技术对策PDC钻头

技术对策PDC钻头（精选6篇）

技术对策PDC钻头 篇1

1 PDC钻头泥包的现象

钻进过程中, PDC钻头使用没到期且所钻地层岩性没发生变化, 如果出现以下情况, 就说明钻头被泥包了。

(1) 钻进中, 钻时明显增加, 从每米几分钟上涨至几十分钟。

(2) 下钻或短起下后, 钻时较快, 钻进几米后, 钻时明显变慢。

(3) 钻进中, 其它参数不变的情况下, 泵压上涨, 扭矩变小;起出钻头后, 切削齿、流道槽、保径部分有滤饼, 说明在钻进过程中发生了泥包。

2 造成PDC钻头泥包的原因

造成PDC钻头泥包的原因主要有以下几个方面因素。

(1) 钻井液性能方面:钻井液性能差, 如失水大、滤饼厚、抑制性差、润滑性能差等。

(2) 钻进地层特性方面:软泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层, 易形成泥包。

(3) 钻进参数方面:钻进中排量较小, 未能将钻屑及时带离井底, 造成重复切削。钻进中钻压不均匀, 使切削齿瞬间切入地层的深度不一致, 特别是钻时变慢后, 盲目加大钻压, 会迅速包死PDC钻头。

(4) PDC钻头选型方面:选用中心孔流道较小的PDC钻头, 容易导致钻屑堵在底部, 造成泥包。

3 预防PDC钻头泥包的技术对策

使用PDC钻头对钻井液和工程措施都提出了比牙轮钻头更高的要求, 不能将适合牙轮钻头的参数用到PDC钻头使用上。根据对PDC钻头泥包原因的分析, 除地层原因是无法进行人为调整控制的外, 其它几方面的因素都是人为可控的, 主要采取以下措施来预防PDC钻头泥包。

3.1 下入PD C钻头前维护处理好钻井液性能

钻井液性能是否良好是防PDC钻头泥包的重要因素。可以想象两种极端情况, 一是PDC钻头放入泥浆罐中, 一是PDC钻头放入淤泥罐中, 前者肯定不会泥包, 而后者肯定会泥包。要达到不泥包的状态, 应调整好钻井液性能。调整钻井液性能又主要是控制钻井液的失水, 提高钻井液的抑制性、润滑性。

(1) 钻进中, 应降低钻井液失水, 避免地层吸水后形成厚滤饼阻卡等。

(2) 抑制性:加入大分子包被剂、聚合醇等, 抑制泥岩地层造浆、分散。

(3) 润滑性:做到粘性泥岩的钻屑在PDC钻头上粘不起, 必须加足润滑剂、清洁剂, 加量与当时钻井液密度等有关系。清洁剂加足是以钻井液不起泡为准, 润滑剂加量一般为1%~3%。

(4) 钻进中, 应加强固相控制, 只有尽量清除劣质固相, 才能实现优良的钻井液性能。

3.2 工程措施

工程措施也是防PDC钻头泥包的重要因素。PDC钻头钻速快、钻屑多, 必须要有足够的排量, 迅速带出钻屑;否则重复切削会形成淤泥而泥包钻头。同时, 对其它措施也有较高要求。

(1) 排量:Φ216井眼中应尽量提高排量, 应保持在30~35L/s之间, 而现场实际排量一般在25~28L/s之间, 低排量只适于牙轮钻头, 而不适应钻井速度较快的PDC钻头。

(2) 钻压:在不井斜的情况下, 加大钻压有利于提高钻速, 但在软泥岩地层加大钻压易形成泥包, 送钻均匀, 避免送不均匀造成PDC钻头泥包。

(3) 下PDC前进行短起下, 消除厚滤饼、阻卡, 有利于防泥包。

(4) 适当地层下PDC, 防止因地层原因造成的泥包。加强PDC钻头选型, 以适应新钻地层。

(5) 钻进中, 钻时变慢, 怀疑PDC钻头泥包, 应将PDC钻头上提, 离井底1m~2m, 增大排量, 提高转速, 争取将部分泥包的钻屑甩掉, 便于继续钻进。

(6) 下PDC钻头前应测量起出的牙轮钻头外径, 防止PDC钻头下入小井眼遇卡, 同时预防PDC钻头下入井径变小的井眼段, 减少钻头泥包。

(7) 下入PDC钻头, 由于有保径部位接触井周, 相当于一个小扶正器, 改变了钻具的结构, 导致刚性增强。因此, 在厚滤饼段、井斜率变化大的井段要用牙轮钻头通井, 应有耐心坚持划眼, 待井眼畅通后再下PDC钻头。

