开窗侧钻技术现状及展望
套管开窗侧钻技术方案优化
套管开窗侧钻技术方案优化套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。
是挖掘老区潜力，实现油田二、三次采油，提高原油采收率的有效方法。
目前国内外普遍采用该技术对有价值的报废井进行侧钻，不仅避免了新井或加密井的重复建设投资，而且能有效完善老油区的开发井网，提高增油效果。
一、套管开窗侧钻存在的问题1、内通径小2、固井质量差3、悬挂不可靠二、套管开窗侧钻技术方案优化1、扩大小套管内径目前，开窗侧钻使用的套管多为外径Ø89X内径Ø76、外径Ø95X内径Ø82，可以采用外径Ø102X内径Ø89或外径Ø114X内径Ø100。
2、提高固井质量解决小井眼固井质量的途径：1)扩径2)套管扶正居中3)优化水泥浆体系3、采用膨胀悬挂器膨胀管可以用作尾管悬挂器。
这比常规尾管加上封隔器更简单、经济。
在作业过程中，我们膨胀某一小段尾管而不是让整个尾管都膨胀，就可以形成尾管悬挂器。
膨胀尾管悬挂器集尾管悬挂器和尾管上部的密封的功能于一身，减少尾管顶部注水泥作业，同时，可以延长故障间隔时间，减少维修费用。
膨胀尾管悬挂器座放后，因环空剖面小，可以增大内部的有效流动面积，作为—种实心结构，在座放过程中及工作期间，可以防止环空泄露。
膨胀管悬挂器的本体没有坐封机构，也没有卡瓦、液压缸或活塞等外部组件。
膨胀悬挂器有下列特点：a)膨胀管悬挂器与膨胀管顶部的封隔器结合为一体；b)封隔器的元件能承受大排量的钻井液；c)膨胀管悬挂器与套管之间的间隙较大，有助于提高套管下入速度和排量；d)由于没有卡瓦液压缸、笼罩等外部器件，提高了钻井液的通过能力；e)对支撑套管无物理性破坏；f)不会发生意外坐放。
传统的尾管悬挂器和上封隔器可膨胀尾管悬挂器。
4套管开窗侧钻技术
玉门油田侧钻井主要技术指标
平均井深
690m
最大井深
1452m 370m 12° ° 50m 34d
平均单井裸眼进尺 170m 最大单井裸眼进尺 平均井斜 平均位移 平均开窗时间 6° ° 35m 32h 最大井斜 最大位移 平均建井周期
2011-8-28
12
新疆油田侧钻井井深一般为500~1000m，最大 井深2115m；裸眼长度一般为30~150m，最大300m， 井斜一般4~10°，最大井斜23° 45ˊ，单井施工时间 一般15~25天，成功率达90％以上。 1993年完成了国内第一口套管开窗侧钻水平 井，从开窗到完钻共用了65天的时间，水平位移 175m。
2011-8-28
20
技术优势
a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构； a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构； 能使死井复活 b)能强化Байду номын сангаас油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率； b)能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率； 能强化采油 c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本； c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本； 可以充分利用老井上部井眼 d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境； d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境； 可以充分利用老井场和地面设施 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 可以获得新的地质资料
2011-8-28
7
•前苏联的水平井大部分是侧钻水平井和侧 钻分支水平井 ，初步统计，在苏联单是侧 钻水平井水平段长在80－300米的这类井就 有几百口，至于水平长度仅为30－50米的井 难以计数。 •目前国外最深的侧钻水平井为美国怀俄明 州Swblette county完成的一口井，该井在 7751m处开窗侧钻成功。
套管开窗侧钻井
国内侧钻井发展概况
国内从50年代末、60年代初开始试验研究 套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧 钻到侧钻水平井三个发展阶段。
