钻井与完井工程教材第六章井眼轨迹设计与控制

第六章、井眼轨迹设计与控制 第六章、井眼轨迹设计与控制 第一节、概述 当今的科学技术提供了预测地下油气藏位置的手段，而从地面确定位置到地下确定油气藏通道的建立，只有通过钻井工程来达到。钻井工程的钻进原理前面的章节已经阐述，本章要解决的问题是如何来设计这一条通道的轨迹以及如何控制钻进过程，使实际钻进路径和设计轨迹一致。一种情况是：当地面井口位置就在地下油气藏的正上方，采用铅直井井眼轨迹设计，此时设计的轨迹就是从地面井口位置到地下油气藏的一条铅直线，轨迹控制的问题是如何防止实钻轨迹过大地偏离出铅垂线（这一过程称为“井斜控制”）。另一种情况是：当地面井口位置不在地下油气藏的正上方或钻井目标有特殊要求，将按专门的钻井目的和要求设计对应的井眼轨迹，并在钻进过程中一直进行井眼轨迹控制，使井眼沿预先设计的井眼轨迹钻达预定目标。工程上把第一种情况的井称为直井，第二种情况的井称为定向井或根据目标和轨迹的情况分为丛式井、侧钻井、水平井、大位移井、分支井等。 定向井的应用范围广阔： 1．地面限制。油田所处地面不利于或不允许设置井场钻井或搬家安装受到极大障碍。如房屋建筑、城镇、河流、沼泽、高山、港口、道路、海洋、沙漠等地面条件限制。 2．地下地质条件要求。由于地质构造特点，定向井能更有利于发现油藏、增加开发速度。如控制断层、探采盐丘突起下部的油气层、探采高角度裂缝性油气藏、开发薄油层油藏等。 3．钻井技术的需要。需用定向井来处理井下复杂情况或易斜地层的钻井。如我国自行设计、 施工 文明施工目标施工进度表下载283施工进度表下载施工现场晴雨表下载施工日志模板免费下载 的数口成功的定向救援井：濮2－151井（中原油田）、永59井（胜利）、南2－1井（青海）。均成功地制服了井喷失控事故。 4．其它方面的应用如过江管道的铺设、煤层气的开发、地热井的钻井等。 定向井引入石油钻井界约在19世纪后期，当时的定向井是在落鱼周围侧钻。世界上第一口真正有 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 的定向井是1932年美国人在加利福尼亚亨延滩油田完成。当时浅海滩下油田的开发是在先搭的栈桥上竖井架钻井。美国一位有创新精神的钻进承包商改变了这种做法，他在陆地上竖井架，使井眼延伸到海床下，由此开创了定向钻井新纪元。1934年，德国的克萨斯康罗油田一口井严重井喷。一位有丰富想象力的工程师提出用定向井技术来解决。在距失控井一定距离钻一口定向井，井底与失控井相交，然后向井内泵入重浆压住失控井，这是世界上第一口定向救援井。二战后随着生产的发展、海洋石油的开发、井下动力钻具的研制以及计算技术的进步，促进了定向井技术的发展。 我国的第一口定向井是1955年在玉门油田钻成，井号为C2－15井。1965年在四川油田钻成了我国第一口水平井，磨三井，水平延伸160m，是世界上第二个钻成水平井的国家。四川油田的草16井，1987年钻成，是一口过长江定向井。70年代以来，我国海洋定向井迅速发展，在渤海湾海上钻丛式定向井，在一个钻井平台上施工多达12口（目前已达35口以上）定向井。胜利油田的河50丛式井组，1988年完成，一个陆地平台钻成42口定向井。 由于石油天然气勘探开发的需要，在我国第七个五年 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 期间，定向井、丛式井钻井工艺技术获得突破性进展，大踏步进入生产实用阶段，其水平跨入世界先进行列。采用这项技术打成了一大批多目标并、三维绕障井、高精度定向勘探井，满足了地质勘探上的特殊需要，并且成功地运用丛式井组整装开发了沈阳、二连、江苏的卞杨等三个油田。“七五”期间全国共钻成定向井4317口，为“六五”期间的4．65倍，少占用土地万亩以上，节约资金3亿元。 辽河油田在杜48断块的10号平台钻17口井，平均井深2344．2m，最大井斜28°，最大水平位移1633．3m，中靶率达到100％，平均建井周期32天，平均机械钻速9．12m／hr，这个平台和相同日数的单井相比少占工业用地123亩，节约76％，节约成本119．7万元。 四川石油管理局1987年成功地钻成隆40－1丛式井组，最大井斜角90°，开创了我国深层、硬地层打大斜度井的先河。该井完钻井深3130米，垂直井深2290．04米，最大水平位移1459．44米，在气层内进尺532米，等于目的层垂直厚度的5倍，该井打出了我国大斜度定向井的新水平。 胜利油田根据油藏地面建设十分密集，地下老井很多（达14口）的实际情况，采用了多目标、绕障打油田开发井的先进技术，应用计算机剖面绘图，防碰扫描、三维绕障程序、丛式井防干扰装置，随钻定向造斜与扭方位技术以及电子多点测量等一系列井眼轨迹控制技术，打成了我国目前陆上丛式井完井口数最多的井组—河50丛式井组，共有42口井，其中多目标井有5口，平台占地面积65亩，比单井少占地335亩，节约土地84．5％。 第二节、定向井井眼轨迹设计 定向井在施工前必须按专门的钻井目的和要求设计对应的井眼轨迹。该设计轨迹必须在现有的装备、工艺和技术条件下满足勘探开发的要求。设计时要考虑能经济地钻达目标的路径或轨迹，要考虑地质因素对要用的井底钻具组合的影响以及可能最终影响井眼轨迹的其它因素。定向井施工是使井眼沿预先设计的井眼轨迹钻达预定目标的过程，所以设计的定向井轨迹是施工的依据和检验的 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 。 一、基本要素 定向井的井眼轨迹是空间的一条曲线，为了能结合工程参数描述该曲线，需要掌握定向井的基本要素： 1．井深。井眼轴线上任一点到井口的井眼长度称为该点的井深，也称为该点的测量井深或斜深，单位为米, 常用字母L表示； 2．井斜角：井眼轴线上任一点的井眼方向线（切线，指向前方）与通过该点的重力线间之间的夹角，称为该点处的井斜角，单位为度，常用字母表示； 3．