㈠ 顶部驱动装置原理
什么是顶部驱动钻井系统？编辑
所谓的顶驱，就是可以直接从井架空间上部直接旋转钻柱，并沿井架内专用导轨向下送进，完成钻柱旋转钻进，循环钻井液、接单根、上卸扣和倒划眼等多种钻井操作的钻井机械设备。
见图：它主要有三个部分组成：导向滑车总成、水龙头-钻井马达总成和钻杆上卸扣装置总成。
该系统是当前钻井设备自动化发展更新的突出阶段成果之一。经实践证明：这种系统可节省钻井时间20%到30%，并可预防卡钻事故，用于钻高难度的定向井时经济效果尤为显着。
3顶部驱动系统的研制过程：编辑
1、钻井自动化进程推动了顶部驱动钻井法的诞生。
二十世纪初期，美国首先使用旋转钻井法获得成功，此种方法较顿钻方法是一种历史性的飞跃，据统计，美国有63%的石油井是用旋转法钻井打成的。
但在延续百多年的转盘钻井方式中，有两个突出的矛盾未能得到有效的解决：其一、起下钻时不能及时实现循环旋转的功能，遇上复杂地层或是岩屑沉淀，往往造成卡钻。其二、方钻杆的长度限制了钻进的深度（每次只能接单根），降低了效率，增加了劳动的强度，降低了安全系数。
二十世纪七十年代，出现了动力水龙头，改革了驱动的方式，在相当的程度上改善了工人的操作条件，加快了钻井的速度以及同期出现的“铁钻工”装置、液气大钳等等，局部解决了钻杆位移、连接等问题，但远没有达到石油工人盼望的理想程度。
TDS-3SB
二十世纪八十年代，美国首先研制了顶部驱动钻井系统TDS-3S投入石油钻井的生产。80年代末期新式高扭矩马达的出现为顶驱注入了新的血液和活力。TDS—3H、TDS—4应运而生，直至后来的TDS-3SB、TDS-4SB、TDS-6SB。
二十世纪九十年代研制的IDS型整体式顶部驱动钻井装置，用紧凑的行星齿轮驱动，才形成了真正意义上的顶驱，既有TDS到IDS，由顶部驱动钻井装置到整体式顶部驱动钻井装置，实现了历史性的飞跃。
2、挪威DDM-HY-650型顶部驱动钻井装置：
最大载荷6500kN，液压驱动，工作扭矩为55kN.m，工作时最大扭矩为63.5kN.m，工作转速为130—230r/min，液压动力压力为33MPa，排量1600L/min，水龙头吊环到吊卡上平面的距离为6.79米，质量17吨。
3、加拿大8035E顶部驱动钻井装置：
额定钻井深度5000米，额定载荷3500kN，输出功率670kW，最大连续扭矩33.10kN.m，最高转速200r/min，质量为8.6吨。最低井架高度要求39米。
4、美国ES-7型顶部驱动钻井系统：
采用25kW直流电机驱动钻柱，连续旋转扭矩34.5kN.m，间歇运转扭矩41.5kN.m，额定载荷5000kN，最高转速300r/min，钻井液压力35.1MPa，系统总高7.01米，质量8.1吨。
5、国产DQ-60D型顶部驱动钻井装置。
额定钻井深度6000m，最大钩载4500kN，动力水龙头最大扭矩40kN.m，转速范围0—183r/min，无级调速；直流电机最大输出功率940kw；倾斜臂最大倾斜角，前倾30°，后倾15°；回转半径1350mm；最大卸扣扭矩80kN.m；上卸扣装置夹持钻杆的范围Ø89—Ø216mm（3½—8½ in）。
4顶部驱动钻井装置的结构：编辑
（一）、 顶部驱动钻井装置主要有以下部件和附件组成:
1、水龙头－－钻井马达总成（关键部件）；
2、马达支架/导向滑车总成（关键部件）；
3、钻杆上卸扣总成（体现最大优点的部件）；
4、平衡系统；
5、冷却系统；
6、顶部驱动钻井装置控制系统；
7、可选用的附属设备。
顶部驱动钻井装置的主体部件，主要包括：
1、钻井马达；
2、齿轮箱；
3、整体水龙头；
4、平衡器。
钻井马达的冷却系统：
马达的冷却为风冷。
1、近距离安装鼓风机
2、加高进气口的近距离安装鼓风机
3、远距离安装鼓风机近距离就是近距离向马达提供冷却风，取风高度在马达行程最低点距离钻台6米以上。
远距离安装鼓风机：
在不能保证提供安全冷却空气的情况下，例如：井架为密闭式的即可采用直径8in软管冷却系统，且鼓风机马达为40hp（比近距离安装提高了一倍），马达安在二层平台，从井架外吸进空气，增加的马力用于驱使空气流过较长的进气软管。
（二）、导向滑车总成
整个导向滑车总成沿着导轨与游车导向滑车一起运动。当钻井马达处于排放立根的位置上时，导向滑车则可作为马达的支撑梁。导轨有单轨和双轨两种。
（三）、钻杆上卸扣装置
主要组成部件：
1、扭矩扳手
2、内防喷器和启动器
3、吊环连接器和限扭器
4、吊环倾斜装置
5、旋转头
扭矩扳手总成提供钻杆的上卸扣的手段。他位于内防喷器下部的保护接头一侧，他有两个液缸在扭矩管和下钳头之间。
