开窗侧钻点参数的计算

套管开窗侧钻技术

套管开窗侧钻技术随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。

如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。

套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。

标签：复产；套管开窗；侧钻前言随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。

如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。

套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。

目前开窗侧钻技术在国内外很多油田都得到了推广应用，成为“挖潜增效”的重要手段，具有重要的战略地位和经济意义。

现在就本人对导向器开窗侧钻技术的一些见解做一些论述。

1开窗点的选择选择开窗点前要仔细查询套管数据及固井资料，综合考虑后确定。

选择标准如下：在保证开窗点套管完好的情况下，避开套管接箍及扶正器；在保证开窗点以上套管完好的情况下，尽量利用原井的有用套管；保证开窗点周围固井质量完好；斜井尽量选择狗腿角小的地方。

2 导向器座封下导向器前要根据套管的内径大小，选择合适的通井规进行通井，确保开窗点以上位置起下钻畅通无阻。

选择打压座封式导向器，座封导向器前要进行陀螺定位，确定合适的方位后打压座封。

三次打压后带压检查导向器座封是否座封，确定座封后，泄压，再检查是否牢固可靠。

导向器固定可靠后，退下送斜装置起出钻具。

3 铣锥开窗采用钻铰式铣锥（复式铣锥）进行一次性开窗，可分为三个阶段。

钻具组合：钻铰式铣锥+加重钻杆6根第一阶段：起始磨铣阶段从铣锥磨铣导向器顶部上方某一点到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段。

此过程要注意轻压、慢钻，使导向器磨出一个均匀接触面，为以后顺利下钻及钻进打下基础。

开窗侧钻钻井技术

开窗侧钻钻井技术开窗侧钻钻井技术是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，在一定程度上代表了钻井工艺的发展水平。

利用该技术能使套损井、停产井、报废井、低产井等复活，改善油藏开采效率，有效地开发各类油藏，提高采收率和油井产量，降低综合开发成本；能充分利用老井井身结构对油藏开发再挖潜，充分利用原有的井场、地面采输设备等，减少钻井作业费、节约套管使用费、地面建设费，降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益；该技术的推广还有利于环境保护。

目前，油藏区块多年的开采，已进入开发后期，由于各种原因造成大量的停产井、报废井；由于地层复杂，勘探和开发难度大，存在大量的套损井、低产井。

应用开窗侧钻钻井技术进行老井重钻，使老井复活并增加产能，市场前景广阔，经济和社会效益好，因而该技术在未来具有广阔的发展前景。

一、侧钻的作用及意义侧钻的作用：1、油气水井侧钻在开发区利用原井眼，完善并保持了部分井网，可减少打部分调整井。

2、在开发区利用原井眼，可利用油气水井侧钻加深层位，获取新的油气流。

3、通过油气水井侧钻，使部分停产井恢复生产，提高油气井利用率及开发效果。

4、侧钻作为井下作业大修主要工艺措施，有利于老区改造挖潜，提高井下作业工艺技术水平。

侧钻意义：1、油藏储层构造及断块复杂，打不到目的层的垂直井2、因水淹、水窜而储量动用程度差，剩余油具有可采价值的生产井3、生产过程中油层套管严重破损的停产报费井4、井下复杂事故以及为满足开发特殊需要等原因的油气水井二、开窗的方法及类型定斜器开窗侧钻方法：将一定规格的定斜器送入油层套管内预计开窗的位置固定，然后使用磨铣工具沿定斜器轴线一侧磨铣出一定形状的窗口从窗口钻新井眼的方法。

这种方法是常用的常规侧钻开窗方法。

截断式开窗侧钻方法：采用液力扩张式铣鞋在预定井段磨铣切割套管达到开窗口后进行侧钻。

侧钻水平井多采用此方法开窗。

聚能切割开窗侧钻方法：采用聚能切割弹下至预定井段启爆切割段，把导管切割成一定技术要求的碎片，以达到开窗目的后进行侧钻。

开窗侧钻技术

套管开窗侧钻技术概述侧钻技术在国外起始于三十年代，于八十年代得到深入发展。

我国于八十年代开始研究侧钻技术，十年间内迅速成熟起来。

该项技术在全国各油田得到了广泛的推广应用，并取得了明显的经济效益和社会效益，成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。

