定向井轨迹控制技术要求
华池地区定向井轨迹控制
华池地区定向井轨迹控制一、引言随着石油勘探开采技术的不断发展，定向井钻井技术在油气开采中的应用越来越广泛。
定向井能够在地面上沿着特定方向，如水平、倾斜或弯曲方向钻井，有效地利用储层并提高产能，因此在油气勘探开采中扮演着重要的角色。
在华池地区，由于地层结构复杂、油气资源丰富，因此对定向井轨迹控制的需求也越来越大。
本文将从华池地区定向井的特点出发，详细介绍定向井轨迹控制的方法和技术。
二、华池地区定向井特点华池地区地层复杂，包括砂岩、泥岩、页岩等多种岩性，地质构造复杂，存在断裂、地层变形、岩层倾斜等情况。
华池地区油气资源较为丰富，需要考虑储层的合理开采。
定向井在华池地区具有以下特点：1. 钻进路径需要避开断裂带和地层变形区，保证钻井不受地质构造的干扰；2. 需要精确控制井眼位置和井眼方向，以便有效地开采储层；3. 需要根据地质条件灵活调整井径和井斜，实现钻井路径的灵活控制。
三、定向井轨迹控制方法1. 影响井轨的因素在进行定向井钻井时，会受到多种因素的影响，如地层岩性、构造、孔隙度、地层倾角、井深等。
这些因素会直接影响井的轨迹，因此需要进行合理的轨迹控制。
2. 技术手段在定向井的轨迹控制中，主要采用以下技术手段：（1）导向工具：导向工具包括测斜仪、磁性测斜仪、惯性导航系统等，通过这些导向工具可以实时监测井眼的位置和方向，从而实现钻井路径的控制。
（2）钻头设计：合理的钻头设计可以提高定向井的控制能力，通常包括方向钻头、可调旋转钻头、倾斜孔径钻头等。
3. 轨迹控制方法在进行定向井钻井时，可以采用以下轨迹控制方法：（1）姿态控制：通过控制钻杆的姿态，可以改变钻头的方向，实现轨迹的控制；（2）定向工具控制：通过实时监测井眼位置和方向，调整导向工具，实现钻井路径的控制；（3）动态定向：根据地层情况实时调整井斜角和井径，灵活控制钻井路径。
五、定向井轨迹控制的挑战与应对措施1. 地质复杂性带来的挑战华池地区地质条件复杂，包括砂岩、泥岩、页岩等多种岩性，地质构造复杂，存在断裂、地层变形、岩层倾斜等情况，这些因素会给定向井的轨迹控制带来很大挑战。
定向井轨迹控制办法
定向井轨迹控制实施办法一、定向井技术规程1．定向井施工钻机，应按如下公式选择钻机类型，钻机原有能力=井深（斜深）×（1+井斜角/100），以确保安全运行。
2．定向井施工前，必须作出详细的剖面设计，定向段造斜率按3.6°/30米，复合钻近增斜段按4°/100米，最大井斜与原设计最大井斜相符。
7．井斜超过40度，或位移超过500米的井段，钻具在井下静止时间不得超过2分钟。
8．井下钻具的摩阻，应控制在钻机允许范围之内，对大斜度、大位移井特须注意观测，必要时采取各种措施降低摩阻，如加减阻剂等。
9．当定向井位于井位密集的油区或在井的设计方向有一至数口已钻井时，为避免新老井眼相碰，必须参考老井有关资料，作出合理的井深设计；施工中运用防碰技术，严密监视及控制井眼发展趋势，两井轨迹的最小距离不得小于5米。
10．要求定向井各项技术资料及施工记录齐全、准确、及时、并充分利用已有资料进行分析，以提高定向中靶率和降低综合成本。
二、定向井安全施工规定（一）井身轨迹控制1．严格按设计施工。
井身轨迹尽可能接近设计的井身轴线，保持井身轨迹圆滑。
造斜点、最大井斜角均不得随意更改。
定向前直井段之井斜角控制在1°/1000米以内。
2．严格控制全角变化率12°～13°/100米。
一般情况下使用1°单弯螺杆定向。
（二）泥浆1．固控设备必须全功能运转，使用率不低于95%。
泥浆密度1.20以下固含10%，1.60固含25%，含砂量小于0.3%。
