ar-net.ruVобщ =Vпил +SVрасш +Vкал +Vзат , (Л.7)
Л.4 Расчет необходимого количества компонентов бурового раствора на все этапы производства буровых работ для установок классов Мини и Миди или на очередной этап для установок классов Макси и Мега производится по формуле:
(Л.8)где mi – количество компонента бурового раствора на соответствующий этап, кг;
сi – концентрация компонента бурового раствора на соответствующий этап, кг/м3;
Vприг – объем приготовляемого бурового раствора на весь объем или на очередной этап, м3.
Л.5 Концентрация компонента сi устанавливается при разработке рецептуры бурового раствора на соответствующий этап буровых работ.
П р и м е ч а н и е – При разработке рецептуры бурового раствора необходимо учитывать особенности этапа бурения (8.5 – 8.8), данные геологических изысканий (6.3), технические характеристики бурового комплекса (приложение А), а так же рекомендации производителей компонентов бурового раствора.
Приложение М Требования к бентонитам применяемым при горизонтальном направленном бурении
М.1 Бентонит представляет собой природную глину, которая на 70 % (и более) состоит из минерала монтмориллонит. Если в составе глины количество монтмориллонита меньше 70 %, то такая глина относится к бентонитоподобным глинам. В ГНБ такой вид глины в качестве основы бурового раствора не используется.
М.2 В качестве основы бурового раствора для ГНБ используются бентониты следующих видов:
- модифицированный (природный кальциевый или натриевый бентонит, обработанный кальцинированной содой, полимерами или другими химикатами, улучшающими качество суспензии);
- немодифицированный (природный кальциевый или натриевый бентонит, не обработанный химическими методами либо обработанный в незначительной для ГНБ (М.3) степени);
М.3 Модифицированный бентонит для ГНБ, разведенный в дистиллированной воде при концентрации 25 г/л (8,74 г/350 мл), должен соответствовать значениям таблицы М. 1.
Т а б л и ц а М.1
Контролируемый параметр | Спецификация |
Показание по шкале вискозиметра при скорости вращения 600 об/мин | Не менее 25 |
Отношение динамического напряжения сдвига (ДНС) к пластической вязкости | Не менее 1 |
Показание по шкале вискозиметра при скорости вращения 3об/мин | Не менее 8 |
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), фунт/100 фут2 | Не менее 15 |
М.4 При несоответствии параметров бентонита значениям таблицы М.1 бентонит относится к виду немодифицированных. К используемым немодифицированным бентонитам, обработанным химическими методами в незначительной для ГНБ степени, относятся бентониты марок ПБА, ПББ, ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ и т.д., а так же другие марки.
Приложение Н Составы бурового раствора на основе модифицированного бентонита
Т а б л и ц а Н . 1
Наименование компонента | Количество компонента, в кг на 1 м3 воды | |||||||
Группы грунтов по буримости (см. приложение И) | ||||||||
I – III | IV – V | VI –VII | ||||||
суглинки, глины разной степени плотности, твердости и пластичности | супеси, пески разной степени крупности и плотности | алевролиты и песчаники сла- босцементиро- ванные; вывет- релые, мергель; мел разной сте- пени плотности и твердости, выветрелые | суглинки и су- песи с приме- сью мелкой (до 3 см) гальки или щебня до 20% | мерзлые поро- ды: глины и суглинки, су- песь, песок раз- ной степени крупности, дре- сва; | галечно- щебенистые грунты, связан- ные глинистым или другим материалом | твердые горные осадочные поро- ды на песчано- глинистом или другом пористом цементе | твердые горные осадочные поро- ды на известко- вистом или кремнистом це- менте | |
Кальцинирован- ная сода | 0,2 – 1,5 | 0,2 – 1,5 | 0,2 – 1,5 | 0,2 – 1,5 | 0,2 –1,5 | 0,2 – 1,5 | 0,2 – 1,5 | 0,2 – 1,5 |
Бентонит моди- фицированный | 0 – 20 | 15 – 60 | 10 – 30 | 20 – 50 | 20 – 60 | 30 – 60 | 20 – 40 | 15 – 30 |
Частично гидро- изолированный полиакриламид (PHPA) | 0,5 – 2,0 | – | – | 0,5 – 1,5 | – | 0 – 1,0 | – | – |
Полианионная целлюлоза (РАС) | – | 0,3 – 3,0 | 0 – 1,0 | 0 - 1,0 | 0,5 – 3,0 | 0,5 – 2,0 | – | – |
Ксантан | 0 – 2,0 | 0,3 – 2,0 | 0,5 – 2,0 | 1,0 – 3,0 | 0,3 – 3,0 | 1,0 - 3,0 | 1,0 – 2,0 | 0,5 – 1,0 |
Лубрикант | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 | 0 – 5,0 |
П р и м е ч а н и е - В многокомпонентных системах бурового раствора, где одновременно применяются полимеры разных типов (PAC, PHPA, ксантан) в количестве каждого более 1 кг, рекомендуется применять низковязкие виды полимеров PAC и PHPA. | ||||||||
Приложение П Порядок сдачи работ
П.1 Проложенные методом ГНБ трубопроводы сдаются приемочной комиссии. При приемке оценивается соответствие выполненных работ согласованным проектным решениям либо согласованным в установленном порядке изменениям первоначальных проектных решений.
