическое и статическое напряжения сдвига, что вызывает рост гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе и дифференциального давления на забой. С увеличением содержания тонкодисперсных частиц уменьшается проницаемость фильтрационной корки, образующейся на поверхности забоя, в результате затрудняется проникновение фильтрата через корку в микротрещины.

Для расчета значения плотности необходимо знать значение пластового давления, которое приведено в таблице 14.

Таблица 14. Значения пластового давления.

Пластовое давление по интервалам бурения	Pпл1=7 МПа	Pпл2=9,65 МПа	Pпл3=15,24 МПа	Pпл4=21,4 МПа	Pпл4=23,8 МПа	Pпл4=28,26 МПа
Глубина интервала	700 м	965 м	1524 м	2140 м	2380 м	2917 м

1. Рассчитываем плотность бурового раствора для 1-го интервала бурения.

где Р_пл - пластовое давление, МПа

Н - величина интервала, м

2. Рассчитываем плотность бурового раствора для 2-го интервала бурения.



3. Рассчитываем плотность бурового раствора для 3-го интервала бурения.

4. Рассчитываем плотность бурового раствора для 4-го интервала бурения.

5. Рассчитываем плотность бурового раствора для 5-го интервала бурения.

6. Рассчитываем плотность бурового раствора для 6-го интервала бурения.

2.5 Расчет количества бурового раствора и исходных материалов для его приготовления

Данные для расчета:

Диаметры долот Д₁=0,2953 м; Д₂=0,2159 м

Интервалы бурения скважины L₁=700 м; L₂=2826 м

Плотность глины с_гл=2600 кг/м³

Плотность бурового раствора с_бр=1124 кг/м³

Плотность воды с_в=1000 кг/м³

Влажность глины n=0,15 %;

1.Определяем общий объём бурового раствора.

где V_ne - объём приёмной емкости бурового насоса (10-40 м³)

V_ж - объём желобной системы (4-7 м³)

V_бур - объём бурового раствора необходимого для механического бурения скважины

а - числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора (а=1,5)

V_скв - объём скважины

где Д₁ Д₂- диаметры скважины

L₁, L₂ - интервалы бурения

К_у=1,25

Определяем количество глины

Для приготовления 1 м³ бурового раствора заданной плотности

(31)

где n - влажность

Для бурения всей скважины.

Определяем количество воды необходимое:

Для приготовления 1 м³ бурового раствора заданной плотности

(33)

Для приготовления всего бурового раствора.

2.6 Технология приготовления бурового раствора

Для приготовлении промывочной жидкости из порошкообразных материалов используют специальный блок оборудования. Такой блок включает в себя гидромешалку и гидромес.

Для приготовления промывочной жидкости насосом подают, воду или раствор в гидромешалку через штуцер. Так как жидкая среда вытекает из штуцера с большой скоростью, в камере смесителя возникает вакуум. Под воздействием вакуума порошкообразный материал из бункера по рукаву поступает в камеру смесителя, где смешивается с жидкостью, и по сливной трубе направляется в емкость (порошок можно подавать также через воронку). Для равномерного распределения компонентов промывочной жидкости по всему объему в емкости (как и во всех отстойниках циркуляционной системы) установлены механические лопастные перемешиватели, приводимые в действие электродвигателями.

Приготовленная таким способом промывочная жидкость нестабильна и содержит значительное количество нераспустившихся комочков твердой фазы. Поэтому ее в течение нескольких циклов прокачивают по замкнутой системе емкость - буровой насос - емкость. При необходимости в промывочную жидкость добавляют дисперсионную среду для снижения условной вязкости. Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, сначала реагенты растворяют в воде. Для растворения жидких и порошкообразных полимеров используют глиномешалку или гидромес. В целях предупреждения образования комков из склеивающихся частиц полимера и повышения скорости его растворения полимер добавляют постепенно, равномерно распределяя его в объеме перемешиваемой жидкости или прокачивают по замкнутой системе емкость--насос--емкость. Затем обработанную жидкость подают в смеситель одновременно с подачей порошкообразного материала из бункера.

2.7 Химическая обработка

скважина бурение химический обработка

Для улучшения качества буровых растворов их обрабатывают химическими реагентами. В настоящее время бурение с промывкой ствола скважины необработанными растворами проводят только при небольших глубинах и в не осложненных условиях.

Химические реагенты делятся:

По действию на свойства бурового раствора: понизители водоотдачи, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, коагуляторы.

По отношению к действию солей: солестойкие, несолестойкие.

