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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。
HCP6―1井开窗侧钻小井眼钻井技术1 HCP6-1井地质情况油田开发进入中后期，新建产能受限，而老区块产能建设仍然具有一定的开发潜力。
HCP6-1井区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区，该井主要开发萨尔图油层，其顶面构造形态为一近南北走向的长轴背斜构造。
萨尔图油层沉积相类型为三角洲前缘相沉积。
河口坝、水下分流河道、席状砂、远砂坝等为主要的微相类型。
储层岩性主要为一套较稳定的半深湖相灰绿色粉砂岩。
萨尔图油层埋藏深度1150-1230m，萨尔图油层共划分为两个油层组，若干个含油小层，为一套砂泥岩互层沉积，隔层薄，砂岩连续性较好，单层砂岩厚度为1-2m。
2 HCP6-1井工程施工情况2.1套管开窗侧钻技术2.1.1窗口位置选择套管开窗是要实现在原有套管的基础上开出一个新的窗口，为后续的施工提供稳定、安全的通道，必须综合考虑多方面因素。
（1）开窗点位置套管质量良好，套管不能有腐蚀、磨损、变形等情况；（2）开窗点位置套管的固井质量良好，尽量选择在水泥环分布均匀，水泥与套管、地层胶结良好的位置；（3）开窗点处地层的岩性稳定，开窗后的地层岩性稳定，可钻性强，不容易缩径，掉块的等；（4）根据地质靶点的要求，设计合适的井眼曲率。
综合考虑以上因素，结合老井的固井声幅资料，以及老井的直井段测斜数据，HCP6-1井确定最终开窗位置在906米。
在确定开窗点后，对开窗点以上进行一次刮管作业，以确保斜向器能顺利下入。
2.1.2开窗工具及工序目前的主要开窗方式有锻铣开窗和磨铣开窗。
HCP6-1井选择使用磨铣开窗，利用斜向器和铣锥开窗，利用陀螺对斜向器进行定位，保证开窗方位准确。
（1）斜向器下入作业。
斜向器下入钻具组合：Φ118mm斜向器+Φ95mm定向接头+Φ73mm钻杆。
斜向器下入预定位置后，下入陀螺仪器对斜向器进行定位，定位完成后，切记底部钻具不能转动，起出陀螺仪器，接顶驱，开泵憋压到19-21Mpa，稳压5min，压降不超过1Mpa即可。
30一、气田应用小井眼开窗侧钻水平井存在的问题（1）开窗时效差或开窗失败。
（2）环空间隙小，钻井速度慢，石千峰地层易漏失。
（3）钻具柔性强，滑动效率低，螺杆寿命短。
（4）井控风险高。
（5）压裂改造成本高。
二、小井眼套管开窗侧钻水平井技术对策1.提高开窗效率（1）优选开窗侧钻方式。
套管开窗侧钻的主要方式有两种，一种是段铣开窗，一种是采用斜向器开窗。
采用斜向器开窗不仅能保护原井眼，而且侧钻后窗口处井壁稳定性好，因此φ139.7mm 套管斜向器开窗优于段铣开窗。
斜向器开窗分为一体式斜向器和分体式两种。
一体式可以采用MWD测量，坐斜向器和开窗一次性完成，但是存在开泵提前坐封或者坐封失败的现象。
分体式主要是通过陀螺或有线测量，安置好工具面后再投球憋压坐封斜向器，起钻下开窗铣锥。
尽管分体式斜向器坐封成功率高，但是从施工工序来讲，分体式起下钻程序复杂，周期长，采用陀螺测量成本高，因此建议在开窗侧钻井段井斜大于4°，采用一体式斜向器开窗工具加无线随钻的开窗方式。
（2）优化斜向器坐封措施。
①下斜向器前，首先采用φ121.00mm通径规+φ104.80mm钻铤×1根+φ73.00mm 钻杆通井，通井要过窗口以下20m。
在开窗处反复上下活动钻具，充分循环，将井下杂物清洗干净，消除套管壁残余水泥对固定斜向器的影响。
对通井遇阻井段，采用胀管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证斜向器顺利下入和坐封；②检查斜向器卡瓦是否松动，一体式斜向器连接销钉是否上紧，导管是否畅通，连接到位；③检查定向接头，确保仪器坐键后，鞋口引鞋管槽的方向就是弯接头定向接头键的方向，斜向器的斜面方向与定向接头的键相对位置要量准，绘有草图；④送入钻具要用φ48mm 的通径规通内径；⑤下导斜器过程中要操作平稳，控制下钻速度，遇阻不超过30 kN，钻具不能转动，中途和坐封前不要循环钻井液；⑥ 陀螺测量要考虑陀螺的漂移量，坐键3次以上，测量数据大致相同，调整斜向器斜面至设计方位；⑦若憋压达不到设计压力，检查泵和管汇是否刺漏，判断投球是否到位。
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。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术随着石油工业的不断发展，对油气资源的开采需求也越来越大。
