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。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．Φ73mm钻杆内径必须一致，能通过Φ48mm的通径规，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Φ121mm以上的套管) Φ118mm×2m通径规 1根
Φ118mm刮刀钻头 1只
Φ118mm单牙轮钻头 1只
Φ118mmPDC钻头 1只
Φ114mm斜向器 1套
Φ118mm钻铰式铣锥 1只
Φ95mm0.75°、1°、1.25°、1.5°单弯螺杆各1根
Φ104.8mm无磁钻铤或Φ89mm无磁承压钻杆 1根
Φ76mm方钻杆 1根
Φ89mm特制加重钻杆 10根
Φ104.8mm钻铤 2根
φ105mm定向直接头 1只
φ105mm回压凡尔（210×211） 1只
Φ73mm钻杆卡瓦 1只
安全卡瓦 2付
Φ76mm方钻杆下旋塞 1只
150吨×3m单臂吊环DH-150T 1付
Φ73mm钻杆吊卡*150吨 3只
Φ117mm、Φ115mm稳定器按需
KKQ-114水力式扩孔器
备注:对于10.54mm的套管,通径规和铣锥Φ115mm,斜向器Φ110-112mm,钻头Φ114-114.3mm。
4．开窗侧钻井主要测量仪器
a Φ36mm磁力单点照相测斜仪
b Φ36mm磁力或电子多点照相测斜仪
c Φ36mm有线随钻测量仪
d Φ36mm陀螺测量仪
三．设备及其它
φ139.7mm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Φ100-110mm，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：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
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Ф118mm复合铣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Φ139.7㎜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Φ73㎜芯子（下套管前一付换成Φ101.6mm芯子，以备全井下Φ101.6mm的套管）。下入Φ139.7㎜试压胶塞+Φ73㎜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Φ118mm刮刀通井。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TP130TT套管选用工具应区别对待，所有入井工具外径应小于115mm。
4．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Φ139.7㎜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Ф48mm的通径规逐根通径，满足以后施工要求。
4、下Φ118mm×2m通径规通套管内径。
四．下斜向器的钻具组合
液压卡瓦式斜向器：Ф114mm液压卡瓦式导斜器+定向接头+Ф73mm钻杆
地锚式斜向器：地锚（10∽20m）+导斜器总成+定向接头+Ф73mm钻杆
机械一体式斜向器：导斜器总成＋Ф73mm加重钻杆×6-10根＋Ф73mm钻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+Ф73mm钻杆，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ф118mm刮刀钻头扫水泥面。
(3)下复合铣锥开窗。
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）下复合铣锥开窗。
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：其结构主要由铣锥、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，从而使铣锥剪断联接螺拴完成悬挂工作，然后进行开窗作业。
1.底座
2.芯轴
3.下螺母
4.滑套
5.导向销
6.扶正器
7.弹簧
8. 扶正套
9.上螺母 10.下卡瓦座 11.锁套 12.钢珠 13.弹簧 14.外筒 15. 卡瓦 16. 上卡瓦座
图1 座封装置图
1.开窗铣锥
2.连接套
3.剪断螺钉
4.紧固螺钉
5.导斜体
图2 一体式斜向器整体图
（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。
六．套管开窗技术
1．开窗钻具组合：
Ф118mm复合铣锥+Ф105mm钻铤×2根 +Ф89mm加重钻杆6-10根+Ф73mm 钻杆
2．磨铣参数及要求
A、复合铣锥下到井底，先下压80KN，看斜向器是否座牢，提起后，再慢慢转动转盘，空转缓慢下放，初始磨进阶段要轻压慢转，磨出一个均匀的接触面，钻井参数：钻压0-10KN，转速30-50r/min，排量6-8L/s. 磨进0.1-0.2米井下正常后可正式开窗作业。
B、铣锥出斜向器进行正式开窗：采用高钻压以达到快速切削的目的，钻井参数：钻压15-30KN；转速50-65r/min，排量6-8L/s.
