一、直井下部钻具组合设计方法
（一）钻铤尺寸及重量的确定
1.钻铤尺寸的确定
（1）为保证套管能顺利下入井内，钻柱中最下段（一般不应少于
一立柱）钻铤应有足够大的外径，推荐按表1选配。
表1:与钻头直径对应的推荐钻铤外径
（2）钻铤柱中最大钻铤外径应保证在打捞作业中能够套铣。
⑶ 在大于190.5mm的井眼中，应采用复合（塔式）钻铤结构（包括
加重钻杆），相邻两段钻铤的外径差一般不应大于25.4mm最上一段钻铤的外径不应小于所连接的钻杆接头外径。每段长度不应少于一立柱。
（4）钻具组合的刚度应大于所下套管的刚度。
2.钻铤重量的确定：根据设计的最大钻压计算确定所需钻铤的总重量,然后确定各种尺寸钻铤的长度，以确保中性点始终处于钻铤柱上，所需钻铤的总重量可按式（1）计算:
Wc= Pm axKs/K 其中:
(1)
K = 1- P m/ p s
式中：Wc所需钻铤的总重力，kN;
Pma——设计的最大钻压，kN;
Ks——安全系数，一般条件下取，当钻铤柱中加钻具减振器时, 取;
Kf——钻井液浮力减轻系数;
P m -- 钻井液密度，g/cm3；
P s -- 钻铤钢材密度，g/cm3。
( 二 ) 钟摆钻具组合设计
1. 无稳定器钟摆钻具组合设计：为了获得较大的钟摆降斜力 , 最下端1?2柱钻铤应尽可能采用大尺寸厚壁钻铤。
2.单稳定器钟摆钻具组合设计
(1) 稳定器安放高度的设计原则：
a. 在保证稳定器以下钻铤在纵横载荷作用下产生弯曲变形的最大挠度处不与井壁接触的前提下 , 尽可能高地安放稳定器。
b. 在使用牙轮钻头、钻铤尺寸小，井斜角大时，应低于理论高度安放稳定器。
(2) 当稳定器以下采用同尺寸钻铤时 , 可用式(2) 计算稳定器的理论安放高度：
Ls={[-b+ （b2-4ac ）1/2 ]/2a} 1/2其中：
2)
b=+r)2式中：Ls――稳定器的理论安放高度，m
P --- 钻压，kN;
e ――稳定器与井眼间的间隙值，即稳定器外径与钻头直径差值 之半， m ；
r ――钻铤与井眼间的间隙值，即井眼直径与钻铤外径的差值之 半，m
q ——单位长度钻铤在钻井液中的重力，kN/m;
a -- 井斜角，(°)
El ――钻铤的抗弯刚度，kN - m 。
(3) 稳定器的实际安放高度一般在计算的理论高度的 90%以内。
a. 根据实际钻铤单根长度确定的长钟摆钻具组合 , 应用式 (3) 、 (4) 分别计算使用这种组合在钻压一定时的允许最大井斜角a max 和
井斜角一定时的允许最大钻压 Pmax ： a max =arcsin[ n 2EI (n 2qL 4
) +r) 2
(n 2
qL 4
)] P max =[ n 2
EI184.6L
式中：L ——稳定器的实际安放高度， m
b. 当稳定器与井眼间的间隙 e 值趋于零时 , 式(3) 、式( 4)可分 别简化为；
2
2
4
a max =arcsin[ (n rEI —) / n qL] ? (5)
（ 三 ） 多稳定器钟摆钻具组合设计： 多稳定器钟摆钻具组合是在单 稳定器钟摆组合的稳定器上 , 每间隔一定长度 （一般是单根钻铤 ）
(3)
(4)
P max= (n 2rEI —n 2qL4sin a) / (6)
再安放1~ 3只稳定器。
3.钻具减振器安放位置
（1）钻具减振器的安放位置应尽量靠近接头。
（2）在钟摆钻具组合中 , 钻具减振器一般应直接安放在钻头之上。
4.钻具震击器安放位置
（1）为防止震击器早期损坏 , 不得将震击器安放在中性点附近。
（2）钻具震击器安放在钻柱受拉部位 , 推荐在轴向应力零点以上的 1 个立柱。
三、定向井下部钻具组合设计方法
（一）钻铤尺寸及重量的确定：
1.钻铤尺寸的确定
（1）在斜井段使用的最下一段（应大于27m钻铤的刚度应适用于设计的井眼曲率。
(2)入井的下部钻具组合中，钻铤的外径应能满足打捞作业。
(3)钻头直径与相应钻铤尺寸范围的要求见表1。
表1:钻头直径与相应的钻铤尺寸 mm(in)
2.无磁钻铤安放位置及长度的确定(略)
3.钻铤重量的确定
(1)常规定向井中钻铤重量的确定：根据设计的最大钻压，确定
所需钻铤的总重量， 再确定钻铤尺寸和长度。 所需钻铤在空气中的总 重量按式（ 1）计算：
G=pk/fcos a 式中：
Gi ――所需钻铤在空气中的总重量，kN;
p -- 设计的最大钻压，kN;
k ——安全系数，可取?;
f ——钻井液浮力校正系数；
a 井斜角，（°）。
（2） 深定向井及难度较大定向井中钻铤重量的确定：为了减少钻 柱的扭矩、 摩擦阻力以及高密度钻井液造成粘附卡钻的可能性， 可采 取加重钻杆、 普通钻杆和铝合金钻杆代替钻铤加钻压， 但应进行稳定 性分析计算。钻杆开始弯曲时的临界压缩载荷按式（ 2）计算：
式中：
E 弹性模量可取X 1011
N/ ,N/ m^;
1）
F max =2 (p Asin a / 丫)1/2
(2)
F max
钻杆开始弯曲时的临界压缩载荷， KN;
——钻井液浮力校正系数；
I――管材的轴惯性矩，m 4
P――管材密度，1/m 3
A --- 管材横截面积，mm 2 a――井斜角，（°）丫钻杆与井眼间的间隙值，
mm。
钻杆稳定性设计所需的条件按式（3）计算:
F max> p-WcOSa
3）
式中:
p -- 设计的最大钻压，kN;
下部钻具组合钻杆以下钻铤的浮重，kN;
应用式（ 2）和式（ 3）确定钻铤、加重钻杆、普通钻杆和铝合金
钻杆重量。
（二）螺杆钻具定向井造斜钻具组合的设计 1. 螺杆钻具有以下四种基本型式:弯接头式、单弯壳体式、同向
双弯壳体式、异向双弯壳体式。
2.弯接头度数的确定：使用井下动力钻具定向造斜时，弯接头度数的确定根据井眼轨迹所需造斜率结合该区的地层造斜特性、钻井参数等因素综合考虑。表3、4仅供参考。
3.钻井队一般配备。、1 等五种规格的弯接头。
4.钻头与井底动力钻具之间，一般不能加配合接头。
表3:螺杆钻具预计造斜率（弯接头式）
表4:螺杆钻具预计造斜率(弯壳体式
弯接
头角
井径
造斜造斜
井径
造斜mm
(in
)
(6 3/
4
mm
100m
mm(i
n)
100m (in
)
100m
(63/4
(97/8
)
(105/
8)
（三）转盘
钻增斜钻具组
