侧钻井完井技术课件

2009年3月胜利油田侧钻井完井新技术胜利油田侧钻井完井新技术一、前言二、侧钻井存在的问题三、侧钻井完井新技术四、结论与建议目录一、前言目录前言

侧钻井具有节约投资、中靶精度高、经济可采、剩余油富集规模要求小等优势。特别适合挖掘断块小屋脊、小夹角、小高点、井间滞留区等小规模剩余油富集区，进一步提高储量动用程度和采收率。前言侧钻井具有节约投资、中靶精度高、经济可采、剩余油

自“十五”以来，胜利油田把侧钻井及侧钻水平井做为增储上产的重要手段，充分发挥了侧钻井及侧钻水平井在油田老区开发中的重要作用。已完成侧钻井及侧钻水平井共600余口，总产量达300余万吨，新增可采储量600万吨以上，取得了可观的经济效益和社会效益。前言

实践证明，侧钻井及侧钻水平井同常规生产井相比，在同等增储增产效果下，具有钻井投资少、投资风险低、回收周期短、节约地面建设费用的优势。自“十五”以来，胜利油田把侧钻井及侧钻水平井做为增侧钻井存在的问题井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响；开窗段水泥下沉，造成窗口薄弱；窗口选择局限于泥岩段；小井眼套管内通径小，可选择的打捞工具受限；后期措施受到诸多限制，疏松砂岩油藏无法实现机械防砂、低渗透油藏无法实现压裂尤为突出。

侧钻井存在的问题井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响；一、前言二、侧钻井存在的问题三、侧钻井完井新技术四、结论与建议目录一、前言目录侧钻井完井新技术侧钻井膨胀套管完井技术侧钻水平井分段完井技术旋转尾管局固井技术水泥胀封管外封隔器完井技术塑性微膨胀水泥浆固井技术侧钻井完井新技术侧钻井膨胀套管完井技术

膨胀套管作为该井侧钻井段完井套管，上部采用膨胀式悬挂器悬挂及密封，以达到增大侧钻井完井井眼尺寸及提高固井质量的目的，为侧钻井完井提供了一种全新的完井方式。

侧钻井膨胀套管完井原套管膨胀套管系统（近似尺寸）机械性能外径mm内径mm膨胀前初始壁厚mm膨胀后膨胀前膨胀后外径mm内径mm外径mm内径mm通径mm抗内压MPa抗外压MPa抗内压MPa抗外压MPa177.80157.1139.7124.27.72154.3139.5136.3≥50≥35≥45≥25154.8149.3134.5131.3139.70124.2108.0947119.3105.5102.3≥55≥40≥50≥30121.4117.8104100.8膨胀套管作为该井侧钻井段完井套管，上部采用膨胀式悬挂器段铣打水泥塞依侧钻井设计侧钻裸眼扩眼至Φ140mmΦ120mm通井规通井膨胀管下入注水泥固井膨胀作业测井现场施工工序侧钻井膨胀套管完井段铣现场施工工序侧钻井膨胀套管完井侧钻井膨胀套管完井1、提高固井质量扩眼增大井眼尺寸，进而增大尾管与井眼间隙，避免小间隙造成的固井作业困难，从而提高固井质量；膨胀套管完井，先用缓凝水泥浆固井后膨胀，有助于改善固井质量和延长油井寿命。

膨胀管完井的井眼内径达到104.5mm～106mm（常规只有76或82mm），井眼尺寸的有效扩大，可以进行一系列增产措施。

2、有效扩大了生产套管内径技术优势侧钻井膨胀套管完井1、提高固井质量扩眼增大井眼尺寸，进而增3、重叠段具有悬挂及密封双重功能

将套管与地层完全封隔，从而忽略水层对开窗位置的影响，可有效减小裸眼井段的长度。

4、易于射孔、测试、修井等作业以及生产管理等

便于分层开采，可下入直径为100mm的封隔器；可用Ф76mm油管进行各种作业，便于井内打捞、钻塞等复杂作业；可使用大直径测井仪器，提高测井准确度；技术优势侧钻井膨胀套管完井3、重叠段具有悬挂及密封双重功能将套管与地层完全封