C、铣锥快出套管进入地层时（进尺为铣锥长度），此段应采用低钻压磨进，钻井参数：钻压5-10KN，转速50-65r/min，排量6-8L/s。
D、磨进中注意观察井下返屑情况，正常铁屑为细丝状，若出现水泥或岩屑，再磨进1米，提起钻具到窗口位置反复划眼，修整窗口，直至上提下放无阻卡为止。一般开窗总进尺3-4米即可进入地层，开窗完毕。
F、开窗过程中始终注意转盘负荷，负荷加重应减少钻压或停转盘，防止蹩钻，造成井下钻具事故。
E、以后起下钻应注意保护窗口，进出窗口的速度要慢，防止挂坏窗口，
或造成斜向器下沉。若窗口位置有阻卡，及时下入修窗工具进行修窗。
五．井眼轨迹控制技术
一．井眼剖面的优选
首先做好井眼剖面设计，套管开窗口与定向点只少留有40-50米的余地，若斜向器的斜面与设计方位不一致时，便于扭方位，不至于为了中靶，将井斜增的太大，造成施工难度加大。
小井眼剖面一般采用三段制，即直-增-稳，为了便于下步施工，一般定向时将狗腿度控制在8°/30m以内。在开窗后，尽快脱离老井眼，形成一定的夹壁墙后，再进行定向施工。定向井段尽量选在可钻性好，井下不复杂的地方，避开盐层和漏层。而实际施工中，在地层因素影响不大的情况下，小井眼井斜20°以上钻进时，大部分呈降斜趋势，因此，定向中应考虑降斜因素，加强跟踪测斜，防止井眼轨迹复杂，造成完井作业困难。
二、钻头的选择对井眼轨迹的影响
从小井眼钻井的特点及地层的岩性看，正常钻进或定向时，尽可能使用PDC或单牙轮钻头+螺杆钻具，可随时定向，又能使井径有一定的扩大率，基本能满足固井作业要求， PDC钻头可选用短保径的。在稳斜钻进或硬地层钻进时，选用长保径的PDC钻头，有利于稳斜稳方位。
三．动力钻具的选择
1．小井眼常用的动力钻具有φ95mm直螺杆、0.75°、1°、1.25°、1.5°、1.75°单弯或单弯单扶螺杆等几种，可根据定向要求的井斜、定向井段及地层造斜率来选择。
2．小井眼动力钻具较短，造斜效果一般都较高，单弯单扶比单弯造斜率高。
3．在水平井、地层硬、可钻性差的井定向时，可选用1.5°、1.75°单
弯或单弯单扶螺杆钻具。
4．中原油田使用较多的是1°、1.25°、1.5°三种单弯螺杆。1.25°单弯使用最合适。
5．φ95mm螺杆压降较大，正常压降在5-6Mpa，在深井和高密度钻井液中使用时，由于环空间隙小，流动阻力大，泵压很高，因此应提高地面管汇、水龙带和泵的耐压级别，对文东或文南进行小井眼开窗侧钻时，耐压应在50MPa以上。
四．钻具结构及钻井参数
增斜钻具结构：Ф118mm钻头+F115+φ73mm 无磁承压钻杆（或Ф105mm NDC）×1根+φ89mm×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
Ф118mmPDC+ Ф95mm螺杆1-1.5°单弯+Ф105mm NDC×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
稳斜钻具结构：Ф118mmPDC+ Ф95mm螺杆0.75-1°单弯+Ф105mm NDC×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
Ф118mm钻头+Ф105mm 1-3米短钻铤+F115+Ф73mm 无磁承压钻杆（或Ф105mm NDC）×1根+φ89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
降斜钻具结构: Ф118mm钻头+Ф95mm螺杆+Ф105mm NDC×1根+Ф89mm 加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
φ118mm钻头+φ73mm无磁承压钻杆1根+φ89mm加重钻杆×1根+ F115+
φ89mm加重钻杆×6根+φ73mm钻杆。
无论何种钻具结构,均应加强测斜工作，一般30-50米测斜一次，及时调整钻井参数和钻具结构，在满足井眼轨迹控制的前提下,尽量简化钻具结构，少下钻铤，尽量用加重钻杆代替，防止井下复杂情况的发生。
五．井眼轨迹控制技术
开窗后，用刚性强的钻具结构，先钻进15-30米离开老井眼。一般钻具结构：Ф118mm单牙轮+Ф105mm DC×2-3根+Ф73mm钻杆。
根据井眼剖面，下入定向钻具结构: Ф118mmPDC+ Ф95mm螺杆1°-1.25°单弯+ Ф105mm NDC×1根+Ф89mm加重钻杆×6根+Ф73mm钻杆，钻压20-40KN，转速50-60转/分，排量6-10升/秒。
