PDC钻头钻井提速关键影响因素研究

高德利; 刘维; 万绪新; 郭勇

doi:10.11911/syztjs.2023022

PDC钻头钻井提速关键影响因素研究

1.
石油工程教育部重点实验室（中国石油大学（北京）），北京 102249
2.
中石化胜利石油工程有限公司，山东东营 257000
3.
中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000

基金项目: 国家自然科学基金重点项目“复杂结构‘井工厂’立体设计建设基础研究”（编号：52234002）、国家自然科学基金创新研究群体项目“复杂油气井钻井与完井基础研究”（编号：51821092）、中国石油大学（北京）科研启动基金项目“高效钻头的研究”（编号：ZX20190065）联合资助

详细信息

作者简介:
高德利(1958—)，男，山东禹城人，1982年毕业于华东石油学院钻井工程专业，1984年获西南石油学院石油矿场机械专业硕士学位，1990年获石油大学油气田开发工程专业博士学位，教授，中国科学院院士，长期从事复杂油气井工程领域的科学研究与实践。系本刊编委。E-mail: gaodeli@cup.edu.cn。

中图分类号: TE21
计量
- 文章访问数: 868
- HTML全文浏览量: 276
- PDF下载量: 377
出版历程
- 收稿日期: 2022-12-04
- 修回日期: 2023-01-31
- 网络出版日期: 2023-02-10
- 刊出日期: 2023-08-24

Study on Key Factors Influencing the ROP Improvement of PDC Bits

1.
MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing, 102249, China
2.
Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation, Dongying, Shandong, 257000, China
3.
Engineering Technology Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang, 834000, China

摘要

摘要:
为了在钻井工程中发挥出PDC钻头的最大功效，通过理论分析、室内试验、案例分析、现场试验等，探讨了高钻压、高转速等钻井参数强化对PDC钻头钻速和磨损的影响规律，同时分析了PDC钻头的磨损机理与过早失效主因。研究结果表明：1）钻压是影响PDC钻头机械钻速的直接和首选因素，当钻头处于高效破岩状态时，无论钻遇一般地层还是硬岩地层，钻压与机械钻速均应呈线性关系；钻遇均质硬岩地层时，建议将200 kN以上高钻压纳入PDC钻头的常规应用参数；2）提高转速可实现钻井提速，虽然高转速会加剧PDC钻头的磨损，但目前切削齿的质量足以满足PDC钻头在高转速（400～500 r/min）下长时间钻进多数地层的需求；3）布齿密度对钻头机械钻速有影响，但并非直接因素，只要“吃得进去，切得下来，排得及时”三者建立动态平衡，即便是高布齿密度PDC钻头也可以实现优快钻进；4）PDC钻头破岩效率越高，钻头磨损会越小，如提高钻压，会增大切削齿吃入深度、减少钻头磨损；5）动态冲击和低效破岩是造成PDC切削齿和钻头过早失效的主因，实现PDC钻头高效钻进的核心是提高破岩效率与抑制钻头振动。该研究结果对PDC钻头合理使用与钻井提速技术创新具有参考意义。
- PDC钻头 /
- 钻井提速 /
- 钻井参数 /
- 硬岩提速 /
- 钻头失效 /
- 切削齿磨损机理
Abstract:
For the maximization of the efficacy of the polycrystalline diamond compact (PDC) bits in drilling engineering, comprehensive research, including theoretical analysis, laboratory test, case study, and on-site trials, was conducted to investigate how a high weight-on-bit (WOB), a high rotary speed, and other optimized drilling parameters work on the rate of penetration (ROP) and the wear of a PDC bit. Furthermore, the wear mechanism of the PDC bit and the primary cause of the premature failure of the bit were analyzed. The results indicated that: 1) The ROP of the PDC bit was directly and primarily affected by the WOB. When the bit was in an efficient rock-breaking state, the WOB was invariably in a linear relationship with the ROP whether the formation encountered was a conventional one or a hard rock formation. Adding a high WOB over 200 kN into the normal pressurization range of the PDC bit was recommended if the formation encountered was a homogeneous hard rock formation. 2) ROP improvement could be achieved by enhancing the rotary speed. Although the wear of the PDC bit could be aggravated by a high rotary speed, the requirement on a PDC bit to penetrate most formations for a long time at a high rotary speed (400–500 r/min) could be readily met by the quality of the currently available PDC cutter. 3) The ROP of the bit was also affected by cutter density, but not in a direct manner. As long as a dynamic balance among “capabilities to bite into the formation, cut the rock, and evacuate the cuttings in time” was reached, the optimized fast drilling could be achieved even by a PDC bit with a high cutter density. 4) The wear of the PDC bit was less severe under the higher rock-breaking efficiency of the bit. The WOB could be enhanced to improve the ROP and reduce bit wear. 5) Dynamic impact and inefficient rock-breaking were considered the primary causes of the premature failure of the PDC cutter and bit. The key for the PDC bit to achieve efficient penetration was improving rock-breaking efficiency and restraining bit vibration. The above results could be used as a reference for the proper utilization of PDC bits and the innovation of ROP improvement technologies.
- PDC bit /
- ROP improvement /
- drilling parameters /
- ROP improvement for hard rock formation /
- bit failure /
- wear mechanism of PDC cutter

