油井定向井井眼轨迹控制技术的应用
油井丛式井组轨迹控制技术探讨
谌建祁景小英
长庆油田定向井历来是我局油井钻井的主要战场，2005年钻井总公司完成进尺239.47万米，其中油井定向井完成进尺160.1万米，占任务总量的66.7%，这一领域钻井队多、生产任务重。能否加快油井定向井的钻井速度，对钻井总公司的整体速度和效益都有极大影响。为了加快定向井的钻井速度，通过对近两年钻井施工资料进行综合分析对比，结合长庆油田的基本情况和钻井技术难点，优化井身剖面设计和轨迹控制工艺，同时积极加强试验和推广新工艺新技术，挖掘潜力，以形成累积效应，提高长庆油井定向井整体钻井速度。
主题词：技术难点优化井身剖面设计轨迹控制
一、定向井井眼轨迹控制主要技术问题
易漏—洛河组存在水平裂缝和垂直裂缝，裂缝发育、裂缝通道的具有多变性，地层孔隙压力低，洛河地层的承压能力低,钻进中极易发生井漏。
易塌—直罗、富县组泥岩易吸水膨胀—垮塌，从而造成井壁不稳定。
易斜—黄土层与石板层交接面、洛河组下部易斜，常采用吊打防斜，钻井速度慢。
易漂移—延长组增斜率低且方位漂移大、规律难以掌握，定向一次成功率低。
井深质量要求高—陇东区块要求直增或直增稳剖面，油层埋藏深度超过2000米，0.3毫达西庄9、庄19井区要求中靶半径小于15米，井身质量要求高。
防碰难度大—由于滚动开发方案的实施，丛式井组不能按工程设的顺序进行施工，防碰绕障难度大。
施工效率低—造斜、扭方位主要依靠个人技术，区块分散且各井差异大，造斜施工效率低。
二、提高油井轨迹控制技术思路
（一）油井井眼轨迹控制的整体思路
1、西峰、白豹、白于山区块
(1) 采用PDC钻头二开钻完安定以上地层。
(2) 用复合钻井实现一趟钻完成定向造斜、增斜作业。
(3)采用双扶及三扶钻具结构，力争三趟钻完钻，其他超过1700米的井，争取四趟钻完钻。
2、安塞、盘古梁区块
(1)采用单弯螺杆二开，一次复合钻进1000米以上井段，完成定向、增斜及调整方位作业。
(2)采用双扶及三扶钻具结构，力争实现二趟钻完钻。
（二）优化井身剖面设计
各区块地质分层有较大差别，除安塞区块环河、华池、洛河缺失，西峰、白豹、虎狼峁、白于山、盘古梁主要特点表现在：
1.环河、华池地层厚度约600米，如果在二开后直接进行复合钻进，螺杆使用时间相对其它区块会大大延长，同时地层主要为砂泥岩互层，可钻性较差，复合钻进机械钻速的提高并不明显。
2.洛河地层可钻性好，在该段进行复合钻进对螺杆和钻头的使用寿命都比较有利，该地层厚度一般为300-400米左右，能够满足造斜和增斜的要求，安定组地层虽然较硬，该地层方位漂移量较小，也比较适合转盘加螺杆进行复合钻进，该地层厚度一般约为150米，用一只钻头通过复合钻进完成造斜段和增斜段的施工，这两个地层总厚度500米，是进行复合钻进的合适井段。
3.直罗和延安、延长地层可钻性较差，在这些地层进行复合钻进，由于螺杆钻进稳斜钻具难以优选，通过滑动钻进反抠调整井斜属于低效施工。
通过以上分析，对井身剖面类型进行了优化设计，各区块剖面设计类型按以下3种方案进行优选推广：
小位移（A≤200m）
压低造斜点，提高造斜率和初始井斜角，减少增斜段和稳斜段长度，延长直井段长度，提高钻井速度，在造斜段完成以后，继续采用复合钻进技术，直至完钻。此剖面方案在西峰区块已经比较成熟，已全面推广。
中位移（400m≥A≥200m）
造斜点上移至洛河组（900～1200m），按照位移大小适当调整造斜点，在造斜段和增斜段用Φ222mm钻头复合钻进，将复合钻进井段控制在400～500m，控制最大井斜25度左右，采用多稳定器完成下部稳斜段。
大位移（A≥400m）
上提造斜点至上部环河、华池地层。二开用Φ222mm钻头复合钻进，至造斜点按设计方位造出2-3度左右井斜，采用相对高的钻压。这种做法的主要目的在于在上部地层延长正向位移，通过上部井段将位移缩短100m以内，然后通过二次滑动完成井斜、方位调整。在这一过程中要充分考虑洛河地层强降方位的地层特性，一般超前角取10～20度，其实质在于：通过二开后的小幅度调整，利用800～1300m 的小斜井段增加正向位移，将位移较大的井变成位移较小的井进行施工。降低施工难度，提高钻井速度。这一方案稳斜段设计井斜角18～20度。后续井段采用双稳定器或多稳定器。
在优化剖面设计的同时，我们及时分析总结已钻井的规律，及时做到设计的细化：
⑴各钻井队由于钻具外径和内径不尽相同，增斜率有一定的差别，设计时应考虑差异，做到设计增斜率与实际施工相符。
⑵根据不同区块地层统计增斜率的差别，及时调整设计增斜率，以提高剖面符合率。
⑶根据位移不同，在控制最大井斜角的前提下，综合考虑稳斜段长度及不同地层的影响因素，进行剖面细化设计。
⑷根据单弯螺杆弯曲角度的不同，调整设计造斜率，提高剖面符合率。设计时充分考虑地层自然方位的影响因素（如直井段自然方
位、位移）使造斜点选择更加合理。
（三）采用上述剖面优点：
1、有利于丛式井组上部地层防碰打快和绕障施工
对于绕障作业的井，结合造斜点的上移减少直井段，复合钻井技术实现一套钻具组合完成部分直井段、绕障作业、定向、增斜井段，减少起下钻次数，提高速度。
2、提高部分地层的机械钻速
通过减少环河、华池、直罗等不适合定向造斜钻进的井段，增加适合定向造斜钻进的洛河地层段，同时由于上提造斜点，不考虑防斜打直，可适当强化参数，从而达到大幅度提高机械钻速。
3、有利于提高剖面符合率
在满足地质设计的前提下，结合地层特点对造斜点、造斜率、最大井斜角、稳斜段长度进行优选，选择在井斜、方位易控制、滑动钻进机械钻速相对较高的井段实施定向造斜，为实现安全顺利起下钻作业、完井电测创造良好的条件。
4、有利于减少定向造斜时间
一方面由于选择上部可钻性好的地层容易定向，可以减少定向纯钻时间；另一方面由于井斜角相对较小，从而缩短了定向施工时间，同时，由于较小的井斜角相对增加了稳斜段长度，有利于发挥复合钻进的优势，从而提高速度。
5、有利于提高螺杆使用寿命
由于在适合可钻性好、适合螺杆钻进的地层采用定向造斜钻进，机械钻速较高，纯钻时间短，同时，滑动时井斜小，滑动段短，可有效延长螺杆使用寿命。
（四）优化井身剖面设计优化剖面设计实施效果
2004年与2005年全年完成井数据对比表
三、丛式井组综合防碰工艺技术
丛式井防碰历来定向井钻井施工中重点和难点之一，在以往的钻井过程中，碰套管的事故时有发生。2005年我们主要强调了以下的技术措施：
（一）、优选直井段钻具结构：
三种钻具结构：
塔式钻具：Ф222Bit +Ф178DC×3根+Ф165NDC+Ф165DC×14根塔式钟摆钻具：Ф222Bit +Ф178DC×2根+Ф213Stab +Ф178DC ×1根+Ф165NDC+Ф165DC×14根
复合导向钻具：Ф215.9（222）Bit+5LZ165×(1.25-1度)+431×460(定向直接头)+Ф165 NDC+Ф165 DC14根
Ф222Bit+Ф172直螺杆+Ф165 NDC+Ф165 DC14根
φ222BIT+5LZ165(直)+431×460（2°-1.5°）+φ165NDC +φ165DC+461×410
（二）、表层应用复合钻井技术