•玉门 •新疆 •辽河
胜利油田自1990年侧钻第一口井永12－侧12井以 来， 陆续进行了侧钻井挖潜试验，到97年共侧钻21口 井，其中7口井投产获得成功。
200
160
在现有工具造 斜率范围内， 尽可能选用较 高的造斜率， 可以缩短造斜 段的长度，提 高钻井速度， 实现安全经济 优质快速钻井。
开窗侧钻方式优化
地锚斜向 器开窗
侧钻速度快，工艺简单，适应于一般的开 窗侧钻井； 开窗后即可侧钻出去，且有一定井斜角， 有利于造斜减少裸眼段； 施工周期短； 井下事故少，侧钻成功率高。
液力加压器
5）施工经验
组合铣锥是很理想的套管开窗工具，它将开窗、修窗、 试钻一体化，减少了起下钻趟数，缩短了施工周期。
在开窗工具之上加一段刚性较大、长度不小于8m、外 径与磨铣工具相匹配的钻铤或大钻杆，可显著地提高 开窗侧钻速度和效果。
各个磨铣工具尺寸必须一致或尽量保持一致，避免在 窗口套管形成台阶或毛刺而增加窗口修整的工作量。
根据油藏特性 及工程、地质 条件，原井状 况以及确定的 井眼轨道类型 等，造斜率一 般在0.2～ 0.6º/m的范 围内。
造斜率的大小 要考虑现有造 斜工具的造斜 能力，并留有 适当余地以便 进行调节。
考虑造斜率与 井斜角相关性 原理，井斜越 大越易造斜， 在设计时初始 井段的造斜率 应选较低值， 在施工时用高 造斜率的工具 保证设计造斜 率的实现。
结合剩余油分布特征及地面和井筒条件，
优化侧钻井挖潜模式
侧钻断失层
侧钻微构造高点
剩余油滞留区
2024年玻璃打孔机市场发展现状
2024年玻璃打孔机市场发展现状简介玻璃打孔机是一种用于在玻璃表面进行钻孔的机械设备。
随着建筑行业和家居装修市场的不断发展，对于定制化玻璃产品的需求日益增长，玻璃打孔机的市场也在逐渐扩大。
本文将通过对2024年玻璃打孔机市场发展现状的分析，为相关企业提供市场参考。
市场概述玻璃打孔机市场主要分为以下几个方面：行业发展趋势、市场规模、竞争格局。
行业发展趋势随着科技的进步和人们对定制化玻璃产品的需求增加，玻璃打孔机市场将迎来更广阔的发展前景。
未来的趋势主要包括以下几个方面：1.技术创新：随着科技的不断进步，玻璃打孔机的技术也在不断创新，例如采用激光打孔技术、自动化控制等，提高生产效率和质量。
2.环保节能：在现代社会越来越注重环保问题的背景下，玻璃打孔机也将趋向于使用环保节能的技术，减少对环境的影响。
3.数字化生产：随着工业4.0的到来，玻璃打孔机市场也将逐渐实现数字化生产模式，提高生产效率和准确性。
市场规模玻璃打孔机市场的规模呈现不断扩大的趋势。
根据市场调研数据显示，近年来，玻璃打孔机市场的销售额持续增长，预计未来几年内市场规模将进一步扩大。
竞争格局玻璃打孔机市场竞争激烈，主要竞争者包括国内外的制造商和供应商。
市场上存在大型、中型和小型玻璃打孔机制造商。
大型制造商拥有更强大的研发实力和生产能力，可以提供更高质量的产品和更完善的售后服务。
中小型制造商通常通过价格竞争和个性化定制来与大型制造商竞争。
市场驱动因素玻璃打孔机市场的发展得益于以下几个驱动因素：1.建筑行业需求：玻璃作为建筑材料的应用广泛，随着建筑行业的快速发展，对定制化玻璃产品的需求不断增加，推动了玻璃打孔机的市场需求。
2.家居装修市场：家居装修行业对于玻璃制品的需求也呈现增长趋势，这对玻璃打孔机市场提供了机遇。
3.技术进步：随着科技的进步，玻璃打孔机的技术不断升级，实现了更高的生产效率和质量，吸引了更多用户。
市场挑战与机遇玻璃打孔机市场面临着一些挑战和机遇：挑战1.市场竞争激烈：市场上存在众多制造商和供应商，竞争激烈，产品同质化现象严重，制造商需要寻找差异化竞争策略。
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。
套管开窗侧钻技术
(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。
φ139.7mm套管开窗侧钻技术现状及展望
上与常规井眼一致 ， 但也有其特殊性 。人井的定
向工具 外 径 尺寸 小 ， 性 大 ， 柔 抗扭 转 变形 能力 弱 ，
６１９ ７ｍｍ 套 管 基 本 上 采 用 钻 铰 式 复 合 铣 ３ ． 锥一 次 性 完 成 开 窗 作 业 。 贝 克石 油 工 具 公 司 在 ２０ ０４年研 制 出 新 型 ＰｔＭ Ｋ Ｒ 开 窗 铣 鞋 ， 用 ａ Ａ Ｅ ｈ 采
收 稿 日期