По отношению к температуре: термостойкие, нетермостойкие.

Согласно выбранным ранее типам и параметрам буровых растворов выбираем их химическую обработку следующими реагентами:

Гивпан - гидролизованное волокно полиакрилнитрильное - вязкая жидкость от бело-серого до темно-коричневого цвета. Поставляется в металлических бочках емкостью 100 литров. Высокоэффективный полимер акрилового ряда. Является регулятором реологических и фильтрационных свойств бурового раствора. Его действие проявляется в зависимости от концентрации в растворе глинистой фазы: при высокой - даже незначительный процент (0,05) гивпана, вызывает структурообразующее действие; при низкой - гивпан проявляет себя как стабилизатор и флокулянт, и при достижении концентрации 0,4-0,6 %, переводит раствор на полимерную основу с низкими значениями условной вязкости, фильтрации и СНС. Реагент вводится в раствор непосредственно в желобную систему или под выкидные линии шламовых насосов.

НТФ - нитрилотриметрилфосфоновая кислота - порошок белого цвета отечественного производства, поставляется в фанерных барабанах массой 30 кг. Эффективный понизитель вязкости буровых растворов на водной основе. Хорошо растворим в воде в любых концентрациях, при приготовлении не требуется длительного перемешивания, совместим с большинством применяемых химических реагентов. Общий расход на скважину 0.02-0,04 % от объема бурового раствора. Реагент может быть использован в качестве добавки, связывающей ионы кальция цемента. НТФ - относится к разряду умеренно токсичных веществ.

Кем-Пас - среднемолекулярный сополимер полиакрилата натрия с высоким анионным зарядом. Реагент импортного производства эффективный понизитель фильтрации бурового раствора. Термостоек до 200 град. С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Хорошо растворим в воде. Общий расход на скважину до 175 кг. Применяется в сочетании с реагентом Поли-Кем "Д". Приготовляется в гидромешалке дозировками не более 10 кг.

Таблица 15. Химическая обработка буровых растворов.

Поли-Кем "Д"- высокомолекулярный анионный полиакриламид импортного производства. Обладает высокой ингибирующей смазочной способностью, Хорошо растворим в воде. Термостоек до 200 град С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Общий расход на скважину до 35 кг. Применяется в сочетании с реагентом Кем-Пас. Приготавливается в гидромешалке перемешиванием в течении 30-40 мин., не более 3 кг.

Кальцинированная сода - порошок белого цвета. Поставляется в бумажных мешках массой 50кг. Применяется для улучшения распускаемости немодифицированного глинопорошка. Расход - 3% от веса глинистого порошка.

Бентонитовый порошок - это глина, обеспечивающая утяжеление бурового раствора, создание глинистой корки на стенках скважина, удерживает шлам во взвешенном состоянии.

СРЖН - состоит из дизельного топлива и окисленного петролатума. Абсорбируется на металлических поверхностях и смазывает трущиеся детали и механизмы

2.8 Технология очистки буровых растворов

Для бурения скважины предлагаются экологически малотоксичные рецептуры бурового раствора, обработанные химическими материалами и реагентами, имеющими достаточно высокие предельно-допустимые концентрации (ПДК) в водоемах рыбохозяйственного назначения, минимально воздействующими на коллекторские свойства продуктивного пласта и обеспечивающими достаточную устойчивость стенок ствола скважины. Приготовление, обработка и очистка бурового раствора должны производится согласно действующих регламентов и инструкций для бурения скважин в водоохранных зонах.

Оборудование и технология очистки бурового раствора с применением импортной системы фирмы «BRANDT»

В состав системы очистки бурового раствора импортного производства входит:

вибросито линейное, двухъярусное (2 шт.);

сито-гидроциклонная установка, включающая в себя:

а) вибросито линейное, одноярусное-1 шт

б) пескоотделитель (D=300mm)- 2 шт

в) илоотделитель (D=100мм)-16 шт-центрифуга ременно-приводная-2 шт

Данная система очистки (принципиальная схема прилагается к проекту) позволяет сократить расход воды, расход реагентов на обработку, обеспечивает экологическую безопасность бурового раствора, позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.

С устья скважины раствор попадает на вибросита. Благодаря регулированию угла наклона рабочей поверхности и широкому диапазону размеров ячеек сеток вибросита позволяет очищать буровой раствор от частиц выбуренной породы размером 74 -200 мкм. Высота подъема сит может быть изменена на пять позиций штифта с шагом 2,5? с общей возможной величиной подъема 10?. Очищенный раствор поступает в емкость 1. Из емкости 1, расположенной под виброситами, насосами ШН буровой раствор подается на пескоотделители, где очищается от частиц размером 55-88 мкм и поступает в емкость 2 (или 3, или 4).

