在非常规油气开发中，水平井段不断延长对套管下入作业提出了严峻挑战。传统的浮式扶正器在旋转下入时因滑移问题导致效率下降，而Volant Products公司推出的压接式HydroFORM™扶正器解决方案，通过创新设计将扶正器与套管本体固定连接，配合浮力技术和旋转下入工艺，有效降低下入摩擦、提升通过能力。该技术已在美国多个页岩盆地成功应用，助力作业者将水平段长度从20000英尺延伸至25000英尺，创造了多项陆上水平井套管下入长度纪录。
超长水平井套管下入面临多重挑战
随着钻井技术不断进步，超长水平井在页岩油气开发中日益普及。页岩油生产商在寻求提高储层产量、减少地表环境影响的同时，持续关注降低建井成本和时间效率。高性能钻机的应用与优化实践的推广，共同推动了水平段长度的不断延伸。旋转导向系统、高性能钻头以及可靠的井下钻具组合技术等创新成果，均为水平段逐年增长提供了坚实支撑。行业并购活动扩大了连片区块规模，使井位部署能够更好地利用地层构造，进一步提升了可采产量潜力。
然而，在超过3英里的超长水平井中，套管下入作业对钻机时间占用显著增加，并在建井关键阶段带来操作复杂性。传统的套管下入方式面临诸多瓶颈：滑动下入时轴向摩擦过大，单纯依靠循环洗井难以解决长水平段阻力问题。随着水平段延长，下入摩擦成为限制套管到位的关键因素。当套管柱在水平段推进时，与井壁的接触载荷不断增加，导致大钩载荷持续下降，甚至可能出现无法继续下入的情况。在实际作业中，这种摩擦阻力不仅影响下入效率，还可能对套管连接件完整性构成风险。
在较短的横向水平段和较小延伸深度比的情况下，泥浆填充的套管或尾管通常可以通过滑动方式下入，必要时可利用循环洗井清洁井眼。但对于长水平段井，当滑动下入的摩擦阻力成为限制因素时，浮力技术便成为常用手段。在这种方案中，套管在下入过程中充入空气以增加浮力，减少与井壁的接触载荷，从而降低下入摩擦。浮力短节技术是这一策略的高效变种，通过在浮力段顶端设置浮力短节，使上部泥浆填充的套管能够将更多重量传递至下部，辅助滑动到位。这种技术组合在中等水平段长度范围内表现良好，但面对极端水平段时仍显不足。
 
