小井眼套管开窗侧钻技术
HCP6―1井开窗侧钻小井眼钻井技术-7页精选文档
HCP6―1井开窗侧钻小井眼钻井技术1 HCP6-1井地质情况油田开发进入中后期，新建产能受限，而老区块产能建设仍然具有一定的开发潜力。
HCP6-1井区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区，该井主要开发萨尔图油层，其顶面构造形态为一近南北走向的长轴背斜构造。
萨尔图油层沉积相类型为三角洲前缘相沉积。
河口坝、水下分流河道、席状砂、远砂坝等为主要的微相类型。
储层岩性主要为一套较稳定的半深湖相灰绿色粉砂岩。
萨尔图油层埋藏深度1150-1230m，萨尔图油层共划分为两个油层组，若干个含油小层，为一套砂泥岩互层沉积，隔层薄，砂岩连续性较好，单层砂岩厚度为1-2m。
2 HCP6-1井工程施工情况2.1套管开窗侧钻技术2.1.1窗口位置选择套管开窗是要实现在原有套管的基础上开出一个新的窗口，为后续的施工提供稳定、安全的通道，必须综合考虑多方面因素。
（1）开窗点位置套管质量良好，套管不能有腐蚀、磨损、变形等情况；（2）开窗点位置套管的固井质量良好，尽量选择在水泥环分布均匀，水泥与套管、地层胶结良好的位置；（3）开窗点处地层的岩性稳定，开窗后的地层岩性稳定，可钻性强，不容易缩径，掉块的等；（4）根据地质靶点的要求，设计合适的井眼曲率。
综合考虑以上因素，结合老井的固井声幅资料，以及老井的直井段测斜数据，HCP6-1井确定最终开窗位置在906米。
在确定开窗点后，对开窗点以上进行一次刮管作业，以确保斜向器能顺利下入。
2.1.2开窗工具及工序目前的主要开窗方式有锻铣开窗和磨铣开窗。
HCP6-1井选择使用磨铣开窗，利用斜向器和铣锥开窗，利用陀螺对斜向器进行定位，保证开窗方位准确。
（1）斜向器下入作业。
斜向器下入钻具组合：Φ118mm斜向器+Φ95mm定向接头+Φ73mm钻杆。
斜向器下入预定位置后，下入陀螺仪器对斜向器进行定位，定位完成后，切记底部钻具不能转动，起出陀螺仪器，接顶驱，开泵憋压到19-21Mpa，稳压5min，压降不超过1Mpa即可。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术【摘要】套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术是一种具有潜在应用价值的技术。
本文首先对该技术进行了概述，然后分别探讨了套管开窗技术、侧钻技术和井眼轨迹控制技术在水平井建设中的应用。
接着分析了该技术的优势和发展趋势。
在强调了套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的重要性和应用前景，指出了其发展方向。
该技术在水平井建设中具有巨大的潜力，有望成为未来水平井建设的主流技术之一，为油田开发、资源勘探提供了全新的技术路径。
【关键词】套管开窗侧钻，水平井，井眼轨迹控制技术，应用，优势，发展趋势，重要性，应用前景，发展方向。
1. 引言1.1 套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术概述套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术是一种在水平井建设中广泛应用的技术，通过在井眼中准确控制套管的开窗位置和方向，结合侧钻技术实现对井眼轨迹的精确控制。
这种技术可以有效地提高水平井的生产效率和油气采收率，并且可以应用于各种复杂地层条件下的井眼建设。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的发展趋势主要体现在提高技术精度和稳定性、降低施工成本和风险、提高整体施工效率等方面。
该技术在油气勘探开发领域具有重要的意义，对于提高油气资源开采效率、保障油气生产的持续稳定具有重要作用。
深入研究和推广套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术，探索其应用前景和发展方向，对于促进油气勘探开发技术的进步和创新具有重要意义。
2. 正文2.1 套管开窗技术在水平井建设中的应用套管开窗技术在水平井建设中的应用是一种重要的钻井技术，可以有效地实现水平井的建设和开采。
该技术通过在套管上开窗，从而实现在套管内进行侧钻操作，实现井眼的弯曲和延伸。
套管开窗技术主要包括机械开窗、冲击开窗、化学开窗等不同方式。
机械开窗是一种常用的套管开窗技术，通过在套管上使用机械工具如轴承器或弹簧器进行切削，从而实现在套管内形成开窗。
这种方式操作简单，成本低，适用于大多数的水平井建设。
139.7套管开窗解析
Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术中原石油勘探局钻井二公司2003年12月Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术概述Φ139.7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井，近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油田开发手段，此项技术也是钻井工程的一个新课题。
小井眼微间隙钻井由于技术、工具不配套，大部分仍采用常规钻井手段来钻小井眼微间隙井，侧钻施工过程中暴露出的问题主要是周期长、事故多、固井质量难保证。
我公司工程技术人员根据前几年小井眼微间隙井的钻井常出现的窗口问题、尾管悬挂器问题、井控、井下安全问题进行分析总结，在近年的开窗侧钻井大胆摸索、实践，总结出了固定导斜器、开窗及起下钻过窗口、尾管悬挂器座挂的对策及技术要求；对小井眼微间隙井的井控、安全钻进问题进行分析，提出了新的井控报警监测方法及安全钻进操作规程；完善了小井眼钻井液技术，小井眼钻头、井下动力钻具优选，小井眼复合钻进、井眼轨迹控制技术及小井眼完井技术。
这些适用性操作性强的技术对于今后提高小井眼微间隙钻井水平，减少事故的发生具有一定的指导作用。
一、关于开窗、尾管悬挂器座挂失败问题及对策小井眼套管开窗，即是在Φ139.7mm套管内某一位置下入并固定导斜器，采用铣削工具在套管上定向铣出一定长度的窗口工艺。
开窗失败主要有：导斜器下不到预定位置；下到一定位置后因导斜器固定不牢，铣削过程中导斜器改变方位；钻井施工中导斜器下移。
开窗失败危害很大，要想补救难度非常大且费用高，甚至可能导致该井报废。
引起开窗事故的原因：大部分都是操作不当引起的，如井眼准备不充分，没有按规定的通径规通井，导致中途遇阻；通井时循环不充分，不用振动筛，砂子和杂物堆积在定向接头处，用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；铣削窗口时参数不当，导致导斜器轴向移动，下钻过窗口时，没有按过窗口规定操作，导致导向器下移。
为此，我们在小井眼开窗侧钻实践中总结出如下对策：（一）、下入和固定导斜器(液压卡瓦式导斜器) 技术1、必须用通径规通井。
浅谈小井眼水平井开窗侧钻钻井技术