(8) 优选PDC钻头, 在易泥包地层选用排水槽大的PDC, 使钻屑能容易及时地排出, 减少发生泥包。

3.3 现场实例

(1) 某井Φ216井眼因溢流导致井下垮塌, 埋钻具, 被迫侧钻。井深2635.00m~5050.34m为侧钻段, 其中2660m为井斜最大点, 5.54, 后逐步降斜。井深4631.08m下入PDC钻头, 钻时慢, 9h钻进3.37m至4634.45m。起钻发现钻头底部形成垫层状泥包, 水眼堵3个。分析原因为PDC钻头在下钻中刮划造斜段井壁, 在未下到井底前已形成泥包, 即先期泥包。后通过遇阻划眼, 分段循环, 下入PDC钻头正常钻进, 日进尺40m~60m。

(2) 某井Φ3 1 1.1 5井眼, 钻井液密度1.8 2 g/c m。井深4 1 6 4.5 5 m下入P D C钻头, 钻时慢, 1∶30钻进0.7 m, 钻头发生泥包现象。多次采用钻头提离井底0.2m~0.4m循环, 钻井液冲洗PD C钻头后逐渐恢复正常, 平均钻速1.5m/h。该井由于使用Φ127钻杆, 排量受机泵条件限制, 只有30~32L/s;后在同构造上使用Φ127钻杆, 排量达40~42L/s, 同井段使用同型号钻头, 无泥包现象, 并且机械钻速高, 可见排量小也是造成PDC钻头泥包主要因素。

4 结语

(1) 维护处理好钻井液性能是预防PDC钻头泥包的主要技术措施之一。

(2) 优化钻井参数, 特别是采用大排量及时清除钻屑和下入PDC钻头前使井眼畅通, 也是有效预防PDC钻头泥包的主要措施。

(3) 使用PDC钻头有利于快速钻进, 但是必须考虑到使用PDC钻头特殊性, 克服按使用牙轮钻头操作PDC钻头的惯性思维, 认真解决各种不利的影响因素, 才能真正将这一先进工具转化为生产力。

PDC钻头泥包原因分析及对策 篇2

(1) 使用P D C钻进的时候进入的尺寸明显变慢, 或者说下钻的时间明显升高; (2) 增大下钻的压力或者减小下钻的压力对下钻的速度都没有明显的影响; (3) 在地层出现变化的时候对下钻的速度没有太大影响; (4) 在一般情况下钻泵的压力略微有提升或者没有明显的变化, 但是有的时候也会出现一些高泵压的情况, 甚至还会堵死钻头的出水眼, 阻塞通道不能循环; (5) 钻头的牙齿不能够有效的进入地层, 表现出扭矩逐渐变小或者扭矩的波动范围逐渐变小; (6) 起钻下钻的时候会出现“拔活塞”的现象; (7) 短的起钻下钻过后会出现下钻速度明显变慢, 如果继续下钻的话可能会出现慢慢恢复原来的钻速而且泥包解除, 或者持续变慢的话会造成严重的泥包现象以至于无法钻进; (8) 钻井的时候发生钻具损害, 造成循环出现短路, 在处理完问题后速度仍然变慢。

2 造成PDC钻头泥包的因素

2.1 地质层的问题

由于所在钻地层为上部不是岩石的软泥, 非常容易粘帖在钻头表面上, 在逐渐的压实后从而造成了钻头的泥包;地层之中的泥页岩和成岩, 但是在使用水化分解, 使得井眼内的泥量大增, 吸附在钻头的表面上从而造成钻头泥包;或者地层之中含有一些分散的石膏, 在造成泥浆污染后, 使得泥浆之中的高粘淤泥难以清理, 从而使得钻头泥包的概率增大;地层渗透率较高, 在压力差的作用下, 吸附于井壁内部的有害固相和未能即使带出的岩石碎末, 形成了厚厚的泥饼, 起钻下钻的时候同样会对PDC钻头造成泥包现象。

2.2 泥浆性能的因素

泥浆抑制性能差, 不能控制泥页岩石的水化分解;使得固相含量以及粘切偏高, 钻出的岩石碎末难以清除, 很容易吸附在钻头的表面, 如果使用没有固相钻井的溶液时, 钻头也同样不会发生如此的泥包现象;在泥浆比重较高时, 容易造成失水过大, 还会形成过厚的不规则泥饼;润滑性能较差、钻头的表面不能形成有效的防护膜, 使得钻井溶液中的杂质固相容易吸附在钻头表面上, 造成钻头泥包。

2.3 工程技术的原因

岩石碎末在井内停留的时候过长, 不能及时有效的清洗钻头以及井下, 同时上返的速度不够, 从而造成岩石碎末在井下停留的时间过长, 吸附于井内造成厚厚的泥饼, 尤其是在井内的中上部的钻速高更容易出现此类现象;在软泥岩石地层中, 下钻的压力过大, 地层或者岩石粉末与钻头表面有直接的解除, 从而造成P D C钻头出现泥包现象;长裸眼下钻时未能进行中途循环, 从而井壁上落下的泥饼和岩石碎末会造成钻头泥包。