图1：不同下入模式对套管/井壁接触点轴向摩擦的影响 来源：Volant Products 技术资料
图1中清晰表明，当套管柱旋转时，井下接触点的摩擦方向与运动方向相反，这与滑动模式下的摩擦方向形成鲜明对比。这一理论分析为旋转下入工艺提供了重要依据，解释了为何旋转能够有效降低滑动阻力、增加可用大钩载荷。从力学原理上看，旋转将静摩擦转变为动摩擦，同时改变了摩擦力的矢量方向，使其从阻碍下入转变为部分辅助下入。
下入工艺创新：浮力与旋转结合发挥协同效应
当滑动下入达到延伸极限时，旋转成为降低轴向摩擦的有效手段。使用顶驱套管下入工具旋转套管柱时，井下接触点的摩擦方向与运动方向相反，从而降低滑动阻力，增加可用大钩载荷。旋转与浮力联合使用效果更佳，且下套管前的井眼准备对整体执行至关重要。井眼清洁程度、泥浆性能以及井壁稳定性均会影响旋转下入的效果，因此作业前的充分准备是成功的关键前提。
在实际作业中，旋转下入与浮力技术相结合的策略正被越来越多的作业者采纳。旋转空气填充的套管，即所谓的“干扩眼”技术，在超长水平井中的应用日益广泛，其目的是进一步减少阻力并维持大钩载荷直至总深度。这种工艺的关键在于能够有效克服静摩擦力和动摩擦力，使套管柱在水平段顺利推进。与传统滑动下入相比，旋转下入可将大钩载荷利用率提升30%以上，显著增加了推动套管前进的有效动力。
然而，旋转下入对井下管柱配置提出了更高要求。套管柱必须能够承受旋转过程中产生的扭矩和组合载荷。主要管材和连接件供应商持续开发适用于非常规井的高扭矩连接件，典型的5.5英寸页岩生产套管连接件操作扭矩限值已超过40000英尺磅。低扭矩连接解决方案同样可行，前提是钻机团队能够充分了解安全的地面载荷限值。当连接件供应商提供组合扭转载荷限值，并与实时钻机咨询系统如VolantRED™云平台配合使用时，效果最为理想。这种数字化平台能够实时监测扭矩、大钩载荷等关键参数，为作业人员提供即时决策支持。
值得注意的是，单纯的浮力技术或单纯的旋转技术各自存在局限。浮力技术虽能减少接触载荷，但在极端水平段仍可能面临推进力不足的问题；旋转技术虽能改变摩擦方向，但若扶正器与管体间存在相对滑移，旋转效果将大打折扣。因此，将两种技术有机结合，并配合适当的扶正器方案，才能实现最优下入效果。这种协同效应在超长水平井中表现得尤为明显，两者的结合产生了1+1>2的效果。
压接式扶正器：固定设计突破旋转效率瓶颈
套管扶正器主要用于在套管与井壁之间建立居中间隙，保障水泥封固质量，实现压裂段间的有效水力隔离。不同设计和材质的扶正器在井下发挥着关键作用。这些配件通常在钻机现场安装，大多在上扣过程中于钻台红区人工滑套安装。这种传统安装方式不仅占用钻机时间，还增加了人员在危险区域暴露的风险。
扶正器最常见的是采用“浮式”配置，即它们可以在管体上自由旋转，并在限位环或管箍之间移动。虽然低摩擦浮式扶正器在滑动下入时能有效降低运行阻力，但一旦开始旋转，特别是在管体与扶正器界面发生滑移时，会对下入效率和效果产生限制。当扶正器与管体间出现相对运动时，原本期望通过旋转降低的摩擦阻力并未得到有效缓解，反而可能因滑移产生额外的能量损耗。这种滑移现象在长水平段中尤为突出，因为较长的管柱需要传递更大的旋转能量。
 
图2：压接式HydroFORM™扶正器管场安装后的形态（5.5英寸×8英寸单压接SlimLINE配置）
来源：Volant Products
这种扶正器采用压接工艺将扶正器与套管本体固定连接，确保扶正器随管柱同步旋转，从根本上解决了浮式扶正器的滑移问题。压接工艺通过计算机控制的径向成形工具实现，能够精确控制压接力度，确保扶正器与套管之间的过盈配合既牢固又不会损伤管体。
在超长水平井套管下入作业中，采用压接式HydroFORM™扶正器被证明是克服摩擦、延伸水平段的简单有效解决方案。该技术最初为随钻下套管应用开发，现已广泛应用于常规下入作业。固定式扶正器消除了浮式扶正器在旋转时的滑移问题，使旋转工艺能够充分发挥降低摩擦的作用。当扶正器与套管一同旋转时，井下接触点的摩擦方向始终与运动方向相反，从而最大化旋转下入的效率优势。现场实践表明，采用压接式扶正器的井，其旋转下入效率可比浮式扶正器提升40%以上。
压接式扶正器的设计理念源于对套管下入过程中力学行为的深入理解。在旋转下入时，浮式扶正器可能因惯性或摩擦因素与管体产生相对运动，这种运动不仅降低了旋转效果，还可能导致扶正器磨损加剧甚至失效。压接式设计彻底消除了这一隐患，使整个套管柱成为一个整体旋转的系统，力传递更加直接高效。此外，压接式扶正器的固定特性还改善了水泥浆的分布效果，因为扶正器位置不会因旋转而偏移，保证了全井段的居中间隙一致性。
案例验证：马塞勒斯页岩创纪录应用
一家马塞勒斯页岩作业者在超长水平井应用中遭遇下入挑战，希望在未来井中继续延长水平段长度。在系列井作业中，大钩载荷下降迫使作业者先尝试上下活动，随后旋转管柱，最终安装浮力短节。这一系列操作表明，单纯依靠传统方法难以满足日益增长的水平段延伸需求。作业者最初试图通过上下活动改善下入效果，但这种方法效率低下，每根套管需要多次往复活动才能推进有限距离。
 
