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PDC钻头新进展及发展思考
潘军1, 王敏生2, 光新军2     
1. 中国石油化工股份有限公司油田事业部 ;
2. 中国石化石油工程技术研究院
摘要: 为了提高钻井破岩效率和延长钻头使用寿命,减少起下钻次数,缩短钻井周期,降低钻井作业成本,国外近年研发了一系列新型PDC钻头。分析了全球PDC钻头市场发展趋势,总结了PDC钻头新进展及现场应用情况,包括基于加工制造的新型PDC钻头、基于切削齿形状设计的新型PDC钻头、基于切削齿布齿的PDC钻头、复合PDC钻头、用于页岩储层的定向PDC钻头以及用于地质评价的微芯PDC钻头。结合我国PDC钻头技术现状,提出了我国PDC钻头需要对破岩机理、高温耐磨材料、加工制造工艺、切削齿形状、结构和个性化钻头等方面开展攻关研究。同时指出,及时了解和掌握国外PDC钻头技术的最新进展,对优化我国PDC钻头技术的发展规划和科研方向,以及加快PDC钻头的研发具有重要意义。
关键词: PDC钻头     复合钻头     定向钻头     微芯钻头     旋转切削齿     锥形切削齿     进展    
New Progress and Future Development of PDC Bit
Pan Jun1, Wang Minsheng2, Guang Xinjun2     
1. Oilfield Business Division, China Petroleum & Chemical Corporation ;
2. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Abstract: A series of new PDC bits have been developed in foreign countries in order to raise rock breaking efficiency, extend bit service life and reduce trips, drilling cycle and drilling cost. In this paper, global market development trend of PDC bits is analyzed; new progress and field application of PDC bits are summarized, including manufacture-based PDC bit, cutter shape design-based PDC bit, cutter tooth arrangement-based PDC bit, compound PDC bit, directional PDC bit used for shale reservoir and micro-core PDC bit used for geological evaluation. Technical status of PDC bits in China was investigated,indicating that these bits should be upgraded in respect of rock breaking mechanism, high temperature wear-resistant materials, manufacture process, cutter shape and structure, customized bit and other aspects.Understanding the latest development of foreign PDC bit technologies is of great importance for optimizing the development plan and research direction of PDC bits in China.
Key words: PDC bit     hybrid bit     directional bit     micro-core bit     rotary cutter     tapered cutter     progress    

0 引 言

钻头是钻井作业的核心利器之一,通过钻头材料、设计和制造等技术的不断创新,研发高效破岩及长寿命钻头可以缩短起下钻作业时间和钻井周期,大幅提高作业效率,降低作业成本。目前,国外大型油田技术服务公司非常重视钻头业务的发展,投入大量资金,开展了大量的研究,取得了诸多进展。及时了解和掌握国外PDC钻头技术的最新进展,对优化我国PDC钻头技术的发展规划和科研方向,以及加快PDC钻头的研发具有重要意义。

1 全球PDC钻头市场

在科技进步和市场需求的推动下,PDC钻头的市场份额一直在增长,直到最近几年,这种增长的趋势才趋于缓慢。1974年和1975年PDC钻头分别在波斯湾和北海成功应用。1980年全球PDC钻头的总进尺占比达2%,并开始在作业成本相对较高的墨西哥湾地区使用。1990年,PDC钻头总进尺占比达5%。至2000年,PDC钻头的总进尺占比达到了24%。2000年后,PDC钻头的应用迅速增加,早期认为不适合PDC钻头的地层也得到了经济而有效的钻进。钻头公司在总结应用经验和改进设计的基础上,研发了针对现场需要的各种PDC钻头。2004年,PDC钻头市场占有率约50%,总进尺接近60%。2010年,得益于PDC钻头复合片脱钴技术的发展,PDC钻头总进尺占到了65%。目前,PDC市场占有率达到75%~80%,总进尺达到90%[1]