井眼的侧钻技术一般分为两种类型，一是裸眼井内侧钻技术，即在裸眼井内打入水泥造成人工井底然后側钻或条件允许时直接进行悬空侧钻形成侧向井眼的工艺技术。

二是套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。

侧钻技术是在普通定向钻井技术的基础上发展起来的，除具有普通定向井和水平井的共性之外，也有其自己的独特性，正是这些独特性才形成了专门的侧钻工艺技术。

侧钻的主要目的是实现：“死井复活”、提高采收率、降低成本。

侧钻技术主要应用于：（1）钻井过程中套管内有落鱼或落物而无法打捞不能继续进行钻井、完井作业。

（2）钻井及采油过程中套管变形，影响生产。

（3）采油过程中砂堵砂埋严重，通过修井作业无法恢复生产的井。

（4）直井落空，偏离油层位置，经勘探其周围还有开采价值油藏。

（5）有特殊作业要求的多底井和泄油井等。

（6）油田开发后期，已无开采价值的井，为了节约钻井成本，充分挖掘潜力，利用原井眼开窗侧钻成定向井开采边角油气藏。

开窗工具主要分为两大类：一是锻铣式开窗工具，主要由锻铣器和锻铣刀片组成。

二是斜向器式开窗工具，分为：a.固定地锚斜向器式b.一体化式地锚斜向器。

两种类型。

主要由地锚总承、斜向器总承、和磨铣工具组成。

本章着重对套管开窗技术进行介绍，讲述了套管开窗的原理、专用工具及其现场使用。

第一节锻铣开窗侧钻工艺一、套管锻铣器的结构设计和工作原理套管锻铣器的结构见图8—1，主要由保护接头、壳体、泵压显示装置、活塞总成、弹簧、刀片、下扶正器组成。

其工作原理为：图1 短线器结构示意图锻铣器下入设计井深后，启动转盘、开泵。

套管开窗侧钻技术

243.44 φ 339.7mm 0-348.49 φ 244.5mm 0-2654.05 φ 139.7mm0-3361.19 φ 339.7mm 0-354.60 φ 244.5mm 0-2463.35 φ 139.7mm0-3230.58 φ 339.7mm 0-222.67 φ 139.7mm 0-1805 φ 101.6mm1693-2482.41
(Ф139.7mm)套管开窗技术
前
言
目前，XX油田处于开发的中后期，躺井现象比较严重，其中有相当一部分井通过大修手段无法解决，具体表现在：部分油井投产后，由于地质构造等多种原因的影响，造成井下套管出现机械故障如套管挤毁、错断、腐蚀等；老井眼中有落物，正常的大修手段无法处理；某些复杂断块，由于钻井、地质等各种因素造成部分井未钻遇主力油层，需改变地质目的，更换新井底。在这些情况下，可考虑利用老井眼，应用新技术、新工艺进行套管开窗侧钻以达到救活老井、降低钻井成本的目的。所以套管开窗侧钻是油田开发后期增油上产的好手段。
以卫侧229-4井为例加以总结。卫侧229-4井是卫城油田的一口高压注水井， Ф139.7mm套管于2286.69m处变形，2266.80m 错断，且管柱落井未能捞净，鱼顶2224.78m，要求在Ф139.7mm套管内进行开窗侧钻，地质要求靶心2250m处，方位330°-60°（相对井口），水平位移大于30m。该井于1996年4月23日8：00 开工，1997年7月16日24：00完井，修井周期84 天16小时，井身质量、固井质量全优，本井基本实施技术如下：
所下斜向器组合为：地锚+斜向器+送斜器+定向接头+Ф73mmDP。地锚为Ф73mm油管×4.00m，其上焊5对20×20×100（单位：mm）扶正块，平均外径110mm，最大外径Ф115mm，上割旋流孔。

27296111_小井眼开窗侧钻及偏心钻头扩眼技术在国外某油田的应用

0 引言小井眼开窗侧钻技术是在侧钻井、定向井、水平井及小井眼井基础上发展起来的一项综合性钻井技术，偏心钻头扩眼技术是靠钻具旋转产生的离心力带动偏心钻头冲击破碎井壁，从而扩大井眼的扩眼技术。

我国部分陆地油田率先从20世纪80年代起进行了试探性研究，但是在小尺寸井眼方面的套管开窗技术应用相对较晚，直到1997年大港油田的官50-9KH井完成了国内油田第一口小井眼开窗侧钻水平井[1]。

