下载文档原格式
第八章套管开窗侧钻技术概述侧钻技术在国外起始于三十年代，于八十年代得到深入发展。
我国于八十年代开始研究侧钻技术，十年间内迅速成熟起来。
该项技术在全国各油田得到了广泛的推广应用，并取得了明显的经济效益和社会效益，成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。
井眼的侧钻技术一般分为两种类型，一是裸眼井内侧钻技术，即在裸眼井内打入水泥造成人工井底然后側钻或条件允许时直接进行悬空侧钻形成侧向井眼的工艺技术。
二是套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。
侧钻技术是在普通定向钻井技术的基础上发展起来的，除具有普通定向井和水平井的共性之外，也有其自己的独特性，正是这些独特性才形成了专门的侧钻工艺技术。
侧钻的主要目的是实现：“死井复活”、提高采收率、降低成本。
侧钻技术主要应用于：（1）钻井过程中套管内有落鱼或落物而无法打捞不能继续进行钻井、完井作业。
（2）钻井及采油过程中套管变形，影响生产。
（3）采油过程中砂堵砂埋严重，通过修井作业无法恢复生产的井。
（4）直井落空，偏离油层位置，经勘探其周围还有开采价值油藏。
（5）有特殊作业要求的多底井和泄油井等。
（6）油田开发后期，已无开采价值的井，为了节约钻井成本，充分挖掘潜力，利用原井眼开窗侧钻成定向井开采边角油气藏。
开窗工具主要分为两大类：一是锻铣式开窗工具，主要由锻铣器和锻铣刀片组成。
二是斜向器式开窗工具，分为：a.固定地锚斜向器式b.一体化式地锚斜向器。
两种类型。
主要由地锚总承、斜向器总承、和磨铣工具组成。
本章着重对套管开窗技术进行介绍，讲述了套管开窗的原理、专用工具及其现场使用。
第一节锻铣开窗侧钻工艺一、套管锻铣器的结构设计和工作原理套管锻铣器的结构见图8—1，主要由保护接头、壳体、泵压显示装置、活塞总成、弹簧、刀片、下扶正器组成。
其工作原理为：图1 短线器结构示意图锻铣器下入设计井深后，启动转盘、开泵。
123在渤海油田滚动式勘探开发的背景下，套管开窗侧钻技术在低效井调整再利用、事故处理和多目标系统勘探等方面逐步得到了的应用，实现了低效井复活、提高采收率、降本增效、实现多目标勘探的目的。
套管开窗的方法主要有两种，即斜向器开窗法和铣套管开窗法。
斜向器开窗工具费用高，但开窗作业时间相对锻铣套管短，因此针对海上钻井作业日费高的情况，使用斜向器开窗侧钻方法可以降低综合作业成本。
两种开窗方式在工艺方面存在一定差异，但技术原理基本相同。
以下分别介绍斜向器开窗的作业准备及技术要求，然后通过海上钻井具体实例介绍套管开窗的原理、专用工具及其现场应用。
1 侧钻窗口位置的设计和优化侧钻窗口位置的选择要综合考量原井套管的完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、地质设计、开窗方式、工具造斜能力等因素。
侧钻位置的选择宜以利用稳定性好且较长的老井眼、节约钻井成本、缩短钻井周期、保证钻井施工安全、延长油井的有效寿命、提高油井产量为总原则。
具体实施可以归纳为以下几点：（1）选择侧钻的位置尽可能深。
侧钻位置以上的套管必须完好，无破裂、变形、漏失等，窗口应选择在固井质量较好、井斜较小的井段，同时避开套管接箍2~3m。
（2）如若采用锻铣的方式进行开窗，要保证侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性好，这样既便于造台肩和钻出新井眼，同时又不易回到老井眼。
（3）侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层，尽量避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；尽可能避开射孔井段，以保证开窗和钻进施工安全。