２０ ０ —１ ０５— ９ ９
小径陀螺测斜仪 ： 在套管内复核井眼轨迹 ， 坐 挂斜 向器 时斜 面定 向。
套 管通 径规 ： 长度 和外径 略 大于斜 向器 ， 一般
第一作者简介 张东海， 高级工程师， ８ １ ８年毕业于中 ９
国地质大学探矿工程系钻探工程专业 ， 曾公 开发表科技论 文 ２０余篇 ， ０ 现任中原 油田钻井二公 司副 总工程师。地址
随着 Ｐ Ｃ钻头 的大 面积 推广 ， 械钻 速 得 到 Ｄ 机
了有效提高， 综合钻头成本有所下降。中原油 田
使 用 的 主 要 有 １ ８ ＭＰ 一６ Ｇ ４ ６ 、 Ｐ ４ Ｌ １Ｆ 、 Ｐ２ Ｌ Ｇ ４ ３ 、
具结构增大了对井下安全 的威胁 ， 而且控 制效果
也不 理 想 。在必 要 时 ， 用单 扶 正 器 钻具 结 构 通 采
井 或钻进 较短井 段 是可 以 的。
Ｍ１４ Ｓ 、４ ６ Ｓ ００ 。Ｐ Ｃ钻 头 多 为 ４刀 翼 ３５ Ｓ Ｇ ２ 、Ｙ ３ ３ Ｄ 或 ６刀翼 ， 合 片 直径 １ ｍ。根据 中原 油 田地 复 ３ｍ
斜 向器从 原始 的简 易 地锚 固定 式 斜 向器 ， 经
逐 渐改进 ， 目前 普遍 采用 卡瓦液 压锚 定式 斜 向器 ， 特殊 情况 下也采 用水 泥 固定 地锚 斜 向器 。根据套 管壁 厚 、 级选 择适 当规格 的斜 向器 。 钢
海上油田套管开窗侧钻技术及应用现状
用于此项作业，优化水力参数，对钻头及磨铣工具的摩阻进行精准计算，可有效保证现场作业顺利进行[2]。
1.2 短半径水平井开窗技术短半径水平井钻井技术是剩余油气深度挖潜、增大储层暴露程度的一项提采措施[3]。
其开窗作业多采用小尺寸钻杆或连续油管，主要技术难点在于井眼轨迹的全角变化率大，轨迹调整余量小；在井斜较大井段增加了控制轨迹的难度。
针对上述情况，在作业过程中，应遵循“勤调少滑”原则，使井段保持连续平滑的状态。
在钻具组合方面，可适当倒装钻具，确保钻具悬重，保证造斜成功率。
在作业过程中如需更换底部钻具组合，应当选取刚性相近的工具，可有效避免井下复杂情况。
若底部钻具组合中有带弯角的螺杆钻具，在过窗口时应当关注工具的工具面，若难以通过，可采取小角度旋转钻柱的方式缓慢通过。
1.3 套损井侧钻修井技术在油气井长期开采过程中，套管受损情况较为多见。
传统修复方式工期较长，且修复效率较低，难以满足实际生产需求。
套损井侧钻修井技术可起到良好的修复作用，使受损油井再焕青春。
该技术的原理是将老井内部分套管捞出后，再进行侧钻作业，完钻后进行常规的下套管及固井作业[4]。
在此项作业中，值得关注的是新、老井眼的防碰问题，当新井眼进入新地层后，应与老井眼尽快分离，在作业过程中，应及时关注测斜数据，与老井数据进行实时模拟，避免发生碰撞事件。
1.4 大斜度井套管开窗侧钻技术大斜度井的套管开窗侧钻技术与普通常规井的套管开窗侧钻技术有着较大区别，由于其井斜较大，会给开窗带来诸多问题，如：下钻时，开窗工具与套管之间的摩阻较大，会使斜向器上的销钉因应力疲劳而提前剪切，导致提前座挂；大斜度井0 引言随着开窗侧钻钻井技术及工具的不断发展，以工程人员对现场施工作业的攻关和探索实践，套管开窗侧钻工艺水平日趋成熟。
套管开窗侧钻技术指的是利用斜向器及磨铣等工具，在现有井眼的前提下，从某特定深度在套管内侧钻一新的井眼，在新井眼钻井完成后，进行下尾管及固井作业。
国内侧钻井开窗工具技术现状及发展趋势
国内侧钻井开窗工具技术现状及发展趋势摘要：国内侧钻井开窗工具技术是充分利用老井的套管在某一特定深度开窗后侧钻新井眼技术，可利用原井套管、地面设施等资源，避免了钻新井的重复投资，约能降低综合费用1/2~1/3，提高了综合经济效益，进一步完善注采井网，提高采收率。
侧钻井开窗工具作为侧钻井的重要工具，一直受到钻井业界高度重视。
鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对国内侧钻井开窗工具技术现状及发展趋势提出了一些建议，仅供参考。
关键词：国内侧钻井；开窗工具；技术现状；发展趋势引言国外应用表明，侧钻井技术已成为石油钻井的主要技术之一，表现出了巨大的技术优势，取得了良好的经济效益。
目前，随着国内各油田进入开发中后期，侧钻井已经成为稳产的主要技术手段。
而相对于常规侧钻井风险高、效率低及成本高等缺点，侧钻井形容技术凭借其经济高效的优势，为油田的开发提供了有效的技术手段。
1、背景技术侧钻井形容工具包括铣柱、偏转器和用于井内侧钻的锚。
传统的侧钻工具是两套独立的工具：导向器和铣柱。
