钻头选型方法综述

钻头选型方法综述（精选3篇）

钻头选型方法综述 第1篇

综合录井钻头选型与评价方法探讨

时间：2003-11-3 0:45:51 来源：江汉石油管理局测井工程处 作者：李光华* 石 泓 阅读35次

摘要 本文通过探讨优选钻头类型和进行钻头选型评价，提出了综合录井钻头选型与评价技术服务方法，并在青海S9井、渝东鄂西HJ1井进行了应用尝试，为全面推广应用综合录井技术开拓了新的技术思路。本文详细探讨了综合录井钻头选型与评价技术服务方法，旨在学习和借鉴国内外同类先进技术，提高综合录井服务水平，扩大现有的综合录井服务范围，争取在优化与最优化钻井服务方面早日赶上国内外先进水平。

主题词

综合录井

钻头 地层

评价

前 言

综合录井经过多年的推广应用以后，气测录井、钻井工程录井、钻井液录井和地压检测服务都得到了长足发展，其部分服务技术已达到国内同类技术先进水平，优化与最优化钻井服务工作也已全面铺开。优选钻头类型和进行钻头选型评价是综合录井优化钻井服务的重要内容之一，是综合录井队服务水平上升到中、高级水平的一种能力表现。

一、钻头选型

根据地层可钻性选择钻头，可以取得钻速高、进尺多、成本低、井下钻头异常终结概率低的效果。为此，人们建立了地层可钻性与钻头类型的关系。地层的可钻性习惯于用地层可钻性级值Kd表示，并通过测录井资料直接求取，现场实施方便、快捷，比传统的岩心分析成本低、连续性好。

钻头选型，首先了解国内钻头生产厂家所生产的钻头系列、品种与市场情况，然后依据测录井资料确定所研究地层的可钻性级值，再依据地层可钻性级值选取合理的钻头类型。

我国石油钻井现场上，常用的钻头多为三牙轮钻头（牙轮钻头中的一种）和PDC钻头（金刚石钻头中的一种），本文就此展开讨论。1．三牙轮钻头选型

（1）三牙轮钻头系列与类型

国际钻井承包商协会(IADC)，对任一三牙轮钻头都用四位数的IADC编码来描述其系列与类型等特征。

（2）三牙轮钻头可钻性级值

地层可钻性级值Kd的原始定义是以三牙轮钻头为参照的。确切地说，地层可钻性级值Kd是三牙轮钻头的可钻性级值，但现场上人们习惯称之为牙轮钻头可钻性级值。

目前, 国内外专家将三牙轮钻头可钻性级值Kd分为1—10级，用以表示地层硬度，并称之为地层级别。地层可钻性级值Kd与地层级别划分标准见表1。

为方便现场使用，结合国内钻录井专家的意见，笔者将表示地层软硬程度的地层级别划分为三类：Ⅰ-S---软地层、Ⅱ-M---中（中等硬度）地层、Ⅲ-H---硬地层，以后的钻头选型将以此为标准。

2.PDC钻头选型

（1）PDC钻头系列与类型

据PDC钻头自身特性，主要用于软--硬大段均质地层、易斜地层、钻高温井与取心钻进等。对于PDC钻头系列与类型的定义与编码国内外都比较混杂，本文以江钻股份和川克公司PDC钻头系列与类型来进行研究。

（2）PDC钻头可钻性级值

对于PDC钻头，其地层可钻性级值Kdpdc与牙轮钻头的可钻性级值Kd存在如下关系，见表2。

3．确定地层可钻性级值的测录井方法

确定地层可钻性级值的测井方法是用声波测井资料求取，录井方法是利用dc指数直接求取，可钻性级值Kd或Kdpdc的算法详见表3。从相关系数上看，式1、2、9相关性较好，现场上可用式2、9计算可钻性级值。

计算从理论上讲，利用综合录井Sigma值亦可计算所钻地层的可钻性级值，这里不再推导，Sigma值、dc指数与地层硬度对应关系见表4。

二、应用尝试

实例一：柴达木盆地S9井

S9井岩性组合为砂泥岩互层，该井钻头剖面设计详见表 5，实际钻进钻头剖面详见表6。由表6可以看出：

硬质合金取心钻头并不适用于S9井区，相比之下PDC取心钻头则要好一些，单支PDC取心钻头可取得200m进尺；

J22（HA527）钻头比较适用于该地区地层，钻时为10-20min/m，单支钻头进尺可达400-800m。

井深1618.94m更换硬质合金钻头后，取心钻进速度明显变慢，钻时由上部PDC钻头的50-60min/m升至140.5min/m.。分析比较后，录井队建议井队更换成PDC取心钻头后，钻时平均为59min左右，钻速提高近2倍，效果相对较好。

