В цикл строительства скважины входят:
1) подготовительные работы;
2) монтаж вышки и оборудования;
4) процесс бурения;
5) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
6) вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.
Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.
Различают следующие методы монтажа буровых установок : поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.
При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.
При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.
При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.
Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки.
В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки.
Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.
Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.
В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой.
После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
В ходе работы на забое скважины долото изнашивается. Когда дальнейшая работа его становится малоэффективной, долото поднимают из скважины, заменяют новым, после чего бурильный инструмент вновь спускают в скважину.
При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.
Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.
Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, чтобы проникновение нефти и газа не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично.
Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют .
В настоящее время, в основном, используют перфораторы двух типов: стреляющие (торпедного и пулевого типов) и гидроабразивного действия.
После перфорации скважину осваивают , т.е вызывают приток в нее нефти и газа.
Для этого уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
1) промывка - это замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью;
2) поршневание (свабирование) - это снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.
Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.
Основные технические характеристики колонных головок отражены в их шифрах.
Начало бурения скважины — момент первого спуска буриль-ной колонны для проходки, а окончание бурения — момент окон-чания выброса бурильных труб на мостки после промывки сква-жины и испытания колонны на герметичность.
Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа — бурения скважины — составляется баланс календарного времени.
Баланс календарного времени включает в себя следую-щие элементы:
1. Производительное время бурения t пр , в том числе :
Время на проходку — t м — механическое бурение, t сп — спуско-подъемные работы;
Время на подготовительно-вспомогательные работы (смена до-лота, приготовление глинистого раствора и т.д.) t пвр;
Время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование) t кр.
t пр = t м + t сп + t пвр + t кр
2. Время на ремонтные работы (проведение профилактики обо-рудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины) t рем.
3. Время на ликвидацию осложнений, возникающих в стволе скважины по геологическим причинам, t ос.
4. Непроизводительное время t H , включающее в себя :
Время на ликвидацию аварий t а;
Потери времени из-за простоев по организационно-техничес-ким причинам t п.
Баланс календарного времени бурения и крепления имеет сле-дующий вид:
Т б.к = t м + t сп + t пвр + t кр + t рем + t ос + t а + t п
Баланс календарного времени и его отдельные элементы слу-жат основой определения различных скоростей бурения, опреде-ляющих темпы строительства скважины.
Техническая скорость бурения (v Т) определяется проходкой за 1 мес производительных работ буровой установки (м/ст.-мес):
где Н п — общая проходка (плановая или фактическая) за опреде-ленный период времени (глубина скважины), м;
720 — продол-жительность 1 ст. - мес бурения, ч.
Показатель технической скорости используется для сравнитель-ной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения.
Коммерческая скорость бурения определяется проходкой за 1 мес работы буровой установки (м/ст.-мес):
На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение v K требует сокращения и ликвидации непроизводительного време-ни, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигну-то на основе совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшении организации про-изводства.
Цикловая скорость строительства скважины (м/ст. - мес) оп-ределяется проходкой за время цикла сооружения скважины:
где Т ц — время цикла сооружения скважины, ч.
Цикловая скорость характеризует технический и организацион-ный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (выш-комонтажных буровых бригад и бригад по испытанию скважин).
Эффективность бурения зависит от комплекса факторов :
· осевой нагрузки на долото (Р ),
· частоты вращения долота (п ),
· расхода промывочной жидкости (Q );
· параметров качества бурового раствора (ρ, t, В ),
· типа долота,
· геологических условий,
· механических свойств горных пород.
Выделяют параметры режима бурения , которые :
1) Управляемые параметры - можно изменять с пульта бурильщика в процессе работы долота на забое (Р, п, Q, ρ, t, В )
2) Отдельные факторы , установленные на стадии проектирования строительства скважины, (отдельные из которых нельзя оперативно изменять).
Режим бурения – это определенное сочетание параметров и факторов, влияющие на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с пульта управления БУ.
Оптимальный режим бурения - обеспечивающий получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения.
Специальные режимы бурения , при которых решаются в процессе бурения специальные задачи:
1) проводка скважины через поглощающие пласты,
2) обеспечение минимального искривления скважины (контролирование искривления),
3) максимального выхода керна (при колонковом бурении),
4) качественного вскрытия продуктивных пластов и т.д.
Каждый параметр режима бурения влияет на эффективность разрушения горных пород, причём влияние одного параметра зависит от уровня другого, (т.е наблюдается взаимовлияние факторов).
