CN113958269A - 套管扩眼钻头及钻完井方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种套管扩眼钻头及钻完井方法，该套管扩眼钻头用于钻进油气开发井，套管扩眼钻头包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连。本发明能够减少钻井周期，降低钻井成本，提高钻完井安全性。

Description

套管扩眼钻头及钻完井方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及套管扩眼钻头及钻完井方法。

背景技术

上部复杂地层钻井过程中，常发生地层坍塌、卡钻甚至埋钻等钻井事故，致使钻完井过程存在安全隐患，延长了钻完井周期，同时下套管过程中套管与井壁摩阻较大，套管极易产生弯曲，影响完井效率。因此，业界采用了一种顶驱旋转下套管技术，通过在井上安装顶驱系统，带动套管旋转入井。

目前，现有技术中采用的旋转下套管工艺主要包括以下三种：第一，常规旋转下套管工艺，该技术在进行下套管工艺前，需要对钻进完成的井筒进行划眼工艺，以去除井壁残留的泥浆，防止井筒缩径导致的下套管困难；第二，钻具下套管工艺，中国专利CN210264532U公开了一种中空式的钻具钻井工艺，该钻头本体另一端直接与套管连接，且其圆环底面上均匀分布有若干PDC齿，实现钻井与下套管同时进行；第三，可钻式钻具下套管工艺，中国专利CN208792945U公开了一种可钻式钻具，其包括钻头本体，钻头本体表面设有若干切削翼，切削翼之间设有水眼，切削翼上嵌有若干硬质切削齿，钻头体另一端直接与套管连接，实现套管代替钻杆对钻头施加钻压及扭矩。

但是，现有技术中的工艺方式，有以下问题：第一种的常规旋转下套管工艺，由于划眼工艺耗时长，且在进行过程中容易发生井壁坍塌、上提卡钻等事故，因此会影响钻完井的整体钻井周期以及安全性，会存在机械钻速低、钻井周期较长、安全性较低；第二种的中空式钻具钻井工艺，该钻具仅作为混泥土支撑柱用于建筑工地中极软至软地层，且进尺较短，局限性较大，无法应用于油气钻井行业；第三种的可钻式钻具下套管工艺，由于钻具需要下一开次钻头钻透后继续钻进，因此同样对两只钻头的要求较高，钻具成本较大，并且环空上返钻井液困难，难以实际应用，存在钻井液上返困难、对钻具要求高、实现困难等问题。

发明内容

本发明实施例提供一种套管扩眼钻头及钻完井方法，能够减少钻井周期，降低钻井成本，提高钻完井安全性。

本发明提供一种套管扩眼钻头，用于钻进油气开发井，套管扩眼钻头包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连。

可以理解的是，多个钻头刀翼均匀的设置在钻头本体的外圈上，钻头本体为两端具有开口的空筒，也就是说，钻头本体内具有空腔，空腔贯穿整个钻头本体，其中，钻头本体包括靠近井底的第一端，以及远离井底的第二端，钻头本体中远离井底的第二端是与套管相连，多个钻头刀翼设置在钻头本体的第一端，便于与井底接触，破碎岩石，在钻井时，钻头本体的第一端位于下方，第二端位于上方。

通过上述设置，该套管扩眼钻头的设计，不会影响下一开次钻具的钻进，能够减少对下一开次钻具的损耗，降低了下一开次钻进的难度，提高整体钻井效率，有效降低成本。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，钻头本体上还具有钻头流道面，钻头流道面位于相邻钻头刀翼之间，钻头流道面的边缘朝向钻头本体内延伸。

可以理解的是，钻头流道面为相邻两个钻头刀翼之间的空间，同时，钻头流道面的边缘朝向钻头本体的空腔内延伸，且向内弯折，便于当该套管扩眼钻头切削之后，产生的岩屑和流出的钻井液，从钻头流道面上返。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，钻头刀翼包括切削部和保径部，切削部位于钻头刀翼上侧，保径部设置在钻头刀翼下侧上，且向套管延伸。