（4）对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井，在开窗窗口位置选定时，要综合考量侧钻效果。
开窗位置通常选在距射孔井段30m以上。
参考井史与测井资料，窗口位置应满足方位、造斜点、井眼曲率、水平位移等综合参数的要求。
2 开窗前资料校核及技术要求2.1 开窗前资料校核核实并明晰原井眼套管数据。
核实套管的尺寸、重量和材质，选择合适的斜向器磨铣工具。
套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期，我国各油田开始研究、应用侧钻井技术，采用侧钻井技术能够减少调整井施工，节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用，具有广阔的应用前景。
侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差(套管变形或损坏、井下落物)；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油，增加可采储量；老井加深，开发或勘探深层系油藏。
一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产，由于套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，造成原油及天然气产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。
为了降低钻井综合成本，特别是有效的利用现有井眼，发挥老井潜力，国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用。
经过几年来的不断发展，这一技术已日趋成熟和完善。
开窗侧钻技术就是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。
因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源，在今后数年仍具有广阔的应用前景。
二、侧钻井设计、施工的相关原则由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同，如何有效利用套管开窗侧钻技术，提高油藏开发效果，需要做大量的研究工作，这主要包括钻井设备优选配套，井眼轨迹设计、监测和控制，钻井液、完井液选型及现场处理维护，完井固井施工及测井射孔等，以形成一套适合各油田的侧钻井技术。
1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。
侧钻位置的优选应以尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则。
用于此项作业，优化水力参数，对钻头及磨铣工具的摩阻进行精准计算，可有效保证现场作业顺利进行[2]。
1.2 短半径水平井开窗技术短半径水平井钻井技术是剩余油气深度挖潜、增大储层暴露程度的一项提采措施[3]。
其开窗作业多采用小尺寸钻杆或连续油管，主要技术难点在于井眼轨迹的全角变化率大，轨迹调整余量小；在井斜较大井段增加了控制轨迹的难度。
针对上述情况，在作业过程中，应遵循“勤调少滑”原则，使井段保持连续平滑的状态。
在钻具组合方面，可适当倒装钻具，确保钻具悬重，保证造斜成功率。
在作业过程中如需更换底部钻具组合，应当选取刚性相近的工具，可有效避免井下复杂情况。
若底部钻具组合中有带弯角的螺杆钻具，在过窗口时应当关注工具的工具面，若难以通过，可采取小角度旋转钻柱的方式缓慢通过。
1.3 套损井侧钻修井技术在油气井长期开采过程中，套管受损情况较为多见。
传统修复方式工期较长，且修复效率较低，难以满足实际生产需求。
套损井侧钻修井技术可起到良好的修复作用，使受损油井再焕青春。