2.4 钻头类型选择的因素

钻头水眼的设计不能满足上下循环的要求;流通排除泥浆设计阻碍了钻头顺利到达井底。

2.5 操作水平的因素

由于下钻的速度过快, 钻头不能在顺着螺旋型轨道向下进行, 从而在井壁上不断的乱划出现泥饼和岩石碎末, 非常容易造成钻头泥包;下钻时遇到阻碍不是继续循环水眼冲洗钻头, 而是下压或者下冲, 从井壁上刮下一些泥饼或者岩石碎末造成钻头泥包;在下钻到底的操作方法有错误时, 如果先启动的是转盘, 后启动的是动力泵, 同样会出现钻头泥包, 在软地层之中下钻时, 下钻会出现不均匀。

3 PDC钻头泥包的防治

(1) 混油或者增加润滑剂摄入量, 使得岩石碎末不容易吸附在钻头上; (2) 增大钻井溶液中的聚合物含量, 加大控制水流失, 提高泥饼的质量; (3) 增加钻井溶液的抑制性, 从而减少泥页岩的水化分解; (4) 降低钻井溶液的粘度和切力, 及时有效的清理杂质固相; (5) 对高流沙层, 可以使用屏蔽暂时堵塞技术, 从而减少流沙性的漏失; (6) 对于含有石膏岩石层的地层, 应该提前加入碱液, 防止地层对钻头的黏贴。 (7) 仔细处理好泥浆的性能, 在P D C钻头进入井下前后对防治钻头泥包都是较为有效的;P D C入井之后, 开泵之前, 应该配制一定量的清洗剂 (表面活性剂) 对钻头提前进行清洗这种方式被广泛使用。 (8) 首先应该做好PDC钻头的选择工作, 钻头的水眼、循环通道设计是否有利于排泥; (9) PDC钻头在入井之前, 应该充分的循环泥浆, 清理好井眼, 防止启动钻头后停留在井眼内部的岩石碎末继续水化分解。 (10) P D C钻头在入井之前应该先短起下钻, 对于井壁泥饼进行一定的乱划、挤压, 将其厚厚的泥饼刮薄、压实, 从而尽量的保证井眼的畅通、尽可能消除阻碍;在钻头泥包的高发区域, 如果采用的所有方法有不能避免P D C钻头泥包现象, 那么首先应该使用的是牙轮通一趟井内, 便可使之后的工作顺利进行。 (11) 下钻的时候在钻头的通道博阿面涂满黄油, 形成一层良好的保护膜, 从而减少钻头于泥浆之中的杂质固相直接接触, 或者把钻头全部包起来, 这样做就算是在深井之中也同样会有一定的作用的。 (12) 在使用P D C钻头下井的时候钻头会不断的乱划井壁, 从而井壁上的一些淤泥或泥饼都停留在井内, 继续下钻便会使其向下堆积, 当堆积到一定的程度的时候便会压实在钻头之上, 那么在下钻的途中会造成循环不良, 因此要将钻头冲洗干净之后再继续下钻。 (13) 在下钻的过程当中还应该对下钻的速度进行控制, 以防止钻头突然冲击沙桥, 钻到一堆的烂泥之中;另外如果控制速度恰当的话, P D C的钻头会随着上一次钻头所钻的螺旋进路在井眼内继续行进, 这样就不会在下井过程中划掉井壁上的大量泥饼; (14) 尽量采用大排量的钻进, 从而保证P D C钻头能够充分的休息、清洗和冷却; (15) 在软泥岩层中钻进的时候, 应该尽量的采用低压的、高钻速的、大排量的钻头, 不可以盲目的使用高压钻头来最求那仅仅高出一点点的钻速, 那种方法只适用于牙轮钻头的使用。 (16) 在操作过程中一定要细心, 下钻的加压一定要均匀准确, 不能时而大时而小。

4 PDC钻头泥包的解决办法

(1) 处理好钻头泥包的首要原则是:不能着急打钻, 因为越打钻泥包现象就会越严重; (2) 无论防止还是处理钻头泥包, 首先都应该调整泥浆的性能, 发现钻头的泥包现象, 应该立即停止下钻并且即使配置清洁剂, 争取在第一时间加入井内对钻头进行清洗。 (3) 停止下钻时, 应该提高排量增强水的冲击力达到冲洗效果, 上提钻头脱离井底的时候, 应该提高钻速增加离心力使得泥浆能够尽量甩出, 并且上下大幅度的活动几次, 然后下钻到井的底部不开转盘循环5到10分钟, 将以上操作反复循环, 如果经过2个循环周期都没有效果, 就应该考虑从新起钻了。

参考文献

[1]王立敏.分享经验共谋发展——记“钻井施工工程2006”钻井工程论坛.[J].钻井工程.2006. (03) .[1]王立敏.分享经验共谋发展——记“钻井施工工程2006”钻井工程论坛.[J].钻井工程.2006. (03) .

