Тема- Буровые работы на стадии доразведки северного участка золотосеребряного месторождения Дукат
Работа добавлена на сайт samzan.net:
Министерство общего и профессионального образования
Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
Кафедра технологии и техники бурения скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине Буровые станки и бурение скважин
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: Буровые работы на стадии доразведки северного участка золотосеребряного месторождения Дукат
Автор: студент гр. РМ-01- 1 / Конорчук А.С. /
ОЦЕНКА: __________________
Дата: ______________
ПРОВЕРИЛ
Руководитель проекта: проф. _____________ / Чистяков В.К. /
Санкт-Петербург
2004 год
Министерство общего и профессионального образования Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
__________/Литвиненко В.С./
"__" __________2004г.
Кафедра технологии и техники бурения скважин
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине Буровые станки и буровые скважины
ЗАДАНИЕ
Студенту группы РМ-01-1 _Конорчук А.С._
1. Тема проекта Буровые работы на стадии доразведки северного участка золотосеребряного месторождения Дукат
2. Исходные данные к проекту: геологический разрез, глубина бурения 450м, скважины вертикально-направленные. Район работ – северная часть месторождения Дукат. Кол-во скважин – 10. Срок работ 6 месяцев.
3. Содержание пояснительной записки: Введение, обзор геолого-технических условий бурения, проектирование конструкции скважины, выбор и обоснование способа бурения, выбор бурового инструмента и оборудования, проектирование технологического режима бурения, проверочные расчеты, организация буровых работ, техническая и экологическая безопасность проведения работ, заключение, библиографический список, текстовые и графические приложения;
специальная часть курсового проекта – повышение качества кернового опробования.
4. Перечень графического материала: геолого-технический наряд на бурение скважин, технический чертеж к спец. разделу.
5. Срок сдачи законченного проекта 27.05.04
Руководитель проекта: проф. _______________ / Чистяков В.К. /
(должность) (подпись) (Ф.И.О.)
Дата выдачи задания: 22.03.04
Аннотация
Выполнение курсовой работы основывается на конкретной задаче и в соответствии с методическими указаниями. Она показывает последовательность решения задач для обеспечения проведения буровых работ. В работе присутствуют расчеты, необходимые для проектирования разведочной скважины и работ на ней, а также выбора основного оборудования и инструмента.
The summary
The execution of this work is based on a certain task, taken from the methodical recommendations. The order of special activities, which are important to organize drilling works, is shown in it. The work contains calculations, required for constructing a bore-hole and choosing special equipment and tools.
Оглавление
Введение ............................................................................................................................ 5
Обзор геолого-технических условий ............................................................................ 6
Проектирование конструкции скважины ................................................................... 8
Выбор и обоснование способа бурения .....................................................................… 9
Выбор бурового инструмента и оборудования ......................................................... 11
Проектирование технологического режима бурения ............................................. 15
Проверочные расчеты ................................................................................................... 19
Организация буровых работ ........................................................................................ 26
Техническая и экологическая безопасность проведения работ ............................ 27
Специальная глава (Повышение качества опробования при бурении поисковых скважин) .................................................................................................……………...... 32
Библиографический список ......................................................................................... 36
Введение
Поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых, скрытых в земных недрах, производится преимущественно буровыми скважинами различного целевого назначения – общее название разведочных. Применяются разные способы, основные – колонковое, бескерновое и ударно-вращательное.
Цель курсового проектирования – закрепление и углубление знаний, полученных при теоретическом изучении курса «Бурение разведочных скважин»; развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении конкретных инженерных задач горной промышленности и геологоразведочного производства.
Курсовой проект составляется на бурение скважин с целью предварительной разведки месторождения полезного ископаемого в конкретных геолого-технических условиях в соответствии с заданием, на основе материалов, предложенных преподавателем.
Планируется бурение 10 наклонных скважин с углом наклона 750 и глубиной 300 метров.
1.Обзор геолого-технических условий бурения
|
Таблица 1. Горно-геологические условия бурения |
||||||||||
|
Описание пород |
Интервал глубин, м |
Твердость по штампу pш, МПа |
Динамич. прочность, Fg |
Коэф.абр. Kабр |
Объед.показат. по буримости ρм |
Категория по буримости |
Механ.с-ть бурения, м/ч |
Трещино- ватость |
Устойчи- вость |
|
|
от |
до |
|||||||||
|
наносы |
0 |
10 |
1-1,5 |
1.8 |
0.4 |
1.9 |
II |
11 - 15 |
монолит. |
весьма неуст. |
|
Туфы (окремнённые) |
10 |
140 |
40-50 |
10 |
1.5-2 |
22.8-34.1 |
IX-X |
0.76 |
монолит. |
устойч. |
|
Туффиты |
140 |
180 |
50-60 |
23,7 |
1.1 |
41.6 |
X |
0.48 |
монолит. |
устойч. |
|
Туфы (окремнённые) |
180 |
200 |
40-50 |
10 |
1.5-2 |
22.8-34.1 |
IX-X |
0.76 |
монолит. |
устойч. |
|
Яшмы и кремнистые породы. |
200 |
260 |
70-80 |
>20 |
2.5-3 |
76.9-115.2 |
X-XII |
0.15 |
монолит. |
устойч. |
|
Высокосортные маргонцевые руды. |
260 |
280 |
2,5-3,0 |
4.5 |
0.5-1 |
2.0-3.0 |
III-V |
5.7-3.2 |
монолит. |
малоустойчив. |
|
Туфы. |
280 |
300 |
40-50 |
10 |
1.5-2 |
22.8-34.1 |
IX-X |
0.76 |
монолит. |
устойч. |
Проектируемые буровые работы будут проводиться на восточном склона Южного Урала в района г.Магнитогорска., здесь в западном борту Магнитогорского синклинория развита Спилито-кератофиро-кремнистая марганценосная формация. Породы прослеживаются в субмеридиональном направлении на 300-500 км. Рудные залежи представляют собой пласты и линзы, пласты часто пережимаются образуя цепочку разрозненных линз то плоских то утолщающихся в центральной части (месторождения Мамилинское, Кусимовское, Кожеевское, Файзуленское, Ялимбетовское и др.). Рудные пласты-линзы залегают согласно с напластованием вмещающих пород, повторяя их сложное строение. Все толщи сильно дислацированны и собраны в крутые складки. Марганцевые тела всех рудных горизонтов генетически связаны с кремнистыми породами серями и красными яшмами, яшмовидными кварцитами, залегающие среди основных и средних эффузивов и их туфов. Суммарные запасы марганцевых руд различного сорта и качества оцениваются в 3 млн. т. Породы, слагающие разрез весьма твердые. Основные характеристики разреза приведены в табл. 1.