保径部到钻头本体中心的距离大于切削部到钻头本体中心的距离。

可以理解的是，切削部和保径部依次连接，其中，切削部靠近井底，且位于钻头流道面处。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，切削部上设有多个第一切削齿，多个第一切削齿间隔设置，且凸出切削部的表面。

可以理解的是，切削部上设置的多个第一切削齿用于剪切破岩。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，保径部上设有多个第二切削齿，多个第二切削齿间隔设置。

可以理解的是，保径部的设计，可以防止缩径，增加钻进过程的稳定性，减少坍塌卡钻等事故的发生，有效提高钻进的效率。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，钻头刀翼还包括至少一个倒划眼齿，倒划眼齿位于保径部的底端一侧。

可以理解的是，由于井眼在钻进时可能会有缩径现象，倒划眼齿在起钻时可最先接触到产生缩径的井壁，并对其进行切削，避免因缩径造成的起钻困难。

在上述套管扩眼钻头的优选技术方案中，相邻钻头刀翼之间形成排屑槽。

可以理解的是，相邻钻头刀翼之间形成有用于排出岩屑的排屑槽，避免套管扩眼钻头下岩屑堆积造成钻头刀翼磨损，同时保证固井时，水泥浆可以顺利进入环空，封固套管。

本发明提供的套管扩眼钻头，用于钻进油气开发井，套管扩眼钻头包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连。不会影响下一开次钻具的钻进，能够减少对下一开次钻具的损耗，降低了下一开次钻进的难度，提高整体钻井效率，有效降低成本。

本发明还提供了一种钻完井方法，方法包括：

通过第一钻具将钻井钻进至设计深度后，形成第一尺寸井眼，将第一钻具由第一尺寸井眼提出；

通过第二钻具钻入钻井至目标深度，形成第二尺寸井眼，其中，第二尺寸井眼的径向尺寸大于第一尺寸井眼的径向尺寸，第二钻具的尾端连接有套管，第二钻具包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连；

第二钻具位于第二尺寸井眼中，进行固井操作。

通过此种方法，其中，先通过小尺寸的第一钻具钻进能够提高机械钻速，然后通过较大尺寸的第二钻具进行扩眼钻进的同时，旋转下套管缩短了下套管的时间，能够有效缩短钻完井周期，提高钻完井效率；同时可以实现下套管与扩眼钻井同时进行，避免划眼工艺消耗大量时间，并且第二钻具钻进完成后，可以直接进行注水泥固井，避免了下套管时，井壁坍塌等情况的发生，同时减少下套管的难度，提高了安全性。

在上述钻完井方法的优选技术方案中，设计深度大于目标深度。

可以理解的是，第二钻具钻入钻井至目标深度，可通过第二钻具外径与第一钻具直径估算出，扩眼钻进时可能产生岩屑的体积，在设计深度的基础上预留深度，以避免后续第二钻具钻进时产生的岩屑堆积。

在上述钻完井方法的优选技术方案中，套管为多个，且依次连接。

可以理解的是，多个套管之间可采用螺纹连接。

本发明提供的钻完井方法，方法包括：通过第一钻具将钻井钻进至设计深度后，形成第一尺寸井眼，将第一钻具由第一尺寸井眼提出；通过第二钻具钻入钻井至目标深度，形成第二尺寸井眼，其中，第二尺寸井眼的径向尺寸大于第一尺寸井眼的径向尺寸，第二钻具的尾端连接有套管，第二钻具包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连；第二钻具位于第二尺寸井眼中，进行固井操作。通过此种方法，其中，先通过小尺寸的第一钻具钻进能够提高机械钻速，然后通过较大尺寸的第二钻具进行扩眼钻进的同时，旋转下套管缩短了下套管的时间，能够有效缩短钻完井周期，提高钻完井效率；同时可以实现下套管与扩眼钻井同时进行，避免划眼工艺消耗大量时间，并且第二钻具钻进完成后，可以直接进行注水泥固井，避免了下套管时，井壁坍塌等情况的发生，同时减少下套管的难度，提高了安全性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头的工作状态图；

