针对侧钻尾管固井技术的相关研究
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈引言固井技术是石油开采过程中十分关键的一项技术，它直接影响着油井的安全运行和有效产量。
而尾管固井技术是固井技术中的一种重要方法，尤其在水平井和超深井的开采中应用较为普遍。
本文将就尾管固井技术及其设计应用进行一些浅谈，以期对该技术有一个更深入的了解。
一、尾管固井技术概述尾管固井技术是指在油井井筒内安装尾管并进行固井的一种方法。
尾管是一根管道，通常安装在套管或井筒内，位于油井的井口以下，其主要作用是防止井筒附近地层的崩塌和保证油井的安全运行。
而固井则是为了加固井筒，保障油井的安全和有效产量。
尾管固井技术的主要目的是防止井筒塌陷和井底垮塌，防止地层和井筒之间的污染，保障油井的安全运行。
尾管固井技术还可以减小油井产量受到地层压力波动的影响，提高油井的有效产量。
二、尾管固井技术的设计原则1.地层条件的分析在进行尾管固井技术的设计时，必须首先对井下地层条件进行充分的分析。
通过地层条件的分析，可以确定井下地层的类型、性质、稳定性等信息，为后续的固井设计提供重要依据。
2.尾管的选择选择适合地层条件的尾管是尾管固井技术设计中的重要环节。
尾管的选择应考虑地层压力、油井产量、井眼尺寸等因素，以确保尾管的质量和安全性。
3.尾管固井材料的选择尾管固井材料的选择对尾管固井技术的成功实施起着至关重要的作用。
通常采用的尾管固井材料有水泥、水泥浆等。
在选择材料时，需要考虑其强度、耐蚀性、耐高温性等因素。
4.固井工艺的确定固井工艺是尾管固井技术设计中的核心环节。
在确定固井工艺时，需要考虑井下地层情况、尾管类型、固井材料等因素，以确保固井质量和效果。
5.尾管固井技术的安全性尾管固井技术设计中的一个重要原则是要保障其安全性。
在设计时，需要考虑尾管固井过程中可能出现的问题，并采取相应的措施来确保尾管固井的安全性。
三、尾管固井技术的设计应用1.在水平井和超深井中的应用尾管固井技术在水平井和超深井的开采中得到了广泛的应用。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是钻井工程中常用的一项技术，它的主要作用是确保井眼壁稳定，防止地层漏失，保证井下作业安全顺利进行。
随着油气开采技术的不断发展，尾管固井技术的应用范围也越来越广泛，设计应用也越发重要。
本文将就尾管固井技术及其设计应用进行浅谈。
一、尾管固井技术概述尾管固井是在钻完目标井眼后，通过在井孔中安装一段尾管，并对尾管进行水泥固井，形成一个封闭的尾管水泥环，从而达到固定井眼壁，隔离地层的目的。
在整个油气勘探开发过程中，尾管固井技术是非常重要的一种工艺技术，尤其对于井下作业的安全和地层保护起着至关重要的作用。
尾管固井技术的主要步骤包括：尾管下入、水泥搅拌、水泥充注、水泥固化等。
尾管的下入和固井作业对人员操作技术要求较高，需要相应的设备和工艺保障。
水泥搅拌和充注过程中，需要确保水泥搅拌均匀、充注紧密，以保证整个尾管固井的质量和效果。
水泥固化后，还需要进行尾管抽放，检测尾管固井效果等工作。
1. 尾管固井设计原则尾管固井的设计应用是非常重要的，它直接关系到井下作业的安全和地层的保护。
在尾管固井的设计中，需要考虑地层情况、井眼尺寸、水泥配方、固井方式等多个因素。
需要根据地层情况和井眼尺寸确定尾管的合适长度和直径，确保尾管安装牢固并且能够有效地隔离地层。
需要根据水泥的硬化性能和流变性能等特点，确定合适的水泥配方和固井方式，保证尾管固井的牢固性和密封性。
同时还需要根据不同的井下作业情况，确定合适的尾管固井工艺，确保尾管固井的质量和效果。
2. 尾管固井技术设备应用在尾管固井技术的设计应用中，设备的选择和应用也是非常重要的。
常用的尾管固井设备包括尾管下入设备、水泥搅拌设备、水泥充注设备、尾管抽放设备等。
在尾管固井技术设计应用中，合理选择和应用这些设备，能够提高尾管固井的工作效率和质量，保障油气勘探开发的安全顺利进行。
三、尾管固井技术应用发展趋势随着石油勘探开发技术的不断发展，尾管固井技术的应用范围也在不断扩大，设计应用也在不断提高。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是在钻完全井后，为了使天然气、石油等能够有效的从地下被释放出来，需要将完井管下的油气水井尾部用一种方法进行固井，这项技术的主要目的是确保油气能顺利的从井中钻出到地面上。
本文主要介绍尾管固井技术及其设计应用。
尾管固井技术有哪些种类？1.塞底式尾管固井技术塞底式尾管固井技术是将尾管的钢管底部用快干水泥浆降落到井底，使水泥浆封闭在井底，尾管便安装在钻完的完井管的顶部，固井工作采用图案布置的压力钻井过程，使强度达到2.44MPa或更高。
这样做的好处是能够有效的降低钻井工程中漏失浆液的发生率，同时也能保证循环的油气及卡壳发生时的压力。
插头式尾管固井技术是通过插头连接尾管和完井管，将尾管固定，将尾管与井底区的空隙填满快干水泥浆，让水泥强度达到2.44 MPa以上。
对于超深井，插头式尾管固井技术可以根据井深的情况来决定插头的长度，如此便不必使用长塞底技术。
1. 判断井底岩性：如果井底中岩石的塑造力小，那么完井后管道就感受到了巨大的压力。
设备要能够承受水泥和漏失浆液的重量和压力，这时建设者需要将固井模式和井底岩性纳入考虑范围。
2. 确定材料强度：材料的强度是任何管道在安装后必须考虑的问题。
对于尾管固井中使用的水泥，主要考虑的是承受压力的能力。
强度较高的水泥可以让管道在长久的使用后不会失去其承受压力的能力。
