丛式井技术要点及措施分析
[能源化工]西南油气田合川地区丛式定向井钻井技术
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西南油气田合川地区丛式定向井钻井技术张瑞平付仕西部钻探定向井技术服务公司，新疆克拉玛依，834000；摘要：丛式定向井技术是近年来西南油气田为适应合川构造高效勘探开发的需要而推广应用的一项钻井技术，收到了良好的社会经济效益。
本文针对合川地区的丛式定向井井工期长、岩性不均、地层可钻性差、易发生井漏、井塌等钻井技术难点，通过井眼轨迹控制技术、优选钻具组合和钻头类型、优化钻井参数等技术措施，降低井下复杂的发生，提高机械钻速。
通过分析认为在施工中优先考虑选用PDC钻头，并且针对不同地层优选合理的PDC钻头，增加单趟钻进尺，实现快速钻井，在直井段选择螺杆+PDC钻具组合防斜、防碰的同时提高钻速。
对今后该地区定向井钻井提速具有指导意义。
关键词：合川地区；丛式定向井；轨迹控制；PDC；西南油气田合川地区由于地形、地貌缘故多采用丛式定向井形式开发须家河油气藏。
丛式井技术是近年合川地区为适应合川构造高效勘探开发的需要而推广应用的一项钻井技术，收到了良好的钻井施工效果，降低钻井成本，提高了原油产量，并产生了显著的社会经济效益。
西南油气田合川构造位于重庆合川市和四川广安市境内，地表为丘陵地貌，地面海拔一般在250-450m，地势相对高差50-150m。
按构造分区划分，合川地区属于“四川盆地川中古隆中斜平缓构造区”内的一个局部背斜构造，地表出露中侏罗统沙溪庙组紫红色泥岩地层。
1概况1.1地层情况根据对本区块钻探数据与区域地质情况综合分析，合川地区地面出露地层为中侏罗统沙溪庙组沙二段。
自上而下依次为中侏罗统沙溪庙组、下侏罗统凉高山组和自流井组，上三迭统须家河组，中三迭统雷口坡组，地层序列正常。
须家河组含油气层的主要储集层段是须二、须四、须六段，岩性以灰色中粒、中细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主。
合川气田内须二段分布较稳定，厚度在76.5～139.5m之间，厚度变化较大，表现为东南薄西北厚的分布格局。
底以黑色叶岩与下伏雷口坡组碳酸岩呈假整合接触。
陕北地区丛式定向井的设计与施工技术要点
点，主要 包括部署设计 、各井段钻进施工 、防碰 要点和钻井液技 术 ，为钻 井施 工提供 参考 。 关键词：石 油开 采；定 向井 ；丛式井；钻井液
中图分类号 ：Ｔ Ｅ ２ ２ 文献标识码 ：Ａ 文章编号 ：１ ６ ７ １ － ５ ７ ９ ９（ ２ ０ １ ５ ）０ ７ － ０ ２ ０ ０ — ０ １
前 言 ２ ． ２ ． ２ 增 斜 段 钻 进 技 术 陕 北 地 区为 黄 土 塬 地 貌 ， 沟 壑 纵 横 、 交 通 不 便 ， 不 利 于 增斜段充 分利用上部地层 自然增斜能力 ，采取滑动和复合 直 井 施 工 。随 着 工 艺 技 术 的进 步 ，现 场 多 采 用 丛 式 定 向 井 开 钻 进 相 结 合 的方 式 ，适 当 控 制 狗 腿 度 ， 增 加 井 斜 和 位 移 ， 确 发 。 丛 式 定 向 井 是 在 一 个 井 场 或 一 个 钻 井 平 台 上 ，有 计 划 地 保进入 下部地层前井斜角 已经达到最大 。 钻 出两 口或 两 口 以上 的 定 向井 。 相 比 直 井 ， 丛 式 定 向 井 有 以 ２ ． ２ ． ３稳斜段钻进技术