在特定地质条件下，一些传统的垂直井和水平井已经不能满足需求，因此水平井的应用变得越来越广泛。
而在水平井的开采中，套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的应用则成为了一个重要的技术环节。
一、套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的概念套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术是指在水平井的开采过程中，通过在套管上开窗，并利用侧钻技术在已经完井的井眼内施工，实现控制井眼轨迹的技术手段。
通过这种技术手段，可以实现在复杂地质条件下对井眼轨迹的精确控制，从而提高水平井的采收率和生产能力。
二、套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的原理1. 套管开窗技术套管开窗是指在油气井的套管上通过特殊的工具，如旋转式钻头或者射孔枪等，对套管进行开窗操作，从而在套管上形成一个与井眼相通的开口，为后续的侧钻施工提供通道。
2. 侧钻技术侧钻技术是指在已经完井的井眼内，通过特殊的侧钻工具，在井眼的侧向上进行进一步的钻井施工。
通过侧钻技术，可以在井眼内控制井眼的水平方向和垂直方向，从而实现井眼轨迹的精确控制。
2. 提高水平井的采收率和生产能力通过套管开窗侧钻技术，可以在水平井的开采过程中实现井眼轨迹的精确控制，从而提高油气的采收率和生产能力，为油气开采提供更好的技术支持。
五、套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的发展趋势1. 技术设备的更新换代随着石油工业的不断发展，套管开窗侧钻技术也在不断创新和发展。
未来，随着技术设备的不断更新换代，套管开窗侧钻技术将会更加高效、精确和稳定。
2. 自动化和智能化水平井开采装备未来，随着智能化技术在石油工业中的应用，套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术也将朝着自动化和智能化方向发展，从而实现更高效、更精准的水平井开采。
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于水平井井眼轨迹控制的方法。
在传统的钻井中，钻井井眼的轨迹通常是直线或者近似直线，这样的钻井方式无法满足一些特殊的需求，比如需要在特定地层进行储层选择或者方便后续的水平井钻探等。
套管开窗侧钻技术可以通过在套管上开一个或多个侧孔，使得井身与地层呈一个特定的角度，从而实现特定轨迹的控制。
套管开窗侧钻技术的实施步骤通常包括以下几个方面：1. 地质条件评估：在实施套管开窗侧钻之前，需要对钻井地点的地质条件进行评估。
根据地质条件的不同，选择合适的开窗方向和位置，以及合适的工艺参数。
2. 套管设计和制备：根据前期的地质条件评估结果，设计和制备合适的套管。
套管的设计要能够支持侧钻的需求，并且要能够满足井眼的稳定性和强度要求。
3. 套管上开孔：根据套管设计的需求，在套管上开相应数量的侧孔。
开孔的位置和角度要根据地质条件、轨迹控制要求和工艺参数来确定。
开孔可以使用电火花或者其他适当的方法进行。
4. 侧钻动力系统设计：设计合适的侧钻动力系统，以提供足够的动力和扭矩来实施侧钻操作。
动力系统的设计要考虑到钻头的选用、钻具的强度和稳定性等方面。
5. 井眼轨迹控制：通过合理的控制侧钻工艺参数，如转速、进给速度、注浆压力等，来控制井眼的轨迹。
根据地质条件和开窗方向的不同，需要不断地调整工艺参数来实现预期的井眼轨迹。
套管开窗侧钻技术可以广泛应用于水平井的开发和生产中。
通过合适的开窗方向和位置，可以实现更好的储层选择和开发效果。
与传统的直井井眼相比，套管开窗侧钻技术能够更好地满足复杂地质条件下的需求，并提高钻井的效率和效果。
①139・7mm套管开窗侧钻技术2016年2月18日一. 前言二. ①139.7mmSf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. 安全钻井措施几点认识一. 前言①139.7mm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，大部分是米用常规钻井技术来打小井眼微间隙井，根据①139.7mm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. ①139.7mm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①104 mm套管，环空间隙更小，环空压耗更局，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。
