延长石油浅层大位移水平井固井技术
大位移水平井钻井关键技术研究
大位移水平井钻井关键技术研究发布时间：2022-01-19T08:29:16.711Z 来源：《防护工程》2021年30期作者：韩旭[导读] 大位移水平井钻井技术虽然从出现开始就为人类的生产建设提供了诸多方便，但在实际操作的过程中却受制于环境、工程技术、工具、机械设备等方面诸多的约束，而无法充分地充分发挥自身的功能。
身份证号码：4102231XXXX1263114；中石化中原石油工程有限公司钻井二公司河南濮阳 457001摘要：大位移水平井的钻井工艺技术于20世纪90年代进入到中国后，便应用在近海油田开采、滩海油田及其地质环境比较复杂的环境之中，进行石油开发。
由于在施工过程，受到了环境、技术条件等多种原因的直接影响，经常出现工期长、成本高的问题。
要克服上述问题，并确保大位移水平井钻井工程的成功实现，便要深入研究其工艺技术，并针对施工过程中的重、难点问题逐个分解处理，以此提升大位移水平井钻取技术在操作与运用上的水平，为油田产业的健康稳健发展提供了保证。
关键词：大位移；水平井钻井；关键技术大位移水平井钻井技术虽然从出现开始就为人类的生产建设提供了诸多方便，但在实际操作的过程中却受制于环境、工程技术、工具、机械设备等方面诸多的约束，而无法充分地充分发挥自身的功能。
因此为了克服上述问题，中国一直都在探寻着克服大位移水平井钻井技术困难的办法，本文将简单阐述大位移水平井的钻取技术的重要意义和在实际使用过程中存在的技术困难问题，并根据上述问题进行了具体分析，给出可行的处理对策，希望为破解大位移水平井钻井技术难题有所贡献。
一、大位移水平井钻井关键技术发挥的价值大位移的水平井钻取工艺技术可合理调节石油含量面积，使单井的产出最优化，大位移的水平井钻取工艺主要是对井围轨迹控制、井围清洁工艺技术、减摩降扭工艺技术、旋转导向钻井技术、井壁稳定技术等关键工艺，现已成熟地运用于大港、中原等重要油田，使钻成定向井的最大位移达到了2000m[1]。
楼平3井超浅层大位移水平井钻井技术
[收稿日期]2008204212 [作者简介]祁东升(19722),男,1993年大学毕业,工程师,现主要从事钻井工程技术方面的研究工作。
楼平3井超浅层大位移水平井钻井技术 祁东升,李 立 (河南油田分公司第二采油厂,河南南阳473132) 孙三军,王虎臣 (河南石油勘探局钻井公司,河南南阳473132) 魏中琳 (河南石油勘探局开发事业部,河南南阳473132)[摘要]井楼油田拥有丰富的浅层稠油资源,采用常规直井钻机钻浅层稠油水平井开发因地面距离目的层垂直井段短,使得钻井完井工艺面临一些特定的技术难题。
楼平3井是河南油田的一口超浅层中短半径大位移水平井,防碰绕障问题比较严峻,施工难度较大。
针对施工难点,采取了相应的技术措施,实现了安全优质钻井,该井完钻井深569m ,完钻垂深184134m ,井斜88129°,水平位移453195m ,位垂比2139,成为当时国内应用常规直井钻机所钻位垂比居二的水平井。
对类似浅层大位移水平井施工有着重要的借鉴意义。
[关键词]超浅层;大位移水平井;中短半径;钻井液;套管加压[中图分类号]TE243[文献标识码]A [文章编号]100029752(2008)0320289203河南油田拥有丰富的浅层稠油资源,井楼油田稠油油藏埋深浅,最浅埋深在150～190m 左右,限于油藏条件和储层认识以及工艺能力,目前仍以直井和斜直井热采为主要开发方式。
新疆油田在克拉玛依钻成斜直水平井[1],但实际应用表明,应用斜井钻机钻成的浅层稠油斜直水平井存在一些明显不足:①斜井钻机作业费用昂贵,不能满足经济开发浅层稠油油藏的需要;②因斜井钻机本身的设计问题,使 445mm 钻头和扶正器的连接下入极为困难,同时还使得 33917mm 表套和 17718mm 技套的井口丝扣连接作业也极为困难;③由于井口段是斜直段,需配斜采油树、斜抽油机及斜修井机,在井口处抽油杆摩阻大,易磨损,井口倾斜给采油和修井带来诸多不便,同时大大增加了采油和修井的成本。