井斜 足够 大时，四合一钻 具组合 自身有一定 的稳斜 能力 。 下部地层 主要表 现为稳 斜、 降斜 。稳斜 段施工 时 ，主 要从 以 下几方 面做起 ：①熟 悉地层规律 ，加 强井 眼轨 迹监控 。②调 整时 ，通常选在 砂岩井 段 ，进 行多频 次、小 幅度微调 。③采 用 电子 、 单 多 点 测 量 ， 注 意 装 置 角 的选 择 ，确 保 调 整 时 工 具 面 角 符 合 预 期 ； 采 用Ｍ ｗ ｏ Ｎ 量 ，注 意 工 具 面 角 显 示 的 滞 后 性 ， 向井 能 最 大 限 度 的满 足 地 质 开 发 要 求 ， 提 高 施 工 速 度 ，极 大 前期结 合钻压 、后期 结合泵压 ，确保 调整到位 。④如 果井 眼 的 降低 了开 发 成 本 ， 取 得 了很 好 的 经济 效益 。 轨 迹 严 重 偏 离 预 期 ， 四 合 一 钻 具 调 整 困 难 时 ， 可 以采 取 钟 摆 １ 丛 式 定 向 井概 述 钻具 、强增斜 钻具组 合等进 行调整 。⑤加强 井眼轨迹 预算 ， １ ． １ 丛 式 定 向井 部 署 及时调整，确保中靶。 丛 式 定 向 井 部 署 是 钻 井 施 工 的 前 提 ， 也 是 整 个 过 程 中 的 ２ ． ３ 防 碰 措 施 个 重 要 环 节 ，涉 及 范 围较 广 ，主 要 遵 守 以 下 原 则 ： ① 地 上 两 井 相 碰 会 造 成 巨大 的 经 济 损 失 和 恶 劣 的 影 响 。 一 个 丛 式
丛式井井眼防碰技术措施探讨
对于防碰技术措施而言，会同时涉及到定向井设计、MWD测斜数据的质量控制、测斜数据管理以及数据库管理的措施，只有采取有效的技术措施，将丛式定向井钻井中的所有过程把控到位，才能最大限度减小和规避风险的发生。
1 数据结构完整性管理定向井数据库是在一个区域内的所有井的3D地图，它记录了一个区域内所有井的绝对与相对位置。
通常情况下，一个区域应该只有一个主数据库，并由专人管理并有一份管理要求与使用计划，以更好地维护该数据库，以避免数据库的篡改，数据丢失等风险。
管理要求与使用计划应该包括：专人负责维护数据库内数据更新并定期审核；· 专人维护数据库软件的版本更新以及地磁模型等参数的实时更新；· 制定数据库访问流程与访问权限，梳理数据库的只读与只写批准用户；· 对于井眼设计数据，要求定期将数据备份在专用文件夹中并保持处于最新状态；· 存储所有MWD以及陀螺测量报告与测量数据在专用井文件夹中。
2 井眼位置不确定性井眼轨迹的不确定性是在整个防碰作业中至关重要的。
所有设计轨迹以及实际轨迹都需要指定一个可容忍的误差范围估计。
测斜工具的误差模型就是用来生成这种误差范围估计，它包括了所有的误差源以及保守性方面的误差。
对于不同的测量工具需要选择相应的误差模型，对于陀螺测斜工具，测量模型一般由陀螺厂家提供，而对于MWD测量工具，现如今最基本的误差模型为ISCWSA误差模型，而对于不同厂家的MWD探管可根据ISCWSA误差模型的基础数据以及MWD探管的自身刻度数据进行优化从而计算出一个最佳的误差模型用于轨迹测量中。
3 井眼轨迹测量计划制定井眼轨迹测量计划是定向井轨迹设计过程中非常关键的一步。
在整个施工过程中，只有严格坚持测量计划，井眼轨迹控制的目标才能得以实现。
如果在施工过程中出现了确实要偏离测量计划的情况，应当按照变更管理的程序制定变更管理（MOC），以避免潜在的井眼位置不确定的风险。
测量计划内容与要求应该包括：· 测量工具以及误差模型的选择；· 底部钻具组合（BHA）；· 测斜间距需求以及测斜校正需求；· 设计轨迹防碰扫描报告；· 所有井眼轨迹设计数据都要包含套管的尺寸。
煤层气丛式井技术
04
煤层气丛式井技术的优势与挑 战
