高磨区块PDC钻头个性化设计技术研究与应用_耿付恒.pdf

设备管理与维修2023 5（下）0引言高磨区块位于四川安岳气田，构造位置为四川盆地乐山龙女寺古隆起，主体构造 805 平方公里。该区块气藏具有“两大、两高”的特点，即储量规模大、含气面积大，气井产量高、气藏压力高，是中石油重点勘探开发区块。针对该区块雷口坡嘉陵江段地层钻进难点，通过地层可钻性分析，对 PDC 钻头在冠部轮廓、切削结构、吃入角度、吃深控制及防卡结构等方面进行个性化设计，实现钻井提速目的。1高磨区块目标地层可钻性分析高磨地区雷口坡嘉陵江组岩性主要以云岩、灰岩、白云岩及石膏互层，通过对采集的测井数据进行分析，采用声波密度解释模式绘制高磨区块雷口坡嘉陵江段目标地层岩石可钻性剖面，获得目标地层的抗压强度、压入硬度、可钻性极值、内摩擦角等关键岩石力学参数1-2。由图 1 可知，目标地层抗压强度均值 153157 MPa，压入硬度均值 25002600 MPa，可钻性极值为 6.086.24，属于中硬地层。推荐使用五刀翼、16 mm PDC 钻头。2PDC 钻头个性化设计技术根据高磨地区雷口坡嘉陵江组地层可钻性分析结果，为PDC 钻头选型提供了理论支撑，优秀的 PDC 钻头应具备高钻速、长寿命、低粘滑、强稳定的特点，针对这个目标从以下 6 个方面进行个性化设计。2.1冠型设计根据高磨区块雷口坡嘉陵江组地层特性及钻井需求，采用中锥双圆弧剖面冠型设计（图 2）。冠部轮廓为直线圆弧圆弧直线结构，其中内锥角为 70。该冠型设计可以提高钻头稳定性，减小钻头在钻进过程中产生的横向振动，从而提高钻进效率。平滑过渡的外锥形状可消除集中点载荷，提高钻头的抗冲击和穿硬夹层能力。2.2布齿设计采用 16 mm 切削齿、五刀翼非螺旋布齿方式，冠顶至钻头中心轴布齿间距加大，降低布齿密度，强化攻击性，加深加宽芯部齿井底切削产生的脊高有利于提高钻头稳定（图 3）。在磨损严重的肩部位置适当减小布齿间距（最小齿间距3 mm），以提高肩部布齿密度。2.3切削齿工作角度优化切削齿在空间位置由定位半径、定位高度、圆摘要：常规 PDC 钻头在四川高磨区块雷口坡嘉陵江组钻进过程中，经常由于井壁缩径及软硬夹层原因，易导致钻头缩径卡钻、憋跳、粘滞现象，影响机械钻速及钻井周期。经技术调研综合分析，针对上述地层特性对 PDC 钻头进行个性化设计，经高石 128 井现场应用，个性化设计的 PDC 钻头单只一趟钻进尺 751.64 m，平均机械钻速 10.87 m/h，机速提升 80%，为高磨地区雷口坡嘉陵江组钻井提速提供技术支持。关键词：高磨区块；PDC 钻头；个性化设计；可钻性；流场中图分类号：TE21文献标识码：BDOI：10.16621/ki.issn1001-0599.2023.05D.50高磨区块 PDC 钻头个性化设计技术研究与应用耿付恒1，田东彬1，李辉2，戴昆3（1.渤海石油装备（天津）中成机械制造有限公司，天津300280；2.渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津300280；3.中国石油集团川庆钻探川庆页岩气项目经理部，四川成都610051）图 1目标地层可钻性剖面图 2冠型剖面设计115设备管理与维修2023 5（下）周角、后倾角、侧倾角、法向角（装配角）来确定，同等钻井参数条件切削齿后倾角在不同岩性中破岩效率影响较大，软地层一般采用 1020后倾角设计，中硬地层一般采用 2025后倾角设计。针对高磨区块地层特点，钻头采用芯部切削齿后倾角优化为1112，鼻肩部优化为 1219，外锥优化为 1925，提高钻攻击性的同时，增强外锥部的抗冲击性能。优化前后排齿高度差，控制切削深度，降低钻头定向过程中的反扭矩，减小工具面波动，提高定向效果及机械钻速。通过专业的 PDC 钻头设计软件进行合力调整计算，将钻头不平衡度控制在 0.5%以内，减小钻头横向位移（图 4）。2.4防卡结构设计针对该层位地层石膏污染、地层失水容易导致井壁掉块、缩颈，在钻头接头与冠部连接处堆积，形成卡钻风险。钻头采用加强保径+防卡结构设计（图 5）。2.5一体式结构设计常规钻头一般采用分体式结构设计，为了提升钻头的定向造斜能力，采用一体式结构设计，使钻头整体长度缩短了 50 mm（图6），从而提高定向效率，以达到提高钻头整体机械钻速的目的。2.6水力结构设计基于 CFD 技术，对个性化设计 PDC 钻头井底流场进行模拟仿真分析3，优化钻头喷嘴的喷射角度、空间位置以及流道结构，减少钻头井底低速区和回旋区，利于井底岩屑运移，进而减少钻头泥包风险，提高水力破岩效果（图 7）。3现场应用及对比分析针对高磨区块雷口坡嘉陵江组地层个性化设计的 PDC钻头（图 8）在高石 128 井进行了现场应用，进尺 751.64 m，平均机速 10.87 m/h，同比改进前钻头平均进尺 670.6 m，平均机速6.03 m/h，进尺提高 12.1%，机械钻速提高 80.3%，数据对比见表1、表 2。