PDC钻头涡动和粘滑震动现场识别方法及消除措施

阴治平，朱剑飞，尚钲凯，李兴鑫，王关锁

中国石油塔里木油田分公司 安全环保与工程监督中心（新疆 库尔勒841000）

PDC 钻头瞬时旋转中心发生位移的现象称为钻头涡动。PDC 钻头涡动会使机械比能突然大幅增加。涡动导致肩部切削齿出现崩碎、崩裂等严重损坏现象，由于冲击作用导致肩部齿损伤，并且肩部齿的损伤裂纹呈“沙滩”型，切削齿受损后容易快速磨损，从而导致PDC 钻头出现早期破坏、机械钻速降低、钻头寿命减少、钻井周期加长，进而引发次生井下复杂事故，甚至会导致现场工程师误判钻头与地层的配伍性[1]。PDC 钻头在钻进过程中，钻头与岩层间的相互作用既与钻头的运动有关，还与岩层的性质有关。深部硬地层岩石硬度高、塑性大、研磨性强及可钻性差等特点使得这些井段的粘滑振动频繁发生[2-3]。粘滑震动是造成钻井功能紊乱的主要原因，进而影响井身质量，同时增加钻井成本。

1 现场识别方法

许多科研学者和钻井工程师对PDC 钻头涡动和粘滑做了大量的研究。笔者根据自身现场工作经验及认识，提出以下现场钻头涡动和粘滑震动识别方法。

1.1 涡动识别方法

1.1.1 机械比能法

机械比能是用来衡量钻头破除单位体积岩石所需要的能量，其计算公式[4]为:

式中：Se为机械比能；W 为钻压,kN；SA为井筒面积，mm2;N 为钻头钻速，r/min；Tb为扭矩，kN·m；R 为机械钻速，m/h。

当钻头处于100%有效钻进时，机械比能等于岩石抗压强度（CCS）。若岩石抗压强度已知，可以计算出能量效率（E），PDC 钻头通常最大能量效率在35%左右。

调整后PDC钻头的机械比能

在实验室内对页岩进行试钻测试实验，一定的钻压范围内，保持转速为恒定值，随着钻压的持续增加，扭矩和机械钻速保持线性关系上升，计算出来的Seadj保持恒定。

在深部硬地层钻井过程中，若调整后机械比能远高于岩石抗压强度（2～10倍），说明井下有严重的能量损失，此时如果能够排除其他原因导致的能量损失（钻头泥包、钻头损伤、粘滑等），则推断出钻头出现涡动。

1.1.2现场判断法

当一只新PDC钻头入井，往往会采用试钻的方式获取最佳钻井参数（钻压、转速）。其操作方法为：①将钻压快速加到钻头允许钻压上限的90%，然后在某一恒定的转速下记录钻压下降到50%的过程中，钻压每下降1 t 所消耗的时间，用时最短对应的钻压为最佳钻压；②在最佳钻压下，尝试不同的转速试钻来获取最佳转速。

钻头在岩性未发生较大变化的某井段钻进过程中（通过返出岩屑排除钻头损坏），采用最佳参数钻进，但是机械钻速大幅下降，同时井口钻具出现明显的公转，可以初步确定井下出现钻头涡动。

1.2 粘滑震动的识别方法

1.2.1 机械比能法

机械比能的本质是计算并判断钻井的效率高低。钻头在井底平稳工作，钻井效率高；钻头由于某些原因处于不稳定状态，钻井效率就会下降。通过大量计算和总结，发现当钻头处于粘滑状态时，机械比能会大幅波动，但平均值呈现较高状态。

1.2.2 现场判断法

深部硬地层岩石的硬度高、塑性大、可钻性差，PDC钻头使用一定钻井参数钻进，钻压持续加大到临界钻压以上，会出现扭矩大范围、周期性地波动，当出现此种扭矩波动现象，会降低机械钻速和损坏钻头切削齿。扭矩大范围、周期性地波动是粘滑震动现象现场最直观的表现特征。如果下部钻具组合中加入螺杆，立压会上下波动。

2 消除措施

针对PDC 钻头钻进时经常出现涡动和粘滑两种非正常、不稳定的工作状况，笔者查阅了大量文献结合自身的现场工作经验，总结出以下的现场消除方法。但需指出的是，涡动和粘滑震动并非总是单独出现，往往是既存在涡动又存在粘滑震动，然而两者的消除措施彼此存在一定程度的相互冲突，这增加了现场操作的难度[5-7]。