提高采收率与生产效率
煤层气丛式井技术能够提高煤层气的 采收率，通过集中生产，降低生产成 本，提高生产效率。
丛式井技术可以减少煤层气的逃逸， 提高单井产量，从而增加总采收率。
降低钻井成本与环境污染
丛式井技术可以减少钻井数量，降低钻井成本，同时减少 对地面环境的影响。
特点
提高采气效率、降低钻井成本、 便于集中管理、减少占地面积等 。
煤层气丛式井技术的历史与发展
01
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起源
20世纪80年代，中国开始 探索煤层气开发技术，丛 式井技术逐渐得到应用。
发展历程
经过几十年的发展，丛式 井技术不断改进和完善， 成为煤层气开发的重要手 段。
发展趋势
未来，丛式井技术将朝着 提高采气效率、降低成本 、优化布局等方向发展。
煤层气的开采设备
煤层气的开采设备主要包括钻机、抽采泵、分离器和压缩机 组等。钻机用于钻井，抽采泵用于排水采气，分离器用于气 体和水的分离，压缩机组用于提高气体压力。
这些设备需要具备高效、可靠和耐用的特点，以确保煤层气 的长期稳定开采。同时，设备的选择和配置应根据具体的开 采条件和工艺要求进行优化。
对。
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03
煤层气丛式井的开采技术
煤层气的开采原理
煤层气是在煤层中以吸附态和游离态存在的天然气，其开采原理是通过降低煤层 压力，使煤层中的甲烷从煤基质表面解吸，并通过扩散作用进入井筒，然后被抽 采至地面。
煤层气的开采通常采用排水降压或注气增压的方式，通过调整压力场，使煤层中 的甲烷更容易解吸并被采出。
煤层气的开采工艺
通过集中处理和回注，丛式井技术可以减少煤层气生产过 程中的环境污染。
丛式井井身轨迹控制技术
碰 难 度 大 。 通 过 井 身 轨 迹 控 制 技 术 、 防 碰 技 术 ，较 好 地 解 决 了井 身轨 迹 、 防碰 、 防 塌 等一 列列 技防碰 ．
垦 东 ｌ 平台 为海 油陆 采平 台 ，所施 工 的 ２ 井 目的层是位于 明化镇 组、馆陶组的 浅层油气 减 ，砂 层胶结性 差 ，极其疏松 ；泥岩蒙脱石 含 最高，易导致缩径及污 染钻 井液。 式井造 斜 点浅 ，井斜 位移大 ，井 间距小 ，施 工中防碰难 度大 。通 过井身轨迹控制技 术 、防碰技术和 钻 井液 技术的优化 ，较好地解决 了井身轨迹 、防 碰 、防塌 、保护油气 层和环境 保护等一列列技 术 准题 ，圆满完成 了垦东 ｌ 乎台 式井的钻 井 ２ 施丁任务 。 １ 、井 身轨迹的控制技术 由 ｌ Ｆ 本平台施工并 存在 着以下堆点 ：井组 井间距近 、各井与邻井相距３ ５ ．ｍ，而且井斜 、 水平位移火 （ Ｉ ７］井位移超 过 １０ ｍ，１ 口井井 ００ ６ 斜超过５ 度） ；在 一 ０ 开超浅地 层、大尺 寸非常 规井限定向 （ ３ ／ 尺寸井眼 ；平原组 、 中ｌ ５ ８ 明化 镇组定 向 ）；井身轨 迹复杂 ，有６ 口井为 五段 制 （ 一增 稳 降 稳 ）剖 面 ，４口井 直 为四段制 （ 直 增 ～稳 一降 ）削面 ，因此井身 轨迹控制难 度极大。针对施工的技 术难点我们 主要从以 几 个方面进 行 了研究和技 术改进 ， 取 得 了 良好 的效 果 。 １１ ．直井段防斜打 卣钻进技术 采 用 中 ３６ １ ｍ ＢＩ＋ｑ２ ３ ２ ｎＤＣ ×３ ４ ．ｍ ｔ ）０ ．ｍ ｌ 根 （ 中无磁 ｌ ）＋ １ ７ ８ ＴＤＣ×３ 其 根 ７ ．