套管开窗侧钻技术
套管开窗侧钻井
国内侧钻井发展概况
国内从50年代末、60年代初开始试验研究 套管侧钻钻井技术。经历了非定向侧钻、定向侧 钻到侧钻水平井三个发展阶段。
•玉门 •新疆 •辽河
胜利油田自1990年侧钻第一口井永12－侧12井以 来， 陆续进行了侧钻井挖潜试验，到97年共侧钻21口 井，其中7口井投产获得成功。
200
160
在现有工具造 斜率范围内， 尽可能选用较 高的造斜率， 可以缩短造斜 段的长度，提 高钻井速度， 实现安全经济 优质快速钻井。
开窗侧钻方式优化
地锚斜向 器开窗
侧钻速度快，工艺简单，适应于一般的开 窗侧钻井； 开窗后即可侧钻出去，且有一定井斜角， 有利于造斜减少裸眼段； 施工周期短； 井下事故少，侧钻成功率高。
液力加压器
5）施工经验
组合铣锥是很理想的套管开窗工具，它将开窗、修窗、 试钻一体化，减少了起下钻趟数，缩短了施工周期。
在开窗工具之上加一段刚性较大、长度不小于8m、外 径与磨铣工具相匹配的钻铤或大钻杆，可显著地提高 开窗侧钻速度和效果。
各个磨铣工具尺寸必须一致或尽量保持一致，避免在 窗口套管形成台阶或毛刺而增加窗口修整的工作量。
根据油藏特性 及工程、地质 条件，原井状 况以及确定的 井眼轨道类型 等，造斜率一 般在0.2～ 0.6º/m的范 围内。
造斜率的大小 要考虑现有造 斜工具的造斜 能力，并留有 适当余地以便 进行调节。
考虑造斜率与 井斜角相关性 原理，井斜越 大越易造斜， 在设计时初始 井段的造斜率 应选较低值， 在施工时用高 造斜率的工具 保证设计造斜 率的实现。
结合剩余油分布特征及地面和井筒条件，
优化侧钻井挖潜模式
侧钻断失层
侧钻微构造高点
剩余油滞留区
第九章 侧钻工艺技术
的YD合金及不同几何形状的硬质合金块组成的，如图8—7所示 YD合金及不同几何形状的硬质合金块组成的，如图8 合金及不同几何形状的硬质合金块组成的
第九章 套管开窗侧钻技术
侧钻就是侧向钻进，有裸眼侧钻和套管内侧钻两种。 侧钻就是侧向钻进，有裸眼侧钻和套管内侧钻两种。侧钻出一个井 眼的是一般侧钻井，侧钻出两个以上井眼的一般称谓分支井或多底井。 眼的是一般侧钻井，侧钻出两个以上井眼的一般称谓分支井或多底井。
套管开 窗侧钻 的用途
（1）钻多底井。 ）钻多底井。 （2）事故侧钻； ）事故侧钻； （3）已钻井偏离含油区； ）已钻井偏离含油区； （4）老油田枯竭采油井 ） 二次完井。 二次完井。
三、固井工具
双挂钩塞总成
阻 流 板 总 成 正 反 扣 接 头 总 成 双 挂 钩 堵 塞 杆 总 成
尾管悬挂器
双
阻 流 板
§9—2 侧钻工艺技术 2
一、侧钻井开窗前的准备工作
1、开窗段的选取
开窗段以上套管必须完好，套管封固质量良好。井斜角度小， 开窗段以上套管必须完好，套管封固质量良好。井斜角度小，井斜方位变 化小。开窗段的地层岩石较硬，地层无高压，不漏失，不坍塌。 化小。开窗段的地层岩石较硬，地层无高压，不漏失，不坍塌。 开窗口一般在目的层或套管损坏部位以上30米。套管开窗位置过高，要钻 开窗口一般在目的层或套管损坏部位以上 米 套管开窗位置过高， 进较长的一段才能进入油层，井眼越长，钻进和封固越困难。 进较长的一段才能进入油层，井眼越长，钻进和封固越困难。原井的油层套管 直径越小，侧钻的井眼长度应越短。 直径越小，侧钻的井眼长度应越短。套管开窗的位置应避开套管接箍 套管开窗的位置也不能太低，开窗位置低，则要用较大的井斜角度， 套管开窗的位置也不能太低，开窗位置低，则要用较大的井斜角度，这将使 增斜剧烈，增加造斜的困难，也使侧钻钻进难度提高。 增斜剧烈，增加造斜的困难，也使侧钻钻进难度提高。
套管开窗侧钻技术
(Ф139.7mm)套管开窗技术
前
言
目前，XX油田处于开发的中后期，躺井现象比 较严重，其中有相当一部分井通过大修手段无法解 决，具体表现在：部分油井投产后，由于地质构造 等多种原因的影响，造成井下套管出现机械故障如 套管挤毁、错断、腐蚀等；老井眼中有落物，正常 的大修手段无法处理；某些复杂断块，由于钻井、 地质等各种因素造成部分井未钻遇主力油层，需改 变地质目的，更换新井底。在这些情况下，可考虑 利用老井眼，应用新技术、新工艺进行套管开窗侧 钻以达到救活老井、降低钻井成本的目的。所以套 管开窗侧钻是油田开发后期增油上产的好手段。
以卫侧229-4井为例加以总结。 卫侧229-4井是卫城油田的一口高压注水井， Ф139.7mm套管于2286.69m处变形，2266.80m 错断，且管柱落井未能捞净，鱼顶2224.78m，要 求在Ф139.7mm套管内进行开窗侧钻，地质要求 靶心2250m处，方位330°-60°（相对井口）， 水平位移大于30m。该井于1996年4月23日8：00 开工，1997年7月16日24：00完井，修井周期84 天16小时，井身质量、固井质量全优，本井基本 实施技术如下：
