Порядок виконання роботи

1. За вказівкою викладача студент отримує два долота різних типорозмірів.

2. Дати характеристику кожного долота, вказати відмінності

3. Написати шифр кожного долота.

4. Накреслити ескізи породоруйнуючих елементів шарошок долота

5. Зробити короткі висновки щодо області застосування.

Контрольні запитання

1. Для чого призначені бурові долота?

2. Як поділяються бурові долота за призначенням?

3. Як поділяються бурові долота за характером взаємодії з породою?

4. Як поділяються бурові долота за конструктивним виконанням?

5. Які геометричні параметри характеризують озброєння долота?

6. Як змінюється геометрія озброєння доліт із збільшенням твердості гірських порід?

7. Як у шифрі долота виражається характеристика озброєння?

8. В якому порядку нумерують вінці шарошок?

9. На чому базується нумерація шарошок долота?

10. Як у шифрі долота виражена конструкція опори?

11. Як впливає абразивність порід на конструкцію долота?

12. Як у шифрі долота виражена промивальна система?

13. Дати характеристику і область застосування доліт:

ІІІ 215,9 МСЗ – ГН;

ІІІ 215,9 ТКЗ – ЦВ;

ІІІ 215,9 М – ПГВ;

ІІІ 269,9 СТ – ГН;

ІІІ 295,3 СЗ – ГНУ;

ІІІ 215,9 МЗ – ГАУ.

Лабораторна робота №2

ВИМІРЮВАННЯ основних параметрів

промивальних рідин

Мета роботи: вивчення методики та приладів для визначення основних параметрів промивальних рідин.

2.1 Вимірювання густини бурового розчину Теоретичні відомості

Густина бурового розчину - це маса (т) одиниці його

об’єму (V), [кг/м³]

. (2.1)

Густина бурового розчину характеризує його здатність виконувати у свердловині певні гідростатичні та гідродинамічні функції:

– утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини частинки вибуреної породи;

– створювати протитиск на стінки свердловини та продуктивні пласти з метою попередження флюїдопроявів і збереження цілісності стінок свердловини;

– зменшувати вагу колони бурильних та обсадних труб;

– сприяти роботі породоруйнуючих інструментів.

Сучасна технологія буріння свердловин передбачає вибір густини бурового розчину з умови запобігання ускладнень по розрізу свердловини. Для вибору величини густини визначальними є пластовий тиск флюїдів, тиск поглинання бурових розчинів і тиск гідророзриву гірських порід. Тиск у свердловині повинен запобігати некерованому припливу в неї пластових флюїдів, виникненню поглинання бурового розчину чи гідророзриву гірських порід. При бурінні тиск у свердловині контролюється шляхом вимірювання густини бурового розчину.

Розрізняють істинну та уявну густини. Густина бурового розчину без газу називається істинною або дійсною, а густина бурового розчину, який містить газовий компонент – уявною.

Для вимірювання густини бурового розчину використовують переважно ареометри та важільні ваги, зрідка пікнометри.

Бурові підприємства оснащені ареометрами АГ-1, АГ-2 і АГ-3ПП. За своєю конструкцією вони подібні, але прилад АГ‑3ПП має точнішу ціну поділок та шкалу поправок, тому подається будова і робота ареометра АГ-3ПП, як сучаснішого.

Ареометр АГ-3ПП (рис. 2.1) складається зі стакана 2 постійного об’єму, який заповнюється буровим розчином і прикріплюється до поплавка 3. На поверхні циліндричної частини поплавка 4, закритої корком 6, нанесено дві шкали 7 для вимірювання густини в межах 900-1700 і 1600-2400 кг/м³. Другою шкалою користуються при знятому тягарці 1.

Прилад зберігають у футлярі-відрі 5, що закривається кришкою 6, якою відбирають пробу бурового розчину. Ціна однієї поділки шкали ареометра 10 кг/м³ (0,01 г/см³).

Слід зазначити, що на шкалі ареометра нанесені значення питомої ваги в Г/см³. При таких одиницях вимірювання значення питомої ваги і густина бурового розчину співпадають, тобто 1 Г/см³ = 1 г/см³ = 1000 кг/м³.