石油学报000115

涡轮钻井技术有巨大的技术经济潜力
符达良　张晓东　符彦惟
摘要：根据油田钻深井和超深井的需要，从试验研究出发，详细介绍了我国新型涡轮钻具的研制、试验过程。将计算流体力学及计算机仿真技术用于涡轮的流场分析和叶型设计，获得了高效并具有较低压降的涡轮叶栅，将新材料和新工艺应用于推力轴承组的研制，大幅度提高了涡轮钻具的行程工作寿命。新型涡轮钻具的结构和技术特性，与国外同类产品相比，在性能基本相同的情况下，具有压降较小、寿命长、无橡胶元件、更利于深井和超深井作业等优点。结合现场试验的成果，提出采用涡轮钻井的七大优点。针对现场使用中存在的问题，提出五点建议，以加快我国涡轮钻井技术的推广应用。
主题词：涡轮钻具； 结构设计； 试验； 技术经济指标； 潜力
中图分类号：TE821　　文献标识码：A
文章编号：0253-2697(2000)01-0081-06
TURBODRILLING TECHNIQUE WITH TREMENDOUS TECHNICAL ECONOMIC POTENTIALITIES
FU Da-liang et al.(Jianghan Petroleum Institute)
In order to meet the needs of the deep well and over depth well drilling, the new turbodrill research and testing processes are introduced in detail based on experimental investigation. The design of turbine cascade blade and flow-field analysis are conducted by using numerical fluid mechanics and computer simulation techniques. The turbine cascade with high efficient and low pressure drop is developed. The operating life of the developed cascade is increased greatly because of the application of new materials as well as technology for developing thrust bearing set. Meanwhile, the turbodrill structure and its technical characteristics are introduced. Compared with the same kind of foreign products, the cascade has a lot of advantages, for example, low pressure drop, long-life, non-rubber element, and is especially suitable for deep well and over depth well drilling etc. are emphasized according to the field test results. To settle existing problems in field operation, five suggestions are proposed in order to speed up the application of the turbodrilling technique.
Key words:　turbodrill; design structure; test; technical economic potentialities; potentialities
1　前　言
提高石油钻井作业的综合技术经济效益，就是要提高钻井的质量和速度，缩短建井周期，降低钻井成本。国外近十多年来采用先进的涡轮钻井技术和热稳定性聚晶金刚石钻头，提高了行程钻速和减少了钻头的消耗量，从而缩短了建井周期，降低了钻井成本。这也是国外近年来涡轮钻井技术蓬勃发展的主要原因。目前国外用涡轮钻具钻井一般能节省钻时40%～50%，节约钻井成本约1/3［1］。