合:
1.转盘钻增斜钻具按增斜能力的大小分为强增
中等增斜、弱增斜三种组合，基本尺寸要求见表 5。在定向井钻井中，一般应设计
多稳定器组合。单稳定器组合在井斜较小（小于30°）时，井眼方
位稳定性差；在稳斜组合中，降斜率较大，不易稳斜。
表5:转盘钻增斜钻具组合稳定器安放高度
2.稳定器组合的受力及安放高度的计算，推荐采用纵横弯曲连续梁法计算，也可采用有限单元法计算。每一口井的钻具组合计算，应采用同一个计算机程序。
3.调整钻头侧向力的一般方法:
(1)改变近钻头稳定器与钻头之间的距离(L i);
(2)改变稳定器之间的距离或钻铤尺寸;
(3)改变钻压;
(4)调整稳定器与井壁的间隙。
（四）一般定向井队应配备1.5 m、2 m两种规格的短钻铤。
（五）为获得较高的侧向力，近钻头稳定器与钻头之间应有一定距离。
（六）用单稳定器组合钻进的井眼，若需下入多稳定器组合，必须逐渐增加稳定器的个数进行扩划眼。
（七）多稳定器组合钻进时，蹩劲较大，起钻时易遇阻，操作时一定要小心，最好除近钻头稳定器外，其它均采用变径稳定器。
四、转盘钻稳斜钻具组合：
（一）转盘钻稳斜钻具组合按稳斜能力大小所分为强稳斜，中等稳斜、弱稳斜组合三种基本型式，基本尺寸要求见表 6，一般地说，只要安放距离合适，稳定器越多，稳斜能力越强，稳定器越少降斜就越大。
（二）设计稳斜钻具组合主要是尽可能减少钻头上的侧向力，使井眼曲率无大的变化。
（三）在硬地层或研磨性地层中稳斜钻进时，如果扭矩过大或钻头与稳定器的直径磨损严重，可把螺旋稳定器换成滚轮稳定器。
表 6：转盘钻稳斜钻具组合稳定器安放高度
（四）长井段及大井斜角井段中稳斜钻进时，应采用弱增斜钻具组合（即增加近钻头稳定器与中稳定器之间的距离）钻进，以平衡钟摆降斜力，达到长井段稳斜的目的。
（五）为加强稳斜效果，可将近钻头稳定器串联使用。
（六）可采用井底动力钻具带稳斜组合稳斜钻进。
（七）每套稳斜钻具组合的稳斜效果分析至少应在钻进两个组合长度后才可确定。一般多稳定器稳斜组合可控制井斜变化率在士
/100m范围内。
五、转盘钻降斜钻具组合:
（一）按降斜能力分为强降斜、弱降斜两种基本型式，基本尺寸要求见表7
表7:转盘钻降斜钻具组合稳定器安放高度
（二）设计降斜钻具主要是保证稳定器以下的钻柱在所施加的钻压下，不与井壁接触，以获得降斜力，达到降斜的目的。
（三）调整侧向力的方法:
1.调整稳定器以下钻具长度和重量;
2. 调节稳定器的直径；
3. 调整钻压。
（四）在井斜角小于30°或井径大于 311.2mm 时，一般采用单稳定器强降斜组合。
（五）在井斜角大于30°或井径大于311.2mm时，一般采用双稳定器强降斜组合。这样可使井眼轨迹变化较平缓。
（六）如采用钟摆钻具降斜效果不好时，可采用井底动力钻具强力降斜。
六、稳定器的要求：
（一）定向井稳定器的选择：在软地层中，一般选用支撑面较宽，扶正条较长、过水断面积较大的三螺旋稳定器，在硬地层中应选用支撑面较窄、扶正条较短的螺旋稳定器。
（二）稳定器与钻头的直径差值：一般近钻头稳定器的外径磨损不大于2mm第二个稳定器外径磨损不大于 4mm其它稳定器外径磨损不大于6mm在不同的钻井工艺条件下，上述差值可稍有变化。
七、随钻震击器的安放位置：
（一）随钻震击器上部的钻柱外径，应不大于随钻震击器的外径。
在保证震击器正常工作条件下，尽可能靠近下部钻具组合。而其上部应有小尺寸钻铤提供震击力。
（二）随钻震击器如果安放在钻铤之上，应在震击器上部再加 3?5 柱加重钻杆。
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 设计单位：华北油气分公司石油工程技术研究院设计人： 初审人： 审批单位：华北油气分公司 审核人：梁文龙 审批人： 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
设计审批意见 原则同意该设计，同时提出以下要求，请一并执行。 1、本井施工斜导眼完后，着陆点深度均要根据地层变化作相关调整。为加快作业 进度对回填部分斜导眼的轨迹符合率在满足中靶前提下不做严格要求；钻穿导眼目的层后，可根据快速钻进需要改变钻井方式和钻具组合。 2、二开下技术套管间隙较小，井队和固定队应根据实钻情况制定完善的通井、下 套管及固井措施；钻井过程中出现漏失的，下套管前通井需堵漏并做不低于3MPa的承压试验，否则不能下套管，确保固井质量符合要求，特别注意下完套管后固井前循环钻井液排量要控制在环空返速在1.2m/s以上。 3、技术套管固井前钻井队充分作好井眼准备工作，通井正常后方可进行下套管作 业，水泥浆性能试验要取现场水质进行检测。 4、本井完井管柱结合实钻情况和投产方式另行通知。 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 2017年8月
目录 1.设计依据 (1) 2.地质概况 (2) 3.井身结构及套管程序 (6) 4.井眼轨道设计 (8) 5.测量方案及轨迹计算方法 (13) 6.钻井设备及管理要点 (14) 7.钻具组合及强度校核 (16) 8.钻井完井液设计 (21) 9.钻头及钻井参数设计 (26) 10.钻开水平段目的层技术措施 (27) 11.井身质量要求 (27) 12.固井设计 (28) 13.油气井压力控制 (33) 14.复杂情况对策 (47) 15.健康、安全与环境管理要点 (49) 16 弃井要求 (52) 17 风险识别及削减措施 (54) 18.施工进度预测 (57) 19.钻井主要材料计划 (57) 20.资料提交 (58) 附录1：工程应急预案 (59)