方位角：井眼轴线上任一点的正北方向线与该点的井眼方向线在水平面投影线间的夹角，称为该点处方位角，单位为度，常用字母表示； 4．井斜变化率：单位长度井段内井斜角的改变值称为井斜变化率。通常以两测点间的井斜角的变化值与两测点间井段长度的比值表示。常用单位为度／30米，用字母K表示： 式中： 5．方位变化率：单位长度井段内方位角的改变值称为方位变化率。通常以两测点间的方位角的变化值与两测点间井段长度的比值表示。常用单位为单位为度／30米，用字母K表示： 式中： 6．垂深：井眼轴线上任一点到井口所在水平面的距离称为该点的垂深，单位为米； 7．水平位移：井眼轴线上任一点到井口所在的铅垂线的距离，称为该点的水平位移，单位为米； 其中的井深、井斜角和方位角为定向井井眼轨迹的基本要素，掌握了井眼轴线任一点的这三要素，也就掌握了井眼轴线的球坐标，就能把井眼轴线精确描述出来。当然，对于实际的井眼，由于测量技术和成本的原因，我们只能获得井眼轴线上有限点的三要素，这样，我们对实际井眼轨迹的描述就有一定的近似性。 二、井眼曲率 井眼曲率是井眼设计和施工中的一个非常重要的参数，它决定着设计的可行性、经济性和安全性。井眼曲率大，可以在较短的弯曲井段获得所需的较大的井斜角，从而节省造斜进尺和施工费用。但是，井眼曲率过大会加剧钻具磨损，甚至造成断钻具事故。过大的井眼曲率也使钻具通过困难并给后期的完井作业和采油工程增加麻烦。 井眼的曲率的定义为：单位井段长度内井眼切线倾角的改变。通常以两测点间切线倾角的变化值与两测点间井段长度的比值表示。下面分三种情况来讨论井眼曲率的计算方法： 1.​ 只有井斜角变化的井段： 此种井段处于一个垂直平面内，井段两测点间的切线倾角的变化即为井斜角变化，因此该井段井眼曲率等于该井段的井斜变化率： 2.​ 只有方位角变化的井段： 此种情况井段井段两测点间的切线倾角的变化即为方位角变化，因此该井段井眼曲率等于该井段的方位变化率： 3．同时有井斜角变化和方位角变化的井段： 如图所示，图中的AB表示空间井眼轴线段，A和B为L上相邻的两个测点。为清楚起见，将B点切线移到A点（即在A点作B点切线的平行线），并延长A、B两点的切线交水平面EON于A/、B/，连接OA/和OB/，则A/OB/为方位角增量，角A/AB/就是井眼空间井眼曲线在A、B两测点间切线倾角的变化值，又称为全角变化或全角，用表示。OAA/为A点井斜角，OAB/为B点井斜角。由图可知全角就是A点切线矢量和B点切线矢量间的夹角。由两矢量间夹角的计算公式有： 式中： —A点切线的方向余弦（A点切线分别于x、y、z轴方向之间夹角的余弦） —B点切线的方向余弦 有下列关系式成立： 将代入式得到： 由此解得： 井眼曲率为： 例 测量数据如下表，计算两测点之间的井眼曲率K，单位为度/30米： 测深（米） 井斜角 方位角 2000 4.5 148 2100 5.5 145 计算： 三、井眼轨迹设计原则 1．保证实现钻定向井的目的 根据不同的定向井钻井目的对定向井井身剖面进行合理设计例如对于裂缝性油藏轨迹设计应横穿裂缝；薄油层油藏应采用大斜度或水平井；低渗块状油层可考虑采用多底井；救援井应根据目标层位、靶区半径的要求设计简单、快速、经济的井眼轨；落鱼侧钻仅需要设计轨迹避开落鱼、有一定的水平位移；对于整块油藏应按开发井网布置要求设计轨迹。 2、考虑地面条件限制 地面条件限制是确定定向井井位和丛式井平台位置的重要依据、还需考虑交通、采油、油气集输等方面的需要。 3、正确选择造斜点、井眼曲率、和最大井斜角 上述参数的选择应有利于采油、修井作业和钻井施工。 （1）造斜点 造斜点的选择－应选在比较稳定、均匀的地层。尽量在软－中硬地层造斜，并考虑钻头类型。尽量在方位漂移不大的地层造斜。应考虑垂深、水平位移、与最大井斜。造斜点高则水平位移大、井斜小，低则相反。最大井斜角＜15则方位不稳，最大井斜角>45则测井、完井施工难度大、扭方位困难、扭矩大、井壁不稳，故一般最大井斜角为15－45。 （2）井眼曲率 井眼曲率不宜过小，以免造斜井段过长，增加轨迹控制工作量。井眼曲率不宜过大，以免造成钻具偏磨、摩阻过大、键槽、其它井下作业（如测井、固井、射孔、采油等）的困难。定向井中应控制其最大值5－12／100m，最大不超过16／100m。 井眼曲率应能保证井下动力钻具顺利通过（动力钻具刚度较大不充许弯曲而保持直线状态）。井眼曲率应保证套管的安全。 4．剖面设计应有利于安全、快速钻进，降低钻井成本 在满足钻井目的前提下，尽量选用比较简单的剖面类型；尽量利用地层自然造斜规律；尽量利用拥有的造斜工具造斜能力；尽量使井身轨迹短；尽可能保持较长的直井段。 四、井眼轨迹类型的选择 1．二维定向井井眼轨迹 二维定向井井眼轨迹指设计井眼轴线处于设计方位线所在铅垂平面上的定向井井眼轨迹。定向井井眼轨迹有多种多样，常用的有两种，即三段制井眼轨迹和五段制井眼轨迹： （1）直、增、稳三段制井眼轨迹。最常用和最简单的井眼轨迹。造斜点较浅（可减少最大井斜角），靶点较浅。水平位移较大时常采用。因造斜段完成后井斜角和方位角变化不大，轨迹控制容易，一般井斜角为15－45。 （2）直、增、稳、降、稳五段制剖面 常用于靶点较深，水平位移较小，入靶点有井斜要求的定向井（小水平位移深定向井采用三段制井眼轨迹难控制）、多目标井等。难度较三段制剖面大，主要原因是有降斜段。降斜段会增大扭矩、摩阻。 2．三维定向井井眼轨迹 三维定向井井眼轨迹指设计的井眼轨迹既有井斜角的变化又有方位角的变化。常用于在地面井口位置与设计目标点之间的铅垂平面内存在井眼难以通过的障碍物（如：已钻的井眼、盐丘等），设计井需要绕过障碍钻达目标点。在实钻井眼偏离设计轨迹时要进行的纠偏设计也是三维设计。 五、井眼轨迹的设计 1．内容和步骤 （1）掌握原始资料，包括地质要求、地面限制、地质剖面、地层造斜规律、工具能力，钻井技术、故障提示、井口及井底坐标； （2）确定井眼轨迹类型； （3）确定造斜点、造斜率； （4）计算最大井斜角； （5）计算剖面上各井段井斜角、方位角、垂深、水平位移、段长 ； （6）校核曲率。 