在侧钻作业中，用钻具将偏转器与给料机连接，降低到井内预定位置，并根据侧钻设计要求调整偏转器的倾斜方向，然后通过设置锚将偏转器固定在井内，然后将给料机和导向器通过旋转或拉压钻具分离，取出钻具和给料机，更换铣柱打开窗口。
由于深井侧钻，每次下钻不仅作业时间长、成本高，而且劳动强度大。
另外，传统锚杆锚固后，其卡瓦无法收回，导致锚杆无法回收，因此必须用磨鞋工具磨掉，既费时又费力，更不用说节约成本了。
2、国内侧钻井开窗工具技术现状分析2.1开窗工具技术现状目前，国产开窗工具的型号按座封方式分为：机械式、液压式。
按功能分为分体式、一体化式。
规格尺寸已达十多个，最大规格达133/8＂，最小规格：5＂。
近几年开窗工具技术又在以下方面取得了突破：（1）一体化开窗工具。
为满足深井侧钻井需要，研制成功了一体化开窗工具，在各油田得到了广泛的推广和应用，成功率达100%。
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。
套管开窗侧钻工艺现状
套管开窗侧钻工艺现状摘要：套管开窗侧钻是利用老井或报废井对老油区进行二次或三次开采，挖掘剩余油气潜力，提高油气采收率的一种有效方法。
胜利油田进行套管开窗侧钻工艺的研究与应用已二十余年，目前已进入了大规模应用阶段并获得良好效果。
关键词：套管开窗裸眼侧钻钻具组合完井套管开窗侧钻就是利用特殊的工具和工艺，在原井套管的特定深度开窗，并从窗口侧钻出一定距离，形成新的井眼，然后下尾管、固井，开采原油的一项技术措施。
目前它已经由非定向侧钻发展到定向侧钻和水平侧钻，甚至可以在一口井的多个井段进行开窗侧钻，形成多底井。
一、井筒处理侧钻施工前必须对原井筒进行处理，一般工序包括起原井管柱、通井、刮管、洗井、试压等。
通井是为了清除套管内壁的杂物和毛刺并检验窗口及其上部套管的完好情况。
刮管的目的是清除水泥块和结垢等，为下斜向器做准备。
通井、刮管后要用清水充分洗井，将井内脏物循环到地面。
试压是为了验证开窗点以上套管是否完好，如有漏点应先堵漏，然后试压至合格。
二、套管开窗套管开窗为侧钻工艺中难度较大的环节。
窗口的质量直接影响后续工序。
1.开窗方式目前主要采用斜向器开窗侧钻方式，即将斜向器送到开窗深度固定，然后使用铣锥沿斜向器斜面一侧磨铣套管，磨出一定形状的窗口，从窗口钻出新井眼。
2.开窗工具开窗工具主要包括斜向器和开窗铣锥。
斜向器的作用是导斜，使开窗铣锥能在套管侧面开出利于侧钻和完井管柱下入的窗口。
斜向器是一个具有一定倾斜面的圆柱体，斜面有一定倾角、硬度和形状。
目前常用的斜向器是卡瓦液压锚定封隔器式斜向器。
开窗铣锥由开窗段、扩铰段和抛光段三部分组成。
开窗段铣出套管窗口，扩铰段进行扩大，抛光段修整抛光。
3.开窗深度开窗深度的选择遵循以下原则：①多利用老井眼，减少裸眼段长度；②选择稳定地层，避免出现复杂情况；③远离事故井段或套损井段；④避开套管接箍、扶正器及固井质量不合格井段，从而保证窗口的质量和稳定性。
4.开窗技术开窗是侧钻工艺的重点工序，以Ф139.7mm套管为例，其钻具组合为Ф73mm 正扣钻杆+Ф89mm加重钻杆+Ф120mm铣锥。
139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望
１３９．７ｍｍ套管开窗侧钻技术现状及其展望作者：王京彬来源：《管理观察》2009年第14期摘要：油层套管开窗侧钻是老油田报废井再利用、提高采收率的重要手段。
目前，国内有报废井一万多口，为使报废井“恢复青春”少投入、多产、快产出实现二次完井采油，提高经济效益，开窗侧钻工艺技术显得日益重要。
目前国内在177.8套管等大直径经验内开窗侧钻技术已经非常成熟，但是老油田老浅井较多，139.7 mm套管较多，为加快小井眼开窗施工速度、保证固井质量，国内研究侧重于开窗工具的改进及小间隙井固井工艺的完善，推广一体化开窗工具，实现一趟钻完成封堵、定向、开窗、修窗和近距离钻进，文章介绍了139. 7 mm套管开窗侧钻技术的主要工序和推广应用前景，为复杂断块油田持续高效开发提供了借鉴。
关键词：套管开窗侧钻小井眼固井斜向器一、国内外发展现状国外从 20世纪60年代开始进行侧钻技术研究，在侧钻方法、工艺措施、井下工具及完井方法等方面技术已完全成熟，70年代末至80年代初，美国研制成功了短半径旋转钻井系统，使短半径水平井钻井有了新的发展，90年代，代表这一时期钻井技术的侧钻水平井技术和径向水平井技术得到了迅速发展。
国外最深侧钻水平井为美国怀俄明州完成的一口超深井，该井于7751m处开窗侧钻。