浅谈小井眼水平井开窗侧钻钻井技术摘要：石油的开采经历了较长时间，许多油井的情况发生变化，出现老化、报废的情况。
现代的技术发展，小井眼开窗侧钻水平井钻井技术逐步的成熟，为解决油井老化或者报废的问题提供了新的思路。
充分利用该技术能够提高老井的产量及生产效率，恢复报废井。
本文简单阐述了小井眼水平井开窗侧钻钻井技术的概念；工程方案设计，包括侧钻方式选择、井眼轨迹设计、钻具组合及钻井参数设置、测量作业等，并提出了几点质量控制措施，包括井眼轨迹控制、钻井液控制、摩阻及扭矩控制等，为从事小井眼开窗侧钻钻井的人员提供一定的参考与借鉴。
关键词：油田小井眼水平井开窗侧钻钻井技术研究社会的不断进步，各个企业的发展，产业不断扩张，对于能源的需求量激增。
石油产业作为能源行业的重要组成部分，在该社会形势下得到了长足的发展。
油田的开发经历了较长的时间，在开采过程中，油井的情况有了较大的变化，使得需要多油井的产量降低，而被迫停产，设备老化，甚至直接报废等，尤其是西部地区，地层情况十分复杂，周边的环境较为恶劣，在进行勘探及开发时存在较多的困难。
现代科学技术的发展，小井眼开窗侧钻技术即是较为先进的技术之一，其能够提高老化油井的产量，达到较好的经济效益及社会效益。
一、小井眼开窗侧钻水平井钻井技术概述小井眼开窗侧钻水平井钻井技术属于较为新型钻井技术，其综合了定向井技术、水平井技术、小井眼钻井技术等，基本上可以视为钻井工艺发展水平的代表技术。
该技术作用在于能够恢复各种油井的生产效率，包括停产井、套损井、报废井、低产井等，并适用于开发各个类型的油藏，有效的降低油田的综合开发成本。
对于老化的油井，可以充分利用其自身的结构优势，如原有的场地、地面的配套采输设备、成熟的操作流程等，深入开发油藏，有效降低钻井费用，减少套管使用费，避免了地面建设费的投入，从而控制了建设成本，也极大的缩短了施工周期，并有助于保护环境，保障企业的经济效益[1]。
二、小井眼开窗侧钻水平井钻井方案设计1.侧钻方式选择侧钻方式可以根据实际情况合理选择，常用的侧钻方式可以分为段铣侧钻及开窗侧钻两种，二者的优势及缺点均有不同，具体内容如下：①段铣侧钻先在设计侧钻的位置，利用段铣工具铣掉一段套管，注入水泥，再利用侧钻钻具，以定向钻井的方式，打出新的井眼。
开窗侧钻小井眼
Φ139.7mm套管开窗侧钻小井眼技术研讨陈向军迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，如美国、法国、德国、英国、加拿大和委内瑞拉。
90年代，小井眼的数量呈不断增长趋势，目前美国仍是钻小井眼最多的国家。
国内在许多油田都进行过小井眼的钻探试验，但是在Φ139.7mm套管上开窗侧钻小井眼的实践只有吉林油田、辽河油田、塔里木油田、中原油田及华北油田完成过。
小井眼钻井技术是国外近年来发展的热门钻井技术之一。
国外各公司对小井眼的定义不尽相同，但是目前普遍被人接受的定义是：完钻井径小于常规完钻井径（如Φ215.9mm）的井眼统称为小井眼。
促进这项技术发展的因素有经济、技术、勘探开发及环保压力等四方面的原因。
用于小井眼钻井的钻机可以是以下几种：小型常规钻机、车装式钻修井两用作业机，矿业连续取心钻机、专门研制的小井眼钻机，以及近年来发展起来的连续油管钻井装置。
现在国内普遍使用的有IDECD-80修井机，SNC-350型柱塞泵及由振动筛、除砂器等组成的钻井液净化系统，固井也均采用SNC-350型柱塞泵。
但是，钻小井眼存在着机械钻速低、固井质量差、事故复杂多、井眼轨迹难以控制以及配套工具设备缺乏等因素，近年来有所降温。
但是，由于钻小井眼存在着的巨大利益空间，不少油田及公司对此方面的研究仍在不断发展，并取得了较大的进步。
基于我油田发展及降低生产成本的需要，上级领导及部门有意在近期再上小井眼的工程，而且特指在Φ139.7mm套管上开窗后侧钻小井眼，所以本文所提的小井眼专指Φ139.7mm套管开窗后侧钻的小井眼。
本文分别从Φ139.7mm套管开窗及侧钻小井眼两方面进行研讨。
一、开窗套管开窗是侧钻技术中的首要环节，开窗成功与否直接影响到钻井周期、成本、质量。
对开窗技术进行系统的研究和实践有助于高效、安全地施工。
套管开窗是一项操作性较强的技术，规范作业、丰富的经验和理论都是必不可少的。
江汉油田在Φ244.5mm套管及Φ177.8mm套管开窗已有一定成功的经验，但在Φ139.7mm套管上开窗还没有先例，但是其主要的技术措施及方案应是相近的，较大的区别主要是开窗参数有所不同，所用的钻具尺寸更小，锻铣刀片较小（锻铣方式），或斜向器及磨铣工具更小。
[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](https://img.taocdn.com/s3/m/4d8eca115fbfc77da369b133.png)
（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)。
套管开窗侧钻技术及应用
套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期,我国各油田开始研究、应用侧钻井技术,采用侧钻井技术能够减少调整井施工,节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用,具有广阔的应用前景;侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差套管变形或损坏、井下落物；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油,增加可采储量；老井加深,开发或勘探深层系油藏;一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产,由于套管变形或损坏、井下落物事故不易处理,以及井下水锥或气锥等多种原因的影响,陆续有部分油水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,特别是有效的利用现有井眼,发挥老井潜力,国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用;经过几年来的不断发展,这一技术已日趋成熟和完善;开窗侧钻技术就是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜,并充分利用老井原有的一些采输设备,使原井的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺,从而延长老井使用寿命,提高原油产量,同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本,缩短施工周期,提高综合经济效益;因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源,在今后数年仍具有广阔的应用前景;二、侧钻井设计、施工的相关原则由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同,如何有效利用套管开窗侧钻技术,提高油藏开发效果,需要做大量的研究工作,这主要包括钻井设备优选配