2 PDC钻头新进展 2.1 基于加工制造的新型PDC钻头 2.1.1 脱钴PDC钻头

PDC钻头齿通常采用钴作为金刚石颗粒的粘结剂,由于钴的存在,金刚石会在更低的温度下转化成石墨。同时,钴和金刚石的热膨胀系数差别较大,加热过程中,钴的膨胀速度比金刚石的膨胀速度快,影响金刚石颗粒间的粘结。使用时,PDC钻头最热的部位是与地层接触的切削刃,随着接触点距离的增加,温度急剧下降。通过改善PDC切削刃处的抗热性就能大幅度提高其性能。目前脱钴PDC钻头表面一层中的钴通过酸蚀作业被除掉,深度可达200 μm,即“脱钴”。脱钴PDC钻头能够大幅降低退化风险,并改善工具的耐热性。印度凯恩能源公司采用斯伦贝谢脱钴PDC钻头在Barmer盆地的3口ø152.4 mm硬地层井眼中累积钻进2 328 m,平均机械钻速10.7 m/h,相对普通钻头节约了47%的钻进时间,同时钻头磨损较小[2]

2.1.2 ONYX切削齿PDC钻头

为了解决PDC钻头在硬质研磨性地层中效果差的问题,斯伦贝谢公司研发了ONYX切削齿PDC钻头(见图 1)。该钻头不仅具有较好的热稳定性,还具有很好的耐磨性和抗冲击性。ONYX切削齿制造分2步:①通过传统高温高压流程制造聚晶金刚石复合片,再用酸处理复合片;②将复合片在硬质合金基底上安装好,再次进行高温高压处理,最后经过再处理,移除第2次高温高压处理时渗入的杂质。在西非一砂岩/页岩交互的高研磨性地层采用该钻头,与邻井相比,该钻头进尺增加165%,机械钻速达21.18 m/h,提高了122%。

图 1 8刮刀ø311.2 mm(12 1/4 in) ONYX切削齿PDC钻头 Fig.1 PDC bit of 8-blade ø311.2 mm ONYX cutter

2.1.3 防泥包镀层PDC钻头

沙特阿美石油公司采用定向井钻穿碳酸盐岩、页岩和泥页,中部的泥岩段经常出现PDC钻头泥包的问题,而起下钻换钻头延长了非生产作业时间。使用各种PDC钻头的水力参数配置和非粘结涂层来解决PDC泥包问题的效果并不明显,也曾尝试使用降低PDC钻头泥包的多种水基钻井液处理剂,虽然有一定效果,但是整体上钻头和扶正器泥包问题还没有很好解决。

斯伦贝谢公司通过大量研究发现,粗糙PDC钻头胎体表面增加了PDC钻头的粘附力,尤其在钻井液静止后PDC钻头齿的静电力使粘土粘附在钻头表面,从而导致钻头泥包。对现有ø304.8 mm(12 in)PDC钻头进行防泥包镀层技术(ABC)处理,即对PDC钻头进行镍磷耐磨加厚处理和电镀处理形成强的化学键避免上述问题发生。ABC技术表面比原ø304.8 mm钻头基质表面更光滑,从而有利于防止钻头泥包。ABC技术在沙特进行了3口井的现场应用,应用情况见表 1。从表可见,应用该技术的井机械钻速比邻井至少提高23%,每英尺费用比邻井节约至少8%[3]

表 1 ABC技术应用情况 Table 1 Application of ABC technology
名称应用井段/ m平均机械钻速/ (m·h-1)邻井机械钻速/ (m·h-1)钻速提 高率/%
井1658~3 55415.411.525
井23 057~4 1249.87.523
井3497~3 68716.61.790

2.2 基于切削齿形状设计的新型PDC钻头 2.2.1 360°旋转切削齿PDC钻头

传统PDC钻头的切削齿接触地层的部分固定,切削齿的磨损也发生在相对固定的位置,随着齿磨损程度增加,以及固定接触面摩擦产生高温的破坏作用,钻进效率下降,钻头寿命缩短。斯伦贝谢公司360°可旋转切削齿钻头在PDC钻头磨损程度最高的位置将传统切削齿替代为360°可旋转齿。齿座以铜焊方式镶嵌至PDC钻头刀翼,固定切削齿并允许其旋转。在钻进过程中,切削齿可360°自由旋转,切削齿边缘全面接触地层,使得齿边缘分散承受磨损,与地层岩石摩擦产生的热量也相对分散,保证切削齿在较长时间内保持锋利。由于切削齿边缘全部被利用,切削齿和钻头的寿命明显延长,钻头进尺增加。在美国Oklahoma一研磨性极高的石英砂岩地层的应用中,采用带7个旋转齿的ø155.6 mm(6 1/8 in)PDC钻头,井斜90°条件下平均机械钻速7.6 m/h,钻头进尺476 m。在该水平段钻进,共使用传统固定齿PDC钻头7只,与最长进尺(304 m)钻头相比,新型钻头进尺提高57%,同钻速最快固定齿钻头相比,新型钻头机械钻速提高44%[4-6]。该钻头旋转切削齿分布及结构如图 2所示。