定向时，若方位与设计相差过大，应先将方位摆正，再增斜，不要边扭方位边增斜，若井斜超过10°，使用1.5°的单弯螺杆扭方位较好。应控制钻时,搞好泥浆润滑,每钻进30-50米测斜一次,特殊情况加密测量，用随钻定向时，中途用单点校核一次井斜数据。做好井眼轨迹预测，避免大的狗腿度，保证井眼平滑，实践证明，Ф118mm井眼的造斜率一般采用6-7°/30m较好，钻进时可采取滑移钻进和复合钻进交替进行，滑移钻进过的井段应用旋转钻井的方式进行井眼修整。
以下是各种螺杆在不同情况下的使用效果：
φ95mm直螺杆复合钻进，可用于大井斜时的降斜或直井眼的防斜中。
φ95mm0.75°单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般4°～6°/100m;由于0.75°单弯螺杆定向扭方位效果差，所以一般不用来定向和扭方位。
Ф95mm 1°单弯螺杆常用在小井眼中复合钻进，井斜角在15°左右时，稳斜效果比较好；井斜角大于15°时，一般降斜，降斜率10°～15°/100m。增斜和扭方位效果较差，增斜率在3-10°/100m。
Ф95mm1.25°单弯螺杆定向，一般全力扭方位时，扭方位率50°～110°/100m；全力增斜时增斜率16°～25°/100m；复合钻进一般降斜，降斜率3°～5°/100m。
φ95mm1.5°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率25°～30°/10m；全力增斜时增斜率2.8°～3°/10m；φ95mm1.5°单弯螺杆由于弯度大，钻头偏移量大，复合钻进时螺杆芯子受交变应力大，易断芯子，所以尽量少用1.5°以上的单弯螺杆进行复合钻进。
Ф95mm螺杆1.75°单弯螺杆增斜率：40-50°/100m。
六．钻头的优选
从小井眼钻井的特点及地层的岩性，我们对钻头进行了如下的选择。在Ф139.7mm套管内通井用Ф118mm刮刀钻头或单牙轮钻头。开窗后下第一只钻头时，考虑井底不一定干净，选用Ф118mm单牙轮钻头。正常钻进或定向时，选用短保径的PDC钻头或单牙轮钻头+螺杆钻具进行复合钻进，可以使井径有一定的扩大率，又能定向。稳斜钻进或在硬地层钻进时，选用长保径的PDC 钻头或单牙轮钻头。钻井参数一般是钻压20-40KN，转速50-65转/分，排量6-10升/秒。目前，中原油田常用的钻头有Ф118mmYA437、YC517、YA517单牙轮钻头, Ф118mm6R、 1345SS、GP426L、 GP443L、SY0303等PDC钻头。我公司选用的是胜利Ф118mm6RPDC钻头，在明1-侧29井沙一至沙三段，平均机械钻钻速为3.5m/h，平均井径Ф132mm，基本满足了固井要求。
七．小井眼的泥浆技术
一．钻井液体系的选择
小井眼钻井钻井液性能的好坏，直接关系到井下安全，必须引起高度重视。钻井液体系应根据不同区块和地层而定。若有盐层，可根据盐性，采用欠饱和盐水泥浆或饱和盐水泥浆体系；对于易掉块和坍塌地层，采用KCL泥
浆体系；一般地层可用正电胶泥浆体系或聚合物泥浆体系。要求对泥浆勤维护，使泥浆具有良好的携砂性、润滑性，保持较低的固相含量，使泥浆有较好的流变性和低失水等。
二．开窗前的泥浆准备
配6%坂土浆50m3，加入钠坂土3 t，纯碱200Kg，水化24小时后加入HV-CMC 或聚合物提粘至60-80秒，或转老浆50m3，提粘至60-80秒，加重至要求密度，即可进行下步施工。
三．开窗井段的泥浆要求
在开窗期间，泥浆性能以满足带出铁屑为原则，粘度保持在60～80秒,屈服值大于10Pa，动塑比提高到0.4Pa/mPa.s，提高钻井液的悬浮和携砂能力。注意观察井内铁屑以及开窗口外水泥块的返出情况，防止铁屑缠绕磨铣工具或水泥块不能及时带出地面而发生井下复杂。如不能带出铁屑，则进一步提高泥浆粘度，以满足井下需要。开窗进地层后，起钻前，打入稠泥浆封井底，便于下螺杆钻具一次到底。在施工过程中，使用好震动筛，振动筛筛布目数大于100目，在钻井液架空槽放置强磁打捞器，防止铁屑或岩屑重复进入井内，引起井下复杂。
四．裸眼井段的泥浆技术
1．调整泥浆性能，保持适当的坂土含量，一般控制在30-40g/L，加入LV-CMC、MAN-101等降低泥浆失水量，使泥饼薄而韧。保持适宜的钻井液动塑比值，使钻井液携砂性能要良好，防止形成岩屑床，保证起下钻顺利。
2．混入原油10-15%或多元聚合醇防卡剂，使钻井液泥饼粘滞系数不大于0.10，保证泥浆具有良好的润滑性，确保定向随钻安全顺利。
3．使用好固控设备，最大限度的清除有害固相，控制低密度固相含量小于7%，要求震动筛使用率100%，除砂器使用率100%，离心机可间断使用。
