开窗侧钻
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。
开窗侧钻技术 ppt课件
侧钻工艺技术
2）井眼轨迹的设计及控制：
①套管内
开窗侧钻裸眼轨迹设计应考虑以下问题： A.原井眼
轨迹情况，是否为定向井、直井或水平井；B.开窗点
的方位选择；
C.造斜段井斜角及狗
腿角的控制；
D.根据增斜率及岩性的可钻
性选择不同弯度的弯马达；
E.根据实际情况选择裸眼轨迹跟踪方式（有线或无
线）Biblioteka 25侧钻工艺技术2235mpa环形防喷器3335mpa节流及压井管汇44小井眼有线随钻mwd55小井眼泥浆马达及单牙轮钻头66钻具内防喷工具前言随着油田开发进入中后期由于套损等工程因素造成原井或附近剩余油无法开采或区块精细描述后重新认识有增产潜力等地质因素打加密井或更新井开采富集油会使采油成本大幅上升
开窗侧钻井技术
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井下工具设备：
1、∮73mm（18°倒角）正扣钻杆，∮78.6mm 加重钻杆。
2、35Mpa环形防喷器 3、35Mpa节流及压井管汇 4、小井眼有线随钻、MWD 5、小井眼泥浆马达及单牙轮钻头 6、钻具内防喷工具
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侧钻工艺技术
第二部分、侧钻工艺技术
前言
随着油田开发进入中后期，由于套损等工程因素造成原 井或附近剩余油无法开采，或区块精细描述后、重新认识有 增产潜力等地质因素，打加密井或更新井开采富集油会使采 油成本大幅上升。利用原井套管和已有的地面设施开窗侧钻 可以降低成本，保证油田稳产、上产。
笨，没有学问无颜见爹娘 ……” • “太阳当空照，花儿对我笑，小鸟说早早早……”
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一、侧钻装备及工艺技术
装备
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拥有ZJ30-C、XJ450、XJ550、 XJ650 型等车载钻、修井机可承担 常规油气井大修作业、浅钻井工程 及侧钻工程的施工作业。
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。
套管开窗侧钻规程及重点措施
Φ139.7mm套管开窗侧钻规程及重点措施为了进一步规范套管开窗侧的操作，提高侧钻施工的技术水平，加快公司Φ139.7mm套管开窗侧钻井的施工进度，降低井下工程事故复杂时效，确保公司侧钻井生产任务的顺利完成，对Φ139.7mm套管开窗侧钻工作特作如下规范，望遵照执行。
一、前期工作1、认真调研侧钻井的原始情况及现状（包括原始基础数据、固井质量、井下复杂、套损情况以及井筒现状等），并根据实际调查结果和公司技术、设备状况以及经济原则，优选侧钻井和确定侧钻井开窗位置。
优选侧钻井的原则：侧钻井井深一般不应超过3000m；裸眼段长度不超过600m、位移不超过300m、最大井斜角不超过45º；钻井液密度小于1.50g/cm³；老井施工过程中无严重井涌、井漏事故为宜。
侧钻井开窗位置的确定条件：开窗点以上套管必须完好，通径、试压合格；开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定；根据地质提供的靶心、位移和陀螺校核数据以及侧钻工具、地层的造斜能力，合理调整开窗深度，保证井眼轨迹园滑和有利于达到地质目的；开窗侧钻点要避开套管接箍。
2、为保证钻机迁入后侧钻施工的正常运行，施工单位必须安排专人落实甲方前期四项准备工作情况，即：侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺四项工作情况。
如未达到勘探局规定工作标准的，原则上不允许搬迁设备。
3、分析各种调研资料，切实认真做好侧钻井的施工方案。
工程设计虽然由专门设计部门设计，但为了便利施工，事前必须派专人与设计部门联系沟通，使做出的设计更具合理性或可操作性。
4、工具组织，设备配套。
除常规工具外还需组织落实的工具：Φ95mm直、弯螺杆；Φ104.78mm 无磁钻铤和普通钻铤；Φ88.9mm无磁承压钻杆和加重钻杆；Φ48mm和Φ118mm×4m专用通径规；适宜的斜向器及开窗铣锥等。
