改进型PDC钻头技术在锦州砾岩层的应用

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改进型PDC钻头技术在锦州砾岩层的应用

关贺坤，和鹏飞

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

渤海辽东区域馆陶组地层底砾岩硬度高、可钻性差，通过分析钻进期间PDC钻头磨损特征，采用老井资料技术调研等方法，总结出影响底砾岩井段机械钻速慢、钻头寿命短的主要影响因素。阐述了经过钻头切屑齿的改变、优化钻头刀翼数、刀翼形状及布齿密度、钻井参数等诸多方面的优化，研制出一款更适合于辽东馆陶组底砾岩地层高速钻进的强攻击性高寿命钻头，分别在20口井使用。应用实践表明，可以快速、高效直接钻穿馆陶组底部砾岩地层井段，钻井效率提高一倍以上，节省了海上钻井作业时间，经济效益明显。

底砾岩；PDC钻头；渤海油田

随着海洋石油开发的深入，渤海油田的钻井效率大幅度提高，钻井各井段的单项时效要求也随之显得越来越重要。渤海油田辽东区域馆陶组地层存在不同厚度的底砾岩，以杂色、浅灰色为主,砾石以石英砾为主，硬度高、可钻性差；钻进期间对钻头各结构磨损程度大，机械钻速慢，钻头寿命短，在钻井过程中对钻进的整体效率有很大的影响。统计钻井资料显示，底部砾岩一次性钻穿率不高，大部分井都需要中途起钻下趟牙轮钻头钻穿底部砾岩[1-4]。在保证砾岩上部地层机械钻速前提下，如何实现一个钻头钻穿馆陶组底部砾岩成为钻井提效的重点。

1 地质特征

1）平原组。垂厚300m左右，上部为松软海底沉积物，下部为大块卵石及砾石。

2）明化镇组。明化镇组上段，垂厚600m左右，中上部为厚层含砾石砂岩夹泥岩，下部为厚层砂岩夹薄层泥岩。明化镇组下段，垂厚150m左右，砂岩为主，含砾石砂岩夹薄层泥岩。

3）馆陶组。垂厚300m左右，上部为厚层砾岩、含砾砂岩、夹薄层泥岩；下部为大套砂砾岩。

2 钻头磨损原因分析

2.1 地层可钻性分析

从地层分析来看，该区域馆陶组，地层抗压强度：34.47～82.74MPa，内摩擦角：28°～36°，含多套硬夹层，局部地层抗压强度超过82.74MPa，内摩擦角达到42°，属于中高抗压强度，中等研磨性地层（图1）。岩性主要为：上部为厚层砂岩、含砾砂岩、夹薄层泥岩；下部为大套砂砾岩。

图1 地层可钻性分析图

2.2 钻头磨损原因分析

砾岩地层由于岩屑颗粒混杂，且粒径较大（大于2mm）胶结较硬，由于钻头涡动以及PDC复合片磕碰严重，一般PDC钻头不适于钻此类地层。在渤海油田开发过程中，通过对常规钻头的加强改进，实现了PDC钻头在砾岩地层的钻进，尤其是馆陶组底部砾岩，此类PDC具有6～7刀翼、冠部较为平坦、双排切削齿等常规特点，其耐磨性大于攻击性，在绥中区域等应用良好[5-6]。但是渤海油田馆陶组底部砾岩呈现自南向北厚度加深且可钻性变差的规律，在锦州等广大辽东区域，馆陶组底部砾岩垂直厚度达到了90m，PDC钻头不能直接钻穿该段地层的情况时有发生，但总体相对于牙轮钻头情况较好，一方面牙轮钻头轴承寿命有限制，一方面进尺效率确实低于PDC钻头。图2为某井出井7刀翼PDC钻头，钻头磨损严重，且未钻穿砾岩层。

图2 某井出井PDC钻头状况

3 对PDC钻头的针对性改进

Φ311.2mm井段上部地层主要应对馆陶组底砾岩采用7刀翼、19mm切削齿钻头，在新钻井作业前通过优化钻头的抗冲击性、钻头冠型，浅内锥、大鼻部圆弧等结构来解决上部地层较高造斜及钻穿底砾岩的要求。在作业中也通过现场作业情况及钻头出井情况再进行深入分析讨论，将钻头薄弱环节再次优化，达到钻头高速钻穿底砾岩的目的并延长其使用寿命。

3.1 增加钻头抗冲击性

针对前期使用的钻头整体切削齿崩损严重，且外排齿也损坏严重，未能有效的保护前排齿。改进设计方案将原钻头上的外排齿防碰节全部改为抗冲击性能更好的19mm外排齿，且尽量向钻头心部增加外排齿，整体增加钻头抗冲性能（图3）。