Породы, слагающие разрез, устойчивы и слабопроницаемы. Для повышения выхода керна будет применятся двойная колонковая труба ТНД-2.
В данной работе скважины проводятся с целью доразветки месторождения, поэтому применяться будет комбинированный способ бурения. Так как комбинированный способ бурения (бескерновое по вмещающим породам и колонковое по полезному ископаемому) наиболее целесообразен при детальной и эксплуатационной разведках, когда геологический разрез хорошо изучен и требуется опробование только продуктивной толщи.
Расчёт объединенного показателя:
ρм =
ρм1 =
ρм2.4.7 =
ρм3 =
ρм5 =
ρм6 =
2. Проектирование конструкции скважины
Конструкция скважины – это совокупность количества обсадных колон, их диаметра и глубины спуска, а также способы обстановки обсадных колон.
Основными факторами, определяющими конструкцию скважины, являются ее целевое назначение, требуемый конечный диаметр, геолого-технические условия и глубина бурения. Конструкция скважины должна быть экономной и рациональной, то есть обеспечивать безаварийную проходку с высокими технико-экономическими показателями.
Диаметр выбранных обсадных колонн и породоразрушающего инструмента определяем в направлении снизу вверх, исходя из выбранного конечного диаметра скважины. Минимальный допустимый диаметр керна для марганцевого месторождения с более-менее равномерным распределением полезного компонента является 37-42 мм. Конечный диаметр скважины (для Марганцеворуднаго месторождения) принимаем равным 59 мм.
Для прохождения ПРИ диаметром 59 мм минимальный наружный и внутренний диаметры обсадных труб должны составлять 73 и 65,5 мм соответственно. Принимаем трубы этого размера. Для гарантированного спуска таких труб проектируем бурение породоразрушающим инструментом диаметром 76 мм. Тогда наружный и внутренний диаметры направляющей трубы будут иметь размеры 89 и 81 мм соответственно, что обеспечивает прохождение ПРИ диаметром 76 мм. Бурение под указанную трубу необходимо вести ПРИ диаметром 93мм на глубину не менее 4 м.
Интервалы скважины от 0 до 10 м, представлен наносами (рыхлые четвертичные отложения), необходимо перекрывать обсадными трубами. Для закрепления устья скважины в интервале 0 – 3 м нужно установить и зацементировать до устья скважины направляющую. Нижняя часть обсадной колонны (кондуктора) опускаем до глубины 15 м, должна быть тоже зацементирована до устья скважины. Дальнейшее бурение скважины пойдёт открытым стволом, так как породы слагающие разрез монолитные и устойчивые, следовательно, дополнительного закрепления стенок скважины не требуется.
Ø 89 Ø 73
Ø 93
3м. Ø 76
59
15м.
300м.
Рис. 1. Конструкция скважины
3. Выбор и обоснование способа бурения
Выбор оптимального способа бурения производится в соответствии с геологическим заданием, геолого-техническими условиями бурения и разработанной конструкцией скважины.
Выбор способа бурения зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются геологическое задание и целевое назначение скважины, вид полезного ископаемого, частота разведочной сети, физико-механические свойства горной породы, их буримости и трещиноватости, а также другие горно-геологические и географические условия района буровых работ.
Правильно сделанный выбор способа бурения определяет в конечном итоге успех проводки скважины и уровень производительности буровых работ. На стадии доразведки месторождений полезных ископаемых, когда не требуется опробование по всему протяжению скважины, применяется комбинированный способ бурения.
В соответствии с геологическим заданием, целевыми назначениями и основными задачами буровых работ, а также степенью изученности района работ, геолого-техническими условиями бурения (табл.1) и разработанной конструкцией скважины оптимальным был выбран комбинированный способ бурения: бескерновое бурение по вмещающим породам и колонковое по полезному ископаемому (марганцевая руда). Выбор можно обосновать тем, что буровые работы ведутся на стадии доразведки, т.е. геологический разрез изучен и требуется опробование только продуктивной толщи.
Колонковое бурение – способ вращательного бурения, при котором разрушение горной породы производится только по наружной части поперечного сечения скважины с сохранением колонки породы – керна.
При бурении скважин малых диаметров буровые установки оказываются сравнительно легкими, транспортабельными и малоэнергоемкими, что способствует снижению затрат на проведение буровых работ. Легкие буровые установки дают возможность бурить скважины под любым углом к горизонту, что является положительным качеством колонкового бурения.
При колонковом бурении разрушение породы производится породоразрушающим инструментом кольцевого типа – буровой коронкой. Коронка оснащена твердосплавными или алмазными резцами, следовательно, два вида колонкового бурения – твердосплавное и алмазное.
В интервале 0-200 м предполагается проводить вращательное бескерновое бурение, в интервале 260-300 м – колонковое вращательное твёрдосплавное и алмазное бурение. В связи с наклонным и достаточно сложным залеганием пород, скважины должны быть наклонно-направленными с углом наклона 750.
4. Выбор бурового инструмента и оборудования
Буровой инструмент
Выбор технологического инструмента осуществляется в соответствии со способом бурения и конструкцией скважины, физико-механическими свойствами горных пород и условиями отбора керна. Он начинается с обоснования выбора типа забойного бурового снаряда. Для обеспечения кондиционного выхода керна в данном проекте применяется колонковый набор типа ТНД-2 по полезному ископаемому, что показано в таблице 1.
Затем выбирается соответствующий породоразрушающий инструмент (долота, коронки, расширители) для всех диаметров бурения и разновидностей пород разреза. Правильный выбор породоразрушающего инструмента определяет производительность бурения. Данные по выбранному породоразрушающему инструменту с указанием интервалов его применения представлены в таблице 2.
Первые 200 метров бурятся долотами. Интервал от 0 до 10 м проходится лопастным долотом типа 93М, а на интервале от 10 до 200 м бурение проводится шарошечными долотами типа К . Затем на следующих интервалах бурение происходит с отбором керна алмазными и твёрдосплавными коронками.
Таблица 2.