对壁厚是10.54mm的套管要注明，它直接影响开窗侧钻工具的准备。
2、根据井况、技术状况以及经济性，综合考虑开窗侧钻井的整体施工方案，作好侧钻井的技术方案论证工作。
对有一定难度的井，及时向采油厂协商解决方案，降低施工难度。
3 、为保证钻机正常运行，及时与采油厂作好侧钻井的交接工作，交接内容包括侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺工作。
二、工具、仪器和钻具准备1. ①73mm占杆内径必须一致，能通过①48mm勺通径规，防止仪器和工具阻卡。
2. 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。
3. 侧钻井特殊钻具、工具配套（适用内径大于①121mnO上的套管）①118mm< 2m通径规1根①118mnS【J刀钻头1只①118m博牙轮钻头1只① 118mmPDC 头1只①114mm斗向器1套①118mm占较式铳锥1只① 95mm0.75、1 、1.25、1.5单弯螺杆各1根①104.8mm无磁钻铤或①89mnft磁承压钻杆 1 根①76mn^钻杆 1 根①89mm^制加重钻杆10 根①104.8mm占铤 2 根4 105mmfe向直接头 1 只4 105mn©压凡尔(210X 211) 1 只①73mm＜占杆卡瓦 1 只安全卡瓦 2 付①76mn^钻杆下旋塞 1 只150吨x 3m单臂吊环DH-150T 1 付①73mm＜占杆吊卡*150吨 3 只①117mm①115mm急定器按需KKQ-114水力式扩孔器备注：对于10.54mm的套管，通径规和铳锥①115mm斜向器①110-112mm, 钻头① 114-114.3mmo4. 开窗侧钻井主要测量仪器a①36mm!力单点照相测斜仪b①36mm!力或电子多点照相测斜仪c①36mmW线随钻测量仪d①36mm它螺测量仪三. 设备及其它4 139.7mm套管开窗侧钻及大修井使用XJ650、XJ750钻机较合适，占地面积少，要求提升速度可控，提升负荷在120-150吨；泥浆泵3NB-500,缸套①100-110mm排量在6-12公升/秒，承压35Mpa,可以满足修井挤堵和开窗侧钻要求；钻机底座应能安装2FZ18-35双闸板；转盘要求转速可调，一般在30-120转/分，有扭矩仪；循环系统可进行加重、能单独配8-10方的泥浆，配备离心机及大于120目的震动筛，尽量减少泥浆罐数量，一般为2个罐；水龙头冲管耐压应满足35 Mpa的正常施工；高压管汇及水龙带要求耐压50MPa。
对施工队伍技术素质要求高，要具有修井作业和钻复杂井的能力，侧钻队伍尽量固定。
四. 井筒准备1. 通井钻具组合：①118mm刮刀+①73mm钻杆。
通套管内径的原则：通径规直径大于斜向器2~3mm,长度不小于斜向器长度，一般为①118mmX 2m 通径规+①73mm钻杆2. 技术要求：刮刀通井深度应通至预定开窗点以下50m ;通径规通套管内径通至预定的斜向器位置以下10-20m，由于通径规与井筒间隙小，下钻时必须控制速度，分段下钻，遇阻加压不得超过20KN。
充分循环洗井确保井内无原油和其杂质。
3. 若遇套管变形，可下入①118mm£合铳锥修复套管或进行涨套管作业。
4. 下封隔器至预定开窗点以下30-50m处，对套管试压，根据井况决定井口压力值，一般试压15MPa , 30分钟压降＜0.5MPa为合格。
否则，必须找出漏失点进行封堵。
5. 陀螺测斜，校对老井眼井斜数据。
6. 挤封油水井射孔段及套漏处，并形成开窗点以下30m水泥塞，以便固斜向器。
以上1-6项一般由采油厂进行施工。
以下为井队正常施工。
1. 安装井口装置并按标准进行试压。
采用合适高度的①139.7 mm升高短节（壁厚最大为9.17mm，内径大于121.36mm）,按标准安装2FZ18-35封井器及节流管汇，封井器芯子应为①73 mm 芯子（下套管前一付换成①101.6mm芯子，以备全井下①101.6mm的套管）。
下入①139.7 mm试压胶塞+①73 mm钻杆1根，关封井器，用试压车按井控标准要求试压合格，并通过公司开钻前验收。
2. 下①118mnfiJ刀通井。
对套管进行试压。
