PDC-牙轮复合钻头在南堡油田大斜度井的应用

朱宽亮， 周 岩， 胡中志

(中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004)

冀东油田南堡滩海油区主要采用海油陆探陆采方式进行勘探与开发，井型主要为大斜度井，随着勘探开发的不断深入，水平位移大于2 000.00 m的大斜度井不断增多[1-2]。为了控制井眼轨迹需要进行滑动钻进，但因大斜度定向井段摩阻扭矩大，采用常规PDC钻头进行滑动钻进时，存在托压严重、钻压传递不平稳、工具面难以控制等问题[3-10]；如采用牙轮钻头钻进，因使用“螺杆+转盘”钻进转速高，实施井段短，且易发生掉牙轮事故，制约了大斜度井的钻井速度；采用旋转导向钻井技术可以解决上述问题，但成本高。通过调研和相关实践发现，在目前经济技术条件下，PDC-牙轮复合钻头可有效解决大斜度井定向井段托压严重、定向工具面不稳等问题。该类钻头融合了PDC钻头与牙轮钻头的结构和破岩方式，使之具备了两者的优点，有效释放了地层破碎应力，减少了钻头的粘滑，提高了方向控制能力，减小了钻头的横向振动幅度，有利于滑动钻进与提速[11-13]。因此，南堡油田根据实钻地层的特性和大斜度井的钻井工艺要求，对PDC-牙轮复合钻头进行了个性化设计，设计了“2牙轮+2 PDC固定刀翼”和“4 PDC固定刀翼+2牙轮”2种切削结构的PDC-牙轮复合钻头。“2牙轮+2 PDC固定刀翼”和“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头分别在NP2-33井和NP5-28井进行了现场试验，均未出现托压现象，工具面稳定，机械钻速和单只钻头进尺相比邻井均提高1倍以上，返出岩屑的粒径同牙轮钻头破碎地层产生岩屑的粒径相当，有利于判别岩性和录井。

1 大斜度井钻井技术难点

1) 摩阻扭矩大，定向钻进效率低。南堡油田大斜度井的井斜角主要集中在45°～60°，且位移较大。而大斜度井钻井过程中易在定向井段形成岩屑床[14]，造成摩阻扭矩大。采用PDC钻头钻进大斜度井定向井段，托压严重，钻压难以有效传至钻头，且定向工具面不稳[15-16]。南堡油田以往在采用PDC钻头钻大斜度井时，需要多次起下钻调整定向工具面，摆放一次定向工具面需耗时30 min左右，严重影响了钻井速度。而采用牙轮钻头钻进大斜度井定向井段，牙轮钻头的使用寿命短，进尺短，单只牙轮钻头的平均寿命只有40～50 h，平均进尺不足100.00 m，需频繁起下钻更换钻头，需要用4只牙轮钻头才能完成1口大斜度井定向井段的钻进。

2)深层岩性复杂，机械钻速低。南堡油田油气藏埋藏相对较深，东营组和沙河街组地层岩性复杂，非均质性强，软硬交错，地层岩石可钻性级值为3～7，最高强度达1 061 MPa。钻遇软硬夹层时钻头需要承受较大的冲击载荷，易导致钻头先期损坏[17]，且硬地层钻头吃入难，加之滑动钻进时托压严重，钻压不能完全施加到钻头，平均机械钻速不足2.0 m/h，平均单只PDC钻头进尺不足200.00 m。

3) 油气卡层、岩屑录井要求高。南堡油田大斜度井钻井过程中地层油气显示弱，录井荧光大部分小于7级，而采用PDC钻头钻进，由于其破岩方式是剪切破岩，且钻速高，产生岩屑粒径小，难以区分砂泥地层，不利于岩性判别和卡层，易漏失油气层，并且不利于岩屑录井;而采用牙轮钻头钻速低，严重影响勘探开发进程。

2 PDC-牙轮复合钻头结构设计

PDC-牙轮复合钻头兼具PDC钻头和牙轮钻头的特色和优势，能同时实现剪切破岩和冲击压碎破岩，用其进行定向钻进能显著降低扭矩、钻头的横向振动和粘滑趋势，提高其破岩能力和导向钻进能力。由于PDC-牙轮复合钻头对地层及使用条件的变化十分敏感，钻头复合切削结构与地层适应性、钻头的定向能力与切削结构的复合方式均具有十分密切的联系[18-25]。因此，针对南堡油田大斜度井钻遇地层岩性复杂的特点，优化设计了2种切削结构的PDC-牙轮复合钻头。