（1）常规钻具组合。钻头+配合接头+钻铤+配合接头+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （2）满眼钻具组合。钻头+1号钻头稳定器(1—3个)+短钻铤+2号稳定器(挡板)+无磁钻铤1。2根+3号稳定器+大钻铤1根+4号稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （3）钟摆钻具组合。钻头+钻铤(易斜地层选用大钻铤或加重钻铤)+稳定器+钻铤+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。直井中所用钟摆钻具组合一般为钻头+钻铤1—3根+稳定器+钻铤+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆；吊打钻井的钻具组合一般为钻头+钻铤2柱+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （4）塔式钻具组合。钻头+大尺寸钻铤1柱+中尺寸钻铤2柱+小尺寸钻铤3柱+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （5）定向井各井段钻具组合。①造斜段钻具组合。钻头+井下动力钻具+弯接头+无磁钻铤+钻铤+震击器+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。②增斜段钻具组合。钻头+稳定器(挡板)+无磁钻铤1～2根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。③稳斜段钻具组合。稳斜段采用满眼钻具组合。④降斜段钻具组合。钻头+无磁钻铤1。2根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。⑤水平段钻具组合。钻头+钻头稳定器+无磁钻铤1根+稳定器+无磁承压钻杆2根+斜坡钻杆+加重钻杆+随钻震击器+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。（6）打捞钻具组合。卡瓦打捞矛(简)、内外螺纹锥等打捞工具的钻具组合一般为打捞工具+安全接头+下击器+钻铤+钻杆。随钻打捞工具的钻具组合一般为：钻头+随钻打捞杯(打捞篮)+钻铤1柱+钻杆。
一、常规钻井（直井）钻具组合： BIT钻头；DC钻铤；SDC 螺旋钻铤；LZ螺杆钻具；SJ双向减震器；DP钻杆；HWOP 加重钻杆；STB或LF钻具稳定器；LB随钻打捞杯；DJ震击器； 1、塔式钻具组合： Φ×0.50m+Φ229mmDC×27.24m +Φ203mmDC×54.94m+Φ165mmDC×54.51m+Φ Φ×0.40m+Φ229mmDC×54.38m+Φ203mmDC×82.23m+Φ165mmDC×81.83m+Φ Ф×0.32m+Ф×9.50m+Ф229mmDC×45.40m+Ф203mmDC×73.13m+Ф165mmDC×81.83 m+Ф Φ×0.30m+Φ229mm SJ×6.62m+Ф229mmDC×53.94m+Ф203mmDC×81.75m+Ф165mmDC ×81.83m+Ф 钻头FX1951X0.44 m（Φ311.1mm）＋6A10/630×0.61 m＋9″钻铤×52.17m（6根）＋6A11/5A10×0.47 m+ 8″钻铤×133.19m（9根）＋410/5A11×0.49 m＋61/2″钻铤 ×79.88m（9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱Φ×0.25m+430/4A10+Ф165mmSDC×161.56m+4A11/410+Ф165mmDJ×8.81m+411/4A1 0＋61/2″钻铤×79.88m（9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱 2、钟摆钻具组合： Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mm SJ×9.24m+Φ229mmSDC×18.24m+730/NC61公+2 6″LF+731/NC61母+Φ229mmSDC×9.24m+730/NC61公+26″LF +731/NC56母+Φ203mmD C×94.94m+410/NC56公+Φ+顶驱 Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m+171/2″LF+Φ2 29mmSDC×9.24m+171/2″LF +NC61公/NC56母+Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″DC ×18.94m+410/NC56公+Φ127mmH WOP×141.94m +Φ+顶驱 Φ×0.46m+Φ229mmDC×18.08m+Φ308mmLF×1.82m+Φ203mmDC×9.10m+Φ308mmL F×1.51m+Φ229mmDC×27.32m+203mmDC×73.13m+Φ178mmDC×81.83m+Φ+顶驱Φ×0.50m+630/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m +NC61公/NC56母+121/4″LF + NC56 公/ NC61母+Φ229mm SDC×9.24m +NC61公/NC56母+121/4″LF +Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″SDC×27.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ×0.50m+630/731+95/8″LZ+Φ229mmSJ×18.64m+ 121/4″LF ++Φ229mm SDC ×9.24m +121/4″LF+Φ203mmDC×148.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ×0.33m+Φ172mmLZ×8.55m+Φ165mmSDC×1.39m+Φ165mmSDC×1.39m+Φ214mmS TB×1.38m+Φ165mmDC× 236.14m+Φ×141.94m +Φ+顶驱 3、满眼钻具组合： Φ×0.30m+121/4″LF +NC56 公/ NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+NC61公/NC56 母+121/4″LF + NC56 公/ NC61母+Φ229mm SDC×18.24m+NC61公/NC56母+121/4″LF +Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″SDC×18.