Предварительная разведка месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

1. Проектная глубина скважины

2. Выбор диаметра

3. Выбор способа бурения и очистки скважины

4. Категория по буримости горных пород

5. Конструкция скважины

6. Типоразмер породоразрушающего инструмента

7. Типоразмер бурильной колонны

8. Забойная компановка

9. Выбор типоразмеров и краткое описание бурового оборудования

10. Выбор технических средств опробывания полезного ископаемого

11. Разработка мероприятий

12. Расчеты выбранного оборудования

Заключение

Список литературы

Графические приложения



Введение

Целью курсового проектирования является закрепление, углубление и обобщение знаний, полученных студентами при изучении теоретического курса «Разведочное бурение»; приобретение навыков для самостоятельного решения конкретных задач по технологии и технике бурения скважин с умелым использованием достижений научно-технического прогресса и передового опыта в геологоразведочном деле; подготовка к завершающему этапу обучения - составлению дипломного проекта. Кроме того, в процессе курсового проектирования, студенты приобретают навыки самостоятельной творческой работы с учебной, справочной и специальной научно-технической литературой.

Предлагаемые технические решения в курсовом проекте предусматривают применение как серийного так и перспективного оборудования, инструментов, материалов, КИПов в соответствии с требованиями действующих ГОСТов, строительных норм и правил (СНИП), «Правил безопасности при геологоразведочных работах» и других нормативных документов. Принимаемые решения обоснованы или подкреплены необходимыми расчетами.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки, графического материала и приложений. Обязательным приложением к курсовому проекту является геолого-технический наряд (ГТН) на бурение скважины.



1. Проектная глубина скважины

Глубина скважины зависит от глубины залегания полезного ископаемого. Полезным ископаемым является железная руда, которые согласно геологического разреза расположены в интервале 420-450 м. Скважина, как правило, должна углубляться на 5-10 м ниже целевого горизонта, что связано с необходимостью надежного его исследования геофизическими методами при каротаже.

Из всего вышеизложенного следует, что проектируемая глубина скважины складывается из глубины залегания целевого горизонта и величины углубки для надежного исследования скважины методами ГИС и составляет: 460 м.

2. Выбор диаметра бурения

бурение скважина полезный ископаемый

В практике разведочного бурения на рудные полезные ископаемые для получения представительных проб целесообразно выбрать минимальный конечный диаметр 59 мм. Начальный диаметр бурения 93 мм, запасным диаметром будет 76 мм. Для забурки диаметр 93 мм.

3. Выбор способа бурения и очистки скважины

При бурение скважины предварительной разведки применяется вращательное бурение (твердыми сплавами, алмазами) с отбором керна.

Выбор того или иного способа бурения находится в прямой зависимости от назначения скважин и горно-геологических условий (вид полезного ископаемого, тип месторождения и т.п.). При проведении работ предварительной разведки рекомендуется применять вращательное бурение, т. к. на данной стадии нужно получить керн со всего интервала скважины.

Промывка скважины производится с целью непрерывной очистки забоя от выбуренной горной породы (шлама), охлаждения ПРИ, нагревающегося вследствие трения о породу, закрепления стенок.

Кроме того, промывка должна обеспечивать изоляцию отдельных горизонтов, понижение твердости породы и смазку бурового инструмента, а так же уменьшать вибрацию КБТ. Для очистки скважины от шлама, а также в интервале 40-150м. (катастрофическое поглощение промывочной жидкости) и интервале 180-270м. (плотные глины «пучат») целесообразно применить ингибированный промывочный раствор (извястковый-глинистый раствор), плотность-1100 кг/м³, вязкость 18с.

Ингибирующие растворы применяются для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижается пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов.

4. Категория по буримости горных пород

Буримость породы - это величина углубления скважины за единицу времени чистого бурения.

Таблица 4.1 - Классификация гонных пород по буримости

Наименование горных пород	Категория буримости
1. Алювиально-делювиальные отложения	II
2. Суглинок	II
3. Мел	II
4. Плотная глина	III
5. Известняк трещиноватый	IV
6. Железная руда	VII
7. Железистые кварциты	VIII

5. Конструкция скважины

Конструкция скважины определяется её целевым назначением, глубиной залегания полезного ископаемого, свойствами горных пород и сложностью геологического разреза.

Рациональной конструкцией скважины считается та, у которой:

1. конечный диаметр выбран минимально возможным с учётом проведения геофизических и других исследований в скважине;

2. количество обсадных труб и глубины их спуска минимальны и обусловлены только сложностью геологического разреза;

3. типоразмеры породоразрушающего инструмента (ПРИ) и обсадных труб приняты в строгом соответствии с рациональным соотношением диаметров труб и скважин.

Построение конструкции скважины по проектному геологическому разрезу ведется снизу вверх (рис. 5.1.).

Для закрепления устья скважины, в интервале от 0 до 8м., необходимо установить и зацементировать направляющую обсадную трубу (кондуктор) диаметром 89 мм.

В интервале от 8 до 460 метров бурение производится без использования обсадных труб.

Техническая характеристика обсадных труб приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.1 - Сводная таблица конструкции скважины

Интервал глубин, м	Итого, м	Диаметр бурения, мм	Диаметр обсадки, мм
от	до
0	8	8	93	89
8	460	452	59	-



Рис. 5.1. Конструкция скважины: 93 (89) / 8; 59 / 460



Таблица 5.2 - Техническая характеристика обсадных труб ниппельного соединения

Показатели	Для крепления ствола скважин диаметром, мм
	93
Наружный диаметр труб (D) и ниппелей (D1), мм	89
Толщина стенки трубы (д), мм	5,0
Внутренний диаметр ниппелей (d1), мм	78,0
Диаметр резьбы, мм: - наружный (Dн) - внутренний (Dв)	84,5 83,0
Длина резьбы, мм	40
Резьба труб	Цилиндрическая, трапецеидальная, шаг 4,0 мм, высота профиля 0,75 мм
Длина труб (L), мм	1000-1500
Линейная плотность трубы (q), кг/м	12,70
Масса ниппеля, кг	2,4
Материал труб	Сталь группы прочности Д

6. Типоразмер породоразрушающего инструмента

Твердосплавными коронками бурится почти половина всего объема разведочных колонковых скважин. Наличие различных типов коронок позволяет проходить как мягкие осадочные породы I - IV категории, так и более твердые метаморфизированные, изверженные породы V - VII частично VIII- IX категории по буримости.

