第五章轨迹控制

概论问题讨论：你做过“导向”工作吗？1轨道和轨迹概念2井眼轨迹控制技术发展简介3定向井的应用

1)地面环境条件的限制；

2)地下地质条件的要求；

3)处理井下事故的需要。4井眼轨迹控制(导向)基本方法4.1空间几何导向法4.1.1定义：按设计的井眼轨道空间几何位置进行导向与控制。4.1.2方法和步骤：1)井眼轨道设计作图；2)轨迹测量(测斜)和作图；3)轨道和轨迹对比；4)选择工具和设计参数进行轨迹控制。4.2地质导向法4.2.1定义：以目的层及其邻近地层的地质和地球物理特征参数(曲线)为标准进行导向与控制。4.2.2方法和步骤：1)在实验井或邻井测得目的层及其邻近地层的地质和地球物理模拟特征参数；2)近钻头随钻测量实际地层的相同特征参数；3)实时对比2种特征参数；4)如果两者一致，说明命中了预计范围内的目的层，反之则没有，应按井下特征参数修正和随钻控制井眼轨迹，以保证井眼穿过储集层。4.3两种导向方法的关系5导向工具发展1)早期机械和水力导向工具；2)稳定器钻具组合旋转导向工具；3)偏轴钻具旋转导向工具；4)井下动力弯钻具滑动导向工具；5)现代旋转闭环导向系统；6)现代地质导向系统。第一节井眼轨迹(轨道)的基本概念问题讨论：1)空间点的座标体系有几种？1轨迹的基本参数测斜：一口实钻井的井眼轴线乃是一条空间曲线。为了进行轨迹控制，必须首先描述出这条空间曲线形状及其位置，这就要先进行轨迹测量，即“测斜”。测段和测点：目前常用的测斜方法并不是连续测斜，而是每隔一定长度的井段测一个点。这些井段即“测段”，这些点即“测点”。上测点和下测点：一个测段的两个测点中，井深小的称为上测点，井深大的称为下测点。轨迹的基本参数：测斜仪器在每个点上测得的三个参数，即井深、井斜角和井斜方位角。1.1井深井深：指井口(通常以转盘面为基准)至测点的井眼轴线长度，以钻柱或电缆的长度来量测，常用Dm(m)表示。井段：井深的增量，为下测点井深减去上测点井深，以ΔDm表示。1.2井斜角井眼方向线：过井眼轴线上某测点作井眼轴线的切线，该切线向井眼前进方向延伸的部分称为井眼方向线。井斜角：井眼方向线与重力线之间的夹角，表示井眼轨迹在测点处倾斜的大小，用α(°)表示。井斜角增量：一个测段内井斜角的增量总是下测点井斜角减去上测点井斜角，以Δα表示(图5-1)。1.3井斜方位角井眼方位线：某测点处的井眼方向线投影到水平面上，称为井眼方位线，或井斜方位线。正北方位线：地理子午线沿正北方向延伸的线段。井斜方位角：以正北方位线为始边，顺时针方向旋转到井眼方位线上所转过的角度，即井眼方位角，或井斜方位角。用Φ(°)表示(图5-2)。井斜方位角增量：下测点的井斜方位角减去上测点的井斜方位角，以ΔΦ表示。其值在0~360°内变化。方位与方向的区别：磁偏角：地球有磁北方位和正北方位之分，两者并不重合而是有个夹角，称为磁偏角。东磁偏角：磁北方位线在正北方位线的东面。西磁偏角：磁北方位线在正北方位线的西面。磁偏角校正：目前广泛使用的磁性测斜仪是以地球磁北方位为基准的，所测得的井斜方位角为磁方位角，并不是真方位角。需要经过换算求得真方位角，称为磁偏角校正：真方位角=磁方位角+东磁偏角真方位角=磁方位角-西磁偏角1.4轨迹基本参数的特性问题讨论：1)井深、井斜角和井斜方位角3参数是井眼轴线空间点的球座标吗？2轨迹的计算参数1)垂直深度：简称垂深，是指轨迹上某点至井口所在水平面的距离，用D表示。垂深的增量称为垂增，以ΔD表示。如图5-1所示。