4．控制合理的钻井液密度，保证井壁稳定的需要；按设计提前关停注水井，在进入高压水层前将密度加起来，防止地层水污染泥浆，造成井下复杂。
5．根据井深和井温，加入SMP或PSP，控制HTHP失水量小于15mL，保证泥浆高温稳定性。
6．钻进过程中，用LV-CMC、SL-1等聚合物配胶液维护，用LV-CMC或SL-1干粉降低泥浆失水，加FT-1改善泥饼质量，性能达到设计要求。
7．井斜超过45°以后，为了提高了钻井液的清砂携砂能力，应采取以下技术措施。
⑴.适当提高钻井液切力，YP:8～15Pa，Gel:1.5/3.0Pa/Pa，适当粘度70～95s。
⑵.每钻进一根单根，倒划一根单根长度，再上下活动循环1～2分钟，把井底的钻屑携带出新井眼。
⑶.每钻进50m短起下一次，破坏岩屑床，清除下井壁滤饼上粘附的钻屑。
⑷.转盘转动钻进与螺杆滑动钻进交替进行，以钻具扰动破坏岩屑床，钻井液螺旋扰动提高岩屑返速。
⑸.打入100s高粘度的洗井液，循环1～2周；
8．在濮城沙二下目的层砂岩地层为易漏层位，考虑到地质录井、随钻仪器的正常使用，侧钻时加入1.5％细目的FCR-2随钻堵漏剂，增强滤饼的致密性和强度，提高地层所能承受的正压差。
五．堵漏工艺
小井眼中环空压耗占到总压耗75%以上，国外一些资料甚至认为占到90％，常规井环空压耗占到10%左右。环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加，小井眼很容易造成井漏。
在钻进中要根据地层特点及邻井资料，要及时掌握地层漏失情况。漏速
在1m3/h-8m3/h的采用随钻堵漏，加入超细钙2%～4%+石棉绒1%～2%+细颗粒随钻堵漏剂3%～6%。
当漏速≥8m3/h可以采用：
1、采用DSR堵漏技术，配4%Na-坂土浆+DSR12%+4%贝壳粉+4%核桃壳粉+5%细颗粒随钻堵漏剂。
2、采用MTC技术堵漏。
3、采用化学堵漏技术。
4、采用胶质水泥堵漏。
下入光钻杆至漏层顶部，打入堵漏剂替出钻杆后，起钻至堵漏剂顶部，关井挤堵漏剂2／3入地层，静止24h。
六．完井作业时的泥浆技术
电测前的泥浆处理：
1、短起钻进套管，在短起下钻过程中，对遇阻段要认真划眼，保证井眼畅通，测好后效，根据后效情况调整钻井液密度。
2、可以根据短起下钻的情况，如果井下有沉砂，可用稠泥浆清砂。
3、配封闭泥浆10m3左右，原浆加水适量、PSP 150-300Kg、固体润滑剂300Kg、塑料球100Kg（或玻璃球200㎏）。性能要求：粘度55-65秒；失水小于5毫升；切力0-1Pa；加重到原浆密度，封入井底后起钻电测。
固井前压塞液的配制：将配药罐清理干净，加水3方，加入HV-CMC25-50Kg、HSHY-II 50Kg，SMP 25㎏，要求粘度达到250秒左右。固井时把压塞液全部替入尾管内。
八．小井眼的井控技术
由于对小井眼的循环压耗的特点认识不足，导致小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不完善，给安全生产带来很大隐患。
中原油田一般用Φ215.9mm钻头钻开油气层，下入Φ139.7mm油层套管完井，Φ139.7mm套管开窗侧钻使用Φ118mm 钻头钻开油气层,溢流量3 m3在不同井眼中液柱高度不同，具体见下表：
溢流量3m3在不同井眼中液柱高度
由上表不难看出小井眼1 m3比大井眼3 m3溢流量在井筒内的液柱高度还要高。这就要求坐岗人员要认真观测，由原来的3 m3以内报警变为1 m3以内报警。小井眼如果还以3 m3报警，井控安全系数将要降低三倍以上。
Φ73mm钻杆内流动阻力比环空中的流动阻力小，因此在下钻过程中，钻杆内有时返喷钻井液，当钻开油层后下钻过程中，井下污染的钻井液先进入钻杆内，把上部的原钻井液返喷出来，从而降低了钻具内的液柱压力。因此在下钻中途要分段循环钻井液，把受污染钻井液循环出来。否则下钻越深返喷量越大，易导致钻具内井喷。
由于小井眼井筒总容积小，在起下钻时为了便于发现溢流，要用专用罐测量返出和灌入钻井液量，灌泥浆记量罐一般5-7方。
搬上设备通井后要认真对Φ139.7mm套管按规定试压，检查封堵射孔的炮眼情况和Φ139.7mm套管承压情况，试压不合格不允许下步施工。补救后试压合格才能进行下步作业。
对溢流的处理与大井眼也不相同，小井眼出现溢流后，可通过提高循环排量来增加环空压耗，达到压井的目的。
九．小井眼完井技术
一．小井眼微间隙完井技术难点
Φ139.7mm油层套管开窗侧钻井，钻进时用Φ118mm钻头，完井下入Φ101.6mm或Φ104.8mm尾管，理论环空间隙为8.2mm-6.6mm。因此，完井施工的主要难点有以下几点。
