139.7套管开窗解析

Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术

中原石油勘探局钻井二公司

2003年12月

Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术

概述

Φ139.7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井，近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油田开发手段，此项技术也是钻井工程的一个新课题。小井眼微间隙钻井由于技术、工具不配套，大部分仍采用常规钻井手段来钻小井眼微间隙井，侧钻施工过程中暴露出的问题主要是周期长、事故多、固井质量难保证。我公司工程技术人员根据前几年小井眼微间隙井的钻井常出现的窗口问题、尾管悬挂器问题、井控、井下安全问题进行分析总结，在近年的开窗侧钻井大胆摸索、实践，总结出了固定导斜器、开窗及起下钻过窗口、尾管悬挂器座挂的对策及技术要求；对小井眼微间隙井的井控、安全钻进问题进行分析，提出了新的井控报警监测方法及安全钻进操作规程；完善了小井眼钻井液技术，小井眼钻头、井下动力钻具优选，小井眼复合钻进、井眼轨迹控制技术及小井眼完井技术。这些适用性操作性强的技术对于今后提高小井眼微间隙钻井水平，减少事故的发生具有一定的指导作用。

一、关于开窗、尾管悬挂器座挂失败问题及对策

小井眼套管开窗，即是在Φ139.7mm套管内某一位置下入并固定导斜器，采用铣削工具在套管上定向铣出一定长度的窗口工艺。开窗失败主要有：导斜器下不到预定位置；下到一定位置后因导斜器固定不牢，铣削过程中导斜器改变方位；钻井施工中导斜器下移。开窗失败危害很大，要想补救难度非常大且费用高，甚至可能导致该井报废。

引起开窗事故的原因：大部分都是操作不当引起的，如井眼准备不充分，没有按规定的通径规通井，导致中途遇阻；通井时循环不充分，不用振动筛，砂子和杂物堆积在定向接头处，用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；铣削窗口时参数不当，导致导斜器轴向移动，下钻过窗口时，没有按过窗口规定操作，导致导向器下移。

为此，我们在小井眼开窗侧钻实践中总结出如下对策：

（一）、下入和固定导斜器(液压卡瓦式导斜器) 技术

1、必须用通径规通井。每次使用通径规时要认真测量其尺寸，通径规的直径比导斜器直径大3mm，长度2m,下钻防落物，通井要过窗口以下20m左右，起钻前要彻底循环，并在预定开窗处反复上下活动钻具，认真划眼，消除套管壁残余水泥对固定导斜器的影响。对通井迂阻井段，应采用涨管技术或用铣锥进行扩孔，保证导斜器顺利下入。

2、检查导向器的卡瓦是否松动，送入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画图备案。

4、送入钻具必须用Φ48mm×200 mm的通径规通内径。

5、下导斜器要操作平稳，控制下钻速度，迂阻不超过30KN，不能转动,中途和座封之前不要循环。

6、陀螺下到井底，要座键3次以上，数据一致后，再调整导斜器斜面至设计方位。

7、固定导斜器必须用清水，为保证憋压效果，清水中应无杂物。

8、若憋压达不到22MPa±2MPa，应检查泵和管汇是否刺漏，投球是否到位。

（二）、复合铣锥铣削技术

1、铣锥入井前的检查：铣锥端部要圆滑,因为铣锥端部不圆滑易蹩钻，易把导向器蹩动位，水道要畅通，外径要符合要求，钨钢颗粒焊接牢固。

2、开窗所用钻井液要具有良好携砂性，钻井液的密度要调整到设计密度,防止开窗后液柱压力不平衡发生井喷。

3、为了窗口平滑，要用3根Φ105mm的钻铤，下钻时防落物，使用好刮泥器，下到导斜器位置后先要静压70KN-80KN并记录方入，反复几次后，如果不同吨位静压，方入一致，说明导向器轴向已固定牢。

4、探明方入后开泵，排量8 l/s，启动转盘,转速30r/min-40r/min，缓慢下放,钻压控制到5KN以内，进尺0.2m后，钻压10KN，转速60r/min，如果钻时变慢，可加大钻压到30KN，进尺1.7m左右以后，铣锥大部分进入地层，钻时变快泵压升高，这时要减少钻压，总进尺3.5m-4.0m开窗完毕。修窗口时要先上下活动钻具，记录好遇阻遇卡点的方入，然后再以40 r/min的转速反复划眼，直到上下活动、划眼无阻