图3：参考井使用浮式扶正器时大钩载荷预测与实际对比，显示旋转无效  来源：Volant Products，基于客户现场数据
从图3中可以看出，旋转并未带来大钩载荷的显著恢复，作业者需要持续上下活动，严重降低了水平段下入效率。在7900英尺的旋转区间内，套管下入速度明显放缓，尽管原本预期旋转能带来比上下活动更高的效率。对比扭矩与阻力预测发现，模型未能准确预估旋转时的大钩载荷，怀疑浮式扶正器相对管体滑移限制了旋转效果。这一发现促使团队深入分析扶正器行为对下入力学的影响机制。
面对这一情况，Volant套管下入优化团队利用VolantRED™云平台，对多次下入数据进行基准分析。团队将之前多次套管下入的实际数据与扭矩阻力分析结果进行对比，建立了摩擦系数的观测范围，评估了浮式扶正器对井下摩擦的影响程度。基于这一分析，团队对更长水平井进行了精确建模，预测压接式扶正器对下入性能的影响。这种数据驱动的分析方法使团队能够量化不同扶正器方案对下入效率的影响，为技术决策提供了科学依据。
 
图4：压接式扶正器方案在对比井中的大钩载荷变化，显示旋转启动时大钩载荷恢复
来源：Volant Products，基于客户现场数据
数据清晰地显示，旋转启动时大钩载荷出现了显著恢复，现场数据与扭矩阻力预测高度吻合，总深度时峰值扭矩约为21500英尺磅。这一结果验证了压接式扶正器在旋转下入中的关键作用，证明了固定式设计能够有效传递旋转能量，将轴向摩擦转化为有利于下入的动力。与参考井相比，对比井的下入时间缩短了约30%，且整个水平段的大钩载荷保持稳定。
除了大钩载荷的变化，阻塞能力也是评估下入效果的重要指标。阻塞能力代表在完全释放表面大钩载荷时，套管柱末端能够施加于障碍物的最大井下轴向载荷，可类比于最大可用钻压。这一指标直观反映了套管柱克服井下障碍物的能力，是评估下入潜力的关键参数。
 
图5：压接式扶正器与浮式扶正器在扩眼作业中的阻塞能力对比（随裸眼摩擦系数变化）
来源：Volant Products，改编自SPE 210279-MS
图5对比了浮式与固定扶正器方案在不同下入深度的阻塞能力，显示了扩眼作业期间两种方案随裸眼摩擦系数变化的阻塞能力差异。图中清晰表明，当固定扶正器套管柱旋转时，驱动管柱前进的井下作用力显著增加。这一指标可用于预估下入挑战的临界点，为优化提供依据。Volant在每次作业前后的运行优化评估中均包含阻塞能力估算，通常发现该指标与下入挑战的发生点高度吻合。当阻塞能力降至接近零时，意味着套管柱难以继续推进，需要调整下入策略。
 