1．由于小井眼固井环空间隙小，流动阻力大，施工泵压高，易出现压漏地层和蹩泵等事故；顶替排量受到限制，顶替效率低，环空钻井液易形成滞留带，替钻井液过程中发生窜槽，固井质量差。
2．由于井眼全角变化率大，下套管难度大。
3．套管重复段少，水泥浆在凝固过程中，体积收缩，固井质量难以保证，套管串试压成功率低。
二．小井眼完井准备工作
1．搞好井眼准备
A．当前小井眼主要是侧钻定向井，钻进过程中通过优化钻具组合，优化钻井参数，加强跟综监测严格控制井身质量，对于狗腿度较大井段用破键接头（Φ110mm钻柱接头，外铺钨钢合金颗粒，长度0.3m，外径Φ116mm）破键扩眼，消除“键槽”，使井眼轨迹顺畅。
B．使钻井液性能具有密度适当，粘切适中，低失水，薄而坚韧泥饼，良好的润滑性，强抑制性及强抗温抗污染能力和防掉块能力，维持井壁稳定，井径规则。
C．已完钻井，电测解释有狗腿度较大、缩径、“大肚子”等情况的井眼，通井时带破键接头，反复扩划眼修整井壁，达到起下钻畅通无阻。“大肚子”井眼用高粘钻井液（150s以上）携砂，将滞留砂子携带干净。下套管前用优
开窗侧钻钻井技术
开窗侧钻钻井技术 开窗侧钻钻井技术是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，在一定程度上代表了钻井工艺的发展水平。利用该技术能使套损井、停产井、报废井、低产井等复活，改善油藏开采效率，有效地开发各类油藏，提高采收率和油井产量，降低综合开发成本；能充分利用老井井身结构对油藏开发再挖潜，充分利用原有的井场、地面采输设备等，减少钻井作业费、节约套管使用费、地面建设费，降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益；该技术的推广还有利于环境保护。目前，油藏区块多年的开采，已进入开发后期，由于各种原因造成大量的停产井、报废井；由于地层复杂，勘探和开发难度大，存在大量的套损井、低产井。应用开窗侧钻钻井技术进行老井重钻，使老井复活并增加产能，市场前景广阔，经济和社会效益好，因而该技术在未来具有广阔的发展前景。 一、侧钻的作用及意义 侧钻的作用：1、油气水井侧钻在开发区利用原井眼，完善并保持了部分井网，可减少打部分调整井。 2、在开发区利用原井眼，可利用油气水井侧钻加深层位，获取新的油气流。 3、通过油气水井侧钻，使部分停产井恢复生产，提高油气井利用率及开发效果。 4、侧钻作为井下作业大修主要工艺措施，有利于老区改造挖潜，提高井下作业工艺技术水平。 侧钻意义：1、油藏储层构造及断块复杂，打不到目的层的垂直井 2、因水淹、水窜而储量动用程度差，剩余油具有可采价值的生产井 3、生产过程中油层套管严重破损的停产报费井 4、井下复杂事故以及为满足开发特殊需要等原因的油气水井 二、开窗的方法及类型 定斜器开窗侧钻方法：将一定规格的定斜器送入油层套管内预计开窗的位置固定，然后使用磨铣工具沿定斜器轴线一侧磨铣出一定形状的窗口从窗口钻新井眼的方法。这种方法是常用的常规侧钻开窗方法。 截断式开窗侧钻方法：采用液力扩张式铣鞋在预定井段磨铣切割套管达到开
套管开窗侧钻技术
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
套管开窗侧钻工艺作法
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
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。
套管开窗侧钻规程
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。
小井眼侧钻关键技术_冯文荣
小井眼侧钻关键技术 冯文荣,张德荣 (西南石油大学,四川成都610500) 摘 要:应用小井眼高效侧钻工具和工艺配套技术,可以实现小井眼高效侧钻目标,提高小井眼侧钻技术水平,提高钻井速度,降低石油资源的开发成本。 关键词:高效侧钻;套管开窗工具;水力加压器;可扩眼钻头;井壁稳定;轨迹控制 中图分类号:TE246 文献标识码:B 文章编号:1004 5716(2008)11 0082 03 小井眼侧钻井技术已由单纯的关停井复产,逐步发展成为油藏挖潜、提高油气采收率的重要手段。为了实现优质、高效、低成本小井眼侧钻井工程,就应有良好的轨迹设计、施工参数设计、泥浆性能参数设计及相应的钻具结构设计,即配套的工具和工艺技术。小井眼侧钻技术包括:窗口形成技术、井壁稳定控制技术、轨迹优化控制技术、扩眼快速钻进技术、钻井液技术和完井技术。 