开窗侧钻钻井技术

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。

开窗侧钻技术我国经过二十几年的改革开放经济发展，经济步入大发展时期，同时伴随的是石油需求猛增，国际油价高起，但国内大多数油田经过几十年的开发开采，现在都已经进入了中后期。

随之而来与之相伴的是油井产量低、含水量高、油田开采区块布井加密，相对投入开采成本加大。

如合提高油田产量或稳产，把剩余的储油开采出来，同时又要节约成本，这个大的问题摆在了石油部及各个油田领导面前。

只有科技投入，科学打井这条路可走，因此“老井套管定向井开窗侧钻技术”应运而生了。

各个油田这几年不同成度的在各类尺寸的老井开发中运用了这项技术。

下面就拿新疆塔里木油田塔中区块，TZ4C 井、在定向井开窗侧钻施工过程中的几点经验和体会与同仁做一下交流。

TZ4C井是有大港定向井技术服务公司（DDDC），负责定向井开窗侧钻施工及井眼轨迹控制全过程。

使用了先进的井下导向工具和无线随钻仪器（WMD）全井导向跟踪技术，现场施工人员是：武志远、张静辉、郭金海、刘桂利塔中4C井是由中原三勘60706队在塔中地区承钻的一口三段制定向井，地理位置位于新疆且末县，塔中4油田塔中4井，设计井深为4265m（垂深）；一个目标靶点，靶圈半径30m。

由大港定向井公司提供自侧钻点至完钻井深的定向井技术服务（包括侧钻施工）。

一、定向井设计数据：1、剖面设计数据：剖面设计为三段制剖面。

完钻井深：3775.81m，水平位移：440.12m。

造斜点：2700m；方位：63.17︒；最大井斜角：28.17︒。

增斜井段：2700m～2928.64m，段长：228.64m,增斜率：3.6︒/30m。

稳斜段：2928.64m～3775.78m，段长：847.14m。

2、设计目标点数据：井深：3685.06m；垂深：3585.87m；水平位移：397.26m；靶区半径≤30m。

3.开窗日期:2005.1.28 修水泥面日期:2005.2.6侧钻日期:2005.2.6 完钻日期:2005.2.23完钻日期:3785.09m全井施工过程数据及视图：轨道计算1. 基本数据:公司: 塔指三勘井名: TZ4C钻机: 60706井位: 塔中北参考: 真北N(X), E(Y)参考: 全程H(Z)参考: 海平面垂深参考: 转盘面地表海拔: 1097.87米补心高: 8.00米磁偏角: 2.64度收敛角: 1.65度井口及目标纵N(X)横E(Y)海拔H(井口 4323734.8014726169.00 1105.TAR 4323930.0014726515.00 -2480.2. 轨道计算:站测深井斜方位垂深视平移东北度度点米米米米米000 2700.00 0.73 65.81 2699.75 -16.70 -23.02 8.52 001 2709.90 3.60 351.24 2709.64 -16.54 -23.01 8.85 002 2738.71 7.20 16.24 2738.32 -15.02 -22.64 11.48 003 2767.51 8.10 34.84 2766.87 -12.00 -20.98 14.88 004 2796.30 9.90 54.84 2795.31 -7.77 -17.80 17.97 005 2825.07 13.30 62.04 2823.49 -2.01 -12.85 20.95 006 2853.85 16.90 65.64 2851.28 5.48 -6.11 24.23 007 2882.66 21.70 67.84 2878.46 14.98 2.64 27.97 008 2911.43 24.70 66.44 2904.90 26.28 13.08 32.38 009 2940.21 27.10 64.94 2930.79 38.84 24.53 37.56 010 2969.01 27.90 64.54 2956.33 52.13 36.56 43.23 011 2997.77 28.20 64.24 2981.71 65.66 48.75 49.08 012 3026.55 28.80 64.04 3007.01 79.39 61.11 55.07 013 3055.36 29.10 64.44 3032.22 93.33 73.67 61.13 014 3084.14 29.30 64.24 3057.34 107.37 86.33 67.21 015 3112.93 29.90 63.14 3082.37 121.59 99.07 73.51 016 3141.70 28.90 63.64 3107.44 135.71 111.70 79.84 017 3170.53 29.20 63.74 3132.64 149.71 124.25 86.04 018 3199.35 29.20 63.94 3157.80 163.77 136.87 92.24轨道计算站测深井斜方位垂深视平移东北度度点米米米米米029 3503.05 30.90 61.34 3421.13 315.01 271.06 162.03 030 3531.90 30.20 61.34 3445.97 329.67 283.93 169.07 031 3560.79 30.10 61.34 3470.96 344.17 296.66 176.03 032 3589.66 30.00 60.84 3495.95 358.62 309.31 183.02 033 3618.52 29.90 60.54 3520.95 373.01 321.88 190.07 034 3647.37 30.10 60.54 3545.94 387.42 334.44 197.16 035 3676.25 30.20 60.54 3570.91 401.91 347.07 204.30 036 3705.11 30.10 60.34 3595.87 416.39 359.68 211.45 037 3734.00 29.80 59.64 3620.90 430.79 372.17 218.66 038 3762.87 29.70 59.14 3645.96 445.09 384.49 225.96 039 3785.00 29.70 58.64 3665.19 456.02 393.88 231.62TAR 3693.55 30.14 60.42 3585.87 410.59 354.63 208.58实际靶区半径 TAR: 15.92 米井眼轨迹控制技术：1、定向（侧钻）井段的控制：该井在老井的钻进中由于钻具合理、措施得当，使井斜得到了很好地控制，全部直井段井斜角没有超过 2 ︒。

