Problema sa drill mud bag at paggamot nito

Mga sanhi ng PDC bit balling

1. Mga salik na heolohikal: ang stratum na ibabarena ay malambot na putik na hindi diagenetic sa itaas na bahagi, na napakadaling dumikit sa ibabaw ng drill bit at magdulot ng pag-balling ng bit pagkatapos ng compaction; bagama't diagenetic ang mud shale sa stratum, madali itong ma-hydrate at ma-disperse, na nagiging sanhi ng pagtaas ng nilalaman ng putik o solidong phase sa putik sa wellbore, na na-adsorb sa ibabaw ng drill bit upang magdulot ng pag-balling ng putik; o ang formation ay naglalaman ng dispersed gypsum, na nagdudulot ng polusyon sa putik, at ang mapaminsalang solidong phase sa putik ay mahirap alisin, na lubhang nagpapataas ng posibilidad na ang drill bit ay mabalutan ng putik; ang formation ay may mataas na permeability. Sa ilalim ng aksyon ng pressure difference, sinisipsip nito ang mapaminsalang solidong phase sa wellbore at mga pinagputulan na hindi naisasagawa sa tamang oras, na bumubuo ng isang makapal na mud cake, na naiipon sa ilalim ng PDC bit kapag natatanggal upang bumuo ng isang bit bag.

3. Mga salik sa teknolohiya ng inhinyeriya: maliit ang displacement habang nagbabarena, hindi malinis nang epektibo ang ilalim ng balon at ang drill bit, at hindi sapat ang bilis ng pataas na pagbabalik, kaya ang mga pinagputulan ay nananatili sa balon nang matagal, dumidikit sa dingding ng balon upang bumuo ng makapal na mud cake, lalo na sa gitna at itaas na bahagi. Mas malala ito kapag mataas ang bilis; sa malambot na pormasyon ng mudstone, masyadong malaki ang presyon ng pagbabarena, ang mga pinagputulan ng pormasyon o pagbabarena ay direktang dumidikit sa ibabaw ng drill bit, na nagiging sanhi ng pag-bolt ng bit; Ang kiniskis na mud cake o mga pinagputulan ay magbabalot ng mud sa drill bit.

4. Mga salik sa pagpili ng drill bit: ang disenyo ng butas ng tubig ay hindi nakakatugon sa mga kinakailangan ng pag-alis ng chip; ang anggulo ng pag-alis ng chip ng daluyan ng daloy ay pumipigil sa mga pinagputulan na umalis sa ilalim ng balon nang maayos.

5. Mga salik sa antas ng pagpapatakbo: masyadong mabilis ang bilis ng pagbabarena, ang drill bit ay hindi dumudulas pababa sa spiral track, ngunit patuloy na kinakamot ang mud cake o mga pinagputulan sa dingding ng balon, na maaaring madaling maging sanhi ng pag-bag ng bit; Hindi ito para ikonekta ang kelly para i-flush ang drill bit nang pabilog, ngunit para idiin pababa o suntukin pababa, at ang mud cake o mga pinagputulan na kinakamot mula sa dingding ng balon ay mag-iimpake sa drill bit; mali ang paraan ng operasyon kapag nagbabarena sa ilalim. , Pagkatapos simulan ang bomba, magiging sanhi rin ito ng pag-bag ng drill bit; kapag nagbabarena sa malambot na pormasyon, ang drill ay hindi pantay na maihahatid.

Paghawak ng PDC bit mud bag 

1. Ang unang prinsipyo ng pagharap sa mga drill bits ay: huwag magmadali sa pagbabarena, dahil mas mainam kung mas marami ang nakaimpake;

2. Anuman ang pag-iwas o paggamot sa pag-balbo ng putik, hindi maiiwasang isaayos ang pagganap ng putik. Kung mayroong anumang senyales ng mga bola ng putik sa drill bit, dapat ihinto agad ang pagbabarena at dapat iturok ang isang ahente ng paglilinis sa balon upang linisin ang drill bit sa unang pagkakataon;

3. Itigil ang pagbabarena, dagdagan ang displacement upang mapahusay ang hydraulic flushing effect, iangat ang drill bit pataas upang umalis sa ilalim ng balon, dagdagan ang bilis ng pag-ikot at dagdagan ang centrifugal force upang gawing madaling itapon ang mud block, at gumalaw pataas at pababa nang maraming beses, at pagkatapos ay pindutin pababa hanggang sa ilalim ng balon nang hindi iniikot ang turntable Cycle sa loob ng 5-10 minuto, at ulitin ang proseso sa itaas; kung ito ay hindi wasto sa loob ng 2 cycle, dapat mong isaalang-alang ang paghila palabas ng drill.

Ang solusyon ay: kontrolin ang pagdaragdag ng hindi gaanong nakakalat na puting luwad at aspalto ng juniper kapag kino-convert at ginagamot ang putik, simulan ang solid control equipment sa tamang oras upang maalis ang maliliit na mapaminsalang solidong partikulo sa putik habang nagbabarena, at ibalik ang PDC bit sa kalagitnaan ng pagbabarena. Tinatanggal ng displacement circulation ang putik na dumidikit sa drill bit habang nagbabarena sa tamang oras. Pagkatapos makarating sa ilalim, i-circulate muna ang isang malaking displacement sa loob ng ilang minuto bago mag-drill. Ang paghawak sa mga pangunahing link na ito ay maaaring epektibong maiwasan ang pag-baon ng PDC bit. Mahalagang tandaan na dapat maunawaan nang tama ng mga technician na ang pressure ng pump ng standpipe ay binubuo ng circulation pressure at pressure drop ng nozzle. Hangga't ang pressure drop ng nozzle ay zero, gaano man karaming water hole ang naka-install, hindi maaapektuhan ang standing pressure. Samakatuwid, sa pamamagitan ng pag-unload ng eye, hindi lamang ang vertical pressure ang hindi mababago, kundi pati na rin ang PDC drill bit ay kadalasang madaling ma-baon.

2. Galugarin at unawain ang mga tuntunin sa pagkontrol ng directional well trajectory sa bawat bloke sa lalong madaling panahon, i-optimize ang istruktura ng drilling tool, at bawasan ang paggamit ng PDC na dulot ng pagsasaayos ng azimuth at well deviation sa kalagitnaan. Kung kinakailangan na gumamit ng compound drilling sa ibabang bahagi ng balon na may mahinang drillability, ang paggamit ng mga high-end na PDC bits na may mahusay na wear resistance ay maaaring mapabuti ang epekto ng paggamit ng mga PDC bits at mapataas ang bilis ng pagbabarena.