俄罗斯撒哈林群岛的Z-12井是目前位移最长的侧钻大位移井，测量井深11680m，2008年3月完钻。
国内胜利、大港、辽河等油田套管开窗工艺开展的较早，辽河油田在 1992年开始对侧钻井进行研究，2002年累计10年共完成套管内侧钻井1500多口，单井费用为新钻井的1/3～1/2；2003年成功完成4口多分支井。
大港油田于1997年完成国内陆上第1口独立设计施工的139.7mm套管开窗侧钻水平井官 50-9KH井。
胜利油田从80年代末90年代初，开始研究和实验套管内侧钻技术，先从95/8in 套管侧钻技术进行试验，进入90年代开始试验研究7in 套管和51/2in套管开窗侧钻技术。
国内侧钻井技术应用现状及发展前景探讨
国内侧钻井技术应用现状及发展前景探讨随着我国经济的逐渐转型，上世纪末主要以石油作为工业生产的集中性钻井开发方式，随着各油田进入难采阶段，为了节约开发成本，提高中靶精度，集中性钻井开发技术已逐渐被侧钻井技术所代替，并且在实践过程中不断地进行创新发展。
因此，本文主要围绕侧钻井技术当前的应用现状及发展前景进行探讨。
标签：侧钻进技术;应用现状;发展前景;探讨引言：侧钻井技术，因其开采效率较高的缘由，目前已被广泛应用到石油、气体两大行业领域中。
但是，这不是意味着该项技术会一劳永逸，所以需要不断深入实际作业中，这样才能根据实际需求不断进行技术创新。
因此，以下将通过先分析国内外侧钻井技术的应用现状，然后说明侧钻井技术的特点及优势，最后阐述两个侧钻井技术在老井开采上的应用实例。
1.国内外侧钻井技术应用现状侧钻井技术早在上世纪二十年代，就已经被国外国家开始研究，并且之后一直将套管侧钻井技术广为使用。
而到了上世纪末期，国外国家对于石油的需求越来越大，尤其是以美国等国家为主，为了提高单井的采收率，开始将套管侧钻井技术进行技术创新，并且主要针对短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井两个部分进行创新改造，经后期证明此次创新取得了一定的生产成果。
目前，短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井是国际侧钻技术新的方向。
从时间上来看，我国从上世纪50年代末及60年代初，才逐步展开对侧钻井进行研究，到目前已经历非定向侧钻、定向侧钻到水平井侧钻三个阶段。
直到1990年开始，我国的侧钻井技术才有了较大的进步，但是依然缺乏较多成熟技术的实际应用案例。
并且，由于国内缺乏对于侧钻井技术深入的科学钻研，这就使得在实际应用过程中，仍然会出现工程质量问题，所以在油田开发项目中的实际应用效率较低。
不过，随着近年国内外侧钻井技术的不断交流过程中，我国的侧钻井技术也不断有了新的技术突破，成功实施了大量优质侧钻井，综合效益明显。
2.侧钻井技术的特点首先，随着社会发展以及钻井技术创新的需求，这就使得目前国内有限的石油资源存储量月越来越低。
侧钻开窗难点分析与解决措施
侧钻开窗难点分析与解决措施摘要：随着分支井的逐步开发，开窗侧钻井越来越多，同时利用开窗侧钻技术可解决油田开发中套管损坏的难题，对延长油井的使用寿命、降低成本，具有重要意义。
自1882年美国第一口侧钻井至今，经过数十年的发展，套管侧钻开窗工艺技术经过了几代革新，从机械双趟作业，到液控一趟式开窗，从钻台面手工定向，到井下随钻MWD定位，套管侧钻开窗工艺技术日趋完善，但深层套管开窗一直是行业内的技术难题，相应的开窗技术工艺也未能完善。
基于此，本文主要根据实际案例对侧钻开窗工艺以及难点进行了简单的分析，并提出了相关的优化措施，以期能够为相关人员提供参考。
关键词：侧钻水平井；套管开窗；技术引言20世纪90年代，我国也将侧钻水平井工艺作为重点攻关项目。
辽河、大港等油田在九五期间进行了上千口的小井眼开窗侧钻施工，产量同比增长5~8倍，施工成本同比降低40%~50%，形成了成熟的施工工艺技术，取得了良好的经济效益。
随着国际石油市场竞争的进一步加剧，为了进一步降低开采成本，挖潜增效，侧钻开窗水平井也成为国内研究的重点。
为了进一步开发深部地层的天然气资源，提高老井产量，有必要对侧钻开窗水平井的相关施工技术进行进一步研究，从而为深部气藏的经济开发提供更多的技术支持。
1、侧钻开窗工艺概述侧钻开窗需要使用特殊的钻井工具破坏一部分原有套管，从而在套管和地层之间形成一个“人造窗口”，钻头从这个“人造窗口”穿过，钻入新地层实施后续的钻井作业，这种钻井方式被简称为“开窗侧钻”。
