贝克休斯自适应PDC钻头

思娜，邓辉，李婧，皮光林

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

贝克休斯自适应PDC钻头

思娜，邓辉，李婧，皮光林

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

为了给我国钻头技术的研发提供借鉴和思路，研究了贝克休斯公司自适应钻头技术研发现状和试验成果。自适应钻头是针对钻头引起的黏滑问题提出的一种创新技术，能随着钻进环境变化自动调整钻头切削深度，通过切削深度控制装置抵消部分冲击，避免钻齿过度咬入地层，从而提高钻进效率，降低钻井成本。文中分析研究了钻头黏滑振动及自适应DOC控制概念，并详细介绍了自适应钻头结构。实验研究及油田测试结果表明，自适应钻头为有效消除黏滑、降低钻井成本提供了一种可行的新思路和新方法。

自适应；PDC；钻头；贝克休斯；DOC

1 自适应PDC钻头的引入

钻井过程中，钻头需要钻穿不同地层。当地层岩性发生变化时，钻进速度ROP（Rate of Penetration）会随之变化，容易引起钻头的黏滑振动，甚至引起钻头和井下BHA（Bottom Hole Assembly）组件的失效，导致由于井底复杂事故造成的钻井成本增加和效率降低。通常，ROP主要通过控制钻压WOB（Weight on Bit）和旋转速度RPM（Revolutions Per Minute）来实现，即分别通过大钩载荷、钻柱旋转，或者控制井底马达转速来实现，但这些控制手段对于井底钻头都具有一定的滞后性。

随着PDC钻头技术突飞猛进的发展，为了避免在较低钻压和较高转速范围条件下引起的钻头回旋破坏，逐渐趋于采用较高的钻压和较低的转速相结合的参数组合来提高钻进性能。但是这样，却难以避免在较高的WOB和较低的RPM下引起的扭转失稳，进而造成黏滑振动（见图1）。DOC（Depth of Cut）控制技术自21世纪初引入后，可以有效消除钻头的扭转振动，成为PDC技术发展史上一个里程碑。然而，这一技术在扩大了PDC钻头应用范围的同时，在一些情况下也限制了钻头的切削能力。

2016年，贝克休斯公司引入了自适应PDC钻头。该钻头可以随着持续变化的钻井环境自动调节DOC特性，在提高ROP的情况下缓减黏滑振动，克服了固定齿传统DOC控制技术的局限，不需要固定的切削深度控制预设计。可调节的DOC控制单元收缩性能避免牙齿与地层的过度啮合，从而防止钻头过早失效，以及引起BHA部件毁坏和扭断的可能性，且能在维持较高ROP的前提下，扩大钻头稳定操作区域［1-3］。

图1 典型的PDC钻头动态失效示意

2 自适应DOC控制概念

早在20世纪80年代，国外的研究人员就发现了钻柱的黏滑现象，并对其进行了较为深入的研究，也有了较为成熟的成果。2007年，Jaggi等通过油田案例研究，首先提出较小的切削深度可以减弱钻头的黏滑振动；2010年，Ledgerwood等提出黏滑是引起钻头破坏的重要原因；2011年，贝克休斯公司的J.R.Jain等针对钻头设计对黏滑的影响进行了研究，证明钻头设计对钻井系统的黏滑影响非常大［4-6］。

2.1 钻头黏滑振动

钻头黏滑振动表现为交替出现黏滞与滑脱：黏滞阶段，钻头停止转动，钻柱在转盘驱动下继续扭转，当钻柱扭转积蓄的能量足以破碎岩层时，黏滞的钻头滑脱；滑脱阶段，钻柱所积蓄的能量瞬间释放，钻头在正/反方向突然加/减速，钻头角速度数倍于转盘转速（见图2，其中ω0为转盘转速，ω为钻头转速）。

图2 钻头黏滑振动示意

对于PDC钻头，在地层岩性突然变化的情况下，黏滑振动对钻进的影响主要有：钻头磨损增大，滑脱阶段钻头高速运动对钻头冲击大，加速钻头失效；使得用于破岩的能量比例减小，消耗井口驱动装置能量；黏滑振动及引起的其他振动现象加快了下部钻具疲劳失效；降低钻进连续性及井身质量，增加纯钻进时间及起下钻次数，降低钻进效率。

