国内水平井固井技术及发展
浅谈页岩气水平井固井技术的研究发展
浅谈页岩气水平井固井技术的研究发展摘要：目前我国关于页岩气勘察的研究大多数是集中在地质和钻井技术方面，对于固井技术的研究还处于起步阶段，页岩气水平井固井技术的难点是油基钻井液置换和界面清洗困难、效率不高、固井井漏等方面，本文主要阐述了页岩气水平井固井技术难点，并分析了国内外研究的现状，针对问题的存在，提出了几点页岩气水平井固井技术对策。
关键字：页岩气水平井固井技术研究发展页岩气是指存在于有机质泥页岩及其夹层之中的天然气，我国的页岩气存储含量比较的多，随着我国能源需要的不断加大，勘探开发页岩气也提上了日程。
固井工程是承接钻井和完井的重要工程，其质量决定了页岩水平井的产量和使用寿命。
我国当前的勘探开采技术并不完善，对于关键的技术环节掌握还不够，影响了页岩气开采的效率。
通过本文，笔者希望能够起到一个抛砖引玉的效果。
一、页岩气水平井固井技术难点页岩气的储层状况决定了页岩气水平井钻完井的工艺特点，这也是勘探开采中所面临的技术难点。
1.页岩气藏储层特征与钻完井特点页岩层相对于其他的岩层水敏性强、膨胀性大、易坍塌，其矿物质含量较高，而且层片状的土层分层清晰，强度、泊松比等各向异性突出，因为页岩层包含的粘土层很容易发生吸水膨胀。
页岩气藏钻完井工艺特点主要有以下三点：①水平井钻井，这是美国页岩气钻井最常用的的方式，水平井钻井在页岩层钻水平井，可以获得较大的储层泄流面积和更高的单井产量，也是我国页岩气开发的主要钻井方式；②采用油基钻井液，采用了油基钻井液能有效的解决页岩地层的井壁稳定性问题和储层保护问题，与水基钻井液相比，其抗污染能力强，润滑性好，抑制性强，能最大限度地保护页岩气产层。
③储层体积改造，要想得到理想的水量，只有通过储层体积改造，从而提高页岩气井的经济效益。
2.页岩气水平井固井技术难点页岩气水平井固井技术难点有：油基钻井液置换及界面清洗困难，顶替效率不高；管串安全下入难度大，尤其是多级分段压裂所需完井工具管串结构复杂，下入过程中损坏风险大；固井过程中的井漏；固井后早期气窜；对水泥浆和水泥石性能要求高；此外高温高压条件下，地层腐蚀介质对水泥石的长期腐蚀也是需要重视的一个问题。
提升水平井固井质量的技术对策分析
提升水平井固井质量的技术对策分析固井质量的直接影响着水平井的生产寿命，因此要深入分析水平井固井质量的影响因素，并根据影响因素从井眼准备、管串设计、水泥浆性能及固井工艺方面制定相关对策来提高水平井的固井质量。
标签：影响因素;提升对策;水平井水平井因其自身的施工工艺特点，与直井在固井工艺和技术上又有非常大的差别，所以固井质量优质率和合格率多年来一直都比较低，因此需要对水平井固井质量的影响因素进行深入、细致地分析，才能制定出相应的技术对策来提高水平井的固井质量。
1 影响水平井固井质量因素分析1.1 套管难以安全下入水平井套管的下入过程中套管与井壁之间的摩擦阻力会非常大，影响套管的安全、顺利下入。
同时地层沉积过程中油层的发育方向上和深度上并不是一成不变的，因此水平井在钻井施工过程中为了保证最大限度地钻遇油层，必须根据地质导向的要求随时进行井眼轨迹的方向和深度上的调整，这种调整使井眼轨迹呈现波浪起伏状态，这样不仅给钻井施工带来困难，同时也会固井施工带来非常大的困难，影响水平井套管串的安全下入和质量。