图2为图1中I处的放大图；

图3为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第一视角的结构示意图；

图4为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第二视角的结构示意图；

图5为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第三视角的结构示意图；

图6为图4中II处的放大图；

图7为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头中第一切削齿以及第二切削齿的轮廓图；

图8为本申请实施例二提供的钻完井方法的流程图；

图9为本申请实施例二提供的钻完井方法中第一步骤的工作状态图；

图10为本申请实施例二提供的钻完井方法中第二步骤的工作状态图；

图11为本申请实施例二提供的钻完井方法中第三步骤工作状态图。

附图标记说明：

100-套管扩眼钻头；

110-钻头本体；

120-钻头刀翼；

111-钻头流道面；

121-切削部；

1211-第一切削齿；

122-保径部；

1221-第二切削齿；

123-倒划眼齿；

200-套管；

210-第一钻具；

220-钻杆；

230-钻铤；

240-扶正器；

250-转盘；

260-水泥头。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一腔分实施例，而不是全腔的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。在不冲突的情况下,下述的实施例及实施例中的特征可以相互组合。

在本发明的描述中,需要理解的是,术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系,仅是为了便于描述本发明和简化描述,而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作,因此不能理解为对本发明的限制。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是直接相连,也可以通过中间媒介间接相连,可以是两个元件内腔的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言,可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

需要说明的是,在本发明的描述中,术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于方便描述不同的腔件,而不能理解为指示或暗示顺序关系、相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此,限定有“第一”、“第二”、“第三”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。

现有技术中，采用的旋转下套管工艺主要包括以下三种：第一，常规旋转下套管工艺，该技术在进行下套管工艺前，需要对钻进完成的井筒进行划眼工艺，以去除井壁残留的泥浆，防止井筒缩径导致的下套管困难；第二，钻具下套管工艺，中国专利CN210264532U公开了一种中空式的钻具钻井工艺，该钻头本体另一端直接与套管连接，且其圆环底面上均匀分布有若干PDC齿，实现钻井与下套管同时进行；第三，可钻式钻具下套管工艺，中国专利CN208792945U公开了一种可钻式钻具，其包括钻头本体，钻头本体表面设有若干切削翼，切削翼之间设有水眼，切削翼上嵌有若干硬质切削齿，钻头体另一端直接与套管连接，实现套管代替钻杆对钻头施加钻压及扭矩。

但是，现有技术中的工艺方式，有以下问题：第一种的常规旋转下套管工艺，由于划眼工艺耗时长，且在进行过程中容易发生井壁坍塌、上提卡钻等事故，因此会影响钻完井的整体钻井周期以及安全性，会存在机械钻速低、钻井周期较长、安全性较低；第二种的中空式钻具钻井工艺，该钻具仅作为混泥土支撑柱用于建筑工地中极软至软地层，且进尺较短，局限性较大，无法应用于油气钻井行业；第三种的可钻式钻具下套管工艺，由于钻具需要下一开次钻头钻透后继续钻进，因此同样对两只钻头的要求较高，钻具成本较大，并且环空上返钻井液困难，难以实际应用，存在钻井液上返困难、对钻具要求高、实现困难等问题。

为了克服现有技术中的缺陷，本发明提供的套管扩眼钻头及钻完井方法，不会影响下一开次钻具的钻进，能够减少对下一开次钻具的损耗，降低了下一开次钻进的难度，提高整体钻井效率，有效降低成本；同时，该钻完井方法能够有效缩短钻完井周期，提高钻完井效率，提高了安全性。

下面将结合附图详细的对本发明的内容进行描述，以使本领域技术人员能够更加清楚详细的了解本发明的内容。

图1为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头的工作状态图，图2为图1中I处的放大图，图3为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第一视角的结构示意图，图4为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第二视角的结构示意图。如图1-4所示，本申请实施例提供了一种套管扩眼钻头100，用于钻进油气开发井，套管扩眼钻头100包括钻头本体110以及沿着钻头本体110外圈围设的多个钻头刀翼120，钻头本体110呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼120设置在钻头本体110的一端，钻头本体110的另一端用于与套管200相连。

