2.6. Технологические решения по бурению горизонтально-направленной скважины (гнс).

2.6.1. Топографо-геодезические работы.

1. Определение азимута бурения пионерной скважины.

2. Определение на местности точки входа и выхода пилотной скважины осуществляется графическим методом, путем промеров расстояний.

3. Установка реперов в характерных точках бурения пилотной скважины:

• точка входа;

• 1‑ый прямолинейный участок;

• 1‑ый наклонный участок;

• горизонтальный участок;

• 2‑ой наклонный участок;

• 2‑ой прямолинейный участок;

• точка выхода.

4. Для качественного контроля за проводкой пилотной скважины необходимо произвести съемку электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения.

2.6.2. Буровые растворы.

Выбор типа бурового раствора.

Буровой раствор при бурении должен обеспечивать следующие условия:

а) размыв породы;

б) смазывание, охлаждение долота и бурильного инструмента;

в) создавать тонкую и непроницаемую корку на стенках скважины;

г) обеспечивать вынос шлама на поверхность;

д) уменьшать кажущийся вес трубопровода при протаскивании его в скважину;

е) должен быть экологически чистым продуктом.

Для бурения пилотной скважины, расширения и протаскивания плети трубопровода будет использоваться глинистый раствор приготовленный из высококачественного бентонита ПБМВ ТУ-480-1-334-91.

Таблица 5. Расчет необходимого количества сухого бентонита.

Диаметр скважины (мм)	Длина перехода (м)	Объем скважины (м3)	Выход р-ра из 1т бен-тонита (м3)	Объем р-ра на скв-ну (м3)	К. кавер­нозности	Кол-во глинопо-рошка (т)
1524,6	672	1525	10	2140	1,4	245,8

Таблица 6. Комплекс оборудования циркуляционной системы установки HD–850

Наименование	Количество (шт.)	Шифр
Блок приготовления бурового раствора	2	диспергатор дг-2 перемешиватель гидравлический перемешиватель лопастной
Блок очистки бурового раствора	2	вибросито СВ-1Л - 4 шт. гидроциклон ГКЦ-360М - 2 шт. илоотделитель ИГ45/75 - 2 шт. центрифуга ОГШ-50 1У-01 - 1 шт. блок флокуляции и коагуляции БКФ - 1 шт.
Подпорная емкость	1	Перемешиватель лопастной
Мотопомпа 6"	1	14C2 - F3L
Погружной насос	1	JUMBO JS 44

2.6.3. Расчет профиля пилотной скважины.

Для предотвращения перетоков бурового раствора в русло реки, минимальное расстояние от нижней точки дна до оси скважины должно быть не менее 6м.

По Ведомственным нормам "Строительство подводных переходов газопроводов способом наклонно—направленного бурения" и методике, разработанной компанией HDI, минимальный радиус искривления трубопровода рассчитывается из условия: если диаметр трубопровода больше 820 мм, то минимальный радиус искривления должен быть более 1200 диаметров трубопровода.

Принимаем минимальный радиус искривления трубопровода равным 1300 диаметров трубы.

Rmin = 1,221300 = 1586 м.

Прямолинейный участок забуривания должен быть не менее 8м.

Соблюдая все эти условия принимаем угол входа пилотной скважины равным 8.

При соблюдении этих условий профиль пилотной скважины имеет пять характерных участков:

Таблица 7.

Участок	Гор. Проекция (м)	Угол (град.)	Длина по инструменту (м)
С0 - С1 прямолинейный (вход) С1 - С2 криволинейный С2 - С3 горизонтальный С3 - С4 криволинейный С4 - С5 прямолинейный (выход)	19,80 250,51 18,93 125,56 256,20	82 82-90 90 90-96 96	19,99 251,33 18,93 125,66 256,83
ИТОГО:	671		672,74

Контроль за параметрами кривизны в процессе бурения пилотной скважины осуществляется с помощью технических средств установки HD-850.

Корректировка профиля скважины, с учетом электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения, осуществляется системой "Навигатор" через 50 метров проходки.

2.6.4. Способы, режимы бурения и расширения горизонтально-направленной скважины.

Таблица 8 Режимы бурения и расширения горизонтально-направленной скважины.

Интер-вал, (м)	Вид тех. операции	Способ	Скорость вращения, (об/мин)	 породо-разруш. инстру-мента, (мм)	РРас-ход, (л/с)	Vмех. плано-вая, (м/час)
0 – 672,74	Бурение пилотной скважины	Размыв породы гидромонитор-ным эффектом	40 на горизон-тальном участке	215,9 (насадки 2 х 15)	16-18	12,5
0 – 672,74	Расши-рение скважины	Ротор	20 - 25	914	33	38
0 – 672,74	Расши-рение скважины	Ротор	20	1724,6	40	20,3

2.6.5. Выбор диаметров насадок для достижения гидромониторного эффекта при бурении пилотной скважины.

