Paano Maiiwasan ang Pagdikit ng Tali ng Drill (Pagbaba ng Timbang sa Bit) sa Pagbabarena?

Ang terminong "lost weight on bit" (LWB) ay tumutukoy sa isang senaryo habang nagbabarena kung saan ang designed weight on bit (WOB) ay hindi kumikilos sa drill bit. Sa halip, dahil sa labis na friction sa pagitan ng downhole drill string at ng wellbore wall, lahat ng inilapat na bigat ay nasisipsip ng drill string.

Kapag naglalapat ng WOB, ang pag-urong ng wellbore ay kadalasang nagiging sanhi ng ganap na pag-iikot ng bigat satali ng pagbubutaso mga stabilizer. Nangangailangan ito ng patuloy na paglalagay ng bigat, ngunit dapat isaalang-alang ang lakas ng compressive ng drill string. Ang bawat pagtaas ng bigat ay maaaring magresulta sa isang maliit na pababang paggalaw ng drill string; ang paulit-ulit na paglalagay ng bigat ay nagbibigay-daan sa drill string na gumalaw lampas sa lumiit na seksyon ng wellbore. Sa sandaling lumabas ang drill string sa seksyong ito, mabilis na dumidikit ang drill bit sa ilalim ng wellbore. Dahil ang WOB sa puntong ito ay mas mataas kaysa sa normal na pagbabarena, ang bit ay tumatagos nang mas malalim sa pormasyon, na humahantong sa biglaang pagtaas ng torque. Maaari itong maging sanhi ng pagtigil ng rotary table o top drive. Kung magkaroon ng pagtigil, huwag biglang iangat ang drill string—bitawan muna ang torque. Maaaring ipagpatuloy ang normal na pagbabarena pagkatapos ng paulit-ulit na pagsasaayos.

Karaniwang nangyayari ang pagbaba ng timbang sa bit sa mga sumusunod na kaso: directional drilling ng mga patayong balon na may back-reaming o directional well na may maraming operasyon ng back-reaming, window milling at sidetracking directional drilling, at horizontal well directional drilling. Dahil sa trajectory ng wellbore at iba't ibang resistance factors, mahirap para sa pressure na inilalapat sa drill string na maipadala sa drill bit. Mula sa komprehensibong mud logging instruments at weight indicators, ipinapakita ito bilang: ang posisyon ng drill bit ay nananatiling hindi nagbabago at walang nakukuhang footage sa kabila ng patuloy na pagtaas ng WOB; ang pressure ng pump ay hindi tumataas at walang nangyayaring pump blocking. Gayunpaman, ang karagdagang pagtaas ng WOB ay maaaring humantong sa biglaang pump blocking. Para sa mga directional well, ang pagbaba ng timbang sa bit ay hindi lamang nakakagambala sa normal na directional operations kundi nanganganib din sa pag-stuck ng tubo kung ang mga operasyon ay hindi tama.

1. Palakasin ang Kontrol ng Trajectory ng Wellbore at I-optimize ang Konfigurasyon ng Drill String

Upang matugunan ang nawalang timbang sa bit na dulot ng mahinang trajectory ng wellbore, ang pangunahing hakbang sa inhinyeriya ay ang pagpapahusay ng trajectory control. Para sa mga high-angle at extended-reach directional well, dapat gamitin ang full-well guided control upang mapanatili ang well deviation at azimuth na naaayon sa disenyo, upang maiwasan ang back-reaming dahil sa mga deviasyon mula sa disenyo.

Para sa nabawas na timbang sa bit na resulta ng mahinang trajectory ng wellbore, ang pinakamabisang solusyon ay ang pagpapasimple ng konfigurasyon ng drill string: bawasan ang bilang ng mga drill collar at dagdagan ang bilang ng mga heavy weight drill pipe (HWDP). Binabawasan nito ang tigas ng drill string, binabawasan ang lugar ng pagkakadikit sa pagitan ng drill string at ng mud cake, at pinipigilan ang parehong nabawas na timbang sa bit at ang differential sticking.

Para sa nabawasang timbang sa mga bit sa mga pahalang na balon, ang mga hakbang ay dapat tumuon sa paglilinis ng wellbore, pagpapadulas, at mga pamamaraan sa pagpapatakbo ng driller.

2. Pahusayin ang Paglilinis

Kabilang sa pagpapahusay ng paglilinis ang paglilinis ng balon at paglilinis ng putik sa ibabaw gamit ang mga kagamitan sa pagkontrol ng solido sa ibabaw.