Выбор типоразмеров ПРИ:

1. Интервал 0 - 8м. (Аллювиально-делювиальные отложения) - рекомендуется твердосплавная коронка типа М5-93 (для бурения мягких пород I - IV категории).

2. Интервал 8 - 420м. (Суглинок, Мел, Плотная глина, Известняк трещиноватый) - рекомендуется твердосплавная коронка типа СТ2-59 (применяются при бурении в трещиноватых породах)

3. Интервал 420 - 460м. (Железная руда) - рекомендуется твердосплавная коронка типа СА5-59 (самозатачивающиеся коронки для бурения абразивных пород средней твердости).

Рис.6.1. I - коронка типа М; II - коронка типа СТ; III - Коронка типа СА.

Таблица 6.1 - Характеристика коронок

Тип	Диаметр, мм	Число твердосплавных резцов
	наружный	внутренний	по торцу	калибрующих	основных	подрезных
М5-93 СТ2-59 СА5-59	93 59 59	59 44 42	16	4	- 6 16	- 3 10

7. Типоразмер бурильной колонны

Колонна бурильных труб (КБТ) предназначена для соединения породоразрушающего инструмента (ПРИ), работающего на забое скважины с буровым станком смонтированным на поверхности, и передает на ПРИ осевое усилие и крутящий момент и выполняет ряд других функций. По бурильным трубам в скважину поступает буровой и при необходимости, тампонажный растворы.

Рекомендуется выбрать типоразмер бурильных труб ТБСУ-55, предназначенные для бурения скважин с использованием всех видов породоразрушающего инструмента (Рис. 1.2.). Трубы изготавливаются из стали марки 36Х2С с поверхностной закалкой ТВЧ. Замковые соединения изготавливают из стали 40ХМ, толщина стенок труб от 3,5 до 6 мм.

Рис. 7.1. Трубы бурильные стальные универсальные (ТБСУ)

1 - ниппель; 2 - сварной шов; 3 - муфта замка; 4 - труба.

Таблица 7.1 - Техническая характеристика бурильных труб ТБСУ-55

Типоразмер БТ	Диаметр БТ, мм	t, мм	D',мм	q', кг/м	E , Па
	D	d
ТБСУ-55	55	46	4,5	55,5	7,47	2?1011

D и d - наружный и внутренний диаметр гладкой части бурильной трубы, мм;

t - толщина стенки, мм;

D' - наружный диаметр соединений БТ, мм;

q' - линейная плотность бурильных труб с учётом высадок и резьбовых соединений, кг/м³;

E - модуль продольной упругости материала БТ (для стали).

Трубы бурильные стальные универсальные с приварными замками (ТБСУ) применяются при поисках и разведке на твердые полезные ископаемые и воду для бурения скважин колонковым и бескерновым способом твердосплавными и алмазными коронками, долотами всех видов, в том числе с применением забойных гидро- и пневмоударников; при инженерно-геологических изысканиях; ремонте нефтяных и газовых скважин; для вращательного бурения дегазационных и технологических скважин при подземной разработке пластов горных пород; в строительстве.

Колонковые трубы входят в состав бурового снаряда и устанавливаются между буровыми коронками и переходниками с колонковой трубы на бурильные трубы. Они служат для приема керна и его сохранения, а также для ужесточения нижней части бурового снаряда. Колонковые трубы нарезаются из обсадных труб диаметром 57 мм.

8. Забойная компоновка

В забойную компоновку входит:

· Породоразрушающий инструмент;

· Кернорватель;

· Колонковая труба;

· Переходник с колонковой на бурильные трубы.

Набор технологического инструмента соединенного в определенной последовательности называется буровым снарядом. Буровой снаряд при колонковом бурении состоит из твердосплавной коронки, кернорвателя, колонковой трубы, переходника, бурильной трубы.

Колонковым набором называется часть бурового снаряда, предназначенная для разрушения горной породы, приема и сохранения керна.

Для бурения скважины в проекте было выбрано несколько типов ПРИ: ребристая твердосплавная коронка М5 (рис. 8.1), резцовая твердосплавная коронка СТ2 (рис. 8.2) и самозатачивающаяся коронка СА5 (рис 8.3).

Конструктивные особенности коронок увязаны со свойствами разбуриваемых пород (по категориям буримости). По этому признаку твердосплавные коронки подразделяются на три группы для бурения:

· мягких пород (I - IV категория);

· малоабразивных пород средней твердости (V - VII категория);

· абразивных пород средней твердости (VII, VIII и частично IX категория).

Характерными признаками коронок для бурения мягких пород является наличие ребер на боковой поверхности, что обеспечивает максимальные зазоры между колонковой трубой и стенками скважины и хорошую очистку забоя скважины от шлама. За счет этого достигаются и лучшие показатели бурения в мягких пластичных и малосвязных породах. По конструктивному признаку эти коронки называются ребристыми (тип М).

В коронках для бурения малоабразивных пород средней крепости основное влияние на показатели бурения оказывает форма резца, его размеры, расположение по торцу коронки. Коронки этого типа называются резцовыми (тип СМ, СТ).

Для бурения абразивных пород средней крепости применяются самозатачивающиеся коронки (тип СА). В этих коронках применяются мелкие резцы, а торец коронки имеет достаточную насыщенность резцами, что обеспечивает их самозатачивание в процессе бурения.



Рис. 8.1. Твердосплавная коронка М-5

1 - корпус; 2 - резцедержатель; 3,4 - резцы; 5 - промывочный канал.

Рис. 8.2. Твердосплавная коронка СТ-2

1- корпус; 2 - вкладыш; 3,4 - резцы; 5 - промывочный канал.

Рис. 8.3. Твердосплавная коронка СА-5

1- основной резец; 2- опорная пластина; 3- оберточная пластина

Кернорвательное устройство (кернорватель) состоит из цилиндрического корпуса и конического пружинного кольца, разрезанного по образующей.

Оно предназначено для отрыва столбика породы от массива горной породы и удержания его в колонковой трубке во время подъёма бурильного инструмента из скважины. При этом в начале подъёма инструмента пружинное кольцо кернорвателя из-за наличия трения между ним и столбиком керна входит в суженную часть конической расточки корпуса коронки, плотно снимает керн и производит его отрыв от массива породы.

Выбираем кернорватель типа БИ 209-281, так как диаметр коронки 59 мм.