安塞区块特别是在浅表层或者在川道井施工中，由于钻具悬重轻，不能有效地施加钻压，同时由于第四系黄土层覆盖浅、水力破岩作用差；而使用复合钻具后机械钻速可达120-130米/小时，因此，复合钻进技术在浅表层或者在川道井施工中更能得到充分的发挥。
（三）、推广应用PDC钻头直井段防斜打直及快速钻进技术：
今年在西峰油田和靖安油田的23个井队,试验了16种型号PDC 钻头，其中大港86MF281在盘古梁地区使用较为成熟，胜利P5263MF、石油大学BTMF506在西峰油田使用较为成功。
PDC钻头在西峰直罗组以上地层使用
PDC钻头分层机械钻速和直井段井斜对比表
通过使用表明,PDC钻头有如下优点:
一是机械钻速明显高于牙轮钻头，特别是环河－华池组及安定组钻速大幅度提高;是西峰油田和靖安油田直罗以上地层的首选钻头。
二是采用转盘方式，较小的钻压(60-100KN)就可以取得高于牙轮钻头大钻压(160-220KN)下的机械钻速,有利于直井段的防斜打直;
三是采用低于牙轮钻头的泵压(5-6Mpa)、转速（二档）就可以取得较高钻速，机泵设备负荷小；
（四）、完善各项技术措施，杜绝两井相碰事故
1、优化工程设计：依据障碍井的测斜数据，预设防碰绕障井的测斜数据，利用定向井软件进行最优化设计，确定合理的造斜点，并提出一个安全区域与钻井工程设计同时提供给井队。
2、精确绘制防碰图，发现防碰图有相碰趋势时及时下螺杆调整井眼轨迹，两井距离必须大于4米，井段越长防碰图两井距离应越大，由于个人读数的误差等，不能只看防碰图距离。应综合各种情况，坚决杜绝不及时调整井眼轨迹，等待捞取砂样发现水泥，井下有异常声音，打开老井观察井口等做法。
3、及时巡井落实井队建立防碰岗位责任制和单井施工防碰技术措施，提高全员防碰意识。
4、坚持表层测斜，确保一开钻进开眼要直，严格控制表层井斜，表层钻进要求电台汇报测斜数据并及时上井巡查，对表层不按规定测斜或固完表层补测的井队，给技术人员予以重罚。
5、加强仪器效验，角单元每使用3口井技术公司校验一次，效验合格的发放使用，不合格的及时送修，确保了仪器精度。
6、丛式井组防碰直井段最近安全距离为4米，斜井段为8米，在防碰绕障施工过程中，干部大班和技术人员坚守岗位，有专人定时捞取砂样分析，出现蹩跳等异常情况立即停钻停泵，分析原因，确认
不是相碰造成蹩跳的在恢复钻井。
7、由于在旧螺杆内测斜数据误差较大，要求在绕障施工中必须使用新螺杆进行施工作业；
四、斜井段轨迹控制技术
（一）双扶三扶钻具结构在轨迹控制的应用
1、双扶三扶钻具结构在虎狼峁、白豹区块的应用。
双扶增斜钻具组合：Φ215.9（钻头）+（0.4米-0.6米）双母接头+Φ211-213刚性扶正器+Φ165无磁（配合上下保护接头9.7—10.5米）+Φ165DC一根+Φ208-211刚性扶正器+Φ165钻铤13根+Φ127加重钻杆。
双扶稳斜钻具组合：Φ215.9（钻头）+（0.4米-0.6米）双母接头+Φ212-213刚性扶正器+Φ167—170DC1根+Φ165短钻铤3—5米+Φ209-211刚性扶正器+Φ165无磁+Φ165钻铤13根+Φ127加重钻杆。
三稳定器钻具组合在白豹区块经过两次入井试验，在该地区的两口大位移井中进行了应用，效果明显。钻具结构见下表
2、三扶钻具结构在西峰区块的应用
⑴多稳定器钻具结构试验思路
在定向井常规钻进过程中，下部钻具组合的力学性质是影响井眼轨迹最重要的可变因素，其力学性质主要取决于下部钻具的构成形式，主要决定因素有以下四个方面：
1）稳定器安放位臵和个数
2）稳定器外径或稳定器与井眼的间隙
3）钻铤尺寸（刚度）和数量
4）稳定器类型
其中稳定器安放位臵和个数最为重要，它是决定下部钻具组合类型（增.稳.降斜）的基本因素，改变上述因素不仅可获得不同类型的钻具组合，还可以获得属同一类型具有不同（增.稳.降斜）能力的多种钻具组合形式。此外，下部钻具组合稳方位的能力，随稳定器的增多而增强。在此理论基础上，参照定向井通用下部钻具组合，逐步摸索总结出适合长庆油田的多稳定器钻具组合。
⑵三稳定器钻具结构现场试验
1）稳斜钻具组合的选择
依据刚性满眼理论，减缓弯曲变形，在此理论基础上，我们试验了φ216mmBit+φ213Stab+φ168mmDC(≤5m)+φ213Stab +φ
168mmDC1-2根+φ210Stab +65/8〞18根+5〞HWDP*6根+5〞DP钻具结构，具体使用情况见下表：
三稳定器稳斜使用统计表：
通过以上三口井的试验，均出现不同程度的降斜情况，未能达到稳斜的效果，分析原因有以下3个方面：
董67-65、西31-024所钻安定地层存在增斜率极低方位变化小的特点，应大胆尝试安定以下地层。
●桐27-26井中稳定器外径欠合理，应小于或等于下稳定器。
●1#和3#稳定器之间距离太近,2#稳定器对1#稳定器制约过
大。
通过以上试验，基本得出以下结论：
●以上三种结构用于微降斜井段较为理想，但要注意２＃稳定
器外径不得大于１＃，以免降斜率过高。
●中稳定器外径不宜过大，后期考虑外径可适当减小，以弱化
中稳定器，达到增稳斜的目的
●适当加长中下两稳定器之间距离，以达到增稳斜的目的
●此钻具结构可减去3＃稳定器，演变为双稳定器钻具组合，
用于完钻井段，减少完钻起钻的风险。
●减去3＃稳定器，演变为双稳定器钻具组合,在方位影响较小
的情况下使用，其对方位控制能力明显减弱。
适当加长中下两稳定器之间距离钻具结构的试验，以达到稳斜的目的。
具体结构为:φ216mmBit+φ213mmStab+φ168mmDC1根（9-13米）+φ213Stab +φ168mmDC1根+φ213mmStab +φ168mm18根+φ
127mmHWDP*6根+φ127mmDP
调整三稳定器结构使用统计表：
从以上数据可看出，这种类型的钻具组合稳斜稳方位效果较理想，在使用过程中发现，同一钻具组合在不同地层不同钻井参数下，出现增斜稳斜降斜，最长钻进井段达622米，方位变化率仅为1.05。，尤其是对钻井参数比较敏感，通过调整钻井参数，可有效地对井斜方位进行微调。见下表：
桐30-25井三稳定器试验统计表
2）增斜钻具的选择
φ216mmBit+φ213mmStab+φ168mmDC1根（13-19米）+φ213Stab +φ168mmDC1根+φ213mmStab +φ168mm18根+φ127mmHWDP*6根+φ127mmDP
三稳定器增斜使用统计表
通过以上数据分析：一是使用的三稳定器增斜钻具，其增斜规律与双稳定器基本相同，但其稳方位能力明显加强。二是不同地层相同三稳定器结构其增斜率明显有差距。
3）通过调整中下稳定器中间距离达到降斜稳方位的目的
调整中下稳定器之间距离达到降斜稳方位的目的，就是2＃稳定器和1＃稳定器距离小于8米，根据所需降斜率调整两个稳定器之间的距离。目前已使用4口井，效果比较理想。
调整中下稳定器之间距离使用统计表
通过这四口井的实验得到以下规律:
●1#和2#稳定器中间距离小于8米后其钻具性能表现为微降斜,
其中间距离越短,降斜率越高；
●1#稳定器外径对稳方位效果影响很大,外径越大,稳方位能力
越强；
●参考双稳定器钻具结构,在使用该钻具结构时,不宜采用1#稳
定器外径小于2#稳定器结构。
不同情况钻具结构的优选
不同钻具结构使用统计表
