Ha кондукторе устанавливают противовыбросовое оборудование; кольцевое пространство за кондуктором обычно цементируют по всей длине.

Колонная оснастка - часть технологической оснастки обсадных колонн для облегчения их спуска, обеспечения цементирования, разделения бурового и тампонажного раствора и т.д. Элементы колонковой oснастки: колонные башмаки, обратные клапаны, разделительные цементирующие пробки, муфты, хвостовики.

Колонными башмаками оборудуют низ обсадных колонн для направления их по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске. Они представляют собой короткие толстостенные стальные патрубки, которые одним концом присоединяют к низу обсадной колонны c помощью резьбы или сварки, другой конец оборудуют направляющей насадкой из чугуна, алюминия, бетона или дерева (полусферической или конусообразной формы c гладкой или ребристой поверхностью).

Обратные клапаны применяют для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну. Обратный клапан монтируется или в башмаке колонны, или на 10-20 м выше него.

Разделительные цементирующие пробки используются для разделения тампонажного и бурового растворов при цементировании обсадных колонн, a также для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Пo назначению пробки подразделяются на нижние (типа ПЦН) и верхние (ПВЦ и ПП). При цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн, спускаемых на бурильных трубках, применяют верхние двухсекционные пробки СП, состоящие из нижней и верхней частей.

Муфты ступенчатого цементирования используют для подъёма тампонажного раствора в заколонном пространстве на большую высоту в два (или более) приёма. Муфта устанавливается на определённой (расчётной или геологически обоснованной) глубине, составляя одно целое c обсадной колонной. Вначале цементируется участок заколонного пространства до муфты. После затвердения цементного раствора открываются отверстия муфты, и цементный раствор прокачивается в заколонное пространство выше муфты.

Хвостовики и секции обсадных колонн опускают в скважины на бурильных трубах, которые соединяются cобсаднымиc помощью разъединителей, предназначенных для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб колонны c различной интенсивностью. Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсадных колонн подвешивают в стволе скважины. Технические средства, c помощью которых проводят глубинную подвеску хвостовиков и секций обсадной колонны, носят название подвесных устройств. При креплении скважины секциями обсадной колонны применяют различные приспособления (соединители) для глубинного соединения (стыковки) секций между собой. Для герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной колонны используют герметизирующие устройства, перекрывающие заколонное пространство.

8.3 Переходники геологоразведочные

Переходники служат для соединения бурильных труб с колонковой трубой, также с колонковой и шламовой трубами. Они выпускаются двух видов: фрезерные (для разбуривания обвалившейся породы со стенок скважины) и тройные (под шламовую трубу для улавливания крупных частиц шлама). Переходники выпускаются по ТУ 41-1-587-88 (СКВ «Геотехника») и охватывают 29 различных типоразмеров. В это значение входит буквенный индекс, определяющий тип резьбы бурильных труб, диаметр бурильной трубы и диаметр колонковой трубы. Переходник П0 - для труб ниппельного соединения, П1 - для труб замкового соединения, П3 - для труб замкового соединения (соединения с колонковой и шламовой трубами). Типоразмеры переходников приведены в табл.8.

Таблица 8

Тип соединения бурильных труб
Ниппельное соединение	Муфтово-замковое соединение	Муфтово-замковое соединение (на колонковую и шламовую трубы)
П0А - 32/33,5	П1 - 42/57	П3 - 42/73
П0А - 32/44	П1 - 42/73	П3 - 42/89
П0 - 33,5/33,5	П1 - 42/89	П3 - 50/89
П0 - 42/44	П1 - 42/108	П3 - 50/108
П0 - 42/44	П1 - 50/73	П3 - 50/127
П0 - 42/57	П1 - 50/89	-

В состав бурового снаряда могут включаться также специализированные переходники.

Отсоединительный переходник размещается над колонковой трубой при бурении в осложненных условиях, когда возможны прихваты колонкового набора. Переходник состоит из двух корпусов, соединенных резьбой с крупным шагом. Затяжку резьбы предотвращает торцевой упор. Благодаря этому при прихвате снаряда левым вращением, возможно отсоединить бурильную колонну непосредственно над колонковой трубой. Известно несколько других конструкций отсоединительных переходников, срабатывающих при более высоких осевых нагрузках, давлении промывочной жидкости, крутящем моменте. Однако эти конструкции менее надежны в работе и ограничивают возможности технологического режима бурения.

Переходник-центратор служит для центрирования верхнего конца колонковой трубы в скважине с целью снижения искривления скважины и вибрации снаряда, а также для уменьшения износа колонковой трубы. Переходник имеет наружный диаметр, близкий к диаметру скважины, и пазы для прохода промывочной жидкости. Поверхность упрочняется наплавкой твердого сплава.

Клапанный переходник включается в колонну для обеспечения стабилизации и работы колонкового снаряда, снижения износа верхней части колонковой трубы и предотвращения излива промывочной жидкости через верхний конец бурильной свечи при ее спуске скважину с высоким уровнем жидкости. Обычно он выполняет и роль центратора.

Конусный переходник предназначен для ликвидации уступа в скважине образующегося при переходе с большого диаметра бурения на меньший. Переходник имеет две наружных резьбы под колонковые трубы. Конусный участок армирован твердым сплавом.

Переходник для обратной призабойной промывки включают в колонковый набор при необходимости увеличить выход керна, что достигается направлением шлама и разрушенного керна с забоя потоком жидкости в колонковую трубу, при этом жидкость из бурильной трубы по каналу в переходнике поступает ниже разделительного бурта в наружный зазор к забою, далее через колонковую зубу с керном и канал в переходнике выше бурта в затрубное пространство, во избежание прессования промывочного насоса и прижога коронки из-за пробок в колонковой трубе возможно бурение только короткими рейсами.

8.4 Ключи, хомуты

Шарнирные ключи предназначены для свинчивания и развинчивания бурильных труб и их соединений.

Для свинчивания и развинчивания колонковых труб при алмазном бурении скважин применяют гладкозахватные ключи КГ-44, КГ-57 и КГ-73, которые не приводят к смятию труб при работе с ними. Звенья захватной части ключа, шарнирно соединенные между собой, плотно охватывают тело трубы и обеспечивают передачу момента за счет сил трения, возникающих между рабочими поверхностями ключа и трубы.

