宣页1井新型PDC钻头设计与应用

曾义吕苗荣， 崔 伟， 贺 庆

(1.常州大学石油工程学院，江苏常州 213016；2.中国石化华东石油局工程技术设计研究院，江苏南京210031)

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宣页1井新型PDC钻头设计与应用

(1.常州大学石油工程学院，江苏常州 213016；2.中国石化华东石油局工程技术设计研究院，江苏南京210031)

为了提高宣页1井二开井段印渚埠组地层的机械钻速、减小井斜角，以加强PDC钻头的稳定性、耐磨性、降斜性为设计目标,设计出了新型φ311.1 mm六刀翼PDC钻头。设计钻头时采用了小锥角、浅内锥冠部及短保径、短接头结构、高密度布齿、硬质合金限位减振齿等方法。设计的PDC钻头配合垂直钻井系统AVDS，在宣页1井805.61～1 017.18 m井段进行了现场应用，平均机械钻速达到3.28 m/h，与同地层常规PDC钻头相比提高8.61%；最小井斜角达到1.09°，与常规PDC钻头钻进井段相比减小明显，井斜问题得到了很好的控制。现场应用表明，设计的新型PDC钻头具有较好的井斜控制能力、稳定性及岩石切削效果，可达到防斜打快的目的。

PDC钻头 钻头设计 抗磨性 机械钻速 井斜控制 宣页1井

为进一步了解宣城—桐庐区块早寒武系净页岩的岩性及岩相发育的变化规律，探索泥页岩含气性，评价页岩气资源潜力，中国石化在该区块部署了第一口页岩气直探井——宣页1井。该井设计井深2 570.00 m，二开井段(210.27～1 147.51 m)印渚埠组地层多以泥岩、灰岩为主，地层研磨性强、可钻性极差，地层倾角大，机械钻速低[1]。常规PDC钻头因其结构并非针对该地层而设计，钻井速度受到限制。为了提高该井二开井段的井身质量和钻进速度，结合该地层岩石特性及垂直钻井系统AVDS对PDC钻头的要求，从PDC钻头的冠部形状、布齿、水力结构及钻头稳定性等方面综合考虑，设计出了具有较好的井斜控制能力、稳定性及岩石切削效果的新型PDC钻头。

1 新型PDC钻头设计

1.1 冠部轮廓设计

新型PDC钻头的冠部轮廓依据特定地层的岩石特性和钻头的设计原则进行设计。针对宣页1井二开地层岩石研磨性高、可钻性差的特点，采用了等切削和等磨损原则相结合的设计理念，并在此理论基础上，结合地层参数和以往设计PDC钻头的经验，设计新型PDC钻头的冠部为浅锥角、直线-双圆弧型，如图1所示。

图1 新型PDC钻头冠部轮廓设计示意Fig.1 Crown profile design of new PDC bit

直线-双圆弧型冠部轮廓设计不仅可以保证有足够的布齿和排屑空间，而且还可以避免过渡段切削齿的应力载荷过于集中，该设计最大程度地保证了切削齿的切削量和磨损的均匀程度，可延长钻头的使用寿命[2-4]，双圆弧的过渡设计还方便加工。采用80°小内锥角、浅内锥结构设计，锥顶区到钻头中心的距离为钻头直径的三分之二，内锥范围较大，有利于垂直钻井系统控制井斜。另外，加长外锥弧线长度，可以提供较大的布齿空间，增大钻头的布齿密度，从而有效提高钻头的机械钻速。

1.2 非对称螺旋刀翼设计

在旋转钻进过程中，钻头的保径与井壁之间存在较大的接触应力，可能导致钻头发生涡动和偏转。因此，应按照力平衡原则将PDC钻头的刀翼设计为非对称螺旋状，将保径设计为低摩阻螺旋短保径块。在旋转速度和径向力相等的条件下，螺旋刀翼更有利于延长钻头与井壁的接触时间，分散指向井壁的切削力，减小钻头保径与井壁间的接触应力[5]。此外，螺旋式短保径块也可增大钻头与井壁的接触面，减小钻头发生涡动和偏转的概率，提高钻头的稳定性[6]。所以，非对称螺旋刀翼更有利于保持钻头的稳定性，从而可以延长PDC钻头的使用寿命，提高井身质量[4]。

1.3 布齿设计

布齿设计包括切削齿尺寸选择、工作角度设计、布齿密度设计和布齿方法选择等。科学的布齿设计对于提高PDC 钻头的破岩效率、稳定性及延长其使用寿命等都有至关重要的影响[4,7-9]。

1.3.1 切削齿尺寸选择

同等磨损条件下，切削齿的直径越大其磨损面积越大，由于宣页1井二开印渚埠组地层岩石研磨性强，因此选用φ16.0和φ13.0 mm的中小切削齿，并且在易磨损部位后设计硬质合金限位减振齿或者增加副切削齿，以延长PDC钻头的使用寿命[9-10]。

