Roller Cone Bit Operating Procedures.
- Pre-Deployment Inspection
1) Visual na Inspeksyon at Dokumentasyon:
- Sukatin ang drill bit diameter.
- Suriin kung may pinsala sa mga sinulid na koneksyon.
- Tiyaking buo ang mga ngipin at mga seal.
- I-verify na ang mga roller cone ay hindi nagbanggaan sa isa't isa.
- Suriin kung may mga bitak o mga depekto sa porosity sa mga welding seams.
2) Pag-install ng nozzle:
- Tiyakin ang kalinisan ng nozzle at housing sa panahon ng pag-install. Mahigpit na ipinagbabawal ang pagmamartilyo upang maiwasang masira ang nozzle at sealing ring.
- Bit Handling
1) Gamitin ang naaangkopdrill bitconnectors at handling tool upang maiwasan ang pinsala sa mga thread, nozzle, at bit body.
2) Pigilan ang mga tool na mahulog sa balon habang hinahawakan.
3) Maglagay ng thread lubricant.
4) Sundin ang inirerekomendang mga parameter ng torque sa panahon ng pagpupulong:
- 17 1/2" bit: Roller Cone: 46.1—54.2 KN·m; PDC: 65.5—71.9 KN·m.
- 12 1/4" bit: Roller Cone: 37.9—43.3 KN·m; PDC: 50.3—57.5 KN·m.
-8 1/2" bit: Roller Cone: 16.3—21.7 KN·m; PDC: 17—26.4 KN·m.
- Pagbabarena at Pagbubukas ng Hole
1) Kontrolin ang pagpapababa ng bilis sa pamamagitan ng blowout preventer, casing head, pinababang mga seksyon ng diameter, balikat, at casing shoes.
2) Dahan-dahang buksan ang butas sa pamamagitan ng pinababang mga seksyon ng diameter, na may partikular na pag-iingat kapag gumagamit ng PDC bits; dapat magsimula ang pumping bago buksan ang butas.
3) Tiyakin ang isang maayos na pagbaba upang maiwasan ang mga pressure spike.
4) Ang huling solong joint o stand ay dapat na may mataas na daloy ng daloy upang buksan ang butas sa ilalim ng balon.
3. Well Bottom Exploration
1) Habang papalapit ka sa ilalim ng balon, subaybayan ang presyon at metalikang kuwintas ng drill; ang pagtaas ay nagpapahiwatig ng pakikipag-ugnay sa ilalim o naipon na buhangin.
2) Kung may buhangin, iangat ang drill string at paikutin sa isang mataas na bilis ng daloy upang matiyak ang paglilinis ng ilalim.
3) Pagkatapos maglinis, ilipat ang drill string pataas at pababa.
4) Para sa non-powered drilling, patakbuhin ang 8 1/2" bit sa 17 KN at ang 12 1/4" sa 25 KN, na may bilis na 40-60 RPM.
5) Para sa powered drilling, patakbuhin ang 8 1/2" bit sa 17 KN at ang 12 1/4" sa 25 KN na may pinakamababang bilis na magagawa.
- Pag-drill sa pamamagitan ng Cement Plugs at Casing Accessories
1) Patuloy na itaas at ibaba ang drill string sa panahon ng sirkulasyon at pag-ikot upang linisin ang bit.
2) Kontrolin ang presyon ng drill upang maiwasan ang pinsala sa pagputol ng mga ngipin at mga bearing seal.
3) Subaybayan ang presyon ng bomba upang maiwasan ang pagbara ng nozzle.
4) Ayusin ang bilis ng pag-ikot kung may mga makabuluhang pagbabago sa pagbabarena o torque.
5) Gumamit ng mababang presyon ng drill at mabagal na pag-ikot para sa matatag na metalikang kuwintas: ang powered drilling ay dapat magkaroon ng naaangkop na rate ng daloy; Ang non-powered drilling ay dapat gumamit ng mataas na rate ng daloy.
6) Itaas at buksan ang butas tuwing 4-5 metro habang nagbubutas sa plug ng semento, ginagawa ito ng 2-3 beses, at hugasan ang balon sa mataas na daloy sa loob ng 1-2 linggo bawat 25-30 metro upang matiyak ang kumpletong sirkulasyon ng mga labi ng semento sa ibabaw.
- Well Bottom Shaping
1) Gumamit ng mababang presyon ng drill, mabagal na pag-ikot, mataas na rate ng daloy, at mababang torque.
2) Ang paghubog sa ilalim ng balon ay depende sa uri ng bit at kumbinasyon ng tool.
3) Para sa roller cone bits, gumana sa 40-60 RPM at drill pressure na 35 KN para sa 17 1/2", 24 KN para sa 12 1/4", at 17 KN para sa 8 1/2", na nagpapanatili ng hindi bababa sa 30 minuto ng pagbabarena.
4) Para saPDC bits, gumana sa ibaba ng 2 tonelada ng drill pressure sa 60-100 RPM, pagtaas ng presyon at pagsasaayos ng bilis pagkatapos ng pagbabarena ng hindi bababa sa 1-1.5 metro.
- Pagsubok na Pagbabarena upang Matukoy ang Mga Pinakamainam na Parameter
1) Ang pagsubok na pagbabarena ay isang epektibong paraan upang matukoy ang pinakamainam na kumbinasyon ng presyon ng drill at bilis ng pag-ikot para sa pagkamit ng mataas na mga rate ng pagbabarena ng makina.
2) Magsagawa ng trial drilling kapag may mga pagbabago sa formation, mechanical drilling rate, torque, personnel, o operational parameters gaya ng mud properties at hydraulics.
3) Simulan ang trial drilling sa mababang bilis, na may drill pressure na nakatakda sa maximum na inirerekomenda para sa bit.
4) Kapag ang matataas na mekanikal na rate ay makakamit sa iba't ibang kumbinasyon ng presyon at bilis ng drill, piliin ang pinakamababang kumbinasyon na hindi tumatalon sa bilis ng presyon upang mapahaba ang buhay ng bit.
5) Ang pinakamainam na presyon at bilis ng drill ay dapat na ginagabayan ng mga linear na endpoint at mga limitasyon ng metalikang kuwintas.