Тип породоразрушающего инструмента и забойного бурового снаряда
|
№ |
Описание пород |
от |
до |
Кате- гория |
Абразив- ность |
Тип ПРИ |
Колонк. снаряд |
|
1 |
Наносы |
0 |
10 |
II |
0,1 |
93M, 76М |
– |
|
2 |
туфы |
10 |
140 |
IX |
1,5 |
К-59 |
– |
|
3 |
туффиты |
140 |
180 |
X |
1,1 |
К-59 |
– |
|
4 |
туфы |
180 |
200 |
IX |
1,5 |
К-59 |
– |
|
5 |
яшмы |
200 |
260 |
XII |
2,5 |
11ИЗД120К30 |
ТНД-2 |
|
6 |
Марганцевая руда |
260 |
280 |
III |
0,5 |
СМ5-59 |
ТНД-2 |
|
туфы |
280 |
300 |
IX |
1,5 |
11ИЗД120К30 |
ТНД-2 |
Кернорвательное устройство – это часть колонкового набора, предназначенная для отрыва керна от массива горной породы и удержания его в колонковой трубе при подъеме бурового снаряда. Тип кернорвательного устройства выбирается исходя из забойного бурового снаряда. Для снаряда ТНД-2 используется кернорвательное кольцо конструкции ВИТР (Dн=39,2 мм, dвн=34,6 мм, h=25 мм), входящее в состав снаряда тнд-2.
Расширители. При алмазном бурении в состав бурового снаряда включаются алмазные расширители, которые калибруют скважину и предотвращают преждевременный износ алмазных коронок по внешнему диаметру. Применение алмазных расширителей стабилизирует работу нижней части бурового снаряда, что позволяет снизить вибрацию и уменьшить искривление скважины. В комплект ТНД-2 входит алмазный расширитель РТДО-59.
Таблица 3.
Техническая характеристика колонкового набора ТНД-2.
|
Диаметр алмазной коронки, мм: наружный/внутренний ширина торца матрицы Тип алмазного расширителя наружный диаметр алмазного расширителя, мм Размеры наружной трубы, мм: наружный диаметр внутренний Керноприемная труба, мм: наружный диаметр внутренний Длина, мм: Трубы Керноприёмной части Масса, кг: труб |
59/38 8,5 РТДО-59 59,4 57 50 48 44 6055 5000 52 |
Бурильные трубы. Бурильные трубы служат для: соединения колонкового снаряда с вращателем бурового станка, подачи бурового снаряда по мере углубления скважины и замены породоразрушающего инструмента, передачи на породоразрушающий инструмент осевой нагрузки и крутящего момента, подачи на забой промывочной жидкости. Выбор диаметра основан на расчётах для высокочастотного алмазного бурения:
Таблица 4.
Параметры бурильных труб ТБСУ-55
|
Диаметр трубы, мм: наружный Толщина стенки, мм Длина, м Масса 1 м, кг Тип соединения Материал трубы Зазоры между бурильными трубами и стенкой скважины, мм Кривизна трубы, мм/м |
55 4,8 4,5 7,12 Муфтозамковый Сталь марки 40ХН 2,1 0,3 |
Резьба соединений слабо коническая (1:32), шагом 8 мм, высотой профиля – 0,9 мм, длина резьбы с полным профилем 28 мм.
Вспомогательный инструмент, буровые ключи и аварийный инструмент входят в комплект: комплект переходников, ключ для внутренней трубы, гладкозахватный ключ 55/56, ключ для коронок КБ-59, ключ шарнирный 55/56, патрубок, подпятник для труб, выколотка, овершот, наголовник, трубодержатель ТР2-12,5.
В комплект входит лебедка Л5 (ТУ 41-01-428-81), используемая для спуска/подъема бурового снаряда.
Буровое оборудование
Колонковое бурение производится установками, состоящими из бурового станка, двигателя, насоса и буровой вышки или мачты. В данном случае используется передвижная буровая установка УКБ-4П (УКБ-300/500), в состав которой входят: буровой станок СКБ-4, буровая мачта БМТ-4, передвижное буровое здание ПБЗ-4, транспортная база ТБ-15, буровой насос НБЗ-120/40, труборазворот РТ-1200, полуавтоматический элеватор МЗ-50-80.
Буровая установка УКБ-4П представляет собой комплекс бурового и энергетического оборудования, сведенный в один технологический блок, перевозимый без разборки железнодорожным транспортом и по автомобильным дорогам.
Буровая мачта БМТ-4 высотою 14,7 м, длиной свечи 9,5 м, грузоподъемностью номинальной - 3,2 т и максимальной - 8,0 т, углом наклона для бурения (к горизонту) 90º - 70º, массой 5,8 т.
Буровой насос НБ3-120/40. Предназначен для перекачивания воды и глинистого раствора плотностью до 1300 кг/м3 и условной вязкостью до 35 с по СПВ-5. Насосная установка состоит из трех плунжерного насоса, коробки перемены передач (коробки скоростей) и фрикционной муфты сцепления от автомашины ЗИЛ-151 и электродвигателя А4-160-443 (исполнение М201, N = 15 кВт, n = 1450 об/мин), смонтированных на общей раме. Вращение от электродвигателя к насосу передается высокоэластичной муфтой.
Таблица 5.
Техническая характеристика плунжерного бурового насоса НБ-120/40
|
Параметры |
Значения параметров |
|
Подача, л/мин Давление, МПа Мощность двигателя, кВт: приводная гидравлическая Диаметр плунжера (поршня), мм Длина хода плунжера (поршня), мм Число двойных ходов в 1 мин Число плунжеров (цилиндров) Способ регулирования подачи Тип приводного двигателя Габариты, мм Масса (без рамы и дв.), кг |
15; 19; 40; 70; 120 4; 4; 4; 4; 2 7,5 5,5 63 60 31; 38; 80; 146; 249 3 Встроенной автомобильной коробкой скоростей А02-51-4 945х610х400 400 |
Буровой станок СКБ-4 с вращателем шпиндельного типа имеет моноблочную конструкцию с продольным расположением лебедки и единым приводом на вращатель и лебедку.
Таблица 6.