钳头有一直径为10in的夹紧活塞，用以夹持与保护接头相连接的钻杆母扣。范围：3½in--7⅜in。
钻杆上卸扣装置另有两个缓冲液缸，类似大钩弹簧，可提供丝扣补偿行程125mm。
内防喷器是全尺寸、内开口、球型安全阀式的。带花键的远控上部内防喷器和手动的下部内防喷器形成井控防喷系统，内防喷器采用6⅝in正规扣，工作压力为105MPa。
吊环倾斜装置：
有两种功用：
1、吊鼠洞中的单根。
2、接立柱时，不用井架工在二层台上将大钩拉靠到二层台上。若行程1.3米的倾斜装置不能满足要求则可选择2.9米的长行程吊环倾斜装置。
平衡系统的主要作用是防止上卸接头扣时螺纹的损坏，其次在卸扣时可帮助公扣接头从母扣接头中弹出，这依赖于它为顶部驱动钻井装置提供了一个类似于大钩的152 毫米的减震冲程。是因为使用顶部驱动钻井装置后没有再安装大钩了；退一步说，即使装有大钩，它的弹簧也将由于顶部驱动钻井装置的重量而吊长，起不了缓冲作用。
5顶部驱动装置操作过程编辑
接立根钻进
接立根钻进是顶部驱动钻井装置普遍采用的方式。采用立根钻进方法很多。对钻从式井的轨道钻机和可带立根运移的钻机，钻杆立根可立在井架上不动，留待下一口井接立根钻进使用。若没有立根，推荐两种接立根方法：一是下钻时留下一些立根竖在井架上不动，接单根下钻到底，用留下的立根钻完钻头进尺；二是在钻进期间或休闲时，在小鼠洞内接立根。为安全起见，小鼠洞最好垂直，以保证在垂直平面内对扣，简化接扣程序。还应当注意接头只要旋进钻柱母扣即可，因为顶部驱动钻井钻井马达还要施加紧扣扭矩上接头。
接单根钻进
通常在两种情况需要接单根钻进。一种是新开钻井，井架中没有接好的立根；另一种是利用井下马达造斜时每9．4 m必须测一次斜。吊环倾斜装置将吊卡推向小鼠洞提起单根，从而保证了接单根的安全，提高了接单根钻进的效率。接单根钻进程序如下：
1 钻完单根坐放卡瓦于钻柱上，停止泥浆循环(图a)；
2 用钻杆上卸扣装置上的扭矩扳手卸开保护接头与钻杆的连接扣；
3 用钻井马达旋扣；
4 提升顶部驱动钻井装置。提升前打开钻杆吊卡，以便让吊卡通过卡瓦中的母接箍(图b)；
5 起动吊环倾斜装置，使吊卡摆至鼠洞单根上，扣好吊卡；
6 提单根出鼠洞。当单根公扣露出鼠洞后，关闭起动器使单根摆至井眼中心(图c)；
7 对好钻台面的接扣，下放顶部驱动钻井装置，使单根底部进入插入引鞋(图d)；
8 用钻井马达旋扣和紧扣，打背钳承受反扭矩；
起下钻操作
起下钻仍采用常规方法。为提高井架工扣吊卡的能力和减少起下钻时间，可以使用吊环倾斜装置使吊卡靠近井架工。吊环倾斜装置有一个中停机构，通过它可调节吊卡距二层台的距离，便于井架工操作。
打开旋转锁定机构和旋转钻杆上卸扣装置可使吊卡开口定在任一方向。如钻柱旋转，吊卡将回到原定位置。起钻中遇到缩径或键槽卡钻，钻井马达可在井架任一高度同立根相接，立即建立循环和旋转活动钻具，使钻具通过卡点。
倒划眼操作
1、使用顶部驱动钻井装置倒划眼
可以利用顶部驱动钻井装置倒划眼，从而防止钻杆粘卡和破坏井下键槽。倒划眼并不影响正常起钻排放立根，即不必卸单根。
2、倒划眼起升程序
倒划眼起升步骤如下(参见下图)：
1) 在循环和旋转时提升游车，直至提出的钻柱第三个接头时停止泥浆循环和旋转(图a)，即已起升提出一个立根；
2) 钻工坐放卡瓦于钻柱上，把钻柱卡在简易转盘中；
3) 从钻台面上卸开立根，用钻井马达旋扣(倒车扣)；
4) 用扭矩扳手卸开立根上部与马达的连接扣，这时只有顶部驱动钻井装置吊卡卡住立根。在钻台上打好背钳，用钻井马达旋扣（图b）；
5) 用钻杆吊卡提起自由立根(图c)；
6) 将立根排放在钻杆盒中(图d)；
7) 放下游车和顶部驱动钻井装置到钻台(图e)；
8) 将钻井马达下部的公接头插入钻柱母扣，用钻井马达旋扣和紧扣。稍微施加一点卡瓦力，则钻杆上卸扣装置的扭矩扳手就可用于紧扣；
9) 恢复循环，提卡瓦，起升和旋转转柱，继续倒划眼起升。
一、下管套
顶部驱动钻井装置配用500～750 t吊环和足够额定提升能力的游动滑车，就能进行额定重量500～650 t的下套管作业。为留有足够的空间装水龙头，必须使用4．6 m的长吊环。
将一段泥浆软管线同钻杆上卸扣装置保护接头相连，下套管过程中可控制远控内防喷器的开启与关闭，实现套管的灌浆。
如果需要，也可使用悬挂在顶部驱动钻井装置外侧的游动滑车和大钩，配用Varco BJ规定吊卡和适当的游动设备，按常规方法下套管。顶部驱动钻井装置起下套管装置如图3—5所示。
6顶部驱动钻井装置的优越性编辑
1、节省接单根时间。顶部驱动钻井装置不使用方钻杆，不受方钻杆长度的限制也就避免了钻进9米左右接一个单根的麻烦。取而带之的是利用立根钻进，这样就大大减少了接单的时间。按常规钻井接一个单根用3—4min计算，钻进1000米就可以节省4-5h。