2.1 钻头整体结构

第1种切削结构的PDC-牙轮复合钻头的切削结构为2 PDC固定刀翼和2牙轮相间布置的结构(见图1)。该钻头的2牙轮采用φ11.0 mm楔形齿、高密度布齿方式，以降低冲击造成的钻头振动；2 PDC固定刀翼采用独立保径设计，以增强钻头工作时的平稳性。

图1 “2牙轮+2 PDC固定刀翼”复合钻头结构Fig.1 Structure of hybrid bit with“2 rollers+2 fixed PDC cutters”

第2种PDC-牙轮复合钻头的切削结构为4 PDC固定刀翼和2牙轮相间布置的结构(见图2)。该钻头的2牙轮采用φ14.0 mm的楔形齿、中高密度布齿方式，以提高钻头的抗冲击能力；4 PDC固定刀翼成X形分布，并采用对称式固定保径设计，以增强钻头工作时的稳定性。

图2 “4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头结构Fig.2 Structure of hybrid bit with“4 fixed PDC cutters+2 roller”

2.2 冠部形状设计

2种PDC-牙轮复合钻头均采用直线-圆弧冠部、浅内锥、短外锥和短圆弧半径设计。该设计可以满足大斜度井定向钻进需要，保证钻头的攻击性，提高机械钻速。浅内锥、短外锥冠部设计有利于降低钻头的切向力，更有利于定向钻进过程中工具面的控制，降低钻头扭矩，定向钻进过程中可有效减少摆工具面的时间，提高定向钻进能力，同时可以提高牙轮的破岩效率。牙轮径向采用全覆盖设计，增强了PDC-牙轮复合钻头的破岩效率，特别是增强了复合钻进时复杂运动条件下牙轮辅助破岩的作用，并且这种设计满足了牙轮布齿与PDC固定刀翼布齿的匹配关系。

2.3 切削结构与保径设计

为提高破岩效率，“2牙轮+2 PDC固定刀翼”复合钻头PDC固定刀翼的主切削齿采用φ16.0 mm PDC复合片，后倾角设计为20°～30°。为增强刀翼本体的耐磨性，保护刀翼本体，防止钻头环切和掏心磨损，PDC固定刀翼心部的冠顶面设置了平镶PDC齿(见图1)。牙轮切削齿直径为11.0 mm，采用高密度布齿方式(见图3)，牙轮的切削结构设计覆盖至外肩部，以减小因牙轮切削齿冲击带来的钻头振动，增强钻头的稳定性。牙轮外排主切削齿圈参与保径，以提高钻头的稳定性和造斜能力、减小钻头反扭矩、增强工具面的可控性。采用短保径、强主动保径+被动保径，可以在保证钻头侧切能力和造斜性能的同时，确保钻头的保径能力。

图3 “2牙轮+2 PDC固定刀翼”复合钻头切削轮廓曲线及径向布齿Fig.3 Cutting profiles and arrangement of radial teeth of hybrid bit with“2 rollers+2 fixed PDC cutters”

“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头PDC固定刀翼的主切削齿同样采用φ16.0 mmPDC复合片，后倾角设计为20°～30°。4 PDC固定刀翼成X形分布，可以增加复合钻头固定保径结构空间，增强钻头工作时的稳定性。牙轮切削齿设计为φ14.0 mm的楔形齿，采用中高密度布齿方式(见图2)，以提高钻头的破岩效率。该钻头冠顶面设置了减震齿(见图4)，以提高钻头的稳定性，减小冲击载荷对钻头的振动。牙轮与PDC齿复合覆盖区至外肩部，有利于延长PDC固定切削齿的使用寿命。4 PDC固定刀翼采用主动保径加被动保径方式，以提高钻头的稳定性和保径能力。

图4 “4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头切削轮廓曲线及径向布齿Fig.4 Cutting profiles and arrangement of radial teeth of hybrid bit with“4 fixed PDC cutters+2 rollers”

2.4 水力结构设计

“2牙轮+2 PDC固定刀翼”复合钻头设置了4个喷嘴，心部为2个φ13.0 mm喷嘴，外部为2个φ16.0 mm喷嘴(见图1)，以提高清洗效果、防止发生泥包钻头。“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头设置了6喷嘴，心部为2个φ13.0 mm喷嘴、外部为2个φ13.0 mm喷嘴，2 PDC固定刀翼间有1个φ13.0 mm喷嘴(见图2)，以提高清洗和冷却效果。