[2]张海琴.李萍.袁进平.刘卫东.乔木.PDC钻头泥包的原因分析探讨.[J].钻井工程论坛.2006. (02) .[2]张海琴.李萍.袁进平.刘卫东.乔木.PDC钻头泥包的原因分析探讨.[J].钻井工程论坛.2006. (02) .

PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨 篇3

关键词：PDC钻头,岩屑录井,新技术录井

1 前言

近年来, 随着P D C钻头被越来越广泛地应用, 给岩屑录井带来了诸多难题, P D C钻头机械转速高、钻井速度快, 导致岩屑采集困难、量不足, 甚至有时还采不到岩屑, 造成岩屑识别困难, 难以有效地划分储集层和非储集层, 给现场录井人员挑选样品带来了困难, 严重影响了地质、地化、定量荧光、核磁等分析项目的准确度, 给现场油气识别和综合解释增加了难度, 导致岩屑录井剖面符合率降低, 需要不断完善、提高现场录井技术, 这样才能准确获得第一手油气资料。

2 PDC钻头钻井带来的录井技术难题

(1) 钻速快, 砂、泥岩钻时变化规律不明显, 造成钻时与岩性的对应关系不明显或无规律性;对及时建立岩性剖面造成困难。

(2) 岩屑量少、细碎, 代表性岩屑难以确定, 岩性归位困难, 致使常规观察、描述困难, 岩性鉴定不准, 描述准确性降低。

(3) 岩屑细小使捞取砂样困难有时甚至捞取不到, 并且难以清洗干净。

(4) 岩屑延时, 岩屑掉块、混杂, 由于岩屑细小, 真假岩屑难以区分, 油气散失严重, 肉眼确定油气显示较难。

3 常规岩屑录井方法及对策

P D C钻头条件下的岩屑录井方法与三牙轮钻头相比, 既具有普遍性又具有特殊性, 同样在“捞、洗、挑、照、描”五个环节上下功夫。

3.1 准确的迟到时间

岩屑录井工作的基础是迟到时间的测定, 迟到时间准确与否直接关系到岩屑反映地层的准确性, 因此在使用P D C钻头钻进过程中, 要测勤、测准实测迟到时间, 以保证岩屑捞取时间的准确性。

3.2 正确的捞取方法

采用正确的捞砂方式很重要, 可根据不同地区、不同地层、不同设备而选择不同的捞屑方式。对上部地层成岩性差、易造浆, P D C钻头破碎成的细小岩屑, 经振动筛振动作用, 不同层位的岩屑混杂在一起并重新粘结或与泥饼粘结, 因此上部地层应及时用水冲洗振动筛, 保证返砂顺畅;而下部地层成岩性逐渐变好, 岩屑多为小片状, 不易粘结在振动筛上, 选取较好的接砂位置放置砂样盆。

3.3 正确的洗砂方法

在P D C钻头下岩屑细如粉末, 清洗时要避免用水龙头直接冲洗岩屑, 以减少真岩屑的带走量, 用静水漂洗比较好。岩屑一定要彻底清洗干净, 不要带有泥饼之类的任何污染物, 以便有利于下一步的荧光录井等工作。还有重要的一点就是在洗岩屑时一定要观察是否有油花、气泡。

3.4 正确挑样区分真假岩屑

P D C钻头产生的岩屑细小, 因此大的岩屑多为假岩屑, 应剔除。从捞砂、洗砂和采样等环节把握真实岩屑的沉砂位置、颗粒大小范围, 并且要挑准真岩屑进行肉眼鉴定和薄片鉴定, 在很难挑取的情况下, 可以采取混合样的方法代替, 把盘中的砂样多次晃动, 去掉上面的大块, 直至下面基本为碎颗粒为止, 然后利用双目镜观察底砂变化情况, 综合判断确定岩性。

3.5 岩屑分层、定名及描述

岩屑在刚清洗干净后, 就可以先简单粗描一下, 等晒干后再整体细描, 远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名, 观察岩性百分比的变化。P D C钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小, 给我们的现场岩性识别造成一定的困难, 用肉眼观察有一定的困难, 可以借助于放大镜。

4 新技术在岩屑录井中的应用探讨

4.1 利用伽玛仪进行岩性识别

岩屑自然伽玛测量, 就是将现场捞取的岩屑在地面通过便携式自然伽玛仪测量出自然伽玛值, 利用不同岩性伽玛值不同的特点进行岩性识别。通过研究得出:砂岩自然伽玛值160-230, 泥岩自然伽玛值300-400。砂岩、泥岩具有明显的、可区别的自然放射性量值特征和分布范围, 并可以此有效识别岩性。岩样检测结果与测井实测结果也具有较好的可比性, 该方法具有较强的实用性。