2．泥浆要有良好的润滑性，对其润滑性要定深化验。
定向前化验一次，定向后200米或每天化验一次。
泥浆摩阻系数符合设计要求。
3．为了保持良好的润滑性，泥浆中必须加入足量的润滑剂或混入原油。
加润滑剂和混原油可交替使用。
（三、）钻具管理1．入井钻具应有记录，并打钢印号、丈量内外径及长度，计算准确，确保井深无误，为施工提供数据。
2．为保证井下安全，钻具结构要简化。
第三节--定向井轨迹控制技术
第三节--定向井轨迹控制技术井眼轨迹控制的内容包括：优化钻具组合、优选钻井参数、采用先进的井下工具和仪器、利用计算机进行井眼轨迹的检测预测、利用地层的方位漂移规律、避免井下复杂情况等等。
轨迹控制贯穿钻井作业的全过程，它是使实钻井眼沿着设计轨道钻达靶区的综合性技术，也是定向井施工中的关键技术之一。
井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术，其中直井段的控制技术见第七章第四节。
一．定向选斜井段初始造斜方法有五类，即井下马达和弯接头定向、喷射法、造斜器法、弯曲导管定向、倾斜钻机定向。
目前，我国海洋定向井一般采用第一种方式，常用造斜钻具组合为：钻头十井下马达十弯接头十非磁钻铤十普通钻铤（0～30米）十挠性接头十震击器十加重钻杆。
这种造斜钻具组合是利用弯接头使下部钻具产生一个弹性力矩，迫使井下动力钻具驱动钻头侧向切削，使钻出的新井眼偏离原井眼轴线，达到定向造斜或扭方位的目的。
造斜钻具的造斜能力主要与弯接头的弯角和动力钻具的长度有关。
弯接头的弯角越大，动力钻具长度越短，造斜率也越高。
弯接头的弯角应根据井眼大小、井下动力钻具的规格和要求造斜率的大小选择。
现场常用弯接头的弯角为1.5～2.25度，一般不大于2.5度。
弯接头在不同条件下的造斜率见第四节。
造斜钻具组合使用的井下动力钻具型号应根据造斜井段或扭方位井段的井深选择。
使用井段在2000米以内，一般采用涡轮钻具或普通螺杆钻具，深层走向造斜或扭方位应使用耐高温的多头螺杆钻具。
造斜钻具组合、钻井参数和钻头水眼应根据厂家推荐的钻井参数设计。
由于井下动力钻具的转速高，要求的钻压小［一般为29.4～78.4千牛（3～8吨）］，因此，使用的钻头不宜采用密封轴承钻头，尤其是在浅层，可钻性好的软地层应使用铣齿滚动轴承钻头或合适的PDC钻头。
根据测斜仪器的种类不同，分为四种定向方式：1．单点定向此方法只适用造斜点较浅的情况，通常井深小于1000米。
定向井钻井轨迹设计与控制技术
定向井钻井轨迹设计与控制技术近年来，中国发展迅速，石油在经济快速发展中的重要作用已经显现。
石油不仅可以提炼汽油和柴油，维持汽车和机器的运转，还可以将天然气作为人们生活和工业的重要燃料。
因此，石油勘探开发逐渐增多，石油钻井技术也得到很大发展。
19世纪中后期，石油钻井中定向井钻井技术的首次正式应用。
在工程建设过程中，井眼轨迹控制技术可视为定向井钻井的关键技术。
直井、斜井和稳定斜井段的井眼轨迹控制技术也不同。
总的来说，随着井眼轨迹控制技术的不断改进和完善，定向井轨迹控制水平有了很大的提高。
定向井；轨迹；控制技术引言在油气开采中，定向钻井技术是一种应用广泛的技术，其开采效率和施工质量直接影响油气开采的整体质量。
它在提高天然气和石油开采效率方面发挥着重要作用。
由于使用的地形复杂多变，决定了定向井建设项目对轨道设计和控制的要求更加严格。
影响整个施工过程的最重要因素是轨迹控制的准确性，轨迹设计和轨迹控制对钻井的整体质量起着至关重要的作用。
在石油钻井工程中，在整个定向井施工过程中，轨迹控制技术对整个工程的整体质量具有重要的现实意义。