定向井井眼轨迹设计方法有：查图法、作图法、解析法。国内目前普遍采用解析法。下面以五段制井眼轨迹为例，介绍井眼轨迹设计的计算方法 2．五段制（S型）井眼轨迹设计计算 已知： 造斜点井深 ； 总垂深 、总水平位移 ； 增斜率 、降斜率 ； 降斜终点的井斜角 ； 降斜终点到目标点的垂深增量 。 解析法的关键在于推导出最大井斜角的计算公式。 如图6-4所示，在直角三角形 中， 令 则 此式经过变换可得 在定向井的具体条件下，上式根号前的符号应取负号，舍去正号，于是得 （6-7） 式中的 按下式计算： （6-8） （6-9） （6-10） 若给定条件 则 对于公式（2－16），可作如下讨论： 当 时，表示剖面有稳斜段存在。 当 时，（2－16）式为虚根，说明这种剖面是不存在的，就是用作图法也作不出来。这时应该修改设计条件，或改变增斜率和降斜率，或调整目标点坐标，或改变造斜点深度。总之，不能出现 的情况。 当 时，说明该剖面没有稳斜段。 对于没有稳斜段的剖面，即 时，公式可以大大简化，可选择下述四公式中的任一个。 计算出最大井斜角以后，就可以进行井身计算，井身计算的内容是算出各段的垂深增量（垂增 ）、水平位移增量（平增 ）和段长 。 增斜段： 第一稳斜段： 降斜段： 第二稳斜段： 总井深： 设计例1：某定向井设计全井垂深H=2500m，总水平位移A＝1380m，要求垂深在1500m（ ）处，水平位移 =860~890m， 井口坐标：X：4286107 Y：20548829.9 井底坐标：X：4286220 Y：20549630 试设计成“S型”井眼。 ① 选定造斜点 ，增斜率 降斜率 ， 。 ② 求设计方位角 。 ③ 求最大井斜角 。 计算当 时，垂深1500m处的位移 ： 符合设计垂深1500m处位移860~890m的条件，故 是可取的。 ④ 各井段计算。 增斜段： 稳斜段： 降斜段： 稳斜段： 总井深： 整理计算结果得下表，井眼曲率校核略。 例题井身剖面计算结果表 设计方位角： 井段 段长 （米） 井深 （米） 井斜角 （度） 垂增 （米） 垂深 （米） 平增 （米） 位移 （米） 直井段 450 450 0 450 450 0 0 增斜段 779.085 1229.085 0~54.53 666.666 1116.66 343.62 343.62 稳斜段 495.377 1724.46 54.53 287.414 1404.074 403.475 747.092 降斜段 988.4 2712.861 54.53~15 795.93 2200 552.523 1299.615 稳斜段 310.583 3023.44 15 300 2500 80.385 1380 目标点1 470.69 1699.775 54.53 383.339 1500 538.136 881.753 目标点2 310.583 3023.44 15 2500 1380 设计例2。三段制井眼轨迹设计 此种情况下第二稳斜段长度为0（可视为∆Hxz=0；∆Axz=0），第二增斜段长度为0（可视为R2=0），将这些条件代入式（6-7）—（6-10），即可求出三段制轨迹的设计最大井斜角，其他参数可根据最大井斜角求出。 设计例3。水平井井眼轨迹设计 见上图，此轨迹图与前述“S”型井眼类似，差别仅在于R2用于增斜，此时仅需在式（6-7）—（6-10）中将R2用负值代入即可。 第三节、井眼轨迹测量计算 一、井眼轨迹测量 为了能知道实钻井眼是否和设计的井眼相一致，为了判断是否能钻达钻井目标，必须测定地下井眼的位置。而实际地下井眼的位置和实钻井眼轨迹是通过测量不同井深处的井斜角和方位角并利用下面将要介绍的计算方法来一一确定的。另外，为了给造斜器、射流钻头上的大喷嘴、偏心稳定器、弯接头或弯外壳在井下确定方向（简称定向），还需要测量工具面角。因此，实钻井眼轨迹的测量需要使用能够在井身不同深度测量井斜角、方位角及工具面角的测量仪器。井眼相对于地面井口的位置可以根据累积的测量结果计算出来。井眼轨迹测量的目的如下： 1．随钻监测实钻井眼轨迹以保证钻达既定目标。 2．当需用造斜工具定向钻进时，将造斜工具按要求的方向定向。 3．确保正钻进的井没有与附近已钻成的井相交的危险。 4．确定钻遇的各地层的真垂深、以绘制出准确的地质剖面图。 5．为了监测油层特性及钻进救险井要确定准确的井底位置。 6．沿井身计算出井眼曲率以评价井身质量。 7．为完井工程提供井眼轨迹数据。 早在20年代，当发现许多所谓的直井实际上井眼偏斜达30O时，就开始进行油井测斜了。这些大斜度是造成某些早期油田钻遇许多干井的原因。最早的测斜仪器是氢氟酸瓶。它的测斜原理是：仪器内容器是玻璃圆筒，内装有氢氟酸。如果仪器在倾斜位置停留一段时间，则酸将与玻璃起反应并在圆筒面上留下指示水平的刻痕，据此刻痕可计算出井斜角。由于定向钻井的日益普遍，对测斜提出了更多、更高的要求。需要在不同井深测量井斜及方位并据此计算并绘制井口至井底的轨迹。后来出现了采用井下机械照相和电子照相装置进行测斜。60年代以后已具备了很好的测斜仪器及测斜方法。海上油田的开发由于钻井费用极高，而海上平台钻一口定向井测斜要占总钻井时间的10％。因此下入单点测斜仪测斜和造斜工具定向非常昂贵。这就对采用更加复杂的测斜仪器和方法如有线测斜及更为先进的无线测斜起到了刺激的作用。测斜技术的改进可以对井眼轨迹更好的了解。连续监测为定向钻井人员提供了可随时改变钻井参数以影响井眼方位角及井斜角的可能。 1．井斜和方位测量 如前所述，实钻井眼轨迹的测量实质上是井下井斜和方位的测量。根据不同的测量原理又有多种井斜方位测量仪。在实际的测斜仪器中，井斜和方位测量仪器是整套装在一个壳体里面，由电池、井下发电机或地面供电。测量工具用光滑的钢绳下入井内或在下钻时装在钻铤里面下入，也可从地面投入。某些陀螺测斜工具装在电缆上入井，这样可以在地面记录测量结果，并用电缆为仪器提供电能。干电池驱动的陀螺测斜工具装在细钢丝绳上入井。