1.2顶替效率低水平井由于井斜角的存在，因此套管串在井筒内的受力情况也发生了非常大的变化，使套管串在重力方向上的受力不再是轴向的，而是径向的，特别是在水平段中，没有扶正器的套管几乎是躺在下井壁上的，导致套管串出现非常大的偏心，因此套管与下井壁之间的顶替效率就特别低，影响水平井水平段的固井质量。
在添加了套管扶正器的管串结构中，由于扶正器的存在，会使套管居中度有一定的改善，但同时使套管的受力也发生了变化，特别是在井眼起伏、不规则的井段套管的受力就难以应用理论计算来求得，因此这一时期的套管可能偏向井壁的任何一个方向，使偏向井壁的那一侧的顶替效率变低，甚至为零，影响水平井的固井质量。
1.3胶结质量差水平井钻井一个最大的安全隐患之一就是存在岩屑床，无论你采取何种方式进行钻井施工，岩屑床都会存在，只是岩屑床形成的厚度不同而已。
水平井完井技术现状及发展趋势简析
2016年10月水平井完井技术现状及发展趋势简析孙晓锋1路冉冉2蒋广蓬3李富贞4（1、3、4中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；2天津市德安石油工程有限公司，天津300000）摘要：当前我国水平井完井技术已经有了很大进步，通过水平井完井手段可以应对大多数的油气藏。
水平井完井技术已经由固井射孔完井技术这一相对单一的手段发展为更多形式，可以适用于不同油藏类型，满足多种保护油气层需求，使水平井产能得到保证，使采收率也有所提升。
本文先是论述了当前常用的几种水平井完井手段，并对水平井完井手段的未来发展前景进行了简要论述。
关键词:水平井完井；水平井分段完井；衬管完井水平井开发主要是通过油层泄油面积的适当扩大来促使油井产量增多，以使油田开发获得更多的经济效益，无论是新区产能提升还是老区剩余油挖潜该技术均可以起到非常好的效果。
水平井完井技术现在已经在我国得到广泛的应用，不同于常规采油手段，在使用水平井完井技术时一定要考虑到各个油藏特点以及生产条件，并基于此来确定最佳的完井技术方法，这样才可以使油田开发效果得以提升。
1水平井完井手段的现状水平井完井技术可划分为多个不同的形式，其中常用的有以下几种：砾石充填完井手段、尾管射孔完井手段、裸眼完井以及管外封隔器完井手段等，形式多样。
在这些技术手段中，裸眼完井手段属于基本的技术方法，尾管射孔完井手段的实用价值较强，这是由于无论低渗透油藏形式、疏松砂岩油藏形式还是稠油油藏均可以应用尾管射孔完井手段，但是因为这种技术方法的造价成本较高，并且在应用中也会造成油气藏不足或者是采收率弱等问题，衬管完井技术以及砾石充填防砂手段等各种新型完井技术已经慢慢的取代于传统的单一射孔完井手段。
在使用衬管完井技术时可以考虑应用顶部尾管注水泥技术，这种衬管完井技术融合了带管外封隔器以及分注水泥固井手段，集结了这两种手段的优势。
其中分注水泥固井手段需要应用在造斜段结构中，也就是把完井管柱座悬挂应用在悬挂器的预定位置，在上部直井套管上悬挂完井管柱结构，之后需要对造斜段下部所使用的管外封隔器做膨胀座封处理，并向造斜段结构注入水泥，封固干扰层，注水泥结束后需要使用清洗工具对水平段进行酸洗处理，以使钻井作业时所带来的油层污染得到全方位的清理；现在分支水平井技术已经得到了很大发展，目前可以将管外封隔器技术以及衬管完井技术手段科学的融合在一起，也就是通过完井管柱共同下到井中，从而使流体可以进入到封隔器的胶筒之中，使封隔器逐步的膨胀，这样可以使完井尾管膨胀于裸眼井壁之间，以使此处形成环形空间，最终起到封隔的效果。
水平井固井技术在海上的应用
水平井固井技术在海上的应用随着石油工业的不断发展，人们对于油气资源的开采需求越来越大。