除常规设备外还需配备的设备是：2FZ18-35封井器、JZG-9型修井专用指重表和50型小液压大钳等。
《套管开窗侧钻井》课件
按照操作规程进行开窗作业，确保开窗成功。
侧钻井作业
1 2
确定侧钻位置
根据设计要求，确定侧钻位置，并进行标记。
安装侧钻工具
根据侧钻位置，选择合适的侧钻工具，并进行安 装。
3
进行侧钻井作业
按照操作规程进行侧钻井作业，确保侧钻成功。
完井作业
清理井筒
01
对井筒进行清理，确保井筒内无杂物。
安装井口装置
套管开窗侧钻井的历史与发展
01
起源
套管开窗侧钻井技术起源于20世纪80年代，最初是为了解决老油田开
发后期的问题。
02
发展历程
随着技术的不断进步和应用的不断深入，套管开窗侧钻井技术得到了不
断发展和完善。
03
未来展望
随着油田开发难度的不断增加和环保要求的提高，套管开窗侧钻井技术
将继续发挥重要作用，并向着更加高效、环保、智能化的方向发展。
智能化技术的应用
利用人工智能、大数据和物联网等技术，实现钻井过程的自动化和 智能化。
环保技术的引入
研发和应用环保型的钻井技术和材料，降低钻井过程对环境的影响 。
市场前景与需求预测
市场需求增长
随着全球能源需求的增加，对石 油和天然气的需求也将持续增长 ，从而带动套管开窗侧钻井市场 的需求增长。
市场竞争格局
02
套管开窗侧钻井技 术原理
开窗技术
套管开窗技术是指通过在 预定的套管位置切割一定 长度的窗口，以便进行钻 井作业。
开窗过程中需要使用钻井 液来冷却和润滑切割工具 ，同时携带岩屑返出地面 。
ABCD
开窗技术需要精确控制钻 头位置和切割深度，以确 保窗口的完整性和准确性 。
开窗完成后，需要对窗口 进行清洗和检测，确保其 满足钻井作业的要求。
4套管开窗侧钻技术[仅供参考]
![4套管开窗侧钻技术[仅供参考]](https://img.taocdn.com/s3/m/a9beebfc89eb172ded63b7ca.png)
国外侧钻井发展概况
套管开窗侧钻技术是在定向井技术基础上发展起 来的。从常规侧钻井（非定向侧钻井和定向侧钻井） 发展到短半径侧钻水平井和连续油管侧钻井，代表侧 钻井新技术的短半径水平井和连续油管侧钻井所占比 例在逐年增加。
4
常规侧钻井 连续油管侧钻井
短半径侧钻井
近 年 侧 钻 井 构 成 情 况
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玉门油田侧钻井主要技术指标
平均井深
690m
最大井深
1452m
平均单井裸眼进尺 170m 最大单井裸眼进尺 370m
平均井斜
6
最大井斜
12
平均位移
35m
最大位移
50m
平均开窗时间 32h 平均建井周期
34d
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。
中石化胜利油田钻井院
1
汇报内容
1.技术概况 2.开窗侧钻的技术优势与适应条件 3.套管开窗侧钻关键技术 4.应用效果及经验教训 5.新技术集成与下步攻关方向
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侧钻水平井技术是指使用专门井下工具，从老井套管内 侧钻而成的水平井。它是在侧钻井技术、水平井技术和小 井眼技术的基础上发展起来的代表九十年代钻井水平的新 技术，不仅能使老井复活，而且可以大幅度提高单井产量 和采收率。
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。
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•辽河油田开窗侧钻技术发展概况 辽河油田开窗侧钻技术始于1991年，1996年
开始定向侧钻，1997年开始侧钻水平井的试验研 究。
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。
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。
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]。
开窗侧钻存在问题及对策