1.3.2 切削齿工作角度设计

切削齿安装于PDC钻头上,具有后倾角α和侧转角β[2,9-11]。

后倾角α。在钻压和扭矩相同的情况下，后倾角越小，切削齿越容易切入地层，机械钻速越快；在转速相同的情况下，后倾角越小(最小为10°)，切削齿受力越小，钻压和扭矩越小[6]。通过分析印渚埠组地层的资料，并综合考虑钻头的机械钻速、稳定性和使用寿命，得出该地层PDC钻头应采用较小的切削齿后倾角(10°～15°)，从内锥到外锥，后倾角逐渐由小变大。

侧转角β。合理的侧转角设计可以提高切削齿的清洗、排屑和防泥包的能力。结合非对称螺旋刀翼的设计理念，得出该地层PDC钻头切削齿的侧转角应控制在10°～15°。

1.3.3 钻头布齿密度设计

PDC钻头布齿密度设计主要考虑所钻地层岩石的硬度、研磨性和可钻性。分析认为，宣页1井二开印渚埠组地层岩石综合硬度高、研磨性强、可钻性差，应采用高密度布齿设计。此外，为了避免双圆弧过渡段切削齿出现掉片、剥落等先期损坏，应适当布置同轨齿来提高该部位的布齿密度。

1.3.4 钻头布齿方法

钻头的切削齿布置分为径向布齿和周向布齿[4,7,11]。

1) 径向布齿设计。径向布齿一般遵循以下原则：保证每个切削齿都能切到井底岩石，以提高切削齿的切削效率，使每个切削齿的磨损程度相当、磨损相对均匀。按照切削齿设计的等切削原则，径向布齿公式为：

(1)

其中

(2)

式中：Rci，Rci+1分别为第i和i+1个切削齿到轴线的中心距，mm；rs，rc为锥顶半径和单个切削齿的半径，mm；fd为切削齿布置密度系数；N为钻头上切削齿的数量；Lc为齿与齿中心连线的弧长，mm。

由式(1)可知该地层PDC钻头冠部轮廓上各齿的径向位置。图2为新型PDC钻头布齿及井底覆盖示意。

图2 新型PDC钻头布齿及井底覆盖示意Fig.2 Teeth arrangement and bottom hole coverage of new PDC bit

2) 周向布齿设计。周向布齿一般遵循以下原则：切削齿彼此留有一定的间隙，均匀分布在同一刀翼上。螺旋刀翼和切削齿的设计要有利于提高清洗井底、携带岩屑和冷却钻头的效率。另外，还有“内疏外密”原则，即越靠近钻头中心部位其布齿密度越低，由中心到钻头边缘的布齿密度越来越高。

按照极坐标方程可得周向布齿公式：

(m∈[1,…，M],i∈[1,…，N])

(3)

式中：θci为第m条螺旋线上第i个切削齿的方位角，(°)；θm为第m条螺旋线上的初始角度，(°)；θs为中心齿与规径齿的角度差，(°)；Rci，Rcl和RcN为第i个切削齿、中心齿和规径齿在钻头上的半径，mm；M为布齿螺旋线数量。

1.4 水力结构设计

PDC钻头的水力结构设计，对清洗、携带井底岩屑及冷却、润滑钻头体表面有重要影响，因此必须根据钻头单位时间破碎岩石的体积来确定水眼的大小和位置。PDC钻头的水力结构设计，一般包括水眼和冠部流道的设计[4,12-13]。

1.4.1 水眼设计

水眼设计主要考虑水眼的直径、数量、位置和喷射角度等，其中水眼的位置直接影响PDC钻头的水力性能。采用CFD软件对水眼进行流体动力学数值模拟分析得知：PDC钻头的水眼采用非对称布置，能够使水射流尽可能覆盖整个井底流场，这样可以提高水射流清洗井底、携带岩屑和冷却、润滑钻头的效果，避免产生钻头泥包，提高钻头的破岩效率。在此基础上，适当调整水眼的方位角可以使水射流流向较大的排屑槽，适当增大水眼的喷射角度可以增大射流冲击井底岩石而反射到钻头胎体表面和切削齿的距离，这两种方法都可以降低水射流对钻头胎体表面和切削齿的冲蚀，延长PDC钻头的使用寿命[4,12]。图3所示为新型PDC钻头的水眼布置。

图3 新型PDC钻头水眼布置Fig.3 Nozzle arrangement of new PDC bit

1.4.2 冠部流道设计

PDC钻头的冠部流道设计主要是调整排屑槽的深度和宽度。采用CFD软件对冠部流道进行流体动力学数值模拟分析得知：适当增大钻头体排屑槽的深度，可降低水眼射流反射到钻头体表面的水力能量；适当增大钻头体排屑槽的宽度，可增大钻头体表面的过流面积，降低水射流在冲击井底后向周围漫流的阻力，减轻射流对钻头体表面的冲蚀，延长PDC钻头的使用寿命[4,13]。