套,井眼轨迹设计、监测和控制,钻井液、完井液选型及现场处理维护,完井固井施工及测井射孔等,以形成一套适合各油田的侧钻井技术;1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关;侧钻位置的优选应以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、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则;具体可以归纳为以下几点：1侧钻位置要尽可能深；侧钻位置以上套管完好,无变形、破裂和漏失,窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段,并避开套管接箍2—3m;2若采用锻铣方式开窗,侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性要好,以便于造台肩和钻出新井眼,并且不易回到老井眼;3侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层,最好能避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；侧钻位置应尽可能避开射孔井段,保证开窗和钻进施工安全;4对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井,在开窗窗口的位置选定时,要综合考虑侧钻效果;一般开窗位置选在距射孔井段30m以上;5对比井史与测井资料,窗口位置应满足方位、水平位移、造斜点、井眼曲率等综合参数的要求;2、钻井设备配套套管开窗侧钻的钻井设备配套有两种：一是修井机配套,另一种是钻机配套;选用修井机配套进行套管开窗侧钻,具有转速易控制、钻井消耗低等优点,但也存在动力连接单一、处理复杂事故能力低等缺点；而使用钻机配套具有动力强劲、处理复杂事故能力强的特点,但同时钻井消耗高,设备搬按都十分不方便;一般情况下,套管开窗侧钻小井眼采用修井机配套,大井眼采用钻机配套;3、工程优化设计套管开窗技术有两种：一种是采用锻铣器的锻铣开窗技术,另一种是采用铣锥的磨铣开窗技术;磨铣开窗相对于锻铣开窗具有周期短,对钻井液性能和水泥环质量要求低,且事故少等优点,因此目前主要采用磨铣开窗的方式;井眼轨迹优化设计,根据原井眼轨迹,靶点坐标、完钻垂深、最大水平位移、靶前距、入窗要求、水平段钻进的要求,原井允许的窗口位置和定向造斜工具的造斜能力等 ,合理选择造斜点、剖面类型和井眼曲率,并利用计算机软件优化设计出能满足钻井、完井、测井、井下作业和采油需要的井眼轨迹;实践证明：侧钻定向井采用“增一稳”剖面,有利于钻压和扭矩的传递及井眼轨迹控制;侧钻水平井采用“增一稳一增一稳水平”剖面,这种剖面在施工中井眼轨迹控制有充分的调整井段,可以适时弥补工具实际造斜率的误差;在确定造斜率时,第二个造斜率取得比第一个造斜率低,这样在后期油藏位置发生变化时有利于调整;三、钻井施工1、井眼的准备1使用陀螺测量仪进行原井轨迹复查;2下钻通径,检查套管有无变形和破损,注水泥封住原井欲开窗口的以下井眼,并按要求进行试压15Mpa稳压10min;3根据原井眼的陀螺数据和新井眼的设计方位确定斜向器的方向,并用钻柱送入预定位置,用陀螺仪测量、确定斜向器的方向;2、开窗作业磨铣开窗作业采用的铣锥,主要由镶有硬质合金的铣锥体、排水槽、水眼、接头等部分组成;磨铣过程可分为四段：一段起引导作用、二段是磨铣套管的主要段、三段起稳定铣锥扩大窗口作用、四段起修整窗口作用;铣锥下到预定位置后,钻具在转盘驱动下带动铣锥旋转,在斜向器的作用下,铣锥沿着斜向器斜面方向对套管进行定点磨铣,将斜面所对应的套管部分磨铣掉,形成窗口;现场施工时,一般采用复式铣锥开窗,先开泵循环洗井,开始要轻压慢转,然后中压中速磨铣,待铣锥磨铣出一个均匀接触面后,使铣锥沿套管内壁均匀磨铣,至铣出套管后,轻压高速定点快速铣进,长度等于一个铣锥的长度;完成开窗后,如果发现窗口有挂卡现象,可高速轻压修窗,直至无挂阻现象起钻;整个过程中钻井液上返速度均应大于s,否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来∮的油层套管;完成开窗后,一般要起钻换钻头通井检查窗口质量,并沿窗口钻出20—30米新井眼试钻,一切正常方可起钻进行定向施工;3、井眼轨迹监控井眼轨迹监控采用的主要仪器有：有线随钻测量系统、无线随钻测量系统MWD、EMS电子测量系统、陀螺测量系统;井眼轨迹控制因井段不同而采取不同的钻具、钻进方式等,各井段的钻井参数为：钻压10一50KN,泵压10—16Mpa,排量8一10L／s;(1)造斜、增斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十单弯动力钻具十定向接头十无磁钻铤十钻杆;钻进方式：滑动钻进;监测方式：为了避免磁干扰,一般采用陀螺测量系统进行定向施工,条件不具备时,也可以采用有线随钻测量系统或MWD进行定向作业和稳斜段的监测;(2)稳斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆;钻进方式：转盘旋转钻进;采用上述组合,稳斜段钻进时往往达不到稳斜的效果,若裸眼段长需要多次调整井斜、方位;辽河油田钻井一公司设计、加工的近钻头扶正器稳斜效果很好;国内其他油田如胜利、江苏、中原则多采用上述组合表1、江苏油田套管开窗侧钻井主要技术指标四、钻井液及完井液1、钻井液与完井液的特点由于小井眼钻井环空间隙小,钻井液在环空呈紊流状态,环空阻力大,环空压耗增加,使泵压升高,排量受到限制,因此对钻井液性能要求比较高,一般要求钻井液要具有如下性能：能够在较低的排量下清洗井底,悬浮和携带岩屑；具有较低的滤失量；良好的造壁性、较强的防塌能力；具有良好的润滑性能,较低的摩擦系数,并能防止井漏,很好地保护油气层;因此优化环空流型,调整流变参数,搞好现场维护处理是钻井液与完井液技术的关键,也是开窗侧钻井施工成败的关键;2、主要的应用体系目前,国内油田套管开窗侧钻井主要应用了三种钻井液体系：一是正电胶钻井液体系,在开窗井段采用正电胶聚合物体系提高钻井液动切比和携岩性能,进入储层后采用正电胶乳化原油聚磺体系提高钻井液润滑性能；二是低密度油基钻井液体系,主要应用于小井眼套管开窗侧钻大斜度井欠平衡钻井中；三是最新推出的小井眼聚合醇钻井液体系,在小井眼侧钻水平井中应用,以进一步提高了钻井液的润滑性能;在油层保护方面,坚持使用较为成熟的屏蔽暂堵技术,根据侧钻井的特点,优选暂堵剂类型;五、完井技术套管开窗侧钻井完井方式主要有两种：侧钻定向井采用尾管悬挂完井；侧钻水平井采用尾管悬挂筛管顶部固井完井;1、完井技术发展现状目前常规尾管固井技术已经比较成熟,使尾管固井作业向着安全、技术易掌握、施工方便、可靠性强、固井质量好、成本更加低廉的方向发展;随着开窗侧钻技术的发展,侧钻井也大多采用尾管或尾管内管并注水泥浆完井,但是由于该技术发展时间短、侧钻尾管固井技术的特殊性,还存在许多技术难题,造成开窗侧钻尾管固井质量不高;2、主要技术难题1小井眼开窗侧钻尾管固井工具不配套;2尾管悬挂器在上层套管内座挂难度大;由于上层套管内壁磨损腐蚀严重,都有不同程度的直径变化、挤扁、椭园、或腐蚀有孔洞,给尾挂悬挂器座挂成功带来困难;3下尾管施工和固井注水泥作业困难；环空间隙小,循环阻力大,如果水泥浆量多,环空水泥浆液柱高,易因井漏造成水泥低返;4 