该国外油田位于FQ区块，第三系以上为巨厚盐膏层，其盐下地层为裂缝性碳酸盐岩，区域构造应力复杂。

据相关文献报道，已钻直井井下出现的复杂情况和事故平均为3.76起/井[2]。

FQ-19井是FQ区块的一口直井。

该井设计井深4323.13m，设计垂深4226.1m，在6-5/8”尾管内开窗侧钻，并在5-5/8”井眼进行侧钻及定向钻进。

该井在下4.5"尾管期间有723m长的尾管静置在裸眼段内，卡钻风险极大，这在国外某油田的钻完井史上也属首例。

该井利用小井眼开窗侧钻技术、井眼轨迹控制技术，偏心钻头扩眼及固井工艺技术，顺利完成非常规井眼5-5/8"井眼的钻进及固井作业，降低了作业风险，节省了作业成本，值得进一步推广应用。

1 主要钻井技术措施1.1 套管开窗侧技术1.1.1 侧钻点的选择开窗位置的选择至关重要，并对开窗成功与否与整口井的后期完井生产起决定性作用，在综合考虑作业设计施工难度、井下裸眼段钻进深度、套管接箍位置和固井质量等因素下。

尽量避开膨胀页岩、盐岩及坚硬地层，最理想的是在质地较均匀的地层[3]，便于钻头能较好地吃入新地层，形成新井眼。

经多方专家及实地技术人员的考量，该井开窗侧钻点选择在3578m处，井斜0°，方位181.32°。

1.1.2 侧钻前准备侧钻前必须准备好稳固的人工井底[4]，斜向器下入需要稳固的人工井底作为支撑，在3800m~3650m注入水泥塞，下钻探水泥塞面3658m，在2855m~3598m进行刮管作业，下入桥塞至座封位置3578.69m，打压座封，脱手后下压10t，验证桥塞座封成功，关闭BOP，对桥塞试压20.685MPa，合格。

套管开窗侧钻方案

套管开窗侧钻方案1. 引言套管开窗侧钻是一种在井筒内进行侧向钻探的技术，它通过在套管上打开侧钻窗口，将钻头引导至目标地层。

这种技术在油气勘探中起着重要的作用，能够实现多阶段作业、多层次钻探和水平井的钻探。

本文将介绍套管开窗侧钻的方案，包括钻具选择、操作流程、风险控制等方面。

2. 套管开窗侧钻方案的选择和设计在选择套管开窗侧钻方案时，需要考虑以下因素：•目标地层的压力和温度•钻头的尺寸和类型•储层特性（如潜水、含油含水比例等）根据以上因素进行综合分析，确定最佳的套管开窗侧钻方案。

3. 钻具选择在套管开窗侧钻中，常用的钻具包括：•钻头：常见的有平头、弯头、V形等不同类型的钻头。

选择钻头时需要考虑地层类型、钻速和钻头寿命等因素。

•钻杆：钻杆的选择需要考虑其长度、强度和刚性等特点，确保其能够承受钻井过程中的各种力和载荷。

•钻柱：钻柱是将钻杆连接在一起的工具，它提供了支持和传递扭矩的功能。

以上钻具的选择应根据实际情况进行综合评估和设计。

4. 操作流程套管开窗侧钻的操作流程主要包括以下几个步骤：4.1 准备工作在进行套管开窗侧钻前，需要进行以下准备工作：•检查套管和钻杆的完整性和可用性；•检查钻头的磨损和寿命；•准备好所需的钻具和相关设备。

4.2 套管下打开钻井液在准备工作完成后，将钻井液注入到井筒中，确保压力和流量的稳定。

4.3 安装套管在钻井液稳定后，将套管安装到井筒中，确保套管的位置和稳定性。

4.4 套管开窗根据设计方案，在套管上打开侧钻窗口。

这可以通过使用旋转侧钻工具来实现。

4.5 进行侧钻作业将钻具引导到目标地层进行侧钻作业。

在此过程中，要注意钻具的位置、孔道的直径和倾斜度等因素，并及时调整。

4.6 钻具取出和检查侧钻作业完成后，将钻具逆向拔出，并进行检查和维护。

5. 风险控制在进行套管开窗侧钻时，需要注意以下风险：•套管和钻杆的损坏或卡住；•钻头的旋转失控；•钻具下落或掉落等情况。

为了降低这些风险，需要进行周密的计划和设计，并进行必要的检查和维护。

小井眼套管开窗侧钻技术

Φ139.7mm套管开窗侧钻技术2016年2月18日目录一. 前言二. Φ139.7mm套管开窗侧钻的难点三．套管开窗侧钻井的前期准备四. 套管开窗技术五. 井眼轨迹控制技术六. 钻头的优选七. 小井眼的泥浆技术八．小井眼的井控技术九．小井眼完井技术十. 安全钻井措施十一. 几点认识一．前言Φ139.7mm套管开窗侧钻是在油田开发后期，利用老井上部较好套管进行开窗侧钻的一种钻井工艺，它具有钻井费用低，恢复产能快。