所下斜向器组合为：地锚+斜向器+送斜器+定向接 头+Ф73mmDP。地锚为Ф73mm油管×4.00m，其 上焊5对20×20×100（单位：mm）扶正块，平均 外径110mm，最大外径Ф115mm，上割旋流孔。
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
11
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
2
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。
13
•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。
套管开窗侧钻的关键技术及配套设备
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
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
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。
钻压5-10kN，转速30-40r/min，进尺0.5m。
第二阶段：开窗磨铣阶段
从铣锥底圆接触套管内壁到底圆刚出套管外壁，钻压10-20kN，转速50-70r/min，进尺3-4m。
第三阶段：修窗阶段
实际开出的窗口往往不规则、不光滑，如不进行修整在起下钻及钻进过程中容易損坏钻具，严重的会造成井下事故。
此过程是在前面总进尺的井段，反复提拉钻具，打磨修整窗口，转速80-100r/min，至上下起放无刮碰通畅为止
4 脱离老井眼
由于受套管磁性的影响，随钻设备在离套管较近时存在很大的误差，反馈的信息不能作为轨迹控制的依据，因此在随钻前要钻进一段地层来摆脱套管的影响。
开窗完成后，下单牙轮钻头+钻铤+钻杆至井底，钻至20-30m，即脱离老井眼。
5 定向钻进
5.1 螺杆钻具的选择。
目前短半径侧钻井都选用单弯螺杆造斜，因为它造斜率稳定、成本低比较适合曲率半径40m左右的短半径施工的需要。
用三点定圆法计算螺杆钻具造斜率的计算公式为：K=2γ/（L1+ L2）式中：K工具的造斜率；γ工具的结构弯角；L1钻头到下稳定器的距离；L2下稳定器到上稳定器间的距离。
对于没有稳定器的螺杆钻具来说孔壁间隙小，孔底钻具处于超临界压力，产生弯曲变形，弯点与孔壁接触，支撑钻具，可以把该接触点看成稳定器的位置。
为了加强造斜能力及钻具的通过能力，下部钻具来说最好选用柔性钻具，可以用加重钻杆代替钻铤。
PDC不适于造斜，造斜段最好用牙轮钻头。
5.2 井身剖面及轨迹控制。
由于开窗侧钻井井身短，加上地层、造斜工具、钻具、摩擦力等影响，把井身设计成“增-稳-增”型剖面比较容易控制。
开始造斜时最好先主扭方位稍微带点井斜，此时井斜较小扭方位较容易。
结
合此地层方位及井斜变化规律，确定稳斜施工前的方位和井斜。
复合钻进稳斜时每隔30米或50米测一下井斜、方位，推测是否能中靶。
如果跑靶了，则需要进行再次造斜，结合前面地层规律造斜过后，一次稳斜到底。
造斜期间技术人员对井斜、方位要时时监测，必要时及时调整工具面。
6 测试及固井
钻至设计井深后，如不需要扩眼，则洗井2个循环以上，起钻至侧钻点通井一次（兼测多点），再次洗井，保证井底清洁。
根据情况打入封闭液，起出全部钻具，待测井。
测试完成后，下钻通井，清洁井底，打入封闭液待下套管。
下套管时控制下放速度，根据要求及时灌注泥浆。
套管下至预定深度后，试开泵，开泵正常后，座封悬挂器。
倒开送入钻具，把中心管插入尾管内，循环洗井1周以上，待固井。
固井前最好用一定量的清水洗井，然后打入隔离液2方，注水泥浆，压胶塞，打顶替液，至胶塞碰压，保证人工井底的深度。
7 测固井质量、试压完井
候凝，待水泥浆凝固后，测固井质量。
固井质量合格后，对井筒试压。
试压合格后，完善井口，清理井场卫生，搬下。
8 结论
（1）套管开窗侧钻能使死井复活、老井更新，保持和完善原有的井网结构；
（2）侧钻技术能强化采油、延长油藏开采年限、提高最终原油采收率；
（3）可以充分利用原老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；
（4）可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境；
（5）套管开窗侧钻过程中可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据
参考文献
[1] 蒋恕. 小井眼套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术[J].海洋石油，2004，24（1）.
[2] 谭家虎，夏宏南，韩俊杰. 套管开窗侧钻工艺研究[J]. 西部探矿工程，2003，83（4）.。