ｍ１ Ｉ 根 ＋ １ｌ ７ （ ２ ｍｍ ＤＰ 武钻具 ， ） 塔 小钻 压 、低排量 吊 打 ，确保 直井段打直 。 １２ｋ 眼定 向技术 ， 井 Ｊ 采用 ０３６ １ Ｂｔ １７ｍｄ． 单 弯 （ ４ ．ｒ ｉ ９ｎ ｍｍ ￣ ５ 扶 Ｊ块 由 ①３８ ｌ啤 成 ￣３３ ｌ Ｅ ＯＩ 办 ｎｎ ４ｎ ｍ） ｛ ｌ７８ 中 ７ ．ｍｍ ＮＭ ＤＣ×ｌ ｝ Ｗ Ｄ短节 ｝ ７ ．ｍ ｍＤＣｘ６ 根 Ｍ ①１７８ 根 ＋ｑ１７ ｍＨＷ Ｄ ）２ｒ ａ ＰＸ５ ＋ ｌ７ １ Ｄ 具 组合 ， 柱 中 ２】ｉ Ｔｎ 利用无线随钻Ｍｗ Ｄ 定向 ， 向与复台钻进相结 定 合，严格控制 ： ｔ 眼狗腿度。 １３施３ ｒ 采用导向钻井技术 ． －ｌ ｌ ①用 ＭＷ Ｉ实时 跟踪 ，按 设 计 的轨 道 钻 ） 进 ，许根据地质情 况及时 调整轨迹 ，实现 低摩 阻、长时 ｆ钻进作业。 Ｈ 】 ②导向钻 组 合 ：高效钻头 ｛ 钻头稳 定 近 器 （ 常为马达 ［带稳定器 ）＋ 通 ｊ 单弯马达 ＋ 欠 （ 尺 稳定 器） 无磁钻挺＋ 于 ＋ 加重钻朴＋ 钻杆 。 ③ 导 向钻 的操 怍方式 ：滑 动式 钻进 方 ＃ 式 、 合钻进方式。 ④导向钻具组 合 ｑ 的２ １ 个特 别设计 的稳定 器，决定 着井 钻具的定 向造 斜能力 。征现场 施工 ｌ Ｉ＿可通过 选 用不 同角度的马达 ，适 当调
论阳 102H9 丛式水平井组有机盐钻井液技术要点
论阳 102H9 丛式水平井组有机盐钻井液技术要点摘要：本井成本构成为配置井眼需要的泥浆费用加日常维护材料消耗费用。
阳102H9从式水平井组材料消耗及费用如下：成本分析：从上述四口井材料消耗表看出，阳102H9-4井成本较其他三口井高出太多。
关键词：地质情况，钻进，问题钻井工程基本数据地质情况简介阳102H9井组有机盐钻井液钻遇地层分层数据表井身结构示意图钻进过程维护措施：（1）现场有机盐钻井液首重流变性的控制，在充分具备较好流动性的前提下进一步优化各项流变参数，达到安全快速钻进的目的；（2）日常维护以胶液为主，保持钻井液中含有适量大分子聚合物，增强钻井液的抑制性，保证钻井液性能稳定，维持良好的流变性能和携砂能力。
（3）配置适宜浓度胶液补充罐内钻井液消耗量，据实钻钻井液性能制定下步胶液维护配方；（4）根据钻井液消耗量随钻补充胶液，胶液内有机盐含量达到40%，保持和增强钻井液抑制性，抑制钻屑和井壁泥页岩水化分散膨胀；补充胶液做到细水长流，并及时加重保持钻井液密度稳定。
（5）强化固控设备的使用，使用180目以上目数的筛布，保持振动筛、除砂器使用率100%，必要时开离心机去除低比重有害固相，控制钻井液含砂量低于3%。
（6）在钻进过程中随钻补充白沥青、聚合醇、LUBS50等处理剂降低滤失量、提高滤饼质量、增强钻井液的抑制封堵防塌能力及润滑防卡性能，将API滤失量降至3ml左右。
（7）钻井液保持适当粘切，增强钻井液的携岩能力，防止和减少岩屑床的形成，保持井眼清洁。
（8）在现场钻井液各项性能达到指标后，适当降低各钻井液材料补充量，后期钻井液维护以40%盐水配合白沥青为主，降滤失剂、聚合醇为辅，从而减缓有机盐钻井液在泥页岩后期钻进时流变性的大幅改变甚至恶化。
泥浆材料消耗（1）阳102H9-4井是该井组第一口施工井，前期由于固控设备未使用好，导致钻井液内低密度固相含量过高，滤失量超出钻井工程设计范围。
为解决现场钻井液滤失较高的问题，现场大量补充降滤失类材料、离心机使用频率和使用时间偏高，导致该口井钻井液成本较其余三口井高太多。
丛式井防碰技术措施钻井
丛式井防碰技术措施钻井引言：随着石油工业的发展，对于油气资源的开发利用也越来越重视。