随着小井眼侧钻井在油田开发中的应用，侧钻井钻井过程中暴露出的问题也在增多，主要是机械钻速低、周期长、事故多、固井质量差。

主要原因是小井眼微间隙钻井技术和工具不配套，大部分是采用常规钻井技术来打小井眼微间隙井，根据Φ139.7mm套管开窗侧钻的特点，通过几口井的钻井实践，对套管开窗侧钻进行了一些技术探讨。

二．Φ139.7mm套管开窗侧钻井的难点1．井眼轨迹复杂，控制较难。

2．小井眼与钻具的环空间隙小，施工泵压高，对设备承压要求高；3．环空压耗大，易井漏；下钻速度过快，钻具内容易返喷泥浆，若有油气，钻具内易井喷；钻进中环空返砂不太好，当钻时快时，易蹩泵造成井漏；起钻时，易抽吸诱发井喷；固井下入Φ104 mm套管，环空间隙更小，环空压耗更高，易井漏或蹩泵，下套管易卡钻。

4．钻井从开窗开始，大部分在油层井段，对井控要求高，溢流量不超过1方，与大井眼井控有所不同，钻具内比环空更易井喷。

5．对泥浆性能要求高，保证泥浆具有良好的携砂性、悬浮性、润滑性，固相含量低，触变性好。

6．井下安全是开窗侧钻井的重点，一切工作要围绕复杂和事故的预防进行。

若出事故，因钻具接头外径为105mm，打捞工具较少，处理事故难度大。

7．井眼前期准备工作的好坏，对后期施工方案影响较大。

三．套管开窗侧钻井的前期准备一、技术准备1．在接到套管开窗侧钻井施工通知单后，必须对原井和其邻井进行调研，需要调研的资料有：完钻日期、地质简介、井身结构、钻井液、钻时、井径、井斜、套管数据、固井质量、复杂情况、井下事故、原井大修情况、原井井口、井筒现况、有无落物及周围注水井情况，老井井身结构和新井施工要求等。

套管开窗侧钻技术

石油钻井划眼与倒划眼一、钻井划眼操作规程1.划眼的钻具结构要简化。

2.上部划眼防止划出新井眼；下部划眼防止憋漏地层。

3.静止期间加强做岗，观察好环空及泥浆液面。

4.对全套设备进行检修，保证设备正常运转。

5.准备足够的钻井液，粘切要高。

6.下钻速度要慢，两分钟下一柱。

7.划眼时要“一冲、二通、三划眼”：接好单根开泵后，先冲下去，上提钻具转动方位再通下去，最后划下去。

冲、通困难时可采用“拨放点划”法，即先加压1-2吨启动转盘，悬重回升后停转盘，再加压1-2吨，重复操作。

绝对不允许划眼时加压连续转转盘，指重表要灵活好用。

8.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放空现象。

划眼时要注意缩径井段不能硬压，防蹩泵。

9.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。

10.中间循环开泵与试开泵相同，一定要先小排量试开泵，返出正常后方可逐渐增加排量。

11.划眼要步步为营，划3-5m要上提至正常井段，划完一根单根后要多提一个单根，停泵后上提无卡阻，可下放到底，停转盘无倒车，不返喷泥浆，方可接单根。

12.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。

强化防卡操作，钻具静止前恢复原悬重，静止时间不超过三分钟。

13.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。

二、注意事项起钻或短程起钻中，遇上起钻困难，上提遇挂卡起不出来，而下放可轻松释放，在这样的情况下，可采用“倒划眼”方式，将钻具起出。

倒划眼是处理复杂时最危险的操作，倒划眼过程中井下情况复杂，反扭矩较大，转盘扭矩也相应增大，在操作上控制不当易产生三种情况：将钻具憋停；转盘产生倒车、高速返旋转；钻具旋转憋过、钻具释放扭矩、带动转盘高速正旋转。

以上三种情况非常危险，尤其是后两种情况，在扭矩增大时，钻具在扭矩的作用下产生收缩（就像日常生活中用手将毛巾中的水拧出，手给毛巾一个旋转扭力，毛巾在扭力的作用下收缩变短，当扭力释放后，毛巾自然恢复原状），在转盘高速旋转释放扭矩的同时，钻具伸长，这时很容易将卡瓦带出，卡瓦飞出伤人。

