175,0 1400,0 2523,0 2560,0 | Радіус викривлення інтервалу збільшення зенітного кута, м | 380,0 | відхилення забою по вертикалі, м | 420,0 | Максимально допустима інтенсивність зміни зенітного кута в інтервалах: -Збільшення зенітного кута, град \ 10м; -Роботи заглибних насосів, град \ 100м |
1,5 3,0 |
Примітка: 1) h 1 = 175 м (пухкі породи) 2) H 3 + h + 1 = 1400 м (глибина установки насосів) 3) 1,5 град \ 10 м і 8,0 град \ 100 м \ 6 \. Розрахункова схема профілю. Визначається максимальний зенітний кут (  ) За умови повної стабілізації за формулою:  (2.7)
де: R - радіус викривлення ділянки збільшення зенітного кута, м; А - величина відхилення забою від вертікалі.м; Н - проекція другого і третього ділянок стовбура по вертикалі, м. Довжина ділянки зменшення зенітного кута орієнтовно дорівнює;  (2.8)
де: l 4 - довжина ділянки зменшення зенітного кута, м. 
Визначається кінцевий кут (  ) При початковому вугіллі  = 16 0 і довжині ділянки l 4 = 426 М: = 15 0. Розраховується максимальний зенітний кут  за умови його зниження на четвертому ділянці:  (2 .. 9)
Всі елементи профілю визначаються за формулами, наведеними в таблиці 17. Таблиця 17 - Визначення елементів четирехінтервального типу профілю Ділянки профілю | Довжина стовбура, м | Горизонтальна проекція, м | вертикальна проекція. м | Вертикальний | l 1 = h в | а 1 = 0 | h 1 = h в | Збільшення зенітного кута | l 1 = 0,01745 Rα т | а 2 = R (1 - cosα т) | h 1 = Rsinα т | Стабілізація зенітного кута | 
| а 3 = h 3 tgα m | h 3 = H - h 1 - h 2 - h 4 | Зменшення зенітного кута | 
| 
| h 4 | Сумарна довжина | L = l 1 + l 2 + l 3 + l 4 | A = a 2 + a 3 + a 4 | H = h 1 + h 2 + h 3 + h 4 |
Результати розрахунків зведені в таблицю 18. Таблиця 18 - Профіль стовбура свердловини Інтервал по вертикалі | Довжина інтервалу по вертикалі, м | Зенітний кут | Горизонтальне відхилення, м | Довжина по стовбуру, м | від (верх) | від (низ) |
| На початку інтервалу | в кінці інтервалу | за інтервал | загальне | інтервалу | загальна | 0 | 175 | 175 | 0 | 0 | 0 | 0 | 175 | 175 | 175 | 300 | 125 | 0 | 25 | 38 | 38 | 166 | 341 | 300 | 600 | 300 | 25 | 25 | 140 | 178 | 375 | 716 | 600 | 1400 | 800 | 25 | 25 | 373 | 551 | 1000 | 1716 | 1400 | 2560 | 410 | 25 | 15 | 176 | 426 | 455 | 2725 |
2.2 Аналіз фізико-механічних властивостей гірських порід Дані за фізико-механічними властивостями гірських порід. Таблиця 19 - Фізико-механічні властивості порід Інтервал, м | Гірська порода (коротка назва) | Класифікація гірської породи | Категорія твердості, К т | Категорія абразивності, К а | Твердість за штампом Р ш, МПа | від (Верх) | до (низ) |
|
|
|
|
| 0 | 125 | Піски, глини | МОЗ | 1-2 | 22-4 | 75-120 | 125 | 140 | Глини. піски | МОЗ | 1-2 | 22-4 | 75-120 | 140 | 240 | Глини, піски алевроліти | ССЗ | 2-3 | 4-5 | 75-280 | 240 | 350 | Глини, опоки | МС | 2-3 | 4-5 | 75-280 | 350 | 390 | Глини | МС | 2-3 | 4-5 | 140-280 | 390 | 560 | Глини | МС | 2-3 | 4-5 | 140-280 | 560 | 655 | Глини | МС | 2-3 | 4-5 | 140-280 | 655 | 790 | Глини | МС | 2-3 | 3-4 | 140-280 | 790 | 900 | Глини. опоки | МС | 2-3 | 4-5 | 140-280 | 900 | 935 | Глини | МС | 2-3 | 4-5 | 140-280 | 935 | 1630 | Глини, пісковики, алевроліти, піски | З | 3-4 | 5-6 | 280-560 | 1630 | 1 925 | Аргіліти, алевроліти, пісковики | З | 4-5 | 5-6 | 560-1000 | 1 925 | 2560 | Пісковики, алевроліти, аргіліти | З | 4-5 | 5-6 | 560-1000 |