我国新型涡轮钻具的研制经过“七五”、“八五”攻关的努力和近几年的多次结构改进，以及反复艰难的室内台架和现场试验，终于取得了可喜的成果。试验表明，这种采用新材料和新结构的涡轮钻具具有中速、大扭矩，较低的压降，轴承组寿命长，现场对接方便，无需调整轴向间隙等优点，尤其是Φ175型无橡胶元件的动力钻具更适应在深井、超深井和高温条件下作业，并取得了极好的技术经济效益。
2　涡轮钻具与PDC钻头匹配提高机械钻速的基本原理
2.1　新型涡轮钻具的结构特点
众所周知，PDC钻头利用涡轮钻具的高速切削来破碎岩石，能较大辐度地提高机械钻速，降低钻井成本，从而获得较好的经济效益。但关键是要获得寿命长，输出功率高的涡轮钻具。
与老式涡轮钻具相比，新型涡轮钻具在结构设计上作了三方面的重要改进：(1) 采用低摩擦的四支点金属推力球轴承，取代盘式橡胶止推轴承，再经装配前的特殊工艺处理，大辐度地提高了轴承组及涡轮钻具的整体寿命，同时也提高了涡轮钻具的输出功率，这是最重要的改进；(2) 涡轮叶栅叶型采用流场分析及计算机优化设计技术，提高了涡轮叶栅的水力效率［2］；(3) 涡轮节采用小间隙独立悬挂结构，现场对接方便。
理论和实验均已证明，涡轮钻具在其最高效率区工作时，可以获得最大的输出功率和理想的机械钻速(ROP)。图1所示为180涡轮钻具配用216mm PDC钻头所测得的ROP与涡轮转速的关系曲线，钻压平均为11.1kN时，所得测点符合图中的理想抛物线。例如，在1100r/min时，ROP为7.29m/h，而800r/min时，则为16.5m/h。因此，带有转速测量仪或MWD装置的涡轮钻具，能发挥其最佳性能，为提高ROP创造条件。
2.2　PDC钻头破岩的基本特性
现场试验证明，在较高转速下使用PDC钻头是经济的，尤其是在钻井费用昂贵的海洋钻井作业中，经济效益更好。实验室的试验也说明了这一点［3］。PDC钻头室内试验的条件是：216阶梯型PDC钻头；转速为500～900r/min；水基泥浆；排量为25～31L/s；所钻岩石为页岩。试验表明，ROP随转速的增加而增加。图2中绘出了在4种不同钻压下ROP与钻头转速的函数关系曲线。

图 1　ROP与涡轮转速的关系曲线
Fig.1　Relation curve of ROP and turbine rotating speed

图 2　机械钻速与钻头转速的关系曲线
Fig.2　Relation curve of ROP and bit rotating speed
从图2可以看出，钻速ROP基本上是随转速和钻压的增加而增加，但转速过高或钻压过大，ROP反而会有所下降。这可能与在高转速和高钻压下井底清洗不良、排屑不畅有关。因此，使用PDC钻头时，在推荐的排量下，必须有较高的转速和合理的钻压。
如上所述，PDC钻头与涡轮钻具的组合使用能够较大幅度地提高机械钻速。
3　Φ195型涡轮钻具的现场试验及应用
1989～1990年，用Φ195型复式涡轮钻具在四川川东地区佛耳4井、卧123井等三口井进行了现场应用试验，钻井层段是嘉陵江—飞仙关组灰岩(还通过了大段页岩和泥质灰岩等硬塑性岩层)。总进尺超过1000m，井深达3664m，大平均机械钻速为3.6m/h，最高机械钻速达6～8m/h，钻井液密度为1.31～1.4g/cm3。泵排量22～28L/s。一次检修期中涡轮运转时间达180h，轴承节寿命158h。其中卧123井的平均机械钻速达4.13m/h，创造了川东地区相同层段机械钻速新记录，每米钻井成本仅为188.38元，与转盘钻井相比，降低钻井成本51%。应该说明的是，佛耳4井由于钻井泵陈旧，只能在较小排量(22～23L/s)和较低泵压(14～15MPa)下运转，故效果不甚理想，但还是比转盘钻井高出许多。每米钻井成本C按下列公式计算，其它对比数据详见表1。

式中　CT为钻头成本；CW为涡轮易损件成本；CJ为钻机作业费；TC为钻具工作时间；TQ为起下钻时间；L为进尺；ROP为平均机械钻速。
钻具组合：Φ215.9 S248钻头+Φ212稳定器+Φ195支承节+Φ195涡轮节三个+转换接头621×4A10+Φ178钻铤2 1/3柱+转换接头4A11×4A10+Φ159钻铤1 2/3柱+转换接头4A11×4A10+Φ127钻杆。
表 1　Φ195涡轮钻具与转盘钻井的技术经济指标对比
Table 1　Technical economical index contrast between Φ195 turbodrill and rotary
井 号 钻井方式 进尺
