混合式钻头的概念最早产生于20世纪30年代初，当时却被认为是不切实际的，甚至是不合理的，但随着21世纪先进技术的发展，混合式钻头已从幻想变为现实。

　　近100年来，多种技术都对钻井行业具有重大的影响。旋转钻机、旋转钻头、顶部驱动、和PDC(聚晶金刚石)钻头是一些革命性的技术，改变了作业者钻井的方式。本着同样的变革精神，贝克休斯Kymera推出革命性的钻头，这代表了创新技术的方向。

　　随着钻井作业者提升油气储量困难的增加，钻井技术的创新及应用已成为更大的挑战。例如，复杂井结构剖面，坚硬夹层地层和钻机及其装备的限制增加 了缩短周期的潜力，导致了高价工具的破损，并最终降低了作业者的经济效益。虽然PDC(聚晶金刚石)钻头的功能已经取得了重大改进，但它还受较高扭矩波动及扭矩整体水平产生的低效动态的影响。同样地，牙轮钻头技术的改进提高了钻井机械钻速(ROP)，但也一直受由技术内在限制带来的影响。

　　新钻头设计

　　Kymera混合式钻井技术是模式转变的创新，是牙轮同PDC钻头合成的单一专利设计。其最终目的是为利用每类钻头的最佳属性，缩短它们的差距。随着金刚石钻头的切割优势和连续削切及牙轮钻头的岩石破碎强度，这种修复性钻头以平稳钻井和优质刀切刃面控制使夹层地层很好地残留得到证实。实验室测试和现场操作证实了复合技术的益处。与PDC钻头相比，Kymera的优势：比较低、比较相合的钻削扭矩;较好的定向控制动态;提高夹层地层耐久可靠性;较少的扭转振动。与传统的牙轮钻头相比：提高了钻井机械钻速(ROP)的潜力;较少的轴向转动。

　　在作业者和贝克休斯团队的共同协作努力下，钻头应用于美国12-1/4 -in钻井中应用，以延长单个钻头行程的200%使钻速提高到62%，缩减了钻井时间。在全球范围内，这只是刚刚开始，Kymera已经在6个国家运行，超过90多个钻井行程，钻井100,000 ft (30,480 m)。最近该钻头在巴西首次使用，以钻速快于90%及远于偏差井20%的优势取代了牙轮钻头。12-1/4-in.工具及计划中的其它主要尺寸的钻头的有效性目前都是可利用的(见图1)。

　　应用Oklahoma

　 钻井效果明显

　　对于过去而言，这只是我们当时的一个钻井目标。作业者的主要动力是减少每口井的钻井时间及增加每年钻井的数量。正是由于对新技术的不懈追求才实现了更高效的钻井项目。

　　Springer深水井是美国中部地区花费最高的钻井，总深度(TD)均为22,000 ft (6,706 m)，其钻井需要160～180天的时间。由于目前的经济条件，贝克休斯被要求提供一份钻井方案，此方案要改善钻井所需的时间，其目标对象是Des Moines油藏剖面直达10,800～16,500 ft (3,29～5,029 m)的Atoka页岩层。

　　偏移数据证实，高页岩层达到总深度TD一般需要82天的时间。在此期间，平均需使用8～10个牙轮钻头，每个钻头的钻速(ROP)均为9～11 ft/hr (2.7 to 3.4 m/hr)及和600～800 ft (183 to 244 m)的深度。同样，使用PDC钻井时，地层夹层(5～20 ksi)产生了高于整体水平的扭矩及扭矩波动，反过来，这又产生了均低于150～200 ft (46 to 61 m)的钻井进尺，同时也增加了由粘滑现象造成的过早破坏岩层的潜在性(见图2)。

　　基于这些原因，Kymera混合式钻头，作为一项技术被推出，特别适合于此类工况下使用。在这种情况下，Kymera期望提供大于偏移牙轮钻头的钻井机械钻速(ROP)，运行平稳，并大于传统PDC切削效率。

　　对于间隔层，相比牙轮钻头合PDC钻头Kymera取得了更好的钻井机械钻速(ROP)及钻井轨迹。混合式技术创造了更加有效的钻井环境，使切削操作平稳，并缩减钻井时间，每口井均减少25天的时间，每个钻井行程成本缩减40%左右。