过去十年间，油气勘探行业经历了显著变革，这种变革是因对提高油井产能和作业效率的持续追求所驱动。水平井钻井技术已取得巨大进步，平均水平段长度从2015年略超1500m的水平扩展至2024年特拉华盆地产区超过3000m的钻井能力，部分单井的水平段长度甚至超过了4500m，见图1（2015年至2024年，特拉华盆地所钻的水平井平均水平段的长度）。这一显著的进展彰显了该行业的技术水平以及现代钻井作业日益复杂的发展趋势。
 
    然而，水平段长度的延长带来了诸多技术挑战，急需创新的解决方案。其中主要的挑战是油层套管的下入作业，在此过程中，井眼摩阻的增大和机械式下井操作的限制显著制约了作业效率；而传统的油套下入方法则面临着诸多困难，从而影响了长水平段井钻完井作业的效率与可靠性。
 
    传统的油层套管下入面临着多方面的技术限制。套管拉伸与压缩能力的限制、扭矩的制约以及环空旁通面积的缩减，均构成了显著的作业挑战。这些限制不仅会损害下入过程中油套管柱结构的完整性，还会推高作业成本、增加技术的复杂性。长套管柱系统虽然在技套设计中较为常见，但当应用于长水平段井眼时却暴露出其固有的缺陷。
 
    其经济影响同样不容小觑：与尾管悬挂系统相比，长水平段油套的下入其材料成本则显著增加，这也使得创新技术的应用不仅成为一项技术上的必然要求，更是财务上的必要之举。该行业急需能够应对日益复杂的井筒结构变化、同时仍能保持施工效率与成本效益的解决方案。
 
    认识到这些挑战，我们进行了全面分析，以应对困难且复杂的水平段尾管的下入。该分析利用了先进的井下监测技术，为的是进行以下工序的操作：
Ÿ 利用高分辨率的井下监测系统对井下动态工况进行详细分析。
Ÿ 评估所采用的钻杆和套管浮箍配置的技术性能。
Ÿ 量化浮式尾管下入过程中压力与受力的变化。
Ÿ 监测并记录其他关键的安装工序，如悬挂器的设定、固井以及封隔器的激活生效。
 
图1
    此项研究通过系统地分析这些参数，为优化部署方法、降低作业风险、拓展水平井完井施工的技术边界提供了切实可行的操作方案。
 
本研究的意义不仅限于实现即时的应用改进，也标志着迈向开发更稳健、更高效且可灵活适应的钻井技术的关键一步，这些技术能满足现代油气勘探与开发日益严苛的需求。
 
技术方法
井下监测系统的描述
    此分析中使用的井下监测系统是一种先进的测井工具，专为在复杂井筒环境进行高精度数据采集而设计。井下监测系统的钻杆连接其兼容性确保了该系统能与各种井下设备轻松地集成于一体，而其全井径的应用设计则能最大限度地减少流动阻力和对操作的干扰。该工具的机械性能与作业管柱的匹配，可在多种井筒环境下保持可靠运行。
 
井下监测系统可同时记录以下参数：
1. 应力（拉伸力和压缩力）2. 浮箍内压  3. 浮箍外压 4. 扭矩（双向扭矩）5.监测点的温度
 
    这组全面的测量数据能对尾管部署和下入过程中所经受的各种应力和工况进行综合分析。
 
井下监测系统的特点：
1. 包括传感器、闪存和电池在内的综合性电子组件包
2. 可配置的采样频率范围为1-20Hz
3. 高分辨率采样，以获取精确的传感器读数
4. 锂电池供电，支持长时间使用（在1Hz情况下最少可工作45天）
5. 全井径、长度短和坚固的结构，见图2（简化的井下监测系统示意图）
6. 无需额外的地面安装
 
图2
图2中的1、2、3指的是：
1) 主体（内心轴）：包含电子组件封装以及负责轴向载荷传递的传感器组件。
2) 外壳：用来保护电子元件，安装在外部。
3) 工具接头：安装在主体下部，与结构设计相辅相成。
 
套管浮箍和钻杆浮箍
    行业内使用的浮箍主要有两种：套管浮箍和钻杆浮箍。其中，与套管一同下入井下的套管浮箍更为常见；而超长水平段使用的钻杆浮箍则是一种主要用于尾管下入时使其漂浮的装置，漂浮装置安装在钻杆上，可有效增加套管或尾管下井过程中的浮力，从而能显著降低长水平段井套管或尾管下入期间的摩擦阻力。这种摩阻的降低使得在无需额外设备、无需对管柱进行操作或采取其他干预措施的情况下，即可更快地将管柱下至目标深度。
 