Техническая характеристика бурового станка СКБ-4
|
Параметры |
Значения параметров |
|
Привод Тип Мощность, кВт Лебедка Тяговое усиление, максимальное, кН Скорость намотки каната на барабан, м/с: максимальная минимальная Регулирование скорости намотки Вращатель Крутящий момент, максимальный, даНм Частота вращения шпинделя диапазон, об/мин регулирование Условие подачи шпинделя, кН вверх вниз Диаметр проходного отверстия шпинделя, мм Длина хода подачи, мм Дополнительные устройства Гидропатрон Габаритные размеры станка (без маслостанции, шкафа управления, преобразователя), мм длина ширина высота Масса, кг станок (без шкафа управления, преобразователя) шкаф управления преобразователь |
РЭП 22 26 6 0.65 Плавное 183 155;280;390;430;680;710;1100;1500 Плавное 60 40 55(92) 600 1 2000 1200 1800 2100 200 312 |
5. Проектирование технологического режима бурения
В соответствии с выбранным способом бурения, конструкцией скважины, буровым инструментом и оборудованием для каждого типа породоразрушающего инструмента по интервалам глубин и диаметрам бурения разрабатывается технологический режим бурения, предусматривающий обоснование и выбор основных режимных параметров, сочетание которых обеспечивает высокие технико-экономические показатели проходки скважины в нормальных условиях. Основными режимными параметрами при вращательном способе бурения скважины являются: осевая нагрузка на породоразрушающим инструмент, частота вращения бурового снаряда, расход и качество очистного агента.
Проектирование режимов бескернового бурения. Бескерновое бурение при разведке месторождений полезных ископаемых является одним из средств повышения производительности буровых работ. Осевая нагрузка на долото, определяется исходя из рекомендуемых нагрузок на 1 см диаметра долота, и рассчитывается по формуле:
Pос = Pуд D,
Рос(1инт.) = 100*9,3 = 930 Дан
Рос(1инт.) = 100*7.6 = 760 Дан
Рос(2инт.) = 500*7,6 = 3800 Дан
Рос(3,4инт.) = 500*5,9 = 2950 Дан
где Pуд - рекомендуемая (удельная) нагрузка на 1 см диаметра долота, даН/см2; D - внешний диаметр долота, см.
Частота вращения бурового снаряда рассчитывается, исходя из рекомендуемых значений окружных скоростей вращения долота. Она рассчитывается по формуле: n=,
n1=
n2.3.4=
где D - диаметр долота, м; - окружная скорость вращения долота, м/c.
Качество и количество очистного агента: в качестве очистного агента будет использоваться техническая вода плотностью 1000 кг/м³; количество определяется по формуле:
Q = q◦·Dскв,
Q1.1 = (12-16)*9,3 = 115 л.
Q1.2 = (12-16)*7,6 = 91,2 л.
Q2,3,4 = (12-16)*5,9 = 70,8 л.
где q◦ - удельный расход промывочной жидкости на 1 см диаметра коронки, л/мин см; D - диаметр скважины, см.
- Наносы, рыхлые (0-10 м) – 93М (лопастное долото):
- Туфы (окремнённые) (10-140 м) – К59 (шарошечное долото):
- Туффиты (140-180 м) – К59 (шарошечное долото):
- Туфы (окремнённые) (180-200 м) – К59 (шарошечное долото):
С учетом технической характеристики установки занесем полученные данные в таблицу 7.
Таблица 7.
Режимные параметры бескернового бурения
|
№ |
Название породы |
Интервал глубин, м |
Тип ПРИ |
Режимные параметры |
||
|
Осевая нагрузка, даН |
Частота вращения, об/мин. |
Расход промывочной жидкости, л/мин |
||||
|
1 |
Наносы |
0-4 |
93M, 76М |
930 |
411 |
115 |
|
4-10 |
3800 |
503 |
91,2-115 |
|||
|
2 |
Туфы (окремнённые) |
10-140 |
59К |
2950 |
485 |
70,8-94,4 |
|
3 |
Туффиты |
140-180 |
59К |
2950 |
485 |
70,8-94,4 |
|
4 |
Туфы (окремнённые) |
180-200 |
59К |
2950 |
485 |
70,8-94,4 |
Проектирование режимов алмазного бурения. Частота вращения бурового снаряда рассчитывается, исходя из рекомендуемых значений окружных скоростей вращения коронки, и выбирается затем в соответствии с диапазоном частот вращения вращатель бурового станка. Она рассчитывается по формуле:
, [об/мин]
где υокр – окружная скорость коронки; Dн , Dвн – соответственно наружный и внутренний диаметры алмазной коронки, м.
=1180,33-1573.77 [об/мин]
Осевую нагрузку на алмазную коронку определяют исходя из рекомендуемых минимальных нагрузок на 1 см площади торца коронки, обеспечивающих объемный процесс разрушения породы, и рассчитывают по формуле:
Р = 0.6FсP, [даН]
где Р – рекомендуемая минимальная нагрузка на 1 см площади торца коронки[даН/см2]; Fс – площадь торца коронки, [см2].
P=0.6·17.5·100=1050 [даН]
Качество и количество очистного агента: в качестве очистного агента будет техническая вода плотностью 1000 кг/м3; количество определяется по формуле:
Q = qDн,
где q – удельный расход промывочной жидкости на 1 см диаметра коронки, л/мин см.
V0 = 4*5,9 = 23.6 л/мин
(т.е. для очистки керна нам потребуется 25 л/мин очистного агента.)
Все данные по алмазному бурению занесены в (таблицу 7).
Таблица 8.
Режимные параметры алмазного бурения
|
№ |
Название породы |
Интервал глубин, м |
Тип ПРИ |
Режимные параметры |
||
|
Осевая нагрузка, даН |
Частота вращения, об/мин. |
Расход промывочной жидкости, л/мин |
||||
|
1 |
200-260 |
11ИЗ59 |
1050 |
1180-1574 |
25 |
|
|
2 |
280-300 |
1050 |
1180-1574 |
25 |
Проектирование режимов твёрдосплавного бурения.
Частота вращения бурового снаряда рассчитывается
, [об/мин]
, [об/мин]
Осевую нагрузку на твёрдосплавную коронку определяют исходя из рекомендуемых минимальных нагрузок на 1 основной зуб коронки рассчитывают по формуле:
Р =Рудnзуб , [даН]
где Руд – рекомендуемая минимальная нагрузка на 1 см площади торца коронки[даН/см2]; n – количество зубьев.
P = 4·100 = 400 [даН]
Качество и количество очистного агента: в качестве очистного агента будет глинистый раствор средней плотности 1130-1150 кг/м3; количество определяется по формуле:
Q = qDн,
где q – удельный расход промывочной жидкости на 1 см диаметра коронки, л/мин см.
Q = 12*5,9 = 70,8 л.
6. Проверочные расчеты
Окончательный выбор режимных параметров бурения производится после выполнения проверочных расчетов, показывающих осуществимость проектируемого режима работы выбранного бурового инструмента и оборудования.
6.1. Расчет потребной мощности для бурения на предельную глубину.
