混合钻头在元坝须家河组高研磨性地层的应用

元坝气田主力气藏埋深超过7000m,是中国埋藏最深的海相气田。陆相地层岩性致密、硬度高、非均质性强、机械钻速低,特别是须家河组地层,硬度高、研磨性强、可钻性极差,牙轮钻头磨损速度快、进尺短,PDC钻头难以满足高研磨性的要求,钻头合理选型困难。针对须家河组地层硬度高、砂泥岩交错的地层特点,研制出了KPM系列牙轮-PDC混合钻头,采用3刀翼和3牙轮设计,兼具牙轮和PDC钻头两者的优点。在元坝须家河组应用3井次,较好克服了地层硬度高、软硬交错的影响,进尺和机械钻速均获得大幅提高,为元坝钻井提速探索新的 方向。     

桐梓园构造须家河地层钻头优选

通过分析地层岩性组合特征、统计PDC钻头、牙轮钻头和狮虎兽钻头在须家河组的机械钻速和进尺,提出了桐梓园构造须家河组高研磨性地层钻头优选方案,也为以后在该区块钻井提供有价值的参考。     

牙轮-PDC混合钻头在迪北103井的应用试验

迪北103井是塔里木盆地库车坳陷东部依奇克里克构造带迪北斜坡的一口评价井,据邻井的实钻资料,预计该井在中新统吉迪克组、渐新统苏维依组、古近系库姆格列木群将钻遇砾石含量高、软硬交互频繁、可钻性差的地层,钻头选型困难,无论是牙轮钻头,还是PDC钻头,机械钻速和单只钻头进尺都很低。为此,在迪北103井的444.5mm井眼段尝试应用了牙轮-PDC混合钻头,该新型钻头由3个牙轮、3个PDC切削刀翼和钻头胎体构成,把PDC钻头优越的切削破岩机理及牙轮钻头的冲击破碎机理有机地结合在一起。试验从井深2 524m开始,一趟钻钻至2 866m,进尺342m,平均机械钻速1.70m/h,顺利钻穿吉迪克组—库姆格列木群组的复杂岩性段;与邻井(迪北104井)相同钻进井段相比,迪北103井钻头进尺提高了654%,机械钻速提高了157%,同时该井还刷新了444.5mm牙轮-PDC混合钻头单只进尺世界纪录。该钻头在迪北103井的成功应用为迪北区块钻井提速提供了有益的经验。     

川西须家河组地层PDC钻头结构参数优化及选型

川西深层须家河组气藏主力储层埋藏深、地质条件复杂,尤其是其地层硬度高、可钻性差,致使钻头选型困难,机械钻速低。为提高须家河组地层机械钻速,针对地层岩性特征,利用ABAQUS软件建立了切削齿破岩有限元模型,结合钻头设计理论优化了PDC钻头结构参数,确定出了适合须家河组地层的钻头冠部轮廓、切削齿、刀翼数和保径特征等主要结构参数,提出了PDC钻头选型的关键特征。在此基础上,优选出了9个型号PDC钻头,形成了须家河组地层钻头系列化选型方案:须5段-须3段地层宜选用攻击性强同时具有较强抗研磨性和抗冲击性的PDC钻头,须2段地层宜选用高抗研磨性兼顾吃入能力和抗冲击性的混合布齿钻头。现场应用表明,42只优选钻头平均进尺增加27.57%,钻速提高40.19%,实现了须家河组地层钻井提速新突破。      

PDC钻头持续给力西南油气田钻井提速提效

<正>2013年,西南油气田依靠科技,积极创新,持续扩大PDC钻头应用面,分区块、分井段对PDC钻头开展优选和应用试验,在提高机械钻速、大幅度缩短钻井周期方面取得了良好成效。2013年1—9月,平均机械钻速3.1 m/h,生产时效89.25%,比去年同期提高1.43%。具体体现在以下几个方面。一是磨溪-高石梯探井再提速。通过进一步优选PDC钻头、扩大螺杆+PDC应用,攻克瓶颈地层,全面提高了磨溪-高石梯第二轮探井机械钻速。其中在311.2 mm井眼的沙溪庙、自流井、雷口坡至嘉二3段开展新技术试验及推广运用,钻井周期由上轮最快的39.46 d缩短至27.88 d;在龙潭组、沧浪铺分别大胆试验,突破了PDC钻头钻不穿龙潭组和沧浪铺组     

