丛式井技术要点及措施
水平丛式钻井原理
水平丛式钻井原理今天来聊聊水平丛式钻井原理的事儿。
不知道大家有没有见过那种茂密生长的竹林，一根竹子挨着另一根竹子，看起来乱中有序。
水平丛式钻井呢，有点像在这个竹林里打洞。
丛式井就是在一个有限的区域内，像一群密集的竹子一样，钻好多口井。
那水平井就像是在地面下一段距离之后，井眼转身开始横向在油层里边“穿梭”，就好像竹子不再是垂直生长，而是突然横着长了一样。
说到这里，你可能会问，为啥要这么干呢？在石油开采里，特别是在海上那些面积不大的平台上或者陆地的油田，地方有限，但是地下的油层分布得又很零散或者形状不规则。
如果像以前那样只打直井，就像是钓鱼的时候只用一个鱼钩在一个点上钓，可能很多油都开采不到。
但是水平丛式钻井就好比用好多鱼钩在不同的地方下钩，这么做就能更大程度地碰到油层，把石油给采出来。
那它具体是怎么操作实现的呢？我一开始也不明白，后来通过学习发现，这其中涉及到不少复杂的技术手段和地质方面的考虑。
从设备上来说，特殊的钻头和钻杆必须足够“智能”。
打个比方吧，钻头就像人的手，它要能在地下感觉到什么时候该转弯走向水平方向了。
这个“感觉”其实是通过一些传感器来收集地层的信息，就好比手能摸出东西的质感一样。
钻杆也得很有韧性，想象钻杆是一个长长的软吸管，它要能够随着钻头的转向而顺利转弯，而且还要保证自身在地下不会轻易断裂或者卡住，这中间还得考虑地层的压力等因素。
在理论方面，涉及到钻探动力学等知识。
这个钻探动力学简单来说，就是研究钻头在地下钻进过程中的受力等情况的学科。
比如说，钻头要克服地层岩石的阻力向前推进，如果钻进的方向偏了，那可能是受力不均匀，就好像开车的时候，如果四个轮胎磨损不一样，车就容易跑偏一个道理。
聊聊实际应用案例吧。
在我国的大庆油田，有些区块就采用了水平丛式钻井技术。
因为大庆油田开采时间比较长，用传统的钻井方式很难再开采出新的油层。
采用这个技术之后呢，提高了油层的采收率，就好比从一个看着已经干瘪的橘子里又挤出了不少橙汁。
丛式井井眼防碰技术要求
丛式井井眼防碰技术要求SY/T6396—1999 丛式井井眼防碰技术要求Requirements for cluster drilling hole anticollision technology1范围本标准规定了丛式井组的设计、轨道防碰设计、轨迹预测、最近空间距离的搜索和井组防碰施工技术要求。
本标准适用于陆上石油、天然气井的钻井防碰施工作业。
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/T5431—1996井身结构设计方法SY/T5505—92 丛式井整体设计方法SY/T5949—94 定向井三维轨道设计方法3定义3.1井组well group两口（含两口）以上的井组成井组。
井组的井场为丛式井井场。
3.2防碰anticollision丛式井钻井作业中，防止井眼与邻近井眼相碰。
4井组的设计井组设计除按SY/T5505的规定执行外，还应考虑以下因素。
4.1井组的布置4.1.1井场尽可能选择在地质构造的低部位，确保井眼轨迹满足从低部位打向高部位的地质要求，以有利于定向施工和轨迹控制。
4.1.2井组尽量安排在双靶点井的靶点延长线上。
两口以上双靶点的井组，井场布置在各井靶点连线的延长线交汇处，或交汇处附近。
多靶点井和单靶点井组成的井组应以满足多靶点井为前提，适当考虑单靶点井的施工难度来确定井组位置。
4.1.3对于井组中的双靶点井，应根据钻井造斜技术能力钻达双靶点确定的井斜所必须的靶前位移来确定井场位置；4.1.4井组安排应考虑道路和优化井眼轨迹的需要，多靶点井应考虑靶前位移对施工的影响。
在此前提下，按井组钻井总进尺最少来确定井组地面位置。