环空间隙小,不利于套管扶正器的使用;5 不碰压尾管固井,井下留水泥塞;在小套管内钻水泥塞不仅费时费力,而且还容易出现难以处理的复杂情况,甚至还要破坏原本就很薄弱的水泥环,影响固井质量;6尾管重量轻,地面判断井下困难,尾管串不宜“丢手”;内管柱双向阻流尾管固井技术和碰压式尾管固井技术,实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞,提高了侧钻井完井技术水平;3、尾管固井技术的改进1、碰压式尾管完井技术该工艺主要特点有：在下套管过程中,允许中途循环钻井液,采取胶塞碰压座封及脱挂,不使用转盘倒扣,适合深井及大斜度井的完井施工;悬挂器采用储能弹簧,坐封位置可任意选定;2倒扣工艺技术倒扣工艺过程采用先例扣后注水泥的方式,防止注水泥完成后悬挂器脱不开的严重后果;3循环冲洗工艺技术实现全通径不钻水泥塞尾管固井,解决了尾管固井后悬挂器喇叭口留水泥塞的问题;该工艺技术的实施以可靠的碰压作为前提条件,在碰压完成后,对管内实施憋压并高于悬挂位置循环压力3一5Mpa,缓慢上提送入管柱,当上提到管内压力下降时停止上提并立即开泵循环冲洗,此时悬挂器密封装置刚刚脱离,对回接筒以上混浆和水泥浆进行循环冲洗两周以上,从而实现了悬挂器喇叭口的全通径要求;4使用非离子表面活性剂进行清洗,消除在井壁和管壁上形成的油膜,形成水湿性,保证了水泥的胶结质量；5配备应急接头由于尾管较短等原因,施工中有时难以判断尾管是否脱开,而反复拔插中心管易导致中心管堵塞器损坏,不能保证密封;这时可将中心管起出,用应急接头替换堵塞器重新下入,确保施工成功;6中心管冲洗式尾管固井工艺技术中心管冲洗式固井工艺技术的特点是：1采用内管循环冲洗法清除多余水泥浆,避免了风险；2能够达到不留水泥塞的目的；3固井施工不用精确计量替量,降低了固井施工的难度；4降低了固井施工的替浆压力,保证了施工的安全;江苏油田马侧22井、马侧13—1井及扬侧12—2井实施了尾管冲洗式尾管固井工艺技术, 马侧22井是该固井工艺技术在江苏油田应用的第l口井,井深1706m,最大井斜46°,套管下深1698m,水泥浆返高1066m;∮88．9mm管串结构为：引鞋＋套管×1根＋浮箍＋短套十浮箍＋套管×l根＋球座短节十套管＋定位短节十套管串＋∮139．7mm×∮88．9mm中心管冲洗式全通径液压式尾管悬挂器＋∮73mm钻杆;整个固井施工过程顺利,达到了预期的设计要求,实现了全通径不留水泥塞的固井目的;六、套管开窗侧钻技术未来展望侧钻井技术的发展初期,仅限于套管损坏和井下落物等停产井的恢复工作,侧钻位移只有几米；随着技术的发展,大井斜、大位移侧钻技术在现场得到应用,侧钻工具、仪器也得到研制、开发和应用；现在,大部分油田配套和完善了侧钻井技术,实现了利用侧钻井技术整体开发低产、难动用的区块油田;侧钻井技术已由单纯的使关停井复产,发展为挖掘剩余油潜力的重要手段;目前,我局已将这一技术列为今后重点攻关课题,我们相信,随着我们的科研攻关的成功,随着国际、国内的技术交流的进一步的加强,随着中短半径侧钻水平井等技术应用和实践,多底井分支井技术、短半径、超短半径径向水平井技术的不断成熟和发展,套管开窗侧钻技术一定会有良好的应用前景;致谢：在本文的编写的过程中,江汉石油学院程教授、华北石油学校李老师多次给笔者辅导指正;在此深表感谢;同时,笔者也得到函授班同学、单位同事的大力帮助,这里一并表示谢意主要参考数目：1、钻井工艺原理编着：刘希圣石油工业出版社2、钻井手册甲方石油工业出版社3、石油钻采 20002年第2期。
小井眼开窗侧钻施工工艺
小井眼开窗侧钻施工工艺唐杰、刘勇小井眼开窗侧钻的概述：目前小井眼套管开窗方法主要有：斜向器开窗和套管锻铣两种，通过实践证明斜向器比锻铣套管开窗使用较方便，操作简单，成本较低，而且成功率较高的优点，已为目前比较成熟的开窗方法。
一、施工前期准备1、定位确定套管接箍的确切位置，使侧钻点避开套管接箍大于3米。
2、采用陀螺测斜仪对老井及周边井井眼轨迹进行复测，确定老井的井眼轨迹及开窗点的实际位置，保证井眼轨迹设计的最优化。
3、为有利于侧钻施工，参考原井的钻井、录井、测井资料，综合考虑选择的剖面类型和造斜率等因素，合理选择造斜点。
4、按设计准备定向工具及仪器，并向井队技术人员做好技术交底工作。
二、套管开窗套管开窗主要有斜向器开窗和套管锻铣开窗两大类。
目前，主要使用斜向器开窗在小井眼侧钻中，该方法的特点是方法简洁且成功率高，使用广泛。
开窗前调整好泥浆性能，必须达到设计要求，否则不准下入钻具。
而且在磨铣过程中，泥浆性能不能有较大地波动，否则起出工具调整钻井液，确保井下安全。
斜向器及开窗工具下井前必须进行外观检查，调整好侧钻的仪器，并准确做好记录。
控制下钻速度，遇阻时要慢慢活动钻具，严禁硬压，到底后，精确计算窗口的顶部位置。
开泵循环洗井，并缓慢驱动转盘，钻压5-10kN，转速60-80r/min。
先磨出一个均匀光滑的接触面后，将钻压调整到5-15k，转速80-120r/min，使铣锥沿着套管内壁均匀磨铣并随时捞取砂样，观察返出的铁屑。
判断磨铣情况，并在振动筛处放一磁铁。
每磨铣0.1-0.2m,应提起磨铣工具进行划眼，并观察窗口有无挂卡现象。
铣出套管后，控制钻压1-5kN，转速100-120r/min,修整窗口，并铣入地层4-5m，方可起钻正常进行定向钻进。
三、侧钻井眼钻进1、根据设计，选择合适的井下动力钻具，下井前必须进行马达测试，正常后方可入井，并认真量好高边。
2、定向钻具下钻时，严禁划眼和悬空处理泥浆，严重遇阻时要起钻，避免划出新眼。
双层套管开窗侧钻小井眼水平井技术在吉林油田的应用
国各 大油 田得到 了广 泛 应用 ， 取 得 了显 著 的经 济 并 效益 。 小井 眼侧钻 开窗水 平井 实 际上 是小 井 眼技术 、 水平 井技 术 、 窗侧 钻技 术 的综 合 应 用 。该 项技 术 开 可 以显著 降 低钻 井投 资 ， 现用 较 小 型钻 机 替代 大 实
含 量大 于 ６ 。 ％
３４ ８ ３ ５ ４ ￣ ５ ． ｍ 牙 轮 钻 头 ＋ 。 弯 螺 ８ ９ ｍ： １ ２４ ｂ ｍ １单
杆＋３￣ １ ３ １ ３ ０接 头＋回压 凡 尔 ＋ｂ ２ ｍ 无 磁 短 钻 铤 ￣ ０ｍ ｌ ｆ ＭＷＤ ＋ 磁 承 压 钻 杆 １根 ＋ ８ ． ｍ 加 重 ６根 ＋ １无 ８ｒ ９ ａ
剂 ＋ ％磺 化 酚 醛 树 脂 ＋ ％Ｇ Ｄ一 ＋ ％Ｃ Ｃ一 ２ ＋ ％ ２ ２ Ｆ １ ２ Ｌ ２０ ３
理 想 填 充 剂 ＋ ％隔 离 膜 ＋ ％ 白油 ＋ ％Ｚ Ｒ １ １ ３ ２ ５ ３ Ｌ 一 ０ ＋ ％
３ ２ ２ ３ ２ ｍ：， ２４ ４ — ３ ７ ４１ ． ５ ｍｍ 牙 轮 钻 头 ＋ 。 弯 螺 ｌ单 杆＋ ３ × １ ３ １ ３ ０接 头 ＋ 回压 凡 尔＋ｂ ２ ｍｍ无 磁 短 钻 铤 ￣ｌ０
气藏 。介 绍 了深层 天然 气 小 井眼 双 套 管侧 钻 开 窗 水 平 井技 术在 吉林 油 田 长 深平 ２井 的成 功 应 用 ， 吉 林 油 田 深 层 气 藏 高 效 经 为
