套管开窗侧钻技术
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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。
下斜向器注意事项：
①地锚与斜向器上紧、焊牢，保证开窗及钻进过程中，斜向器 不倒扣、错位。 ②地面调节好定向接头的键，用顶丝顶紧，并在地面试座键， 保证斜向器入井后，陀螺定向一次成功。 ③下钻控制速度，遇阻不得强压（原则不超过销钉剪断力的 1/3），避免提前剪断销钉，迂阻后应分析原因，决定下步 措施。 工具到底后，开泵循环一周，确保陀螺仪顺利座键，并 核对方入，使斜向器尖位于1940.60m，下入陀螺仪，把斜 向器斜面方向定在5度，陀螺定向完毕，起出仪器接方钻杆 时控制钻具不得转动，注水泥50袋，平比1.90g/cm3，替浆 4m3，然后缓慢下压钻具，密切注视指重表灵敏针变化，下 压60KN销钉剪断，起出7.5m循环出多余灰浆起钻，候凝3天， 确保斜向器封固质量。
最大井 斜 °
井底 水 平位 移 m 177
完井后套管程序及 封固段长m
水泥返 高 m
井身 质量
固 井 质 量
卫侧229-4
2380
1939.9 5
2.65
437.4
0.725
49
φ 339.7mm 0-190.33 φ 139.7mm 0-1939.35 φ 101.6mm1848-2378.52 φ 339.7mm 0-152.47 φ 44.5mm 0-1543.74 φ 139.7mm0-3295.74 φ 101.6mm3241.333374.33 φ 339.7mm 0-303.63 φ 244.5mm 0-2975.6 φ 101.6mm2781.73-3269 φ 339.7mm 0-329.71 φ 244.5mm 0-2622.32 φ 101.6mm2566.853251.09 φ 273.05mm 0-186.37 φ 139.7mm 0-1946.99 φ 101.6mm2566.853251.09
3、通
井
该井Ф 139.7mm套管全部为N80/7.72mm，
故选用Ф 119mm磨鞋通井到底后循环干净，又用
Ф 139.7mm套管刮削器通井，验证套管无变形， 确保内壁无锈、蜡，使斜向器能顺利入井。
4、下斜向器、陀螺定向、注水泥固斜向器
第一次下液压双卡瓦封隔器式斜向器，座 封失败，后改用地锚注水泥式斜向器，（地锚 注水泥斜向器见下图：）
75d5h
2490
1946.9 9
2.64
540.37
1.61
31.5
170.15
1900
优
合 格
文侧127
86d12 h
3553
2017.7 3 2654.0 5 2463.3 5
7.47
1535.27
1.51
8.71
φ 339.7mm 0-153.18 φ 244.5mm 0-2017.73 φ 139.7mm0-3548.83
1、开窗点的选择
① 开窗点以上套管必须完好无损，通过能力好；
② 开窗井段固井质量好，井径小，地层较稳定；
③ 根据工具及地层的造斜能力，达到地质目的。
2、压井、打悬空水泥塞
该井施工前为高压增注水井，虽已停注放压，但井口 出水严重，必须压井，以确保打水泥塞成功。第一次使用 密度为的1.24g/cm3的泥浆压井失败。第二次用密度为 1.50g/cm3的重泥浆压井成功。因打悬空水泥塞及下液压 双卡瓦封隔器式斜向器失败，井内又出水，再用密度为 1.52g/cm3的重泥浆第三次压井，光钻杆下至2022m打水 泥塞，起钻候凝3天，下入Ф 119mm磨鞋（钻具组合为： Ф 119mm磨鞋+Ф 89mmDC×9根+Ф 73mmDP），钻水 泥塞至1845.71m，水泥塞可承压100KN，其强度可以保 证甩斜向器时剪断销钉。钻水泥塞参数：钻压10-20KN， 转速：Ⅰ档，排量：8.1l/s，泵压15MPa。
(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。
2009
优
优
文侧33133
40d16 h
3397
97
0.642
13.41
222.05
3302
优
合 格
文侧92107
66d18 h
3269
293.4
0.58
13.75
14.87
2780
优
合 格
文侧79-23
144d8 h
3260
2622.3 2
2.47
635.21
0.46
15
2902
合格
合 格
胡侧12-3
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
1996年以来，我公司共进行9口套管 开窗侧钻井，其中Ф 139.7mm套管开窗 侧钻和加深井6口；Ф 244.5mm套管开 窗侧钻井3口，9口套管开窗侧钻井有关 技术指标如下：
项目 井号
建井 周期 天小 时 84d16 h
井深 （斜深 ） m
窗顶 m
窗长 m
裸眼井段 长 m
平均机械钻 速 m/h
2200
合格
合 格 合 格 合 格 合 格
文侧Fra Baidu bibliotek59
77d4h
3362
4.06
707.95
1.54
30.5
2241
合格
卫侧79-8
98d16 h
3236
3.35
772.65
1.224
7.88
37.27
1160
合格
胡侧5-41
51d6h
2490
1805
2
685
3
23.69
192.9
1700
合格
一、Ф 139.7mm套管开窗技术
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。
下斜向器注意事项：