该技术的原理是将老井内部分套管捞出后，再进行侧钻作业，完钻后进行常规的下套管及固井作业[4]。
在此项作业中，值得关注的是新、老井眼的防碰问题，当新井眼进入新地层后，应与老井眼尽快分离，在作业过程中，应及时关注测斜数据，与老井数据进行实时模拟，避免发生碰撞事件。
1.4 大斜度井套管开窗侧钻技术大斜度井的套管开窗侧钻技术与普通常规井的套管开窗侧钻技术有着较大区别，由于其井斜较大，会给开窗带来诸多问题，如：下钻时，开窗工具与套管之间的摩阻较大，会使斜向器上的销钉因应力疲劳而提前剪切，导致提前座挂；大斜度井0 引言随着开窗侧钻钻井技术及工具的不断发展，以工程人员对现场施工作业的攻关和探索实践，套管开窗侧钻工艺水平日趋成熟。
套管开窗侧钻技术指的是利用斜向器及磨铣等工具，在现有井眼的前提下，从某特定深度在套管内侧钻一新的井眼，在新井眼钻井完成后，进行下尾管及固井作业。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术套管开窗侧钻技术是一种常用于水平井井眼轨迹控制的方法。
在传统的钻井中，钻井井眼的轨迹通常是直线或者近似直线，这样的钻井方式无法满足一些特殊的需求，比如需要在特定地层进行储层选择或者方便后续的水平井钻探等。
套管开窗侧钻技术可以通过在套管上开一个或多个侧孔，使得井身与地层呈一个特定的角度，从而实现特定轨迹的控制。
套管开窗侧钻技术的实施步骤通常包括以下几个方面：1. 地质条件评估：在实施套管开窗侧钻之前，需要对钻井地点的地质条件进行评估。
根据地质条件的不同，选择合适的开窗方向和位置，以及合适的工艺参数。
2. 套管设计和制备：根据前期的地质条件评估结果，设计和制备合适的套管。
套管的设计要能够支持侧钻的需求，并且要能够满足井眼的稳定性和强度要求。
3. 套管上开孔：根据套管设计的需求，在套管上开相应数量的侧孔。
开孔的位置和角度要根据地质条件、轨迹控制要求和工艺参数来确定。
开孔可以使用电火花或者其他适当的方法进行。
4. 侧钻动力系统设计：设计合适的侧钻动力系统，以提供足够的动力和扭矩来实施侧钻操作。
动力系统的设计要考虑到钻头的选用、钻具的强度和稳定性等方面。
5. 井眼轨迹控制：通过合理的控制侧钻工艺参数，如转速、进给速度、注浆压力等，来控制井眼的轨迹。
根据地质条件和开窗方向的不同，需要不断地调整工艺参数来实现预期的井眼轨迹。
套管开窗侧钻技术可以广泛应用于水平井的开发和生产中。
通过合适的开窗方向和位置，可以实现更好的储层选择和开发效果。
与传统的直井井眼相比，套管开窗侧钻技术能够更好地满足复杂地质条件下的需求，并提高钻井的效率和效果。
套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术随着石油工业的发展，对于油田开发的要求也越来越高。
传统的直井钻井技术已经不能满足对储层的开采需求，因此水平井技术应运而生。
套管开窗侧钻水平井是一种常用的油田钻井技术，它在垂直井井眼的基础上通过侧向开窗和钻进水平段，实现了在地层中更大范围的水平井井眼。
水平井井眼轨迹控制技术一直是该技术面临的难点之一。
本文将介绍套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术的相关内容。
一、套管开窗侧钻水平井简介套管开窗侧钻水平井是指在已钻进的垂直井井眼内，通过套管侧向开孔，并在开孔处向侧向钻进水平段，形成水平井井眼。
这种技术适用于那些无法通过传统方式直接在地层中打井的情况，例如地质条件复杂，需要避开敏感地层或者地下设施等。
套管开窗侧钻水平井在提高油田开采效率、降低钻井成本和减少环境影响方面具有明显的优势，因此备受油田开发者的青睐。
在进行套管开窗侧钻水平井时，井眼轨迹的控制是至关重要的。
一方面，井眼轨迹的控制影响着后续井筒建设和油层开采的质量和效率；良好的井眼轨迹控制也可以减轻钻井过程中的风险和难度。
