开窗侧钻水平井完井技术的选择与应用
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。
侧钻井、侧钻水平井现场应用技术研究
（二）斜向器等开窗工具研制、开窗 方法优选、优选侧钻水平井开窗工具
目前比较理想的斜向器性能参数为： 1、具有φ124mm弧面； 2、斜面夹角≤3º； 3、最大外径≤116mm； 4、具有自锁性能的斜向器固定机构； 5、送入钻压≥9KN； 与之匹配的开窗铣锥性能参数为： 1、最大外径120mm； 2、最大外径稳定长度为300mm左右； 3、前端外径：φ80mm； 4、磨铣钻速：60rpm； 磨铣钻压：5-10KN。
（二）斜向器等开窗工具研制、开窗 方法优选、优选侧钻水平井开窗工具
2.3磨铣材料在钢体上的排列方式设计 磨铣材料选用了方块和螺旋排列结合的排列方式。 设计特点： 1）碎硬质合金是以尖角与套管接触的形式，易吃入 套管体内，可以提高磨铣速度。 2）碎硬质合金设计为右螺旋的结构形式，螺旋升角 较大，能连续接触套管和斜向器，工作平稳，不卡挂套 管及斜向器，防止出现井下复杂事故。
（二）斜向器等开窗工具研制、开窗 方法优选、优选侧钻水平井开窗工具
卡环机构
（二）斜向器等开窗工具研制、开窗 方法优选、优选侧钻水平井开窗工具
1.3性能参数及结构原理 性能参数：
序号 1 2 3 4 5 6 7
性能及参数 工具最大外径
工具总长 适用套管 连接螺纹 卡瓦动作钻压 丢手丢开钻压
解脱力
139.7mm造斜器 115mm 5460mm
第四部分
研究内容
（一）根据油藏分布，进行侧钻水平井剖面设计
在设计轨迹时，在满足钻井目的的前提下， 应尽可能选择比较简单的剖面类型，力求使设计的 斜井深最短，以减少井眼轨迹控制的难度和钻井工 作量，有利于安全、快速钻井，降低钻井成本。
（一）根据油藏分布，进行侧钻水平井剖面设计
1、侧钻点的选择 1）造斜点应选择在比较稳定的地层，避免在岩石破碎 带、漏失地层、流砂层或容易坍塌等复杂地层，以避免出 现井下复杂情况，影响侧钻施工。 2）应选在可钻性较均匀的地层，应避免在硬夹层定向 造斜。 3）造斜点的深度应根据设计井的垂直井深、水平位移 决定，并要考虑满足采油工艺的需要。设计垂深长应既充 分利用原老进眼，又减少了裸眼钻进井段；若垂深短则会 增加裸眼钻进长度及下固尾管技术难度。因此要综合考虑 造斜点的深度，满足侧钻需要，实现少投入的侧钻目的。 4）选择造斜点位置应尽可能避开方位自然大的地层， 以免影响侧钻设计方方位。
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。
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。
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。
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。
连续油管开窗侧钻水平井技术
钻井液要求
磨铣开窗作业时会产生岩屑和金属碎末， 因此， 要求钻井液必须具有良好的铁屑携带能力和良好的 剪切稀释性能以及悬浮能力， 漏斗粘度一般在 .2 , 屈服值大于 -%， 使塑性粘度与屈服 !22 4 之间为宜， 值之比较小。有条件时可采用正电胶钻井液体系。
固控要求
在磨铣过程中应做好钻井液的净化工作， 返回 的钻井液应通过一系列钻井液槽磁铁和一个线性振 动筛， 以防止返出的铁屑再次入井， 堵塞磨铣工具喷 嘴。
井下工具
连续油管开窗侧钻所用的主要井下工具有连续 油管接头、 回压阀、 液压短开接头、 循环接头、 非旋转 接头、 定向工具、 随钻测量系统、 井下马达、 磨鞋和钻 头等 （如图 0 所示） 。 连续油管接头用于连接连续油管和井下工具， 并承受轴向载荷和扭转载荷， 主要有卡瓦式和嵌压 式两种结构， 现场一般采用卡瓦式接头。