Pagbutihin ang Kakayahang Dalhin ng Putik ang mga Pinagputulan

Sa mga kamakailang proyekto ng directional drilling, karaniwang ginagamit ang mga PDC bit na sinamahan ng steerable motor technology, na nakakamit ng medyo mabilis na footage at nakakagiling ng mga pinagputulan hanggang sa maging pinong mga particle—na nagdudulot ng ilang hamon sa paglilinis ng wellbore.

Mga Kinakailangan sa Paglipat para sa Iba't Ibang Seksyon ng Wellbore:Para sa seksyon ng balon na φ311 mm, ang displacement ay dapat na mas mataas sa 3.4 m³/min; para sa seksyon ng balon na φ216 mm, dapat itong mas mataas sa 1.1 m³/min.

Ayusin ang mga Parameter ng Reolohiya ng Putik Batay sa Pagbabalik ng mga Pinagputulan sa Ilalim ng Lupa:Para sa low-solids polymer drilling fluid, ang dynamic plastic ratio ay dapat kontrolin sa pagitan ng 0.42 at 0.50 upang matiyak ang mahusay na epekto ng pagdadala ng mga pinagputulan. Tungkol sa lagkit ng putik at lakas ng gel, ang lagkit ng mga high-angle directional well ay dapat panatilihin sa loob ng higit sa 48 segundo—ang mataas na lagkit at lakas ng gel ay nakakatulong na maiwasan ang patayong pag-upo ng mga pinagputulan.

Sa isang proyekto sa pagbabarena, nang ang paglihis ng balon ay 50-60 degrees, ang pagdaragdag ng organic positive gel ay nagpababa ng lagkit ng putik sa humigit-kumulang 42 segundo, na humantong sa mahinang pagbabalik ng mga pinagputulan sa ilalim ng butas at pagbaba ng timbang sa bit habang isinasagawa ang directional drilling. Ang normal na kondisyon sa ilalim ng butas ay naibalik matapos taasan ang lagkit ng putik sa 50 segundo.

Para sa mga balon na may lalim na higit sa 200–300 metro, maaaring hilahin ang mga pahalang na balon patungo sa seksyon ng balon na may paglihis na 20–30 digri. Sa konpigurasyon ng drill string para sa directional drilling, karaniwang kasama ang ilang stand ng drill collars. Sa mga bagong binutas na wellbores, ang pagkakaroon ng mga drill collar ay nagpapataas ng annular mud return velocity, kaya ang mga cuttings bed ay karaniwang tumatayo sa lumang wellbores. Samakatuwid, ang ilang drilling crew ay hinihila lamang ang bagong binutas na seksyon ng balon, na may kaunting epekto sa pagsira sa mga cuttings bed.

3. Pagbutihin ang Lubricity ng Putik at Kalidad ng Mud Cake

Pahusayin ang Lubricity ng Putik

Ang mga partikular na hakbang upang mapabuti ang lubricity ng putik ay kinabibilangan ng, una, pagpapataas ng dosis ng mga lubricant at, pangalawa, paggamit ng kombinasyon ng iba't ibang lubricant.

Sa directional drilling, ang krudo ay karaniwang hinahalo sa putik habang isinasagawa ang mga directional operation. Bagama't mahusay ang lubricity ng krudo, ang pagdaragdag nito ay nagpapababa sa kalidad ng mud cake. Samakatuwid, sa directional drilling operations, ang krudo ay dapat gamitin kasabay ng mga water-based lubricant. Hindi lamang nito nalulutas ang problema sa lubrication kundi naiiwasan din nito ang makapal na mud cake na dulot ng labis na dosis ng krudo.

Tumataas ang sliding friction kasabay ng friction coefficient. Upang matugunan ito, humigit-kumulang 3-5 tonelada ng krudo ang maaaring ihalo sa putik, na ang nilalaman ng krudo ay hindi hihigit sa 9-10%.

Pagbutihin ang Kalidad ng Mud Cake

Upang mapabuti ang kalidad ng mud cake, maaaring magdagdag ng mga materyales na gawa sa putik tulad ng sulfonated asphalt at phenolic resin. Binabawasan ng mataas na kalidad na mud cake ang panganib ng magkaibang pagdikit na dulot ng nabawas na timbang sa bit.

Bukod sa mga likidong pampadulas, ang mga solidong pampadulas at mga pampadulas na may matinding presyon ay epektibo rin sa pagbabawas ng nawalang timbang sa bit. Kapag ang nawalang timbang sa bit ay nangyayari habang nagbabarena sa matigas na pormasyon, ang pagdaragdag ng 200–300 kg ng pinalawak na grapayt nang sabay-sabay ay may mabuting epekto sa pag-alis ng nawalang timbang sa bit na dulot ng mahinang pampadulas.

Kontakin: May Ye

Mobile/Whatsapp:+0086-18109206861
I-email:landrill@landrilltools.com
Sapot: www.landrilltools.com