2、倒划眼防止卡钻。由于不用接方钻杆就可以循环和旋转，所以在不增加起下 钻时间的前提下，顶部驱动钻井装置就能够非常顺利的将钻具起出井眼，在定向钻井中，这种功能可以节约大量的时间和降低事故发生的机率。
3、下钻划眼。顶部驱动钻井装置具有不接方钻杆钻过砂桥和缩径点的能力。
4、节省定向钻进时间。该装置可以通过28米立根钻进、循环，这样就相应的减少了井下马达定向的时间。
5、人员安全。顶部驱动钻井装置，是钻井机械操作自动化的标志性产品，终于将钻井工人从繁重的体力劳动中解救出来。接单根的次数减少了2/3，并且由于其自动化的程度高，从而大大减少了作业者工作的危险程度，进而大大降低了事故的发生率。
6、井下安全。在起下钻遇阻、遇卡时，管子处理装置可以在任何位置相连，开泵循环，进行立根划眼作业。
7、设备安全。顶部驱动钻井装置采用马达旋转上扣，操作动作平稳、可以从扭矩表上观察上扣扭矩，避免上扣过赢或不足。最大扭矩的设定，使钻井中出现憋钻扭矩超过设定范围时马达就会自动停止旋转，待调整钻井参数后再进行钻进。这样就避免了设备长时间超负荷运转，增加了使用寿命。
8、井控安全。该装置可以在井架的任何位置钻具的对接，数秒钟内恢复循环，双内防喷器可安全控制钻柱内压力。
9、便于维修。钻井马达清晰可见。熟练的现场人员约12小时就能将其组装和拆卸。
10、使用常规的水龙头部件。顶部驱动装置可使用650吨常规水龙头的一些部件，特殊设计后维修难度没有增加。
11、下套管。顶部驱动钻井装置的提升能力很大（650吨），在套管和主轴之间加一个转换头（大小头）就可以在套管中进行压力循环。套管可以旋转和循环入井，从而减少缩径井段的摩阻力。
12、取心。能够连续钻进28米，取心中间不需接单根。这样可以提高取心收获率，减少起钻的次数与传统的取心作业相比它的优点明显。污染小、质量高。
13、使用灵活。可以下入各种井下作业工具、完井工具和其他设备，即可以正转又可以反转。
14、节约泥浆。在上部内防喷器内接有泥浆截流阀，在接单根时保证泥浆不会外溢。
15、拆卸方便。工作需要时不必将它从导轨上移下就可以拆下其他设备。
16、内防喷器功能。起钻时如果有井喷的迹象即可由司钻遥控钻杆上卸扣装置，迅速实现水龙头与钻杆的连接，循环钻井液，避免事故的发生。
17、其他优点：采用交流电机驱动，减低维修保养费用；特别适用于定向井和水平井，因为立根钻进能使钻杆尽快的通过水平井段的一些横向截面。
7顶驱钻井装置与常规钻井设备的比较编辑
钻井效率明显提高。
A、从钻井到起下钻或从起下钻恢复钻进状态，该装置不存在常规钻机的上、卸水龙头和方钻杆所造成的时间损失。
B、不存在常规钻机转盘方补心蹦出所造成的停工。
C、不用钻鼠洞。
D、立根钻进，从而减少了常规钻井接单根上提钻柱需从新定工具面角的时间。
E、在井下纯作业时间增多，上扣、起下钻、测量和其他非纯钻进时间减少。
立柱钻进节省了大量的时间
A、减少了坍塌页岩层扩眼或清洗井底的时间。
B、在井径不足需扩眼或首次下入足尺寸稳定器进行扩眼时减少了钻进时间。
C、在同一平台钻丛式井，不用甩钻具或卸立柱。
D、不需要接单根就能够回收最大长度的岩心。
E、定向钻井时，减少了定向时间。
连续旋转和循环降低了风险。
A、连续的旋转和循环是顶部驱动钻井装置的重要特征。
B、顶部驱动钻井装置允许使用少量的、比较便宜的润滑剂、钻井液或添加剂。
c、减少了钻柱或昂贵的井下工具卡钻的几率。
有利于井控。
A、任何时间和位置的于钻柱对接。
B、随时可以进行的循环和旋转。
C、减少钻柱被卡后，上卸方钻杆的危险作业程序。
安全性提高。
A、减少了使用大钳和猫头等，降低了钻井工人作业危险。
B、减少许多笨重的工作，提高了起升重钻具的安全性。
C、自动吊卡，消除了人工操作吊卡的事故隐患。
D、井控安全性得到大大提高。
E、遥控防喷盒，防止泥浆溅落到钻台上，增加了工作的安全性。
作业时间的比较
起下钻
非生产
纯钻进
典型钻井的作业时间分配
30%
40%
30%
顶部驱动钻井装置钻井时间分配
25%
35%
40%
水平井费用比较
项 目
转盘/方钻杆
顶驱装置
日成本，美元
40800
43000
测深，M
2000
2000
机械钻速， m/h
30
30
日进尺
240
288
钻2000m所需天数
8.3
6.9
单井成本，美圆
338640
296700
单井用顶驱节约，美圆
41940
8口井用顶驱节约，美圆
335120
8维护保养以及操作注意事项编辑
强电系统
1)、防尘、防潮是最主要的两条。SCR主控柜、综合柜在尚未置放在空调房前必须注意防潮、防尘，并且