Kymera~(TM) FSR定向钻井复合钻头

<正>贝克休斯公司研发的KymeraTMFSR定向混合钻头,可在复杂的碳酸盐岩地层定向钻进时保持快速、平滑、稳定的性能。KymeraTMFSR钻头具有更高的钻速、更长的进尺和更高的定向钻进精度,从而可以钻进更多产油层。牙轮钻头通常以较慢的转速和较低的扭矩钻进,PDC钻头通常以大扭矩高转速钻进。KymeraTM FSR钻头通过独特的混合设计,很好地结合了PDC钻头和三牙轮钻头技术特点,在碳酸盐岩地层中的钻进性能优于以上2种钻头。该钻头牙轮上的钻齿更尖锐、攻击性更强,可轻松破碎地层;PDC切削齿可清除岩屑,     

元坝区块陆相井钻井关键技术探析

以元陆10井为例对元坝区块陆相井钻井的关键技术进行了探析。该井在钻进中先后使用了空气锤钻井技术、PDC钻头+螺杆钻具复合钻井技术、进口PDC钻头+扭力冲击器钻井技术及孕镶金刚石钻头+高速涡轮复合钻井技术,有效克服了陆相地层岩性复杂、机械钻速低及易斜易漏等难题。其中进口PDC钻头+扭力冲击器钻井技术应用效果较好,平均机械钻速是常规钻井牙轮钻头的4.68倍,平均单只钻头进尺是常规钻井牙轮钻头的9.7倍。建议使用无固相钻井液体系,并在珍珠冲段之前结束使用扭力冲击器。     

南海文昌区块深部地层旋转切削齿PDC钻头提速技术

针对南海西部海域文昌区块深部地层常规固定齿PDC钻头磨损严重、机械钻速较低的问题,研究了旋转切削齿PDC钻头提速技术。分析了文昌区块深部地层的钻井难点,基于地层和钻头磨损特征分析结果,用旋转切削齿代替常规PDC钻头肩部高磨蚀区的固定切削齿,并优化布齿,形成了适用于文昌区块深部地层的旋转切削齿PDC钻头,并在文昌区块3口探井进行了应用,结果表明,该钻头提速效果明显、单只钻头进尺长且出井钻头磨损评价良好。研究认为,旋转切削齿PDC钻头兼具攻击性和耐磨性,可有效提高南海西部海域文昌区块深部地层的机械钻速,建议在该区块和类似强研磨性地层推广应用。      

元坝陆相高压致密强研磨性地层钻井提速技术

针对元坝气田陆相深部自流井组和须家河组地层岩性致密、硬度高、研磨性强,牙轮钻头进尺少、寿命短,以及综合效益低的问题,通过分析地层的可钻性、钻头的破岩原理,结合现场实钻情况优选高效钻头,并根据钻头与钻井工具的合理匹配原则优选合适的动力钻具,进行了"进口孕镶金刚石钻头+高速涡轮"复合钻井技术、"国产孕镶金刚石钻头+高效特殊螺杆"复合钻井技术和牙轮-PDC混合式钻头钻井技术现场试验。以钻头每单位进尺消耗的比能作为选择钻头的依据,并应用盈亏平衡理论对3种钻井技术进行了经济评价。现场试验结果表明:高压致密强研磨性地层首选"国产孕镶金刚石钻头+高效特殊螺杆"钻井技术;砾石含量高的珍珠冲组地层推荐采用"进口孕镶金刚石钻头+高速涡轮"复合钻井技术;砂泥岩互层较多的高压致密地层推荐采用牙轮-PDC混合式钻头钻井技术。经济评价结果表明,元坝气田应用"国产孕镶金刚石钻头+高效特殊螺杆"钻井技术的经济效益最高,其次是牙轮-PDC混合式钻头钻井技术,"进口孕镶金刚石钻头+高速涡轮"复合钻井技术最差。      