4 ( 下部非旋转接头 01 ( 67 工具 04 ( 钻头
00 ( 柔性短节
02 ( +./ 038 内外密封
0& ( 钻井马达
回压阀安装在连续油管接头上方， 用于限制流 体流动方向， 使钻井液从地面流向井底， 阻止井液反 向流动。阀的过流面积大， 阻力小， 反向密封可靠。 液压断开接头位于回压阀下方， 在卡钻时用于 分离液压断开接头上部井下工具和下部井下工具， 万方数据 分离后， 采用投球作用方式， 井下落鱼用打捞工具打
钻井实例 开窗侧钻工艺
利用连续油管进行开窗侧钻， 目前较成熟、 应用 ! $ (6+7 公司 截至 !55% 年底， (+67 公司的 != 次水泥塞测钻 试验成功了 !8 次， 侧钻成功率达 .=@ ， 而且 8 次失 败都发生在前 !2 次侧钻中， 后 = 次全部成功， 使整 个项目的后半部分的成功率达 !22@ 。 !8 个窗口中大部分是用 A.# 马达带动 A5% $ # （或 A53 $ %） 金刚石快速磨铣钻头所开。这些窗口有 3 个是在 A!.. $ = 衬管上， % 个是在 A-88 $ % 衬管上； 另外 # 个窗口是在 A== $ 5 马达驱动下用 A!!8 $ # （或 磨铣钻头开的， 一个是在 A!.. $ = 衬管上， A!!% $3） 个是在 A-88 $ % 衬管内。尽管 A88 $ % 和 A32 $ # 直径 的连续油管也用过， 但是， 大部分磨铣工作是用%2 $ = B # $ 53 11 连续油管进行。 所有的窗口都是在井斜 -%" , 3%"范围的井中开 出的， !8 个窗口中有 # 个是从衬管低面开出的。只 下一趟磨铣钻头就能磨铣一个窗口， 所需时间已降 到不足 ! 天。
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。
侧钻水平井技术在油田开发中的应用
侧钻水平井技术在油田开发中的应用摘要某侧钻水平井为一口177.3mm套管内开窗侧钻水平井，其开窗深度达1 299.22m，完钻井深为2 103m，裸眼段的长度为764.3m，泥浆体系为有机正电胶。
2010年12月7日开始侧钻施工，到2011年1月24日完钻，整个周期共计18天。
施工过程中其机钻速度为每小时 4.38m，最大井斜90.95°，造斜率为15.85°/30m，完整工艺为筛管悬挂与顶部注水泥相结合的方案。
本文就针对其工艺过程进行阐述。
关键词侧钻水平井；油田开发；小井眼1 开窗在选择开窗的位置时要尽量避开不稳定地层以及套管接箍，尽可能选择井斜率较小，且固井质量高的泥岩井段，不要以砾岩井段开窗。
开窗工艺分为三步：第一步为初始铣，即铣锥接触到导斜器的顶部，该阶段要尽可能降低导斜面的振动幅度，从而保证窗顶的规则度；第二步为骑套铣，即铣锥底圆与套管内壁相接触，直至接触到套管外壁，此时要保证套管和导斜面的磨损要均衡，以提高窗口的圆滑度；第三步为出窗铣，即铣锥底圆出套管外壁并整个铣锥最大直径均出套管，此时钻压要适当降低，以提高窗口底部的圆滑度和规则度。
2 裸眼钻进和轨迹控制2.1 钻头的选型现阶段常用于侧钻水平井的钻头类型包括：单牙轮、三牙轮、三角聚晶以及PDC等多种，而经过长期的实践与摸索，总体认为在侧钻井的上部增斜以及稳斜阶段，单牙轮钻头的效果比较好；而在水平段则适用PDC钻头。
2.2 钻井液技术钻井液技术是影响到工程顺利实施的关键因素之一，钻井液的品质优良，则可以稳定井壁、清洁井眼、防卡降阻、保护油气层等。
经过长期的实践总结，笔者认为有机正电胶钻井液体系相对比较成熟。
2.2.1 有机正电胶泥浆体系的特点可以说正电胶钻井液体系对油层的损害是所有钻井液体系中损害最轻的一种。
正电胶为一种混合金属氢氧化物，而正电胶钻井液在毛细管中的流动呈现一定的整体性，返排比较容易，因此对油气层可以起到保护的作用。
大直径、大斜度套管开窗侧钻水平井技术研究与应用
杜84-馆H23-1CH井垂直投影图