如果测量工具装在靠近钻头的井底钻具里，并在钻进过程中进行测量，则称这种测量工具为随钻测量（MWD）工具。 （1）．罗盘重垂式井斜方位测量 该种测斜仪测量井斜角基本技术原理是采用地球重力场、表面水平和悬垂原理，测量方位角是采用测量大地磁场水平分力方向的罗盘测量原理。图6-7是利用该原理的一种测斜仪的原理图：测角装置由一个装在充满透明液体的圆筒里的罗盘和测角装置构成。0～20测角装置（图6-7）包括一个摆动极为灵敏的测锤（1）、井斜角刻度盘 （2）和罗盘（3），井斜角刻度盘是一块刻有很多同心圆的光学玻璃片。测量时仪器轴线与井身轴线相重合，但测锤轴线永远为铅垂线。井斜角刻度盘上各同心圆刻度读数代表井斜角的大小。所以当带有十字丝的测锤投影到井斜角刻度盘上时，十字丝在同心圆刻度线上的读数就是井斜角。因为刻度盘是透明的玻璃，所以测锤还能投影到刻度盘下面的罗盘上，从而同时记录了井眼的方位角。根据所期望的井眼井斜角可选用刻度为0－10 O、0－20 O或15－90 O的不同大小的测角装置以便于读出测量结果。在地面，将圆形底片从仪表筒内取出进行冲洗和读出结果。图6-8所示为冲洗出的单点测斜仪像片的实例。要读出角度，应当自带有刻度圈的玻璃中心至摆的十字线画一条直线。由中心向外至十字线数出圈数来求出井斜角，在圆形像片上环绕圆周的径向线之间插值求出方位角。 从磁性测斜仪像片上读出的结果必须进行磁偏角校正。应将全部测量结果用真方位记录下来。磁偏角大小依地理位置而定。还应注意到每个测点所记录的测深即为仪器进行测量的深度。所以为了求出测深必须知道仪器和井底或钻头之间的距离。 （2）．加速度计磁力计井斜方位测量 利用安装在测斜仪器内的加速度计和磁通门磁力计（见图6-7）可测量出x、y、z方向地球重力加速度分量，测量出x、y、z方向的地磁分量，并可由这些测量值计算出井斜角、方位角以及工具面角。 ①加速度计 图2—2—1为位移式加速度计原理图，摆组件被支承在一对挠性簧片组上，每组由三片按120°分布的簧片组成。当沿输入轴有加速度输入时，摆组件相对于壳体发生位移，位移经电容式信号输出，再经伺服放大器在力矩器线圈形成恢复力矩。检测力矩器线圈电流的大小即可知加速度大小。 ②磁力计 磁通门磁力计（见图6-9）是基于磁调制原理，即利用被测磁场中铁磁材料磁心在交变磁场的饱和励磁下其磁感应强度与磁场强度的非线性关系来测量弱磁场的一种方法。 图6-10为双磁心探头的工作原理。磁心1和2彼此平行，它们处于同—磁场强度为H。的被测磁场中，励磁磁场在两磁心中方向相反。图6—10a和b分别为磁心的简化磁化曲线和励磁磁场的波形。当被测的磁场B0=0时，磁心的磁感应强度波形上下对称，则由探测线圈感应的谐波互相抵消，使总输出的电压为零。当沿磁心的轴向有被测磁场作用时，每个磁心所产生的交变磁感应强度在正负半周内的饱和程度不一样，它们产生一个不对称的梯形磁感应强度B1和B2，其相位差为180º，如图6—10c所示。从而，当被测的磁场B0≠0时，磁心中总的磁感应强度将有一微变。从这里看到，探测线圈中的感应电动势，来源于探头磁心的视在磁导率随时间的变化。见图6—10d。探测线圈中最后合成的输出电压见图6—10e。将这个不对称的电压曲线进行谐波分析后，会看到它的二次谐波电压幅值与被测的磁场成正比，并且其相位也随被测的磁场极性而改变。 （3）．磁偏角与无磁钻 以地磁场为基础测量井眼方位的测量仪器要对真北极和磁北极之间的差进行修正。磁偏角是磁北极和真北极之间的夹角，该角随时间而变化，并取决于地理位置和地球的表面特征（见图6-11）。除了对真北极作修正外，使用磁测量工具时必须特别注意防止磁干扰的影响。这种干扰可能是由于紧靠钢钻铤引起的，也可能是由邻近的套管和具有磁性的地层所至。利用无磁钻铤可以把罗盘和罗盘上下的磁钢和磁场分开，并可防止对地磁场的干扰。所需要的无磁钻铤数量取决于几个因素，包括井眼的方位和井斜角，和按照其纬度测出的井的地理位置。在高北纬区，分磁场强度很小，罗盘读数易受附近其它磁流的影响。因而应当下入较多的无磁钻铤将其它磁源的影响减至最底限度。可以利用图表（见图6-12）估算出应下入的无磁钻铤数量和钻铤内罗盘的位置。 图6-11地球水平磁场强度分布图 图6-12无磁钻铤长度确定 1区—18'钻铤曲线A下；25'钻铤曲线B下；30'钻铤曲线C下；串联18'+25'钻铤曲线C上； 2区—30'钻铤曲线A下；60'钻铤曲线B下（加找中器）；60'钻铤曲线C下（近钻头稳定器）；90'钻铤曲线C上； 3区—60'钻铤曲线A下（加找中器）；60'钻铤曲线B下（近钻头稳定器）；90'钻铤曲线C下。 （4）．陀螺方位测量 在已下套管的井内使用磁性罗盘时，钢套管的影响会得出错误的测量结果。在附近有下过套管的井的裸眼井内测量时也会如此。丛式井平台上一口定向井初始造斜时，由于紧靠已下套管的各邻井使用磁性测斜仪是不可靠的。在这种情况下必须用不受磁场影响的陀螺罗盘代替磁罗盘。 图6-13 用自由陀螺仪测方位角 1—转子；2—内环；3—外环 目前使用的陀螺测斜仪中，方位角的测量是用一个如图6-13所示的二自由度万向支架自由陀螺仪，陀螺转子1可绕转子轴I转动，转子轴I通过轴承支撑在内环2上，内环2可绕内环轴II转动，内环轴II通过轴承支撑在外环3上，外环可绕外环轴III转动，外环用轴承支撑在基座上，基座固定在仪器外壳上。当陀螺转子绕转子轴高速旋转时，二自由度陀螺仪的转子轴具有一个重要特性，即定轴性。所谓定轴性，是当作用于陀螺仪的外力矩为零时，陀螺转子轴I相对惯性空间具有方向不变的特性。因此可以利用它来作为运动物体的惯性基准。这是陀螺测斜仪在钻井测量中，利用二自由度万向支架自由陀螺仪确定方位的主要依据。 在下入陀螺测斜仪前，必须将陀螺与已知的标准方向对准，这个方向通常是真北。也可以使用望远镜准确地描准一个基准点来定向。因随后的全部测量均是以这个方向为准，所以地面的任何方向偏差都会导致测量结果的系统误差。将陀螺方向定好再将仪器装进测斜仪内并用钢丝自钻柱内下入进行测量。