Таблица 8.1 - Техническая характеристика кернорвателя для твердосплавного бурения

Параметры	Кернорватель БИ 209-281
Наружный диаметр коронки, мм	59
Максимальный диаметр срываемого керна, мм	44,5
Минимальный диаметр срываемого керна, мм	39
Длина корпуса кернорвателя, мм	150
Наружный диаметр корпуса, мм	57
Высота кольца, мм	35
Масса комплекта, кг	0,9

Колонковые трубы устанавливаются между буровыми коронками и переходниками с колонковой трубы на бурильные трубы. Они служат для приема керна и его сохранения, а также для ужесточения нижней части бурового снаряда.

Одинарные колонковые трубы нарезаются из обсадных меньшего диаметра (57 мм).

Переходники предназначены для соединения колонковых труб с колонной бурильные трубы. Переходники изготавливаются из стали марки 45 и 50 и выпускаются по ТУ 41-01-587-88 и охватывают 29 различных типоразмеров. В обозначение входит буквенный индекс, определяющий тип резьбы бурильных труб, диаметр бурильной трубы и диаметр колонковой трубы.

Так как конечный диаметр бурения 59мм, следовательно, выбираем переходник типа П1 - 42/57

Таблица 8.2 - Техническая характеристика переходника типа П1

Параметры	Переходник П1 - 42/57
Диаметр бурильной трубы, мм	42
Диаметр колонковой трубы, мм	57
Диаметр переходника, мм	58
Длина переходника, мм	52
Масса переходника, кг	1,35



Рис. 8.4. Эскиз забойной компоновки для бурения кольцевым забоем

1- твердосплавная коронка; 2- кернорватель; 3- колонковая труба; 4- переходник; 5- бурильная труба.

9. Выбор типоразмеров, техническая характеристика и краткое описание работы бурового оборудования

Буровой станок

Тип бурового станка или агрегата выбирается в зависимости от выбранного способа бурения, глубины скважины, объемов и сроков работ, вида используемой энергии, географических условий бурения и др.

В курсовом проекте выбран буровой станок СКТО-65 (ЗИФ 650М), техническая характеристика приведена в таблице 9.1.

Буровой станок (СКТО-65) ЗИФ-650М (рис. 9.1.) выпускается с 1949 года, прошел ряд модификаций и в настоящее время выпускается под шифром СКТО-65. Станок имеет один гидропатрон, без автоперехвата. Выпускается в двух исполнениях с приводом от электродвигателя и дизеля.

Рис 9.1. Буровой станок СКТО-65

1 - электродвигатель станка; 2 - электродвигатель маслонасоса; 3 - соединительная муфта; 4 - маслонасос; 5 - муфта сцепления; 6 - тормоз спуска; 7 - рукоятка управления тормозами; 8 - тормоз подъема; 9 - лебедка; 10 - рукоятка включения лебедки; 11 - коробка скоростей; 12 - рукоятка включения вращателя; 13 - рукоятка крана гидропатрона; 14 - пружинно-гидравлический патрон; 15 - пульт гидравлического управления; 16 - вращатель; 17 - станина; 18 - рукоятка ручного маслонасоса; 19 - рама; 20 - рукоятка управления гидросистемой; 21 - рукоятка.

Буровой станок предназначен для бурения вертикальных и наклонных скважин твердосплавными и алмазными коронками и шарошечными долотами глубиной соответственно 800 и 2000м при конечном диаметре инструмента 59 мм.

Особенностями данных станков являются: широкий диапазон ступенчатого регулирования частоты вращения шпинделя и барабана лебедки, наличие пружинно-гидравлического зажимного патрона с дистанционным управлением, герметично закрытый планетарный редуктор лебедки, работающий в масляной ванне; постоянно разомкнутая сухая фрикционная двухдисковая муфта сцепления; водяное охлаждение шкива тормоза спуска; автономный электропривод маслонасоса гидросистемы.

Таблица 9.1 - Техническая характеристика станка

Параметры	Тип станка
	СКТО-65
Привод: Тип Мощность, кВт	АД 30
Лебедка: Тяговое усилие максимальное, кН Скорость намотки каната на барабан, м\с -максимальная -минимальная Регулирование скорости намотки	35 6,25 0,7 дискретное
Вращатель: Крутящий момент максимальный, даН*м Частота вращения шпинделя, об\мин Длина хода подачи, мм	302 87-800 500
Дополнительные устройства: Гидропатрон Автоперехват Габаритные размеры станка, мм -длина -ширина -высота	1 Нет 2700 1200 2200
Масса, кг: Станок (без маслостанции, шкафа управл.,преобразователя.) Маслостанция Шкаф управления преобразователь	2800 230 - -

Схема расположения бурового оборудования приведена в приложении 1,2.

Буровой насос

Исходя из плотности бурового раствора 1100 кг/м³ в курсовом проекте выбрана насосная установка типа НБ-120/4.0, техническая характеристика приведена в таблице 9.2.

Насосная установка НБ-120\4.0 (рис 9.2.) предназначена для перекачивания воды и глинистого раствора плотностью до 1300 кг/мі и вязкостью до 35 с по СПВ-5. Она обеспечивает эффективную промывку скважин глубиной до 1000 м при алмазном и твердосплавном бурении коронками диаметром 46-93 мм. Она состоит из трехплунжерного насоса, коробки перемены передач и фрикционной муфты сцепления от автомобиля ЗИЛ-151, а также электродвигателя, смонтированного на общей раме с насосом и трансмиссией. Вращение от электродвигателя трансмиссии передается через высокоэластичную муфту.

Насос включает в себя две основные части - приводную и гидравлическую. Внутри приводной части размещены шатунно-кривошипные механизмы, эксцентриковый вал с зубчатым колесом и входной вал-шестерня. Внутри гидравлической части находятся клапаны и седла. Клапаны - тарельчатые, с нижним перьевым направлением и с конусным резиновым протектором, нагружены цилиндрическими витыми пружинами. К гидравлической части насоса прикреплены три быстросъемных узла - сальник с плунжером.