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。

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。

开一、概述•自从世界上第一口定向井在20世纪30年代问世以来，定向井、丛式井等钻井技术有了很大的发展。

我国克拉玛依、玉门油田在50、60年代将定向井技术成功应用于油水井套管内开窗侧钻，经过几十年的现场实践，工艺技术进一步发展，工具进一步发展完善、配套，形成了一整套套管内开窗侧钻技术。

•目前，侧钻技术水平已在工具和工艺技术等方面总体上接近世界先进水平，并在全国油田等到广泛的应用。

通过套管内侧钻恢复了油气井生产，提高了油气井利用率和开发效果，取得了重大的社会效益和经济效益。

•1、油气井侧钻的意义油田勘探开发进入中后期，生产经营活动受到储量、投资、成本三大因素的制约，稳产形势严峻。

油田开发的重点，逐渐转移到利用工程和技术措施，挖掘剩余油潜力，提高老油田采收率上来。

随着开发时间的延长，老油田油气水井状况逐渐变差，相当数量的井不能正常生产。

为了解决部分复杂长停井复产的问题，开始应用复杂侧钻井技术的崭新尝试。

侧钻井技术在提高老油田采收率方面，具有投资少、成效大、见效快的优势，为侧钻井技术的大面积推广应用创造了条件。

侧钻井技术的应用更加规范，工艺技术措施也在推广应用中不断得到完善和提高。

•2、油气井侧钻的作用（1）、油气井侧钻利用原井眼，完善并保持了部分井网，可减少部分调整井的数量。

（2）、利用原井眼，可在油气井侧钻加深层位获得新的油气流。

（3）、通过油气井侧钻，使部分停产井恢复生产，提高油气井利用率及开发效果。

（4）、利用原井眼，可节约上部井段的钻井费用和地面建设费用，因而可以获得很好的经济效益和社会效益。

•3、套管内开窗方法及类型（1）、侧钻开窗方法：综合国内外侧钻工艺技术，开窗方法有以下三种：a、斜向器开窗侧钻方法将一定技术规格的斜向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斜向器斜面轴线一侧磨铣出一定形状的窗口，从窗口钻新井眼的方法，这种方法是油气井常用的侧钻开窗的方法。

b、截断式（段铣）开窗侧钻方法截断式开窗侧钻方法，即采用扩张式磨鞋在预定井段磨铣切割套管，将套管磨掉一段（20-30m）达到开窗目的后进行侧钻。

TC428大斜度井技术措施1.侧钻1)水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，检查水泥塞质量。