Основные показатели эффективности бурения нефтяных скважин :
1) проходка на долото,
2) механическая скорости бурения
3) рейсовая скорости бурения
4) удельные эксплуатационные затраты на один метр проходки.
1. Проходка Н – это число метров, пробуренных от начала разрушения породы данным долотом до рассматриваемого момента работы его на забое.
Проходка на долото H д (м) – общее число метров, пробуренных долотом до его полного износа, в большинстве случаев H д = Н р , где Н р – проходка за рейс, однако при использовании алмазных, ИСМ долот и бурильных головок для отбора керна Н р ˂ H д , очень важный показатель, определяющий:
1) расход долот на бурение скважины и потребность в них по площади и УБР в целом,
2) число СПО,
3) изнашивание подъемного оборудования,
4) трудоемкость бурения,
5) возможность некоторых осложнений.
Проходка на долото зависит от:
1) абразивности пород,
2) стойкости долот,
3) правильности подбора долот,
4) режимов бурения
5) критериев отработки долот.
2. Механическая скорость проходки υ м = H д / Т м характеризует интенсивность разрушения породы долотом.
где H д - проходка на долото, м;
Т м - продолжительность механического разрушения горных пород на забое или время проходки интервалов, ч.
Отношение проходки долота за рейс Н р ко времени, затраченному на разрушение породы в течение этого рейса Т м называют средней механической скоростью:
υ м. ср = H р / Т м , м/ч
Таким образом, υ м - средняя скорость углубления забоя может быть определена по:
· отдельному долоту,
· отдельному интервалу,
· всей скважине L с ,
· по УБР и т.д.:
υ м. ср = L с / Т м , м/ч
Выделяют текущую (мгновенную) механическую скорость :
υ м = dh / dt
При известных свойствах горных пород механическая скорость характеризует :
· эффективность разрушения горных пород,
· правильность подбора и отработки долот,
· способа бурения и режимных параметров,
· величину подведенной на забой мощности и ее использование.
Если в одинаковых породах и интервалах одной скважины скорость ниже, чем в другой, надо улучшать режим (особенно актуально при кустовом бурении) .
Изменение текущей механической скорости связано с:
· изнашиванием долота,
чередованием пород по твердости,· изменением режимных параметров в процессе
отработки долота,
3. Рейсовая скорость проходки – скорость углубления скважины с учетом затраты времени не только на разрушение породы (Т м ) и на СПО (Т сп ), но и вспомогательные работы в течении этого времени (Т в ):
υ р = H д / (Т м + Т сп + Т в), м/ч
где H д - проходка на долото, м;
Т м – продолжительность работы долота на забое, ч;
Т сп – продолжительность спуска и подъема долота, наращивания инструмента, ч.
Т в – время на вспомогательные работы, ч.
Рейсовая скорость определяет темп углубления скважины , она показывает, что темп проходки ствола зависит не только от отработки долота, но и от объема и скорости выполнения СПО. Если долго работать изношенным долотом или поднимать долото преждевременно, то υ р снижается. Долото, поднятое при достижении максимума рейсовой скорости , обеспечивает наиболее быструю проходку ствола.
Средняя рейсовая скорость по скважине выражается:
υ р = L с / (Т м + Т сп + Т в).
4. Удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяется по формуле,
С э = С д + С ч (Т м + Т сп + Т в)/ Н д.
где С д – цена долота;
скорость бурения в м/станко-месяц (V коммерческая);
коэффициент интенсивного использования буровых станков (К И)
Коэффициент экстенсивного использования буровых установок (К Э)
коэффициент занятости буровых бригад (К З).
Скорости бурения
1). Коммерческая скорость (в метрах на станко/месяц) определяется отношением
количества пробуренных метров к календарному времени бурения, включающее непроизводительное время (организационные простои, ликвидации аварий)
v к = Н х 720 (30)
Т кал
Где: Т кал. - календарное время бурения
Н - количество пробуренных метров (проходка)
Коммерческая скорость бурения применяется в определении:
а) сметной стоимости бурения;
б) производительности труда;
в) объема работ;
г) числа буровых бригад;
д) потребности МТС;
2). Механическая скорость бурения - количество метров бурения за 1 час работы долота на забое;
V м =_ Н_
t мех
t мех - время механического бурения (час)
Величина механической скорости от крепости и условий залегания проходимых пород, совершенство оборудования и рабочего инструмента, применяемых режимов бурения.