不能在温度过高(45°C以上)、过低(一10℃以下)的环境中工作。放置一段时间重新启用前，须用吸尘器将元件积存的尘埃除去，然后用电吹风将元件烘干，最后须测绝缘电阻值，至少在1MΩ以上，一般应在5MΩ以上。只有在进行了以上步骤以后，方可启动SCR。
2)、一定要先启动鼓风电机，然后选择主电机的转向。再给定额定电流值(即额定钻井扭矩值)，最后开动主电机，即给出一个电压值(转速值)。
3)、一般说来应先启动冷却风机及合上励磁开关后再合主开关。如先合主开关，那就该尽快合上励磁关。
4)、运行中要随时注意观察电流大小(PLC操作柜上的扭矩表反映出主电机工作电流的大小)。
5)、各部分电缆应连接牢靠，焊接部位不应有虚焊现象。
6)、由于光线照射及空气的氧化作用，电缆会发生老化现象，使用二年以后应注意观察有无裂开、剥落老化现象，一般说，使用四年后应更换电缆。
弱电控制系统
1)、PLC柜、操作柜均为正压防爆系统，要配备动三大件，保证空气的干燥、清洁，不含易燃、易爆危险气体。
2)、使用操作柜时应先合上电源开关，再打开操作柜开关，最后打开PLC开关，停止操作时先关PLC，再关操作柜，最后关电源柜。
3)、PLC柜操作柜也应注意防潮防尘，但因其具有防爆结构，相应地防潮防尘能力也较强。
主电机
1)、吸风口应朝下，防止雨水进入。
2)、主电机外壳不应承受本身重量以外的负荷。
3)、由于主电机停止转动，加热器即自动加热，当长期不用时应关掉加热电路。
4)、电枢及励磁部分的绝缘电阻应大于1MΩ，当小于0．8MΩ时必须先烘干再工作。
5)、主电机轴伸锥度、粗糙度、接触斑点均应符合要求。
6)、由于泥浆管路从电机中心穿过，故在密封要求上必须严格。
7)、正常钻井时，每天应在主轴承部位加润滑脂。
液压系统
1)、油箱的液位不低于250mm，油温不高于80℃。
2)、过滤器应定期更换滤芯(3月至6月)，具有发讯装置 的过滤器更应勤清洗和制订相应的更换措施。
3)、液压油必须干净，在使用三个月以后应更换。
4)、开泵前，吸油口闸阀一定要打开，出口管应与系统连起来。
5)、管路连接一定要可靠，注意各部位组合垫。o形圈不要遗忘，在不经常拆卸的螺纹处可以使用密封胶。
6)、滤芯应经常清洗，半年应重新更换滤芯，二年至三年应更换高压胶管。
7)、要防止在拆装、搬运、加油、修理过程中外界 污染物进入系统。
8)、液压源的溢流阀应调整至略高于泵的压力限定值，一般地不要在无油流输出情况下启动泵。
本体部分：
减速箱是一个传递动力和运动的重要部件，润滑油应经常更换(三个月至半年)，油面应保持一定高度，初次装配需经充分空运转跑合，出厂前应更换为干净的润滑油。减速箱内装有铂电阻温度传感器，箱体外装有温度变送器，用来监视润滑油的温度，现已调整为75℃，超过此温度，PLC操作柜相应的红灯将显示，并有声报警。
两个防喷器（手动、液动各一个）均应密封可靠，试压在50Mpa以上。正常情况下当主轴转动时，不得操作内防喷器，只有发生井喷井涌时才操作，使之关闭。起下钻时为节省钻井液的消耗，应将内防喷器关闭，开钻前一定要先打开内防喷器，再开钻井泵。
上卸扣机构应根据钻杆的尺寸选择相应牙板，各油缸之间的协调动作借助于减压阀、顺序阀来调整。
上卸扣机构与回转头相连的链条长度应调整合适，略微松弛一些，可起到安全的作用。
㈡ 钻井为什么打完一柱划眼时慢提快放
一般对于使用PDC钻头时必须这样做。
慢提的主要原因是，刚打顷樱枝完一柱，倒划雀敏眼速度快的的话，容颂慎易憋压蹩扭矩，容易出现卡钻事故，所以需要根据泵压扭矩情况来调整倒划眼速度。
快放的主要原因是：防止在较软的地层划出新井眼，快放是比较安全的。
㈢ 石油空气钻井相关问题
气体钻井，作为一种新型钻井方法，是一种以空气、氮气为循环介质，用气体压缩机等设备作为增压装置，用旋转防喷器作为井口控制设备的一种欠平衡钻井工艺。气体钻进主要有循环压耗低、带砂能力强且迅速、井眼净化好、防止井漏、减少环境污染、机械钻速高缩短建井周期、有利于发现和保护浅气层、减少了对地面环境的污染等优点。其缺点是，使用区域受到限制，需要大量专用配套设备，钻井事故复杂处理难度加大，在钻井到后期因空气锤震动，钻具易断等工艺缺陷。
但气体钻井也存在不少的限制因素，如：产水地层、含有塑性石膏等均会对气体钻进产生不利的影响，甚至不能采用气体钻进。在气体钻进后或气体钻进过程中，为了进行一些特殊的施工作业，往往都需替入水基钻井液进行压井，以完成相应的施工作业或继续钻进。此时，如何让一个干燥的、处于欠平衡状态的空井，在替入钻井液后，不发生垮塌、缩径、井漏、虚厚泥饼卡钻等复杂问题，尽快恢复正常钻进或其它施工作业，这就成了气体钻井后留给钻井液工作的最大难题。根据过去气体钻井的实钻情况，在气体钻进完成、替入钻井液后，大于80％的井出现了复杂情况，其核心和最根本的问题就是井壁稳定问题。轻则阻卡、划眼，重则因卡钻后难以处理导致侧钻，严重影响了气体钻井的成果。