Для работы с обсадными, колонковыми и шламовыми трубами используют шарнирные ключи. Они состоят из рукоятки и шарнирно соединенных между собой звеньев. Звенья несут на себе зажимные плашки (сухари) с закаленной насечкой.

Для поддержания обсадных труб на весу в скважине применяют хомуты простые и лафетные.

Хомут для обсадных труб предназначен для перемещения к устью скважины и подвешиванию обсадной трубы или колонны труб с захватом за гладкую часть трубы или под муфту. Состоит из двух половин, облегающих поверхность трубы и стягиваемых по бокам болтами, предусмотрены пазы для съемных строп.

Выпускаются хомуты для обсадных труб геологоразведочного сортамента диаметром 57-168 мм (по ТУ 41-01-476-82Е) и хомуты для труб большего диаметра 219-473, грузоподъемностью 200 кН, используемых при бурении на воду. Хомуты изготавливаются из прокатной полосовой стали.

Более удобен и надежен лафетный хомут.

Лафетные хомуты устанавливаются обычно на устье скважины. Массивный корпус имеет конусную расточку проходного отверстия, в которую вставляются распорные плашки для удержания обсадной трубы и колонны над забоем.

Для свинчивания и развинчивания обсадных труб применяют двух- или трехшарнирные ключи. Каждый ключ может быть использован для свинчивания и развинчивания двух размеров труб.

Хомуты шарнирные по ОСТ 41-112-76 применяются для захвата бурильной трубы при необходимости поворота бурового снаряда в скважине или удержания его в подвешенном положении над забоем скважины. Хомуты выпускаются двух размеров со сменными вкладышами - для бурильных труб диаметром 32; 33,5; 38; 42 мм; для бурильных труб диаметром 50; 54; 63,5; 68 мм.

Техническая характеристика хомутов шарнирных

Диаметр бурильных труб, мм 32-42 50-68

Крутящий момент, даН-м 100 150

Осевая нагрузка, даН 4500 5000

Длина, мм 540 600

Масса, кг 10,2 16,2



Рис. 23. Принадлежности к обсадным трубам:

а - элеватор с упором под муфту обсадной трубы; б - хомут; в - забивной снаряд; г - трубодержатель лафетный; д - выбивной снаряд; е - забивная резьбовая головка; ж - цепной ключ; и - шарнирный ключ.

Рис. 23. Принадлежности к обсадным трубам:

а - элеватор с упором под муфту обсадной трубы; б - хомут; в - забивной снаряд; г - трубодержатель лафетный; д - выбивной снаряд; е - забивная резьбовая головка; ж - цепной ключ; и - шарнирный ключ.



Глава 9. Отбор образцов нарушенного и ненарушенного сложения

Отбор образцов нарушенного сложения осуществляется из инструмента, которым производится углубление скважины. Отбор образцов ненарушенного сложения (монолитов) - только с помощью специальных устройств - грунтоносов.

В настоящее время в изыскательской практике используют следующие способы погружения грунтоносов:

- забивной (многократными ударами и одним ударом)

- вдавливаемый

- обуривающий

- вибрационный

- вращательный

В России отбор монолитов регламентирован ГОСТ 12071-72, которым определяется методика отбора монолитов из скважин.

Внутренний диаметр грунтоносов для отбора монолитов грунта (за исключением крупнообломочных) должен быть не менее 94 мм при высоте не менее одного и не более двух диаметров.

Для отбора монолитов глинистых грунтов мягкопластичной консистенции используют грунтоносы с частично перекрываемым входным отверстием; рыхлых песчаных грунтов, глинистых грунтов текучепластичной и текучей консистенции, разложившихся торфов и илов - грунтоносы с полностью перекрываемым отверстием.

Внутренний диаметр башмаков вдавливаемых, забивных, вибрационных и обуривающих грунтоносов должен быть на 1-3 мм меньше внутреннего диаметра корпуса или грунтоприемной гильзы.

Отбор монолитов в рыхлых и мягких породах с помощью породоразрушающих инструментов, которыми углубляется скважина, не допускается.



9.1 Грунтоносы

Грунтоносы классифицируются:

- по способу погружения;

- по способу удержания монолитов в грунтоносе;

- по конструкции затворных (подрезающих) устройств в башмаке;

- по типу устройства, в которое поступает монолит;

- по способу предохранения монолита от продольных деформаций.

Помимо указанного, грунтоносы также подразделяются по способам: сборки и разборки, извлечения монолита, удаления шлама с забоя, конструкции клапанных устройств, соединения невращающейся керноприемной гильзы с корпусом и т.д.

Кроме грунтоносов, предназначенных для отбора монолитов из забоя буровых скважин, имеется большая группа грунтоносов для отбора монолитов из стенок скважин, из горных выработок, дна водоемов т.д.

Имеются также специальные грунтоносы для отбора образцов в условиях повышенного или пониженного давления, при наличии полного вакуума (например, на Луне), при наличии высоких или низких температур и т. д.

Нормальный ряд грунтоносов.

Для упорядочения использования грунтоносов разработан нормальный ряд, в который входят обуривающие, забивные и три разновидности вдавливаемых грунтоносов.

Поднормальным рядом грунтоносов понимается такой номенклатурный перечень, который по назначению и конструктивным параметрам в нормативном порядке устанавливает рациональное число их типоразмеров.

Нормальный ряд грунтоносов разработан ПНИИИСом совместно с Гидропроектом, ПО «Стройизыскания», Фундаментпроектом и Энергосетьпроектом. В основу разработки были положены два классификационных признака: способ погружения грунтоноса и свойства грунта, из которого отбирается монолит.

Грунтоносы, представленные в нормальном ряде, предназначены для отбора монолитов из буровых скважин инженерно-геологического назначения, проходимых в различных разновидностях песчаных и глинистых грунтов. Каждая модель грунтоноса может быть изготовлена одного или нескольких типоразмеров в зависимости от диаметра проходимых скважин и размера проб грунтов, отбираемых из монолитов для лабораторных испытаний. Параметры грунтоносов соответствуют ГОСТ 12071-72. Нормальный ряд представлен обуривающим, забивным и тремя вдавливаемыми грунтоносами.