关 键 词 双 层套 管 开 窗侧 钻 水 平 井 吉 林 油 田
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｃ ｓｎ ｉｅ ｒ ｃ ｒｌ ｎ ｆ ｈ ｒ ｏ ｔ ｌｗ ｌ ｉ ｈ ｎ ｅ ｒ ｔ ｎ ａ ｄ ｄ ｖ ｌ ｐ ｎ ｆ ｈ ｒｚ ｎ ａ ｌ ｄ ｌ ｎ ｅ ｈ ｉ ｕ ｎ ｓｒ ｃ ａ ｉ ｇ ｓｄ ｔａ ｋ ｄ ｌ ｇ ｏ ｏ ｚ ｎ ａ ｅ ｌ ｓ ｔ ｅ ｉ ｔｇ ａｉ ｎ ｅ ｅｏ ｍｅ ｔ ｏ ｏ ｏ ｔｌｗｅｌ ｒ ｌ ｇ ｔ ｃ ｎ ｑ ｅ ａ ｄ ｉ ｉ ｉ ｏ ｉ ｉ ｉ ｓｄ ｔ ｃ ｒｌ ｎ ｅ ｈ ｉ ｕ ， ｎ ｔｉ ａ ｎ ｗ ｄ ｉ ｉｇ ｔｃ ｎｑ ｅ ａ ｔｒｈ ｒ ｏ ｔｌｗ ｌ ｄ ｌ ｎ ｅ ｈ ｉ ｕ ． ｔｉ ｓ ｉ ｂ ｅ ｔ ａ ｏ ｓ ｏ ／ ａ ｉ ｅｒ ｋ ｄ ｌ ｇ ｔｃ ｎ ｑ ｅ ａ ｄ ｉ ｓ ｅ ｒｌ ｎ ｅ ｈ ｉ ｕ ｆ ｏ ｚ ｎ ａ ｅｌ ｒ ｌ ｇ ｔｃ ｎｑ ｅ Ｉ ｓ ｕ ｔ ｌ ｏ ｖ ｒ ｕ ｉ ｇ ｓ ａ ｉ ｉ ｌ ｅ ｉ ｉ ｉ ａ ｉ ｒ ｓ ｒ ｏｒ ． ｈ ｐ ｌ ａｉ ｎ ｏ ｈ ｓ ｔｃ ｎ ｑ ｅ ｉ ｈ ｎ ｓ ｅ ｐ ｎ ａ ｌ ｉ ｉｔｏ ｕ ｅ ，ｗ ｉｈ ｐ ｏ ｉ ｅ ｅ ｙ ｆ ｒｔ ｅ ｅ ｉ ｉｎ ｅ ｅ ｖ ｉ Ｔ ｅ ａ ｐ ｉ ｔ ｆｔ ｉ ｅ ｈ ｉ ｕ ｎ Ｃ ａ ｇ ｈ ｎ ｉ ｇ ２ ｇ ｓ ｗｅｌ ｓ ｎ ｒ ｄ ｃ ｄ ｈ ｃ ｒ ｖ ｄ ｓ ａ ｎ ｗ ｗａ ｏ ｈ ｆ ｃｅ ｔ ｓ ｃ ｏ
西北油田超深短半径小井眼套管开窗侧钻技术
1.3 轨迹控制难度大短半径定向井，使用螺杆度数大，不能通过调整定向进尺和复合进尺比例来调整井眼曲率，只能通过更换螺杆度数进行调整，加大轨迹控制难度[2]。
1.4 定向钻进存在托压现象定向钻进时，由于井眼曲率高，造成钻具摩阻增大，托压现象经常出现，严重影响钻进效率。
深井小井眼，循环排量低，钻井液携岩效果差，加剧了托压的出现。
1.5 井下高温、高压环境仪器易发生故障工区内地温梯度大部分在2.0 ℃/100 m 左右，施工井循环温度普遍在130～150 ℃，部分井温度超过160 ℃，井下仪器长时间处于高温、高压环境下，加之井底高震动，仪器故障率高，严重影响生产时效。
2 超深短半径小井眼套管开窗技术措施2.1 制定合理开窗技术措施，保证开窗成功率2.1.1 校核井深，避开套管节箍，确定斜向器下入深度仔细查阅老井套管数据，导斜器座封位置要避开接箍、扶正器、射孔井段，上窗口位置尽量在套管节箍以下3 m ，开窗点固井质量要好。
开窗前，将钻井液性能调整到位，尤其是悬浮、携带铁屑的能力，确保开窗时铁屑能正常返出。
2.1.2 校核仪器精度，测量陀螺角差，确保窗口方位与设计一致测量斜向器角差，根据设计开窗方位以及测量角差，确定陀螺定位方位，确保斜向器座封方位准确。
将斜向器下到预定位置后，反循环洗井，仪器座键三次以上，数据一致确定座键成功，投球进行斜向器坐封作业。
导斜器丢手后，上提钻具时注意悬重变0 引言西北油田老区经过较长时间的开发生产，受套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。
套管开窗侧钻技术能够利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。
套管开窗侧钻主要分为两种：段铣开窗侧钻和斜向器开窗侧钻，在实际施工过程中一般选用更为高效的斜向器开窗侧钻[1]。
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。
油田小井眼定向套管开窗侧钻技术
油田小井眼定向套管开窗侧钻技术【摘要】要提高原油产能，套管开窗的侧钻技术是一项有效的措施，能有效提高原油的产能，同时也能节约钻井投资以及地面建设的投资，降低了开采的成本，也实现了对原井上部套管和地面管网的充分利用，通过对开窗侧钻技术的探讨，明确了开窗所采用的各种技术措施，明确了小井眼双靶点的定向轨迹的控制方式，明确了扩孔技术以及完井技术的使用。
【关键词】油田小井眼定向套管开窗侧钻技术油田经过长期的发展，由于套管损坏的剥削，井底积累了更多的枯枝落叶等杂物，使其无法达到地质目的，造成许多井无法使用常规修井，以实现生产的恢复，以最大限度地利用了开采现场的地面设施，建立完善的注采油井的网络，挖掘出地下的产能，通过二次和三次采油提高原油的采收效率。
通过小井眼定向套管的开窗侧钻技术的使用，达到良好的石油增产的效果。
当前，小井眼定向开窗侧钻技术已经成为提高原油的采收效率，保证油井稳定和高产的重要途径和手段。
1 套管开窗技术1.1 窗口的优选定向套管小井眼钻井悬浮窗口一侧，一般位于窗口的位置约50米以上。
套管窗口的位置应尽量向下移动，同时还应选择地层较为稳定且固井质量较好的井段。
偏转点套管窗口的位置应选择固井质量和地层可钻性更好的，具有更为稳定的性能以及条件。
应尽量避免岩石的破碎地带，同时也应避免容易塌陷、泄露以及地层较大的地层，避免套管接触角度较大以及方向的自然漂移。
还应该确定的偏转点的深度，垂直深度和水平位移井设计的基础上，采取有效的基础上充分利用老井数量，降低了钻井长度，在一定程度上满足石油生产过程当中的实际需求。
套管开窗的长度应满足侧钻，保证测井和套管钻井通过的窗口无阻碍，一般窗口的长度为2-3m。
1.2 选择合适的开窗工具一般可用侧钻导斜的开窗技术，通过使用铣锥进行了窗口的开设。
利用侧钻的导斜打开了窗口，打开窗口具有平坦光滑的窗口的边缘，不容易形成模具的死台肩。
此外，还可以一次性开窗、修窗和扩展窗口开窗。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术小井眼套管开窗侧钻水平井与常规套管开窗侧钻相比轨迹控制难度大，目前各大油田虽然对小井眼套管开窗侧钻进行了实践，并对其轨道设计、开窗工艺、施工工艺进行了探讨，但对其轨迹控制技术总结甚少。
标签：小井眼;开窗;侧钻;水平井;轨迹控制1 小井眼套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制影响要素分析小井眼套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制是一项复杂的工作，影响其控制精度的因素很多，主要有：剖面类型、老井眼轨迹、钻进参数、靶窗允许误差、地层、开窗方式、下部钻具组合性能等。
1.1 剖面类型曲线段的造斜率设计成“低——高——低”型，便于实钻过程中易于控制井眼轨迹。
从井身轨迹控制而言，曲线段半径减小，井眼轨迹控制容易一些，这是由于垂深差不大，岩性较稳定，工具的造斜性能在一小段稳定地层中比较稳定的缘故。
小井眼套管开窗侧钻水平井的剖面类型归根到底受近目的层的岩性、老井套管状况、水泥胶结状况、完井方法、现有造斜工具等诸多因素影响。
一般情况下，只要井下工具及老井井眼条件许可，尽量采用较小半径的侧钻水平井，在地层复杂地区尤需如此。
