水平井扶正器安放优化设计及先导试验

       摘　要：在“十二五”川西工区及外围页岩气藏推进水平井开发模式下，因地质条件复杂、固井工艺技术等条件限制，水平井存在着套管下不到位、水平段固井质量不合格等问题，难以保证水平段长效封固质量。从水平井套管扶正器设计入手，在开展井眼—套管相客性、套管居中及下入摩阻分析上建立了水平井套管扶正器优化设计方法，通过对不同套管扶正器组合下套管下入与居中度分析，形成了水平井扶正器优化方案，指导完成了K8-6HF和X505HF水平井油层套管固井施工，X505HF井水平段固井优良率达91.24％，确保了套管下入和保证水平段固井质量。

       关键词：水平井　套管扶正器　居中度　摩阻计算　先导试验

0　引言

       水平井钻井技术具有扩大油气层裸露面积、提高油气单井产量和提高油气采收率等特点，对于高压低渗或页岩气藏而言，水平井配合分段压裂技术取得了很好的的开发效果。“十二五”以来，川西中浅层及外围页岩气藏加大了水平井开发力度，年部署水平井数10口，由于受工区复杂地质条件、固井工艺技术等客观条件限制，近期完钻水平井存在着套管下不到位、水平段同井不合格等问题，难以保证水平段长效封固质量，直接影响气井长期安全生产。

       前期虽对水平井固井水泥浆及评价方法进行了攻关，试验了多种如KQ系列、塑性膨胀等水泥浆体系并取得了一定成效[1-5]，但对于水平井套管扶正器使用技术而言，目前大多数水平井扶正器安放设计原则上参照SY／T5724—2008《套管柱结构与强度设计》要求，基于套管下入裸眼段内满足最大偏心距要求来试算求解套管扶正器安放间距，未兼顾考虑套管下入与套管居中度。为此，笔者在井眼一套管相容性、套管居中及下入摩阻分析上，结合钻井工程软件及扶正器现场安装特点，建立了水平井扶正器优化设计方法，通过对不同套管扶正器组合下套管下入与居中度分析，形成了水平井扶正器优化方案，指导完成了K8-6HF和X505HF水平井油层套管同井施工，为水平井固井提供了技术保障，确保了套管下入和保证了水平段同井质量。

1　扶正器优化设计技术

1．1　相容性分析技术

       根据实钻井眼轨迹、井径扩大率、套管数据(尺寸、钢级、壁厚等)以及套管扶正器类型等情况，利用相容性模型[6]，对套管串与井眼进行相容分析：①依据实钻井眼情况，计算套管串和井眼两种最小曲率半径，分析不安装扶正器套管能否下入井眼；②结合实际套管扶正器类型和尺寸，以实钻井眼数据计算出允许通过的套管串不变形长度(理解为两扶正器之间的距离)，验证是否满足下入情况。

1．2　扶正器设计技术

       1)选择原则。选用合适的套管扶正器不仅有利于水平井套管顺利下入，而且能提高顶替效率，保证在管外形成均匀的、起良好封隔作用的水泥环。在水平井中套管下入阻力很大，斜井段或水平段偏心严重，要解决下入摩阻和居中度问题，套管扶正器应选择具有高复位力和低移动力的类型(如整体式弹扶正等)。

       2)安放设计。扶正器安放设计主要有安装方式和间距计算，其中安装方式主要有串套管安装、跨接箍安装和串套管固定环安装，其安放间距参照SY／T5724—2008《套管柱结构与强度设计》要求，根据套管柱满足最大偏心距要求，采用从下往上逐步逼近试算法来计算安装间距。①直井段：考虑直井段井斜方位变化小，测井取得井径数据，可参照SY／T5724—2008的要求进行扶正器安放间距设计；②斜井段：由于水平井段未测井取得井径数据等原因，若仍按SY／T5724—2008的标准确定原则来设计安装扶正器，使得安放扶正器数量过多、过密，大大增加套管串刚度，套管存在难以下入预计深度风险，可采用有限元分析方法来设计套管扶正器安装间距。