1 定向井轨迹设计1.1 设计原则第一，实现地质目标是建设的原则。
定向钻井时，钻井的主要目的是使钻井穿过地层中的多个油层，防止井下复杂，地层易坍塌、易漏，或提取井间难以到达的死油气，或钻应急救援井，或在平台上钻定向井，节省占用空间，达到后期管理的目的。
无论哪种定向井，井眼轨迹设计都要首先考虑地质设计。
对于地质设计，如果不能满足设计要求，就无法设计出完美的钻孔轨迹。
第二，是达到安全、优质、高效钻井的目的。
在定向井轨道的设计中，地质目标有望实现。
因此，要实现这一地质目标，需要各种轨道形式。
选择最有利于现场施工难度、最小摩擦力矩和井眼轨迹控制的轨道形式，才能实现安全、优质、高效的定向钻进。
因此，在设计定向井轨迹和确定偏移点时，需要选择地层稳定、易偏移的层位。
第三，满足后期生产的要求。
第三个原则对于满足后期采油的要求至关重要，尽管这两个原则在定向井轨道设计中更为重要。
定向井轨迹控制技术
定向井轨迹控制技术定向井的井眼轨迹控制技术是定向井钻井成套技术中的关键环节。
文章介绍了轨迹剖面优化设计，对直井段、增斜段、稳斜段轨迹控制技术进行了详细的阐述，同时对轨迹预测方法和轨迹修正设计技术进行了论述，对现场施工具有一定的指导作用。
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定向井施工成败的关键是能否控制井眼轨迹的变化。
1 轨迹剖面优化设计定向井井身剖面的选择对于钻井施工的安全、高效、降低成本起着至关重要，四段制轨迹剖面易形成键槽，岩屑床，起下钻和钻井过程中摩阻扭矩大，易卡钻，给井下安全带来极大隐患。
经过理论计算分析，并结合大庆地质情况，三段制或者五段制井眼轨迹剖面成为大庆定向井施工的首选对象，这两种轨迹剖面具有轨迹短、投资少、效益高、利于井眼轨迹控制等特点。
2 井眼轨迹控制技术2.1 直井段轨迹控制定向井直井段的井眼轨迹控制原则是防斜打直。
有人认为常规定向井（指单口定向井）直井段钻不直影响不大，通过后续的调整最终也可中靶，这种想法是不对的。
因为当钻至造斜点，如果直井段不直，造斜点处不仅因为有一定的井斜角而影响定向造斜的顺利完成，还会因为这个井斜角形成一定的水平位移而影响下一步钻进的井眼轨迹控制。
所以在直井段施工中，采用塔式钻具组合或钟摆钻具组合，配以合理的钻进参数，每钻进100-120米测斜一次，及时监测井斜的变化趋势，如发现井斜有增大趋势，及时调整钻井参数，加密测斜，必要情况下进行螺杆钻具纠斜。
造斜点前100m采取轻压吊打，严格控制钻进参数，保证造斜点处的井斜不超过0.5°。
2.2 造斜段轨迹控制造斜就是从造斜点开始强制钻头偏离垂直方向增斜钻进的过程。
由于大位移水平井直井段多数存在井斜方位，且方位与新设计方位不一致，所以必须利用定向井计算软件计算出直井段各点轨迹参数，同时根据最后几个测点趋势，预测出井底的井斜角和方位角，计算出井底水平位移、垂深、闭合方位、视位移、视垂距等参数。
定向井施工
一、定向井基本概念1、定向井：一口井的设计目标点，按照人为的需要，在一个既定的方向上与井口垂线偏离一定的距离的井，统称为定向井。
2、井深（m）：井眼轴线上任一点，到井口的井眼长度，称为该点的井深，单位为“米”。
3、垂深（m）：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”。
4、水平位移（m）：井眼轨迹上任一点，与井口铅垂直线的距离，称为该点的水平位移，也称为该点的闭合距，单位为“米”。
5、视位移（m）：水平位移在设计方位线上的投影长度，称为视位移，是绘制垂直投影图的重要参数，单位为“米”。