3). Рейсовая скорость бурения - количество метров проходки ствола скважины, осуществляемой за один час рейса инструмента, т.е. времени работы долота на забое, спуске и подъеме инструмента
V р =__ Н_______ ,
t мех + t сп + t пвр
где: t сп - время на спускоподъемные операции;
Рейсовая скорость характеризует технический уровень и темп работы буровой бригады, а также эффективность основных работ по проходке скважины.
4). Техническая скорость бурения выражает темп процесса бурения скважины, охватывающего весь комплекс технологически необходимых работ.
Техническая скорость бурения определяется отношением проходки в метрах ко времени технически необходимых работ по бурению, т.е. производительному времени бурения, выраженных в станко-месяцах
V т = Н х 720 (30 дней) ,
где: t п - производительное время бурения; t n = t мех + t сп + t к + t пвр + t ор ,
где: t к - время крепления скважины,
t пвр - время подготовительно-вспомогательных работ на один рейс инструмента (час)
t ор - время ликвидации осложнений и ремонтных работ.
5). Цикловая скорость строительства скважины определяется средней проходкой за время вышкомонтажных работ бурения, крепления и испытания скважины, характеризует совместное действие бригад.
V ц = Н х 720(30 дней) ,
где: t Ц - время строительства скважины; t Ц = t сп + t пвр + t мд + t кб + t и ,
где: t сп - время спускоподъемные операции;
t пвр - время подготовительно-вспомогательных работ на один рейс инструмента (час);
t мд - время монтажных и демонтажных работ;
t кб - время крепления и бурения скважины;
t и - время испытания скважины на прирост нефти и газа.
Коэффициент экстенсивного использования буровых установок К Э характеризует полноту использования мощности оборудования (станка) во времени и определяется по формуле:
К Э = Т б + Т и +Т п ,
Где: Т б - время бурения станко-месяц;
Т и - время испытания, станко-месяц;
Т п - подготовительное время, станко-месяц;
Т Ц - время цикла строительства скважины.
Коэффициент занятости буровых бригад определяется по формуле:
К Зан = Т n + Т б + Т и
Т кал.
Где: Т n - подготовительное время, станко-месяц.
Коэффициент интенсивного использования буровых установок К И
К И = V ком ____
V ком. ma x.
Где: V ком. ma x. - максимальная коммерческая скорость бурения (м./ст-мес.), (техническая или нормативная)
Основным документом, определяющим производственную программу УБР (бурения) является план-график строительства скважин, он составляется по целям и способам бурения (разведка и эксплуатация) на год, квартал и месяц, окончание работ на одной скважине является началом работ на другой. Последовательность его составления следующая:
переходящие скважины - по ним определяют окончание бурения;
сроки вышкомонтажных работ;
сроки начала и конца бурения скважин в планируемый период;
определение даты начала бурения скважин, строительство которых не будет закончено.
Все скважины, включенные в план-график, планируют по целям и способам бурения и группируют по площадям.
В результате составления плана-графика строительство скважин определяется основными показателями по месяцам.
Каждой бригаде устанавливается количество эксплуатируемых и разведочных скважин, а также годовой проход в метрах.
Техническая скорость бурения определяется с учетом способа бурения, технических параметров бурового станка и показателя буримости породы.
Техническую скорость шарошечного бурения можно определять по формуле
где P о - усилие подачи, Кн; принимается 80…90% от максимальной из технической характеристики станка;
n - частота вращения става, с -1 ; принимается 60…70% от максимальной из технической характеристики станка;
d - диаметр скважины, м;
П Б - показатель трудности бурения.
Сменная и годовая производительности станка
Сменная производительность станка может быть рассчитана по формуле
где Tс, Tп.з . и Tр - продолжительность, соответственно, смены, подготовительно-заключительных операций и регламентированных перерывов в смене, часов;
Tп.з. + Tр = 0,5…1,0час (2.3)
t о и t в - соответственно, основные и вспомогательные операции на бурение 1 п.м. скважины
(2.4)
где V Б - техническая скорость бурения,м/час.
При определении величины t в необходимо учитывать способ производства буровых работ и трудность бурения породы.
Так как трудность бурения породы равен – 8, для шарошечного бурения t в принимается равным – 2минуты.
