Unsaon Paglikay sa Pagdikit sa Kuwerdas sa Drill (Pagkawala sa Timbang sa Bit) Panahon sa Pag-drilling?

Ang terminong "lost weight on bit" (LWB) nagtumong sa usa ka senaryo atol sa pag-drill diin ang designed weight on bit (WOB) dili molihok sa drill bit. Hinuon, tungod sa sobra nga friction tali sa downhole drill string ug sa wellbore wall, ang tanang gibug-aton nga gigamit masuhop sa drill string.

Kon mogamit og WOB, ang pagkunhod sa wellbore kasagarang hinungdan nga ang gibug-aton hingpit nga mabug-atan sapisi sa pag-drillo mga stabilizer. Nagkinahanglan kini og padayon nga pagbutang og gibug-aton, apan ang kusog sa pag-compress sa drill string kinahanglan nga tagdon. Ang matag pagtaas sa gibug-aton mahimong moresulta sa gamay nga paglihok paubos sa drill string; ang balik-balik nga pagbutang og gibug-aton nagtugot sa drill string nga molihok lapas sa mikunhod nga seksyon sa wellbore. Sa higayon nga ang drill string mogawas niini nga seksyon, ang drill bit dali nga mokontak sa ilawom sa wellbore. Tungod kay ang WOB niining puntoha mas taas kaysa sa normal nga pag-drill, ang bit mas lawom nga mosulod sa pormasyon, nga mosangpot sa kalit nga pagtaas sa torque. Mahimo kini nga hinungdan sa pag-stall sa rotary table o top drive. Kung adunay pag-stall, ayaw dayon ipataas ang drill string—buhii una ang torque. Ang normal nga pag-drill mahimong ipadayon human sa balik-balik nga mga pag-adjust.

Ang pagkawala sa gibug-aton sa bit kasagarang mahitabo sa mosunod nga mga kaso: directional drilling sa mga bertikal nga atabay nga adunay back-reaming o directional wells nga adunay daghang back-reaming operations, window milling ug sidetracking directional drilling, ug horizontal well directional drilling. Tungod sa trajectory sa wellbore ug lain-laing mga hinungdan sa resistensya, lisod para sa pressure nga gigamit sa drill string nga ipadala ngadto sa drill bit. Gikan sa komprehensibo nga mga instrumento sa mud logging ug mga indikasyon sa gibug-aton, kini gipakita ingon: ang posisyon sa drill bit nagpabilin nga wala mausab ug walay footage nga nakuha bisan pa sa padayon nga pagtaas sa WOB; ang pressure sa bomba wala mosaka ug walay pump blocking nga mahitabo. Bisan pa, ang dugang nga pagtaas sa WOB mahimong mosangpot sa kalit nga pagbabag sa bomba. Para sa mga directional wells, ang pagkawala sa gibug-aton sa bit dili lamang makabalda sa normal nga directional operations apan peligro usab sa pag-stuck sa tubo kung ang operasyon dili husto.

1. Palig-ona ang Wellbore Trajectory Control ug I-optimize ang Drill String Configuration

Aron masulbad ang pagkawala sa gibug-aton sa bit nga gipahinabo sa dili maayo nga trajectory sa wellbore, ang pangunang lakang sa inhenyeriya mao ang pagpalambo sa trajectory control. Para sa mga high-angle ug extended-reach directional wells, ang full-well guided control kinahanglan gamiton aron ang well deviation ug azimuth magpabilin nga nahiuyon sa disenyo, aron malikayan ang back-reaming tungod sa mga deviasyon gikan sa disenyo.

Para sa nawala nga gibug-aton sa bit nga resulta sa dili maayo nga trajectory sa wellbore, ang labing epektibo nga solusyon mao ang pagpasimple sa konfigurasyon sa drill string: pagpakunhod sa gidaghanon sa mga drill collar ug pagdugang sa gidaghanon sa mga heavy weight drill pipe (HWDP). Kini makapakunhod sa rigidity sa drill string, makapakunhod sa contact area tali sa drill string ug sa mud cake, ug makapugong sa pagkawala sa gibug-aton sa bit ug differential sticking.

Para sa pagkunhod sa gibug-aton sa bit sa pinahigda nga mga atabay, ang mga lakang kinahanglan nga mag-focus sa paglimpyo sa wellbore, lubrication, ug mga teknik sa operasyon sa driller.

2. Pagpauswag sa Pagpanglimpyo

Ang pagpalambo sa pagpanglimpyo naglakip sa pagpanglimpyo sa wellbore ug pagputli sa lapok sa ibabaw gamit ang mga kagamitan sa pagkontrol sa solido sa ibabaw.

