石油钻井行业套管开窗技术服务方案与技术措施

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。

套管开窗侧钻技术随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。

如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。

套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。

标签：复产；套管开窗；侧钻前言随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。

如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。

套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。

目前开窗侧钻技术在国内外很多油田都得到了推广应用，成为“挖潜增效”的重要手段，具有重要的战略地位和经济意义。

现在就本人对导向器开窗侧钻技术的一些见解做一些论述。

1开窗点的选择选择开窗点前要仔细查询套管数据及固井资料，综合考虑后确定。

选择标准如下：在保证开窗点套管完好的情况下，避开套管接箍及扶正器；在保证开窗点以上套管完好的情况下，尽量利用原井的有用套管；保证开窗点周围固井质量完好；斜井尽量选择狗腿角小的地方。

2 导向器座封下导向器前要根据套管的内径大小，选择合适的通井规进行通井，确保开窗点以上位置起下钻畅通无阻。

选择打压座封式导向器，座封导向器前要进行陀螺定位，确定合适的方位后打压座封。

三次打压后带压检查导向器座封是否座封，确定座封后，泄压，再检查是否牢固可靠。

导向器固定可靠后，退下送斜装置起出钻具。

3 铣锥开窗采用钻铰式铣锥（复式铣锥）进行一次性开窗，可分为三个阶段。

钻具组合：钻铰式铣锥+加重钻杆6根第一阶段：起始磨铣阶段从铣锥磨铣导向器顶部上方某一点到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段。

此过程要注意轻压、慢钻，使导向器磨出一个均匀接触面，为以后顺利下钻及钻进打下基础。

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。

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。

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。

套管开窗侧钻的关键技术及配套设备发布时间：2022-12-30T05:40:53.249Z 来源：《工程建设标准化》2022年9月17期作者：邵波[导读] 套管开窗侧钻技术正逐步配套完善，其在提高油田开发水平、邵波中石化经纬有限公司胜利定向井公司山东省东营市 257000摘要：套管开窗侧钻技术正逐步配套完善，其在提高油田开发水平、节约钻井成本、使套损井高效地重新利用、提高大修井技术手段等方面具有较大优势，是老油区剩余油挖潜、提高油田采收率行之有效的手段。

该技术适用于断失层，局部微构造高点，井间剩余油滞留区，老井部分生产层段报废、原井仍有潜力的层系，井网不完善的潜力层。

侧钻工艺技术代表了一个油田大修井工艺技术水平。

因此探讨套管开窗侧钻工艺流程、关键技术及其配套设备，具有重要的作用与意义。

关键词：套管开窗侧钻；工艺流程；关键技术；工具；配套设备1.开窗点选择原则为挖掘剩余油潜力可将井型细分为五种类型：断失层；局部微构造高点；井间剩余油滞留区；老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系；井网不完善的潜力层。

侧钻井技术优势包括：可使死井复活；可强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率；可充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；可充分利用老井场和地面设施，节约投资，保护环境；可获取新的地质资料，为重新认识油层提供依据。

套管开窗侧钻技术的实施基础就是对开窗点的选择，只有选择出最佳开窗点，才能为侧钻质量提供保障。

在进行现场开窗点的选择时，首先需要对该井眼的状况进行资料的收集，然后根据收集到的资料进行详细的分析，从而才能确定最佳开窗点。

选择开窗点需要遵循的具体原则如下：（1）原有固井和井眼质量良好；（2）现场有利于钻井、采油和井下作业；（3）尽量选择在井眼原有的套管上进行开窗，这样能够一定程度上减少侧钻的施工周期，从而也能节约开采成本；（4）不要在套管扶正器周围进行开窗，争取较少的使用铣套管进行连接；（5）保证选择的开窗点所在套管的上部段没有破损和变形的状况出现，使原油能够正常流动，避免泄漏。