而海上油田的开发一直是石油行业的热点之一。
为了更有效地开采海上油田，水平井固井技术在海上的应用也变得越来越重要。
水平井固井技术是指利用水平井技术在地层中水平或倾斜部分固井，通过这种方式实现地层不同区域的油气有效开采。
在海上油田开发中，水平井固井技术是一种非常有效的方法，可以更好地实现油气的开采。
水平井固井技术在海上的应用可以更好地实现油气资源的开采。
相比于传统的垂直井，水平井具有更大的接触面积，可以更好地开采地层中的油气资源。
在海上油田中，地质条件通常较为复杂，利用水平井固井技术可以更好地适应地质条件，实现更高效的开采。
水平井固井技术还可以实现对海底油气资源的更充分开采。
海底油气资源是海上油田中的重要组成部分，对于海底油气资源的开采一直是行业的关注焦点。
水平井固井技术可以通过水平方向井筒的延伸，实现更充分地开采海底油气资源，并且可以减少对海洋环境的干扰。
水平井固井技术在海上的应用还可以提高钻井作业效率。
对于海上油田来说，钻井作业相比陆上油田更为复杂，而水平井固井技术可以通过提高单井产能，减少钻井井数，从而提高钻井作业效率，降低成本。
水平井固井技术在海上的应用还可以减少地表钻井设备数量。
海上环境恶劣，尤其是在恶劣海况下，运输钻井设备成本昂贵。
通过水平井固井技术，可以实现一个钻孔多井，减少地表钻井设备数量，降低钻井作业的成本和安全风险。
在海上油田中，水平井固井技术也面临一些挑战。
在海上环境中，钻井作业受天气影响较大，需要考虑更多的安全因素。
海底地质条件复杂，对于固井技术的要求也相对更高。
海上油田的成本相对较高，需要对水平井固井技术进行更为精细化的设计和规划。
针对这些挑战，石油行业也在不断地进行技术创新和实践积累。
针对海上环境中的安全因素，石油公司可以通过提前预测海上天气情况，并合理调整钻井作业计划，降低风险。
针对海底地质条件的复杂性，石油公司可以通过加强海底地质勘探，提前掌握地质情况，科学布局水平井的位置。
钻井技术及固井技术发展情况阐述
钻井技术及固井技术发展情况阐述 摘要：在石油的开采过程中，钻井技术和固井技术是十分重要的。因此，只有不断的完善钻井技术和固井技术，才能推动我国石油行业的继续发展。因此，本文笔者针对钻井技术和固井技术发展情况进行分析。分析其二者的发展现状以及对钻井技术和固定技术的未来发展趋势进行探讨。希望通过笔者的分析可以为我国石油行业实现可持续发展的战略目标提供一些帮助。
关键词：钻井技术；固井技术；发展 石油行业作为我国经济支柱，对我国综合国力的提升有着促进作用。由于很多行业的发展均离不开石油资源的支持，因此我国对石油资源的需求也越来越大。由于开采过程中钻井技术和固定技术是开采工作中的一项核心工作，钻井技术和固定技术的水平决定着石油行业的发展。所以，想要更好地保证我国石油行业的发展，只有不断的优化钻井技术和固定技术的水平，因此，笔者认为开展转经技术和固井技术的发展情况阐述是非常必要的。
1. 钻井技术和石油固井技术的发展现状
1.1深井钻井技术薄弱 我国目前的钻井技术仍处于发展阶段，从我国的实际情况来看，井深和超井深钻井技术还不够强，技术力量较为薄弱，想要真正的与我国石油钻井的实际需求相匹配，还存在一定难度。尤其是与发达国家相比，我国的钻井技术上存在差距，这对我国钻井技术的未来发展存在着影响。
