0 引言
近几十年来，黏/滑一直是钻井行业面临的主要挑战。动态不稳定性不仅会引起钻头过早损坏，而且还会导致BHA组件损坏和扭断。虽然有一些减缓黏/滑的操作规程，但研究人员仍在继续完善各种地面和井下技术，以拓宽稳定的作业参数窗口[1-3]。其中的一些技术以钻头引起的黏/滑为目标，而其他技术却涉及BHA/钻柱引起的黏/滑。持续减缓黏/滑而不对钻井作业产生不利影响极具挑战性。钻头是黏/滑的主要驱动力，若想从根源上减缓黏/滑，就必须从钻头设计入手。
切削深度(depth-of-cut，以下简称DOC)控制技术是钻头技术进步的一个重要里程碑。自从21世纪初出现以来，通过控制钻头的攻击性，该技术减缓了黏/滑振动[4]，极大地拓宽了PDC钻头的应用范围。PDC钻头的DOC控制主要包括本体基和特征基2种技术[5]。本体基DOC控制技术通过硬质合金基体或坚硬的刚体钻头本体材料与岩石接触，在确定的DOC处充当重力支撑面限制岩石的清除，可有效提高钻井效率、动态稳定性及机械钻速[6]；特征基DOC控制技术是通过硬质合金或金刚石“卵形体”在给定的DOC处与岩石接触，可减小扭矩波动，提高机械钻速[5, 7]。岩石类型与黏滑的产生密切相关。本体基和特征基DOC控制技术的共同点是确定了DOC，即为固定式DOC控制方式，可进行适当调节，在有限的几个井段实现最优的性能。但目前钻井行业用单只钻头钻进不同井段，这对固定式DOC控制钻头有难度。为此，贝克休斯公司研发了自调节DOC控制技术[8]，在包含多个地层岩石类型的钻井环境中可动态调节PDC钻头的切削深度，避免或减缓黏/滑，减轻钻头和BHA组件损坏程度，提高钻井效率。
1 自调节DOC控制机构PDC钻头的自调节DOC控制通过被动式液压机械反馈机构实现。图 1为ø222.25 mm自调节DOC控制钻头模型。
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| 图 1 ø222.25 mm自调节DOC控制钻头模型 Fig.1 ø222.25 mm self-adjusting DOC control bit model |
从图 1可以看出，该钻头有3个封装被动式液压机械反馈机构的自调节筒。被动式液压机械反馈机构不含任何电子元件，可靠性强，包括一个内置液压油的活塞式液压缸。自调节筒将被动式液压机械反馈机构与钻井液隔离开，并设置有压力补偿器，采用模块化设计，结构紧凑，固定在钻头体的内部，可更换，易于在刀翼中安装和拆卸。DOC控制元件(如金刚石复合片“卵形体”)安装在活塞杆上，从钻头表面延伸出来，通过战略性设计的速率敏感收缩和快速伸张行程对外部载荷做出反应。
钻头可承受井下载荷，主要切削结构不变，自调节筒的附加功能基本消除了严重故障风险。多个密封部件可防止钻井液侵入。若密封失效，则DOC控制元件缩回，钻头会像标准PDC钻头那样继续钻进，因此该设计安全无故障[8]。
2 自调节DOC控制原理通过调节DOC控制元件的高度与PDC切削齿尖端之间的相对距离实现DOC控制。发生黏/滑振动时，DOC控制元件伸出，吸收部分冲击载荷，减小主要切削结构上的载荷并稳定钻头，快速抵制DOC突变；而在正常稳定钻进时，DOC控制元件逐渐收缩，不吸收冲击载荷，实现高DOC。DOC控制元件的延伸和收缩基于接触力进行动态调节，无需预先设计，且DOC控制元件不会磨损。
以一口假设井为例详细说明自调节DOC控制原理。假设井包含A、B和C 3段不同硬度的岩石(图 2)，A段为软岩石，不易发生黏/滑，B段和C段岩石硬度高，极易发生黏/滑。现场数据表明，发生黏/滑振动时，DOC显著增大，它与转速的关系见图 3。从图可见，A段不加剧黏/滑，易黏/滑的B、C段呈现不同的均值和幅度。
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| 图 2 自调节DOC控制概念在假设井中的演示 Fig.2 Self-adjusting DOC control concept demonstrated in a hypothetical well |
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| 图 3 DOC与转速的关系 Fig.3 The relationship between DOC and SPM |
DOC控制元件最初位于延伸位置。开始钻进时，在接触力的作用下，DOC控制元件逐渐收缩，直到在最低瞬时DOC处保持最小的接触力。C段发生黏/滑的过程中，最小接触力点相当于DOC-RPM曲线上的最低点。图 4为有效的DOC控制啮合曲线。当DOC开始快速增大时，被动式液压机械反馈机构抵制突然向内的行程，并啮合DOC控制元件，产生大的接触力，抵制DOC增大，防止黏/滑发展。无论黏/滑如何发展，对于每一个黏/滑周期来说，都要重复抵制过程，直到彻底消除黏/滑，或者减轻黏/滑严重程度。在第2个易粘/滑B段重复了相似的过程，DOC控制元件最初收缩至对应于B段DOC-RPM曲线上的一个DOC值。