Число моделей грунтоносов и типоразмеров каждой модели не является строго определенным. В процессе совершенствования методики и техники отбора монолитов в нормальный ряд могут и должны вноситься определенные изменения.

Отдельные узлы грунтоносов нормального ряда унифицированы (клапаны, резьбы, в ряде случаев - керноприемные гильзы).

Отбор монолитов с помощью грунтоносов нормального ряда производится по общей методике. Особенность отбора второй моделью вдавливаемого грунтоноса состоит в том, что после погружения на требуемую глубину он поворачивается (без внедрения) по ходу часовой стрелки на 60°. Проволочные дуги башмака выходят из своих гнезд и подрезают монолит. Одновременно они служат для удержания монолита в грунтоносе. При отборе монолита грунтоносом третьей модели, последний после погружения, поворачивается с малой скоростью на 2 -3 оборота. Полиэтиленовая гильза, постепенно сползая с керноприемной гильзы, скручивается в жгут, тем самым подрезая и изолируя монолит. Транспортирование монолита может осуществляться только вместе с закрытой с обеих сторон крышками керноприемной гильзой.

На агрегате АВБ2М монтируются датчик глубины погружения зонда, электрическая коммутация и скользящий контакт. Самописец с электронным блоком вынесен и устанавливается на треноге на расстоянии 1 м от установки.

Электрическая схема электронного устройства содержит: блок синхронизации погружения зонда я протяжки ленты самописца, генератор секундных импульсов с выходом на миллиамперметр, блок установки нуля. Электрическая схема выполнена на печатных платах, которые монтируются в корпусе самопишущего миллиамперметра.

Научно-методические и технические основы ударно-вибрационного зондирования разработаны БелГИИЗом и кафедрой механики МГРИ. В настоящее время ударно-вибрационное зондирование применяют БелГИИЗ, Гипроводхоз, Эсткол-хозпроект и другие организации

Ударно-вибрационное зондирование применяют для тех же целей, что и статическое и динамическое. По существу, ударно-вибрационное зондирование является разновидностью динамического зондирования. Учитывая большую производительность ударно-вибрационного зондирования, его следует также применять для: 1) выявления степени 2) определения несущего слоя для свайного основания; 3) выявления и оконтуривания в плане и по глубине зон для точной привязки места проведения последующих опытных работ; 4) выбора оптимального варианта отбора монолитов.

Для ударно-вибрационного зондирования используется вибробуровой агрегат АВБ2М.

9.2 Качество ствола скважины. Влияние способа бурения на поперечные размеры скважины

Задача получения качественного ствола скважины при инженерно-геологических исследованиях является составным элементом в общей проблеме обеспечения требуемого качества бурения инженерно-геологических скважин. В связи с широким внедрением в практику изысканий полевых опытных работ, требования к стволу скважины становятся более жесткими. Например, при прессиометрических исследованиях комплексом Д-76 требуется, чтобы «разработка» скважины при бурении не превышала 3-4 мм, стенки скважины должны быть цилиндрическими и при этом не должны быть уплотнены. При штамповых опытах скважина также должна иметь определенные размеры, а забой ровный и неуплотненный; при опытно-фильтрационных исследованиях применяемый способ бурения не должен приводить к искажению фильтрационных свойств пород, слагающих стенки и т. д.

На форму поперечного сечения скважины могут оказывать влияние, с одной стороны, способ бурения и тип породоразрушающего инструмента, с другой - свойства разбуриваемых грунтов.

Скважины, пробуренные любым способом в грунтах, как правило, имеют овальную (нецилиндрическую) форму. Овальность может быть характеризована двумя показателями: собственно овальностьюО, представляющей собой разность между максимальным D_max и минимальным D_min размерами поперечного сечения скважины

O=D_max- D_min

и показателем овальности, представляющим собой процентное отношение разности средних значений максимального и минимального размеров скважины к наружному диаметру бурового инструмента.

Минимальной овальностью обладают скважины, пробуренные колонковым способом всухую, максимальный - вибрационным способом. Следует отметить, что при ударно-канатном и вибрационных способах бурения в глинистых грунтах может происходить сужение скважины. Сужаемость может изменяться в пределах 0-8 мм (до 10%). Начальные интервалы скважины, как правило, имеют существенно большие поперечные размеры, чем инструмент, конечные - несколько меньшие или равные инструменту.

Шнековое бурение обеспечивает получение менее достоверных данных о коэффициенте фильтрации пород, чем ударный и вибрационный.

Прессиометрия - сущность метода заключается в обжатии стенок буровой скважины с помощью эластичной (или жесткой) камеры, в которую нагнетается воздух или вода. Нагнетая в камеры рабочий агент (жидкость или сжатый воздух) сообщают нагрузку стенкам скважины и измеряют деформацию породы.

Штамповые опыты в скважинах и шурфах - это метод полевого испытания статическими нагрузками (штампами). Применяется для определения модуля деформации (сжимаемости) крупнообломочных, песчаных и глинистых (непросадочных и ненабухающих) грунтов. Конструкции штампов разделены на распорные и свайные. Состоят из собственно штампа, силового домкрата, анкерного устройства, устройства для поддержания постоянной нагрузки и измерительного устройства, а установки для испытания в скважине - дополнительно колонны бурильных труб.

9.3 Понятие о статическом, динамическом и ударно-вибрационном зондировании

Статическое, динамическое и ударно-вибрационное зондирование следует применять в сочетании с другими видами инженерно-геологических исследований для решения следующих задач:

выделения инженерно-геологических элементов (мощность отложений, границы распространения грунтов различного состава и состояния);

определения однородности грунтов по площади и глубине;

определения глубины залегания кровли скальных и крупнообломочных грунтов;

приближенной количественной оценки характеристик свойств грунтов (плотность, угол внутреннего трения, сцепление, модуль деформации и т. д.);

определения степени уплотнения и упрочнения во времени искусственно сложенных (насыпных и намывных) грунтов.