大港油田Φ139．7mm 套管开窗侧钻存在问题及对策前言Φ139．7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井．此项技术近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油区开发手段。
大港油田侧钻技术日臻成熟．形成了一整套开窗侧钻的技术规程，开窗工具也从最初的斜向器与锚定分体式，更新到最新的一体式斜向器．开窗时效和一次成功率大幅提高.随着小井眼侧钻井在油田开发中的应用，侧钻井施工过程中暴露出的问题也在增多，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.为减少和避免钻井事故的发生，针对小井眼微间隙井钻井存在的问题。
提出了有效的解决方案.1、开窗失败存在的问题及对策小井眼套管开窗前，要在Φ139．7mm套管内开窗位置下人并固定导斜器,采用专用开窗铣锥在套管上定向铣出一定长度的窗口,施工中经常会遇到开窗失败问题。
其原因大部分是操作不当引起的，如井眼准备不充分,没有用规定的通径规通井,循环不充分．砂子和杂物堆积在定向接头处，造成导斜器下不到位或者用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；选定开窗井段固井质量不好,铣锥沿老井眼钻进,无法脱离原井眼。
铣削窗口时参数不当,导致导斜器发生轴向移动；下钻过窗口时．没有按过窗口规定操作．导致导斜器下移。
为避免开窗失败事故的发生，总结出了避免小井眼开窗失败的对策：①下导斜器前，目前大港油田在Φ139．7mm套管开窗使用的导斜器规格为Φ115mmx3。
5m，在下导斜器前必须用通径规通井，用Φ114mmx8m和Φ120mmx0.5m通井规（内径124。
26mm套管）、Φ118mmx0。
5m通井规（内径121。
36mm套管）通至窗口以下20m左右.起钻前要彻底循环，将井下杂物清洗干净，对通井遇阻井段,采用涨管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证导斜器顺利下人和座封.②检查导斜器卡瓦是否松动，使用密封胶粘接卡瓦,防止锚瓦中途卡住套管，检查送斜杆与导斜器连接是否到位。
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。
石油工程技术 开窗侧钻关键技术
开窗侧钻关键技术1侧钻概述从1882年美国钻成第一口侧钻井起，套管开窗工艺技术逐渐发展，20世纪50年代前苏联钻成一批分支定向井和丛式井，使开窗侧钻工艺技术日益完善，我国克拉玛依、玉门油田在20世纪60年代将定向钻井技术成功地应用于套管开窗侧钻。
经过几十年的实践，工艺技术进一步发展，工具进一步完善、配套，形成了一整套独特的开窗侧钻工艺技术及配套工具，特别是90年代初，克拉玛依油田在国内率先引进了开窗侧钻水平井工艺技术并实现了各种工具、测试仪器的国产化。
目前，侧钻水平井工艺、工具等方面总体上接近世界先进水平。
1.1开窗侧钻的意义及用途1.1.1侧钻作为井下作业大修的主要工艺措施，使油井恢复生产，有利于提高开发效果，提高油井利用率，同时可节约钻井费用和地面建设费用。
1.1.2通过侧钻井可以减缓水、气锥进，延长无水开采期，改善驱油效果。
1.1.3通过侧钻水平井可以有效地开发老油田的剩余油，可以有效地开发低渗透油藏，开发裂缝性油藏，开发薄油藏。
1.2开窗方法及类型综合国内外侧钻工艺技术，开窗方法有以下几种：1.2.1定斜器开窗侧钻方法将一定技术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。
这种方法是油田常用的常规侧钻开窗方法。
1.2.2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目的后进行侧钻。
侧钻水平井多采用此方法开窗。
1.2.3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弹，把套管切割成一定技术要求的碎片，达到开窗目的后进行侧钻。
1.2.4其他开窗侧钻方法采用定斜器和截断式两种方法结合使用进行开窗侧钻。
套管严重错断时不采用定斜器而利用钻具组合达到开窗侧钻的目的等开窗方法。
1.3开窗侧钻适用范围开窗侧钻作为油田开发中井下作业的主要工艺技术，不但适用于油井，同样适用于气井、注水井，不受井别的限制。
Φ139.7套管开窗侧钻操作规程