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ215.9mm牙轮BIT×0.24m+Φ190mm LB×1.10m+Φ214mmSTB×1.39m+Ф165mm SDC ×1.39m+Φ214mmSTB×1.40m+Ф165mm DC×8.53m+Φ214mmSTB×1.39m+Φ165mm SJ×5.08 m+Ф165mm DC×244.63m+Φ×141.94m +Φ+顶驱 Φ215.9mm牙轮BIT×0.24m+Φ214mmLF×1.49m+Ф165mmSDC×1.39m+Φ214mmLF×1.40m+Ф165mmDC×8.53m+Φ214mmLF×1.39m+Φ165mm SJ×5.08m+Ф165mmDC×244.63m+Φ×141.94m +Φ+顶驱
SY/T5619—1999 定向井下部钻具组合设计方法 代替SY/T5619—93 Method of bottom hole assembly design in directional wells 1范围 本标准规定了井斜角小于60°的定向井下部钻具组合的设计方法。 本标准适用于陆上石油、天然气及地质勘探钻定向井钻具组合设计，侧钻井及大斜度井的下部钻具组合设计也可参照使用。 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/T5051—91 钻具稳定器 SY/T5172—1996 直井下部钻具组合设计方法 3钻铤尺寸及重量的确定 3.1钻铤尺寸的确定 3.1.1在斜井段使用的最下一段（应大于27m）钻铤的刚度应适用于设计的井眼曲率。 3.1.2入井的下部钻具组合中，钻铤的外径应能满足打捞作业。 3.1.3钻头直径与相应钻铤尺寸范围的要求见表1。
表1 钻头直径与相应的钻铤尺寸 mm（in） 钻头直径钻铤直径钻头直径钻铤直径 120.7(4 3/4) 79.4(3 1/8) 241.3(9 1/2) 158.8(6 1/4) 177.8(7) 152.4(6) 104.8(4 1/8) 311.2(12 1/4) 203.2(8) 228.6(9) 215.9(8 1/2) 158.8(6 1/4) 444.5(17 1/2) 228.6(9) 3.2无磁钻铤安放位置及长度的确定 3.2.1无磁钻铤安放位置 无磁钻铤的安放位置应根据钻具组合的特性（造斜、增斜、稳斜或降斜）、具体尺寸和连接螺纹类型，使之尽可能接近钻头。 3.2.2无磁钻铤长度的确定 3.2.2.1根据图1确定施工井所在区域。 3.2.2.2施工井在1区时，无磁钻铤长度根据图2进行确定。 图2（a）为光钻铤组合。 在曲线A以下：
中国石油天然气股份有限公司钻井监督和地质监督工作指南 石油青监理[2002]108号 第一章总则 第一条为建立和完善勘探开发钻井监督管理体系，规范和明确钻井工程监督（简称“钻井监督”）和钻井地质监督（简称“地质监督”）岗位职责。根据《中油股份公司勘探和生产工程监督管理办法(试行)》特制定本指南。 第二条本指南主要对监督的岗位职责、工作内容及范围进行进一步明确规范，有关工程监督的管理按照油勘字[2002]28号文件（《中油股份公司勘探和生产工程监督管理办法(试行)》）执行。 第三条监督是油田公司（以下简称“甲方”）派驻现场的代表，各甲方单位根据工作需要可设总监、副总监、监督及副监督等工作岗位。 第四条监督依照中国石油天然气股份有限公司制定的有关技术标准、规范或规定、设计以及服务合同对服务公司（以下简称“乙方”）进行全过程监督或阶段监督，负责对施工质量、工程进度、安全措施等实施监督，协调解决各施工环节中出现的问题，并严格按HSE的标准组织生产运行。 第二章地质监督岗位职责 第五条地质总监岗位职责 1. 负责日常地质录井生产、技术管理工作，掌握生产动态和地质监督的日常管理。 2. 负责协调工程作业过程中各乙方单位之间需要配合的工作。 3. 负责了解国内外录井技术的发展动向，掌握先进的录井技术和录井设备的使用。 4. 负责掌握生产动态，解决生产中出现的重大问题。 5. 认真贯彻执行股份公司有关录井、安全、环保等方面的规定、标准和条例。 第六条地质监督岗位职责 1. 代表甲方执行录井合同，全面负责施工井的录井资料质量控制并定时汇报生产动态。 2. 按钻井地质设计监督作业实施，确保地质任务的完成。 3. 执行地质设计过程中，需修改设计的，应正式请示，征得甲方同意后方可按程序修改、实施并记录在案。 4. 负责对录井作业人员、设备、录井质量及所提交的资料进行检查、验收。 5. 负责及时进行地层对比，并根据相关资料卡准取心层位和落实油气显示，严把资料质量关。此外，利用有关资料进行检测和预测压力异常地层的情况。 6. 负责钻井地质资料的归档，包括样品入库的审查。 7. 对施工过程中的安全、环境保护等负责。 8. 驻井地质监督是地质录井成果的报告者，负责编写录井报告和绘制相应的图表，其工作不得由他人代替。第三章地质监督现场工作规范 第一节常规地质录井 第七条熟悉钻井地质设计和录井服务合同,明确钻探目的，了解预测的地层、岩性、油气分布、地层压力和具体的录井要求，监督录井人员按地质设计和录井合同要求取全取准各项资料。 第八条收集和了解和本井有关的区域和邻井地质资料，特别要了解钻探地区易井喷、井漏、坍塌井段和复杂井段的层位以及复杂井段的处理经过、结果和经验教训等，对本井的情况做出预测，并向有关人员提示。 第九条检查录井设备、仪器、分析化验试剂、荧光系列对比以及取样器皿等地质用品是否规范、齐全，达到质量要求。 第十条审查各项录井原始资料、数据和各类样品是否取全取准，随时掌握生产动态。 第十一条钻井全过程中，对钻具资料必须清楚，尤其是特殊作业情况下的钻具倒换情况。 第十二条监测钻井液性能的变化，及时分析引起性能变化的原因，做好压力预测和观察记录，有异常情况立即通知钻井监督。
《钻井工程》课程设计 乌39井 姓名 专业班级油工61302 学号201360043 班级序号18 指导教师张俊
1 井身结构 1.1井身结构示意图 1.2井下复杂情况提示 1.3井身结构设计数据表