На илоотделители буровой раствор подается из емкости 2 и очищается от частиц размером 35-50 мкм.

Из емкости 3 раствор, очищенный на илоотделителе, подается на центрифугу I для тонкой очистки, откуда стекает в емкость 5.

Степень очистки при центрифугировании без химического усиления 2-50 мкм, удельный вес раствора после очистки на центрифуге снижается на 0.04-0.06 г/см³. Кек из под центрифуги имеет удельный вес 1.55-1.75 г/см³ и влажность 25-30%.

Все емкости для бурового раствора обвязаны между собой. В циркуляционной системе постоянно задействованы 5 емкостей.

Шлам с вибросит, пульпа из-под песко- и илоотделителей и кек из-под центрифуги сбрасывается в шламосборник (шнековый конвеер).

Раствор, очищенный на всех ступенях очистки, из емкости 5 буровыми насосами закачивается в скважину.

1.Бурение под направление и кондуктор.

1.1 Для бурения под направление и кондуктор используется буровой раствор оставшийся от бурения предыдущей скважины (для бурения первой скважины куста глинистый раствор перевозится с других кустов ).

1.2 Для очистки бурового раствора от выбуренной породы используются I и П ступень очистки ( 2 вибросита и пескоотделитель с осушающим ситом ). В отдельных случаях возможно применение Ш ступени очистки (илоотделителя).

1.3 После окончания бурения под кондуктор, оставшийся буровой раствор очищается на виброситах, ситогидроциклонной установке, центрифугах до плотности 1,03-1,08 г/см³ и используется для дальнейшего бурения. Часть бурового раствора (40-80 м³) с удовлетворительными реологическими характеристиками может перекачиваться в запасные емкости для последующего использования при бурение под направление и кондуктор.

1.4 Чистка емкостей производится последовательно. Для этого емкости должны оборудоваться запорной арматурой, позволяющей отсекать каждую емкость от остальной емкостной системы . Жидкость из емкости во время чистки подается на систему очистки с целью отделения шлама и отгрузки его для утилизации. В дальнейшем техническая вода используется в замкнутой системе циркуляции.

2. Бурение под эксплуатационную колонну.

2.1 Для очистки бурового раствора от выбуренной породы используются все IV ступени (2 вибросита, пескоотделитель и илоотделитель с осушающим ситом, 1-2 центрифуги).

2.2 Приготовление химреагентов осуществляется в гидромешалке или в специальном оборудовании другого типа с дозировочным устройством для ввода в раствор .

При бурении скважин предусматривается установка дополнительных емкостей (объемом 40-50м³ в количестве 2 штук ) для хранения излишек бурового раствора (после цементирования эксплуатационной колонны), а также буровых сточных вод для повторного использования.

После окончания бурением последней скважины куста, часть бурового раствора перевозится на другой куст для повторного использования, а оставшаяся часть очищайся от твердой фазы, подлежащей утилизации, и через промежуточную емкость закачивается в нефтесборный коллектор.

В зависимости от способов утилизации отходов бурения и обеспечения необходимой степени очистки бурового раствора возможны изменения в комплектации используемых технических средств, утвержденные и согласованные в установленном порядке.

2.9 Гидравлический расчет промывки скважины

Данные для расчета:

Глубина скважины 2982 м

Тип турбобура 3ТСШ1-195

Диаметр долота 0,2159 м

Длина ТБПВ 127х9 600 м

Длина ЛБТ 147х11 1640 м

Длина УБТ 178х80 25 м

Плотность бурового раствора с₁=1110 кг/м³

Структура вязкости раствора бурового з=0,01 н/м²

Динамическое напряжение сдвига ф₀=8,10 н/м²

1. Выбираем диметр втулок и число насосов.

По шифру турбобура определяем необходимый расход промывочной жидкости по (т. 93) [1]

Q=24 дм³/с

Выбираем количество буровых насосов равным 1 и диаметр втулок для обеспечения необходимого расхода:

Q_нас=30 л/с

Д_порш.=0,170 м

Р_нас.=35 мПа

Определяем режим течения жидкости в циркуляционной системе:

Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах ЛБТ.

(35)

где с_бр - плотность бурового раствора, кг/м³

V_тр - средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с

(36)

Q - расход бурового раствора, м³/с

d - внутренний диаметр бурильных труб, м

з -структура вязкости раствора Н*с/м²

ф₀ - динамическое напряжение сдвига Н/ м²

при R_e?2300 ламинарный

при R_e ?2300 турбулентный

(37)

Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах ТБПВ.

Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах УБТ.

Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины - турбобур.

Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины - УБТ.



Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины - ТБПВ.

Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины - ЛБТ.

Определяем коэффициенты гидравлических сопротивлений.

В бурильных трубах.

В ЛБТ турбулентный режим

скважина бурение химический обработка

В ТБПВ турбулентный режим.

В УБТ турбулентный режим.

В кольцевом пространстве.

В ЛБТ ламинарный.

В ТБПВ ламинарный.

В УБТ ламинарный

Определяем потери давления.

В ЛБТ:



где л_лбт - коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ

Q - подача насосов, м³/с

L_лбт - длина труб ЛБТ, м

d - внутренний диаметр ЛБТ, м

В ТБПВ:

В УБТ:

В турбобуре:

(60)

где Р_дво - потери давления в турбобуре при течении жидкости.

В кольцевом пространстве: стенка скважины - турбобур

где l_{кпт/бур} - длина турбобура, м

Д_т/б - диаметр турбобура, м

В кольцевом пространстве: стенка скважины - УБТ.

)

В кольцевом пространстве: стенка скважины - ТБПВ.

В кольцевом пространстве: стенка скважины - ЛБТ.

В обвязке БУ.

(65)

Определяем сумму потерь давления.

5. Определяем резерв давления для реализации в насадках долота.

6. Определяем диаметр насадок долота.

где z - число насадок долота

м_р - коэффициент расхода насадок (0,92-0,95)

2.10 Утилизация бурового шлама

Интенсивный рост объемов бурения в УЗБС и КРС помимо увеличения количества пробуренных боковых стволов проявляется также в увеличении загрязнения окружающей среды отходами бурения, в частности, буровым шламом. За период 2001-2004 г.г. образование бурового шлама увеличилось от 817 до 6000 тонн (табл.16).

Таблица 16. Динамика количества пробуренных боковых стволов и образования бурового шлама за период 2001-2004 г.г. в УЗБС и КРС

Годы	Количество пробуренных боковых стволов, ремонт	Образование бурового шлама, тн
2001	61	817,0
2002	159	3186,0
2003	226	5379,5
2004	290	5943,6

В связи с этим, одной из актуальных является проблема утилизации бурового шлама и нейтрализации его вредного воздействия на объекты природной среды.

В УЗБС и КРС образующийся буровой шлам утилизируют двумя способами:

- обезвреживанием на Центрах по отмыву шлама при заключении план-задания с НГДУ;

- захоронением в нерекультивированных шламовых амбарах НГДУ-заказчика.

В таблице 17 приведены затраты на утилизацию бурового шлама и количество шлама, утилизированного по каждому применяемому способу.

Таблица 17. Затраты на утилизацию бурового шлама за период 2001-2004 г.г. в УЗБС и КРС ОАО «Сургутнефтегаз»

Годы	Сдано на Центры по отмыву шлама, тн	Плата за обезвр. шлама на Центре, тыс. руб.	Захоронение шлама в нерекульт. амбарах, тн	Плата за зах. отходов, тыс.руб.
2001	572,06	1841,136	244,96	110,526
2002	1857,1	12891,1	1328,9	546,28
2003	2233,3	9628,5	3146,15	1109,78
2004	1044,99	2704,1	4898,61	1443,2

В 2004-2005 г.г. буровой шлам для обезвреживания принимает только НГДУ «Быстринскнефть». Стоимость переработки 1 тонны шлама составляет 2400 руб. После обезвреживания шлам не является опасным отходом и, следовательно, платежи за размещение отходов не осуществляются. Обезвреженный шлам применяют для отсыпки кустовых площадок.

НГДУ «Федоровскнефть», «Сургутнефть», «Комсомольскнефть» с 2004 года принимают буровой шлам только для захоронения в нерекультивированных шламовых амбарах. Буровой шлам относится к четвертому классу опасности и базовая ставка за размещение 1 тонны составляет 248,4 руб. Для расчета платы применяются коэффициенты экологической ситуации, индексации и размещения отходов. Применяется коэффициент размещения отходов 0,3, так как амбары подлежат рекультивации и, следовательно, отходы в дальнейшем будут обезврежены.