2.1 消除涡动措施

钻头结构优化设计。钻头合理的布局是钻头防涡动的关键，这也是在设计中所追求的目标。根据平衡设计理论，作用于钻头所有切削齿的力将形成一个合力。这个合力可以分解为一个轴向力(钻压)，一个对钻头中心线的力矩和一个径向力。根据钻头运动形式可知，径向力即为产生涡动的根源(即为不平衡力)。在钻头设计中，综合考虑螺旋刀翼布齿方式、优化复合片切削角度、利用低摩阻保径技术、钻头形面周围的流场分布等关键因素，以侧向不平衡力最小为目标，可以将PDC钻头的总侧向力控制在钻压的1%以内。

钻头冠部轮廓形状和保径长度对涡动影响效果显著。选择具有深轮廓、深内锥角、保径刀翼长度最低达到101～152 mm 特征的PDC 钻头，具有良好地抑制涡动能力。

现场工程师不正确的操作方式容易引发钻头涡动，如将钻头重新放回井低时采用高转速、低钻压钻井参数钻进，接单根前采用高转速把钻压回完。根据以上错误的操作方式，可以总结出消除涡动的措施：①钻头重新放回井底时采用低转速、高钻压（至少达到目标钻压的50%以上）；②钻进0.6～1 m，若涡动严重，需要将第1 个扶正器放入新井眼内；③提高转速，直到机械比能开始增加为止；④增加钻压，直到机械比能开始增加为止；⑤重复步骤3、4，直到机械比能不再降低。

2.2 消除粘滑震动措施

在一定的钻井参数下，钻柱系统在转盘（顶驱）转速较低时会发生粘滑振动，转盘（顶驱）转速越低，粘滑振动越激烈；钻柱系统存在发生粘滑振动的临界值，当转盘（顶驱）转速不断增大到临界值时，钻柱系统粘滑振动突然消失。

降低钻压或者采用切深控制设计的钻头，可以消除粘滑振动。其本质是减少PDC 齿进入地层的深度，使PDC 钻头所需克服岩石固有的剪切强度（黏聚力）变小，达到消除粘滑振动的效果。同时，提高钻机钻井扭矩限定，也可以起到消除粘滑振动的作用，其原理是增大PDC钻头的输入扭矩。

钻头的刀翼数对粘滑振动产生严重的影响，当系统发生粘滑振动时，增加刀翼数，会减弱或抑制粘滑振动，减少刀翼数，粘滑振动更加激烈。对克深区块康村组及以下的硬地层，推荐采用6 刀翼及以上的PDC钻头，对粘滑震动的抑制效果明显优于5刀翼的PDC钻头。

3 实例分析

克深17井三开第1趟钻采用333.4 mm（13 ⅛"）STS615G 钻头钻进至井深3 340 m（康村组，褐色泥岩、褐色细砂岩，套管鞋位置3 328 m），在钻井参数没有改变的情况下，钻时由15 min/m升高到35 min/m，机械比能突然增大，同时伴随井口钻具出现明显的公转，判断PDC钻头出现涡动。

通过以下技术手段很快消除了钻头涡动：①降低转速至原转速的50%，上提钻具1 m；②将限定扭矩由25 kN·m 升高到32 kN·m;③保持转速不变，快速增加钻压至目标钻压的50%；④钻进0.5 m后逐渐将钻压和转速提高。当钻压和转速均恢复到涡动出现前的大小，钻时由35 min/m下降到15 min/m，机械比能降低到原值。

克深17井三开第5趟钻采用333.4 mm（13 ⅛"）Z716 七刀翼PDC 钻头钻进至井深3 490 m（层位为康村组，套管鞋位置3 328 m），3 480～3 490 m 岩性为褐色泥岩，钻压14～16 t，转速为50～70 r/min，扭矩大范围波动（2～25 kN·m），现场判断钻头出现粘滑震动，尝试将转速提高100 r/min，扭矩立即平稳，钻时由70 min/m↓18 min/m。后期尝试将转速下调到80 r/min 以下,扭矩立即出现大范围波动现象（2～25 kN·m），钻头再次出现粘滑震动，80 r/min 为当前的钻头出现粘滑震动的临界转速。

4 结论

1）通过机械比能法和现场判断法识别PDC 钻头出现涡动和粘滑震动。

2）通过优化设计钻头结构，将PDC钻头的总侧向力控制在钻压的1%以内；选择具有深轮廓、深内锥角、保径刀翼长度最低达到101～152 mm 的PDC钻头；优化钻井参数，采用高钻压低转速钻进等措施消除PDC钻头涡动。

3）通过提高转盘（顶驱）转速超过临界转速；降低钻压或者选用切深控制设计的钻头；增加刀翼数以达到增加钻头与地层接触面积等措施消除PDC钻头粘滑震动。

4）钻头涡动和粘滑震动现象往往同时或交替出现，由于粘滑震动对钻头和钻具的伤害比涡动小，现场工程师在优化调整钻井参数时要综合考虑二者所带来的弊端，必要时应该优先考虑消除钻头涡动。