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| 图 4 有效的DOC控制啮合曲线 Fig.4 The controlled meshing curve by effective DOC |
与B、C段相比，A段有更高的DOC均值。DOC控制元件最初位于延伸位置，在接触力的作用下，DOC控制元件逐渐收缩，几分钟后，接触力达到最小值。此刻，自调节DOC控制钻头与标准PDC钻头一样，在给定的钻压下实现快速钻进。
3 实验室试验在实验室的测试装置中对自调节筒的载荷-位移响应进行试验。DOC控制元件承受外部负载，而单个自调节筒本体固定在夹具中。在轴向和切线方向，自调节筒在单调负载、周期负载和噪声负载作用下，向内和向外的行程呈现出一致、可重复和可调谐的响应。为了获得大量的建模和模拟结果，对行程进行了优化。
在实验室试验钻机上进行全尺寸钻进测试，对自调节DOC控制原理进行验证。为便于对比，试验中使用了3只不同类型的ø222.25 mm钻头：标准PDC钻头(无卵形体元件)、固定式DOC控制钻头(3个固定卵形体元件)和自调节DOC控制钻头(3个自调节筒)。试验在围压(20.685 MPa)状态下的石灰岩上进行，测试了自调节DOC控制钻头对逐级加载和突然加载的响应。图 5为钻压与时间的关系曲线。在转速恒定的情况下，钻压长时间保持不变，表明稳定钻进。将钻压瞬间降至低值，之后又快速增大至初始恒定值。钻压扰动表明了切削深度快速变化的动态事件。
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| 图 5 钻压随时间变化曲线 Fig.5 The changes of WOB along time |
图 6显示了测试期间自调节DOC控制钻头的攻击性。红带和蓝带分别表示标准PDC钻头和固定式DOC控制钻头的响应，作为自调节DOC控制钻头的上限和下限。试验开始时，自调节DOC控制钻头与固定式DOC控制钻头的攻击性相似，表明DOC控制元件处于延伸位置。在钻进参数保持不变的情况下，自调节DOC控制钻头的攻击性逐渐增强，向标准PDC钻头的攻击性靠近，表明DOC控制元件逐渐收缩，向接触力最小的位置靠近。而钻压受到干扰时，自调节DOC控制钻头的攻击性减弱，逐渐接近固定式DOC控制钻头的攻击性，表明DOC控制元件逐渐向外延伸，吸收部分载荷，防止DOC突然增大。随后，当钻压保持恒定，无DOC波动现象时，攻击性逐渐增强。
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| 图 6 自调节DOC控制钻头攻击性随时间变化曲线 Fig.6 Self-adjusting DOC control bit aggressiveness changes along time |
试验结果证实：在极慢和极快的时间内，自调节DOC控制钻头能够以预期的方式响应。根据试验数据推导出的向内和向外的行程与设计的响应特性吻合。为了与固定式DOC控制钻头进行对比，设计了有限的攻击性变化量。实际上，DOC控制元件的逐步收缩可防止过度啮合，因此可设计较大的攻击性变化量。实际钻井作业过程中，初始钻进时，钻头的攻击性较弱，数分钟后，攻击性逐渐增强直至达到稳定钻进状态，如发生不利的动态事件，攻击性会再次减弱[8]。
4 现场测试 4.1 测试方法在美国俄克拉荷马州，用全尺寸研究钻机进行现场测试，评价自调节DOC控制钻头抵制黏/滑的有效性。测试中用常规旋转系统钻进ø222.25 mm直井眼，并选择2段最硬的Wilcox砂岩和Arbuckle白云岩作为测试井段。在每个井段测试多个钻头，以对比发生黏/滑的趋势。在Wilcox砂岩井段，测试了自调节DOC控制钻头和固定式DOC控制钻头，而在Arbuckle白云岩井段，测试了标准PDC钻头、自调节DOC控制钻头和固定式DOC控制钻头。测试中使用相同的BHA，钻杆外径为88.9 mm，这有助于减小钻柱抗扭刚度和转动惯量并加剧黏/滑。除了已处理的诊断数据，BHA中的MWD还可按需存储原始高频测量数据。BHA比较稳定，可避免测试过程中过大的横向振动。此外，为防止钻头泥包，对钻井液、流量和钻头喷嘴进行优化。
为了评价测试井段钻头的黏/滑趋势，需要确定开始出现黏/滑的WOB-RPM数据组合。测试开始时，地面转速恒定，钻压足够小，不足以引起黏/滑。在几分钟内钻进了足够长的井段，采集了大量数据。通过观察地面扭矩波动和来自MWD的脉冲黏/滑严重级别，监测到了黏/滑。逐步增大钻压，直至出现持续的黏/滑。改变不同的地面转速，重复上述过程。为确定黏/滑不稳定区域边界，采集了足够的数据。因此，对每只钻头绘制了稳定图[8]。
4.2 结果分析定义黏/滑为钻头转速的周期性波动，发生黏/滑时，钻头处于停滞状态，而发生扭转振动时，钻头钻速发生波动而不逼0。根据上述定义，对每一个WOB-RPM数据点进行了扭转诊断，分类如下。