可以理解的是，多个钻头刀翼120均匀的设置在钻头本体110的外圈上，钻头本体110为两端具有开口的空筒，也就是说，钻头本体110内具有空腔，空腔贯穿整个钻头本体110，其中，钻头本体110包括靠近井底的第一端，以及远离井底的第二端，钻头本体110中远离井底的第二端是与套管200相连，多个钻头刀翼120设置在钻头本体110的第一端，便于与井底接触，破碎岩石，在钻井时，钻头本体110的第一端位于下方，第二端位于上方。

示例性的，钻头本体110可以为任一合适的中空的形状和结构，例如可以为中空的圆桶状，或者也可以为中空的圆台状，当然还可以为其它适宜与套管200连接的形状。优选的，钻头本体110为中空的圆桶状，圆桶状的钻头本体110在绕中心轴旋转时阻力较小，从而使钻头本体110具有较快的旋转速度。

在一些示例中，钻头本体110的另一端与套管200可固定连接或者可拆卸连接，具体的不过多限制。优选的，采用螺纹连接方式，在钻头本体110的另一端，也就是钻头本体110的第二端的内壁处设有第一螺纹段，套管200的外沿设有与第一螺纹段相匹配的第二螺纹段；或者钻头本体110的第二端的外壁处设有第一螺纹段，套管200的内壁设有第二螺纹段，通过第一螺纹段和第二螺纹段相互旋和，使得钻头本体110旋紧在套管200上。

示例性的，钻头刀翼120为金刚石复合片，既具有金刚石的高硬度、高耐磨性与导热性，又具有硬质合金的强度与抗冲击韧性，在钻井过程中能够有效切削岩层。钻头刀翼120与钻头本体110可以为一体成型结构，或者通过钎焊或其它方式与钻头本体110固定连接。

其中，优选的，钻头刀翼120与钻头本体110为一体成型结构，可以保证钻头刀翼120与钻头本体110一体成型加工制造并且彼此是不可分离的结构，一方面，可以减小零部件使用数量，降低组装难度和装配精度要求，省去了钻头刀翼120与钻头本体110焊接连接的工序，提高了装配效率，并且避免了因焊接而产生的焊接裂纹、孔穴等缺陷，而且不需要专业的焊接设备、专用的焊接工装以及专业的技术人员，能够降低了设备成本和人力成本。另一方面，可以提高套管扩眼钻头100的整体刚度，降低钻头刀翼120与钻头本体110之间发生松动可能性，结构强度较高。

通过上述设置，该套管扩眼钻头100的设计，不会影响下一开次钻具的钻进，能够减少对下一开次钻具的损耗，降低了下一开次钻进的难度，提高整体钻井效率，有效降低成本。

在一些可能的实施方式中，如图3所示，钻头本体110上还具有钻头流道面111，钻头流道面111位于相邻钻头刀翼120之间，钻头流道面111的边缘朝向钻头本体110内延伸。

可以理解的是，钻头流道面111为相邻两个钻头刀翼120之间的空间，同时，钻头流道面111的边缘朝向钻头本体110的空腔内延伸，且向内弯折，便于当该套管扩眼钻头100切削之后，产生的岩屑和流出的钻井液，从钻头流道面111上返。

在一些可能的实施方式中，图5为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头第三视角的结构示意图，图6为图4中II处的放大图，图7为本申请实施例一提供的套管扩眼钻头中第一切削齿以及第二切削齿的轮廓图；如图5-7所示，钻头刀翼120包括切削部121和保径部122，切削部121位于钻头刀翼120上侧，保径部122设置在钻头刀翼120下侧，且向套管200延伸。