浅层大位移水平井钻井关键技术及应用
2821 前期实践通过现场调研东方气田已钻井水平井，典型的井眼轨迹设计是：造斜段—稳斜段—着陆段—水平段地质导向；井身结构是：打桩锤入φ609.60mm桩管（泥面以下60-70m）+φ444.50mm井眼×φ339.73mm套管（1200m左右造斜段或稳斜段）+ φ311.15mm井眼×φ244.48mm套管（着陆储层）+ φ215.90mm井眼×φ139.70mm筛管（水平段）。
东方气田早期开发项目为井深3000m左右常规水平井，储层压力系数1.01-1.03，上部地层起下钻困难、中途循环往往返出大量泥团，常有井漏、卡钻、卡套管事故发生，作业时效很低。
东方气田调整井水平井长度增加到3500~4000m，储层的压力系数会缓慢降低至0.57~0.86，经过钻井方案调整和优化，但是效果未取得改善，卡钻、卡套管事故井占总井数比例仍高达50%，其中，有两口大位移水平井因发生储层恶性井漏而不得不提前完钻，加上井下复杂等情况两口井超计划工期50多天。
对于日费超过150万元的海洋钻井工程而言，东方气田钻井技术亟待进一步完善和提高。
2 钻井难点2.1 桩管鞋至海底易窜漏前期开发项目 φ762.00mm隔水管采用锤入方式安装，不固井，入泥约60~70m，槽中心距仅2000mm，漏失发生在大多数井钻出桩管鞋后。
X 1-A 9井 φ444.5mm井段，从359m到1105m钻进过程中，在井口处一直是失返状态，期间多次短起下验证为桩管鞋至海底串通，被迫在井口无返出情况下钻进、起下钻、下套管和固井。
2.2 轨迹控制难度高表层 φ444.50mm井段乐东组造斜段大段泥岩极软、粘性强，0-2T钻压下机械钻速高达150-300m/h，旋转钻进降斜5～6°/30m；乐东组底部至莺歌海组两段泥岩突变为旋转钻进微增斜。
莺歌海组泥岩在φ311.15mm井段稳斜和着陆段表现出的是软、粘的特征，方位的偏移左右不定。
水平钻井固井技术重难点详解
水平钻井固井技术重难点详解一、水平井固井主要存在以下难点1、中原油田属于复杂的断块油气田，地层复杂，压力系统差异大，所钻井眼轨迹变化异常。
2、水平井钻井作业对固井质量影响大，为稳定井壁需要用高密度的钻井液，这会使水泥浆顶替钻井液更加困难，在大斜度井段和水平井段常用油基钻井液，这就需要足够的化学冲洗液来恢复水润性，以便提高水泥和井壁的胶结强度，在大斜度和水平井段钻井中需提高粘度钻井液来有效清洗井眼，从而降低了水泥浆顶替效率，由于高密度、高粘度和高切力钻井液在大排量循环下容易引起井漏，给固井作业带来困难，在水平井钻井过程中常常会形成键槽和椭圆形井眼，造成不规则井眼并使井径扩大，从而大大降低了注水泥时顶替效率。
3、井斜度对水平井固井质量的影响室内试验和现场经验证明，处于大斜度井段和水平井段的套管和管外环形空间，在注水泥作业中，管柱下部都存在泥浆窜槽问题，这是因为泥浆中重晶石颗粒和其他固相物体沉降而影响水泥浆顶替效率的结果。
4、套管下入困难在大斜度井段和水平井段对井壁的侧压力很大，从而大大增加了下套管摩擦阻力，使套管很难顺利下至预定位置，尤其是较浅的水平井更为突出。
5、套管偏心对固井质量的影响套管在井筒内的偏心会直接影响注水泥作业的质量，因为要想把套管靠近井壁处的泥浆顶替干净几乎是不可能的，因此，提高套管在大斜度井段和水平井段的居中度十分重要。
6、水泥浆性能影响水泥浆的沉降稳定性和水泥浆自由水易在井眼高边一侧形成水带，造成连通沟槽7、筛套顶部注水泥某些水平井需要使用筛管顶部注水泥完井工艺，要使用特殊的工具和工艺，防止在注水泥作业过程中水泥浆从套管内或环形空间进入筛管或油管而堵塞出油通道和污染油层。
8、水平井套管强度设计方法水平井套管柱的受力情况和直井有较大区别，它不能用直井的套管强度设计方法来进行设计，特别是对于那些实际井眼轨迹发生无规律变化的情况，其套管柱的受力分析和公式的推导比直井困难得多。