HTML全文

川渝地区页岩层经历了强烈的后期改造，地质条件相对复杂，页岩分布不稳定，呈现较强的各向异性特征。对于页岩气的勘探开发，井壁取心技术是关键技术之一，页岩气水平井的水平段长达1 000～2 000 m，采用常规钻杆、连续油管难以将取心器准确下至取心位置，且钻井完井工作难度大、耗时长、费用高^[1-2]。针对川渝地区页岩气水平井长水平段取心困难的问题，张宇奇^[3]将井下爬行器与旋转式井壁取心器相结合，设计了一种具备爬行、定位、推靠、取心、储样和解卡等功能的旋转式井壁取心器，可完成水平井水平段、大位移定向井斜井段的取心作业；张朝界等人^[4]用Solidworks软件模拟实际工况，建立了页岩气水平井和取心器的三维模型，利用ADAMS虚拟样机仿真技术，对取心器的爬行能力、过弯能力、负载能力和越障能力进行了模拟分析，结果表明均满足设计要求。

爬行机构作为旋转式井壁取心器的直接驱动装置，其性能决定了取心器能否正常完成井下取心工作。1994年，J. Hallundbæk首先设计了Welltec轮式爬行器^[5]，Sondex公司对轮式爬行器进行了改进，采用了2个扶正机构^[6]；D. Bloom等人^[7]研发了Maxtrac伸缩式爬行器，M. Buyers等人^[8]对其进行了改进，可以蠕动前进。2001年，沈阳工业大学研制了管道爬行器；高进伟等人^[9]根据平行四边形原理设计了爬行及定心装置，解决了爬行器在井下的轴向居中问题；周劲辉等人^[10]研制了水平井自扶正式电缆爬行器；唐德威等人^[11]研制了井下电机驱动爬行器。适用于水平井的爬行器以伸缩式爬行器和轮式爬行器为主，伸缩式爬行器的负载大，但爬行速度较慢；轮式爬行器的爬行速度快，但牵引力较小，仅能完成测井工具的运输，无法携带大段岩心，不适用于川渝地区页岩气水平井长水平段的取心工作。为此，笔者对传统爬行机构进行改进，采用行星齿轮、锥齿轮组合的传动方式，利用正交试验分析方法，分析各因素对支撑臂伸出速度和支撑臂推靠力的影响程度，并对主要结构尺寸进行了优化，降低了支撑臂所需要的推靠力，提高了支撑臂的伸出速度。

1. 爬行机构传动方案设计

取心器的爬行轮要求有足够的扭矩和正压力，以克服摩擦阻力、井下水平段及造斜段电缆拖拽力和井下流体阻力，而爬行轮的扭矩需要液压或电机来提供。由于整体尺寸的限制，要求爬行轮的转动速度及转矩较高，且因井下温升问题无法使用液压驱动来提供动力，只能用电机驱动爬行轮转动。为了满足取心直径要求，所选择电机的直径不能太大；考虑整个取心器系统需要地面提供电力，要求地面采用高压输电方式进行供电，相应地需要选择高压电机；由于尺寸控制，电机转速越高，电机尺寸越小。综合考虑，选择特制高速电机。

取心器的前进动力由爬行轮提供，需要选择多种传动方式来实现电机与爬行轮之间的传动。行星齿轮减速器具有同轴向输出扭矩、轴向尺寸小和传动比大等特点，而且体积微小，可适用于精密仪器、电动装置、操作机构和取心器系统等设备；蜗轮蜗杆传动结构紧凑，单级传动比大，工作较稳定，但安装精度要求高，不适合用于爬行轮传动；带传动适用于高速传动，且安装时需要一定预紧力，无法在爬行轮传动过程中使用。因此，选择行星齿轮作为主要动力传动，搭配可以改变传动方向的锥齿轮，驱动电机的动力经过行星齿轮减速器、锥齿轮、链传动和行星爬行轮到达爬行轮，从而实现取心器的爬行功能。设计的爬行机构传动方案见图1。

图 1 爬行机构传动设计方案

Figure 1. Transmission design of the crawling mechanism

下载: 全尺寸图片幻灯片

2. 爬行机构优化设计

爬行臂作为爬行机构的主要部件，一方面可以作为传动机架，把锥齿轮的动力通过链传动传递到爬行轮上；另一方面，爬行臂作为伸出部分，其末端装配爬行轮，与支撑臂相互配合，完成爬行轮的压紧工作。支撑臂作为支撑调节机构，对运动状态进行微调，达到取心器所需要的预压力。所以，二者作为爬行机构的主要部件，其结构尺寸和结构强度对整个机构的性能影响非常大。

