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。
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。
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。
浅层开窗侧钻水平K2357C复合尾管固井技术
性 以泥岩 、粉砂 岩和砂岩 为主 ，油 藏 属孔 除陡砂岩油藏 。白垩系 Ｋ Ｉ 层 Ｃ ｎ 分布 气层和水层 ，侏 罗系 目的层含 天 然气 ＋油 ＋水。钻井液为屏 蔽暂堵 聚 合物体系 ， 完钻 时密度 １ ２／ｍ３ 漏 ． ｇｃ ， ２ 斗粘度 ４ｓ ３，失水 ４ ，泥饼 ０５ ｍ， ｍｌ ．ｍ Ｐ Ｈ值 － ．， ８５ 固相含 量为 １０１ ２ｏ 摩阻系 ／
小 井 眼窄 间隙固井 、水 平井 固井 技术
柱 ； ）水平 段采 用割 缝 筛管 （ 缝 ） ３ 直 ，
沟通 产层 。
２２ Ｘ － ． Ｇ Ｆ完 井 系 统 的 施 工 程 序
ＸＧ Ｆ完 井系 统 现场 配套 到位 的 是 长胶 筒 管 外 封 隔器 、凡 尔 式 分
级箍 、封隔 式尾管悬 挂器 ，所设计 的
处） ，平均井径 １８ ４ｍｍ。
根 据 已钻 井 统 计 的 资料 显 示 ，
产 量 位 居 哈 萨 克斯 坦 共 和 国第
三 的 阿 克 套 卡拉 姆 卡 斯 油 田 ，经过
该 区块 钻 进 中发 生 的 问题 主 要 均 为
井漏 ，本 井 钻 井 正常 。完 井 下 人 中 ｌ１６ ｍ “ ０ ．ｒ ａ 套管 ＋筛管 ”复 合尾 管
等 。为今后 同类型 井 ， 别是浅 层开 特 窗侧 钻水 平井 的 固井施 工提 供参 考 。 关键 词 ：浅层 Ｋ２ ５ Ｃ 小 井 眼 ３７ 开窗 侧钻 水平 井 固井 Ｘ — Ｇ Ｆ完井
系 统
剪 钉 压 力 级 别为 ：悬 挂 器 坐 挂 ５～
ｌＭＰ 坐封封 隔器 １ ～１ ＭＰ ， ２ ａ， ４ ６ ａ 液 压 分级箍 开 孔 ２ ～２ ＭＰ 、关 闭分 ｌ ３ ａ 级箍 ５ ａ ＭＰ 、密封压 力 ２ ＭＰ 。封 隔 ５ ａ
潜山尾管固井技术探索与实践
潜山尾管固井技术探索与实践潜山尾管固井技术探索与实践随着深水油气勘探的深入，潜水井的开发不断增多，其井眼深度也不断加深。
针对这个问题，潜山尾管固井技术应运而生，并取得了良好的应用效果。
本文将对潜山尾管固井技术的探索与实践进行深入研究，以期对该技术的应用进行全面了解。
一、孔隙压力分析首先，在潜山尾管固井前，需要对井眼及井壁进行孔隙压力分析。
这一步通常需要进行多次实验和模拟，以确保孔隙压力的准确性和可操作性，从而为固井提供坚实的支撑。
二、固井液体系探索为了保证潜山尾管固井的成功，需要针对固井液体系进行深入探索。
在实际应用中，使用的固井液体系通常包括：水泥浆、沙浆、骨料、缓凝剂等。
这些液体的组成和性质对固井效果起着关键作用，因此需要在实践中反复尝试，并根据应用效果进行优化。
三、固井施工技术随着井眼深度的不断加深，潜山尾管固井的施工技术也在不断发展和创新。
现阶段，潜山尾管固井施工技术通常采用泵水压力和旋转绕线的方式，利用此种施工技术可减少泥饼机困井的发生，提高固井质量同时也缩短了施工时间。
四、固井工艺探究在潜山尾管固井工艺方面，重要的是要优化固井过程，减少固井过程中存在的难点。
这方面的研究多以模拟实验为主，并结合实际现场应用情况不断完善固井工艺。
例如，在水泥浆的配置中，对于添加剂种类的不同、比例的不同，需要经过多次实验并进行数据分析，得出最优的应用方案。
五、应用效果和展望在实际应用中，潜山尾管固井技术已经取得了极好的应用效果，大大提高了生产效率和节约了生产成本。
虽然这项技术的应用还存在一定的难点和挑战，但有着公认的实际应用价值和未来发展前景，更为重要的是，该技术的应用不断推动着全球深水油田作业的发展。
总之，潜山尾管固井技术的成功应用，离不开多严谨的实验探究和深入的理论研究。
作者相信，在未来，潜山尾管固井技术将会更加成熟和优化，成为未来深水油气勘探中的重要利器。
六、潜山尾管固井技术的优势与挑战潜山尾管固井技术的应用有着许多的优势，但也面临着一些挑战。
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。
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术研究与应用[摘要]面对老区综合含水日益上升，对油藏开发中的老井进行挖潜，显得尤为重要。
本文围绕老井侧钻这一中心，详细分析目前老井侧钻工艺技术，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。
【关键词】老井；侧钻；技术；应用一、侧钻工艺介绍及选井原则国外油田于80年代初期即开始对套管侧钻技术进行推广应用。
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益和社会效益。
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位的套管上开20mm的窗口，然后使用带喷嘴的12.7mm软管，借助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40mm、长达100m左右）的小井眼，从而增加原井的泄流半径，实现增加原油产量的目的。
2.套管内侧钻技术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。
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、侧钻水平井、侧钻分支井五种。
3.侧钻工艺选井原则超短半径（高压射流）水平侧钻选井原则：油层套管是单层，套管尺寸Φ139.7mm及以上，井斜小于15°。