图3 改进前后PDC布齿情况

3.2 增加钻头工作稳定性

PDC钻头在设计初期主要针对软或者中硬地层，且地层均质性要求较好，操作较为谨慎。随着实践和认知的不断加深，PDC钻头形制的改进从未停止。对于砾岩地层，整个PDC钻头需要抗研磨性较高，而非针对中硬或者软均质地层的刀翼吃入、切削，砾岩地层中PDC钻头需要微量吃入，稳定切削，PDC金刚石复合片抗研磨性和钻头冠部抗研磨性要加强。针对原钻头冠型较尖，容易造成工作状态不稳定，特别是在馆陶组底部砾岩层中，可能会加速切削崩损。改进设计方案采用平坦的冠型，为了进一步增加钻头的工作稳定性，钻头心部刀翼的数量由原来的3个改为4个；刀翼宽度也由于原来的47mm增加到65mm（图4）。

图4 改进前后PDC冠部形状

3.3 增强保径强度

由于本区域油田馆陶组底部底砾岩垂深较厚，所钻井均为定向井或者水平井，砾岩段斜深也相应加长，钻头及钻具在砾岩段钻进时间较长，钻头保径磨损一般较为严重。常规的底部砾岩7刀翼钻头保径部分未敷焊金刚石复合片，保径耐磨损强度较低，保径磨损以后钻头的不稳定性也增强，进一步限制了钻头的最大效率。针对这种状况，改进的设计方案专门加强钻头的保径强度，保径上设计有保径齿、倒划眼、弧面平躺齿（图5）。

图5 改进前后PDC保径

3.4 复合片的改进

PDC钻头金刚石复合片是其核心部件，是PDC钻头区别于刮刀钻头的一大特点，也是整个钻头切削、抗磨损的主要部分。国内外对于PDC钻头形制的改进较多，对于PDC金刚石复合片的研究较少，尤其在砾岩钻进中，复合片容易受到砾岩颗粒的不稳定、不均衡磕碰导致复合片破损为主，且有效切削时间明显减少，因此如何提高复合片的抗冲击性，增强井底不稳定抵抗对于高效钻穿馆陶组底部砾岩至关重要。PDC金刚石复合片其形状一般为短圆柱体，史密斯公司近年着力研究可旋转式复合片，能够将磨损载荷均等化。本次渤海油田改进采用改变PDC金刚石复合片形制的方式，利用圆弧形复合片面部设计，使改进设计后的钻头使用抗冲击性能更好的大倒角复合片，前排齿和后排齿都使用大倒角复合片（图6）。

图6 改进前后的大倾角复合片

3.5 力平衡设计

钻头的稳定性也是钻头设计中需要重视的因素。通过对钻头复合片受力进行力不平衡计算，把这种不平衡力控制在3%以内，钻头在工作时就可以有很好的稳定性。通过优化，钻头重心优化到距中轴线1.5mm以内，减轻大钻头高速旋转时的动载荷冲击。

4 现场应用

4.1 钻具组合

311.15 mmPDC钻头+244.48mm螺杆马达(1.15°)+ 203.2mm浮阀+279.4mm扶正器+203.2mm非磁钻铤+203.2mmMWD仪器+203.2mm非磁钻铤+ 203.2mm随钻震击器+变扣接头+127mm加重钻杆。

4.2 钻井参数的选择

渤海油田长期采用保护型参数，保证PDC钻头一次性钻穿馆陶组底部砾岩，即“三三三”参数[6-10]，钻压保持30kN以内、排量维持在50L/s、转速30r/min。为配合改进型PDC钻头高效钻穿，对钻井参数进行分段细化、优化，主要有：在底部砾岩垂深顶前50m降低参数，采用常规的“三三三”参数稳定钻进；砾岩中下部钻进采用钻压30～40kN、排量提高至53.3L/s、转速维持30r/min参数钻进，虽然转速没提高，但是由于馆陶组底部砾岩段均采用螺杆马达钻具，排量的提高也对应底部组合钻头转速提高；离预测砾岩底垂深30m时，进一步提高参数至钻压40～60kN、排量55～58.3L/min、转速40r/min，利用冲刺作用高效钻穿。

4.3 底砾岩井段的井眼轨迹设计

为了保证底砾岩井段的高效钻穿，避免滑动定向，在底砾岩井段进行井眼轨迹优化设计，一般该段段长约2～3柱钻杆长度，井眼轨迹设计为稳斜段，如有造斜需要则在底砾岩以上井段以略高的造斜率完成或者在钻穿底砾岩后在东营组地层设计略高的造斜率。