气体（空气、氮气）钻井适用条件
1、所钻地层平缓，地层倾角＜30°，无力学不稳定性应力垮塌，地层坍塌压力低。
2、所钻地层不出水，无浅层天然气，无膏盐层。
如今国内可以进行空气钻的比较多，其中较出名的是四川广汉的川庆钻探公司下属的钻采研究院。而且他们配套的设备和一起相当完善，并有几十口井的空钻经验。
本人也参与过川内初期空钻施工几口井的钻探过程，虽然从事钻井液方面的工作，但对空钻后替入泥浆的配制和使用很有经验。如果有需要可以留言。
㈣ 急急急！！！！slip to slip time是什么意思，石油钻井方面的
slip 划眼
slip time 划眼时间
㈤ 问一个石油钻井倒划眼的问题
首先倒划眼并不是顶驱倒转，只是边上提边正转同时保持开泵循环状态，英文back ream，划眼指的是开泵的同时边正转边下放，我们称为ream down~试想一下，所有钻具都是正扣，怎么可能反转顶驱呢，这样如果井下扭矩大，会脱扣，很危险～所以所谓倒划眼的倒指的是向上而不是反转
㈥ 怎么控制油气井
钻井工作不仅要求速度快，而且要求质量好。井身质量的好坏是油气井完井质量的前提和基础，它直接影响到油气田勘探和开发工作的顺利进行。
井身轴线偏离铅垂方向的现象叫井斜。大量实践说明，井斜严重将给钻井、油气田开发及采油等带来各种危害，甚至引起事故。因此，有关井斜的一些指标是衡量一口井井身质量的重要参数。
井身斜度大了，为钻达同一目的层所需的进尺就会增加。这样不仅费用高，而且还可能由于深度的误差，使地质资料不真实而得出错误的结论，漏掉油气层。井斜过大、井底偏离设计位置过多，将会打乱油气田开发井网分布方案，影响油气层的采收率。
井斜使井眼变曲。钻具在弯曲井眼中旋转容易产生疲劳折断。钻具在严重弯曲的井段内，受下部钻具拉力的作用，将给井壁和套管以接触压力，加剧钻具和套管的磨损。同时,在长期的旋转和起下钻中，井壁将被钻具磨起“键槽”而造成卡钻。
固井时，在井斜变化大的严重弯曲井段，比钻具刚度大的套管及测井仪器将不易下入，易发生卡钻；下入井内的套管由于井斜不能居中，使水泥浆不易充满整个套管外环形空间而影响固井质量。
综上所述，井斜的危害是多方面的，后果是严重的，需要引起钻井工作者的注意。
旋转钻井发展至今，还很难钻成一口一点都不斜的直井。井眼总是或多或少要斜的。井斜给钻井、开采带来的危害程度与井斜的严重程度有关。轻微的井斜不致造成危害；严重井斜可能引发事故甚至使井报废。那么，什么样的井斜程度才是被允许的呢？这就存在一个井斜控制标准问题。在此标准之内的井，即可认为是可以接受的“直井”，从而避免徒劳追求绝对直井的行为，把井身质量建立在工程实际的基础上。
我国井斜控制的标准为井眼曲率不大于3°/100m。至于井斜角及其他规定，要根据各地区的具体情况而定。胜利油田的评价情况见表5-1。
图5-8定向井轨迹示意图
实际上，可以说“三段式”井身轨迹只是“S型”井身轨迹的一种特殊情况而已。“S型”井身轨迹可以作为所有常规二维定向井井身轨迹的代表，使井身轨迹的设计得到和谐的统一。
常规井身轨迹设计应遵循以下原则：
(1)能实现钻定向井的目的。对于裂缝性油层、厚度小的油层，为了增大油层的裸露面积、提高产量，往往设计成水平井或多底井。为满足采油工艺的要求，丛式定向井多数设计成“S型”井身结构。为了避开井下障碍或防止井眼交叉，井身结构还可以设计成三维“S型”。对于救险井，主要是要求准确钻达目标。因事故需侧钻的定向井，只要避开井下落鱼(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。
(2)尽可能利用地层的造斜规律，可以大大减少人工造斜的工作量和困难。
(3)要有利于满足采油工艺的要求。井眼曲率不宜过大，以利于改善抽油杆的工作条件；最好是垂直井段进入油层，以便于坐封封隔器以及进行其他增产措施。
(4)要有利于安全、优质、快速钻井。这就要求选择合适的井眼曲率、井身轨迹、造斜点以及相关的井身结构。
2.井身轨迹控制井身轨迹控制包括井斜控制和方位控制两个方面。在定向钻进过程中，为确保井眼按预定的井身轨迹发展，需要进行井身轨迹控制。一旦井眼偏离井身轨迹，也需要进行井身轨迹控制。因此，井身轨迹控制是定向钻井技术中最重要的内容之一。
井斜控制即控制井眼井斜角的变化,可以采用两种方法：一种是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要时，也可以利用造斜工具来降斜。另一种方法是利用井底钻具组合进行增斜、降斜和稳斜。
