Федеральное государственное образовательное учреждение
среднего профессионального образования
«Пермский нефтяной колледж»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади
Руководитель А.П. Доброхотов
Разработал А.В. Шелковников
Пермь 2010
ЗАДАНИЕ
Для курсового проектирования по «Технологии бурения нефтяных и газовых скважин»
Студенту IV курса Б – 07 – 1 группы 130504 специальности БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Пермского нефтяного колледжа
Шелковникову Александру Владимировичу (Фамилия, имя, отчество)
Тема задания и исходные данные: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерном месторождении.
Курсовой проект на указанную тему выполняется студентами колледжа в следующем объеме:
1. Объяснительная записка
1. Введение.
2. Геологический разрез.
2.1. Краткие сведения о районе буровых работ.
2.2. Стратиграфический разрез.
2.3. Нефтеносность.
2.4. Водоносность.
2.5. Газоносность.
2.6. Давление и температура в продуктивных пластах.
2.7. Геофизические исследования.
2.8. Возможные осложнения по разрезу скважины.
2.9. Испытание, освоение продуктивного пласта.
3. Технологический раздел.
3.1. Выбор и расчет конструкции скважины.
3.2. Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины.
3.3. Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.
3.4. Расчет обсадных колонн.
3.5. Расчет цементирования обсадных колонн.
3.6. Организационно-технические мероприятия по повышению крепления скважин.
3.7. Выбор и расчет бурильной колонны, КНБК по интервалам.
3.8. Выбор буровой установки.
3.9. Показатели работы долот и режимы бурения.
3.10. Расчет гидравлических сопротивлений движущегося раствора в циркуляционной системе.
Расчетная часть проекта
4. Охрана труда, природы и недр.
4.1. Техника безопасности при бурении скважины.
4.2. Производственная санитария.
4.3. Меры по обеспечению пожарной безопасности.
4.4. Охрана окружающей среды.
3. Графическая часть проекта
Лист 1 Геолого-технологический наряд
Лист 2
Лист 3
Лист 4
Дата выдачи « » 20 г.
Срок окончания « » 20 г.
Преподаватель-руководитель
курсового проектирования /А.П. Доброхотов/
(Подпись)(И.О.Ф.)
ВВЕДЕНИЕ
Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.
Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы – озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
Таблица 1
Наименование | Значение (текст, название, величина) |
Площадь (месторождение) | Озёрное |
Административное расположение: Республика Область (край) Район |
Россия Пермский Красновишерский |
Год ввода площади в бурение | 1977 |
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя |
– 0,2 + 36 – 45 |
Среднегодовое количество осадков, мм | 633 |
Максимальная глубина промерзания грунта, м | 1,7 |
Продолжительность отопительного периода в году, сутки | 235 |
Продолжительность зимнего периода в году, сутки. | 167 |
Азимут преобладающего направления ветра, град. | 225-270 |
Рельеф местности | Полого-всхолмленная равнина |
Состояние местности - | Заболоченная |
Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя |
80 20 |
Растительный покров | Смешанный лес |
Категория грунта | Вторая |
VІІ | Чередование известняков и аргиллитов | Известняки биоморфные | Известняки детритовые | Известняки биоморфные, Водорослевые, сгустковые |
Известняки окремленные с кальцитом | Известняки глинистые | Песчаники мелкозернистые, аргиллиты |