图6：使用计算机辅助径向成形工具在管场安装压接式扶正器 来源：Volant Products
图6展示了使用计算机辅助径向成形工具在管场安装压接式扶正器的场景。中央器安装通常在客户管场进行，采用计算机辅助压接系统将Volant HydroFORM™扶正器压接至套管，形成径向干涉，将每个扶正器固定在位。这种操作实现了每日超过300个扶正器的安装速度，安装时间的减少与改进的记录和报告方法相结合，使其能够适应页岩钻井紧张的预算要求。这种安装方法使扶正器安装脱离关键路径，显著减少了现场人员暴露和安装时间。从安全角度看，将安装作业从钻台转移到管场，消除了钻台红区作业的安全风险，提升了整体作业安全性。
量化优势与效率提升
采用浮力短节与压接式HydroFORM™扶正器组合的套管柱，已成功下入至总深超过32000英尺、水平段超4.8英里的井中。在案例作业者的后续每口井中，作业者均使用Volant外部抓取式套管下入工具，在大多数水平段保持旋转，实现高效推进和稳定大钩载荷。在绝大多数下入作业中，作业者在浮力短节安装前即开始旋转，避免了下入初期的上下活动，并在整个水平段保持这种下入模式。这种优化后的下入策略大幅减少了非生产时间，提升了钻机利用效率。
将压接式扶正器方法作为套管下入策略的组成部分，已创造了多项美国陆上水平段长度纪录。该方法也已被其他作业者应用于多个页岩区块，包括鹰福特、二叠纪盆地等主要页油岩区。套管柱通常在水平段和造斜段每根套管配置一个扶正器，这种配置在居中间隙要求与压接式扶正器对下入阻力的积极影响之间取得了平衡。根据井眼尺寸和套管规格的不同，扶正器间距可适当调整，以优化成本和性能的平衡。
 
图7：参考井与对比井起下钻时间对比（浮式扶正器与压接式扶正器）  来源：Volant Products，基于客户现场数据
从图7中可以清晰看出，压接式扶正器方案在旋转期间下入时间大幅缩短，一致性显著提升。另一个显著优势是在旋转期间每根套管的起下钻时间更加稳定。这种可预测性可用于预测下入时间，并在到达总深度前最大化钻压，进一步优化套管下入作业。在实际操作中，稳定的下入速度使作业团队能够精确规划作业时间，减少钻机待命时间，降低整体作业成本。
 
图8：六口井起下钻时间对比，显示压接式扶正器方案的一致性  来源：Volant Products，基于客户现场数据
图8展示了六口井的起下钻时间，压接式扶正器方案表现出卓越的一致性。作业者普遍反映，该技术为套管下入作业的规划和执行阶段带来了信心，这反映在样本井起下钻时间的一致性上。一位钻完井经理表示，采用压接式扶正器使水平段从20000英尺延伸至25000英尺，这一技术突破直接推动了产能提升和建井成本优化。水平段的延长意味着单井可采储量增加，单位产能的建井成本下降，经济效益显著提升。
从更广泛的行业视角看，压接式扶正器技术的成功应用代表了钻井完井领域从“经验驱动”向“工程驱动”的转变。通过精确的力学分析、先进的硬件设计和数字化的作业优化平台，作业者能够突破传统技术限制，将超长水平井的开发潜力充分释放。随着页岩油气开发继续向更长水平段、更复杂地质条件延伸，压接式扶正器技术有望成为超长水平井套管下入的标准配置。
Volant将压接式扶正器技术与专业优化平台相结合，为超长水平井套管下入提供了经济可靠的解决方案。通过计算机辅助压接工艺将扶正器与套管固定连接，作业者可充分利用旋转工艺降低下入摩擦、增强通过能力。高扭矩连接件与Volant云平台配合使用，实现了套管下入作业的规划、监控与优化。该技术已在马塞勒斯页岩取得显著成效，成为推动水平段延伸的关键技术之一。随着页岩开发持续向更长水平段发展，压接式扶正器技术有望在更多区块推广应用，为非常规油气高效开发提供有力支撑。行业专家预测，未来五年内，超长水平井套管下入技术将持续演进，压接式扶正器与智能化下入系统的结合将成为新的技术发展方向。
https://www.worldoil.com/news/2026/3/16/crimped-centralizer-solution-enables-record-length-casing-runs-in-erd