监测是基础。当前对井下黏滑振动的监测主要有2种：一是通过测量井口参数——如转盘转速与扭矩等数据——进行黏滑振动监测；二是通过测量钻头或近钻头处的参数监测黏滑振动，这些数据通常是由随钻测量设备测得。降低黏滑振动的方法主要有2种：一是改变钻井参数，如降低WOB或者增加RPM，从而避开非稳定操作区域。但是，降低WOB需要牺牲ROP和钻进效率，加之，增加RPM会增加造成更多回旋破坏的可能等。二是采用减振工具［7-9］。

2.2 自适应DOC控制

DOC通常被定义为在一次旋转中钻齿咬入地层的轴向距离。控制DOC能消除钻头黏滑振动，形成高质量光滑井眼，避免切削齿过早失效，延长钻头使用寿命。钻头切削深度控制DOCC（Depth of Cut Control）技术在引入之初是为了减震，而随着固定齿PDC钻头的发展，面临着用单一钻头完成一口井不同井段钻进（同时满足在一些井段需要消除黏滑而在一些井段则要求高钻速的要求）的挑战，因此，合理的应用DOCC技术优化钻头钻进性能，成为各大公司关注的焦点。

标准PDC钻头不能控制地层的切削深度，在高速波动的RPM或者WOB下，经常会造成高的黏滑振动。DOCC钻头限制了钻齿的咬入深度，在给定DOC下用部分钻齿来接触地层，可以通过刀翼或者是在刀翼上的不同数量、位置和高度的特殊结构设计来有效控制钻头DOC［3］（见图3）。

图3 DOC控制垫片与切削齿的位置关系

在没有任何前期数据可借鉴的情况下，2014年贝克休斯的Schwefe等在3口调研井中对比了不同钻头设计对有效消除黏滑和改进钻进性能的影响，证明了DOC控制技术能成功减弱甚至消除黏滑的产生。同时发现，切削深度控制较小时，不能有效消除黏滑，而切削深度控制过大时，虽然可以有效消除黏滑，却降低了钻进效率；所以，需要精确的DOC控制设计来实现钻进效果的最优化［10］。2015年贝克休斯公司针对黏滑问题本质，提出了自适应DOC控制概念，它可以动态调整PDC钻头的DOC控制特性，在改进ROP的同时，消除由于DOC快速变化引起的黏滑振动。

为了更好地理解该创新概念，假想一口井有3个不同地层（见图4）：上部较软地层A不会造成黏滑；下部2种不同岩性地层B和C，对于钻头会造成2种不同黏滑。理想情况下，希望在应用同一个钻头钻进过程中，能在地层A不限制ROP的同时，且能消除地层B和C造成的黏滑。虽然目前固定齿PDC钻头已经可以通过优化设计消除目标地层钻进时的黏滑，但是不能在消除黏滑的同时最大化不同井段的ROP。为了解决该问题，提出了自适应DOC控制钻头的概念。它通过自动缓冲应力模块，钻进上部软地层A时，逐渐回缩处于伸展状态的控制装置（伸展状态相当于固定DOC控制装置），逐步加快钻进速度；而在底部B，C地层中该模块可以通过应力缓冲减缓地层突变造成的DOC突然增加，逐渐抵消黏滑振动，避免钻头失效［2］。

图4 自适应DOC控制概念的假想井示意

3 自适应钻头结构

目前，贝克休斯公司J.R.Jain等申请并公开了4项自适应钻头技术相关的专利［1，11-13］。

该自适应钻头体内有特殊的可伸缩DOC控制装置。该DOC控制装置通过设计的速度敏感模块伸缩来响应外部载荷的变化。在正常的稳定钻进过程中，该模块从伸展状态逐渐回缩，在很短的时间内达到最大DOC，从而高速钻进。在突发波动情况下，该装置在响应快速降低的WOB时，DOC控制装置向外伸展，在WOB突然增加时，用于抵制突然的DOC增加，缓减振动破坏。图5为φ215.9 mm自适应PDC钻头原型，含有3个可替换的自适应DOC控制装置，通过封装筒隔离钻井液，且能方便的从钻头刀翼上装卸。