6、井斜角（°）：井眼轴线上任一点的井眼方向线与通过该点的重力线之间的夹角，称为该点的井斜角，单位为“度”。
7、方位角（°）：在以井眼轴线上任一点为原点的平面坐标系中，以通过该点的正北方向线为始边，按顺时针方向旋转至该点处井眼方向线在水平面上的投影线为终边，其所转过的角度称为该点的方位角，单位为“度”。
8、磁偏角：在某一地区内，其磁北极方向线与地理北极方位线之间的夹角，称为该地区的“磁偏角”，顺时针为正，逆时针为负。
磁方位校正为磁方位角加上该地区的磁偏角。
9、造斜点（KOP）：在定向井中，开始定向造斜的位置叫“造斜点”。
通常以开始定向造斜的井深来表示。
10、造斜率：表示造斜工具的造斜能力，常用“°/100m”表示。
11、井斜变化率：单位井段内井斜角的变化速度称为“井斜变化率”，常用“°/100m”表示。
12、方位变化率：单位井段内方位角的变化速度称为“井斜变化率”，常用“°/100m”表示。
13、全角变化率K（狗腿度）：指的是单位井段内井眼钻进的方向在三维空间内的角度变化，它既包含了井斜角的变化又包含着方位角的变化。
常用“°/100m”表示。
14、靶点（目标点）：设计规定的、需要钻达的地层位置，称为靶点。
15、靶区半径：允许实钻井眼轨迹偏离设计目标点的水平距离，成为靶区半径。
定向井
三、定向井的井眼轨迹控制
定向井直井段井身轨迹控制 ①选择好钻具组合及钻进参数 钻具组合：Φ215.9mmBIT+ Φ 177.8mmDC+ Φ 177.8mmNM+
Φ 214mmSST+ Φ 158mmDC+ Φ 127mmHDP+ Φ 127mmDP
钻 进 参 数 ： 钻 压 3—5T ， 排 量 28—32L/S ， 转 速 120r/min ②及时进行井斜角的监测 直井段钻进过程中一般每100—200M测一次单点， 也可以根据实际情况加密测斜。 ③改变钻进参数或钻具组合 如果发现井斜、方位偏离较大可以通过减小钻压、 降低转速等方式调整井斜，或者直接下如螺杆钻具进行 纠斜作业。
完钻后：
1)督促定向井施工人员测井前投测多点。 2)整理和上交资料。
谢谢！
E O B
一、定向井的基本概念
定向井的其他井身参数
N A 视 平 移———测点水平位 设计/投影方位 移在设计方位线上的投影， 米 B VS O 水平投影长度：测点与井口之 间的井眼长度在水平面的投影 长度 井眼的曲率K：井眼切线的 方向相对于井深的变化率
E
二、定向井井身剖面
二、定向井井身剖面
电子单多点
SPERRY-SUN ESS RSS
海蓝 YSS
普利门 博创……
有线随钻测量仪器
侧入接头（有线随钻用)
无线随钻测量仪器
MWD仪器的工作原理
传感器采集到测量仪器的数据按一定格式对数据编码， 然后通过泥浆介质编码后的数据以泥浆压力脉冲形式传 送至地面，地面检波系统自动检测来自井下的数据并将 数据传送到地面数据处理系统，地面数据处理系统对地 面检波系统传送来的信号解码、处理、计算后，得到井 下仪器的测量数据，并将数据实时向钻台上的数据显示 系统发送，实现随钻施工。
3.定向井轨迹控制技术
定向井轨迹控制技术钻井四公司一、直井段防斜打直定向井直井段控制原则是防斜打直。
直井段不直，不仅影响定向造斜的顺利完成，还会因上部井段造成的位移影响下步轨迹控制。
负位移会造成实际施工中比设计更大的造斜率和更大的最大井斜，正位移情况相反。
位移向设计方向两侧偏离，就将两维定向井变成三维定向井，造成下步轨迹控制困难。
如果丛式井直井段发生井斜，还会造成两口定向井直井段井眼相碰的施工事故。
1、防斜原理造成井斜的原因为地质因素和钻具弯曲。