4.2井组中各井井眼轨迹的组合原则4.2.1应避免井组中的井眼轨迹在空间交叉。
4.2.2井组中各井的水平位移应长短结合，以便于错开造斜点。
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。
丛式井低成本批量钻井技术_韩烈祥
收稿日期：2011－10－27；修回日期：2012－03－08基金项目：中国石油天然气集团公司重大钻井技术集成配套与现场试验项目之“页岩气丛式水平井开发钻完井配套技术”课题成果，项目编号：2011D －4403。
作者简介：韩烈祥（1963－），教授级高级工程师，1986年7月毕业于华东石油学院钻井工程专业，现任川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院副院长，《钻采工艺》杂志主编。
地址：（618300）四川广汉市中山大道南二段88号，电话：0838－5151302，E －mail ：hlxiang@vip．sina．com 钻井工艺丛式井低成本批量钻井技术韩烈祥1，向兴华1，鄢荣1，杜威2，熊寿辉3，杜济明1（1川庆钻探公司钻采工程技术研究院2中国海洋石油湛江分公司3川庆钻探公司生产运行处）韩烈祥等．丛式井低成本批量钻井技术．钻采工艺，2012，35（2）：5－8，11摘要：在油气资源日益紧张，移动式钻机作业费用不断上涨的今天，丛式井批量钻井技术的合理运用对于降低钻井成本，开发页岩气、致密气、致密油等低效油气田具有重要意义。
批量钻井通过充分利用离线设备，大大降低了钻机非进尺占用时间。
使用可纵横两向自由移动覆盖全井场的移动模块钻机，以方便快速搬安，实现高效钻加密丛式井网。
同时，批量钻井由于井眼间距较小，在钻井及固井工艺都有一系列特殊工艺技术。
关键词：批量钻井；离线；学习曲线；移动钻机；模块化钻机；丛式井；低成本；页岩气中图分类号：TE 243文献标识码：ADOI ：10．3969/J．ISSN．1006－768X．2012．02．02为了增加利润空间，在上世纪80年代末、90年代初批量钻井技术在石油工业用得越来越多，大小投资商都希望通过成批地进行钻井和完井作业，降低油气田的开发成本。
丛式井批量钻井技术就是采用移动钻机依次钻多口不同井的相似层段，固井后，再顺次钻下一层段［1］。
通过重复作业的学习曲线管理提高作业效率，通过类似作业提高钻具组合利用率、钻井液利用率，通过批量专业工程技术服务节约动复原费、实现工厂化作业，通过大量的不占用井口操作（离线作业）及无钻机测固井方式实现交叉作业、提高钻机进尺工作时效，由于要满足多口井重复使用，地面基础设施建设质量高、废弃物排放减少。
丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用
关键词 ：密集型丛式井组 ；防碰 ；排列规律 ；钻井顺序 ；老 １ ８ 台 ６平
中图分类号 ： Ｅ １ Ｔ ２ 文献标识码 ： Ａ
Ｔｅ ｈｎｉ ｅ ｆｃ ｕｓｅ ｅｌ ｎｅ ｅ ｃ ｐｔｍ ｉ ａ ｉ ｎ ｃ ｑｕ ｓｏ ｌ ｔ ｒｗ ｌ ｇｅ ｒ ｌａ ｔ－ ｏ ｌ ｉ ｎ ａ ｉｌ ｉ ｎｇ ｓ ｑｕ ｎ ｅｏ ｉ ｚ ｔｏ ＬＵＸ ａｙｎ Ｓ ａａ ， Ｉ ｅｌ Ｉ ｉ ａ，ＨＩ ｎｎ Ｌ ｉ ０ Ｙ Ｐ ｉ