精细控压钻井技术在磨溪－高石梯海相地层应用可行性分析

四川磨溪-高石梯区块储层埋藏较深、钻井速度慢、钻井周期长、井漏复杂多、作业成本高是该区块油气勘探开发的难点。针对磨溪-高石梯海相地层裂缝发育、安全密度窗口窄、压力系统多等特点进行了精细控压钻井可行性分析,并验证了该技术对于解决该类地层钻井难、钻井慢等难题的可行性,对于提速、增效具有显著效果,建议在该区块海相地层推广应用精细控压钻井技术。     

行业要闻

螺杆带金刚石孕镶钻头高石梯提速取得关键新进展 8月5-11日，中石油西南油气田高石11井采用日产螺杆带金刚石孕镶钻头首次实现1只钻头钻完沧浪铺组。该钻头从沧浪铺组顶部入井，进入筇竹寺组后起钻，累计进尺139.35m，纯钻时间143．82h，平均机械钻速0．97m／h，取得了磨溪高石梯区块钻井再提速工作关键新进展。     

提高渤海中深层机械钻速技术应用

渤海A油田主力储层为太古界潜山地层,岩性为片麻岩,目的层垂深超过4 000 m,上部孔店组地层发育一套砾径超过7 mm的含砾砂岩,常规PDC钻头钻进,钻头崩齿严重,更换频繁;牙轮钻头机械钻速低,磨损严重,钻井周期增加导致裸眼浸泡时间加长,上部地层垮塌频发,严重制约油田开发。通过对测井资料回归并校核岩心强度,确定地层可钻性级值剖面,为钻头优选提供了理论依据,并分析了多种提速工具的优劣。孔店组非均质含砾砂岩地层采用一体化复合冲击工具,降低了崩齿导致的钻头早期破坏;潜山片麻岩地层引入扭冲工具配合忍者齿PDC钻头钻进有效提高机械钻速,使单只钻头进尺大大增加,实现了渤海中深层钻井的提速。在A油田勘探过程中形成了渤海中深层优选钻头技术,该技术在钻井实践中得到了检验,降低了中深层的开发门槛,实现了勘探开发费用的降低,也为未来渤海中深层油田的开发提供了经验和技术支持。     

渤中19-6大气田深部潜山硬地层钻井提速技术研究与应用

渤中19-6大气田太古界潜山地层埋藏深,地层抗压强度高、可钻性差、研磨性强,造成常规PDC钻头机械钻速低、钻井周期长、钻井成本高。针对地层特征和钻井技术难点,引入扭力冲击器配合忍者齿PDC钻头提出了深部潜山硬地层钻井提速技术。该技术已在渤中19-6大气田10口井取得成功应用,单支钻头平均进尺65.5 m、平均机械钻速4.77 m/h,比常规马达+PDC钻头分别提高135.46%、114.77%,大幅缩短了钻井周期,经济效益显著,可为类似深井、超深井潜山硬地层钻井提速提供借鉴。     

川南深层页岩气井大尺寸井眼一趟钻PDC钻头优化设计研究与应用

?406.4 mm大尺寸井眼钻井中通常采用大钻压、高转速等钻井参数，在高强度、高研磨性地层中钻进时，PDC钻头相较于在小尺寸井眼中振动更剧烈，切削齿更易崩损，单只钻头进尺及机械钻速受到影响。文章以川南Y202井区深层页岩气井的?406.4 mm钻头在自流井及须家河等高强度、高研磨性地层钻井为例，通过分析地层岩石力学特征及邻井钻头的使用情况，优选切削齿齿形、高耐磨切削齿材料、钻头刀翼数量，优化冠型剖面、钻头动态力平衡性能等，开展了大尺寸井眼PDC钻头优化设计研究。所设计的?406.4 mm大尺寸井眼PDC钻头X616K在配合大扭矩螺杆的情况下，成功实现该井区Y212井及Y215井两口井的大尺寸井眼一趟钻完成钻井作业，较邻井节约起下1～3趟钻的起下钻作业，缩短钻井周期2～3 d,提速效果显著。文章研究成果可为其他区块的大尺寸井眼PDC钻头优化设计提供参考。     

四川油气田PDC钻头应用新进展

近年来,随着PDC钻头技术的快速发展,特别是针对四川盆地复杂地层岩性条件开展的特殊PDC钻头开发与应用研究取得一系列重大突破,PDC钻头在四川油气田的应用越来越广泛,对钻井提速发挥了非常重要的作用,技术经济效益十分显著.2010年PDC钻头在四川油气田钻井总进尺中的比例已达到56.93％,取代了牙轮钻头长期占据的主导地位,2012年,在四川油气田钻井总进尺中PDC钻头的进尺比已超过70％.     