2)水平投影长度：简称水平长度或平长，是井深在水平面上的投影长度，平长以字母Lp表示。水平长度的增量称为平增。平增以ΔLp表示。平长和平增在图5-4中是指曲线的长度。3)水平位移：简称平移，指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。此投影线称为平移方位线。水平位移常以字母S表示。如图5-5所示。在国外将水平位移称作闭合距。而我国油田现场常特指完钻时的水平位移为闭合距。

4)平移方位角：平移方位线所在的方位角，即以正北方位为始边顺时针转至平移线上所转过的角度，常以字母θ表示。如图5-5所示。在国外将平移方位角称作闭合方位角。而我国油田现场常特指完钻时的平移方位角为闭合方位角。

5)N坐标和E坐标：是指轨迹上某点在以井口为原点的水平面坐标系里的坐标值。此水平面坐标系有两个坐标轴，一是南北坐标轴，以正北方向为正方向；一是东西坐标轴，以正东方向为正方向。如图5-4所示。

6)视平移：亦称投影位移，是水平位移在设计方位线上的投影长度。视平移以字母V表示。如图5-5所示，A、B二点的视平移分别为VA、VB。显然，当实钻轨迹与设计轨迹偏差很大时甚至背道而驰时，视平移可能成为负值。7)井眼曲率：指井眼轨迹曲线的曲率，也称“狗腿严重度”和“全角变化率”。由于实钻井眼轨迹是任意的空间曲线，其曲率是不断变化的，无法计算每一点的曲率，所以在工程上常常计算井段的平均曲率。

8)狗腿角：对一个测段(或井段)来说，上、下二测点处的井眼方向线是不同的，两条方向线之间的夹角(注意是在空间的夹角)称为“狗腿角”，也有人称为“全角变化”。平均曲率计算：5-1式~5-3式3轨迹的图示法有两种：一种是垂直投影图与水平投影图相配合，如图5-6（a）所示；一种是垂直剖面图与水平投影图相配合，如图5-6（b）所示。

3.1水平投影图相当于机械制图中的俯视图，是将井眼轨迹这条空间曲线投影到井口中心所在的水平面上。图中的坐标为N坐标和E坐标，以井口中心为坐标原点。

3.2垂直投影图相当于机械制图中的主视图，即将井眼轨迹这条空间曲线投影到过井口中心的某个铅垂平面上。图中的坐标为垂深D和视平移V，也是以井口中心为坐标原点。

经过井口中心的铅垂平面有无数个，应该选择那个呢？我国钻井行业标准规定，选择设计方位线所在的那个铅垂平面。这样的垂直投影图与设计的垂直投影图进行比较，可以看出实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹的差别，便于指导施工中轨迹控制。

