[工艺技术]深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程
套管钻机操作规程范本（2篇）
套管钻机操作规程范本一、目的本操作规程的目的是确保套管钻机的安全运行，提高作业效率，保障人员和设备的安全。
二、适用范围本操作规程适用于套管钻机的操作人员。
三、操作前准备1. 确认套管钻机的设备状态良好，无明显异常。
2. 检查套管钻机的紧固件、润滑部件是否完好。
3. 检查液压系统、电气系统、润滑系统等关键部位的工作状态，确保正常运转。
4. 检查井口情况，包括井深、井口直径、井壁稳定性等。
5. 检查套管和钻具的状态，确保无损坏或松动。
6. 核实井规程，包括套管的设计和安装要求。
四、操作步骤1. 将套管钻机安全停放在工作位置。
2. 检查套管钻机周围环境，并确保没有人员或障碍物影响操作。
3. 启动套管钻机，按照操作面板上的指示操作。
4. 监控套管钻机的工作状态，确保各个部件正常运行。
5. 将套管钻杆或钻具下入井口，注意保持稳定。
6. 根据套管的设计要求，适时将套管下入井口并安装。
7. 监测套管的安装情况，确保套管的垂直度和水平度符合要求。
8. 如遇到异常情况或预警信号，请立即停止操作，并及时报告相关人员。
9. 按照要求将套管钻杆从井口提起并拆卸。
五、安全注意事项1. 操作人员必须熟悉套管钻机的操作规程和技术要求。
2. 操作人员必须佩戴适当的个人防护装备，包括头盔、防护眼镜、工作服等。
3. 严禁操作人员在机器运行时接近旋转部件或传动带。
4. 在操作过程中，禁止随意移动或更改控制面板上的开关和按钮。
5. 发现设备异常时，应立即停止操作，并寻求专业人员的帮助。
6. 在施工现场应设置明显的警示标志，以提醒他人注意安全。
六、事故处理1. 如发生设备故障或事故，应立即停止操作，并报告相关负责人和安全人员。
2. 遇到紧急情况，操作人员应迅速采取紧急停机措施，并按照紧急预案处置。
3. 根据事故的严重程度和性质，及时采取合适的应急措施。
七、操作记录1. 每次操作前应填写套管钻机操作记录表，记录操作人员、操作时间和操作内容等信息。
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。
小井眼开窗侧钻施工工艺
小井眼开窗侧钻施工工艺唐杰、刘勇小井眼开窗侧钻的概述：目前小井眼套管开窗方法主要有：斜向器开窗和套管锻铣两种，通过实践证明斜向器比锻铣套管开窗使用较方便，操作简单，成本较低，而且成功率较高的优点，已为目前比较成熟的开窗方法。
一、施工前期准备1、定位确定套管接箍的确切位置，使侧钻点避开套管接箍大于3米。
2、采用陀螺测斜仪对老井及周边井井眼轨迹进行复测，确定老井的井眼轨迹及开窗点的实际位置，保证井眼轨迹设计的最优化。
3、为有利于侧钻施工，参考原井的钻井、录井、测井资料，综合考虑选择的剖面类型和造斜率等因素，合理选择造斜点。
4、按设计准备定向工具及仪器，并向井队技术人员做好技术交底工作。
二、套管开窗套管开窗主要有斜向器开窗和套管锻铣开窗两大类。
目前，主要使用斜向器开窗在小井眼侧钻中，该方法的特点是方法简洁且成功率高，使用广泛。
开窗前调整好泥浆性能，必须达到设计要求，否则不准下入钻具。
而且在磨铣过程中，泥浆性能不能有较大地波动，否则起出工具调整钻井液，确保井下安全。
斜向器及开窗工具下井前必须进行外观检查，调整好侧钻的仪器，并准确做好记录。
控制下钻速度，遇阻时要慢慢活动钻具，严禁硬压，到底后，精确计算窗口的顶部位置。
开泵循环洗井，并缓慢驱动转盘，钻压5-10kN，转速60-80r/min。
先磨出一个均匀光滑的接触面后，将钻压调整到5-15k，转速80-120r/min，使铣锥沿着套管内壁均匀磨铣并随时捞取砂样，观察返出的铁屑。
判断磨铣情况，并在振动筛处放一磁铁。
每磨铣0.1-0.2m,应提起磨铣工具进行划眼，并观察窗口有无挂卡现象。