小井眼高效侧钻应解决好:窗口形成技术 可靠的高效开窗工具;井壁稳定控制技术 井眼应力场的分析计算和钻井液体系;轨迹优化控制技术 设计手段的先进性和钻具结构;扩眼快速钻进技术 扩眼钻头的性能和钻压准确施加。 1 侧钻井井壁稳定的分析与控制 小井眼侧钻井大都是在老区块上施工,地层注水开发,造成地层岩石易于流动,缩径速度及蠕变加剧,侧钻出来的新井眼井壁不易稳定,井径缩小、井斜增大,套管居中困难,环空间隙小,是侧钻井事故率极高、周期增长和造成固井质量差的根本原因。主要有扩径、预留缩径空间和抑制缩径两种解决方法。 前者主要是开发和使用可扩眼工具,后者是根据侧钻井地质条件和现有的测井资料、水力压裂资料,建立井眼应力场力学模型,通过数值模拟计算,弄清侧钻井段地层三向应力的大小,确定井壁岩石的破裂压力、地层的坍塌压力、孔隙压力和缩径程度以及岩石力学特性,从而确定泥浆体系性能参数和快速钻进的技术措施。 井壁稳定包括钻井过程中的井壁坍塌(缩径)和地层破裂(压裂)两种类型,前者是由于岩石的剪切破坏或塑性流动导致的,后者是由于岩石的拉伸破裂产生的;通过定量研究确定地层不坍塌(不缩径)、不压漏的钻井液密度范围,为钻井井身结构设计和合理确定钻井液密度提供依据。 影响井壁稳定的因素主要有地应力、井壁的应力分布、地层岩石的力学性质、井斜角、方位角、井壁岩石的渗透性和孔隙度,地层倾角和钻井液性能等。 1.1 地应力 地应力是指地下环境中某一岩层深度处的应力状态,可用垂直主应力 z、最大水平地应力 H、最小水平地应力 h表示,地应力一般是不均匀的。垂直主地应力由上覆地层应力确定,水平地应力由两部分组成:(1)由上覆地层压力引起,它是岩石泊松比的函数;(2)由地质构造应力确定,与岩石的泊松比无关,并在两个方向一般是不相等的。 1.2 井壁应力状态 井眼未形成前,地下环境应力处于相对稳定状态,在钻井井眼形成过程中,井筒壁面应力状态发生变化。 地层破裂是由井壁上的应力状态决定的。裂缝形成的条件是: E -S t 式中: E 有效切向应力,M Pa; S t 岩层抗张强度,M Pa。 井壁岩石中垂直裂缝的产生是由于有效切向应力 E从压缩变为拉伸并超过岩层的抗张强度所造成,满足 E -S t时的井内液柱压力P i称为地层破裂压力P F。从力学角度说,地层破裂是由井内钻井液密度过大使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的拉伸强度而造成的,井壁坍塌是由于井内液柱压力太低,使得井壁周围岩石所受应力超过岩石本身的强度而产生剪切破坏造成的,发生井眼坍塌时的临界钻井液液柱压力称为井壁坍塌压力P c。 1.3 井眼液柱压力(钻井液密度)安全取值范围 钻井过程中,钻井液携带和悬浮岩屑,冷却润滑钻头钻具,同时钻井液液柱压力起支撑井壁的作用。 不同深度处地层的P p、P F、P c不同,要防止钻井过 82 西部探矿工程 2008年第11期
开窗侧钻技术
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：
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。
套管开窗侧钻技术与应用
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
开窗侧钻小井眼资料
Φ139.7mm套管开窗侧钻小井眼技术研讨 陈向军 迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，如美国、法国、德国、英国、加拿大和委内瑞拉。90年代，小井眼的数量呈不断增长趋势，目前美国仍是钻小井眼最多的国家。国内在许多油田都进行过小井眼的钻探试验，但是在Φ139.7mm套管上开窗侧钻小井眼的实践只有吉林油田、辽河油田、塔里木油田、中原油田及华北油田完成过。 小井眼钻井技术是国外近年来发展的热门钻井技术之一。国外各公司对小井眼的定义不尽相同，但是目前普遍被人接受的定义是：完钻井径小于常规完钻井径（如Φ215.9mm）的井眼统称为小井眼。促进这项技术发展的因素有经济、技术、勘探开发及环保压力等四方面的原因。用于小井眼钻井的钻机可以是以下几种：小型常规钻机、车装式钻修井两用作业机，矿业连续取心钻机、专门研制的小井眼钻机，以及近年来发展起来的连续油管钻井装置。现在国内普遍使用的有IDECD-80修井机，SNC-350型柱塞泵及由振动筛、除砂器等组成的钻井液净化系统，固井也均采用SNC-350型柱塞泵。 但是，钻小井眼存在着机械钻速低、固井质量差、事故复杂多、井眼轨迹难以控制以及配套工具设备缺乏等因素，近年来有所降温。