3.3垂直剖面图参看图5-7，设想经过井眼轨迹上的每一个点作一条铅垂线，所有这些铅垂线就构成了一个曲面，在数学上称作柱面。其特点是可以展平到一个平面上，就形成了垂直剖面图。该图的两个坐标是垂深D和水平长度Lp。第二节井眼轨道设计1井眼分类分类标准说明：按轨道。直井：指设计轨道是一条铅垂线的井，不管实钻的直井井眼轨迹如何在空间变化，我们仍然称之为直井。定向井：指设计轨道是一条特定曲线或非铅垂线的井。定向井一级分类：可分为二维定向井和三维定向井两大类。所谓二维定向井是指设计的轨道都在一个铅垂平面上变化，即设计轨道只有井斜角的变化而无井斜方位角的变化。三维定向井是在三维空间进行设计，既有井斜角的变化又有井斜方位角的变化。定向井二级分类：二维定向井又可分为常规二维定向井和非常规二维定向井。常规二维定向井的井段形状都是由直线和圆弧曲线组成。非常规二维定向井的井段形状除了直线和圆弧曲线外，还有某种特殊曲线，例如悬链线，二次抛物线等等。三维定向井又可分为纠偏三维定向井和绕障三维定向井。说明：在实际工程中，最常见的是常规二维定向井。我国钻井行业标准化委员会对常规二维定向井的轨道设计制定了标准。2常规二维定向井轨道设计2.1设计原则1)应能实现钻定向井的目的。2)应有利于安全、优质、快速钻井。要注意选好造斜点，要选择硬度适中，无坍塌、缩径、高压、易漏等复杂情况的地层开始造斜。按照井斜角的大小，可将定向井分为三类：井斜角在15°~30°的属小倾角定向井；井斜角在30°~60°的属中倾角定向井；井斜角超过60°的属大倾角定向井。在可能的条件下，尽量减小最大井斜角，以便减小钻井的难度。但最大井斜角不得小于15°，否则井斜方位不易稳定。在选择井眼曲率值时，要权衡造斜工具的造斜能力、减小起下钻和下套管的难度以及缩短造斜井段的长度等各方面的要求。3)要满足采油工艺的要求。在可能的情况下，减小井眼曲率，以改善油管和抽油杆的工作条件。进入目的层井段的井斜角应尽量小点，最好是垂直井段，以利于安装电潜泵、坐封封隔器及其他井下作业。2.2轨道类型常规二维定向井轨道类型：按照我国钻井行业标准规定，有四种类型：三段式，多靶三段式，五段式和双增式，如图5-20~5-23所示。不同类型的轨道，它们的设计条件和计算公式各不相同。关节点：图中的字母K代表造斜点，b代表增斜结束点，t代表目标点，c代表五段式的降斜始点或双增式的第二次造斜点，d代表多目标井的目标终点。所有这些点称为关节点。这些关节点的参数均以相应字母为下标。2.3设计依据的条件一是由地质、采油部门提供的分层地质情况预告和目标点或目标井段的有关数据，如目标点的垂深、水平位移以及设计方位等。二是由钻井部门根据钻井的条件选定的造斜点位置、造斜率大小和造斜段长度等(表5-2)

。2.4关键参数的计算2.5井段计算及设计结果表述

表5-2轨道设计给定的条件轨道类型给定的条件关键参数三段式Dt,St,Dkop,Kz,θoαb,ΔDmw多靶三段式Dt,Dkop,Kz,θo,αtΔDmm,KnSt,ΔDmw五段式Dt,St,Dkop,Kzθoαt,ΔDmm,Knαb,ΔDmw双增式Dt,St,Dkop,Kzθoαt,ΔDmm,Knαb,ΔDmw第三节轨迹测量和计算1测斜仪和测斜方法简介测斜仪分类：常用磁性测斜仪，并分为单点、多点和随钻测斜仪三类。特殊地区也用陀螺测斜仪。单点测斜仪：通常是用钢丝从钻柱内送入井下，一次下井只能测一个井深(即靠近钻头)处的参数，费时短，常用于定向和轨迹控制不难的井或定向井的直井段。多点测斜仪：在裸眼井中用钢丝或电缆送入到井底，然后在上提过程中每隔一定长度进行静止测量和记录；也可在起钻前从钻柱内投入到靠近钻头处，然后在起钻过程中利用每起一个立柱静止卸扣的时间进行测量和记录。为了轨迹计算而进行的轨迹测量须用多点测斜仪。随钻测斜仪：分有线和无线两种，现在主要用后一种。它是随同钻柱一同入内，在钻进过程中不断地连续地进行测量，并实时将测量数据传到地面上。但它使用费用较高，一般用于轨迹控制要求较高或有一定难度的井段或井中。磁性测斜仪的原理：如图5-8所示，罗盘靠一顶尖支撑，可在仪器中灵活转动，不管仪器外壳如何转动，罗盘的S极始终指北。在仪器中心悬挂一个“十字”重锤，不管仪器外壳如何倾斜，重锤始终指向重力方向。静止测量时，照相机对着透明的罗盘面照相，所以“十字”图形也被照在底片上。然后相机自动进卷，再记录下一个井深处的参数。高边方位、低边方位与井斜方位：除铅垂的特殊情况外，井眼是一个轴线倾斜的圆柱体，其横截面是一个倾斜的圆，此圆有最高点和最低点。最高点处的半径方位即高边方位，最低点处的半径方位即低边方位。两方位在一条线上，相差180度。井斜方位是指井眼的高边方位。定心罗盘：在测斜过程中，仪器轴倾斜后“十字”总是落在低边方位线上。为此，将罗盘盘面上的N、S互换，E、W互换，使盘面上标志方位的字母正好与实际的地理方位相反，就可直接从照相底片上读出井斜方位角。测斜照片：如图5-9所示，罗盘面上的同心圆代表了不同的井斜角，“十字”所在的同心圆就是该井深处的井斜角。罗盘面上的径向放射线代表了不同的方位，罗盘边缘有方位的刻度值。“十字”所在的放射线就是该井深处的井斜方位角(定心罗盘)。2我国钻井行业标准对测斜计算数据的规定问题讨论：1)井深、井斜角和井斜方位角3参数是井眼轴线空间点的球座标吗？2)如何描述井眼轴线空间点位置？1)测点编号：从0测点开始，自上而下类推编号。每个测点的参数皆以该点编号作为下标符号。2)测段编号：从1测段开始，自上而下类推编号。每个测段的参数皆以该段的编号作为下标符号。3)第0测点：人为规定的，非实测点。当第1测点的井深大于25m时，规定第0测点的井深比第1测点的井深小25m，井斜角为零。当第1测点的井深小于或等于25m时，规定第0测点的井深和井斜角均为零。4)用于进行轨迹计算的测斜数据必须是用多点测斜仪测得的。5)用磁性测斜仪测得的井斜方位角，必须经过当地当年的磁偏角校正之后才能进行轨迹计算。6)当某个测点的井斜角等于零时，该点的井斜方位角是不存在的。为了计算的需要，规定：若αi=0，则计算第i测段时，Φi=Φi-1