С помощью статического зондирования определяют сопротивление грунта по лобовой поверхности (удельное статическое сопротивление пенетрации) и боковой поверхности. Используя данные об удельном статическом сопротивлении, ориентировочно определяют плотность сложения песчаных грунтов, модуль деформации песков, нормативное сопротивление по торцу и боковой поверхности свайных фундаментов. Для производства статического зондирования применяют различные передвижные и самоходные специальные установки, а также приставки к буровым станкам.

С помощью динамического зондирования при инженерно-геологических изысканиях практически решаются те же задачи, что и при статическом зондировании. В результате полевых испытаний грунтов динамическим зондированием определяют условное динамическое сопротивление грунтов по формуле (удельная кинетическая энергия падающего молота, число ударов в залоге, глубина погружения зонда за залог и т.д.). При полевых испытаниях грунтов ударным зондированием для обеспечения высокой производительности и качества работ надлежит применять легкое, среднее (основное) или тяжелое оборудование в зависимости от условий динамического сопротивления грунтов, предварительно определенного по данным бурения.

Ударно-вибрационное зондирование применяют для тех же целей, что статическое и динамическое. По существу ударно-динамическое зондирование является разновидностью динамического зондирования. Учитывая большую производительность ударно-динамического зондирования, его следует применять для:

1) выявления степени однородности зондируемых грунтов;

2) определения несущего слоя для свайного основания;

3) выявления и оконтуривания в плане и по глубине зон для точной привязки места проведения последующих опытных работ;

4) выбора оптимального варианта отбора монолитов

9.4 Способы повышения выхода керна

Основной целью колонкового бурения является получение керна, определения глубины залегания, мощности и качества полезного ископаемого. Поэтому совершенно необходимо получение максимального выхода керна.

Повышение выхода керна зависит от многих причин, в том числе от правильно выбранного колонкового снаряда, истирающего материала, качества промывочной жидкости, строжайшего соблюдения разработанной для данных условий технологии бурения, исправности оборудования и, безусловно, опытности бурильщика.

Для повышения выхода керна в породах монолитных и слаботрещиноватых, не размывающихся промывочной жидкостью, при соблюдении нормального технологического режима бурения возможно получение максимального выхода керна (90 - 100%) без применения специальных приспособлений и приемов.

Перед подъемом керна при бурении мягких пород производят затирку керна «всухую», для чего прекращают подачу промывочной жидкости и производят углубку без промывки на 20 - 30 см. При этом рекомендуется применять промывочный ниппель, позволяющий и после заброски шарика производить циркуляцию жидкости, что предохраняет буровой снаряд от зашламования. Заклинку керна путем затирки «всухую» надо производить быстро, во избежание возможного зашламования скважины.

При бурении разрушающихся и размывающихся пород рекомендуется:

а) ограничивать проходку за рейс до 0,5 - 0,75 м;

б) применять малые скорости вращения (70 - 120 об/мин);

в) избегать расхаживания снаряда;

г) ограничить интенсивность промывки;

д) избегать, где это возможно бурение дробью;

е) при бурении алмазами и твердыми сплавами использовать двойные колонковые трубы или применять безопасный способ бурения с внутренней и обратной циркуляцией жидкости;

ж) тщательно заклинивать керн и проверять заклинку перед подъемом снаряда;

з) после заклинки керна сбрасывать в бурильные трубы шарик-клапан, перекрывающий центральное отверстие переходника, тем самым предохраняя керн от выпадения при подъеме.

Применяемые в бурении скважин двойные колонковые трубы подразделяются на три основные группы:

1. С вращающимися наружной и внутренней трубами, предохраняющими керн от размывания промывочной жидкостью.

2. С вращающейся наружной трубой и невращающейся внутренней, такие трубы предохраняют керн не только от размывания, но и от ударов трубы по керну.

3. Со съемной внутренней трубой, такие трубы позволяют извлечь керн, не поднимая инструмента на поверхность.

Повысить сохранность керна в процессе бурения можно путем устранения или снижения влияния разрушающих факторов:

- механического воздействия на керн от истирания и разрушения его вращающимися, вибрирующими породоразрушающими инструментами, колонковой трубой, кернозахватными элементами;

- гидравлического воздействия на керн от размывания, растворения и выноса его потоком промывочной жидкости.

Для снижения механического воздействия на керн рекомендуется применять:

- рациональный буровой инструмент, соответствующий физико-механическим свойствам горных пород;

- двойные колонковые трубы с невращающейся внутренней колонковой трубой;

- невзаимодействие или ограниченно взаимодействующие с керном в процессе бурения кернозахватные элементы.

Известны 3 основные схемы циркуляции очистного агента в колонковых снарядах:

- прямая (очистной агент поступает по колонковой трубе сверху вниз);

- обратная (очистной агент движется по колонковой трубе снизу вверх);

- комбинированная (очистной агент поступает к забою по кольцевому зазору между внутренней и наружной колонковыми трубами, в районе породоразрушающего инструмента разделяется на два потока (восходящих): внутри керноприемной трубы и в зазоре наружной колонковой трубой и стенками скважины).

При прямой схеме промывки на керн действует прямой размывающий осевой поток промывочной жидкости, при обратной и комбинированной схемах - омывающий восходящий поток.

Положительным фактором восходящего потока является поддержание во взвешенном состоянии мелких кусочков керна. Это способствует снижению самозаклинивания керна, а также исключает повторное разрушение кернового материала, что позволяет существенно повысить выход керна.

Для создания в колонковом снаряде восходящего потока промывочной жидкости применяют 2 основных варианта:

- обратная циркуляция по всему стволу скважины;

- обратная циркуляция в призабойной зоне.

Для создания обратной циркуляции промывочной жидкости по всему стволу скважины необходимо герметизировать устье скважины, что обеспечить довольно сложно. Кроме того, этот вариант неприменим в условиях поглощения.

Для создания обратной циркуляции в призабойной зоне используются эжекторные, эрлифтные установки и двойные колонковые трубы (снаряды) с комбинированной схемой циркуляции.

9.5 Геологическая документация и сохранность керна

Извлеченный из скважины керновый материал является основным источником получения геологической информации при бурении геологоразведочных скважин. Получение некачественного керна, потери его при транспортировке и хранении существенно снижают эффективность геологических исследований и вызывают необходимость проведения дополнительных геологоразведочных работ по доразведке месторождений. Поэтому сохранность полученного кернового материала очень важна.