图 2 旋转切削齿分布及结构 Fig.2 Distribution and structure of rotary cutter

2.2.2 锥形齿PDC钻头

针对PDC钻头在钻遇硬地层、研磨性较强地层和夹层时产生的有害振动,大大缩短钻头使用寿命的问题,斯伦贝谢研发了Stinger锥形齿PDC钻头,在钻头中心布置一个超厚圆锥形聚晶金刚石复合片,其外形如图 3所示。

图 3 Stinger PDC钻头 Fig.3 Stinger PDC bit

Stinger锥形齿PDC钻头的破岩机理:井底周围仍然以切削破岩为主,而在井底中心处形成一凸起岩芯柱,钻压通过钻头中心圆锥形聚晶金刚石复合片连续不断地作用于井底凸起岩芯柱,形成冲击、挤压破碎,进而提高机械钻速。同时钻头围绕着凸起岩芯柱旋转可增加钻头工作时的稳定性,减少有害振动,进而延长钻头使用寿命。在犹他州Wasatch地层砂岩和页岩复杂交互地层,使用ø200.0 mm(7 7/8 in)Mi616 Stinger PDC钻头配合带有1.5°弯接头的钻井马达,提高机械钻速14%[7-8]

通过深入研究锥形齿复合片的破岩机理及其应用情况,斯伦贝谢又研发了第2代锥形齿PDC钻头——StingerBlade钻头,如图 4所示。该钻头使用了表面有超厚聚晶金刚石层的锥形齿,并将大量锥形齿布置在钻头的刀翼部分,形成特殊的破岩结构和破岩组合,与常规PDC复合片互为补充,以提高钻头的机械钻速。该钻头的主要特点:①通过大量分布的锥形齿提升破岩效率。锥形齿将以往分散的载荷集中于一点,通过犁削和剪切方式来破碎岩石,大大提高了破岩效率。同时,锥形齿比平面齿拥有更大的金刚石表面,从而提高了切削齿的强度和耐磨性。②具有更好的进取性,钻水平井曲率半径更小。传统PDC钻头在钻遇硬地层或夹层时,扭矩和工具面角波动较大,导致低造斜率和钻时更长。由于集中的点载荷,StingerBlade钻头能减少扭矩波动,更好地控制工具面角,使得施加在地层的钻压更加有效,能量利用效率高,实现短曲率半径造斜。③避免切削过程中的振动,使BHA更加稳定。由于StingerBlade切削齿使切削过程更稳定,因此减小了钻进过程中的振动,增加了单次入井进尺,尤其是延长了钻头和BHA组合的寿命。④获得更大的岩屑,有利于更好的储层评价。锥形切削齿结构使其在切削岩石过程中能够获取更大的岩屑,有助于后期岩石特性、孔隙度、渗透率以及油气显示分析的准确性。

图 4 StingerBlade钻头 Fig.4 StingerBlade bit

在得克萨斯,将StingerBlade钻头与常规PDC钻头进行了对比,2口井相距15 m,采用相同的钻机、BHA和钻井参数钻进240 m,钻遇灰岩、砂岩和页岩交互地层。通过钻头上的测井装置显示,相比常规PDC钻头,StingBlade钻头水平振动降低53%,轴向振动降低37%。在澳大利亚海上,作业者采用该钻头钻ø311.2 mm垂直井眼,钻遇高强度的交错灰岩和黑硅石,第1只钻头钻进1 516 m,机械钻速11 m/h,相比邻井进尺提高了97%;第2只钻头钻至总深,平均机械钻速16 m/h,相比常规PDC钻头节省了5 d。

2.2.3 波纹面复合片钻头

增加钻头切削齿数量在一定程度上能减轻钻头的磨损,但使机械钻速和水力清洗效率降低。同时,复合片的耐热性直接关系到钻头的性能,过热的温度会使复合片磨损加快,降低机械钻速。贝克休斯公司研发了StayCool波纹复合片,如图 5所示。该复合片集成了波状轮廓的金刚石顶面和耐磨金刚石材料等设计,有效减小复合片表面的摩擦力,保证钻井过程中切削齿产生的热量下降20%。在俄克拉荷马Woodford油田,采用波纹面PDC钻头在硬砂岩和硬石灰岩中钻进,机械钻速提高了10%,进尺提高了37%[9]