注：1#扶正器为双母扶正器
L1---为1#和2#扶正器的中心距
L2---为2#和3#扶正器的中心距
5）三稳定器应用效果对比
三个稳定器钻具结构试验在西峰区块9个队使用了30口井，取
得了很好的效果，该技术正在进一步的试验完善中。
三稳定器目前最成熟的钻具组合是三个稳定器中间各加一根钻铤,通过调整1＃2＃稳定器之间的外径，达到增斜、稳斜、降斜的目的。该钻具结构在下部斜井段控制方位能力与单稳定器和双稳定器相比显著加强，井斜变化更有规律，定向一次成功率、机械钻速、钻井周期均有大幅提高。
西峰应用三扶钻具结构完成井与同区块其它井对比
（二）复合钻井技术在轨迹控制的应用
1、复合钻进钻具结构的确定
复合钻进钻具结构主要考虑造斜率与井眼曲率之间的矛盾，造斜率过大，井眼曲率大，钻具易产生自锁．增大钻具的允许井眼曲率，会使钻出井眼曲率超标，严重时造成后续施工困难和井下事故。通过对各区块地层特点分析，各区块导向复合钻井钻具具有特色化、多样化,2005年主要采用以下钻具组合:
◆Φ222（216）Bit+Φ165(1-1.250)单弯螺杆+431×460+Φ
165NDC +Φ65DC*6柱+Φ127DP 。
◆Φ222（216）Bit+Φ172(1-1.250)单弯螺杆+431×460+Φ
Bit165NDC +Φ165DC+Φ127DP。
◆Φ222（或216）Bit +5LZ165×1°（或1.25°）+431*460+
φ165NDC+φ212扶正器+φ165DC +461×410+φ127DP
◆Φ216mm Bit +Φ165(1-1.250) 单弯螺杆+431×460+φ
211～213扶正器+461×460（定向直接头）φ165NDC+ φ
165DC+461×410+φ127DP
◆Φ216Bit+Φ165(1-1.250) 单弯螺杆+431×460+φ165短
钻铤×2～3.5m+φ211～213扶正器+461×460（定向直接
头）φ16NDC+ φ165DC+461×410+φ127DP
◆Φ222（216）PDCBit+Φ165Φ165(1-1.250) 单弯螺杆
+431*460带键直接头+Φ165NDC +Φ165 DC +Φ127。
2、复合钻井参数的优选
05年在复合钻进参数上打破常规，大胆强化参数，钻压由
80-120KN提到120-160KN，在上部软地层适当增加转盘转速。30635队使用强化参数措施1100米前（洛河至长2地层）平均机械钻速达到43.13米/小时，最高机械钻速达52米/小时。实践证明强化参数的做法对机械钻速的提高有显著效果。
3、复合钻头的优选
SKF447G钻头在下部硬地层复合钻进进尺获突破,在西峰区块最高进尺达600米以上，在安塞上海SKH447G钻头已成为05年使用最多的钻头，使用量占到钻头使用总量的62%。是今年所有井队钻头使用的首选。此外，因为上海钻头轴承质量稳定，配合复合导向更能发挥出复合导向技术的生产能力。但该钻头的供货紧张，影响了提速效果。
各区块复合钻头使用统计
4、Φ172螺杆与SK 系列钻头的集成
2005年，我们将Φ165单弯螺杆改为Φ
172单弯螺杆，提高螺杆的动力；并配合81/2″SKH447AG （SKF447AG)钻头，有效的增加滑动导向复合钻具使用时间使下部硬地层机械钻速大幅度提高，钻井周期明显缩短。
Φ172螺杆与SK 系列钻头的集成指标
综合各队使用情况分析，与1.25度165单弯螺杆相比有以下明显优势：
（1）功率大，转速低，同时因偏心距相对较小，减缓了钻头偏磨，延长了钻头寿命。
（2）扶正器外径磨损较小，避免螺杆因扶正器外径过小而提前报废。
（3）形成井眼曲率小，利于井下安全。利于后期下入多稳定器钻具。
（4）增斜率相对较低，可适当延长复合钻进井段，避免了因井斜增够，而过早结束复合钻进的做法。
（5）在调整井斜方位方面，也能满足现场需要。
（6）由于其偏心距小，在定向摆工具面时明显易到位，增加了复合钻进的可控性。
（7）配合83/4SKF447G 钻头使用，可较顺利完成定向段，增斜
段的有效控制。
（三）复合钻进的推广应用效果
复合钻进技术作为熟推广技术，应用范围逐渐扩大，主要原因是原来制约复合钻进的钻头和螺杆质量取得了大的突破，首先是1度172螺杆的应用，然后是81/2SK 系列上海江钻钻头在下部硬地层复合钻进进尺可以达到600米以上，从硬件上解决了制约复合钻进井的难题。
1、安塞油田复合钻井技术的应用
安塞油田全面推广复合导向钻井技术，在所统计的261口井中，使用导向复合钻井技术的井达到223口，占所完成井的83%，导向复合钻井与常规钻井相比：缩短钻井周期1.31天，机械钻速提高3.64米/时。复合钻井技术日趋成熟普及，与04年相比使用该钻井方式的井比例大幅提高，产生了显著的经济效益。
复合导向钻井指标统计
2、靖安油田复合钻井技术的应用
靖安油田95%
的井使用了复合钻井，充分发挥滑动复合导向钻井的优势，用一趟钻完成直井段--定向段—增斜段的施工制。
3、西峰油田复合钻井技术的应用
西峰油田复合钻井技术由于下半年钻头和螺杆选型上取得了突破。与上半年相比，单井平均使用时间为30.09小时，螺杆钻进井段
平均机械钻速17.31米/小时，两种钻井方式相比较，机械钻速提高1.01米/小时。
7-12月份复合钻井与常规钻井对比：
（三）先进的测量仪器在轨迹控制的应用
1、利用单点测斜进行定向扭方位施工，虽然成本较低，但是它存一定的弊端，施工效率低，有线随钻作为一种比较先进的测斜工具在西峰油田这几年的应用过程中，性能稳定，今年在在西峰大面积使用。有线随钻共定向52 口井，上部井段平均每口井节约定向纯钻时间13小时，下部井段平均每口井节约定向纯钻时间8小时。深井段扭方位施工全部随钻施工，节约定向纯钻时间10小时。统计表如下：
2005年随钻定向与常规定向对比
2005年有线随钻扭方位统计表
2、有线随钻施工的优势
(1) 有线随钻施工时，一般是整立柱进行钻进，和单点测斜定向、扭方位相比，可以节省大量测斜时间。相对单点测斜扭方位，减少了人为失误。
(2) 井底井斜、方位、工具面直接通过电缆传输至地面仪器，钻压对工具面的影响直观反映在司钻阅读仪上，反扭角易确定。
(3) 反扭角可以用钻压在一定的范围内调整，消除人为估计时所带来的误差，极大地提高扭方位效率。
3、电子单点测斜仪的应用，提高了测斜时效
今年电子单点测斜仪通过近一年的使用，电子单点与磁单点相比具有明显的优势：
(1)仪器操作简单，稍加培训就能学会如何使用。
(2)仪器重要的部分探管尺寸较小，重量轻。下井部分仅有探管和电池筒，读取数据和设臵时也不需拆装电池筒，结构精致紧凑，故障率低。
(3)无需使用洗像液、胶片等耗材，极大的节约了后续的成本。
(4)探管每次在采集得到5组原始数据和平均值，便于使用人员读数和检验，减少了人工读数的误差。
(5)打印出的参数包含探管累计工作时间，记录该探管的工作时长，便于跟踪并及时检定仪器，适应技术公司的质量管理工作，解决了计量仪器使用时间统计难的问题；
(6)在使用中有错误代码提示，避免操作失误。具有磁场强度参数，能够提示井下异常磁干扰，利于丛式井防碰；
(7)电子单点抗震性能较好，测斜成功率高，远高于照相单点测斜仪。