1.4井身结构设计说明 1.5 钻机选型及钻井主要设备
2.钻具组合设计 2.1一开钻具组合设计 本井一开钻井液密度为ρd=1.15g/cm3，最大钻压Wmax=100KN，钻井深度D1=500m，井斜角为0°，钢材密度取7.85g/cm3，安全系数取S N=1.2。 2.1.1选择尺寸配合 一开井眼直径381mm，钻头尺寸选用直径381.0mm，根据钻头与钻柱尺寸配合关系，钻铤选用直径为228.6mm的钻铤，钻杆选用直径为127mm的钻杆。 2.1.2钻铤长度设计 （1）计算浮力系数K b=1-（ρd/ρs）=1-（1.15/7.85）=0.854 （2）计算第一段钻铤长度 本井选用NC61-90线密度q c=2.847kN/m，单根长度为9.1m的钻铤，根据中心点原则该钻铤需用长度为： L c=S N Wmax/(q c K b）=（1.2×100）/（2.847×0.854×1）=49.356m n=49.356/9.1=5.4 根据库存和防斜要求NC61-90钻铤实取6根，上接直径为203.2mm的钻铤9根，直径为177.8的钻铤12根，组成塔式钻具组合。 （3）钻铤参数计算 钻铤总长度为：Lc= L c1+ L c2+ L c3=（6+9+12）×9.1=245.7m 钻铤总浮重为： F mc=K b cosα（L c1q c1+ L c21q c2+ L c31q c3）
5．2下部钻具组合 下部钻具组合是指用于施加钻压的那部分钻柱的结构组成。一般是由钻铤和扶正器组成。通过调节扶正器的按放位置、距离和扶正器的数量，下部钻具组合可以是增斜组合、降斜组合及稳斜组合三种。但是无论哪一种组合，其实质是施加钻压后，钻柱发生弯曲变形，在钻头上产生侧向力，由于侧向力的作用，使钻头合力方向不再与井眼轴线重合，造成井斜。为了防止井斜，应当使钻柱组合在施加钻压后，产生的钻头侧向力为零，使钻头合力与井眼轴线重合。 5．3钻井参数组合 钻井参数主要是钻压和转速。在一定的钻柱组合时，通过调节钻压和转速，可改变钻头侧向力的大小和方向，从而改变井斜的大小和方向。 5．4钻头结构引起井斜 牙轮钻头的移轴、复锥和超顶，都要引起钻头轴线偏离井眼中心线，产生侧向切削。 6井斜控制原理及方法 控制井斜实质就是控制钻头造斜力，使其为降斜力。要达到这个目的，地层造斜力是不可改变的，唯一可控制的是下部钻柱组合和钻井参数，通过改变下部组合和调节钻井参数可使钻头侧向力为降斜力，抵抗地层造斜力的作用强度，使井斜控制在一定范围内。目前使用的钟摆钻具、塔式钻具、偏心钻铤等是以增大降斜力为目的的钻柱。他们可以起在直井中防斜，在斜井中纠斜的作用。刚性满眼钻柱、方钻铤、螺旋钻铤等是以强大的刚度反抗地层造斜的作用。在直井中防斜，在斜井中稳斜，井斜了不能使用刚性满眼钻柱。但是通过调节扶正器安放间距和钻井参数，刚性满眼钻柱也可以是增斜或降斜钻柱。 6．1、钟摆钻具 这种钻具是在钻头的上方一定距离处，一般是18—27米左右按装一个扶正器。当其发生井斜时，扶正起靠下井壁上，扶正器下面的钻柱重量在钻头上产生一个指向下井壁的力，这个力就是钟摆力，是降斜力，使井斜减少。钟摆钻具使用关键是扶正器的安放距离，太大在扶正器下面产生新切点，钟摆失效；太小钟摆力也小，效果也不好。另外，钻压不能太大，过大的钻压使钟摆失效。是一种既能防斜又能纠斜的钻具。在现场得到广泛使用。
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
一、满眼钻具组合 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具,是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 具体如下： 1.在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。上扶正器能抵消由于上扶正器以上的钻柱弯曲所产生的横向力，使上扶正器以下的钻柱居中，同时也帮助下扶正器抵消地层横向力。下扶正器的作用抵消地层横向力，限制钻头的横向移动，当地层造斜力不大时，满眼钻具能保持刚直居中状态，使钻头沿铅直方向钻进。 2. 增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。在地层横向力的作用下，下扶正器和钻头靠向井壁高的一侧，抵抗地层横向力，限制钻头横向移动。同时地层横向力势必要扭弯下扶正器上的短钻铤，由于钻铤刚度大，能有力地抵抗此地层的横向力。中扶正器也帮助中扶正器以下的钻柱抵抗地层横向力。因此，限制了钻头的横向移动和侧斜。在已斜井眼内，钻具还有一个纠斜作用，这是由于上扶正器以上的钻铤因自重的作用靠在井壁低侧，并以上扶正器为支点将力下传，作用于上扶正器下的一根钻铤上有一个弯矩，此弯矩使中扶正器靠井壁高的一侧，再以中扶正器为支点将力下传使钻头趋向于井壁低的一侧，产生一个纠斜力。所以满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。
定向井底钻具组合的类型 吕永华 根据井底钻具组合的设计目的或作用效果不同，可分为以下三类：增斜、降斜、稳斜。实际上常规定向井的最基本钻具组合有四个，即马达造斜钻具，转盘增斜、降斜和稳斜。在渤海地区常用钻具组合的总结如下： 1、在12-1/4井眼中四套基本钻具组合有： 马达造斜： 12-1/4BIT+9-5/8Motor（1.15-1.5） +11-3/4STB+8NMDC+8HOS+8S.NMDC+F/V+7-3/4(F/J+JAR)+5HWDP(14) 转盘增斜： 12-1/4BIT+12-1/4STB+8NMDC(1)+8DC(2)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) BOR：(2-4)o/30m 降斜： 12-1/4BIT+8NMDC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) BOR：-(2-3)o/30m 强降斜在钻头上加两根钻挺。 稳斜： 12-1/4BIT+12-1/4STB+8S.DC(2) +12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 2、可以通过调整扶正器扶正翼尺寸的大小、扶正器之间钻挺的长度和钻压的大