四川盆地磨溪–高石梯区块定向钻井关键技术

四川盆地磨溪–高石梯区块采用“螺杆+MWD”钻进?215.9 mm定向井段时,由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂,存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题。为解决这些问题,通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施,形成了?215.9 mm定向钻井关键技术。磨溪–高石梯区块?215.9 mm定向井段应用定向钻井关键技术后,降低了井眼轨迹控制难度,有效减轻了定向托压现象,提高了机械钻速,降低了井下卡钻风险,?215.9 mm定向井段的钻井时间由应用前的44.75 d缩短至27.51 d,定向井段提速效果明显。研究和现场应用表明,?215.9 mm定向钻井关键技术能有效解决磨溪–高石梯区块?215.9 mm定向井段钻进过程中存在的技术难点,可在该区块推广应用。      

新型抗扭转冲击结构锥形齿 45%钻头的研发与应用

川东地区二叠系长兴组含硅质及燧石结核,可钻性极差,属区域性提速瓶颈地层,近年来优选了多个国内外厂家的PDC钻头开展钻井提速试验,平均机械钻速仅为1.5 m/h,单只进尺不足120 m。本文根据二叠系长兴组地层的岩石力学分析结果,运用硬夹层的切削结构设计、抗涡动布齿设计、力平衡设计、水力结构设计等技术,研发了一种以抗扭转冲击结构为主体的锥形切削齿PDC钻头,现场试验证明该钻头对二叠系长兴组难钻地层适应性强,平均单只钻头进尺和平均机械钻速同比国产钻头、进口PDC钻头均有大幅提高,提速效果显著,为该区难钻地层提速提供了一种新的技术手段。     

钻头扭转冲击器在元坝10井的试验

针对川东北地区尤其是元坝地区陆相下部地层常规钻井机械钻速低、单只钻头进尺少的难题,在元坝10井进行了“钻头扭转冲击器+PDC钻头”钻井试验,试验井段3233.30～3503.82 m,进尺270.52 m,纯钻时间81.0 h,平均机械钻速3.34 m/h,与同地层牙轮钻头钻进相比机械钻速提高3.04倍,与该井“螺杆+PDC钻头”复合钻进相比机械钻速提高2.59倍,PDC钻头工作寿命延长53 h。试验结果表明,钻头扭转冲击器配合PDC钻头钻井可解决复杂地层钻头寿命不高和机械钻速低的难题,拓宽了PDC钻头的应用范围。介绍了钻头扭转冲击器的技术背景、工作原理、特点和技术参数及在元坝10井的试验情况。      

元坝地区千佛崖和自流井组孕镶金刚石钻头研究及应用

元坝地区地层研磨性强,可钻性差,在钻井方面存在一些技术难点。本文针对千佛崖和自流井组牙轮钻头机械钻速慢,PDC钻头不适应的状况,对该段地层进行分析,研制了相适应的孕镶金刚石钻头,并提出配合高速螺杆的钻井方式。现场应用表明,研制的孕镶钻头适宜该地区使用,机械钻速快,进尺高,对该区块的提速提效具有重要意义。     

复合钻井技术在元坝地区陆相地层中的应用

川东北元坝地区陆相地层,特别是须家河组地层具有研磨性强、可钻性差的特点,致使该地区陆相地层的机械钻速较低,而“PDC钻头+螺杆”和“高速涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”复合钻井技术可以提高机械钻速。在元坝地区陆相地层的应用表明,与常规钻井技术相比,“PDC钻头+螺杆”和“高速涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”复合钻井技术均能提高该地区的机械钻速和单只钻头进尺,但“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术只适用于该地区的上沙溪庙组地层,“高速涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”复合钻井技术适用于须家河组地层。复合钻井技术的成功应用为高研磨性的元坝地区陆相地层提速提供了一种有效的技术手段。