方位控制是控制井眼方位角的变化,也可采用两种方法：一种是利用地层特性的自然漂移与井底钻具组合达到目的。另一种方法是利用造斜工具强行改变井眼方位。
无论是井斜控制还是方位控制，都要利用两种基本工具,造斜工具和井底钻具组合。在定向钻井发展初期，人们就开始利用造斜工具控制井斜和方位。随着造斜工具的发展，有关造斜工具的理论和现场使用已日益成熟。至于井底钻具组合，虽然人们很早就发现它对井斜和方位的变化都有很大影响，但在很长时间内对它的研究不够。从20世纪50年代起，美国学者鲁宾斯基开始研究钻具组合的力学性能，主要用于打直井。直到60年代，才有人提出定向钻井的井底钻具组合的力学模型。井底钻具组合的研究一时间成了热门，不少学者使用不同的数学、力学方法进行研究和分析，至今方兴未艾。
3.井身轨迹测量定向井测量资料是控制井身轨迹的依据。在井身轨迹的控制过程中,需要及时、准确地了解和掌握定向井基本参数的变化，才能采取相应措施，确保井身轨迹沿预定路径发展。定向钻井实践证明：要完成高质量的定向井，除了合理的井身轨迹设计和有效的井身轨迹控制外，还需要使用性能优良的定向井测量仪器和装备。目前这种趋势日益明显。
从20世纪50年代至今，井身轨迹测量技术发展极快，主要经历了以下过程：钻杆打印地面定向→氟氢酸玻璃管定向→单、多点磁性测斜仪定向→单、多点陀螺测斜仪定向→有线随钻测斜定向系统定向→无线随钻测斜定向系统定向。
钻杆打印地面定向和氟氢酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。单、多点磁性测斜仪和陀螺测斜仪是目前定向井施工中使用最多的测斜工具。有线随钻测斜定向系统是20世纪70年代中期研究成功的，广泛用于造斜段测量。无线随钻测斜定向系统是70年代末期出现的，已在北海油田及美国某些油田使用，尚处于发展及完善阶段。
㈦ 石油钻井专业术语解释
钻头
钻头主要分为：刮刀钻头；牙轮钻头；金刚石钻头；硬质合金钻头；特种钻头等。衡量钻头的主要指标是：钻头进尺和机械钻速。
钻机八大件
钻机八大件是指：井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、绞车、转盘、泥浆泵。
钻柱组成及其作用
钻柱通常的组成部分有：钻头、钻铤、钻杆、稳定器、专用接头及方钻杆。钻柱的基本作用是：(1)起下钻头；(2)施加钻压；(3)传递动力；(4)输送钻井液；(5)进行特殊作业：挤水泥、处理井下事故等。
钻井液的性能及作用
钻井液的性能主要有：(1)密度；(2)粘度；(3)屈服值；(4)静切力；(5)失水量；(6)泥饼厚度；(7)含砂量；(8)酸碱度；(9)固相、油水含量。钻井液是钻井的血液，其主作用是：1)携带、悬浮岩屑；2)冷却、润滑钻头和钻具；3)清洗、冲刷井底，利于钻井；4)利用钻井液液柱压力，防止井喷；5)保护井壁，防止井壁垮塌；6)为井下动力钻具传递动力。
常用的钻井液净化设备
常用的钻井液净化设备：(1)振动筛，作用是清除大于筛孔尺寸的砂粒；(2)旋流分离器，作用是清除小于振动筛筛孔尺寸的颗粒；(3)螺杆式离心分离机，作用是回收重晶石，分离粘土颗粒；(4)筛筒式离心分离机，作用是回收重晶石。
钻井中钻井液的循环程序
钻井 液罐 经泵→地面 管汇→立管→水龙带、水龙头→钻柱内→钻头→钻柱外环形空间→井口、泥浆(钻井液)槽→钻井液净化设备→钻井液罐。
钻开油气层过程中，钻井液对油气层的损害
主要有以下几种损害：(1)固相颗粒及泥饼堵塞油气通道；(2)滤失液使地层中粘土膨胀而堵塞地层孔隙；(3)钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀堵塞通道；(4)产生水锁效应，增加油气流动阻力。
预测和监测地层压力的方法
(1)钻井前，采用地震法；(2)钻井中，采用机械钻速法，d、dc指数法，页岩密度法；(3)完井后，采用密度测井，声波时差测井，试油测试等方法。
钻井液静液压力和钻井中变化
静液压力，是由钻井液本身重量引起的压力。钻井中变化，岩屑的进入会增加液柱压力，油、气水侵会降低静液压力，井内钻井液液面下降会降低静液压力。防止钻井液静液压力变化的方法有：有效地净化钻井液；起钻及时灌满钻井液。
喷射钻井
喷射钻井是利用钻井液通过喷射式钻头喷嘴时，所产生的高速射流的水力作用，提高机械钻速的一种钻井方法。
影响机械钻速的因素
(1)钻压、转速和钻井液排量；(2)钻井液性质；(3)钻头水力功率的大小；(4)岩石可钻性与钻头类型。