1.2 水平靶窗允许误差由于小井眼套管开窗侧钻水平井半径较小，因此，水平段的纵向允许误差对井眼轨迹控制的难易程度有较大的影响。
当纵向允许误差减小时，工具最大和最小造斜率越来越趋近于剖面设计造斜率，这表明，纵向允许误差越小，要求工具的造斜能力越稳定。
1.3 原井眼轨迹原井眼直接影响侧钻点的选择，同时老井侧钻点的井斜、方位及坐标是侧钻水平井设计的基础数据，该点参数直接影响着水平井井眼轨迹控制工艺，主要表现在：（1）当井斜较大时（大于5°），侧钻定位方式可采用非磁性测量、陀螺仪或高边控制三种方式，而究竟选用哪一种方式，要依方位的控制精度、难度及测量仪器的性能而定;（2）对斜向器开窗而言，当井斜较小（小于3°），无论侧钻点位移大小、侧钻点、“足根” 、“足趾” 是否共线，都可直接将斜向器对准两维设计或三维设计的井身剖面要求的方位钻进，当井斜较大时，除非有特别要求，在一般情况下，斜向其应尽量摆放在最大扭方位方式所要求的方向上;（3）侧钻点的选取对于小井眼套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制有着至关重要的作用。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术【摘要】套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术是钻井工程领域的重要技术之一。
本文首先对该技术进行了概述，包括其应用范围和意义。
接着详细介绍了套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的原理、工艺流程以及所需设备。
然后通过实际应用案例展示了该技术在油田中的效果，以及未来的发展趋势。
文章总结了套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的重要性、优势和展望。
通过本文的介绍，读者可以全面了解这一技术的特点和优势，对钻井作业有更深入的认识，为未来的应用和发展提供参考和借鉴。
【关键词】套管开窗侧钻，水平井，井眼轨迹控制技术，原理，工艺流程，设备介绍，油田应用案例，发展趋势，重要性，优势，展望1. 引言1.1 套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术概述套管开窗侧钻水平井是一种在油田开展水平井钻井作业常用的技术，其井眼轨迹控制技术则是为了确保钻井过程中井眼轨迹的准确控制和优化设计。
这种技术通过在套管上创建开窗，使钻头能够侧向钻进，从而形成水平井，为后续油气开采提供了便利条件。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的原理主要是通过旋转套管并利用套管内的导向器和测斜仪设备，确保钻头在地下准确穿越目标层位，保证钻井水平段的稳定和顺利进展。
在工艺流程上，该技术需要充分考虑井深、地层情况、套管设置等因素，通过精确的计划和设计，确保钻井作业的顺利进行。
在实际应用中，套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术已经取得了一定的成效，为提高油田开采效率和降低开采成本发挥了积极作用。
随着技术的不断发展和完善，该技术的应用前景将更加广阔，为油田勘探与开发带来更多的机遇和挑战。
2. 正文2.1 套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术原理套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术原理主要包括以下几个方面：一是井眼轨迹设计。
在套管开窗侧钻水平井中，通过对井眼轨迹设计的优化，可以实现井眼的水平化和控制井眼轨迹的形状，从而提高油井的生产效率和油气采收率。
二是井眼方向控制。
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。
小井眼开窗侧钻水平井技术
Dagang Directional Drilling Company
2）尽量选择简单的剖面类型以减少井眼轨迹控制的难度； 裸眼井段尽量短，800米以内，水平段尽量短100-150米。 3）开窗点选择老井套管水泥封固质量良好，水泥环分布 均匀的井段，避开水泥窜槽，套管外无水泥的井段，斜向 器的座封位置与套管的下接箍尽量的接近。
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４．窗口位置的计算，井斜小于３度使用陀螺，设计方位 １００度+角差５０度＝１５０即可。井斜大于３度使用 有线仪器,有线仪器高边值１００+角差５０度+设计方位 50R＝２００R。实际施工中窗口位置有的井相差很多， （和 座 封结 束 要正 转 剪断 销 钉和 铣 锥正 转 铣套 管 有关 ______）角差小摆３０度。（窗口要准确，有的井无调整 段，出窗口就增斜纠方位） ５．下入斜向器，下钻过程严格控制钻具下放速度（小于 20m/min）,并且每下入钻具500米灌泥浆1次至井口返出； 下钻遇阻严禁猛冲、硬压，应起钻甩掉斜向器后进行通井 ，以防止封隔器提前座封；
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小井眼开窗侧钻水平井技术
大港油田集团定向井技术服务公司 田戈
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目 录
• 前言
• 国内外技术现状 • 市场需求分析
• 工程施工技术
• 井眼轨计设计 • 钻具组合的优化和钻进 参数的优选 • 开窗，修窗，试钻施工 • 井眼轨迹的控制和预测 • 钻井液控制技术 • 施工难点和施工重点分 析
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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。
顺北1CX井超深小套管开窗侧钻技术
顺北1CX井超深小套管开窗侧钻技术顺北1CX井为顺北油田第一口小套管开窗侧钻井，该井目的层埋深超过7300m，具有超深、超高压、超高温的特点，由于两次裸眼侧钻均未能成功采用套管开窗侧钻。
顺北1CX井在139.7mm套管开窗存在开窗难度大、小钻具刚性弱、轨迹控制难等系列问题，结合顺北1CX井套管开窗侧钻阐述了超深小套管开窗作业技术、超深小井眼定向技术及关键钻井液技术，对今后超深小套管开窗侧钻作业有较高借鉴意义。
标签：顺北1CX井;超深;小套管;开窗侧钻一、老井基本情况顺北1井于2013年4月16日18：00开钻，至2014年7月22日5：00完钻，设计完钻井深7500.59m，实际完钻井深7446m。
全井平均机械钻速3.30m/h，纯钻利用率24.69%，全井钻井周期461.45天（中途测试35.14天）。
完井期间打塞回填至7320m，对奥陶系裸眼井段进行酸压测试，顺北1井身结构见表1。
二、超深小套管开窗难点分析1开窗准备1）井底温度超过常温陀螺额定工作温度，无法直接测量工具面。
2）循环排量小，砂子和杂物易堆积在定向接头处，容易造成座键困难。
