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96~2000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，2000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2000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%，2003年于2002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。