套管开窗侧钻井开窗位置选择分析

侧钻井井眼轨道优化对施工难度的影响较大，而轨迹优化在一定程度上与侧钻方向，以及侧钻点深度的选择有密切的关系，且存在一定的规律。其中侧钻开窗深度的选择，又是最关键的因素。因此，讨论侧钻开窗深度和侧钻方向之间的规律有重要的意义。［1-3］
1 模型建立
令老井 A 井，造斜点：780m，最大井斜：25°，闭合位移：800m ，闭合方位：0°。侧钻靶点：垂深： 2 000m，闭合位移：800m。需要对A井进行侧钻施工。
谢鑫，等：套管开窗侧钻井开窗位置选择分析
向段、直井段。由表 1 可看出，在定向段中点开窗稳斜段小，故此时选取定向段中点开窗为最优。
时，其上提摩阻比直井段小 24%，而稳斜段中点开
表 1 参数对比图
窗只比直井段小 14% ；其下放摩阻比直井段小 22%，而稳斜段中点开窗只比直井段小 17%；其井口扭矩比直井段小 13%，而稳斜段中点开窗只比直井段小 10%；旋转钻井中螺旋屈曲和正弦屈曲的钻压，分别比直井段大 4%和 4%，略小于稳斜段中点。钻柱扭转的圈数中，旋转钻进和空转分别比直井段小 7%和 16%，而稳斜段中点却比直井段大 5%和 16%。钻柱失效因子，在直井段、定向段、稳斜段均小于 1，故不会发生疲劳破坏。因此综合
收稿日期：2018-05-29
修改日期：2018-07-07
作者简介：谢鑫（1984-），男，湖南茶陵人，工程师，2011 年西南石油大学油气井工程专业毕业，现从事钻井工艺研究。
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新疆石油天然气
钻柱疲劳失效因子，若其值小，则钻柱发生疲劳损害概率小，则有利于施工。从而确定哪个位置择开窗对施工更为有利。
中，每一个开窗方向的直井段造斜点、定向段中点、稳斜段中点的摩阻扭矩、钻柱发生屈曲时钻

[工艺技术]深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程

（工艺技术）深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程开窗侧钻技术中原石油勘探局钻井工程技术研究院目录1前言2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术3深井开窗侧钻施工工序4深井侧钻设计技术5深井开窗和锻铣技术6裸眼钻进技术7小井眼钻井液技术8固井完技术技术9事故处理与预防技术1前言套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。

1.1老井开窗侧钻技术发展概况据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。

不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。

国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。

中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。

近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。

目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。

1.2老井开窗侧钻应用范围老井开窗侧钻主要应用于：⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井；⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井；⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井；⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。

1.3中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据1.3.1中原油田井况的需要由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。

大斜度井套管开窗侧钻技术

大斜度井套管开窗侧钻技术郭云山杨振荣康锁柱王英水孙玉琛（华北石油管理局第三钻井工程公司）摘要今年来随着油田开发的需要，套管开窗侧钻井在逐年增加，而大斜度井套管开窗钻井技术也提到了议事日程，马42平2井的顺利交井，填补了华北石油管理局大斜度井开窗的空白，通过这口井的施工也积累了一些开窗的宝贵经验。

本文就大斜度井开窗侧钻谈点认识。

关键词大斜度井开窗斜向器坐挂轨迹控制所谓套管开窗，就是指在原先因为工程、地质报废的油气井某个预定井段的套管锻铣或磨铣开窗钻出新的井眼，然后在这新的井眼中下入小套管固井完井。

该技术主要是为了解决老井套管损坏、缩径、井下落鱼等无法大修的停产井，也可以满足因地质需要更换井底或加深的要求。

近年来，由于老井套管变形或损坏，陆续有部分油气井已不能维持正常生产，造成原油及天然气产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。

为了降低钻井综合成本，特别是有效地利用现有井眼以及地面设备，发挥老井潜力，华北石油管理局加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用，经过几年来的不懈努力，这一技术已日趋成熟和完善，但大斜度井套管开窗侧钻技术在我局还是一个空白，马42平2井大斜度井的侧钻成功，标志着我们开窗侧钻钻井技术，上了一个新台阶。

1 马42平2井简介马42平2井是在马42平2（原）井的井眼里开窗侧钻的，马42平2（原）井是一口潜山水平井，由于该地质情况复杂，对地层认识不足，没有钻遇潜山，地质目的没有达到，决定在该井眼里开窗侧钻。