卡后起钻。

（三）、起下钻过窗口的操作规程：

1、下井钻具外径严禁大于铣锥外径。

2、起下钻和钻进时一律装刮泥器，严防井口落物。

3、刹把一律正副司钻操作。

4、钻具下钻到窗口位置时要缓慢下放，严防硬压，遇阻不超过20KN，起钻过窗口时，要1档低速并闪动气门缓慢上提，遇卡不能硬拔，要轻拨动，多活动钻具，遇卡不超过20KN。

5、起下钻无特殊情况严禁在窗口附近循环和转动。

（四）、尾管悬挂器易出现的问题及对策：

尾管悬挂器是悬挂尾管并完成尾管注水泥的专用工具。在现场使用过程中，易出现悬挂、固井注水泥失败等事故。

尾管悬挂器失败的原因除本身质量外，主要是在使用中悬挂器的现场操作及检查，由于操作人员对钻井设备操作和井下情况了解不细，导致悬挂器出现问题。

使用悬挂器可谓“一锤定音”的作业，使用的好坏关系到一口井的成败。为了减少和杜绝悬挂器事故，要求我们认真了解悬挂器的原理和使用说明，关键是怎样去实施。如德州生产Φ139.7mm×101.6mm液压尾管悬挂器,在座封悬挂器时需要憋压12MPa，稳压2min，然后憋通建立循环。实际操作中投球后泵送至球座时，由于操作人员停泵慢或放气阀不放气致使泵压升高，一直憋压到18MPa憋通球座，导致悬挂器不能座封。正规操作是：根据钻井液密度、粘度和井深计算出钢球在钻井液中的下落时间，提前停泵（如开关不放气可停柴油机）闪动气门，缓慢使泵压上升到12MPa，稳压两分钟，给悬挂器液缸推动卡瓦一定时间，保证坐封，然后再蹩通循环。悬挂器还要保证注水泥成功，由于悬挂器坐封前后的过流面积相差很大，应采取如下措施：

1、送入钻杆下完钻不必活动钻具，灌满钻井液接方钻杆，小排量循环使井内砂子带出裸眼井段然后加大排量清洗井底,要留专人看泵压表，防止憋泵。

2、循环清砂处理钻井液的时间不宜过长，能满足要求即可。循环时间长易刺坏浮箍和浮鞋，导致水泥浆倒返影响固井质量。

3、由于Φ73mm钻杆与Φ101.6mm尾管内径不同，所以要使用钻杆胶塞和尾管胶塞。这就要求钻杆和尾管的内径分别用Φ48mm和Φ83mm通径规分别通径。现场操作中对尾管通径很认真。对通Φ73mm 钻杆内径，一些操作人员认为平时在接单根时都认真通过内径，下钻再通内径没必要。在现场作业中确实存在着Φ73mm钻杆通不过Φ48mm 通径规的现象（如新胡7-侧109井出现卡Φ48mm通径规的现象），所以在施工中少一道看似简单的工序，就可能导致固井失败。

4、若悬挂器因其它因素座挂不住，可将尾管座到井底，进行固井作业；或将尾管起出更换悬挂器。

二、小井眼井控问题

现在全国各油田的井控装备和常规井眼井控工艺都有长足的发展，施工人员的井控意识也很强，并且有一套切实可行的井控条例，井控工艺技术成熟。目前小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不成熟，现场施工人员还没认识到小井眼井控与大井眼井控之间的区别，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1：

由表1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泥浆，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。

由上表可以看出，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，Φ139.7mm套管相当于技术套管，为了发挥技术套管的作用，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。

三、裸眼钻进中的安全问题及对策

Φ139.7mm套管开窗侧钻具有以下难点：井眼与钻具、尾管的间隙小，循环时的泵压高，井下发生事故处理难。由于间隙小环空压耗大易井漏，钻时快时砂子上返困难易蹩泵卡钻，下钻遇阻划眼困难，尾管固井前扩眼更危险。窗口定向时易出现大肚子井眼，时刻威胁到井下安全。