Таблица 9.2 - Техническая характеристика плунжерного насоса

Параметры	НБ-120\4.0
Подача, л\мин: -минимальная -максимальная	15 120
Максимальное давление, мПа	4.0
Число ступеней регулирования подачи	4
Плунжер: -диаметр, мм -количество	45,4 3
Тип промывочной жидкости	вода, глинистый раствор
Эл. двигатель: -марка -мощность, кВт	АО-42-06/4 7,5
Масса (без рамы и двигателя), кН	145

Рис 9.2. Буровой насос НБ-120\4.0

1 - электродвигатель; 2 - рама двигателя; 3 - рычаг коробки передач; 4 - коробка передач со шкивами; 5 - рама насоса; 6 - насос; 7 - линия нагнетания; 8 - воздушный колпак; 9- линия всасывания; 10 - ременная передача; 11 - болт заземления.

Схема обвязки устья скважины приведена в приложении 3.

Буровая мачта

Буровая мачта типа МРУГУ-18/20

Особенности конструкции и грузоподьемность мачты позволяют использовать ее с буровыми станками типа СКБ-4, СКБ-5, ЗИФ-650М при продольном расположении станка в буровом здании. Мачта выполнена в виде пространственной четырехгранной фермы из газовых труб и состоит из стрелы, основания, двух регулировочных домкратов, предназначенных для центровки мачты при монтаже ее в буровом здании, боковой опоры, опорной сошки, с регулировочными винтовыми домкратами, которые используются для регулирования угла наклона мачты при бурении наклонных скважин и задней опоры, на которую ложится стрела мачты в транспортном положении.

На стреле мачты монтируется свечеприемник с регулируемой глубиной кармана, кронблок, тоннельные лестницы с ограждением, рабочая и переходные площадки. Кронблок имеет четыре ролика, что позволяет создать симметричную нагрузку на стрелу мачты при закреплении неподвижного конца талевого каната за основание буровой установки. Свечеприемник имеет переменную глубину кармана, что облегчает производство спускоподъемных операций при наклонном бурении. Конструкция кронблочной рамы дает возможность раздвигать ветви талевого каната при эксплуатации станков разных типов. Наклон мачты при бурении наклонных скважин осуществляется в поперечной плоскости буровой установки одновременным регулированием двух винтовых домкратов в основании мачты и двух винтовых домкратов опорной сошки. Для придания большей устойчивости при наклонном бурении мачта имеет два боковых домкрата, которые устанавливаются в плоскости боковой опоры мачты.

Задняя опора мачты подвешена на канатах и имеет два положения: вертикальное - при рабочем положении мачты и наклонное - при транспортном положении мачты. Стрела мачты имеет шарнирное соединение между верхней и средней секциями, что улучшает маневренность буровой установки при ее передвижении. При наклонном бурении мачта оборудуется канатной направляющей (ролик с кареткой), предназначенной для центровки элеватора по оси скважины. Подъем мачты в рабочее положение производится трактором с помощью оттяжного троса и грузоподъемной укосины. В рабочем положении стрела закрепляется к порталу мачты двумя болтами и фиксируется в плоскости наклона двумя регулировочными винтами (винтовыми домкратами).

К особенностям мачты относятся:

- ноги портала находятся внутри бурового здания в непосредст-венной близости от бурового станка, что ухудшает условия эксплуатации и обслуживания его;

- центр тяжести стрелы мачты смещается относительно цент-ральной продольной плоскости, что ухудшает устойчивость мачты;

- небольшой угол наклона;

- повышенная металлоемкость;

- сложность в изготовлении;

- плохая просматриваемость траектории движения элеватора;

- загромождение проходов в буровом здании опорными стойками портала;

- ввиду большой ширины основания исключена транспортировка буровой установки по железной дороге одним блоком.

Таблица 9.3 - Техническая характеристика буровой мачты

Технические показатели	МРУГУ-18/20
Грузоподъемность на крюке, кН: -номинальная -максимальная	100 140
Длина свечи, м	13,5
Угол наклона мачты	90-75
Грузоподъемность на кронблоке, кН	200
Глубина бурения, м	800
Высота мачты от пола до кронблока, м	18,0
Масса мачты с основанием, т	6,5

Талевая система

Талевая оснастка -- система блоков и канатов -- является неотъемлемым элементом буровой вышки. Однако в зависимости от условия работы и особенностей решаемых технологических задач одна и та же буровая вышка (мачта) может оснащаться различными талевыми системами, отличающимися друг от друга как количественными параметрами (количество струн, грузоподъемность, металлоемкость), так и конструктивными особенностями исполнения, обусловливающими различную надежность и предел возможностей эксплуатации.

Канаты, используемые для талевой оснастки буровых вышек, при работе подвергаются сложным нагрузкам: растяжению, чередующемуся изгибу, контактным напряжениям, истиранию, вибрации. В курсовом проекте выбран канат диаметром 13мм.

Кронблок, неподвижно укрепленный на верхнем основании буровой вышки и представляющий собой набор роликов (дисков с желобами по окружности для пропускания по ним канатов), свободно вращающихся на кронблочной оси и пометенных в металлический корпус. Через ролики (диски) кронблока перепускается канат талевой оснастки. Кронблок -- ответственное грузоподъемное устройство, к которому предъявляются высокие требования в отношении надежности и прочности.

Талевый блок-- подвижный блок, подвешенный через ролики к канату талевой оснастки и переметающийся при спуске-подъеме вместе с закрепленной на нем грузоподъемной гарнитурой и буровым снарядом.

Конструктивное исполнение талевого блока аналогично кронблоку.

В курсовом проекте выбрана талевая система со свободным концом каната, закрепленным на талевом блоке. Талевая система типа 2 х 3, где первая цифра означает число роликов талевого блока, а вторая число роликов кронблока.

Труборазворот

Труборазворот типа РТ-1200М (Рис. 9.3.) используется в буровых установках 4,5,6,7 классов и комплектуется набором подкладных и отбивных вилок для работы с бурильными трубами типа СБТМ, ЛБТМ, СБТН, ЛБТМ, КССК, УБТ-73, УБТ-89, УБТ-108. Техническая характеристика труборазворота представлена в таблице 9.4.

Труборазворот имеет приводной электродвигатель типа АОПС2-31-4В, который включается с помощью кнопочного устройства. Устройство труборазворота приводятся на рис. 9.3.

Рис. 9.3. Схема труборазворота РТ1200М

1 - вращатель; 2 - электродвигатель; 3 - рама; 4 - центратор; 5 - подкладная вилка; 6 - ведущая вилка; 7 - защитный кожух.