1.2监控管理技术的有效运用 我国目前油气经开发已经采用了视频监控技术，更多的现代化技术运用在钻井工作中，为我国钻井工作作出了突出贡献。但由于石油开采工作是一项复杂工作，在开采过程中经常会受到其他因素影响。所以，想要提升开采质量，就要保证工作人员的操作规范合理，通过监控点对井里工作情况开展实时监控，这都依赖于我国石油钻井工程应用新型管理技术，这对促进石油行业良性发展有着重要意义。
1.3水平井和特殊井不断发展 由于现阶段社会对石油的需求量在增大，市场竞争环境也越来越激烈，在石油的开采过程中，水平井和特殊井的固井技术得到了稳步的提升，我国一些油田普遍采用的就是有限元分析技术，这项技术对促进我国油田工程固井工作的进一步发展有着积极意义。
固井技术施工应用与科研发展探讨
固井技术施工应用与科研发展探讨固井技术是石油钻井工程中的重要工艺之一，它的作用是通过注入固井材料，将钻井井筒周围的地层固定住，以防止地层流体的不受控流动，保障钻井安全和油气开采效果。
固井技术的施工应用和科研发展一直是石油工程领域的热点和难点，随着石油工程技术的不断发展和进步，固井技术的施工应用和科研发展也在不断探索和完善。
本文将围绕固井技术的施工应用与科研发展进行深入探讨。
一、固井技术施工应用1. 施工流程固井技术的施工流程主要包括井眼条件评价、固井设计、固井材料的准备、固井设备的调试和钻井液的清理、钻杆和井筒清洗、固井套管的下套、封隔器安装、固井材料的调配、注浆施工、固井材料固化和固井效果评价等环节。
在这一施工流程中，需要严格遵循规程标准，保证固井质量。
2. 施工方法固井技术的施工方法主要包括压井固井、回灌固井、空间固井和超深井固井等。
不同的井眼条件和钻井工艺需要采用不同的固井方法，以保证固井质量和井筒安全。
压井固井是在油气井钻进一定井深后，进行注浆固井的一种方法。
回灌固井是指在油井或气井作完井液下套管前，通过射孔管将固井材料回灌至地层的方法。
空间固井是指用扩散器从井口向井壁上方扩散固井材料的方法。
超深井固井是指在井深达到一定程度时，采用特殊材料和设备进行固井的方法。
3. 施工质量控制固井技术的施工质量控制主要包括地层力学性质的评价、固井设计的合理性、固井材料的性能检测、固井设备的运行状况以及固井效果的评价等。
在固井技术的施工过程中，需要进行严格的施工质量控制，以保证固井的质量和井筒的安全。
二、固井技术科研发展1. 固井材料研究固井技术的关键在于固井材料的性能和应用。
固井材料通常包括水泥类固井材料、聚合物类固井材料、地质胶结剂等。
固井材料的研究需要关注其耐高温性能、耐低温性能、耐腐蚀性能、流变性能和胶凝性能等方面的指标，并不断进行研究和改进，以满足复杂地层条件和特殊工艺要求。
2. 固井设备研发固井设备是固井技术的关键设备之一，包括固井泵、固井车、固井管线和固井压力控制系统等。
水平井固井技术在海上的应用
水平井固井技术在海上的应用随着全球油气资源的不断开发和利用，传统的垂直井已经不能满足对油气产量和采收率的需求。
在这种背景下，水平井固井技术成为了海上油田开发中的新宠。
水平井固井技术是指将井眼水平或倾斜地钻井，然后通过固井工艺将井筒加强，以提高油气产量和采收率的技术。
本文将就水平井固井技术在海上的应用进行介绍。
一、水平井固井技术的原理水平井固井技术是一种在地下局部水平或倾斜地进行油气开采的新技术。
它利用地层构造和产层规律，通过方向钻井技术（包括定向、水平和裸眼技术）控制井筒的走向，形成大面积或大排量的有效油气开采区，提高油气产量和采收率。
水平井固井技术的主要固井方法包括封固井筒、盖腔返浆和微细封采。
1. 封固井筒：在水平井固井工艺中，首先要对井筒进行封固，以防止地层的窜流和漏失。