Буровые работы необходимо проводить под постоянным контролем геолога, который обязан: проверять правильность заложения скважин в соответствии с предусмотренным проектом, координатами устья, углами наклона и азимутами направления скважин; следить за нормальным выходом керна, особенно по полезному ископаемому, и своевременно принимать меры вместе с буровым мастером в случае потери керна в процессе бурения (применение двойных колонковых труб, ограничение рейса и т.д.); проверять правильность укладки керна в керновые ящики и соответствие этикетировки записям в буровом журнале; осуществлять полевую геологическую документацию керна в соответствии с действующей инструкцией по геологической документации; устанавливать категорию пород по буримости, внося соответствующие записи в буровой журнал; составлять акты на перебурку полезного ископаемого, когда это требуется инструкцией по первичной геологической документации; производить контрольные замеры глубины скважин, искривлений ствола, своевременность закрытия и правильность ликвидации скважин; следить за своевременной отправкой заполненных керновых ящиков.

Весь керн, извлекаемый из скважины колонкового бурения, подлежит обязательному и тщательному отбору и укладке в специальные керновые ящики.

Керновые ящики должны иметь размеры: 1 м по длине к 0,5-0,6 м по ширине. Высота стенок, размеры и количество гнезд (ячеек) вящиках должны соответствовать диаметру укладываемого керна. Укладка керна в ящик производится в направлении слева направо, так как при такой укладке ускоряется процесс описания керна и облегчается нахождение керна из любого интервала глубины скважины. При укладке керна в ящики необходимо помнить, что первый керн, выходящий из колонковой трубы, является последним, полученным в процессе бурения данного интервала скважины.

В целях обеспечения сохранности и последовательности керна, отвечающих разрезу пород по скважине, необходимо производить извлечение керна из колонковой трубы с соблюдением максимальной осторожности; не разрешается выбивание керна из подвешенной трубы ударами ее о твердые предметы.

Укладывать керн в ящик следует всегда плотно, без промежутков между отдельными кусками. Мелкие кусочки и обломки керна, если их местоположение в общей последовательности поднятого керна не устанавливается, следует укладывать в мешочки вместе с биркой, на которой указывается интервал бурения данного рейса. Уложенный в ящики керн в конце интервала отделяется деревянной этикеткой размерами, соответствующими сечению ячейки с надписью, содержащей наименование участка разведки, № скважины, дату бурения, смену, интервал бурения м, выход керна, м, подписи мастера. Сверху на кромках ячеек должны быть нанесены стрелки, указывающие порядок укладки керна. Каждый ящик имеет порядковый номер, номер скважины и интервал бурения.

Ящики с керном должны быть закрыты крышками; по мере накопления заполненные ящики вывозятся в кернохранилище; на буровой разрешается иметь не более 5-10 заполненных ящиков. Ответственность за правильность укладки, этикетирования и хранения керна несет буровой мастер. При прохождении продуктивной зоны и полезного ископаемого извлечение керна из колонковой трубы и укладку его в ящики следует производить под контролем геологического персонала. По окончании бурения скважин весь керн должен быть полностью вывезен в кернохранилище.



Глава 10. Организационно-технические мероприятия

10.1 Предупреждение и ликвидация аварий при колонковом бурении

Во избежание аварий с бурильными трубами необходимо:

1. Тщательно следить за износом бурильных труб, особенно при бурении наклонных скважин и при бурении абразивных пород. Для предохранения бурильных труб от износа следует применять протекторы и термически обрабатывать поверхность бурильных труб и их соединений, что повышает их износоустойчивость.

2. Не допускать использования при работе различных по износу бурильных труб. Вести правильную равномерную их отработку, не допускать к спуску в скважину бурильных труб с дефектами - с нарушенной резьбой, изогнутые, изношенные по диаметру более чем на 2 мм.

Не допускать при бурении перегрузки бурильных труб.

Не допускать очень резких включений станка при срыве керна, не рвать снаряд при прихватах и др.

Бережно хранить бурильные трубы, смазывать резьбу и использовать исправные трубы только по назначению.

Во избежание аварий с колонковыми трубами из-за прихвата их шламом или обвала стенок скважины необходимо:

При бурении рыхлых и сыпучих пород применять для промывки соответствующий по качеству глинистый раствор.

При спуске бурового снаряда в скважину, не доходя до забоя 2 - 3 м, включать промывку.

При прекращении циркуляции промывочной жидкости приподнимать снаряд от забоя на несколько метров.

Перед заклинкой и подъемом керна производить тщательную промывку скважины.

Не допускать накопления шлама в скважине и не наращивать снаряд при наличии большого количества шлама на забое, особенно дробового, до полного удаления шлама.

При дробовом бурении тщательно следить за количеством подаваемой промывочной жидкости на забой. Излишнее количество промывки может вызвать заклинку колонковой трубы.

Своевременно заменять изношенные колонковые трубы.

При бурении в глинистых породах для уменьшения трения колонковой трубы о породу и предупреждения ее прихватов, а также для облегчения прохода промывочной жидкости следует бурить ребристыми коронками (М-1, М-2, КР-5).

Во избежание аварий с обсадными трубами необходимо:

Перед спуском обсадных труб тщательно проверять резьбовые соединения, смазывать их и свинчивать до отказа.

При спуске обсадных труб на значительные глубины применять обратный клапан, не ставить колонну на забой полной массой.

Ликвидировать кольцевые зазоры между смежными колоннами обсадных труб.

Во избежание ухода труб сажать колонну в плотные, устойчивые породы. При дробовом способе перед обсадкой скважины надо пробурить ее меньшим диаметром на длину колонкового снаряда, затем произвести спуск труб.

Во избежание обрыва колонны труб при подъеме рекомендуется применять двойную тягу. Для этого в скважину опускается на бурильных трубах труболовка. Ее устанавливают в башмачной трубе колонны, после чего производят при помощи домкрата подъем одновременно обсадных и бурильных труб.

Во избежание аварий с породоразрушающим инструментом и прихватом колонкового снаряда на забое необходимо:

1. Следить, за резьбовыми соединениями дробовых и твердосплавных коронок.