实例之二：渝东鄂西HJ1井

HJ1井是由一口海相探井。该井地层可钻性级值见表7。

根据YD3井与MA1井钻头使用情况、声波时差与地层可钻性级值，预测出HJ1井钻头剖面，详见表8。

HJ1井钻头现场使用情况详见表9。

HJ1井钻头使用情况评价详见表10。HJ1井与YD3-1井钻头使用对比见表11。

钻头选型结果优劣评价最终要看现场正常应用效果。

从表9可以看出: HJ1井钻头选型与地层级别对应较好，与邻井YD3-1井钻头使用参数对比,无论钻头进尺还是机械钻速都要优于YD3-1井；相对YD3-1井直径为444.5mm、311.1mm、215.9mm钻头的ED分别是0.42、0.61、0.41,均小于1。因此，HJ1井钻头选型比较成功。另外，值得一提的是志留系地层钻头选用问题，地层级别为高硬地层，HA617钻头钻速有所减慢，钻时、dc指数与Sigma值出现“台阶”式增长，增长率>20%，结合预测表笔者认为选用HA637或HA737可能会更好。

综上所述，HJ１井钻头预测剖面具有鄂西海相地层的代表性，可作为该地区的典型钻头剖面。结 论

1．综合录井队提供钻头选型及评价服务是较好可行的，而且是综合录井优化钻井服务技术优势的一个突破口。

2．钻头选型及评价服务现场工作重点是：录井前，收集相关资料，预测钻头剖面；录井中，分析地层可钻性级值、地层级别，评价选型的合理性；完井后，综合测录井资料，确定地层钻头剖面。

李光华 男，1964年8月生，高级工程师，1987年毕业于江汉石油学院钻井专业，现在江汉油田从事综合录井资料解释工作。

金刚石钻头选型技术 第2篇

1.1 金刚石钻头技术的发展概况[1,4]。

钻井在油田开发中作用非常重要, 钻头作为钻井作业中最重要的工具, 其工作性能直接影响到钻井作业的质量、成本和效率。随着钻井技术的发展和竞争日趋激烈, 钻井工作的高质量、高效率、低成本的探讨和研究也越来越受重视, 这也使得钻探设备日臻完善, 多工艺的钻进方法应用广泛。

目前高技术水平金刚石钻进工艺, 主要包括:长行程钻机、绳索取心钻具、定向钻井及孔内测试仪器和其他配套技术的使用, 尤其是含金刚石的超硬材料的出现和金刚石钻头制造工艺的进步等。高效、耐用、适用地层广泛的金刚石钻头的研制和使用, 成为高技术金刚石钻进的关键问题。

实际生产中, 除了在适于表镶钻头地层中继续研究高质量的天然表镶金刚石钻头外, 各类人造金刚石制品的钻头制造工艺所占的比重日益加大。品种众多的孕镶单晶钻头、聚晶钻头、复合片钻头、烧结块钻头等应用越来越广。

1.2 金刚石钻头的类型。

根据国外经验的相关资料[5], 对用于不同钻进条件下的金刚石钻头主要有以下几种类型, 见表1。

2 常用的金刚石钻头选型方法

2.1 层次分析法[2]。

金刚石钻头选型是一多目标决策问题, 假设有m个目标G1、G2、…、Gm, 其相应的权重分别为W1、W2、…、Wm, 且, 0≤Wi≤1 (j=1, 2, …, m) 并设已拟定n个决策方案A1、A2、…、An, 方案Ai (i=1, 2, …, n) 在目标Gj (j=1, 2, …, m) 下的取值为aij, 则方案A1、A2、…、An关于目标G1、G2、…、Gm的指标矩阵为:

由层次分析法对n个方案进行排序, 找出最优方案。显然, 上述多目标决策问题是一个层次结构问题, 可用图1表示。

通过比较方案的有利性, 用三标度法得到方案层的n个方案, 相对于准则层中某一元素 (Gj) 的比较矩阵:

其中,

且有Cjii=1, 即在目标Gj下, 方案Ai自身比较有利性相同。

方案的有利性程度排序指数rij可由下式计算:

由rij可构成判断矩阵:

其中:

在判断矩阵Bj的基础上利用AHY法 (层次分析法) , 便可对方案进行综合排序和选优, 从而选出最佳钻头。

2.2 测井解释法[3]。

根据新区初期少量的探井资料和岩心资料以及地质工作者的初期工作, 基本可以确定出某新油区的地层岩石性质, 作为钻井施工中准确选择钻头的初步根据, 再参考邻井所使用的钻头情况, 利用已获得的地质资料和测井资料, 对比已经钻出的岩屑和取得的岩心, 经过分析、处理得出准确预测岩石性质的数学模型:

式中:Pi-岩石的各种性质, i=1, 2, 3, …;Ai-修正系数;E-岩石的弹性模量, MPa;Rc-岩石中的泥质含量, %;ρ-岩石的密度, kg/l;μ-泊松比;△ta、△t0-横波时差、纵波时差, us/m;ci-泥质含量影响系数;αi, βi, γi-岩石抗压、抗剪和抗拉系数。

然后, 利用式 (8) 进行金刚石钻头的选型:

式中:Ki-钻头的设计参数, i=1, 2, 3, …;Ai-修正系数;σ-岩石硬度, MPa;τ-岩石抗剪切强度, MPa;ω-岩石抗研磨强度, MPa;αi, βi, γi-岩石抗压、抗剪和抗研磨系数。

从而, 根据钻头设计参数选择的钻头更加适合该油区的钻井施工, 有利于提高钻井速度, 降低钻井成本。

3 金刚石钻头总体选型依据和特定情况下的选型

3.1 总体依据。

金刚石钻头选型主要依据以下几点: (1) 岩石物理力学性质。主要是岩石研磨性、强度和压入硬度。 (2) 钻头技术参数, 包括胎体耐磨性、硬度、金刚石品级、浓度、水口数量和大小、端面形态等。 (3) 钻头使用后观察胎体磨损和金刚石出露情况。

钻头选择合理, 与所钻进岩层相适应, 能更加适合该油区的钻井施工。一方面延长了钻头有效工作区;另一方面更利于提高钻井速度, 降低钻井成本。

3.2 特殊选择。

(1) 钻进中~硬岩层的金刚石钻头。选择新型锯齿状钻头用于钻进VI~Ⅶ级岩石。根据岩石的研磨性和裂隙程度, 锯齿状钻头的差别在于齿刃的数量和所用金刚石的大小。 (2) 钻进坚硬致密岩层的金刚石钻头。钻进Ⅷ~Ⅹ级坚硬致密岩层, 选择出露不同质量 (破碎的和抛光的) 的金刚石钻头。 (3) 钻进极坚硬岩层的金刚石钻头。Ⅺ~Ⅻ级极坚硬岩层的特点是金刚石的可钻性低。目前, 主要用孕镶钻头钻进这些岩层, 钻进研磨性岩石时孕镶钻头的效果不错 (但钻头寿命低) 。钻进低研磨性岩石时, 由于金刚石抛光而效果不佳。为了解决极坚硬岩石的钻进问题, 选择表镶单层和孕镶金刚石钻头。 (4) 钻进裂隙、高研磨性和软硬交替岩层的金刚石钻头。对于第Ⅰ类型岩石可使用单层岩心管, 但是, 金刚石钻头必须强化, 以防岩心的劈裂作用有可能损坏镶嵌有金刚石的胎体。对于第Ⅱ类型岩石要求使用特制的双层岩心管, 这种钻具在提高钻进效率 (由于增加回次进尺量) 的同时还能提高岩心质量。单层岩心管钻进裂隙研磨性岩石的经验表明, 选用加厚胎体的14A3型金刚石钻头可有效地克取岩石。 (5) 钻进极其复杂地质条件的金刚石钻头。对于这一类型的双层岩心管而言, 在极其破碎的岩层内除了岩心采取率外, 应提高金刚石钻头的强度、回次进尺量和机械钻速。为了使用这种管子钻进, 选取可进行孔底冲洗的专用金刚石钻头。

4 结论

现场钻井施工中, 有针对性的对金刚石钻头进行选型, 使钻头的技术参数与所钻岩层性质相适应, 可充分发挥金刚石钻头的特性。从而在实际钻井工程中, 提高钻速, 降低钻井综合成本, 加快新区的开发速度, 创造社会和经济效益。

参考文献

[1]李志宏等.中国人造金刚石工业现状及发展展望[Z].郑州:国家超硬产业基地信息服务平台, 2003.