Φ139.7套管开窗侧钻操作规程Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程编写: 赵国喜⽩俊成钻井⼆公司技术发展部⼆○○三年六⽉⼆⼗六⽇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。
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。
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。
第八章 套管开窗侧钻技术
第八章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。
[实用参考]套管开窗侧钻施工作业程序
![[实用参考]套管开窗侧钻施工作业程序](https://img.taocdn.com/s3/m/3040fc0b4b35eefdc8d333ba.png)
下钻要平稳，并密切注意指重表变化，遇阻不能硬压，遇卡不能
硬拨，把井下情况弄清楚后，制定具体施工方案及措施。
作业准备
（二）井筒准备
1、通井
通井注意事项 在循环洗井过程中要注意循环罐液面变化，观察有无溢流及漏失， 并根据情况制定措施，为下步施工打好基础。 对所有下井工具和钻具要严格丈量，记录长度、外径、水眼直径， 下井工具要画出草图，严格检查下井工具及钻具。
闭合开启情况，上提钻具，观察段铣工具经过窗顶时有无挂卡现
象。
套管开窗
（一）套管段铣开窗
2、套管段铣开窗工作
当磨铣速度明显降低时，应及时起钻检查段铣工具以及刀片磨损 情况，换段铣刀片继续磨铣。 每次换刀片下钻到窗口位置，开泵转动转盘反复进行划眼，以保
证套管段铣质量。
段铣完后，调整泥浆性能，增大排量循环洗井，下入强磁打捞器 清除井底铁屑，并用稠泥浆将段铣段封住。
主 要 内 容
一、作业准备 二、套管开窗 三、侧钻施工
四、完井作业
侧钻施工
1、初始井眼钻进
钻具结构：
钻头 +1柱钻铤+钻杆 钻井参数： 钻压：10～30 kN，转速： 50～60r/min 。
侧钻施工
1、初始井眼钻进
注意事项： 要计算好钻头接触窗口及通过窗口的方入，遇阻不能硬压，可适 当转动钻具，并缓慢下放，如果确实不能通过，则应起钻修窗口。
侧钻施工
2、定向钻进
注意事项：
进尺较慢时，要经常活动钻具，合理调整泥浆，防止井下事故的
发生。 增斜段井斜超过40°时，接单根前要划眼1次，消除岩屑床，确保
井眼顺畅。
造斜钻进50m左右进行一次短起下，定向完后循环时大幅度活动钻 具。 下钻距离井底2-3m，单凡尔开泵，待井底清洗干净后，方可加压
[实用参考]套管开窗侧钻施工作业程序
套管开窗
（一）套管段铣开窗
2、套管段铣开窗工作
段铣工具下井前安装调试，开泵检查刀片能否全部涨开，停泵
刀片能否收回。 检查刀具灵活活好用后，将刀片捆住，防止下井过程中刀片误 打开，损坏套管及刀片。 开窗工具下井过程中控制下放速度，严禁猛刹猛放，中途不得
开泵循环，不能转动转盘。
套管开窗
（一）套管段铣开窗
闭合开启情况，上提钻具，观察段铣工具经过窗顶时有无挂卡现
象。
套管开窗
（一）套管段铣开窗
2、套管段铣开窗工作
当磨铣速度明显降低时，应及时起钻检查段铣工具以及刀片磨损 情况，换段铣刀片继续磨铣。 每次换刀片下钻到窗口位置，开泵转动转盘反复进行划眼，以保
证套管段铣质量。
段铣完后，调整泥浆性能，增大排量循环洗井，下入强磁打捞器 清除井底铁屑，并用稠泥浆将段铣段封住。
使用好刮泥器严防井下落物，确保井下安全。
作业准备
（二）井筒准备
2、试压
下桥塞，座封后关封井器试压。检验封井器及节流压井管汇安装 情况。 特殊井需按规定挤封原井射孔层位后试压。
3、测陀螺
根据原井套管通井深度，测套管陀螺。以此作为井眼剖面设计的 依据。
主 要 内 容
一、作业准备 二、套管开窗 三、侧钻施工
据铁屑返出量和形状分析段铣工具工作状况。
套管开窗
（一）套管段铣开窗
2、套管段铣开窗工作
磨铣过程中钻压不能超过1吨，防止压坏段铣工具，致使工具不能 完全磨穿套管，出现套管内扒皮现象。 每磨铣0.5m，停止转盘转动增大泥浆排量循环清洗井眼，观察铁 屑返出情况及数量，防止铁屑在井内相互缠绕，形成“鸟窝”状 铁屑团，造成卡钻事故的发生。 每磨铣套管1-2米，停泵停转盘慢慢上提钻具，检查段铣工具刀片