П.2 Для сдачи работ должны быть подготовлены и представлены следующие документы:
проект производства работ;
- акты приемки, сертификаты качества, технические паспорта использованных материалов и изделий;
- исполнительная производственная документация, включая: журнал производства работ по форме [23], журнал параметров бурового раствора (приложение К);
- протокол бурения скважины (приложение К);
акт приемки пилотной скважины (приложение К);
акт приемки расширенной скважины и готовности ее к протаскиванию (приложение К);
акт приемки трубопровода для протягивания (приложение К);
- исполнительные чертежи планового положения и продольного профиля трубопровода, проложенного методом ГНБ;
- исполнительные документы по установленным формам для коммуникаций конкретного вида (протоколы испытаний, журналы и акты контроля сварных соединений, изоляции, герметичности прочностных показателей и др.).
П р и м е ч а н и е - Для ЗП сооружаемых установками классов Макси и Мега порядок приемки работ должен быть поэтапным: пилотное бурение, каждое расширение и протаскивание должны быть приняты комиссионно Заказчиком, Генподрядчиком, страховщиком, производителем работ, проектировщиком.
П.3 Обязательность предоставления тех или иных документов определяется приемочной комиссией в зависимости от типа и предназначения проложенных методом ГНБ трубопроводов. Исполнитель работ обязан в рабочем порядке ознакомить всех членов приемочной комиссии с оформленными документами, выполнить их правомочные требования.
П.4 В случае принятия всеми членами приемочной комиссии решения о соответствии выполненных работ по прокладке трубопровода методом ГНБ и их документального оформления установленным требованиям осуществляется приемка работ. По результатам составляется акт приемки подземного перехода трубопровода, выполненного методом ГНБ, по форме, приведенной в приложении К.
П.5 В случае принятия приемочной комиссией решения о несоответствии выполненных работ по прокладке трубопровода методом ГНБ и их документального оформления установленным требованиям исполнитель работ в минимальный срок обязан устранить выявленные недостатки.
Если проложенные методом ГНБ трубопроводы имеют грубые технические несоответствия, которые влекут за собой невозможность их эксплуатации, приемочная комиссия принимает отрицательное решение по приемке работ. Решение оформляется документально в виде акта произвольной формы, в котором фиксируются значения параметров, выявленных на построенном объекте нарушений со ссылками на соответствующие требования проекта, настоящего свода правил или обязательных требований нормативных документов. К акту прикладываются оформленные в установленном порядке протоколы испытаний, иные формы технических заключений, подтверждающие факты несоответствия выполненных работ эксплуатационным требованиям. Несоответствующие эксплуатационным параметрам трубопроводы подлежат перекладке.
Приложение Р Основные буквенные обозначения величин (справочное)
a– участки трубопровода вне бурового канала;
В1 – наибольшее из значений прогнозируемого размыва, дноуглубления или мощности техногенного грунта
сi – концентрация компонента бурового раствора;
Dпр – диаметр предыдущего расширения пилотной скважины;
Dp1 – диаметр расширителя первой ступени;
Dрасш – диаметр текущего расширения скважины;
dн – наружный диаметр трубы;
E– модуль упругости;
F– грунтовый коэффициент расхода бурового раствора;
fпот – коэффициент учета расхода бурового раствора на сопутствующие технологические операции;
Нд – глубина заложения от верха трубы до дна водоема;
Кн – коэффициент надежности;
Кр – коэффициент учета потерь бурового раствора при использовании системы регенерации;
k1 – коэффициент запаса по тяге буровой установки;
k2 – коэффициент запаса по мощности буровой установки;