小达到不同的增降或者稳斜的效果如下： 微增组合： 12-1/4Bit+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 微降组合： 12-1/4Bit+8S.DC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 井底钻具组合表现出不同的效果，是由于不同的钻具组合具有各自的力学特性，这主要是钻头处产生的侧向力的方向和大小的不同。从而使钻头按照预定的轨迹前进。 如果钻头不是按照预定的井眼轨迹前进，就需要在适当的时候，起钻调整钻具组合。调整钻具的原因有三个：1、井斜不合适 2、方位不合适 3、井斜方位都不合适 钻具组合的调整一般都在稳斜井段进行，调整钻具组合时应考虑以下几点： 1、经调整后的钻具入井后具有预料的性能 2、一般情况下采用微调的形式，以避免大幅度增斜/降斜导致稳斜段狗腿太大，造成井下事故 3、尽量争取调整后的钻具能有较长的井段的进尺，以避免反复起下钻调整钻具，一是保证快速钻进，二是避免波浪形井眼轨迹 地层因素同样影响着井眼轨迹，很明显同一套钻具组合在不同的地层表现出的性能是不一样的，或者说轨迹方位和井斜的变化率是不一样的，这是由于
钻井工程设计指导 前言 一、钻井设备 二、井身结构设计 三、钻具组合设计 四、钻井液设计 五、钻井参数 六、油气井压力控制 七、固井设计 前言 钻井是石油、天然气勘探与开发的主要手段。钻井工程质量的优劣和钻井速度的快慢，直接关系到钻井成本的高低，油田勘探开发的综合经济效益及石油工业发展速度。 钻井程设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性，先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。 搞好钻井工程设计也是提高技术管理和加强企业管理水平的一项重要措施，是钻井生产实现科学化管理的前提。 钻井工程设计应包括以下方面的内容： 1.地面井位的选择及钻井设备的确定； 2.井身结构的确定； 3.钻柱设计与下部钻具的组合； 4.钻井参数设计； 5.钻井液设计；
6.油气井压力控制； 7.固井设计； 一钻井设备 (一) 钻进设备的选择 钻井设备可以按设计及分类细分为若干部件系统。这些系统可分为： 1.动力系统； 2.起升系统； 3.井架及井架底座； 4.转盘； 5.循环系统； 6.压力控制系统。 这些系统是选择钻井设备的基础。钻井设备的选择主要依据钻机类型，地表条件及钻井设计所确定的最大载荷而定。 (二) 钻井设备选择实例 表1-1是大庆地区45110钻井队芳深三井的钻进设备记录。
二井身结构设计 (一) 井身结构确定的原则 1.能有效的保护油气层，使不同压力梯度的油气层不受泥浆污染损害。 2.应避免漏、喷、塌卡等情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短。 3.钻下部高压地层时所用的较高密度泥浆产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的露地层。 4.下套管过程中，井内泥浆液柱压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故。 (二) 井身结构设计步骤 1.根据地区特点和井的自身条件，确定在保证工程需要的条件下应下几层套管，做出井身结构设计图。 2.确定套管尺及相应钻头尺寸。 3.确定各层套管的下入深度。 (三) 套管下入深度的确定方法 1.确定各套管下入深度初选点H ni
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：
一、直井下部钻具组合设计方法 （一）钻铤尺寸及重量的确定 1.钻铤尺寸的确定 （1）为保证套管能顺利下入井内，钻柱中最下段（一般不应少于 一立柱）钻铤应有足够大的外径，推荐按表1选配。 表1:与钻头直径对应的推荐钻铤外径
（2）钻铤柱中最大钻铤外径应保证在打捞作业中能够套铣。 ⑶ 在大于190.5mm的井眼中，应采用复合（塔式）钻铤结构（包括 加重钻杆），相邻两段钻铤的外径差一般不应大于25.4mm最上一段钻铤的外径不应小于所连接的钻杆接头外径。每段长度不应少于一立柱。 （4）钻具组合的刚度应大于所下套管的刚度。 2.钻铤重量的确定：根据设计的最大钻压计算确定所需钻铤的总重量,然后确定各种尺寸钻铤的长度，以确保中性点始终处于钻铤柱上，所需钻铤的总重量可按式（1）计算: Wc= Pm axKs/K 其中: (1) K = 1- P m/ p s 式中：Wc所需钻铤的总重力，kN; Pma——设计的最大钻压，kN; Ks——安全系数，一般条件下取，当钻铤柱中加钻具减振器时, 取; Kf——钻井液浮力减轻系数; P m -- 钻井液密度，g/cm3； P s -- 钻铤钢材密度，g/cm3。
( 二 ) 钟摆钻具组合设计 1. 无稳定器钟摆钻具组合设计：为了获得较大的钟摆降斜力 , 最下端1?2柱钻铤应尽可能采用大尺寸厚壁钻铤。 2.单稳定器钟摆钻具组合设计 (1) 稳定器安放高度的设计原则： a. 在保证稳定器以下钻铤在纵横载荷作用下产生弯曲变形的最大挠度处不与井壁接触的前提下 , 尽可能高地安放稳定器。 b. 在使用牙轮钻头、钻铤尺寸小，井斜角大时，应低于理论高度安放稳定器。 (2) 当稳定器以下采用同尺寸钻铤时 , 可用式(2) 计算稳定器的理论安放高度： Ls={[-b+ （b2-4ac ）1/2 ]/2a} 1/2其中： 2) b=+r)2式中：Ls――稳定器的理论安放高度，m P --- 钻压，kN;