图 5 波纹面复合片 Fig.5 Corrugated surface composite sheet

2.2.4 剪切帽PDC钻头

在下套管固井作业时,地层膨胀严重地层或坍塌地层使得套管不能下到预定深度,这种情况下,一般采用套管钻井技术。套管钻井采用带有碳化钨的PDC套管钻头钻至预定深度,采用套管代替钻杆进行钻井作业,完钻后直接进行固井作业。然而,为了钻下部井段,套管钻头必须先钻铣掉,作业者一般采用2种作业方式:一种是用牙轮钻头磨铣掉套管钻头后,再采用PDC钻头钻下部井段;另一种方式是采用PDC钻头磨铣掉套管钻头后继续钻下部井段。这2种方式都不是最优的选择,第1种方式需要采用2趟钻,作业时间较长;第2种方式对PDC钻头磨损较大。Varel公司针对该问题研发了CuttPro剪切帽式PDC钻头,如图 6所示。在PDC切削齿上增加了碳化钨切削材料,在磨铣套管钻头时,顶部的碳化钨切削材料对PDC切削齿进行保护,当套管钻头磨铣完后,钻下部地层是就是完整的PDC钻头。

2014年,CuttPro剪切帽钻头在加蓬DIGA油田的ø311.2 mm井眼中进行了现场试验,通过采用剪切帽钻头后,平均机械钻速达14.1 m/h,而邻井平均机械钻速仅有9.5 m/h。虽然使用套管钻井的情况比较少,但是每口井都需要磨铣套管鞋,因此剪切帽PDC钻头应用前景广阔[10]

图 6 CuttPro剪切帽PDC钻头切削齿 Fig.6 CuttPro cutting cap PDC bit cutter

2.3 基于切削齿布齿的PDC钻头 2.3.1 错排齿PDC钻头

在定向钻井过程中,由BHA侧向力引起的过度振动容易引起钻头的切削齿损坏,进而降低机械钻速、定向控制能力和钻井效率,增加钻井作业成本。为了应对钻柱振动引起的钻头失效,Ulterra 钻井技术公司开发了CounterForce PDC钻头(见图 7)。该钻头采用切削齿成对错排的布齿方式,每对切削齿采用相反的侧向角度排列,这种排列方式能使钻头形成反作用力,减少钻头反扭矩,抑制振动,提高机械能利用效率和破岩效率。

图 7 CounterForce PDC钻头及交错排列的PDC切削齿 Fig.7 CounterForce PDC bit and staggered PDC cutters

在阿曼,作业者采用牙轮钻头钻ø311.2 mm的表层井段时,BHA水平振动严重,机械钻速较低。传统PDC钻头在该井中也进行了多次试验,由于产生的扭矩较大,最后采用钢制胎体、五刀翼、16 mm切削齿的CounterForce PDC钻头,机械钻速达到57 m/h,相比牙轮钻头的机械钻速30 m/h来说,提高了90%[11]

2.3.2 两步切削结构钻头

针对硬地层、研磨性地层或软硬交错地层,哈里伯顿公司研发的Geo Tech PDC钻头采用两步切削齿结构设计,如图 8所示。该钻头与传统PDC钻头相比,在钻头侧面设计了钻头切削齿,使得切削齿破碎更多岩石。刀翼侧向上切削齿相对较少,而刀翼底部切削齿相对较多。钻头采用先进的切削齿材料,包括新的基质材料、粘合剂和更加耐磨的金刚石复合片,提高了钻头的热力学性质。在北海海上一口井中,Geo Tech钻头在ø311.2 mm井眼段钻遇7种不同的地层,钻进2 476 m,平均机械钻速27.9 m/h,而邻井其他3口井平均机械钻速22.2 m/h,Geo Tech钻头节省了至少11 h时间。钻头起出后,磨损较小[10]