4.2 钻具振动分析技术

在钻井过程中, 钻具振动与钻柱及其组成部分的动力学特性有关。在旋转钻井中, 钻头的破岩作用使岩石在破碎时产生声波发射现象。这实际上是岩石应变能以弹性波方式快速释放, 其中一部分能量通过钻柱作为传播介质以微振动的方式传至地面。如果在地面安装合适的传感器和测量系统, 可实现对岩性的快速识别。即用钻柱应力波频谱分析方法识别岩性, 这是钻具振动分析的应用方向之一。

在综合录井仪器中, 与钻具有关的参数主要有钻压、扭矩、大钩负荷等, 正钻地层岩性发生变化时, 这些参数都会产生不同的变化。例如不同地层扭矩波动变化幅度不同。通过研究, 发现砂岩地层扭矩变化较为频繁, 幅度较大, 而泥岩地层则较为稳定。我们完全可以利用这种特性解决岩性界面划分问题。

4.3 LWD随钻测量技术

L W D可以测量电阻率, 自然伽玛, 岩性密度, 中子, 声波等地层参数。L W D技术已在胜利、大庆等少数油田的录井中开展试验探索性应用, 取得了较好的效果。这项技术应用前景非常广阔, 它能在最短的时间内监测到刚钻开地层的各项电性参数变化, 反馈到地面计算机处理系统, 可快速反演出地下的岩性、地层压力、油气显示等实时信息。

5 结论

现场工作中, 不能应用单一的识别方法, 否则可带来片面性, 导致岩屑录井定名不准, 剖面符合率低。应对所有录取的资料进行综合分析, 运用各种技术, 才能更准确的识别岩性。为此, 开展P D C钻头条件下录井岩性特征识别方法研究, 在进行传统的录井方法的时候要应采用各种新技术, 例如钻具震动分析技术、L W D随钻测量技术、岩屑地面自然伽玛测量技术等综合判断, 通过应用上述识别方法, 大大提高了岩屑录井油气层的发现率、岩性识别的准确率, 满足了油田勘探与开发工作的需求。

参考文献

[1]方锡贤;熊玉芹;PDC钻头钻井录井技术方法探讨;录井工程 (第1期) ;2003年[1]方锡贤;熊玉芹;PDC钻头钻井录井技术方法探讨;录井工程 (第1期) ;2003年

[2]王佑宁;惠卓雄;PDC钻头条件下岩性识别新技术探讨;录井技术文集 (第四辑) ;2004年[2]王佑宁;惠卓雄;PDC钻头条件下岩性识别新技术探讨;录井技术文集 (第四辑) ;2004年

[3]叶莉;郭海涛;PDC钻头条件下岩性识别技术探讨, 化学工程与装备 (第2期) ;2010年[3]叶莉;郭海涛;PDC钻头条件下岩性识别技术探讨, 化学工程与装备 (第2期) ;2010年

技术对策PDC钻头 篇4

1 喷焊表面硬化技术

喷焊是对预热的自溶性合金涂层加热至1000~1300 (9) , 使颗粒熔化, 造渣上浮到涂层表面, 生成的硼化物和硅化物弥散在涂层中而使表层硬化。所得到的硬化层是致密的金属+陶瓷颗粒的复合组织, 且与基体形成约50~100mm的扩散冶金结合层, 其结合强度约400MPa, 抗冲击性能较好, 耐磨耐蚀性能优良。

喷焊涂层与热喷涂涂层最大的不同体现在两方面:涂层与基体结合形式不同, 在等离子喷涂镍包铝粘结层时, 通过Ni-Al发生放热化学反应, 在部分表面形成微冶金结合底层, 大部分与涂层产生“锚钩”效应的机械结合涂层, 结合强度一般不高于100MPa;喷焊涂层与基体之间的结合是完全的冶金结合, 结合强度在400MPa左右。喷涂材料不同, 喷焊要求使用自熔性合金粉末, 自熔性合金粉末是以镍、钴、铁为基材的合金, 其中加入适量硼和硅元素, 起脱氧造渣焊接熔剂的作用, 同时能降低合金熔点;喷涂则对粉末的自熔性没有要求, 可以根据需要, 设计和喷涂各种材料。因此自熔性合金粉末既可用于喷焊又可用于喷涂, 而且, 为了进一步改善性能或增加功能, 自熔性合金+功能粒子的复合粉末的热喷涂在实际中应用较多。