当读取测量结果时，方位参考真北来定而无需用磁偏角校正。而在仪器入井测量过程中，由于常规陀螺中的转子是采用滚珠轴承支承，不可避免地存在摩擦力矩，造成陀螺漂移和测量误差。在要求测量精度高的情况下，正采用新一代的陀螺测斜仪。这种陀螺仪基于速率陀螺罗盘测斜原理而通常称作速率陀螺仪。这种仪器的优点是不需要将它们在地面对准真北。速率陀螺仪能在每个测点独立地指向真北，因而不会受到普通陀螺仪漂移累加的影响。这种寻北的能力消除了许多普通陀螺测量的内在误差。 2．单多点井眼轨迹测量仪 （1）．单点井眼轨迹测量仪 单点测斜装置用于监测一口定向井或井斜控制井的钻进过程，并帮助改变轨迹的工具确定工具面方向。根据采用的测斜原理和方法的不同称为磁性单点、电子单点和陀螺单点测斜仪。单点测斜仪的正常测量过程是在钻头离开井底接单根时进行。通常的使用步骤是：组装好仪器（若为照相式测斜仪需在仪器里装上胶片），触发定时器，然后用钢丝将测斜仪下入钻柱内（或从钻杆中投下），在井斜角较大（如60°—70°）情况下需将仪器泵送下入。在仪器下入过程中应上下活动钻杆以防遇卡。当仪器接近测斜座时应减慢下放速度。在仪器进行测量的时间内不应活动钻杆。除用运动定时器外，定时器被触发时，要使地面上的秒表开始走动，它将告诉你仪器何时正在进行测量。之后将测斜工具由井下起出。收回仪表筒后若为照相式测斜仪需取出圆形底片浸入显影液中显影，然后由测量员读出像片中角度；若为电子式测斜仪需接入计算机读取测量数据。 用单点测斜仪为工具定向需要用一个斜口管鞋心轴和井底定向接头。图6-14示出了斜口管鞋定向装置。斜口管鞋定向套放在斜口管鞋定向接头中与弯接头或弯外壳同心或与冲射的钻头大喷嘴或造斜器的尖劈成直线关系。单点工具底部有一斜口管鞋心轴，其形状使它只有在工具面的方位上才能进入定向套。在仪器内部，对应工具底部斜口管鞋心轴键槽中心若为照相式测斜装置则有一指针，照相后可在底片上读出其与工具高边或与磁北方向的夹角（工具面角，见图6-15），若为电子式测斜装置其加速度传感器的一个分量安装时与此重合，以保证测量后可计算出工具面角。 在下套管的井或靠近其它已下过套管的井除非使用陀螺单点，否则不能得出准确的测量结果。单点测斜仪的其它主要缺点是费时，下入和取出仪器根据井深不同可能需要0.5－1.5小时。如果钻柱在定向井内保持静止，则存在压差卡钻的危险。为预防卡钻，下入仪器前应循环井眼调整泥浆，除了测斜仪确实到达井底并进行测量外，不能让钻柱保持静止状态。 （2）．多点井眼轨迹测量仪 多点测斜仪工作原理与单点测斜仪相同（同样有磁性多点、电子多点和陀螺多点），但能在预定井段内测量并存储多组数据。在起钻前将多点测斜仪投入钻柱内，即可在起钻过程中测量全井井斜及方位。起钻过程中，约30m（—个立柱长度）测量一次。但是，如想得到比较密的测点可在想测的点停止起钻等候测量。当仪器在地面组装并开动定时器时，秒表也要同时开动，秒表与定时器同步以使操作人员准确地知道何时测量和测量的次数。当起出每柱钻杆时，测量员必须纪录每次测量的测量深度。和单点测斜仪一样，除陀螺多电测斜仪外，多点测斜仪也必须在无磁钻铤内进行测量。每次卸立根时，钻杆应静止足够的时间而可以测量两次。这两次测量结果应当是相同的。在两次卸立根之间，钻杆正在活动时所进行的测量将忽略不计。在地面从钻柱内回收仪器后测量结果的读取除了没有工具面角读数外，方位和井斜的读数与单点仪相同。 多点测斜一般在某一特定井段钻完后，下套管前进行。由于多点仪测点比单点仪更密集，且由同一仪器，同一趟钻内完成。因此，多点测斜结果比一系列的单点测斜结果更能代表井眼的轨迹。 3．随钻井眼轨迹测量仪 （1）．有线随钻井眼轨迹测量仪 当使用带有弯接头或弯外壳的泥浆马达时，有时下入有线随钻测斜仪是明智而又经济的。图6-16是利用有线随钻测斜仪的典型施工示意图。仪器的探头由电缆下入井内并坐入斜口管鞋定向套内。电线能穿过装在钻秆上的循环头，如果每钻30m井眼下入一次，有线随钻测斜仪应收回放入最上面的立柱。这个立柱打完以后再加上另一个。接上这个带有有线随钻测斜仪的立柱后，将有线随钻测斜仪的仪器下入到定向接头并复位。 为了避免每30m拉出一次仪器，在入井后的最后一节钻杆上加上一个侧入接头(见图6-17)。 在接头的侧面装有防止泥浆泄漏的密封套结构。有线随钻测斜仪按常规下入，座放到定向套内。电线在侧入接头内被卡紧，从侧边出来， (如图6-17所示)。随着连续钻进，按常规操作，新的钻杆立根不断地用方钻秆接上。随着越来越多的钻杆被加到钻柱上，电缆被钳紧在钻杆侧面，注意，用这种方法可钻进上百米而无需把仪器提到地面。 有线随钻测斜仪用加速度计和磁通门磁力计测量井斜和方位。井下的井斜、方位测量数据经电缆传至地面计算机处理后进行记录和显示。多数有线随钻测斜仪可在钻井过程中不断地检测井斜，方位和工具面角。这些数据能由装在司钻旁的显示器实时显示。因此，有线随钻测斜仪能为定向钻井者提供更多、更及时的信息，以帮助操作者调整工具面角、控制泥浆马达。由于有连续稳定的工具面角读数，使操作人员无需再对预定的反扭矩修正工具面角。 （2）．无线随钻井眼轨迹测量仪 有线随钻测斜仪使用的优越性已如前所述，但连接探头与地面仪器之间的电缆却影响了正常的钻井施工，特别是不能采用有效的转盘旋转钻进。已研究了替代电缆的各种传输数据的方法：如电磁波法、声波法、压力脉冲法，压力脉冲调制法和钻杆法。而目前已经进入商业系统的传输方法只有压力脉冲法和压力脉冲调制法。压力脉冲系统可进一步再分为正压力脉冲和负压力脉冲系统。 图6-18是一种典型的随钻测量系统，它的井下部分包括加速度计和磁通门磁力计传感部件，由传感器转换到信号的部件，脉冲发生器部件和动力部件。在地面由压力传惑器接收信号并传输到计算机进行处理。把这些信息转换成井斜角，方位角和工具面角的数据。这些信息被传输到终端打印，并传输到钻台显示，类似于有线随钻测斜工具那样显示井斜角，方位角和工具面角。 图6-19是负压脉冲发生器，负脉冲发生器通过一个激励器进行工作，激励器开和闭—个小阀门把少量的钻井液排入环空，钻井液在钻杆中造成一瞬时微小的压力降而产生负压脉冲。