侧钻井尾管固井技术研究与应用(正式版)
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。
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。
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。
浅谈侧钻井完井固井工艺技术
浅谈侧钻井完井固井工艺技术摘要本文从开窗侧钻井完井固井工艺、工具、水泥浆体系出发,就钻井完井管串结构如何适应油藏开采及修井的需要,不断地对完井固井工艺及工具附件的改进进行探索,从而提高了管外水泥环的质量,减少了固井施工和采油及修井过程中事故的发生,降低了油井维护和修理费用,降低了生产成本,提高了侧钻井的经济效益。
关键词开窗侧钻井;完井工艺;固井工艺;侧钻水平井;水泥浆体系胜利油田经过多年的勘探开发,目前已进入中后期生产阶段。
目前油田大部分油气藏经过多年开发,采用直井开发不仅面临许多问题,如水锥或气锥等问题,而且很难取得良好的经济效益。
油田进入中后期后,存在后备储量不足、采收率低,钻井成本高等问题,都严重影响着老油田的发展。
同时,在多年的生产中,因井下落物、套管损坏、砂卡问题造成相当数量的油井低产或停产。
而开窗侧钻水平井钻井技术是解决这些问题的有效途径之一,在低效、停产井中进行重钻作业,可充分利用已有的井段,其成本要比钻新井低得多。
1开窗侧钻完井固井工艺现状20世纪80年代中期,胜利油田开始研究开窗侧钻完井固井工艺技术,当时仅限于Φ244.5套管内开窗,成本过高。
1993年,开始对侧钻完井固井工艺技术进行研究攻关,用简易方式对几十口井施工,但效果并不理想。
1998年,与加拿大法玛斯特公司合作侧钻井项目并施工了营66-侧37和利16-侧6全部采用了自己研制的工具附件、外加剂。
在“九五”期间承担了国家重点项目《51/2’’套管内开窗侧钻水平井技术研究》的研究和攻关。
完成侧钻水平井21口,短半径侧钻水平井10口,形成了一整套适合胜利油田地质特点的中短半径侧钻水平井及常规侧钻井完井固井工艺配套技术。
在Φ244.5、Φ177.8和Φ139.7套管中成功地完成了几百口各类开窗侧钻井和几十口高难度的开窗侧钻水平井。
2侧钻井完井管串结构的发展2.1第一阶段1986-1998年,管串结构为Φ139.7套管内开窗下Φ101.6尾管或座底式尾管;Φ177.8套管内开窗下Φ127尾管。
塔河油田侧钻井小尾管固井技术
油田管理塔河油田侧钻井小尾管固井技术王伟（中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司，湖北潜江433100）摘要：塔河油田由于地层复杂,勘探和开发难度大,存在大量的套损井、低产井。
应用开窗侧钻技术进行老井重钻,使老井复活并增加产能。
这类老井侧钻一般以∅193.7mm套管开窗，悬挂∅139.7mm直连套管；也有少部分∅177.8mm套管开窗，下入∅139.7mm直连套管进行丢手。
这样造成环空间隙较小，增加了固井施工难度。
优选小尾管固井技术措施，设计最佳的固井施工措施，保证小尾管固井施工质量达到最佳的效果。
关键词：老井；侧钻；小尾管；小间隙；固井施工目前，塔河油区由于老井产能降低，为了使老井复活，选择在套管里开窗侧钻，重新开发下部油气资源。
而小尾管面临小尾管下入难，小间隙顶替效率不高、施工泵压高和固井质量难以保证等难点。
前期下套管前，采用刚性钻具进行模拟通井，并合理调整钻井液性能，对起下钻不通畅及狗腿大的井段进行严格处理，为套管下入及固井施工提供良好的井眼条件。