Известняки рифогенные |
VІ | Подольский горизонт | Каширский горизонт | Верейский горизонт | Башкирский ярус | Серпуховской ярус | Тульский горизонт (карб. отл.) | Тульский горизонт (терр. отл.) | Фаменский ярус |
V | С2 рd | С2 ks | С2 vr | С2 b | С1 s + С1 v3 |
С1 tl(К) | С1 tl(Т) | D3 fm |
ІV | 1270 | 1320 | 1387 | 1445 | 1676 | 1715 | 1738 | 1852 |
ІІІ | 1220 | 1270 | 1320 | 1387 | 1445 | 1676 | 1715 | 1738 |
ІІ | 1258 | 1308 | 1375 | 1433 | 1663 | 1702 | 1725 | 1838 |
І | 1208 | 1258 | 1308 | 1375 | 1433 | 1663 | 1702 | 1725 |
2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ Таблица 3 |
Параметры растворенного газа |
давление насыще-ния в пластовых условиях | 13,58 | 10,28 | ||
относи-тельная по воздуху плотность |
1,008 | 0,915 | ||||
содержание углекислого газа |
0,05 | 1,3 | ||||
содержание сероводорода |
0,42 | отс. | ||||
газовый фактор, м3 /т |
53,8 | 136,7 | ||||
Содержание парафина, по весу % |
2,71 | 3,94 | ||||
Содержание серы, по весу % |
0,89 | 0,62 | ||||
Подвижность, мкм2 /м Па∙с |
0,06 | 0,01 | ||||
Плотность, г/см3 |
после дегазации |
0,839 | 0,836 | |||
в пластовых условиях |
0,804 | 0,727 | ||||
Тип коллектора |
поровый | поровый | ||||
Интервал по стволу |
низ | 1439 | 1849 | |||
верх | 1393 | 1841 | ||||
Индекс | С2 b | D3 fm |
2.5 ГАЗОНОСНОСТЬ
Свободный газ отсутствует.
2.4 ВОДОНОСНОСТЬ Таблица 4 |
Относится к источнику питьевого водоснабжения |
нет | нет | нет | нет | |||
Тип воды хлоркальцие- вый |
ХЛК | ХЛК | ХЛК | ХЛК | ||||
Общая минерали- зация, мг/л |
6537,04 | 5450,84 | 5515,36 | 8661,55 | ||||
Химический состав воды в мг-экв/л | Катионы |
Nа+ К+ |
2501,32 | 2160,55 | 1826,3 | 3136 | ||
Мg++ |
264,8 | 172,8 | 278,7 | 332 | ||||
Са++ |
502,4 | 392,07 | 652,59 | 863 | ||||
Анионы |
НСО3 – |
3,2 | 4,39 | 7,0 | 3,4 | |||
SО4 –2 |
16,4 | 13,47 | 37,43 | 4,15 | ||||
Сl– |
3248,92 | 2707,56 | 2713,25 | 4323 | ||||
Плотность г/см3 |
1,128 | 1,108 | 1,145 | 1,177 | ||||
Тип коллектора |
поровый | поровый | поровый | гранул. | ||||
Интервал, м |
до (низ) |
1070 | 1387 | 1445 | 1738 | |||
от (верх) |
892 | 1320 | 1387 | 1715 | ||||
Индекс | Р1 s + аs | С2 vr | С2 b | С1 tl |
2.6 ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ Таблица 5 |
Температура в конце интервала | Источник получения | РФЗ | РФЗ | |
о С | +23 | +29,8 | |||
Пластовое давление, МПа |
13,58 | 13,5-16,0 | |||
Интервал, м | До (низ) |
1445 | 1838 | ||
От (верх) |
1387 | 1823 | |||
Индекс стратиграфического подразделения |
С2 b | D2 fm |
Совмещенный график давлений
Глубина, м | Индекс стратиграфического подразделения |
Давление, МПа |
Характеристика давлений: пластового (порового) давления гидроразрыва пород |
Глубина спуска колонны, м |
Плотность БР, г/см3 | |
Пластовое | Гидроразрыва | |||||
16 | Q | 14,6 13,5-16 |
1,5 11,1 14,8 18,2 21,1 21,9 23,4 |
1,08 | ||
136 | Р2 u | 1,21 | ||||
326 | Р1 ir | |||||
546 | Р1 fl | 1,0 | ||||
613 | Р1 аr | |||||
736 | Р1 s+а(Т) | |||||
892 | Р1 s+аs(К) | |||||
1070 | Р1 s+аs | 1,12 - 1,14 |
||||
1160 | С3 | |||||
1220 | С2 mс | |||||
1270 | С2 рd | |||||
1320 | С2 ks | |||||
1387 | С2 vr | 1,14 | ||||
1445 | С2 b | |||||
1676 | С1 s+С1 v3 | |||||
1715 | С1 tl(К) | |||||
1738 | С1 tl(Т) | |||||
1852 | D3 fm |
2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Таблица 6