2. Избегать бурения «всухую», а при затирке «всухую» в слабых породах чаще производить расходку снаряда.

При бурении рыхлых пород (песков) с отбором керна перед посадкой снаряда на забой промыть скважину, затем бурение вести с малой промывкой.

При быстрой углубке в сильнотрещиноватых породах малой твердости увеличивать нагрузку на забой, так как в противном случае стенки скважины не успевают обрабатываться коронкой, что может привести к сужению скважины и заклинке снаряда.

Успешная ликвидация аварий во многом зависит от быстроты ловильных работ, а также от того, как хорошо продуман план способа ликвидации аварии.

О происшедшей аварии следует ставить в известность бурового мастера или производителя буровых работ и принимать следующие меры:

1.Установить точную глубину, на которой произошла авария, определить вид аварии, составить план ее ликвидации, подобрать соответствующий аварийный инструмент.

2.Если авария простая (обычный обрыв бурильных труб, легкий прихват снаряда и др.), бурильщик должен приступить к ее ликвидации, если авария сложная - вызвать бурового мастера.

Если положение оставшегося в скважине бурового снаряда неясно, опустить печать, которую изготовляют из короночного кольца, деревянной пробки и воска или свинца. Иногда вместо воска применяют солидол или мыло.

При обрыве бурильных труб ликвидация аварий заключается в их подъеме. Для ловли бурильных труб применяют ловильные метчики и колокола с направляющей трубой, в зависимости от формы верхнего конца аварийной трубы. Ввинчивание метчика или навинчивание колокола на конец бурильных труб, оставленных в скважине, производят обычным способом. После этого, если буровой снаряд не зашламован, производят подъем колонны бурильных труб.

Ликвидация аварий.

Наиболее распространенной аварией при эксплуатации бурильных колонн является обрыв-поломка какого-либо элемента колонны.

Типичные признаки обрывов: падение затрат энергии на вращение бурового снаряда и снижение веса бурового снаряда, регулируемые приборами, установленными на агрегате; уменьшение гидравлических сопротивлений, отмечаемое манометром насоса.

Основной мерой предотвращения обрывов является постоянный контроль за состоянием бурильной колонны и скважины.

Ликвидация обрывов осуществляется аварийным инструментом, главным образом - метчиками по ГОСТ 8483.

Проверка технического состояния бурильных колонн.

По окончании бурения скважины бурильная колонна разбирается на отдельные трубы.

Допускается разборка колонны на двухтрубные свечи. Перевозка труб должна осуществляться либо в упакованном виде (в пакетах ПУТ), либо на специально оборудованных передвижных стеллажах, санях или других транспортных средствах при условии исключения повреждения труб и их соединений и резьб.

При разборке бурильных колонн необходимо тщательно осматривать бурильные трубы и их соединения, проверять износ труб и соединений путем шаблонирования по наружному диаметру специальными шаблонами. Одновременно с шаблонированием должны проводиться замеры кривизны труб. Трубы кривизной более 1/1000 длины трубы должны подвергаться правке до кривизны 0,5 мм/м (или биению не более 1/800-1/2000 длины трубы).

После проверки износа и правки бурильных труб должна производиться перекомпоновка бурильной колонны - трубы раскладываются на стеллаже по группам износа и кривизне в порядке их последующего ввода в работу при бурении очередной скважины. Бурильные трубы с наименьшей кривизной и меньшим износом включаются в нижнюю и частично (до 100 м от устья) верхнюю часть бурильной колонны.

Трубы и соединения необходимо хранить в складском помещении или под навесом, предохраняющем от атмосферных осадков.

Выполнение вышеприведенных указаний по эксплуатации геологоразведочных труб и их соединений будет способствовать увеличению долговечности и надежности их работы, повышению производительности и снижению стоимости бурения скважин.

10.2 Ловильный инструмент

приспособления и механизмы, используемые для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны, её отдельных элементов, забойных двигателей или посторонних предметов. Пo назначению ловильный инструмент условно делят на основной (ловители, овершоты, метчики, колокола, магнитные фрезеры и др.), применяемый для непосредственного соединения c аварийным объектом и последующего его удаления из скважины, и вспомогательный, служащий для изучения аварийного объекта и подготовки к ликвидации аварии.

Ловители (рис.24) используют для извлечения оставшейся в скважине части бурильной колонны путём соединения c её верхним концом посредством захвата снаружи трубы или замка.



Рис. 24. Ловитель:1 - корпус; 2 - плоская спиральная пружина; 3 - плашка; 4 - шпонка

Ловитель состоит из корпуса, в котором установлены подвижные в осевом направлении плашки, фиксируемые шпонками от проворота относительно корпуса. В нижней части ловитель соединяется на резьбе c направляющей воронкой, в верхней - c переходником или трубой.Ha плашках по их внутренней поверхности выполнена левая винтовая нарезка. Контактирующие поверхности корпуса и плашек выполнены коническими, что обеспечивает надёжный захват верхнего конца аварийной трубы.

Извлечение аварийной бурильной колонны (длиной до 400 м) путём захвата её верхнего конца под замок производится овершотом. Овершот состоит из корпуса, внутри которого установлены пружинные пластины, захватывающие замок бурильной трубы. Полностью пропустив замок, пластины устанавливаются своими верхними торцами против опорного торца замка, что обеспечивает захват трубы при подъёме овершота.

Если верхний конец аварийной колонны оканчивается внутренней резьбой, то для проведения ловильных работ используют метчики. Метчики c правой резьбой применяются для извлечения оставшейся колонны целиком, c левой - для отвинчивания и извлечения колонны по частям. Часто метчики используют c центрирующим приспособлением (рис.25), что повышает точность его попадания в отверстие аварийной колонны. Сигналом, свидетельствующим o правильном попадании метчика в отверстие, служит скачок давления на насосе, подающем промывочную жидкость.

Рис. 25. Метчик с центрующим приспособлением:1 - метчик; 2 - воронка

B случаях, когда для ликвидации аварии требуются большие крутящие моменты и осевые усилия, применяют колокола (рис.26), соединяющиеся c аварийной трубой по её наружной поверхности, или труболовки (рис.27), использующиеся при больших глубинах и малых кольцевых зазорах между стенкой скважины и аварийной трубой.