保径部122到钻头本体110中心的距离大于切削部121到钻头本体110中心的距离。

可以理解的是，切削部121和保径部122依次连接，其中，切削部121靠近井底，且位于钻头流道面111处。

在一些示例中，保径部122在钻头本体110外表面旋转设置，即保径部122的延伸方向为一螺旋线，并且保径部122的相对于钻头本体110旋转方向应该配合钻头工作状态下的旋转方向。从图5和图6中可看出，保径部122从上至下看为顺时针设置，在工作时，钻头也应该顺时针旋转，这样能够有效保护整个钻头刀翼120，避免钻头刀翼120折断。此外，可选的，保径部122相对于钻头本体1101的螺旋角为5°-15°，螺旋角是指螺旋线展开成直线后与钻头本体110的中心轴线之间的夹角，5°-15°的螺旋角设置能够更好地切削岩层、并且提高套管扩眼钻头100的使用寿命。

在一些可能的实施方式中，如图5和图6所示，切削部121上设有多个第一切削齿1211，多个第一切削齿1211间隔设置，且凸出切削部121的表面。

可以理解的是，切削部121上设置的多个第一切削齿1211用于剪切破岩。

具体实现时，每个钻头刀翼120的切削部121上均设置有至少一排的第一切削齿1211，增加了第一切削齿1211的数量和合理布齿空间，从而提高套管扩眼钻头100的扩眼率，增强套管扩眼钻头100结构强度和可靠性，以提高井眼质量。

示例性的，第一切削齿1211可采用聚晶金刚石复合片。采用优质的聚晶金刚复合片，具有高硬度、高耐磨性和导热性等特点，以及自锐性好、抗冲击韧性等优点。

在一些可能的实施方式中，如图5和图6所示，保径部122上设有多个第二切削齿1221，多个第二切削齿1221间隔设置。

可以理解的是，保径部122的设计，可以防止缩径，增加钻进过程的稳定性，减少坍塌卡钻等事故的发生，有效提高钻进的效率。

具体的，保径部122上设有耐磨层，耐磨层采用耐磨材料，以减少套管扩眼钻头100在钻进过程中钻头刀翼120的磨损消耗，从而提高套管扩眼钻头100的寿命。

在一些可能的实施方式中，如图5和图6所示，钻头刀翼120还包括至少一个倒划眼齿123，倒划眼齿123位于保径部122的底端一侧。

可以理解的是，由于井眼在钻进时可能会有缩径现象，倒划眼齿123在起钻时可最先接触到产生缩径的井壁，并对其进行切削，避免因缩径造成的起钻困难。

在一些可能的实施方式中，相邻钻头刀翼120之间形成排屑槽。

可以理解的是，相邻钻头刀翼120之间形成有用于排出岩屑的排屑槽，避免套管扩眼钻头100下岩屑堆积造成钻头刀翼120磨损，同时保证固井时，水泥浆顺利进入环空，封固套管200。

具体的，排屑槽作为在钻井过程中排出岩屑的通道，应该具有一定的厚度，即钻头刀翼120凸出于钻头本体110侧面的高度不能太低，否则排屑槽的厚度不够，岩屑不能及时排出，当然，钻头刀翼120凸出于钻头本体110侧面的高度也不能太高，否则在钻井过程中容易折断钻头刀翼120。

本申请提供的套管扩眼钻头，用于钻进油气开发井，套管扩眼钻头包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连。不会影响下一开次钻具的钻进，能够减少对下一开次钻具的损耗，降低了下一开次钻进的难度，提高整体钻井效率，有效降低成本。

实施例二

图8为本申请实施例二提供的钻完井方法的流程图，图9为本申请实施例二提供的钻完井方法中第一步骤的工作状态图，图10为本申请实施例二提供的钻完井方法中第二步骤的工作状态图，图11为本申请实施例二提供的钻完井方法中第三步骤的工作状态图。如图8-图11所示，本申请实施例提供了一种钻完井方法，方法包括：

S11:通过第一钻具将钻井钻进至设计深度后，形成第一尺寸井眼，将第一钻具由第一尺寸井眼提出；

可以理解的是，第一钻具210可采用常规小尺寸钻头导眼钻进，采用常规的钻井方法，钻头包括方钻杆220、钻杆220、钻铤230、转换接头、动力钻具及Φ311.1mm(12 1/4in)的(Polycrystalline Diamond Compact，PDC)钻头或牙轮钻头等组成，预先钻出Φ311.1mm井筒钻进。