五、几点认识
1、PDC钻头直井段防斜打直及快速钻进技术，在西峰、靖安、白豹油田取得了突破。
2、三稳定器通过提高下部钻具的刚性，在提高抗飘移能力方面，明显优于双稳定器结构,同时规律性更强。
3、目前最成熟的钻具组合是三个稳定器中间各加一根钻铤,在不同地层可出现增、稳、降斜情况，可极大的延长控制井段。
4、在条件允许的情况下，要加快4稳定器的实验及应用。
5、复合钻进技术已成为长庆油田定向井钻进的成熟技术，复合钻井技术在定向井中能够实现一趟钻完成定向造斜、增斜作业，从而达到减少起下钻次数，缩短钻井周期，加快钻井速度的目的。安塞油田及盘古梁、白于山等陕北区块，可完成二开、造斜、增斜、调整方位作业；西峰油田可采取优选井段的方法。
6、1度172单弯螺杆与1.25度165单弯螺杆相比有较好的推广前景。
7、复合钻井技术可以及时有效控制井眼曲率使井眼轨迹圆滑，确保井眼符合率，提高机械钻速，减少井下复杂情况的发生。
8、通过摸索总结，形成不同区块定向井轨迹控制模式，是提高井眼轨迹控制能力的有效途径。
9、加快定向井技术服务的专业化步伐，采用先进的有线和无线随钻测量技术，集中人力、物力，提高服务质量。
三维多靶点井眼轨迹控制技术
三维多靶点深井轨迹控制技术 一、概况 QK18-2油田位于歧口区块，大大小小的断层很多，地层相当复杂。QK18-2油田分北块、南块、中块，主要钻探沙河街的油层，平台结构3X4，间距2.0X2.3m，结构北角358.9度，井身剖面全部为三维多靶点定向井，方位最大变化68度，井斜最大变化35.86度。平均井深3515.64米，最深井深3938.42米，靶区半径控制范围:50m。QK18-2平台分两次批钻方式，第一批钻5口井，第二批钻7口井。QK18-2平台全部钻三维定向井的第一个丛式井平台，是丛式井集束作业难度最大的一个平台之一。 二、井身设计 第一类定向井（P3、P4、P6）：平均井深在3247米左右，目的层为沙河街。 井身结构：17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 第二类定向井（P1、P8）：平均井深在3919米左右，目的层为沙河街。 井身结构：26”井眼+17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 四、平台槽口图和井位图
五、项目难点 1、深井作业安全问题。 2、克服摩阻，保证滑动钻进。 3、二次造斜，二次造斜点深，是否容易造斜，是否滑得动。 4、合理优化轨迹。 六、施工思路 大位移三维多靶点定向井最大的困难是如何克服摩阻，保证滑动钻进和井眼轨迹合理控制。在井眼轨迹需要调整时，能够及时的调整，如果各方面原因不能调整时，怎样合理的把困难有效的克服，顺利中靶，是我们工作的重点。 1、总结本地区各地层的漂移规律，合理利用地层的自然漂移规律，达到有效控制井眼轨迹的目的。 2、裸眼井段长，摩阻大，扶正器托压严重，不能滑动钻进时，在轨迹控制不失控的情况下，合理利用井身结构，把困难转移到下一个井段或改变钻具组合。 3、合理选择第二造斜点，合理选择造斜率。 4、从始至终，要准确的预测井眼轨迹。 5、合理选择马达弯角，使之能够满足井眼轨迹控制的需要。 6、优化井眼轨迹，降低作业难度。 七、井眼轨迹控制 下面以P8井为例介绍井眼轨迹控制技术，中间穿插其它井遇到特殊情况下的轨迹控制：1、26"井眼轨迹控制 26"井眼主要任务是防斜打直，做好防碰扫描。利用大钟摆钻具，轻压吊打，钻进至208米，投测多点起钻。钻井参数控制：钻压：0.5~2.5吨；排量：4200升/分；转速：80转/分；平均机械钻速：62.45米/小时。 2、17-1/2"井眼轨迹控制 钻具组合：17-1/2"PDC+9-5/8"AKO(1.5)+16-1/2"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC1 +7-3/4"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP13 P8井17-1/2"井眼造斜，造斜点248米，按照设计轨迹开始造斜，平均机械钻速45米/小时，钻进至683米造斜结束。反扭角20~40度。17-1/2"井眼主要在平原组和明化段，可钻性好，钻进至1213米17-1/2"井眼结束。井眼轨迹控制较困难： 1）17-1/2"井眼的欠扶正器尺寸选择有限，只有16-5/8"和16-1/2"两种，几乎没有选择的余地。 2）降斜率0.5~1度/30米，漂移率0.4~1.5度/30米。 3）裸眼井段长，滑动困难。裸眼井段超过600米之后，摩阻大，钻具托压严重。 3、12-1/4"井眼轨迹控制 钻具组合： 12-1/4"PDC+9-5/8"AKO(1.15)+11-1/4"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"(F/J +JAR)+X/O+5"HWDP10 P8井三维多靶点定向井，12-1/4"井眼主要控制好井斜、方位，越靠近设计轨迹越好。轨迹控制原则是，12-1/4"井眼稳斜稳方位，把二次造斜点推迟到8-1/2"井眼，降低作业时间。轨迹控制原则从始而终贯穿12-1/4"井眼。12-1/4"井眼完钻原则是进入东营组50米下9-5/8"套管。明化镇地层的漂移规律：降斜率为0.2~0.5度/30米，漂移率-0.2~0.3度/30米；进入馆陶组，降斜率为0.1~0.3度/30米，馆陶底部井斜有微增斜趋势，增斜率0.1~0.5度/30米；方位较稳定。馆陶底部有微增斜趋势后，滑动钻进非常困难，这也是使用PDC钻头的缺点，采取划眼和降低钻压的方法控制井眼轨迹。12-1/4"井眼的困难是裸眼井段长，滑动困难，必
ODP水平井轨迹控制
水平井井眼轨迹控制技术要点 底部钻具组合及钻柱设计 底部钻具组合设计 水平井底部钻具组合设计的首要原则是造斜率原则，保证设计组 合的造斜率打到设计轨道要求并有一定的余地； 设计水平井底部钻具组合时，要根据井底温度、最大排量、钻头 类型和钻头压降的不同来选择螺杆钻具； 底部钻具组合必须满足强度、可靠性的要求，并能处理井下事故。 钻柱设计 使用“倒装钻柱”； 为了防止卡钻事故，一般在钻柱中装震击器； 为了克服定向滑动时托压的困难，推荐在钻柱适当位置装水力振 荡器。 直井段轨迹控制技术要点 水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。当钻至造斜点KOP时，如果直井段不直，不仅造斜点KOP处有一定井斜角而影 响定向造斜的顺利完成，还会因为上部井段的井斜造成的位移影响 下一步的井身轨迹控制。假如KOP处的位移是负位移，为了达到设 计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最 大井斜角度，?如果是正位移情况恰好相反。如果KOP处的位移是