Замеры и отборы | ||||
Наименование исследований |
Масштаб |
на глубине, м |
в интервале, м | |
от | до | |||
ПВП.ЦМЮ-12 | 1:500 | 160 | 0 | 160 |
БКЗ, АК, РК, БК, ИК, МЗ, ПВП | 1:500 | 579 | 160 | 579 |
АКЦ, ЦМ8-10 | 1:500 | 579 | 0 | 579 |
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК | 1:200 | 1676 | 1376 | 1676 |
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК | 1:200 | 1852 | 1738 | 1852 |
КВ, М2 А0,5 В | 1:500 | 1676 | 579 | 1676 |
КВ, М2 А0,5 В | 1:500 | 1852 | 1445 | 1852 |
РК | 1:500 | 1852 | 0 | 1852 |
АКЦ, СГДТ | 1:500 | 0 | 1852 | |
АКЦ, СГДТ | 1:200 | 1376 | 1676 | |
АКЦ, СГДТ | 1:200 | 1738 | 1852 | |
ГК, ЛМ | 1:200 | 1738 | 1852 | |
Инклинометрия: с т.з. через 5м | 60 | 579 | ||
с т.з. через 10м | 0 579 |
60 1852 |
2.8 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ 2.8.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА Таблица 7 |
Условия возникновения |
1. Наличие высокопроницаемых пород; 2. Превышение давления в скважине над пластовым: Н ≤ 1200 м Р ≥ 1,5 МПа; 1200 м < Н ≤ 2500 м Р ≥ 2,5 МПа |
2.8.2 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением. |
||||
Максимальная интенсивность поглощения, м3 /ч |
Частичные | От частичных до полных | Частичные | Частичные |
|||
Интервал, м | До (низ) |
16 | 136 | 1676 | 1738 | ||
От (верх) |
0 | 16 | 1445 | 1715 | |||
Индекс стратиграфического подразделения |
Q + Р2 u | Р2 u + Р1 ir | С1 s + С1 v3 | С1 t(К) + С1 t(Т) |
2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
Таблица 8
Индекс стратиграфи- ческого подразделения |
Интервал, м | Мероприятия по ликвидации последствий |
|
От (верх) |
До (низ) |
||
Q + Р2 u | 0 | 16 | 1. Спуск направления, кондуктора. 2. Бурение с промывкой буровым 3. Проработка ствола в интервалах 4. Промывка. 5. Установка цементных мостов в |
Р2 u | 16 | 136 | |
С2 ks + С2 vr | 1320 | 1387 | |
D3 fm | 1738 | 1852 |
2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Таблица 9
Индекс стратигра- фического подразде- ления |
Интервал по стволу, м | Вид проявляемого флюида | Условия возникновения | Характер проявлений | |
от (верх) | до (низ) | ||||
С2 b | 1387 | 1445 | нефть | При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора | Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти |
С2 tl+D3 fm | 1760 | 1779 | нефть | ||
D3 fm | 1779 | 1837 | нефть |
2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
Таблица 10
Индекс стратиграфического подразделения | Интервал по стволу, м | Вид осложнения | Условия возникновения | |
от (верх) | до (низ) | |||
Р1 s + а | 613 | 736 | Проявление Н2 S-вод |
Понижение плотности раствора ниже проектной на 5% |
С2 b + С1 s | 1445 | 1676 | ||
С1 tl | 1676 | 1715 |
Опорожнение колонны при испытании |
Плотность жидкости (г/см3 ) |
1,0 | |
Максимальное снижение уровня |
1274 | ||
Диаметр штуцера (мм) |
3,57 | ||
Количество режимов (штуцеров) для испытания (шт.) |
3 | ||
Пласт фонтани- рующий (да, нет) |
да | ||
Тип установки для испытания (освоения) |
передвижная | ||
Тип констру- кции продукти- вного забоя |
цемент, колонна |
||
Интервал залегания объекта, м |
До (низ) |
1838 | |
От (верх) |
1725 | ||
Номер объекта (снизу) |
1 | ||
Индекс стратигра- фического подразделе- ния |
D3 fm |
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.