合理解决影响小井眼井固井施工质量的技术难点问题，采取小尾管固井技术措施，提高固井施工的质量，避免固井质量不达标，而影响到井筒的服役年限，给塔河油田的勘探开发带来不利的影响。
因此，加强对塔河油田侧钻井小尾管固井技术的研究，制定科学详细的固井施工方案，是非常必要的。
1塔河油田的固井施工的难点问题分析塔河油田属于复合型油田，主要开发的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
针对塔河油田的实际情况，对小井眼井实施尾管固井技术措施，达到设计的固井施工的质量，保证塔河油田的井筒的正常运行状况，为塔河油田的勘探开发提供帮助。
塔河油田凝析油气藏居多，底水比较丰富，为了控制原油含水，利用水平井段的射孔完井技术措施，应用尾管固井施工技术，确保较高的固井质量，满足油田固井施工的要求。
因石炭系盐膏层的影响，极易引起钻头发生卡钻事故，井眼轨迹发生缩颈的情况，给固井施工带来更高的难度系数。
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 。
石西油田老井侧钻工艺技术研究与应用
石西油田老井侧钻工艺技研究与应用
王艳林 新疆油田分公司石西油田作业区 新疆克拉玛依 ８ ３ ４ ０ ０ ０
【 摘 要 ｌ面对老 区综合含 水 日 益上升， 对油藏开发中的老井进行 侧钻 原 因及 目的 ： 井 内有 ＹＤ －１ ２ ７ －Ｉ Ｉ 型射孔 枪 身， 大 修 打捞 未 挖 潜， 显得尤为重要 。 本文围绕老 井侧钻这・ 中心， 详细分析 目 前老井侧 成 ， 修复此类故障井 ， 开发剩余油 ， 完善注采井 网， 提高油井利 用 钻工 艺技 术 ， 探讨每种工 艺在石 西老井应 用的选井原 则。 通 过对现 场实 率 。 施侧 钻井的生产情况分析 ， 得 出老井在石 西应用侧钻 的一 些认识 。 侧钻 前调 开生产 时油 压４ ． ４ ＭＰ ａ ， 套压０ ＭＰ ａ ， 日 产液１ ０ ． ４ ｔ ／ ｄ ， 油 气￣ Ｌ ２ ６ １ ｍ ／ ｔ ， 含 水 比５ ％。 第一次侧 钻完 后气 举不出 。 【 关键 词 】老井； 侧钻； 技术； 应用 ２ ０ ０ ８ 年６ Ｙ ］ － ７ Ｙ ｌ 该 井第 二次侧 钻 完 ， 开 井压 力油压 １ ７ ＭＰ ａ ， 套 压 侧钻工艺介绍及选井原则 １ ７ ＭＰ ａ ， 外 排 降压 后 ， 上酸 化 措施 ， 后油 压 ２ ８ ＭＰ ａ ， 套压 ２ ８ ＭＰ ａ ， 外 国外油田于８ ０ 年代初期即开始对套管侧钻技术进行推广应用。 排 出液 ２ 方后 不出 ， 气举 ， 举 出液 ３ ０ 方 不出后 多次 外排 均 不出 ， 关 井。 通 过调 查 表 明， 目 前 国内外各大 油 田已经 使用包 括高压 水射 流和 开窗 在２ ０ １ ０ 年和２ ０ １ １ 年 有 过短 暂几 天的 调 开 过 ， 但也 不 出液 ， 后 关井 至 定 向侧 钻等成 熟技 术 ， 对 老井及报 废油 气井进 行修 复改 造 ， 在投 资较 今。 小、 成本较低的前提下， 实现了油气田的稳产增产， 取得了明显的经济 效果分析： 该井自新投后边长期调开关生产， 也没有进行压裂增 效 益 和社会 效益 。 产， 侧钻后 酸化 解除 井底堵 塞后， 日 产 能力没有得 到提 升， 分析原 因是 产层油 流裂 缝不够发育， 造 成流 入井筒 阻力大 。 １ ． 