应用数据现场使用效果理想，实现了钻井提速目的。图 3布齿设计图 4力平衡设计图 5防卡结构设计图 6一体式结构设计图 7水力结构优化图 8钻头改进前后对比116设备管理与维修2023 5（下）4总结通过钻头冠型、布齿结构、切削齿工作角度、防卡结构及水力结构的个性化设计，增强了钻头穿夹层能力，提高了钻头稳定性，避免了憋跳、粘滞发生，降低了卡钻和泥包风险，现场应用效果良好，达到了预期提速目标。随着后续的规模化推广应用，还应根据钻井工况变化适当调整相应参数，以提高钻头的稳定性和破岩效率。参考文献1邹德永，尹宏锦.PDC 钻头钻进的岩石可钻性研究 J.石油大学学报（自然科学版），1993（1）：31-35.2田军，陈德光，王志忠，等.利用测井资料预测地层岩石可钻性 J.石油钻采工艺，1994（3）：1-4，20.3谢翠丽，杨爱玲，陈康民.非对称多喷嘴平底钻头井底三维流场数值模拟 J.石油学报，2002（6）：77-80，1.编辑张韵井号钻头尺寸/mm层位钻进井段/m进尺/m 机速/（m/h）高石 132 井311.2雷口坡嘉二 32257.62915.8658.26.51磨溪 022-X6311.2雷口坡嘉二 325393222683.05.20磨溪 016-H1311.2雷口坡嘉二 32385.43056670.66.83表 1改进前 PDC 钻头应用情况井号钻头尺寸/mm层位钻进井段/m进尺/m 机速/（m/h）高石 128 井311.2雷口坡嘉二 32288.363040751.6410.87表 2个性化设计的 PDC 钻头应用情况0引言天然气压缩机是海上气田的核心设备，天然气从海底采出后经过脱水、脱烃等系统处理后，压力将大幅降低，而海上平台场地非常有限，为确保处理合格的天然气顺利外输到下游用户，海上气田一般采用离心式压缩机对处理后的天然进行外输。南海某 D 气田在投产初期需进行 3 台 MAN 公司生产的RB28-4 型电驱离心式干气压缩机的调试投用工作，在该型压缩机厂家 MAN 公司无法派遣外籍调试工程师到现场开展调试工作的情况下，D 气田组织国内技术资源展开该型压缩机的自主调试，制定完整的调试计划及方案，完成包括喘振曲线绘制、机组保护参数优化等调试内容，解决密封气增压泵启动滞后、密封气温度超温等问题，顺利完成该型压缩机组自主调试，为海上平台大型设备的本地化调试投用提供具有实用价值的工程案例。1离心式压缩机调试1.1压缩机喘振曲线绘制压缩机喘振曲线绘制常规做法为：绘制前厂家会为调试工程师提供机组喘振工况点参考数据，调试工程师首先依据参考数据绘制喘振曲线，然后通过调整压缩机转速和防喘阀开度使工况点发生改变并逐步接近所绘制喘振曲线，最终工况点落在喘振曲线上并触发防喘阀快速打开指令，保护机组免受喘振影响。如果依据参考数据绘制的喘振曲线满足生产设计要求，则将其作为压缩机喘振曲线。参考数据基于试验和计算给定，为预测数据，与机组实际情况往往存在差异，不能准确反映机组真实性能。调试过程气田现场需要实际测量机组喘振工况点。由于无参考数据绘制喘振曲线保护，即使机组发生真实喘振，防喘阀也不会自动打开，调试难度和风险相对增加，但确定喘振曲线更加准确、真实，机组性能也能得到充分利用。为保证调试顺利进行，调试组成员通过理论分析与国内厂家反复沟通最终确定喘振曲线调试具体步骤：（1）压缩机采用闭式循环状态下采集喘振工况点数据：压缩机主阀、放空阀、外输阀始终处于强制关闭状态，加载阀在给压缩机系统充压后手动关闭，防喘阀全开，保证调试过程中不影响现有生产系统。（2）喘振测试监测变量为燃气流量、振动、进口压力、进口温度、出口压力、出口温度、防喘阀开度和压缩机速度，上述任一参数产生明显波动，均可认为发生喘振，同时安排专人在现场监听压缩机入口和出口是否有异常低频脉动声音，保证及时发现压缩机达到喘振工况点。摘要：南海某 D 气田配备有 3 台 MAN Diesel&Turbo 公司生产的 RB28-4 型离心式电驱干气压缩机组作为气田天然气外输关键设备，天然气经脱水、脱烃处理后向下游用户输出。气田投产初期，为保证该套设备如期投运，组织国内技术资源对其进行自主调试。此次调试包含喘振曲线绘制、机组保护参数优化、密封气增压泵启动滞后、密封气温度超温等内容，实施海上平台大型设备调试的工程案例。关键词：离心式；电驱；干气压缩机；天然气；调试中图分类号：TE96文献标识码：BDOI：10.16621/ki.issn1001-0599.2023.05D.51海上气田离心式干气压缩机调试技术吴龙，贾红明（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口570100）117