9、套管附件要求高套管附件中如果采用直井得浮力装置，注水泥后实现自动关闭困难，容易造成套管内留水泥塞和蹩压候凝，影响套管与水泥环间的胶结质量。
大位移井固井质量测井方法的研究
192大位移井具有井深（6000米以上）、井斜大（超过70度）、稳斜段长（超过3000米），水平位移长（大于4000米）等特点，给测井施工带来了巨大挑战。
大位移井一般采用增效射孔、多层合采的完井施工技术，为确保射孔开发井段的固井质量良好，需对其进行固井质量测井评价，通过测量结果实时优化射孔井段。
传统的靠仪器自重受阻力较大，往往很难下到位，主要原因为大稳斜段易堆积泥浆的残留物，对仪器产生较大阻力，使得仪器难以下放到目标深度，要使电测仪器下行，必须克服电测仪器与套管内壁间的摩擦力、电缆上提力、钻完井液浮力、钻完井液对仪器及电缆粘力等多种阻力，随着井斜角的增大，仪器靠自身重力克服各种阻力下入到位的难度越来越大。
为使仪器顺利到位，需要改变现有的作业模式，借助外力将仪器输送到位，现阶段主要采用两种手段：爬行器传输和钻杆输送，不同的施工方式，需要使用不同仪器，对环境要求也不一样[1]。
1 固井质量的测井方法研究1.1 爬行器传输固井质量仪器目前常用的爬行器种类分为两大类：轮式爬行器和步进式爬行器，国内外各大厂家都在生产制造，其中性能比较优越为斯伦贝谢的 UltraTRAC 轮式爬行器和国内715所生产的HKTRAC轮式爬行器，以斯伦贝谢的技术产品对比分析，见表1：表1斯伦贝谢的技术产品对比分析步进式 轮式图1轮式爬行器具有更高的耐温性能和牵引力，但步进式爬行器的越障能力强，各自的优缺点十分明显，都可以传输直读式固井质量测井仪。
爬行器的爬行速度主要受电缆与套管的摩擦力和仪器与套管的摩擦力影响，在相同电压电流情况下，摩擦力（负载）越大，仪器爬行速度越慢。
当负载较大时，可通过地面系统增大仪器电流加快爬行速度，但电流必须控制在一定范围内，否则容易烧损仪器[2]。
从现场实际作业情况看，爬行器开始工作后工作电流随着井深的增加逐步增大，若阻力大于爬行力，则会超过爬行器工作电流极限，通过地面系统检测驱动轮空转打滑，主要的原因为：（1）井底附近套管壁上不干净导致阻碍力增大；（2）随着深度增加，泥浆在套管壁上沉淀，导致电缆摩擦力增大。
浅层老区调整井固井技术
浅层老区调整井固井技术1. 引言1.1 研究背景浅层老区是指油田或天然气田生产时间较长，井口产量逐渐下降的区域。
随着时间的推移，地层压力逐渐下降，地层裂缝逐渐闭合，导致油井或气井的产能下降，井壁稳定性受到影响。
在这样的背景下，浅层老区调整井固井技术成为了提高油井或气井产能、延长井的寿命的重要手段。
传统的固井技术通常是在油井或气井完井后进行，主要目的是防止地层水或气体进入油井、保障井口安全。
但是在浅层老区，地层压力下降、地层裂缝闭合的情况下，单纯的固井技术已经不能满足生产的需求。
通过调整井壁结构，重新开启地层裂缝、增加地层渗透性，从而提高油井或气井的产能，成为了当前浅层老区开发的热点研究领域。
浅层老区调整井固井技术的研究，将有助于提高油气田的开发效率、延长油井或气井的产能，对于保障能源供应、提高油气田的可持续开发具有重要的意义。
深入研究浅层老区调整井固井技术，对于提升国内油气勘探开发水平、促进能源产业的可持续发展具有重要的现实意义。
1.2 研究目的浅层老区调整井固井技术的研究目的通常包括以下几个方面：通过深入研究浅层老区调整井固井技术，可以为提高油田整体开发效率和增加油气产量提供技术支持。
通过不断改进和完善浅层老区调整井固井技术，可以实现对井固油气地质储层的更有效开发和管理，从而提升油气资源的利用率。
研究浅层老区调整井固井技术还可以为油田勘探和开发提供更为先进和可靠的技术手段，从而推动油气行业的发展。
研究浅层老区调整井固井技术的目的在于不断提高油田的综合开发水平，促进油气资源的合理开发和利用。
1.3 研究意义深层老区调整井固井技术作为油田开发中的重要环节，其研究意义主要体现在以下几个方面：浅层老区调整井固井技术的研究对于提高油气生产效率具有重要意义。