       3)优化设计。在套管居中和管柱摩阻分析上[7-8]，根据扶正器现场安装特点，开展以套管居中与套管下入为核心的扶正器优化设计方法，对应设计步骤如下：①根据实钻井身结构和完钻通井情况，反演求出套管重叠段和裸眼段摩阻系数；②对照套管扶正器选型原则，确定出各井段套管扶正器类型及现场安放方案；③采用扶正器优化设计方法对不同套管扶正器组合条件下的套管下入与套管居中度分析，在兼顾套管下入与居中度下，优化出水平井套管扶正器安放技术方案。

2　水平井扶正器优化方案及先导试验

2．1　优化方案

2．1．1井眼条件

       以川西中浅层／页岩气水平井为例，设计三次开钻井身结构，靶前距300～350m，水平段长600～1200m，Æ244.5mm技术套管下至斜井段45°左右或A靶点，水平段采用Æ215.9mm钻头完钻下入Æ139.7mm套管，短程起下钻或完钻通井反演摩阻系数0.3(套管内)和0.3～0.5(裸眼段)。

扶正器安放方案：Æ244.5mm套管内使用Æ216mm刚性扶正器，串套管安装，1个／5根；Æ215.9mm裸眼段采用Æ206mm旋流扶正器(或弹性扶正器)，串套管安装。

2．1．2安放优化设计

       1)井眼一套管相容性分析。采用建立的相容性分析技术，对Æ215.9mm井眼—Æ139.7mm套管和安装3类套管扶正器进行了相容性分析，计算了不同井眼曲率下套管串对应的不变形长度，如表1所示。

       从表1可知：Æ139.7mm套管安装3类扶正器，在井眼曲率30°／100m条件下，对应不变形长度都大于10m，结合实钻连续3个点狗腿度不大于300／100m要求，满足套管一井眼相容条件(即1根套管安装1个扶正器)，理论上下套管不会出现硬卡现象。

       2)扶正器优化设计。考虑套管重叠段扶正器安放对套管下入摩阻及居中度影响不大，笔者采用工区内某口实钻水平井(完钻井深3200m、水平段长800m)，对Æ215.9mm裸眼段采用不同套管扶正器安放方案进行对比分析(表2)。采用套管扶正器优化设计技术，利用钻井工程软件对不同套管扶正器安放方案进行了套管居中度与下入摩阻分析(图1、表3)。

       从图1和表3可知，在井眼稳定、保证扶正器质量、做好下套管灌浆、相同井深和下放速度条件下，上述6种裸眼段不同方案套管居中度和下套管摩阻对应关系如下：①1号和2号方案下套管摩阻相差不大，其值为105kN左右，1号方案裸眼段套管居中度为64％，2方案裸眼段套管居中度很低，大部分套管贴下井壁；②3号和4号方案裸眼套管居中度相差不大，为62％左右，但4号方案比3方案下套管摩阻大40kN左右；③5号和6号方案下套管摩阻相差不大，其值为55kN左右，但两种方案裸眼段套管居中度都很低，大部分套管贴下井壁。

对比上述6种方案的优缺点，兼顾套管下入和保证套管居中度，推荐1和3方案，两种方案在确保套管居中度为62％的情况下，套管下入摩阻相差20kN左右。

2．1．3扶正器安放优化方案

       通过Æ215.9mm井眼下Æ139.7mm套管相容性分析、不同套管扶正器组合居中度和下入摩阻分析，结合工区实钻水平井特点，按不同类型裸眼段套管扶正器安放方案优化如下：

       1)斜井段。考虑每根安放扶正器，套管刚度大、易擦挂井壁发生掉块，从利于套管下入考虑，推荐5方案，每两根套管安放1个旋流刚扶。

       2)水平段。兼顾套管下入和保证套管居中度推荐3号和1号方案，其中3号方案适用于垂深较浅的水平井，按两个旋流刚扶+1个双弓弹扶交替、1个／1根安放，1号方案适用于垂深较深的水平井，按1个旋流刚扶+1个双弓弹扶交替、1个／1根安放。