钻井是石油勘探中不可或缺的一部分，丛式井作为一种常用的钻井方法在油气开采中得到广泛应用。
然而，在丛式井钻井过程中，碰撞事故是常见的问题，严重影响项目的进度和安全。
因此，针对丛式井防碰技术措施的研究成为了一个重要的课题。
一、丛式井钻井的概述丛式井钻井是一种利用多口钻井设备，同时在一个油气层中钻井的方法。
其主要优势体现在提高钻井效率、减少钻井时间和降低成本等方面。
然而，由于井管井壁间距较小，井身布局复杂，使得丛式井在钻井过程中容易发生碰撞事故，给工作人员的生命安全和设备的完整运行带来巨大威胁。
二、丛式井碰撞事故的危害1. 人员伤亡：碰撞事故会导致井下工作人员受伤甚至死亡，对人员安全造成极大威胁。
2. 设备损坏：碰撞事故可能导致钻井设备的损坏，需要花费大量的时间和金钱进行维修和更换。
3. 延误项目进度：碰撞事故会导致钻井工作停止，项目进度受阻，给整个油气开采项目带来不利影响。
三、丛式井防碰技术措施1. 预测与规划：在钻井前对丛式井井身布局进行充分的评估和预测，制定详细的钻井规划，避免井身碰撞风险的发生。
2. 探测装置的应用：安装合适的井下测量和探测装置，实时监测井身位置和运动状态，及时发现异常情况。
3. 控制井身运动：通过控制钻具的旋转速度和井身的升降速度，控制井身的运动和伸缩，减少发生碰撞的概率。
4. 工艺优化：优化钻井工艺，采用合适的井身布局设计，减少交叉口和弯曲段的数量，降低碰撞事故的风险。
5. 培训与教育：加强对井下工作人员的培训和教育，提高他们的安全意识和操作技能，减少碰撞事故的发生。
四、实际应用案例。
丛式井防碰技术措施
丛式井防碰技术措施为了进一步加强我队防碰工作，强化干部职工防碰意识，坚决杜绝碰套管恶性事故的发生。
安全、优质、快速的完成本年度钻井生产任务，特制定如下措施：一．防碰岗位责任制⒈工程技术员：⑴．认真校核工程设计，特别是拖井架后的设计位移、方位要计算准确，并及时给工艺大队汇报。
⑵．表层钻进开眼要直，按规定间距测斜，准确阅读测斜胶片，计算，绘制防碰图，做好轨迹预算。
⑶．二开直井段合理确定钻井参数，严格控制井斜，直井段井斜不得超过2度，对易斜地层采用吊打防斜，必要时果断采用动力钻具纠斜。
⑷．每测一个点，及时计算一个点，防碰图上画一个点，至少对轨迹预测100米，以便有相碰时能提前选择井段采取绕障作业。
（5）.必须进行绕障作业时，应及时向工艺大队联系，制定相应的技术方案和技术措施。
（6）加强定向井仪器的检查，要求角单元每使用范围口井校验一次。
2、驻井干部：（1）、对工程技术员反映的问题要采取措施，安排专人捞取砂样、分析。
（2）、进行绕障作业时负责值班监督工作。
3、司钻：（1）、认真执行工程技术员规定的钻井参数，不得擅自更改。
（2）、钻进时出现蹩跳现象时，必须立即停钻循环，并驻井干部、工程技术员反映，认真分析井下情况，确定不是相碰造成的蹩跳方可恢复钻进。
（3）、绕障作业时坚守岗位负责刹把操作。
4、副司钻：（1）、钻进时勤观察泵压变化，发现异常要认真分析，及时向驻井干部、工程技术员反映。
（2）、绕障作业时坚守岗位负责刹把操作。
5、场地工、地质工：负责防碰绕障作业井段捞取砂样，每钻进一米，捞取砂样一次，发现砂样中有铁屑，立即告诉司钻停钻循环并工程技术员汇报，确定不是相碰方可恢复钻进。
6、大班：进行防碰绕障作业前对所管辖的设备安排专人检查保养，确保特殊作业施工时设备正常，不致引起井下复杂。
二、防碰措施：１、井架前拖距离大于5.5米。
２、表层钻进严格要求测斜，直井段控制好井斜，若有异常，要加密测斜。
３、强井眼轨迹计算及预算，作好防碰图。