Мощность двигателя рассчитывается по формуле
, [кВт] (1)
где: Nб – мощность двигателя, расходуемая на забое скважины, кВт;
Nз – мощность, расходуемая на забое скважины, кВт;
Nт – мощность, затрачиваемая на вращение КБТ в скважине, кВт;
Nст – мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка.
Мощность, затрачиваемая на забое. При алмазном бурении:
, [кВт] (2)
где: Р – осевая нагрузка на ПРИ, даН; n – частота вращения бурового снаряда, об/мин; Dср – средний диаметр коронки, м;
Dср= (Dн+Dвн)/2,
Dср= (0,059+0,038)/2 = 0,0485 м.
где Dн и Dвн - наружный и внутренний диаметр коронки по резцам, м.
n=710 об/мин, P=1025 даН
Мощность на вращение КБТ в скважине.
Nт=Nхв+Nдоп , [кВт] (3)
где: Nхв – мощность, затрачиваемая на холостое вращение КБТ, кВт;
Nдоп – дополнительная мощность, затрачиваемая на вращение сжатой части КБТ.
, [кВт] (4)
где: δ – радиальный зазор, м;
δ=(D-d)/2=(0,059-0,055)/2=0,002 м
D – диаметр скважины, м; d – наружный диаметр бурильных труб, м.
для алмазного бурения: = non, 485710 следовательно,
, [кВт] (5)
где: kс – коэффициент, учитывающий влияние смазки и промывочной жидкости; kс=1 для воды; =1 для монолитных пород; L – глубина скважины, м; q – масса одного метра бурильных труб, кг.
Следовательно, Nт=Nхв+Nдоп = 0,36+7,87 = 8,23 кВт
Мощность, расходуемая в трансмиссии и других узлах бурового станка.
, [кВт] (6)
где: Вс – опытный коэффициент, характеризующий переменные потери в станке, кВт·мин/об; для станка типа УКБ-4 Вс=5·10-3 кВт·мин/об.
[кВт]
кВт
Следовательно, =7,06+8,23+3,51 = 18,8 кВт.
Вывод: мощность, затрачиваемая на бурение, не превышает мощности электродвигателя для привода станка УКБ-4П (22 кВт).
6.2. Расчет работы насоса.
1) Расход промывочной жидкости.
, [л/мин] (7)
где: k – коэффициент, учитывающий неравномерные скорости потока промывочной жидкости по скважине из-за местной повышенной разработки стенок скважины, наличия каверн и др., k=1,1-1,3;
D – диаметры скважины, м,
V – скорость восходящего потока промывочной жидкости;
V=0,8 [м/с]
м/с = 0,000558*1000*60=30,51 л/мин
Ближайшее значение расхода промывочной жидкости 32 л/мин или 0,00053 м3/с (для насоса НБ3-120/40). Для последующих расчетов примем это значение.
2) Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в бурильных, утяжеленных трубах и в наземной обвязке.
, Мпа (8)
, [МПа] (9)
где: ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м3, ρ=1000 кг/м3;
d1 – внутренний диаметр бурильных труб, м, d1=0,038м;
l – длина колонны бурильных труб, м, l= 294,5м;
V1 – скорость нисходящего потока промывочной жидкости, м/с:
, [м/с] (10)
λ1 – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления:
, (11)
где: Кш – коэффициент гидравлической шероховатости бурильных труб, м, Кш=(0,2-0,5)· 10-3;
Dэ – эквивалентный диаметр канала потока, м, Dэ=d1=0,038;
Rе – параметр Рейнольдса, б/р,
(12)
ν – кинематическая вязкость жидкости, м2/с, ν = 1,006 *10-6 м2/с
lэ – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления на которой приравниваются к потерям давления в УБТ, нагнетательном шланге, сальнике, ведущей трубе, м:
, [м] (13)
lш – длина шланга, м, l=10 м;
lс – длина сальника,м, lс=d1=0,038 м;
lвт – длина ведущей трубы, м, lвт=3 м;
dш – диаметр шланга, м, dш=0,07 м; dс – диаметр сальника, dс=d1=0,038 м;
dвт – диаметр ведущей трубы, dвт=d1=0,038 м.
3) Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении промывочной жидкости в соединениях бурильной колонны.
, [МПа] (14)
где: n – количество соединений в бурильной колоне, шт, n=длина КБТ/длина 1 бурильной трубы = 294,5/4,7 = 63,6 =63 шт;
ξ – коэффициент местного сопротивления, б/р:
(15)
dо – наименьший диаметр проходного отверстия в бурильной колонне, м, dо=0,023 м;
а – опытный коэффициент, зависящий от вида соединения бурильной колоны, при ниппельном соединении а=1,5.
4) Давление на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в кольцевом пространстве скважины.
, [МПа] (16)
где: ρ1 – плотность промывочной жидкости, обогащенной шламом, кг/м3, ρ1= ρ 1,03
Dэ=Dc-d=0,059-0,055=0,004 м;
λ – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве скважины:
(17)
5) Давление на преодоление гидравлических сопротивлений в колонковом снаряде и коронке, как правило, не рассчитывается, а принимается на основании практических данных в зависимости от длины колонкового снаряда, наличия керна, расхода и свойств промывочной жидкости. Для практических расчетов можно принимать р4 в пределах 0,1-0,35 МПа. P4=0,35 МПа
6) Общее потребное давление, которое должен развивать насос.
Ро=k(P1+P2+P3+P4+P5), [МПа] (18)
Ро=1,5(0,04+0,036+1,46+0,35)=2,83 МПа
где: k – коэффициент, учитывающий необходимость запаса давления на преодоление дополнительных сопротивлений при зашламовании скважины, образовании сальников, и т.п., k=1,3-1,5.
6.3.Расчет мощности на выполнение спускоподъемных операций и определение рациональной скорости подъема инструмента.
Для выбора оснастки талевой системы рассчитывают количество подвижных сетей каната в оснастке:
, [шт] (19)
где: Gкр – нагрузка на крюк при подъеме бурового снаряда, Н;
Рл – грузоподъемность лебедки, принимается из технической характеристики станка;
с – к.п.д. талевой системы.