Основным узлом механизма является вращатель 1, состоящий из двухступенчатого редуктора с цилиндрическими прямозубыми шестернями. Он смонтирован на подшипниках в алюминиевом корпусе и имеет центральное отверстие диаметром 140 мм для прохода бурильных труб, электродвигатель 2, защищен кожухом и установлен на промежуточном корпусе. Вал электродвигателя соединяется с валом-шестерней вращателя упругой муфтой, состоящей из двух полумуфт - ведущей и ведомой. На ведомой полумуфте закреплен маховик, предназначенный для увеличения крутящего момента при свинчивании-развинчивании резьбовых соединений. Шестерни второй пары редуктора передают крутящий момент на водило. Вращатель с электродвигателем закреплены на опорной раме 3 механизма.

При ведении спуско-подъемных операций колонна бурильных труб с помощью специальной подкладной вилки 5, опирается на крышку вращателя. Для центровки колонны труб по оси труборазворота на крышку вращателя устанавливается центратор 4. На крышке вращателя имеются выступы, которые и задерживают подкладную вилку от проворачивания при разворачивании-заворачивании резьбовых соединений.

Отбивная вилка вставляется в прорезь ниппеля резьбового соединения верхней свечи. При включении приводного двигателя водило вращает ведущую вилку 6 со свечей и наворачивает или развинчивает верхнюю свечу.

Таблица 9.4 - Техническая характеристика труборазворота РТ-1200М

Технические данные	РТ-1200М
Диаметр проходного отверстия вращателя, мм	205
Максимальный крутящий момент, Н?м	3500
Частота вращения водила, об/мин	75
Тип приводного двигателя	Электродвигатель АОПС2-31-4В
Мощность, кВт	3
Габаритные размеры, м	0,89х0,5х0,38
Масса (без вилок), кг	245



Средства приготовления и очистки БР

Применяются глиномешалки двух видов: с горизонтальным валом и с вертикальным. С их помощью раствор готовится на буровых.

В курсовом проекте выбрана глиномешалка ПГС-2.

Глиномешалка ПГС - 2 монтируется на автомобильном прицепе и имеет укрытие.

Загрузка глины в глиномешалку производится скиповым подъемником или талью. Готовый раствор буровым насосом выкачивается в приемную емкость, откуда он штатным буровым насосом закачивается в скважину или водовозку. Обслуживают глинокомплекс два человека.

В курсовом проекте рекомендуется использовать двухблочную передвижную глиностанцию.

Двухблочные глиностанции оснащаются большим набором оборудования. В одном блоке (главном) производится приготовление промывочных жидкостей, во втором блоке располагается энергетическое оборудование, насосы и другие вспомогательные механизмы. Двухблочные станции предпочтительнее, так как позволяют существенно улучшить условия работы обслуживающего персонала, повысить степень механизации и производительность труда.

В процессе бурения буровой раствор насыщается мелкой фракцией выбуренных горных пород. В результате ухудшаются технологические свойства раствора.

Для предупреждения зашламовывания скважины проводится очистка бурового раствора от шлама выбуренных пород. Методы очистки бывают: естественные, принудительные и комбинированные.

Так как в курсовом проекте мы используем ингибированные буровые растворы: известковый буровой раствор, силикатный буровой раствор, следовательно, будем применять принудительный (комбинированный) метод очистки, так как ингибированные растворы обладают повышенной вязкостью.

Курсовым проектом рекомендуется использование совместного применения гидроциклонов - илоотделителей и физико-химических методов очистки. Наибольший эффект дает метод разбавления и гидроциклонной очистки.

В курсовом проекте рекомендуется применение трехступенчатой схемы очистки бурового раствора от шлама: илоотделитель, гидроциклонная шламоотделительная установка конструкции ПГО «Красноярскгеология» и физико-химическая очистка (разбавление).

10. Выбор технических средств опробования полезного ископаемого

При проходке по полезному ископаемому будет использоваться одинарная колонковая труба нарезанная из обсадной диаметром 57 мм и длиной 3м., т.к. железная руда устойчивая. Техническая характеристика обсадных труб приводится в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Техническая характеристика обсадных безниппельных труб

Параметр	Нормы
Наружный диаметр труб, D	57
Толщина стенки труб, t	4,5
Наружный диаметр наружной резьбы, d0	54,0
Наружный диаметр внутренней резьбы	54,040
Внутренний диаметр резьбы	52,5
Длина трубы, L	3500, 4000
Масса 1 м трубы, кг	5,83

11. Разработка мероприятий

Разработка мероприятий по достижению кондиционного выхода керна

Обеспечение качества керна является одной из традиционных проблем технологии разведочного бурения.

Все способы и средства повышения выхода керна при колонковом бурении базируются на трех подходах:

1. устранение или ограничение разрушающих побочных воздействий в процессе бурения;

2. сохранение разрушенного кернового материала в керноприемном устройстве;

3. защита керна от побочных разрушающих воздействий технологического процесса бурения.

В целях повышения выхода керна проходку по рудному телу рекомендуется совершать укороченными рейсами (макс. 1 метр).

Мероприятия по поддержанию проектной траектории скважины

Искривление ствола скважин подразделяется на два вида: естественное и искусственное. Естественным называется самопроизвольное отклонение ствола от своего проектного направления, искусственным - принудительное искривление ствола в заранее заданном направлении.

Ось любой скважины, будь она вертикально или наклонно заданной, в процессе бурения отклоняется от своего проектного направления, т. Е. скважина искривляется.

Искривление буровых скважин обусловлено различными факторами, основными из которых являются: геологические, технологические и технические.

К основным геологическим условиям, которые вызывают искривление скважины относятся: слоистость, сланцеватость, трещиноватость, анизотропность горных пород, перемежаемость пород различной твердости и степень наклона пластов к горизонту, пористость, зоны и участки мягких несцементированных или сильно разрушенных пород, различного рода дизъюнктивные нарушения, пустоты, твердые включения в мягких несцементированных породах и т. Д.

Для поддержания проектной траектории скважины, в курсовом проекте рекомендуются следующие мероприятия: проверять, чтобы ведущие трубы не были погнуты, так как это усиливает разработку стенок скважины; запрещается использовать бурильный инструмент несоответствующих конструкций; при установке бурового станка, контролировать, чтобы не образовались перекосы во время его монтажа, так как перекос может привести к неправильному забуриванию скважины; контролировать степень закрепления обсадной трубы; запрещается использовать затупившийся породоразрушающий инструмент.

Также для поддержания траектории скважины рекомендуется производить инклинометрию через каждые 50м, использовать центратор и снаряд типа ТЗ-3.