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第四部分丛式井技术要点及措施4.1 总体原则4.1.1 采用交叉钻表层，减少水泥窜槽；最浅造斜点的外排井出套管鞋，待MWD无磁干扰就提前造斜，有利于防碰及防磁干扰。
4.1.2造斜点的选择: 根据甲方提供的原始数据计算出位移和方位,按照定向井原则，井网布置避免交叉，位移大的安排在边缘槽口,造斜点的选择原则是在地层均一、可钻性好的地层,但密集型丛式井为降低稳斜段的井斜角,造斜点尽量浅，相邻井的造斜点相互错开50米,平台从外到里造斜点依次加深，边缘造斜点最浅的井为220米至平台中心最深的KOP为420米，避免来自横向的磁干扰及井眼碰撞。
4.1.3 QHD32-6地区已完成了十几口的探井，油层位置已经清楚，对于如此小的井距密集型平台，钻井顺序必须按照定向井施工原则,即采用先浅后深(造斜点)、先外(边缘大位移、大斜度)后里，否则会后患无穷。
如果采用定向井钻井原则，还避免不了，就要用陀螺定向.要避免磁干扰、碰撞，除按以上原则外，必须保证一次造斜的成功,否则就会打乱整个钻井顺序，给下步作业带来困难。
4.2 大平台小井距最难解决的问题是井眼防碰随着快速定向钻井大规模的展开，其浅层造斜技术、井眼控制技术和解决大斜度井滑动摩阻技术都有成熟的经验。
但由于单平台井口密度的逐渐增加，井眼相碰矛盾日趋尖锐，表层碰撞的可能性越来越大，锦州地区和绥中地区都有过惨痛教训的例子，小井眼的防碰必须按照定向井防碰预案实施，并且从上到下必须重视，相互让路，加强合作，避免该类事故的产生。
以下是影响井眼发生碰撞的主要因素：：4.2.1. 单平台井数的增加、井距的减小：97年前渤海单平台井数为4～16口，井距2～3米。
由于井眼密度小，其防碰问题不突出。
随着上千万吨的开始，为降低建平台的投入、增加平台的利用率，于97年底开始大平台小井距的作业，QHD32-6油田的井距缩小到1.5x1.7米，其井眼交叉的可能性越来越大，井眼防碰问题迫在眉睫。
4.2.2. 直井段偏斜：现有的钻井技术不可能将所有的直井段吊直为零，其原因是地层的不均一、邻井水泥环的影响等因素，使井眼产生偏斜。
4.2.3.钻井顺序不符合井眼防碰原则：定向钻井原则是“先外后里，先浅后深”---即先钻造斜点浅的定向井、依次钻造斜点深的井、最后钻直井；也就是说先钻位移大的边缘井、依次向平台中心钻。
如果违背上原则，易产生碰撞。
4.2.4.直井段没有数据的丛式钻井：数据反映井眼的走向，没有数据就谈不上井眼防碰，有碰撞潜在的危险。
4.2.5小井距仪器的精度误差：我们知道所有的测量工具都有系统误差，随着井深的增加，其误差椭圆越来越大。
4.2.6.邻井套管对MWD磁干扰，产生测量偏差。
4.3套管碰撞的前兆4.3.1.MWD的Btotal值超出正常值。
4.3.2.返出岩屑出现水泥。
4.3.3.钻时越来越慢，钻压有增无减。
4.4避免井眼碰撞的措施除大平台小井距、仪器系统误差、邻井套管对MWD的干扰和现有的钻井技术不可能将直井段吊直为零，现场无法人为控制外。
钻井顺序、直井段测量和岩屑判断等都可人为控制。
其措施如下：4.4.1采用钟摆钻具尽量防斜打直，尽量减轻下步作业的压力。
A．17 1/2＂井眼采用9＂钻铤，可以增加钟摆力，最大限度的将直井段吊直。