На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:
Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.
Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.
Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.
Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,
где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны,δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:
Dвнк = Dд.эк. + (0,006÷0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.
Определяется диаметр долота под техническую колонну:
Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 × 0,012 = 0,295м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.
Определяется диаметр кондуктора:
Dвн.к = Dд.т + (0,006 ÷ 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром техническойколонны.Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.
Определяется диаметр долота под кондуктор:
Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 × 0,015 = 0,381 м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.
Определяется диаметр ІІ направления:
Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.
Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.
Определяется диаметр долота под II направление:
Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 × 0,02 = 0,491 м.
Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.
Диаметр I направления равен 0,530 м.
Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Схема 1
3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.
РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Исходные данные:
Глубина скважины L в – 1838 м.
Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.
Диаметр долота D д = 0,2953 м.
Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.
Длина отклонителя L.що = 10м.
Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.
Определяется радиус искривления ствола скважины:
R = × 10 × К = × 10× 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05÷1,10).
Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:
= = = 282 м;
fот = = = 9,9 мм;
I = 0,049 = 0,049 × 244 = 16,257см2 ;
= = = 429,4 м,
где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;
f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе
скважины;
I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;
Е – модуль Юнга, Е = 2,1 × 107
= = = 599 м,
fзд = = = 6,31 мм;
I = 0,049 = 0,049 × 19,54 = 7085 см2 ,
где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).
Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.
Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:
соs α = = = 0,9910; α = 7о ,
где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.
Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:
а = R × (1 – соs α) = 600 × (1 – 0,9910) = 5,4 м.
Определяется вертикальная проекция искривленного участка:
h = R × sin α = 600 × 0,1219 = 73,14 м.
Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:
Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.
Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:
А = Н × tg α = 1565 × 0,1228 = 192 м.
Определяется длина искривленного участка:
ℓ2 = 0,01745 × R × α = 0,01745 × 600 × 7 = 73,3 м.
Определяется длина прямолинейного наклонного участка:
ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.
Определяется длина наклонного участка:
Lн = ℓ1 + ℓ2 + ℓ3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.
Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:
к2 = ℓ2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;
к3 = ℓ3 / Н = 1579 / 1565 = 1,009.
ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ
Схема 2
3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ
Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.
Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.
Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ = 1080 кг/м3 , УВ = 20-25 с, рН = 6,5.
Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе ρ = 1230-1240 кг/м3 .
Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе ρ = 1,21-1,23 г/см3 , УВ = 22 с.
Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3 , остальные параметры не регулируются;
в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ = 1120-1140 кг/м3 , остальные параметры не регулируются;
в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3 , УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка – пленка.
Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.
Ρб.р = Рпл × К / 0,01L = 14,08×1,05 / 0,01×1838 = 804 кг/м3 .
С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3 , со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.
Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:
Vм – объем мерников, м3 ;
К1 – коэффициент кавернозности 1,1;
К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;
К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;
Интервал бурения 0 – 12 м:
Vбр = Vм + 0,785 × × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 55,6м3 .
Интервал бурения 0 – 40 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд 2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 60,5м3 .
Интервал бурения 0 – 160 м:
Vбр
= Vм
+ 0,785
29-04-2015, 00:31