Ａｂ ｔ ａ ｔ ｓｒ ｃ ：Ｄｕ ｏ ｔ ｅ ｓ ｌ ｗｅ ｌ ｐ ｃｎ ， ａ ｇ ｍｏ ｎ ｆ ｒｌ ｄ ｗｅ ｌ ａ ｄ ｇ ｅ ｔ ｉ ｃ ｌ ｆ ｎ ｅ ｗｅ ｌ ｎ ｉ ｏ ｌ ｉ ｎ ｄ ｉｌ ｇ ｓ — ｅｔ ｈ ｍａｌ ｌ ｓ ａ ｉ ｇ ｌｒ ｅ ａ ｕ ｔ ｉ ｅ ｌ， ｎ ｒ ａ ｆ ｕ ｔ ｏ ｔ ｒ ｌ ａ ｔ ｃ ｌ ｓｏ ｒｌ ｎ ｅ ｏ ｄ ｌ ｄ ｆ ｉ ｙ ｉ — ｉ ｉ ｑ ｅ ｃ ｐ ｉ ｚ ｔ ｎ ｂ ｅｍｅｈ ｄｏ ｍａ ｓｏ ｓ ｒ ａｉ ｎ ａ ｄｓ ｓｅ ｔ ｔ ｙ ｔ ｅｄ ａ ｉｅ ｔ ｎ ｏ ｗｈ ｌ ｌｔｏ ｍ ｎ ｒ ｌ ｇ ｒ ｓ ｔ ｅ ｕ ｎ ｅｏ ｔ ｍｉａ ｉ ， ｙ ｔ ｔ ｏ ｆ ｓ ｂ ｅ ｖ ｔ ｎ ｙ ｔｍａ ｉ ｓ ｏ ｈ ｏ ｃ ｕｄ ，ｈ ｒ ｇ ｄ ｒ ｃｉ ｆ ｏ ｅｐ ａ ｆ ｒ ａ ｄ ｄ ｉ ｉ ｉ ，ｈ ｏ ｌｎ ｇ
丛 式 井 组 总 体 防 碰 与 钻 井 顺 序 优 化 技 术 及 应 用
刘晓艳 施亚楠 李培丽
（ 胜利石油管理局钻 井工 艺研 究院， 山东东营 ２７ １） ５ ０ ７
引用格式 ：刘晓艳， 亚楠 ， 丽 ． 施 李培 丛式井组 总体防碰与钻井顺序优化技 术及应用 ［ ］． 油钻采工艺，０２３ （） － ，６ Ｊ 石 ２ １，４ ２：９１ １． ２
复杂结构井钻井技术
水平井钻井技术
3、水平井轨迹控制面临的主要问题
水平井目标区的设计复杂 并要求矢量中靶 井眼轨迹控制精度要求高、难度大 管柱受力复杂，磨阻扭矩大
泥浆密度窗口小，易出现井漏、井塌
携带岩屑困难，易卡钻
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水平井钻井技术
(1）水平井目标区的设计复杂
水平井目标区的设计是水平井 是否有效益的关键技术， ①水平井合理井位的选择； ②水平井完井方法选择； ③水平井靶区参数设计： 水平段长设计；
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水平井钻井技术
（1）直井段轨迹控制技术
直井段施工要点： 采用防斜打直技术，在直井段中尽量使井眼打直，为后续的
定向造斜井段提供条件。 在丛式井中，正钻井与其它井眼相距太近有磁干扰井段，应 使用陀螺测斜仪测斜，进行防碰设计。
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水平井钻井技术
（2）定向段施工方法 ①定向钻具组合：
组合1: 钻头＋弯螺杆钻具＋定向直接头＋无磁钻铤 组合2：钻头＋直螺杆钻具＋定向弯接头＋无磁钻铤 原理：利用弯接头或弯马达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，达到定向和扭方位目的。
3
水平井钻井技术
水平井垂直剖面图
水平井的靶区：圆柱型、矩形、梯形等
垂 深
圆柱型
造斜点
矩形
靶前位移
水平段
水 平 位 移
梯形4
水平井钻井技术
2、水平井的基本类型
根据剖面形状和从直井段至水平段 拐弯半径的大小，可分为： 长半径： K < 6°/30m 中半径：6°/30m 、 K<28°/30m 短半径： K < 1～5°/m 超短半径： R <0.5m
丛式井水下生产系统钻井中心布局探讨
丛式井水下生产系统钻井中心布局探讨随着石油勘探和开采技术的不断发展，丛式井水下生产系统成为了一种更为高效和经济的生产方式。
在这种生产系统中，一座或多座井眼以丛状排布在一个中心钻井点周围，通过管道将井眼连接到一个集中的生产设施，实现联合开采和生产。
这种布局方式在提高生产效率的同时，也减少了对海底资源的开发和环境的影响。
本文将就丛式井水下生产系统的钻井中心布局进行探讨。
一、丛式井水下生产系统的特点1.高效率：丛式井水下生产系统可以通过一个集中的生产设施实现多口井眼的联合开采和生产，提高了生产效率。
同时，由于各井眼之间的联合作业，也能够减少重复工作，提高生产效率。
2.节约成本：与传统的单井开采方式相比，丛式井水下生产系统布局更加经济高效。
通过集中生产设施的方式，可以降低建设和运营成本，并且减少对海洋资源的开发和环境的影响。