Годовая производительность станка определяется по формуле
Q б.год = N см · Q б.см ·K год =915·3,6·0,8=2635,2м/год (2.5)
где K год - среднегодовой коэффициент использования сменного фонда рабочего времени;
N см - число смен в году.
При количестве рабочих дней в году равном 305, величина N см составляет 915, а значение коэффициента K год можно принимать в пределах от 0,8 до 0,85.
Расчет параметров взрывных работ
Выбор типа ВВ
Проектный удельный расход ВВ
Проектный расход ВВ определяется по формуле
q п = q э ·K вв ·K д ·K т ·K сз ·K сп ·K v = 48·0,9·0,8·1,4·1·5·0,17=41г/м 3 (2.6)
где q э - эталонный расход эталонного ВВ - определяется по категории трудности взрывания, q э =8·6=48г/м 3 ;
K вв - коэффициент пересчета расхода эталонного ВВ к расходу реального ВВ;
K д - коэффициент, учитывающий требуемую степень дробления;
K т - коэффициент, учитывающий трещиноватость взрываемого массива;
K сз - коэффициент, учитывающий сосредоточенность скважинного заряда;
K сп - коэффициент, учитывающий число свободных поверхностей;
K v - коэффициент, учитывающий высоту уступа.
Значения K вв для гранулотола составляет – 0.9.
Коэффициент K д определяется по формуле
(2.7)
где dср – требуемый средний размер куска породы, м.
Величина dср в зависимости от применяемого выемочно-погрузочного оборудования определяется формуле
(2.8)
где E - емкость ковша экскаватора, м 3 .
Коэффициент K т можно определять по формуле
K т = 1.2·l ср + 0.2 =1,2·1+0,2=1,4м (2.9)
где l ср - средний размер отдельностей в массиве,м.
В зависимости от трещиноватости пород l ср для крупноблочных равен – 1. Коэффициент K сз для скважин диаметром 200 мм принимаю равным – 1. Коэффициент K сп для короткозамедленного взрывания принимаю равным – 5.
Коэффициент K v при Н у ≥ 15 м определяется по формуле
(2.10)
где Hу
Параметры сетки скважин
Для короткозамедленного взрывания предельная величина сопротивления по подошве (С.П.П.), равная горизонтальному расстоянию от нижней бровки уступа до оси скважины, Wпр определяется по формуле
Wпр = Wод (1.6 - 0.5 m)= 9,5·(1,6-0,5·1)=10,4 м (2.11)
где Wод - величина Л.С.П.П. для одиночного заряда.
По условию качественной проработки подошвы уступа и предотвращения образования порогов величина Wод определяется по формуле
где K Т - коэффициент трещиноватости;
D - плотность заряжания, кг/дм 3 ;
g - объемный вес породы, т/м 3 ;
dс - диаметр скважины, м;
Kвв - коэффициент пересчета расхода ВВ.
По Правилам безопасности запрещается производить работы в пределах призмы возможного обрушения, т.е. на расстоянии от верхней бровки уступа, меньшем установленного ПБ (3 метра). Следовательно, величина Wпр должна удовлетворять неравенству
Wпр ³ Hу (ctg aу - ctg bс) + 3 =18·(ctg 78 0 – ctg90 0)+3=6,8м (2.13)
10,4 ³ 6,8м
где aу - угол откоса уступа, град.,aу=78 0 ;
bс - угол наклона скважины к горизонту, град.,bс=90 0 .
Основными параметрами сетки скважин являются:
a - расстояние между скважинами в ряду, м;
b - расстояние между рядами скважин, м.
Величина a определяется по формуле
a = m Wпр =1·10,4=10,4м (2.14)
Значение b определяется в зависимости от вида сетки расположения взрывных скважин.
При шахматной сетке b = 0,85а =8,8м
Объем породы, взрываемой одной скважиной определяется:
для скважин первого ряда
V 1 = W пр · a ·H у = 10,4·10,4·18=1947м 3 ; (2.15)
для скважин последующих рядов
V n = a· b· H у = 10,4·8,8·18=1647м 3 (2.16)
где Hу - высота взрываемого уступа, м.
В настоящее время в практике бурения геологоразведочных скважин преобладает бурение снарядами со съемным керноприемником – ССК. При бурении снарядами ССК выделяется два комплекса операций (по времени и по углубке) - это "рейс" от спуска и до подъема всего бурового снаряда (включая все вспомогательные операции) и так называемый "цикл " от спуска до извлечения керноприемника без подъема бурильных труб
Употребление термина "цикл" для операции бурения от спуска керноприемника до заполнения керном и подъемом керноприемника вызывает определенное затруднение, связанное с тем, что термин "цикл" уже закреплен в словарях, в виде термина «цикловая скорость».