З таблиці 19. випливає, що розріз Тагрінского родовища в основному представлений наступними породами: 0-935 м-м'які з пропластками середніх (категорія твердості 1-3); 935-2560 м - середні (категорія твердості 3-5). 2.3 Вибір способу буріння Для обгрунтування способу буріння при вибраних шарошкових долота, необхідно визначити час контакту озброєння долота з забоєм і частоту обертання долота для забезпечення часу контакту.  (22)
де: n t - частота обертання долота, об / хв; (4.8 ... ... 7.2) 10 3 - коефіцієнт враховує твердість гірських порід (7,2 - для легких порід, 6,0 - для середніх порід; 4,8 - для міцних гірських порід). t z - середня величина кроку зубів долота по вінцях Б В і переферійного (П) вінця шарошки, м; b 3 - поточна середня величина майданчики притуплення для зубців шарошки, м; R - радіус долота (бажано визначати від центру долота до середини зубця на вінці П і осредніть за кількістю шарошок долота), м;  - Час контакту озброєння долота з забоєм (2 - для дуже м'яких порід; 8 - для твердих порід; 15 - для міцних порід), МЛС.
Дані для розрахунку за прийнятими типами доліт наведені в таблиці 20. Таблиця 20 - Результати замірів для прийнятих доліт Інтервал, м | t z, м | b 3, м | R, м | , МЛС | Σ l i. М | від (верх) | до (низ) |
|
|
|
|
| 0 | 600 | 0,027 | 0,07 | 0,1477 | 3,0 | 0,125 | 600 | 1830 | 0,048 | 0,06 | 0,1079 | 4,0 | 0,047 | 1830 |
| 2560 | 0,040 | 0,04 | 0,1079 | 5,0 | 0,108 |
Проводиться розрахунок: Інтервал 0 - 50м: можна не прораховувати інтервал 0-715 м:  інтервал 715-1830 м:  інтервал 1830-2560 м:  У результаті розрахунків частоти обертання долота встановлено, що для буріння проектної свердловини доцільно застосування роторно-турбінного способу буріння 2.4 Проектування режиму буріння за інтервалами. 2.4.1 Розрахунок осьового навантаження на долото Величина осьового навантаження на долото визначається з умови об'ємного руйнування порід на вибої свердловини. У розрахунку використовуються значення твердості гірських порід за штампом: G д = Р ш F до (2.23) де: G д - осьове навантаження на долото, кН; Р ш твердість порід за тпампу, Мпа; F до - площа контакту озброєння долота з вибоєм, м 2 F до = 0,4 b 3 Σ l i (2.24) де: Σ l i - сума длинн зубців знаходяться в одночасному контакті з забоєм, м. Максимально допустимі значення осьового навантаження на долото за інтервалами умовно однаковою буримости: інтервал 0-715 м:  
інтервал 715-1830 м:  
інтервал 1830-2560 м:  
Розрахункові значення G не перевищують допустиму навантаження на рекомендовані типорозміри доліт. 2.4.2 Проектування витрати бурового розчину Мінімальне значення витрати бурового розчину (Q min) необхідної для очищення вибою свердловини від шламу визначається за формулою:. Q min = 0 .785 V к (Д з 2 - d н 2) 10 3 (25) де V к - середня швидкість течії глинистого розчину в затрубили, м / с V до = 1,25 V в (26) де: V в - швидкість витання часток шлаку в кольцнвом просторі. м / с. V до = 1,25 V в (26) де: V в - швидкість витання часток шлаку в кільцевому просторі. м / с.  (27)
де: R-постійна Реттінчера, R = 5,72 м / с при R е> 60; d 4 - діаметр частинок шлаку, м;  - Щільність гірничої породи (п.2.5), кг / м 3;
 - Щільність бурового розчину (п.2.5), кг / м 3;
д з - діаметр свердловини, м; d н - мінімальний зовнішній діаметр бурильної колони, м;  (28)
де: R e - критерій Рейнольда; P  -Пластична в'язкість розчину, Па-С P = (0,004-0,005) Р (29) де: Р-динамічна напруга зсуву, Па Р = 0,0085  -7 (30) Розрахунок мінімальної витрати бурового розчину за формулами Інтервал 0-50м: P = 1,87 Па; PY = 0,0035 Пас інтервал 0-715 м: Р = 0,0085 1173 - 7 = 2,97 Па P = 0,0045 2,97 = 0,0134 Пас 