通常采用水泥封固技术，通过泵送混凝土水泥浆将井筒周围的地层封闭，形成一个密封的固井管道。
2. 盖腔返浆：在封固井筒完成后，还需要进行盖腔返浆工艺，即利用高压压力将水泥浆注入井筒，形成一层厚实的固井剂，以加强井筒的承载力和抗压能力。
3. 微细封采：水平井固井技术的最后一道关键步骤是微细封采工艺，即在地层开采过程中，根据地层情况和储层特点，利用微细封采技术对油气井进行合理的封采处理，以提高采收率和保持地层的稳定状态。
二、水平井固井技术在海上的应用水平井固井技术在海上的应用主要涉及到海上油气田的开发和生产。
由于海上油气田的开发环境复杂，井眼深度大，需要面对海水侵蚀、盐渍环境、强风浪和海底泥沙等挑战，因此水平井固井技术在海上的应用具有一定的独特性。
下面将具体介绍水平井固井技术在海上的应用情况。
1. 钻井平台技术海上油气田的开发和生产需要选择适宜的钻井平台技术，以保证水平井固井技术的有效实施。
传统的半潜式钻井平台和钻井船在水平井固井技术的应用上存在一定的局限性，因为它们无法满足对井眼精度和水平井穿越能力的要求。
现代海上油气田开发中常常采用动态定位钻井平台技术，利用动态定位技术可以实现对井眼路径的精确控制，提高水平井固井技术的施工成功率和效率。
水平井完井技术现状及发展趋势
水平井完井技术现状及发展趋势摘要：社会经济快速发展，水平井技术也取得长足的进步，有了跨越式的发展。
水平井完井技术被广泛应用于多种岩性的油藏、气藏之中。
现阶段的水平井完井技术，发展和改进了过去功能单一的固井射孔完井技术，逐渐发展成了一种综合性完井技术，具备了保护油气层，适合多种类型的油藏、气藏，提高采收率和产能等功能。
但不可忽视的是，现阶段的水平井完井技术存在着一定的不足，需要研究更好的水平井完井技术，进一步提升水平井采收率。
关键词：水平井完井技术；现状；发展趋势引言经过多年的发展，我国水平井钻完井技术不断取得进步，但在如何控制水平井均衡排液及致密油气藏水平井多段压裂改造方面还存在不足。
文中对水平井割缝衬管完井方式、射孔完井方式、管外封隔器完井方式、可膨胀完井方式等技术优缺点进行了介绍，对水平井完井技术发展趋势进行了探讨，为合理选择完井技术、提高开发效益提供参考。
1水平井完井主要技术概述1.1具有管外封隔功能的衬管完井技术这项技术是割缝衬管完井技术与管外封隔器有机的融合，更加适用于小井眼侧钻水平井。
借助于管外分离器对不同层段开展分隔作业，然后再在相应的层段上开展与之对应的操作和生产管控工作。
在分支水平井中，衬管完井套管主要应用的是膨胀式封隔器，可以对水、气层进行有效的隔绝，并为油层的分段开采和处理提供助力。
除此之外，该技术在井眼直径小的项目中更为适用，在注水泥固井射孔完井中的应用相对较少。
1.2水平井筛管完井技术与套管射孔技术相比，水平井筛管完井技术具有更高的完善性和系统性，并且水平井能够有效的提升产量，借助于管外封隔器，可以有效实施对水平段的封隔，为后续相关工作的开展提供便利条件。
完井、砂井一体化完成，工艺更具可操作性，经济效益明显。
常规水平井筛管完井技术可以分为三种不同类型：第一，经由顶部进行水泥注入的一体化技术；第二、悬挂筛管处理，水平井完井技术；第三、悬挂滤筛管顶部处理的完井一体化技术。
2水平井完井技术发展现状水平井完井技术的形式多种多样，根据常用度可划分为：砾石充填完井手段、尾管射孔完井手段、裸眼完井和管外封隔器完井手段等多种多样的形式。
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收稿日期:2005-06-09
