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：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A以上：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.6m；
图2(b)为满眼或螺杆钻具组合
在曲线B以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B和C之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线C以上：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
3．2．2．3施工井在2区时，无磁钻铤长度根据图3进行确定。
图3 2区无磁钻铤长度选择图
图3（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A以上：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部14.6m；
图3（b）为满眼或螺杆钻具组合。
在曲线B以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B和C之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线C和D之间：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
在曲线D以上：
无磁钻铤长度为36.5m；
仪器位置距无磁钻铤底部15.7m。
3.2.2.4施工井在3区时，无磁钻铤长度根据图4进行确定。
图4 3区无磁钻铤长度选择图图4（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A和B之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B以上：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
图4（b）为满眼或螺杆钻具组合。
在曲线C以下：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m。
在曲线C和D之间：
当无磁钻铤长度为27.4m时；仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
当无磁钻铤长度为18.3m时；仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线D和E之间：
当无磁钻铤长度为36.5m时；仪器位置距无磁钻铤底部15.7m；
当无磁钻铤长度为27.4m时；仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
在曲线E以上：
无磁钻铤长度为91.5m；
仪器位置距无磁钻铤底部45.7m。
3.3钻铤重量的确定
3.3.1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：
pk
G 1= (1)
fcosα
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1.2～1.5；
f——钻井液浮力校正系数；
α——井斜角，（°）。
3.3.2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：
F max=2（9.8feIρAsinα/γ）1/2 (2)
式中：F max——钻杆开始弯曲时的临界压缩载荷，KN；
E——弹性模量可取2.059×1011N/㎡,N/㎡；
ｆ——钻井液浮力校正系数；
Ｉ——管材的轴惯性矩，ｍ4；
ρ——管材密度，１／ｍ3；
Ａ——管材横截面积，ｍｍ2；
α——井斜角，（°）；
γ——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：
Ｆmax＞p-Wcosα (3)
式中：p——设计的最大钻压，kN；
W——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。
4螺杆钻具定向造斜钻具组合的设计
4.1螺杆钻具定向造斜钻具组合的基本形式见图5。
4.2钻头直径与相应的螺杆钻具尺寸范围按表2要求组合。
4.3弯接头角度的确定。
表2 螺杆钻具组合 mm
钻头直径螺杆钻具直径
117.5～152.4 85.7
165.1～200.0 127.0
212.7～250.8 165.1
250.8～311.2 196.9
311.2～44 4.5 244.5
444.5～660.4 304.8
4.3.1弯接头可按表3的数据，同时结合本地区的地质特性、钻井实
践等因素选取。
4.3.2弯接头规格的配备：通常应配备1.0°,1.5°,2.0°,2.5°,3.0°等规格。
表3 螺杆钻具组合预计造斜率（弯接头式）
弯接头工具尺寸，mm
角度 98.4 127.0 165.1 196.9 244.5
(°) 井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率