В курсовом проекте выбран инклинометр МТ-1-40, техническая характеристика в табл. 11.1.

Таблица 11.1 - Техническая характеристика инклинометра МТ-1-40

Диапазон измерений углов, градус: зенитных азимутов	2-60 0-360
Основная погрешность (при зенитных углах более 4°), не более, градус: зенитных углов азимутов	0,5 2,5
Габаритные размеры, мм: диаметр длина	40(42) 2000

Инклинометр многоточечный оперативного контроля МТ-1-40 предназначен для многократных измерений в одной или многих точках скважины, что значительно повышает оперативность контроля и достоверность о ее пространственном положении и снижает затраты на инклинометрические измерения, особенно при искусственном искривлении, требующем нескольких измерений интервала.

Для измерения азимутов и зенитных углов скважины инклинометр снабжен чувствительными элементами (магнитной стрелкой и отвесом, установленными на эксцентричной апсидальной рамке). Магнитная стрелка и отвес инклинометра снабжены шкалами для отсчета азимута и зенитного угла скважины.

В настоящее время наиболее перспективными для геологоразведочного бурения представляются отклонители непрерывно-периодического действия, которые обеспечивают искривление скважин с естественного забоя с постоянной интенсивностью и без уменьшения диаметра. Наибольшее распространение получил снаряд ТЗ - 3 «Табарган забайкальский».

Принципиальная схема снаряда ТЗ - 3 представлена на рис. 11.1, а. Он состоит из ротора - I, соединенного с долотом - 1 и статора - II. Ротор содержит два опорных узла: нижний - 2 и верхний - 11, связанные с валом - 7 и компенсирующей муфтой - 8. Статор оснащен нижним - 3 и верхним - 6 полуклиньями, ползуном - 4 с опорными каретками, корпусом - 9 и пружиной - 10.

При подаче осевой нагрузки на снаряд, вал - 7, сдвигаясь вниз, через муфту - 8 воздействует на ползун - 4, прижимая его к стенке скважины (рис. 11.1, б.). Катки (ролики) - 5 внедряются в породу и при перемещении ползуна - 4 удерживают снаряд в заданной плоскости.

Работа такого отклонителя подобна действию одношарнирного отклонителя в фиксированной плоскости. Длина цикла непрерывна.

Искривление снарядом ТЗ-3 составляет от 3 до 15 м. Набор кривизны колеблется в пределах 1? на 1 м. Бурение снарядом ТЗ-3 проводится с промывкой водой или глинистым раствором. Техническая идея снаряда ТЗ-3 развита во многих конструкциях типа БСНБ-АС-73, СИБ - ИМР и других.

Рис. 11.1. Конструктивная схема снаряда ТЗ-3

a - в процессе ориентации до раскрепления; б - в фиксированном положении при бурении;

I - ротор; II - статор; 1 - долото; 2 - нижний опорный узел ротора; 3 - нижний полуклин статора; 4 - ползун с опорными каретками; 5 - катки (ролики); 6 - верхний полуклин статора; 7 - вал; 8 - муфта; 9 - корпус; 10 - пружина; 11 - верхний опорный узел ротора.

Мероприятия по ликвидации характерных аварий

Аварией в бурении называют те отклонения от нормального процесса бурения, которые вызывают прекращение углубки скважины. Аварии обычно связаны с поломкой бурового инструмента в скважине или его прихватом обвалившейся породой со стенок скважины или падением посторонних предметов в скважину.

В колонковом бурении выделяют четыре группы аварий:

- Обрыв труб и породоразрушающего инструмента;

- Развертывание труб и породоразрушающего инструмента;

- Прихваты труб и породоразрушающего инструмента;

-Падение бурового снаряда, труб и посторонних предметов в скважину.

Предупреждение аварий

Внедрение мероприятий по предупреждению аварий является важным фактором снижения аварийности.

Для предупреждения прихватов бурового снаряда необходимо следить за своевременной очисткой промывочной жидкости от шлама и поддерживать качество промывочной жидкости в соответствии с геолого-техническими условиями бурения.

При обнаружении прихвата вначале пытаются восстановить циркуляцию промывочной жидкости и выяснить возможность вращения бурового снаряда. Если возможно вращение и промывка, то следует попытаться поднять буровой снаряд с вращением при максимальной промывкой. При невозможности поднять бурильные трубы этим способом, следует пытаться поднять их с помощью натяжки лебёдкой или гидравликой.

При возникновении затяжек бурового снаряда следует прорабатывать ствол скважины в зоне затяжек, а спуск и подъем снаряда в этих интервалах проводить с вращением и обильной промывкой. Нельзя оставлять буровой снаряд на забое или в призабойной зоне при прекращении вращения и промывки.

Для предупреждения аварий с породоразрушающим инструментом необходимо:

· не допускать спуск в скважину коронок, имеющих дефекты резьб, трещины в корпусе, забитые промывочные каналы и другие дефекты;

· при резком падении механической скорости, возникновении вибрации бурового снаряда в скважине прекращать бурение и принимать меры по их устранению;

· обеспечить полную герметичность всех соединений бурильной колонны во избежание утечек промывочной жидкости;

· при смене коронок следить за соответствием диаметров и производить их приработку.

Для предупреждения аварий из-за падения посторонних предметов в скважину необходимо:

· при поднятом буровом снаряде закрывать устье скважины;

· следить за исправностью ключей, вилок, ручного инструмента, спускоподъемных приспособлений.

Противоаварийный инструмент

Для ликвидации аварий применяют разнообразный ловильный инструмент и приспособления, конструкция и размеры которых определяются формой и размерами оставленного в скважине бурового оборудования.

Метчик -- ловильный резьбонарезной инструмент с конической наружной резьбой для соединения с внутренней поверхностью извлекаемых труб. В зависимости от назначения и конструктивных особенностей различают три типа метчиков: универсальные, специальные и освобождающиеся. Метчики каждого типа и размера изготавливают как с правой, так и с левой резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения оставшейся в скважине колонны труб целиком, а метчики с левой резьбой -- для отвинчивания и подъема оставшейся в скважине колонны труб по частям.

Ловильные метчики (рис. 11.2, а и б) используют для извлечения оставшихся в скважинах при геологоразведочном бурении стальных труб ниппельного соединения; муфтово-замкового соединения; утяжеленных бурильных труб; легкосплавных бурильных труб; двойной колонны для бурения гидротранспортом керна, обсадных, колонковых, двойных колонковых труб и переходников, используемых с перечисленными трубами.