传统的套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术主要包括测量、数据处理和导向技术。
1. 测量技术在进行套管开窗侧钻水平井时，需要对井眼轨迹进行精确测量。
常用的测量方法包括地磁测量、地震测量和测斜测井。
地磁测量是利用地磁仪测量磁场分布，通过分析地磁数据来确定井眼轨迹。
地震测量是通过发送地震波并接收地震波返回的信息，根据接收的地震数据来确定井眼轨迹。
测斜测井是通过在井眼内安装测斜仪来获取井眼轨迹的实时数据。
这些测量技术可以有效地获取井眼轨迹的信息，为后续的数据处理和导向技术提供依据。
2. 数据处理技术获得的井眼轨迹数据需要进行处理和分析，以便得到准确的井眼轨迹信息。
数据处理技术包括数据解释、数据融合和数据分析。
数据解释是根据测量技术获取的原始数据，通过对地质信息和井眼特征的分析，对井眼轨迹数据进行解释和处理。
数据融合是将不同测量技术获取的数据进行整合和融合，以提高井眼轨迹数据的精度和准确度。
套管开窗侧钻技术及应用从20世纪90年代初期，我国各油田开始研究、应用侧钻井技术，采用侧钻井技术能够减少调整井施工，节省征地、道路建设、采油及地面工程等费用，具有广阔的应用前景。
侧钻井技术主要应用在以下几种井况：井下技术状况差(套管变形或损坏、井下落物)；采油井不出油或低产井；老井油层互窜或油层高含水；调整井网挖掘剩余油，增加可采储量；老井加深，开发或勘探深层系油藏。
一、油田开发的现实需求——套管开窗侧钻技术国内各老区油田经过较长时间的开发生产，由于套管变形或损坏、井下落物事故不易处理，以及井下水锥或气锥等多种原因的影响，陆续有部分油水井已不能维持正常生产，造成原油及天然气产量逐年下降，严重威胁到油田的正常生产。
为了降低钻井综合成本，特别是有效的利用现有井眼，发挥老井潜力，国内油田加强了小井眼开窗侧钻技术的研究与应用。
经过几年来的不断发展，这一技术已日趋成熟和完善。
开窗侧钻技术就是利用老井井眼对油藏进行再开发挖潜，并充分利用老井原有的一些采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺，从而延长老井使用寿命，提高原油产量，同时还可利用老井的井眼大幅度降低施工成本，缩短施工周期，提高综合经济效益。
因而开窗侧钻二次开发老井的油气资源，在今后数年仍具有广阔的应用前景。
二、侧钻井设计、施工的相关原则由于各油田油藏埋深、储层物性、地质特点、套管程序有着诸多不同，如何有效利用套管开窗侧钻技术，提高油藏开发效果，需要做大量的研究工作，这主要包括钻井设备优选配套，井眼轨迹设计、监测和控制，钻井液、完井液选型及现场处理维护，完井固井施工及测井射孔等，以形成一套适合各油田的侧钻井技术。
1、窗口位置的优化设计侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。
侧钻位置的优选应以尽量利用较长的老井眼、缩短钻井周期、节约钻井成本、保证钻井施工安全、延长油井有效寿命、提高油井产量为总原则。
具体可以归纳为以下几点：(1)侧钻位置要尽可能深；侧钻位置以上套管完好，无变形、破裂和漏失，窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，并避开套管接箍2—3m。
(2)若采用锻铣方式开窗，侧钻位置及以下至少20m之内地层稳定、可钻性要好，以便于造台肩和钻出新井眼，并且不易回到老井眼。
(3)侧钻位置应尽量选择在砂岩或非膨胀泥岩地层，最好能避开膨胀页岩和岩盐井段、避开老井的水淹区；侧钻位置应尽可能避开射孔井段，保证开窗和钻进施工安全。
(4)对于出砂严重、窜漏和射孔后套管破裂而需要开窗侧钻的油井，在开窗窗口的位置选定时，要综合考虑侧钻效果。
一般开窗位置选在距射孔井段30m以上。
(5)对比井史与测井资料，窗口位置应满足方位、水平位移、造斜点、井眼曲率等综合参数的要求。
2、钻井设备配套套管开窗侧钻的钻井设备配套有两种：一是修井机配套，另一种是钻机配套。