В связи с ухудшением качества окружающей природной среды природоохранное законодательство ужесточается и базовые ставки, коэффициенты могут измениться таким образом, что будет невыгодно осуществлять захоронение отходов. Поэтому уже сегодня важная роль должна отводиться разработке методов, специальной техники и технологии утилизации и обезвреживания отходов бурения. Для быстрой адаптации к изменившейся ситуации нужно иметь запасные варианты утилизации бурового шлама.

Существует 2 вида бурового шлама, образующегося при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», в зависимости от типа применяемого бурового раствора. Буровой шлам, образующийся при зарезке боковых стволов, отличается, главным образом, наличием большого количества ионов хлора от 5 до 16 тыс. мг-ион/л.

Такой вид загрязнения, как растворенная соль, можно обезвредить только путем вымывания. Вымывание соли это дорогостоящий метод нейтрализации (сколько?), поэтому нужно найти другие пути решения данной проблемы. Например, соль можно изолировать внутри гранулы, либо «кирпича», с последующим обжигом и, может быть, глазурированием поверхности. Такие гранулы можно будет хранить под открытым небом на полигонах, или использовать для получения товарной продукции, например, для производства керамзита.

Целью данной работы является эколого-экономическое обоснование применения бурового шлама в качестве сырья для производства керамзита.

В состав бурового шлама по паспорту опасного отхода входят глинозем, кремнезем, вода, органические и неорганические добавки (табл.18)

Таблица 18. Состав бурового шлама

Наименование компонента	Содер. компонента, %
Глинозем (в т.ч. глины озерно-алювиальные, зеленовато-серые, буровато-серые, зеленые, серые, темно-серые, светло-серые, слабо алевритистые, алевролиты, аргиллиты темно-серые и др.)	47,6
Кремнезем (в т.ч. пески серые, светло-серые, тонкозернистые)	18,0
Вода	34
Органические и неорганические добавки (нефть, легкорастворимые соли, компоненты бурового раствора)	0,4

Из таблицы 3 видно, что основную часть бурового шлама составляют глины. Некоторые свойства этих глин, например, вспучиваемость при обжиге, могут быть использованы для переработки шлама.

Мы предлагаем использовать шлам в качестве сырья для получения пористого материала -- керамзита.

Керамзит представляет собой легкий пористый материал ячеистого строения в виде гравия, реже в виде щебня, получаемый при обжиге легкоплавких глинистых пород, способных всучиваться при быстром нагревании их до температуры 1050-1300°С в течение 25-45 мин.

Качество керамзитового гравия характеризуется размером его зерен, объемным весом и прочностью. В зависимости от размера зерен керамзитовый гравий делят на следующие фракции: 5-10, 10-20 и 20-40 мм, зерна менее 5 мм относят к керамзитовому песку. В зависимости от объемного насыпного веса (в кг/м3) гравий делят на марки от 150 до 800. Водопоглощение керамзитового гравия 8-20 %, морозостойкость должна быть не менее 25 циклов.

Вспучивание глины при обжиге связано с двумя процессами: газовыделением и переходом глины в пиропластическое состояние.

Источниками газовыделения являются реакции восстановления окислов железа при их взаимодействии с органическими примесями, окисления этих примесей, дегидратации гидрослюд и других водосодержащих глинистых минералов, диссоциации карбонатов и т. д. В пиропластическое состояние глины переходят, когда при высокой температуре в них образуется жидкая фаза (расплав), в результате чего глина размягчается, приобретает способность к пластической деформации, в то же время становится газонепроницаемой и вспучивается выделяющимися газами.

По технологии в сырье для производства керамзита общее содержание SiO₂ должно быть не более 70%, Аl₂О₃ - не менее 12%, Fe₂O₃ + FeO - до 10%, органических примесей - 1-2%. Наиболее пригодны глины, содержащие не более 30% кварца.

Таким образом, буровой шлам по компонентному составу соответствует составу сырья для производства керамзита. Наличие органики и нефти должно обеспечить высокий эффект вспучивания глинистой массы при обжиге.

Пригодность того или иного глинистого сырья для производства керамзита устанавливают специальным исследованием его свойств.

1. Вспучивание при обжиге - важнейшее свойство. Вспучиваемость характеризуется коэффициентом вспучивания

где V_К -- объем вспученной гранулы керамзита;

Vc -- объем сухой сырцовой гранулы до обжига.

2. Легкоплавкость (в значительной степени связанное с первым). Температура обжига должна быть не выше 1250°C, и при этом переход значительной части наиболее мелких глинистых частиц в расплав должен обеспечить достаточное размягчение и вязкость массы. Иначе образующиеся при обжиге глины газы, не удерживаемые массой, свободно выйдут, не вспучив материал.