    浮箍内设有一个玻璃圆盘隔板，隔开密封的空气，使其在管柱操作过程中产生浮力效应；浮箍内的隔板可有效隔开上方和下方密度不同的流体。 
 
    通常，较重的流体（即泥浆）从井口注入。浮箍下方（或空气流通段）被困的流体与注入流体之间的密度差越大，所产生的浮力效应就越显著，从而就能大幅降低管柱与地层之间的摩擦力；这就使得浮箍下方的管柱能产生“漂浮”作用，更易于被密度较大的流体以及位于浮箍上方的管柱向下或向前推动，使其向下或向前移动。
 
    所有必要的计算均在作业的预规划阶段提前完成。其中最重要的计算是扭矩和摩阻的仿真计算，其结果被用来确定浮箍在管柱中最佳的部署位置。获取真实的井斜测量数据、包括多种管柱类型和裸眼井段井眼尺寸在内的井身结构数据至关重要。
 
    当尾管下至目标井深后，通过从地面施加预定的压力可使玻璃隔板破裂，从而在需要进行修井和固井作业时使流体能够循环。这些玻璃颗粒尺寸极小，可安全地泵送至井下。关于玻璃圆盘隔板的浮箍启动和使用配置的示意图见图3（浮箍内的流体和空气部分）和图4（动画的玻璃圆盘隔板破裂的展示），已在前期的研究中有所阐述，也探讨了无干预浮箍的应用。

 

系统设置
本分析涵盖了五套尾管悬挂器的安装，这五套悬挂器均采用了井下监测技术，三套使用了钻杆浮箍，两套使用了套管浮箍。测试环境的关键要素包括：
 
Ÿ 尾管顶部以上的钻杆部署了井下监测系统
Ÿ 井下数据以 10 Hz（即每秒 10 个数据点）的高采样率进行采集，从而能够深入洞察井下瞬时事件及状态转换的过程
Ÿ 井下监测系统相对于钻杆浮箍可变的布设位置。 
Ÿ 油层尾管悬挂管柱和油层套管尺寸范围在4-1/2-in. 至5-1/2-in.之间。
Ÿ 水平段长度在3000m至4500m之间
Ÿ 垂深和造斜点约在3000m的位置
Ÿ 根据作业前的布设分析，在3000m至3350m之间布设有浮箍的套管。
Ÿ 钻杆浮箍应分别布设在尾管顶部和尾管输送工具管柱30m范围内的位置。
 
    该装置旨在采集尾管安装过程中井下动态变化的综合数据。井下监测系统被整合到钻杆管柱中，实现了无缝隙的数据采集，且不会对作业流程造成干扰。
 
    浮箍内的玻璃隔板组件采用了多种破裂压力设计，以满足特定应用的需求；此外，还可根据钻杆的连接方式为浮箍短节丝扣螺纹选择相应的连接类型，从而确保浮箍与钻杆管柱连接的兼容性以及整体的完好匹配。
 
    根据具体的应用场景，浮箍的位置安置会有所不同。某些情况下，浮箍安置在尾管悬挂器上方更为合适；而另一些情况则是将其安置尾管悬挂器下方则更为适宜。通常，浮箍装置应安置在造斜点上方，此做法遵循所有必要的作业前模拟计算所提出的建议。
 
井下工况分析与主要发现
    井下监测系统提供了一个全面的解决方案，用于在尾管悬挂器安装过程中采集操作数据。系统以10Hz 的频率进行数据采集，因而能对井下工况进行非常详尽的记录。在回收尾管下井工具后，数据可直接从井下监测系统下载，用来进行作业后的数据分析，见图5（尾管悬挂器安装后井下监测系统下载数据的展示）。
 
图5
    数据处理流程包括将相关信息导入专用的趋势分析软件，软件支持对钻机的地面数据进行叠加显示；这种方法能确保井下测量数据与作业工况顺序之间存在精准的对应关系。
 
    为全面展示本次分析的主要研究结果，本文将通过两个应用实例：套管浮箍（示例1）和钻杆浮箍（示例2）来阐明这两种不同方法在压力与应变行为方面的关键差异，详见表1（候选井的数据信息）所示。 
 
 
压力变化的检验
    压力分析的主要焦点是浮箍玻璃圆盘的破裂机制。浮箍采用了一种额定的玻璃封装设计，该设计考虑了静液压力的影响；因此，需同时存在静液压力与外加压力的作用才能引发玻璃圆盘破裂。
 
