李云峰, 王在明, 肖国华, 沈园园, 黄晓蒙

(中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院)

小井眼侧钻水平井技术是基于小井眼钻井技术、侧钻井技术及水平井技术发展起来的一项综合的钻井新技术，该技术能进一步挖潜老井的剩余油，恢复并提高单井产量和最终采收率，目前已成为国内油田老区块套损井治理、长停井复产、挖潜剩余油的重要技术手段之一[1-6]。为此，冀东油田也开展了Ø139.7 mm套管开窗小井眼侧钻水平井应用，并取得了一定效果。但由于Ø139.7 mm套管开窗小井眼侧钻水平井环空间隙小，套管居中困难，固井后形成的水泥环薄厚不均，导致小井眼侧钻井固井质量差，后期易出水，造成小井眼侧钻水平井寿命短，致使小井眼侧钻水平井未能形成规模化应用。

目前，为提高小井眼侧钻水平井的套管居中度，保证后期的固井质量，主要采用的是随套管串下入一定数量的弹性扶正器和刚性扶正器。其中刚性扶正器主要是通过尺寸上的差别来保护被扶正的套管相对居中，虽然其可以提供很大的扶正力，但该扶正器的外径受下入套管内径的限制，且套管的居中度相对较差；而弹性扶正器是通过弹性钢片提供一定的弹力来使套管居中，虽然其可以使套管能保持较好居中，但在弹片提供的弹力小于套管的径向力时，被扶正套管的居中度无法保证。同时小井眼侧钻水平井由于井眼较小，在井眼条件不够理想的情况下，以上两种扶正器很容易造成套管串下入困难，导致固井质量差[7-9]。针对以上问题，笔者在借鉴国内外套管扶正器原理及应用情况的基础上[10-13]，研制出了一种液压刚性套管扶正器，其随套管串一起下入井筒中，能够有效提高套管的居中度，保证固井质量，延长小井眼侧钻水平井的生产寿命。

一、液压刚性套管扶正器结构及工作原理

1. 液压刚性套管扶正器结构

液压刚性套管扶正器主要由上接头、上活塞、“O”型密封圈、下活塞、锁环、椎体、扶正抓、下接头等组成，结构如图1所示。

图1 液压刚性套管扶正器结构图

1上接头 2“O”型密封圈 3上活塞 4下活塞 5锁环 6椎体 7扶正抓 8下接头

2. 工作原理

液压刚性套管扶正器随套管串下入预定深度后，通过井口打压(压力10～12 MPa)的作用，套管内压切断扶正器的销钉，椎体在多级活塞推动下促使扶正向外扩张，在扶正抓向外扩张紧贴或嵌入井壁的情况下，实现套管的居中，且椎体对扶正抓也起到硬扶正支撑作用；同时活塞上锁环对椎体实现锁紧的功能，防止椎体发生松动倒退，进而保证扶正抓的撑开效果，防止扶正抓受外力发生收缩变形。

二、主要技术参数与性能特点

1. 主要技术参数

液压刚性套管扶正器技术参数主要为：总长度为1 070 mm，外径110 mm，撑开最大外径88 mm，内通径82mm，启动压力10～12 MPa，撑开压力8～9 MPa，扶正力≥5 t/级。

2. 性能特点

(1)外径小，与Ø95.25 mm完井套管接箍外径一致，便于下入。

(2)多级活塞液压扶正，操作简便、安全可靠。

(3)刚性扶正，周向均匀，降低了套管柱自身重力效应的影响，保证套管柱的始终处于居中位置。

(4)扶正外径大，其扶正抓撑开后外径达到138 mm，具有较强的扶正效果。

三、关键技术

1. 扶正抓结构设计

综合考虑液压刚性套管扶正器扶正效果和扶正抓撑开后对过流面积的影响，设计扶正器径向圆周均匀分布了12个扶正抓，且扶正抓采用高强度钢制成，具有较强的扶正力，既保证套管柱始终处于居中位置，降低了套管柱自身重力效应的影响，同时扶正抓撑开后对后期固井施工作业没有影响(见图2)。

图2 多级式活塞液压刚性扶正器扶正抓实物图

2. 椎体结构设计

为了保证液压刚性套管扶正器扶正抓能够有效撑开，在扶正器椎体与扶正抓接触的位置采用了斜坡结构的设计，既保证了椎体在活塞的作用下推动扶正抓向外撑开，又对扶正抓起到硬扶正支撑作用，防止扶正抓受外力压缩变形，提高扶正的效果。

3. 锁紧机构设计

设计螺纹与斜面配合的锁紧机构实现锁紧功能，当活塞推动椎体促使扶正抓向外扩张时，锁环也随着椎体一起向下移动，并对椎体有效实现锁紧功能，防止椎体因泄压后发生松动或倒退，保证扶正抓不会由于椎体的松动或倒退而回位。

四、室内试验

1. 密封性试验

为了保证液压刚性套管扶正器具有良好地密封性能，以水作为介质对其开展密封性能测试，测试结果表明：其承压在30 MPa以上，完全能够满足现场施工的要求。

2. 抗拉、抗扭试验

依据冀东油田Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井下入的套管外径为95.25 mm，钢级为N80Q，壁厚为6.5 mm，其抗拉强度为700 kN，抗扭强度17.63 kN·m,因此，确定液压刚性套管扶正器抗拉承载能力大于700 kN，扭矩承载能力大于18 kN·m。