3. Необходимый интервал вспучивания. Так называют разницу между предельно возможной температурой обжига и температурой начала вспучивания данного сырья. За температуру начала вспучивания принимают ту температуру, при которой уже получается керамзит с плотностью гранулы 0,95 г/см3. Предельно возможной температурой обжига считается температура начала оплавления поверхности гранул.

2.11 Технологический процесс производства керамзита

Сущность технологического процесса производства керамзита состоит в обжиге глиняных гранул по оптимальному режиму. Для вспучивания глиняной гранулы нужно, чтобы активное газовыделение совпало по времени с переходом глины в пиропластическое состояние. Между тем, в обычных условиях газообразование при обжиге глин происходит, в основном, при более низких температурах, чем их пиропластическое размягчение. Например, температура диссоциации карбоната магния - до 600°С, карбоната кальция - до 950°С, дегидратация глинистых минералов происходит в основном при температуре до 800°С, а выгорание органических примесей

еще ранее, реакции восстановления окислов железа развиваются при температуре порядка 900°С, тогда как в пиропластическое состояние глины переходят при температурах, как правило, выше 1100°С.

В связи с этим, при обжиге сырцовых гранул в производстве керамзита необходим быстрый подъем температуры, так как при медленном обжиге значительная часть газов выходит из глины до ее размягчения и в результате получаются сравнительно плотные маловспученные гранулы. Чтобы быстро

нагреть гранулу до температуры вспучивания, ее сначала нужно подготовить, т.е. высушить и подогреть. В данном случае интенсифицировать процесс

нельзя, так как при слишком быстром нагреве в результате усадочных и температурных деформаций, а также быстрого парообразования гранулы могут потрескаться или разрушиться (взорваться).

Оптимальным считается ступенчатый режим термообработки по С.П.Онацкому: с постепенным нагревом сырцовых гранул до 200-600°С (в зависимости от особенностей сырья) и последующим быстрым нагревом до температуры вспучивания (примерно 1200°С).

Для определения возможности применения бурового шлама в качестве сырья для получения керамзита был проведен следующий опыт.

В качестве образца из шламовой емкости на месте проведения работ по зарезке бокового ствола был взят образец бурового шлама. Образец поместили в металлическую емкость и, помешивая металлическим прутиком, прогрели до температуры 100°С в течении 3-5 мин. Выпарилась вода. При помешивании сформировались гранулы различной величины. Затем образец нагревали в течение 15 мин до покраснения гранул под прямым воздействием пламени. При этом наблюдались испарения черного цвета. Из этого факта можно сделать вывод, что органические соединения, которые присутствовали в буровом шламе полностью выгорели.

После остывания были получены твердые гранулы черного цвета с оплавленной поверхностью. Данные гранулы были помещены в банку с водой для моделирования атмосферных осадков. Хранение в течение ….. суток показал, что гранулы механически стабильный.

Без специального оборудования и соблюдения температурного режима не удалось добиться получения «хорошего» образца, идентичного керамзиту, но опыт показывает, что пастообразный буровой шлам можно превратить в твердый материал. В производственных условиях обжиг осуществляется во вращающихся печах (рис.1), представляющих собой цилиндрические металлические барабаны диаметром до 2,5-5 м и длиной до 40-75 м, футерованные изнутри огнеупорным кирпичом.

Рисунок 1. Схема вращающейся печи для производства керамзита:

1 - загрузка сырцовых гранул;

2 - вращающаяся печь;

3 - форсунка;

4 - вспученный керамзитовый гравий;

5 - поток горячих газов.

Печи устанавливаются с уклоном примерно 3% и медленно вращаются вокруг своей оси. Благодаря этому сырцовые гранулы, подаваемые в верхний конец печи, при ее вращении, постепенно передвигаются к другому концу барабана, где установлена форсунка для сжигания газообразного или жидкого топлива. Таким образом, вращающаяся печь работает по принципу противотока: сырцовые гранулы перемещаются навстречу потоку горячих газов, подогреваются и, попав в зону непосредственного воздействия огненного факела форсунки, вспучиваются. Среднее время пребывания гранул в печи - примерно 45 мин. Производительность печи 50 тонн/сутки по сырью. Выход керамзита из 1м³ шлама составляет примерно 1,5м³.

Для обеспечения оптимального режима термообработки существуют различные конструкции печей: двух и трехбарабанные.

Это только один из метод получения керамзита, но существуют и другие: метод кипящего слоя, циркуляционный, вибрационный, электрическое поле высокой частоты и др.