2 堆焊表面硬化技术

堆焊表面硬化技术是用电焊或气焊法把材料熔化, 堆积在工具或机器零件上获得硬化表面的技术。根据电焊工艺的不同, 堆焊表面硬化技术有很多种类, 其中性能最好的是等离子弧堆焊, 最常用的是带极堆焊。自动堆焊技术主要针对表面平整、形状规则的工件, 氧-乙炔气焊手工堆焊技术较常用。堆焊表面硬化层的技术特点主要体现在:涂层很厚、硬度高、结合强度很理想、耐磨、耐蚀、耐冲击性能优良等。

喷焊工艺与电弧堆焊的区别在于:喷焊层与基体之间的结合是溶解扩散冶金结合, 而堆焊则是熔化冶金结合, 在喷焊过程中基体不熔化, 只是喷焊层与基体之间产生溶解作用, 在两者之间存在一个扩散互溶区。由于基体不溶物, 喷焊层稀释率极低, 可以保证喷焊层的良好性能;堆焊基体熔化, 堆焊层稀释率高, 需要堆焊很厚才有可能保证焊层的性能, 且零件轮廓棱角难以保证, 常见咬边, 棱角塌陷, 但喷焊不会出现此类缺陷。

3 熔覆表面硬化技术

金属材料表面熔覆技术的基本原理是:将经过特殊处理 (例如:高温熔炼、雾化处理、机械研磨混合等) 的合金粉末用特定的粘结剂 (水玻璃、松香油、酚醛树脂等) 调合后, 均匀地涂在基体表面上, 在严格控制温度的情况下加热烘干, 然后用高温热源 (氧-乙炔火焰、感应加热、氩弧、激光或等离子弧等) 进行加热, 使合金粉末熔化, 熔覆材料与基体形成一种冶金结合层。表面熔覆技术工艺简单、操作方便、处理速度快、劳动强度小、硬化层质量稳定、与基体结合牢固、成本较低。

激光熔覆是利用激光的高能量密度, 将涂层材料和一薄层基体表面同时熔化, 并快速凝固后形成稀释度极低、与基体呈冶金结合的表面涂层, 会显著改善基层表面的硬度、耐磨、耐蚀等性能。与其它表面硬化技术相比, 激光熔覆稀释度小、组织致密、涂层与基体结合好、适合熔覆材料多、粒径及含量变化大、适合自动化生产, 因此激光熔覆技术应用前景十分广阔, 其不足之处就是设备投入大, 不太适合形状不规则表面的熔覆。

感应熔覆技术是利用感应线圈在钢铁表面形成的涡流加热、熔融合金粉末, 获得硬化层的方法, 熔覆层与基体之间是冶金结合, 目前感应熔覆技术主要用于自熔性合金及其复合涂层。虽然感应熔覆技术具有工艺简单, 成本低廉, 生产效率高, 适合自动化批量生产等优点, 但是受感应线圈尺寸和加热温度的制约, 该技术不适合大尺寸、不规则表面的工件和高熔点涂层的熔覆。

氧-乙炔熔覆技术主要是利用氧-乙炔火焰熔覆合金粉末, 而获得硬化涂层。和感应熔覆类似, 氧-乙炔熔覆硬化涂层主要针对自熔性合金及其复合涂层, 该工艺具有工艺简单, 成本较低, 生产效率较高等特点。但是为了得到高质量的熔覆涂层, 需要精确控制熔覆工艺参数和提高涂层结合强度。

摘要：本研究针对PDC钻头钢体结构复杂, 表面硬化难度大、技术要求高的特点, 开展钢体表面冷态涂覆硬质合金材料、熔覆方法和工艺参数的理论与试验研究, 形成一套适合钢体PDC钻头的表面熔覆硬化技术。这对于提高钢体PDC钻头性能和生产效率, 降低生产成本等, 都具有十分重要的意义。

参考文献

[1]左平英.PDC钻头钎焊工艺的研究[D].西安科技大学, 2005年.

[2]姜彬霖.渗硼技术用于钻杆接头表面硬化的试验研究[J].探矿工程 (岩土钻掘工程) , 2008年03期.

[3]刘勇, 王顺兴, 田保红.硬质合金堆焊层经热处理后的耐磨性研究[J].中国表面工程, 2002年03期.