通过对老区井固井技术的深入研究和优化，可以有效提高油井的产能和采收率，提升油田的整体产量，有利于优化油田开发布局，实现油田的持续稳产。
浅层老区调整井固井技术的研究也对于提高油气勘探开发的技术水平具有重要意义。
大位移延伸井钻井技术
石油钻井行业大位移延伸井钻井技术近几年来，随着钻井工艺技术及钻井装备、工具、软件等技术的发展，诞生了大位移定向井，它的出现，为海洋平台钻井及在陆上开发滩海油气资源开辟了一条新途径，与其他井型相比，这项技术在油气勘探开发中起到了投资少、见效快和其它钻井方法无法替代的作用。
第一节国内外大位移井发展及技术现状所谓大位移井世界上并无确切的定义，最初认为水平位移超过3000米或水平位移与垂深之比大于1的井即为大位移井，随着钻井及相关技术的发展，目前比较通用的概念是位移于垂深之比大于或等于2的井称为大位移井。
井斜大于或等于86度的大位移井称为大位移水平井。
由于各种原因使得方位发生变化的大位移井，称为三维大位移井。
大位移井始于20年代，随着科学技术和水平井钻井技术的不断发展，80年代大位移井才得到快速发展，九十年代以来，大位移井已经在油气勘探和开发中显示出其巨大的潜力。
美国、挪威、澳大利亚、英国等几个国家先后钻成了一批有代表性的大位移井，位移与垂深之比大多都大于2，有的大于5，并取得了很好的经济效益。
Unocal公司在美国加利福尼压近海Dos Cuadras油田C平台上成功地钻了9口非常浅的水平位移很长的油井。
其中C-29井和C-30井创造了当时的最高纪录。
Ｃ－２９井高峰日产量１１３吨／天，储层内长度９４２米，总垂深层９３米，水平位移１１５６米，位移、垂深比３.９５Ｃ－３０井储层内长度１３４８米，垂深与位移之比达到了５.０５。
英国ＢＰ石油公司和斯伦贝谢公司在北海Wytch Farm油田成功地钻了数口大位移水平井，开创了利用大位移井技术开发整装油田的范例。
其中１９９２年完成的Ｆ１９井水平位移５００１米，总井深５７５７米，水平位移、垂深比创当时欧洲纪录。
ＢＰ石油公司于１９９８年１月在英国南部的Wytch Farm油田完成的Ｍ１１井是目前世界上水平位移最大的大位移井，其水平位移达１０１００米，日产量高达２０，０００b/d 1997年6月，中国海洋石油总公司与美国菲理普石油公司合作在南海东部完成了一口当时世界上水平位移最长的水平井西江24-3-A14井，完钻井深9238米，垂深2985米水平位移8062.7米。
X6303P30井水平井钻井技术
72X6303P30井是延长油田股份有限公司杏子川采油厂布置的一口长水平段水平井，主要为开采鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带中部的长61层位常温低压低孔特低渗岩性油藏。
X6303P30井设计水平位移大、位垂比大，在施工中面临滑动钻进摩阻大、井身轨迹难控制、水平段机械钻速低、井壁不稳定易坍塌等难题，参考临井地层特性及可钻性，将斜井段分为增斜段和水平段两部分处理，通过井身轨迹和钻具组合优化、钻头优选、钻井液体系调整，在保证油层钻遇率的前提下优快高效的完成钻井施工任务，为该地区施工长水平段水平井优快钻进方法提供钻井技术参考。
一、地质概况X6303井区位于陕西省安塞县城以北，开发目的层长61为三角洲前缘亚相沉积而成，主要由长石砂岩、粉砂岩与粉砂质泥岩、页岩不等厚互层，砂体厚度一般在20m左右，分为2～3个单砂体，单砂体厚6～8m，局部叠加为单层厚砂体，砂岩储层中的石英含量22.75%左右，长石含量52%左右，岩屑含量12.6%左右，岩石分选性好，孔隙式胶结，胶结程度中等，胶结物主要为白云石、方解石，含量12%左右。
该油藏具有常温低压低孔特低渗特性，平均油层温度36.8℃，地温梯度2.92℃/100m，压力系数0.7-0.8，砂层平均孔隙度7～12%，渗透率平均0.1～5µ㎡。