选用修井机配套进行套管开窗侧钻，具有转速易控制、钻井消耗低等优点，但也存在动力连接单一、处理复杂事故能力低等缺点；而使用钻机配套具有动力强劲、处理复杂事故能力强的特点，但同时钻井消耗高，设备搬按都十分不方便。
一般情况下，套管开窗侧钻小井眼采用修井机配套，大井眼采用钻机配套。
3、工程优化设计套管开窗技术有两种：一种是采用锻铣器的锻铣开窗技术，另一种是采用铣锥的磨铣开窗技术。
磨铣开窗相对于锻铣开窗具有周期短，对钻井液性能和水泥环质量要求低，且事故少等优点，因此目前主要采用磨铣开窗的方式。
井眼轨迹优化设计，根据原井眼轨迹，靶点坐标、完钻垂深、最大水平位移、靶前距、入窗要求、水平段钻进的要求，原井允许的窗口位置和定向造斜工具的造斜能力等，合理选择造斜点、剖面类型和井眼曲率，并利用计算机软件优化设计出能满足钻井、完井、测井、井下作业和采油需要的井眼轨迹。
实践证明：侧钻定向井采用“增一稳”剖面，有利于钻压和扭矩的传递及井眼轨迹控制。
侧钻水平井采用“增一稳一增一稳(水平)”剖面，这种剖面在施工中井眼轨迹控制有充分的调整井段，可以适时弥补工具实际造斜率的误差。
在确定造斜率时，第二个造斜率取得比第一个造斜率低，这样在后期油藏位置发生变化时有利于调整。
三、钻井施工1、井眼的准备(1)使用陀螺测量仪进行原井轨迹复查。
(2)下钻通径，检查套管有无变形和破损，注水泥封住原井欲开窗口的以下井眼，并按要求进行试压(15Mpa稳压10min)。
(3)根据原井眼的陀螺数据和新井眼的设计方位确定斜向器的方向，并用钻柱送入预定位置，用陀螺仪测量、确定斜向器的方向。
2、开窗作业磨铣开窗作业采用的铣锥，主要由镶有硬质合金的铣锥体、排水槽、水眼、接头等部分组成。
磨铣过程可分为四段：一段起引导作用、二段是磨铣套管的主要段、三段起稳定铣锥扩大窗口作用、四段起修整窗口作用。
铣锥下到预定位置后，钻具在转盘驱动下带动铣锥旋转，在斜向器的作用下，铣锥沿着斜向器斜面方向对套管进行定点磨铣，将斜面所对应的套管部分磨铣掉，形成窗口。
现场施工时，一般采用复式铣锥开窗，先开泵循环洗井，开始要轻压慢转，然后中压中速磨铣，待铣锥磨铣出一个均匀接触面后，使铣锥沿套管内壁均匀磨铣，至铣出套管后，轻压高速定点快速铣进，长度等于一个铣锥的长度。
完成开窗后，如果发现窗口有挂卡现象，可高速轻压修窗，直至无挂阻现象起钻。
整个过程中钻井液上返速度均应大于0.6m/s，否则磨铣套管过程中铁屑不易携带出来（∮139.7mm的油层套管）。
完成开窗后，一般要起钻换钻头通井检查窗口质量，并沿窗口钻出20—30米新井眼（试钻），一切正常方可起钻进行定向施工。
3、井眼轨迹监控井眼轨迹监控采用的主要仪器有：有线随钻测量系统、无线随钻测量系统（MWD）、EMS电子测量系统、陀螺测量系统。
井眼轨迹控制因井段不同而采取不同的钻具、钻进方式等，各井段的钻井参数为：钻压10一50KN，泵压10—16Mpa，排量8一10L／s。
(1)造斜、增斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十单弯动力钻具十定向接头十无磁钻铤十钻杆。
钻进方式：滑动钻进。
监测方式：为了避免磁干扰，一般采用陀螺测量系统进行定向施工，条件不具备时，也可以采用有线随钻测量系统或MWD进行定向作业和稳斜段的监测。
(2)稳斜段井眼轨迹控制钻具组合：钻头十无磁钻铤十加重钻杆+钻杆）。
钻进方式：转盘旋转钻进。
采用上述组合，稳斜段钻进时往往达不到稳斜的效果，若裸眼段长需要多次调整井斜、方位。
辽河油田钻井一公司设计、加工的近钻头扶正器稳斜效果很好。
国内其他油田如胜利、江苏、中原则多采用上述组合表1、江苏油田套管开窗侧钻井主要技术指标四、钻井液及完井液1、钻井液与完井液的特点由于小井眼钻井环空间隙小，钻井液在环空呈紊流状态，环空阻力大，环空压耗增加，使泵压升高，排量受到限制，因此对钻井液性能要求比较高，一般要求钻井液要具有如下性能：能够在较低的排量下清洗井底，悬浮和携带岩屑；具有较低的滤失量；良好的造壁性、较强的防塌能力；具有良好的润滑性能，较低的摩擦系数，并能防止井漏，很好地保护油气层。