作者简介:孙莉(1973-),女,工程师,1994年毕业于四川外语学院英语专业,现从事科技情报调研和编辑工作。地址:(618300)四川广汉市,E-mail:Flybird-sl@yahoo.com.cn
钻井工艺国内水平井固井技术及发展孙 莉,黄晓川,向兴华(四川石油局钻采工艺技术研究院)
摘 要:受水平井客观条件的影响,水平段的套管扶正问题,水平井的水泥浆体系设计问题,都是水平井固井的最大难点,也是影响水平井固井最关键的因素。国内水平井固井技术在“八五”研究成果的基础上,理论研究和施工技术方面又有一些拓展和完善,形成了一套较为成熟的水平井固井综合配套技术。对国内外水平井固井工艺技术进行了全面、细致的调研,介绍了国外水平井和大斜度井固井工艺、水平井和大斜度井水泥浆参数设计、井眼清洁、套管扶正、固井新技术、新工具等,以及现场应用和效果,可供现场工程技术人员借鉴,以提高国内水平井固井工艺技术和整体效益。关键词:水平井固井;关键技术;套管居中;扶正器;水泥浆体系中图分类号:TE24312 TE256 文献标识码:B 文章编号:1006-768X(2005)05-0023-04
一、国内水平井固井的关键技术1.水平井固井套管设计长半径水平井和某些中半径水平井可以下套管固井。在水平井套管设计中的主要问题是套管是否安全地穿越弯曲井段。1.1 套管强度设计水平井套管受力情况复杂,在套管下入过程中,
承受轴向弯曲载荷、超压常的上提和下压载荷。因此,水平井套管设计较常规直井(或定向井)套管设计强度要高一等级,如直井用钢级J55壁厚7.72
mm套管,水平井则用钢级N80壁厚7.72mm套管,抗拉强度设计,除计算正常轴向载荷外,还应计算弯曲附加轴向载荷,上提最大吨位,抗拉强度安全系数不低于1.80,上提最大吨位时的套管抗拉安全系数不低于1.5。1.2 套管下入过程中各种阻力计算套管下入过程中的阻力主要由两部分组成,其一是通过急弯时的局部阻力,由井眼条件决定,主要影响因素是该井的最大全角变化率;其二是套管与井壁的摩阻力,由相当于水平位移长度的套管重力和套管与井壁的摩擦系数决定。套管能否顺利下入,取决于套管自重力(浮重)是否大于上述两部分阻力。仅靠套管自重力下入套管时,在靖安油田,垂深1900m,水平井位移可达到600m,套管能顺利
入井。利用地锚增加轴向下压力则能大大增加水平段的长度。套管一次性下到设计井深,是固井施工的前提,
在四川,下套管之前,采用理论设计和模拟通井技术,很好地解决了下套管问题,具体做法如下。1.2.1 套管可通过最大井眼曲率的计算在水平井中,由于井眼曲率较高,套管能否下入是一个重要的问题,必须对套管管体允许的弯曲半径进行计算,而且套管允许的弯曲半径应小于井眼实际的弯曲半径,否则应重新校核。大斜度井、水平井套管管体允许的弯曲半径应用下式进行计算。
R=ED200YpK1K2
式中:R—允许的套管弯曲半径,cm;
E—钢材弹性模量,2.1×106kPa;
D—套管的外径,cm;
Yp
—钢材的屈服极限,kPa;
K1—抗弯安全系数,推荐K1=1.8;
K2—螺纹连接处的安全系数,推荐K2=3。
根据罗家11H井资料数据代入上式经过计算套管管体允许的弯曲半径小于150.99m,而该井的井眼设计的弯曲半径为180.48m。通过最大井眼曲率这一条件来权衡,套管能下入井底。1.2.2 通井
・32・第28卷 第5期
Vol.28 No.5