技术对策PDC钻头 篇5

1 PDC钻头泥包的常见现象

在钻进过程中进尺会明显变慢, 减少或者增大钻压对钻速不会产生明显影响, 地层发生变化时不会对转速带来明显影响, 泵压在一般情况下可能会略有升高或者变化不明显, 有时也会出现高泵压, 甚至将钻头水眼堵死, 对循环通道造成堵塞。钻头牙齿不能吃入到地层中, 进而表面出现扭动范围减小或者扭动变小等问题, 起下钻可能会有“拔活塞”现象出现, 短起下钻以后钻速会明显变慢, 这时钻进可能会慢慢恢复到原来的转速, 这时泥包问题也会相继解除。钻井的过程中如果出现了钻具刺漏问题, 可能会造成短路, 问题得到处理以后其钻速会明显变慢。

2 造成PDC钻头泥包的原因

第一, 所钻地层岩性因素。易吸水膨胀地层、软泥岩地层以及软硬交错地层, 都可能会在钻进过程中出现泥包问题;第二, 钻井液性能因素。如果钻井液性能较差、滤饼虚厚、失水性大、抑制性能差以及润滑性能不好等因素, 都能会造成PDC钻头泥包;第三, PDC钻头选型因素。如果选用刀翼比较短的钻头, 钻屑很容易会进入到水眼中, 将流道堵死, 进而出现泥包的现象;第四, 钻进参数因素。如果钻进过程中排量较小, 不能将钻屑及时带离井底, 这种情况下会出现重复切削的现象。钻井过程中如果送钻不均匀, 钻压就会忽大忽小, 切削齿切入地层的深度就会不一致, 特别是由于地层原因造成钻进过程中逐渐变慢, 这时如果盲目将钻压增大, 短时间内PDC钻头就会包死。

3 PDC钻头泥包的预防措施

PDC钻头的应用对钻井液与各项工程措施的应用都提出了较高要求, 大量工程实践经验证明, PDC钻头发生泥包现象以后, 如果不能对泥浆性能进行及时调整, 不对钻头型号进行改变, 后续施工中PDC钻头泥包出现的可能性非常大。要想对PDC钻头泥包问题进行有效解决, 其重点在于预防, 并不是等到钻头真的出现了泥包现象以后再进行处理。按照上文中提到的PDC钻头泥包出现的原因, 很多方面的因素都是人为可控的, 下面就让我们针对这些可控预防措施展开分析。

3.1 调整泥浆的性能

在原来基础上适当增大润滑剂、混油的量, 这样PDC钻头就可以很好的避免粘上钻屑。与以前相比聚合物中钻井液的含量要大一些, 并对水分流失进行严格控制, 提升泥饼的质量。与此同时, 还要提升钻井液的抑制性, 并有效降低泥页岩的分散, 注意钻井液应减轻年度和切力, 及时清除劣质固相。针对渗漏性差砂层来说, 应利用屏蔽暂堵技术来降低渗透性漏失, 平时在泥浆性能方面应该做到及时维护, 一旦遇到问题应及时进行处理, 开泵时应该增加一些清洁剂, 并及时清洗钻头。

3.2 工程技术预防措施

工程技术措施的采用可以很好的预防PDC钻头出现泥包问题。PDC钻头咋钻屑较多, 钻速较快, 必须达到较大排量, 才能迅速的将钻屑带出, 否则很容易会出现重复切削的问题, 进而形成淤泥造成PDC钻头泥包问题。

3.2.1 结合钻头的钻时、型号以及地层岩性等信息, 对PDC钻头型号与钻井参数进行合理选择;

3.2.2 按照不同底层将PDC钻头选择性下入, 以避免由于地层原因而出现的泥包问题, 加强PDC钻头选型, 容易出现泥包的地层应该选择流槽较大、刀翼较长的PDC钻头;

3.2.3 如果设备条件允许应该尽量提升排量, 低排量与PDC钻头快速钻井速度不适应;

3.2.4 在不易井斜的地层, 应该加大钻压, 这对提升钻速非常有利, 但是遇到软硬交错的地层, 如果加大钻压更容易出现泥包, 因此必须保证送钻均匀, 以避免由于人为原因而造成的钻头泥包问题;

3.2.5 PDC钻头下入一定要合理, 避免下钻过程中进入到小井眼中, 避免PDC钻头泥包问题的发生。

4 结语

综上所述, 为了避免出现PDC钻头泥包现象, 应该及时对钻井液的性能进行调整, 这样可以对PDC钻头泥包问题的出现进行良好预防。应该按照实际地质情况对钻井参数进行优化, 并及时将钻头及岩屑清洗干净, 保证下入PDC钻头前起下钻可以非常通畅, 还可以有效避免PDC钻头泥包问题的出现。此外, 还要采取措施对钻井液进行维护, 对井壁起到稳定性作用。为了使泥包发生的次数得到剑豪, 单根打完以后应该过一段时间再停泵, 以减少出现泥包的机会。

参考文献

[1]陈修平, 邹德永.PDC钻头泥页岩地层钻进泥包机理及对策研究进展[J].天然气工业, 2014, (2) :87-91.

[2]卜志丹, 徐旭东.周庄区块PDC钻头泥包的原因分析及对策研究[J].长江大学学报 (自科版) , 2013, (20) :151-152.

[3]王明华.新型钻井提速工具在龙岗气田软硬交替地层中的成功应用[J].天然气工业, 2015, (7) :80-84.