马42平2井开窗点为2617.25m，窗口井斜64.75°，方位33.03°。

开窗套管外径177.8mm。

开窗完后用152mm钻头钻至井深2940米完钻。

2 窗口位置的优化设计、开窗方式的选择以及侧钻钻井设计2.1 侧钻位置的确定侧钻位置的选择与原井套管完好情况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。

侧钻位置的优选应在满足地质要求的前提下尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全的原则。

套管开窗侧钻及窗口形状计算

结论

侧钻开窗技术有其独特的优势与特点，投资少而效益显著，特别是针对老井及死井。侧钻开窗有一定风险性，在开窗前要做好规划与设计。国内在这方面的应用比较少，技术也有待于进一步发展与完善！
谢谢大家！

二其他液体。 2，刮管和通经。 3，管内试压。
三、安放和固定导斜器四、套管开窗

窗口形状
克服死点的措施

1，加大钻压。迫使开窗铣鞋中央隆起中心产生一定位移(位移量等于套管壁厚)。只要机械进尺有所增加，铣过死点区后再减压铣进。 2，下入小直径的开窗铣鞋将死点区重新切割。然后下入原尺寸开窗铣鞋扩大窗口。 3，smith项目中，导斜器有一定的台阶，利用台阶克服死点区。

国内
我国套管开窗侧钻技术在不断完善，同时对套管开窗窗口形状的探讨也越来越多，侧钻开窗窗口形状的计算也显得越来越重要。目前我国研究和应用最多的是利用逐点法来绘制窗口形状及窗口尺寸的计算，从而合理选择开窗铣鞋的外径。
窗口形状的计算
开窗方式

段铣开窗侧钻
略过，结合smith项目，重点谈一下下面的
应用井况
井下技术状况差(套管变形或损坏,井下落物)；报废井重新开发或勘探其它油层；老井固井窜槽或产出液高含水；调整井网挖掘剩余油；采不出油或低产井。
优势
套管开窗侧钻是老油田挖掘剩余潜力、提高采收率的重要手段,经济效益明显,投资少；与钻新井相比能节约2/ 3 的投资,钻井周期短,见效快；可以利用侧钻井作为调整井及加密井完善井网,采出井间剩余油,提高储量动用程度。另外,套管开窗侧钻一般是在那些因高含水关井或因套管损坏而停产的井中进行,从某种意义上说,达到了修旧利废的目的。

Φ139.7套管开窗侧钻操作规程

Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程二○一六年二月二十日Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程套管开窗侧钻技术是指利用原井套损段（点）以上的套管井眼,重新钻开距套损段一定距离的油层，以达到恢复产能和注采关系之目的的一项钻井工艺技术。

1、资料调研必须对原井和其邻井进行调研，需要调研的资料有：完钻日期、地质简介、井身结构、钻井液、钻时、井径、井斜、套管数据、固井质量、复杂情况、井下事故、原井大修情况、原井井口和井筒现况及周围注水井情况。

2、工具、仪器和钻具配套标准2.1 钻具2.1.1 井斜小的侧钻井使用一级钻杆，大斜度井应配新钻杆。

2.1.2 井斜35°以内的侧钻井配3-1/2加重钻杆100~150m；井斜35°以上的侧钻井配加重钻杆150~200m。

2.1.3 每口井应配尺寸合适的三只稳定器2.1.4 钻杆内径必须一致，防止仪器和工具阻卡。

2.1.5钻铤、无磁钻铤、稳定器及配合接头须经探伤检查合格方可使用。

2.2 侧钻井特殊钻具、工具配套标准(适用内径大于121mm以上的套管)Φ118mm×2m通径规Φ118mm刮刀钻头Φ118mmPDC钻头Φ114mm导斜器Φ118mm钻铰式铣锥Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆Φ117mm、Φ115mm稳定器KKQ-114水力式扩孔器备注:对于10.54mm的套管,通径规和铣锥Φ115mm,斜向器Φ110-112mm,钻头Φ114-114.3mm。

2.3侧钻井主要测量仪器a 磁力单点照相测斜仪b 磁力或电子多点照相测斜仪c 有线随钻测量仪d 陀螺测量仪3、Φ139.7mm套管开窗侧钻程序3.1 井筒准备（采油厂）3.1.1 通知采油厂，使该井周围的注水井停注；3.1.2 通井钻具组合：Φ118mm刮刀＋Φ73mm钻杆。