    当井下监测系统安装在浮箍上方时，浮箍的内压传感器可直接监测出压力的变化。这种安装方式有助于验证玻璃圆盘实际的破裂压力是否符合设计规范。
 
记录压力的主要目的包括：
1. 确认玻璃封装件的剪切力处于允许的设计范围
2. 通过管柱建立压力消散特性
3. 识别潜在的玻璃圆盘破裂后压力骤升的动态特性
4. 在后续操作过程中对压力变化进行有效监测
 
针对每口候选井的实例，均提取了详细的10分钟的作业工况分析。
 
实例1
    在本案例中，套管浮箍被安置在测量深度约3000m的位置，距离位于尾管顶部的井下监测系统约 610m。当尾管抵达设定深度后，适度上提管柱让管柱处于松弛状态，同时还要让管柱保持一定的张力；随后逐渐对浮箍施加压力，在浮箍破裂之前激活液压尾管悬挂器，见图6（套管浮箍的破裂过程）。
 
 
图6
    当破裂压力达到期望的7000 psi时，玻璃圆盘隔板在7196 psi时发生了破碎，致使管柱内的压力骤然消散。 井下监测系统记录到在不到1秒的时间内，内部压力发生了+5000-psi 的变化，凸显了这个压力的变化过程极其迅速。在浮箍破裂时，井眼环空区域的外部静液压力仍然保持相对稳定；在破裂瞬间观测到的微小压力波动，很可能是因压力冲击、管柱移动以及管柱内的突然反向膨胀所引起。这一现象也充分表明，浮动设备在此次安装过程中使用正常。
 
    玻璃圆盘破裂后的流体力学过程非常复杂。突然的流体排出使管柱暴露在负压差下。大约10分钟后，内压会稳定在接近零的水平，随后，随着井筒被充满，多余的空气从管柱中排出，内压开始回升。在此期间，外部压力保持稳定，因此，没有迹象表明空气排入了环空。
 
实例2
    这口候选井采用钻杆浮箍使尾管产生浮漂效应。浮箍被安置在2850m的深度，正好在尾管的上方，而井下监测系统则位于浮箍上方30m的位置，深度为2820m。尾管被成功地下至设定深度7848.6m，在浮箍短节破裂之前，总井深被标记为压缩状态。随后，液压尾管悬挂器被定位在最终的设定深度，通过抛下一个钢球进行激活。
 
    钻杆浮箍采用了一种额定剪切强度为8000 psi的玻璃组件。随着压力逐渐施加在玻璃上，玻璃组件会在8131 psi的压力下破裂，该压力值与设计压力的偏差在1.6%以内。
 
    钻杆浮箍的内压急剧下降，在不到1秒钟的时间内急剧下降了超过7000 psi，立即泄压至341 psi，2秒钟后又回升至1150 psi。这些突然的压力变化凸显了流体置换过程中管柱内压的快速变化；在此期间，环空内的外部压力传感器未观测到明显的压力变化。
 
    在接下来的12分钟内，浮箍的内压逐渐趋于稳定；随后，随着管柱内注入液体且空气被排出，压力开始上升，见图7（钻杆浮箍破裂前后的数据变化）。
 
张力与压缩状态的变化
    浮式尾管的安装过程伴随着套管管柱的应力状态出现了频繁且显著的变化。尾管顶部的应力变化受井眼轨迹、尾管管柱的长度以及水平段的摩阻特性影响。在安装过程中，尾管的顶部经常在拉伸与压缩状态之间切换；这些状态的转换对于验证扭矩和摩阻模型以及评估螺旋屈曲的风险至关重要。
 
    压力的存在会对应力产生直接影响，而作用于浮箍短节本体的压力会进一步增加工具的应力。井下监测系统的核心目标是记录浮箍短节破裂前后的应力变化，从而识别尾管管柱可能存在的受压过度的应力情况。观测结果表明，在浮箍破裂过程中出现了剧烈的应力变化。当施加压力时，套管管柱会产生拉力；而内压的突然丧失，加上较高的环空静液压力，导致尾管顶部从拉伸到压缩出现了剧烈的应力转变。
 
    这些应力变化的严重程度可直接与浮箍短节破裂所需的压力相关联，无论该浮箍短节是安装在尾管管柱上还是安装在钻杆上。此外，在浮箍短节破裂之前对尾管管柱进行的初始操作：如施加张力或保持压缩，也可能会影响浮箍短节破裂后的受力位置。
 