3. 确定尾管的尺寸：考虑到管道尾段的压力，管道设计者必须确定尾管的量和尺寸。
这决定了尾管能够承受的压力和能够进一步移动的空间。
4. 决定适合的钻井技术：不同的钻井技术可针对不同的井深和地质条件进行设计。
例如，在较小的井中固井技术主要关注井底固定的稳定性，而对于更长的钻井管道，需要考虑更大的压力，尤其是在大气压下。
总之，尾管固井技术的应用要结合具体的地质情况，进行系统的设计和实施，确保尾管能够有效的固定井底、保证油气能够顺利的从井中钻出到地面上。
侧钻尾管固井技术的推广与应用
井技术 的特殊性 ，还存 在许 多技术难题，造 成小 井眼开窗侧钻尾管 固井 井的施工都不顺利 。针对施工 中存在 的问题，研究制定 了中心管 冲洗
质 量不高。
尾管 固井工艺，并设计配套了中心管冲洗式 １３９．７ｍｍＸ ８８．９ｍｍ液压 式
２．２主要 技 术 难 题
尾管悬挂器 固井工艺技 术的特 点是 ：
【关键词 】，ｊ、井眼；开窗侧钻 ；固井
０．前 言
（７）尾管重量轻，井 Ｅｌ判断难 尾 管 串“丢手 ”难
开窗侧 钻完井技 术是与开窗侧钻 钻井技术 相配套的一种 固井工 ３．侧钻 尾 管 固 井 技术 研 究 及 应 用
艺 ，随着 开窗侧钻钻井 技术的不断完 善和推广 ．对我们 固井 完井作业 全通径尾管 固井工艺技术：
区井下情况 ，进 行水泥浆 体系 、特殊工 具附件 的优选 ，，制定不 同的设 技术研究 。
计方案 ，使该项完井技术更具针对性 、完整性 、先进性 ，措施更合 理 ．保
（１）倒扣工艺技术 。该技术是 倒扣判断的关键技术 ，是保证 注水泥
证 固 井 质 量
施工得 以进行 的前提条件 由于研制的全通径尾管悬挂器具备中心管
２０１１年第 ３６期
◇能源科技 ◇
侧钻尾 管固井技术 的推广 与应用
何 西 宾 （中国石化集团胜 利石油管理局 黄河钻 井总公 司 山东 东营 ２５７０６４）
【摘 要】应 用小井眼开窗侧钻技术是 降低钻 井综合成本，提 高原 油产量 的重要途径之 一。针对在小 井眼开 窗侧钻 井固井过程 中存在的主 要技 术难题进行 了研 究，并在胜利 、中原、辽河等油田的现场应 用中取得 了成功 。应用效果证 明，该技 术所制 定的固井工 艺方案合理，适 用性强，设 计开发 的 １０１．６ｍｍ及 ８８．９ｍｍ 系列尾 管回井工具可靠性好，适 用范围广，解决 了小井 眼开 窗侧钻技 术发展 面临的主要技术难题 ．提 高 了固井质 量，降低 了钻 井成本 ，具有较好 的应 用推 广价值 。
提高侧钻井固井质量技术研究与应用
提高侧钻井固井质量技术研究与应用摘要针对侧钻井固井质量普遍较差情况，从侧钻固井技术难点分析入手，通过加大现场技术管理、抓好固井前质量控制，研究应用微硅低密度水泥，优化施工方案等技术措施，取得良好成效，使复杂侧钻井固井一次成功率提高到92%，取得明显增油效益，为后续侧钻井的固井提供一定指导意义。
关键词侧钻固井水泥浆套管压力中图分类号：tu472.6侧钻是油田挖潜剩余油，提高老井利用率，完善注采井网，落实主控断层，实现滚动增储上产的重要技术开发手段之一。
具有投资成本低、风险小、见效快等诸多优势。
江苏油田试采一厂自1996年实施了第一口侧钻井以来，侧钻井逐年增多，在挖潜，滚动增储上取得明显效益。
但随着时间推移，侧钻井自身存在的问题逐渐暴露，明显的特征是固井质量差、寿命短，初步判断是固井质量差造成管外窜占主导因素，因此侧钻井固井是侧钻井成功的关键之一。
1、侧钻固井技术难点1.1环空间隙小，造成薄水泥环137.9mm套管内侧钻井环空间隙为5.5～11.5mm。
由于泥饼的存在和井眼缩径实际的环空间隙更小，导致了固井形成的水泥环薄，容易在后续采油和作业工程中损坏，导致侧钻井过早出水或套管损坏；侧钻井环空间隙小，固井施工困难，水泥浆易蹩漏地层，引起水泥浆返高不够及水泥浆窜槽，造成固井质量差。
1.2套管不居中侧钻井一般为定向侧钻，造斜、扭方位频繁，居中困难导致偏心和贴壁。
造成固井形成的水泥环分布不均匀或窜槽，水泥环的物理机械性能不能满足各种工况下长期封隔要求，导致侧钻井过早出水；为了减少过高的施工泵压，采取低返速，现场施工排量多数在260-550l/min之间，有的甚至出现160l/min的排量，不易实现水泥浆的紊流或塞流顶替，致使顶替效率降低。
1.3水泥浆性能问题由于注水泥通道小，因此流动阻力明显增大，造成泵压增高，水泥浆在窄环空中处于高剪切状态，易导致水泥浆性能改变；水泥浆在高压差作用下迅速失水、脱水，环空发生桥堵、憋泵几率增加，压漏地层，顶替无法继续，致使套管内“灌香肠”。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是一种油井固井技术，是指在井底安装固定的尾管，使其与沉积岩石形成一个整体，从而达到固定井筒和保护地层的目的。
尾管固井技术在油气开发中应用广泛，具有较高的安全性和环保性，具有重要的经济效益和社会效益。
一、井深和井直径的考虑尾管固井技术适用于井深较大、管柱重力负载较大的情况下，因此需要对井深进行充分考虑。
通常，井深超过2000米，采用尾管固井技术可以达到较好的效果。
此外，还需要考虑井径的大小，尤其是在狭窄的地层中，井径较小的井b，采用尾管固井技术可以达到更好的固井效果。
二、尾管的选取尾管的选择与井深和井径有关，同时需要注意尾管的质量和版本，尾管的质量直接关系到井筒的稳定和开采效果，因此应选择质量较优的尾管，并根据实际情况选择合适的尾管插头和套管。
此外，还需要注意尾管的版本，选择质量稳定、技术先进的尾管产品，以确保尾管的安全稳定性。