在砂二段底层射孔深度能够达到约620mm，提高地层裸露面积约一倍以上，提高油水井的完善程度。

膨胀管完井后可实施机械防砂技术，其有效期可提高1.5倍以上（140d），从而延长生产时间，增加产油量；

可进行机械防砂防砂作业可用89增效射孔枪进行射孔技术优势侧钻井膨胀套管完井在砂二段底层射孔深度能够达到约620mm，提高地层裸露现场应用：

2005年9月，首次在现河采油厂王70-63井进行带有可膨胀螺纹的套管补贴试验。截止2008年底，成功地完成了28口井30井次套管补贴作业和2口侧钻井的膨胀管完井，累计应用膨胀管1281.89m，膨胀螺纹接头164个，膨胀管最大下深为3235.22m。侧钻井膨胀套管完井现场应用：侧钻井膨胀套管完井基础数据最大井斜：23°/100m窗口：878m～903m泥浆密度：1.35g/cm3裸眼扩眼器直径：Φ118mm×Φ140mm膨胀管深度：781.14m～1024.39m，使用膨胀管22根，总长度243.25m，膨胀螺纹23个，为单井应用最长纪录。侧钻井膨胀套管完井林3-侧更11膨胀管完井应用基础数据侧钻井膨胀套管完井林3-侧更11膨胀管完井应用商23-侧27膨胀管完井应用基础数据完钻井深：1768.0m最大井斜：34.0°/100m最大狗腿度44.29°/100m窗口：1575m～1600m裸眼扩眼直径：Φ118mm×Φ140mm膨胀套管深度：1525.55～1761.45m共25根，长235.9m，共膨胀螺纹接头26个，为单井次膨胀螺纹数之最；侧钻井膨胀套管完井商23-侧27膨胀管完井应用基础数据侧钻井膨胀套管完井国内膨胀套管技术在裸眼中的应用一直空白，而国际上也仅有Enventure公司实现了膨胀套管侧钻井完井应用。2008年5月21日，林3－侧更11井成功进行膨胀管完井现场试验，并创造了国产膨胀套管技术施工的最长记录(243.25m），标志着胜利钻井院膨胀套管技术向钻井领域发展取得了重大突破，是国产膨胀管技术现场应用的里程碑。2008年7月4日，在临盘采油厂商23-侧24井完成最大井斜34°、最大造斜率达44.25°/100m的侧钻井膨胀管完井现场应用，一次性膨胀螺纹26个，总长度235.9m，验证钻井院自主研发的膨胀管技术走向成熟。侧钻井膨胀套管完井国内膨胀套管技术在裸眼中的应用一直空白，而国际上也仅有Env侧钻井膨胀套管完井实施效果评价

林3-侧更11井08年8月底投产主力层，初期日液量45方，日产5.3方，累计产油504.6吨；商23-侧27井为注水井，初期日注45方，目前日注入量为20方左右。

与Enventure公司实施的四口侧钻井相比，林3侧更11井虽由于地层原因含水量较高，但日产能力仍接近Enventure实施侧钻井的生产能力，商23-侧27井注水能力亦较为乐观，同时大大降低了前期投入和生产成本。

侧钻井膨胀套管完井实施效果评价林3-侧更11井08年8月侧钻水平井分段完井工艺

该工艺技术对需要分层的油层下入套管外封隔器，实现有效的卡封、分层，以满足油井分层处理、开采的要求。该技术的实施可有效保护油层，提高地层产能，并在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用。