二、井身轨迹设计与实钻轨迹结合该区块缺乏地震资料、目的油层预测误差大的情况，本井采用“直-增-稳-增-稳”剖面设计，通过中途电测对比地质图件调整目的层垂深。
中间预留稳斜段，可以根据目的层垂深变化调整下部井身轨迹，满足入窗要求，以达到水平井精确施工的目的。
在实际施工中直井段钻至井深735.06m，井斜1.01°，方位209.70°，投影位移7.91m 。
调整造斜点至井深781.02m，通过中途测井解释、MWD自然伽马数值与临井地质资料对比，最终确定A靶点井深1668.30m。
水平段要求稳Ｘ６３０３Ｐ３０井水平井钻井技术朱建建 中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司【摘 要】在钻井施工中面临水平段长、滑动钻进摩阻大、井眼轨迹难控制、目的层深度预测误差大、井壁不稳定易坍塌等难题。
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延长石油浅层大位移水平井固井技术陶红胜;王涛;于小龙;李伟;杨先伦【摘要】基于延长油田东部地区地质条件和水平井钻井状况的认知，分析了延长浅层大位移水平井的固井难点。
储层温度下水泥浆体系设计困难、垂深浅套管下入摩阻大、后期分段压裂改造对固井质量要求高是其面临的突出难题。
研发了低温下强度20 MPa 以上的低温微膨胀水泥浆体系，结合双漂浮接箍、优化扶正器组合等降摩减阻下套管技术，井眼准备、隔离液三级冲洗紊流顶替、漂浮顶替等一系列提高顶替效率措施，确保了延长首口浅层大位移水平井七平1井的顺利施工，固井质量良好。
为延长油田进一步钻大位移水平井开发浅层难动用资源提供了技术支撑。
%Base on the geological conditions in eastern areas and the drilling records of horizontal well,the difficulties of cementing in shallow extended reach horizontal well have been analyzed. The prominent problems are slurry,which is difficult to design under low reservoir temperature, the shallow vertical depth cause the difficulties of running casing and later subsection fracturing on cementing quality requirements.In this paper,a kind of micro-expansion slurry whose strength can reach above 20 MPa under low temperature has been developed.Double floating collar and op-timizing centralizer combination to reduce frictional drag of casing running,and a series of meas-ures to improve the replacement efficiency have studied in the article.The measures include the borehole preparation,three-stage flushing and floating turbulent displacement.The above tech-nique to ensure the smooth construction of QiPing-1 well is the first shallow extended reach hori-zontal well in Yanchang oilfield.Theresults provide technical support for the further exploitation of shallow difficult-to-produce reserves with horizontal well.