3）斜向器丢手判断难度大[1-2]。
2开窗作业1）Φ139.7mm套管钢级高（TP140V），开窗钻具小，易造成钻具疲劳，发生钻具故障。
2）铣削窗口时参数不当，导致导斜器发生轴向移动。
3）钻杆尺寸小，循环压耗大，施工中往往排量較低，异常高压。
4）因携带铁屑，对钻井液携带能力要求较高，粘度较高钻井液流型较差[2-3]。
3 小井眼定向3.1井眼轨迹控制1）地层经过酸化后，造斜率发生重大改变。
2）95mm小螺杆钻具造斜规律不易掌握。
3）钻具超过7200m，工具面摆放困难或稳定较困难。
4）数据传至地面信号衰减快，地面解码难度大，加之随钻测斜测量数据存在滞后问题，井下实际造斜规律难以实时掌握[3-4]。
3.2地层温度高井底循环温度在150℃左右，对MWD随钻测斜仪工作环境影响严重，一般螺杆钻具耐高温能力差，使用一段时间后，螺杆定子胶皮就开始老化脱胶，易造成井下螺杆故障[3-4]。
套管开窗侧钻水平井技术
套管开窗侧钻水平井技术小井眼开窗侧钻水平井技术是在定向井，水平井，侧钻井，小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，利用该钻井技术可以使停产井，报废井，低产井，套损井等复活。
近年来，我公司技术人员围绕套管开窗侧钻水平井的技术难点，开展了专项技术攻关和现场实践，成功地在国内油田实施了几口套管开窗侧钻水平井，形成了一套相对成熟的小井眼开窗侧钻水平井钻井技术。
本文主要论述了我们的侧钻水平井钻井工艺、侧钻水平井完井工艺及施工技术要点。
标签：斜向器；套管开窗；侧钻；钻井液；筛管完井1、应用背景1.1 地质特点经过三十多年的勘探开发，国内老油田已整体进入高含水开发后期，井网控制区主力层已严重水淹，剩余油主要分布在物性相对较差的二三类储层、近断层滞留区、断块复杂带、大厚层韵律变化段和平面注采不完善区。
由于老油田井网密度大，依靠打直井来增加控制、动用储量、提高采收率的经济效益越来越差。
1.2 开窗侧钻水平井的技术优势实施开窗侧钻水平井挖潜具有以下四个方面的优点：与普通侧钻定向井、新钻直井相比，开窗侧钻水平井单井控制可采储量大、产量高、投资效益高；与直井及水平井比较，侧钻水平井布井灵活，有利于充分控制、动用油藏剩余油，提高采收率；与水平井比较，在同等增储增产效果下，侧钻水平井具有钻井投资较少、风险降低、回收短的优势。
2、侧钻水平井钻井工艺2.1 井筒准备。
用φ118mm铣锥通径、修套；钻水泥塞至预计侧钻点深度以上30-50m，加压150kN作水泥承压试验；套管试压15MPa。
2.2 放置斜向器斜向器组合：φ118mm斜向器+送斜器+定向直接头+φ73mm钻杆，置斜向器斜尖位置于侧钻点处；采用陀螺测斜仪进行斜向器定向，开泵打压座封。
下入下压循环式斜向器时应可能的减少循环时间和开泵时间避免下部组件失效而提前坐挂。
为了保证斜向器在施工过程中不发生转动或下移，下入斜向器要控制下钻速度小于20m/min，下钻操作必须平稳，严禁下钻过程中猛提、猛顿、猛刹，在坐挂斜向器时一定要找有丰富经验的刹把操作人員和井口操作人员操作以保证安全。
小井眼套管开窗钻井技术
所谓小井眼是指井眼尺寸小于 152.4mm的 井眼。小井眼侧钻技术与常规井眼工艺有 较大差异，其局限性大，钻具结合、钻井 参数、钻井液体系的选择和使用对钻井速 度和安全更加敏感。因此对小井眼的工具 仪器配套及施工工艺水平也要求更高。
二、小井眼与常规井眼的差距
1、环空压耗大幅度增加。
常规井眼中，泵输出功率 70 ％消耗在钻头 水眼及钻柱环空中，环空压耗占30％左右。 小井眼中，水功率的分配发生很大变化，一 般环空压耗要占总压力损失的75％以上。小 井眼环空压耗增大的主要原因有：
二、小井眼与常规井眼的差距
4、由于井眼间隙及工具配套的限制，小井
眼事故处理的回旋余地小，保证井下安全是
相当关键的。一旦出现井下事故，井眼报废
的可能性极大。
主要内容
●引
言
●小井眼与常规井眼的钻井差距
●高效开窗工具配套优选 ●开窗方式优选及工艺流程 ●钻井施工技术
●完井技术 ●结论与认识
三、高效开窗工具配套优选
四、开窗方式优选 及工艺流程 在φ 139.7mm 套管开窗施 工流程
①原井资料调查
②井眼准备 ③套管试压
④测井
⑤工具地面试验 ⑥下锻铣工具 ⑦锻铣
主要内容
●引
言
●小井眼与常规井眼的钻井差距 ●高效开窗工具配套优选
●开窗方式优选及工艺流程 ●钻井施工技术
●完井技术 ●结论与认识
五、钻井施工技术
三、高效开窗工具配套优选
(3)锻铣器
工作原理：开泵后，工具活塞在压差作用下下 行，活塞下部推盘则推动刀片张开；停泵后，活塞 在弹簧作用下复位，刀片自动收回。
（4）斜向器
工作原理：地锚斜向器下到预定井深后，通过护送器内 定向键与斜向器斜面在同一方向上这一特定结构，下入SST 或陀螺测量定向，并将斜向器斜面对准开窗位置，然后缓 慢开泵。液体通过斜向器背面的传压管传递压力推动液控 系统中的活塞下行，活塞推至传压杆，迫使剪切套剪断销 钉，小球落入筒中，激活悬挂系统，在弹簧缩力的作用下 ，推动卡瓦上行，接触套管并产生一定的外挤力，而后下 放钻柱加压，剪断护送螺钉，完成斜向器锚定。
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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。
对壁厚是10.54mm的套管要注明，它直接影响开窗侧钻工具的准备。
2、根据井况、技术状况以及经济性，综合考虑开窗侧钻井的整体施工方案，作好侧钻井的技术方案论证工作。
对有一定难度的井，及时向采油厂协商解决方案，降低施工难度。
3、为保证钻机正常运行，及时与采油厂作好侧钻井的交接工作，交接内容包括侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺工作。
二、工具、仪器和钻具准备1．Φ73mm钻杆内径必须一致，能通过Φ48mm的通径规，防止仪器和工具阻卡。
2．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。
3．侧钻井特殊钻具、工具配套 (适用内径大于Φ121mm以上的套管) Φ118mm×2m通径规 1根Φ118mm刮刀钻头 1只Φ118mm单牙轮钻头 1只Φ118mmPDC钻头 1只Φ114mm斜向器 1套Φ118mm钻铰式铣锥 1只Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆各1根Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆 1根Φ76mm方钻杆 1根Φ89mm特制加重钻杆 10根Φ104.8mm钻铤 2根φ105mm定向直接头 1只φ105mm回压凡尔（210×211） 1只Φ73mm钻杆卡瓦 1只安全卡瓦 2付Φ76mm方钻杆下旋塞 1只150吨×3m单臂吊环DH-150T 1付Φ73mm钻杆吊卡*150吨 3只Φ117mm、Φ115mm稳定器按需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。