2.1 爬行臂和支撑臂受力分析

爬行臂和支撑臂的受力如图2所示（O为爬行臂铰接点，C为爬行轮中心）。

图 2 爬行臂和支撑臂力学分析

Figure 2. Mechanical analysis of the crawling arm and supporting arm

下载: 全尺寸图片幻灯片

根据几何关系，可得^[12]：

$\sin \alpha = \frac{{D - d}}{{2a}}$

(1)

$\sin \beta = \frac{{D - d + 2{{b}}\sin \alpha + 2e}}{{2c}}$

(2)

式中：D为井筒直径，mm；a，b为爬行臂CA段和OC段的长度，爬行臂OA的长度为a+b，mm；c为支撑臂AB的长度，mm；d为爬行轮直径，mm；e为支撑臂铰接点与轴线的偏心距，mm；α为爬行臂转角，（°）；β为支撑臂转角，（°）

对爬行臂和支撑臂进行受力分析，可得平衡方程：

$\left\{ \begin{array}{l} {F_0}\sin \alpha + {F_B}\cos \beta = F_{\rm{N}} \\ {F_0}\cos \alpha + {F_B}\sin \beta = 0 \end{array} \right.$

(3)

式中：F₀为爬行臂正压力，N；F_B为支撑臂B点推靠力，N；F_N为爬行轮所受正压力，N。

由此，得到支撑臂和爬行臂的力矩公式为：

$\left\{ \begin{array}{l} F_{\rm{N}} {{a}}\cos \alpha - ({F_0}\sin \alpha + {F_A}\cos \alpha ) (a + b)\sin\alpha = 0 \\ {F_A}c\sin \alpha \sin \beta - {F_A}c\cos \alpha \cos \beta = 0 \end{array} \right.$

(4)

式中：F_A为A点的推靠力，N。

由于支撑臂上A点和B点的力在各自方向上的分力大小相同、方向相反，联立式（3）和式（4）可得：

$\left\{ \begin{array}{l} {F_0}\cos \alpha = {F_A}\sin \alpha = {F_B}\sin \beta \\ {F_A}\cos \alpha + {F_0}\sin \alpha = F_{\rm{N}} \\ F_{\rm{N}} a\cos\alpha - (a + b) {F_A}\sin \alpha (\cos\alpha \tan\beta + \sin\alpha ) = 0 \end{array} \right.$

(5)

则爬行轮所受摩擦力f_P为：

${f_{\rm{P}}} = \mu F_{\rm{N}} = \frac{{\mu ({{a}} + b)(\tan\alpha + \tan\beta )}}{a}{F_B}\sin \beta$

(6)

式中：μ为爬行器与井壁的摩擦系数，理论上可取0.5；f_P为爬行轮所受摩擦力，N。

取心器所需要的总推进力为6 000 N，爬行轮设计为2组，每组有3个爬行轮，则单个爬行轮所要达到的正压力为1 000 N。

2.2 爬行臂优化分析

在液压缸推力的作用下滑块移动，推动支撑臂伸出，爬行臂绕O点旋转，带动爬行轮压靠在井壁上（见图3）。爬行机构的基本性能参数是爬行轮的正压力及其工作效率。工作效率主要取决于支撑臂的伸出速度，支撑臂的伸出速度由滑块位移决定，爬行臂长度a+b、支撑臂长度c、爬行臂转角α和偏心距e等因素都会对其产生影响。将这4个影响因素确定为优化变量，建立爬行机构的优化设计函数。

图 3 爬行机构运动简图

Figure 3. Kinematic sketch of the crawling mechanism

下载: 全尺寸图片幻灯片

根据几何关系，可得：

$\left\{ \begin{array}{l} s = {s_A} + \sqrt {{c^2} - {{\left[ {\left( {a + b} \right)\sin \alpha + e} \right]}^2}} \\ s = \left( {a + b} \right) - \left( {a + b} \right)\cos \alpha + c\cos \psi \\ e = c\sin \psi \end{array} \right.$

(7)

式中：s_A为滑块位移，mm；s为滑块右死点距铰接点A的水平距离，mm； $\psi$ 为支撑臂初始转角，（°）。

化简式（7），可得滑块位移s_A的计算式：

${s_A}{\rm{ = }}c\cos \psi {\rm{ - }}\sqrt {{c^2} - {{\left[ {\left( {a + b} \right)\sin \alpha + e} \right]}^2}} {\rm{ + }}\left( {a + b} \right)\left( {{\rm{1 - }}\cos \alpha } \right)$

(8)

式（8）对时间求导，可得支撑臂伸出速度v_A的计算式：

${v_A} = (a + b)\sin \alpha - e + \frac{{\left[ {\left( {a + b} \right)\sin \alpha + e} \right] \left( {a + b} \right)\cos \alpha }}{{\sqrt {{c^2} - {{\left[ {\left( {a + b} \right)\sin \alpha + e} \right]}^2}} }}$

(9)