；计算第i+1测段时，Φi=Φi+1

。7)在一个测段内，井斜方位角的变化的绝对值不得超过180°。在具体计算时，还要特别注意平均井斜方位角的计算方法(5-4式~5-7式)。3轨迹计算的方法轨迹计算的目的：算出每个测点的坐标值，以便绘图和控制。轨迹计算的限制：即无法由基本参数直接描点，也无法随意选点由基本参数算出相关参数。轨迹计算顺序的唯一性：必须首先从已知坐标值的0测点开始(D0=Dm0，LP0=0，N0=0，E0=0)，逐段、逐点向下进行。通过假设测段为某种规则的曲线形状，算出每个测段的坐标增量，然后累加才能求得测点的坐标值(5-8式~5-11式)。轨迹计算方法的多样性和近似性：我国钻井行业标准规定：手工计算时用平均角法，计算机计算时用校正平均角法。平均角法：假设测段是一条直线，该直线的方向是上下二测点处井眼方向的“和方向”(矢量和)，如图5-10所示。根据这种假设，可得测段计算公式5-12~5-15。校正平均角法：假设测段形状为一条圆柱螺线。如图5-11所示，圆柱螺线在水平投影图上是圆弧。圆柱螺线在圆柱面展平平面上也是圆弧，即垂直剖面图是圆弧。根据这个假设推导的测段计算公式5-24~5-29。

问题讨论：1)如何提高井眼轨迹描述的准确度或减小井眼轨迹描述的误差？第四节影响井眼轨迹走向的因素问题讨论：影响井眼轨迹走向的因素有哪些？影响井眼轨迹走向的因素有：1地层2井下钻具

3钻头

4钻进参数5已钻井眼6钻井方法地质因素为客观因素,井下钻具和钻进参数是基本可控参数。1地层地层可钻性的各向异性和地层的倾斜是导致井斜的两个最本质的地质因素。如图5-12所示，沉积岩都有这样的特性：垂直层面方向的可钻性好，平行层面方向的可钻性差。钻头总是有向着容易钻进的方向前进的趋势。在地层倾斜的情况下，当地层倾角小于45°时，钻头前进方向偏向垂直地层层面的方向，于是偏离铅垂线。在地层倾角超过60°以后，钻头前进方向则是沿着平行地层层面方向下滑，也要偏离铅垂线。当地层倾角在45°~60°之间时，井斜方向属不稳定状态。2井下钻具井下钻具