适应于井深3000米以内、储层物性差、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、压裂受限的复杂油水关系油藏。
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，套管开窗部份必须在损坏部位30m以上，保证在侧钻中有一定的水平位移，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，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，侧钻长度与倾角均应加大。
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。
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。
侧钻井固井技术浅谈
侧钻井固井技术浅谈摘要：对于侧钻井来说，影响其固井质量的问题有很多。
本文通过其主要的固井技术进行简要的分析，从而实现其完井性能的提升。
对于其固井技术的效率以及效果，通过研究，进行严格的质量把控，从而实现有效的固井质量控制，提升侧钻井固井的质量。
关键词：侧钻井技术；固井技术；固井质量前言：近年来，随着现代化技术的发展，侧钻井的钻井工作取得了不小的进步。
在多数的侧钻井工程中，固井技术，能够有效的减少侧钻井的老化问题，提高开发程度，节约成本，并让老井也能够恢复生产开发程度。
因此，对于侧钻井固井技术的研究，具有极大的应用意义。
一、侧钻井固井技术现状及主要问题1.侧钻井固井技术现状针对侧钻井的固井技术，较为特殊，其在工程运行过程中，需要考虑矿井的开采要求和实际运行具体情况，通过不同角度进行有效的固井对策实施。
因此，对于固井的工艺，技术要求较高，并且固井技术人员需要熟练的掌握侧钻井固井技术工艺形式。
一般来说，侧钻井投产之后，其生产寿命约为两到三年的时间。
这其中，也会有部分钻井，只有一年左右的使用寿命。
其主要原因在于，固井质量未达到要求。
可能出现两方面的原因导致，一方面在于井眼和套管之间存在环形孔隙，形成了无法均匀受力的薄水泥环。
造成其韧性降低，从而作业过程中受损严重。
另一方面，在于隔夹层以及地层的特性不同，不稳定因素较多，可能出现由于水体性质、流体性质或者岩层厚度造成的寿命影响。
2.侧钻井固井技术主要问题2.1侧钻井环形孔隙问题正常情况下，侧钻井配套套管会和开窗井眼之间存在一定的环形空间，如果这个环境空间过小，就会造成环形孔隙的形成。
环形孔隙由于其空间过小，导致侧钻井固井工作中，井内的泵压过高。
同时孔隙限制了气体排量，以及水泥环的体量，对于其顶替的效果产生了影响。
这种情况下，容易发生层间窜槽，从而导致侧钻井固井质量较差。
2.2侧钻井固井工艺措施问题侧钻井固井工艺技术，对于工具以及技术形式、技术应用等方面都有较高的要求，如果出现施工过程中的措施不当、工具使用不配套，以及技术应用不完善，很可能造成井眼固井的失败，严重情况下可能导致井眼的报废。
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。
侧钻的关键技术分析与研究
侧钻的关键技术分析与研究摘要：侧钻是在套损井的套损点以上选定一合适的深度，在该位置固定一个斜向器，利用斜向器的导斜和造斜作用，再运用铣锥进行侧向开窗，打开进入油层的新通道，然后进行侧向钻进，直到设计井深，最后下套管固井射孔完井或裸眼完井。
结合实际需求科学合理地搭配侧钻钻具并制作待钻井眼，实现对钻的精准控制，关注每个施工细节可以有效地提升侧钻的施工效率，从而更好地服务于钻探施工。
鉴于此，本文主要分析侧钻的关键技术。
关键词：侧钻；弯接头；单弯螺杆中图分类号：TD163 文献标识码：A1、引言套管开窗技术是侧钻恢复（修复）施工的重要工艺技术，被广泛应用于老井复产钻井作业过程中，这是一项十分重要的工序，主要包括侧钻定位，开窗方式选择和工具仪器选用，直接影响到重钻作业能否顺利进行。
2、概述套管开窗侧钻技术最初是在钻井，修井等施工中，应对井下复杂条件的一种工艺。
侧钻是在老井的原井眼基础上在左右两侧或者同侧侧钻出一个或者两个以上的分支，需要分别兼顾老井原井眼的井眼轨迹设计和新钻井眼井段的设计。
问题的难点在于如何在已经存在的老井眼轨迹基础上设计出合理的新侧钻井眼井段的井眼轨迹，以达到安全快速高效地钻达靶区的目的。
测井，监测和计算技术对原井套管的预定部位进行定向开窗和侧钻新井眼，并将新井眼钻达预定产层，由此形成了优化井网，增加产量以达到预定工程质量和工程目标的一系列技术。
在水平井技术越来越成熟的今天，套管开窗侧钻水平井能够利用老井井场和上部可利用井段钻出新井直接到达目的层，也能够有效地增加油井产量。
套管开窗侧钻水平井技术既能大面积地解决油田深层老井，复杂施工井和部分中浅层低产低效井连年增加的难题，又能充分利用良好老井、低产井剩余油气挖潜对难采储层的高效动用和提高采收率及降低开发成本具有很大的推广应用前景。
3、侧钻工艺技术的准备工作3.1、井眼准备（1）井眼准备的目的井眼准备工作旨在使侧钻各个阶段和下尾管都能顺利进行，达到侧钻的目的并恢复油水井的产量。
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。
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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。
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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[4] 赵学民.提高调整井固井质量的几点措施[j].石油钻采工艺，2007（8）。