4．开窗侧钻井主要测量仪器a Φ36mm磁力单点照相测斜仪b Φ36mm磁力或电子多点照相测斜仪c Φ36mm有线随钻测量仪d Φ36mm陀螺测量仪三．设备及其它φ139.7mm套管开窗侧钻及大修井使用XJ650、XJ750钻机较合适，占地面积少，要求提升速度可控，提升负荷在120-150吨；泥浆泵3NB-500，缸套Φ100-110mm，排量在6-12公升/秒，承压35Mpa，可以满足修井挤堵和开窗侧钻要求；钻机底座应能安装2FZ18-35双闸板；转盘要求转速可调，一般在30-120转/分，有扭矩仪；循环系统可进行加重、能单独配8-10方的泥浆，配备离心机及大于120目的震动筛，尽量减少泥浆罐数量,一般为2个罐；水龙头冲管耐压应满足35 Mpa的正常施工；高压管汇及水龙带要求耐压50MPa。
对施工队伍技术素质要求高，要具有修井作业和钻复杂井的能力，侧钻队伍尽量固定。
四．井筒准备1．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2．技术要求：刮刀通井深度应通至预定开窗点以下50m ；通径规通套管内径通至预定的斜向器位置以下10-20m,由于通径规与井筒间隙小，下钻时必须控制速度，分段下钻，遇阻加压不得超过20KN。
充分循环洗井确保井内无原油和其杂质。
3．若遇套管变形，可下入Ф118mm复合铣锥修复套管或进行涨套管作业。
4．下封隔器至预定开窗点以下30-50m处，对套管试压，根据井况决定井口压力值，一般试压15MPa ，30分钟压降≤0.5MPa为合格。
否则，必须找出漏失点进行封堵。
5．陀螺测斜，校对老井眼井斜数据。
6．挤封油水井射孔段及套漏处，并形成开窗点以下30m水泥塞，以便固斜向器。
以上1-6项一般由采油厂进行施工。
以下为井队正常施工。
1．安装井口装置并按标准进行试压。
采用合适高度的Φ139.7㎜升高短节(壁厚最大为9.17mm,内径大于121.36mm)，按标准安装2FZ18-35封井器及节流管汇,封井器芯子应为Φ73㎜芯子（下套管前一付换成Φ101.6mm芯子，以备全井下Φ101.6mm的套管）。
下入Φ139.7㎜试压胶塞+Φ73㎜钻杆1根，关封井器，用试压车按井控标准要求试压合格，并通过公司开钻前验收。
2．下Φ118mm刮刀通井。
对套管进行试压。
四．套管开窗技术一．开窗点的选择1．主要是套管开窗部位以上的套管要完好，应无变形、漏失、穿孔破裂等现象。
2．尽量避开盐层、漏层处、套管节箍处开窗。
3．对壁厚10.54mm套管或TP130TT套管选用工具应区别对待，所有入井工具外径应小于115mm。
4．考虑完井电测的难度，最大井斜在40°以内较好，井斜较大时，用钻具输送测井。
5. 在满足地质要求的前提下，裸眼段尽量缩短。
井眼轨迹一般采用直－增－稳三段制剖面类型，保证井眼轨迹圆滑。
6. 开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定。
7. 开窗点要选在小于井斜8°以内，便于扭方位。
否则，扭方位难度大，钻进后期井下摩阻大，施工困难。
二．斜向器的选择1.斜向器的选择及及类型由于斜向器结构不同，其固定方法不同，有水泥固定法和卡瓦固定法两种。
对P110高钢级的套管，采用水泥固定斜向器或座底卡瓦式斜向器较好；低钢级套管可采用卡瓦式斜向器。
套管开窗常用的斜向器有地锚式、液压卡瓦式、机械一体式等类型。
水泥固定斜向器主要是地锚式，卡瓦式斜向器包括液压卡瓦式、机械一体式。
地锚式斜向器只能用地锚支撑座于坚硬的水泥面上，施工风险大，开窗周期长，若在下钻过程中迂阻，易剪断销钉，被迫改变开窗位置。
液压卡瓦式斜向器可座底或悬空座挂，无注水泥的风险，对井斜大或钻具内不干净，钢球无法落到位置，可能造成悬挂失败。
机械一体式斜向器必须悬空座挂，下斜向器开窗一次完成，开窗作业时间短，一体式开窗工具比地锚式斜向器开窗节约4-5天，对于硬地层、厚壁套管、特殊套管等套管开窗独具优越性，但定向性差。
2．常用开窗工具规格（对Φ139.7㎜套管，内径小于121.36mm）三．下入导斜器前准备工作1、斜向器入井前的检查：地锚式斜向器检查销钉是否完好；液压卡瓦式斜向器检查卡瓦和扶正环上螺钉是否紧固，送入管与斜铁反扣是否松动，若松动要及时拧紧；机械一体式检查座封装置是否灵活牢靠，导斜器整体不得弯曲。
2、泥浆泵、地面管汇及钻具确保试压25Mpa无刺漏。
3、对送入钻杆必须用Ф48mm的通径规逐根通径，满足以后施工要求。
4、下Φ118mm×2m通径规通套管内径。
四．下斜向器的钻具组合液压卡瓦式斜向器：Ф114mm液压卡瓦式导斜器+定向接头+Ф73mm钻杆地锚式斜向器：地锚（10∽20m）+导斜器总成+定向接头+Ф73mm钻杆机械一体式斜向器：导斜器总成＋Ф73mm加重钻杆×6-10根＋Ф73mm钻杆斜向器入井后应控制下钻速度，迂阻卡不超过2吨，防止猛顿、猛刹，特别是机械一体式斜向器，井口操作一定要平稳，上提钻具不得超过0.5m。
五．斜向器固定技术1．地锚式斜向器施工工艺地锚式斜向器是采用报废的油管或钻杆作为地锚，然后在地锚上焊一些带导角的铁块。
将斜向器下到预定位置定向后，固井候凝48小时后扫水泥面进行开窗。
施工程序：(1) 下地锚式斜向器+定向直接头+Ф73mm钻杆，陀螺定向后，锁住转盘，接方钻杆注水泥后，下压80-120KN剪断导斜器和送斜器连接销钉，并上提10米洗井，将多余水泥洗出，起钻候凝48h。
(2)下入ф118mm刮刀钻头扫水泥面。
(3)下复合铣锥开窗。
2．液压式导斜器施工要点（1）液压式导斜器在未固定时，严禁中途循环。
（2）按设计要求导斜面器下到预定位置，使用陀螺仪调整好斜面方位，锁住转盘，接方钻杆蹩压、坐封，固定导斜器必须用清水憋压，钻杆内无杂物，投球憋压达到22-25Mpa,泵压达到规定压力，不能转动钻具，达到要求后，稳压5分钟，反复3次，座封后再憋压7Mpa,上提送入钻杆使下部处于不受压状态，正转25圈退扣，缓慢上提，若泵压下降方可起出送斜杆。
否则放回原位置重新退扣。
（3）下复合铣锥开窗。
3．一体式开窗工具施工工艺机械一体式开窗工具成功实现了一趟钻完成工具的定向、座挂、开窗、修窗及钻领眼等多项作业，从而大大简化了开窗工艺。
（1）、工作原理：其结构主要由铣锥、导向器、地锚总成组成三位一体的组合式开窗工具。
当组合式开窗工具下到一定井深之后，利用机械换向原理上提钻具1.2米，在扶正器弹簧力的作用下，推动卡瓦片上行，产生一定的外挤力，而后下放钻具加压，使卡瓦牙嵌入套管内壁，从而使铣锥剪断联接螺拴完成悬挂工作，然后进行开窗作业。
1.底座2.芯轴3.下螺母4.滑套5.导向销6.扶正器7.弹簧8. 扶正套9.上螺母 10.下卡瓦座 11.锁套 12.钢珠 13.弹簧 14.外筒 15. 卡瓦 16. 上卡瓦座图1 座封装置图1.开窗铣锥2.连接套3.剪断螺钉4.紧固螺钉5.导斜体图2 一体式斜向器整体图（2）施工要点机械一体式斜向器下钻到预计开窗点后，上提钻具0.5m以上，使止推块进入长轨道，缓慢下放钻具，止推块到达长轨道顶端推动锁紧装置张开，使卡瓦牙紧紧撑在套管内壁，继续下压钻具加压至120-160KN，剪断销钉后，轻转3～5圈无蹩劲后就可进行开窗作业。