大斜度井、大位移井和分支井正越来越多地成为钻井的主流，但这些类型的井对于石油公司来说仍然具有很大的挑战。

　　在磨铣和侧钻时会产生狗腿，由于这个原因，在后续的钻井过程中，当下入旋转导向系统、尾管系统和其它井下工具时可能增加施工难度和作业风险。

　　StarBurst分支井钻井系统可以一次下井完成一个长窗口的定位、定向、贴紧和磨铣，并延深井眼，小角度的造斜面可以降低侧钻钻具的弯曲负荷，增强钻具的使用寿命和提高钻井效率。

　　扭矩和阻力会使井眼的打造过程更加复杂，这种局面会对石油公司造成严重的成本消耗、时间损失和增大作业风险，尤其是在海上环境下，钻井时间更长和更加复杂，另外，海上钻井钻机费率高，环境损耗大。

　　套管开窗(从原井眼或主井眼的套管穿出，建立第二个井眼的过程)主要是采用一种造斜工具引导朝向现有套管的一侧进行磨铣，接着磨铣出一个出口，然而，在打造分支井时，传统的造斜工具必须从井眼中收回，重新获得主井生产，这一过程需要额外的起下作业，增加了作业时间和作业风险，另外，起出造斜工具后，需要用一个弯接头引导侧向尾管进入侧钻井眼，弯接头仍然留在侧钻井眼的底部，在下入侧向尾管期间会产生额外的扭矩和阻力，由于是大位移分支井，扭矩和阻力增加的结果可能导致侧向尾管柱下到预定深度面临更大的挑战。

　　节约时间和成本

　　StarBurst分支井钻井系统是新改进的再进入钻井技术，该技术采用了一种空心造斜工具和封隔器装置，在水平钻井、尾管下入和尾管悬挂之前进行窗口磨铣，造斜工具的空心设计可以让它留在井底的适当位置，在尾管下入前不需要将其一次或多次地起出和下入，这一过程可能需要数小时甚至数天，无需进行造斜工具的回收和下入也可以使石油公司在井眼钻完后迅速下入尾管和悬挂尾管，尾管过早卡钻的可能性会降至最小。

　　除了时间和起下次数的减少，空心造斜工具还能提供一个稳定可靠的造斜点，引导侧向尾管通过套管窗口下入井底，不需要弯接头，因此，减少了扭矩和阻力带来的麻烦，该技术可以独立使用，也可以与降扭减阻工具结合使用，例如：LoTAD 机械减摩系统。

　　随着空心造斜工具和封隔器的安装使用，完成套管开窗，主井眼被完全隔离，在此之后，可以进入侧钻钻井、下尾管和尝试进行完井作业;用一只射孔枪一次下井对尾管和造斜工具面进行射孔，重新开始主井眼的生产，射孔枪可以通过油管输送，也可以通过绳缆输送;小角度的空心造斜工具面2度相当于传统造斜工具的3度或更高，提供一个较长的窗口，这会使钻具、尾管或工具在开窗出口温和弯曲，降低了可能发生的过度的钻具弯曲负荷，过度的弯曲负荷可能会导致钻具损坏、失速和极度摩擦。

　　最新一代的分支井钻井系统只需一次下井即可完成对9 5/8"套管的定位、定向、磨铣和开窗，系统的设计主要用于分支井钻井，但也可用于大位移侧钻井，已经证明，传统的造斜工具在大位移侧钻井的施工中经常出现问题，最新的技术已经成功地部署在全球60多个作业现场，大约75%的应用是海上钻井;使用空心造斜工具技术在挪威海域的Gullfaks油田，一口井里分别打造了两个分支井，这口井最初是在1989年钻成的，由于担心地层损害，主井眼不能暴露给钻井液，所以安装了一个定时塞，当空心造斜工具下到一个 1372米的测量深度后，通过编程打开定时塞，这个侧钻井眼水平钻进了6个月，在这之后，空心造斜工具被射孔，主井眼重新恢复生产。

　　随后的第二个套管开窗侧钻井是在7"套管中进行的，分支井套管的下入采用了另一种分支井钻井系统，对于打这个较小直径的分支井，使用了一个6"过油管钻井系统钻进了1097米测量深度的分支井，方向与第一个分支井正好相反，在这之后，下入了5"尾管，并完成了尾管固井，第二个分支井产油效果超出预期，最后，这第二个空心造斜工具也被射了孔，对所有三个油层进行了开采。

　　设计的空心造斜工具在磨铣、钻井及油气开采阶段仍然保留在合适的位置，无需起出，节省了起下时间，降低了作业风险，否则，在收回和替换造斜工具作业的过程中可能遭遇风险，发生事故。

　　组合技术

　　如果愿意，可以在侧钻井完井后立即进行射孔作业，这样做有益于井的后续寿命，可以采用绳索输送或油管输送的方式进行射孔作业，为石油公司提供最大的灵活性，在射孔过程中，植入在造斜工具内的放射性标记可以准确确定地层深度之间的相互关系。

　　先进的造斜工具技术和机械减摩工具结合使用，能够非常有效地提高大位移侧钻井的磨铣开窗效率，也可大大降低作业风险，因为过度的扭矩和阻力使套管开窗变得十分困难，组合工具技术能够在磨铣、套管下入和工具下入、以及施加所需的重量将工具下到井底的过程中降低扭矩和阻力。

　　这一方法已被证明在俄罗斯一口陆上大位移井的使用中十分有效，这口井先前钻出的总测量深度超过7925米，在这种情况下，采用了一个规格类似于空心造斜工具设计的小角度造斜工具和一个水力贴紧器进行开窗侧钻，从7895米的测量深度钻出了一个8 1/2"的侧钻井。

　　由于这口井的深度非常深，在最初的570米到4690米之间的钻具上放置了160个短减摩工具，以确保钻具充分释放重量，使造斜工具准确定位，然后，用造斜工具磨穿套管，造斜工具/封隔器装置几乎被安装在接近7925米的位置，磨出了一个5.5米的套管窗，根据计划第二次磨铣过程中钻出了一个15米长的井眼，在这之后，在最初3735米到7850米深度的钻具上装了150个减摩工具，钻出了一个8 1/2"井眼，实现了世界最深水平套管的开窗与侧钻。

　　到目前为止，几乎一半的空心造斜工具使用在北海，其它大都使用在亚洲，主要是在南中国海和美国的阿拉斯加。

　　虽然这些造斜工具主要应用于海上钻井或造价极高的井位，但这种方法可以在老油田的油气开发中更多地发挥作用，可以在这些油田现有的井里打侧钻井。这样做可以对油层进行后期开发，增加老油田的边际产能，弥补产量的不足，提高现有井的采收率。