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[摘 要]在石油钻井套管开窗侧钻过程中，有时会发生斜向器中途失效移动的问题，导致起钻后，下钻无法找到老井眼，进而导致进尺报废。本文主要介绍了由中国石油渤海钻探第四钻井工程公司在华北油田区块泉63-10x1井斜向器失效的经过及处理方法，从现场操作、工具质量和井筒质量3个方面对问题的原因进行了分析，总结了防止此类问题出现的经验教训。
[关键词]斜向器 开窗 侧钻 失效
中图分类号：TP273 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0059-01
1 概述
石油钻井施工套管开窗侧钻技术是挖掘老油田剩余油、提高原油采收率的有效方法。目前国内外普遍采用该技术对有价值的报废井进行侧钻，不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资，而且能有效完善老油区的开发井网，提高增油效果，具有较高的应用价值。该技术是将斜向器下入套管的一定位置，用铣锥在斜向器斜面的引导下，将套管开窗，然后用钻头钻出一个新的井眼，实现重新完井。但在小套管侧钻开窗施工中，由于现场操作不当、井筒质量或斜向器本身质量存在问题，有时会出现斜向器在施工中途失效移动的问题，往往造成井眼报废或提高窗口位置重新开窗，影响了侧钻井的正常施工进度，造成了重大经济损失。因此，在石油钻井施工中预防斜向器中途失效移动具有突出的重要性。
1.1 工具结构
工具主要由上接头、送入杆、扶正盘、导斜体、壳体、卡瓦等组成。
1.2 工作原理
斜向器套管开窗，即是在原井眼套管的某一位置下入并座封斜向器，然后下入铣锥磨銑形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的技术。
2斜向器中途失效移动的原因分析
斜向器中途失效移动原因可分为3个方面：现场操作不当、斜向器自身质量问题和井筒质量问题。
2.1 现场操作不当引起的斜向器中途失效移动
（1）斜向器座封时，打压压力不足或稳不住压导致斜向器卡瓦牙固定不牢固，从而使得斜向器卡瓦牙松动造成斜向器移动。
（2）在石油钻井过程中，起下钻速度过快，对斜向器上挂下击，导致斜向器松动移位。
（3）钻头在斜向器部位转转盘或开泵，螺杆转动，造成震动，导致斜向器松动移位。
（4）长期的复合钻进，钻具与斜向器之间摩擦震动，造成斜向器移位。
2.2 斜向器自身原因造成的失效移位
斜向器牙块固定螺丝松动，造成牙块脱落，与套管固定不牢，造成斜向器失效移位。
2.3 井简质量问题造成的斜向器中途失效移动
（1）开窗位置套管质量不好，油层套管变形、弯曲，造成斜向器卡瓦牙固定不牢固。
（2）由于开窗侧钻井多是老井，开采时间较长，套管壁结有水垢、蜡等杂质或注过灰，未进行清理或清理不彻底，斜向器在下入过程中，井壁不干净，卡瓦牙未能卡入套管内。
（3）开窗位置井斜较大时，斜面方向有转动趋势，一旦松动斜面方向发生位移。
（4）井内有泥浆，影响斜向器卡瓦固定不牢固。
3 典型井例
3.1 基本数据
泉63-10x1井位于河北省永清县管家务乡赵各庄村。该井是位于冀中坳陷廊固凹陷柳泉构造带泉63断块的一口开发井，设计井深2750m（垂深），开窗点1908m，完钻原则：钻穿相当于泉63-30井电测解释52号层2883.6-2898.2m含油水层，留足口袋完钻。
3.2 井身结构
3.3 斜向器失效发生处理经过
2016年7月13日14：00，钻头钻进至2517m，进尺慢，决定起钻检查钻头、螺杆（钻井参数：钻压：40kN，转速：50+DN，泵压：21MPa，排量：9L/s；泥浆性能：密度：1.35 g/cm3，粘度：44s）。7月14日14：00起钻完，起钻过程中无异常。7月14日23：00下钻至1909.25m，遇阻，加压0.5吨，缓慢活动转盘下放，无法找到老井眼，起钻。7月15日14：00下φ118mm开窗铣锥至1909.25m，遇阻，缓慢活动转盘下放，无效，开泵，修窗30分钟，加压5～10kN，排量10L/s，泵压14Mpa，无效，起钻。分析原因：斜向器失效，坐封位置移动。