Для достижения гидромониторного эффекта скорость истечения бурового раствора из насадок долота должна быть не менее 80 м/с, с учетом коэффициента запаса мощности (к=1,15) рассчитаем необходимую скорость истечения:

V = 80*1,15 = 92 (м/с)

Для направленного размыва пород, на одну насадку долота устанавливаем заглушку.

Выбираем две насадки диаметром 15 мм.

2.6.6. Выбор диаметров и режимов расширения скважины.

Согласно "Единым временным нормам строительства подводных переходов методом ГНБ" диаметр расширителя должен быть на 12" (304,6мм) больше диаметра трубы.

Рассчитаем необходимый диаметр расширителя:

D = 1220 + 304,6 = 1524,6 (мм)

В аллювильных породах за один проход максимальный диаметр расширения возможен до 1000 мм. В соответствии с этим расширение проводим в два этапа.

Для расширения пилотной скважины выбираем расширители диаметром 914 мм и 1524 мм.

Первый этап расширения производится от буровой установки, второй этап от точки выхода пилотной скважины.

2.6.7. Выбор скорости расширения скважины.

Необходимым условием при расширении ствола скважины является – объем срезаемой породы должен быть равен 20% производительности насосов.

Производительность насосов – 2000 л/мин. 20% - составляет 0,4 м³/мин.

Площадь кольцевого сечения при расширении пилотной скважины от 215,9 мм до 914 мм равна:

S = 0,62 (м²)

Расчитаем скорость расширения w:

w_расш. = (Vгр./S) ^х 60

где Vгр. – удельный объем срезаемого грунта, (м³/мин)

w _расш. = (0,4/0,62) ^х 60 = 38 м/час

(без учета остановок для наращивания буровых труб).

Аналогично производим расчет для расширения скважины от 914мм до 1525мм.

S = 1,18 (м²)

w_расш. = (Vгр./S) ^х 60 = (0,4/1,18) ^х 60 = 20,3 м/час

2.6.8. Компоновка бурильной колонны.

Таблица 9. Компоновка бурильной колонны.

Интервал (м)	Элементы компоновки.	Примечание.
0 – 561,91	Д215,9МГ + К.Л.215 + К.П. 1,5 + Монель 165 18м. + Б.Т.127	К.П. - кривой переводник; Монель - диамагнитная труба; Б.Т. - бурильные трубы; К.Л. – колибратор лопастной.
0 – 561,91	Вертлюг 470 + Б.Т.127 + Р.Ш.914 + Б.Т.127	Р.Ш.-расширитель.
0 – 561,91	Вертлюг 470 + Б.Т.127+Р.Ш.1724,6 + Б.Т.127	Р.Ш.-расширитель.

2.6.9. Технология протаскивания плети газопровода в скважину.

Протаскивание плети газопровода в скважину осуществляется при помощи буровой установки HD‑850, которая посредством бурильных труб, расширителя пулевого типа, вертлюга и сцепного устройства соединяется с плетью газопровода, предварительно покрытой изоляцией и уложенной на роликовые опоры.

Для обеспечения плавного входа плети газопровода в скважину под углом в 6 градусов (угол входа рабочей плети) часть плети газопровода поднимают при помощи крановой техники на расчетную высоту.

Чем точнее достигается угол входа рабочей плети, тем меньше будет сила тяги при протаскивании.

2.6.10. Расчет балласта трубопровода.

В данном проекте, исходя из конкретных условий строительства, балластировка осуществляется при помощи трубы диаметром 89 мм, находящейся внутри трубопровода, а в качестве балласта применяется вода.

При данных значениях балластировки трубопровода его плавучесть в скважине будет составлять 456,72 кг/м.

2.6.11. Продолжительность строительства трубопровода.

Подготовительные работы - 192 час.

Монтаж буровой установки - 24 час.

Бурение пилотной скважины при плановой скорости 19 м/час - 32 час.

Подготовительно-заключительные работы (замена долота 215,9 на РШ 914 мм.) – 8 час.

Расширение скважины (914мм.) при плановой скорости 38 м/час - 24 час.

Подготовительно-заключительные работы (замена РШ 914мм на РШ 1524,6 мм.) - 8 час.

Расширение скважины (1724,6мм) при плановой скорости 20,3 м/час – 32 час.

Подготовительно - заключительные работы - 8 час.

Протаскивание плети газопровода - 24 час.

Демонтаж буровой установки - 24 час.

Вывоз оборудования - 192 час.

Рекультивация земель - 48 час.