3.灵活性：丛式井水下生产系统的布局方式更加灵活多样。
根据生产场地的具体情况和开采需求，可以选择不同数量和排布方式的井眼，实现更加高效和灵活的生产。
二、丛式井水下生产系统的钻井中心布局在丛式井水下生产系统中，钻井中心起着至关重要的作用。
钻井中心的布局不仅直接影响到生产系统的效率和成本，还影响到后续的生产运营和维护。
因此，对于丛式井水下生产系统的钻井中心布局应该考虑以下几个关键因素：1.井眼排布方式：在设计钻井中心布局时，需要考虑各个井眼的排布方式。
不同的井眼排布方式会影响到井眼之间的作业效率和布局空间的利用率。
通常情况下，可以采用环形排布、扇形排布或者线状排布等方式，根据具体的场地条件和开采需求进行选择。
2.集中生产设施位置：集中生产设施是丛式井水下生产系统的核心，应该合理选择位置进行布置。
集中生产设施的位置应该考虑到各个井眼之间的操作距离、管道连接方式、供电和通讯设施的布局等因素，以确保整个生产系统的运行效率和安全性。
3.安全环保考虑：在设计钻井中心布局时，还需要考虑到安全环保因素。
丛式井防碰简介
丛式井防碰简介
第一部分 丛式井简介 第二部分 井组扫描 第三部分 防碰原则 第四部分 碰撞征兆及技术要求 第五部分 防碰监测
防碰征兆及技术要求
井眼碰撞的征兆 （1）MWD 测出磁场强度值超出正常值。 （2）返出钻屑中水泥含量逐渐增加。 （3）钻速减慢，钻压突增。 （4）钻具振动，扭矩异常变化。 （5）邻井套管有敲击声。
丛式井简介
槽口分配及井序优选
（1）用外围的井槽钻位移大的井，用 中间的井槽钻位移较小的井。 （2）按整个井组的各井方位，尽量均 布井口，避免井眼轨迹在水平面上的 投影曲线相交，且呈放射状分布。 （3）根据钻井平台的最大额定载荷分 布，将井斜大、位移大、较深的井安 排在平台额定载荷大的槽口。 （4）如果按照（1）、（2）的顺序仍 有不能错开的井，可以通过调整造斜 点、预斜或调整造斜率的方法来解决。 （5）钻井顺序按先外排井后内排井、 造斜点先浅后深的顺序。
防碰原则
（1）一般斜井段设计空间最小距离要求： 垂深2000m 以内，不少于30m；垂深大 于2000m 的井不小于40m。 （2）两井轨迹水平投影叠加图交叉点垂 深差大于15m。 （3）利用分离系数（SF）判断井眼相碰 风险。 ① SF>1.5，井眼不存在碰撞风险。 ② SF ≤ 1.5，应控制钻速，加强监测并 采取相应的措施。 ③ SF=1，立即停钻并严格执行防碰程序
防碰征兆及技术要求
防碰应急措施 （1）在钻压、钻速、钻屑中水泥及铁屑的含量出现异常时，应立即停止钻 进，将钻具提离井底5m以上活动、循环钻井液。 （2）进一步分析磁场强度是否正常、重新测量井眼轨迹数据，如磁场强度 异常，应使用陀螺仪测井眼轨迹，确认是否与邻井套管相撞。 （3）在复核轨迹数据后确认未发生碰撞但存在碰撞风险的情况下，应使用 牙轮钻头以低钻压控制钻速钻进，直至确认进入安全区域。 （4）当确认碰上邻井套管时，应起钻，注水泥塞封固井底以上30 ～ 50m 井段后绕障侧钻
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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 tons RPM: 80~120 rpm Flow: 3900~4000L/min B．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 tons RPM: 60~70 rpm Flow: 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，