侧钻水平井分段完井工艺该工艺技术对需要分层的油层下侧钻水平井分段完井工艺

采用管外封卡封、实现油水层之间的隔离，防止层间干扰，实现不固井完井。1、悬挂筛管完井技术

侧钻水平井分段完井工艺采用管外封卡封、实现油水层之间的隔离引鞋内管封隔器限压阀压缩式管外封隔器侧钻水平井分段完井工艺

分段完井工具引鞋内管封隔器限压阀压缩式管外封隔器侧钻水平井分段完井工艺侧钻水平井分段完井工艺

分层卡封，防止层间干扰，实现油水层之间的隔离。造斜段实施固井，有效封隔油藏顶部水层。可实现封隔器胀封酸洗一体化。2、悬挂筛管顶部注水泥完井

侧钻水平井分段完井工艺分层卡封，防止层间干扰，实现油水层之侧钻水平井分段完井工艺

工艺流程：①下入外管柱，坐在井口；②内管柱接悬挂器后，送入井内；③由下至上胀封管外封和分级箍；④打开分级箍后，固井；⑤憋压打掉球座；⑥循环多余水泥浆，起出内管柱。3、悬挂筛管顶部注水泥不钻塞完井

侧钻水平井分段完井工艺工艺流程：3、悬挂筛管顶部注水泥不钻侧钻水平井分段完井工艺

该完井工艺可以实现油层的分层开采，且不需要钻塞，避免了钻塞对窗口的影响，保证了油层套管的内通径一致，为油井的后期作业提供了便利条件。3、悬挂筛管顶部注水泥不钻塞完井

侧钻水平井分段完井工艺该完井工艺可以实现油层的分层开采侧钻水平井分段完井工艺

技术优势：①集悬挂器和封隔器功能于一身，可防止坐挂后出现水力泄漏；②增大了尾管头部位的通径，有利于后期管柱的下入和油层改造；③坐挂后，勿需倒扣，直接丢手；④可以同时对油层实施分段开采和酸洗解堵作业。4、膨胀悬挂器悬挂筛管完井

侧钻水平井分段完井工艺技术优势：4、膨胀悬挂器悬挂筛管完井侧钻水平井分段完井工艺

目前，已在胜利、新疆、中原、大庆等多个油田先后完成20余口侧钻水平井的完井服务。2005年，在中原油田，采用悬挂筛管顶部注水泥的方式完成了两口高难度侧钻水平井的完井施工，投产效果良好。

濮1-侧平239井管柱示意图侧钻水平井分段完井工艺目前，已在胜利、新疆、中原、大庆等多旋转尾管固井技术有助于尾管的顺利下入到位；解决定向井套管偏心问题，提高顶替效率；有助于防止环空窜流通道的形成；有助于提高固井质量。旋转尾管固井技术有助于尾管的顺利下入到位；

钻井院已开发出三种旋转尾管悬挂器，完成井下模拟试验，正在准备进行现场试验。XW5-3型适用于5-1/2″悬挂3-3/4″、3-1/2″尾管；XW7-4型适用于7″套管悬挂4″尾管；XW9-5型适用于9″套管悬挂5-1/2″尾管。旋转尾管固井技术钻井院已开发出三种旋转尾管悬挂器，完成井下模拟试

技术优势：有效提高水泥浆顶替效率和固井质量；解决尾管重叠段的密封问题；增大内部的有效流动面积；勿需倒扣直接丢手，操作简单方便；采用一体式结构，可有效提高悬挂器的整体强度。膨胀式旋转尾管悬挂器旋转尾管固井技术

技术优势：膨胀式旋转尾管悬挂器旋转尾管固井技术经济效益预测

旋转尾管固井技术带动整个管柱旋转，可提高水泥浆顶替效率和固井质量，增加单井产量以300t计；可有效解决了尾管重叠段的环空密封，为作业者节省与挤水泥、尾管上封隔器相关的费用20余万元；消除了常规卡瓦悬挂器坐挂时对上层套管的损伤，悬挂更可靠，单井延长使用寿命以1年计；增大了尾管头部位的通径，方便了后期的作业和油层改造，按增加3个月产油时间计。经济效益预测旋转尾管固井技术带动整个管柱旋转，可提高水泥浆