    随着管柱被填充，浮箍破裂后也观察到了更平稳的应力变化；随着管柱浮力的减小，井下监测系统记录到了缓慢而稳定的张力累积。
 
    在所分析的不同案例中，井下监测系统记录到的应力变化范围为 356至534千牛，且变化发生于时长不足1秒的时段内，这也揭示了从这些事件中所观察到的极端的机械动力学特性。
 
额外分析
    除了对浮箍短节破裂过程中压力和受力进行分析外，井下监测系统在完井尾管下井安装过程中还采集了其他关键参数，包括：
Ÿ 在下井过程中，利用自尾管顶部采集的数据，对扭矩&摩阻和液压模型进行验证。
Ÿ 确认在适用的情况下尾管悬挂器和球座的激活。
Ÿ 在固井作业中，对尾管刮塞（胶塞）的释放及碰压过程进行监测与记录
Ÿ 验证尾管顶置封隔器的下放重量和设置参数。
Ÿ 在适用情况下对井筒的完整性进行验证与测试。
 
操作过程中的影响
本节将更详细地阐述浮箍短节破裂所带来的影响。
安全事项
    要想使浮箍短节破裂通常需要施加额外的地面压力，在某些情况下地面压力可超过 3000 psi。必须确保所有地面及井下设备均经过符合安全要求的额定参数选型，并确保操作人员在作业期间始终处于红区之外。由于应力变化可能会导致管柱发生轴向位移，因此，操作人员必须保持安全距离，避免作业期间可能出现的安全隐患。
 
套管和钻杆机械性能的额定值
    在井身结构设计、井筒设计、设备选型以及在执行操作规程的过程中必须考虑因浮箍短节破裂导致的增压与压缩所引发的额外应力。这些作用力可能会超过套管或钻杆的作业极限，从而可能会导致设备发生灾难性失效或加速疲劳的损伤。在计划性或应急作业过程中，辅助设备（如尾管悬挂器或下井工具）也应能承受这些额外的作用力。
 
尾管悬挂器和下井工具、设备的选型
    深入理解浮式尾管作业期间的井下动态有助于在设备选型方面做出更明智的决策，从而提升作业的可靠性和效率。
 
    在设计完井尾管时，选用合适的下井工具至关重要。传统的液压尾管悬挂器下井工具更容易受到压力和应力快速波动的影响，尤其是当其配备有机械应急释放机构时，此机构在浮箍短节破裂时可能会导致下井工具过早脱落。而采用机械和液压双重释放机制的液压机械式下井工具，在下浮式尾管时可为应对此类井下工况提供更可靠的保护措施。
 
    尽管液压尾管悬挂器在油层尾管运用中十分常见，但需要仔细考量，以确保悬挂器能够承受浮箍短节破裂后的压力。将压力平衡功能融入尾管悬挂器中可提高悬挂器的可靠性，防止预设现象的发生。浮漂应用中采用的尾管刮塞也应设计为能够承受流体柱流经尾管顶部时的作用力，从而防止刮塞脱落，确保固井作业质量。
 
结论
    在钻杆和套管使用过程中浮箍发生破裂时，其压力与应力行为并无显著差异；设计的破裂压力在很大程度上决定了这些效应的严重程度。
 
各类浮箍均具有独特的优势，取决于具体的应用场景及作业要求：
 
    套管浮箍在尾管管柱内的安装位置具有更大的灵活性，但会在浮箍发生破裂时使尾管悬挂器组件承受额外的压力。
 
    钻杆浮箍可使油层尾管实现浮漂操作，且不会影响尾管和套管的设计。不过，钻杆浮箍的安置位置会受到一定的限制，无法安置在尾管顶部以下。
 
    浮箍短节的最佳安装位置取决于井眼轨迹、套管和尾管设计以及流体类型等因素。在每次下井安装前，必须完成所有必要的计算，并充分考虑任何安全与操作因素，以降低发生事故的潜在风险。
 
    浮箍短节与井下监测系统的结合运用，能让石油公司成功实现套管与尾管接入的完井目标。采用井下监测技术能够更深入地了解各类作业施工中（包括管柱漂浮下井期间发生的极端压力波动）井下所发生的工况变化；这一认知有助于我们根据实际需求优化作业流程，选择最合适的工具与技术，从而安全、高效地完成作业。
 
    设备选型需根据各应用场景的具体要求而定，需综合考虑多种因素，包括井下工况、预期目标及技术规格等。建议与工具供应商进行深入沟通，确保所选的设备符合各项要求，并充分利用其专长和经验推荐最合适的设备方案。这种协作式的选型方式有助于优化设备性能，确保作业安全，顺利完成各种作业。