V до = 1,25 +0,66 = 0,83 м / с 715-1830м Q min = 0.785 0.83 (0.310 2 - 0.127 2) 10 3 = 52.0 л / с Технологічний необхідна витрата бурового розчину визначається за формулою:   (31)
де: Q ТН - технологічно необхідна величина витрати для забезпечення процесу поглиблення свердловини, л / с; Р max - максимально допустимий тиск на викиді бурових насосів, Мпа; Р ДТ-технологічно необхідна величина перепаду на долоті, Мпа: Р R - Гідроімпульсної тиск 2-3 МПа;  - Щільність промивної рідини усередині бурильної колони і в заколонного просторі, кг / м 3;
а i - коефіцієнт гідросопротівленія незалежний від глибини свердловини м -4; l 1, l 2 - довжини секцій бурильної колони з різними діаметрами і товщиною стінок, м; b i, b j - коефіцієнт гідросопротівленія залежить від довжини м -5 а i = a mc + a М + а в + а ТБ (32) де: a mc, a М, а в, а ТБ враховує відповідно опору в моніфольте, в стояку, вертлюг, провідною трубі, м -4 \ 9, приложение1 \.  (33)
де: d В - внутрішній діаметр труб.скважіни секції, м.  (34)
де: Д с - діаметр свердловини з урахуванням збільшення, м  (35)
де: Д Д - діаметр долота, м. інтервал 1830-2560 м: 
Результати розрахунків зведені в таблицю 21. Витрата промивної рідини при нормальних умовах буріння повинен відповідати висловом. Q ТН> Q> Q min (36) Таблиця 21 - Витрата промивної рідини по інтервалам Інтервал, м | Q ТН, л \ з | Q, л \ з | Q min, л \ з | 0-50 | 52,0 | 42,0 |
| 0-715 | 40,0 | 55,0 | 52,0 | 715-1830 | 36,0 | 32,0 | 20,0 | 1830-2560 | 36,0 | 32,0 | 19,0 |
2.4.3 Розрахунок частоти обертання долота Частота обертання долота визначається при виконанні умови забезпечення необхідного часу контакту озброєння долота з вибоєм \ 9 \:  (37)
де: n  - Частота обертання долота, об \ хв; G Д - динамічна складова осьового навантаження на долото.Н; С = 5100 м \ с - швидкість звуку в матеріалі валу вибійного двигуна; До ВД - коефіцієнт, що враховує миттєву затримку частоти обертання валу вибійного двигуна при вдавлюванні зуба шарошки долота в породу; Е = 2,1 10 11 - модуль пружності матеріалу, н / м 2; F - площа поперечного перерізу вала турбобура, м 2; R Д-радіус долота. м; - Час контакту, МЛС; β - кут між віссю долота і віссю шарошки.  (38)
де: G СТ - статична складова осьового навантаження на долото, Н.  (39)
інтервал 0-716м:  
Розрахунок інших інтервалів аналогічний. Результати розрахунку представлені в таблиці 22. Таблиця 22 - Частота обертання долота Інтервал, м | Є. Н \ м 2 | F, м 2 | До ВД |
| G СТ, Кн | G Д, Кн | n об \ хв | 0-600 | 
| 
| 4 | 3,0 | 57 | 14 | 480 | 600-1830 |
| 
| 1 | 4,0 | 46 | 12 | 300 | 1830-2560 |
| 
| 1 | 5,0 | 170 | 43 | 420 |
2.4.4 Обгрунтування максимальної величини тисків на викиді бурових насосів Максимальна величина тиску на викиді бурових насосів є одним з головних параметрів, який визначає роботу гідравлічного вибійного двигуна і має суттєвий вплив на темп поглиблення свердловини. Розрахунок проводиться за методикою (9)  (40)
де: Р max - максимальна величина тиску на викиді бурових насосів, мПа; G-осьове навантаження на долото,; G ВР - вага обертових елементів вибійного двигуна, Н; F р - площа поперечного перерізу турбінок; Р Т - перепад тиску в турбобура, мПа; G П - осьове навантаження на п'яту вибійного двигуна, змінюється в залежності від твердості порід, G П = +30 кН:  (41)
де: d c р - середній діаметр турбінок, Н;  (42)
де: G 3 - вага вибійного двигуна, Н; b - 0,85 - Архімедова сила. інтервал 0-715м:  
інтервал 715-1830м:  
інтервал 1830-2560м: 
2.5 Обгрунтування. Вибір і розрахунок компонувань бурильної колони Визначаємо довжину УБТ необхідну для створення навантаження і додання жорсткості КНБК. 