另外，使用小尺寸钻头进行钻进，可以降低该地层的破岩难度，提高机械钻速。

需要说明的是，上述Φ311.1mm(12 1/4in)的PDC钻头为其中一个具体的实例，具体的尺寸可根据实际情况调整。

S12:通过第二钻具钻入钻井至目标深度，形成第二尺寸井眼，其中，第二尺寸井眼的径向尺寸大于第一尺寸井眼的径向尺寸，第二钻具的尾端连接有套管，第二钻具包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连；

需要说明的是，本实施例的第二钻具中的采用的钻头为实施例一的套管扩眼钻头100。

可以理解的是，第二钻具为较大尺寸的钻头，套管200替代常规的钻杆220以及钻铤230，不需要循环钻井液，岩屑沿排屑槽或直接落入井筒内，钻头由方钻杆220、转换接头、Φ代常规的钻杆220(13 3/8in)套管200、Φ385mm的第二钻具等组成。由于在导眼钻进后进行的扩眼钻进，因此，破岩难度较低，机械钻速较高，有助于提高整体钻完井效率。

具体的，上述尺寸均为示例，具体尺寸据现场施工要求而定，在此不过多赘述。

具体的，套管200的下端与第二钻具通过螺纹连接，套管200上端通过转换接头与方钻杆220连接，由顶驱或转盘250驱动为井下套管200及套管扩眼钻头100提供扭矩。

示例性的，如图10所示，在套管200钻进时，保证套管200及第二钻具居中，增加扶正器240，一般扶正器240可选择弹性扶正器240。弹性扶正器240主要由弹簧钢支撑，变形程度较大，由于弹性扶正器240的张合不同，可以适应不同程度的扩径井眼，且初始状态最大外径小，降低了下井遇卡、遇阻风险。

示例性的，如图10所示，在套管200内设有胶塞、浮箍等常规固井用构件，不需要将第二钻具起出，可直接进行固井作业，碰压后关井候凝完成开次固井，且第二钻具为中空式，不影响后续钻井作业。

S13:第二钻具位于第二尺寸井眼中，进行固井操作。

具体的，如图11所示，固井操作为，注入前置液后，由井上水泥头260注入水泥，直接进行固井作业，碰压后关井候凝完成固井工艺，采用该方法的固井操作不影响下一开次的进行。

可以理解的是，在扩眼作业时，第二钻具的多个钻头刀翼120位于最下方。当进行随钻扩眼作业时，套管200带动第二钻具下入，边钻边扩，在全面钻进的同时形成扩大井眼，其中，第一钻具210钻出一个较小尺寸的井眼，在此基础上，第二钻具进行扩眼，将井眼扩大一定的尺寸，继续钻进。

通过此种方法，其中，先通过小尺寸的第一钻具210钻进能够提高机械钻速，然后通过较大尺寸的第二钻具进行扩眼钻进的同时，旋转下套管200缩短了下套管200的时间，能够有效缩短钻完井周期，提高钻完井效率；同时可以实现下套管200与扩眼钻井同时进行，避免划眼工艺消耗大量时间，并且第二钻具钻进完成后，可以直接进行注水泥固井，避免了下套管200时，井壁坍塌等情况的发生，同时减少下套管200的难度，提高了安全性。

在一些可能的实施方式中，设计深度大于目标深度。

可以理解的是，第二钻具钻入钻井至目标深度，可通过第二钻具外径与第一钻具210直径估算出，扩眼钻进时可能产生岩屑的体积，在设计深度的基础上预留深度，以避免后续第二钻具钻进时产生的岩屑堆积。

其中，设计深度为第一钻具210钻进工序所钻至的井深；目标深度为第二钻具钻入的井深，预留深度为第二钻具在进行扩眼钻进时可能产生岩屑的体积的深度，也就是说，设计深度为目标深度与预留深度之和。