为了验证液压刚性套管扶正器的强度能否满足下套管安全作业的要求，对液压刚性套管扶正器进行了抗拉强度、抗扭强度性能测试。测试其抗拉强度时，将液压刚性套管扶正器放在抗拉强度试验机上，然后施加轴向拉伸载荷至700 kN，稳载5 min，液压刚性套管扶正器未发生变形及断裂。测试抗扭强度时，将液压刚性套管扶正器放在抗扭强度试验机上，对其施加扭矩20 kN·m，稳载5 min，卸载后检查，液压刚性套管扶正器无损坏、无变形。通过室内试验结果表明：液压刚性套管扶正器抗拉强度大于700 kN，抗扭强度达20 kN·m，表明液压刚性套管扶正器的强度能够满足下套管安全作业的要求。

3. 撑开试验

为了验证液压刚性套管扶正器扶正抓是否能够顺利撑开、撑开压力的大小是否达到设计要求以及撑开后的尺寸能否保证套管居中，对液压刚性套管扶正器进行了撑开试验。在测试时，当压力达到10.8 MPa时，液压刚性套管扶正器销钉剪断，多级活塞开始运动，压力下降；继续打压，活塞开始推动椎体对扶正抓进行向外撑开运动，活塞当压力达到8.86 MPa时，扶正抓完全撑开，其撑开外径达到138 mm。根据Ø139.7 mm套管开窗后井眼的直径为118 mm，按照井径扩大率12%～15%计算，其裸眼段井径132～136 mm，而液压刚性套管扶正器扶正抓撑开外径达到138 mm，完全满足扶正套管的需求，有效提高套管的居中度，保证后期固井质量。

4. 套管串支撑试验

为了进一步验证液压刚性套管扶正器能否有效提高侧钻水平井水平段套管的居中度，在地面开展了套管串支撑试验。地面试验发现，1个液压刚性套管扶正器能够支撑2根外径为95.25 mm套管离开地面至少20 mm，而1个液压刚性套管扶正器对3个外径为95.25 mm套管进行支撑时，由于套管的扰性作用，套管串中间部分有贴地的现象，其贴地在1～3 m。因此为了提高侧钻水平井水平段套管的居中度，依据套管居中设计与校核、力学分析方法及套管自身的扰性作用[14-17]，建议侧钻水平井水平段每2根套管安装一个液压刚性套管扶正器，造斜段每3根套管安装一个液压刚性套管扶正器，以达到提高套管的居中度，提高后期固井质量的目的。

五、现场试验应用

截至目前，液压刚性套管扶正器在冀东油田Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井试验应用了5口井，其完井管柱为：浮鞋+套管+浮箍+套管+球座式碰压座+套管组合+液压刚性套管扶正器+套管组合+尾管悬挂器+送入钻具，5口井共计应用液压刚性套管扶正器125个，固井成功率100%，且水平段一界面固井质量优质率100%，二界面优质率98%，侧钻水平井水平段的固井质量得到了明显的提高，后期生产油井含水率较低，如表1所示。

表1 小井眼侧钻水平井应用液压刚性套管扶正器情况

1. 试验井基本情况

CPA1井深2 300 m，垂深1 850 m，侧钻裸眼段长650 m,水平段长150 m，最大井斜角91°，完钻钻井液密度1.10 g/cm3，黏度45 s，井身结构如图3。

2. 液压刚性套管扶正器施工情况

为了提高该侧钻水平井水平段套管的居中度，保证水平段的固井质量，该井在水平段采用的是每两根套管应用一个液压刚性套管扶正器，造斜段是每三根套管应用一个液压刚性套管扶正器，共计应用了24个液压刚性套管扶正器。

图3 CPA1井身结构

现场施工过程中，首先按照设计方案连接好套管串组合后，进行下套管作业，同时要控制好下套管的速度；其次，在套管串下到预定位置时，进行循环洗井，循环1～2周确保能够将井底岩屑循环出来，为后期固井的施工顺利和提高固井质量创造条件；再次进行投球、打压施工，打开套管串中的液压刚性套管扶正器；最后继续打压，憋通球座，使井筒建立循环通道，进行注水泥固井施工作业。

3. 应用效果

CPA1固井施工完成后，电测结果显示，该侧钻水平井水平段固井质量一界面优质率为100%，二界面为优良，有效验证了应用液压刚性套管扶正器侧钻水平井的固井质量优于应用常规弹性或刚性扶正器侧钻水平井的固井质量。

六、结论

(1)液压刚性套管扶正器设计的多级式活塞、硬扶正支撑的椎体及具有防止发生松动或倒退的锁环，既降低了对地面打压设备的要求，又保证了在较小的压力下实现扶正抓向外扩张并产生较大的扶正力，提高套管的居中度。

(2)室内测试表明,液压刚性套管扶正器的结构合理、性能安全可靠，能够有效提高Ø139.7mm套管开窗小井眼侧钻水平井套管的居中度，解决了因环空间隙小、套管居中度低导致的固井质量差的问题，成为进一步提高侧钻水平井生产寿命一种新的技术手段。

(3)现场5口小井眼侧钻水平井试验表明,液压刚性套管扶正器有效提高了套管居中度，保证了小井眼侧钻水平井一界面和二界面的固井质量，为利用小井眼侧钻水平井开展老区块油藏剩余油高效挖潜提供了有力技术保证，建议进一步推广应用。