三、井下环境的考虑在进行尾管固井技术设计应用时，还需要充分考虑井下环境的因素，包括地层压力、井温、油气流量等因素。
根据实际情况选择合适的尾管材料和厚度，选择合适的尾板材料和厚度，以确保尾管在井下环境中的稳定性和安全性。
四、固井方案的考虑尾管固井技术的固井方案包括尾管下加重量、尾管下压缩量、尾管间距等方面的考虑，需要根据具体情况制定合适的固井方案。
在制定固井方案时，需要考虑井筒的稳定性和油气的开采效果等因素，以尽量减少井下事故和节约成本。
总之，尾管固井技术是一种重要的油井固井技术，具有较高的安全性和环保性，对保障地层安全和油气开采效果具有重要的作用。
在设计应用尾管固井技术时，需要充分考虑井深和井径、尾管的选取、井下环境和固井方案等因素，以确保尾管固井技术的安全性和可靠性。
冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探
冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探随着冀东油田开发的不断深入，调整区块老井开窗侧钻水平井需求越来越多，解决好开窗侧钻井固井技术瓶颈，对油田的增产和可持续发展具有十分重要的意义。
冀东油田开窗侧钻水平井固井面临着压力窗口窄，环空间隙小，水泥环薄，循环摩阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大，工具可靠性等诸多技术难点。
本文旨在分析固井难点，提出合理的解决方案，指导现场固井施工。
标签：冀东油田;开窗侧钻;水平井;尾管固井1基础数据高104侧平X井属于冀东油田高尚堡油田高浅北区块Ng油层构造的一口采油井，钻头尺寸118.5mm，完钻井深2298m，垂深1845m，开窗侧钻点1850m，下入95.25mm尾管管+88.9mm筛管。
钻井液密度1.16g/cm3，粘度54s;地质分层：Nm底界为1795m，Ng未穿。
邻井提示：周围存在CO2注气井，注气层位易发生气窜;本井存在断层[1420m（Nm，断距30m）、1625m（Ng，断距20m）]，同时多年开采后地层压力系数低（0.76），固井中易发生漏失，压稳和防漏技术难度大。
油层位置：油顶2063m（斜深）。
2固井技术难点分析1、小井眼窄间隙固井，水泥环薄，密封性能不易保证。
顶替效率难保证;2、悬挂器与上层套管的间隙小，环空间隙小，循环流阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大。
导致替浆压力高，排量小，固井作业时间较长;3、侧钻井眼小，受井眼軌迹、完井工具、套管接箍、滤砂管和扶正器影响，固井施工存在一定风险;4、该工艺使用完井工具较多，悬挂器、封隔器、分级箍等工具压力系统间隔小，对各工具的可靠性要求较高，施工工艺复杂;5、井深浅、温度低，低温条件下水泥浆/水泥石性能（强度发展缓慢）难以保证;6、工具可靠性：水平井尾管固井工艺复杂，对固井工具及附件可靠性要求高（悬挂器、分级箍、封隔器、扶正器等）。
3固井技术方案3.1固井方式采用滤砂筛管完井：膨胀悬挂尾管+筛管顶部注水泥完井工艺，主力油层下筛管，上部固井。
塔河油田开窗侧钻尾管固井工艺
张 力文 王冰 陈培立 （中原石 油 有 限公 司 固井 公 司 ，河 南 濮 阳 ４５７１００）
摘 要 ：老 井进 行 开 窗侧 钻 已成 为 油 田稳 产 的一 个 重要 措 保 障 。在地 层承 压能 地低 的井替浆 后期 即水 泥浆 进入 裸 眼
施 ，塔 河油 田开 窗侧 钻 ，面临着 井深 、温度 高 、环空 间隙窄 、泥 浆 段采 用塞流顶 替
塔 河 油 田开 窗侧 钻 点位 置为石 炭纪 巴楚 组 ，使 用 １６５．１ｍｍ 钻 头 钻 至 奥 陶 系 恰 尔 巴卡 组 完 钻 ，下 入 １３９．７ｒａｍ进 行 尾 管 固井 。 １．１奥陶系固井面临井深 温度高 ，油气活跃 地质条件复杂 技术 难题
塔 河油 田奥 陶系恰 尔 巴克组平 均井深 在 ６０００ｍ以上 ，温度 为 １３０％左右 ，在 钻进 工程 中会 穿越 良里塔格 组 、恰 尔 巴克 组 、 一 间房 组这些 油气活跃 层位 。如 ＴＨ１２５１８Ｈ井 完钻井深 ６７１３ｍ，
量 的 关 键 。
壁 ，提高 第一二界面 固井 质量 。
２塔河 油 田开窗侧钻尾管 固井技术
４－３防 气窜抗高 温水 泥浆体 系采用对 提高塔河 油 田开 窗侧
２．１井 眼准 备
钻 井 固井 质量 有着 巨大 的作用 。
在 下套 管前 使用 钻具 组 合进 行通 井 ，对 遇 阻 、卡 的井 段进
１３９、７ｒ ａｍ套 管 。所钻 遇地 层 多为 灰岩 ，井径 扩大 率小 ，多处 井
该 井完 钻后 ，采 用单 扶 、双扶 通井 一次 ，在 ５６５０－５７１０进 行
段 出现 缩径 现象 。套管在 拉 力和 自重 作用 下 ，通 过造 斜井 段和 套 管 挂 壁 。钻 井 液 为 钾 氨 基 聚 磺 钻 液 ，密 度 １．２９ ｍ ，粘 度
涠洲油田侧钻小井眼井旋转尾管固井技术实践
2.4 f 152.4mm裸眼段井斜较大，尾管重轻，丢手不易判断f 152.4mm 裸眼段长达763m ，大部分井斜在30°～38°，f 114.3mm 尾管长度853m ，考虑井斜影响，尾管浮重大约为7t ，测量的送入钻具在尾管悬挂器座挂位置摩阻约6～8t ，当尾管重量低于送入钻具摩阻时，不易判断送入工具是否脱手[2]。
2.5 悬挂器和尾管抗旋转扭矩能力该井f 114.3mm 尾管为油管，按照套管厂家提供参数，油管钢级为L80，壁厚为6.88mm ，连接扣为VAMTOP ，螺纹抗扭能力为6.5kN ·m ，当尾管旋转扭矩超过套管抗扭能力时，导致无法实现旋转固井。