杜84-馆H23-1CH井水平投影图
杜84-兴平42CH井垂直投影图
杜84-兴平42CH井水平投影图
针对施工难点制定相应的技术措施
五）采用良好的钻井液性能、合理钻井液密度杜绝井下复 杂情况和事故的发生；
1、钻井液性能在开窗初期就达到了设计要求的泥浆粘度 和密度及各项泥浆性能指标，保证磨铣井段携带铁屑良好, 防止铁屑积聚卡钻；
采用柔性定向钻具组合：215mm导斜器+411*410定位接头 +127mm钻杆，采用有线随钻测斜仪控制导斜器斜面方向的 技术，确定导斜器斜面方向，蹩压坐封固定导斜器；
杜84-馆H23-1CH井（830米）的井斜为80.78°，开窗前下导 斜器时，导斜器方向与原井眼的方位的夹角为30度，因为 按设计轨迹的要求，开窗后要增斜增方位，但在实际开窗 时由于30°的夹角而使铣锥的重力因素对导斜器的斜面磨 铣严重，而无法实现理想的开窗磨铣套管目的，导致第一 次开窗失败。第二次在原井95/8″套管820米处重新坐封导斜 器，本次导斜器方向与原井眼的方位夹角为90度，该改变 了铣锥与套管、导斜器的空间角度，开窗成功，也实现了 满足后期井身轨迹控制的需要；
11.99mm
技术套管 311.1mm 244.5mm 915.61m N80
11. 99mm 895m 84.24 °
油层套管 215.9mm
光管+筛管
177.8mm 872.551262. 6m
目前存在的技术难点
1、95/8″套管开窗井段井斜大，导斜器容易在中途遇阻坐封； 2、井身轨迹要求严格，坐封导斜器时无法按设计要求采用
杜84-馆H23-1CH井原井基础数据
套管程序 井眼尺寸 套管尺寸 套管下深 套管钢 套管壁厚 开 窗 开窗段井
开窗侧钻井固井技术研究与应用
开窗侧钻井固井技术研究与应用【摘要】开窗侧钻井的固井施工技术难度高，风险大。
本文针对青海油田油砂山地区开窗侧钻井固井中遇到的各种问题进行了分析研究。
从现场实践出发，对侧钻井固井施工要点及解决措施等几方面进行了研究，找出了降低泵压，提高顶替效率，改善固井质量的有效途径。
完善了开窗侧钻井固井优化设计。
【关键词】侧钻小井眼固井与常规直井相比，开窗侧钻井有自身的一些特点，即井眼小，井斜度较大，钻井风险大，固井施工难度高。
本文正是着眼于侧钻井固井，经过几年的探索研究和现场试验，在油砂山油区侧钻井固井取得了良好的效果。
1 开窗侧钻井固井技术的难点与常规直井相比开窗侧钻井井眼小，井斜度较大。
在固井施工中主要存在以下两个难点：（1）侧钻井套管与环空间隙、套管内径等都比常规井眼小的多，固井时摩阻增大，固井施工压力高且不易控制，施工难度大；（2）由于套管与环空间隙及套管内径都较小，一旦固井质量不合格，补救措施不易实施，补救成本高昂，再加上水泥环薄，固结后的水泥石强度不高，固井质量难以保证。
2 目前的解决措施2.1 做好固井前的准备（1）检查尾管悬挂器及其活动机构是否完好，对其中心管进行通径验证，下完套管保证其座封。
仔细检查套管附件（特别浮鞋、是浮箍、胶塞），以保证它们能完全符合固井要求。
（2）调整好钻井液性能，降低钻井液的粘度和切力，并进行充分循环，通常情况下1800米左右的侧钻井，循环压力在10-12MPa之间就可以实施固井了。
2.2 影响固井施工压力的因素影响侧钻井固井施工压力的主要因素有注替排量、井眼扩大率、套管居中度、钻井液和水泥浆的性能。
2.2.1？注替排量及井眼扩大率对压降的影响对于象钻井液和水泥浆这样的非牛顿流体采用达西公式：在侧钻井固井施工中，钻井液和水泥浆的性能直接影响着注替压力的高低。
良好的钻井液、水泥浆性能在很大程度上可以降低施工压力，是顺利固井的先决条件。
小井眼环空间隙较正常井眼小，固井顶替过程中阻力较大，为了减小流动阻力，在水泥配方上进行改进，必须是水泥与外加剂配套使用，且添加剂量必须充足。
水平井选择性完井技术研究应用
水平井选择性完井技术
五、现场应用情况