需要注意的是，如图11所示，L1代表设计深度，L2代表目标深度，L3代表预留深度。

在一些可能的实施方式中，套管200为多个，且依次连接。

可以理解的是，多个套管之间可采用螺纹连接。

本申请提供的钻完井方法，方法包括：通过第一钻具将钻井钻进至设计深度后，形成第一尺寸井眼，将第一钻具由第一尺寸井眼提出；通过第二钻具钻入钻井至目标深度，形成第二尺寸井眼，其中，第二尺寸井眼的径向尺寸大于第一尺寸井眼的径向尺寸，第二钻具的尾端连接有套管，第二钻具包括钻头本体以及沿着钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，钻头本体呈两端开口的空筒，多个钻头刀翼设置在钻头本体的一端，钻头本体的另一端用于与套管相连；第二钻具位于第二尺寸井眼中，进行固井操作。通过此种方法，其中，先通过小尺寸的第一钻具钻进能够提高机械钻速，然后通过较大尺寸的第二钻具进行扩眼钻进的同时，旋转下套管缩短了下套管的时间，能够有效缩短钻完井周期，提高钻完井效率；同时可以实现下套管与扩眼钻井同时进行，避免划眼工艺消耗大量时间，并且第二钻具钻进完成后，可以直接进行注水泥固井，避免了下套管时，井壁坍塌等情况的发生，同时减少下套管的难度，提高了安全性。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种套管扩眼钻头，其特征在于，用于钻进油气开发井，所述套管扩眼钻头包括钻头本体以及沿着所述钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，所述钻头本体呈两端开口的空筒，多个所述钻头刀翼设置在所述钻头本体的一端，所述钻头本体的另一端用于与套管相连。

2.根据权利要求1所述的套管扩眼钻头，其特征在于，所述钻头本体上还具有钻头流道面，所述钻头流道面位于相邻所述钻头刀翼之间，所述钻头流道面的边缘朝向所述钻头本体内延伸。

3.根据权利要求2所述的套管扩眼钻头，其特征在于，所述钻头刀翼包括切削部和保径部，所述切削部位于所述钻头刀翼上侧，所述保径部设置在所述钻头刀翼下侧，且向所述套管延伸；

所述保径部到所述钻头本体中心的距离大于所述切削部到所述钻头本体中心的距离。

4.根据权利要求3所述的套管扩眼钻头，其特征在于，所述切削部上设有多个第一切削齿，多个所述第一切削齿间隔设置，且凸出所述切削部的表面。

5.根据权利要求4所述的套管扩眼钻头，其特征在于，所述保径部上设有多个第二切削齿，多个所述第二切削齿间隔设置。

6.根据权利要求5所述的套管扩眼钻头，其特征在于，所述钻头刀翼还包括至少一个倒划眼齿，所述倒划眼齿位于所述保径部的底端一侧。

7.根据权利要求1-6任一项所述的套管扩眼钻头，其特征在于，相邻所述钻头刀翼之间形成排屑槽。

8.一种钻完井方法，其特征在于，所述方法包括：

通过第一钻具将钻井钻进至设计深度后，形成第一尺寸井眼，将所述第一钻具由所述第一尺寸井眼提出；

通过第二钻具钻入所述钻井至目标深度，形成第二尺寸井眼，其中，所述第二尺寸井眼的径向尺寸大于所述第一尺寸井眼的径向尺寸，所述第二钻具的尾端连接有套管，所述第二钻具包括钻头本体以及沿着所述钻头本体外圈围设的多个钻头刀翼，所述钻头本体呈两端开口的空筒，多个所述钻头刀翼设置在所述钻头本体的一端，所述钻头本体的另一端用于与所述套管相连；

所述第二钻具位于所述第二尺寸井眼中，进行固井操作。

9.根据权利要求8所述的钻完井方法，其特征在于，所述设计深度大于所述目标深度。

10.根据权利要求9所述的钻完井方法，其特征在于，所述套管为多个，且依次连接。

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