影响机理

钻具的倾斜钻具的弯曲主要是靠近钻头的那部分钻具的倾斜和弯曲。这会引起钻头倾斜，在井底形成不对称切削(图5-15)；或使钻头受到侧向力的作用，迫使其侧向切削(图5-16)，两方面都将使新钻的井眼不断地偏离原井眼方向。导致钻具倾斜和弯曲的原因：1)钻具直径小于井眼直径，钻具倾斜和弯曲有空间条件；2)钻压的作用；3)下入井内的钻具是弯曲的；4)在安装设备时，天车、游车和转盘三点不在一条铅垂线上，如转盘安装不平，或钻井中井架倾斜等。3钻头钻头对井眼轨迹走向的影响主要表现在钻头各向异性和钻头结构上。钻头各向异性是指钻头在不同方向上钻进能力的差异。地层各向异性与钻头各向异性相互作用会影响井斜和方位，从而影响井眼轨迹。钻头结构不同，破岩方式就不同，从而影响井眼走向。4钻进参数主要是钻压影响井眼轨迹走向。由于钻压作用，下部钻具受压后必将靠向井壁一侧而倾斜，当钻压达到一定值，下部钻柱还会发生弯曲。5已钻井眼

井下钻具组合的变形会受到已钻井眼形态的约束。如遇到井眼扩大时，井眼对钻具的约束条件就发生变化，从而影响到下部钻柱的变形，钻头可在井眼内左右移动，靠向一侧，也可使受压弯曲的钻柱饶度加大，于是钻头轴线与原井眼轴线更不重合，导致偏离原井眼。6钻井方法不同的钻井方法在导向功能、钻井参数和钻头等方面有自己的性能要求，而这些因素正是前面介绍的影响井眼轨迹的因素。小结：客观的地质原因无法改变，但可利用，如自然造斜井(画图)；钻具原因一定程度上可人为控制，为此设计了多种导向钻具；井眼不会刚钻成就扩大，总是有个过程，可利用这个过程防斜。

第五节直井防斜技术井按轨道分类：直井和定向井。直井轨迹控制指标和难度：控制井斜角和井眼曲率在甲方允许的范围之内，并确保中靶。1满眼钻具组合控制井斜1.1满眼钻具组合的原理如果钻具的直径与钻头的直径完全相等，井斜原因就都会被克服。但这样做将无法循环钻井液和正常起下钻，也极易卡钻，工程上行不通。实际上是采用扶正器组合的办法来解决。1.2满眼钻具组合的设计在靠近钻头大约30m长的钻铤上适当安置扶正器，其数量、位置和直径，可用计算法或经验法来设计。现场常用经验法(图5-17、5-33和表5-5)。

表5-5稳斜钻具组合的配合尺寸类型L1L2L3L4L5强稳斜组合0.8~1.24.5~6.09.09.09.0中稳斜组合1.0~1.83.0~6.09.0~18.09.0~27.0—弱稳斜组合1.0~1.84.59.0——1.3满眼钻具组合使用应注意的问题1)在已经发生井斜的井内使用满眼钻具组合并不能减小井斜角，只能做到使井斜角的变化(增斜或降斜)很小或不变化。所以满眼钻具组合的主要功能是控制井眼曲率，而不能控制井斜角的大小。2)使用的关键在于一个“满”字，即扶正器与井眼的间隙对满眼钻具组合的性能影响非常显著。应使间隙尽可能小。一般为1~2mm。在使用中，因扶正器磨损使间隙达到或超过两倍的设计值时，应及时更换扶正器。3)保持“满”的另一关键是控制井径扩大。这要求有好的钻井液护壁技术。但井径的扩大总是有个过程。只要抢在井径扩大以前钻出新的井眼，则仍可保持“满”的效果。这就要求加快钻速，达到“以快保满，以满保直”的效果。4)在钻进软硬交错，或倾角较大的地层时，要注意适当减小钻压，并勤划眼，以便消除可能出现的“狗腿”。2钟摆钻具组合控制井斜2.1钟摆钻具组合的原理如图5-19所示。当钟摆摆过一定角度时，在钟摆上会产生一个向回摆的力Gc，称作钟摆力，Gc=G·sinα。显然，钟摆摆过的角度越大，钟摆力就越大。

