液动旋冲工具配套PDC钻头在中浅层应用效果分析_李玉海.pdf

2020年第8期西部探矿工程 * 收稿日期 2019-08-26修回日期 2019-11-04 基金项目 中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目 “钻完井技术集成试验与推广应用” 课题三 “液动旋冲工具和涡轮钻具试验研究与应 用”（2016D-4203） 。 第一作者简介 李玉海 （1965-） ， 男 （汉族） ， 内蒙古赤峰人， 高级工程师， 现从事钻井技术科研工作。 液动旋冲工具配套PDC钻头在中浅层应用效果分析 李玉海*， 万发明， 侯圣， 郑瑞强 大庆油田钻井工程技术研究院， 黑龙江大庆 163413 摘要 大情字井油田地层特殊， 上部地层疏松胶结差， 中部地层岩石致密硬度大， 可钻性差， 且泥质 含量高， 在钻井过程中存在机械钻速低、 单趟钻进尺少、 钻头泥包等问题。通过对PDC钻头切削齿 数量、 切削齿尺寸、 刀翼数和保径长度4个主要参数计算， 优选出适合液动旋冲工具的PDC钻头。在 情6-井首次配合液动旋冲工具在中浅层进行试验， 取得了显著效果， 比邻井单趟钻进尺提高 206.1， 机械钻速提高26.2， 减少1趟起下钻。 关键词 PDC钻头； 结构参数； 液动旋冲工具； 中浅层 中图分类号 TE921 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202008-0064-03 大情字井油田位于吉林省乾安县境内松辽盆地南 部中央坳陷区长岭凹陷的中部， 处于乾安次凹陷和黑 帝庙次凹陷之间的相对隆起部位， 是近几年吉林油区 储量和产能建设的重点地区[1-2]。随着勘探步伐的加 快， 中浅层钻速慢、 钻头单趟进尺少等问题日益突出， 影响了该油田的钻井效率。 液动旋冲工具作为大庆油田钻井研究院自主研发 的提速工具， 通过能量转化对钻头做功， 产生周向高频 冲击附加轴向水力加压脉冲。首次提出 “钻头ABS” （钻头制动防抱死系统） 概念， 类似于汽车的 “ABS” 功 能。液动旋冲工具的周向高频冲击机构启动后， 当钻 头即将出现憋钻时， 其可提前防止钻头忽然憋卡、 释放 现象的发生， 体现在扭矩曲线上的直观特征就是趋于 平缓， 是对传统扭矩曲线的 “削峰填谷” 。另外， 轴向水 力加压脉冲功能， 在对钻头辅助柔性加压的同时， 还起 到冲洗井底、 清洁钻头防泥包的作用。综合显示出 提 高钻井速度的同时， 扭矩波动的降低， 使钻头的寿命显 著提高。配合专用PDC钻头在泉头组以下深部砂砾 岩地层取得了良好的使用效果， 平均单趟进尺提高1倍 以上， 机械钻速提高50以上[3]， 但在登娄库上部、 泉头 及嫩江组的致密泥岩地层尚未展开探索应用。 为扩大液动旋冲工具的应用范围， 首次配套武汉 亿斯达通过部分改进的PDC钻头， 在该油田情6- 井嫩江组泉头组中浅部泥岩地层进行现场试验， 机 械钻速和钻头单趟进尺都有了明显提高。 1施工井段地质概况 所钻层位自嫩江组至泉头组， 岩性主要以泥岩、 油 页岩、 粉砂质泥岩、 泥质粉砂岩为主， 泥质含量高、 致密 且钻头容易发生泥包。根据以往所钻的邻井井史资料 （如图1所示） ， 姚家组、 嫩江组、 四方台组、 明水组， 第三 系大安、 泰安以及第四系地层疏松， 白垩统下部青山口 组、 泉头组地层岩石可钻性极值高 （6.3～7.6） ， 机械钻 速低， 钻头单趟进尺少。 图1不同深度岩石可钻性极值曲线 2液动旋冲工具匹配钻头的研选 由于该井液动旋冲工具首次配合武汉亿斯达PDC 钻头， 而非专用钻头使用， 为保证防泥包及提速效果， 64 ChaoXing 2020年第8期西部探矿工程 根据相关力学参数试验结果， 对钻头的主要切削结构 参数进行计算， 对其在产的钻头从以下4个方面进行了 相应的改进。 2.1切削齿数量 切削齿数量与地层抗压强度有关， 较多的切削齿 数， 有利于提高钻头寿命， 但会降低钻井速度。通过建 立钻头切削齿数量与地层抗压强度的关系， 定量确定 钻头切削齿数量， 两者的关系为 Cn10.84lnσ8.3722 岩石的抗压强度可通过岩石力学参数试验获得[4] σ-11.659Kd2191.43Kd-661.31 将两式联立， 得到钻头切削齿数量与地层岩石可 钻性极值的关系， 即 Cn10.34ln-11.659Kd2191.43Kd-661.31 8.3722 式中Cn钻头切削齿数量； σ岩石三轴抗压强度； Kd岩石可钻性极值。 2.2切削齿尺寸 切削齿尺寸与地层可钻性极值有关 （如图2所示） [5]。 一般地层可钻性极值越大， 切削齿尺寸越小。常用的 PDC切削齿尺寸为8mm、 13mm、 16mm、 19mm。 图2岩石可钻性极值与切削齿尺寸关系曲线 2.3钻头刀翼数 钻头刀翼数增加， 作用在切削齿上的冲击载荷变 小， 钻头寿命提高， 但同时也会降低钻头钻进性能[6-7]。 钻头刀翼数与切削齿数关系为 Bn-0.0006Cn20.1576Cn-1.0245 式中Bn钻头刀翼数。 