“开窗”工艺有锻铣和磨铣两种选择。
其中锻铣是将一段套管铣掉，然后打水泥塞进行水泥施工作业，其优点是操作简单可以减少套管壁产生的磁干扰，但缺点是施工时间较长，裸露井段较长（通常大于18m），不适于复杂地层的施工作业。
磨铣开窗则仅仅是将指定位置的套管壁磨穿，所需破坏的套管较少，但是由于套管本身是金属制品，容易影响井下测量工具的信号传输，对井下工具的性能要求较高，相应的使用费用也较高。
天然气套管开窗侧钻水平井工艺技术分析
天然气套管开窗侧钻水平井工艺技术分析天然气套管开窗侧钻水平井是一种应用于油气勘探开发的技术，它在传统的垂直钻井基础上，通过在套管上开窗，利用侧钻技术在垂直井段中钻探水平井段，从而增加了井眼的长度，提高了底孔的产能。
下面将从工艺和技术两个方面进行详细的分析。
工艺分析：1.地质分析：进行地质勘探，分析岩性、井段结构和脆性等地质特征，确定水平井段的位置和长度，确定套管的直径和强度。
2.钻井方案设计：制定合理的钻井方案，包括套管设置、开窗位置和窗口间隔等参数。
根据水平井段的长度和需要达到的目标井深，设计合适的套管和钻头组合，保证钻井的安全和高效。
3.套管设置：根据地质分析结果，确定套管的直径和强度，并按照设计方案在合适的井深设置套管，确保井筒的稳定和井口的安全。
4.开窗操作：在套管上进行开窗操作，可选择机械钻探或爆破方式。
机械钻探使用特殊的钻具，在套管上钻出窗口；爆破方式则通过爆炸装置在套管上引爆，从而在套管上形成窗口。
开窗操作需要特别注意安全，避免对套管造成损伤。
5.侧钻水平井段：利用侧钻技术在垂直井段中侧钻水平井段。
侧钻时需要选择合适的钻头和钻具，提高钻井进展速度。
6.井壁壁厚监测：在侧钻水平井段钻探过程中，需要不断监测井壁的壁厚情况，确保井壁的完整性和稳定性。
可以通过井壁测厚仪或者其他测量装置进行监测。
7.断层及封障处理：如果遇到断层或者其他地质构造，需要采取相应的处理措施，确保井段的完整性和稳定性，并避免对井筒造成损害。
8.注水和压裂：根据需要，可以在侧钻水平井段进行注水和压裂处理，以提高油气的开采率。
技术分析：1.套管设计和材料选择：根据井段的地质特征和工程要求，设计合适的套管尺寸，选择合适的材料，以满足井深和井筒稳定的要求。
2.开窗技术：通过机械钻探或者爆破方式在套管上形成窗口。
机械钻探可以选择合适的钻头和钻具，进行精确的窗口开孔操作；爆破方式则需要合理控制爆炸装置，确保安全和窗口的质量。
3.侧钻技术：侧钻是通过改变钻头或者钻具的方向，在井眼中钻探水平井段。
小间隙开窗侧钻井固井工具使用分析及应用
小间隙开窗侧钻井固井工具使用分析及应用关键词：小间隙开窗侧钻井固井工具使用我国各老区的油田由于长时间的开发，出现了诸多问题，如发生井下落物现象时很难及时处理；由于水锥或气锥的影响[l]，使部分油田的正常开发受到限制，从而造成油田减产的现象。
为了发挥老油田的潜力，使钻井整体的成本大大降低，就需要利用小间隙开窗侧钻井固井技术。
该技术可以将老井中的设备充分的利用起来，对老井所潜藏的油继续进行开发，这样可以充分发挥老井的生产力，使老井的使用寿命得到有效的延长，在降低企业成本的同时，使企业的经济效益得到提高。
一、小间隙开窗侧钻井固井技术的现状及使用难点1.现状随着我国经济的发展，科技的进步，在石油开采中，钻井技术水平也有了很大的提高。
在对尾管固井的处理过程当中，由于其风险系数较高，技术复杂多样，使施工难度加大。
随着常规尾管固井工具的不断改进，使工作人员很容易掌握该技术，并将其应用到了固井施工当中，在一定程度上促进了尾管固井作业的发展。
同时由于小间隙开窗侧钻井固井技术的运用，有效的维护了尾管固井。
但是由于该技术在实际应用中的时间比较短，而且侧钻井尾管技术具有一定的特殊要求，所以在工具的使用中存在着一些问题，从而导致采油质量低下。
2.难点与常规的直井相比，小间隙开窗侧钻井的斜度比较大，在施工过程中存在着两个难点：其一，与常规的井眼相比，侧钻井的套管、间隙及内径都很小，这就增大了固井过程中的摩擦力和阻力，同时在施工过程中由于受到压力的影响，使固井施工的控制难度增加，进而加大了施工难度。
其二，在小间隙开窗侧钻井固井技术使用过程中，如果出现固井质量不合格的问题，将很难进行补救，同时由于补救成本比较高，补救后固井的质量也得不到相应的保证，这就增加了施工任务及企业的成本，从而使企业的经济效益大大降低。
二、针对小间隙开窗侧钻井固井技术难点，提出解决方法1.在固井前做好充分的准备工作在固井前要对尾管悬挂器及其活动机构进行全面检查，看它们是否完好无损，通过对中心管的验证，保证了下完套管的座封没有损伤。