为了防止事故发生，要以预防为主，处理为辅。我们在施工中主要采取以下对策：

1、在满足井眼轨迹控制的前提下，尽量简化小井眼的钻具结构。

2、钻井液要清洁，携砂性、润滑性、井壁稳定性都要好，含油量保持在10%-15%。

3、在裸眼井段起下钻及首次起下钻的必须控制速度，防止突然遇阻、遇卡、抽吸井喷、压漏地层等。

4、在高压油气层或易漏地层要分段循环下钻，每段都要循环彻底，防止井喷井漏。同时，要防止在某一固定位置长时间进行循环。

5、下钻遇阻要先循环一周再划眼，时刻注意泵压变化，划一段巩固一段，不要一直划到底。扩眼时的砂子颗粒大且多，更要控制扩眼速度。

6、每次下钻到底后，先降低柴油机转速，单凡尔缓慢开泵，待钻井液返出正常，泵压正常后，再增大排量，逐渐调整到正常排量。

7、钻时快时，钻进2m-3m要上提循环6min-8min，使砂子分散开，防止憋泵。钻遇快钻时要认真循环观察。

8、钻进时要定时定深进行短起下钻清砂。

9、钻具在套管内也不能静止，要定期活动钻具，防止钻井液中的砂子沉淀卡钻。

10、防止钻具内外落物，钻进、起下钻时都要用好刮泥器。

11、确定井位搬上设备后要及时停注水井，并卸压至5MPa以内。

12、配齐并用好四级固控设备，小井眼所钻岩屑碎，细砂多，应及时清除，防止砂子在井眼中形成恶性循环。

13、定期对钻具进行探伤检查。

四、小井眼钻井液技术

小井眼钻井液技术难点在于：侧钻小井眼井因减少了钻井程序，缩短了建井周期，使得钻井液开钻后直接进入目的层。因时间短，水化性差，造成钻井液稳定性差，易沉淀。因钻井液材料不能充分溶解，结构力低，不能有效悬浮和携带岩屑，易造成井下复杂，更应该解决好：井漏问题

1、侧钻小井眼中环空压耗占到75%以上，国外一些资料甚至认为占到90％，环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加，易造成井漏。常规井环空压耗占到10%左右。

2、井眼小，钻具与井眼之间的环空间隙小，钻具在井眼内上下活动所产生的压力波动大。

3、油气层段经过多年开采后地层实际压力系数较低。

携砂问题

1、钻井液配制时间短，结构力低，携砂困难。

2、小井眼环空间隙小，正常情况下，环空返速高，泥浆剪切稀释作用明显，而在大肚子井段则返速很低，给携砂洗井带来很大困难。

3、环空压耗高，压持效应明显，而钻头水眼处的水功率又小，对井底清洗造成困难，易留下隐患。

4、井眼环空间隙小，活动钻具产生的压力激动作用较大，易导致井壁失稳，产生掉块，增加洗井难度，在易垮塌地层造成坍塌卡钻。

钻井液技术措施

1、钻井液的配制。根据侧钻井的特点，采用老浆80%+20%新浆，提高钻井液的稳定性。如无老浆则提前配6%的坂土浆水化24h，然后加入护胶剂、降滤失剂、流形调节剂，充分循环调整性能达到设计要求。

2、堵漏工艺。钻进中根据地层特点及临井资料，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：

A、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。

B、采用MTC技术堵漏。

C、采用化学堵漏技术。

D、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，起钻至堵剂顶部，关井挤堵漏剂2／3入地层，静止24h。