钻 采 工 艺DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY
© 1994-2007 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net罗家11H井钻至设计井深3995m分别在下入177.8套管139.7套管井段内进行了通井循环,确保井眼畅通、无挂卡及刚性卡钻、无垮塌、无沉砂。(1)177.8套管井段内,使用以下钻具结构进行一次通井:215.9钻头×0.25m+430×410A×0.6m+195腰鼓形成过渡接头×0.49m+411A×410×0.49m+139.7钻杆1根×9.23m+411A×410×0.49m+195腰鼓形成过渡接头×0.49m+411A×410×0.49m+139.7钻杆1根×9.20m+411A×410×0.49m+195腰鼓形成过渡接头×0.49m+411A×410×0.49m+127加重钻杆×141/3柱×395.26m+159随钻振击器+127钻杆×80柱×2337.5m。(2)在139.7套管井段内,使用以下钻具结构进行一次通井:215.9钻头×0.25m+430×410×0.6m+411×520×0.49m+139.7钻杆×3根×28.40m+521×410×0.47m+127加重钻杆15柱×413.72m+127钻杆×1261/3柱×3689.83m。通过罗家11H井采用139.7钻杆(接箍外径190.4mm)模拟139.7套管通井,通井过程中采用不小于30L/s大排量洗井,在水平段及大斜度段进行分段充分循环,现场确保了井眼干净、无垮塌、无沉砂、无后效,为后期水平段套管的顺利下入奠定了基础。2.套管居中2.1 扶正器2.1.1 扶正器的种类目前国内使用的套管扶正器有三种:刚性扶正器,扶正力为最大,有导流功能,可提高顶替效率,但刚性也最大;双弧弹性扶正器,其扶正力为单弧扶正器的两倍;单弧弹性扶正器,其扶正力比双弧弹性扶正器较小。国内水平井固井在水平井的水平段多选用刚性扶正器和双弧弹性扶正器间隔加入的方法,每20m加一只刚性扶正器和一只弹性扶正器,其扶正力足以支撑平躺套管的重力,从理论计算和实际施工结果看可以保证套管居中度大于水平井固井水泥浆体系的要求。另外国内还有一种旋流式扶正器,它是以弹性扶正器为基础进行研制的。旋流式扶正器有3个导向叶片,在导向叶片角度为35°～40°,张开角为100°～115°时可以得到最佳旋流导流效果。旋流式扶正器使水泥浆在环空中形成一定的旋流场,且主流速越大,旋流场强度越大,形成的环向流速也越大。试验结果表明,越靠近井壁处旋流强度越大;在返速是0.8m/s时,实测旋流场的有效范围达5m。现场实际返速远大于0.8m/s,所以旋流场的有效范围也相应增大。卫2—25井在水平段井眼内全部使用旋流扶正器,每根套管加1个,共加50个;其它位置加30个。无可置疑,旋流扶正器的使用对提高顶替效率是有帮助的。提高注水泥顶替效率的最好方法是活动套管和紊流顶替。然而,在实际施工中活动套管因种种困难难以实施。对于大斜度井更是如此。使用旋流扶正器等机械辅助方法来提高注水泥顶替效率是近年来一个新的发展方向。借鉴这些技术,国内设计了刚性旋流式扶正器。其目的是一方面支撑大斜度井段靠在井眼下侧的套管,防止粘卡和增大间隙居中套管,同时又可以迫使流过旋流扶正器的钻井液和水泥产生旋流以提高顶替效率。室内模拟试验表明,旋流扶正器可以在很低的排量下使流体产生旋转,并且随着排量增长,有效旋流长度维持的距离也越长。流体通过旋流扶正器之后流态发生变化,旋转向上的液体具有一定的离心力对提高管边和大肚子井眼滞留泥浆的顶替效率有显著改善。2.1.2 扶正器安放设计通过室内台架试验与理论研究,对水平井套管设计与强度校核中套管抗弯强度安全系数的取值与水密封性能及套管扶正器安放间距设计的新方法进行了研究。研究认为:(1)在最高复合应力达857VME,