但是，由于钻小井眼存在着的巨大利益空间，不少油田及公司对此方面的研究仍在不断发展，并取得了较大的进步。基于我油田发展及降低生产成本的需要，上级领导及部门有意在近期再上小井眼的工程，而且特指在Φ139.7mm套管上开窗后侧钻小井眼，所以本文所提的小井眼专指Φ139.7mm套管开窗后侧钻的小井眼。 本文分别从Φ139.7mm套管开窗及侧钻小井眼两方面进行研讨。 一、开窗 套管开窗是侧钻技术中的首要环节，开窗成功与否直接影响到钻井周期、成本、质量。对开窗技术进行系统的研究和实践有助于高效、安全地施工。套管开窗是一项操作性较强的技术，规范作业、丰富的经验和理论都是必不可少的。 江汉油田在Φ244.5mm套管及Φ177.8mm套管开窗已有一定成功的经验，但在Φ139.7mm套管上开窗还没有先例，但是其主要的技术措施及方案应是相近的，较大的区别主要是开窗参数有所不同，所用的钻具尺寸更小，锻铣刀片较小（锻铣方式），或斜向器及磨铣工具更小。 本文简要地分析、比较一下锻铣或斜向器开窗的工艺技术及施工措施。 1、斜向器开窗
小井眼套管开窗侧钻技术
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
小井眼侧钻技术在大港油田的应用与发展
小井眼侧钻技术在大港油田的应用与发展 【摘要】小井眼侧钻技术是油田利用老井提高采收率的重要措施。国内各油田竞相开展了此项技术的研究与应用，已形成了一套完整的工艺技术，但在双层套管开窗、小井眼优快钻井、小井眼小间隙固井等关键技术上还存在问题。大港油田随着近几年市场工作量的增大，不断探索新型实用技术提高小井眼侧钻技术水平，通过对开窗工具的改造完善，顺利实现了双层套管开窗；通过改进钻头结构，完善钻头型号，适时应用大角度马达，完善定向钻进工艺措施等方法，提高了优快钻井水平；通过开发新型水泥浆体系、密度可调的隔离液，优选完井套管规格，进一步提高了小井眼小间隙固井质量，最后提出了小井眼侧钻技术发展方向，并给出了建议。 【关键词】小井眼；侧钻技术；开窗；小间隙固井 0 引言 国外从20世纪60年代开始进行侧钻技术研究，在侧钻方法、工艺措施、井下工具及完井方法等方面技术已经成熟，能够完成各种曲率半径的水平井，还能在一个井筒中侧钻出多个分支井。国内胜利、辽河、中原油田开窗侧钻工艺发展较快，其中，1997年开始，辽河油田侧钻技术与采油技术进行配套研究，侧钻技术成为改善井网、挖掘储层潜力、解决底水锥进、油井水淹的重要手段。2000年运用老井侧钻技术完成三分支井。至2005年辽河油田完成各式侧钻井2383口，侧钻总进尺64.4×104m，成为国内完成侧钻井最多、运用侧钻技术增储上产效果最显著的油田。大港油田在1992年开始实施套管内开窗侧钻，截至2008年完成小井眼开窗侧钻井301井次，其中自由侧钻井53井次，定向侧钻井196井次，侧钻水平井52井次，完成双层套管开窗5井次，2008年￠139.7mm套管内开窗侧钻平均机械钻速2.5m/h，较2007年提高了12.8%。目前大港油田小井眼侧钻井技术不断完善，规模也在不断扩大。 1 大港油田小井眼侧钻技术现状 1.1 开窗工具 大港油田￠177.8mm和￠139.7mm套管内开窗方式均主要以钻铰式复合铣锥，一次性完成开窗、修窗作业。2001年Weatherford公司在大港油田采用开窗铣鞋带西瓜铣，可以实现一次性开窗修窗，斜面为凹槽式设计，开窗铣鞋对导斜面不磨损因此开窗效率高、速度快，但施工费用较高。近几年随着双层套管开窗的增多，我们对钻铰式复合铣锥的顶部进行了钨钢颗粒加厚，使其直径由73mm 加大至95mm，整体长度由0.95m加长至1.2m。 导斜器从原始简易的地锚固定式导斜器，经过改进，目前普遍采用卡瓦液压锚定式导斜器；双层套管开窗为确保导斜器固定牢靠，发展出了卡瓦液压双缸锚定式导斜器，而导斜面的硬度设计选择与2层套管中强度较大的那层套管相当
开窗侧钻
开窗侧钻(收集资料） ?开窗侧钻的目的和意义 1、开发剩余油气资源 2、修复套损井，恢复产能和完善注采井网 3、对油水互窜的井实现分层开采 4、降低生产成本 ?开窗侧钻的目的和意义 1、开发剩余油气资源 构造复杂，一些区块存在相当的剩余油气藏。使用小井眼侧钻井技术可以进行老区的滚动评价，有效的开发一些剩余油气资源 2、修复套损井，恢复产能和完善注采井网 3、对油水互窜的井实现分层开采 4、降低生产成本 利用老井场，减少工农占地费； 套管内开窗侧钻可利用大部分油层套管，缩短钻井周期和节省大部份油层套管费（一口开窗侧钻井可节约套管费用36-50万元）； 利用小功率的设备减少固定资产占用费用。因而小井眼开窗侧钻井的施工成要大大低于更新井和调整井，仅为新井的1/2- 1/3。 ?侧钻井施工流程及关键技术