①地锚与斜向器上紧、焊牢，保证开窗及钻进过程中，斜向器 不倒扣、错位。 ②地面调节好定向接头的键，用顶丝顶紧，并在地面试座键， 保证斜向器入井后，陀螺定向一次成功。 ③下钻控制速度，遇阻不得强压（原则不超过销钉剪断力的 1/3），避免提前剪断销钉，迂阻后应分析原因，决定下步 措施。 工具到底后，开泵循环一周，确保陀螺仪顺利座键，并 核对方入，使斜向器尖位于1940.60m，下入陀螺仪，把斜 向器斜面方向定在5度，陀螺定向完毕，起出仪器接方钻杆 时控制钻具不得转动，注水泥50袋，平比1.90g/cm3，替浆 4m3，然后缓慢下压钻具，密切注视指重表灵敏针变化，下 压60KN销钉剪断，起出7.5m循环出多余灰浆起钻，候凝3天， 确保斜向器封固质量。
最大井 斜 °
井底 水 平位 移 m 177
完井后套管程序及 封固段长m
水泥返 高 m
井身 质量
固 井 质 量
卫侧229-4
2380
1939.9 5
2.65
437.4
0.725
49
φ 339.7mm 0-190.33 φ 139.7mm 0-1939.35 φ 101.6mm1848-2378.52 φ 339.7mm 0-152.47 φ 44.5mm 0-1543.74 φ 139.7mm0-3295.74 φ 101.6mm3241.333374.33 φ 339.7mm 0-303.63 φ 244.5mm 0-2975.6 φ 101.6mm2781.73-3269 φ 339.7mm 0-329.71 φ 244.5mm 0-2622.32 φ 101.6mm2566.853251.09 φ 273.05mm 0-186.37 φ 139.7mm 0-1946.99 φ 101.6mm2566.853251.09
3、通
井
该井Ф 139.7mm套管全部为N80/7.72mm，
故选用Ф 119mm磨鞋通井到底后循环干净，又用
Ф 139.7mm套管刮削器通井，验证套管无变形， 确保内壁无锈、蜡，使斜向器能顺利入井。
4、下斜向器、陀螺定向、注水泥固斜向器
第一次下液压双卡瓦封隔器式斜向器，座 封失败，后改用地锚注水泥式斜向器，（地锚 注水泥斜向器见下图：）
75d5h
2490
1946.9 9
2.64
540.37
1.61
31.5
170.15
1900
优
合 格
文侧127
86d12 h
3553
2017.7 3 2654.0 5 2463.3 5
7.47
1535.27
1.51
8.71
φ 339.7mm 0-153.18 φ 244.5mm 0-2017.73 φ 139.7mm0-3548.83
1、开窗点的选择
① 开窗点以上套管必须完好无损，通过能力好；
② 开窗井段固井质量好，井径小，地层较稳定；
③ 根据工具及地层的造斜能力，达到地质目的。
2、压井、打悬空水泥塞
该井施工前为高压增注水井，虽已停注放压，但井口 出水严重，必须压井，以确保打水泥塞成功。第一次使用 密度为的1.24g/cm3的泥浆压井失败。第二次用密度为 1.50g/cm3的重泥浆压井成功。因打悬空水泥塞及下液压 双卡瓦封隔器式斜向器失败，井内又出水，再用密度为 1.52g/cm3的重泥浆第三次压井，光钻杆下至2022m打水 泥塞，起钻候凝3天，下入Ф 119mm磨鞋（钻具组合为： Ф 119mm磨鞋+Ф 89mmDC×9根+Ф 73mmDP），钻水 泥塞至1845.71m，水泥塞可承压100KN，其强度可以保 证甩斜向器时剪断销钉。钻水泥塞参数：钻压10-20KN， 转速：Ⅰ档，排量：8.1l/s，泵压15MPa。
(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。
2009
优
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文侧33133
40d16 h
3397
97
0.642
13.41
222.05
3302
优
合 格
文侧92107
66d18 h
3269
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0.58
13.75
14.87
2780
优
合 格
文侧79-23
144d8 h
3260
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2.47
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15
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合格
合 格
胡侧12-3
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
1996年以来，我公司共进行9口套管 开窗侧钻井，其中Ф 139.7mm套管开窗 侧钻和加深井6口；Ф 244.5mm套管开 窗侧钻井3口，9口套管开窗侧钻井有关 技术指标如下：
项目 井号
建井 周期 天小 时 84d16 h
井深 （斜深 ） m
窗顶 m
窗长 m
裸眼井段 长 m
平均机械钻 速 m/h
2200
合格
合 格 合 格 合 格 合 格
文侧Fra Baidu bibliotek59
77d4h
3362
4.06
707.95
1.54
30.5
2241
合格
卫侧79-8
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合格
胡侧5-41
51d6h
2490
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2
685
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23.69
192.9
1700
合格
一、Ф 139.7mm套管开窗技术