4.4 应用效果

改进型PDC钻头在辽东区域油田开发过程中成功应用，本区块老井的机械钻速见表1。馆陶组底砾岩平均机械钻速维持在4m/h左右。

2013-2014年投入开发的油田，经过使用改进型的PDC钻头应对馆陶组底砾岩，凸显了其进尺快，寿命长，更耐用，较从前老井使用普通PDC钻头和牙轮钻头有了很大地突破。改进后的钻头应用20井次以上，平均机械钻速达到了9.6m/h，相比牙轮钻头及常规PDC钻头在底砾岩段的平均机械钻速（大约在4m/h）改进后的PDC钻头机械钻速较以前提高了约140%，且均钻穿馆陶组底部砾岩，平均每口井节省时间12h以上（图7）。通过改进型PDC钻头的成功应用，在提高钻井时效、缩短作业周期方面发挥了积极作用，为油田提高开发效益作出了较大贡献。

表1 锦州9-3生产井井馆陶组底砾岩地层机械钻速

5 结论

1）通过对PDC钻头的优化，尤其是使用复合片保径及增加侧向切削齿能有效增加保径块的抗研磨能力，应用实践表明可以快速、高效的钻穿锦州区域馆陶组底砾岩地层。

2）从优化效果可以看出对肩部切削结构优化后抗冲击能力有效提高，肩部切削齿的崩齿现象减少；优化切削结构，增加内排齿切削齿的寿命，使钻头保持攻击性，有利于提高钻头整体机械钻速；使用抗冲击更强的切削齿，提高钻头寿命有利于提高机械钻速。

图7 改进型PDC钻头应用对比

3）目前锦州区域是渤海海域内具有较大潜力的开发区域，馆陶组底砾岩作为该区域油气层之上的典型标志层，一直是钻井工程的主要钻进难点，应用PDC优化技术对于油田的进一步高效开发具有较好的意义。

[1]付建民,韩雪银,孙晓飞,等.PDC钻头防涡技术在砾岩地层中的应用[J].石油钻采工艺,2012(s1):5-8.

[2]邓建明,刘小刚,马英文,等.渤海油田钻井提效新技术及其应用实践[J].中国海上油气,2016,28(3):106-110.

[3]付建民,韩雪银,马英文,等.vo rteX型动力导向钻井系统在渤海油田的应用[J].石油钻探技术,2014(3):118-122.

[4]和鹏飞,孔志刚.Power Drive Xceed指向式旋转导向系统在渤海某油田的应用[J].探矿工程(岩土钻掘工程),2013(11): 45-48.

[5]陈洪涛,黄继庆,滕惠婷,等.防涡PDC钻头的研究与应用[J].钻采工艺,2010,33(2):76-78.

[6]姬洪刚,卓振洲,张雪峰,等.渤海某油田利用模块钻机调整井钻井作业的难点与对策[J].科技创新与应用,2014(6): 77-78.

[7]刘鹏飞,和鹏飞,李凡,等.欠位移水平井C33H井裸眼悬空侧钻技术[J].石油钻采工艺,2014(1):44-47.

[8]刘鹏飞,和鹏飞,李凡,等.Power Drive Archer型旋转导向系统在绥中油田应用[J].石油矿场机械,2014,43(6):65-68. [9]和鹏飞,万祥,罗曼,等.渤海疏松砂岩密闭取心低收获率应对措施探讨[J].非常规油气,2016,3(3):24-26.

[10]陈龙,和鹏飞,张鑫,等.水力振荡钻井提速技术在渤海油田中的应用[J].科技创新与应用,2016(10):82-82.

The basal conglomerate of Guantao Formation in Bohai Liaodong area is of high hardness and poor drillability,and the main factors resulting the low drilling speed and the short drill bit service life in the drilling process of the basal conglomerate are summed up according to the investigation of old well data and the analysis of the wear characteristics of PDC drilling bit.A kind of long life drill bit suitable for the drilling of the basal conglomerate of Guantao Formation in Bohai Liaodong area was developed through improving the chip teeth of PDC drill bit(including the optimization of the number,shape and distribution density of the chip teeth)and optimizing drilling parameters.The application of the improved PDC bit in 20 wells shows that it can quickly and efficiently drill through the basal conglomerate formation of Guantao Formation,and the drilling efficiency is more than doubled.Therefore the time of offshore drilling operation is saved,and the economic benefit is obvious.

basal conglomerate;PDC bit;Bohai Oilfield

贾强

2016-10-08

摄影/胡兴豪

关贺坤（1984-），男，工程师，现主要从事海洋石油钻完井技术监督工作。