В курсовом проекте выбран метчик Д2, техническая характеристика представлена в таблице 11.2.

Таблица 11.2 - Техническая характеристика метчика Д2

Шифр метчика	Диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг	Диапазон внутренних диаметров захватываемых элементов бурильной колонны, мм	Диаметр скважины, мм не менее
Д2	87	190	4,92	71-82	93

Рис. 11.2 Типы метчиков

а -- с направляющей воронкой; б -- для обсадных и колонковых труб; 1 -- метчик; 2 -- направляющая труба; 3 -- направляющая воронка;

в -- метчик-коронка: 1 -- корпус; 2 -- твердосплавная коронка.

Метчики-коронки (рис.11,2, в.) применяют для извлечения, оставшихся в скважине коронок и колонковых труб с одновременным разрушением находящегося в них керна. Техническая характеристика приведен ниже.



Таблица 11.3 - Техническая характеристика МК-59

Наружный диаметр, мм: корпуса метчика коронки	57 38,5
Внутренний диаметр коронки, мм	18,5
Диаметр присоединительной резьбы к колонковой трубе, мм	57
Длина, мм	190
Масса, кг	2,85

Колокол -- ловильный резьбонарезной инструмент с внутренней конической нарезкой для соединения с наружной поверхностью извлекаемых труб. Колокола рекомендуется применять при извлечении части бурильных труб, соединении с трубой имеющей клиновидный или спиральный излом, а также продольный разрыв, при ликвидации аварий, требующих приложения больших крутящих моментов и расхаживания колонны, т. Е. когда снаряд прихвачен или в результате падения трубы сильно прогнулись; подъеме любых предметов цилиндрической формы (сплошных и пустотелых). В зависимости от способа соединения с оставшейся частью труб колокола подразделяются на два типа -- резьбонарезные и гладкие. По конструктивному выполнению различают колокола с резьбой под направляющую воронку для облегчения ловильных работ в скважинах большого диаметра; с воронкой, изготовленной вместе с корпусом колокола (рис. 11.3, а.); без направляющей воронки и резьбы под нее (рис. 11.3, б.).

Колокола каждого типа могут быть с правыми и левыми резьбами. Колокола с правыми резьбами применяют при ловле оставленной в скважине колонны труб, а колокола с левыми резьбами -- для извлечения колонны по частям. Освобождающиеся колокола используют для извлечения из скважины труб малого диаметра.

Гладкие колокола служат для подъема труб с захватом их за тело, замок или муфту, а также для извлечения долот и других предметов цилиндрической или конической формы.

Рис. 11.2. Колокола ловильные

а -- тип Б; б -- тип А; 1 -- колокол; 2 -- резьба; 3 -- направляющая воронка

В курсовом проекте рекомендуется применять ловильный колокол без воронки, техническая характеристика приведена ниже.

Таблица 11.4 - Техническая характеристика ловильного колокола без воронки

Тип колокола	А1
Диаметр, мм	57
Длина, мм	135
Масса, кг	21
Диапазон наружных диаметров захватываемых элементов бурильной колонны, мм	32-44
Диаметр скважины, мм	59



12. Расчеты выбранного оборудования

Расчет режимов бурения по интервалам скважины

Таблица 12.1 - Рациональные режимы бурения твердосплавными коронками

Категория пород по буримости	Характеристика группы горных пород	Параметры режима бурения
		Удельная нагрузка на режущий элемент, даН	Окружная скорость, м/с	Удельный расход жидкости, л/мин на 1 см диаметра коронки
I	Рыхлые неоднородные	50-20	1,1-1,45	14-16
II	Рыхлые неоднородные вспучивающиеся	60-30	0,7-1,45	12-14
III	Однородные	100-50	1,1-2,0	12-16
IV	Неоднородные вспучивающиеся	150-100	0,7-1,45	12-14
V	Монолитные плотные: малоабразивные абразивные трещиноватые	50-40 40-30 80-60	1,1-2,0 0,7-1,45 0,7-1,2	14-16 12-16 7-11
VI	Монолитные: малоабразивные абразивные трещиноватые	70-60 60-40 100-80	1,1-1,8 0,7-1,45 0,7-1,2	8-12 8-10 7-10
VII	Монолитные: малоабразивные абразивные трещиноватые	100-80 80-60 120-100	0,7-1,6 0,7-1,2 0,7-1,2	10-12 10-14 8-10

Таблица 12.2 - Техническая характеристика коронок

Тип коронки	Диаметр, мм	Число основных резцов	Масса коронки, кг
	наружный	внутренний
М5-93	93	59	16	1,30
СТ2-59	59	44	6	0,63
СА5-59	59	42	16	0,41

Осевая нагрузка

Осевая нагрузка на ПРИ зависит главным образом от физико-механических свойств пород и материала резца, а также от опорной поверхности резцов коронки.

Осевую нагрузку на ПРИ при твердосплавном бурении определяют исходя из удельных нагрузок на один резец коронки, которые создаются для обеспечения объемного разрушения горных пород, по формуле:

где p₀ - удельная нагрузка на режущий элемент, даН;

m - число основных резцов или вставок в коронке, шт

Расчет осевой нагрузки для интервала скважины от 0 до 8 м, горные породы II категории по буримости, коронка М5 диаметром 93 мм.

, даН

где p₀ - удельная нагрузка на режущий элемент, p₀ = 40 даН (табл. 12.1.);

m - число основных резцов или вставок в коронке, m = 16 шт (табл.12.2.);

даН = 6400 Н

Расчет осевой нагрузки для интервала скважины от 8 до 180 м, горные породы II категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.



, даН

где p₀ - удельная нагрузка на режущий элемент, p₀ = 40 даН (табл. 12.1.);

m - число основных резцов или вставок в коронке, m = 6 шт (табл. .2.);

даН = 2400 Н

Расчет осевой нагрузки для интервалов скважины от 180 до 420 м горные породы III - IV категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.

, даН

где p₀ - удельная нагрузка на режущий элемент, p₀ = 100 даН (табл. 12.1.);

m - число основных резцов или вставок в коронке, m = 6 шт (табл.12.2.);

даН = 6000 Н

Расчет осевой нагрузки для интервалов скважины от 420 до 460 м горные породы VII категории по буримости, коронка СА5 диаметром 59 мм.

