目前，涪陵页岩气钻探通常将技术套管下至A靶点或井斜角大于60°的井段，后均采用215.9mm钻头打开储层，下入139.7mm套管，水平段长均在1000m以上，若要保证长水平段和造斜段套管的居中度，则扶正器的选择和安放间距设计至关重要。

对于水平井，尤其是井眼曲率较大的中短半径水平井，套管在井眼弯曲段下入过程中受到重力、浮力和摩擦阻力的共同作用，会产生较大的变形和弯曲应力。充分考虑扶正器对套管下入能力的影响，结合油基钻井液体系井眼推荐摩擦因数，利用弯曲和屈曲失稳理论对典型井身结构进行分析，通过模拟计算，下入扶正器保证一定的居中度，可以控制套管在裸眼井段贴边粘卡，减小侧向力和降低水平段摩擦阻力，降低发生弯曲或屈曲的风险，保证套管的正常下入。

根据数值模拟结果及现场实际应用情况，按照目前的井身结构，通过采用普通的刚性扶正器和弹性扶正器结合的扶正方式，能够保证水平段长为1500m管柱的正常下入，当水平段长大于1500m时需要采用必要的减阻技术以保证套管的正常下入。

对于弯曲裸眼井段，套管下入时在井壁上会遇到较大的摩擦阻力，在55°～60°井斜角时，套管柱将不能依靠自身的重力下行，还需要加入一定压力才能克服阻力下滑。页岩气水平井位移对垂深的比例达到一定的程度时，就可能产生过大的摩擦而阻止套管下入，因此钻井液动塑比宜控制在1～2范围，动切力控制在7～10Pa。

当水平段长度超过1500m时，采用偏心式套管刚性滚轮扶正器。在井斜角小于15°井段，每隔2～3根套管装1只扶正器;在井斜角15°～80°的井段，每隔1～2根套管装1只扶正器;井斜角在80°～90°井段和水平井段，需要每根套管装1只扶正器。

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