Pauswaga ang Kapasidad sa Lapok nga Makadala og mga Ginunting

Sa bag-ohay nga mga proyekto sa directional drilling, ang mga PDC bits nga giubanan sa steerable motor technology kasagarang gigamit, nga makab-ot ang medyo paspas nga footage ug makagaling sa mga cuttings ngadto sa pino nga mga partikulo—nga naghatag ug pipila ka mga hagit sa paglimpyo sa wellbore.

Mga Kinahanglanon sa Pagbalhin alang sa Nagkalain-laing mga Seksyon sa Wellbore:Para sa φ311 mm nga seksyon sa atabay, ang displacement kinahanglan nga mas taas kay sa 3.4 m³/min; para sa φ216 mm nga seksyon sa atabay, kinahanglan kini nga mas taas kay sa 1.1 m³/min.

I-adjust ang mga Parameter sa Rheolohiya sa Lapok Base sa Pagbalik sa mga Giputol sa Ubos nga Lungag:Para sa low-solids polymer drilling fluid, ang dynamic plastic ratio kinahanglan nga kontrolon tali sa 0.42 ug 0.50 aron masiguro ang maayong epekto sa pagdala sa mga cuttings. Mahitungod sa lapok nga viscosity ug gel strength, ang viscosity sa high-angle directional wells kinahanglan nga ipadayon nga labaw sa 48 segundos—ang taas nga viscosity ug gel strength makatabang sa pagpugong sa bertikal nga pag-settle sa mga cuttings.

Sa usa ka proyekto sa pag-drill, sa dihang ang well deviation kay 50–60 degrees, ang pagdugang og organic positive gel nakapakunhod sa lapok ngadto sa gibana-bana nga 42 segundos, nga misangpot sa dili maayo nga pagbalik sa mga cuttings sa downhole ug pagkawala sa gibug-aton sa bit atol sa directional drilling. Ang normal nga kondisyon sa downhole nabalik human sa pagdugang sa lapok ngadto sa 50 segundos.

Para sa mga atabay nga molapas sa 200–300 metros ang giladmon, ang pinahigda nga mga atabay mahimong ibira ngadto sa seksyon sa atabay nga adunay deviasyon nga 20–30 degrees. Sa drill string configuration para sa directional drilling, daghang mga stand sa drill collars ang kasagarang gilakip. Sa bag-ong na-drill nga mga wellbores, ang presensya sa mga drill collars nagdugang sa annular mud return velocity, mao nga ang mga cuttings beds kasagaran mo-settle sa daan nga wellbore. Busa, ang ubang mga drilling crew mobira lang sa bag-ong na-drill nga seksyon sa atabay, nga gamay ra ang epekto sa pagbungkag sa mga cuttings beds.

3. Pagpauswag sa Lubricity sa Lapok ug Kalidad sa Mud Cake

Pagpalambo sa Lubricity sa Lapok

Ang mga espesipikong lakang aron mapaayo ang lubricity sa lapok naglakip, una, sa pagdugang sa dosis sa mga lubricant ug, ikaduha, paggamit sa kombinasyon sa lain-laing mga lubricant.

Sa directional drilling, ang krudo nga lana kasagarang isagol sa lapok atol sa directional operations. Bisan tuod ang krudo nga lana adunay maayong lubricity, ang pagdugang niini makapakunhod sa kalidad sa mud cake. Busa, sa directional drilling operations, ang krudo nga lana kinahanglan gamiton uban sa water-based lubricants. Dili lang kini makasulbad sa problema sa lubrication apan malikayan usab niini ang baga nga mud cakes nga gipahinabo sa sobra nga dosis sa krudo nga lana.

Motaas ang sliding friction uban sa friction coefficient. Aron masulbad kini, gibana-bana nga 3–5 ka tonelada nga krudo ang mahimong isagol sa lapok, diin ang sulod sa krudo dili molapas sa 9–10%.

Pauswaga ang Kalidad sa Mud Cake

Aron mapaayo ang kalidad sa mud cake, mahimong idugang ang mga materyales nga hinimo gikan sa lapok sama sa sulfonated asphalt ug phenolic resin. Ang taas nga kalidad nga mud cake makapakunhod sa risgo sa pagdikit nga gipahinabo sa pagkawala sa gibug-aton sa bit.

Gawas sa mga likidong lubricant, ang mga solidong lubricant ug mga extreme pressure lubricant epektibo usab sa pagpakunhod sa nawala nga gibug-aton sa bit. Kung ang nawala nga gibug-aton sa bit mahitabo atol sa directional drilling sa mga gahi nga pormasyon, ang pagdugang og 200–300 kg nga expanded graphite sa usa ka higayon adunay maayong epekto sa pagsulbad sa nawala nga gibug-aton sa bit nga gipahinabo sa dili maayo nga lubricity.

Kontaka: May Ye

Mobile/Whatsapp:+0086-18109206861
Email:landrill@landrilltools.com
Web: www.landrilltools.com