[2]卢宗华.层次分析法中判断矩阵构造方法的改进[J].系统工程, 1990, 8 (1) :43-44.

[3]孙明光, 黄涛.利用测井资料进行金刚石钻头设计和选型[J].石油钻探技术, 1999, 27 (5) :38-39.

[4]Karasawa H, Misawa S.Development of PDC Bits for Drilling of Geothermal Wells.Journal of Energy Resources Technology, 1992, 114 (12) .

罗镇地区定向井的钻头选型应用 第3篇

【关键词】PDC钻头;牙轮钻头;漂移;机械钻速

0.引言

胜利油田河口罗镇地区油藏埋藏较深，主要开发沙二段油藏，该地区东营组底层相对致密且含有夹层，长期以来只采用牙轮钻头钻进，机械钻速相对较低。近年来由于复合PDC钻头的使用，虽使其机械钻速和钻井进尺上提高1倍以上，但由于PDC钻头在破岩机理、钻进参数上与牙轮钻头相比存在较大差异，常表现出许多与常规定向施工不一致的情况，所以通过不断总结和改进，逐步摸索出一套适合该地区的钻头使用方式。

1.牙轮钻头和PDC钻头的特点和问题

1.1方位漂移方面

根据罗镇主力区块罗17和罗40部分井应用牙轮钻头钻进的部分井眼轨迹数据，使用牙轮钻头复合钻钻进时，方位呈现右漂，井斜增大较快。这是因为在该区块东营底层至沙一段上部，岩性相对致密并存在夹层，所以为了增加机械钻速在钻进过程中一般加大钻压，从而使井斜增大；另外，从部分井应用PDC钻头钻进的井眼轨迹数据可看出，使用PDC钻头复合钻进时，井斜方位变化比较小，方位呈微小左漂规律，井斜较稳定，较适合该地区的稳斜段钻具使用的钻头。同时还发现，使用PDC钻头钻进时，井眼方位漂移遵循以下规律：（a）井斜角越大，井眼方位漂移量越小；井斜大于15°时，井眼方位比使用牙轮钻头稳定。（b）提高转速，可使井眼方位左漂趋势减弱，甚至出现右漂。

1.2井斜控制方面

PDC钻头一般要求使用较低钻压，较高转速。在现场使用时，PDC钻头一般为同尺寸牙轮钻头的20%～40%。以216mm钻头为例，三牙轮钻头（型号）使用钻压范围为120KN，而PDC钻头使用的钻压范围为20KN～80KN。由于钻压的差异，在進行复合钻进时采用牙轮钻头往往会产生明显的增斜效果，而使用PDC钻头却是稳中带降的效果。刚开始定向时，PDC钻头与牙轮钻头在破岩机理、钻进参数往往难以控制，而且由于其对钻压的敏感性，只要钻压稍大或稍小，工具面都会活动，给定向施工带来一定的困难，所以在定向时很多井队都喜欢使用牙轮钻头，这也是牙轮钻头和PDC钻头相比具有的独特优势。

1.3使用单一类钻头的缺点

通常在该地区的定向井多采用“直-增-稳”三段制井身结构。即定向时采用单一的PDC或牙轮钻头，定向至一定井斜角余量后再复合钻进，此时PDC钻头定向的不易控制及牙轮钻头的机械钻速低都是不可避免的问题。根据罗17区块的部分定向井设计所示，该地区定向井稳斜段都较长，而最大井斜都不是很大，所以即要同时提高定向段和稳斜段的钻时，又要同时使井斜在稳斜段复合钻中比较理想。如果定向段使用牙轮钻头，中期稳斜段（多为东营组底部）用PDC钻头一趟钻穿东营组、沙一段、沙二段，那么这样就能同时发挥两种钻头的优点。