式中：v_A为支撑臂的伸出速度，mm/s

根据式（6），可得爬行轮所受正压力F_N为:

$F_{\rm{N}} = \frac{{({{a}} + b)(\tan\alpha + \tan\beta )}}{a}{F_B}\sin \beta$

(10)

根据几何关系及式（1）、式（2），可得：

$\sin \beta = \frac{{\left( {{{a + b}}} \right)\sin \alpha + e}}{c}$

(11)

$\tan \beta = \frac{{(a + b)\sin \alpha + e}}{{\sqrt {{c^2} - {{\left[ {(a + b)\sin \alpha + e} \right]}^2}} }}$

(12)

将式（11）、式（12）代入式（10），可得到支撑臂推靠力F_B：

$\begin{array}{l} \qquad\qquad\qquad\qquad\qquad {F_B} = \\ \dfrac{ ac{F_{\rm{N}} }}{{({{a + b}})\left(\tan \alpha {{ + }}\dfrac{{(a + b)\sin \alpha + e}}{{\sqrt {{c^2} - {{[(a + b)\sin \alpha + e]}^2}} }}\right)[(a + b)\sin \alpha + e]}} \end{array}$

(13)

式（9）和式（13）即为爬行机构的多目标优化函数，利用正交试验分析法对其进行分析，可得到支撑臂及爬行臂有关参数的优化解。

影响支撑臂伸出速度和推靠力的因素包括爬行臂长度a+b、支撑臂长度c、爬行臂转角α和偏心距e。已知爬行轮直径为60 mm，取心器适用于ϕ200.0 mm的水平井，可以确定各影响因素的参数水平（见表1）。

表 1 正交试验各因素的水平

Table 1. Factor level of the orthogonal test

水平	因素
水平	a/mm	b/mm	c/mm	e/mm	α/（°）
1	75	20	100	5	30
2	80	25	115	8	35
3	102	28	130	12	40
4	120	30	140	15	45

下载: 导出CSV

| 显示表格

根据表1设计的正交试验方案，共进行16次试验，结果见表2。

表 2 正交试验方案及结果

Table 2. Plan and results of the orthogonal test

序号	因素					v_A/ （mm·s^–1）	F_B/N
序号	a/mm	b/mm	c/mm	e/mm	α/（°）	v_A/ （mm·s^–1）	F_B/N
1	75	20	100	5	30	43.034	1 476.282
2	75	25	115	8	35	49.923	948.763
3	75	28	130	12	40	54.784	760.183
4	75	30	140	15	45	59.831	613.171
5	80	20	115	12	45	59.442	546.541
6	80	25	100	15	40	53.611	401.823
7	80	28	140	5	35	57.392	1 244.544
8	80	30	130	8	30	47.480	1 326.465
9	102	20	130	15	35	55.684	817.832
10	102	25	140	12	30	52.055	1 222.991
11	102	28	100	8	45	102.036	29.503
12	102	30	115	5	40	80.807	473.042
13	120	20	140	8	40	82.741	673.195
14	120	25	130	5	45	98.571	404.759
15	120	28	115	15	30	60.058	582.237
16	120	30	100	12	35	78.109	143.874

下载: 导出CSV

| 显示表格

为了确定上述各因素对试验指标的影响，将求解的指标进行极差计算，即可找出各因素的主次顺序及优化组合，结果见表3和表4。正交试验各指标的平均值用k_i（i=1，2，3，4）表示，其中i表示每个变量的因素水平顺序，将各指标平均值进行极差处理。极差R表示目标量变化的最大范围，可以用来表征不同变量对指标值的影响程度。指标值越大，此变量对目标函数的影响程度越大，需要重点考虑；指标值越小，此变量对目标函数的影响越小，可优先满足其他指标后再进行考虑^[13-14]。

表 3 支撑臂伸出速度极差分析结果

Table 3. The extension speed range analysis of the supporting arm

参数	不同因素水平对应的支撑臂伸出速度v_A /（mm·s^–1）
参数	a	b	c	e	α
k₁	51.799	60.225	69.197	69.951	50.657
k₂	54.481	63.540	62.558	70.545	60.277
k₃	72.645	68.568	64.130	61.098	67.985
k₄	79.870	66.557	63.005	57.296	79.970
R	28.071	8.343	6.639	13.249	29.313

下载: 导出CSV

| 显示表格

表 4 支撑臂推靠力极差分析结果

Table 4. The push-the-bit force range analysis of the supporting arm

参数	不同因素水平对应的支撑臂推靠力F_B/N
参数	a	b	c	e	α
k₁	949.550	878.460	512.870	899.650	1 151.990
k₂	879.325	744.580	637.650	744.480	788.750
k₃	635.830	374.120	827.310	668.400	577.040
k₄	451.000	638.910	938.470	603.750	398.490
R	498.550	504.340	425.600	295.900	753.500