20°/30m狗腿严重度下,选用合适的螺纹密封脂,水密封性能良好,可满足水平井需要。(2)采用国外钻井承包商推荐的套管抗弯安全系数取值进行水平井套管强度设计与校核可满足水平井固井技术要求。(3)采用具有初变曲的纵横弯曲连续梁理论较好地解决了扶正器正确安放间距计算问题,从而修订了API规范与SY-5334-88把本属于静不定的问题作为静定问题来处理的错误做法。2.1.3 套管扶正器的正确位置套管扶正器的正确位置,是保证斜井与水平井固井质量的前提。在全面分析安装有多个扶正器套管柱的力学特性的基础上,采用了有初弯曲连续梁的力学模型,用初弯曲纵横弯曲梁理论和三弯矩方程组成的多元线性联立方程组,从理论上解决了斜井和水平井套管扶正器安装位置的正确计算方法。2.2 套管居中技术由于井斜角影响,水平井中套管、钻井液、水泥
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Sep.2005
© 1994-2007 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net浆和隔离液,所受重力方向已不再是轴向而是径向,
这一重力极易使套管偏心,一旦套管偏心对水泥浆顶替存在以下2点难点:(1)水泥浆紊流顶替能确保最佳的固井质量,但随套管偏心度增加,其临界排量逐渐增大。图1 水泥浆紊流临界顶替排量与套管偏心度的关系从图1可以看出,当套管居中度由100%下降至67%和50%时,套管环空紊流顶替排量分别增加1倍和3倍。研究表明,水泥浆最佳顶替流态为紊流,因此为降低水泥浆紊流顶替临界排量,提高水泥浆顶替效率,需提高套管居中度。(2)在套管偏心的环空中,宽环间隙边的水泥浆流动阻力总小于窄环间隙边,造成宽环间隙边水泥浆流动速度总是小于窄环间隙边,从而形成水泥浆窜流。2.3 套管居中计算居中度%=环空最小间隙/(R井眼-R套管)×100%大量实验证明,保证环空钻井液被有效顶替,套管居中度应等于或大于67%。当小于67%时,钻井流动的困难会大大增加。道威尔———斯伦贝谢公司提出,套管居中度大于70%,套管与井眼间隙应大于25.4～37.1mm顶替效率将会更高。为了有效地驱替钻井液,必须使套管居中。如果套管偏心度增大,则驱替钻井液的难度几乎按指数律增加,此时再好的注水泥设备也是没有多大用处的。为此,特别需要对扶正器进行逐项细致的检查。规定在244.8套管内起动力不小于2744N(280kg);在试验架上将弹簧片反复压缩12次,每个弹簧片永久变形量小于3mm,合格后方可下井。另外,为使套管更好地居中,利用套管漂浮法固井理论,以减少套管下沉力。即在水平段套管内以顶替水泥浆,命名水平段套管在压差作用下产生一个上浮力,减轻对套管扶正器的负荷,使水平段套管更有利于居中。顶替时实注柴油5m
3
,计算上浮力
为98kN。从现场活动套管观察,初期活动套管悬重833kN,替泥浆后期下降到707kN,说明浮力确实对套管起到了一定的扶正居中作用。居中套管是保证固井质量最基本的措施。过去油田所使用的套管扶正器多数未进行全性能测试,