向设计方向两侧偏离的，就将一口两维定向井变成了三维定向井了，同时也造成下一步井身轨迹控制的困难。由于水平井的井身轨迹控 制精度要求高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对与普 通定向井来讲更加严重。 如果丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在 的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工事故，造成新老井眼同时报废。 在直井段钻进过程中根据实际情况及时进行井斜角的监测，发现 井斜立即采取措施，对于丛式井，为了方便下一步施工和具有较强 的对比性，建议使用陀螺测斜仪测取数据，以便和下一步施工井进 行数据对比。在中途监测过程中，如果发现井斜，根据实际井斜情况，可以采用减压吊打纠斜； 增斜段轨迹控制要点 对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和 水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设 计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接 影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。 水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和 实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结， 设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不 断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总 是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。
定向井轨迹控制技术要求
定向井轨迹控制技术要求 1 范围 本标准规定了定向井轨迹控制技术,包括相关的准备、质量要求、施工方法、安全措施、资料的收集和整理等做法。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T 5088-93 评定井身质量的项目和计算方法 SY/T5416-1997 随钻测斜认错测量规程 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY/T 5619-1999 定向井下部钻具组合设计方法 SY/T 5955-1999 定向井钻井工艺及井身质量要求 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1中靶targeting 实钻井眼轨迹进入预定的靶区。 3.2靶区target area 包括通常意义的靶圆以及地质规定的特殊目标范围。 3.3中靶预测target prediction 根据实钻井眼轨迹达到的位置及方向，对靶前待钻井眼的造斜率、方位调整率、井斜角和井斜方位角和长度进行预测。 4 准备 4.1钻机设备 4.1.1选用钻机类型的提升能力应不小于相同井深直井的钻机的1.3倍。 4.1.2钻井设备还应有：转盘扭矩仪、液压大钳、泵冲数表。 4.1.3安装质量按设计要求执行。 4.2钻具、工具和仪器 4.2.1使用的钻杆应比同类直井所用钻杆高一级。有条件的可使用18°斜台肩钻杆。 4.2.2钻杆内径应不小于56mm。 4.2.3钻铤、无磁钻铤、钻杆、稳定器和接头等下井前必须探伤。 4.2.4定向井专用钻具、工具配备见附录A（标准的附录）。 4.2.5测量仪器可选用单点、多点或有线随钻或无线随钻测斜仪或陀螺测斜仪。其尺寸大小依据井眼尺寸确定。有磁干扰的井段必须采用陀螺测斜仪。 4.2.6
井眼轨道设计与轨迹控制培训教材习题集
井眼轨道设计与轨迹控制培训教材习题集 四、简答题 1. 井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？ 答：井眼轨迹基本参数包括：井深、井斜角、井斜方位角。这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置。 2. 方位与方向的区别何在？请举例说明。井斜方位角有哪两种表示方法？二 者之间如何换算？ 答： 方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。 方位角表示方法：真方位角、象限角。 3. 水平投影长度与水平位移有何区别？视平移与水平位 移有何区别？答：水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平
面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。 视平移是水平位移在设计方位上的投影长度。 4. 狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？答：狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹 角（注意是在空间的夹角）。狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。 5. 垂直投影图与垂直剖面图有何区别？ 答：垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图，即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图。 6. 为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超 过180 实际资料中如果超过了怎么办？ 答：因为假设一个测段内方位角沿顺时针变化超过180° 时，沿逆时针其变化则小于180°，所以一个测段内方位角变化的绝对值不得 超过180°。实际资料中超过了，则可用如下方法计算： 当4- 4-1 > 180°时， △①i =O i -①i-1 -360 当①i-①i-i v -180 o时， △①i=O i-①i-i +360 o 7．测斜计算，对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要
水平井
水平井 无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。 地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。 对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：①实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。②轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。③轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。
轨迹控制技术.
