〞套管开窗侧钻防漏堵漏工艺（修改完成)
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套管开窗侧钻工艺作法 1 范围 本标准规定了Φ139.7mm、Φ177.8mm、Φ244.5mm套管锻铣式、斜向器式开窗侧钻作业的施工步骤及技术措施。 本标准适用于Φ139.7mm、Φ177.8mm、Φ244.5mm套管定向开窗侧钻作业。其它尺寸的套管定向开窗作业可参照执行。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T5955-1999 定向井钻井工艺及井身质量要求 Q/SL0576.1-91 大庆II~130型钻机装备配套 Q/SL0576.2-91 ZJ45J型钻机装备配套 Q/SL0576.3-91 F320~3DH型钻机装备配套 Q/SL0576.4-91 C~2~II型电机钻机装备配套 Q/SL0577-91 钻井液净化系统配套与安装 SY/T5619-1999 定向井下部钻具组合设计作法 Q/SL1082-2000 填井侧钻工艺规程 3 定向开窗工具的组成和配套 3.1锻铣式套管开窗工具的组合和配套 3.1.1锻铣式套管开窗工具主要由锻铣器本本、锻铣器传颂正吕和刀片组成。 3.1.2套管锻铣式工具配套评见附录A。 3.1.3套管锻铣器的本体应比套管内径小（8~15）mm。 3.2斜向器套管开窗工具的组成和配套 3.2.1固定地锚斜向器式套管开窗工具的组成和配套 3.2.1.1全套定向开窗工具由固定地锚总成、斜向器总成和磨铣工具三大部分组成，磨铣工具包括启始铣鞋、钻柱铣鞋和西瓜铣鞋等五种。 3.2.1.2套管开窗工具配套评见附录B。 3.2.2卡瓦坐封斜向器式套管开窗工具的组成和配套标准。 3.2.2.1全套定向开窗工具由卡瓦坐封斜向器总成和复合磨铣工具组成。 3.2.2.2卡瓦坐封斜向器式套管开窗工具配套评见附录C。 3.2.3斜向顺的外径应比套管内径小（6~15）mm。 3.2.4磨铣工具的外径、钻铤及钻杆的配合尺寸符合SY/T5619要求。 4准备 4.1钻机设备的选择与安装 4.1.1钻机的选型执行SY/T5955的标准。 4.1.2井口的安装严格以原井口中心，校正井架天车、转盘及全套设备。 4.1.3钻机装备配套按Q/SL0576.1-91、Q/SL0576.2-91、Q/SL0576.3和Q/SL0576.4标准执行。 4.1.4净化系统除按Q/SL0577的要求执行外，还应在泥浆出口放置磁铁。 4.2井眼的准备 4.2.1按设计钻井液的需要量配足能符合要求的钻井液，将原井眼灌满，作好计量，求出原井眼的静液面深度及静液柱压力。 4.2.2采用“钻头（不装水眼）+钻杆”钻具组合通井，采取分段循环的方式替出井内油、水及阵浆，
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
第八章套管开窗侧钻技术 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。此时泥浆流经活塞上的的喷嘴产生压力降，形成的压力推动活塞下行，支撑六个刀片外张切割套管。当套管切断后，刀片达到最大外张位置，泵压将明显下降，这时可加压进行套管磨铣作业。作业完毕后，停泵、压力降消失，活塞在弹的反力作用下复位，刀片凭自重或外力收回刀槽内。 二、锻铣器结构设计的特点 a)锻铣器有六个刀片，可同时伸出切割或锻铣，寿命长、速度快。 b)采用水力活塞结构，依靠压力降推动活塞运动，设计有泵压显示装置，当刀片 切割套管后，在立管用力表上立即反映出２ＭＰa的压力降，易于判断。
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。 二、井眼准备 设备搬迁安装好并经验收合格后，应扎实做好以下两项工作： 1、下钻通井或钻塞 钻具组合：Φ116-118mm钻头+Φ104.78mm钻铤6根（或Φ88.9mm加重钻杆12根）+Φ73mm钻杆。 钻塞深度确定：根据窗口、斜向器长度或斜向器加地锚长度定。 钻塞要求： 1.1入井钻具、接头水眼（包括后期施工所接钻具、接头水眼）必须保证Ф48mm通径规顺利通过。 1.2使用好井口刮泥器，严防井下落物，确保井下安全。 1.3钻塞主要参数：钻压10～30KN，转速I档,泵压适中,排量尽可能大。
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：
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