压力脉冲的持续时间与阀门开关的快慢程度有关。因为必须考虑阀门的磨损和动力消耗，所以要用复杂的系统编译传感器信息，并以最短的时间内用最少的脉冲传输信息。为了传输一组信息(包括接通程序的时间、井斜角，方位角和工具面角数据传输时间和校对时间)通常需要3到5分钟。 带有阀门激励器的正脉冲发生器（见图6-20）是通过限制钻井液在钻柱中的向下运动而产生正压脉冲。正压脉冲能比负压脉冲大，且较容易检测。用正压脉冲系统传输一组数据所需要的时间大约与负压系统所需的时间相同。 连续波发生器（见图6-21）以泥浆驱动的涡轮机为基础，涡轮机带动驱动马达的发电机，马达的转速在200~300转／秒之间。马达驱动涡轮机转子，同定子相连产生载波，该载波由涡轮机转子速度的快慢去进行调制。在地面检测相移，并解释为逻辑o或1。 所有商业化的随钻测量系统，或由电池为动力或由泥浆驱动涡轮机为动力。锂电池的极限使用时间低于300小时。电池组件可以在换钻头时更换。电池驱动的随钻测量系统比涡轮驱动的随钻测量系统优越一些，前者能保证几乎足流量的钻井液流经钻头而不引起明显的压力损失。 二、实钻井眼轨迹计算与作图 测斜仪在井身的各个深度可测出井眼的井深、方位角和井斜角。在对测量结果进行了所有必要的校正（如磁偏角，陀螺漂移）后必须根据此资料来计算井眼在那个测点相对于地面井位的实际位置。为达此目的，必须计算相继测点之间的垂深增量V，东坐标增量E和北坐标增量N。这样，在已知上测点坐标情况下，通过加法可求出下测点坐标。 每个测点的测斜数据为通过该点与井眼轨迹相切的切线矢量的井斜角和方位角。而两测点之间唯一可得到的一项资料是测点之间的井身长度。为了能通过上下测点处的井斜角、方位角以及两测点间井身长度计算出三个坐标的增量，需要假设上下测点间的井段为某种理想的井眼轨迹。使用不同的理想井眼轨迹假设就可得到不同的实际井眼轨迹计算方法。假定的井眼轨迹可以只是一条连接两个测点的直线或者可能是由各端点确定的某种曲线。最终坐标计算的准确性将取决于假设的理想井眼轨迹与井眼的实际轨迹的近似程度。钻进中的关键井段，如在老井附近造斜、丛式井的造斜点附近、钻救援井、在薄油层中钻进时，必须精确地知道井眼的位置。通常一口井采取一种计算井眼位置的方法，将此法应用于整口井的井身测量计算中。在一个平台上为了减少相对计算误差，所钻的井都采用同一种井眼轨迹计算方法。 如上所述，计算方法的多样性，来自测段形状的不确定性。不同的井段形状假设就有不同的计算方法。在已有计算方法的基础上进行一些简化或近似处理，又会形成新的计算方法。这些就是计算方法多样性的原因。常用的井段形状假设归纳起来有三种：测段为直线、测段是园柱螺线（螺线的两端点分别与上、下二测点的方向相切）以及测段为某个平面上的一段园弧（园弧的两个端点分别与上、下二测点的方向相切）。 下面将叙述这些已经较为普遍采用的计算方法。在本节中将使用以下符号。井斜角和方位角分别用和表示，其脚注1代表上测点和脚注2代表下测点。两点之间的井身长度L等于测深差。符号H，N，E是下测点对上测点在垂深、北坐标和东坐标方向的位移增量。符号S是下测点对上测点水平投影长度增量。在每种方法中都要将井身长度L分解到垂直和水平投影图上。 1．平均角法 该法假定只有一条和上下测点都相交的直线。该直线的方向为上、下测点处井眼的“平均方向”。从图6-22可得出： 这是一种非常普通的方法，因为它得出了准确的结果并且可借助计算器求解，使用相当简单。在测点相距不甚远的情况下在井场常使用该法。 2．平衡正切法。 此法假定两测点间的井段为两段各等于测段长度一半的等长直线构成的折线，它们的方向分别与上下测点处的井眼方向一致，即上段直线是由1和1确定的，而下为直线是由2和2确定的。从图6-23可以得出： 3．曲率半径法 曲率半径法假设井眼轨迹在垂直和水平投影图上看都不是一条直线而是一段园弧。这段园弧在每个测点处与该测点的井眼方向相切。因此可以将井眼轨迹看成在园柱面上的一段弧（见图6-24）。 该法在井眼轨迹更接近园弧的井段（例如在造斜过程中）比平均角法结果更佳。但是，它的半径不变的假设在较长的井段中是不真实的。在井斜、方位不变的井段由于是被零除而需在计算上特殊处理。 4．最小曲率法 最小曲率法假设假设两测点间的井段是空间某平面上的一段圆弧，圆弧在两端点处与上下测点处的井眼方向线相切。在上、下测点处的井眼方向一定的情况下，把测段看成圆弧曲线是所有曲线中曲率最下的曲线，所以这种方法被定名为最小曲率法。 最小曲率法公式推导的思路如下（见图6-25）： （1）​ 先计算测段的狗腿角 和井眼曲率 ； （2）​ 由 求出测段的曲率半径 ; （3）​ 根据 和求出弧外的切线长度 和 ； （4）​ 由二切线的长度及其与重力线的夹角，计算测段的 ，并分别计算二切线在水平面上的投影长度 和 ； （5）​ 根据 和 的长度及其与正北方向的夹角，求得测段的 和 。 具体测段计算公式如下： 最小曲率法由于其测点间井段的假设更符合实际，是定向测量计算最常采用的方法之一。该法由于涉及到较复杂的数学计算，而更适于计算机计算。由于计算机的普及，该法已在井场普遍使用。 5．实钻井眼轨迹作图 使用前述的任一种方法，可计算出井眼轴线上各测点的三维坐标（见图6-26）。接下来就可以根据这些坐标值绘制定向井的实钻井眼轨迹图。轨迹图在一口定向井的施工中是非常重要的，根据绘制的实钻轨迹图可以掌握当前的井底位置和井眼前进的方向，并可随时和设计进行对比，以便发现其中的偏差和及时采取调整措施。工程上常用的定向井实钻轨迹图分为水平投影图和垂直投影图。水平投影图即为实钻井眼轨迹在OEN水平面上（见图6-26）的投影，垂直投影图即为实钻井眼轨迹在设计方位线OV所在的垂直平面OVH（见图6-26）上的投影。 （1）水平投影图作图法：先进行测点的坐标计算，水平投影图需每个测点的东（E）和北（N）坐标。然后在井口所在的水平面上描点连线即可。图6-15是8个测点的水平投影图例。 （2）垂直投影图作图法：要得到井眼轨迹的垂直投影图，必须选择一个特定的垂直平面，以使所有的测点都向该平面投影。通常所选择的平面是包含目标点和坐标原点的铅垂面（OVH平面，见图6-26）。通过测点计算已经得到了各测点的N、E、H坐标，为了在OVH铅垂平面上作图，还需各测点的V坐标。为了得到测点的V坐标，只需在水平投影图上计算测点在设计方向线OV 上的投影长度。如图6-28所示，测点A在设计方向线OV 上的投影长度为： 知道了每一测点的垂深坐标H和在设计方向上的坐标V，即可在OVH铅垂面上描点连线绘制井眼轨迹的垂直投影图。 第四节、井眼轨迹控制 一、井眼弯曲的原因 人们很久以前就试图找出井斜的原因。他们发现，当所用的钻具组合柔性大、钻压高，或者初始井斜角较大时，井眼轨迹就很有可能偏离直线。如果钻柱相对柔性较大或受到过高的压缩载荷作用时，就很难钻成一口直井。但是，即使钻具组合和钻井条件不发生改变，人们仍然发现井眼有偏斜的趋势。这种井斜现象主要归咎于所钻地层的特性。当钻遇层状岩层（如页岩一砂岩层）时，这种现象比钻遇均质石灰岩或块状砂岩时更为明显。对于地层倾角高、硬度大、扭曲厉害的地层，自然造斜效应就更大。后来人们又发现不同类型的钻头钻出的井眼也有不同的倾斜程度。 1．地层及其各向异性 造成井眼弯曲的地质因素主要是岩石的各向异性和软硬交错。地质因素在井眼的自然弯曲中起主要作用并具有一定的规律性。 岩石的各向异性： 岩石在不同方向上具有不同的强度和硬度等力学性质的现象称为岩石的各向异性。岩石的各向异性与岩石的层理、片理、微裂隙性和流纹性等构造特征有着密切的关系。 用平底圆柱压头在一定压力P作用下压入岩石时，对于各向同性岩石，压头下方形成圆锥形破碎大（图6-29，a）。对于各向异性岩石，若压头作用方向平行或垂直于岩石层，则压头下方也形成圆形的破碎穴（图6-29，b，c），但前者比后者直径小；若压头作用方向与层面斜交，则压头下方形成不对称的形似椭圆的破碎穴（图6-29，d），逆层面倾向一侧破碎较宽，顺层面倾向一侧破碎较窄，椭圆长轴垂直于层面走向。这种情况充分说明垂直于层面方向抗压入阻力最小，从而决定了钻头以锐角穿过层理发育岩层时孔底截面呈椭圆状，椭圆起着导向作用，使粗径钻具在纯力作用下定向偏倒，从而钻孔朝垂直于层面方向弯曲。岩石的各向异性系数越大，则钻孔弯曲的趋势越强。实践还表明，当钻孔遇层角为30°～60°时，钻孔弯曲强度最大。片理、流纹性、裂隙性与层理的影响相似，都使钻孔趋于与构造面垂直。 （2）岩石软硬互层：当钻头从软地层进入硬地层时，如图6-30（a）所示。钻头在A侧接触到硬岩石，而在B侧还是软岩石。这样在钻压作用下，由于A侧岩石的硬度大，可钻性小， 钻头刀刃吃入地层少，钻速慢；而在B侧岩石的硬度小，可钻性大，钻头刀刃吃入地层多，钻速快，这样钻出井眼自然会偏斜。另外，由于钻头两侧受力不均，在A侧的井底反力的合力比B侧大，将产生一个弯矩M，扭转钻头，使其沿着地层上倾方向发生倾斜。 当钻头由硬地层进入软地层时，如图6-30（b）所示，开始时由于地层在软地层一侧吃入多，钻速快，而在硬地层一侧吃入少，钻速慢，井眼有向地层下倾方向倾斜的趋势。但当钻头快钻出硬地层时，此处岩石不能再支承钻头的重负荷，岩石将沿着垂直于层面方向发生破碎，在硬地层一侧留下一个台肩，迫使钻头回到地层上倾方向。所以钻头由硬地层进入软地层也有可能仍然向地层上倾方向发生倾斜。 2．钻柱弯曲引起的钻头侧向力 钻进时靠下放部分钻柱重量给钻头施加钻压。在直井中，钻压较小时下部钻柱保持直线稳定状态。当钻压增至某一临界值时，下部钻柱发生失稳弯曲并与井壁产生切点（见图6-31），钻头及其相邻连接部分钻柱的中心线偏离井眼轴线而使钻头偏转一个角度发生倾斜。钻头倾斜后对井底产生不对称切削，这是产生井斜的重要因素。随着钻压的进一步增大，切点下移、钻头偏转角度增大，对井斜影响更大。 在钻斜井时，钻铤与井眼下边在切点处开始接触，切点至钻头距离为切线长度L。切点以下钻柱由于自重作用将产生一个钻头处的侧向力F（见图6-32）。 式中： F—钻头侧向力，牛 L—切线长度，米 W—钻铤单位长度重，牛/米 α—井斜角，度 因为该力使井眼降斜，为负侧向力。当钻头受压后，切点下移，侧向力减少。钻头处钻铤弯曲导致产生井眼偏斜的负荷增大（正侧向力）。因此，随着钻压增加，负侧向力减少，正侧向力增大。总侧向力矢量和轴向力将决定井眼的偏斜度，当然，地层的各向异性也必须考虑。井下钻具中稳定器的位置也将影响钻头侧向力的大小，因此将决定下部钻具组合是增斜、稳斜还是降斜。稳定器直接接在钻头上方将产生一个支点，稳定器上方钻铤的重量使钻头产生增斜侧向力。当钻头和稳定器间的距离增加时，钻头上的增斜测向力减少。当稳定器离钻头足够远时，稳定器以下钻柱产生的钟摆力将使钻头有降斜的趋势。 3．钻头结构引起的各向异性 在石油钻井中，钻头主要是沿其本身轴线钻进，钻头设计者很少考虑钻头的侧向切削问题。不过，在实际钻井中所使用的钻头均有不同程度的侧切能力，并且它对钻进轨迹有一定的影响。例如钻井中所使用的大多数牙轮钻头，在结构上都有一定的移轴或牙轮超大，这就使得钻头的最大直径不在井底而是在高于井底的某处，从而造成钻出来的井底与圆柱形井筒之间有一段曲面状的过渡区，结果牙轮的外圈齿以近似于铣削的方式切削这个过渡区，这便是牙轮钻头对井壁的侧向切削，简称侧切。如果钻头仅仅承受轴向载荷，井筒过渡区将同钻头旋转体的外廓形状一致。这个形状取决于钻头的几何结构。当牙轮钻头钻进时，若还承受一定方向的横向力，则三个牙轮的外圈齿将轮番铣削井筒过渡区的某一侧面，使钻头向下钻进的同时朝着横向力的方向偏移。在实际钻井中，钻头的轴向钻进能力与其侧切能力之间存在差异，称之为钻头各向异性，在井眼轨迹控制中应考虑它的影响。由于钻头各向异性的影响，钻头即使在均质各向同性地层里钻进，也不能按着钻头机械合力方向运动。在这种情况下，钻头转角也对钻进方向产生影响。 二、井斜控制 井斜过大会使井深发生误差，使所取得的地质资料失真，使井底远离设计井位，错过油气层，而造成勘探工作的失误。