Revolutionerende boring: Avancerede bitløsninger.

Sammensætning og produktserie af API Standard Tricone Bits

1. Komponenter afTricone Rock Bits

Tricone-bor er sammensat af fem hoveddele: borehovedet, benet, keglerne, lejet og dysen. Til forseglede jetbits inkluderer de også et smøre- og kompensationssystem.

2. Serie af Tricone-bor

① Diameter Serie afTricone borekroner

Indenlandske bor: Diameterserien omfatter 15 størrelser. De almindeligt anvendte af Kingdream er 17 1/2", 12 1/4", 9 5/8",8 1/2"og 3 7/8".

Importerede bor: Diameterområdet er mere komplekst. For eksempel dækker bor fra det USA-baserede Hughes Company 46 størrelser fra 3 3/4" til 26".

② Kodning af Kingdream Oil Tricone Bits

• Modelkoden består af fire dele:
• Bitdiameterkode: Repræsenteret i tommer, enten hele eller brøkdele.
• Seriekode: Angiver de primære egenskaber ved leje- og tætningsstrukturen for boret med tre kegler, klassificeret i ni kategorier.
• Klassifikationskode: Tre cifre hvor:
• Det første ciffer refererer til skærestrukturen og formationsserien.
• Det andet ciffer angiver dannelseskarakteren.
• Det tredje ciffer angiver borets strukturelle egenskaber.
• Yderligere strukturelle egenskaber: For særlige krav er ændringer noteret med et eller flere bogstaver efter klassifikationskoden.

Eksempel:

8 1/2" HJT 537 G bor:

• 8 1/2": Bitsens diameter.
• HJT: Glideleje med metaltætning og speciel målerbeskyttelse.
• 537: Lav trykstyrke, bløde til mellemstore formationer, TCI Tricone Bit.
• G: Styrket ben.

3. Valg af Tricone Bits

Valget afhænger af data fra lignende formationer i nabobrønde, formationsforhold og det specifikke brøndscenarie. Overvej:

• Formations hårdhed og slibeevne.
• Dybde af den borede sektion.
• Skrå formationer, der kræver anti-afvigelsesboring.
• Skiftende hårde og bløde formationer.

4. Bedømmelse af Tricone Bit Conditions Downhole

① Normal drift:

Med ensartet formationslitologi er rotationsbordets bevægelse ensartet, borehastigheden forbliver stabil, og indikatorerne på trykmålere er stabile.

② Lejefejl:

Periodisk stick-slip bevægelse af det roterende bord, reduceret borehastighed og fluktuerende vægt-på-bit-aflæsninger.

③ Keglelåsning:

Øget rotationsbelastning, alvorlig stick-slip og besvær med at rotere borestrengen.

④Dropt kegle:

Betydelig stigning i rotationsbelastningen, brat stick-slip-bevægelse og nedsat penetrationshastighed eller ingen borefremskridt.

⑤Slidte tænder:

Lettere rotationsbelastning, reduceret gennemtrængningshastighed og stabile trykmåleraflæsninger.

⑥ Bit Balling:

Øget rotationsbelastning, reduceret gennemtrængningshastighed og forhøjet pumpetryk.

Diamant ogPDC Drag Bits

1. Struktur af diamantbor

• Naturlige diamantbor: Sammensat af stållegeme, matrix, dyse og diamantpartikler.
• PDC skærebor: Inkluder en stålkrop, matrix, dyse og polykrystallinske diamantskærere.

2.PDC Drag Bits

①Profilformer

PDC-trækbits har tre former:

• Parabolic: Velegnet til bløde formationer, der tilbyder høj borehastighed og stabilitet.
• Cirkulær: Ideel til hårde mellemlag på grund af koncentreret hydraulik.
• Konisk: Designet til stærk penetration og stabilitet ved højhastighedsoperationer.

②Bitvalg

Overvej faktorer såsom boremetode, formationstype og boreparametre, når du vælger en PDC-trækbit.

③ Retningslinjer for korrekt brug

• Hold pumpetrykket over 13 MPa.
• Undgå kollisioner med hårde genstande og pludselige stød under boring.
• Rengør brøndbunden grundigt, før driften påbegyndes.
• Brug optimale boreparametre: vægt-på-bor (30–60 KN), rotationshastighed (117–217 RPM).

3. Kernebor

Kernebor er designet til ringformet knusning for at udvinde stenkerner. Almindelige typer omfatter trækbits, wolframcarbidkernebits og diamantkernebits. Funktioner som symmetri og slidstyrke sikrer høje kernegenvindingsrater.