mm （°）/100m mm ( °)/100m mm (°)/100m mm （°）/100m mm （°）/100m mm （°）/100m
1.0 9.8 11.5 8..2 8.2 5.7 4.1 1.5 120.7 11.5 15
2.4 15.6 215.9 11.5 244.4 12.3 311.2 8.2 44.5 7.4
2.0 1
3.1 18.0 1
4.8 16.4 11.5 9.8
2.5 16.4 16.4 14.8
4.4弯壳体螺杆钻具应结合本地区的地质特性、钻井实践选用。
4.5钻头与螺杆钻具之间尽可能不用配合接头。
4.6使用图5（d）型螺杆钻具组合时，可通过调节下稳定器的位置来
调节工具的造斜率。
5转盘钻增斜钻具组合的设计
5.1转盘钻增斜钻具组合可选用三种基本形式（见图6），基本尺寸要求见表4。
5.2稳定器组合的受力分析及安放位置的计算，推荐使用纵横弯曲连续梁法，其计算公式见附录A（标准的附录）。
表4 转盘钻增斜钻具组合稳定器安放高度
增斜钻具组稳定器安放高度
合基本形式 L1 L2 L3
图6（a） 1.0～1.8 ————
图6（b） 1.0～1.8 18.0～27.0 ——
图6（c） 1.0～1.8 9.0～18.0 9.0～10.0
5.3调整钻头侧向力的方法：
a）调整钻头与近钻头稳定器的距离（距离越短，造斜力越大，但不小于1.0m）；
b）调整稳定器之间的距离；
c）调整钻铤尺寸；
d）调整稳定器与井壁的间隙；
e）调整钻压。
5.4使用多稳定器增斜时，当井斜角增大到使第二稳定器失效前，L2
应相应的减小。
5.5用单稳定器钻具组合钻进，当井斜角小时（小于30°），钻具组合的方位稳定性较差，使用中应慎重。
5.6 下部钻具组合刚度增大时，应逐个增加稳定器进行通井，划眼。
5.7短钻铤的配备：应配备1.0，2.0，3.0，4.5，
6.0 m等规格的短钻铤。
6转盘钻稳斜钻具组合的设计
6.1 转盘钻稳斜钻具组合有三种基本形式（见图7）基本尺寸要求见表5。
6.2 图7（c）型钻具组合推存在井斜角30°以上使用。
1—钻头；2—短钻铤；3—稳定器；4—无磁钻铤；5—普通钻铤
图7 转盘钻稳斜钻具组合基本形式
表5 转盘钻稳斜钻具组合稳定安放高度 m
稳斜钻具组稳定器安放高度合基本形式
合基本形式 L1 L2 L3 L4
图7（a） 1.0～1.8 3.0～6.0 9.0～18.0 9.0～27.0
图7（b） 1.0～1.8 4.5～9.0 9.0～18.0 ——
图7（c） 1.0～1.8 9.6～10.0 ————
6.3 在硬地层或研磨地层中稳斜钻进时，如扭矩大或钻头及稳定器的直径磨损严重，可把螺旋稳定器换成滚轮稳定器。
6.4 长井段及大井斜角中稳斜钻进时，应采用微增斜钻具组合钻进，以平衡钟摆降斜力，达到长井段稳斜目的。
6.5 为加强稳斜效果，可将近钻头稳定器串联使用。
6.6 可采用转盘钻（转速为50 r/min 左右）加弯壳体螺杆钻具稳斜。7转盘钻降斜钻具组合的设计
7.1转盘钻降斜钻具组合有三种基本行式（见图8），基本尺寸要求见表6。
1-钻头；2—无磁钻铤；3—普通钻铤；4—稳定器
图8 转盘钻降斜钻具组合基本形式
表6 转盘钻降斜钻具组合稳定器安放高度 m
降斜钻具组稳定器安放高度
合基本形式 L1 L2
图8（a） 9.0~27.0 —
图8（b） 9.0~27.0 9.0~10.0
图8（c） 0.8~1.0 18.0~27.0
7.2 调整侧向力的方法：
a）增加近钻头稳定器到钻头的距离；
b）减小稳定器的直径；
c）控制钻压。
稳定器安放位置的计算按SY/T5172—1996中的第3章执行。
7.3 如钟摆钻具组合降斜无效，可用井底动力钻具组合降斜。
7.4 选用图8（c）型钻具组合时，下稳定器尺寸比上稳定器小。
8稳定器的要求
8.1 稳定器的外型结构见SY/T5051。
8.2 在软地层中，一般应选用支撑面宽、扶正条较长的螺旋稳定器；在硬地层中，一般应选用支撑面窄、扶正条较短的螺旋稳定器。
8.3 在阻卡严重的地区，可采用可变径稳定器。
附录A
（标准的附录）
纵横弯曲连续梁法
A1 纵横弯曲连续梁法
A1.1 纵横弯曲连续梁法计算所使用的符号和单位（见表A1）
表A1 纵横弯曲连续梁法计算所使用的符号和单位
符号名称单位
S i第i段钻柱的轴向力 N
M i第i个稳定器处的钻柱内弯距 N·m
R i第i个稳定器处的井壁反力 N
R。钻头处的井壁反力 N
Q i第I段钻柱的横向载荷 N/m
I i第I段钻柱的惯性矩 m4
E 钻柱的弹性模量 N/m2
P i第I段钻柱在空气中单位长度的重量 N/ m p a钢材密度 g/cm3
p m钻井液密度 g/cm3
a 井斜角（°）
Δγi第I个稳定器与井壁间的半径差值 m
L i第I段钻柱的长度 m
Y i第I段钻柱的最大挠度 m
O o钻头转角 rad
A1.2 计算公式
A1.2.1 设共有n个稳定器，那么第i(I =1，2，….，n)个稳定器处的
三弯矩方程为：
a i L i L i L i+1 L i+1
M i+1+2(βi +βi )M i+a i+1 M i+1
I i I i I i+1 I i+1
q i L i3 q i+1L i+13
=－γi－γi+1 +6EQ i……………………（A1）4I i 4I i+1