其组合17 1/2＂BIT（SUB）＋9＂NMDC＋9＂DC ＋17 1/2＂STB +8＂DC4+7 3/4＂F/J+7 3/4＂JAR+SUB+5＂HWDP17钻井参数: WOB: 0~1 tonsRPM: 80~120 rpmFlow: 3900~4000L/minB．用马达组合成钟摆钻具(本体不带扶正器)，其组合：17 1/2＂PDC bit＋9 1/2＂AKO（0.5 o ~0.8o）+17 1/4＂STB＋8＂F/V+8＂NMDC1＋8＂MWD＋8＂NMDC1+7 3/4＂F/J+7 3/4＂JAR＋SUB＋5＂HWDP17钻井参数：WOB: 1~2 tonsRPM: 60~70 rpmFlow: 3600~3800L/min注: 不使用本体扶正器时，需要带丝扣保护套。
4.4.2直井段要有轨迹数据：直井段是否偏斜，其检测手段就是仪器测量，数据反映井眼的走向，有数据才能有的放矢进行绕障、防碰作业，这是我们大家共所周知的，要求直井段实际测量间隔为30~50米。
钻完直井段投测电子多点，对于井斜大于1度的井测陀螺。
4.4.3造斜点相互错开至少50米：造斜点的安排，是浅KOP的井安排在平台边缘，一次向平台内部加深，由于井距小、为避免井眼碰撞，相邻井的造斜点至少错开50米。
4.4.4.钻井顺序符合井眼防碰原则。
否则，相应的造斜点必须作大的调整，且难度相应成倍增加。
E平台钻井顺序为：结构南：E8--E1--E3--E13--E4--E23--E14--E24--E2--E15--E17--E16结构北：E22--E20--E5--E19--E9--E12--E6--E21--E7--EW1(表层)--E18--EW1(二开)4.4.5. 对于偏斜较大的邻井，有碰撞危险按侧钻方案实施。
A．为了邻井的套管安全，选择牙轮钻头定向为宜：因为PDC钻头对套管的危害大和施工判断困难。
这主要是由于PDC钻头的破岩机理决定；而牙轮钻头的齿钝，破碎岩石主要是压入冲击为主、剪切力很小，并易于判断井下情况，及对套管的危害小。
因此，我们认为先使用牙轮钻头造斜，钻至井斜10~15度，安全后起钻换PDC钻头继续定向造斜。
B．为保证套管鞋处的钻井安全，又要定向成功，在套管鞋以下10米用陀螺定向造斜为宜，并用单点陀螺定1~2个点，第二个点15米定一次，待MWD无磁干扰，用MWD定向造斜。
C．采用较大的马达弯角，尽快起井斜。
而且造起井斜无碰撞问题后，尽快起钻换PDC钻头、调马达弯角。
D．让地质捞砂，更清楚判断造斜情况：在造斜前的80米每5米捞一次，在安全造斜前段保留比较，并用酚酞试剂帮助鉴别水泥变化量。
E．以恒定钻压和排量造斜，密切注意指重表变化，如钻压稍有增加、钻速稍有减慢，就要提离井底3米以上处活动循环，观察岩屑是否有铁屑。
如有铁屑通知钻井监督，千万不能造斜、或在此处循环活动，立即与钻井监督共同制定措施(继续旋转钻进、加深造斜点等措施)，通知有关领导，回音后方可实施。
这样对其相关井的造斜点和钻井顺序都相应增加，作业难度也成倍增加。
F．要求泥浆稳定井壁和携砂能力强，并分段打稠泥浆将岩屑尽快携带出井筒，便于判断井下情况。
G．不要在同一位置长时间循环，避免大肚子和磨套管现象。
H．为保证特殊作业的顺利实施，定向井工程人员2人24小时连续值班作业是远远不够的，需要钻井监督协调各服务公司解决，具体人员安排如下：(1). 钻台有定向井工程师检测钻压、钻速等其它参数，有异常现象通知钻井监督。
(2). 泥浆出口处有专人监控岩屑情况，有铁屑立即通知钻井监督，需泥浆工程师协调解决。
(3).有专人附在其邻井导管处，聆听是否有撞击套管的声音，如有立即通知钻井监督。
需要井队协调解决。
(4).需地质派专人捞砂，并检测岩屑情况。
有异常立即通知钻井监督。
4.4.6. 外排井按规定方向提前造斜(一般按平台结构的法线方向)，里侧井要防斜打直。