铣出套管后，控制钻压1-5kN，转速100-120r/min,修整窗口，并铣入地层4-5m，方可起钻正常进行定向钻进。
三、侧钻井眼钻进1、根据设计，选择合适的井下动力钻具，下井前必须进行马达测试，正常后方可入井，并认真量好高边。
2、定向钻具下钻时，严禁划眼和悬空处理泥浆，严重遇阻时要起钻，避免划出新眼。
西北油田超深短半径小井眼套管开窗侧钻技术
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]。
小井眼套管开窗侧钻技术
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。
套管开窗侧钻技术
一．通井工具2．胶筒式刮管器（1）工作原理及使用方法胶筒式刮管器刀片最大外径略大于套管内径，依靠胶筒弹力，下压入井后能使刀片紧贴套管内壁，通过上下活动和转动刮管器，结合循环洗井达到清除套管内壁脏物的目的。
对于一般油泥锈蚀，采用上下活动即可清除，因为360°圆周上均有刀片工作面。
对于较大较硬阻块，则应采用轻压慢转的方法，逐步刮削清除，直至畅通无阻。
3．弹簧式刮管器（1）工作原理及使用方法在弹簧的支撑下，刮管器最大外径略大于套管内径，使刀板紧贴套管内壁。
通过上下活动和转动刮管器，并结合循环洗井达到清除套管内壁脏物的目的。
用弹簧式刮管器技术规范（表8）（2）二．套管锻铣开窗侧钻技术1．套管段铣工具(1) 胜利TDX系列段铣工具技术规范（表9）(2) 三洲公司“D”型段铣器技术规范（表10）2．推荐段铣参数3．推荐钻具组合（表12）4．套管段铣器的工作原理开泵后在钻井液的压力推动下，段铣器的刀片张开，先定点转动转具对套管进行切割。
当套管割断后泵压下降2～3MPa，此时再继续切割20～30分钟对套管段口进行修整，便可式加钻压进行套管磨铣。
需要回收段铣工具时，停泵，活塞在弹簧作用下上行复位，刀臂将自动收回，便可起钻。
2．套管段铣工艺及技术要求(1)井眼准备◆ 段铣套管外部水泥胶结良好，保证下部套管不晃动，上部套管不脱扣。
◆ 尽量避开套管接箍，在接箍以下1.5~2m处开始切割。
避免切割套管扶正器，以保证磨铣速度和单副刀片的段铣进尺。
◆ 要求段铣点下端距水泥塞面最少不能低于10m。
用刮管器带通井规通井至段铣井段完以下5m，保证井眼畅通。
◆ 段铣井段应尽量选在直井段，避免偏磨套管造成段铣困难。
◆ 了解套管结构、钢级、套管壁厚及内径。
(2) 泥浆准备为保证段铣施工顺利、确保铁屑携带出井筒，要求钻井液密度大于1.10g/cm3粘度60～80秒以上。
(3) 工具准备提前对段铣工具进行检查，配好钻具及接头，并丈量尺寸和画出草图。
套管锻铣钻井液技术操作规程
×××井施工设计方案与技术措施（模板）前言：一、基本数据1、构造位置2、钻井性质3、目的层位4、钻井地质任务5、设计井深6、取芯二、邻井资料（复杂与事故情况）三、地层情况1、钻遇地层预测表2、地层及岩性特点分析四、井身结构（包含定向剖面及轨迹）1、井身结构（图或表）2、对井身质量的要求五、钻井施工难点分析六、各开次钻井施工技术措施（一）一开钻井施工技术措施1、工程方面（1）钻头选择（2）钻具组合（3）钻井参数（4）工程技术措施2、钻井液方面（1）钻井液的配制（2）钻井液性能的维护与处理（二）二开钻井施工技术措施1、工程方面（1）钻头选择（2）钻具组合（3）钻井参数（4）工程技术措施2、钻井液方面（1）钻井液的配制（2）钻井液性能的维护与处理（三）三开钻井施工技术措施1、工程方面（1）钻头选择（2）钻具组合（3）钻井参数（4）工程技术措施2、钻井液方面（1）钻井液的配制（2）钻井液性能的维护与处理（四）四开钻井施工技术措施1、工程方面（1）钻头选择（2）钻具组合（3）钻井参数（4）工程技术措施2、钻井液方面（1）钻井液的配制（2）钻井液性能的维护与处理七、钻井工程施工重点难点技术措施1、井身质量控制技术措施2、确保取芯收获率技术措施3、工程防塌技术措施4、工程防漏技术措施5、工程防卡（缩径、粘卡）技术措施6、确保中完作业安全顺利技术措施7、防钻具事故技术措施八、钻井液施工重点难点技术措施（1）防卡（缩井、粘卡）钻井液技术措施（2）防塌钻井液技术措施（3）防漏及承压堵漏钻井液技术措施（4）钻盐（石膏、盐岩、盐水层）技术措施（5）防硫化氢及油气层保护钻井液技术措施九、井控安全十、冬防保温工作十一、施工保障措施1、公司成立×××井项目组，全面指导该井钻井施工，复杂与事故的预防及处理工作。