同时，悬挂器的抗扭能力也是决定是否能够成功旋转的关键[3]。
2.6 套管贴边及油基泥浆不易冲洗无法确保固井质量由于该地区裸眼段容易产生掉块，为了确保套管能够顺利下到设计井深，固井设计中取消了扶正器的安放，加上裸眼段大部分井斜在30～38°，套管贴边严重，在顶替过程中冲洗液和水泥浆会沿着环空间隙大的地方流动，导致贴边部分可能没有水泥浆填充[1],[4]。
3 小尾管旋转固井技术要求3.1 对尾管悬挂器的技术要求针对A6S1井f 152.4mm 井眼尾管下入和固井存在的井斜大过断层可能遇阻、尾管轻导致丢手不易判断、套管贴边以及油基钻井液冲洗不易致使无法保证固井质量等难点，现场施工时选择了带有旋转、顶部封隔器和尾管反向牵制功能的尾管悬挂器。
该尾管悬挂器由回接筒、顶部封隔器、可旋转尾管悬挂器、牵制短节、送入工具、球座及胶塞组(钻杆胶塞和尾管胶塞)等七部分组成。
此外，完整的管柱中还需配有浮箍和钻式浮鞋(或者尾管用浮鞋)。
其中回接筒用于固井后的尾管回接(根据钻井设计需求)；顶部封隔器用于固井后封隔环空，防止候凝期间油气上窜到悬挂器以上的环空内；旋转尾管悬挂器作用是提供旋转扭矩传递以及将尾管悬挂于外层套管内壁上；牵制短节在座挂后提供反向拉力，间接增加套管上提阻力，便于送入工具从悬挂器内提出，同时，牵制短节也具有旋转功能；送入工具主要有座封单元、丢手单元(液压和机械)、旋转扭矩传递单元，分别用于座封顶部封隔器，悬挂器丢手以及将钻具旋转产生的扭矩传递到悬挂器上，再带动尾管一起旋转；球座主要用于憋压，提供悬挂器座挂、牵制短节座挂以及悬挂器丢手所需的不同级别0 引言为了充分调动涠洲油田某区块的储量，达到开发利用效率最大化，在利用平台产能下降较多的A6井老井井口装置的前提下，对该井f 177.8mm 套管开窗侧钻，进行新的f 152.4mm 井眼钻进，并下入f 114.3mm 尾管进行固井。
针对侧钻尾管固井技术的相关研究
针对侧钻尾管固井技术的相关研究【摘要】通过对我国钻井现状存在的问题的分析，提出侧钻尾管固井技术所带来的经济效益。
即降低了原油的生产成本，又能提高产量，并且在实际的应用中，解决了各种技术问题，采取各种措施适应生产环境和要求。
最终在应用中取得了很大成功，极具推广和研究价值。
【关键词】侧钻尾管固井技术经济效益应用推广1 我国钻进问题现状我国各个老区的油田，在我国发展中不断地开发，不断地生产，在这个过程中，由于套管出现问题，比如套管变形或损坏，井下的事故显得不那么容易处理，再加上井下的气锥和水锥等的影响，使生产更加困难，其中的一部分的油水井更加不能正常的进行生产活动，使石油和天然气的产量慢慢下降，严重影响到油田的经济效益，进而阻碍我国快速的经济发展。
为了提高钻井效率，降低钻井成本，并且使老区的油田发挥潜力，我国逐步进行了小井眼开窗侧钻的技术研发，并加以推广，使新技术尽快服务生产。
在新技术的改进下，老的油田利用老的设备新的工艺，延长了老井寿命，不但增加了产量，节约了成本，节省了施工时间，提高全面的经济效益。
2 侧钻尾管固井技术的发展过程在1992-1994年间，起步阶段的开窗侧钻固井技术的工艺还不够完善，侧钻井的数量比较少，而且只能开窗侧钻于直径177.8mm的套管内，尾管直径只有139.7mm，在应用定量顶替的固井方法时，明显受到了设备的限制，所以导致准确度难以控制。
经常会出现尾管的地步水泥浆被替空或者尾管口水泥堵塞，最后只能采用直径105mm的尖刮刀和直径60.3mm的小钻去除多余的水泥，这就导致了钻井周期的增加，大约每口井增加2-3天，成本也随之增加，会经常出现卡钻、断钻的事故，安全性很低。
最后，钻塞钻的尺寸小，刚性不强，旋转时离心力反复的敲打管壁，影响水泥的胶结质量，进而影响固井质量。
在1994-1996年之间，为了解决尾管内水泥阻塞问题，采用的是倒扣接头与插入管柱的阻流板的插管发固井，经过仔细的技术分析，决定用直径60.3mm的油管作为固井的插入管，这样就比原来的方法更具准确度，还能减少尾管的水泥塞。
提高侧钻井固井质量的技术措施分析
提高侧钻井固井质量的技术措施分析在油田采收工作开展的过程中，要结合实际情况建立更加系统化的技术措施，从而保证管理实效性，减少开发成本，其中，侧钻井技术具有一定的优势。
本文对影响侧钻井固井质量的因素进行了简要分析，并集中阐释了提高侧钻井固井质量的技术措施，以供参考。
标签：侧钻井；固井质量；影响因素；技术在侧钻井固井质量管理工作开展的过程中，要依据油田开采区域的实际情况，形成有效的工艺流程，完善技术运行措施和实效性的同时，确保侧钻作业的安全性，从而实现经济效益和社会效益的双赢。
1 影响侧钻井固井质量的因素分析影响侧钻井固井质量控制效果的因素主要分为以下几点：1.1 环空间隙较小部分侧钻井区域泥饼的井眼较小，且实际环空间隙并不符合要求，这就会造成固井过程形成水泥环超薄的问题，甚至会导致采油过程和作业过程受到破坏，无法有效运行相关技术，且侧钻井会过早出现出水亦或是套管损坏的问题。
需要注意的是，若是环空间隙较小，也会造成固井施工难以进行，导致水泥浆返高不足，影响整体固井质量。
1.2 套管位置偏移在侧钻井工艺运行过程中，其本身都会出现一定的偏斜，且环空间隙并不大，这就导致套管结构容易出现偏心问题，造成固井出现水泥环分布失衡或者是窜槽问题。
需要注意的是，水泥环物理机械系能无法满足长期封隔的实际参数需求，就会造成钻井出水提前。
1.3 注水泥顶替效率较低在实际操作中，若是侧钻井尾管出现了偏心问题，就会导致钻井液直接滞留，加之水泥浆流动阻力增大，就会造成水泥浆紊流问题，影响水泥石的实际密封情况，严重时也会造成钻井出水提前。