, даН

где p₀ - удельная нагрузка на режущий элемент, p₀ = 80 даН (табл. 12.1.);

m - число основных резцов или вставок в коронке, m = 16 шт (табл.12.2.);

даН = 9600 Н

Частота вращения

Частота вращения коронки определяется по формуле:

, об/мин

гдеV₀ - окружная скорость коронки, м/с;

D_c - средний диаметр коронки, м;

гдеD_н и D_в - соответственно наружный и внутренний диаметры коронки, м (табл 12.2.).

Расчет частоты вращения для интервала скважины от 0 до 8 м, горные породы II категории по буримости, коронка М5 диаметром 93 мм.

мм = 0,076 м;

V₀ - окружная скорость коронки, V₀ = 0,8 м/с (табл. 12.1.);

об/мин

Расчет частоты вращения для интервала скважины от 8 до 180 м, горные породы II категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.

мм = 0,0515 м;

V₀ - окружная скорость коронки, V₀ = 0,8 м/с (табл. 12.1.);

об/мин

Расчет частоты вращения для интервалов скважины от 180 до 420 м горные породы III - IV категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.

мм = 0,0515 м;

V₀ - окружная скорость коронки, V₀ = 1,4 (табл. 12.1.);

об/мин

Расчет частоты вращения для интервалов скважины от 420 до 460 м горные породы VII категории по буримости, коронка СА5 диаметром 59 мм.

мм = 0,0505 м;

V₀ - окружная скорость коронки, V₀ = 1,2 (табл. 12.1.);

об/мин

Расход промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости должен обеспечивать вынос частиц разрушенной горной породы на поверхность, определяется по формуле:

, л/мин



гдеK - удельный расход на 1 см диаметра коронки, л/мин;

D_н - наружный диаметр коронки, см.

Расчет расхода промывочной жидкости для интервала скважины от 8 до 180 м, горные породы II категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.

, л/мин

гдеK - удельный расход на 1 см диаметра коронки, K = 12 л/мин (табл.12.1.);

D_н - наружный диаметр коронки, D_н = 5,9 см.

л/мин.

Расчет расхода промывочной жидкости для интервалов скважины от 180 до 420 м горные породы III - IV категории по буримости, коронка СТ2 диаметром 59 мм.

, л/мин

гдеK - удельный расход на 1 см диаметра коронки, K = 14 л/мин (табл. 12.1.);

D_н - наружный диаметр коронки, D_н = 5,9 см.

л/мин.

Расчет расхода промывочной жидкости для интервалов скважины от 420 до 460 м горные породы VII категории по буримости, коронка СА5 диаметром 59 мм.

, л/мин



гдеK - удельный расход на 1 см диаметра коронки, K = 10 л/мин (табл. 12.1.);

D_н - наружный диаметр коронки, D_н = 5,9 см.

л/мин.

Таблица 12.3 - Расчетные режимы бурения

№ п/п	Наименование горных пород	Кат. буримости	Интервалы, м	Сoc, даН	n,об/мин	Q, л/мин
			от	до
1	Алювиально-делювиальные отложения	II	0	8	640	200	-
2	Суглинок	II	8	60	240	300	71
3	Мел	II	60	180	240	300	71
4	Плотная глина	III	180	270	600	520	83
5	Известняк трещиноватый	IV	270	420	600	520	83
6	Железная руда	VII	420	450	960	450	60
7	Железистые кварциты	VIII	450	460	960	450	60

Определить потребную подачу и потери давления промывочного агента в скважине и на основании их выбрать средства промывки (продувки).

При использовании жидких промывочных буровых растворов необходимое оборудование выбирается с учетом потребной подачи и потерь давления промывочного раствора в скважине.

Мощность приводного двигателя бурового насоса равна

, кВт (12.1)

гдеQ_н - необходимая подача бурового раствора в скважину, м³/с;

Р_н - давление нагнетания, развиваемое насосом, Па;

k_m - коэффициент запаса мощности насоса, k_m = 1,1-1,3

(принимаем k_m = 1,2)

з - коэффициент полезного действия бурового насоса, учитывающий механические и гидравлические потери в нем, з = 0,75-0,8

(принимаем з = 0,75 ).

Необходимая подача бурового раствора в скважину определяется по формуле

, м³/с (12.2)

Где k - коэффициент неравномерности движения потока бурового раствора в кольцевом пространстве ввиду разработки или кавернозности стенок скважины, принимаем k =1,2; D - диаметр скважины с учетом разработки ее ствола равен D_при?(1,1-1,15) = 59?1,15 =67,8 мм = 0,0678 м; d = 0,055 м - наружный диаметр бурильных труб ТБСУ-55 по целому телу; v = 0,3 м/с (для твердосплавной коронки) - скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом пространстве, необходимая для эффективного охлаждения ПРИ и выноса разрушенной горной массы из скважины (табл. 12.4).

Таблица 12.4 - Практические рекомендации по выбору скорости восходящего потока бурового раствора

Тип породоразрушающего инструмента	Скорость восходящего потока, м/с
Коронки армированные твердыми сплавами	0,25-0,6 / 0,2-0,5*

Примечание: * в числителе приведены значения скорости восходящего потока при использовании воды или водоэмульсионных промывочных жидкостей, в знаменателе вязких буровых растворов (глинистых, полимерглинистых или полимерных).

м³/с = 26,4 л/мин



Давление, развиваемое насосом, должно быть достаточным для преодоления гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины при прокачивании по ней расчетного количества бурового раствора.

Давление, развиваемое насосом, определяется по формуле

, МПа (12.3)

где k - коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, сальникообразовании и другое, k = 1,3 - 1,5 ( принимаем k = 1,3);

р₁ - потери давления внутри бурильных труб, МПа;

р₂ - потери давления в кольцевом пространстве скважины, МПа;

р₃ - потери давления в резьбовых соединениях бурильных труб, МПа;

р₄ - потери давления в колонковом наборе, р₄ = 0,05 - 0,12, при использовании твердосплавных коронок р₄ имеет минимальное значение, принимаем р₄ = 0,05 МПа; [методичка]

р₅ - потери давления при заклинивании керна, р₅ = 0,4 МПа; [методичка]

р₆ - потери давления в промывочной линии (в нагнетательном шланге и промывочном сальнике), р₆ = 0,15 - 0,19, принимаем р₆ = 0,15 МПа; [методичка]