2、常用打捞工具现场储备3、特种泥浆材料的现场储备十二、施工进度安排说明：1、钻井施工设计方案与技术措施只针对探井、评价井。
套管开窗侧钻技术
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。
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（工艺技术）深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程开窗侧钻技术中原石油勘探局钻井工程技术研究院目录1前言2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术3深井开窗侧钻施工工序4深井侧钻设计技术5深井开窗和锻铣技术6裸眼钻进技术7小井眼钻井液技术8固井完技术技术9事故处理与预防技术1前言套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。
1.1老井开窗侧钻技术发展概况据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。
不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。
国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。
中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。
近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。
目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。
1.2老井开窗侧钻应用范围老井开窗侧钻主要应用于：⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井；⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井；⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井；⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。
1.3中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据1.3.1中原油田井况的需要由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。
按类型划分：小件落物井129口，一般事故井166口，需大修落物井286口，套损井568口，套损+落物井284口，分别占事故井总数的9.0%、11.5%、19.9%、39.5%和19.7%。
井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量损失，损失水驱控制储量4310万吨，损失水驱动用储量2870万吨。
这些套损井和套损+落物井中，有相当一部分无法用常规的大修方法使其恢复生产,因此中原油田的井况决定了套管开窗侧钻技术在中原油田的巨大市场。
油水井套管损坏防治技术被列为制约中原油田发展的四项瓶颈技术1.3.2开发、挖潜剩余油的需要随着注水开发的不断深入，由于中原油田严重的储层非均质性、断块小、构造复杂等不利地质因素的影响，各种增产和稳产措施有效期及措施效果逐渐变差，给开发和稳产带来了很大困难。