3、携砂技术。

A、提高钻井液的配制质量，加入足够的护胶剂，保证钻井液的稳定性。

B、钻进中采用HV-CMC提高表观粘度，DPHP、MAN101提高塑性粘度，正电胶提高动切力。

C、大肚子井段，首先采用合适的钻井液体系，防止井塌形成大肚子。如已形成大肚子，则加强短起下钻清砂，配合稠泥浆推、封，保证井下安全。

D、平稳操作，减少钻具产生的压力激动对井壁的冲击，形成掉块。

4、防卡技术。侧钻小井眼钻进中，由于液柱压力、环空压耗、接触面积无法改变，只有通过提高钻井和钻井液技术预防卡钻。

A、侧钻前调整好钻井液性能，加入适量三磺材料，形成薄而致密的泥饼，严格控制滤失量≤5ml。

B、尽量采用低密度钻井液，用近平衡压力钻进，减少压差。

C、侧钻前一次性加入原油10%，乳化剂（原油量）3%，并加入固体润滑剂（NSL）1%，采用两种润滑方式降低摩阻，提高钻井液的润滑性能。

五、小井眼复合钻进技术

今年以来，我公司对小井眼开窗侧钻进行了攻关，成功把复合钻井技术引用到小井眼侧钻中。和过去相比，平均机械钻速提高66 %，钻井周期大幅度缩短，使我公司侧钻小井眼技术水平上了一个新的台阶。

（一）、钻头的优选

井下动力钻具配合高效钻头为复合钻井技术,因此选择适合地层特点的钻头，是提高钻井速度的关键。目前中原油田常用的钻头有：Φ118mmYA437、YC517、YA517单牙轮钻头；Φ118mmFMP-6、1345SS、GP426L、GP443L、SY0303等PDC钻头。中原油田小井眼侧钻点多在下部，地层一般是沙一至沙三段，地层可钻性差，因此定向时一般选用短保径的PDC钻头；复合钻进时选用长保径的PDC钻头或单牙轮钻头。我公司通过单牙轮钻头和PDC钻头的分析对比，选用的是胜利Φ118mmFMP-6PDC 钻头配合动力钻具进行复合钻进。

动力钻具配合高效PDC钻头有以下明显优点：

1、PDC钻头定向、扭方位、增斜、稳斜可一次完成；

2、PDC钻头可多次使用，钻头成本低。

3、复合钻进的小井眼平均井径一般在125mm～132mm之间，基本能满足完井、固井需要,不需要扩眼。

（二）、螺杆的合理使用

目前，我公司使用的井下动力钻具主要是螺杆钻具。针对小井眼的特性，我们选择单弯螺杆对开窗侧钻小井眼进行轨迹控制。侧钻小井眼Φ95mm螺杆一般不带稳定器，其型号根据弯曲角主要有：直螺杆、0.5°单弯螺杆、0.75°单弯螺杆、1°单弯螺杆、1.25°单弯螺杆、1.5°单弯螺杆等六种。

1、Φ95mm直螺杆

Φ95mm直螺杆在明1-侧29井使用，。使用井段1702m～1805m，目的稳斜钻进，使用中井斜从32.5°降至25.12°，降斜率7°/100m，方位从26.81°降至23.38°。因此对井眼轨迹变化大、深部井段降斜或直井段防斜可用直螺杆。

2、Φ95mm0.75°单弯螺杆

由表2知，0.75°单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般4°/100m～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。

3、Φ95mm1°单弯螺杆

由表3知，1°单弯螺杆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°～/100m 15°/100m。

4

、Φ95mm1.25°单弯螺杆

由表4知，φ95mm1.25°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率50°/100m～110°/100m；全力增斜时造斜率16°/100m～25°/100m；复合钻进一般降斜，降斜率3°/100m～5°/100m。

5、Φ95mm1.5°单弯螺杆

由表5知，Φ95mm1.5°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率250°/100m～300°/100m；全力增斜时造斜率28°/100m～30°/100m；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°单弯复合钻进。（三）、小井眼轨迹控制

1、侧钻小井眼钻进常用钻具组合:

①、Φ118mm单牙轮钻头+Φ105mmNDC1根+Φ105mmDC2根

②、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1.5°单弯螺杆+Φ105mmNDC1根+Φ89mm承压钻杆6根

③、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1.25°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根

④、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根

⑤、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm0.75°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根