3 现场试验

“2牙轮+2 PDC固定刀翼”和“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头分别在南堡油田NP2-33井和NP5-28井进行了试验。NP2-33井采用“2牙轮+2 PDC固定刀翼”复合钻头钻进定向井段，进尺315.00 m，平均机械钻速11.00 m/h，与采用牙轮钻头的邻井相比，平均机械钻速提高了75 %，进尺提高了87.5 %。NP5-28井采用“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头钻进定向井段，进尺328.00 m，平均机械钻速10.9 m/h，与采用牙轮钻头的邻井相比，进尺与机械钻速均提高3倍以上，与采用PDC钻头的邻井相比，机械钻速提高了33%。这说明2种不同切削结构的复合钻头在大斜度井定向井段均具有良好的适应性。上述2口井试验过程中，未出现托压现象，扭矩与采用牙轮钻头时相近，工具面稳定,且循环出的岩屑的粒径与采用牙轮钻头时相当，达到了地质卡层与岩屑录井的要求。下面以NP5-28井为例介绍PDC-牙轮复合钻头的具体试验情况。

NP5-28井是部署在NP5号构造的一口预探大斜度井，设计井深4 283.00 m，最大井斜角55.9 °，最大位移1 150.00 m，垂深3 776.00 m。造斜点在井深2 576.00 m处，设计造斜率2.1°/30m，造斜井段长798.00 m。定向井段上段为泥岩、粉砂质泥岩和细砂岩地层，下段为泥岩、泥岩夹细砂岩和粉砂岩地层。该井定向井段钻至井深3 060.00 m时，滑动定向钻进托压达到300 kN左右，无法实现有效定向钻进，于是起钻进行“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头钻进试验。

试验所用钻具组合为φ215.9 mmPDC-牙轮复合钻头+φ172.0 mm×1.25°螺杆+φ172.0 mm无磁钻铤1根+φ177.8 mm MWD+φ177.8 mm无磁钻铤1根+φ127.0 mm加重钻杆15根+φ127.0 mm钻杆。钻井参数：钻压30～100 kN，转速30 r/min，排量32 L/s，泵压17～19 MPa。

试验井段为3 060.00～3 388.53 m，井斜角由31.9 °增至54.9 °，方位角13.97 °。PDC-牙轮复合钻头在试验井段共进行了7次定向钻进，前3次定向钻进每复合钻进20.00～25.00 m，滑动钻进10.00 m，后4次定向钻进每复合钻进约10.00 m，滑动钻进5.00 m。该钻头滑动钻进总进尺55.00 m，纯钻时间11.7 h，平均机械钻速为4.70 m/h；复合钻进总进尺273.00 m，纯钻时间18.4 h，平均机速14.86 m/h。试验过程中，扭矩波动不大，与采用牙轮钻头时接近。滑动钻进时的造斜率达(8.5°～12.0°)/30m，复合钻进时的自然增斜率为1.5°/30m，表明该复合钻头造斜率高，工具面易控制，方位相对稳定。

PDC-牙轮复合钻头定向钻进循环出岩屑的粒径约为4.0～7.0 mm，与邻井采用牙轮钻头钻进循环出岩屑的粒径(约2.0～4.0 mm)相当，满足岩屑录井要求，并有利于判别地层的岩性。

试验结束，起出“4 PDC固定刀翼+2牙轮”复合钻头观察发现：PDC固定刀翼的切削齿磨损轻微且磨损均匀，心部齿没有明显磨损，冠顶、外锥部前排齿有轻微磨损；牙轮齿有较小程度的磨损，磨损较为均匀，且磨损高度不超过0.5 mm；2个牙轮均能转动，轴承密封未失效，轴承未出现旷动；钻头保径较完好，钻头未缩径，覆焊层无明显冲蚀现象，喷嘴完好、通畅。

4 结论与建议

1) PDC-牙轮复合钻头在大斜度井定向井段的滑动钻进定向效果与牙轮钻头相当，机械钻速明显高于牙轮钻头，能解决大斜度井定向井段摩阻扭矩大、托压严重和工具面不稳定的问题，并能够提高大斜度井定向井段的钻进速度。

2)PDC-牙轮复合钻头破碎岩石产生的岩屑粒径比PDC钻头破碎岩石产生的岩屑粒径大，与牙轮钻头破碎岩石产生的岩屑粒径相当，有利于岩屑录井。

3) 2种切削结构的PDC-牙轮复合钻头在大斜度井定向井段均表现出了良好的适应性，取得了较好的效果，建议进一步探索PDC-牙轮复合钻头在不同井深、层位、岩性条件下的钻井效果。

4) 建议进一步加强PDC与牙轮钻头的匹配关系、冠部形状、布齿密度、切削能量分配等方面的研究，以扩大PDC-牙轮钻头的应用范围。

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