, [Н] (20)
где: kпр – коэффициент, учитывающий наличие и влияние резко искривленных участков ствола скважины, влияние кривизны самой колонны бурильных труб, влияние состояния ствола скважины, т.е. всех тех факторов, которые вызывают дополнительные сопротивления при подъеме бурового снаряда из скважины = 1;
L – длина КБТ = 300 м; g=9,81 м/с2;
q – масса 1 м КБТ в сборе, кг/м3;
ρ – плотность промывочного агента, 1000 кг/м3;
ρм – плотность материала труб, кг/м3 (для сплава 38ХНМ ρм=7,85·103 кг/м3);
(21) (11)
, [м] (22)
До этой глубины СПО следует проводить на прямом канате.
Мощность двигателя на подъем бурового снаряда рассчитывается по формуле:
, [кВт] (23)
где: Vк – скорость подъема крюка, м/с;
- коэффициент полезного действия передач от двигателя до крюка;
- коэффициент перегрузки двигателей (для электродвигателей =1,5-2,0).
=п*с, (24)
где: п – к.п.д. передач от двигателя до барабана лебедки, п=0,9;
с – к.п.д. талевой системы: =0,9*0,93=0,84
Скорость подъема крюка рассчитывается по формуле
, [м/с] ≤ 2 м/с (25)
где: Vб – скорость навивки каната на барабан, м/с, принимаемая из технической характеристики бурового станка: Vб1=0,9 м/с; Vб2=1,75 м/с.
С целью сокращения времени на СПО подъем бурового оборудования должен производиться с полным использованием мощности двигателя станка и располагаемого диапазона частот вращения барабана лебедки. Для определения рационального режима подъема бурового снаряда следует рассчитать длину бурового снаряда, который может быть принят при различных частотах вращения барабана лебедки,
, [м] (26)
где: N – номинальная мощность двигателя, Вт;
qо – нагрузка на крюке от 1 метра поднимаемого бурового снаряда, Н/м.
, [Н/м] (27)
L - общая длина бурового снаряда, м.
qо = 20954,2/300 = 69,85 Н/м
Следовательно,
В результате может быть рассчитана длина бурового снаряда (количество свечей), поднимаемого на каждой скорости работы лебедки при условии полного использования возможностей буровой лебедки и мощности двигателя станка.
l1 = L-L2 = 588-300 = 287 м, nсв1 = 287/9,5 = 30 м;
l2 = L2-L3 = 300-192 =108 м, nсв2 = 108/9,5 = 11 м.
l3 = L3-L4 =192-132 = 60 м nсв3 = 60/9,5 = 6 м.
l4 = L4 = 132 м nсв4 = 132/9,5 = 13 м.
7. Организация буровых работ.
Необходимое количество буровых установок для выполнения запроектированного объема работ рассчитывается, исходя из времени их выполнения по следующей формуле:
где: L – средняя глубина скважины, м;
m – количество скважин;
Vком. – проектируемая коммерческая скорость бурения, м/станко-мес;
t – продолжительность буровых работ, мес. ;
η – коэффициент использования имеющего парка буровых установок, η=0,6-0,85.
Необходимо 3 буровых установок для выполнения запроектированного объема работ.
Работы по бурению скважины начинаются только после составления акта о готовности оборудования. Для его составления главный инженер партии, его заместитель по технике безопасности и буровой мастер проверяют состояние буровой установки, уделяя особое внимание вопросам техники безопасности.
8. Техническая и экологическая безопасность проведения работ.
При проведении буровых работ должны соблюдаться требования, предусмотренные правилами безопасности при геологоразведочных работах:
5.3.1. Общие требования
5.3.1.1. Работы по бурению скважины могут быть начаты только на законченной монтажом буровой установке при наличии геологотехнического наряда и после оформления акта о приеме буровой установки в эксплуатацию.
5.3.2. Эксплуатация бурового оборудования и инструмента
5.3.2.1. В талевой системе должны применятся канаты, разрешенные паспортом бурового станка (установки).
После оснастки талевой системы буровой мастер должен записать в “Журнал проверки состояния охраны труда” конструкцию талевой системы, длину и диаметр каната, номер свидетельства (сертификата), дату изготовления и навески каната.
5.3.2.2. Талевый канат должен закрепляться на барабане лебедки с помощью специальных устройств, предусмотренных конструкцией барабана.
Во всех случаях при спуско-подьемных операциях на барабане лебедки должно оставаться не менее трех витков каната.
Все работающие канаты перед началом смены должны быть осмотрены машинистом буровой установки.
5.3.2.3. Запрещается применять канат для спуско-подъемных операций, если:
а) одна прядь каната оборвана;
б) на длине шага свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных прово лок составляет более 5%, а каната диаметром свыше 20 мм — более 10%;
в) канат вытянут или сплюснут и его наименьший диаметр составляет 90% и менее от первоначального;
г) одна из прядей вдавлена вследствие разрыва сердечника;
д) на канате имеется скрутка (“жучок”).
5.3.2.4. Неподвижный конец талевого каната должен закрепляться тремя винтовыми зажимами в приспособлении, смонтированном на отдельном фундаменте или на раме основания буровой вышки (мачты), так чтобы исключалось касание неподвижным концом каната элементов вышки (мачты). Радиус изгиба каната должен быть не менее 9 диаметров его.
Неподвижный конец каната должен быть оборудован регистрирующим или показывающим прибором.
5.3.2.5.Соединение каната с подъемным инструментом должно производиться с помощью коуша и не менее чем тремя винтовыми зажимами или канатным замком.
5.3.2.6.Резка и рубка стальных канатов должны производиться с помощью специальных приспособлений.
5.3.2.7.Запрещается во время работы буровых станков:
а) переключать скорости лебедки и вращателя, а также переключать вращение с лебедки на вращатель и обратно до их полной остановки;
б) заклинивать рукоятки управления машин и механизмов;
в) пользоваться патронами шпинделя с выступающими головками зажимных болтов;
г) производить замер вращающейся ведущей трубы;
д) подниматься на рабочую площадку.
5.3.2.8. Запрещается во время спуско-подъемных операций:
а) работать на лебедке с неисправными тормозами;
б) охлаждать трущиеся поверхности тормозных шкивов водой, глинистым раствором и т.д.;
в) стоять в непосредственной близости от спускаемых (поднимаемых) труб и элеватора;
г) спускать трубы с недовернутыми резьбовыми соединениями;
д) производить быстрый спуск на всех уступах и переходах в скважине;
е) держать на весу талевую систему под нагрузкой или без нее при помощи груза, наложенного на рукоятку тормоза, или путем заклинивания рукоятки;
ж) проверять или чистить резьбовые соединения голыми руками;
з) применять элеваторы, крюки, вертлюжные серьги с неисправными запорными приспособлениями или без них.
