强攻击型镶齿牙轮钻头设计关键技术及应用

2022-01-14杨海东汪俊锋

天然气与石油 2021年6期

杨海东汪俊锋

中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司, 广东湛江 524057

0 前言

南海西部北部湾盆地地质层位自上而下分为新近系望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组、古近系涠洲组和流沙港组。常用的井身结构是:508.00 mm隔水管+406.40 mm井眼和339.73 mm套管+311.15 mm井眼和244.48 mm套管+215.90 mm井眼和177.80 mm尾管。北部湾盆地钻井事故率高,据统计,在涠西南的涠洲10-3油田、涠洲12-1油田开发项目中钻井复杂事故率超过60%,钻井成本超2万元/m,是业内典型的钻井事故高发区域[1-3]。经过多年来对井身结构的优化和探索,总结得出解决问题的关键措施之一是一开406.40 mm井段打穿新近系地层,将表层339.73 mm套管下至涠洲组一段顶部[4-6]。

为提高效率降低钻井成本,期望实现1只钻头1趟钻完成406.40 mm井眼钻进。而实际作业中,铣齿牙轮钻头寿命短，无法穿越下洋组砂砾岩地层,PDC钻头与马达配合时MWD工具面不稳无法实施定向钻井,常规镶齿牙轮钻头设计与地层不匹配、机械钻速低,3种常用类型钻头均需要至少2趟钻完成,亟需钻头技术创新突破,在此背景下,研发了适用于该区块的强攻击型镶齿牙轮钻头,实现1只钻头、1趟钻打穿新近系地层,创造中国海洋石油有限公司两项纪录,提质增效显著,钻头技术发展为井身结构调整应对涠洲组钻井难题奠定了基础。

1 地层可钻性分析

1.1 岩性特点

北部湾盆地新近系及其以上地层为一套盆地坳陷期的滨浅海相碎屑岩沉积,地层埋深较浅,下洋组底部平均垂深约1 400～1 500 m,整个北部湾盆地内新近系地层沉积厚度相对稳定[7-8],典型的新近系地层特征见表1,总结各地层序列岩性特点以及实钻情况,地层可钻性有以下特点和规律。

1)灯楼角组及以上地层岩性以细砂岩、砂砾岩、软泥岩为主,胶结疏松,可钻性极好。

2)角尾组以大套泥岩为主,底部少量砂岩夹层,泥岩极易水化,可钻性好。

3)下洋组以砂岩为主,中下部地层含砾严重,砾径一般为2～4 mm,最大砾径可达6 mm,多为疏松的泥质胶结,整体可钻性良好,但偶有胶结致密的硬夹层,容易造成切削齿严重磨损、崩断。

表1 地层特征统计表

1.2 抗压强度分析

抗压强度和内摩擦角是地层可钻性评价的重要参数,结合行业内对区块可钻性研究成果,通过声波测井资料,利用岩石力学软件可实现地层可钻性分析[9-11]。从软件分析结果可见该区块地层整体抗压强度约为6～20 MPa,内摩擦角约20°～30°,下洋组中下部抗压强度逐渐增高,存在较多硬夹层,夹层最高抗压强度约34～69 MPa,可钻性分析结果见图1。

图1 涠洲某油田地层可钻性分析图Fig.1 Formation drillability analysis of a oilfield in Weizhou formation

1.3 钻头选型关键点

北部湾盆地新近系地层钻头选型伴随井身结构优化和油田降本增效需求开展,钻头选型上需要重点考虑几方面因素。

1)需配合马达造斜。结合钻井作业降本需求,新近系地层定向钻井作业原则上使用马达钻具组合,要求钻头与马达配合可有效控制轨迹。

2)进尺较长。为满足后续井段作业需求,一开井段需钻穿新近系地层,表层套管下至涠洲组顶部地层,井段最高进尺接近2 000 m。

3)穿越硬夹层。地层可钻性差异较大,下洋组硬夹层、砂砾岩对钻头磨损严重,钻井效率低。

2 钻头使用现状分析

北部湾盆地新近系地层钻头选型有三个阶段,使用情况及存在问题如下。

2.1 铣齿牙轮阶段

铣齿牙轮钻头主要使用时期为2014年以前,具有成本低、可以配合马达使用的优点。表层井段使用海水拌土浆钻井液体系半开路钻进,钻井液含砂量较高,在4 500～5 000 L/min的大排量下,流体冲刷对牙轮冲蚀十分严重,切削齿冲蚀及磨损后机械钻速急剧降低,钻进至涠洲组一段需要2趟钻,适用于完钻深度在下洋组顶部及以上地层的井。

2.2 PDC钻头阶段

PDC钻头主要使用时期为2014年—2016年,具有攻击性强、穿越硬夹层能力强、机械钻速高的优点,但在定向井中,PDC钻头与马达配合使用时MWD工具面极不稳定[12],深层造斜时纯钻进效率低于50%,定向钻进必须与昂贵的旋转导向工具配合使用,使用成本较高,主要用于直井和定向井的第2趟钻稳斜井段。近年国内外钻井中探索使用“牙轮—PDC”复合钻头,尝试解决MWD工具面不稳定、软硬交错地层钻头抗冲击等问题,取得了一定效果,也说明了牙轮钻头对解决这类问题的关键性[13-16]。

2.3 镶齿牙轮阶段

镶齿牙轮钻头在2016年以后得到逐步应用,可以配合价格低廉的马达进行定向钻井,寿命长,具备单只钻头打穿新近系地层能力,但常规镶齿牙轮适用于中硬地层,抗研磨性强,攻击性弱,角尾组及以下地层机械钻速低至10 m/h,钻井周期长，综合成本极高。

