Mga pangunahing punto para maiwasan ang pagbara ng tubo kapag gumagamit ng mga rock drilling bits

Mahigpit na kontrolin ang bigat sa bit (WOB). Sa pangkalahatan, panatilihin ang WOB na ≤ 50 kN. Sa ilang partikular na operasyon sa directional well, maaaring pahintulutan ang WOB na umabot sa 100 kN sa maikling panahon, ngunit ang normal na pagbabarena ng mga patayo at directional na seksyon ay dapat sumunod sa ≤ 50 kN. Pinuhin ang mga parameter ayon sa aktwal na kondisyon ng wellbore.

Para sa pagbabarena sa ibabaw, siguraduhing sapat ang sirkulasyon ng tubig upang ang mga pinagputulan ay ganap na maihatid at maalis. Gumawa agad ng maiikling biyahe (pataas/pababa) upang mapanatiling malinis ang butas. Bago magbabarena, magbomba ng pre-hydrated viscosified mud na may Marsh-funnel viscosity na nasa bandang 50-60 segundo (i-adjust ayon sa laki at lalim ng butas) upang mailagay ang mga natitirang pinagputulan sa wellbore at maiwasan ang pagdikit ng mga pinagputulan sa bit.

Bago gumawa ng iisang drill-pipe joint, obserbahan ang karagdagang axial load sa drillstring. Kung may lumitaw na mga senyales ng pagkatanggal o pagbara, huwag pilitin ang koneksyon; i-circulate muna nang mabuti at ayusin ang mga katangian ng putik bago magpatuloy.

Ipatupad ang mahigpit na pamantayan sa paglilinis ng putik. Panatilihing epektibo ang paggana ng sistema ng pagkontrol ng solids—gumamit ng mga fine-mesh shaker at mga high-performance centrifuge—upang makontrol ang nilalaman ng buhangin na mas mababa sa 0.5% at maalis ang mga mapaminsalang solid particle.

Panatilihin ang naaangkop na dami ng paglabas ng bomba:

Sa mga pagitan kung saan pinahihintulutan ang paghahalo ng langis, kontrolin ang nilalaman ng langis sa drilling fluid sa 5–8% upang mapabuti ang lubrication at mabawasan ang panganib ng mga problema sa malagkit na butas.

Pagkatapos makumpleto ang pagbabarena gamit ang isang pagtakbo ng bit, magsagawa kaagad ng 1-2 buong sirkulasyon, nang may sapat na daloy, upang matiyak na ang mga pinagputulan ay babalik mula sa ibabaw ng bit at maiwasan ang paglubog ng mga pinagputulan na maaaring maging sanhi ng pagdikit ng bit o stabilizer.

Para sa mga operasyon ng multi-point testing, tiyaking normal ang mga kondisyon sa ilalim ng butas (suspended weight, circulating pump pressure, atbp.) bago simulan ang mga pagsubok.

Kung magkaroon ng labis na torque, mataas na make/break friction, o malagkit na koneksyon habang nagbabarena, magdagdag ng polymeric beads (mga plastik na bola), mga extreme-pressure lubricant, o mga katulad na ahente upang mapabuti ang lubrication at maiwasan ang pagdikit.

Kapag mabagal ang directional drilling, pana-panahong igalaw ang drillstring upang maiwasan ang mahahabang static intervals na nagdudulot ng pagdikit. Kung magkaroon ng pack-off, mag-inject ng lubricant at gumamit ng short-stroke reciprocation upang linisin ang butas at mapabuti ang lubrication sa dingding ng borehole.

Bago mag-drill ng mga seksyong bukas ang butas, iikot nang mabuti ang putik at simulan sa mababang bilis/mababang torque. Kung makaranas ng suction o pack-off, kapag gumagawa ng mga koneksyon sa top-drive/square tubular, isaalang-alang ang pagbomba ng slurry/grout sa top drive o magsagawa ng backreaming; huwag kailanman piliting maglagay ng karagdagang presyon sa pagbabarena upang umusad.

Sa mga lihis na pagitan at lokasyon ng keyseat, mabagal na dumadaan sa mababang bilis at madalas na gumaganti sa drillstring. Para sa bahagyang pagdikit, limitahan ang WOB sa ≤ 50 kN at subukang bawasan ang bigat pababa nang may mabagal na pag-ikot upang malaya ang tool. Maaaring gamitin ang paulit-ulit na pulsed water jetting upang basagin ang mga keyseat.

Huwag hayaang manatiling nakatigil ang bit sa bukas na butas nang higit sa 5 minuto. Habang may mga sirkulasyon, pagpapanatili ng kagamitan, o iba pang paghinto, panatilihing aktibo ang drillstring upang maiwasan ang malagkit na kondisyon ng butas.