钻井取心工具组成
(1)取心钻头：用于钻取岩心；(2)外岩心筒：承受钻压、传递扭矩；(3)内岩心筒：储存、保护岩心；(4)岩心爪：割断、承托、取出岩心；(5)还有悬挂轴承、分水流头、回压凡尔、扶正器等。
取岩心
取岩心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。
平衡压力钻井
在钻井过程中，始终保护井眼压力等于地层压力的一种钻井方法叫平衡压力钻井。
井喷
是地层中流体喷出地面或流入井内其他地层的现象。引起井喷的原因有：(1)地层压力掌握不准；(2)泥浆密度偏低；(3)井内泥浆液柱高度降低；(4)起钻抽吸；(5)其他措施不当等。
软关井
就是在发现溢流关井时，先打开节流阀，后关防喷器，再试关紧节流阀的一种关井方法。因为这样可以保证关井井口套压值不超过允许的井口套压值，保证井控安全，一旦井内压力过大，可节流放喷。
钻井过程中溢流
(1)钻井液储存罐液面升高；(2)钻井液出口流速加快；(3)钻速加快或放空；(4)钻井液循环压力下降；(5)井下油、气、水显示；(6)钻井液在出口性能发生变化。
溢流关井程序
(1)停泵；(2)上提方钻杆；(3)适当打开节流阀；(4)关防喷器；(5)试关紧节流阀；(6)发出信号，迅速报告队长、技术员；(7)准确记录立柱和套管压力及泥浆增量。
钻井中井下复杂情况
钻进中由钻井液的类型与性能选择不当、井身质量较差等原因，造成井下遇阻、遇卡、以及钻进时严重蹩跳、井漏、井喷等，不能维持正常钻井和其他作业的正常进行的现象。
钻井事故
是指由于检查不周、违章操作、处理井下复杂情况的措施不当或疏忽大意，而造成的钻具折断、顿钻、卡钻及井喷失火等恶果。
井漏
井漏主要由下列现象发现，(1)泵入井内钻井液量＞返出量，严重时有进无出；(2)钻井液罐液面下降，钻井液量减少；(3)泵压明显下降。漏失越严重，泵压下降越明显。
卡钻及造成原因
卡钻就是在钻井过程中因地质因素、钻井液性能不好、技术措施不当等原因，使钻具在井内长时间不能自由活动，这种现象叫卡钻。主要有黏附卡钻、沉砂卡钻、砂桥卡钻、井塌卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻、落物卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。
处理卡钻事故的方法
(1)泡油解卡；(2)使用震击器震击解卡；(3)倒扣套铣；(4)爆炸松扣；(5)爆炸钻具侧钻新眼等。
固井
固井就是向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注入水泥浆，把套管固定的井壁上，避免井壁坍塌。其目的是：封隔疏松、易塌、易漏等复杂地层；封隔油、气、水层，防止互相窜漏；安装井口，控制油气流，以利钻进或生产油气。
井身结构
包括：(1)一口井的套管层次；(2)各层套管的直径和下入深度；(3)各层套管相应的钻头直径和钻进深度；(4)各层套管外的水泥上返高度等等。
套管柱下部结构
(1)引鞋：引导套管入井，避免套管插入或刮挤井壁；(2)套管鞋：引导在其内部起钻的钻具进入套管；(3)旋流短节：使水泥浆旋流上返，利于替泥浆，提高注水泥质量；(4)套管回压凡尔：防止水泥浆回流，下套管时间阻止泥浆进入套管；(5)承托环：承托胶塞、控制水泥塞高度；(6)套管扶正器：使套管在钻井中居中，提高固井质量。
注水泥施工工序
下套管至预定深度→装水泥头、循环泥浆、接地面管线→打隔离液→注水泥→顶胶塞→替泥浆→碰压→注水泥结束、候凝。
完井井口装置
(1)套管头--密封两层套管环空，悬挂第二部分套管柱和承受一部分重量；(2)油管头--承座锥管挂，连接油层套管和采油树、放喷闸门、管线；(3)采油树--控制油气流动，安全而有计划地进行生产，进行完井测试、注液、压井、油井清蜡等作业。
尾管固井法
尾管固井是在上部已下有套管的井内，只对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法。尾管有三种固定方法：尾管座于井底法；水泥环悬挂法；尾管悬挂器悬挂法。
试油
在钻井发现油、气层后，还需要使油、气层中的油、气流从井底流到地面，并经过测试而取得油、气层产量、压力等动态资料，以及油、气、水性质等工作，称做试油(气)。
射孔
钻井完成时，需下套管注水泥将井壁固定住，然后下入射孔器，将套管、水泥环直至油(气)层射开，为油、气流入井筒内打开通道，称做射孔。目前国内外广泛使用的射孔器有枪弹式射孔器和聚能喷流式射孔器两大类。
井底污染