下载: 导出CSV

| 显示表格

根据多目标优化理论，对2个目标量v_A和F_B进行分析，得出各因素的影响程度：各因素对目标函数v_A的影响程度从大到小的顺序为α，a，e，b和c；对目标函数F_B的影响程度从大到小的顺序为α，b，a，c和e。比较2组目标函数的优化值，可首先确定α，a和b的优化解分别为45°，120 mm和30 mm。通过比较影响程度的大小，得到e的优化解为8 mm，根据爬行臂长度确定c的优化解为140 mm。

为了确定求得的优化解对爬行机构试验指标的影响，将优化解代入原目标函数，并与优化前各结构尺寸的试验指标进行对比，结果见表5。

表 5 优化前后试验指标对比

Table 5. Comparison between test indicators before and after optimization

优化前后	a/mm	b/mm	c/mm	e/mm	α/（°）	v_A/（mm·s^–1）	F_B/N
优化前	75	20	100	5	30	43.034	1 259.222
	80	25	115	8	35	52.829	893.596
	102	28	130	12	40	72.393	554.946
	120	30	140	15	45	92.284	339.869
优化后	120	30	140	8	45	99.060	408.230

下载: 导出CSV

| 显示表格

从表5可以看出，根据正交试验结果优选出的结构尺寸可以降低支撑臂所需推靠力，提高支撑臂伸出速度，说明可以使用正交试验方法优化爬行机构的结构尺寸，优化结果满足要求。

2.3 爬行机构结构设计

根据爬行臂和支撑臂的优化设计结果，对爬行机构的各零部件进行设计、选型、强度校核和刚度校核，使用Solidworks软件对其进行建模和虚拟装配，得到了爬行机构的三维模型，如图4所示。

图 4 爬行机构的三维模型

Figure 4. Three-dimensional model of the crawling mechanism

下载: 全尺寸图片幻灯片

3. 结　论

1）根据页岩气井旋转式井壁取心器的工作要求，设计了一种由行星齿轮、锥齿轮组合传动的新型爬行机构，能够带动整个取心器行进。

2）根据机械动力学原理，建立了爬行机构正压力、支撑臂伸出速度、支撑臂推靠力与爬行臂及支撑臂结构尺寸的函数方程。

3）爬行臂转角对支撑臂伸出速度和推靠力影响最大。爬行臂转角优化后，可以降低支撑臂所需推靠力，提高支撑臂伸出速度，优化结果满足要求。

图 1 钻头高效破岩时钻压与机械钻速的关系示意

Figure 1. Relationship between WOB and ROP during efficient rock-breaking of the bit

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 2 岩性和齿形对钻压与机械钻速之间关系曲线的影响

Figure 2. Effects of lithology and cutter shape on relationship curve between WOB and ROP

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 3 “异常”因素作用时钻压与机械钻速的关系示意

Figure 3. Relationship between WOB and ROP under influences of “abnormal” factors

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 4 脱钴PDC切削齿的磨损面积与其行进距离的关系

Figure 4. Relationship between wear area and travel distance of leached PDC cutter

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 5 相同进尺下PDC钻头吃入深度与切削齿行进距离的关系

Figure 5. Relationship between cut depth of PDC bit and travel distance of cutter under the same drilling footage

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 6 相同进尺下PDC钻头吃入深度与切削齿磨损体积的对应关系

Figure 6. Relationship between the wear volume loss of PDC cutter and the cut depth under the same footage

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 7 转速对PDC切削齿磨损体积的影响

Figure 7. Effect of rotary speed on wear volume of PDC cutter

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 8 胜利油田罗家区块二开钻井指标

Figure 8. Drilling data from Luojia block in Shengli Oilfield

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 9 NPD的耐磨性和抗冲击性测试示意

Figure 9. Wear resistance and impact resistance tests of nano-polycrystalline diamond (NPD)

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 10 135°斧形齿钻遇花岗岩时发生冲击失效

Figure 10. Impact-induced failure of 135° axe-shaped teeth when encountering granite

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 11 PDC钻头的破岩、耐用、稳定一体化综合评价体系示意

Figure 11. Comprehensive evaluation system integrating rock-breaking efficiency, durability, and stability of PDC bit

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 12 PDC切削齿聚晶金刚石层的横截面

Figure 12. Cross-sections of polycrystalline diamond layer of PDC cutter

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 13 脱钴和未脱钴PDC切削齿的磨损体积与行进距离的关系

Figure 13. Relationships between wear volumes and travel distances of leached and non-leached PDC cutters