通套管内径的原则：通径规直径大于斜向器2~3mm，长度不小于斜向器长度，一般为Φ118mm×2m通径规＋Φ73mm钻杆3.1.3 技术要求：通井深度应通至预定开窗点以下50m ；下钻速度要慢，分段下钻，遇阻加压不得超过20KN。

套管开窗侧钻技术

套管开窗侧钻技术阐述了套管开窗井的作业方法，总结了套管开窗侧钻井取得的主要技术成果，从钻井液配伍方面也给予了探讨，分析了影响侧钻小眼井钻井速度的主要因素，指出了开窗侧钻井目前存在的问题，提出了进一步提高侧钻井钻井速度及效益的建议和措施。

标签：套管开窗；侧钻；井眼轨迹；定向井；水平井；机械钻速；钻具组合一、套管段铣和定向开窗作业方法1、范围本标准规定了使用水力段铣工具进行套管段铣作业和使用定向开窗工具（固地锚式斜向器）在套管内定向开窗作业的技术要求。

本标准适用于在不同直径的油气井套管内段铣和定向开窗作业。

2、定义本标准采用下列定义。

2.1、套管段铣用水力段铣工具在预定（设计）的套管位置切割磨铣掉一段套管，形成祼眼井段的作业方法。

2.2、定向开窗利用斜向器在预定（设计）的套管位置定向磨铣掉一部分套管，形成一个规则的窗口的作业方法。

3、作业前的准备3.1、作业设备的准备a）根据套管段铣和定向开窗后侧钻井的负荷需要，确定钻机类型；b）以作业井的套管中心为基准，校正转盘、井架天车及全套设备；c）按设计要求校准泵压表、转盘扭矩仪、指重表及转盘转速表；d）钻井泵的性能要能满足作业对排量和泵压的要求；e）按设计要求装好井控装置。

3.2、段铣井段或窗口位置的确定a）了解预计作业井段及其附近套管的钢级、壁厚；b）了解預计作业井段及其附近套管的固井质量；c）必要时测量预计作业井段及其附近套管内径的磨损程度；d）选择水泥胶结好、套管内径磨损小的套管作为段铣或开窗的位置，并尽量避开套管外扶正器；e）校正作业井段套管接箍的深度；f）套管接箍以下2～3 m处为段铣始点或开窗的起始深度。

3.3、井眼和管柱的准备a）配足性能符合设计要求的钻井液后，下入大水眼的钻头与光钻杆的钻具组合进行通井，采取分段循环的方式替出井内油、水及陈浆，通井至预定深度，充分循环调整钻井液性能；b）先用套管刮削器刮管壁，然后下入套管通井规通径，通井规的外径应不小于段铣工具装完扶正块以后的外径；c）通钻杆内径。

开窗侧钻技术[谷风建筑]

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侧钻工艺技术
单牙轮钻头的优点： ①应用领域比较广，对地层的适应性较强。 ②工作扭矩比PDC钻头在相同钻压和地层的
条件下更低，可减少小尺寸钻具胀扣问题，避免井下事故。
③单牙轮钻头兼有三牙轮钻头和PDC钻头的优点，又分别弥补了二者的不足，比三牙轮钻头更适用于强度和塑性同时都大的地层，同时也能适用于PDC钻头难于对付的硬夹层和其它复杂地层。
2、停注水井：为了防止侧钻井周围注水井串通，影响侧钻井的裸眼钻进和完井质量，在开窗前一周停注周围连通的注水井并卸压。 3、验证套管：采用模拟通井规及封隔器验证预计开窗位置以上套管有无变形、破漏，保证下步侧钻施工顺利进行。钻具组合：φ114mm×8-10m通井规+φ73mm油管。
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侧钻工艺技术
3）定向钻进钻具组合及施工参数：
造斜井段:
①钻具组合：单牙轮钻头+单弯马达+止回阀+无磁抗压缩钻杆+加重钻杆+钻杆。 ②钻进参数钻压：20-40kN；排量8-10L/s；转速：马达转速。该钻具组合结构简单、造斜率效果好、安全可靠，是我们经常采用的钻具组合。
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式开窗：
1.段铣式开窗：
采用段铣刀将套管整体磨铣掉20－30m，做为侧钻的窗口。
其缺点是段铣时间长，工序复杂，易发生事故。
2.侧磨式开窗：
采用铣锥在导斜面的引导下，将套管一侧磨穿形成“水滴
形”窗口，其特点是窗口具有方向性，施工时间短，工艺简
单，易操作，成功率高。
截至到目前共实施侧钻井百余口，3口井采用段铣式开窗，
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侧钻工艺技术