1.5 接头设计

与垂直钻井系统配合使用PDC钻头的接头采用短接头，可以缩短垂直钻井系统推靠部分到钻头工作表面的距离，因此短接头设计有利于提高垂直钻井系统推靠PDC钻头的效率，增强PDC钻头的降斜作用。

1.6 钻头设计参数

综合以上设计原则和思路，设计出了φ311.1 mm六刀翼PDC钻头。该钻头的设计参数：钻头直径为311.1 mm，切削齿类型为Z3，主切削齿39个，副切削齿21个，主切削齿直径16.0 mm，副切削齿直径13.0 mm，6个刀翼，6个水眼，水眼直径10.0 mm，短保径长度63.5 mm，连接形式为φ168.3 mmAPI Reg，耐高温能力达到800 ℃。

2 现场应用

设计的新型PDC钻头在宣页1井二开井段的印渚埠组地层与垂直钻井系统AVDS进行了配合使用，目的是为了防斜打直、提高机械钻速。

2.1 钻具组合与钻井参数

钻具组合为：新型PDC钻头+垂直钻井系统AVDS+MWD短节+φ203.2 mm钻铤×8.5 m+φ310.0 mm稳定器+φ203.2 mm钻铤×8.5 m+φ177.8 mm钻铤×17.0 m+φ165.1 mm钻铤×35.0 m+φ127.0 mm加重钻杆×19.0 m+φ127.0 mm钻杆。

在宣页1井二开的2个井段应用了设计的新型PDC钻头，具体的钻井参数见表1。

表1 应用新型PDC钻头井段的钻井参数

2.2 应用效果分析

将新型PDC钻头与垂直钻井系统AVDS配合使用的效果，与该井同地层使用常规PDC钻头的效果进行了对比，结果见表2。

表2 新型PDC钻头与常规PDC钻头的钻进效果对比

由表2可知：新型PDC钻头与垂直钻井系统AVDS配合使用，井斜角明显减小，井斜问题得到很好的控制；新型PDC钻头累计进尺203.81 m，累计纯钻时62.17 h，平均机械钻速达3.28 m/h，与常规PDC钻头平均机械钻速(3.02 m/h)相比，机械钻速提高8.61%。

3 结论与建议

1) 根据宣页1井二开印渚埠组地层岩石特性以及垂直钻井系统对PDC钻头的要求，综合考虑PDC钻头的冠部形状、刀翼、布齿和水力结构等因素，设计了新型PDC钻头。

2) 新型PDC钻头与垂直钻井系统配合使用，平均机械钻速较同地层常规PDC钻头提高8.61%；且井斜角减小明显，达到了防斜打快的目的。

3) 目前国内与垂直钻井系统配合的PDC钻头，在进行结构设计时针对性不强，导致钻井速度受到限制。以后选择钻头时，除了根据所钻地层岩石特性选择与垂直钻井系统配套的钻头外，还要考虑垂直钻井系统对PDC钻头的要求。

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DesignandApplicationofNewPDCBitinWellXuanye1

(1.SchoolofPetroleumEngineering，ChangzhouUniversity，Changzhou，Jiangsu，213016，China；2.EngineeringandTechnologyResearchInstituteofEastChinaPetroleumBureau，Sinopec，Nanjing，Jiangsu，210031，China)

In order to improve the ROP and reduce the deviation angle in Yinzhubu Formation during the 2nd spud section of Well Xuanye 1,a new φ311.1 mm six blade PDC bit was designed with better stability,abrasion resistance and deviation reduction.The design took small cone angle and shallow cone crown,short gauge,short joint structure,high density distribution of teeth and hard alloy limited damping teeth.The designed PDC bit was applied with the auto-vertical drilling system in the section of 805.61-1 017.18 m in Well Xuanye 1,resulting in the average ROP of 3.28 m/h,which was 8.61% higher than the conventional PDC bit.The minimum deviation angle of 1.09° was much smaller than that of conventional PDC bit,putting well deviation under good control.Field application indicated that the designed new PDC bit showed good performance in deviation control,stability and rock cutting effects,meeting the requirements of deviation control and fast drilling.

polycrystalline diamond compact bit;bit design;abrasion resistance；penetration rate;deviation control;Well Xuanye 1

2012-08-09；改回日期2013-02-23。

曾义根(1987—)，男，江苏海安人，2010年毕业于常州大学机械设计制造及其自动化专业，在读硕士研究生，研究方向为PDC钻头的设计及钻井工艺。

联系方式：13915025448，Luckyzyg871029@163.com。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.022

TE921+.1

A

1001-0890(2013)02-0114-05