2、井眼轨迹控制

a、开完窗，一般用第①种结构钻进20m以脱离老井眼。起钻前测单点，若方位与设计方位偏差较大，下入第②种结构组合。1.5°单弯螺杆扭方位效果好，一般井斜5°以内，一个单根可扭方位25°～30°。

b、井斜在30°以内的小井眼，下入第③种组合。定向至最大井斜后，启动转盘复合钻进。

c、Φ118mmPDC＋1°单弯螺杆是小井眼复合钻进的最佳组合。增完斜下入第④种结构，钻进过程中，发现井斜、方位变化可随时改为滑动钻进，及时控制井眼轨迹。

d、0.75°单弯和直螺杆，复合钻进事故率低，因此井下情况复杂或需要降井斜井段，可下入第⑤种组合。

e、小井眼复合钻进参数：钻压20KN～30KN；转速50r/min～60r/min；排量6 l/s～10 l/s。

f、无论何种钻具组合，钻进中要及时测量井斜，有问题及时采取措施。在满足井身质量的前提下，尽量简化钻具结构，及时短起下钻进行清砂,防止事故发生。

g、通常情况，稳斜段采用1°或0.75°单弯螺杆进行复合钻进。在不考虑地层倾角的情况下，0.75°单弯复合钻进降斜率5°/100m；1°单弯螺杆复合钻进降斜率10°/100m～15°/100m；且井斜角越大，降斜率越高。因此在定向时可根据地层倾角留有一定增降斜量。

（四）、现场应用

今年我公司完成开窗侧钻井8口，平均侧钻井深2397.88m，平均裸眼段长488.6m，平均钻井周期14.67天/口，建井周期33.63天/口，平均机械钻速2.75m/h。钻井速度比过去平均机械钻速1.66m/h提高66%，复合钻井技术在小井眼侧钻井中发挥了巨大的作用。表5是2003年完成的8口开窗侧钻井的技术指标统计情况。

（五）、几点认识

（1）、井下动力钻具配合高效钻头复合钻井在小井眼中的成功应用，大幅度提高了机械钻速，缩短了钻井周期，创造了良好的经济效益。

（2）、胜利Φ118mmFMP-6PDC钻头在明1-侧29井沙一至沙三段钻进，平均机械钻速高达3.5m/h。但在文209块沙二段泥岩地层，机械钻速较低。因此研制适合中原油田各种地层的PDC钻头系列十分必要。

（3）、0.75°、1°、1.25°单弯螺杆配合高效钻头复合钻进，在一般地层均降斜，限制了小井眼钻进速度的提高。

（4）、采用井下动力钻具配合高效钻头钻井，简化了钻具结构，减少了钻铤，井下安全性提高，因此复合钻井技术适合小井眼侧钻井的施工。

六、小井眼完井技术

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，与常规Φ215.9mm钻头下入Φ139.7mm套管井眼（理论环空间隙38.1mm）相比较而言为小井眼微间隙。

（一）、小井眼微间隙完井技术难点

1、空间隙小，循环排量受到限制，裸眼“大肚子”井段岩屑难以携带干净，固井施工风险大。

2、环空间隙小，施工泵压高，顶替排量受到限制，顶替效率低，环空泥浆易形成滞留带，替泥浆过程中发生窜槽，固井质量差。

3、固井施工泵压高，蹩漏地层的危险随时存在，一但发生井漏，环空水泥返高无法保证，严重威胁到固井质量。

4、套管重复段固井质量难以保证，套管串试压成功率低。

（二）、小井眼微间隙完井技术

1、井眼准备

井眼质量优劣是固井施工成功与否的先条件，井眼准备工作通常从两方面着手，一是从源头抓起，当前小间隙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0.5m，外径Φ116mm）破键扩眼，消除“键槽”，使井眼轨迹顺畅。并且使钻井液性能具有，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。二是已完钻井，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”井眼用高粘泥浆（150s以上）携砂，将滞留砂子携带干净。下套管前用优质润滑泥浆封闭裸眼井段。

2、水泥浆配方试验

小井眼微间隙固井对水泥浆性能要求具有，微膨胀，低失水（不大于100ml），零析水，流变性好，触变性强，过渡段短，并具有较好的韧性。现阶段较为成熟的水泥浆配方为：嘉华D级水泥＋膨胀剂（G502）＋分散剂（USZ）＋降失水剂（M-83S）＋早强剂（W3210）＋消泡剂（G603）。依据现场施工条件（配浆水质、温度、压力、稠化时间等）调试添加剂加量，优选最佳施工方案。