如果在钻柱的下部适当位置加一个扶正器，该扶正器支撑在井壁上，使下部钻柱悬空，则该扶正器以下的钻柱就好像一个钟摆，也要产生一个钟摆力。其作用是使钻头切削井壁的下侧，使新钻的井眼不断降斜。2.2钟摆钻具组合的设计在靠近钻头的钻铤上安置扶正器，其位置和数量可用计算法或经验法来设计。现场常用经验法(图5-34和表5-6)。

表5-6降斜钻具组合的配合尺寸类型L1L2强降斜组合9.0~27.0—弱降斜组合0.818.0~27.02.3钟摆钻具组合的使用1)钟摆力随井斜角的增大而增大，井斜角等于零，则钟摆力也等于零。所以，钟摆钻具组合多数用于对井斜角已经较大的井进行纠斜。2)钟摆钻具组合的性能对钻压特别敏感。钻压加大，则增斜力增大，钟摆力减小。钻压再增大，还会将扶正器以下的钻柱压弯，甚至出现新的接触点，从而完全失去钟摆组合的作用。所以钟摆钻具组合在使用中必须严格控制钻压。3)在井尚未斜或井斜角很小时，要想继续钻进而保持不斜，只能减小钻压进行“吊打”。这样钻速很慢，所以这时多使用满眼钻具组合。仅在对轨迹要求特别严的直井(段)中，才使用钟摆钻具组合进行“吊打”。4)扶正器与井眼间的问隙对钟摆钻具组合性能的影响特别明显，当扶正器直径因磨损而减小时应及时更换。5)使用多扶正器的钟摆钻具组合，需要进行较复杂的设计和计算。第六节定向井造斜工具及轨迹控制补充：1)广义导向内容

2)导向工具分类1动力钻具造斜工具井下动力钻具种类和工作特点：常用涡轮钻具和螺杆钻具。工作时，动力钻具以上的整个钻柱都可以不旋转。这种特点对于定向造斜非常有利。1.1动力钻具造斜工具形式(图5-25)1)弯接头：在动力钻具和钻铤之间接一个弯接头，使此部位形成一个弯曲角。造斜原理：这种结构迫使钻头倾斜，造成对井底的不对称切削；同时井壁还迫使弯曲部分伸直，使钻头受到钻柱的弹性力作用，产生侧向切削，从而改变井眼方向。造斜率：与多方面因素有关。一般弯接头弯角越大，造斜率越大；下部钻柱的刚度越大，造斜率越大；弯曲点至钻头的距离越小且重量越小，造斜率越大；钻进速度越小，造斜率越大。此外，造斜率大小还与井眼间隙、地层因素、钻头结构有关。造斜率的确定：因为影响因素多且难以量化，还不能定量计算。一般根据经验或采用试钻法来确定。弯接头的不足：弯曲点至钻头的距离相对下面的弯外壳和偏心稳定器较大，使得用弯接头的造斜率较小，且入井困难，现在已很少使用。2)弯外壳：将动力钻具的外壳做成弯曲形状，称为弯外壳马达。其造斜原理和造斜率与弯接头类似，而且比弯接头的造斜能力更大，且下入井内更容易，现使用广泛。3)偏心稳定器或偏心垫块：在动力钻具壳体的下端做一偏心稳定器。在井眼内，通过定向使此偏心稳定器较厚一边处在井壁一侧，形成一个支点，迫使下部钻头倾斜，造成对井底的不对称切削和侧向切削，从而改变井眼方向。此种动力钻具下入井内更容易，现使用也较多。1.2涡轮钻具的结构与特性结构：如图5-26所示，包括上端带大小头的外壳，被压紧短节压紧而安装在外壳内的定子，下端带有下部短节并与钻头相连接的主轴，套装在主轴上的转子，以及止推轴承和扶正轴承等。定子和转子是由特殊的叶片组成。工作特性：涡轮钻具的工作特性曲线如图5-27所示。图中的横坐标为涡轮转数，纵坐标为功率和扭矩。图中三组曲线表示不同的钻井液流量。每组曲线有一个最优转数(n0)。可见：