水平井井眼轨迹控制技术 无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。 在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。 一、水平井的中靶概念 地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。 二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素 对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。 水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是： ①实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。 ②轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。 ③轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。 在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。 三、井身剖面的特点及广义调整井段的概念
钻井工程：第五章井眼轨道设计与轨迹控制.
第五章井眼轨道设计与轨迹控制 1．井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？08 答： 井眼轨迹基本参数包括：井深、井斜角、井斜方位角。这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置，所以将他们称为基本参数。 2．方位与方向的区别何在？请举例说明。井斜方位角有哪两种表示方法？二者之间如何换算？ 答： 方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。 方位角表示方法：真方位角、象限角。 3．水平投影长度与水平位移有何区别？视平移与水平位移有何区别? 答： 水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。 视平移是水平位移在设计方位上的投影长度。 4．狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？ 答： 狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹角（注意是在空间的夹角）。狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。 5．垂直投影图与垂直剖面图有何区别？ 答： 垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图，即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图。 6．为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超过180 ？实际资料中如果超过了怎么办？ 答： 7．测斜计算，对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要计算哪些参数？测段计算与测点计算有什么关系？ 答： 测斜时，对一个测段来说，需要计算的参数有五个：垂增、平增、N坐标增量、E坐标增量和井眼曲率；对一个测点来说，需要计算的参数有七个：五个直角坐标值（垂深、水平长度、N坐标、E坐标、视平移）和两个极坐标（水平位移、平移方位角）。
水平井井眼轨迹控制
水平井井眼轨迹控制 第一章水平井的分类及特点 (2) 第二章水平井设计 (4) 第三章水平井井眼轨迹控制基础 (8) 第四章水平井井眼轨迹控制要点 (13) 第五章水平井井眼轨迹施工步骤 (21)
第一章水平井的分类及特点 水平井的概念：是最大井斜角保持在90°左右（大于86°），并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井（通常大于油层厚度的6倍）。 一、水平井分类 二、各类水平井工艺特点及优缺点
三、水平井的优点和应用 1、开发薄油藏油田，提高单井产量。
2、开发低渗透油藏，提高采收率。 3、开发重油稠油油藏，有利于热线均匀推进。 4、开发以垂直裂缝为主的油藏，钻遇垂直裂缝多。 5、开发底水和气顶活跃油藏，减缓水锥、气锥推进速度。 6、利用老井侧钻采出残余油，节约费用。 7、用丛式井扩大控制面积。 8、用水平井注水注气有利于水线气线的均匀推进。 9、可钻穿多层陡峭的产层。 10、有利于更好的了解目的层性质。 11、有利于环境保护。 第二章水平井设计 一、设计思路和基本方法： 简而言之，就是“先地下后地面，自下而上，综合考虑，反复寻优”的过程。
二、水平井靶区参数设计 与定向井不同，水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油藏中的垂向位置、靶区形状和尺寸。 1、水平段长度设计 设计方法：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值（即水平井日产量是临近直井日产量的几倍），来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。约束条件主要有钻柱摩阻、扭矩，钻机提升能力，井眼稳定周期，油层污染状况等。 2、水平段井斜角的确定 应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探开发要求。 βα±?=90H ，β为地层真倾角 当地层倾角较大而水平段斜穿油层时，则应考虑地层视倾角的影响，[])cos(90H H d tg arctg Φ-Φ-?=βα， d Φ为地层下倾方位角，H Φ为 水平段设计方位角 3、水平段垂向位置确定 油藏性质决定了水平段的设计位置。对于无底水、无气顶的油藏，水平段宜置于油层中部；对于有底水或气顶的油藏，水平段应尽量远离油水或气水边界；对于既有底水又有气顶的油藏，
水平井轨迹控制技术汇总
SY/T6332 –1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段generalized adjusting section
用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式wireline survey method 特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B （标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检
定向井轨迹测量及方位控制
中国石油大学（钻井工程）实验报告 实验日期：2014.11.12 成绩： 班级：班学号：姓名：教师：郭辛阳 同组者： 定向井轨迹测量及方位控制 一．实验目的 1.直观认识井眼轨迹参数（井斜角、井斜方位角）及造斜工具姿态参数（重力工具面角、磁工具面角）； 2.了解现场常用的电磁测斜仪的基本结构和测量原理，直观认识磁干扰现象； 3.掌握目前现场常用的随钻定向（或扭方位）操作方法。 4.定向（或扭方位）是指设法将实测的装置方位线转到校正方位线上（定向），或设定的装置方位线上（扭方位），钻井现场通常称之为摆工具面。 二．实验仪器 图1.电磁测斜仪 YSS-32测斜仪具有使用方便、准确、可靠性高等优点，是较好的油田钻井测斜仪器设备之一，其技术参数如下： （1）工作温度范围：6~105℃； （2）预热时间：30min； （3）存储点数：1455点； （4）电源：8节或4节2号碱性电池； （5）初始延时：1s～18h（连续可变）； （6）测量间隔：5s～18h（连续可变）； （7）测量精度见表1。 三．电磁测斜仪结构及工作原理 3.1 电磁测斜仪结构