检查方法：修水泥面，试钻钻压50~80千牛，钻时不高于5~8分/单根。

2)侧钻用有线测斜仪监测井身轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功；用有线测斜仪监测有利于探管接近井底，可减少测量盲区长度；3)严格按照推荐上扣扭矩紧扣；4)控制起下钻速度在15柱/小时以下；5)开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器；6)钻井参数服从马达参数，轻压，根据钻进直井段时的钻时选择控制好侧钻钻时；7)随时注意钻进时的返砂情况，根据返砂情况及时调整钻井参数，确认新井眼与老井眼偏离2米，新砂样达90%，可确定出新井眼，方可起钻；8)起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出；2．导向增斜钻进1)严格按照推荐上扣扭矩紧扣；2)控制起下钻速度在15柱/小时以下；3)若下钻遇阻，划眼时应保证工具面是钻进该井段时使用的工具面；4)钻井参数参考马达使用参数；5)如果造斜率偏低，起钻换高角度马达；6)工具造斜率应稍高于设计造斜率，避免因造斜率不足而起钻；7)根据现场实际情况，分段循环，及时短起下。

建议每钻进30-50m短起下一次以保证井眼清洁；8)钻具倒装，原则是井斜30度以深井段采用18锥度钻杆，加重钻杆数量保证该井的加压需要；9)加强泥浆性能，保证携砂、润滑，含砂量〈0.5%，以保证MWD和马达正常工作，并延长其使用寿命；10)起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出；11)选用与马达参数相匹配的优质钻头以保证安全优质快速钻井；12)造斜点以上井段及入窗之前井斜60－70度左右测多点，以校对有线仪器与电子单多点测斜仪是否存在偏差，进一步保证安全着陆；13)定期进行钻具探伤，发现有损坏的钻具及时更换，并定期倒换井下钻具下井顺序；14)及时测斜计算，根据测斜结果掌握好井身轨迹的变化趋势，准确制定出钻进下部井眼的最合理的施工方案；15)接近着陆点50米不在更换钻具，在掌握了特定钻具的造斜率之后，不更换钻具以利于着陆；16)现场施工人员根据钻进情况及时调整钻具组合及钻井参数，解决好水平井在大斜度时的传压问题。

大斜度井套管开窗侧钻技术郭云山杨振荣康锁柱王英水孙玉琛（华北石油管理局第三钻井工程公司）摘要今年来随着油田开发的需要，套管开窗侧钻井在逐年增加，而大斜度井套管开窗钻井技术也提到了议事日程，马42平2井的顺利交井，填补了华北石油管理局大斜度井开窗的空白，通过这口井的施工也积累了一些开窗的宝贵经验。

本文就大斜度井开窗侧钻谈点认识。

关键词大斜度井开窗斜向器坐挂轨迹控制所谓套管开窗，就是指在原先因为工程、地质报废的油气井某个预定井段的套管锻铣或磨铣开窗钻出新的井眼，然后在这新的井眼中下入小套管固井完井。

该技术主要是为了解决老井套管损坏、缩径、井下落鱼等无法大修的停产井，也可以满足因地质需要更换井底或加深的要求。

近年来，由于老井套管变形或损坏，陆续有部分油气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，特别是有效地利用现有井眼以及地面设备，发挥老井潜力，华北石油管理局加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用，经过几年来的不懈努力，这一技术已日趋成熟和完善，但大斜度井套管开窗侧钻技术在我局还是一个空白，马42平2井大斜度井的侧钻成功，标志着我们开窗侧钻钻井技术，上了一个新台阶。

1 马42平2井简介马42平2井是在马42平2（原）井的井眼里开窗侧钻的，马42平2（原）井是一口潜山水平井，由于该地质情况复杂，对地层认识不足，没有钻遇潜山，地质目的没有达到，决定在该井眼里开窗侧钻。

马42平2井开窗点为2617.25m，窗口井斜64.75°，方位33.03°。

开窗套管外径177.8mm。

开窗完后用152mm钻头钻至井深2940米完钻。

2 窗口位置的优化设计、开窗方式的选择以及侧钻钻井设计2.1 侧钻位置的确定侧钻位置的选择与原井套管完好情况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。

侧钻位置的优选应在满足地质要求的前提下尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全的原则。