1.4摩阻和扭矩方面

PDC钻头是利用岩石抗剪强度较低特点，采用高强度的聚晶金刚石复合片为切削元件以剪切方式来破碎岩石的，整只钻头无活动件，钻进中钻机负荷较重。在定向井中由于下部钻具结构多个稳定器的加入，重负荷问题就更显突出，特别是新动力钻具配合新PDC钻头时容易发生蹩泵，而在井较深或井斜角较大时，这种情况导致钻具扭断、胀扣、倒扣等事故发生。PDC钻头使用到后期，外径磨损后所钻井井眼较小，造成稳定器扩眼，这是定向井中钻机负荷重的另一原因。

2.在罗镇地区定向井采用的钻头改进技术

2.1井身剖面及井斜控制

采用“直-增-稳”结构，定向段采用牙轮钻头直接将井斜定到接近设计井斜2°~ 3°左右，复合钻进，钻至东营组底部时起钻换PDC钻头同时更换动力钻具，钻至完钻。同时用钻压控制井斜变化，尽量避免稳斜段滑动钻进造成的井眼曲率变化率过大，这样同时可以发挥牙轮钻头的定向易控性和PDC钻头复合钻进时的速度优势和井斜稳定的优点。

2.2方位控制方面

充分两种钻头复合钻进时的方位漂移规律，将原来传统向左预留3～4°余量改为不留余量或向右留余量；根据PDC钻头在东营组和沙一段地层采用1档低速（转速50转/分钟）钻进时左漂、采用2档高速钻进时右漂的特点，采用1档2档交替钻进方式，可以有效控制方位漂移。

3.典型案例分析

3.1罗17-斜20井

该井设计垂深2460m，完钻层位沙二段，目的层垂深2420m，水平位移692.96m，方位角327.56°，设计最大井斜角29.84°，靶区半径55m。采用Φ356.1 mm钻头钻至196m，下入Φ216mm钻至1050m，采用PLM无线随钻定向，定向段1050m～1800m，井斜为27°，方位330°，然后下入PDC钻头复合钻进，稳斜至2633m完钻，水平位移692.96m，靶心距35m，钻井周期7天15小时，平均机械转速16m/h。

3.2罗17-斜21井

该井设计垂深2440m，完钻层位沙二段，目的层垂深2400m，水平位移406m，方位角329.58°，设计最大井斜角17.61°，靶区半径55m。采用Φ356.1mm钻头钻至187m，下入Φ216mm钻至1000m，采用PLM无线随钻定向，定向段1000m～1750m，井斜为15.4°，方位332°，然后下入PDC钻头复合钻进，稳斜至2500m完钻，水平位移406m，靶心距11m，钻井周期6天15小时，平均机械转速17.3m/h。

3.3罗17-斜17井

该井设计垂深2450m，完钻层位沙二段，目的层垂深2400m，水平位移604m，方位角354.59°，设计最大井斜角27.6°，靶区半径55m。采用Φ356.1mm钻头钻至210m，下入Φ216mm钻至1100m，采用YST-48X无线随钻定向，定向段1100m～1900m，井斜为24°，方位358°，然后下入PDC钻头复合钻进，稳斜至2633m完钻，水平位移604m，靶心距22m，钻井周期7天。平均机械转速16.5m/h。

上述三口井均采用牙轮定向加PDC复合钻进施工方式，该方式与采用牙轮钻头相比，机械钻速提高了1倍，钻井周期缩短了5天左右，经济效益显著，获得了甲方的好评。

4.认识和建议

（1）采用牙轮钻头和PDC钻头结合的施工方式能大大提高罗镇地区定向井的钻井速度。

（2）采用“直-增-稳”结构，可以充分发挥这种施工方式的特点。

（3）在该地区使用PDC钻头，带动力钻具复合钻进时有着无可比拟的速度优势。

（4）在该地区使用PDC钻头复合钻进，井眼方位比牙轮稳定，定向时可以不留余量或向右留余量，采用适当的钻速可以有效控制方位漂移。

（5）在某些特定的技术条件下，牙轮钻头在定向时比PDC更容易。

（6）使用PDC钻头的定向井时要选用高一级质量的钻具。

（7）当扭矩变大，通过短起下混入润滑剂不能解除时，要果断起钻，简化钻具结构，预防出现事故。

【参考文献】

［１］孙明光.复合PDC钻头成功钻穿多夹层地层.石油钻采工艺.1998.8.

［２］范兆翔.复合PDC钻头在桩西地区定向井应用.石油大学出版社.2003.4.