【期刊名称】《石油矿场机械》【年(卷),期】2015(000)006【总页数】4页(P17-20)【关键词】浅层大位移;固井;水平井;扶正器;低温水泥浆【作者】陶红胜;王涛;于小龙;李伟;杨先伦【作者单位】陕西延长石油集团有限责任公司研究院，西安 710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院，西安 710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院，西安 710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院，西安 710075;陕西延长石油集团有限责任公司研究院，西安 710075【正文语种】中文【中图分类】TE925.2由于水平井在低渗、特低渗油藏开发方面的巨大的优势［1-3］，延长油田于其东部延长组部署了一批浅层大位移水平井。
该区域油藏低温、低渗、埋深浅，水平井位垂比普遍大于2．0，采用分段压裂方式增产使得固井过程存在诸多的难点。
通过对延长石油浅层大位移水平井固井技术的研究和实践，总结出了一套能够满足低渗、特低渗油田浅层开发的固井集成技术。
1．1 套管下入困难水平井段钻具受力状况导致水平井井眼呈椭圆形，大斜度井段和水平井段套管对井壁侧向力大，因此下套管摩阻较大［4］。
鄂尔多斯盆地地表沟壑丛生，受环保、水土流失等地面复杂条件限制导致水平井井眼轨迹复杂，延长油田东部浅层大位移水平井垂深浅（七平1井499 m）、水平位移大（1003 m），油层套管固井采用全井段139．7mm套管，依靠套管自重难以实现套管顺利下入。
根据计算和模拟结果，即使使用漂浮接箍和顶驱加压仍然存在难以下入的风险。
1．2 低温下水泥浆体系设计困难延长油田东部浅层延长组储层温度20～25℃，低温下水泥浆流变性能差、稠化时间不易控制、早期强度发展慢、后期强度低，而超低渗开发采用压裂技术人工增缝，垂深浅导致水平段压裂沿套管方向开缝，需水泥浆有较高的抗压强度。
同时，水泥浆的析水、失水或稠化时间过长引起油气水窜造成的水平段高边水带将严重影响压裂的效果，甚至造成分段压裂的失败。
目前低温水泥浆的研究主要应用于海上、表层或无需压裂的浅层固井［5-10］，因此，研发适用于低温下油层套管固井且能够满足压裂需求的水泥浆体系是浅层大位移固井的难点之一。
1．3 扶正器设计困难为提高固井质量，保证套管居中，水平段及大斜度井段需加入大量扶正器。
而扶正器的加入进一步加大了套管下入摩阻［11］，增加了套管遇阻的风险。
因此浅层大位移水平井固井套管下入摩阻大与套管居中需要大量扶正器矛盾突出。
1．4 压裂改造对固井质量要求高除了低温水泥浆，压裂改造产生水平缝对水平段的固井质量也提出了很高的要求。
注水泥顶替效率低或界面微裂隙、旁通渠道将为气液创造窜流通道，其通道的形成极易造成压裂后裂缝无法向地层中延伸，无法在地层中获取理想的压裂缝网。
1．5 水平段U型轨迹对浮箍浮鞋要求高延长东部浅层延长组油层变化快，间或夹层发育，砂岩单层厚度小。
为了最大限度地发挥水平井的产能优势，水平段采用U 型轨迹，极易因顶替完成后环空与管内的压差作用而发生水泥浆倒流［12］，造成水泥塞过长影响后期作业。
而水平井磨塞难度较大且极易因工具反复冲击引起水泥环微裂隙的产生，因此对浮箍浮鞋的单向阻流作用要求高。
2．1 低温早强微膨胀水泥浆体系根据浅层大位移水平井储层低温固井及压裂改造的工程需要，水泥浆体系研究的核心是克服低温下早期强度发展慢、后期强度低、外加剂发挥效果差的问题。
