邹德永;曹继飞;袁军;谌湛;于鹏
【摘 要】PDC bit,a rock-breaking tool,has been widely used in the oil drilling industry. While its result in hard formation is not good,the drilling efficiency is low and the working life is short. PDC cutter size and back rake are the very important design parameters affecting the performance of PDC bit. Considering the cutter design of PDC bit in hard formation and using the cutting depth as the index to reflect the cutting efficiency, the effects of PDC cutter size and back rake on the ROP of PDC bit were investigated through the micro-bit drilling experiment. The results showed that in hard formation with drillability higher than Ⅵ level,the larger the cutting teeth size,the lower rock-breaking efficiency. In the rock with drillability in Ⅵ - Ⅶ ,the PDC bit designed with 13. 44 mm cutter has the best cutting efficiency and the best back rake is 15°.%PDC钻头是目前石油钻井中使用较为广泛的一种破岩工具,但其在硬地层中的使用效果不佳,钻进效率低,使用寿命短.PDC钻头的切削齿尺寸、后倾角等是影响其钻进性能的重要参数,通过室内微钻头试验,综合考虑硬地层PDC钻头布齿 设计中切削齿的重叠和覆盖情况,以相同钻压下微钻头在岩样表面旋转一周的切削深度作为评价其破岩效率的指标,分析了切削齿尺寸、后倾角等对硬地层PDC钻头破岩效率的影响.结果表明:在钻进可钻性超过Ⅵ级的硬地层时,切削齿尺寸越大,其破岩效率越低；钻进可钻性为Ⅵ—Ⅶ级的硬地层时,(o)13.44 mm切削齿的破岩效率最高,其最佳后倾角为15°.
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2011(039)006
【总页数】4页(P91-94)
【关键词】硬地层;PDC钻头;切削齿尺寸;后倾角;破岩效率
【作 者】邹德永;曹继飞;袁军;谌湛;于鹏
【作者单位】原子能中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266555;中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营257017;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266555;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266555;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266555
【正文语种】中 文
【中图分类】TE921+.1
PDC钻头具有切削破岩效率高、寿命长、钻井故障少等优点，在石油钻井中应用越来越广泛。目前，PDC 钻头主要用于钻进可钻性Ⅵ级以下的均质地层。为了将PDC钻头的应用范围拓宽到更硬的地层，国内外研究人员加快了研究适合硬地层PDC钻头的步伐，并取得了一定进展[1-5]。
现场钻井实践表明，PDC钻头在钻进可钻性Ⅵ级以上地层时，破岩效率较低。如川东北地区的海相碳酸盐岩地层，岩石可钻性级值6.08～7.42，最高可达7.95，现场多采用PDC钻头配合螺杆进行复合钻进，平均机械钻速仅约2 m/h。要提高PDC钻头在硬地层中的破岩效率，除研制新型PDC复合片外，钻头的结构设计也非常关键。切削齿尺寸、后倾角等是PDC钻头设计的重要参数，直接影响PDC钻头的破岩效率。但在目前的硬地层PDC钻头设计中，由于缺乏足够的理论依据，切削齿尺寸、后倾角等的设计多凭经验，PDC钻头的设计存在很大不确定性，无法满足个性化钻头设计的要求[6-9]。为此，笔者通过室内微钻头切削试验，分析了PDC切削齿尺寸和后倾角等对切削破岩效率的影响规律，确定了适合可
钻性为Ⅵ—Ⅶ级地层的最优切削齿尺寸和后倾角，为PDC钻头的个性化设计提供了理论依据。
1.1 微钻头设计
试验钻头设计为PDC单齿钻头，如图1所示。其中，切削齿旋转半径为20 mm，切削齿尺寸为常用的φ 13.44，φ 16.10和φ 19.05 mm系列，切削齿后倾角设计为5°、10°、15°、20° 和25°等5种。国家海洋局第一海洋研究所
1.2 岩样选取