控制井斜实质就是控制钻头造斜力，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抵抗地层造斜力，使井斜控制在一定范围内。
常用组合：钟摆组合、刚性满眼组合、塔式组合、柔性钟摆组合、偏轴接头、双驱复合钻、垂直导向工具（power-V等）2、不同井眼钻具组合及钻进参数选择普通定向井直井段施工中，应采用本地区最不易斜的钻具组合。
A：常规组合12-l／4″井眼一般采用塔式钻具组合：12-1／4″钻头＋9″钻铤＊3根＋8″钻铤＊6根＋6-1／4″钻铤＊9根＋5″钻杆。
8-1／2″井眼通常采用钟摆钻具组合：8-l／2″钻头＋7″钻铤＊2根＋214mm稳定器＋6-l／4″钻铤＊6根＋5″加重钻杆15根+5″钻杆。
钻进参数：钻水泥塞采用轻压吊打方式，12-1／4″井眼，正常钻进钻压常采用180－200KN，吊打时常采用50－80KN；8-1／2″井眼正常钻进钻压常采用120－140KN，吊打时常采用30－50KN。
B：双驱组合12-1/4″井眼φ311.1mmPDC钻头+φ244.5mm直螺杆+φ228.6mm钻铤*2根+φ203.2mm无磁钻铤*1根+φ203.2mm钻铤*6根+φ177.8mm钻铤*9根+φ127 mm钻杆注:如果使用钻具扶正器,应接在φ228.6mm和φ203.2mm钻铤之间8-1/2″井眼φ215.9mmPDC钻头+φ172mm直螺杆+φ158.8mm钻铤*1根+φ214mm扶正器+φ158.8mm钻铤*6根+φ127mm加重钻杆*15根+φ127mm 钻杆钻压：20-80KN 转盘转速：45-60rpm 排量：40-45l/s 泵压：15-18MPaC：直井段长度影响1）造斜点深度小于500米，采用塔式或钟摆钻具，严格控制钻压、保证井斜角不大于lº。
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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
5质量要求
井身质量要求应符合SY/T5955的规定。
6工艺要点
6.1工艺阶段可分为直井段钻进、造斜（降斜）段钻进和稳斜段钻进。
6.2钻进方式可分为滑动钻进、旋转钻进和导向钻进。
6.3钻具组合应符合SY/T5619的规定。
6.4在有磁干扰的情况下，采用陀螺测斜仪。
6.5施工中，根据测量数据及时作出实际轨迹图，以指导轨迹控制施工。
6.6定向弯接头或弯壳体动力钻具按实际情况选用。
6.7定向时，考虑同地区方位漂移情况，合理确定方位角预留量。
6.8装置角的大小采用沙尼金作图法、计算法或尺算法确定。
6.9特殊情况的钻具组合要根据现场的实际情况调整。
7施工
7.1直井段施工
7.1.1用单点测斜仪监控，测量间距不大于150m。
7.1.2直井段最大井斜和狗腿严重度要求符合相同深度直井的质量要求。
7.1.3丛式井要作1：100的水平局部放大图，并进行防碰计算，提出防碰预告。
7.1.4定向施工前要测直井段多点数据，据此，修正井眼轨道设计。
7.1.5定向前处理好泥浆，使其达到设计要求。
7.1.6丛式井自第口井起，要检查是否有磁干扰，如有应使用陀螺测斜仪进行测量。
7.2滑动钻进方式施工
7.2.1使用磁性单点测斜仪或电子单点测斜仪或随钻测斜仪施工。
7.2.2按设计组合钻具。
7.2.3下钻到井底，下入测斜仪器测斜并坐键。
7.2.4调整工具面到计算的装置角。
7.2.5加压钻进。
7.2.6测斜间距最大不得超过30m，对特殊情况要加密监测。
7.3旋转钻进方式施工
7.3.1稳定器要求按SY/T 5619的规定执行。
7.3.2短钻铤的配备按SY/T5619的规定执行。