井底污染又称井底损害，是指油井在钻井或修井过程中，由于钻井液漏失或水基钻井液的滤液漏入地层中，使井筒附近地层渗透率降低的现象。
诱喷
射孔之前，为了防止井喷事故，油、气井内一般灌满压井液。射孔后，为了将地层中液体导出地面，就必需降低压井液的液柱，减少对地层中流体的压力。这一过程是试油工作中的一道工序，称为诱喷。诱喷方法有替喷法、抽吸法、提捞法、气举法等。
钻杆地层测试
钻杆地层测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。
电缆地层测试
在钻井过程中发现油气显示后，用电缆下入地层测试器可以取得地层中流体的样品和测量地层压力，称做电缆地层测试。这种测试方法比较简单，可以多次地、重复地进行。
油管传输射孔
油管传输射孔是由油管将射孔器带入井下，射孔后可以直接使地层的流体经油管导致地面，不必在射孔时向井内灌入大量压井液，避免井底污染的一种先进技术。
岩石孔隙度
岩石的孔隙度是指岩石中未被固体物质充填的空间体积Vp与岩石总体积Vb的比值。用希腊字母Φ表示，其表达式为：Φ=V孔隙 / V岩石×100%=Vp / Vb×100%。
地层原油体积系数
地层原油体积系数βo，又称原油地下体积系数，或简称原油体积系数。它是原油在地下的体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。原油的地下体积系数βo总是大于1。
流体饱和度学习
某种流体的饱和度是指：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积百分数。它表示了孔隙空间为某种流体所占据的程度。岩石中由几相流体充满其孔隙，则这几相流体饱和度之和就为1(100%)。
㈧ 钻井过程中出现的滑眼是什么原因导致的情况
钻井术语中没有滑眼，有划眼。
在钻井工程专业术语中的解迹雹释如下：
划眼 redressing：在已钻井眼内为了修整井壁，清除附在井壁上宏州察的杂物，使井眼畅通无阻，边循环边旋转下放或上提钻柱的过程。分正划眼和倒划眼。倒划眼 back redressing：起钻遇阻时，为了清除附蔽茄在井壁上的障碍物，使井眼畅通无阻，边循环边旋转上提钻柱的过程。
㈨ 划眼注意事项
对全段设备进行检修，重点是钻井泵、水龙头及高低压管汇。
准备足够的钻井液处理剂，并配置符合井下情况的钻井液。
把全套循环罐、池清理干净，保证净化设备工作正常。
按预计划眼长，卸钻台部分钻杆立柱成单根，甩在场地重新丈量编号。
钻头钻具结构
选用长齿钻头，上部软地层可选用加强钢齿LRT127G钻头，下部硬地层437G的钻头。划眼钻具组合尽量简化，井斜小、钻压能很好的传递的情况下，可使用加重钻杆配重；反之则可加1-2根钻铤配重。
2.划眼的方法
“一冲、二通、三划眼”法。其具体做法是：接好单根开泵正常后，先冲下去，上提钻具转动一个方位再通下去，然后再提起钻具转动划下去。
“拨放点划”法。其具体做法是：当遇到冲不动、通不下的情况时，先加压20～30 KN转动转盘，观看指重表指示若悬重回升，则立即停转盘，再加压20～30 KN转动转盘。如此重复操作，直到拨放点划一单根，再提起下划一次。
3.注意事项及安全要求
前提：在井下有贵重仪器及钻具结构复杂的情况下，必须起钻甩仪器、简化钻具，才能划眼。
通井划眼要坚持中途循环，划一段巩固一段，处理和调整好钻井液以形成新井壁。
上部地层防出新井眼，下部地层防止憋泵。
停泵后活动钻具正常，能放到底方可接单根，接单根时要晚停泵、早开泵，尽量缩短停泵时间，并加快接单根速度，防止沉砂卡钻。
专人观察泵压，泵压升高马上停泵，同时上提钻具。起至正常井段，用小排量开泵正常后，逐渐加大排量，恢复划眼。
划眼时早开泵、迟停泵，大排量划眼，划眼过程中要注意观察返出岩屑和间断防空现象。划眼时要注意缩径井段不能硬压，防蹩泵。
划眼时钻具丝扣要上紧，避免钻具事故；划眼防止打倒车，负荷严重时先停总车，钻机快要停时合上低速，刹死刹把。
划眼下钻时上提困难不要抢接方钻杆，要上下活动，使钻杆接头处处于自由状态，摘下吊环，转动转盘正常后再接方钻杆，上下活动、旋转正常后重新由小排量逐渐增大排量下划。
划眼要步步为营，划3-5米要上提至正常井段，划完一个单根后要多提一个单根，停泵后上提无阻卡，可下放到底，停转盘无倒车，不返喷泥浆，方可接单根。
长井段每划眼5-6个单根，要大排量循环泥浆一周，以便携砂和巩固井壁。其长度视井眼复杂情况而定。
划眼过程中设备出现故障，造成长时间无法循环时要起钻，并设法灌满钻井液。
㈩ 什么是倒划眼
起钻的时候裂亏遇阻，提不起来（多提了几十吨还察源饥败返是提不起来，又不敢很起提，怕钻竿提断），所以划眼，叫倒划眼，正划眼是下钻遇阻