浅谈小井眼水平井开窗侧钻技术

浅谈小井眼水平井开窗侧钻技术【摘要】随着石油开采业的不断发展，相关技术也得到了较大的发展。

油井经过长时间的使用和发展，会出现报废井或停产，需要对其实施有效的修复措施。

利用小井眼侧钻技术在套管内部进行开窗侧钻，即为有效的方法。

本文简单阐述了套管内开窗侧钻的相关工艺，包括井眼轨迹设计、钻具的相关参数设定、减少摩擦阻力及注意事项等。

为从事该类事业的人员提供一定的技术参考及借鉴。

【关键词】小井眼水平井开窗侧钻技术分析油田的水平井在长时间的使用及各种因素的影响下出现停、报废等现象，使得石油资源无法充分开发，需要对该类水平井实施有效的修复措施，让老化的油井重新进行正常生产活动。

小井眼开窗侧钻水平井钻井技术在解决该类问题上十分有效，其是属于综合性钻井技术，具有成本低、施工周期短、经济效益高及环保等优势，能够以较低的费用及简单的工序充分利用原油井的场地、设备等，修复套管受损、停产或者报废的油井，使之重新进入生产状态，充分开发各类油藏、提高油藏的开采效率及单井的产量[1]。

1 开窗侧钻概述先对套管的尺寸、过往的使用情况及磨损状态等因素，再根据上述情况确定某一位置，使用斜向器和开窗铣锥将其打磨成窗口形状，再利用侧钻钻具在新的位置打出新的井眼。

该技术造作较为简单方便，但是套管会对测量仪器产生磁干扰，因此在钻井过程中，钻至距离设计窗口约20米的位置，还需要使用陀螺测斜仪测量方向，确保钻井位置及方向没有偏离，需要消耗较高的成本。

2 相关设计及控制2.1 轨迹设定保障开窗侧钻水平井眼的施工不出现意外情况，提高施工质量，应保障井眼轨迹的合理性。

小井眼开窗侧钻水平井在设计时，不仅需要考察油层性质，遵守方便开采的原则、一般水平井的特性，及套管体上开窗及定向井段的斜率高、井眼尺寸小、井段的控制长度较短等特性，还需要对原井眼的斜度、方位、走向轨迹进行参考并与新井眼的斜度、尺寸、进行对照，综合的设计出其三维轨迹，便于控制新井眼走向，使之符合设计要求。

[实用参考]侧钻开窗方位和井筒轨迹控制.ppt

二、陀螺测井定向理论基础
I sin 1 1 g
ax2 ay2
通过陀螺测量获得地球自转角速度在正交三维空间的各项分量，通过加速度
A tg1 (ax y ayx ) cosI
计获得重力角速度分量，复合计算获得井斜、方位
axx ay y geV sin2 I
和工具面角。由此我们可以通过陀螺测井获得测量
侧钻开窗方位和井筒轨迹控制方法
汇报提纲
一、陀螺仪选型二、陀螺测井定向理论基础三、陀螺定向工具面确定工艺改进四、井筒轨迹控制五、应用实例
引言
近年来开窗侧钻井技术得到了大力的推广，开窗质量和井眼轨迹控制是其中的关键工艺。使用斜向器的导方位和造斜作用，完成侧钻开窗钻井是目前广泛应用的工艺技术，采用斜向器开窗侧钻工艺的关键是斜向器在井眼中的准确定位，本文就结合老井轨迹和侧钻井靶标相关参数完成斜向器工具面角计算和工艺控制以及钻井轨迹的控制提出了相关的思路。

Y
Y0

Y1 y2
X1 x2
z 0 sin cos 0
0 1 Z Z0
z1 Z1
三、陀螺定向工具面确定和工艺改进
四、井筒轨迹控制
通常，井眼质量考核是考虑在规定井深处，井眼轨迹是否穿越以靶心、靶半径构成的空间靶圈，也就是常说的中靶考核，这时工程人员的注意力在于是否中靶，对于整个井筒轨迹的质量的控制缺乏考核指标。
原装TLCX陀螺中心减震器短节上有座键开槽，但其与仪器自身的工具面角间存在刻度转换关系，其定位杆在座键时成为障碍由此做了相应的改动。
三、陀螺定向工具面确定和工艺改进
3.2 工具面角的确立
四相限定位