该技术依据油井地质情况设计套管外封隔器个数及下入位置，串连在套管尾管上下入井中，用流动性好、侯凝时间长的特定水泥浆胀封封隔器，达到有效封隔各层段目的的完井技术。水泥浆胀封管外封隔器完井技术该技术依据油井地质情况设计套管外封隔器个数及下入位置，①变工具密封为永久的实体密封。②采用机械密封方式，更有效实现层间隔离。③在特殊情况下，可以增加封隔器的个数。上部低压层封隔器1#压力释放区形成的窜槽封隔器2#高压区技术特点水泥浆胀封管外封隔器完井技术①变工具密封为永久的实体密封。技术特点水泥浆胀封管外封隔器完

该技术可适用于灰岩裂缝型油气藏、灰岩孔隙型油气藏、低压易漏失油气藏及不适合采用固井完井的油气藏。1、保护油气藏不受水泥浆的伤害，提高采收率和产量；2、通过将产层隔离成多个层段，提高增产作业的效果。水泥浆胀封管外封隔器完井技术应用效果该技术可适用于灰岩裂缝型油气藏、灰岩孔隙型油气藏、低水泥浆胀封管外封隔器完井技术应用状况在车古区块、纯西区块这两个典型油区推广使用该技术近40口井。①车古201-4井采用该工艺完井后，成功实施了高达70MPa压裂增产作业；②云顶公司桩古10-28井采用该工艺完井后，日产油100余吨。可以在侧钻井完井中广泛推广应用！水泥浆胀封管外封隔器完井技术应用状况在车古区块、纯西区块这两提高水泥石的抗压和抗折强度，降低射孔压裂时水泥环的破裂程度；微膨胀性能，提高第二界面胶结质量；有效防止油井射孔压裂时油气水窜，延长油井的使用寿命。塑性微膨胀水泥浆固井技术

为进一步提高低渗油藏、复杂压力地层固井质量，可在塑性微膨胀水泥基础上加入增韧剂，提高水泥环耐冲击能力。提高水泥石的抗压和抗折强度，降低射孔压裂时水泥环的破裂程度；射孔实验结果电镜扫描照片(a)65℃原浆(2000)(b)65℃3%塑性剂(2000)塑性微膨胀水泥浆固井技术桩1-支平1井返出情况射孔实验结果电镜扫描照片(a)65℃原浆(2000)(b在纯梁、桩西、孤岛等采油厂推广应用200余口井次，固井优质率87%。井号井别投产时间水泥浆增产措施备注梁9-20油井2002.3塑性水泥2002.5酸化压裂目前生产状况良好梁9-22油井2002.3塑性水泥2002.3酸化压裂目前生产状况良好梁9-26油井2001.12塑性水泥2001.12酸化压裂目前生产状况良好塑性微膨胀水泥浆固井技术可以在侧钻井固井中广泛推广应用！在纯梁、桩西、孤岛等采油厂推广应用200余口井次，固井优质率一、前言二、侧钻井存在的问题三、侧钻井完井新技术四、结论与建议目录一、前言目录推广膨胀管在侧钻井完井中的应用增大完井管柱内径，提高作业效率，为后续作业提供手段。结论与建议扩大侧钻水平井分段完井应用，提高单井产量和采收率。对油层进行分层开采，可有效保护油层，提高地层产能，进一步提高采收率。

推广膨胀管在侧钻井完井中的应用结论与建议扩大侧钻水平井分段完

完善现有技术，重点提高固井完井质量应用旋转尾管固井技术提高顶替效率推广塑性微膨胀水泥浆，提高第二界面胶结质量推广扩眼钻井技术，提高固井间隙结论与建议完善现有技术，重点提高固井完井质量应用旋转尾管固井技术提高敬请提出宝贵意见！谢谢！敬请提出宝贵意见！谢谢！2009年3月胜利油田侧钻井完井新技术胜利油田侧钻井完井新技术一、前言二、侧钻井存在的问题三、侧钻井完井新技术四、结论与建议目录一、前言目录前言

侧钻井具有节约投资、中靶精度高、经济可采、剩余油富集规模要求小等优势。特别适合挖掘断块小屋脊、小夹角、小高点、井间滞留区等小规模剩余油富集区，进一步提高储量动用程度和采收率。前言侧钻井具有节约投资、中靶精度高、经济可采、剩余油