φ139.7mm套管开窗侧钻技术现状及其展望
维普资讯
１ ９７ ｍ 套 管 开窗侧 钻技 术现 状及 其展 望 ３ ．ｍ 进行几 趟 钻才 能 完成开 窗作 业 ， 目前 是 以锻铣 套 管侧 钻 的方 式 为主 。 １ ９ ｍ ３ ． ｍ套 管基 本 上采 用钻 铰 式复 ７
１３ ２ ｏ ／ ；ｏ ３年 利用 自 己的技 术 和 完 全 国产 化 工 具 ， 成
功完 成 ４口多分支 井 ； 无论 是侧 钻井 的数 量及其 技 术 水平 ， 国 内均 为领 先水平 。 在 大港 油 田于 １ ９ ９ ７年完 成
我 国陆上 第 一 口独 立 设计 施 工 的 ｌ ９ ｍ 套 管 开 ３． ｍ ７ 窗 侧钻 水平 井一 官 ５ — Ｋ 井 ；胜 利 油 田 １ ８ ０９ Ｈ ９ ８年 开
规 模不断 扩 大。 表 １ 中原油 田 ①１９７ ３． ｍｍ套 管开 窗侧 钻 井指
的跨 断块边 缘井 ；
（ ）完 善 注采井 网、 ４ 为提 高采 收率 而更换 井底 的
井。
国外从 ２ ０世 纪 ６ ０年代 开始 进行 侧钻 技术 研 究 ，
经过 近半 个 世 纪 的应用 和发 展 ， 在侧 钻 方 法 、 艺 技 工 术、 井下 工具 及 完 井方 法 等方 面 已完 全 成 熟 ， 仅 能 不 在 侧钻井 眼 中完 成各 种 曲率 半 径 的水 平 井 ， 且 能在 而
摘 要 油层套管开窗侧钻是老油田盘活 报废井、 提高采收率的重要手段。这项技术的开展， 国外已有近半个世纪的历史， 我国
也有 １ ０多年 的 施 工 经验 ； 技 术 关键 是 “ 抓 两 头保 中间 ” “ 头 ” 其 主 ，两 即井 眼开 窗及 固 井质 量 ， 中 间” 以 井眼轨 迹 控 制 为 主 的裸 眼 钻 “ 即 进 。这也 是 我们 加 快 侧 钻 井速 度 、 升技 术水 平 的 重 点攻 关 内容 。 对 目前套 管 开 窗 井技 术 现 状 ， 泛 收集 有 关 资料 和 先进 经 验 ， 提 针 广 在 钻 头优 选 、 井质 量 、 窗 工具 等 方 面提 出 了一 系列 攻 关研 究的 着重 点 ， 固 开 对施 工 瓶 颈技 术 提 出 了建设 性 意 见 ， 以供 广 大钻 井 工作 者 参
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。
Dagang Directional Drilling Company
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；
Dagang Directional Drilling Company
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
Dagang Directional Drilling Company
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
Dagang Directional Drilling Company
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
采
技
术
眼—套 管通井一陀螺测斜—套管试压一扫水泥
面一 下斜 向器 ，定 向一 固定 斜 向器一 扫水 泥 面一 开 窗修窗一 裸 眼钻 进一 井一 下套 管 、固 井—测声幅完井—射孔投产。
１ 井眼轨迹控制 ， ３
号只有３ ，］Ｙ ４７ Ａ １ 、Ｙ ５７ Ｃ １ 种 ￣ Ａ ３ 、Ｙ ５７ Ｃ １，Ｙ ５７ ］
Ｉｌ ／ 无磁承压钻杆） １ ． ｍ ｌ ｎ ＋ ０ ７ ｍ 钻铤 × １ ） ４ ８ （～３ 根 ＋ ８ 眦ｎ ８． 无磁钻杆＋ ７ ｍ Ｃ ： ９ ３ ｍ ￣ｑ。 目前在小井眼中 ，用多个或单个螺旋扶正 我 国中原油 田在套管开窗初期 ，在小井眼
器组成的钻具结构来控制井眼轨迹的方式 已被
淘汰 ，中原油 田在２ ０ 年上半年 ，螺杆钻具本 ０４
中尝试使用双心 巴拉斯钻头（ ２ Ｂ，使用的７ Ｓ ５） ２ 只
个 主井 筒 中侧 钻 出多分 支井 。国 内胜 利 、大 港 、辽河 等油 田套 管开 窗工 艺 开展 的较早 ，
辽河 油 田在 １ ９ 年开始对侧 钻井 进行研究 ， ２ ９
本 上 采用 钻铣 复式 铣 锥 ，一次 性完 成 开窗 作
业 。贝克 石油 工具公 司在２ ０ 年研 制 出新 型 ０４