(m) 钻头
型号只数 平均机
械钻速
(m/h) 进尺成本
起下钻
次　数 备　注
(起钻原因)
(元/m) (降低幅度)(%)
卧120等 转盘-镶齿钻头 20477.68
XHP3 195
1.39
336.05 　0
211
1985～1988年川东平均水平
J55 16
卧85、86、44 转盘-镶齿钻头 2095.93 XHP3 15 1.52 309.54 7.8 18
J55 3
卧102等 转盘-BDC钻头 8393.78 S248 7.9 2.01 259.37 22.8 23 钻头为川克公司生产
佛耳4 195涡轮-BDC钻头 251 S248 0.5 3.1 256.28 23.7 2 (因机泵条件差而起钻)
卧123 195涡轮-BDC钻头 653.83 S248 0.6 4.13 164.63 51.0 3 测井
注：当年钻机作业费：350元/m；起下钻时间：16h/次；S248钻头价格：74160元/只；XHP3钻头价格：1700元/只；J55钻头价格：12720元/只；涡轮钻具易损件(轴承费)2150元/套。 4　Φ175型涡轮钻具的现场试验及应用
Φ175型涡轮钻具是现场最需要的规格品种，它配用8 1/2″金刚石钻头能广泛适用于中深井及深井各个层段。由于结构设计难度较大，我国现场机泵组的条件又差。因此，研制工作历经多次变动，结构设计从采用浮动定子到小级高的固定定子，涡轮叶型采用计算机优化设计，涡轮节从采用支承节悬挂到独立悬挂和混合悬挂，轴承组的结构亦作了多次调整。为适应超深井和高温井的需要，整体结构又作了重大改进，例如，采用新材料，取消了所有的橡胶元件等，所以，现场试验及应用亦经过了不同的阶段，但最终取得了良好的技术经济效果，并具备了推广应用的条件。
4.1　Φ175涡轮钻具在中原油田的现场试验
Φ175型涡轮钻具经过“七五”攻关的努力和1990年的结构改进后，于1991年在中原油田的文209-39井和文90-19井进行了2口井的现场工业试验，1995年又在文92-119井作第3次现场试验。改进后的涡轮钻具其涡轮节为独立悬挂式，现场对接方便，无需调整轴向间隙。试验表明，Φ175是带独立支承节并具有固定定子涡轮叶栅的复式涡轮钻具，它具有中速、大扭矩和较低压降的特点［4］，支承节也创造了连续工作寿命达113.3h的好成绩。3口井的钻井技术指标见表2。
表 2　Φ175涡轮钻具与转盘钻井的技术指标对比
Table 2　Technical index contrast Φ175 between turbodrill and rotary
钻井方式 层段厚度 (m)
纯钻时间
(h) 平均机械钻速
(m/h) 排量
(L/s) 泥浆密度
(g/cm3) 泵压
(MPa) 支承节运转时间
(h) 备　注
转盘钻 1500～1800 　 6.58* 28 1.04～1.28 16～19 　 1990年资料
涡轮+PDC 文209-39井
1628～1933 22.74 13.4 28 1.08～1.39 16～18 45 共钻305m
转盘钻 2500～2900 　 2.45** 28～29 1.28～1.6 19 　 1990年资料
涡轮+PDC
文90-19井 2565～2860 71.95 4.10 28～24 1.32～1.40 　 167.45 共钻295m
转盘钻+PDC 东营组～沙河街 　 9.38*** 28 1.08～1.20 13～19 　 1994年资料
涡轮+PDC
文92-119井 1529～2110 23.37 24.86 28 1.08～1.23 12～16 51.50 共钻581m
转盘钻
文92-119井 2210～2777 87.23 6.50 28 1.23～1.30 12～15 共下钻4次 共钻567m
注：* 为文209区块43，38，35，37，29， 5口井的平均值； ** 为文90区块6，7，9，10，11， 5口井的平均值； *** 为同一地层10口井的平均值。
第1口井为文209-39井，与该地区同一区块相同层段的转盘钻井相比，机械钻速提高1倍。
第2口井为文90-19井，与同一地区相同层段的转盘钻井相比，机械钻速提高0.67倍。
第3口井文92-119井，与该地区同一区块相同层段的转盘钻井相比(文92区块4口井平均值为8.28m/h)，机械钻速提高了3倍多。