Масштабы переработки шлама в ОАО «Сургутнефтегаз» составляют 275 тыс. тонн, в том числе 6 тыс. тонн по УЗБС и КРС. бурового шлама.

Использование попутного газа в качестве источника энергии для производства керамзита. Производство керамзита энергоемкое. Расход энергии на переработку сырья составляет Х Дж/тн. В качестве источника энергии можно использовать попутный газ низкого давления, сбор которого не рентабелен. Цеха по производству керамзита необходимо установить в районе ДНС, КНС, где осуществляется сжигание газа на факелах.

Объемы сжигаемого газа на факелах по НГДУ составляют Х млн.м3. 92

Нужно отметить, что при сжигании попутного газа на факелах плата за выбросы составляет Х тыс. руб. и, используя газ в качестве источника энергии, мы обеспечиваем ресурсосбережение и уменьшаем экологические платежи.

2.12 Применение керамзита, полученного из бурового шлама

Керамзит, полученный из бурового шлама, можно использовать в качестве пористого наполнителя для изготовления бетонов, теплоизоляционного материала для засыпки крыш строений, утепления трубопроводов и использования в качестве основания при дорожном строительстве.

Экономическая эффективность данного предложения состоит в:

· уменьшении общего количества отходов бурения на предприятии, следовательно, уменьшении платы за размещение отходов.

· использовании попутного газа, ранее сжигаемого на факелах, в качестве источника энергии для производства. При этом снижаются объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, следовательно, уменьшается плата за выбросы.

· получении товарной продукции с соответствующими потребительскими свойствами. Стоимость 1 м³ керамзитового гравия в зависимости от качеств составляет 500-600 руб.

Таким образом, решается поставленная задача - утилизация бурового шлама, а также попутного газа.

2.13 Расчет бурильной колонны на прочность

Данные для расчета:

Осевая нагрузка на долото 0,12 МН

Вес турбобура ЗТСШ1-195 0,0485 МН

Длина турбобура 25,91

Вес 1 п.м. УБТ-178 0,00156МН

Вес долота 0,000425 МН

Расчет бурильной колонны производится снизу вверх.

1. Расчет УБТ.

Расчет сводится к определению длины УБТ. Диаметр УБТ определяет исходя из условий обеспечения наибольшей гибкости сечения в данных условиях бурения.

Длина УБТ определяется из нагрузки на долото.

С учетом опыта бурения для обеспечения заданной нагрузки на долото принимаем

L_убт=25м.

Вес УБТ:

Q_убт =0.00156МН

2. Бурильная колонна состоит из двух типов труб: ТБПК 127х9 и ЛБТ 147x11. Определяем длину труб ТПБК 127х9

где Q_p- допустимая растягивающая нагрузка, МН



Q_пр - предельная нагрузка, (1,25) МН

П - коэффициент запаса прочности

n = 1.35

K = 1.15

р_бр = 1124 кг/мЗ

р_м = 7850 кг/мЗ

Р_т - перепад давления в турбине, МПа

Р_т=4МПа

F_к - площадь поперечного сечения, м²

F_к=93,3м²

Учитывая опыт бурения скважин принимаем L_тбпк= 400м. Длина ЛБТ 147x11 составляет:

(73)

3. Расчет на прочность.

3.1 Растягивающие напряжение на устье.

(74)

где Р_т - усилие от веса долота, турбобура, УБТ, МН

Р_и2 - дополнительное усилие через участок падения, МН

Р_и1- дополнительное усилие при движении колонны через участок набора зенитного угла, МН

Р_н - дополнительные усилия при движении колонны по наклонно направленному участку, МН

Р_в - вес колонны на вертикальном участке, МН

К - коэффициент сопротивления К = 1.15

р_м - плотность материала ЛБТ, р_м = 278 кг/м^З

F_к - площадь проходного сечения канала трубы, F_к = 0.00047м²

F_тр - площадь поперечного сечения гладкой части трубы, F_тр = 0.01227м²

м =0,25

(75)

Определим какие трубы находятся на 4-м участке

где б₀ - зенитный угол в начале второго участка, град, б₀ = 0

(83)

(84)

(85)

4. Проверяем условие прочности у_p < [у]

где у_m - предел текучести для СБТ, МПа

у_m - 330 МПа

2.14 Выбор типа буровой установки

Я руководствуюсь при выборе типа буровой установки конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями бурения.

Для проектируемой скважины глубиной 2826 м. могут быть использованы установки классов БУ-2500 и БУ-3000.