高压水 射流 径 向侧 钻技术 该 技 术是 一 种 油 井 增 产措 施 ， 其 原 理 是 先 用小 钻 头 在 油 层部 ２ ． 高压水力射流水平侧钻现场实施情况及效果分析 位的套管上开２ ０ ｍｍ的窗口， 然后使用带喷嘴的１ ２ ． ７ ｍｍ软管， 借助 Ｓ Ｎ８ １ ９ ９（ 注水井） ： 油层套管： ＠１ ３ ９ ． ７ ａｍ＊ ｒ （ 壁厚７ ． ７ ２ ａｍ） ｒ ， 原始 ６ ６ ９ ． ９ ９ ｍ， 原井生 产 井段２ ６ ３ ８ ＿ ２ ６ ５ ２ ． ５ ｍ。 该 井 改造 作业有 高压射流的水力破 岩作用在油层中的不同方向上钻出多个 （ 直径达 人 工井底 ２ ４ ０ ａｍ、 ｒ 长达１ ０ ０ ｍ左右） 的小井眼， 从而增加原井的泄流半径， 实现增 酸化 （ ２ ０ ０ ５ 年１ 次， ２ ０ ０ ８ 年１ 次） ， 本井与Ｓ Ｎ８ ２ ０ ０ 井油层连通。 加 原油产 量的 目的。 本井 于 ２ ０ １ ２ 年５ 月１ ９ 日至 ２ ０ １ ２ 年５ 月２ ６ 日共 完 成 超 短半 径 水平 ２ ． 套管内侧钻技术 侧钻２ 个分支 ， 射流１ 号孔位于２ ６ ４ ５ ． ８ ７ ｍ， 方位角１ ３ ９ ． ６ ， 钻至井深 套管侧钻工艺技术就是在油水井的某一特定深度固定一个斜向 ２ ６ ４ ６ ． １ ２ ｍ， 后高压软管喷射１ ０ ０ ｍ， 射流２ 号孔位于２ ６ ４ ５ ． １ ｍ， 方位角 器， 利用其斜面造斜和导斜作用， 用特殊工具在套管的侧面开窗， 从 ４ ５ 。 ， 后高压软管喷射１ ０ ０ ｍ。 窗口 钻出新井眼， 然后下尾管固井的一整套工艺技术。 它是油田开发 侧钻 目 的： 因石 南３ １ 转 油站 注水 泵额 定工作 压力１ ６ ＭＰ ａ ， 平时 工 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 作时 压力 １ １ ＭＰ ａ 左右， 到计 量 站 配水 间压 力为 ９ ． ８ ＭＰ ａ 左右 。 考虑 到 意义和 战略地 位 。 配水间到单井管线压力降， 注水井井口如果压力在１ ０ ＭＰ ａ 左右就会有 套 管内侧 钻又 可分 为 自由侧钻 井、 定 向侧 钻 井、 大位移 侧 钻井 、 欠注 的趋势 ， 降低 井 口 压 力， 满足 地 质配注 。 侧 钻水平 井、 侧 钻分支 井五 种。 侧钻 前 油压 １ ０ ． ２ ８ ＭＰ ａ ， 套压 １ Ｏ ． ５ ＭＰ ａ ， 日 配 注 量４ ５ 方／ 天， 实 际 ３ ． 侧钻 工艺选 井原则 注水 ２ ３ ７ ￣ ／ 天， 欠注 ２ ２ ￣ ｓ ／ 天。 超 短半 径 （ 高压 射 流 ） 水平 侧 钻选 井原 则 ： 油 层套管 是 单 层， 套 侧钻 后油 压７ ． １ ８ － １ １ ． ５ ８ ＭＰ ａ ， 套压３ － １ ０ ＭＰ ａ ， 日配注Ｒ４ ５ ￣／ 天， 管尺寸 ＠１ ３ ９ ． ７ ｍｍ及 以上 ， 井斜小 于１ ５ 。 。 适应 于井深 ３ ０ ０ ０ 米 以内、 储 实际 注水 ２ ３ － ２ ７ ７ ￣ ／ 天， 欠注１ ７ － ２ ２ ￣／ 天。 层物 性 差 、 自然产 能低 、 构 造 起伏 较 小 的各类 油 气藏 低孔低 渗 、 单井 效 果分 析 ： 与Ｓ Ｎ８ １ ９ ９ 井 油层连 同 的Ｓ Ｎ８ ２ ０ ０ 井侧 钻 前３ ａｍ油 嘴 ｒ 产能 低 、 吸水 能力 差 、 经济 井 距大 、 井 网控制 程 度 差、 压 裂受 限 的复 日产液 ６ ． ４ ｔ ， 日 产油５ ． ９ ｔ ， 含水８ ％， 油压２ ． １ ＭＰ ａ ， 套压 １ ６ ． ３ ＭＰ ａ ， 侧 杂 油水关系油 藏 。 