钻具组合：Φ215.9 R435金刚石钻头+Φ175支承节+Φ175涡轮节3个(2长1短共477级)+转换接头511×4A11+Φ214螺旋稳定器+Φ159钻铤2柱+Φ127钻管。
起钻原因：文209-39井，当泥浆密度由1.08增至1.39后，机械钻速由20.2m/h下降到4.35m/h，起钻后发现钻头及支承节大面积泥包(共起下钻3次，带有螺旋稳定器时，稳定器也泥包)；
文90-19井，当泥浆密度由1.2增至1.48后机械钻速由4m/h下降到1.63m/h，起钻后发现钻头损坏；
文92-119井，当钻井液密度由1.13增至1.21后，失水达22，粘度由19s猛增至48s，泥饼增厚，大量的岩屑返不出地面，造成井底重复切削，使机械钻速降至9.5m/h(井队正在试验M941添加剂)。此外，井队的除砂器已坏不能工作，致使钻井液大量含砂，起钻后发现钻头的16颗主切削齿中62%已损坏或断齿。同时，对涡轮钻具进行了检查，涡轮轴转动灵活，支承节的间隙正常，说明涡轮钻具是完好的。
1991～1995年现场试验的效果
(1) 改进后的涡轮压降明显减小(3节345级，5.70MPa)，转速300～400r/min，额定扭矩为2000N.m(28L/s，ρ=1.0)。
(2) 支承节由于轴承容量加大以及改用均载四支点轴承，启动快，阻力小。起钻后检查表明，预计工作寿命可在150h以上。
(3) 技术经济效益估算：按当年的钻机作业费和钻头购置费计算，在同一口井位，用涡轮钻具钻井每米钻井成本为72.87元，而用钻盘钻井的每米钻井成本为133.86元，即用涡轮钻井可降低直接钻井成本45.56%，当年每一口井的钻井成本可节省15～40万元。
(4)试验证明，涡轮钻具同样适用于我国东部地区中软地层中工作，也可以取得较好的技术经济指标。
4.2　1997年Φ175涡轮钻具在深井中的现场应用
Φ175涡轮钻具经1995年的现场试验后进行了第3次整改，整改后的结构特点是，无橡胶元件、耐高温，径向轴承均采用TC轴承，涡轮叶型扭矩大、压力降适中，适宜于钻深井和超深井。涡轮节采用固定定子结构，而叶型采用中高速混合编组，实验室台架试验表明［4］，这种编组能在低速下稳定工作，不易失速，能迁就目前现场配置的钻井泵。此外，根据不同层位和井段的需要，Φ175涡轮钻具分成Ⅰ、Ⅱ两个型号，特征见表3。
Φ175Ⅰ型涡轮钻具由两个涡轮节和一个独立支承节组成。Φ175Ⅱ型涡轮钻具由3个涡轮节和1个独立支承节组成，无橡胶元件［5］，涡轮节均采用独立悬挂结构。所有推力轴承组均采用新结构4支点滚动球轴承。支承节及涡轮节内的轴承组均采用开式钻井液润滑。涡轮节与涡轮节，涡轮节与支承节主轴的联结，均采用直插式花键联接。
表 3　最优工况时的涡轮特性(清水，20℃环境温度)
Table 3　Turbine performance in optimum condition (water,20℃)
型号 流量
(Q/L．s－1) 转速
(n/r．min－1) 额定扭矩
(MR/N．m) 压力降
(Δp/MPa) 制动扭矩
(MR/N．m)
175Ⅰ 25～30 465～560 1000～1500 3.68～5.30 2000～3000
175Ⅱ 25～30 465～560 1400～2000 4.10～5.80 2800～4100
4.2.1　川东地区天东30号井的应用试验
1997年7月经过第3次整改后的Φ175Ⅱ型涡轮钻具在川东地区天东30井作应用试验，入井深度为3820m。但该井井况较差，裸眼井段长2000多米，井身呈S形。
涡轮钻具在该井共运转27.45h，纯钻15.74h，进尺52.42m，平均机械钻速为3.33m/h，后因卡钻而被迫起钻。该井同一层段用转盘钻井的机械钻速为1.02m/h，邻井天东31井用螺杆钻具在井深3872m处的机械钻速为1.19m/h。
4.2.2　塔西南地区棋北3井的应用试验
1997年8月～9月，Φ175Ⅰ型涡轮钻具在棋北3井两次入井，入井深度为4437～4650m，涡轮总运转时间为102h(支承节工作寿命为80h)，纯钻84.34h，进尺126.51m，平均机械钻速1.507m/h(见表4)。 表 4　Φ175涡轮钻具在棋北3井与转盘钻井的技术经济指标对比
Table 4　Technical economical index contrast Φ175 turbodrill to rotary
井 号 钻井方式 井段
(m) 钻　头 平均机
械钻速
(m/h) 进尺成本　 起下钻
次　数 备　注
(起钻原因)
型号 只数 元/m 降低幅度(%)