选取石灰岩、白云岩和大理岩作为试验岩样，其可钻性级值分别为6.13，6.64和7.30。
1.3 试验装置
试验在中国石油大学(华东)油气井工程实验室的微型钻机上进行，试验装置如图2所示。试验装置由加压机构、旋转机构、岩样夹持机构和测量部分组成。
1.4 试验方案
试验时，将岩样夹在岩样夹持器上，控制启动开关，使微钻头在岩样表面旋转一周，通过测量部分测定不同钻压下微钻头在岩样表面的切削深度，分析在硬地层中切削齿尺寸、后倾角等参数对PDC钻头破岩效率的影响规律。钻进试验中，用微钻头分别钻进3种岩样，每次试验重复4～5次，取平均切削深度作为衡量破岩效率的指标，转速固定为55 r/min，钻压分别为200，400，600和800 N。
2.1 切削齿尺寸对破岩效率的影响规律
图3为不同尺寸切削齿在3种岩样中的切削深度曲线。
从图3可以看出，切削齿尺寸对PDC钻头的破岩效率有较大影响:钻进可钻性级值6.13的岩样时，φ 16.10和φ 13.44 mm切削齿微钻头的每转切削深度较大，且两者相差不大，φ 19.05 mm切削齿微钻头的切削深度较小；钻进可钻性级值6.64和7.30的岩样时，φ 13.44 mm切削齿微钻头的每转切削深度最大，其次是φ 16.10 mm切削齿微钻头。分析可知，岩石可钻性级值越低，抗钻阻力越小，在相同钻压下，切削齿比较容易吃入地层，切削深度较大，故较大尺寸的切削齿可以获得较高的破岩效率；岩石可钻性级值越高，抗钻阻力越大，切削齿尺寸越大，其吃入越困难，破岩效率越低。由此可知，钻进可钻性Ⅵ—Ⅶ级地高志林
层时，PDC钻头选用φ 13.44 mm切削齿，可以获得较高的破岩效率。另外，从提高破岩效率的方面考虑，岩石可钻性级值越大，PDC钻头选用切削齿的直径应越小。
2.2 切削齿后倾角对破岩效率的影响规律
从以上的分析中可以看出，在钻进可钻性Ⅵ—Ⅶ级地层时，选用φ 13.44 mm切削齿可以获得较高的破岩效率。下面着重分析不同岩样中φ 13.44 mm切削齿的后倾角对破岩效率的影响规律。图4为不同后倾角φ 13.44 mm切削齿在不同可钻性级值岩样中的切削深度曲线。
剑麻纤维从图4可以看出，切削齿的后倾角对PDC钻头的破岩效率有显著的影响，且该影响与岩石性质有关：钻进可钻性级值6.13，6.64和7.30的岩样时，后倾角15°的φ 13.44 mm切削齿的每转切削深度最大，破岩效率最高；随着岩石可钻性级值的变大，增大后倾角能获得较高的切削破岩效率。另外，从切削齿的受力情况看，φ 13.44 mm切削齿在钻进可钻性级值6.13，6.64和7.30的岩样时，要达到相同的切削深度，后倾角为15°时切削齿受力最小，所需的钻压最小；其他后倾角的切削齿需较大的钻压，受力也较大，这就容易引起切削齿的加速磨损和冲击损坏，进而影响钻头的稳定性和使用寿命[10-12]。
1) 在岩石可钻性超过Ⅵ级后，PDC钻头切削齿的尺寸越大，其破岩效率越低。
2) 切削齿尺寸对PDC钻头的破岩效率有较为显著的影响。在PDC钻头的设计过程中，应根据所钻地层的可钻性，选择合适尺寸的切削齿。钻进可钻性 Ⅵ—Ⅶ 级的硬地层时，应选用φ 13.44 mm切削齿。
3) 切削齿的后倾角对PDC钻头的破岩效率有明显的影响，且与地层性质有关。钻进可钻性Ⅵ—Ⅶ级的地层时，切削齿的最佳后倾角为15°。
水泥浆的重力沉降会造成水泥浆与钻井液的置换和混合，从而导致水泥塞的位置发生变化并影响水泥塞的质量。为此，BJ公司研制了一种伞形打水泥塞固井工具。该工具由2个伞形的支撑弓组成，在井眼内可以形成相反方向的扩张支撑，从而防止水泥浆的沉降，将水泥浆定位凝固的成功率提高到50%以上。该工具适用于φ 152.4～φ 508.0 mm套管或裸眼。
在打水泥塞作业时，先将该工具通过钻柱下至设计井深，通过送入工具的上部循环孔建立循环；从井口投入憋压球通过憋压关闭上部循环孔，并将该工具的伞形支撑弓推出支撑到井壁上，然后通过送入工具的下部循环孔实现精确打水泥塞作业。华董
【相关文献】
[1] Sinor L A,Powers J R,Warren T M.The effect of PDC cutter density,back rake,size,and speed on performance[R].IADC/SPE 39306,1998.
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[3] 邹德永.新型PDC 钻头切削齿的发展[J].石油钻探技术,2003,31(3):4-6.
Zou Deyong.The development of new PDC cutting elements[J].Petroleum Drilling Techniques,2003,31(3):4-6.
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Sun Mingguang,Zhang Yunlian.New PDC bit design to optimize its performance in multi-intereded formation[J].Oil Drilling & Production Technology,2000,22(2):31-34.
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