于是，各采油厂纷纷调整开发思路、优选优化措施结构、寻求开发效益的最佳点。
在分析多年开发经验的基础上，面对井况严重恶化的实际情况，提出了利用老井侧钻技术挖潜剩余油的开发思路。
其主要依据有以下几点：⑴中原油田构造复杂、断层多、断块小，仍有相当多的储量现有井网无法控制。
以采油五厂为例，采油五厂管辖的胡庆油田位于东濮凹陷西斜坡，断层异常发育，断块小且碎，地层难以对付。
现有生产井，生产层段内单井钻遇断点平均3-5个，最小断距仅有5米，平均每平方公里发育断层3.7条，断层性质均为顺向正断层。
随着注水开发的深入，对地下小断层、小构造的认识程度不断加深，发现在目前直井居多的井网条件下，某些剩余油难以挖潜。
①靠主控断层构造高部位分布的无井点控制的剩余油富集区储量;②局部受小断层切割遮挡无井点控制而损失的剩余油储量;③断块面积小、储量小、不能够单独布井开发小断块。
以上三类剩余油储量在构造极其复杂的中原油田具有一定的储量背景。
⑵随着注水开发的深入，平面上剩余油分布比较复杂，大多呈零星分布，靠打直井难以控制。
⑶储层非均质严重，层间动用差异大，中、低渗透层剩余油储量比例较大，目前动用程度低，动用难度大，老井侧钻后能有效动用中、低渗透层储量。
如胡状油田平均层间渗透率级差为50-500倍，目前主力区块水井吸水厚度只有47.1%，水驱动用程度40.1%，根据小层动用状况分类评价结果，中、低层剩余油储量约占总剩余油储量的50%，储量背景较大。
2中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术2.1中原油田51/2″套管开窗侧钻井的特点中原油田是复杂的断块油气田，断块小，断层纵横交错，地层沉积状况复杂。
中原油田的地质特点就决定了中原油田套管开窗侧钻井的特点，与国内其它油田相比，中原油田套管开窗侧钻井有以下特点：⑴绝大多数侧钻井为51/2″套管开窗侧钻井。
中原油田普遍采用两种井身结构，即①φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管+φ311.15mm钻头×φ244.5mm套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管和②φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管，这就决定了中原油田套管开窗侧钻以51/2″套管为主。
⑵地质设计要求较高，所有的套管开窗侧钻井均有严格的方位、位移和中靶要求。
近四年来，中原油田对侧钻井的靶心半径要求越来越严格（见表1），有些侧钻井甚至为双靶定向井。
表11996-2004年51/2″套管开窗侧钻井靶心半径要求由于侧钻井地质设计要求较高，造成侧钻施工工序复杂，技术难度增加。
如侧钻前必须对全井进行陀螺测斜，校验老井井斜数据；甩斜向器时，每口井都必须进行陀螺定向；靶心半径小，使得造斜及扭方位往往需要使用单弯外壳螺杆钻具，而使用常规的动力钻具+弯接头钻具组合则往往不能奏效。
⑶套管开窗位置较深。
51/2″套管开窗位置一般大于2000米，不少侧钻井的套管开窗位置大于2500米，有的侧钻井的套管开窗位置甚至深达3300米。
由于侧钻位置较深，地层致密、复杂，使得定向侧钻非常困难。
同时由于侧钻井较深，岩石的可钻性较差，加之地层断层纵横交错，地层自然造斜规律难以掌握，个别井还有可能钻遇岩盐层、岩膏层等，对钻井设备、钻井工艺及技术、泥浆技术等提出了更高的要求。
⑷侧钻井裸眼井段较长。
中原油田51/2″套管开窗侧钻井的裸眼井段一般较长，不少井的裸眼长度超过350米，有的侧钻井裸眼长度甚至达到630米。
裸眼井段尤其是小井眼裸眼井段越长，钻遇层位越多，施工难度越高，越复杂。
⑸由于地质条件复杂，中原油田使用的51/2″套管钢级较高（一般为N80和P110）、套管壁较厚（一般为9.17mm，个别达10.54mm）。