因此，优选应用低温下相互作用起效的早强剂M 52S、降失水剂M 83S与分散剂U SZ组合，同时加入胶结剂提高胶结强度以抵抗压裂时压力沿固井界面传递，此外加入防气窜剂和少量膨胀剂以实现稠化短过渡和水泥石的微膨胀，防止水泥水化过程中失重和收缩引起的窜槽。
水泥浆体系的配方为：G级水泥＋2%微硅＋5．0%降失水剂M83S＋1%分散剂USZ＋2．0%胶结剂M 19S＋3%稳定剂M59S＋2%膨胀剂QJ625 ＋2%锁水剂＋1%防气窜剂G502＋4%早强剂M 52S。
体系的性能如表1，稠化曲线如图1。
由表1和图1可以看出，该水泥浆体系在低温下沉降稳定性好、稠化时间适宜、过渡时间短，析水为0，失水仅为15 mL，抗压强度高达25MPa以上，能够满足压裂改造条件下的浅层水平井固井需求。
2．2 降摩减阻下套管技术2．2．1 双漂浮接箍下套管针对浅层大位移水平井套管难以下入的问题，运用Land mark对下套管过程中的摩阻进行分析，套管-套管之间的摩擦因数取0．25，套管-裸眼之间的摩擦因数根据钻井过程中摩阻反演取0．4，以七平1井为例，模拟结果如图2所示。
由图2可知，采用常规下套管方法，下套管过程中可能会产生螺旋屈曲，导致套管不能下至井底，因此采用漂浮下套管技术。
对漂浮700 m下套管过程中的钩载进行计算，计算结果如图3所示。
上述钩载计算没有考虑扶正器的附加摩阻，实际摩阻较上述计算值大，因此即使使用漂浮接箍仍然存在套管难以下入的风险，而漂浮长度太长又易造成接箍以下套管于直井段承受浮力太大难以下入。
因此采取双漂浮接箍下套管，下漂浮接箍保证水平段全漂浮，上漂浮接箍处于直井段，上漂浮接箍以上灌重浆（密度大小根据实际需要设定），以提高直井段对下部套管的轴向压力。
经计算，七平1井300m井段1．5g／cm3重浆（固井时钻井液密度1．08 g／cm3）可附加轴向载荷1．5kN，结合以上模拟计算，套管可实现顺利下入。
套管下入完成后依次打开两个接箍，通井循环。
同时，下套管前钻井液里加入3%的塑料小球，提高完井钻井液的润滑性，确保生产套管顺利下入。
2．2．2 优化扶正器组合采用滚轮扶正器可降低套管下入摩阻，变滑动摩擦为滚动摩擦，但其外径较大，且存在少数滚轮受砂堵不能发挥滚动作用的风险，在相对应的井段反而增加了摩阻。
因此，为了降低套管下入摩阻，同时又最大限度地保证套管居中，扶正器加法采用Ø210mm滚轮扶正器与Ø208mm半刚性扶正器交替组合的方式如图4。
图4a 为半钢性扶正器，其棱条有一定弹性，中间有一定的间隙，加压后可轻易通过缩径井段。
该组合方式可使外径较大的滚轮扶正器接触井眼底部以滑动方式向前推进，同时又有较小井径的半刚性扶正器保证其套管居中度，将滚轮扶正器滚轮失效增大摩阻的风险降低了50%。
2．3 弹簧球式浮箍浮鞋水泥浆倒流引起的水泥塞过长将为水平井的后期施工带来比较大的隐患。
七平1井井眼轨迹为U型设计，水平段末端井斜角大于90°，常用的强制复位型浮箍浮鞋在反复冲击下极易出现不同程度的失效，在环空水泥浆与管内顶替液的压差作用下引起水泥浆倒流。
对于回水目前采取的方式就是憋压候凝，而憋压候凝引起的套管膨胀在泄压后的收缩又会引起一界面微间隙的产生，影响固井质量及压裂效果。
为此，在浅层大位移水平井固井中采用弹簧球式浮箍浮鞋［13］，如图5所示。
该工具发挥单向流作用的部件是有一定伸缩能力的弹簧和球体。
当循环或注水泥时球体压缩弹簧向内收缩，打开正向循环通道；当候凝时压差使得弹簧释放压缩，球体将通道堵死。
该装置的优势为即使弹簧失效，压差仍能够推动钢球将逆流通道座封，防止水泥浆倒流。
2．4 提高顶替效率措施为提高注水泥过程中的顶替效率，主要有井眼准备、隔离液3级冲洗紊流顶替技术、漂浮顶替技术3种措施。
1）井眼准备技术。
固井前进行3次通井，完钻后电测以前通井、循环；电测完用刚度大于套管串的钻具通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下套管前再次以较大排量洗井循环两周以上［14］。