1)涡轮钻具的转数、扭矩、压力降和功率都与流量有正相关关系，显然，足够的流量是涡轮钻具发出足够功率和扭矩的前提。2)在一定流量下，涡轮钻具的转速随扭矩的减小而增大，具有软驱动特性。3)在空转时，转速达到最高，所以不应当用涡轮钻具进行划眼。1.3螺轩钻具的结构与特性结构：如图5-28所示，包括与外壳做成一体的定子，与主轴做成一体的转子。定子的上部与钻柱相连，转子的下部通过万向轴与钻头相接。螺杆钻具的结构要简单得多。工作特性：螺杆钻具的工作特性曲线如图5-29所示。可见：1)螺杆钻具的转数、扭矩、压力降、功率与流量之间的关系，与涡轮钻具相同。显然，足够的流量也是螺杆钻具发出足够功率和扭矩的前提。2)螺杆钻具的扭矩与压力降成正比。压力降可从泵压表上读出，扭矩则反映所加钻压的大小，所以可以看着泵压表打钻。在定向井和水平井中，钻柱摩擦阻力很大，很难从指重表上看出钻压大小。能够看着泵压表打钻就显出巨大的优越性。3)根据泵压表上的压力降还可以换算出钻头上的扭矩，从而可以较为准确地求得反扭角。4)转速要随压力降或流量而变化，但在一定范围内(也是实际使用范围)转速变化很小。螺杆钻具具有硬驱动特性。2转盘钻(顶驱钻)造斜工具种类和特点：变向器、射流钻头和扶正器组合。2.1变向器结构如图5-30所示。是最早使用的造斜工具。由于工艺繁杂，现在仅用于套管内开窗侧钻，或不适宜用动力钻具的井内。2.2射流钻头结构如图5-31所示。使用一个大喷嘴、两个小喷嘴。造斜时，先定向，再开泵循环，则大喷嘴中喷出的强大射流会冲出一个斜井眼来，然后启动转盘，修整并扩大此斜井眼。如此反复即可不断造斜。此工具现基本不用。2.3扶正器钻具组合定义：在转盘钻和顶驱钻的基础上，在靠近钻头的钻铤上巧妙地使用扶正器，得到的各种性能的组合。局限性：此类工具不能用于造斜和控制井眼方位，仅能用来进行增斜、降斜或稳斜。为什么？1)增斜钻具组合—杠杆钻具组合：结构如图5-32所示，配合尺寸见表5-4。在使用中要注意：钻压越大，增斜能力越大；L1越长，增斜能力越小；近钻头扶正器直径减小，增斜能力也减小。使用时应保持低转速。

表5-4增斜钻具组合的配合尺寸类型L1L2L3强增斜组合1.0~1.8——中增斜组合1.0~1.818.0~27.0—弱增斜组合1.0~1.89.0~18.09.02)稳斜钻具组合—满眼钻具组合：在使用中要注意保持正常钻压和较高转速。若需要更强的稳斜组合，可使用双扶正器串联起来作为近钻头扶正器。3)降斜钻具组合—钟摆钻具组合：使用中要注意保持小钻压和较低转速。3定向井轨迹控制的基本方法二维定向井的设计轨道一般是由四种井段组成：垂直井段、增斜井段、稳斜井段和降斜井段。不同的井段将使用不同的工具，将有不同的轨迹控制方法。总的来说，一口定向井的轨迹控制过程，可分为三个阶段。3.1打好垂直井段重要性和要求：该段的质量是以后轨迹控制的基础，故此段比打直井要求更高。要求实钻轨迹尽可能接近铅垂线，也就是井斜角尽可能小。轨迹控制方法：按照打直井的方法进行控制(钟摆、满眼或塔式)。3.2把好定向造斜关概念和重要性：定向造斜段是增斜井段的一部分，但它是从井斜角几乎等于零的垂直井段开始增斜的，所以称为“造斜”；由于垂直井段没有井斜方位角，所以开始造斜时需要“定向”。如果该段的方位或造斜率有偏差，则会给以后的轨迹控制造成巨大困难。所以要‥‥‥3.3跟踪控制到靶点跟踪控制阶段及其轨迹控制原则：从造斜段结束，至钻完全井，可算作跟踪控制阶段。其轨迹控制原则是：在钻进过程中，不断了解轨迹的变化发展情况，并使用合适的轨迹控制工具，使井眼轨迹离开设计轨道“不要太远”，目的是既要保证中靶，又要加快钻速。“不要太远”的具体意义：一方面，如果“太远”，就可能造成脱靶，成为不合格井；另一方面，如果始终要求井眼轨迹与设计轨道误差很小，势必要频繁地测斜，频繁地更换轨迹控制工具，这将会大大拖延时间，降低钻速，增加成本，而且还有可能造成井下复杂情况，得不偿失。3.4斜井段的轨迹控制方法斜井段：从造斜点起到完钻点。1)井下动力钻造斜工具(弯壳体或带偏心稳定器的螺杆钻具)造斜+转盘钻或顶驱钻的扶正器钻具组合增斜、稳斜或降斜,不得已时用再井下动力钻工具导向。造斜井段的长度：一般以井斜角达到可以使用扶正器钻具组合继续增斜为准，这个井斜角一般为8°~10°观点：尽可能使用转盘钻的扶正器钻具组合来进行轨迹控制。这是因为转盘钻的钻速比动力钻具要高。所以在造斜段结束之后，换用转盘钻继续增斜，并在需要稳斜和降斜的时候，仍然使用转盘钻来完成。只有在下列两种情况下，才使用动力钻具进行控制：