图5 φ215.9 mm自适应PDC钻头原型

该DOC控制装置结构如图6所示。它可以镶嵌在钻头冠部、内部流道、外表面处（见图7）［1，3，12-14］。

图6 DOC控制装置结构示意

图7 DOC控制装置的安装部位

该装置流体腔内部的液压流体特性需适合井下作业，如液压油等。活塞Ⅰ将该流体腔分成腔Ⅰ和腔Ⅱ，在腔Ⅰ中含有1个偏置装置。流道Ⅰ和相应的单向阀Ⅰ允许流体以速度v1从腔Ⅱ流入腔Ⅰ；反之，流道Ⅱ和单向阀Ⅱ允许流体以速度v2从腔Ⅰ流入腔Ⅱ。当然，流道也可以设置在活塞Ⅰ内，而且流道可以通过预设计控制流体流速。活塞Ⅰ与压力传递装置相连接，通过活塞Ⅱ将压力传递给推靠块，推靠块可以直接作为切削齿，也可以与切削齿相连接（见图6a）。

简单来说，就是在压力瞬时变化过程中，流体腔Ⅰ中流体的流动速度，决定了活塞Ⅰ的恒定伸缩速度，通过机械连接的应力传递装置将该伸缩传递给推靠块，从而实现压力缓冲作用［3］。

当然，这样的速度控制装置也可以同时实现多个推靠块的应力传递，如图6b所示［1，3，12-14］。不同的是，在同时实现多个推靠块推靠的时候，需要在该速度控制装置流体腔Ⅱ上安装合适的压力补偿装置。

4 实验研究与油田测试

贝克休斯公司对φ215.9 mm自适应钻头原型分别进行了实验室概念研究及油田试验井测试。

4.1 实验研究

实验室主要的模拟环境如图8所示。在WOB保持恒定（稳态钻进）的过程中突然降低，会造成DOC的突然变化，从而模拟自适应钻头对载荷渐变和突变的响应情况。本实验模拟了自适应钻头以20.69 MPa的压力钻进灰岩地层时的性能。

图8 实验室内的WOB随时间变化情况

以标准PDC钻头和DOC控制钻头的响应作为自适应钻头切削能力的上下界限 （分别以红色和蓝色表示），测试自适应钻头的攻击性（见图9）。

图9 自适应钻头攻击性实验室测试

测试的开始阶段，自适应钻头的切削能力与固定DOC控制钻头相同，表明起初DOC控制装置处于伸展状态；在恒定的钻进参数下，该钻头的切削能力会逐渐增加，慢慢接近固定齿钻头。也就是说，该模块会逐渐缩回，最后达到接触应力最小的位置。而当WOB出现突然波动时，钻头的切削能力会回降至DOC控制钻头，表明该模块在WOB突然降低后快速加载过程中开始逐渐向外伸展，通过保持伸展状态吸收一部分载荷来抵制突然增加的DOC。最后，WOB恢复恒定，没有DOC波动后，钻头再次逐渐增加切削能力。重复进行该实验，证明了钻头开始钻进时切削能力较低，在几分钟之内达到最大，最后达到稳定状态，在遇到波动之前，钻头一直保持高的切削能力［2，15］。

4.2 油田测试

在Oklahoma油田进行了全尺寸自适应钻头减缓黏滑振动的性能评估。在2个硬地层 （Wilcox砂岩和Arbuckle白云岩地层）进行了3种原型φ215.9 mm钻头（标准PDC钻头、DOC控制PDC钻头和自适应PDC钻头）诱发黏滑振动的对比。由于Wilcox砂岩层段较短，所以只作了自适应钻头和DOC控制钻头的测试对比；Arbuckle白云岩层段较长，所以测试了3种钻头的对比。为了最小化钻杆、井下钻具组合可能引起的黏滑影响，优化井眼质量，在每趟钻中都采用相同的BHA和钻柱，并采用MWD测量和储存所需数据，同时优化了钻井液、排量和钻头喷嘴，避免钻头泥包。

为了评估每个钻头诱发黏滑的趋势，该实验希望找出各种产生黏滑的WOB-RPM参数组合。设计首先在固定RPM值下，以很低的WOB（不能造成黏滑）开始实验并逐渐提高，直到出现黏滑（通过地面的扭矩波动和MWD来监测黏滑现象）；然后改变RPM值重复进行测试，收集足够多的数据，确定黏滑边界。

Wilcox砂岩地层中的 DOC控制钻头和自适应PDC钻头诱发黏滑的结果对比如图10（图中绿色圈表示无黏滑，黄色圈表示中度黏滑，红色圈表示黏滑，蓝色线为黏滑边界线。图12同）所示。