7月17日甲方下达指令，决定采用以下方法及措施进行处理：打塞，重新下斜向器，开窗位置1868米。打塞数据：塞面底界：1908m。上界：1878m。7月17日15：00进行注灰作业：下钻至1908m，注灰塞，关井侯凝，灰面1876m。7月18日 下D139.7mm套管刮削器，对1768±5m和1868±5m进行刮削并洗井2周。2016年7月24日19：00，接通知，设计审批完毕，下斜向器。7月25日2：00下斜向器至1868m，用清水反洗井替出井内泥浆。7月25日16：00—19：00测陀螺定向，定斜向器斜面方向138.7°。7月25日19：00—20：00座封斜向器：由0MPa打压至22MPa，泄压至0 MPa；打压至29 MPa，泄压至0 MPa；下放钻具，加压80kN，反复三次，位置不变，判断斜向器座封，正转转盘丢手，起钻。7月26日4：00下φ118mm开窗铣锥至1868m，开窗、修窗至1870.6m，上提下放无挂卡现象，起钻，下入试钻钻具组合。
3.4 原因分析
本井开窗点井斜15.8度，井斜较大，本身不利于斜向器的座封，且之前这口井经过加深，钻具在斜井段长期与套管摩擦，可能在套管壁上磨出凹槽，使斜向器卡瓦牙固定不牢，导致斜向器移位失效。
4 结论和建议
（1）钻井中的开窗位置尽量选择在水泥封固较好的井段，尽量避开套管接箍和井斜较大的井段。
（1）严格按设计要求进行通井、刮管、洗井，确保井筒畅通、井壁干净是防止斜向器中途失效移位的前提条件。
（2）斜向器下井前应仔细检查，并对各联接部件进行紧固，确保质量可靠。
（3）每次钻具下至窗口位置时，放慢下钻速度，严防遇阻后硬压。
（4）严禁钻头在斜向器位置开启转盘或开泵，防止斜向器移动或破坏窗口
（5）在窗口处若遇阻卡，绝不允许硬压硬提，防窗口变形。
（6）尽量减少起下钻次数，以保护窗口不致过度磨损
参考文献
[1] 孙经光，沈付刚，姚书义.套管开窗侧钻斜向器中途坐封卡钻事故处理技术[J].石油钻采工艺，2013.05，（03）
[2]黎江明，王斌 .套管开窗侧钻技术在江汉油田的应用[J].江汉石油职工大学学报，2009，22（6）：25-29.
[关键词]斜向器 开窗 侧钻 失效
中图分类号：TP273 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0059-01
1 概述
石油钻井施工套管开窗侧钻技术是挖掘老油田剩余油、提高原油采收率的有效方法。目前国内外普遍采用该技术对有价值的报废井进行侧钻，不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资，而且能有效完善老油区的开发井网，提高增油效果，具有较高的应用价值。该技术是将斜向器下入套管的一定位置，用铣锥在斜向器斜面的引导下，将套管开窗，然后用钻头钻出一个新的井眼，实现重新完井。但在小套管侧钻开窗施工中，由于现场操作不当、井筒质量或斜向器本身质量存在问题，有时会出现斜向器在施工中途失效移动的问题，往往造成井眼报废或提高窗口位置重新开窗，影响了侧钻井的正常施工进度，造成了重大经济损失。因此，在石油钻井施工中预防斜向器中途失效移动具有突出的重要性。
1.1 工具结构
工具主要由上接头、送入杆、扶正盘、导斜体、壳体、卡瓦等组成。
1.2 工作原理
斜向器套管开窗，即是在原井眼套管的某一位置下入并座封斜向器，然后下入铣锥磨銑形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的技术。
2斜向器中途失效移动的原因分析
斜向器中途失效移动原因可分为3个方面：现场操作不当、斜向器自身质量问题和井筒质量问题。
2.1 现场操作不当引起的斜向器中途失效移动
（1）斜向器座封时，打压压力不足或稳不住压导致斜向器卡瓦牙固定不牢固，从而使得斜向器卡瓦牙松动造成斜向器移动。
（2）在石油钻井过程中，起下钻速度过快，对斜向器上挂下击，导致斜向器松动移位。