3、套管及工具附件

套管送到井场后，编排丈量；检查丝扣、外观、扶正块焊接情况及外径；通径、清洗、计算长度。

工具附件先按照装箱单检查是否齐全；然后检查有无被摔碰，密封件是否完好；各附件是否匹配，丝扣是否完好；内部是否有杂物，胶塞尺寸是否与使用的套管、钻杆匹配；性能参数能否满足作业要求。

4、Φ101.6mm或Φ104.8mm套管入井

套管串结构：带刀翼浮鞋＋1根套管＋浮箍＋1根套管＋球座短节＋套管＋尾管悬挂总承。下套管时先装好刮泥器，防止落物掉入井内。重复段一般为60m-80m，为了弥补重复段固井质量问题，提高套管串的承压能力，可延伸为100m-150m。套管上扣用微机控制的液压钳按标准扭矩上扣，边下边灌泥浆，套管下完接上悬挂总承灌满泥浆，记录尾管悬重。

尾管悬挂总承入井后锁死转盘防止转动，套管送入采用下立柱方式，边下立柱边用Φ50mm钻杆通径规通径，根根灌泥浆，下放速度控制在1.5min/立柱-2min/立柱。套管送至设计井深，钻杆内灌满泥浆，接上方钻杆，记录总悬重。

5、套管悬挂

上提钻具留好收缩距，小排量开泵，泵压稳定后逐渐增大到设计排量循环，将下套管时刮掉的井壁泥饼及砂子携带干净，投球泵送蹩压，

座挂尾管，尾管座挂后继续蹩压打开循环通道，倒扣循环处理泥浆，性能达到要求及时固井。

6、固井技术

（1）、防漏。对于钻进中有漏失的井，固井时注入一定量的平衡液，导浆使用MTC浆（封非油层井段），密度大于泥浆密度0.1 g/cm3

-0.15g/cm3，尾浆用常规水泥浆（封油气层井段），替浆排量随压力变化及时调整，尽可能降低环空液柱压力及流动阻力，防止井漏的再次发生。如：文51-侧52井钻进中发生多次漏失，固井时采用此方案，施工正常，固进质量良好。

（2）、压稳防窜。固井及侯凝期间，半径500m以内注水井停注并泄压，使井下压力系统处于静态平衡。固井前井内油气上窜速度控制在15m/h以内。同一井眼存在不同压力级别的油气层时采用两凝水泥浆体系固井。侯凝期间采用动态加压方法，对油气层井段施加一定回压，以防油气浸入井内产生油气窜影响固井质量。

（3）、套管居中。套管居中依靠加扶正器实现。小井眼固井套管附件不完善，没有井眼与套管相匹配的扶正器，套管居中依靠在套管上焊接扶正块而实现。每根套管焊接2组，每组6块，旋流状分布，外径Φ115mm。

（4）、驱替排量。大排量顶替有利于提高顶替效率，促使固井质量提高。小井眼环空间隙有限，排量与泵压关系十分敏感，从安全的角度出发，顶替排量适中即可。实践证明，顶替排量达到环空返速1m/s时能满足固井需要。

（5）、隔离液。小间隙固井使用的隔离液有：玻璃水、CMC胶液、配浆水等几种类型，依据井下情况选择适宜的隔离液。注入量一般

1m3-1.5m3，占环空高度250m-350m。

（6）、水泥浆量确定。钻进中无漏失的井，在理论总容积基础上附加100%-120%，有利于延长水泥浆接触时间，驱替井内滞留泥浆，提高水泥浆的填充率。有漏失前科的井尾浆量，在理论总容积基础上附加10%-15%。