На наш взгляд, термин "цикл" следует оставить за временем сооружения скважины («цикловая скорость»), а для интервала бурения снарядом со съемным керноприемником, связанным с наполнением и подъемом керноприемника придумать другой термин, например, «керноприемный рейс ». Для интервала от спуска до подъема всего снаряда применять термин «полный рейс »,
При бурении снарядами ССК измерение и оценка рейсовой скорости бурения усложняется по сравнению с бурением простыми снарядами. При определении полной рейсовой скорости (или рейсовой скорости полного рейса), вспомогательное время будет складываться из общего вспомогательного времени, связанного со спуском и подъемом всего бурового снаряда, включая все вспомогательные работы – Твсп, и суммы времени на вспомогательные работы, связанные со спуском и подъемом керноприемника во всех керноприемных рейсах -Σ tвсп . Время бурения полного рейса равно сумме затрат времени на бурение в керноприемных рейсах (затратами времени на перекрепление можно пренебречь, а время на наращивание относится к вспомогательному времени керноприемного рейса), т.е.Σt бур. -время на бурение в полном рейсе; Σt всп – время на вспомогательные операции во всех керноприемных рейсах.
Тогда Vр = где Hр =Σ hкпр.
Для одновременного измерения и регистрации пяти параметров бурения: полной рейсовой (1) и керноприемной рейсовой скоростей (2), а также текущей механической скорости бурения (3) и полной (с начала полного рейса) (4) и текущей проходки в каждом керноприемном рейсе (5), может быть использован простой прибор с использованием одного датчика текущей проходки на принципе лазерного дальномера. Например, может использоваться лазерный дальномер типа Leica DISTO D8, который имеет технологию беспроводной связи, встроенный Bluetooth, позволяющий передавать полученную информацию сразу на компьютер, где переданная информация подвергается обработке в составленной программе деления измеряемой проходки на соответствующие интервалы времени и затем распечатывается на ленте самописца. Эффективность использования такого прибора будет только при условии непрерывной регистрации всех указанных пяти параметров и их графического изображения для всего полного рейса.
Примерный график регистрации всех пяти параметров эффективности полного рейса при бурении снарядом ССК приведен на рисунке, рис.69.
Рис. 69
График регистрации параметров эффективности полного рейса бурения ССК.
Эффективность измерения, регистрации и анализа величины рейсовой скорости бурения снарядами ССК можно увидеть на примере оценки прироста рейсовой скорости при увеличении углубки за керноприемный рейс. При бурении отечественными снарядами КССК -76 углубка за керноприемный рейс может быть 3, 4,5 и 6 метров, снарядами ССК – 1.7, 3,2 и 4,7 метров. При использовании зарубежных снарядов фирмы Longyear при бурении глубоких скважин углубка за керноприемный рейс обычно составляет 3 метра. Современные станки с подвижным вращателем для высокооборотного алмазного бурения имеют подвижный вращатель с проходным зажимным патроном, позволяющим наращивать бурильные трубы через верх. При этом длина наращиваемой трубы может быть больше чем ход вращателя (ход обычно до– 3,25 метра), т.е. может быть использована бурильная труба длиной 6 метров (или свеча из двух труб по 3 метра). Следовательно, можно сравнивать эффективность бурения при использовании керноприемных и бурильных труб длиной три и шесть метров.
Для такого приблизительного сравнения примем:
Геологические условия стабильные, без осложнений;
Проходка на алмазную коронку и углубка за полный рейс – 90 метров;
Механическая скорость бурения – 6 м/час;
Вспомогательное время полного рейса – 4 часа;
Вспомогательное время керноприемного рейса – 0,6 часа;
h кпр = 3 метра – 30;
Число керноприемных рейсов при h кпр =6 метров – 15.
Vр 3
= 
м/чVр 6
= 
м/ч
Отношение Vр 6 /Vр 3 = 1,83, т.е. при увеличении проходки за кернопремный рейс с 3 до 6 метров при бурении снарядами ССК рейсовая скорость и, следовательно, производительность вырастет в 1.8 раза. При использовании регистрирующего прибора это отношение может быть увидено в деталях при сравнении соответствующих диаграмм для оптимизации процесса бурения.