Рис. 26. Колокол для бурильных труб



Ловильная втулка труболовки выполняется продольно разрезанной c конической внутренней поверхностью (угол уклона около 2°). Такой же угол имеет контактирующая c ней поверхность корпуса труболовки. C помощью направляющего конуса, выполненного на конце корпуса, труболовку вводят в аварийную трубу. При опускании ловильная втулка сначала упирается в торец трубы и перемещается в верхнее положение, где под действием части массы рабочей колонны и благодаря наличию разреза сжимается и заходит внутрь трубы. B дальнейшем при натяжении рабочей колонны ловильная втулка распирается вследствие взаимодействия c корпусом по коническим поверхностям и врезается в тело аварийной трубы, обеспечивая надёжный захват. Конструкция труболовки исключает деформацию трубы при её захвате.

Рис. 27. Труболовка:1 - корпус; 2 - ловильная втулка

Для очистки забоя скважины от посторонних металлических предметов применяется магнитный фрезер (рис.28), состоящий из переходника, корпуса, верхнего и нижнего полюсов, втулки, магнита и коронки.



Рис. 28. Магнитный фрезер:1 - корпус; 2 - верхний полюс; 3 - магнит; 4 - нижний полюс; 5 - коронка

Для очистки забоя скважины от посторонних металлических предметов путём их измельчения используют забойные фрезеры. Как вспомогательный ловильный инструмент применяется башмачный фрезер, c помощью которого производится подготовка концов аварийных колонн и разрушение горных пород и металлических предметов в кольцевом пространстве между аварийной трубой и стенкой скважины. Для извлечения посторонних предметов из забоя используются также так называемые пауки (рис. 29).

Рис. 29. Паук

Оставленные в скважине канат или каротажный кабель извлекают c помощью, так называемого ерша (рис.30). Над крючками ерша размещается воронка, служащая для фиксации извлекаемого каната и предотвращения его заклинивания в скважине. Если для освобождения от прихвата бурильной или обсадной колонны грузоподъёмность вышки и талевой системы недостаточна, то для этой цели иногда применяют гидравлические домкраты.



Рис. 30. Ерш:1 - крючки; 2 - корпус; 3 - воронка; 4 - переводник

B случаях, когда не удаётся освободить прихваченную колонну или она имеет сложные контуры излома, используют ловильный инструмент, c помощью которого производят разрезку колонны c целью последующего извлечения из скважины по частям. Разрезку трубы снаружи производят наружной труборезкой (рис. 31).

Рис. 31. Наружная труборезка:1 - плоская пружина; 2 - корпус; 3 - спиральная пружина; 4 - резец; 5 - штифты

Для разрезки трубы изнутри применяют внутренние труборезки. Расчленение аварийной колонны производят также c помощью торпед, для определения места размещения которых в скважине используется магнитный локатор (рис. 32).

Рис. 32. Магнитный локатор:1 - корпус; 2 - катушка; 3 - железный сердечник; 4 - постоянные магниты; 5 - мост для свечей; 6 - заглушка; 7 - наконечник; А - фрагмент локатора

C помощью локатора регистрируют местонахождение муфтовых и замковых соединений.

10.3 Меры борьбы с поглощениями промывочной жидкости

Поглощение промывочной жидкости - одно из наиболее серьезных осложнений при бурении. Затраты на ликвидацию поглощения промывочных жидкостей составляют 10-15%, а в некоторых случаях - до 20 - 25% и более баланса рабочего времени.

Главными причинами частичного или полного поглощения раствора являются сильная трещиноватость или пористость пород и незначительное давление в пласте по сравнению с давлением столба жидкости в скважине. Интенсивность поглощения зависит от размера трещин, пор, каверн, карстовых пустот и поглощающих каналов, которые пересекают скважины. Для ведения эффективной борьбы с поглощениями промывочной жидкости в каждом отдельном случае выявляются детально причины поглощения, характеристика строения поглощающих каналов, встреченных при бурении скважины.

Основными мерами борьбы с поглощениями и потерей циркуляции промывочной жидкостиявляются:

а) снижение давления в скважине за счет уменьшения плотности промывочной жидкости,

б) увеличение сопротивления движению глинистого раствора в пористой среде за счет увеличения вязкости и статического напряжения сдвига. Эти меры заключаются в обработке глинистого раствора химическими реактивами, применении различных добавок и быстросхватывающихся смесей, синтетических смол, а также в аэрировании раствора сжатым воздухом.

Для бурения в поглощающих зонах (пески, галечники и другие пористые породы) применяют специальные растворы:

плотность, г/см³ 1,1-1,15

вязкость по СПВ-5, с 40-60

до «не течет»

сопротивление сдвигу, мгс/см² .. 60

водоотдача, см³ за 30 мин ....25

стабильность 0,4-0,5

суточный отслой, % 3-5

Для снижения плотности раствор аэрируют.

При бурении в скальных трещиноватых породах для борьбы с поглощениями применяются такжеспециальные растворы или аэрированные жидкости.

10.4 Нормы расхода (износа) инструментов и материалов при буровых работах

Нормы расхода материалов установлены исходя из типичных условий производства изыскательских работ и являются усредненными. Все данные получены на основе опыта производства геологоразведочных работ. Нормы предназначены для обоснованного обеспечения материалами и инструментом производственных подразделений и контроля за правильностью списания материальных ценностей, используемых при производстве инженерных изысканий, и в частности при производстве буровых работ.