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1 5/
″套管开窗侧钻工作汇报 2
钻井工程处
前
言
51/2″套管开窗侧钻是勘探局2003年完成全年生产经营
任务的一项重要工作。从年初开始，各有关单位积极进行
了侧钻井设备的配套准备工作、侧钻井专用工具的计划落 实工作，使我局51/2″套管开窗侧钻初具规模。特别是进 入五月份以来，根据侧钻井长期发展战略的需要，勘探局 加强对51/2″套管开窗侧钻工作的管理，从领导到现场技 术人员切实把51/2″套管开窗侧钻当作一项重要工作来抓， 从设备配套到现场施工等各项工作都得到较大提高，使我 局51/2″套管开窗侧钻工作取得新的突破。
井号
卫95-侧65 明侧170 文14-侧6 明1-侧29 卫95-侧158 文14-侧38 濮2-侧508 濮2-侧449 濮6-侧79 濮2-侧4 明侧18
完钻井深 开窗深度 裸眼段长 (m) (m) (m)
2022 2160 2865 1823 1973 3038 2843 2820 2900 2860 1860 1423 1698 2195 1395 1423 2523 2299 2440 2329 2417 1416 599 464 670 428 550 515 544 380 571 443 442 全井封固差
1
中原 钻井
明1-29侧
2
胜利
中原 井下
开37侧
文101-侧 43
1886
1486
400
453
20
24
3
2440
1987
第二部分
开窗侧钻开展的主要工作
加强领导提高认识
针对我局专业化队伍在侧钻井施工速度、作业 规范、完井周期等方面存在的差距，正视现实， 提高认识，全局上下增强做 好侧钻井工作的责任感和紧 迫感，特别是局侧钻井工作 领导小组成立以来，认真协 调侧钻井施工中的各项工作，
卡瓦
胜 利 华 海 胜 利 钻 院
钻四
修 2队
濮2-侧615
3000
2292
2398
5.21
5.27
卡瓦
5月份完成侧钻井情况
单 位 队 号 井 号 完 钻 井 深 （ m） 1823 1973 3038 2843 2820 2900 2860 1860 钻 井 周 期 （ d） 9.69 11.08 37.79 28.17 18.75 23.17 15.00 15.08 建 井 周 期 （ d） 21.5 48.38 91.66 58.66 26.17 52.29 50.33 23.54 平均机 械钻速 （m/h） 3.04 2.67 2.22 1.77 3.69 1.60 1.71 1.96 裸眼段 井身 长 （ m ） 质量 电测 次数
固井质量
1700-1728米差，-井底中等优质，其中水淹三处。 2100-2610米差，-井底优质。 1400-1598米间隔封固，中差，-井底中等优质。 1400-1595米中差，-1826米中等，-1865米差，-井底优质。 全井封固差 2300-2386米差，-2476米中差，-井底优质。 2440-2510米差，-2596米中差，-井底优质。 2330-2426米差，-2496米中等优质，-2655米差，井底优质。 2050-2442米中等，-2603米差，-井底中等优质。 1360米以下优质
（m）
钻二
修1队
文51-侧52
2871
2322
2670
5.05
5.14
卡瓦
胜 利 华 海
牡丹江
钻四
修 1队
明侧18
1830
1413
1860
5.07
5.10
卡瓦
钻三
3267
濮2-侧468
470
2020
2176
5.15
5.26
卡瓦
牡丹江
钻二
修 2队
新胡7-侧109
1916
1308
1420
5.21
5.31
22.64/303 0
373
1.54
591
2
32893
濮2-侧449
2820
4.13.8
4.14.18
5.3.12
5.8.12
18.75
26.17
3.69
2440
无
380
25.05/263 5
124.86
1.27
599
平均值
2929
28.27
58.91
2.96
2482
447.5
248.9
钻井四公司套管开窗侧钻完成井基础数据统计表
序 队号 号
井号
平均 完井密 周期(d) 完钻 钻井日期（m、d、h） 开窗 裸眼 最大 井 水平位 机械 度 尾管 井深 深度 斜向器 段长 斜(° 移(m) 钻速 (g/cm3 长度 (m) 搬迁 开钻 完钻 完井 钻井 建井 (m) (m) /m) (m/h) )