自“十五”以来，胜利油田把侧钻井及侧钻水平井做为增储上产的重要手段，充分发挥了侧钻井及侧钻水平井在油田老区开发中的重要作用。已完成侧钻井及侧钻水平井共600余口，总产量达300余万吨，新增可采储量600万吨以上，取得了可观的经济效益和社会效益。前言

实践证明，侧钻井及侧钻水平井同常规生产井相比，在同等增储增产效果下，具有钻井投资少、投资风险低、回收周期短、节约地面建设费用的优势。自“十五”以来，胜利油田把侧钻井及侧钻水平井做为增侧钻井存在的问题井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响；开窗段水泥下沉，造成窗口薄弱；窗口选择局限于泥岩段；小井眼套管内通径小，可选择的打捞工具受限；后期措施受到诸多限制，疏松砂岩油藏无法实现机械防砂、低渗透油藏无法实现压裂尤为突出。

侧钻井存在的问题井斜和井眼尺寸的限制，固井质量受到影响；一、前言二、侧钻井存在的问题三、侧钻井完井新技术四、结论与建议目录一、前言目录侧钻井完井新技术侧钻井膨胀套管完井技术侧钻水平井分段完井技术旋转尾管局固井技术水泥胀封管外封隔器完井技术塑性微膨胀水泥浆固井技术侧钻井完井新技术侧钻井膨胀套管完井技术

膨胀套管作为该井侧钻井段完井套管，上部采用膨胀式悬挂器悬挂及密封，以达到增大侧钻井完井井眼尺寸及提高固井质量的目的，为侧钻井完井提供了一种全新的完井方式。

侧钻井膨胀套管完井原套管膨胀套管系统（近似尺寸）机械性能外径mm内径mm膨胀前初始壁厚mm膨胀后膨胀前膨胀后外径mm内径mm外径mm内径mm通径mm抗内压MPa抗外压MPa抗内压MPa抗外压MPa177.80157.1139.7124.27.72154.3139.5136.3≥50≥35≥45≥25154.8149.3134.5131.3139.70124.2108.0947119.3105.5102.3≥55≥40≥50≥30121.4117.8104100.8膨胀套管作为该井侧钻井段完井套管，上部采用膨胀式悬挂器段铣打水泥塞依侧钻井设计侧钻裸眼扩眼至Φ140mmΦ120mm通井规通井膨胀管下入注水泥固井膨胀作业测井现场施工工序侧钻井膨胀套管完井段铣现场施工工序侧钻井膨胀套管完井侧钻井膨胀套管完井1、提高固井质量扩眼增大井眼尺寸，进而增大尾管与井眼间隙，避免小间隙造成的固井作业困难，从而提高固井质量；膨胀套管完井，先用缓凝水泥浆固井后膨胀，有助于改善固井质量和延长油井寿命。

膨胀管完井的井眼内径达到104.5mm～106mm（常规只有76或82mm），井眼尺寸的有效扩大，可以进行一系列增产措施。

2、有效扩大了生产套管内径技术优势侧钻井膨胀套管完井1、提高固井质量扩眼增大井眼尺寸，进而增3、重叠段具有悬挂及密封双重功能

将套管与地层完全封隔，从而忽略水层对开窗位置的影响，可有效减小裸眼井段的长度。

4、易于射孔、测试、修井等作业以及生产管理等

便于分层开采，可下入直径为100mm的封隔器；可用Ф76mm油管进行各种作业，便于井内打捞、钻塞等复杂作业；可使用大直径测井仪器，提高测井准确度；技术优势侧钻井膨胀套管完井3、重叠段具有悬挂及密封双重功能将套管与地层完全封