套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术随着石油工业的发展，对于油田开发的要求也越来越高。

传统的直井钻井技术已经不能满足对储层的开采需求，因此水平井技术应运而生。

套管开窗侧钻水平井是一种常用的油田钻井技术，它在垂直井井眼的基础上通过侧向开窗和钻进水平段，实现了在地层中更大范围的水平井井眼。

水平井井眼轨迹控制技术一直是该技术面临的难点之一。

本文将介绍套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的相关内容。

一、套管开窗侧钻水平井简介套管开窗侧钻水平井是指在已钻进的垂直井井眼内，通过套管侧向开孔，并在开孔处向侧向钻进水平段，形成水平井井眼。

这种技术适用于那些无法通过传统方式直接在地层中打井的情况，例如地质条件复杂，需要避开敏感地层或者地下设施等。

套管开窗侧钻水平井在提高油田开采效率、降低钻井成本和减少环境影响方面具有明显的优势，因此备受油田开发者的青睐。

在进行套管开窗侧钻水平井时，井眼轨迹的控制是至关重要的。

一方面，井眼轨迹的控制影响着后续井筒建设和油层开采的质量和效率；良好的井眼轨迹控制也可以减轻钻井过程中的风险和难度。

传统的套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术主要包括测量、数据处理和导向技术。

1. 测量技术在进行套管开窗侧钻水平井时，需要对井眼轨迹进行精确测量。

常用的测量方法包括地磁测量、地震测量和测斜测井。

地磁测量是利用地磁仪测量磁场分布，通过分析地磁数据来确定井眼轨迹。

地震测量是通过发送地震波并接收地震波返回的信息，根据接收的地震数据来确定井眼轨迹。

测斜测井是通过在井眼内安装测斜仪来获取井眼轨迹的实时数据。

这些测量技术可以有效地获取井眼轨迹的信息，为后续的数据处理和导向技术提供依据。

2. 数据处理技术获得的井眼轨迹数据需要进行处理和分析，以便得到准确的井眼轨迹信息。

数据处理技术包括数据解释、数据融合和数据分析。

数据解释是根据测量技术获取的原始数据，通过对地质信息和井眼特征的分析，对井眼轨迹数据进行解释和处理。

数据融合是将不同测量技术获取的数据进行整合和融合，以提高井眼轨迹数据的精度和准确度。

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。

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]。

双层套管开窗技术及应用案例双层套管开窗是在开窗处存在两层套管（油层套管和技术套管）时进行的开窗侧钻。

目前，还没有适用于双层套管开窗的专用工具（导斜器和铣锥等），只能借助于常规的单层套管开窗工具进行双层套管开窗作业。

由于双层套管的尺寸、钢级强度以及两层套管间的间隙等因素的影响，使得双层套管开窗难度增大。

1988—2001年，辽河油田共实施双层套管开窗侧钻井3口，侧钻成功1口井，另2口井不成功原因主要是套管开窗失败。

而双层套管的油水井约占全部油水井的12%，有2000多口，因此，有必要探讨双层套管开窗技术。

1开窗窗口长度的确定1.1窗口长度是指开窗结束时铣锥最少纯进尺。

1.2同单层套管开窗相比，双层套管开窗的窗口长度除受到开窗工具（导斜器和铣锥）影响外，还受到双层套管的尺寸、套管钢级强度差异以及2层套管间的间隙等其他因素的影响。

1.3为简化计算，假定套管居中，套管钢级强度差异很小。

如图1所示，根据相似三角形性质，双层套管开窗窗口长度L为：图1双层套管开窗结构示意图图2双层套管开窗时钻压变化情况L=L0（D1—D0）/（2D0）+L0+L1（1-1）式中L—窗口长度，mm；L0—导斜器斜面长度，mm；D1—技术套管外径，mm；L1—铣锥长度（不含接头长度），mm；D0—导斜器最大外径，mm。

1.4窗口实际长度：L C=（L-L1）cosβ（1-2）式中L C—窗口的实际长度，mm；β—导斜器导角，（°）。

1.5为确定技术套管上窗口的实际长度，首先必须计算当铣锥刚接触技术套管时铣锥纯进尺L X：L X=（d1+D o+2d2）L o（2D o）（1-3）则，技术套管上窗口的实际长度：L Xl=[（L o-L X）+L o（D1-D o）/（2D o）]cosβ（1-4）式中d1—技术套管内径，mm；d2—铣锥头外径，mm。

2开窗参数的确定2.1钻压2.1.1双层套管开窗作业时，钻压是关键。

2.1.2如果钻压过大，铣锥将提前出套，窗口短，导致下钻头和下套管困难；如果钻压过小，铣锥将出不了套管，严重时可能会将导斜器磨掉。

套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术套管开窗侧钻技术是一种常用的油气井施工方法，用于在套管内侧进行加工，形成侧向开孔。