图 8 Geo Tech两步切削钻头 Fig.8 Geo Tech two-step cutting bit

2.4 复合PDC钻头 2.4.1 KeymeraTM混合型钻头

在塑性地层、硬地层和交互层等复杂地层中,单纯的PDC钻头或牙轮钻头钻井效果较差。针对这一情况,贝克休斯公司研发了集PDC钻头和牙轮钻头于一身的混合型钻头——KeymeraTM混合型钻头,如图 9所示。其破岩方式既有PDC钻头的剪切破坏,也有牙轮钻头的冲击压碎破岩。钻头的轴向震动更小,方向控制性好,适应地层范围宽,尤其适合钻页岩地层和交互地层,钻速快,进尺多,寿命长。但是这种有活动的部位,有发生掉牙轮的可能,如PDC切削齿和牙轮匹配不当,则难以充分发挥二者的优势。在美国俄克拉荷马西部地区,平均井深6 706 m,钻井周期为180~200 d。一般情况下,在3 292~5 029 m深度的夹互地层中,钻井时间为82 d,所需牙轮钻头8~10个,机械钻速较低,约3 m/h,钻头平均进尺为183~244 m。PDC钻头由于较高的扭矩、较大的扭矩振动以及粘滑问题等,寿命较短,进尺46~61 m。KymeraTM混合钻头投入使用后,机械钻速和钻头进尺显著增加,平均每口井节省钻井时间25 d,单位进尺成本节约40%。

2015年,贝克休斯公司研发了第2代复合钻头Kymera FSR,该钻头结合了牙轮钻头和PDC钻头的优势。相比2011年研发的应用于硬地层和软硬交错地层的第1代牙轮PDC复合钻头来说,第2代复合钻头针对软地层和碳酸盐岩地层设计,在碳酸盐岩地层能提高性能50%~100%。通过优化牙轮和PDC的切削结构,满足低钻压的同时,比第1代复合钻头机械钻速更高。在Eagle Ford页岩气区,作业者采用常规PDC钻头钻井过程中,扭矩波动较大,使得BHA偏离了钻井轨道,同时,高扭矩波动使得作业者使用低钻压,降低了机械钻速。采用第2代复合PDC钻头钻3口水平井的曲线段,3口井的平均深度3 780 m,曲线段平均长度236 m。第1口井钻时22 h,平均机械钻速10.8 m/h;第2口井钻时17 d,平均机械钻速13.8 m/h;第3口井的平均机械钻速12.3 m/h。复合钻头起出后,基本没有磨损。而邻井采用常规PDC钻头的一口井曲线段采用了3只钻头,钻时35 h,平均机械钻速7.1 m/h;另一口采用常规PDC钻头钻曲线段用了2只PDC钻头,钻时27.5 h,平均机械钻速9.7 m/h。通过采用第2代复合钻头,在曲线段钻进过程中,单位进尺成本至少降低36%[10]

图 9 KymeraTM混合型钻头 Fig.9 KymeraTM hybrid bit

2.4.2 PDC/TSP 复合钻头

PDC钻头在钻遇硬地层或研磨性地层时,PDC复合片会快速磨损,并且可能由于过热而损坏,TSP热稳定聚晶金刚石钻头则可以在硬地层和研磨性地层中表现良好。但如果钻遇软硬交替地层,则2种钻头都难以胜任。斯伦贝谢公司研发的PDC/TSP 复合钻头将PDC与TSP设计于一个钻头之上,如图 10所示[12],特殊的结构设计保证了钻头的长寿命,可以1趟钻穿软硬交替地层,并保持较高的机械钻速。

PDC/TSP 复合钻头包括以下3种切削机构:①常规的PDC复合片切削结构;②形状为楔形、与PDC复合片交替排布的热稳定聚晶金刚石(TSP)切削结构;③本体带有孕镶金刚石的多个切削刀翼。同时,在钻头保径上高密度分布着孕镶金刚石,可以有效防止磨损导致的外径减小。这种复合钻头之所以能达到较长的使用寿命,是因为其切削机理包括剪切破岩和研磨破岩。PDC复合片设计为全覆盖井底结构,首先是PDC复合片进行剪切破岩,然后是TSP研磨破岩,本体带有孕镶金刚石的切削刀翼同样具备一定的切削能力。根据测算,当PDC复合片磨损至 1/2 时,整个钻头依然有75%的剩余寿命。该复合钻头配合涡轮、螺杆以及常规钻具组合,应用于厄瓜多尔、墨西哥湾、巴西、英国、美国陆上油田、安哥拉和俄罗斯等国家和地区并取得了良好的效果。