钻后 ３ ｍｍ油 嘴 日产液６ ． ７ ｔ ， 日 产 油５ ． ８ ｔ ， 含水 １ ３ ． ５ ％， 油 压２ ＭＰ ａ ， 套压 而 套 管 开窗侧 钻选 井原 则有 以下 四条 ： （ １ ） 套管 开窗 侧 钻部 位 以 １ ６ ． ５ ＭＰ ａ ， 看 出Ｓ Ｎ８ ２ ０ ０ 注 水 受效不 明显 ， 侧 钻对 该 井产 油情 况 基本 上套 管必须 完好 ， 无变形 ， 漏 失、 穿孔 及破 裂现 象 ； （ ２ ） 针 对套损 井， 套 没什 么影 响 。 而 侧钻开 孔 没有 重新 选 取其他砂 体 ， 还 是在 原生 产层位 管 开窗部 份必 须在损坏 部 位３ ０ ｍ以 上 ， 保证 在侧 钻 中有一定 的水平位 生 产， 侧钻 后井 口油 压依 然没有 降低 说 明井底流 压还 是 比较 稳定 ， 与 移， 以避 开原井 眼； （ ３ ） 尽 量选择 固井 质量 好、 井 斜小 、 地面 硬的 井段 ， 侧 钻 前井 底流 压 大 小几乎相 同 。 注 水 量 大时 井 口油 套压 压 差 如果 较 同时应 避 开 套管接 箍 ， 保 证窗 口 稳定 ； （ ４ ） 对 出砂 井及严 重窜 漏井 ， 侧 小 ， 说 明注水 管柱 中上部 可能存 在漏 失 ， 必要 时提 管柱 检查 并 清洗 管 钻 长度与倾 角均应加 大 。 柱。 欠 注问题 还是 没有得到解 决 。 综合分 析地 层剖 面资料 ， 对存 在 电陛好 、 物 性 好 的含油 砂体进 行 三， 结 论 和认 识 针 对性 分析。 借 助井组 注 采关 系变化 和动 态监 测手 段， 确 定注 入水 在 在 石 西油 田老 井侧 钻 的可行 性 和现 场 应用 中， 通 过 理论 研 究 和 地 下的 波及 范 围及 对 油 层的水 洗 程 度 ， 确 定剩 余 油富集 且分布 连 续 现 场 实践 ， 得到以下几方面 的结论 和认识 ： 的区域 ， 从地 质层面作 为选井 的一 个参 考原则 。 １ ． 开 窗侧钻 后， 可对 老井重 新选 层开发 ， 提 高采 收率 ， 充分开发 油 ＝． 老井侧钻现场实施情况及效果分析 气资源 。 截止２ ０ １ ２ 年１ ２ 月中旬 ， 在 石西 油 田共 实施 老 井 侧钻 ４ 井５ 井次。 ２ ． 对一 些 大修也 无 法解 决 的套 损井 和 落物 井 ， 侧 钻 工艺 给 老 井 其 中， 套管 开 窗侧 钻 ２ 井３ 井次 ， 全用 于 油井 （ Ｓ Ｈｌ ｌ １ ５ 、 Ｓ Ｈ１ ０ ２ １ ） 。 采 重新焕发生机提供了技术支持。 用 高压 水力射 流侧 钻２ 井２ 井次， 分 别是Ｓ Ｎ８ １ ９ ９（ 水井 ） 、 Ｓ Ｎ２ ２ ２ ４（ 油 ３ ． 深井套管开窗侧钻和高压射流水力侧钻都在石西老井成功应 井） 。 用， 为以后石 西老井 侧钻 提 供了技 术储备 。 １ ． 套 管开窗侧钻 现场 实施情 况及 效果分 析 Ｓ Ｈｌ ｌ ｌ ５（ 油井 ） ： ２ ０ ０ ８ 年２ 月～ ４ 月侧钻 和６ 月一 ７ 月侧 钻两次 。 油层 套 管 ： 中１ ３ ９ ． ７ ａｍ＊ ｒ （ 壁厚１ ０ ． ５ ４ ｍｍ、 ７ ． ７ ２ ｍｍ） ， 原 始 人 工 参考 文献 井底 ： ４ ３ １ ８ ． ０ ｍ（ 电桥灰面 ） ， 原直井生产井段跨度范围４ ２ ９ ２ ． ０ — 【 １ 】 李根 生 ． 高压 水射 流钻 井 完井增 产 ， Ｐ Ｐ Ｔ ， ２ ０ １ ２ ４ ２ ５ ３ ． ０ ｍ， 底下未侧 钻之 前就 已封 闭射孔井段范 围４ ３ ３ １ ． ０ － ４ ３ ７ ５ ． ０ ｍ。 【 ２ 】 夏红 南， 谭 家虎 等 ． 套 管开 窗侧 钻 工 艺研 究【 Ｊ 】 ． 断块 油 气 第一 次 侧 钻 开窗 点４ ２ ４ ８ ．