其中：Δγi+1－Δγi-1Δγi+1－Δγi+1
Q i= －
L i L i+1
3 3
a= －
n i sin（2u i） 2u i2
3 3
βi= －
（2u i）2 2u i tg（2u i）
3（tgu i－u i）
γi=
u i3
S i L i2
U i=（）1/2
4EI i
A.1.2.2 切点处的辅助方程为：
M n L n+1 q n+1L3n+1Δγn+1－Δγn
a n+1+ γn+1= …(A2)
6EI n+1 24EI n+1 L n+1
A.1.2.3第i个稳定器处的井壁反力R i为：
R i=R i′+R i″……………………………（A3）
其中： q i L2i 1
R i′=[ +M i+1－M i+S i（Δγi－Δγi +1）]
2 L i
q i+1L2i+1 1
R i″=[ +M i+1－M i－S i+1（Δγi+1－Δγi）]
2 L i+1
A1.2.4钻头处的侧向力p c为：
q i L2i+1 1
P c=－R0=－（+M i－S iΔγi）………………（A4）
2 L i
A1.2.5第i段钻柱的中点挠度Y i为：
Y i=Y/i+Y//i+Y///i+Y////i………………………(A5)
其中： M i+1L i2 1 1
Y/I= ·2（－）
16EI i u i2cosu i u i2
M i L i2 1 1
Y//I= ·2（－）
16EI i u i2cosu i u i2
1 u2i
5q i L4i cosu i－1－ 2
Y///I= （）
384EI i 5u i4/24
(Δγi－Δγi+1）
Y////I=Δγi+1+
2
A1.2.6 钻头转角θ0为：
M i L i q i L i3Δγi
θ0= a i+ γi+ ………………（A6）
6EI i 24EI i L i
A1.2.7 各段钻柱的横向载荷表达通式为：
ρ
q i=P i(1－)sina ……………………(A7)
ρc
A1.2.8各段钻柱的轴向载荷为：
L i-1 L iρm
S i=S i-1－(P i-1+P i )(1－)cosa ……………(A8)
2 2 ρc
A2使用说明
A2.1采用纵横弯曲连续梁法编制的计算机程序，可以较为精确地作出直井中的光钻铤组合、满眼钻具组合、钟摆钻具结合，以及定向井中的转盘钻增斜钻具组合、稳斜钻具组合、降斜钻具组合的设计计算和分析计算。
A2.2采用计算机程序计算的有关参数，只有在一定的井斜角及钻压范围
内使用才有效，即保证稳定器之间的钻铤发生弯曲变形后不与井壁接触。在其他参数不变的情况下，根据组合的实际(增斜及稳斜)能力，校核这套钻具组合在不与井壁接触时的允许最大井斜角。
A2.3钻头侧向力等参数的计算，取决于井眼尺寸、稳定器的安放高度、稳定器的个数、稳定器之间的钻铤尺寸、稳定器的直径、井斜角、钻井参数及钻井液密度等因素。
A2.4在采用连续梁法分析下部钻具组合时作了以下假设：
a)从钻头至顶部稳定器之上的10～20m的井段为斜直井段，即井斜角
一致，无方位角变化
b)刚性井壁
c)不考虑井壁与稳定器之间的摩擦
d)不考虑钻柱旋转的影响。
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)
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：
（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。
《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）
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
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
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
各种常规钻具组合 1、满眼钻具（packed hole assembly ） 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。 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。 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。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。 3）降斜时钻具的作用：如果井眼已发生了偏斜，而地层横向力又使其趋向恢复垂直状态，满眼钻具的作用是防止井斜角过快地减小。钻具在降斜时能有力地抗衡地层降斜力，减少井眼的降斜率，使其不致于产生狗腿、键槽等不良现象。 2、钟摆钻具 钟摆钻具是为了减少井斜角而设计的一种钻具组合，是利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁低的一侧，以达到逐渐减小井斜的效果。这个横向分力如钟摆一样，所以称之为“钟摆力”，运用这个原理组合的钻具称为钟摆钻具。 对于一定斜度的井眼来说，井斜角是一定的，因此增大降斜力的主要方法是增大切点以下的钻铤重量，其办法有二：一是使用大尺寸钻铤或加重钻铤。