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 14 抗冲击性测试后的未脱钴PDC切削齿形貌

Figure 14. Morphology of non-leached PDC cutter after impact resistance test

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 15 PDC切削齿的典型出井状况

Figure 15. Typical dull conditions of PDC cutters pulled out of hole

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 16 X射线检测的PDC切削齿脱钴深度

Figure 16. Leached depth of PDC cutters detected by X-ray

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 17 未脱钴PDC切削齿的出井形貌

Figure 17. Morphology of non-leached PDC cutters pulled out of hole

下载: 全尺寸图片幻灯片

图 18 与图7对应的切削齿磨口形貌

Figure 18. Wear scar morphology of PDC cutter corresponding to Fig.7

下载: 全尺寸图片幻灯片

表 1 VTL试验参数

Table 1 Vertical turning lathe (VTL) test parameters

试验编号	每圈吃入深度/mm	总的行进距离/m	切削深度/ mm	线速度/ （m·min⁻¹）
#1	0.5	68 097	60	100
#2	1.0	34 049
#3	1.5	22 699
#4	2.0	17 024
#5	2.5	13 619
#6	3.0	11 350
#7	1.0	34 049	60	20
#8		34 049		60
#9		34 049		100
#10		34 049		140

下载: 导出CSV

表 2 高速螺杆与常规螺杆参数对比

Table 2 Parameter comparison between high-speed motor and conventional motor

螺杆类型	钻压/kN	工作排量/ （L·min⁻¹）	输出扭矩/（N·m）	顶驱转速 / （r·min⁻¹）	钻头转速 / （r·min⁻¹）
ϕ172.0 mm高速螺杆	60～100	2200	8869	60～80	380～400
ϕ172.0 mm常规螺杆	60～150	2200	12750	60～80	220～240

下载: 导出CSV

表 3 玛南风城组不同钻具组合的钻井指标

Table 3 Drilling performances of various bottom-hole assemblies in Fengcheng Formation on southern slope of Mahu Sag

试验井	钻头	井下动力钻具	单趟平均进尺/m	平均机械钻速/（m·h⁻¹）	井型	完钻时间
JL53井	牙轮钻头、PDC钻头、复合钻头		<50	<1.3	直井	2020年
JL56井	异形齿PDC钻头	常规螺杆	88	2.0	直井	2020年
MH48井	孕镶钻头	涡轮	193	1.8	直井	2020年
MN520井	PDC钻头	旋导	86	1.2	水平井造斜段	2021年
MN520井	PDC钻头	高速螺杆	578	4.8	水平井水平段	2021年
MN272井	PDC钻头	高速螺杆	1008	8.2	水平井水平段	2022年

下载: 导出CSV

表 4 胜利油田常规钻井参数与强化钻井参数对比

Table 4 Comparison of conventional and enhanced drilling parameters in Shengli Oilfield

钻井参数类型	钻压/kN	顶驱转速 /（r·min⁻¹）	排量/（L·s⁻¹）	泵压/MPa	提速工具
常规钻井参数	40～80	70	40	15	螺杆
强化钻井参数	100～120	70～80	>70	>20	大扭矩螺杆

下载: 导出CSV

表 5 美国FORGE 78B-32井TKC83型PDC钻头钻井指标

Table 5 Drilling data of TKC83 PDC bit in FORGE Well 78B-32

趟钻数	钻头直径/mm	入井井深/m	进尺/m	平均机械钻速/（m·h⁻¹）	钻压/kN	顶驱转速/（r·min⁻¹）	排量/（L·s⁻¹）	钻遇岩性
7	269.9	1 112.8	643.1	20.4	295	40.0	51.7	花岗闪长岩
9	269.9	1 774.2	267.9	22.3	295	50.0	50.5	花岗闪长岩
13	269.9	2 055.0	265.5	21.2	295	45.0	52.4	花岗闪长岩
14	269.9	2 320.5	270.4	22.5	295	50.0	52.4	花岗闪长岩

下载: 导出CSV

参考文献(44)