1.为什么要进行科学钻探地球为人类提供了资源、能源、生活的空间和生存的 环境，但同时又给人类带来了地质灾害（地震、火山、泥石流等），人类为了本身生存的需要，迫切地希望了解地球。但迄今为止，人类对地球内部仍然所知甚少。长期以来，地球科学家们试图运用地质、地球物理和地球化学等方法来探测与研究地球内部，但所获得的认识都是间接的。科学钻探是唯一能获得地下深处真实信息和图象的地学研究方法，是人类解决所面临的资源、灾害、环境等重大地学问题不可或缺的重要手段，被誉为“伸入地壳的望远镜”。 2.科学钻探的主要领域有哪些 科学钻探是为地学研究的目的而实施的钻探，它是通过钻孔获取岩心、岩屑、岩层中的流体（气体和液体）以及进行地球物理测井和在钻孔中安放仪器进行长期观测，来获取地下岩层中的各种地学信息，进行地学研究。 只要是满足以上条件的钻探活动皆可称之为科学钻探，而不论其钻探的区域、钻孔的深浅和钻孔直径的大小。按照区域划分，可分为大洋科学钻探、大陆科学钻探、湖泊钻探、冰心钻探和外空钻探。科学钻孔的深度可浅至数毫米（美国火星钻探），深至数千米、甚至上万米，世界上最深的科学钻孔（同时也是世界上的最深钻孔）是深度为12262米的科拉超深钻（俄罗斯）。 目前大陆科学钻探已在全球形成宏伟的整合计划，正在实施的国际大陆科学钻探项目有20余项，主要研究领域包括板块构造、火山与地震活动、全球环境与气候变化、陨石撞击与灾变事件、地热与流体系统和大陆与地幔动力学等，并与国际大洋科学钻探联手，意味着一个探测地球的新时代的来临。 3.海洋科学钻探发展的历程 1961年——1966年美国的“莫霍面计划”；1966年6月——1983年11月深海钻探计划（DSDP）；1985年——2003年大洋钻探计划（ODP）；2003年10月——2013年综合大洋钻探计划（IODP）。各钻探计划所取得的主要科学成果：“莫霍面计划”第一次深海钻探成功，证明洋底地壳第二层由玄武岩组成；DSDP计划完成了近百卷的DSDP初期报告，证实了大陆漂移和海底扩张学说，建立了板块学说，催生了古海洋学这一新学科；ODP计划揭示了洋壳结构和海底高原的形成，证明了气候演变的轨道周期和地球环境的突变事件，分析了汇聚大陆边缘深部流体作用，发现了海底深部生物圈和天然气水合物；IODP正在为揭示地震机理，理解极端气候和快速气候变化过程做进一步的研究。 4.IODP的来源与工作目标 “IODP”即“In tegrated O cean D rilling P rogram(整合大洋钻探计划) ”, 它是在ODP 基础上, 通过革新技术、扩大规模及更进一步的深入研究而提出的更符合科学潮流、更具国际化的新世纪大洋钻探计划, 是继DSDP、ODP 后国际合作深海钻探的第三个阶段。IODP 的特点在于以多条船为基础, 去进一步探索以往不能钻探的海区和深度, 去解决过去未能回答的科学问题。除了能在浅海和滨海
第四章轨迹控制钻具组合设计 4．1 下部钻具组合设计原则 （1）虔诚水平机下部钻具组合设计的首要原则是造斜率原则，保证所有设计组合的造斜率到要求是井眼控制轨迹控制的关键。为了使所设计的钻具组合能够对付在实钻过程中造斜能力又是难以发挥的意外情况，往往有意识在设计时使BHA得造斜能力比井深设计造斜率搞20％~30％。 （2）在设计水平井下部钻具组合时，要考虑和确定测量方法、仪器类别及型号。水平井用最普遍的是MWD，即无线传输的随钻测斜仪，它允许工作在定向钻进和转盘钻进两种情况，但是由于信号靠泥浆脉冲来进行运输，工程参数传输慢，而浅层水平井由于地层软进尺快；为了提高定向精度，实验之初的1~2口井可在定向钻进的起始井段所用的钻具组合中，考虑采用有线随钻测斜仪，形成经验后全部推广MWD。（3）在设计水平井钻具组合时，考虑到井底温度较低，一般选用常温型螺杆钻具；而在常规水平井中有时井底温度高于125℃，此时应考虑选用高温型螺杆钻具。 （4）在设计水平井下部钻具组合时，也要考虑工作排量和螺杆钻具许用最大排量之间的关系。如果排量明显大于螺杆钻具的额定排量和最大排量时，应考虑选用中空转子螺杆钻具。 （5）在设计水平井下部钻具组合时，为了安全生产，组合必须保证足够的强度、工作可靠性，并满足井下事故处理作业队钻具组合的结构要求。 图4-1为螺杆钻具基本形式。 / 由于浅层水平井井眼长度太短，一旦预测的井眼轨迹与设计不一致，几乎没有纠正的余地，而且还无法填井重钻，因此，运用科学合理的方法，准确地计算造斜能力、按设计要求完成完成轨迹是浅层大位移水平井成功的关键。 4·2 钻具组合造斜率预测 4·2·1现有的方法评价 三点定圆法的优点在于计算简单，强调了结构弯曲对工具造斜率的影响，并在一定程度反映了稳定器位置的影响。但该方法的缺点也十分突出，如； （1）未考虑钻具的受力与变形对造斜率的影响，即把造斜率计算建立在绝对刚性的条件下的几何关系基础上； （2）未考虑钻具刚度对造斜率所得结果的影响，用该式计算γ、L 1、L2相同的两种直径，不同刚度的钻具的造斜率所得结果相同； （3）未考虑近钻头稳定器位置（L1）对造斜率的影响。由此式可得出：在上稳定器位置固定的前提下（L1 + Ｌ２＝Ｃonstant）,移动近钻头稳定稳定器（L1变化）不改变工具的造斜率。这一结论与钻井实践明显相悖。 （4）未考虑井眼扩大对工具造斜率的影响； （5）由此公式可推出转盘钻BHA（无结构弯角即γ= 0 ）不会变更井斜的推论（r = 0则k =0，必然稳斜），但实际上转盘钻BHA有降斜、稳斜、增斜之分； （6）当不接上稳定器时，因只有“两点”而无法用该式计算造斜率。 由现场钻井实践验证，用上式求出的造斜率与实际造斜率存在较大的误差。另外，国内在计算同向双弯组合造斜率时采用的“双半径法”（根据上述三点定圆法演变而来），验证也有明显误差。 极限曲率法（Kc法）是建立在BHA受力变形分析基础上，综合考虑了工具或BHA的诸多