图 10 PDC/TSP复合钻头 Fig.10 PDC/TSP compound bit

2.4.3 Pexus复合钻头

当钻遇上部是卵石和砾石,下部是软的砂泥岩地层时,钻头的选择非常困难。上部硬地层对传统PDC钻头造成很大的伤害,而采用牙轮钻头钻下部软砂泥岩地层机 械钻速较低。为了解决此类地层的钻进问题,Shear钻头公司研发了Pexus复合钻头(见图 11),其由2级切削结构组成,第1级切削结构由旋转的碳化钨齿组成,第2级切削结构由PDC切削齿组成。碳化钨齿与牙轮钻头类似,对上部砾石等硬地层进行破岩,以保护PDC切削齿钻软地层之前没有磨损。通过第1级切削齿破碎上部硬地层后,第2级切削齿破碎第2级软地层,实现1趟钻完钻。在加拿大Wilrich-Bluesky 油砂项目中,ø190.5 mm井眼采用牙轮钻头钻完200 m后,二开造斜段需要钻穿砾石层,作业者采用Pexus钻头用来钻450 m中间造斜段,平均机械钻速50 m/h,比邻井牙轮钻头机械钻速提高了30%,比邻井PDC钻头机械钻速提高了66%。完钻起出Pexus钻头,钻头磨损较小[10]

图 11 Pexus复合钻头 Fig.11 Pexus compound bit

2.4.4 双径PDC钻头

双径PDC钻头采用先钻先导孔,随后利用扩眼器扩大先导孔。该钻头是同心两级钻头,如图 12所示,由先导段和扩眼段2部分组成,其中先导段与扩眼段直径按比例缩小。齿数和切割齿的分布形式充分考虑了钻进性能和抗磨性,扭矩控制组件能够保持高速破碎岩石的同时兼顾钻头抗磨性。不同于已有双径钻头,新型双径PDC钻头的先导段和扩眼段的距离只有几英尺,并且二者的结构匹配不会出现常规双径钻头不稳定的问题。同时该双径钻头工作时与常规钻头没有区别,不需要调整井底钻具组合。 采用新型双径钻头不但能提高钻井效率,还能够提高钻头稳定性。这主要得益于双级结构能够加大钻头与井壁的接触面积,从而有效降低钻柱的振动。双级结构具有2个互相补偿的部分,可实现360°井壁全覆盖。现场试验中,采用了16 mm切割齿,从2 407 m到3 437 m,ø311.2 mm井眼一次性钻进1 030 m,平均机械钻速达到11.3 m/h,节省了5 d钻井时间[13]

图 12 双径PDC钻头 Fig.12 Biradial PDC bit

2.5 用于页岩储层定向PDC钻头

传统PDC钻头在页岩地层中钻长水平段时,存在钻头泥包、定向控制能力差以及工具面难以控制等问题,从而引起钻头过早失效或钻进进尺不理想。同时,由于钻头部位缺乏水力能量,易造成钻屑在井眼底部堆积,使钻头破岩能力下降,极大地降低了机械钻速。此外,还可能引起钻头烧钻、堵塞水眼以及卡钻事故的发生。

2.5.1 Spear钻头

史密斯钻头公司研发的钢体聚晶金刚石复合片钻头——Spear钻头,如图 13所示。该钻头针对页岩地层设计,可快速、有效钻定向井段和长水平井段。

图 13 Spear钻头 Fig.13 Spear bit

与常规PDC钻头相比,Spear钻头在外形、结构、布齿和装配上进行了改进,具有如下优势:①增加了定向控制能力和钻速。一般情况下大切削齿的切削深度比较深,极易造成瞬间扭矩,导致司钻无法有效控制工具面角。Spear钻头使用较小的切屑齿,在保证工具面角控制能力的前提下,对机械钻速不产生任何反作用。②提升了稳定性和造斜能力。采用平直的刀翼结构,通过对切削齿的分布进行模拟和优化,保证钻头采用最为合理的布齿结构以确保钻进中的稳定性。同时,钻头的长度较短,使狗腿度控制更为容易,从而提升了钻头的造斜能力。Spear钻头在Eagle Ford页岩气区ø222.3 mm井段钻进1 309 m,机械钻速24 m/h,相比邻井机械钻速提高了22%。