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。
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。
侧钻井尾管固井技术研究与应用
侧钻井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，地震产生附加地质应力使辽河油田部分区出现套管断错，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、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展阶段及存在问题剖析1 、简易倒扣接头、普通阻流板配合定量顶替探索固井阶段该方法在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，常出现尾管内留水泥塞或尾管底部水泥浆被替空及尾管口留水泥塞等现象，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。
侧钻水平井半程固井技术研究与应用
4) 为进一步保护元件 膨胀后不受管内压力 变化影响，蹩压后放 压，管内压力降低， 锁紧阀永久关闭。
芯轴(一段套管) 胀固定钢套筒
膨胀前外径尺寸
弹性橡皮套
套管外封隔器设有一系列保护装置，在过早或过
量膨胀时起保护作用。阀环上配置两个可供选用的断 挠性钢加固硫化橡胶 开杆，在管内液体通过芯轴并由注水泥胶塞切断断开
侧钻水平井半程固井是将造斜段注水泥固井技术与水平 段割缝筛管防砂完井技术结合在一起的一项完井新技术。其 施工工艺是先将完井管柱下至水平段末尾,首先座挂液压式尾 管悬挂器，再升压膨封造斜段下部水利扩张式管外封隔器,然 后升压打开压差式分级箍,对造斜段注水泥,封堵油水干扰层。 最后钻固井盲板、通井至井底或进行酸化解堵。
半程固井完井工具
压差式分级箍 压差式分级箍是半程固井完井的重要工具，用于实现
造斜段分级注水泥工艺,一般与管外封隔器配套应用。它是完 井尾管内外连通的通道，注水泥时保证畅通无阻,注完水泥后 能够可靠关闭。该分级箍主要由本体、碰压座、关闭套、打 开套及关闭塞组成。
半程固井完井工具
套管外膨胀式封隔器 套管外膨胀式封隔器是用于卡封水层
限压阀 单流阀 锁紧阀
断开杆 阀环
管内液体在压力作用下通过锁紧阀后，进而打开 弹簧式单流阀，再经过限压阀，使挠性钢加固橡胶部 件膨胀。限压阀表面装有安全销，当封隔器内膨胀压 力达到出厂设定压力时，限压阀关闭。这种设计是为 了使膨胀程度维持在封隔器限制压差范围内，而与管 内压力无关。
封隔器膨胀结束后缓慢泄压，小得多的管内压力 就足以使锁紧阀关闭，从而进一步保护封隔器不因管 内压力变化而损坏。
半程固井技术难点
● 完井管柱既要满足油层段防砂、分层开采要求，又要能 够在造斜段注水泥固井。
冀东油田Φ139.7mm套管开窗侧钻水平井固井工艺技术研究与应用