将Cn代入上式， 得到钻头刀翼数与岩石可钻性极 值的关系， 即 Bn-0.064[ln-11.659Kd2191.43Kd-661.31- 11.89]29.324 2.4钻头保径长度 钻头保径长度决定钻头的稳定性和可控性， 保径 长度增加， 钻头稳定性增加， 可控性能降低， PDC钻头 保径长度变化为25～110mm。 LGLGmax- Hsi HT LGmax-LGmin 式中LG、LGmax、LGmin保径长度、 最大保径长 度、 最小保径长度； HT、Hsi整井井深、 定向进尺。 3液动旋冲工具现场试验情况 3.1应用情况 情6-井由钻井四公司30595钻井队施工， 设计 井深2546m， 井型为定向井。2018年5月12日自嫩江 组 （1702m） 开始使用钻井工程技术研究院生产的178 型常规液动旋冲工具， 配合武汉亿斯达改进型PDC钻 头进行提速作业， 在上述理论的基础上， 改进后钻头主 要切削结构参数结果为 刀翼数4， 2个主刀翼2个次刀 翼结构， 切削齿数32， 切削齿尺寸16mm， 长度50.8mm 的短螺旋保径[8-9]， 缩短岩屑在排屑槽内的运行时间。 选用钻头冠部双排布齿， 在主切削齿上布置13mm后 排齿， 提高钻头抗冲击能力、 抗研磨能力。施工中钻压 6t， 转速80r/min， 5月19日钻至泉头组 （2567m） 完钻起 钻。共施工1趟钻， 井段1702～2567m， 总进尺865m， 纯钻137h， 平均机械钻速6.31m/h。钻头出井后轻微 磨损， 可二次入井 （如图3所示） 。 图3钻头磨损情况 65 ChaoXing 2020年第8期西部探矿工程 通过邻井同井段同层位数据对比 （如表1所示） ， 使 用液动旋冲工具后， 平均单趟钻进尺提高206.1， 机械 钻速提高26.2， 节约1趟钻， 1只钻头， 有效地防止了 钻头泥包且钻头出井磨损程度低于邻井。 井号 情6- 情2- 平均 序号 1 1 2 井段m 1702.55～2567 1998.1～2434.25 2434.25～2563 进尺m 864.45 436.15 128.75 282.45 纯钻h 137 83 30 钻速m/h 6.31 5.25 4.29 5.00 进尺效果 98.2 571.4 206.1 提速效果 20.1 47.0 26.2 表1邻井数据对比 图4邻井钻头磨损情况 3.2与邻井对比 邻井情2-井只采用武汉亿斯达未改进PDC钻 头施工， 井段1998.1～2563m， 层位为嫩江组泉头组， 进尺564.9m， 纯钻113h， 机械钻速5m/h。共施工2趟 钻， 平均单趟钻进尺282.45m， 钻头出井磨损严重 （如图 4所示） 。 4结论与认识 （1） 液动旋冲工具在泉头组以下深部砂砾岩高研 磨地层提速效果明显， 在泉头组以上中浅部泥岩地层 配合改进PDC钻头， 机械钻速也优于邻井。 （2） 液动旋冲工具不仅可以配合专用PDC钻头使 用， 也可通过钻头切削结构参数计算， 优选出其他PDC 钻头配合使用。 （3） 液动旋冲工具在提高机械钻速的同时， 也起到 了保护钻头、 防泥包的作用。 （4） 液动旋冲工具在中浅层提速效果低于深部难 钻地层， 但单趟进尺提高显著， 最高提高5倍以上。 参考文献 [1]胡望水,马琳芮,舒志恒,郭宁.大情字井地区西部青山口组储 层特性[J].特种油气藏,2012,19127-30． [2]王志强,鲍志东,何全海,等.松辽盆地南部大情字井油田青二 段油气成藏规律[J].科技导报,2010,281079-82． [3]侯圣,孙磊,万发明,李玉海.深部含砾地层液动旋冲工具钻进 技术探索[J].石油矿场机械,2018,47213-16． [4]张玲,王志强,等.大情字井地区中深井PDC钻头优化设计[J]. 石油矿场机械,2013,42275-78． [5]Jim O Hare.Design Index a Systematic of PDC Drill- bit Selection[C].SPE 59112, 20002-15． [6]Sinor L A.The Effect of PDC Cutter Density,Back Rate,Size and Speed on Perance[ R].IADC/SPE 39306, 1998131- 139． [7]彭华， 李洪兴， 王明华， 等.合川气田上部地层PDC钻头的个 性化设计研究[J].钻采工艺,2011,3439-11． [8]沈忠厚,彭烨.双击PDC钻头井底应力场分析[J].中国石油大 学学报自然科学版,2006,30162-67． [9]Garcia-Gavito D,Azar J J.Proper Nozzle Location,Bit Profile, and Cutter Arrangement Have Significant Effects on PDC Bit Perance[J].SPE 20415, Sept.1990． 66 ChaoXing