Drill mud bag problema at paggamot

Mga sanhi ng PDC bit balling

1. Geological na mga kadahilanan: ang stratum na drilled ay malambot na putik na hindi diagenetic sa itaas na bahagi, na napakadaling dumikit sa ibabaw ng drill bit at maging sanhi ng bit balling pagkatapos ng compaction; kahit na ang mud shale sa stratum ay diagenetic, ito ay madaling mag-hydrate at maghiwa-hiwalay, na ginagawa ang wellbore Ang nilalaman ng putik o solid phase sa putik ay tumataas nang malaki, na kung saan ay adsorbed sa ibabaw ng drill bit upang maging sanhi ng mud balling; o ang pormasyon ay naglalaman ng dispersed gypsum, na nagiging sanhi ng polusyon ng putik, at ang mapaminsalang solidong bahagi sa putik ay mahirap alisin, na lubos na nagpapataas ng posibilidad na ang drill bit ay na-mud bag ;Ang pormasyon ay may mataas na permeability. Sa ilalim ng pagkilos ng pagkakaiba sa presyon, ito ay sumisipsip ng mapaminsalang solidong bahagi sa wellbore at mga pinagputulan na hindi natupad sa oras, na bumubuo ng isang makapal na mud cake, na naipon sa ilalim ng PDC bit kapag nahuhulog upang bumuo ng isang bit bag.

3. Mga salik ng teknolohiya sa engineering: maliit ang displacement sa panahon ng pagbabarena, ang ilalim ng balon at ang drill bit ay hindi maaaring malinis nang epektibo, at ang bilis ng pataas na pagbabalik ay hindi sapat, at ang mga pinagputulan ay nananatili sa balon nang mahabang panahon, na sumusunod sa ang pader ng balon upang bumuo ng isang makapal na mud cake, lalo na sa gitna at itaas na bahagi. Ito ay mas seryoso kapag ang bilis ay mataas; sa malambot na pagbuo ng mudstone, ang presyon ng pagbabarena ay masyadong malaki, ang pagbuo o mga pinagputulan ng pagbabarena ay bumubuo ng direktang pakikipag-ugnay sa ibabaw ng drill bit, na nagiging sanhi ng bit balling;

4. Drill bit selection factor: hindi matugunan ng disenyo ng water hole ang mga kinakailangan ng pag-alis ng chip; ang anggulo ng pag-alis ng chip ng channel ng daloy ay pumipigil sa mga pinagputulan na umalis sa ilalim ng balon nang maayos.

5. Mga kadahilanan ng antas ng pagpapatakbo: ang bilis ng pagbabarena ay masyadong mabilis, ang drill bit ay hindi dumudulas pababa sa spiral track, ngunit patuloy na nag-i-scrap ng mud cake o pinagputulan sa dingding ng balon, na madaling maging sanhi ng bit bag; Ito ay hindi upang ikonekta ang kelly upang i-flush ang drill bit nang paikot, ngunit upang pindutin pababa o suntok pababa, at ang mud cake o mga pinagputulan na nasimot mula sa well wall ay mag-impake ng drill bit; ang paraan ng operasyon ay mali kapag ang pagbabarena sa ilalim. , Pagkatapos simulan ang pump, ito rin ay magiging sanhi ng drill bit sa bag; kapag ang pagbabarena sa malambot na mga pormasyon, ang drill ay ihahatid nang hindi pantay.

Paghawak ng PDC bit mud bag 

1. Ang unang prinsipyo ng pagharap sa mga drill bits ay: huwag magmadaling mag-drill, dahil mas nakaimpake ay mas mabuti;

2. Anuman ang pag-iwas o paggamot ng mud balling, hindi maiiwasang ayusin ang pagganap ng putik. Kung mayroong anumang palatandaan ng mga bola ng putik sa drill bit, ang pagbabarena ay dapat na ihinto kaagad at ang isang ahente ng paglilinis ay dapat na iturok 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 umakyat pataas at pababa ng maraming beses, at pagkatapos ay pindutin pababa hanggang sa ilalim ng balon nang hindi pinipihit 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 sa drill.

Ang solusyon ay: kontrolin ang pagdaragdag ng mahinang dispersed na puting luad at juniper na aspalto kapag nagko-convert at tinatrato ang putik, simulan ang solid control equipment sa oras upang maalis ang maliliit na nakakapinsalang solidong particle sa putik sa panahon ng pagbabarena, at palitan ang PDC bit sa gitna ng pagbabarena. Tinatanggal ng displacement circulation ang putik na dumidikit sa drill bit habang nag-drill sa oras. Pagkatapos maabot ang ibaba, magpaikot muna ng malaking displacement sa loob ng ilang minuto bago mag-drill. Ang paghawak sa mga pangunahing link na ito ay maaaring epektibong pigilan ang PDC bit mula sa paglalagay. Ito ay nagkakahalaga ng pagpuna na ang mga technician ay dapat na maunawaan nang tama na ang pump pressure ng standpipe ay binubuo ng circulation pressure at ang pressure drop ng nozzle. Hangga't ang pagbaba ng presyon ng nozzle ay zero, gaano man karaming mga butas ng tubig ang naka-install, ang standing pressure ay hindi maaapektuhan. Samakatuwid, sa pamamagitan ng pagbabawas ng mata, hindi lamang ang vertical na presyon ay hindi mababago, kundi pati na rin ang PDC drill bit ay kadalasang madaling sanhi ng bag.

2. I-explore at unawain ang mga panuntunan sa kontrol ng directional well trajectory sa bawat block sa lalong madaling panahon, i-optimize ang drilling tool structure, 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 lower well section na may mahinang drillability , Ang paggamit ng high-end na PDC bits na may magandang wear resistance ay maaaring mapabuti ang epekto ng paggamit ng PDC bits at mapataas ang bilis ng pagbabarena.