开窗侧钻井井眼尺寸118.5mm，与95.25mm套管之 间间隙为11.63mm，95.25mm套管与外径139.7mm、壁 厚9.17mm套管之间间隙为13.06mm。若采用分级箍＋ 封隔器工艺固井，95.25mm套管下至井口，环空间隙 小，存在分级箍提前打开、封隔器提前涨封、压漏地 层等风险，导致固井失败，且套管下至井口不经济。 若采用常规尾管悬挂器＋分级箍＋封隔器工艺固井， 则95.25mm套管不下至井口，能够降低压耗。但常规 机械液压式封隔器坐封后，减小了过流面积，增加了 循环压耗。另外，常规机械液压式封隔器由于拔中心 管起钻扰动、水泥浆倒返、开泵循环等因素影响，重 合段固井质量不易保证，除非有足够长的重合段，但 重合段过长又失去了降低压耗的作用。邻井长期注水 和注二氧化碳开采，窗口附近固井质量差存在水窜和 气窜的风险，影响井后续的正常生产，也不可取。因 此，选择怎样的完井管串与固井工艺，既能保证较小 的施工压力，又能使水、气无法窜入是选择开窗侧钻 井水平固井的关键。
4）分级箍上部加放浮箍提高了固井施工成功率， 有效的避免了由于分级箍关闭不严导致的水泥浆倒返
214
2019年第12期
科学管理
问题。 5）膨胀悬挂器座封完成后，将裸眼井段与套管内
完全隔离，裸眼井段形成密闭空间，有利于分级箍至 膨胀悬挂器之间水泥浆强度的形成。
2.2 管串安全下入措施
2.2.1 严格进行刮壁、称重 对上层套管（悬挂器位置上下50m）进行刮壁，对
尾管送入钻具进行通径，称重、编号。对短钻杆、配 合节头、悬挂器中心管等进行通径。工具拆箱前厂家 技术人员到井检查工具完好程度，对工具配合接头等 提前进行复核，工具三证必须齐全。 2.2.2 强刚性钻具组合通井
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。
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。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
文件编号：TP-AR-L4292In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives.（示范文本）编订：_______________审核：_______________单位：_______________侧钻井尾管固井技术研究与应用(正式版)侧钻井尾管固井技术研究与应用(正式版)使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。
材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
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，地震产生附加地质应力使辽河油田部分区出现套管断错，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、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展阶段及存在问题剖析1 、简易倒扣接头、普通阻流板配合定量顶替探索固井阶段该方法在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，常出现尾管内留水泥塞或尾管底部水泥浆被替空及尾管口留水泥塞等现象，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。