2009年3月，该技术在华北油田任平6井进行了首次现 场应用，开创了国内水平井五级六段分层封隔和控制开采 技术的先例。不仅解决了该井潜山漏失层出水严重而无法 完井的技术难题，而且实现长水平段分段开采控制的完井 技术。
后期根据开采的需要，分别在工具入井11个月和15个 月后，实现了选择性完井工具打开和关闭。
水平井选择性完井技术
5.施工工艺
采用两趟管串施工工艺。 （1）4”尾管下入及悬挂工艺（悬挂工艺管串）
实现4”尾管管串下入（包括尾管悬挂器、水泥充填封隔 器、选择性完井工具等）、尾管悬挂、送入钻具丢手。 （2）封隔器坐封工艺（坐封工艺管串）
实现内管注水泥、水泥充填封隔器坐封、解封、循环冲 洗。
水平井选择性完井技术 任平6井选择性完井工艺演示
水平井选择性完井技术
七、应用效果
任平6井高难度选择性完井施工，在国内陆上油田水平 井选择性完井技术方面取得以下六项技术突破,并在中国石油 报上刊载：
1.首次在国内陆上油田水平井选择性完井施工采用五级 六段分层封隔完井方式。
2.首次成功实现了在同一水平段采用裸眼完井和尾管悬 挂水泥充填封隔选择性完井两种完井方法。
层号
层位
完井方式
第一层
Jxw7
裸眼
第二层
Jxw71中
选择性完井工具
第三层 第四层 第五层
Jxw6下-Jxw71上 Jxw6上 Jxw5盲管 盲Leabharlann 盲管水平井选择性完井技术
4.配套完井工具
7″×4″可回收球座式液压双作用全通径尾管悬挂器1套 4″水泥充填式套管外封隔器5套 4″选择性完井工具1套 4″倒装浮箍（耐压35MPa） 4″倒装浮鞋（耐压35MPa） 滚轮刚性扶正器 直条刚性扶正器 密封插头（耐压25MPa） 23/8″内管引鞋
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。
侧钻井技术研讨会多煤体开窗侧钻井
Density:1.88g/cm3 BHCT:220℃ BHST: FluidLoss: Thickening Time:5:44:30
Job Type:
Temperature ( ℃) Pressure (MPa) Consistency (Bc)
260
200
100
240
180
90
220
160
80
Test Stop Date:2006-3-16
Test Stop Time:14:58:18
Well ID:胜科1井 Customer: CementClass:水泥593g,硅粉207g CMfr:胜潍水泥集团 Additives:SWH-5:16.2g(070101),SWJ-3
(070301):64g;水:270g;盐:32.4g;SWJZ-1:0.8%
200
180
140
70
160
120
60
140
100
50
80
60
30
60
40
20
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水泥浆体系
（2）高强、低失水、微 膨胀体系
G水泥与减阻剂、缓 凝剂、降失水剂、早强 剂、膨胀剂、锁水剂等 外加剂，根据井底温度 配制的水泥浆体系。
改善了水泥浆的流变 性，降低了水泥浆的失 水和自由水，减少了水 泥浆体积的收缩。
29
水泥浆体系
（3）增强增塑水泥浆体系
水泥、漂珠、微硅和增强 增塑料构成四级颗粒填充结构 体系。
13
套管开窗侧钻井 完井固井存在的难题
（7）完井方式不同，难度各异。特殊完井 工艺集多种完井固井技术、多种特殊工具 （悬挂器、分级箍、封隔器等）配套使用于 一体，完井固井的难度更大 （8）侧钻井出砂问题。射孔孔眼小，临界流 速大，易出砂；井眼小，沉砂口袋有限，地 层出砂极易砂埋油层，使油井后期出现供液 不足现象。
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。
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。