5.3.2.9.Удлинение рукояток трубных ключей может быть произведено путем плотного надевания на них бесшовных патрубков, не имеющих каких-либо повреж дений. Длина сопряжения должна быть не менее 0,2 м. Общая длина ключа не должна превышать 2 м.
5.3.2.10.Буровые насосы и их обвязка (компенсаторы, трубопроводы, шланги и сальники) перед вводом в эксплуатацию и после каждого монтажа должны быть опрессованы водой на полуторное расчетное максимальное давление, предусмотрен ное геологотехническим нарядом, но не выше максимального рабочего давления, указанного в техническом паспорте насоса.
Предохранительный клапан насоса должен срабатывать при давлении ниже давления опрессовки.
5.3.2.11. Запрещается при опрессовках обвязки насосов находиться в месте испытаний лицам, не имеющим отношения к выполняемой работе.
5.3.2.12.Демонтаж приспособлений для опрессовки обвязки следует производить после снятия давления в системе.
5.3.2.13.0 результатах опрессовки должен быть составлен акт.
5.3.2.14.Восстановление циркуляции в скважине должно производиться путем постепенного увеличения подачи промывочной жидкости на забой.
5.3.2.15. Запрещается пуск в ход насосов при закрытых задвижках (вентилях).
5.3.2.16. Запрещается:
а) работать без приспособления, предупреждающего закручивание нагнетательного шланга вокруг ведущей трубы и падение его;
б) пускать в ход насосы после длительной остановки зимой без проверки проходимости нагнетательного трубопровода;
в) продавливать с помощью насоса пробки, образовавшиеся в трубопроводах;
г) производить ремонт трубопроводов, шлангов, сальника во время подачи по ним промывочной жидкости;
д) соединять шланги с насосом, сальником и между собой с помощью проволоки, штырей, скоб и тому подобное; соединения должны выполняться с помощью устройств, предусмотренных конструкцией насоса, сальника иди при помощи стяжных хомутов;
е) удерживать нагнетательный шланг руками от раскачивания и заматывания его вокруг ведущей трубы.
5.3.13. Крепление скважин
5.3.13.1.Перед спуском или подъемом колонны обсадных труб буровой мастер обязан лично проверить исправность вышки, оборудования, талевой системы, инструмента, КИП и состояния фундаментов. Обнаруженные неисправности должны быть устранены до начала спуска или подъема труб.
5.3.13.2.Секции колонны обсадных труб при их подъеме с мостков должны свободно проходить в буровую вышку.
5.3.13.3. Запрещается в процессе спуска и подъема обсадных труб:
а) допускать свободное раскачивание секции колонны обсадных труб;
б) удерживать от раскачивания трубы непосредственно руками;
в) поднимать, опускать и подтаскивать трубы путем охвата их канатом;
г) затаскивать и выносить обсадные трубы массой более 50 кг без использования трубной тележки.
5.3.14. Ликвидация аварий
5.3.14.1.Работы по ликвидации аварий должны проводиться под руководством лица, имеющего право ответственного ведения буровых работ (буровой мастер, инженер по бурению, технический руководитель).
Сложные аварии в скважинах должны ликвидироваться по плану, утверждаемому главным инженером.
5.3.15. Ликвидация скважин
5.3.15.1. После окончания бурения и проведения необходимых исследований скважины, не предназначенные для последующего использования, должны быть ликвидированы в соответствии с “Правилами ликвидационного тампонажа буровых скважин различного назначения, засыпки горных выработок и заброшенных колодцев для предотвращения загрязнения и истощения подземных вод”.
5.3.15.2. При ликвидации скважин необходимо:
а) убрать фундамент буровой установки;
б) засыпать все ямы и шурфы, оставшиеся после демонтажа буровой установки;
в) ликвидировать загрязнение почвы от горюче-смазочных материалов и выров нять площадку, а на культурных землях провести рекультивацию.
При бурении с поверхности воды необходимо принять меры по предупреждению засорения водоема и создания помех судоходству и рыболовству. Запрещается оставлять обсадные трубы, выступающими над дном водоема.
Ликвидируется скважина в такой последовательности:
- Извлечение обсадных труб;
- Ликвидационное тампонирование скважины (т.к. скважина пересекает водонапорные горизонты, для ее ликвидации будет использоваться цементный или цементно-суглинистый раствор);
- Закрепление репера, на котором обозначают номер и глубину скважины, и восстановление почвенного слоя, нарушенного в процессе бурения скважины.
После этих работ комиссией, в которую входят буровой мастер, участковый геолог (гидрогеолог) и бурильщик, составляется акт на ликвидацию скважины.
9.Повышение качества кернового опробования и его сохранности
Основная часть информации при геологоразведочном бурении обеспечивается получением керновых проб требуемого качества. При этом под качеством керновой пробы следует понимать обеспечение выхода керна в процентном отношении выше кондиционного с максимальным сохранением структурно-текстурных особенностей и истинного содержания полезного компонента в конкретном комплексе горных пород.
С момента формирования керн испытывает воздействие большого числа разнообразных факторов, приводящих к его износу и порой сводящих на нет усилия по получению качественной геологической информации об объекте разведки.
Оценка качества разведочных работ только по количеству полученного при бурении керна не отвечает современным требованиям, а в ряде случаев и не позволяет признать месторождение полезного ископаемого разведанным с требуемой степенью достоверности (наличие избирательного истирания полезного ископаемого, необходимость оценки структурных элементов залегания пород и т.д.). В этих случаях приходится прибегать к дополнительным способам повышения достоверности полученной геологической информации: дополнительное опробование по шламу, вторичное перебуривание рудных интервалов, заверка тяжелыми горными работами и т.д.
В связи с этим представляется необходимым иметь шкалу оценок керна по его качественным показателям, в котором количество кернового материала было бы только одним из критериев. Общей характеристикой критериев является соответствие свойств кернового материала пройденному интервалу скважины.
Качество керновой пробы оценивается по следующим критериям:
1.Количество кернового материала; определяется выходом керна: линейным, весовым или объемным методом.
2. Вещественный состав кернового материала; определяется наличием избирательного истирания полезного компонента.
3. Структура кернового материала; характеризуется вторичным дроблением керна, изменением физико-химических свойств горных пород, ориентацией керна.
Получение кондиционного керна из толщи полезного ископаемого является основной задачей всех поисковых и разведочных колонковых скважин, поэтому при бурении принимают все меры к тому, чтобы получить необходимый по количеству и качеству керн, используя наиболее совершенные технические средства и методы его отбора.
