Paano maiiwasan ang drill na makaalis

Una, kapag ang pagbabarena, ang downhole drill bit ay hindi lalampas sa 50KN, ang directional well ay hindi lalampas sa 100KN, at ang vertical well at directional well ay hindi lalampas sa 50KN. (Ang isang partikular na wellbore sequence ay maaaring isang partikular na data ng pagsusuri)

Pangalawa, ang pagbabarena sa ibabaw ay dapat tiyakin ang sapat na cyclic displacement upang ganap na madala at maalis ang mga chips. Pagkatapos ng pagbabarena ng materyal, gumawa ng isang maikling take-off at landing operation upang matiyak na ang wellbore ay hindi nakaharang; bago ang opisyal na pagsisimula ng pagbabarena, mag-iniksyon ng pre-hydrated at thickened mud na may lagkit na 50-60s (ang tiyak na halaga ay depende sa laki at lalim ng butas), upang suspindihin ang natitirang mga pinagputulan sa balon at maiwasan ang bit resistance at dumikit.

Ikatlo, bago ikonekta ang isang solong drill, bigyang-pansin ang karagdagang puwersa ng paghila ng drill. Sa kaganapan ng isang pagbara, huwag bulag na ikonekta ang mga indibidwal na piraso, ngunit ganap na magpalipat-lipat at ayusin ang putik.

Artikulo 4: Mga kinakailangan sa paglilinis ng putik: tiyakin ang operasyon at pagiging epektibo ng solids control system. Ang nilalaman ng buhangin ay dapat kontrolin sa ibaba 0.5% gamit ang isang high mesh shaker at isang mahusay na centrifuge upang alisin ang mga hindi kanais-nais na solid sa drill bit.

Ikalima, upang mapanatili ang sapat na pump displacement ng drill bit, para sa conductive 444.5mm na butas, ang pump displacement ay dapat na mas malaki kaysa sa 60l/s, para sa conductive 311.1mm na mga butas, ang pump displacement ay dapat na mas malaki sa 55-60l/s, para sa conductive 241.3mm holes , ang pump displacement ay dapat na mas malaki sa 35-40 l/s, 28-32l/s para sa 215.9mm conductive hole.

Pang-anim, sa mga balon ng langis kung saan pinapayagan ang paghahalo ng langis, ang nilalaman ng langis sa drill bit well fluid ay dapat panatilihin sa 5-8% upang matugunan ang mga kinakailangan ng lubrication at anti-clogging.

Ikapito, pagkatapos mag-drill bit, i-drill ang butas ng isang beses o dalawang beses, at iikot ito ng maayos, upang ang mga pinagputulan ng drill sa ilalim ng butas ay bumalik sa isang mas mataas na antas, upang maiwasan ang paglubog sa putik at ang drill bit at nagiging sanhi ng posisyon ng sentralisador.

Artikulo 8, Mga kinakailangan para sa multi-point test: Ang pagsubok ay maaari lamang isagawa pagkatapos makumpirma ang normal na kondisyon ng downhole ng drill bit (tulad ng bigat ng suspensyon at circulating pump pressure).

Ang ikasiyam, kapag ang pagbabarena, kung mayroong isang malaking metalikang kuwintas, ang drag force at drag force ay magiging malaki sa panahon ng proseso ng pagbabarena pataas at pababa, o ang adhesion phenomenon ay nangyayari kapag kumokonekta sa isang ugat, magdagdag ng mga plastic beads, extreme pressure lubricants, atbp. ., upang makamit Ang layunin ng drill bit ay anti-sticking.

Artikulo 10: Sa panahon ng proseso ng oryentasyon, kung ang lens ay medyo mabagal, dapat mong bigyang-pansin ang madalas na paggalaw ng drill bit upang maiwasan ang drill na makaalis kung hindi ito gumagalaw nang mahabang panahon. Sa kaso ng pagsuporta sa drill bit pressure, lubricant ay dapat idagdag sa oras, at gawin itong isang maikling stroke upang maalis ang butas at madagdagan ang lubricity ng pader.

Pang-onse, bago mag-drill sa open-hole section, ang drill bit ay dapat na ganap na circulated at magsimula sa loob ng isang gear. Sa kaganapan ng pagsipsip o pagbara, ang drill ay dapat na naka-attach sa kelly (top drive) para sa grawt o backstroke at hindi kailanman pilitin ito.

Artikulo 12, sa hilig na seksyon ng drill bit o ang torsion bearing hole, sa pamamagitan ng paggamit ng mababang bilis upang tumaas sa posisyon na ito, madalas kunin ang balbula, bigyang pansin, at makita na ang card ay nagdadala ng hindi hihigit sa 50 kn ng normal. timbang, at sa wakas ay subukang i-drill ito gamit ang puwersa ng pagbabarena, Gamitin ang paraan ng pagtutubig sa pagitan upang sirain ang keyway.

Artikulo 13, ang static na oras ng drill bit sa mata ay hindi dapat lumampas sa 5 minuto. Panatilihing gumagalaw ang tool sa pagbabarena kapag nagpapalipat-lipat ng fluid ng pagbabarena, pagpapanatili ng makina, o iba pang mga sitwasyon na nangangailangan ng paghinto ng pagbabarena.