(1) 无黏/滑：在任何时间内都没有发生黏/滑，或没有发生扭转振动。该数据点在稳定图上用绿圆表示。
(2) 间歇性黏/滑：在一小部分时间内发生了黏/滑，或者发生了少许振幅衰减的扭转振动。该数据点在稳定图上用黄圆表示。在稳定图上，从稳定到不稳定的过渡区域附近常观察到间歇性黏/滑。
(3) 黏/滑：在大多数时间内发生了持续黏/滑。该数据点在稳定图上用红圆表示。
在Wilcox砂岩中测试的固定式DOC控制钻头和自调节DOC控制钻头的稳定边界图如图 7所示。将绿圆和红圆区域分离开来的蓝线代表黏/滑区域边界位置。从图可以看出，固定式DOC控制钻头在高钻压和2个不同转速的情况下都发生了黏/滑，而自调节DOC控制钻头在测试参数范围内没有发生黏/滑。井下机械比能和机械钻速之间的关系如图 8所示，图中左上角相当于快速高效钻井，井下机械比能低、机械钻速高。为了清晰起见，只显示了最高地面转速(90 r/min)时的数据。当钻进参数在更高的钻压下试图接近快速高效钻井区域时，固定式DOC控制钻头在机械钻速高于10.4 m/h的情况下发生了严重的黏/滑，而自调节DOC控制钻头在机械钻速接近27.4 m/h的情况下却没有发生黏/滑。因此，自调节DOC控制钻头拓宽了稳定作业窗口，可在高钻压下高效钻进，显著提高机械钻速。
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| 图 7 Wilcox砂岩中2只钻头的稳定图 Fig.7 Stability of two drill bits in the Wilcox sandstone |
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| 图 8 2只钻头的机械比能与机械钻速关系曲线 Fig.8 The mechanical specific energy and ROP relation of the two bits |
与在Wilcox砂岩井段测试的自调节DOC控制钻头相比，在Arbuckle白云岩井段测试的自调节DOC控制钻头的DOC控制元件的尺寸更大，其目的是研究防止过度啮合、实现高机械钻速而不发生黏/滑的自调节DOC控制机构的有效性。
在Arbuckle白云岩井段测试绘制的稳定图和功率曲线如图 9和图 10所示。从图可以看出，在不同机械钻速下，标准PDC钻头都发生了黏/滑，固定式DOC控制钻头适当拓宽了稳定作业窗口，而且也提高了响应性能。与其他2个钻头相比，自调节DOC控制钻头进一步拓宽了稳定作业窗口，无黏/滑概率显著降低。
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| 图 9 Arbuckle白云岩中3只钻头的稳定图 Fig.9 Stability of three drill bits in the Arbuckle dolomite |
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| 图 10 Arbuckle白云岩中3只钻头的机械比能与机械钻速关系曲线 Fig.10 The mechanical specific energy and ROP relation of the three drill bits in Arbuckle dolomite stone |
除了诊断数据，测试过程中还储存了几段高频测量数据。
在Arbuckle白云岩井段测试过程中井下转速随时间的变化曲线如图 11所示。所有测试都在恒定的地面钻压(89 kN)和地面转速(90 r/min)下进行。从图可以看出，标准PDC钻头始终存在黏/滑现象，井下转速最高达200 r/min；固定式DOC控制钻头逐渐发生黏/滑直到最后；自调节DOC控制钻头粘/滑发展缓慢，并在测试后期逐步衰减。
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| 图 11 Arbuckle白云岩中3只钻头的井下转速随时间变化曲线 Fig.11 The SPM of the three drill bits in Arbuckle dolomite stone |
为评价响应中的任何变化，现场测试前、后在实验室对自调节筒进行了测试，测试结果表明：载荷-位移特性保持不变，自调节筒没有受到伤害，可确保测试过程中呈现一致的响应[8]。
5 结论与建议(1) 自调节DOC控制技术在不断变化的钻井环境中可避免或减缓振动，减轻钻头或BHA组件的损坏程度，提高机械钻速。
(2) 室内试验和现场测试结果表明：与标准PDC钻头和固定式DOC控制钻头相比，自调节DOC控制钻头的性能明显提高，能进一步拓宽稳定作业窗口，极大降低黏/滑发生概率，有助于实现安全高效钻井，降低作业成本。
(3) 建议开展自调节DOC控制技术研究，为我国向深部复杂地层及深水、超深水进军奠定坚实的技术基础。
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