文章编号:1004—5716(2003)04—71—03中图分类号:TE243 文献标识码:B ?石油工程? 套管开窗侧钻工艺研究 谭家虎1,夏宏南1,韩俊杰2 (1、江汉石油学院石油工程系,湖北荆州434023;2、华北石油管理局,河北任丘062552) 摘 要:套管开窗侧钻是提高老油田原油产能的一项有效措施,它能够节约钻井投资和地面建设投资。套管开窗侧钻 广泛应用于油田的大修、处理套管损坏的井和油田中后期的挖潜增效。主要针对套管开窗侧钻工艺进行了系统全面的 研究总结,得到了一些有用的结论。 关键词:钻井;套管;开窗;侧钻;工艺 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。它是油田开发到中后期节约开采成本、提高原油采收率的重要技术手段,具有重要的经济意义和战略地位。 1 开窗点的选择 在选择开窗点以前,要收集原井眼的钻井资料和固井资料。然后根据收集的资料综合考虑,确定最佳开窗点。开窗点的选择应遵循以下原则: (1)尽量充分利用原井眼的有用套管,以缩短侧钻周期,节约成本; (2)完全避开套管扶正器,力求少铣套管接箍; (3)开窗点以上套管要完好,无变形、破损和漏失; (4)开窗段外固井质量完好; (5)应有利于钻井、采油和井下作业。 2 套管开窗侧钻工艺技术 目前,应用比较广泛的套管开窗侧钻方法主要有导向器开窗侧钻法和段铣开窗侧钻法,爆炸切割开窗方式尚处于研究之中。 2.1 导向器开窗侧钻 导向器开窗侧钻是利用转盘或井下动力钻具驱动开窗工具铣锥沿着导向器斜面方向将套管某特定部位磨铣开出窗口,然后从所开窗口向套管外钻出新的井眼。其工作情况见图1。 2.1.1 装置角与待钻进井眼的关系 使用导向器侧钻形成新井眼的井斜角和井斜方位角的变化可以用下式进行计算: tgΔφ=sinβ×sinωΠ(sinα1×cosβ+cosα1×sinβ×cosω)(1) sinα2=(sinα1×cosβ+sinβ×cosα1×cosω)ΠcosΔφ(2)式中:Δφ———井眼方位角增量; β———导向器导斜角(导向器斜面与井眼轴线之间的夹角); ω———导向器装置角; α 1 ———第一测点或原井眼井斜角; α 2 ———第二测点或待钻井眼井斜角。 2.1.2 导向器的送入与固定技术 图1 导向器开窗侧钻示意图 在不考虑开窗窗口方向的侧钻作业中,一般采用直接投入的方法投“导向器”,并进行注水泥固定。在考虑窗口方向的侧钻作业中,须用陀螺仪或随钻测斜仪器测得定向接头键槽方位来确定导向器斜面的实际方位值,然后注水泥进行固定。 2.1.3 开窗过程的钻具组合与参数配合 套管开窗侧钻工艺过程分为三个阶段,其钻具组合与技术参数配合如下: 第一阶段:启始磨铣阶段。 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。在施工中启始铣鞋均应采用较大刚度的钻具组合。要注意轻压、慢转,使铣锥先铣出一个均匀接触面。 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,为增大开窗铣鞋对窗口的侧向切削力,采取柔性钻具组合:开窗铣鞋+钻杆1根+钻铤3根+钻杆。但开窗至下半窗口时,要减少钻压或起钻更换大刚度的钻具组合。 第三阶段:窗口加长、修整与保护阶段。 总第83期2003年第4期 西部探矿工程 WEST-CHINA EXPLORA TION EN GIN EERIN G series No.83 Apr.2003
套管开窗侧钻技术 技术简介： 我公司为了套管开窗侧钻井的技术需求，成功研制了新型复式开窗铣锥。该工具不仅适用于直井段或小井斜井段，同样适用于水平井段或大斜度井段开窗；不仅具备单层套管开窗条件下的优势，在双层套管开窗的条件下同样具有很高的可靠性及稳定性。针对开窗后地层硬度高，磨铣速度慢的技术题，公司经多次试验，开发出新型工具“拱锥”，磨铣速度大大优于复式开窗铣锥。 技术特点： 采用液压式导斜器，操作简单可靠； 两套卡瓦设计，可防止斜向器轴向和周向移动： 斜向器表面硬化处理，耐磨性好。 铣锥采用独特的切削结构设计，磨铣速度高、进尺长： 1次完成开窗、修窗作业，窗口规则、光滑、效率高： 适用条件： 高钢级、大壁厚套管开窗； 双层套管开窗； 大斜度或水平井段开窗； 应用案例1： 工程概况： 杜212-杜H22井中完井深1557m，垂深1402.23m，.244.5mm.TP125.11.99mm套管下深1554.01米。该井测深1100m开始定向，测深1278.80m井斜30°，测深1420.68m处井斜60°，井底井斜为89.18°。三开钻水泥塞时，发生钻具事故。