在砂二段底层射孔深度能够达到约620mm，提高地层裸露面积约一倍以上，提高油水井的完善程度。

膨胀管完井后可实施机械防砂技术，其有效期可提高1.5倍以上（140d），从而延长生产时间，增加产油量；

可进行机械防砂防砂作业可用89增效射孔枪进行射孔技术优势侧钻井膨胀套管完井在砂二段底层射孔深度能够达到约620mm，提高地层裸露现场应用：

2005年9月，首次在现河采油厂王70-63井进行带有可膨胀螺纹的套管补贴试验。截止2008年底，成功地完成了28口井30井次套管补贴作业和2口侧钻井的膨胀管完井，累计应用膨胀管1281.89m，膨胀螺纹接头164个，膨胀管最大下深为3235.22m。侧钻井膨胀套管完井现场应用：侧钻井膨胀套管完井基础数据最大井斜：23°/100m窗口：878m～903m泥浆密度：1.35g/cm3裸眼扩眼器直径：Φ118mm×Φ140mm膨胀管深度：781.14m～1024.39m，使用膨胀管22根，总长度243.25m，膨胀螺纹23个，为单井应用最长纪录。侧钻井膨胀套管完井林3-侧更11膨胀管完井应用基础数据侧钻井膨胀套管完井林3-侧更11膨胀管完井应用商23-侧27膨胀管完井应用基础数据完钻井深：1768.0m最大井斜：34.0°/100m最大狗腿度44.29°/100m窗口：1575m～1600m裸眼扩眼直径：Φ118mm×Φ140mm膨胀套管深度：1525.55～1761.45m共25根，长235.9m，共膨胀螺纹接头26个，为单井次膨胀螺纹数之最；侧钻井膨胀套管完井商23-侧27膨胀管完井应用基础数据侧钻井膨胀套管完井国内膨胀套管技术在裸眼中的应用一直空白，而国际上也仅有Enventure公司实现了膨胀套管侧钻井完井应用。2008年5月21日，林3－侧更11井成功进行膨胀管完井现场试验，并创造了国产膨胀套管技术施工的最长记录(243.25m），标志着胜利钻井院膨胀套管技术向钻井领域发展取得了重大突破，是国产膨胀管技术现场应用的里程碑。2008年7月4日，在临盘采油厂商23-侧24井完成最大井斜34°、最大造斜率达44.25°/100m的侧钻井膨胀管完井现场应用，一次性膨胀螺纹26个，总长度235.9m，验证钻井院自主研发的膨胀管技术走向成熟。侧钻井膨胀套管完井国内膨胀套管技术在裸眼中的应用一直空白，而国际上也仅有Env侧钻井膨胀套管完井实施效果评价

林3-侧更11井08年8月底投产主力层，初期日液量45方，日产5.3方，累计产油504.6吨；商23-侧27井为注水井，初期日注45方，目前日注入量为20方左右。

与Enventure公司实施的四口侧钻井相比，林3侧更11井虽由于地层原因含水量较高，但日产能力仍接近Enventure实施侧钻井的生产能力，商23-侧27井注水能力亦较为乐观，同时大大降低了前期投入和生产成本。

侧钻井膨胀套管完井实施效果评价林3-侧更11井08年8月侧钻水平井分段完井工艺

该工艺技术对需要分层的油层下入套管外封隔器，实现有效的卡封、分层，以满足油井分层处理、开采的要求。该技术的实施可有效保护油层，提高地层产能，并在降低完井成本和后期作业难度等方面起到了积极作用。

侧钻水平井分段完井工艺该工艺技术对需要分层的油层下侧钻水平井分段完井工艺

采用管外封卡封、实现油水层之间的隔离，防止层间干扰，实现不固井完井。1、悬挂筛管完井技术

侧钻水平井分段完井工艺采用管外封卡封、实现油水层之间的隔离引鞋内管封隔器限压阀压缩式管外封隔器侧钻水平井分段完井工艺

分段完井工具引鞋内管封隔器限压阀压缩式管外封隔器侧钻水平井分段完井工艺侧钻水平井分段完井工艺

分层卡封，防止层间干扰，实现油水层之间的隔离。造斜段实施固井，有效封隔油藏顶部水层。可实现封隔器胀封酸洗一体化。2、悬挂筛管顶部注水泥完井

侧钻水平井分段完井工艺分层卡封，防止层间干扰，实现油水层之侧钻水平井分段完井工艺

工艺流程：①下入外管柱，坐在井口；②内管柱接悬挂器后，送入井内；③由下至上胀封管外封和分级箍；④打开分级箍后，固井；⑤憋压打掉球座；⑥循环多余水泥浆，起出内管柱。3、悬挂筛管顶部注水泥不钻塞完井