由于套管壁较厚，套管内径小，要求工具尺寸小，工艺特殊，某些在外油田使用效果较好的工具不能完全适应中原油田的实际。
2.2中原油田51/2″套管开窗侧钻技术关键51/2″开窗侧钻的关键技术主要包括：⑴侧钻选井与工程设计技术⑵井眼准备技术⑶预置斜向器与陀螺定向技术⑷开窗与修窗技术⑸裸眼钻进技术，包括钻头优选技术、钻井参数优选技术、钻井方式优选技术、轨迹控制技术等。
⑹小井眼钻井液技术⑺小井眼固井与完井技术⑻事故预防与处理技术3中原油田51/2″套管开窗侧钻关键技术3.1侧钻选井与工程设计技术3.1.1侧钻选井中原油田套管开窗侧钻井地质方案设计类型大体分为以下三种类型：1)换井底恢复储量型。
主要是指井况损坏严重，控制储量损失，侧钻换井底后恢复动用地质储量。
2)挖掘储层剩余油型。
主要是在剩余油分布状况精细研究的基础上，通过侧钻来挖掘平面、层间剩余油富集区，增加可采储量。
3)挖掘构造剩余油型。
主要利用老井侧钻挖潜由于断层遮挡形成的难以动用的储量及利用老井侧钻钻新的小断块。
另外，准备进行侧钻的老井，上部套管应完好，侧钻后应有较好的经济效益。
3.1.2工程设计3.1.2.1老井及邻井资料调研在确定侧钻井之前，应全面收集相应区块的地质资料和老井实钻资料。
地质资料主要收集地层分层情况，有无断层、盐膏层、漏层、易塌层、高压层和水敏性地层。
老井实钻资料应主要了解老井钻井中所遇到的主要问题和使用的钻头，所采用的泥浆体系和性能，老井测斜数据，老井固井情况以及目前的井况。
除此之外还应收集老井周围其他井的有关资料（主要测斜数据）、老井开采情况（射孔位置）。
3.1.2.2陀螺测斜自井口至预定侧钻点，进行陀螺测斜，校验老井井斜数据，使侧钻设计更准确。
3.1.2.3确定开窗点开窗点的选择十分重要。
选择开窗点时，一般应考虑以下几点：·窗口位置选择，首先应考虑尽量利用较长的老井眼，缩短侧钻周期，节约钻井成本。
同时在选择窗口位置、井眼曲率等参数时，应有利于钻井、采油和井下作业。
·窗口应选择在远离事故井段或套损井段以上50m左右，以利于有一定水平位移而避开老井眼。
·窗口以上上部套管应完好，无变形、漏失、破裂现象，以利于侧钻工作和完井工作顺利进行，确保侧钻成功。
·窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，尽量避开易塌、易漏、倾角较大的地层，并避开套管接箍。
·对于出砂严重、窜漏和套管破裂在射孔井段或射孔井段底部的需侧钻的油水井，在开窗窗口的位置选择时，要综合考虑侧钻效果。
一般为保证侧钻质量，开窗位置应选在射孔位置以上，否则应挤水泥封堵老井眼。
3.1.2.4剖面优选技术剖面设计在深井侧钻中占有十分突出的位置，直接影响到钻井周期、钻井成本和井下安全。
下面以侧钻水平剖面优选技术为例，介绍该技术。
侧钻小井眼水平井剖面优化选择的目的是为了在满足地质要求的情况下，在现有钻井工艺、工具设备条件下尽可能使施工简化，操作安全、快速，低成本投入。
通常在进行剖面优化选择时力求满足以下原则：3.1.2.4.1剖面优化遵循原则⑴满足油藏地质需要，达到地质与工程的协调统一。
⑵现有工艺技术、工具设备对剖面的实现能力。
⑶剖面优化有利于避免井下复杂，简化施工程序，实现安全快速作业。
⑷剖面优化有利于降低钻完井施工和后期生产作业成本。
3.1.2.4.2剖面优化选择过程主要内容剖面选择与优化过程由于涉及的技术方面较多而复杂，其主要涉及技术包括以下几个方面：⑴侧钻水平井类型和剖面类型选择⑵开窗侧钻造斜点的选择⑶造斜率优化选择⑷剖面摩阻分析3.1.2.4.3剖面优化选择遇到的几个实际问题⑴老井井口与设计目的层的距离、方向，很大程度上它决定了侧钻方案是否可能实施。
⑵老井侧钻点附近井眼轨迹参数，重要的参数是井斜、方向、位移，不同的参数对剖面的选择优化起着很大影响，甚至有时使得方案无法实施。
⑶磁性干扰对剖面轨迹控制也存在一定程度的影响。