2、倒扣接头与插入管柱普通阻流板配合的插管法固井阶段该方法在94~96年间试用8口井，当时为了解决尾管内留水泥塞的问题，我们技术人员经过认真分析，决定改用插管法固井技术，用Ф60.3mm油管作为插入管柱，与前一种方法相比较，具有替量准确，尾管内留水泥塞少等优点，但是该方法要求插入管柱的调长受到严格的限制，插入管柱与尾管伸长率不同步，循环孔易堵塞，插入管柱与密封环间密封性能差，对于井斜较大，裸眼进尺较长的侧钻井，插入管柱插入困难，对于裸眼进尺较短的侧钻井，由于通过插入管柱循环孔在尾管内外的循环压力无明显差别，增加了施工判断的难度。
3、机械尾管悬挂器、内管柱与双向阻流板配合的固井阶段该方法在96~20xx年间使用158口井，当时由于Ф139.7mm侧钻井的出现，无法实现在Ф101.6mm尾管内钻水泥塞，工程技术人员对尾管固井整个工艺过程进行了研究，决定在阻流板上做文章，改进普通阻流板为双向阻流板，它既能起到普通阻流板的单流阀作用，又能起到防止替空及污染环空水泥浆的作用，在当时为尾管固井开辟了新的出路，使侧钻井口井节余周期2~3天，口井节余侧钻成本2~2.5万元，缺点是：对于一些易漏区块，由于内管柱长度增加，使得管路沿程循环压耗增加，特别是深井，长裸眼段井更是如此，造成对重复段环空水泥浆产生附加压力，易出现重复段水泥返高低或无水泥，试不住压，须挤水泥补救。
对于泥浆泵，附加压力使其超负荷无法正常运转，只能采用一个凡尔循环排除多余水泥浆，循环时间长，易串槽，如不及时活动钻具，易发生固钻杆事故，20xx年由于Ф60.3mm油管质量问题出现两口井固内管柱事故，马153c全井报废，茨27-34c经过打捞处理12天交井。
造成了巨大的经济损失和不良的社会影响。
4、碰压式机械尾管悬挂器固井阶段该技术从20xx年开始研究推广应用，它从试验到推广应用共计对五个部分进行了改进，使碰压式机械尾管悬挂器结构更加合理，坐挂成功率87%，固井一次合格率97%，固井优质率78%，20xx年于20xx 年同期相比，少挤水泥4口井次，节约侧钻成本45万元，取得了良好的经济效益和社会效益。
为促进该项固井技术在公司范围内全面应用，我们又编写了碰压式尾管固井技术操作规程，用于指导侧钻井固井施工。
它的缺点是；对于大斜度井，坐挂成功率低。
5、液压-机械双作用尾管悬挂器、配合特殊完井工具的特殊完井阶段随着大斜度大位移，侧钻水平井，侧钻他分水平井的出现常规碰压式机械尾管悬挂器，坐挂成功率不能得到有效保证、为此我们借鉴了其他单位的液压-机械双作用尾管悬挂器坐挂原理，结合本公司实际改进成具有本公司特点的液压-机械双作用尾管悬挂器，并在齐2-14-10c井（最大井斜47°水平位移345m），文51-c36井（最大井斜59°水平位移576m）试验取得成功，为公司侧钻井后续市场做了必要的技术储备。
该工具的缺点是：液缸剪断销钉压力难以控制，当井下不正常有沉砂，开泵循环时发生蹩堵，循环压力增加，易剪断销钉产生坐挂。
该工具的优点是：坐挂成功率高，卡瓦内凹中途不易发生坐挂磨损而先期损坏，过流面积不大易蹩堵，循环压力低。
对于古潜山油藏，根据甲方潜山井段裸眼完井，或下割缝入筛管不固井完井，其他井段正常下入完井管柱固井的要求。
我们研究与应用上固下不固特殊尾管完井技术，及相应的管柱配件，在欢612c、欢2-14-8c等开发潜山油藏井取得成功。
二、侧钻井尾管固井技术难点1、采油中后期，地层严重亏空易发生固井施工中井漏。
2、井眼与套管环空间隙小，水泥环薄固井质量差，油井寿命短。
3、井眼不规则套管不居中，顶替效率差。
4、完井工具结构不合理，有待于改进。
5、侧钻井尾管固井测声放尾管口遇阻次数多。
6、替量及附加量难以掌握。