图10 钻头在Wilcox砂岩地层试验井中的稳定图谱

图10 中：自适应钻头在钻速为60 r/min和90 r/min的情况下，改变WOB也没有出现黏滑现象，而DOC控制PDC钻头在相同转速的情况下，提高WOB就会出现黏滑现象。

图11为钻速和井下机械比能图［16］（图中虚线为不同钻压下的机械比能和ROP趋势线。图13同）。可以看出，自适应钻头几乎没有出现黏滑和扭矩波动，而DOC控制钻头在提高转速和钻进效率情况下，在ROP大于10.36 m/h后黏滑现象严重。

图11 钻头在Wilcox砂岩地层试验井中的能量图谱

同样，Arbuckle白云岩地层的测试结果也得出了同样的结论。如图12、图13所示：标准PDC钻头几乎在每一组实验中都出现了黏滑；DOC控制钻头轻微地扩大了稳定范围；自适应钻头与前2种固定齿钻头相比，极大地扩大了钻头稳定作业区域，而且能在较高的ROP下不出现黏滑现象。

图12 钻头在Arbuckle白云岩地层试验井中的稳定图谱

图13 在Arbuckle白云岩地层试验井中的能量图谱

图14 则是在本次实验中记录的在Arbuckle白云岩地层中的井下转速随时间变化的数据 （每个实验的地面参数均为钻压1.00 kN和90 r/min）。可以看出：标准PDC钻头在整个试验期间监测到的钻头角速度都很高，几乎达到200 r/min；DOC控制钻头初期转速较低，后续也逐渐提高至与标准PDC钻头相当；而自适应钻头，有效抵制了扭矩波动，钻头井下旋转速度很低，遏制了黏滑的进一步发展。

通过实验研究和在油田2个硬地层进行的3种原型钻头诱发黏滑振动对比测试，证实了自适应PDC钻头可以有效遏制黏滑，拓宽了稳定钻进的参数范围，从而提高了钻进效率，降低了钻井成本［2，15-16］。

图14 钻头在Arbuckle白云岩地层中的井下RPM测量值

5 结论与建议

1）从实验研究及油田测试结果来看，自适应钻头是一项有效消除钻头黏滑振动的创新技术，它可在高钻压、低转速情况下高效钻进，同时避免由于黏滑造成的钻头失效及钻柱破坏，从而降低钻井成本。

2）目前很多研究认为黏滑振动是造成钻头失效的重要因素之一，但对黏滑机理的研究还存在冲突。在当前低油价形势下，强化该方面的研究，开展专项技术攻关，努力实现技术突破，对提高钻井效率、降低钻井成本具有重要的现实和长远意义。

3）综合考虑影响黏滑振动的因素，除与钻压及转速等钻井参数有关外，还与地层参数、钻具参数、钻井液性能等有关。建议扩大参数研究范围，开展更符合实际钻井环境的自适应概念研究。

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（编辑 李宗华）

Self-adjusting PDC bit of Baker Hughes

SI Na,DENG Hui,LI Jing,PI Guanglin
(Research Institute of Petroleum Engineering,SINOPEC,Beijing 100101,China)

This paper introduces the Baker Hughes′self-adjusting PDC bit,which uses the innovative method that has a passive hydro-mechanical feedback mechanism encapsulated in self-contained cartridges to control the depth of cut.It can absorb part of impact force to prevent over-engaged in the formation to improve the efficiency of drilling and lower the drilling cost.So,the mechanism of bit′s stick/slip and the concept of DOC are learned,and the detailed introduction of self-adjusting PDC bit is given. The laboratory and field experiments show that the self-adjusting PDC bit can significantly eliminate the stick/slip and improve the performance of bit,which is a novel idea for improve drilling rate and reducing cost.

self-adjusting;PDC;bit;Baker Hughes;DOC

中国石油化工股份有限公司科技部项目“石油工程技术装备发展趋势与战略对策”（P15163）、“石油工程公司参谋支持研究”（SG16-01J）

TE24

：A

10.6056/dkyqt201701028

2016-07-28；改回日期：2016-11-12。

思娜，女，1983年生，硕士，2010年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，现主要从事石油工程技术前瞻研究及战略规划研究方面的工作。E-mail：sina.sripe@sinopec.com。

思娜，邓辉，李婧，等.贝克休斯自适应PDC钻头［J］.断块油气田，2017，24（1）：125-130.

SI Na，DENG Hui，LI Jing，et al.Self-adjusting PDC bit of Baker Hughes［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（1）：125-130.