电磁测斜仪（探管）是测量的核心部件，由测量头、电子柱和电池筒组成，如图2所示。其中，测量头有引入工具面基准的T形槽头和安装传感器的台体。台体上安装3个加速度计和3个磁通门，可以测量出重力场和地磁场在探管坐标系上的分量。 图2 YSS-32电子单多点测斜仪 加速度计是用来将输入速度变成与之对应的电压（或电流）或脉冲频率的传感器。其中，磁悬浮加速度计抗冲击能力较强、结构简单、精度适中的，在钻井测斜仪上被广泛采用。 图3磁液悬浮加速度计原理 磁通门又称磁通计，是将输入磁通转换成与之对应电压的传感器。 3.2 测量原理 3个加速度计和3个磁通门的输入轴分别平行于直角坐标系。设3个加速度计的重力场分别分量为gx，gy，gz；3个磁通门分量分别为Hx，Hy，Hz。
井眼轨迹的三维显示
中文摘要 井眼轨迹的三维显示 摘要 本文介绍了国内外井眼轨迹三维显示技术的研究现状，归纳了常规二维定向井轨道设计原则和几种轨道类型的计算方法，以及井眼轨迹测斜计算的相关规定、计算模型假设和轨迹计算方法。从井位、井下测量和计算三个方面对井眼轨迹误差进行了讨论并简要说明了不同的井眼轨迹控制。在此基础之上，利用VB和MATLAB软件编制了井眼轨迹的三维显示软件，并简要介绍了该软件的设计流程、主要功能和难点处理，指出了软件的不足之处，展示了井眼轨迹三维绘图的所有运行界面，并附上软件说明书。最后，对井眼轨迹三维显示开发的研究方向进行了展望。 关键字井眼轨迹三维显示 MATLAB Visual Basic 轨迹计算轨道设计误差分析
重庆科技学院本科生毕业设计英文摘要 Abstract In this paper, at home and abroad well trajectory 3-D display technology of the status quo，Summarized the conventional two-dimensional directional well the track design principles and track several types of calculation method，And the well trajectory inclinometer terms of the relevant provisions, the model assumptions and trajectory calculation. From the wells, underground measurement and calculation of the three aspects of the well trajectory error was discussed and a brief description of the different well trajectory control. On this basis, using VB and MATLAB software produced a hole trajectory of the three-dimensional display software, and gave a briefing on the software design process, and difficulties in dealing with the main function, pointed out the inadequacy of the software, demonstrated the well trajectory 3-D graphics interface all the running, along with software manuals. Finally, the well trajectory 3-D display development direction of the prospect. Keyword:Well trajectory；3-D display；MATLAB ；Visual Basic；trajectory calculation ；trajectory design ；Error Analysis
水平井工程设计及轨迹控制
水平井钻井工程设计及轨迹控制 一、水平井的概述： 八十年代中期以来，水平井技术在世界范围内取得了突飞猛进的进展，为提高勘探效果，提高单井产量和油层采收率，开辟了一条新的途径，给石油工业的发展带来了新的革命，胜利油田从1990年9月开始，以埕科1井为起点，展开了水平井研究与应用，针对各种类型油藏，如整合油藏、不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状砾石油藏、砂岩油藏、石炭系砂岩油藏、古潜山漏失型油藏等进行攻关研究。“八五”期间组织了六个油田、五个院校，762名科技人员，在水平井钻井的设计技术、轨迹控制技术、钻井液技术、完井技术及测井射孔技术的五个方面共31个专题进行了四年的攻关，在理论研究、实验技术、软件技术、工具仪器研制和工具方法等方面，取得了重大技术突破，包括了16项重大科技成果在内的30项技术成果，形成了一整套水平井钻井、完井技术，截止1995年7月项目提交国家鉴定时，胜利油田完成各类水平井30口。“八五”攻关计划完成后，水平井技术迅速转化为生产力，很快形成了大规模推广应用的局面。到1996年底我国陆上已完成水平井94口，推广面积达到13个油田，六种类型的油气藏。仅投产的47口科学实验水平井增产原油78吨，新增产值9.52亿元, 获直接经济效益6.46亿元。到98年底全国陆上油田已钻成水平井204口，其中胜利油田所钻井和以技术服务形式在外油田所钻水平井共计119口。更重要的是，“水平井是增加原油产量、提高采收率和开发特殊油藏最有效的手段之一”这一观点，得到了广大勘探开发工作者的共识，从而带动了与水平井有关的地质、油藏、采油工程等相关技术的发展，推动石油的科技进步。 自项目推广应用以来，应用的油藏类型逐步扩大，完成的水平井类型逐步增多。除本油田以外，先后应用到塔里木、长庆、吐哈、青海、中原、江汉、河南、大港、玉门、江苏等油田，以及江苏省洪泽县非石油行业的芒硝矿开采，完成了以水平探井、阶梯水平井、连通式水平井等为代表的12种类型水平井，其经济效益十分显著，所完成的开发井稳定产值为同地区直井的3倍，其投资仅为直井投资的1.8倍左右，1997年《石油水平井钻井成套技术》被列为国家”八2五”国民经济贡献巨大的十大攻关成果。 在油田的整体开发建设中显示出巨大的优越性：
定向井轨迹测量及方位控制
中国石油大学（）实验报告 实验日期：成绩： 班级：学号：姓名：教师： 同组者： 定向井轨迹测量及方位控制 一、实验目的 1.直观认识井眼轨迹参数（井斜角、井斜方位角）及造斜工具姿态参数（重力工具面角、磁工具面角）； 2.了解现场常用的电磁测斜仪的基本结构和测量原理，直观认识磁干扰现象； 3.掌握目前现场常用的随钻定向（或扭方位）操作方法。定向（或扭方位）是指设法将实测的装置方位线转到校正方位线上（定向），或设定的装置方位线上（扭方位），钻井现场通常称之为摆工具面。 二、实验原理 1.实验设备 1）YSS-32测斜仪具有使用方便、准确、可靠性高等优点，是较好的油田钻井测斜仪器设备之一，其技术参数如下： （1）工作温度范围：6~105℃； （2）预热时间：30min； （3）存储点数：1455点； （4）电源：8节或4节2号碱性电池； （5）初始延时：1s～18h（连续可变）； （6）测量间隔：5s～18h（连续可变）； （7）测量精度见表1；。 表1 电磁测斜仪测量精度 参数偏差 井斜INC ±0.2° 方位AZ ±2.0° 重力工具面角GTF（井斜＞10°）±2.0° 磁工具面角MTF（井斜≤10°）±2.0° 图1 电磁测斜仪
2）电磁测斜仪结构 电磁测斜仪（探管）是测量的核心部件，由测量头、电子柱和电池筒组成，如图2所示。其中，测量头有引入工具面基准的T 形槽头和安装传感器的台体。台体上安装3个加速度计和3个磁通门，可以测量出重力场和地磁场在探管坐标系上的分量。 加速度计是用来将输入速度变成与之对应的电压（或电流）或脉冲频率的传感器。其中，磁悬浮加速度计抗冲击能力较强、结构简单、精度适中的，在钻井测斜仪上被广泛采用。 磁通门又称磁通计，是将输入磁通转换成与之对应电压的传感器。 2.测量原理 3个加速度计和3个磁通门的输入轴分别平行于直角坐标系。设3个加速度计的重力场分别分量为gx ，gy ，gz ；3个磁通门分量分别为Hx ，Hy ，Hz 。 图2 井斜角 z y x g g g 22arctan +=α 图3 重力工具面角 图4 磁工具面角 )a r c t a n ( y x g g G T F = ) arctan(y x H H MTF = 图5 井斜方位角