2 提高侧钻井固井质量的技术措施为了有效提高侧钻井固井质量，相关技术部门要结合实际情况建立相应的处理措施，整合管控效果的基础上，维护管理标准的运行质量，从而一定程度上完善操作流程。
2.1 优选环空间隙在环空间隙选择过程中，相关技术操作人员要依据侧钻井工程项目实际情况，整合项目参数和工程要求的同时，不仅要充分利用项目中的泵功率，有效提升两相液体顶替效率参数，也要从根本上考虑水泥石的抗压强度。
侧钻井固井技术浅谈
耐磨性能好， 这是保证 固井质量的基本条件 ， 固井 用浮箍浮鞋 要保证单向密封 良好 ，采用双阻流板结构。同时还要开发新 型 尾 管 悬 挂器 。
２ ５ ７ ０ ０ ０ ）
本文结合 影响侧钻井固井质量主要问题 ， 通过裸 眼段扩眼技术 ， 改进完井液性能， 提高固井顶替效率， 加强悬
套 管 开 窗 侧 钻 是 利 用老 井 部 分 套 管 ，对 油气 藏 进 行 开 发 挖潜 ， 恢复产能， 并 充 分 利 用 老井 的上 部 套 管 ， 使 老井 重 新 投 产， 提 高 了开 发 动用 程 度 ， 恢 复 了原 油 产 量 。但 是 ， 套 管开 窗 侧 钻 固井 质 量 差 导 致侧 钻井 投 产 后 生 产 周 期 短 ，或无 法 正 常 生产而报废 。目前，因为套 管开窗侧钻井还没有一套完善 的 完井 固井配套技术措施 ， 所 以， 以 １ ３ ９ ． ７ ｍｍ套管为例 ， 开展小 井 眼开 窗侧 钻 井 固 井 技 术研 究具 有 重 要 意 义 。 １ 影晌侧钻井固井质量主要问题 侧钻井投产后正常生产寿命也就在 ２ ． ３年 ， 最短的 １ 年， 侧钻井就发生窜流等现 象， 产量递减的快 ， 下降幅度 大， 远远 低于其它生产井 ， 固井 质 量 的 不 过硬 是主 要 的 因素 。 （ １ ） 环 空 间 隙过 小 ， 将 导 致 固井 时 泵 压 高 、 排量低、 顶 替 效 率低 、 水泥 环 薄 ， 易 发 生 层 间 窜槽 ， 固井 质 量 差 。 （ ２ ） 固井 工 艺措 施 不 严 会造 成 固井 失 败 ， 井 眼报 废 。 （ ３ ） 下套 管 过 程 中 由于扶 正 器 下 放位 置不 当 ， 造成 固井 时 套管 始 终 偏 向 井 眼低 边 ， 导致 井 眼 一 边水 泥少 或 无 水 泥 ， 甚 至 套管与井壁相切， 形成窜槽， 造成严重的固井质量 问题 。 （ ４ ） 老 区 由 于 多年 开 发 ， 地 下层 系 已紊 乱 ， 开 窗侧 钻 经 常 存在井漏现象， 严 重 时 导致 水 泥 返 高 达 不 到设 计 要 求 ， 主要 目 的层段发生替空， 有时不得 不采取固井挤 水泥补救措施 ， 影响 固井 质 量 。 （ ５ ） 完井液 性能差主要表现在失水量大 、 黏度高、 固相含 量高 、 高 温 高压 稠 化 严 重 ， 同时 与 水 泥 浆 的 配伍 性 差 ， 导 致 固 井水泥环与地层的胶结力不够 ，影响声幅变 密度测 固井质量 评 价 的准 确 性 。 （ ６ ） 悬挂器坐挂困难、 复 合胶 塞 质 量 问题 导致 固井 无 法 碰 压， 甚至 目的层段水泥被替空。 浮箍不密封、 井 内留有水泥塞 、 水泥返高不够等， 造 成 固 井 质量 问题 难 以解 决 。 ２强 化 侧钻 井 固 井技 术 对 策
侧钻井尾管固井技术研究与应用
侧钻尾管固井技术研究与应用到了90年代辽河油田原油生产进入中后期，由于原井套管长期超负荷生产，长期受到由于注气注水井下工具质量差等问题，使套管受到附加额外载荷，产生变形或损坏，井下大修作业常造成的井下落物事故复杂且不易处理，地震引起的附加地应力导致辽河油田部分地区套管损坏，高注采比长期生产使部分产层枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油井不能正常生产，造成原油和天然气产量出现下滑，严重威胁到油田的正常生产；为了充分利用老井的井场道路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。
侧钻开窗技术，目前有96%应用在Ф177.8mm和Ф139.7mm两种井型上，分别采用悬挂Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。
侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t使一批“死井”复活，为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。
一、第二钻井公司侧钻尾管固井技术几个发展阶段及存在问题分析1 、简易倒扣接头、普通挡板结合定量顶替固井阶段的探索该方法在92~94年间使用，当时开窗侧钻及完井技术在辽河油田处于起步阶段，侧钻及完井工具工艺技术很不完善，侧钻井数量少，且只能在Ф177.8mm套管内进行开窗侧钻，完井下入Ф139.7mm尾管，采用定量顶替的固井方法，受当时的固井设备的限制，顶替量难以准确掌握，经常有水泥塞留在尾管中，或尾管底部的水泥浆被排空，水泥塞留在尾管口，不得不采用起下钻两次，分别采用Ф152mm尖刮刀+Ф88.9mm钻杆钻掉尾管口处水泥塞，然后采用Ф105mm尖刮刀+Ф60.3mm小钻杆钻掉尾管内的多余水泥塞，使侧钻井周期平均口井增加2~3天，增加口井侧钻成本2~2.5万元，且安全系数降低，常出现钻塞卡钻、断钻具等完井事故，而且钻塞钻具尺寸小、钢性弱、旋转钻塞产生较大的离心力反复敲击尾管，破坏尾管与环空水泥胶结质量，使测声放幅值增高，影响固井质量。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈1. 引言1.1 尾管固井技术的背景尾管固井技术的背景源于对钻井安全和有效性的不断追求，随着石油勘探和开发深度的不断增加，传统的固井技术已经不能完全满足需求。