侧钻水平井分段完井工艺工艺流程：3、悬挂筛管顶部注水泥不钻侧钻水平井分段完井工艺

该完井工艺可以实现油层的分层开采，且不需要钻塞，避免了钻塞对窗口的影响，保证了油层套管的内通径一致，为油井的后期作业提供了便利条件。3、悬挂筛管顶部注水泥不钻塞完井

侧钻水平井分段完井工艺该完井工艺可以实现油层的分层开采侧钻水平井分段完井工艺

技术优势：①集悬挂器和封隔器功能于一身，可防止坐挂后出现水力泄漏；②增大了尾管头部位的通径，有利于后期管柱的下入和油层改造；③坐挂后，勿需倒扣，直接丢手；④可以同时对油层实施分段开采和酸洗解堵作业。4、膨胀悬挂器悬挂筛管完井

侧钻水平井分段完井工艺技术优势：4、膨胀悬挂器悬挂筛管完井侧钻水平井分段完井工艺

目前，已在胜利、新疆、中原、大庆等多个油田先后完成20余口侧钻水平井的完井服务。2005年，在中原油田，采用悬挂筛管顶部注水泥的方式完成了两口高难度侧钻水平井的完井施工，投产效果良好。

濮1-侧平239井管柱示意图侧钻水平井分段完井工艺目前，已在胜利、新疆、中原、大庆等多旋转尾管固井技术有助于尾管的顺利下入到位；解决定向井套管偏心问题，提高顶替效率；有助于防止环空窜流通道的形成；有助于提高固井质量。旋转尾管固井技术有助于尾管的顺利下入到位；

钻井院已开发出三种旋转尾管悬挂器，完成井下模拟试验，正在准备进行现场试验。XW5-3型适用于5-1/2″悬挂3-3/4″、3-1/2″尾管；XW7-4型适用于7″套管悬挂4″尾管；XW9-5型适用于9″套管悬挂5-1/2″尾管。旋转尾管固井技术钻井院已开发出三种旋转尾管悬挂器，完成井下模拟试

技术优势：有效提高水泥浆顶替效率和固井质量；解决尾管重叠段的密封问题；增大内部的有效流动面积；勿需倒扣直接丢手，操作简单方便；采用一体式结构，可有效提高悬挂器的整体强度。膨胀式旋转尾管悬挂器旋转尾管固井技术

技术优势：膨胀式旋转尾管悬挂器旋转尾管固井技术经济效益预测

旋转尾管固井技术带动整个管柱旋转，可提高水泥浆顶替效率和固井质量，增加单井产量以300t计；可有效解决了尾管重叠段的环空密封，为作业者节省与挤水泥、尾管上封隔器相关的费用20余万元；消除了常规卡瓦悬挂器坐挂时对上层套管的损伤，悬挂更可靠，单井延长使用寿命以1年计；增大了尾管头部位的通径，方便了后期的作业和油层改造，按增加3个月产油时间计。经济效益预测旋转尾管固井技术带动整个管柱旋转，可提高水泥浆

该技术依据油井地质情况设计套管外封隔器个数及下入位置，串连在套管尾管上下入井中，用流动性好、侯凝时间长的特定水泥浆胀封封隔器，达到有效封隔各层段目的的完井技术。水泥浆胀封管外封隔器完井技术该技术依据油井地质情况设计套管外封隔器个数及下入位置，①变工具密封为永久的实体密封。②采用机械密封方式，更有效实现层间隔离。③在特殊情况下，可以增加封隔器的个数。上部低压层封隔器1#压力释放区形成的窜槽封隔器2#高压区技术