显然在同一钻压下，大尺寸钻铤不易被压弯，并且切点位置高，因而切点以下钻铤长度L大，有利于增大降斜力。二是在比切点略高的位置上，安装一个扶正器，以提高切点位置，增大其下部钻铤重量，使降斜力增大。除此之外，扶正器对其下部钻铤还起到扶正作用，因而可减少钻头倾斜角，限制增斜力的增大。当然最理想的办法是采用大尺寸钻铤加扶正器，这样组成的钻具不仅钟摆的长度大，而且重量也大，其降斜效果更好。 3、塔式钻具 塔式钻具就是在钻头之上，使用几段直径自下而上逐渐减小，形如塔状的钻铤组合。钻铤应不少于12根；这种防斜钻具的特点就是底部钻铤重量大，刚度大，整个钻铤柱的重心低，稳定性好。能产生较大的钟摆减斜力。在松软地层，井径易扩大，对于扶正器满眼钻具或扶正器钟摆钻具，由于其井径与扶正器间隙值大，防斜效果差。使用塔式钻具则能得到满意的效果。此外，塔式钻具还有结构简单，使用方便，不需要进行扶正器位置计算的优点，也不存在扶正器、方钻铤的磨损及修复等问题，但塔式钻具也存在底部间隙小，易卡钻，钻铤尺寸多，操作部方便等不足。 塔式钻具防斜效果的好坏，取决于钻具的塔式组合。要求组合的重心低、底部钻铤直径大、整个钻铤重量大、每一级钻铤尺寸差值小。
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;
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。
各种常规钻具组合 1、满眼钻具（p a c k e d h o l e a s s e m b l y） 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。 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。 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。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。 3）降斜时钻具的作用：如果井眼已发生了偏斜，而地层横向力又使其趋向恢复垂直状态，满眼钻具的作用是防止井斜角过快地减小。钻具在降斜时能有力地抗衡地层降斜力，减少井眼的降斜率，使其不致于产生狗腿、键槽等不良现象。 2、钟摆钻具 钟摆钻具是为了减少井斜角而设计的一种钻具组合，是利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁低的一侧，以达到逐渐减小井斜的效果。这个横向分力如钟摆一样，所以称之为“钟摆力”，运用这个原理组合的钻具称为钟摆钻具。 对于一定斜度的井眼来说，井斜角是一定的，因此增大降斜力的主要方法是增大切点以下的钻铤重量，其办法有二：一是使用大尺寸钻铤或加重钻铤。显然在同一钻压下，大尺寸钻铤不易被压弯，并且切点位置高，因而切点以下钻铤长度L大，有利于增大降斜力。二是在比切点略高的位置上，安装一个扶正器，以提高切点位置，增大其下部钻铤重量，使降斜力增大。除此之外，扶正器对其下部钻铤还起到扶正作用，因而可减少钻头倾斜角，限制增斜力的增大。当然最理想的办法是采用大尺寸钻铤加扶正器，这样组成的钻具不仅钟摆的长度大，而且重量也大，其降斜效果更好。 3、塔式钻具 塔式钻具就是在钻头之上，使用几段直径自下而上逐渐减小，形如塔状的钻铤组合。钻铤应不少于12根；这种防斜钻具的特点就是底部钻铤重量大，刚度大，整个钻铤柱的重心低，稳定性好。能产生较大的钟摆减斜力。在松软地层，井径易扩大，对于扶正器满眼钻具或扶正器钟摆钻具，由于其井径与扶正器间隙值大，防斜效果差。使用塔式钻具则能得到满意的效果。此外，塔式钻具还有结构简单，使用方便，不需要进行扶正器位置计算的优点，也不存在扶正器、方钻铤的磨损及修复等问题，但塔式钻具也存在底部间隙小，易卡钻，钻铤尺寸多，操作部方便等不足。 塔式钻具防斜效果的好坏，取决于钻具的塔式组合。要求组合的重心低、底部钻铤直径大、整个钻铤重量大、每一级钻铤尺寸差值小。 4、螺杆钻具组合 螺杆钻具由四个部件组成,从上至下依次是旁通阀、马达、万向轴、传动轴组成。螺杆钻具
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。
常用钻具组合 集团标准化工作小组 #Q8QGGQT-GX8G08Q8-GNQGJ8-MHHGN#
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+ΦΦ×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×81.8 3m+Ф Φ×0.30m+Φ229mm SJ×6.62m+Ф229mmDC×53.94m+Ф203mmDC×81.75m+Ф165m mDC×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+411/4 A10＋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+26″LF+731/NC61母+Φ229mmSDC×9.24m+730/NC61公+26″LF +731/NC56母+Φ203 mmDC×94.94m+410/NC56公+Φ+顶驱 Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m+171/2″LF+Φ22 9mmSDC×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+Φ308 mmLF×1.51m+Φ229mmDC×27.32m+203mmDC×73.13m+Φ178mmDC×81.83m+Φ+顶驱