三、二公司碰压式尾管悬挂器固井原理示意图四、固井工艺技术研究改进措施对于采油中后期，地层严重亏空易发生固井施工中井漏。
辽河油田易漏区块主要在千12、欢127、冷东6区、洼38、海外河等，凡进入该区块施工的修井队首要任务是防漏、防卡把井漏隐患消除在策钻过程中，为固井营造一个良好的氛围。
钻井措施（1）泥浆性能达到设计要求，（2）用好净化设备（3）严控密度，（4）做到平衡钻井。
（5）充分循环、认真划眼，（6）保证井眼畅通与井身平滑。
（7）对于侧钻施工中，（8）渗漏的井采用复（9）合堵漏技术（3#+2#+CaCO3）（4）对于井漏较严重的井，采用胶质水泥或水泥封堵，形成假井壁。
2、固井措施（1）采用低密度CMC完井液降低液柱压力，减少井漏机会。
（2）采用低密度水泥固井，降低施工压力与液柱压力。
（3）采用“两凝”水泥固井，减少水泥漏失机会。
（4）在保证环空返速的条件下，采用低排量固井。
（5）合理确定固井水泥浆附加量，降低液柱压力防漏。
井眼与套管环空间隙小，水泥环薄固井质量差，油井寿命短。
有资料显示辽河油田锦45块侧钻井平均寿命为2.5年，仅为钻井油井寿命的1/4，表面原因是侧钻井固井质量问题造成，根本原因是受原井套管尺寸限制，使得裸眼与尾管环空间隙过小，水泥环过薄，强度低，加之射孔震动，起下管柱的撞击，注气高温高压的影响，使侧钻静水泥环早期脱落，油井寿命降低。
为此我们采取措施如下：（1）对于Ф177.8mm套管侧钻井，我们在20xx 年立项与牡丹江石油工具厂合作，加工KYQ152-180型扩孔工具两套，并随时提供刀具零部件；经过近两年的扩孔实践，取得良好的效果，平均井径均在175mm左右，高于未扩孔侧钻井平均井径5 ~7mm（2）对于Ф139.7mm套管侧钻井，我们与工程院联合扩孔，效果也较好，平均井径可达135mm左右。
（3）为了防止扩眼过程中出现新眼（曙1-14-23c扩孔出新眼）我们在扩孔器前面增加了导向部分。
（4）扩孔操作平稳，送钻均匀，防止扩成“糖葫芦”井眼。
对套管不居中，顶替效率低，采取措施如下（1）调整好完井液性能在保证完井液携砂要求的条件下，尽量降低完井液的屈服值，改善井眼与套管窄边完井液流型，提高顶替效率。
（2）优选前置液体系与数量，在已知裸眼环空容积条件下，根据设计达到紊流状态排量下，应保证前置液接触时间大于7min，来确定前置液的数量，并尽量选择与完井液，水泥浆具有良好配伍性的前置液体系。
（3）与地质人员密切配合，认真分析井径图，合理选择扶正器的安放位置及数量，确保套管居中，提高顶替效率。
（4）采用套管漂浮固井技术保持套管居中，提高固井质量。
即在套管内替入低密度压塞液+完井液，使其密度低于环空水泥浆密度，保证套管处于漂浮状态，不易贴边。
(5)及时活动套管，防止粘卡形成窄边，且有助于清除井壁浮泥饼，提高水泥胶结效果。
(6)采用变排量顶替技术，即在水泥浆“U”型管效应发生时，以 600~800mlm/min排量迅速追击水泥面，然后，采用正常排量顶替，直到理论替入量，转入小排量顶替附加量到碰压为止。
（四）完井井工具结构不合理的改进措施。
（四）井工具结构不合理的改进措施。
（1）改进碰压式尾管悬挂器中心管活塞密封结构，防止出现固井短路，达到良好的密封效果。
（2）改进钻杆胶塞的结构与皮碗质量，保证刮削效果与密封性能。
（3）扩大尾管口流道面积36%，减少循环及固井蹩堵现象。
（4）采用双阻流板增强密封效果。
（5）对于井斜大于28°的侧钻井，为解决单流阀密封不及时密封效果差，水泥浆易倒返，我们采用弹簧阻流板增加密封的可靠性。