棋北 复式涡轮+PDC钻头 4437.36～4494.80 HF-212 1 1.56 　 　 1 进尺57.34m(钻头坏)
1133.7 41.1 　 共进尺126.51m
三井 单式涡轮+PDC钻头 4580.51～4650.0　 SLBZ1 1 1.45 　 　 1 进尺69.17m(轴承坏)
棋北一井 转盘+镶齿钻头 4439.47～4640.85 　 5 0.91 1924.6 0 5
注：当年钻机作业费：1024元/h；起下钻时间：17h/次；钻头价格：35000元/只；涡轮钻具易损件(轴承费)5000元/套。
钻具组合： Φ215.9 HF-212 PDC钻头(石大)+Φ175支承节+Φ175涡轮节2个+转换接头511×4A10+Φ159单钻铤1根+Φ215螺旋稳定器+Φ159单钻铤1根+Φ212螺旋稳定器+Φ159钻铤108.56m+Φ129加重钻杆129.52m+转换接头+Φ127钻杆。

图 3　棋北3井不同钻井方式所获取的机械钻速图
Fig.3　Acquired ROP for distinct drilling mode
起钻原因： 第1次入井深度为4437.46～4494.80m，采用两个涡轮节加一个支承节，平均机械钻速1.56m/h，因钻头失效而起钻；第2次入井深度为4580.51～4650m，仅用一个涡轮节加一个支承节，平均机械钻速1.45m/h，由于支承节轴承失效而起钻。后因轴承备件未及时供应而终止在该井使用。
根据棋北3井的涡轮使用情况分析，这次选用的钻头与涡轮不匹配，如果工艺措施得当，钻头匹配合理，用Φ175Ⅰ型涡轮钻具在深部地层获得2m/h以上的机械钻速是没有问题的。图3为棋北3井不同钻井方式获得的机械钻速统计资料，可以看出，涡轮钻井的优势明显，潜力较大。
效益计算，在相同层段用钢齿牙轮钻头的每米钻井成本为3385.6元，而用镶齿牙轮钻头的每米钻井成本为1924.62元。若以1000m的进尺计算，与上述牙轮钻头相比，可分别节省166.2万元和20.1万元，具有广泛推广应用的价值。
5　小　结
经过1991年至今的多次现场试验表明，涡轮钻具的结构几经改进后的性能已适应目前的钻井工艺水平，效果也越来越明显。用涡轮钻具快速打井可以提高井身质量和机械钻速，缩短建井周期，降低钻井成本，这一观点已被油田所认识和接受，如果配用合适的金刚石钻头，在深部地层更能发挥它的作用。涡轮钻井的优点有下列几点：
(1) 机械钻速高，行程钻速快，可缩短建井周期，大幅度地降低钻井成本；
(2) 井身质量好，井径规则；
(3) 由于钻杆基本不旋转，可以减少钻柱的损耗，避免井下钻杆断裂等恶性事故的发生；
(4) 由于井径规则，固井时水泥用量可减少25%～30%；
(5) 可以保护技术套管；
(6) 利用涡轮钻具的自然左漂来扭方位，例如，由于连续采用转盘钻井导致完全偏离靶点，那么改用涡轮钻井就能够不断向靶点靠近，从而可以免去常规费时耗资的扭方位作业；
(7)维修费用低，平均工作100至150h后，只需更换价格较低的轴承即可，更换全套轴承的价格仅5000元左右。
6　几点建议
1. 由于涡轮钻井的速度较快，需要配制携屑能力强、泥饼薄、润滑性能好的钻井液，并用好固控设备，尽量减低含砂量。要改变那种用涡轮打井井眼小需划眼的错误观念。
2. 涡轮钻井时要适当改变常规转盘钻井时的钻具组合，要配备相应的短型稳定器，尤其是要配用适合涡轮快速钻井的PDC钻头或BDC型钻头。
3. 近钻头稳定器可以防止井眼成螺旋形，而涡轮钻井有自然左漂趋势，可通过改变近钻头稳定器的长短使涡轮钻具的左漂率增减。
4. 改善钻井泵的性能，保持钻井泵的正常工作状态是提高目前我国钻井时效的关键举措。
5. 制定与涡轮钻井技术相适应的钻井工艺措施，是推广应用涡轮钻井技术成功的关键。
编辑　张君娥
作者简介：符达良，男，1934年10月生。1957年毕业于北京石油学院机械系。现为江汉石油学院教授。
符达良(江汉石油学院 机械系，湖北 荆州　434102)
张晓东(江汉石油学院 机械系，湖北 荆州　434102)
符彦惟(江苏石油化工学院 计算机系，江苏 常州　213016)
参考文献
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［5］　符达良.长寿命无橡胶元件的新型涡轮钻具［P］.中国，专利号：97249904.0.
(收稿日期1998-03-31　修订日期1999-02-07)