（7）、顶替液。顶替液用高粘CMC配制（CMC＋SMP＋黄河Ⅱ号），粘度150s左右，替入量略大于套管内容积，以便于声幅-变密度测井。

（8）、循环清洗井眼。替浆碰压后放压观察单流凡尔关闭情况，无泥浆倒返，卸掉水泥头，接方钻杆蹩压8MPa-10MPa上提钻具，注意

观察压力变化，压力突降刹住刹把，开泵循环（并转动转盘）出多余的水泥浆后，卸掉1立柱继续循环，循环到水泥浆稠化再附加1h-2h，起钻侯凝。

（三）、几点认识

1、套管挂座后，循环泥浆性能满足固井要求时及时进行固井施工，尽量避免长时间循环。否则，因井下条件的制约固井施工难度及风险增大。

2、固井施工设备必须运转正常，确保施工的连续性，有利于稳定和提高固井质量。

3、替浆计量要求准确，误差量控制在200ml以内，能有效防止油气层替空。

4、固井施工尽量放在白天进行。

表6 2003年侧钻井技术指标统计

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

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。

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：

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

139.7套管开窗

Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术 中原石油勘探局钻井二公司 2003年12月

Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术 概述 Φ139.7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井，近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油田开发手段，此项技术也是钻井工程的一个新课题。小井眼微间隙钻井由于技术、工具不配套，大部分仍采用常规钻井手段来钻小井眼微间隙井，侧钻施工过程中暴露出的问题主要是周期长、事故多、固井质量难保证。我公司工程技术人员根据前几年小井眼微间隙井的钻井常出现的窗口问题、尾管悬挂器问题、井控、井下安全问题进行分析总结，在近年的开窗侧钻井大胆摸索、实践，总结出了固定导斜器、开窗及起下钻过窗口、尾管悬挂器座挂的对策及技术要求；对小井眼微间隙井的井控、安全钻进问题进行分析，提出了新的井控报警监测方法及安全钻进操作规程；完善了小井眼钻井液技术，小井眼钻头、井下动力钻具优选，小井眼复合钻进、井眼轨迹控制技术及小井眼完井技术。这些适用性操作性强的技术对于今后提高小井眼微间隙钻井水平，减少事故的发生具有一定的指导作用。 一、关于开窗、尾管悬挂器座挂失败问题及对策 小井眼套管开窗，即是在Φ139.7mm套管内某一位臵下入并固定导斜器，采用铣削工具在套管上定向铣出一定长度的窗口工艺。开窗失败主要有：导斜器下不到预定位臵；下到一定位臵后因导斜器固定不牢，铣削过程中导斜器改变方位；钻井施工中导斜器下移。开窗失败危害很大，要想补救难度非常大且费用高，甚至可能导致该井报废。 引起开窗事故的原因：大部分都是操作不当引起的，如井眼准备不充分，没有按规定的通径规通井，导致中途遇阻；通井时循环不充分，不用振动筛，砂子和杂物堆积在定向接头处，用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；铣削窗口时参数不当，导致导斜器轴向移动，下钻过窗口时，没有按过窗口规定操作，导致导向器下移。 为此，我们在小井眼开窗侧钻实践中总结出如下对策：

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

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

套管开窗侧钻规程

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：

套管开窗工艺

9 5/8＂套管锻铣开窗工艺 套管开窗工艺是油田钻井,修井作业中广泛采用的一种特殊的工艺技术.主要用于老井恢复产能,打分支井或处理井下事故等.具体做法;用专用的套管锻铣工具在已下套管的油气井中,选定一段井段,铣掉一段套管让地层重新裸露,重新实施钻井作业。 锻铣工具工作原理: 锻铣工具由液缸,活塞，扶正器，刀片限位环,刀片(直角三角形)组成。锻铣工具接在钻柱最下边，下入预定井段，开泵循环泥浆，活塞靠泥浆的推动力向下运动，活塞推动刀片向径向方向伸出，刀尖部位与套管内壁接触，靠钻具转动施加扭矩，高速转动割断套管，套管割断后，刀片完全张开。刀片下边缘压在已割断的套管上进行磨铣形成进尺。磨铣出的铁屑靠泥浆循环携带至地面。 锻铣前准备工作：根据下步设计需要，确定锻铣井段。核查锻铣井段固井质量，锻铣井段套管接箍位置，锻铣井段套管扶正器类型和深度。锻铣井段尽量避开套管接箍位置。一般选取套管接箍下2~3米开窗。 钻具结构：自制铣齿接头+9 5/8″锻铣工具+6 1/4″钻铤×9根+4A1×410接头+5″WDP×15根+5″DP 泥浆性能要求：泥浆粘度100~120秒，初切10~20秒，终切20~40秒。锻铣过程中泥浆要求性能稳定，确保锻铣中铁屑能顺利带出，锻铣期间密切观察铁屑返出情况，及时调整性能，同时