第六章井眼轨迹设计与控制第一次作业答案
第六章井眼轨迹设计与控制 第一次作业 1、已知某井的几个测段数据如下表所示（测段长均为30m），试计算每个测段的井眼曲率。分别用最小曲率法和空间曲线法计算，并加以对比。 解： 此处前二个测段采用的是最小曲率法，后二个测段的是采用空间曲线法。因此解题并不完整. （1）采用最小曲率法计算前二个测段井眼曲率 由公式：K=cos-1[cosαA cos B+sinαA sinαB cos(φB-φA)]*30/(L B-L A)（°/30m） 并注意到测段长均为30m，可得： 对于第一个测段：K=cos-1[cos35cos38+sin35sin38cos8]*30/30=5.62（°/30m）对于第二个测段：K=cos-1[cos25cos30+sin25sin30cos0]*30/30=5.00（°/30m） （2）采用空间曲线法计算后二个测段井眼曲率 由公式：Δα=αB-αA（°） αV=(αA+αB)/2（°） K=[Δα2+Δφ2sin2αV]1/2/ΔL*30（°/30m） 并注意到测段长均为30m，可得： 对于第三个测段： Δα=15-10=5（°） Δφ=80（°） αV=(10+15)/2=12.5（°） K=[52+802sin212.5]1/2/30*30=18.02（°/30m） 对于第四个测段： Δα=56-60=-4（°） Δφ=79（°） αV=(60+56)/2=58（°） K=[（-4）2+792sin258]1/2/30*30=67.12（°/30m） 答：该四个测段的井眼曲率依次为5.62°/30m、5.00°/30m、18.02°/30m、67.12°/30m。
水平井井眼轨迹
水平井井眼轨迹控制技术 水平井井眼轨迹控制工艺技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，水平井井眼轨迹的主要难点是： 1．工具造斜能力的不确定性，不同的区块、不同的地层，工具造斜能力相差较大 2．江苏油田为小断块油藏，油层薄，区块小，一方面对靶区要求高，另一方面增加了目的层垂深的不确定性。 3．测量系统信息滞后，井底预测困难。 根据以上技术难点，需要解决三个技术关键： 1、提高工具造斜率的预测精度。 2、必须准确探明油层顶层深度，为入窗和轨迹控制提供可靠依据。 3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提高井眼轨迹预测精度。 动力钻具选择 一、影响弯壳体动力钻具造斜能力的主要因素 影响弯壳体动力钻具的造斜能力的主要因素有造斜能力钻具结构因素和地层因素及操作因素三大类。其中主要的是结构因素，其次是地层因素。 （一）动力钻具结构因素影响 1．弯壳体角度对工具造斜率的影响 单双弯体弯角是影响造斜工具造斜能力的主要因素。 在井径一定情况下，弯壳体的弯角对造斜率的影响很大，随着弯壳体角度的增大，造斜率呈非线性急剧增大。 2．弯壳体近钻头稳定器对工具造斜率的影响。 弯壳体近钻头稳定器的有无，对工具造斜率影响很大。如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100米，无近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100米左右，相差近50%。 如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100米，井身轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100米。 3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对工具造斜率的影响 通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器至下肘点之距离。上移近钻头稳定器可大大提高工具的造斜能力，并且在井径扩大程度较大的情况下，造斜能力的上升幅度比井径扩大较小时要大。 (二）松散地层对工具造斜率的影响 据分析可知，下部钻具组合的造斜能力主要取决于钻头侧向力，而钻头侧向力来源于近
浅谈大位移水平井轨迹控制技术
浅谈大位移水平井轨迹控制技术 目前，大位移水平井钻井技术被广泛应用于石油、天然气的开采施工过程中，对其轨迹进行控制的关键就是井眼轨迹的设计，本文首先对井眼剖面的主要设计原则进行了介绍，进而针对轨道参数的选择以及参数优化后的结果进行了分析，最后对摩阻扭矩进行了分析，以期能够对水平井轨迹的有效控制提供一定的技术依据。 标签：大位移水平井轨迹控制 对水平井轨迹进行合理的设计是保证大位移水平井顺利完成的重要关键，除了要保证井身的剖面不能超过钻柱的扭矩极限之外，还要尽可能地降低扭矩摩阻、增加水平延伸的距离。相比于一般的水平井，大位移水平井本身对于井眼轨迹的设计有着特殊的要求，本文就针对如何具体对大位移水平井的轨迹进行控制以及相关注意事项进行如下分析。 1井眼剖面的主要设计原则 在进行大位移水平井的轨迹控制时，其中一个非常重要的关键点就是井眼轨迹的设计，这其中需要以设计方案的可操作性作为主要基础原则。当斜井段较长的时候，套管的磨损程度和可能性就会越高，相应的轨道剖面设计就很难被实现。与此同时，设计时还需要注意保证扭矩、拉力和摩阻处于一个较小的范围，因此，可以通过对相关参数进行优化来实现。 2轨道参数的选择 2.1造斜点参数 在进行造斜点的选择时，如果设计的造斜点相对较浅，会造成斜井段的拉长，导致拉力和扭矩的进一步增大，在进行井段的加长工程中，非常容易产生键槽的问题，在很大程度上提升了井眼的控制难度。在进行稳斜角具体参数的选择时，滑动钻进摩阻会随着造斜点的提高而增大，对于大位移水平井进行轨迹控制时，设计人员需要尽可能地选择那些相对科学的曲线，同时还需要保证造斜点处于一个较深的水平，这些都有利于直井段对于短斜井段的缩短效应，为后续的钻井下套管作业提供了方便。 2.2稳斜角参数 随着稳斜角的不断增大，起下钻摩阻以及旋转的扭矩会随之减小，而滑动钻进摩阻则会随之增加。因此，为了保证斜稳角处于最佳条件应当将斜井段的长度控制在最短，这样相应的扭矩和摩阻也就越小。在井斜处于45°-55°这一范围内，存在着一个受到扭矩的限制而引发的最小深度值，因此，在进行稳斜角的设计时应该尽可能地避开这一角度范围。当稳斜角的数值一定时，扭矩和摩阻会随着稳
水平井轨迹控制技术
–1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段 generalized adjusting section 用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合 invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测 target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式 wireline survey method
特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B（标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检测弯外壳体井下马达的弯曲角度。 5.1.3除反向双弯外壳体井下马达外，其它弯外壳体井下马达的下稳定器推荐采用偏心稳定器。 5.2 测斜仪器 斜测仪器应符合SY/T 5416 和 SY 5472 相关的规定。 5.3 资料 5.3.1 水平井钻井设计。 5.3.2 收集同地区完钻井的有关资料。 6 施工 6.1 直井段 6.1.1 配钻井液开钻。 6.1.2 采用防斜钻具组合钻进。 6.1.3 不允许使用刮刀钻头。 6.1.4 钻进中用单点测斜仪监测井斜、方位，钻完后测量全井段的多点数据。 6.1.5 有磁干扰的井段应使用陀螺测斜仪进行测量。 6.1.6 丛式井直井段作水平局部放大图，及时采取防碰措施。 6.2 定向增斜段 6.2.1 要点 6.2.1.1 定向时，合理确定装置角。 6.2.1.2 参照同地区方位漂移规律合理确定方位提前量。 6.2.1.3 使用随钻测斜仪。在有磁干扰的情况下，采用陀螺测斜仪。6.2.1.4 施工中，根据测量数据及时作出实钻轨迹图，与设计轨道进行对比，指导井眼轨迹控制。