井斜过大会使井眼偏离原设计井位，打乱油田开发布井 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。在钻井过程中，斜井内钻柱靠下井壁旋转，产生严重摩擦；在井斜突变井段，钻柱易弯曲，从而易使钻柱磨损和折断；在斜井内更有可能发生井壁坍塌和键槽卡钻事故。如井斜过大，还会造成下套管困难和下入的套管不居中，直接影响固井质量，造成固井串槽、管外冒油气。井斜过大会直接影响采油井的井下分层开采和注水，下封隔器困难，封隔器密封不好等；过斜的采油井会造成油管和抽油杆的磨损和折断，甚至造成严重井下事故。因此，控制井斜，对勘探、开发以至钻井本身都意义重大。 井斜控制，就是要在提高井身质量、保证准确钻达目标的前提下，提高钻进速度、降低钻井成本。从根本上说，井斜控制就是要控制造斜率和方位变化率，以期得到合格的井斜角、方位角和井底位移。直井对井身质量的要求常包括如下三个方面：井斜角不能超过允许值；井斜变化率（即狗腿严重度或井眼曲率）不能超过允许值；井底水平位移不能超过允许值。由于地区情况不同，对直井井身质量的规定也有不同的要求。一般来讲，井钻得越深，对狗腿度的要求就越严格，否则，就会形成键槽或使钻杆遭受疲劳破坏。对3000m到4000m的井深来讲，如能保持狗腿严重度小于1.5°／30m，就不致于发生问题。对超深井，在距井口较近的层位由于钻杆拉力大，地层较松软，起下钻次数多，对狗腿度的要求应严格，反之，就可稍大些。对上述关于直井井身质量要求的三个方面，一些文献认为，钻直井对井斜角可不必作过分严格的限制。我同石油行业在关于“钻井井身质量标准（试行）”中，采用以井眼曲率和井底最大水平位移两项指标作为衡量直井井身质量的标准。但对定向井，尤其是丛式井组的直井段，对井斜角则有严格的限制（一般要求直井段终点处井斜角在0.5°以内）。 通过上节的分析，我们已知道造成井斜的主要原因。其中的地质环境因素我们只能认识和加以利用而不能改变。能被操作者用来主动进行控制的是钻具组合的类型与结构、工艺操作参数（又称钻井措施）和钻头类型三方面的因素。而在这三类可控因素种，钻具组合的类型与结构是首先要考虑的主要方面。因为井斜控制的本质实质上是控制钻头上的三维力。 在打直井时，井斜控制的主要任务是防斜和纠斜。常用的控制井斜的钻具组合是带稳定器的旋转钻钻具组合：钟摆钻具和满眼钻具，这两种钻具下面将作为我们的主要介绍内容。另外一些其它有效的井斜控制技术如偏心钻具防斜、塔式钻具防斜、柔性钻具防斜、光钻铤大钻压公转防斜、井下闭环自控防斜等技术将不在本书中介绍，感兴趣的读者可参考有关书籍和文献。 1．直井井斜控制方法 （1）．理论基础 带稳定器的旋转钻井斜控制技术是最常用的井斜控制技术，该项技术的核心在于通过稳定器位置的安放来达到所需的井斜控制效果。下部钻具组合影响井斜的关键力学性能指标是：钻头侧向力和钻头转角。 求解多稳定器钻具组合的力学性能有多种方法，如有限元法、微分方程法、能量法等。国内目前普遍采用纵横弯曲连续梁法。纵横弯曲连续梁法将—个带有多稳定器的井底钻具组合看成是受有轴向载荷的连续梁，利用梁柱的弹性稳定理论可推导出受轴向力影响的三弯矩方程组，并据此来分析井底钻具组合的力学性能。 使用纵横弯曲法时，首先把井底钻具组合从支座（各稳定器和上切点）处断开，得到若干受纵横弯曲载荷的简支梁柱，再用弹性稳定理论求出每跨简支梁柱的端部转角。利用连续梁柱在支座处转角相等的连续条件和上切点处的边界条件，即可得到一系列以支座内弯矩和最上—跨长度为未知数的代数方程组；解此代数方程组，即可完全确定该弹性体系的受力与变形。 为了求得钻头的侧向力，对图第一稳定器的中心O1取矩，由 可解出： 式中： Pa—钻头侧向力； PB—钻压； L1—钻头至稳定器钻柱长度； e1—第一稳定器与井眼的径向间隙； M1—第一稳定器处钻柱的内弯矩； q1—钻柱的横向均布载荷， α—井斜角 w1—第一跨钻柱在钻井液中的重量。 钻头侧向力Pa的性质与符号的关系是：若Pa>0则为造斜力；若Pa＜0则为降斜力。由式（3—7）可以看出，Pa的大小与PB （钻压）、e1 （第一稳定器处的径向间隙）、L1 （第一跨长度）、w1（第一跨钻柱的的浮重）、α（井斜角）和M1 （第一稳定器处的内弯矩）有关，而M1又是井身条件、工艺参数、钻具结构等多种因素的函数。要想得到符合要求的钻具侧向力，则需综合考虑上述多种因素，优化设计钻具组合。显然，要计算Pa值，必须首先确定M1，而M1可以用纵横弯曲法对钻具组合的受力与变形分析求得。 根据纵横弯曲理论，可导出具有n个稳定器的钻具组合以每个支点处的钻柱内弯矩和切点位置为未知数的三弯矩方程组如下： 式中：i=1,2,…,n； Li——第i跨梁的长度； Ii—第i跨梁柱的惯性矩， ； Di—第i段钻柱外径； di—第i段钻柱内径； qi—第i跨梁的横向均布载荷， ； wi—第i段钻柱在钻井液中的浮重； Xi—第i跨梁受轴向力影响的变形放大因子， ； Yi—第i跨梁受轴向力影响的变形放大因子， ； Zi—第i跨梁受轴向力影响的变形放大因子， ； ui—第i跨梁的稳定系数， ； E—钻柱钢材弹性模量 Pi—作用在第i跨梁的轴向力， ei—第i个支点处的径向间隙， ； D0—井眼直径； Dsi—第i个支座处的稳定器直径； Dc—上切点处的钻柱外径； n—稳定器个数； Mi—第i个支座处的内弯矩。 在三弯矩方程组中，共有n十1个方程，可解出Ln+1和Ml~Mn共n十1个未知数，因此就可以确定该井底钻具组合的受力与变形，并可据下三式求出钻头侧向力Pa、钻头转角θa和第i跨钻柱中点挠度yi： 上述讨论的井底钻具组合和三弯矩方程具有普通性。若令n=0，1，2，3，4等，即可得到光钻铤钻具组合以及稳定器数目为1~4的钻具组合的三弯矩方程组。 例1：光钻铤钻具组合求解 此种情况下有： n=0 Mn=M0=0（钻头处弯矩为0） en=e0=0（钻头处径向间隙为0） 三弯矩方程组变为： 由此式可解出切点位置L1，在代入式解出钻头侧向