2．2　先导试验及效果分析

       针对前期水平井套管扶正器安放技术难题，近年来结合工区勘探开发进度，形成了水平井套管扶正器安放优化方案，先后指导完成了K8-6HF、X505HF井Æ139.7mm油层套管固井施工，确保了套管顺利下入和保证固井质量。

       1)K8-6HF井Æ139.7mm套管固井试验

本井设计三次开钻结构，采用Æ215.9mm钻头完钻下入Æ139.7mm套管；完钻井深3055m、垂深2212m，水平段长640m，第二次开钻Æ244.5mm技术套管下至井深2234.50m(井斜57°)。

本井为区域第一口水平井，地质条件复杂，实钻轨迹复杂及砂泥岩交错，起下钻摩阻大(35t±)，Æ139.7mm套管设计难度大，存在下不到预计井深的风险，结合本井实钻井眼特点优化设计采用3号方案，下套管摩阻20t±，耗时2.5d将Æ139.7mm油层套管下至井深3053.33m，保证了后期作业施工井筒条件。

       2)X505HF井Æ139.7mm套管固井试验

本井设计三次开钻结构，采用Æ215.9mm钻头完钻下入Æ139.7mm套管；完钻井深4049m、垂深2962m，水平段长907m，第二次开钻Æ244.5mm技术套管下至井深3140.87m(A靶)。

本井为页岩气水平井，为满足套管分段压裂水平段同井质量要求，结合本井实钻井眼特点，从提高套管居中度优化设计采用1号方案，将套管下至井深4048m，配合水泥浆体系及配套技术，水平段3141～3963m同井质量优良率达91.24％(优54.74％、良36.50％、合格4.50％、不合格4.26％)，保证了良好的井筒条件。

3　结论与建议

       1)根据水平井固井实践分析，认为套管扶正器参照SY／T5724—2008《套管柱结构与强度设计》要求设计，大斜度和水平升段扶正器安放存在不合理性，未兼顾套管下入与套管居巾度。

       2)在开展套管—井眼相容性、套管居中及下入摩阻分析上，结合钻井工程软件及扶正器现场安装特点，建立了水平井套管扶正器优化设计方法，优化形成了水平井扶正器安放方案。

       3)利用水平井套管扶正器安放优化方案，指导完成了K8-6HF和X505HF水平井油层套管同井施工，套管均顺利下至预计井深，X505HF井水平段同井优良率达91.24％，表明了该方案具有很好的适用性，能为水平井提高同井质量提供技术保证。

参考文献

[1]朱礼平，李群生，张继尹，等．川西沙溪庙组水平井同井技术难点及对策[J]．钻采工艺，2014，37(1)：18-20．

[2]朱礼平，廖忠会，刁素，等．川西水平井水泥浆防气窜评价方法[J]石油钻采工艺，2012，34(1)：60-62．

[3]郑国生，朱礼平，李群生，等．塑性膨胀防气窜水泥浆体系研究与应用[J]．石油钻采工艺，2013，35(5)：52-55．

[4]孙玉平，陆家亮，巩玉政，等．我国气藏水平井技术应用综述[J]．天然气技术与经济，2011，5(1)：24-28．

[5]唐洪卫，刘伟，李辉，等．川两浅层长水平段水平井井身结构优化与应用[J]．天然气技术与经济，2014，8(1)：46-48．

[6]朱礼平，肖国益，廖忠会，等．模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用[J]．天然气工业，2010，30(1)：83-85．

[7]付建红，黄贵生，杨志彬，等．水平井套管扶正器合理安放位置计算川西南石油大学学报，2008，30(6)：89-91．172．

[8]王西贵．套管扶正器优化设计研究[D]．西安：西安石油大学，2012．

本文作者：朱礼平

作者单位：中国石化西南油气分公司工程技术研究院