钻具组合 l）弯接头带动力钻具——造斜钻具 目前，最常用的造斜钻具组合是采用弯接头和井下动力钻具组合进行定向造斜或扭方位施工。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（螺杆钻具或涡轮）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与弯接头的弯曲角和弯接头上边的钻铤刚性大小有关。弯接头的弯曲角越大，弯接头上边的钻铤刚性越强则造斜钻具的造斜能力也越强，造斜率也越高。 弯接头的弯曲角应根据井眼大小，井下动力钻具的规格和要求的造斜率的大小选择。现场常用弯接头的角度为1°～ 2.5°，一般不大于3°弯接头在不同条件下的造斜率见表10—4。 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1000m以内，一般采用涡轮钻具或螺杆钻具，深层定向造斜或扭方位应使用耐高温的井下马达。 造斜钻具组合、钻井参数设计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3～8t），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复合片PDC钻头。 （2）增斜钻具 增斜钻具组合一般采用双稳定器钻具组合。增斜钻具是利用杠杆原理设计的。它有一个近钻头足尺寸稳定器作为支点，第二个稳定器与近钻头稳定器之间的距离应根据两稳定器之间钻铤的刚性（尺寸）大小和要求的增斜率大小确定。一般20～30m。两稳定器之间的钻键在钻压作用下，产生向下的弯曲变形，使钻头产生斜向力，井斜角随着井眼的加深而增大。 增斜钻具组合应用的钻井参数应根据下部钻具的规格，两稳定器之间的距离和要求的增斜率进行设计。（3）微增斜钻具微增斜钻具组合在井下的受力情况和增斜钻具相同。主要是通过减小近钻头稳定器与2号稳定器的距离或减小近钻头稳定器的外径尺寸（磨损的稳定器），减小钻具的造斜能力。微增斜钻具用于钻进悬链线剖面，二次剖物线剖面等要求低增斜率的井段。也可用于因地面因素使稳斜钻具达不到稳斜效果，故呈现降斜趋势的井段。采用合适的微增斜钻具可以收到理想的稳斜效果。 （3）稳斜钻具 稳斜钻具组合是采用刚性满眼钻具结构，通过增大下部钻具组合的刚性，控制下部钻具在钻压作用下的弯曲变形，达到稳定井斜和方位的效果。常用的稳斜钻具组合是：钻头十近钻头稳定器十短钻铤（2－3m）十稳定器十单根钻铤（9～10m）＋稳定器子钻键＋钻杆。 因地层因素影响方位漂移严重的地层，可以在钻头上串联两个稳定器，对于稳定方位和井斜都可收到较好效果。 （4）降斜钻具 降斜钻具一般采用钟摆钻具组合，利用钻具自身重力产生的钟摆力实现降斜目的。根据设计剖面要求的降斜率和井斜角的大小，设计钻头与稳定器之间的距离，便可改变下部钻具钟摆力的大小； 降斜井段的钻井参数设计，应根据井眼尺寸限定钻压，以保证降斜效果，使降斜率符合剖面要求。 1
SY/T5172-1996 代替SY5172-87 直井下部钻具组合设计方法 1范围 本标准规定了石油与天然气钻井工程钻直井用下部钻具组合的设计原理及方法。 本标准适用于石油与天然气地层倾角小的常规直井钻井的下部钻具组合设计。 2钻铤尺寸及重力的确定 2.1钻铤尺寸的确定 2.1.1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 钻头直径钻铤外径 142.9～152.4 104.7，120.6 158.8～171.4 120.6，127.0 190.5～200.0 127.0～158.8 212.7～222.2 158.8～171.4 241.3～250.8 177.8～203.2 269.9 177.8～228.6 311.2 228.6～254.0 374.6 228.6～254.0 444.5 228.6～279.4 508.0～660.4 254.0～279.4 2.1.2钻铤柱中最大钻铤外径应保证在打捞作业中能够套铣。 2.1.3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。 2.1.4钻具组合的刚度应大于所下套管的刚度。 2.2钻铤重力的确定 根据设计的最大钻压计算确定所需钻铤的总重力,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 力可按式(1)计算： PmaxKs Wc= …………………………… (1) K f 其中： ρm K f=1－ ρs 式中：Wc——所需钻铤的总重力，kN； Pmax——设计的最大钻压，kN； Ks——安全系数，一般条件下取1.25，当钻铤柱中加钻具减振器时，取1.15； K f——钻井液浮力减轻系数； ρm——钻井液密度，g/cm3； ρs——钻铤钢材密度，g/cm3。 3钟摆钻具组合设计 3.1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。 3.2单稳定器钟摆钻具组合设计