7.3.3按造斜率大小确定钻进参数钻进。
7.3.4.测斜间距最大不得超过50m，对特殊情况要加密监测。
7.4导向钻进方式施工。
7.4.1工艺流程：定向井的直井段、增斜段、稳斜段或广义调整段的施工，采用一种钻具组合来完成。
7.4.2广义调整段可以是增斜段、稳斜段、降斜段以及它们的组合。
7.4.3钻进方式：复合钻进。
7.4.4钻具组合：
7.4.4.1钻具组合：高效钻头+导向工具+定向直接头+无磁钻铤+加重钻杆（300-450m）+钻杆。
7.4.4.2导向工具主要包括：遥控弯接头+直动力钻具或单弯导向动力钻具或异向双弯导向动力钻具或
井下可控导向工具等。
7.4.4.3导向动力钻具上的近钻头稳定器使用欠尺寸的稳定器。
7.4.4.4转盘转速尽量控制在最低的范围内（推荐50~65r/min）。
7.4.4.5泵排量采用井下导向钻具推荐的最大排量。
7.4.4.6无线随钻测斜仪进行监测。
7.4.4.7在定向或扭方位过程中，若井斜和方位达到要求时，及时改用转盘钻进方式钻进。
7.4.4.8在转盘钻进过程中，若井斜或方位发生漂移时，及时改用定向或扭方位钻进方式，调整井斜或方位到所需要求。
8施工安全措施
8.1除正常钻进和必要的划眼外，活动钻具时应以大幅度上提下放钻具为主，尺可能少转动钻具。
8.2采用短起下钻或分段循环的办法，帮助清洁井眼。
一般每钻进200m或钻头在井下工作20h进行一次短下钻，岩屑返出不正常时还应加密短起下钻的间距，最少起至上只钻头的起钻位置，遇井下不正常时，应起过复杂井段直至套管鞋。
8.3弯壳体动力钻具下井必须双钳紧扣，控制下放速度。
8.4带弯壳体动力钻具起钻不能用转盘卸扣，以防止破坏井壁和下部钻具倒扣。
8.5通井划眼以冲、通为主，防止出新眼。
8.6起下钻遇阻卡超过正常摩阻时，消除摩阻要做到起钻时少拔多放，下钻时少放多提多次活动消除，否则循环划眼。
8.7认真记录每次起钻遇阻位置，判断键槽。
键槽遇阻时严禁硬拔，应用倒划眼的方法起出，然后破坏键槽。
8.8键槽破坏器下井时，其尺寸大于井内钻铤的最大外径，比正常稳定器外径小12.7~25.4mm，其安放位置应处在钻头到达井底时的已短键槽井段的顶部。
8.9泥浆要有良好的润滑性、抑制性和携砂性，泥浆的摩擦系数小于0.2，含砂量低于0.3%。
8.10凡是与上述措施不相低触的直井的一切安全措施均适用于定向井。
9资料
9.1测量数据的处理
9.1.1井身轨迹计算使用多点测斜仪数据，在有磁干扰的情况下应使用陀螺多点测斜仪测得的数据。
9.1.2所有方位角要进行磁偏角校正，磁偏角的大小以设计书数据为准。
9.1.3井身轨迹计算按SY/T5088的规定。
9.2资料的收集与整理
9.2.1完井技术报告。
9.2.2定向井完井报告包括下列内容：
——基本数据统计表[见附录B（标准的附录）]；
——分段施工情况统计表[见附录B（标准的附录）]；
——钻具效能分析表[见附录B（标准的附录）]；
——钻具结构统计表[见附录B（标准的附录）]；
——单点测斜或随钻测斜原始记录表[见附录B（标准的附录）]；
——多点测斜记录表[见附录B（标准的附录）]；
——井身轨迹计算表[见附录B（标准的附录）]；
——垂直投影图和水平投影图；
——施工日志记录；
——井下复杂情况；
——主要工艺技术措施。
9.2.3保存好测斜原始资料，上交存档。
附录A
定向井专用钻具、工具配备
附录B
定向井完井报告中的数据表格
表B2 施工情况统计表
表B3 钻具效能分析表
表B4 钻具结构统计表
表B5 单点测斜记录表
表B6 多点测斜记录表
表B7 井身轨迹计算表方位修正角已校。