Таблица 9. Нормы расхода (износа) бурового оборудования и инструмента для бурения инженерно-геологических скважин (на 1000 м)

Наименование	Единица измерения	Износ на1000м бурения
Труба обсадная диаметром 146, 127,108, 89; l = 1,5 - 3 м	м	48,6 (на 1000м обсадки)
Штанга ударная с наголовником	шт	0,11
Ниппель к обсадным трубам диаметром 146, 127, 108, 89 мм	шт.	32 (на 1000м обсадки)
Головка универсальная к обсадным трубам диаметром 146, 127, 198 мм	шт.	0,33
Головка забивная	ШТ.	0.33
Башмак фрезерный к обсадным трубам	шт.	0,33
трубам диаметром 146, 127,108 мм шт. 0,33
Труба колонковая диаметром 146, 127, 108,89мм l = 1,5-З м Хомут для обсадных труб диаметром 146,127,108, 89мм	шт	18,3
127, 108, 89 мм, l = 1,5 - 3 м
Башмак гладкий	шт	0,33
Хомут для обсадных труб диаметром 146, 127, 108, 89 мм	шт	0,11
Хомут лафетный диаметром 146,127,108, 89мм 146, 127, 108, 89 мм	шт	0,11
Ключ шарнирный для труб 146/127, 127/108, 89/73 мм	шт	1,33
127/108, 89/73 мм
Бурильная труба (штанга) диаметром 63,5;50; 42; 33,5 мм	м	13,1
Утяжелитель (ударная штанга)	шт	0,11
Фарштуль	шт	0,11
Элеватор-фарштуль	шт	0,11
Блок однороликовый грузоподъемностью 7500 кг	шт	0,11
Блок однороликовый грузоподъемностью 1700 кг	шт	0,11
Серьга вертлюжная грузоподъемностью 1700 кг (для ручного бурения)	шт	0,11

Коронки твердосплавные для колонкового бурения - шт 48 (в пересчете на III категорию пород по буримости)

Замок для бурильных труб 63,5; 50; 42;33,5 мм, шт 4

Ключ шарнирный для бурильных труб 63,5;50; 42; 33,5 мм, шт 1,33

Ключ отбойный для замков 3-63,5; 3-50;3-42; 3-33,5, шт 1,33

Хомут шарнирный для труб диаметром 63,5;50; 42; 33,5 мм, шт 0,11

Вилка подкладная для замков З-63,5; З-50;З-42; З-33,5 мм, шт 0,11

Стакан забивной башмачный диаметром 168, 146, 127, 108 мм, шт 3

Грунтонос забивной ГЗ-1 диаметром 125 и 123 мм, ГЗ-2 диаметром 106, 105, 100 мм, шт 0,2 (БУЛИЗ-15)

Грунтонос вдавливаемый ГВМ-4 диаметром116 мм, ГВМ-3 диаметром 132 мм, шт 0,2

Долото двухлопастное диаметром 148 мм, шт 0,4

Долото трехлопастное диаметром 148, 125 мм, шт 0,33

Бур ложковый диаметром 250, 190, 145, 108,89, 74, 47 мм, шт 0,4

Бур спиральный диаметром 190, 147, 108,89, 74, 47 мм, шт 0,25

Желонка с клапаном диаметром 140, 127, 102, 70 мм 0,18

Желоночное ушко с замковой резьбой шт. 0,11

диаметром 63,5; 42; 33,5 мм

Серьга для желонок шт. 0,11

грузоподъемностью 2500 кг

Коуш для каната диаметром 15,5-18,5; шт. 0,33 12,5-15,5; 2-12,5 мм

Зажим для каната диаметром 16-19; 13-16; 10-13 шт. 0,11

Крючок для опорожнения желонок шт. 0,11

Переходник с правой резьбой типа III с бурильной трубы с наружным диаметром 63,5 мм на колонковую трубу с наружным диаметром 146, 127,108,89 мм шт. 4 и т. д.

10.5 Правила ухода за буровым оборудованием

Правильное и своевременное техническое обслуживание и своевременный ремонт оборудования - важнейшие факторы, способствующие бесперебойной, надежной его работе. Неправильная эксплуатация оборудования приводит к преждевременному выходу из строя основных узлов, уменьшает срок службы механизмов, увеличивает затраты на ремонт, тем самым снижая экономическую эффективность бурения, и удорожает стоимость проходки 1 м скважины. Техническое обслуживание и ремонт должны производиться по плану.

При ежесменном уходе выполняются следующие операции:

очистка станка от грязи;

проверка наличия и уровня смазки во всех узлах станка и при необходимости добавление ее;

проверка натяжения приводных ремней, регулировки сцепления и затяжки тормозных колодок;

проверка надежности закрепления троса лебедки на барабане и состояние троса;

проверка наружных креплений, особенно вращающихся деталей-шкивов, патронов шпинделя и т.д.;

прослушивание станка во время работы для обнаружения ненормальных шумов и стуков;

проверка нагрева подшипников;

проверка герметичности гидросистемы (течь в трубах, штуцерах), сальниковых уплотнений и сливных пробок.

В дополнение к этому через каждые 150 ч работы станка при ежесменном уходе проверяются:

состояние насечки плашек (кулачков) зажимных патронов и состояние зажимных болтов;

отсутствие подсоса воздуха в гидросистеме (по выносу воздушных пузырьков из сливной системы струей в масляный бак).

Буровой насос

Очистка насоса от грязи.

Проверка наличия и уровня смазки.

Проверка крепления насоса к основанию.

Проверка натяжения ремней, крепления шлангов, состояния сальников.

Прослушивание работы на ходу для выявления ненормальных шумов.

Проверка подшипников на нагрев.

В объем работ, выполняемых по ежесменному уходу за насосом, входит также осмотр поршней, цилиндровых втулок и клапанов через каждые 150ч работы.

Дизель.

1.Наружная очистка дизеля от подтеков масла и топлива.

2. Проверка наличия топлива в баках и масла в системе смазки.

Осмотр и проверка герметичности системы охлаждения и маслосистемы.

Проверка исправности манометра и указателя температуры воды.

Буровой станок.

Проверяется надежность закрепления станины на основании.

Определяется состояние накладок тормозных колодок.

Проверяются люфты, соосность и закрепление подвижных частей станка.

Проверяется крепление приводного (карданного) вала и состояние фрикциона.

У станков, оснащенных гидросистемой, проверяется регулировка предохранительного клапана.



10.6 Требования к рабочему месту машиниста буровой установки

1. Оснащение рабочего места должно обеспечивать безопасные условия труда, охрану здоровья и длительное сохранение работоспособности работающих.

2. На рабочих местах должны быть средства пожаротушения, используемые в аварийной ситуации.

3. Каждый объект должен быть обеспечен: средствами безопасности, соответствующими инструкциями по охране труда, по оказанию первой медицинской помощи, по пожарной безопасности, а также предупредительными знаками и знаками безопасности.