因此优化环空流型，调整流变参数，搞好现场维护处理是钻井液与完井液技术的关键，也是开窗侧钻井施工成败的关键。
2、主要的应用体系目前，国内油田套管开窗侧钻井主要应用了三种钻井液体系：一是正电胶钻井液体系，在开窗井段采用正电胶聚合物体系提高钻井液动切比和携岩性能，进入储层后采用正电胶乳化原油聚磺体系提高钻井液润滑性能；二是低密度油基钻井液体系，主要应用于小井眼套管开窗侧钻大斜度井欠平衡钻井中；三是最新推出的小井眼聚合醇钻井液体系，在小井眼侧钻水平井中应用，以进一步提高了钻井液的润滑性能。
在油层保护方面，坚持使用较为成熟的屏蔽暂堵技术，根据侧钻井的特点，优选暂堵剂类型。
五、完井技术套管开窗侧钻井完井方式主要有两种：侧钻定向井采用尾管悬挂完井；侧钻水平井采用尾管悬挂筛管顶部固井完井。
1、完井技术发展现状目前常规尾管固井技术已经比较成熟，使尾管固井作业向着安全、技术易掌握、施工方便、可靠性强、固井质量好、成本更加低廉的方向发展。
随着开窗侧钻技术的发展，侧钻井也大多采用尾管或尾管内管并注水泥浆完井，但是由于该技术发展时间短、侧钻尾管固井技术的特殊性，还存在许多技术难题，造成开窗侧钻尾管固井质量不高。
2、主要技术难题(1)小井眼开窗侧钻尾管固井工具不配套。
(2)尾管悬挂器在上层套管内座挂难度大。
由于上层套管内壁磨损腐蚀严重，都有不同程度的直径变化、挤扁、椭园、或腐蚀有孔洞，给尾挂悬挂器座挂成功带来困难。
(3)下尾管施工和固井注水泥作业困难；环空间隙小，循环阻力大，如果水泥浆量多，环空水泥浆液柱高，易因井漏造成水泥低返。
(4) 环空间隙小，不利于套管扶正器的使用。
(5) 不碰压尾管固井，井下留水泥塞。
在小套管内钻水泥塞不仅费时费力，而且还容易出现难以处理的复杂情况，甚至还要破坏原本就很薄弱的水泥环，影响固井质量。
(6)尾管重量轻，地面判断井下困难，尾管串不宜“丢手”。
内管柱双向阻流尾管固井技术和碰压式尾管固井技术，实现了在侧钻井固井时尾管内不留水泥塞,提高了侧钻井完井技术水平。
3、尾管固井技术的改进(1)、碰压式尾管完井技术该工艺主要特点有：在下套管过程中，允许中途循环钻井液，采取胶塞碰压座封及脱挂，不使用转盘倒扣，适合深井及大斜度井的完井施工。
悬挂器采用储能弹簧，坐封位置可任意选定。
(2)倒扣工艺技术倒扣工艺过程采用先例扣后注水泥的方式，防止注水泥完成后悬挂器脱不开的严重后果。
(3)循环冲洗工艺技术实现全通径不钻水泥塞尾管固井，解决了尾管固井后悬挂器喇叭口留水泥塞的问题。
该工艺技术的实施以可靠的碰压作为前提条件，在碰压完成后，对管内实施憋压并高于悬挂位置循环压力3一5Mpa，缓慢上提送入管柱，当上提到管内压力下降时停止上提并立即开泵循环冲洗，此时悬挂器密封装置刚刚脱离，对回接筒以上混浆和水泥浆进行循环冲洗两周以上，从而实现了悬挂器喇叭口的全通径要求。
(4)使用非离子表面活性剂进行清洗，消除在井壁和管壁上形成的油膜，形成水湿性，保证了水泥的胶结质量；(5)配备应急接头由于尾管较短等原因，施工中有时难以判断尾管是否脱开，而反复拔插中心管易导致中心管堵塞器损坏，不能保证密封。
这时可将中心管起出，用应急接头替换堵塞器重新下入，确保施工成功。
(6)中心管冲洗式尾管固井工艺技术中心管冲洗式固井工艺技术的特点是：(1)采用内管循环冲洗法清除多余水泥浆，避免了风险；(2)能够达到不留水泥塞的目的；(3)固井施工不用精确计量替量，降低了固井施工的难度；(4)降低了固井施工的替浆压力，保证了施工的安全。
江苏油田马侧22井、马侧13—1井及扬侧12—2井实施了尾管冲洗式尾管固井工艺技术，马侧22井是该固井工艺技术在江苏油田应用的第l口井，井深1706m，最大井斜46°，套管下深1698m，水泥浆返高1066m。