应用情况： 该井井斜83.开窗，磨铣井段1525.00~1528.80m，进尺3.8m，磨铣总时间13.67小时，平均钻速0.28m/h。下入牙轮试钻5m，窗口无阻无卡，恢复正常钻进。应用案例2： 工程概况： 胜601-H402井在实施主井眼，套管开窗侧钻时发生卡钻事故，处理18天后无果，决定由我公司进行第 二次开窗。该井技术难点是开窗侧钻点地层为角砾岩，地层硬度高、研磨性性强，铣锥磨铣难度大。开窗套管型号 为.177.8mm.P110.9.19mm，开窗点井斜24.。 应用情况： 该井使用.150mm液压导斜器1套、铣锥4只，磨铣井段2897.72~2901.22m，进尺3.50m，磨铣总时 间61h，平均钻速0.06m/h。施工过程顺利，窗口状态良好，圆满完成了甲方施工要求。
139.7mm套管开窗侧钻井PDC定向技术 1 PDC定向技术原理 PDC钻头的定向原理是靠聚晶金刚石复合片在钻压和转速下切入地层，通过犁式切削，达到切削地层的目的。在使用井下动力钻具的情况下，控制钻压、泵冲来控制工具面实现定向操作，定向过程中通过无线或者有线仪器来达到控制井眼轨迹，从而中靶。视定向任务情况来选择不同造斜率的井下动力钻具、视定向段的长短选择是否使用带有扶正器的井下动力钻具来达到稳斜的目的。 2 PDC定向技术利与弊 优势在于聚晶金刚石复合片耐磨程度高，而且钻头没有轴承，不会造成先期损坏，使用寿命长。缺点在于侧面切削地层时效果没有牙轮钻头好，在复合钻进完，转定向钻进时，对于造窝，打出轨迹有点麻烦，PDC的使用要求相比牙轮钻头要严格。 PDC定向钻进的最大优势就是定向完后，还可以继续复合钻进，从而节约不必要的起下钻和更换钻头，达到节约成本的目的。 PDC定向，长期以来小井眼习惯使用单牙轮钻头，单牙轮钻头复合钻进平均机械钻速2.45米/小时，钻头磨损快。纯钻时间超过85小时外径118毫米磨损至114-115毫米，长裸眼段的侧钻井需频繁起下钻换钻头，增加周期、钻头成本和钻工的劳动强度。 经过认真的研究，PDC和单牙轮的定向区别在于工具面是不是好稳，怎么才能稳好，稳好了井眼轨迹就好，在井场经过实验，反复操作反扭角、钻压、泵压，研究抓规律，定向10米最多定4度，如果适应地层的定向
趋势，10米高边工具面全力增斜可定6°（不推荐，狗腿度超）增斜效果明显，这一举打破了中原区块139.7mm小井眼PDC不能稳不能定的格局。 每口井至少可以节约一趟起下钻的时间，而且降低了劳动强度，起下一次钻的综合时间大概有12小时，每天4万的日费，每年12口井来算，每年可以节约24万元而且加快了钻井速度。 长期在采油二厂濮城构造施工，油田勘探开发侧钻的趋势是井越来越深，裸眼段越来越长，单牙轮钻头的弊端越来越明显。2011年施工的11口井中有7口井不同程度的使用了PDC，通过在现场实践中不断摸索、论证、总结我队形成了一套小井眼PDC钻头定向使用的操作规程。 3 PDC定向两个方面 3.1 PDC钻头的安全使用 （1）在定向时保证泥浆的润滑性，降低摩阻和减少定向时托压现象。 （2）在保证携砂、井下正常的情况下尽量降低泥浆的粘切，增大排量保证PDC钻头的冷却、清洗和冲刷井壁防PDC钻头泥包。 （3）每次接单根做到晚停泵（方补芯出转盘）、早开泵（用液压钳把钻杆扣高速上紧低速带一手指宽度），小排量开泵泥浆返出、排量、泵压正常再下放钻具。 （4）井口装好刮泥器防落物，每次接完单根缓慢接触井底，钻压逐渐加至钻进钻压。 （5）每次起钻换螺杆大排量循环将井底砂子携带干净，井下不正常配封闭再起钻，尽量减少PDC钻头下钻中途遇阻划眼。 （6）下钻遇阻不超过5吨，否则接方钻杆开泵划眼，防止遇阻下压
Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程 二○一六年二月二十日
Φ139.7mm套管开窗侧钻技术规程 套管开窗侧钻技术是指利用原井套损段（点）以上的套管井眼,重新钻开距套损段一定距离的油层，以达到恢复产能和注采关系之目的的一项钻井工艺技术。 1、资料调研 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、原井井口和井筒现况及周围注水井情况。 2、工具、仪器和钻具配套标准 2.1 钻具 2.1.1 井斜小的侧钻井使用一级钻杆，大斜度井应配新钻杆。 2.1.2 井斜35°以内的侧钻井配3-1/2加重钻杆100~150m；井斜35° 以上的侧钻井配加重钻杆150~200m。 2.1.3 每口井应配尺寸合适的三只稳定器 2.1.4 钻杆内径必须一致，防止仪器和工具阻卡。 2.1.5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。 2.2 侧钻井特殊钻具、工具配套标准(适用内径大于121mm以上的套管) Φ118mm×2m通径规