尾管固井技术的出现填补了这一空白，有效地解决了地层流体返升、井眼崩塌和井底溃塌等问题，使得钻井作业更加高效和安全。
尾管固井技术的背景是钻井作业对安全和有效性的追求，是石油勘探和生产技术的不断创新和发展的产物。
通过不断改进和优化，该技术在石油工业中发挥着重要的作用，为油气资源的开发和利用提供了技术支持和保障。
1.2 尾管固井技术的意义尾管固井技术的意义在于提高油气井的安全性和生产效率。
通过尾管固井技术，可以有效避免井下漏失情况，保障井筒的完整性，减少井下事故的发生。
尾管固井技术可以提高油气产能，增加采收率，降低注水量，优化油气井生产，提高井口的产量和压力，从而减少开采成本，提高油田的经济效益。
尾管固井技术还可以保护地下水资源，减少油气井的环境污染风险。
通过科学合理设计和施工，能够有效防止油气井对地下水质的污染，保障地下水资源的可持续利用。
尾管固井技术的意义主要体现在提高油气井的安全性、生产效率和经济效益，保护地下水资源，降低环境污染风险，推动油气行业的可持续发展。
通过不断改进和应用尾管固井技术，可以更好地满足社会对能源的需求，促进油气行业的健康发展。
2. 正文2.1 尾管固井技术的基本原理尾管固井技术的基本原理是指在油井钻进完成后，为了确保油井的安全稳定以及有效产能，需要在井眼中设置尾管，并通过特定的方法进行固井。
尾管固井技术的基本原理主要包括以下几个方面：尾管固井技术是指在井眼中安装尾管，尾管是一种小口径的管道，通常是钢管或者塑料管，通过尾管可以实现井口与地面之间的连通。
尾管的安装位置一般在油井完井后的最后一段井眼中，起到了固井的作用。
尾管固井技术的原理是通过在尾管内注入固井液，固井液会在井眼中形成固井环，将井眼壁固定在一起，防止井眼坍塌和污染。
浅谈侧钻井完井固井工艺技术
２ ０ 年 至今 ，采 用 中９ × ． ｍ 套 管完井 阶段 。为 了更好 地发 ０３ ５ ６５ ｍ 挥侧钻井效 能 ，立足于 中１ ０ ４ 套管 内开窗侧钻 这一先决条件 和现时需 求 ，研制 出管材优 于Ｎ ０ ８ 性能指 标的非Ａ Ｉ 型小井 眼套管 ，管体外 Ｐ新 径９ ．５ｍｍ；壁厚６５ ｍ，其接箍外径与 中８ ５２ ．ｒ ａ ９×６５ 油管相 同，而 内 ．ｍｍ 径由７ ｒ 增加 到８ ｒ ６ｍ ａ ２ ｍ。不但 能满足提高固井质量 的需要 ，而且满足 ａ
２ 翻钻 井完井 管 串结构 的发展
２１ 第 一 阶段 ．
１８ — ９ ８ ，管串结构为 中１９７ ９６ １９年 ３ ．套管 内开窗下中１ １６ ０ ．尾管或座 底式尾管 ；西１７ 套管 内开窗下 中ｌ７ ７． ８ ２ 尾管 。中１９７ ３． 套管内径一般为 １ｏ 中１４ ２ － ２ ，裸眼直径一般为中１８ 中１０，１１ ５管本体与中１９ 套 １一 ３ ０． ６ ３． ７ 管单边间隙只有９ ＿ １ ｌ ，与裸 眼单边 问隙为８ —４２ｌｌ ． １．ｒｎ ２ ２ｌ ｒ ． １． ／ ｌ ２ Ｉ ，一方面 ， ／ 由于环空间隙太小 ，扶正器无法加放 ，套管不能居 中，水泥环不均匀， 固井质量难以保证 ；另一方面 ，水泥环单边厚度达不 到规定 的１ｒ ９ ｍ， ａ 水泥环强度满足不了固井的要求 ，还给固井施工 和保证质量造成了很大 困难 ，虽然采取 了用偏 心钻 头扩眼措施 ，效果仍不理想 。而采用从立 管 的灌泥浆 闸阀处注水泥方式 ，注水泥结束 ， 需要卸开方钻杆 ，冲洗方 钻杆及地面管汇 内的水泥浆 ，并投放钻杆胶塞 。施工作业不连续 ，替泥 浆无法计量 ， 易造成误判断 。 从成本和固井质量方面考虑不宜采用采用 中１２ ０套管完井 固井方案施工 。 ２２ 第二阶段 － １９ － ０３ ９９ ２ ０ 年，改变管串结构由原来 的 １ｏ ４ 套管开窗挂 中１２ 管 ０尾
尾管固井技术措施
尾管固井技术措施尾管固井是石油钻井中的重要环节，是保证井筒完整性和井下安全的关键步骤。
尾管固井技术措施旨在防止井筒失稳、减少井眼破裂和漏失情况的发生，确保井底油气安全输出和井口环境的保护。
本文将介绍常用的尾管固井技术措施，并探讨其优缺点及适用范围。
1. 尾管固井技术概述尾管固井是指在钻井完井阶段，使用特定的水泥浆浇筑到井筒尾部，以保证井筒的完整性和安全性。
尾管固井技术的基本原理是将水泥浆高压注入井筒内，形成环形的封隔层，防止油气外泄和井筒破裂。
2. 尾管固井技术措施2.1 尾管设计尾管设计是尾管固井的首要步骤。
尾管的直径、壁厚、材料选择等都需要根据井筒的特性和下部地层的情况来确定。
尾管设计的合理性直接关系到固井后井筒的完整性和稳定性。
2.2 设备准备在进行尾管固井前，需要准备好相应的固井设备和工具。
包括水泥搅拌装置、水泥泵、管道和尾管位置检测工具等。
同时，还需要确保液压系统、搅拌系统和注入系统等设备的正常运行。
2.3 水泥浆配方设计水泥浆配方设计是尾管固井中关键的一环。
根据井筒的深度、压力和地层环境等因素，设计出适合的水泥浆配方。
水泥浆应具有良好的流动性和充填性，能够在井筒中完全充填空隙，并具有足够的强度和粘结力。
2.4 尾管固井操作尾管固井操作包括水泥浆搅拌、注入、排空和固化等步骤。
首先，将水泥粉和水按照一定的比例混合，搅拌成均匀的水泥浆。
然后，使用水泥泵将水泥浆高压注入尾管中，并通过排空工具排除空气和杂质。