技术对策PDC钻头 篇6

关键词：螺杆钻具,PDC钻头,机械钻速,TH12401井,钻具组合

TH12401井是西北油田分公司布置在塔河油田十二区阿克库勒凸起西北斜坡构造上的一口深井, 设计井深6530米。在该井二开井段 (506-4500) 、三开井段 (4500-6411) 施工中使用了“螺杆+PDC钻头”钻进模式, 累计进尺3530m, 平均机械钻速9.54m/h, 使用钻井周期72天15.5小时, 较设计107天提前了34天8.5小时。

1. TH12401井简介

TH12401井是西北分公司布置在塔河油田十二区块阿克库勒凸起西北斜坡构造上的一口深井, 设计井深6530米。井身结构如下表:

本井二开井眼尺寸大, 裸眼段长达3994米, 大井眼长裸眼井段的施工, 为了提高机械钻速, 一般在该井段均使用PDC钻头。由于PDC钻头为刚性整体钻头, 在钻进中由于送钻不均、地层频繁换层软硬交错等因素极易造成井斜, 而且一旦监控不力, 将会很快造成井斜超标, 导致填井重钻, 这是塔河油田目前井斜的一大特点。螺杆+PDC钻头技术在本井中施工中很好的解决了这个问题。

2. 地层岩性及PDC钻头、螺杆钻具的选择

TH12401井二开井段钻遇地层主要为新生界及中生界的库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组、库姆格列木群、巴什基奇克组, 地层岩性均匀, 含砾少且直径小于5mm, 地层平坦、成岩性较差, 粘性较强。螺杆钻具选用德州联合石油机械有限公司生产的型号为9LZ244×7.0的新型螺杆。

三开钻遇中生届白垩系舒善河组、亚格列木组, 侏罗系, 中生届三叠系哈拉哈塘组、阿克库勒组、柯吐尔组, 古生届二叠系, 石炭系卡拉沙依组、巴楚组, 泥盆系东河塘组, 志留系柯平塔格组, 奥陶系上统桑塔木组、良里塔格组、恰尔巴克组。螺杆钻具选用北京石油机械厂生产的Ø172螺杆, 型号为C5LZ172*7.0II。三开全井段平均机械钻速4.07m/h, 较设计3.1m/h提高了31.3%, 大大缩短了三开钻进周期, 三开钻井周期32天18小时, 较设计52天提前了19天6小时

3. 现场应用技术措施、螺杆检查

3.1 二开、三开先用HAT127三牙轮钻头扫塞并钻进至一定深度后, 确保井眼畅通, 井底干净。

3.2 螺杆钻具入井前进行检查。

3.3 下钻过程中, 控制下钻速度, 一是避免PDC、螺杆钻具因撞到套管鞋、沙桥、井壁台阶而损坏;二是钻井液不能迅速流进钻柱内, 减慢下钻速度或停止下钻以充灌钻井液。

3.4 简化钻具组合:二开 (ф311.2mm) PDC+螺杆+631×730+ф228.6mm DC×3根+730×630+ф203.2mm DC×6根+631×410+ф177.8mm DC×9根+ф127HWDP×15根+ф127DP;三开 (Ф215.9mm) PDC+Ф172mm螺杆+Ф158.8mm DC*1根+Ф214mm扶正器+Ф158.8mm DC*17根+Ф127mm HWDP*15根+Ф127mm DP。

3.5 PDC钻头接触井底前开泵循环至正常排量冲洗井底, 以钻压10-20KN井底造型0.5m以上。开始钻进时, 控制钻进速度不要太快 (不大于0.2m/min) , 因为此时螺杆钻具内部的各种配合都很紧。正常钻进参数:钻压:40-60KN、转盘转速:45-55r/min、排量:55-38l/s、泵压:19-22MPa, 在钻进过程中要特别注意泵压、扭矩变化。

3.6 根据泵压、钻时判断螺杆钻具故障及时分析排除。

3.7 上提下方无阻卡, 方可接单根, 每钻进200-250m, 短程起下钻一次。

3.8 优选钻井液体系以携带岩屑, 加足聚合物絮凝剂, 确保泥浆具有足够高的抑制性, 保持泥浆性能处于最佳状态, 同时使用好固控设备;在设备允许的情况下, 尽量提高排量。

4. 结语

4.1 螺杆+PDC钻头在TH12401井的成功使用, 为该区块快提高钻速、缩短钻井周期及降低钻井成本提供了借鉴。

4.2 小钻压、高转速, 充分发挥PDC钻头的优势, 同时也确保了良好的井身质量。

4.3 由于螺杆在井下一开泵就开始工作, 上提下放钻头都在旋转, 相当于倒划眼和正划眼, 有利于携砂, 确保井眼畅通, 减少井下复杂。