斜向器 ：从原始简易地锚 固定式斜 向器， 经 逐渐改进 ， 目前普遍采用卡 瓦液压锚定式斜 向 器 。特殊情况 下也采用水泥 固定地锚斜 向器 。 根据套管壁厚 、钢级选择适 当规格的斜 向器。 小直径 陀螺测斜仪 ：在套管 内复核井眼轨 迹， 坐挂斜 向器时测斜定 向。 套管通径规 ：长度和外径略大于斜 向器 ，
国外从２ 世纪６ 年代开始进行侧钻技术研 Ｏ ０
究， 在侧 钻方 法 、工 艺措施 、井下 工具及 完井
１ 套管内开窗侧钻技术现状
１ 开 窗工 具 ． １
方法等方 面技术 已完全成 熟 ，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
铣 锥 ： 目前 在 １ ９７ｍｍ 管 内开窗基 ３． 套
１ 开窗侧铸国芋 － ． ２ 饼． 用水泥固定斜向器才向Ｈ 涉 选 井一 替 出井 内污水 一 注水 泥 封堵 老井
作者简介：肖仁江 ， ，１８ ￣ 生 ，２０ 年毕业 于成都理工大学 ，现从事油 田 男 ９０ ０４ 作业技术工作 。地址 ： （ ２ ３０ 江苏省泰州市 。 ２５ ０ ）
试
一
２ ０ 年底完 成各种套 管开窗井２ ３ ００ ０ 口，套管开 窗侧钻水平井２ 口。 中原 油 田套管开 窗侧钻技 ｌ
术始 于１９ 年 ，由于地 质条件复杂 、工具设备 ９３
配套欠 缺 、侧钻 成本 高 等 因素 的影 响 ，直 到 １９年才进人实质性工作 阶段， ０ ４ ，完成 ９６ 至２０ 年
试
采
技
术
２ １年 ３ ００ 月
Ｗ ＥＬＬ ＴＥＳ ＮＧ ＴＩ ＡＮＤ ＰＲ０ＤＵＣＴＩ ＯＮ ＴＥＣＨＮ ＯＬＯＧＹ
开 窗侧 钻 技 术 现 状 及 展 望
肖仁 江
（ 石 化华 东 石 油 局 井 下 作业 公 司 ） 中
摘 要 根 据油 田勘探 、开发及 油藏 工程 的需 要 ，依据有 利于提 高油井产 量和采 收率及 改善投资效 益 的原则 。套 管 内开 窗侧钻技术 应运 而生 ，本 文简 约地 介绍 了开窗 侧钻技术的发展形状及趋势 。 关键词 开窗侧钻 油井产量 采收率 发展形状及趋势
Ｙ ５７ Ｃ １钻头。钻头的部分使用指标 （ ），表 表１
中Ｐ Ｃ Ｄ 钻头取出时部分新度为９％。 Ｏ
表 １ 中原 油 田小井 眼钻 头使 用情 况
钻 头型号 数量／ 单只纯钻 时间／ 机械钻速／ ． 钻进方 式 个 ｈ ｍｈ
单弯螺杆＋ １４ ８ ｍ ０ ． 无磁钻铤 ×１ 或 ８ ． ７ｍ 根（ ８ ９
小 井 眼裸 眼侧 钻 钻进 时 ，入井 的定 向工
具外径尺寸小 、柔性 大 ，抗扭转变形能力弱 ，
抵抗地层力 的能力也弱 ，钻井参数 、地层等 因
素对井 眼轨迹控制效果非 常敏感 ，影响程度加
大 ，通常在某些阶段 ，无法用常规经验判断控 制效果 ，只能依靠加强实时监测来证实。
常用的钻具结构为 １８ ｌ钻头＋ ５ｍ １ Ｉ ｆｎ ９ ｍ
套管开窗侧钻井７ 口，并完成 １９ ｍ 管 ４ ３ ．ｍ 套 ７
般规 格 为 １５ １ ｍｍ×２Ｔ Ｉ。 Ｉ
开窗侧钻水平井３ 口。 套管 内开窗侧钻技术在不断完善 、规模 不
断 扩大 。 钻杆通径Fra bibliotek规 ：通 ７ ｍ ３ｍ 钻杆 内径 ，规格
（ ～０ｉｎ，长度 ２ ｃ ４ ５）ｎ ８ ０ ｍ。
口，单井 费用为新钻井 的 １ ～１ ，２ ０ 年成 ／ ３ ／ ２ ０３ 功完成４ 口多分 支井 。大港 油 田于 １ ９ 年完成 ９７
国内陆上第 １３ 立设 计施工 的 １９７ｍ 套 独 １ ： ３． ｍ
管开窗侧钻 水平井—— 官５ — Ｋ 井 ；胜利油 ０９ Ｈ 田１ ８ 年 开始这 项技 术 的研究 与应 用 ，截 至 ９８
是在Ｙ 系列钻 头的基础上 ，对牙 轮顶部镶装 Ａ
若干金刚石复合片 ，加强抗磨性能 ；齿径 、露
高 、齿形及其交错布齿 方式有所改进 。实践证
明 ，３ 种钻头都 能适合滑动钻进 和复合钻进 ， 在 出现机械钻速变慢现象时 ，很少出现轴承先
期失效 ，其 突出矛盾在 于牙齿磨损。软地层选 用Ｙ ４ ７ Ａ １ ，研磨性稍高 的地层 ，选用 Ａ ３ 、Ｙ ５ ７
Ｐ ｔＭＡ Ｅ 开 窗铣鞋 ，采用休斯 ・ ａｈ Ｋ Ｒ 克里斯坦森 公 司的Ｇ ｎｓ 系列金 刚石技术 ，使用 特殊 的聚 ｅｅｉ ｓ
晶金 刚石 切 削齿粉料 ， 能有 效地切 削金 属及地 层 ，在北海 、美 国洛杉矶该项 目的应用都得到 良好效果 。
至２ ０ 年累计ｌ年共完成套管 内侧钻井 １０ 多 ０２ ０ ５０