[1]	TEALE R. The concept of specific energy in rock drilling[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts, 1965, 2(1): 57–73.
[2]	IADC Drilling Manual. Mechanics and performance[M]. 12th ed. Houston: International Association of Drilling Contractors, 2014.
[3]	DUPRIEST F E, KOEDERITZ W L. Maximizing drill rates with real-time surveillance of mechanical specific energy[R]. SPE 92194, 2005.
[4]	DUPRIEST F E, WITT J W, REMMERT S M. Maximizing ROP with real-time analysis of digital data and MSE[R]. IPTC 10607, 2005.
[5]	DUPRIEST F E. Comprehensive drill-rate management process to maximize rate of penetration[R]. SPE 102210, 2006.
[6]	DUPRIEST F E, NOYNAERT S, CUNNINGHAM T, et al. Maximizing drilling performance through the Delaware Basin brushy canyon and interbedded formations[R]. SPE 199599, 2020.
[7]	DUPRIEST F, PASTUSEK P, LAI S, et al. Standardization of mechanical specific energy equations and nomenclature[R]. SPE 208777, 2022.
[8]	WATSON W, DUPRIEST F, WITT-DOERRING Y, et al. IADC code upgrade: data collection and workflow required to conduct bit forensics and create effective changes in practices or design[R]. SPE 208712, 2022.
[9]	DUPRIEST F, NOYNAERT S. Drilling practices and workflows for geothermal operations[R]. SPE 208798, 2022.
[10]	K&M Technology Group. Pre-tour with K&M technology group-limiter identification and redesign with Fred Dupriest[EB/OL]. (2021-01-22)[2022-12-01].https://www.youtube.com/watch?v=tiBrMF0TBdg.
[11]	SUGIURA J, LOPEZ R, BORJAS F, et al. Oil and gas drilling optimization technologies applied successfully to unconventional geothermal well drilling[R]. SPE 205965, 2021.
[12]	Energy and Geoscience Institute at the University of Utah. Utah FORGE: Well 16A(78)-32 drilling data[DB/OL]. (2021-01-08) [2022-12-01].https://doi.org/10.15121/1776602.
[13]	Energy and Geoscience Institute at the University of Utah. Utah FORGE Well 78B-32 daily drilling reports and logs[DB/OL]. (2021-08-09) [2022-12-01].https://doi.org/10.15121/1814488.
[14]	WATSON W, DUPRIEST F, WITT-DOERRING Y, et al. IADC code upgrade: bit and BHA forensics using rig-based photographic documentation practices[R]. SPE 208707, 2022.
[15]	PASTUSEK P. Limiter redesign process^TM bit and BHA foren-sics[EB/OL]. (2021-03-28)[2022-12-01].https://www.youtube.com/watch?v=3MLBAAh21nk.
[16]	SELF J, STEVENSON M, ROBERTS T, et al. Fixed cutter bit & cutter technology set new performance standards for geothermal drilling[J]. GRC Transactions, 2021, 45: 826–846.
[17]	HELLVIK S, NYGAARD R, HOEL E, et al. PDC cutter and bit development for challenging conglomerate drilling in the Luno Field-offshore Norway[R]. SPE 151456, 2012.
[18]	CURRY D, PESSIER R, SPENCER R, et al. Assuring efficient PDC drilling[R]. SPE 184676, 2017.
[19]	RAJABOV V, MISKA S, MORTIMER L, et al. The effects of back rake and side rake angles on mechanical specific energy of single PDC cutters with selected rocks at varying depth of cuts and confining pressures[R]. SPE 151406, 2012.
[20]	ZHOU Yaneng, LIN J S. On the critical failure mode transition depth for rock cutting[J]. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 2013, 62: 131–137. doi: 10.1016/j.ijrmms.2013.05.004
[21]	张端瑞,文涛,蒲磊,等. “垂直钻井工具+等壁厚螺杆”提速钻具组合先导性试验:以库车山前高陡构造克深A井为例[J]. 石油钻采工艺,2020,42(6):684–690. ZHANG Duanrui, WEN Tao, PU Lei, et al. Pilot test on the ROP-improvement BHA of vertical drilling tool & screw rod with equal wall thickness: a case study on Well Keshen A in the high-steep structure of Kuqa piedmont area[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(6): 684–690.
[22]	康健,郝围围,刘德智,等. 高陡含砾地层大扭矩螺杆+高效PDC钻头钻井提速分析[J]. 西部探矿工程,2021,33(5):71–75. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2021.05.024 KANG Jian, HAO Weiwei, LIU Dezhi, et al. ROP optimization using high torque motor+high efficiency PDC bits in the high and steep structure gravel formation[J]. West-China Exploration Engineering, 2021, 33(5): 71–75. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2021.05.024
[23]	MAJIDI R, MISKA S Z, TAMMINENI S. PDC single cutter: the effects of depth of cut and RPM under simulated borehole conditions[J]. Wiertnictwo, Nafta, Gaz, 2011, 28(1/2): 283–295.
[24]	AKBARI B, MISKA S Z. Relative significance of multiple parameters on the mechanical specific energy and frictional responses of polycrystalline diamond compact cutters[J]. Journal of Energy Resources Technology, 2017, 139(2): 022904. doi: 10.1115/1.4034291