3 强攻击型镶齿牙轮钻头设计

鉴于铣齿牙轮和PDC钻头存在难以解决的适用性缺陷,优选出通过对镶齿牙轮钻头设计优化来解决当前钻头技术困难的方案。采用直观的思维导图原理,针对镶齿牙轮钻头应用中的痛点进行针对性的创新设计尝试,使用中开展持续的优化,研发出成熟的强攻击型镶齿牙轮钻头设计方案,形成三项镶齿牙轮钻头设计优化核心技术,强攻击型镶齿牙轮钻头设计思路见表2。

表2 强攻击型镶齿牙轮钻头设计思路表

3.1 加强型镶齿设计技术

镶齿牙轮钻头主要是针对具有研磨性的硬地层而设计,由于齿出刃低,攻击型相对较弱。在可钻性较好的新近系地层,使用镶齿牙轮会严重限制机械钻速,为解决镶齿牙轮钻头攻击性不足问题,对镶齿牙轮钻头的设计优化直接从齿入手,镶齿牙轮钻头切削齿优化示意图见图2。

1)优化选用硬质合金齿加长版楔齿,在不改变齿的强度和密度前提下,将齿的高度由22.18 mm增高至23.83 mm,通过增加出刃高度来提升攻击性。

2)将齿顶宽度加宽1.2 mm,工作刃总长度大而宽,因而相对减少磨损。

3)牙轮根据破岩工作原理分为超顶、移轴和复锥,各牙轮配合达到破岩效果,齿高和齿宽变化对三牙轮配合产生干涉。根据牙轮钻头井底击碎图等设计原理[17-18],采用专业软件对齿圈布置进行优化,模拟钻头在井底的工作动态,对移轴定量分析计算,各圈齿运动轨迹形成包络线,优化布齿，解决齿间干涉,均衡单齿破岩量，提高寿命和破岩效率。

图2 镶齿牙轮钻头切削齿优化示意图Fig.2 Optimization of cutting teeth of the inserted cone bit

3.2 高抗研磨设计技术

海水般土浆大排量钻进对钻头流道和切削齿冲蚀问题十分严重,同时下洋组及以下地层以砂岩为主,具有一定的研磨性,针对流体冲蚀及地层研磨性造成钻头先期损坏影响寿命的问题,从以下方面进行设计优化。

1)减少镶齿热处理后基体渗碳层车削,可以增加牙轮壳体表面硬度[19]。

2)三牙轮钻头水力系统的最佳设计必须满足井底岩屑的脱离—运移—举升三个基本动作的有效配合[20-21],采用ANSYS软件进行井底流场数值模拟分析,增大喷嘴出口直径及优化角度,降低喷射速度，减少冲蚀。

3)特制保径齿,在外排与背锥齿排之间增加设计特制保径齿,其目的是减少牙轮壳体磨损,修整井壁,改善钻井质量,特制保径齿设计示意图见图3。

图3 镶齿牙轮钻头特制保径齿设计示意图Fig.3 Design of special diameter retaining teethof the inserted cone bit

3.3 全掌背保护设计技术

由于镶齿加长,为保障齿的抗断力和紧固力,要求齿的直径要适当增大、齿孔深度加深、各排屑槽深度加深,从而对应的轴承壁厚会减少[22-23]。为强化轴承保护,延长钻头寿命,特制了加强牙轮掌背设计。

1)为提高钻头的抗研磨性,在掌背添加耐磨性较强的合金齿,掌背齿略突出背锥面,齿形采用半球形齿,具有良好的耐磨性且不容易发生破裂,可增强钻头抗缩径能力,避免过度磨损造成轴承密封泄露失效。

2)采用全掌背保护,在掌尖位置加宽加厚敷焊硬质合金耐磨层,保护密封,镶齿牙轮钻头全掌背保护设计示意图见图4。

图4 镶齿牙轮钻头全掌背保护设计示意图Fig.4 Palm back protection design of the inserted cone bit

4 应用效果

改进后的强攻击型镶齿牙轮钻头完全满足1趟钻打穿新近系地层的需求,并可根据需求钻进至涠洲组一段顶部超200 m,在2016年以后的北部湾开发调整井中逐步得到普遍应用,目前基本取代铣齿牙轮和PDC钻头，成为区块主力钻头型号。在涠洲6-13油田开发项目中，改进后的强攻击型镶齿牙轮钻头4次打破中国海洋石油有限公司钻井纪录:A4 H井单只镶齿牙轮钻头进尺1 860.30 m,打破了此前的最高进尺纪录、镶齿牙轮钻头单次起下钻进尺2项纪录,A8井单只镶齿牙轮钻头进尺1 906.65 m,再次刷新该2项记录。

在机械钻速方面,对钻进至涠洲组一段顶部的历年典型井进行统计,铣齿牙轮钻头配合马达平均机械钻速为64 m/h,改进后的强攻击型镶齿牙轮钻头配合马达平均机械钻速为82 m/h,较铣齿牙轮钻头可提速28%,不同类型钻头应用效果对比见图5。在经济性方面,在完钻井深相似的井中,“强攻击型镶齿牙轮+马达”与“PDC钻头+旋转导向”机械钻速基本持平。强攻击型镶齿牙轮钻头与马达配合使用可满足定向钻进中轨迹控制要求,相比使用旋转导向工具,单井费用可降低超50万元/井段。