其一，使用转盘钻扶正器组合已难以满足增斜或降斜要求时，改用动力钻具造斜工具进行强力增斜或降斜。其二，转盘钻扶正器组合不能控制方位，而且在钻进中常常出现方位偏差。当井眼方位有较大偏差，有可能造成脱靶时，必须使用动力钻具造斜工具来完成扭方位。2)采用复合钻(井下动力钻＋转盘钻或顶驱钻)。在需要控制井斜和方位时，只用井下动力钻(滑动钻)；否则用复合钻。目前现场常采用这种轨迹控制方式。3)采用目前最先进的闭环旋转导向轨迹控制工具；对大斜度井和水平井的油气层井段，还可采用目前最先进的地质导向轨迹控制工具，但技术要求高，价格贵。小结：在跟踪控制阶段，井斜角的控制比较容易，可用的工具也较多。而方位的控制则比较难，而且还牵扯到许多复杂的计算问题，特别是在扭方位的同时还要求改变井斜角，其计算就更为复杂。所以下面重点叙述扭方位计算问题。4扭方位计算内容：扭方位计算包括装置角的计算，动力钻具反扭角的计算，定向方位角的计算。扭方位计算是定向井工程师必须掌握的基本计算之一。为此，首先需要搞懂装置角的概念。4.1造斜工具的装置角造斜工具在井底的状况：以动力钻具带弯接头为例，由于受井眼的限制，下入井内后钻具发生变形，如图5-35所示。

现在假设此钻具放在井内时不受井眼的限制，则如图5-36所示，钻头将在井底的外面。此时如果旋转钻柱，则钻头中心点将画出一个与井底圆同心的圆。显然，钻头在该圆周上的位置不同，新钻出的井眼方向就不同(举例)。装置角概念：为了描述钻头在该圆周上的位置，引出此概念。如图5-36所示，A点是井底圆上的最高点，OA线称为“高边方向线”。C点是钻头中心，OC线称为“装置方向线”。定义：以高边方向线为始边，顺时针旋转到装置方向线上所转过的角度，称为造斜工具的装置角，用ω表示。装置方位角概念及意义：进一步将装置角与井斜方位角相加，以φω字母表示，称作装置方位角。其意义就在于，它是给地面上的人们正确地指出弯接头在井下的装置角的大小。

工具面角：弯接头的轴线是一条折线，折线构成一个平面，称为弯接头的工具面。工具面所处的位置可以用“工具面角”表示。工具面角有高边模式的工具面角，相当于上述的装置角；还有正北模式的工具面角，相当于上述的装置方位角。4.2装置角的计算设目前井底的井斜角为α1，井斜方位角为φ1；希望经过一定长度的钻进后使井斜和方位达到α2和φ2

，且已知造斜工具的造斜率Kc。现在要求造斜工具的装置角ω和需要钻进的井段长度△Dm。计算方法按(5-69)式~(5