4.4.7.必要时采用陀螺，进行准确定向和绕障。
4.5 将直井段打直措施4.5.1.采用以上大钟摆钻具组合来防斜打直。
a.采用低钻压，中等顶驱转速将直井段掉吊直。
即控制钻压0~2吨；顶驱转速60转/分。
b.钻直井段无论是跳“田”字和“日”字都要尽量保持钻头受力均4.5.2.避免邻井水泥环影响使本井偏斜。
a.避免在一个地方循环冲出大肚子，除影响本井携砂外，还造成后钻邻井偏斜。
b.钻完直井段投测电子多点，检测直井段井眼轨迹，虽然方位值不准但可初步进行防碰计算，起一定的防碰指导作用。
c.如电子多点测量井斜超过0.5度，必须用陀螺测量轨迹，更准确进行轨迹防碰计算。
4.5.3.二开直井段作业二开直井段防斜打直非常困难，其主要原因是钻具组合的特性影响、邻井水泥的影响和钻井参数的影响。
在高密度快速钻井中，一套钻具组合完成直井段、造斜段、稳斜段和降斜段，一钻具多用，弊病在于直井段难打直。
一旦有井斜，本BHA成为微增斜组合，给下部井眼增加防碰难度。
在已完成的项目中至少有30%二开直井段井斜超过0.5度，已经给避免碰撞带来严重危害。
在贯彻快速钻井模式的前提下，我们二开坚持使用一套组合。
在实钻过程中，不要操之过急，主要以防斜打直为主、稳重求快，即控制钻井参数，来尽大限度的防止井眼偏斜。
钻压要控制在0~1.5吨、顶驱转速60转/分。
4.6造斜段钻进4.6.1 造斜前要保持井底干净，接立柱划眼无阻卡现象后再开始造斜作业。
4.6.2 调整泥浆性能良好，其余砂量要小于1%，控制固含量，保持泥浆有良好的携砂性和润滑性。
4.6.3 为解决浅层造斜的问题，采取以下措施：A 在保证携砂的前提下，适当降低排量以减少对地层的水力破碎，提高初始造斜能力。
对于造斜点浅于300米的井，由于为流沙层、地层胶结非常差，为保证造斜率，排量最低可降至1800L/min，并尽量跟上1~3吨的钻压，待井斜起至5度左右，将排量逐渐增至正常值。
B 增大钻头水眼，12 1/4＂井眼喷嘴总面积不小于1.5in2；9 7/8＂井眼喷嘴总面积不小于1.3 in2。
C 采用合适角度的马达弯角。
D 减少钻铤的数量，采用加重钻杆加压，增加组合的柔性。
E 初始造斜的1~2个立柱,不要开顶驱划眼，保持钻柱上下拉通顺后即可稳住立柱继续造斜。
F选择合适的钻头型号4.6.4 认真作好现场时实记录,根据实钻效果确定滑动与旋转段的长度,保持与设计造斜率相符,确保井身质量合格。
4.6.5 司钻亲自扶刹把，送钻平稳。
4.6.6 开泵前钻具必须提离井底0.5~1米，记录马达空载循环压力,然后慢放至井底，跟上钻压、附加一定的压差钻进。
4.6.7 密切关注泵压变化,以防憋死马达。
4.7 稳斜段钻进4.7.1 根椐井况决定短起下钻,保证井眼通畅。
4.7.2 优选钻井参数,快速穿过油层。
4.7.3 导向钻具组合在井下循环时,不可在一个地方长时间静止循环，避免出现台阶和大肚子。
4.7.4 方位的调整采用“少调多调保证井眼轨迹平滑的原则”。
4.9 如何减少滑动井段4.9.1提高造斜点，可减少滑动井段（如下部建议中所提）。
外排井少下一根套管，并且造斜点在220米的井，出套管10米，用陀螺定向提前造斜，其它井相应提高KOP来减少滑动井段。
4.9.2提高造斜率来降低最大稳斜角，同样对定向井工程师的技术要求高。
4.9.3选择合适的扶正器：根据已完钻的QHD32-6各平台总结出无论用多小的扶正器，对于大井斜都有0.5~0.8度/30米的降斜率，故我们不得不每90米滑动增斜一次，来保证中靶，而且造斜终了的井斜大于优化设计最大井斜的2~3度为宜，在进靶前400米必须将井斜和方位调整好。