异向双弯工具优化设计与应用 摘要：本次要设计的异向双弯工具针对新疆吐哈油田鄯勒区块J2X 地层易斜，采 用常规钻进，井斜较大，钻速不高等特点，通过ABAQUS 软件，优化设计了新 的?165mm 异向双弯防斜钻具，同时在制造过程中采用新型铸造工艺。在降低井 斜的情况下，取得了提速约74%的良好效果，达到了预期目标。 关键词：异向双弯；铸造工艺；液力推进器；井斜中图分类号：TE921 文献 标识码：A1 引言吐哈油田地层倾角大，防斜打快问题十分突出，2006 年吐哈油 田研发了防斜打快集成配套技术，解决了易斜区块中上部地层的防斜打快问题。 但在鄯勒、葡萄沟区块的下部J2X 井段（2800~3500m）由于煤层发育，地层复杂，为保证井下安全，只能采用光钻铤和液力加压防斜两种钻具结构，钻压得不到释放，井斜得不到有效控制，鄯勒区块完井电测数据显示3000~3500m 井段井斜在 15~20°之间；牛东区块在1500m 以后方位固定不变，井斜问题突出，地层破碎坍塌，只能采用常规钻具吊打防斜。针对这些问题，在总结各种防斜钻具组合的基 础上，吐哈油田设计研发了异向双弯工具。 2 异向双弯工具的优化设计2.1 异向双弯工具三维模型的建立利用Pro/E 软件 建立如图3 所示的异向双弯工具的三维模型。其中偏心角为3.0°，弯壳体直径为185mm，扶正器直径214mm，扶正器高度24.5mm，上稳定器到下拐点的距离为4500mm，下稳定器到钻头距离为1200mm。 图1 异向双弯工具Pro/E 三维模型2.2 异向双弯工具有限元模型的建立将画 好的异向双弯三维模型图保存为STEP 格式，并导入ABAQUS 中。依次经历材料的赋予，装配，设置分析步，以及载荷的赋予和边界条件的施加，网格的划分等， 图2 是异向双弯工具三维模型网格的划分，图3 是异向双弯工具的Von-Mises应 力云图。 图2 异向双弯工具网格的划分图3 异向双弯工具Von-Mises 应力云图2.3 异 向双弯工具优化设计过程2.3.1 端部直壳体设计根据实际现场应用情况，假定转 速为55r/min，弯角为1.5°，且扶正器位置距离钻头为1600mm，中部直壳体长 度取5100mm。在ABAQUS 中，这些因素保持不变的情况下，钻压取50kN 来进行分析，取不同的端部直壳体的长度，钻具侧向力大小表1 所示：表1 端部直壳体 长度变化及受力情况 随着端部直壳体长度的逐渐增加，钻具侧向力则呈下降趋势。但端部直壳体 的长度位于300mm 到500mm 的时候影响最大，可以在实际设计应用中在此区段 改变端部直壳体的长度以取得较好的实际防斜效果。 2.3.2 中部直壳体设计假定转速为60 r/min，弯角为1.5°，且扶正器位置距离 钻头为1600mm，同样，在这些因素保持不变的情况下，钻压取50kN来进行分析，取不同的中部直壳体长度，钻具侧向力受力如表2 所示：表2 中部直壳体长 度变化及受力情况 随着中部直壳体长度的逐渐增加，钻具侧向力呈下降趋势。 在实际应用中如果需要增加防斜效果，则可以适当减小中部直壳体的长度。 2.3.3 铸造工艺优化在异向双弯工具铸造中，将TRIZ 理论应用于铸造工艺优 化中，能够解决工艺问题冲突，显著改进工艺，满足生产需要。
常见钻具组合及定向 井
一、满眼钻具组合 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具,是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 具体如下： 1.在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。上扶正器能抵消由于上扶正器以上的钻柱弯曲所产生的横向力，使上扶正器以下的钻柱居中，同时也帮助下扶正器抵消地层横向力。下扶正器的作用抵消地层横向力，限制钻头的横向移动，当地层造斜力不大时，满眼钻具能保持刚直居中状态，使钻头沿铅直方向钻进。 2. 增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。在地层横向力的作用下，下扶正器和钻头靠向井壁高的一侧，抵抗地层横向力，限制钻头横向移动。同时地层横向力势必要扭弯下扶正器上的短钻铤，由于钻铤刚度大，能有力地抵抗此地层的横向力。中扶正器也帮助中扶正器以下的钻柱抵抗地层横向力。因此，限制了钻头的横向移动和侧斜。在已斜井眼内，钻具还有一个纠斜作用，这是由于上扶正器以上的钻铤因自重的作用靠在井壁低侧，并以上扶正器为支点将力下传，作用于上扶正器下的一根钻铤上有一个弯矩，此弯矩使中扶正器靠井壁高的一侧，再以中扶正器为支点将力下传使钻头趋向于井壁低的一侧，产生一个纠斜力。所以满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。
精心整理 水井施工技术工艺措施 1、钻进工艺 （1）钻进方法的选择 采用φ450mm三牙轮钻头偏重防斜钻具加压、防斜的钻进工艺，钻至设计深度，物探测井后，0～200m选用φ500mm牙轮组合钻具钻铤加压扩孔，钻井与扩孔均采用PW植物胶优质泥浆作为冲洗液进行护壁。 （2）钻具组合形式 于8m） φ114mm 钻杆+φ （3 3.5t，转 （4 PH 2、钻进技术要点及控制措施 （1）设备安装要稳固、水平、三点对线；开孔时轻压、慢转，保证开孔垂直。 （2）钻进孔深达15m，上部采用φ650mm六翼扩孔钻进扩孔，下入φ600mm钢质控制护壁管，长度5～10m，以防止孔口坍塌。 （3）采用钻压仪监探孔底压力，严格控制钻进参数，并随孔深每增加50M，采用测斜仪测斜一次，预防孔斜。
（4）经常监测孔内冲洗液性能，并经常调整。遇卵砾石层钻进要根据孔内冲洗液漏失情况，调整PW植物胶的加量，并做好调试记录，为洗井措施的制定做好资料准备。 （5）卵砾石层扩孔时发生孔壁坍塌，严禁采用投粘土块护壁方式，以防止堵塞含水层通道。 （6）施工钻进必须现场配备各类钻具打捞工具，钻进中遇卡、埋钻等孔内事故，严禁强力提拔，及时研究处理方案。 （7）钻进中在各种因素造成的停待时，必须及时向孔内注入冲洗液，保证孔口泥浆充盈，防止孔口坍塌； （8 3 （1 φ （2 PH （3 管、连接加工等准备工作。止水粘土球直径控制在25～30mm。 （4）下管 采用起吊式一次下管法下管，下管前进行孔深校验、井管排管及长度校验等复核工作，确保井管到位并使滤水管与含水层相对应。
井管连接采用焊接式。下管中要确保连接顺序不乱、焊接垂直，无虚焊、脱焊等不良焊接现象。单井中各含水层顶、底板位置均需加焊扶正器，扶正器高度不小于100mm，以确保下入井管居中、填砾厚度均匀。下管过程中严禁井管下放速度过快和急刹车，防止井管折断和脱落。 （5）二次冲孔换浆 下入井管后，在井管内下入钻杆进行二次冲孔，使从孔壁与井管环状返出的冲洗液在投砾前达到：粘度18s，含沙量小于4%。 （6）填砾 施。 （7 /#； （8 16h。按