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
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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
[1] 何西宾.侧钻尾管固井技术的推广与应用[J].能源科技，2011（36）
[2] 李明.利用扩孔方法侧钻小眼井的固井质量[J].石油钻采工艺，2006（5）
[3] 蒋海涛.小井眼开窗侧钻固井工艺技术[J].石油钻采工艺，2006（2）
[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）。