1.28.12 2.7.21 2.25.21 3.15.21 18.00 3.18.8 3.18.8 5.7.8 4.2 4.14 5.5.21 5.9.15 11.08 23.17 46.38 48.38 52.29 23.54 42.65 1.86 2.67 1.6 1.96 2.02 1423 水泥 1423 2329 水泥 1416 德大卡瓦 1648 599 550 571 442 541 36/1676 43.7/1786 30.45/2583 33/1612 225.1 303.5 188 42 189.65 1.15 1.2 1.25 1.16 649.3 606 991 530
井下4″套管的施工作业，优质快速交井。
钻井四公司修1队承钻的明侧18井，实现当月搬 迁当月交井的较高指标。
五月与四月份完成侧钻井指标对比
月份 井数 平均完 钻井深 (m) 平均开窗 深度(m) 平均裸眼 段长(m) 平均钻井 周期（d） 平均建 井周期 （ d）
四月
3
2349
1772
578
28.42
钻二 钻四 钻三
修 1队 修 1队 3267 2508 32893 修 2队 32623 修 1队
明1-侧29 卫95-侧158 文14-侧38 濮2-侧508 濮2-侧449 濮6-侧79 濮2-侧4 明侧18
428 550 515 544 380 571 443 442
优 优 优
1 1 3 1 1 1 1 1
完 井 密 度
(g/c m3)
尾 管 长 度
1
32623
文14-侧6
1.28.8
2.13.2
3.29.8
4.5.22
44.25
67.58
1.10
2195
水泥 通化 水泥
670
36/2860
202
1.
770
2 3
2508
濮2-侧 508 濮2-侧4
2843
3.8.8
3.29.15
4.26.19
5.5.24
第一部分 开窗侧钻基本情况 第二部分 开展的主要工作 第三部分下步工作的主要措施
基本情况
5 月份套管开窗侧钻井共开钻 5 口，交井8 口，月累计进尺1509米，共有8台钻机投入侧 钻井作业中。
明 侧 1 8 井
5月份新开侧钻井施工情况
单位 队 号 井 号 设计井 开窗点 月 底 搬 迁 开 钻 斜 向 器 斜 向 器 深 （ m ）（m） 井 深 日期 日期 类型 厂家
取得了初步成效。
规范侧钻井作业规程
组织有关专家和技术人员编写了《φ139.7mm 套管开窗侧钻技术规程（暂行）》，分别对准备 工作、侧钻施工过程、井控、测井、固井等制定 了具体规定和要求，为现场施工提供了操作标准 和依据，现已下发各有关单位组织学习和贯彻执 行.
完善交井程序
针对前期井筒准备工作不规范，影响钻机正 常生产的问题，及时向油田分公司领导汇报，与 有关部门协商，对具体内容制定了交接验收书， 使甲方由传统的φ116mm 通径规改为能满足侧钻 井施工需要的φ118mm 通径规，使甲、乙双方对 每项内容都得到认真落实，统一了认识和规范，
钻一
钻三 钻四 钻一 钻四
优
优 优 优 优
井径数据
明1-侧29 明侧18 明侧170
濮2-侧449
濮2-侧508 濮2-侧4 卫95-侧158
1-5月份侧钻井固井质量分析表
序号 公司 队号
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 四 二 一 二 四 三 一 三 四 一 四 修1队 修1队 32623 修1队 修1队 3267 2508 32893 修2队 32623 修1队
28.17
58.66
1.77
2323
544
7/2560
69
1.4
642 全 井
32623
2860
4.10.8
5.3.1
5.18.1
5.29.15
15.00
49.29
1.71
2417
液压 卡瓦
443
23/2540
99
1.26
平均值
2856
29.14
58.51
1.53
2312
552
123.3
2003年钻井二公司51/2″套管开窗侧钻完成井基础数据
2003年钻井一公司51/2″套管开窗侧钻完成井基础数据
序 号 队 号 井号
完 钻 井 深 (m)
2865
钻井日期(m、d、h) 搬迁 开钻 完钻 完井
周期（d) 钻 井 建 井
平均 机械 钻速 (m/h)
开窗 深度 (m)
斜 向 器
裸 眼 段 长 (m)