保证地层稳定不垮塌，保证井下安全。 锻铣参数：割套管，转速60~80RPM，排量30~35L/S，泵压18~20Mpa，锻铣要求：钻压1~4吨，转速60~80RPM，排量30~35L/S，泵压18~20Mpa。 锻铣作业技术要求： 1、下入锻铣工具前，必须先下入通井规通井至锻铣段 以下50米，确保套管无变形，无破损。调整好泥浆 2、在地面要求对锻铣工具进行严格检查和实验 （1）检查工具外观是否变形，丝扣是否完好，组装 是否正确，是否进行探伤。 （2）核对并丈量工具尺寸，入井前要画出草图 （3）在井口进行张刀和收刀实验：锻铣工具上接方 钻杆，下放锻铣工具到防溢管内，开泵循环至 泵压2Mpa，观察刀片能否顺利张开，停泵刀 能否顺利收回。并记录排量30L/S时泵冲和泵 压值。 （4）将锻铣刀用10号铁丝捆好。 3、下入锻铣工具要求， （1）锻铣工具入井后，必须平稳下入，严禁猛提猛 放，严禁中途开泵，转动钻具。 （2）如有遇阻现象，必须慢慢活动并下放，严禁开

套管开窗侧钻工艺研究_夏宏南

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

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

套管开窗技术

套管开窗技术 一、套管开窗技术的起源 二、套管开窗技术的发展现状 三、套管开窗技术的定义 套管开窗是是利用铣锥沿导斜器的斜面均匀磨铣套管及导斜器，在套管上开出一个斜长圆滑的窗口，以便于侧钻过程中钻头、钻具、测井仪器、套管等的顺利起下。 四、套管开窗技术的施工工艺 常用的套管开窗技术有两种：磨铣开窗和锻铣开窗侧钻。 （一）套管开窗工具及操作方法 1、开窗工具 (1)导斜器：导斜器在侧钻中取导斜和造斜作用。开窗时使导斜器与套管均匀切削，窗口比较规则均衡。主要形式有注灰插入式、直接注灰（带水眼）固定式、卡瓦式，目前常用卡瓦式导斜器。 (2)复式铣锥：外形似玉米状，全长300mm，最大直径75mm，镶入K573硬质合金共8排，外出刃lmm．铣锥尖部的锥度与导斜器的导斜角接近。铣锥上肩部位加工倒角大于30度，防止提拉时与套管壁挤卡。铣锥与钻杆连接丝扣的锥度l：16，l0扣／英寸，防止旋转时甩掉铣锥。 (3)定向器：需要定向开窗时使用。外形类似钻杆接头，内藏定向键，与JDF一5型陀螺测斜仪配合，达到定向目的。 2．开窗操作 套管开窗一般分为三个阶段即： 初始阶段：铣锥接触导顶至铣锥根部开始切削套管，这一阶段必须轻压慢转，使铣锥先铣出一个比较圆滑的孔洞。 钻铣参数：W：0-5KN，N：20-30r/min,Q：10L/S，P：10~12Mpa. 骑套阶段：从铣锥根部开始接触套管内壁到底圆刚刚铣穿套管内壁，此阶段容易出现开窗死点，因此应采取中压快转的技术措施，以保证铣锥沿套管外壁均匀钻进，保证窗口长度。 钻铣参数：W：20-40KN，N：40-60r/min,Q：10L/S，P：10~12Mpa. 出套阶段：从铣锥低圆铣穿套管到铣锥最大直径全部铣过套管，这是保证下窗口圆滑的关键段，此段稍一加压就会滑到井壁，因此要定点快速悬空铣进，其长度至少要等于一个铣锥长度。 钻铣参数：W：10-20KN，N：40-60r/min,Q：10L/S，P：10~12Mpa. （二）套管开窗操作注意事项 1.开窗前必须对地面设备、泥浆性能、指示仪表、井下钻具进行全面检查，保证其性能合乎要求，保证泥浆泵排量，使井底岩屑充分循环出来，保持井底清洁，避免铁屑的重复切削。 2.开窗时送钻要均匀，避免出现“死点”现象，一旦出现“死点”应下入梨形铣鞋或磨鞋及时消除。 3.更换铣锥时应保持其直径一致，更换大小不一的铣锥时应由小到大，以免出现台阶使铣进困难。