最后，等待一定时间，水泥浆会固化形成强固的封隔层。
3. 尾管固井技术的优缺点3.1 优点尾管固井技术能够有效地保护井口环境，防止油气外泄和井筒破裂。
它能够提高井筒的完整性和稳定性，减少井下事故的发生。
同时，尾管固井技术操作简单、成本较低，适用范围广。
3.2 缺点尾管固井技术需要在井筒深部进行操作，工作环境较为复杂。
同时，由于地层环境的不同，水泥浆的配方和固化时间会有一定的变化，需要钻井工程师根据实际情况进行调整。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是一种在油田开采过程中常用的固井方式。
它的设计和应用对于油田的安全、高效开采具有非常重要的意义。
本文将对尾管固井技术及其设计应用进行一些浅谈，以期能够更好地了解和应用该技术。
一、尾管固井技术的原理和特点尾管固井技术是指在井眼完钻后，通过在井眼内下入钢管（尾管），并将水泥浆灌入尾管与井壁之间的空隙，使其固定在井眼中。
尾管固井技术主要的原理是通过水泥浆的固化，将尾管稳固地固定在井壁上，以实现井眼的密封和固定。
尾管固井技术的特点主要有以下几点：1. 安全性高：采用尾管固井技术可以有效地防止井眼坍塌和井壁失稳的问题，提高了井下工作的安全性。
2. 简便易行：尾管固井技术相对于其他固井方式来说，操作相对简便，上下汇有垂直度，满足要求，整体性好。
3. 成本低：相比于其他固井方式，尾管固井技术的成本较低，适用于一般的油田开采作业。
4. 适用范围广：尾管固井技术在各种井眼条件下均适用，适用性广泛。
尾管固井技术的设计应用主要包括钢管尺寸设计、水泥浆设计和固井质量控制等方面。
1. 钢管尺寸设计：尾管在井眼内的尺寸设计是尾管固井技术设计中的一个重要环节。
尾管的尺寸需要根据井眼的直径、井深和井眼条件等因素来进行设计，以确保尾管的稳固固定。
2. 水泥浆设计：水泥浆的设计是尾管固井技术设计中的另一个重要环节。
水泥浆需要具有一定的流变性能和硬化性能，以确保在注入尾管与井壁之间的空隙时能够有效地固化尾管。
3. 固井质量控制：尾管固井技术的应用过程中需要进行严格的质量控制，包括固井施工过程的监控和固井质量的评估等方面，确保固井质量达标。
尾管固井技术的设计和应用是一个比较系统的工程，需要综合考虑井眼条件、井下环境、固井设备和材料等因素，以确保固井效果符合要求。
三、尾管固井技术的发展趋势和应用前景随着油田开采技术的不断发展和油气资源的逐渐枯竭，尾管固井技术也在不断地进行改进和创新。
未来尾管固井技术的发展趋势和应用前景可以预见是：1. 技术不断更新：随着油田水平井、水平井井眼扩径的应用，尾管固井技术的应用也将不断更新，以适应更多的井眼条件和复杂的井下环境。
开窗侧钻井固井技术研究与应用
固井是影响工程质量的决定性因素，油气井通过使用年限较长，一旦出现质量问题就会导致使用寿命大大缩短，进而引发穿孔、缩径或错断等问题，会影响油井的正常使用，因此监测油井质量管理是重要的环节。
侧钻井固井工技术不仅可以降低钻井风险，还可以节约钻井成本，是油气井固井的首选方式。
1 技术原理在油气井固井时，通常可以选择两种固井方式，然而不同的固井方式，固井效果也有所不同，必须要进行应用技术的强化，了解固井技术原因，提升应用改进效果。
1.1 计算顶替量法计算顶替量法的作用原理是计算水泥浆完成后的顶替量，进而对水泥浆液的套管进行环控，保障固井作业正常开展。
然而在水泥浆顶替过程中，必须遵循具体的原则，顶替量只能多不能少，如果过少则会出现小型套管当中存在灰塞而导致钻杆的直径强度下降的情况，进而使小型钻杆发生扭曲甚至折断，进而影响钻塞的工作速度，不仅会延迟工期，还会使施工成本大大提高，出现工程造价高于预算的情况。
1.2 双挂钩胶塞碰压法双挂钩胶塞碰压法是指运用水泥浆进行注浆，之后再卸开管道投入胶塞，采用顶替胶液的形式，将胶塞推入套管的尾部，进而实现碰压装置系统的固定，最终达到水泥浆向套管环顶替的效果。
这种方式有利于提高封固效果，然而在灰浆顶替时，会存在小套管内腔变形的情况，一旦出现这种问题，就会在顶替过程中出现阻塞现象，进而使灰浆的运行无法通畅，甚至会引发事故安全。
2 工艺改进和应用通过分析应用较为广泛的侧钻井工艺术技术发现，要提高技术应用效果，必须进行艺术技术的优化与改进，实现高效、科学地进行技术质量的提升。
2.1 改进方案设定在具体应用与改进过程中，会受到多方面因素的影响，进而引发各种问题，因此在改进开始之前，必须要了解改进原理，采用有效的方式进行科学改进。
采用中心管投球固井的方式进行方案改进，有利于降低侧钻井的固井工艺术改进风险，同时可以减少工艺术改进时间，有效节约改进成本。
中心管投球固井方式的管柱组合形式较多，如尾部结构、接悬挂器或中心管等，因此，要根据设计方式的不同确定钻井以及悬挂套管的实际位置。
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针对侧钻尾管固井技术的相关研究
作者：刘国臣颜江霏胡培韩远远曹伟
来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第09期
【摘要】通过对我国钻井现状存在的问题的分析，提出侧钻尾管固井技术所带来的经济效益。
即降低了原油的生产成本，又能提高产量，并且在实际的应用中，解决了各种技术问题，采取各种措施适应生产环境和要求。
最终在应用中取得了很大成功，极具推广和研究价值。
【关键词】侧钻尾管固井技术经济效益应用推广
1 我国钻进问题现状