де з-швидкість звуку в матеріалі труб; Т-період поздовжніх вібрацій долота;  - Відстань від вибою до УБТ;
 - Відстань від забою до осьової опори ГЗД.
Для створення осьового навантаження застосовуємо УБТС-2. В інтервалі 0-715 м довжину УБТС-2 203х61, 5 приймаємо 12м, а в інтервалі 715-1830м і 1830-2560м довжину УБТС -2 178х49 приймаємо 12м \ 1 \. Довжину секції ПК 127х9 визначаємо за формулою:  (43)
де: l ПК - довжина секції ПК (ТБПВ), м; G - осьове навантаження на долото, Н; G УБТ - вага УБТ; G УБТ - = 1530 н / м-178 мм; G УБТ = 2105 н / м - 203мм: G 3 - вага вибійного двигуна, Н; g ПК - вага труб ПК 127х9; g ПК = 305 н / м b - коефіцієнт враховує архимедову силу  (44)
де: - Щільність матеріалу труб, ПК = 7850кг \ м 3 Довжину секції ЛБТ 147х11 Д16Т знаходимо за формулою \ 10 \.  (45)
де: l ЛБТ - довжина секції ЛБТ Д16Т, м; l до - довжина бурильної колони. м; l УБТ - довжина труб УБТ, м; l 3 - довжина вибійного двигуна, м; l 3 - довжина інструменту від вибою до верхньої осьової опори вибійного двигуна, м; Виконуємо розрахунок за формулами (2.43-2.45): 
інтервал 0-715 м: 
Довжину секцій труб ПК приймаємо рівним l ПК = 144м або 6 секцій. інтервал 715 - 1830 м: 
Максимально необхідну довжину секцій труб ТБПВ приймаємо рівним l ПК = 96 м або 4 свічки. інтервал 1830-2560 м: 
Для буріння інтервалу на експлуатаційну колону довжину секцій труб ПК приймаємо рівним l ПК = 600м або 26 секцій. При розрахунку довжин секцій ЛБТ приймаються до уваги подовження стовбура свердловини через профілю свердловини. Інтервал 0-715 м: 
Довжину секцій ЛБТ приймаємо рівним l ЛБТ = 456м або 19 свічок. Інтервал 715-1830 м: 
Довжину секцій ЛБТ приймаємо рівним l ЛБТ = 1000м або 40 свічок. Інтервал 1830-2560 м:  по стовбуру свердловин:
Довжину секцій ЛБТ приймаємо рівним l ЛБТ = 2000м або 80 свічок. Розрахунок колони на міцність проводимо для турбінного буріння за методикою / 5 /. Визначаємо напруження розтягу  у верхньому перерізі колони при найбільш важких умовах, коли колона піднімається з викривленою частині свердловини з більшою швидкістю при циркулюючої рідини за формулою:  , (46)
де  = 1,3-коефіцієнт динамічності при СПО з включеними буровими насосами / 5 /.  - Площа поперечного перерізу типу ЛБТ.
 - Площа поперечного каналу труб / 6 /.
 - Сили тертя колони об стінки свердловини / 5 /.
Після розрахунку необхідно перевірити чи виконується така умова:  (47)
де  = 274 МПа.-межа плинності сплаву Д16-Т з якого виготовлений ЛБТ.  = 1,3 - коефіцієнт запасу міцності / 6 /.
Якщо наведене умова не виконується, то необхідно перекомпонування і відповідно перерахунок колони на міцність. Розрахунки наведено в таблиці 23. Таблиця 23 - Міцність бурильної колони F тл, м 2 | 
|
| 