（3）钻头在斜向器部位转转盘或开泵，螺杆转动，造成震动，导致斜向器松动移位。
（4）长期的复合钻进，钻具与斜向器之间摩擦震动，造成斜向器移位。
2.2 斜向器自身原因造成的失效移位
斜向器牙块固定螺丝松动，造成牙块脱落，与套管固定不牢，造成斜向器失效移位。
2.3 井简质量问题造成的斜向器中途失效移动
（1）开窗位置套管质量不好，油层套管变形、弯曲，造成斜向器卡瓦牙固定不牢固。
（2）由于开窗侧钻井多是老井，开采时间较长，套管壁结有水垢、蜡等杂质或注过灰，未进行清理或清理不彻底，斜向器在下入过程中，井壁不干净，卡瓦牙未能卡入套管内。
（3）开窗位置井斜较大时，斜面方向有转动趋势，一旦松动斜面方向发生位移。
（4）井内有泥浆，影响斜向器卡瓦固定不牢固。
3 典型井例
3.1 基本数据
泉63-10x1井位于河北省永清县管家务乡赵各庄村。该井是位于冀中坳陷廊固凹陷柳泉构造带泉63断块的一口开发井，设计井深2750m（垂深），开窗点1908m，完钻原则：钻穿相当于泉63-30井电测解释52号层2883.6-2898.2m含油水层，留足口袋完钻。
3.2 井身结构
3.3 斜向器失效发生处理经过
2016年7月13日14：00，钻头钻进至2517m，进尺慢，决定起钻检查钻头、螺杆（钻井参数：钻压：40kN，转速：50+DN，泵压：21MPa，排量：9L/s；泥浆性能：密度：1.35 g/cm3，粘度：44s）。7月14日14：00起钻完，起钻过程中无异常。7月14日23：00下钻至1909.25m，遇阻，加压0.5吨，缓慢活动转盘下放，无法找到老井眼，起钻。7月15日14：00下φ118mm开窗铣锥至1909.25m，遇阻，缓慢活动转盘下放，无效，开泵，修窗30分钟，加压5～10kN，排量10L/s，泵压14Mpa，无效，起钻。分析原因：斜向器失效，坐封位置移动。
7月17日甲方下达指令，决定采用以下方法及措施进行处理：打塞，重新下斜向器，开窗位置1868米。打塞数据：塞面底界：1908m。上界：1878m。7月17日15：00进行注灰作业：下钻至1908m，注灰塞，关井侯凝，灰面1876m。7月18日 下D139.7mm套管刮削器，对1768±5m和1868±5m进行刮削并洗井2周。2016年7月24日19：00，接通知，设计审批完毕，下斜向器。7月25日2：00下斜向器至1868m，用清水反洗井替出井内泥浆。7月25日16：00—19：00测陀螺定向，定斜向器斜面方向138.7°。7月25日19：00—20：00座封斜向器：由0MPa打压至22MPa，泄压至0 MPa；打压至29 MPa，泄压至0 MPa；下放钻具，加压80kN，反复三次，位置不变，判断斜向器座封，正转转盘丢手，起钻。7月26日4：00下φ118mm开窗铣锥至1868m，开窗、修窗至1870.6m，上提下放无挂卡现象，起钻，下入试钻钻具组合。
3.4 原因分析
本井开窗点井斜15.8度，井斜较大，本身不利于斜向器的座封，且之前这口井经过加深，钻具在斜井段长期与套管摩擦，可能在套管壁上磨出凹槽，使斜向器卡瓦牙固定不牢，导致斜向器移位失效。
4 结论和建议
（1）钻井中的开窗位置尽量选择在水泥封固较好的井段，尽量避开套管接箍和井斜较大的井段。
（1）严格按设计要求进行通井、刮管、洗井，确保井筒畅通、井壁干净是防止斜向器中途失效移位的前提条件。
（2）斜向器下井前应仔细检查，并对各联接部件进行紧固，确保质量可靠。
（3）每次钻具下至窗口位置时，放慢下钻速度，严防遇阻后硬压。
（4）严禁钻头在斜向器位置开启转盘或开泵，防止斜向器移动或破坏窗口
（5）在窗口处若遇阻卡，绝不允许硬压硬提，防窗口变形。
（6）尽量减少起下钻次数，以保护窗口不致过度磨损
参考文献
[1] 孙经光，沈付刚，姚书义.套管开窗侧钻斜向器中途坐封卡钻事故处理技术[J].石油钻采工艺，2013.05，（03）
[2]黎江明，王斌 .套管开窗侧钻技术在江汉油田的应用[J].江汉石油职工大学学报，2009，22（6）：25-29.