1.Определим предельный вес бурильной колонны для установок этих классов:

(87)

(88)

Максимальный вес бурильной колонны

 (89)

2.Определить максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом расхаживания:

)

Максимальный вес эксплутационной колонны 0,79 МН.

3.Определить нагрузку от веса самой тяжелой обсадной колонны с учетомрасхаживания:

В связи с тем, что 0,9 МН. < 0.99 МН., выбираем БУ - 3000. На Быстринском месторождении скважину бурят комплектом оборудования установки БУ-3000ЭУК.

Технические данные на БУ-3000ЭУК

Тип привода - Электрический переменного тока

Число двигателей основных механизмов - 3

Установленная мощность двигателей, кВт - 1580

Условная глубина бурения, м - 3200

Нагрузка на крюке, кН- 1600

Оснастка талевой системы - 5x6

3. Охрана труда при промывки скважины, приготовлении и очистки бурового раствора

Приготовление растворов, их химическая обработка и утяжеление очень трудоемкие операции. Для приготовления буровой промывочной жидкости применяют глиномешалки, гидромешалки и гидромониторы.

Применяемые при современных технологических процессах буровые промывочные жидкости обрабатывают химическими реагентами, щелочными или кислотосодержащими, а также токсичными веществами. Поэтому к оборудованию и методам работы должны предъявляться особые требования для создания безопасных условий труда.

Устройства для приготовления, транспортировки и дозировки химических реагентов должны быть выполнены в соответствий с правилами использования токсических химических веществ.

Для облегчения условий труда загрузка исходных материалов в смесители должна быть механизирована. Во избежание загрязнения территории на буровой установке предусматриваются транспортировка выбуренной породы и осадка ее из циркуляционной системы в запасные емкости, в шламовый амбар, а также канализация отработанной буровой промывочной жидкости.

Для обслуживания узлов механизмов по приготовлению и очистке буровой промывочной жидкости устраивают площадки шириной не менее 65 см с перилами высотой 120 см и переходными мостками.

Вдоль циркуляционных желобов должны находиться настилы шириной не менее 65 см с перильным ограждением высотой 120 см, установленным с противоположной от желоба стороны настила.

Если люк глиномешалки расположен на высоте 1,5 м., то настил с трапами устраивают шириной не менее 1,5 м. Поперек настила трапа прибивают планки, расположенные параллельно друг другу и на расстоянии 25 см одна от другой. Уклон трапа не должен превышать 30°.

Наличие площадки вокруг глиномешалки и трапа для подъема к люку исключит возможность несчастных случаев, связанных с загрузкой небольших объемов химреагента.

В современных конструкциях глиномешалок их привод (электродвигатель) располагается на отдельной раме. При неправильном монтаже или ненадежном закреплении электродвигателя приводной ремень часто буксует или слетает со шкива глиномешалки. Надевание ремня и его натяжение связаны с опасными моментами. Для исключения несчастных случаев необходимо предусмотреть установку электродвигателя с механизмом для натяжения ремня на одной общей раме с глиномешалкой.

При загрузке глиномешалки возможно попадание глины, гематита на ремень, что нарушает нормальную работу привода, поэтому ограждения глиномешалки должны удовлетворять следующим требованиям:

лобовые щиты должны быть металлическими и сплошными по всей поверхности приводного ремня;

ограждение со стороны глиномешалки также должно быть сплошным;

ограждение должно легко сниматься и устанавливаться, даже если нет подъемных средств;

оградительное устройство должно быть прикреплено к раме глиномешалки и поставляться в комплекте с ней.

При засыпке глины в люк глиномешалки для предотвращения несчастных случаев запрещается проталкивание кусков глины трубой или ломом. Люк глиномешалки должен быть закрыт металлической решеткой с отверстиями 15X15 см, что исключает попадание больших кусков глины, камней и заклинивание лопастей.

С целью облегчения загрузки глины в глиномешалку применяют механизированные приспособления различных конструкций. Распространение получило приспособление, состоящее из; наклонных направляющих рельсов, по которым перемещаете» тележка с глиной. Тележка движется от одного из валов глиномешалки, на котором посажена муфта, соединенная передачей со шкивом вала; на валу посажен барабан лебедки для наматывания каната, закрепленного к тележке.

Барабаном передвижения тележки управляет рабочий с помощью рычага со специальным простым устройством включения и выключения барабана.

Гидромешалка применяется для приготовления и утяжеления буровой промывочной жидкости из порошкообразных материалов, а также для химической обработки промывочной' жидкости сухими порошкообразными реагентами.