2.5.2 TalonTM 3D PDC 钻头

为改善非常规储层中定向钻井控制和性能,贝克休斯公司研发了TalonTM 3D PDC 钻头(见图 14),该钻头可以有效提高钻井效率和定向控制精度,具有以下特点:①提高机械钻速。优化的结构设计能够提高破岩效率,有利于钻屑的移除,同时钻头轮廓及切削构造能够提高钻头机械效率和耐久性能。②增强定向控制能力。较短的钻头长度可以提高常规动力钻具和旋转导向钻井系统的方向控制能力,有助于提高造斜能力。③延长钻头寿命。采用耐磨堆焊,结合先进的冶金技术与精确的焊接程序,使钻头具备最佳耐用性能。美国Haynesville 页岩区的水平井水平段长度一般在1 200~1 500 m,采用ø158.8 mm TalonTM 3D PDC 钻头,单只钻头即可完成整个水平段的钻井作业,进尺增加53%,钻井时间缩短36 h。

2.5.3 一体化设计PDC钻头

为适应页岩地层和“造斜段+水平段”1趟钻需要,要求PDC钻头具有很好的可导向性和耐磨性,要有足够长的使用寿命,贝克休斯公司研发了与高造斜率旋转导向工具一体化设计的6刀翼PDC钻头(见图 15)。该钻头应用表面抛光的大尺寸19 mm PDC复合片切削齿,提高了钻头耐磨性和破岩效率,并配置一些辅助切削齿——表面抛光的16 mm PDC复合片,提高钻头耐磨性和稳定性,同时优化了水力参数,与导向工具配合使用,可以提高导向工具的造斜性能。美国Rice能源公司在Marcellus页岩气区的16口水平井应用AutoTrack Curve系统配合一体化设计钻头,实现了造斜段和水平段的1趟钻完钻,与之前采用钻头马达钻造斜段和水平段相比,平均钻井周期缩短了40%以上[14]

图 14 TalonTM 3D PDC钻头 Fig.14 TalonTM 3D PDC bit

图 15 定制六刀翼PDC钻头 Fig.15 Customized 6-blade PDC bit

2.6 用于地质评价的微芯PDC钻头

高温高压深井和硬质地层钻井环境中的钻进效率通常很低,导致岩屑很小,甚至呈粉末状,不适合做地质分析。道达尔公司研发的微芯PDC取芯钻头(见图 16)可在钻井过程中进行微取芯,保证深水硬质岩石地层钻探中较高钻井效率的同时获得高质量的岩屑[15]。微取芯钻头通过增加钻头切刮效率改进了钻井效果,相对传统取芯和井壁取芯技术而言还缩短了取芯所需时间。

微型岩芯形成于钻头的中部,钻井过程中,利用PDC钻头对岩芯顶部施加一个侧向作用力,岩芯就会在根部折断。流动的钻井液将岩芯带入环空,岩芯随钻井液的循环返出地面。所取出岩芯最长为50 mm,岩芯的最大直径根据BHA的尺寸来设计,并与钻头大小有关:采用ø152.4 mm 钻头时岩芯最大直径为20 mm,采用ø215.9 mm 钻头时为25 mm,采用ø311.2 mm 钻头时为30 mm,采用ø444.5 mm 钻头时为40 mm。为了将岩芯返回地面,需要修正钻井液密度和黏度来确保能携带足够特定尺寸的岩芯。

图 16 微取芯钻头 Fig.16 Micro-core bit

微芯PDC钻头应用后,Tercel公司发现该钻头的布齿结构能够显著提高机械钻速。通过重新设计钻头结构、PDC切削齿和水力参数,同时优化了岩芯腔的直径和深度,研发了第2代微芯PDC钻头,其目的是提高机械钻速。第2代微芯PDC钻头减少了钻头中心部分的切削齿数量,增加了钻头面外围的切削齿,位于取芯腔后部的切削齿剪断获取的地层岩芯,岩芯脱离钻头后,随钻井液从环空返回地面。传统PDC钻头大部分能量消耗在钻头中心部位,相比于钻头面外围而言,钻头中心部位的岩屑排除速度慢,第2代微芯PDC钻头的设计优化了能量分布,提高了岩屑从钻头底部排出速度。在Eagle Ford页岩气区的一口水平井中使用了第2代微芯PDC钻头,1趟钻完成了造斜段和水平段的钻进,造斜段测深2 550 m,每30 m井段造斜率为10°~14°,水平段长2 100 m,平均机械钻速为27.6 m/h,该井总测深4 950 m,而邻井造斜段和水平段的机械钻速为21.6 m/h[10]