这种技术可以极大地提高油气井的产能和采收率，但是需要控制好井眼轨迹，以确保开窗位置准确、井壁完整性和稳定性。

1. 钻具选择：选择合适的钻具对于控制井眼轨迹至关重要。

需要考虑钻头的切削效果、承载能力和稳定性，以及钻具的强度和刚度。

常用的钻具包括扩孔器、鳍片钻头和导流钻头等。

2. 地层评价：在进行套管开窗侧钻之前，需要对地层进行充分的评价和分析。

通过测井、地层采样和岩心分析等手段，确定地层强度、韧性和岩石力学性质等参数，为井眼轨迹控制提供依据。

3. 钻井参数控制：钻井参数的选择和控制对于井眼轨迹控制起着重要的作用。

包括钻井液性能、循环率、压力控制、钻速和切削速度等。

合理的控制这些参数，能够使井眼保持稳定，减小窜漏和井壁崩塌的风险。

4. 水平段钻进控制：水平段的钻进是套管开窗侧钻井眼轨迹控制的关键环节。

在水平段的钻进过程中需要控制钻头的位置和方向，以达到预定的井眼轨迹。

常用的控制方法包括旋转速率和方向的调整、注入压力的调整、钻具操纵和下入钻头的控制等。

5. 井眼质量控制：在进行套管开窗侧钻之后，需要进行井眼质量的检查和评估。

通过测量井眼直径、圆整度、垂直度和完整性等指标，判断井眼是否满足设定的要求。

如果井眼质量不符合要求，需要进行修复和优化措施。

套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术对于确保井口安全、提高井产能和采收率具有重要意义。

通过合理的钻具选择、地层评价、钻井参数控制、水平段钻进控制和井眼质量控制，可以实现精确、稳定和安全的套管开窗侧钻作业。

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。

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是在油气开采中广泛应用的一项技术。

该技术主要是利用井下定向钻井技术和井下工具的轨迹控制能力，沿着预定轨迹在井壁上导向、制造开窗，实现井眼侧钻和多点开采的目的。

（1）井眼侧钻的预测：通过井壁钻进的数据，技术人员可以预测井眼方向和地层情况，为选定井眼提供参考。

（2）套管固定：套管长度以及上下部缝隙长度应符合设定要求，套管才能够在井下工作，井状的水平弯曲半径、侧向偏角和侧向位移等条件也需要满足要求。

（3）开窗操作：在套管外部制造一个大小合理的口，操作人员调节井下工具，使得开窗方向和位置符合要求。

（4）井眼导向：对于套管开窗侧钻水平井，井眼导向受到很多影响因素，包括井下动力学、钻头质量和钻井流体等。

因此，需要技术人员进行实时监测和控制。

（5）井口稳定：在井下进行开窗侧钻水平井钻井作业时要注意井口的稳定，一旦井口不稳定，会出现下沉、塌陷等问题，影响井下作业的顺利进行。

（1）提高油气开采效率和产量：通过选择和开采较多的作业点，可以使油田开采的效率和产量明显提高。

（2）降低钻井成本：套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术可以在同一井筒内进行多次开采，降低了钻井的成本。

（3）提高资源利用效率：利用套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术，能够不断地在地层中钻井，创造出更多的开采作业点，增加资源的利用效率。

（4）优化油田开发进程：套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术可以在不同时间段和不同深度进行开采和生产，优化了油田开发进程。

总之，套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术是一项在油田工业领域中被广泛应用的技术，可以提高开采效率和产量，降低钻井成本，优化油田开发进程，提高资源利用效率，为油田的规划和开发提供了重要的技术支持。

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。

TZ11套管开窗侧钻定向井技术措施1.开窗1)掌握准确的原井眼套管各种数据：包括段铣井段套管钢级、壁厚、接箍位置、套管磨损情况、固井质量等；2)下钻通井，检查套管是否有变形，同时清洗套管保证开窗工具等下至开窗井段；3)开窗点以上井段如果没有可靠数据，必须测电子陀螺，通过其测量的数据确定造斜点处的实际闭合位移和闭合方位，为井眼轨道的设计提供真实的依据；4)开窗位置要避开接箍，在段铣井段尽量减少磨结箍的个数；5)水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，修水泥面至预计开窗位置以下100米，水泥承受静压100千牛以上；6)段铣工具入井前，在地面检查好，保证入井正常工作；7)保持下钻速度均匀，下钻途中不得开泵；8)段铣及切割过程中要随时观察转盘转速及扭矩的变化情况；9)保证钻井液能充分携带段铣工具切削下来的铁屑，并使用钻井液净化设备和磁铁清除钻井液中的铁屑；10)搞好钻井液净化工作，打水泥塞前要充分循环好钻井液，保证钻井液内及井筒内的铁屑完全被清洗出来。

2.侧钻及定向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)侧钻用直马达配合弯接头以无线随钻测斜仪监测井眼轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功；3)动力钻具井口试运转正常后方可下入井内；4)严格按照推荐上扣扭矩紧扣；5)控制起下钻速度在15柱/小时以下；6)钻井参数服从马达参数，轻压，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，方可加压钻进；8)定向用1.25°导向直马达配合以无线随钻测斜仪钻进至最大井斜角方可起钻换常规稳斜钻具；9)起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出；3．稳斜及降斜井段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)短钻铤的长度不得大于2.5米，稳定器磨损量不得大于设计3毫米；4)实际施工过程中，应使实钻轨道尽量靠近设计轨道；5)根据现场实际情况，分段循环，及时短起下，保证井眼清洁；6)加强泥浆性能，保证携砂、润滑，含砂量小于0.5%，摩阻小于0.08；7)起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出；8)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；9)及时测斜计算，根据测斜计算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；10)测斜后，经计算发现井身轨迹的变化趋势偏离设计，有脱靶的可能且使用3°/30米的造斜工具纠偏至靶区需要30米的井段时，应起钻进行纠偏作业，换用1.25°导向直马达配合以无线随钻测斜仪的导向系统直至确保安全中靶。