Φ118mm刮刀钻头 Φ118mmPDC钻头 Φ114mm导斜器 Φ118mm钻铰式铣锥 Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆 Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆 Φ117mm、Φ115mm稳定器 KKQ-114水力式扩孔器 备注:对于10.54mm的套管,通径规和铣锥Φ115mm,斜向器Φ110-112mm,钻头Φ114-114.3mm。 2.3侧钻井主要测量仪器 a 磁力单点照相测斜仪 b 磁力或电子多点照相测斜仪 c 有线随钻测量仪 d 陀螺测量仪 3、Φ139.7mm套管开窗侧钻程序 3.1 井筒准备（采油厂） 3.1.1 通知采油厂，使该井周围的注水井停注； 3.1.2 通井钻具组合：Φ118mm刮刀＋Φ73mm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Φ118mm×2m通径规＋Φ73mm钻杆 3.1.3 技术要求：通井深度应通至预定开窗点以下50m ；下钻速度要
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
①139.7mm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①139.7mm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①139.7mm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：① 95mm直、弯螺杆；①104.78mm 无磁钻铤和普通钻铤；① 88.9mm无磁承压钻杆和加重钻杆；① 48mm和①118mM 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。 二、井眼准备 设备搬迁安装好并经验收合格后，应扎实做好以下两项工作： 1、下钻通井或钻塞 钻具组合：①116-118mm钻头+①104.78mm钻铤6根（或①88.9mm加重钻杆12根）+①73mm钻杆。 钻塞深度确定：根据窗口、斜向器长度或斜向器加地锚长度定。 钻塞要求：
套管开窗侧钻工艺研究 夏宏南1 谭家虎1 李鹏华1 张迎进1 韩俊杰2 (1 江汉石油学院 2 华北石油管理局) 摘 要 套管开窗侧钻是提高老油田原油产能的一项有效措施,能够节约钻井投资和地面建设投资,广泛应用于油田的大修、处理套管损坏的井和油田中后期的挖潜增效。针对套管开窗侧钻工艺进行了系统全面的研究总结,得到了一些有用的结论。 关键词 钻井 套管 开窗 侧钻 工艺 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。它是油田开发中后期节约开采成本、提高原油采收率的技术手段,具有重要的经济意义和战略地位[1]。 套管开窗侧钻应用于江汉油田取得良好的效果。在江汉油田面14-7-11井利用导向器开窗,有效利用了老井1000多米 177 8mm生产套管,节省了1000多米 216mm井眼进尺。粗略计算,比打一口开发井节约钻井投资43 6万元,为钻井总投资的40%。 1 开窗点的选择 首先收集原井眼的钻井资料和固井资料;然后根据资料综合考虑,确定最佳开窗点。 开窗点的选择应遵循以下原则: a)尽量充分利用原井眼的有用套管,以缩短侧钻周期,节约成本。 b)完全避开套管扶正器,力求少铣套管接箍。 c)开窗点以上套管要完好,无变形、破损和漏失。 d)开窗段外固井质量良好。 e)应有利于钻井、采油和井下作业。 2 套管开窗侧钻工艺技术 目前,应用比较广泛的套管开窗侧钻方法主要有导向器开窗侧钻和段铣开窗侧钻,爆炸切割开窗方式尚处于研究之中。2 1 导向器开窗侧钻 导向器开窗侧钻是利用转盘或井下动力钻具驱动开窗工具铣锥沿着导向器斜面方向将套管某特定部位磨铣开出窗口,然后从所开窗口向套管外钻出新的井眼。 其工作情况见图1 。 图1 导向器开窗侧钻 2 1 1 装置角与待钻进井眼的关系 使用导向器侧钻形成新井眼的井斜角和井眼方位角的变化可以用下式进行计算: 77 断块油气田 第10卷第2期 FAULT BLOCK OIL&GAS FIELD 2003年3月 收稿日期 2002-12-02 第一作者简介 夏宏南,1962年生,1982年大学毕业, 现为江汉石油学院副教授、博士,中国石油学会会员,硕士 研究生导师,主要从事钻头、钻井工艺和钻井仪器等方面 的研究开发工作,地址(434023):湖北省荆州市江汉石油 学院石油工程系钻井教研室,电话:(0716)8431994(H),E -mail:xiahn@163 net。
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。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