?开发价值评价 主要根据侧钻井所属区块单井开发的静动态信息资料，建立其剩余油气藏分布的大型数值模拟计算分析模型，弄清楚原始储量分布及其目前开采状况下剩余油藏的分布及产能分析。进行侧钻后，根据裂缝展布，对压裂效果、产能进行预测和评价。 ?侧钻井井眼寿命预测评价 主要根据单井井眼应力场分布，套管承受挤毁能力计算分析，确定井眼的寿命是否与剩余油开采周期相匹配。一般常规修井技术修复的套损井其寿命远远低于套管侧钻井。 ?侧钻井施工难度评价 主要根据断块油气藏的特性，尽可能使侧钻井井眼轨迹避开客观存在而不可抗拒的漏失断层和易塌易卡的盐膏层，判定中靶的难易程度。其最终目的是将投资和施工风险降低到最低限度。 断块油藏侧钻重点： 1、复杂断块油藏具有剩余油富集区面积小、剩余经济效益差，利用老井难以有效动用 侧钻井则可以对这类的老井进行动用,挖掘老井剩余油富集区。 2、精细油藏地质研究、认清剩余油分布规律是侧钻井取得高效的关键 须通过扎实细致的地质研究，明确油藏开发后期剩余油的分布规律，为侧钻井挖潜剩余油做好前期研究准备。 3、分类、归纳、总结研究断块油藏应用侧钻井挖潜剩余油技术 采用不同剩余油类型的多种侧钻井挖潜模式，并形成侧钻井选井及设计的规范。 4、优选侧钻老井、优化侧钻设计是侧钻井成功的保证。 选择合适的老井侧钻，做好侧钻前的陀螺测斜工作，优化靶点设
套管开窗侧钻工艺研究
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
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4页
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
Φ139.7套管开窗侧钻操作规程模板
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
开窗侧钻存在问题及对策
大港油田Φ139．7mm套管开窗侧钻存在问题及对策
前言 Φ139．7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井．此项技术近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油区开发手段。大港油田侧钻技术日臻成熟．形成了一整套开窗侧钻的技术规程，开窗工具也从最初的斜向器与锚定分体式，更新到最新的一体式斜向器．开窗时效和一次成功率大幅提高。随着小井眼侧钻井在油田开发中的应用，侧钻井施工过程中暴露出的问题也在增多，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。为减少和避免钻井事故的发生，针对小井眼微间隙井钻井存在的问题。提出了有效的解决方案。 1、开窗失败存在的问题及对策 小井眼套管开窗前，要在Φ139．7mm套管内开窗位置下人并固定导斜器，采用专用开窗铣锥在套管上定向铣出一定长度的窗口，施工中经常会遇到开窗失败问题。其原因大部分是操作不当引起的，如井眼准备不充分，没有用规定的通径规通井，循环不充分．砂子和杂物堆积在定向接头处，造成导斜器下不到位或者用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；选定开窗井段固井质量不好，铣锥沿老井眼钻进，无法脱离原井眼。铣削窗口时参数不当，导致导斜器发生轴向移动；下钻过窗口时．没有按过窗口规定操作．导致导斜器下移。为避免开窗失败事故的发生，总结出了避免小井眼开窗失败的对策： ①下导斜器前，目前大港油田在Φ139．7mm套管开窗使用的导斜器规格为Φ115mmx3.5m，在下导斜器前必须用通径规通井，用Φ114mmx8m和Φ120mmx0.5m 通井规（内径124.26mm套管）、Φ118mmx0.5m通井规（内径121.36mm套管）通至窗口以下20m左右。起钻前要彻底循环，将井下杂物清洗干净，对通井遇阻井段，采用涨管技术或用铣锥进行扩孔到要求尺寸，保证导斜器顺利下人和座封。 ②检查导斜器卡瓦是否松动，使用密封胶粘接卡瓦，防止锚瓦中途卡住套管，检查送斜杆与导斜器连接是否到位。 ③导斜器的斜面方位与定向接头的键相对位置要进行测量。 ④送人钻具要用Φ45mm×1.2m通管规的通径规通内径。 ⑤下导斜器前井内要替入设计性能的泥浆，防止钻具内铁锈等沉淀过快影响仪器座键，下入过程中要操作平稳，控制下钻速度，钻具不能转动，中途和