我国各个老区的油田，在我国发展中不断地开发，不断地生产，在这个过程中，由于套管出现问题，比如套管变形或损坏，井下的事故显得不那么容易处理，再加上井下的气锥和水锥等的影响，使生产更加困难，其中的一部分的油水井更加不能正常的进行生产活动，使石油和天然气的产量慢慢下降，严重影响到油田的经济效益，进而阻碍我国快速的经济发展。
为了提高钻井效率，降低钻井成本，并且使老区的油田发挥潜力，我国逐步进行了小井眼开窗侧钻的技术研发，并加以推广，使新技术尽快服务生产。
在新技术的改进下，老的油田利用老的设备新的工艺，延长了老井寿命，不但增加了产量，节约了成本，节省了施工时间，提高全面的经济效益。
2 侧钻尾管固井技术的发展过程
在1992-1994年间，起步阶段的开窗侧钻固井技术的工艺还不够完善，侧钻井的数量比较少，而且只能开窗侧钻于直径177.8mm的套管内，尾管直径只有139.7mm，在应用定量顶替的固井方法时，明显受到了设备的限制，所以导致准确度难以控制。
经常会出现尾管的地步水泥浆被替空或者尾管口水泥堵塞，最后只能采用直径105mm的尖刮刀和直径60.3mm的小钻去除多余的水泥，这就导致了钻井周期的增加，大约每口井增加2-3天，成本也随之增加，会经常出现卡钻、断钻的事故，安全性很低。
最后，钻塞钻的尺寸小，刚性不强，旋转时离心力反复的敲打管壁，影响水泥的胶结质量，进而影响固井质量。
在1994-1996年之间，为了解决尾管内水泥阻塞问题，采用的是倒扣接头与插入管柱的阻流板的插管发固井，经过仔细的技术分析，决定用直径60.3mm的油管作为固井的插入管，这样就比原来的方法更具准确度，还能减少尾管的水泥塞。
但是这种方法也有其缺点，比如在插入管的调长上会受到严格的限制，如果围观伸长和插入不同步，很可能堵塞循环孔；插入管和密封环之间的密封较差，这样对井斜大的，裸眼进尺比较长的侧钻井，插入管时会比较困难。
在1996到2000年主要采用的是机械尾管悬挂、内管柱和双向阻流板配合的方法。
那时，出现直径139.7mm的侧钻井，导致不能实现直径101.6mm的内钻水泥塞，我国的工程技术人
员进行了对整个固井工艺的研究，最终决定改进阻流板，用双向阻流板代替原来的阻流板，这使得它不但能起单流阀的作用，并且能够有效地防止污染。
这个方法为当时的尾管固井技术开辟了新的思路，既降低了钻井周期，又减少了固井成本。
但这个方法也是不成熟的固井方法，也有其缺点。
在易漏的区块里，因为内管柱长度会增加，这样导致循环管路的的压耗增加，如果是深井的话，很容易出现无水泥情况，应该挤水泥进行补救，还可能会导致水泥泵压力不正常而不能正常的运转。
在2000年以后，碰亚式机械尾管悬挂器固井被技术人员开始研究，并开始推广。
它的逐步推广和合理化使得固井的优质率提高到了78%，从而取得了很好的经济效果和效益。
为全面推广这个技术，技术人员编写了一些技术规程，指导侧钻固井的施工操作。
它对于大斜井的坐挂成功率不高，所以尚需改进。
随着社会的发展，科技的进步，钻井技术不断发展和提高，各种深井和大深井，侧钻井，大斜度井也越来越多，这就增加了对尾管的需求，所以各个油田也针对相应的问题进行了仔细的研究和实验。
尽量把风险高的施工难度大的钻井技术做的更加纯熟。
使得尾管固井这个技术更加的方便，更容易掌握，有更强的可靠性，使成本更低，技术更强。
但是在发展中仍然存在很多技术难题。
3 侧钻尾管固井技术的技术难题
在小井眼开窗尾管固井是的工具没有标准的配套，导致使用不便。
在钻井井眼的半径太小。
采油的中后期，地层亏空时易发生井漏。
井眼不够居中，顶替的效率相对较低。
在上层套管里小尾管悬挂器做挂难度比较大。
因为实在原有的生产中开出的井眼，所以容易受到上层套管磨损和复试，以及套管内壁直径变化的影响，最终给尾管的悬挂器做挂带来困难。
在新开的井眼中，固井时的水泥注入比较困难。
因为套管的内径是一定的，受到这层限制，开窗时钻头的大小尺寸必然受到影响，所以钻出的井眼直径会比较小。
但是生产时的尾管直径又有一定的要求，所以会给注浆带来压力。
下管时钻井液难以串灌，导致钻井困难，费时费工。
钻水泥塞问题会出现。
钻水泥塞会导致施工费时费力，还可能出现各种复杂的状况，导致难以处理，还有可能破坏本来就比较薄弱的水泥环，使固井质量减弱。
4 侧钻尾管古井技术的进一步研究
面对一些大型的老油田，比如胜利、中原等，为提高碰压的成功率，不留下水泥塞，需要全面的进行一次全通径固井工艺的研究工作。
其中几项关键技术是倒扣的工艺技术，碰呀工艺技术，循环冲洗工艺技术。
其中的倒扣技术是倒扣判断的关键，这也是保证注水泥顺利进行的前提条件。
全通径尾管悬挂器的研制为大难度的尾管倒扣提供了基础。
碰压技术是全通径不钻水泥塞固井的关键。
循环冲洗工艺能够解决悬挂器喇叭口水泥塞问题。
在胜利、中原等油田实现做挂成功率100%的可回收式全通径固井技术，很好的解决了施工中，小井眼开窗侧钻的各种问题。
提高固井质量的还有扩孔方法，在实践中，扩孔的工具要
求和岩石的岩性有关，当地层为砂岩时，要求要有耐磨性的扩孔工具，，如果是泥岩地层，则需要更强的切削能力。
只有合理组合才能达到合理理想的效果。
实践证明小井眼开窗技术具有很强的适应性，并具有很好的前景，能够创造更高的经济效益，在这之前我们需要更多研究，克服更多的技术问题。
5 结语
侧钻尾管固井技术改善了很多老油田的减产，效益降低的问题。
在这个技术的逐步应用中，出现了各种技术问题，而每一代的技术都会随着科技进步得到更好的更新，以适应新的挑战和新的要求。
在侧钻尾管固井技术逐步改善，逐步走向成熟时，我国逐步实现更高效的生产。
然而仍有问题需要改进，仍有技术难题需要面对。
参考文献
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