四. 套管开窗技术一. 开窗点的选择1. 主要是套管开窗部位以上的套管要完好，应无变形、漏失、穿孔破裂等现象。
2. 尽量避开盐层、漏层处、套管节箍处开窗。
3. 对壁厚10.54mm套管或TP130TTW管选用工具应区别对待，所有入井工具外径应小于115mm4. 考虑完井电测的难度，最大井斜在40以内较好，井斜较大时，用钻具输送测井。
5. 在满足地质要求的前提下，裸眼段尽量缩短。
井眼轨迹一般采用直-增-稳三段制剖面类型，保证井眼轨迹圆滑。
6. 开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定。
7. 开窗点要选在小于井斜8以内，便于扭方位。
否则，扭方位难度大，钻进后期井下摩阻大，施工困难。
二. 斜向器的选择1. 斜向器的选择及及类型由于斜向器结构不同，其固定方法不同，有水泥固定法和卡瓦固定法两种。
对P110高钢级的套管，采用水泥固定斜向器或座底卡瓦式斜向器较好；低钢级套管可采用卡瓦式斜向器。
套管开窗常用的斜向器有地锚式、液压卡瓦式、机械一体式等类型。
水泥固定斜向器主要是地锚式，卡瓦式斜向器包括液压卡瓦式、机械一体式。
地锚式斜向器只能用地锚支撑座于坚硬的水泥面上，施工风险大，开窗周期长，若在下钻过程中迂阻，易剪断销钉，被迫改变开窗位置。
液压卡瓦式斜向器可座底或悬空座挂，无注水泥的风险，对井斜大或钻具内不干净，钢球无法落到位置，可能造成悬挂失败。
机械一体式斜向器必须悬空座挂，下斜向器开窗一次完成，开窗作业时间短，一体式开窗工具比地锚式斜向器开窗节约4-5天，对于硬地层、厚壁套管、特殊套管等套管开窗独具优越性，但定向性差。
2. 常用开窗工具规格（对中139.7 mm套管，内径小于121.36mm）三. 下入导斜器前准备工作1、斜向器入井前的检查：地锚式斜向器检查销钉是否完好；液压卡瓦式斜向器检查卡瓦和扶正环上螺钉是否紧固，送入管与斜铁反扣是否松动，若松动要及时拧紧；机械一体式检查座封装置是否灵活牢靠，导斜器整体不得弯曲。
2、泥浆泵、地面管汇及钻具确保试压25Mpa无刺漏。
3、对送入钻杆必须用①48mnti勺通径规逐根通径，满足以后施工要求。
4 、下①118mim^ 2mr@径规通套管内径。
四. 下斜向器的钻具组合液压卡瓦式斜向器：①114mn＜压卡瓦式导斜器+定向接头+①73mm占杆地锚式斜向器：地锚(10s20n) +导斜器总成+定向接头+①73mm占杆机械一体式斜向器：导斜器总成+ ①73mni口重钻杆X 6-10根+①73mm占杆斜向器入井后应控制下钻速度，迂阻卡不超过2吨，防止猛顿、猛刹，特别是机械一体式斜向器，井口操作一定要平稳，上提钻具不得超过0.5m。
五. 斜向器固定技术1. 地锚式斜向器施工工艺地锚式斜向器是采用报废的油管或钻杆作为地锚，然后在地锚上焊一些带导角的铁块。
将斜向器下到预定位置定向后，固井候凝48小时后扫水泥面进行开窗。
施工程序：(1) 下地锚式斜向器+定向直接头+①73mm占杆，陀螺定向后，锁住转盘，接方钻杆注水泥后，下压80-120KN剪断导斜器和送斜器连接销钉，并上提10米洗井，将多余水泥洗出，起钻候凝48h。
(2) 下入由118mn#U刀钻头扫水泥面。
(3) 下复合铳锥开窗。
2 .液压式导斜器施工要点(1) 液压式导斜器在未固定时，严禁中途循环。
(2) 按设计要求导斜面器下到预定位置，使用陀螺仪调整好斜面方位，锁住转盘，接方钻杆蹩压、坐封，固定导斜器必须用清水憋压，钻杆内无杂物, 投球憋压达到22-25Mpa,泵压达到规定压力，不能转动钻具，达到要求后，稳压5分钟，反复3次，座封后再憋压7Mpa,上提送入钻杆使下部处于不受压状态，正转25圈退扣，缓慢上提，若泵压下降方可起出送斜杆。
否则放回原位置重新退扣。
(3) 下复合铳锥开窗。
3. 一体式开窗工具施工工艺机械一体式开窗工具成功实现了一趟钻完成工具的定向、座挂、开窗、修窗及钻领眼等多项作业，从而大大简化了开窗工艺。
(1)、工作原理：其结构主要由铳锥、导向器、地锚总成组成三位一体的组合式开窗工具。
当组合式开窗工具下到一定井深之后，利用机械换向原理上提钻具1.2米，在扶正器弹簧力的作用下，推动卡瓦片上行，产生一定的外挤力，而后下放钻具加压，使卡瓦牙嵌入套管内壁，从而使铳锥剪断联接螺拴完成悬挂工作，然后进行开窗作业。
图1座封装置图(2)施工要点机械一体式斜向器下钻到预计开窗点后，上提钻具0.5m以上，使止推块进入长轨道，缓慢下放钻具，止推块到达长轨道顶端推动锁紧装置张开，使卡瓦牙紧紧撑在套管内壁，继续下压钻具加压至120-160KN,剪断销钉后，轻转3〜5圈无蹩劲后就可进行开窗作业。