Полезные ископаемые, как и горные породы, отличаются большим разнообразием своих физико-механических свойств. Эти свойства и определяют выход керна при бурении геологоразведочных скважин.
При проведении опробования по полезному ископаемому пользуются правилом: с каждой единицы длины опробуемого пересечения скважиной полезного ископаемого в пробу необходимо отобрать одинаковое по объему количество материала. Следовательно, при бурении в толще полезного ископаемого нужно добиваться полного отбора керна.
В практике представительность опробования при колонковом бурении определяют из выражения
где: - погрешность керновой пробы, %; - фактический выход керна, %; Кр- коэффициент равномерности оруденения (отношение среднего содержания компонента в рудах к максимальному); И – степень избирательного истирания компонента в керне при бурении, %.
Из приведенной формулы видно, что представительность опробования не зависит от диаметра керна, что позволило перейти на бурение коронками малых диаметров. Однако в практике отмечено, что с уменьшением диаметра на одну ступень выход керна снижается на 5-10 % и более. При выборе диаметра коронки необходимо учитывать равномерность оруденения, физико-механические свойства пород. Простейшие средства повышения выхода керна - увеличение вязкости промывочной жидкости и ограничение рейса.
Основными техническими средствами, обеспечивающими получение кондиционного керна, являются двойные колонковые трубы и эжекторные снаряды. Существуют следующие классы двойных колонковых труб: 1) с вращающейся в процессе бурения внутренней трубой, предохраняющей керн от размывания; 2) с не вращающейся в процессе бурения внутренней трубой, предохраняющей керн от размывания и механического разрушения; 3) со съемной внутренней керноприемной трубой (ССК), позволяющей извлекать керн без подъема колонны бурильных труб.
При алмазном бурении наиболее распространенной является разработанная ВИТРом двойная колонковая труба типа ТДН-59(76)-2 (труба двойная, невращающаяся) двух размеров: 59 и 79 мм.
Для повышения выхода керна при бурении в сложных геологических условиях (сильно раздробленные, перемежающиеся по твердости хрупкие породы) ВИТР разработал двойные колонковые трубы типа ТДН-0, которые обеспечивают обратную циркуляцию промывочной жидкости в призабойной зоне за счет снижения гидравлического сопротивления во внутренней трубе по отношению к затрубному пространству.
Для обеспечения высокого качества опробования скважин важное значение имеет своевременное определение момента встречи залежи полезного ископаемого. С этой целью буровая бригада должна быть заранее подробно ознакомлена с проектным геологическим разрезом, который необходимо своевременно корректировать данными, полученными при бурении скважины. Если вмещающие породы отличаются по буримости от залежи полезного ископаемого, момент встречи можно легко установить по показаниям прибора, регистрирующего механическую скорость проходки. В случае одинаковой твердости вмещающих пород и полезного ископаемого сигналами о входе коронки в залежь могут служить изменения уровня шумов, издаваемых установкой при бурении, вибрации бурового снаряда или станка, цвет промывочной жидкости.
Если все это не дает эффекта, бурение осуществляют небольшими рейсами по 1,5-0,5 м в присутствии техника-геолога.
После встречи полезного ископаемого производят подъем бурового снаряда с обязательным контрольным замером глубины скважины. При этом весь керн из породы кровли обязательно должен быть поднят, особенно в том случае, если в дальнейшем намечено применять двойную колонковую трубу.
При бурении по полезному ископаемому режимные параметры обычно устанавливают ниже, чем при бурении во вмещающих породах. Так, при проходке угольных пластов коронками диаметром 76-93 мм осевая нагрузка принимается в пределах 600-800 кН, частота вращения 150-180 об/мин, расход промывочной жидкости не более 100 л/мин. Что касается параметров промывочной жидкости, то в сложных условиях рекомендуется применять безглинистые полимерные растворы, изготовляемые на основе гидролизованного полиакриламида. Эти растворы обеспечивают устойчивость стенок скважины и образование тонкой прочной пленки на поверхности керна, что уменьшает его разрушение и размывание.
Перед подъемом бурового снаряда тщательно заклинивают керн, а подъем производят осторожно, избегая ударов при установке бурильной колонны на подкладные вилки, чтобы предотвратить выпадение керна из колонковой трубы.
Поднятый из скважины керн обмывают чистой водой, замеряют его длину и укладывают в керновые ящики.
В случае необходимости сбора шлама в колонковый набор вводят шламовую трубу, а на поверхности выходящую из скважины промывочную жидкость направляют в специальные отстойные емкости.
При бурении солей, в качестве промывочной жидкости применяют насыщенный раствор этих же солей, чтобы предотвратить растворение керна.
Список использованной литературы
1) Михайлова Н.Д. Техническое проектирование колонкового бурения. М. Недра. 1985 г.
2) Рудные месторождения СССР. Под редакцией В. И. Смирновой Том 1. М. Недра. 1978 г.
3) Шамшев Ф.А., Тараканов С.Н., Кудряшов Б.Б и др. Технология и техника разведочного бурения. М. Недра. 1983 г.
4) Правила безопасности при геолого-разведочных работах. М. Недра. 1991 г.
35
2. ПГ 2 и 3 1997 Как мы уже говорили ранее на основании модели структуры интеллекта Дж
3. независимой Ичкери
4. Назначение, функции и типы систем видеозащиты
5. Реферат Топливноэнергетический комплекс Украины
6. Способствовать популяризации финской и русской культуры; знакомству участников проекта с культурой и и
7. ВВЕДЕНИЕ.1
8. Расходы В фактическую произную себестоимость продукции работ услуг включается- прямые материаль
9. «Оптика физическая» и «оптика интеллектуальная»- С.И.Вавилов и Эмиль Жебар
10. Known singer ws invited to the house of rich ldy to sing to her guests ~ гости t dinnerprty
11. Маркетинг, лекции
12. ТЕМАТИКИ ТКАЧУК Максим Володимирович УДК 517
13. реферату- Розвиток пізнавальних здібностей та інтересів учнів у процесі вивчення географіїРозділ- Педагогік
14. Как бы радио ШВД В1 Через пару минут в нашем эфире начнется как бы шоу Выпускник в котором вы услышите в
15. Тема- Регенерация
16. Становление физической картины мира от Галилея до Эйнштейна
17. Методические рекомендации для СРС по ГОСО2006 G041
18. реферат дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата педагогічних наук1
19. Определение поражающих факторов
20. График функции по Assemblerу