Komprehensibong Gabay sa Pagpili at Paggamit ng Tricone Drill Bit

Sa rotary drilling, angdrill bitnagsisilbing pangunahing kasangkapan para sa pagsira sa mga pormasyon ng bato. Ang kalidad ng bit at ang pagiging tugma nito sa uri ng pagbuo, mga katangian ng bato, at mga kondisyon ng pagbabarena ay direktang nakakaapekto sa bilis ng pagbabarena. Ang pagpili ng pinakamainam na uri ng bit at mga parameter ng pagbabarena batay sa mga kondisyon ng pagbuo ay susi sa pagpapabuti ng kahusayan sa pagbabarena at pagpapababa ng mga gastos. Ang deep-well drilling ay nakakaharap ng maraming pormasyon at uri ng bato na may iba't ibang katangian, paggawadrill bitpagpili ng isang kumplikadong gawain.

1. Paraan ng Empirical Bit Selection

Kilala rin bilang Field Drilling Data Method, ito ay isang praktikal at malawakang ginagamit na diskarte sa mga field technician. Umaasa ito sa pagsusuri ng data mula sa mga kalapit na balon sa parehong lugar, na tumutuon sa mga uri ng bit na nakamit ang pinakamataas na footage drilled at average na rate ng penetration sa ilalim ng magkatulad na geological at depth na kondisyon. Ang pamamaraang ito ay simple, praktikal, at angkop para sa mga rehiyon na may katulad na mga pormasyon.

2. Paraan ng Pagpili ng Bit na Batay sa Sanggunian

Upang malampasan ang mga limitasyon ng mga empirical na pamamaraan, isinasama ng diskarteng ito ang acoustic logging data bilang hindi direktang tagapagpahiwatig ng pagbuo, na nagpapahusay sa katumpakan ng siyentipiko. Kilala bilang "Paraan ng Sanggunian," nangangailangan ito ng mga supplier ng bit na ihambing ang mga parameter ng pagbuo na nagmula sa acoustic logging na may mga standardized na template ng pagpili ng bit, na nagbibigay-daan sa mga tumpak na rekomendasyon ng bit.

3. Pantay na Probability Pagpili ng BitPamamaraan

Ang pamamaraang ito ay sumusunod sa isang nakabalangkas na diskarte:

• Kumuha ng data ng formation drillability sa pamamagitan ng pagsubok o predictive na pamamaraan.
• Gumamit ng istatistikal na pagsusuri sa nakolektang rock drillability data upang matukoy ang average drill ability (Kd) at standard error (S) para sa bawat formation.
• Gamit ang tsart ng pagpili ng bit ng code ng IADC, itugma ang antas ng kakayahan sa pag-drill ng formation upang matukoy ang mga angkop na uri ng bit para sa bawat geological formation.

4. Inirerekomendang Mga Parameter ng Pagbabarena para sa Lahat ng Formasyon

Ang pinakamainam na pagganap ng adrill bitumaasa sa pagpili ng tamang uri ng bit at paggamit ng angkop na mga parameter ng pagbabarena.

5. Drillability Profile at Bit Selection para sa Puguang Formation

Gamit ang geological at logging data mula sa mga balon sa lugar ng Puguang, ang bit performance ay sinuri at ikinategorya ayon sa mga geological layer at laki ng borehole sa pamamagitan ng "Drill Bit Technical Efficiency Index" (JX=VL=average na mechanical penetration rate × bit footage).

• Profile ng Formation at Lithology: Nagdetalye ng mga pangalan ng layer, kapal, at nakatagpo na mga uri ng bato sa lugar ng Puguang.
• Profile ng Drillability at Inirerekomendang Pagpili ng Bit: Inuuri ang mga pormasyon ayon sa mga code ng IADC batay sa mga antas ng kakayahan sa drill.
• Empirical Bit Selection Recommendations: Batay sa rehiyonal na data ng paggamit ng bit, nagbibigay ito ng mga inirerekomendang bit configuration para sa mga karaniwang laki.
• Mga Rekomendasyon sa Parameter ng Engineering: Kinakalkula ang pinakamainam na weight-on-bit (WOB), RPM, hydraulic power index, at threshold WOB batay sa rock drill

6. Mga Alituntunin para sa Pinakamainam na Pagpili at Paggamit ng Drill Bit

(a)Pagpipilian Batay sa Lithology at kakayahan sa Drill: Ang pagpili ng drill bit ay dapat na pangunahing isaalang-alang ang formation lithology at pag-uuri ng kakayahan sa drill, na may mga pagsasaayos batay sa mga lithological profile na nakatagpo sa panahon ng pagbabarena.

(b) Pangkalahatang Rekomendasyon para saPDC Bits: Karaniwan,PDC bitsay angkop para sa soft-to-medium formations.

• Para sa malambot na pormasyon na may mataas na plasticity, gumamit ng mga bit na may malaking diameterPDCcutter at highcutter exposure upang mapahusay ang kahusayan sa pagbagsak ng bato.
• Para sa mga medium-hard formation na may mababang plasticity, pumili ng mga bit na may maliit na diameter na PDC cutter at mababang exposure para maiwasan ang pagkasira ng cutter at pahabain ang buhay ng tool.

(c) Pag-optimize ng Mga Parameter ng Pagbabarena Batay sa Structure ng Bit at Kondisyon ng Formation: I-configure ang mga parameter—gaya ng WOB, RPM, at hydraulic power—batay sa istruktura ng bit at mga kondisyon ng pagbuo, at tiyaking mananatili ang mga ito sa loob ng mga inirerekomendang saklaw.

(d). Pagpili ng Paraan sa pamamagitan ng Well Depth at Structure:

• Para sa malalalim na pormasyon, ipares ang mga PDC bit sa mga downhole na motor para magamit ang mataas na potensyal na RPM.
• Para sa medium-depth, large-diameter bore applications, taasan ang WOB at bawasan ang RPM kung naaangkop upang ma-optimize ang kahusayan sa pagbabarena.