[25]	张学光. 哈山3井石炭系钻井提速探索与实践[J]. 内蒙古石油化工,2013,39(20):38–40. ZHANG Xueguang. The exploration and practice of carboniferous ROP enhancement in Hassan 3 Well[J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2013, 39(20): 38–40.
[26]	秦文政,邱锦,王富建,等. 克拉玛依油田一区石炭系火成岩钻井技术研究[J]. 西部探矿工程,2020,32(6):100–102. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2020.06.034 QIN Wenzheng, QIU Jin, WANG Fujian, et al. Study on the drilling technology of carboniferous volcanic reservoir in Block 1 of Karamay Oilfield[J]. West-China Exploration Engineering, 2020, 32(6): 100–102. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2020.06.034
[27]	SEALE R, CONROY D. PDC bits run on turbodrills: The history, facts and current developments[R]. SPE 94826, 2005.
[28]	成海,郑卫建,夏彬,等. 国内外涡轮钻具钻井技术及其发展趋势[J]. 石油矿场机械,2008,37(4):28–31. doi: 10.3969/j.issn.1001-3482.2008.04.007 CHENG Hai, ZHENG Weijian, XIA Bin, et al. The development trend of turbodrilling technology[J]. Oil Field Equipment, 2008, 37(4): 28–31. doi: 10.3969/j.issn.1001-3482.2008.04.007
[29]	谭春飞. 深井超深井涡轮钻具复合钻井提高钻速技术研究[D]. 北京: 中国地质大学（北京）, 2012. TAN Chunfei. The ROP technical research on turbo-drill composite drilling in deep & ultra-deep well[D]. Beijing: China University of Geosciences (Beijing), 2012.
[30]	KUYKEN C W, ELKASRAWY M E, AL BREIKI A M S, et al. High performance drilling onshore Abu Dhabi[R]. SPE 202142, 2021.
[31]	SHAO Fangyuan, LIU Wei, GAO Deli, et al. Development and verification of triple-ridge-shaped cutter for PDC bits[J]. SPE Journal, 2022, 27(6): 3849–3863. doi: 10.2118/210580-PA
[32]	刘维,高德利. 大齿快切PDC钻头提速研究与现场试验[J]. 天然气工业,2022,42(9):102–110. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2022.09.010 LIU Wei, GAO Deli. Research and field test of large-tooth and rapid-cutting PDC bit for ROP enhancement[J]. Natural Gas Industry, 2022, 42(9): 102–110. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2022.09.010
[33]	IRIFUNE T, KURIO A, SAKAMOTO S, et al. Ultrahard polycrystalline diamond from graphite[J]. Nature, 2003, 421(6923): 599–600.
[34]	ZHAN G D, GOONERATNE C, MOELLENDICK T E, et al. Ultra-strong and catalyst-free polycrystalline diamond cutting materials for one-run-to-TD game-changing drilling technology[R]. IPTC 21342, 2021.
[35]	PASTUSEK P, SANDERSON D, MINKEVICIUS A, et al. Drilling interbedded and hard formations with PDC bits considering structural integrity limits[R]. SPE 189608, 2018.
[36]	WITT-DOERRING Y, PASTUSEK P P, ASHOK P, et al. Quantifying PDC bit wear in real-time and establishing an effective bit pull criterion using surface sensors[R]. SPE 205844, 2021.
[37]	BAILEY J R, ELSBORG C C, JAMES R W, et al. Design evolution of drilling tools to mitigate vibrations[J]. SPE Drilling & Completion, 2013, 28(4): 350–369.
[38]	WEI Jiusen, LIU Wei, GAO Deli. Effect of cutter shape on the resistance of PDC cutters against tip impacts[J]. SPE Journal, 2022, 27(5): 3035–3050. doi: 10.2118/209809-PA
[39]	HEATON D N, LYNN J B. Polycrystalline diamond elements and systems and methods for fabricating the same: US 20190085641 A1[P]. 2019-03-21.
[40]	KANYANTA V, DORMER A, MURPHY N, et al. Impact fatigue fracture of polycrystalline diamond compact (PDC) cutters and the effect of microstructure[J]. International Journal of Refractory Metals and Hard Materials, 2014, 46: 145–151. doi: 10.1016/j.ijrmhm.2014.06.003
[41]	RAHMANI R, PASTUSEK P, YUN Geng, et al. Investigation of PDC cutter structural integrity in hard rocks[J]. SPE Drilling & Completion, 2021, 36(1): 11–28.
[42]	CURRY D A, LOURENÇO A M, LEDGERWOOD L W III, et al. The effect of borehole pressure on the drilling process in salt[J]. SPE Drilling & Completion, 2017, 32(1): 25–41.
[43]	SHAO Fangyuan, LIU Wei, GAO Deli. Study on rock-breaking mechanism of highly plastic formations[C]//Computational and Experimental Simulations in Engineering. Cham: Springer, 2023: 103 − 116.
[44]	ZHAN Guodong, PATIN A, PILLAI R, et al. In-situ analysis of the microscopic thermal fracture behavior of PDC cutters using environmental scanning electron microscope[R]. SPE 168004, 2014.

施引文献

资源附件(0)

图(18) / 表(5)

计量

文章访问数: 868
HTML全文浏览量: 276
PDF下载量: 377
被引次数: 0

1. 爬行机构传动方案设计
2. 爬行机构优化设计
2.1 爬行臂和支撑臂受力分析
2.2 爬行臂优化分析
2.3 爬行机构结构设计
3. 结　论

PDC钻头钻井提速关键影响因素研究

计量

出版历程

Study on Key Factors Influencing the ROP Improvement of PDC Bits

1. 爬行机构传动方案设计

2. 爬行机构优化设计

2.1 爬行臂和支撑臂受力分析

2.2 爬行臂优化分析

2.3 爬行机构结构设计

3. 结 论

计量

出版历程

目录

1. 爬行机构传动方案设计

2. 爬行机构优化设计

2.1 爬行臂和支撑臂受力分析

2.2 爬行臂优化分析

2.3 爬行机构结构设计

3. 结 论

3. 结　论

3. 结　论