3 认识与发展思考 3.1 认识

(1) 钻头是钻井提速提效的利器,关系到钻井速度、钻井周期和成本等,国外大型石油技术服务公司高度重视钻头业务和钻头技术的创新。PDC钻头由于没有活动件和密封件,具有较强的抗冲蚀能力和承受高转速的能力,能够实现高机械钻速、能够快速设计制造出特殊的钻头以及切削结构等优点,使市场份额不断增加,达到了75%~80%,总进尺达到了90%。

(2) PDC钻头技术在各方面发展日趋完善,包括材料、几何形状、抗冲蚀性、振动控制、扭矩控制、水力及清洗、铸造整体性、金刚石配方以及金刚石的处理等。但是还需进一步提高,开发出性能和质量更加优良的PDC钻头,以满足深井、超深井、大位移井和非常规油气开发的需要。

(3) 采用PDC切削齿和其他类型切削齿结合的复合式钻头,以及在结构、外形与材料等方面不同组合的钻头已成为钻头发展的重要趋势,这些复合式钻头拓宽了应用范围,能够适应硬岩、研磨性及难钻硬软互层等地层的钻进,同时提高钻进效率,延长使用寿命。

(4) PDC钻头的最新发展使其应用于以往只适用于牙轮钻头的地层,未来还将应用于花岗岩和致密白云岩等坚硬地层,研磨性较大的岩层(如石英岩)也是未来PDC钻头的待选目标。如果PDC钻头能够在这些地层成功应用,就会迫使牙轮钻头边缘化,最终使牙轮钻头作为一种在特殊地区应用的特色钻头产品,这些特殊地区包括浅层低成本的陆上钻井、大直径(660.4~914.4 mm)海上上部井眼钻井以及扩眼和鼠洞作业等。

3.2 发展思考

目前钻头生产企业众多,研发队伍、人员和研发投入分散,部分高端PDC钻头仍需要进口,我国石油企业应加大钻头的研发投入,加强PDC钻头的技术创新和制造业务的发展,推动钻井提速提效发展和国产钻头的国际竞争力。重点攻关方向如下。

3.2.1 基础科学研究

PDC钻头涉及材料、冶金、流体力学和岩石力学等多领域学科技术,因此要研发高效长寿命PDC钻头需要对基础科学问题开展研究,主要包括抗高温耐磨材料研发、岩石力学研究、破岩机理研究和射流理论研究等,为钻头破岩仿真模拟提供指导。

3.2.2 加工制造工艺

通过改进基体性质,控制基体中钴的含量,使得基体在金刚石层一端钴含量较少,在另一端较多,形成功能梯度材料,提高钻头的耐断裂韧性和耐磨性。通过改进金刚石复合片的制造工艺,减少复合片中钴和杂质的含量或采用其他粘结工艺。

3.2.3 切削齿结构设计

通过研发如锥形齿、旋转齿、波纹复合片和剪切帽齿等不同形状切削齿,提高钻头耐热性、耐磨性和稳定性等。通过研发如错排齿和两步切削齿等不同布齿结构,提高破岩效率和钻头稳定性。通过优化喷嘴结构设计,提高钻头耐压性和岩屑清洗效率,延长钻头寿命和提高机械钻速。通过与导向工具和LWD/MWD进行一体化设计,优化切削齿的分布和尺寸,增强导向性,实现水平井二开1趟钻完钻,减少起下钻次数,降低作业成本。

3.2.4 个性化钻头设计

开展PDC牙轮复合钻头、PDC/TSP复合钻头、PDC/锥型旋转齿复合钻头以及双径PDC钻头等个性化钻头的研发,以满足塑性地层、硬地层和交互层等复杂地层,硬地层或研磨性地层钻进的需要,扩大PDC钻头的应用范围。

3.2.5 特殊功能钻头设计

通过钻头破岩获取大尺寸岩屑来进行地质录井,同时提高钻井机械钻速,研发微芯PDC钻头等特殊功能钻头。

参考文献
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文章信息

潘军, 王敏生, 光新军
Pan Jun, Wang Minsheng, Guang Xinjun
PDC钻头新进展及发展思考
New Progress and Future Development of PDC Bit
石油机械, 2016, 44(11): 5-13
China Petroleum Machinery, 2016, 44(11): 5-13.
http://dx.doi.org/10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2016.11.002

文章历史

收稿日期: 2016-08-02

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