1. 尾管悬挂器

       与常规油气井尾管固井相比，深井、超深井对尾管悬挂器需要更高性能：一是能承受更大负荷，满足下得更深的需求；二是有更强的耐高温、耐高压能力；三是耐腐蚀、能适应多变环境；四是在高温高压条件下，有足够的安全可靠性。国外威德福公司SwageHammer集成式尾管悬挂器（如图1所示），集常规尾管悬挂器和膨胀式尾管悬挂器的优点于一体，极大提高井筒密封性，对气体和液体的密封能力在204 ℃下达到86.2 MPa，其Ф244.5 mm×Ф177.8 mm尾管悬挂器的悬挂承载能力可达到320 t左右，在现场已取得良好应用效果。

           德久普（Drillquip）公司LS-15尾管悬挂器是一种典型的无液缸全密封型尾管悬挂器（见如下图2）。

                                                              图2  LS-15无液缸全密封型尾管悬挂器

       采用尾管顶部封隔器单元与悬挂器单元整体化设计，在保证工具可靠性的同时，降低加工成本。悬挂器单元同样采用无动力液缸设计，从根本上杜绝内外连通现象，其性能指标与SwageHammer尾管悬挂器相同。

       国内川庆钻探公司、德州大陆架公司、渤海钻探公司顺应发展需求，开发出了高压封隔式尾管悬挂器，密封压力超过70 MPa，达到美国石油学会（API）V0级标准，并在南海、西南、塔里木、青海等区域成功应用。德州大陆架公司的无限级循环尾管悬挂器在松科2井应用中，尾管悬挂器工作位置温度高达240 ℃；在川深1井，井底压力达到104 MPa，累计应用180余井次。

       川庆钻探公司的封隔式高压尾管悬挂器，最高内压承压已突破至气密封90 MPa，最高环空封隔能力已达到70 MPa，并发展形成可覆盖4 1/2 ~14 3/8 in管径的尾管悬挂固井作业需求的系列化工具，应用最大套管下深达到8 305 m，最高井底温度近200 ℃。    

       渤海钻探公司的近10种非常规耐高温高压尾管悬挂器，在深井、超深井应用13井次，均一次座挂成功，座挂点最深达到6 400 m，施工井深最深7 640 m，最高耐温205 ℃，最高耐压70 MPa，悬挂能力200 t。

2. 分级注水泥器

       国外哈里伯顿公司和威德福公司相继研制出了Obex IsoLock封隔式分级箍（Obex IsoLock Packer Col⁃lar）和SwageSet V0级封隔式分级注水泥工具（Swage⁃Set V0 Post Packoff Stage Tool）均可实现V0级密封。其中，SwageSet V0 Post Packoff Stage Tool采用机械封隔单元和高强度单向卡瓦结构，有效防止封隔单元的移动，增强了密封性能，最高承压能力可达70 MPa，提高了分级固井作业的可靠性和管串的完整性。为适用新疆、青海等地区的深井、超深井钻井经常遇到特殊的井身结构以及复杂的井下条件，国内形成了14 3/8 in、11 3/4 in、8 5/8 in等特殊规格的分级注水泥器，最大尺寸达14 3/8 in。高温高压气密封分级注水泥器最高承压70 MPa、耐温200 ℃，防腐蚀分级注水泥器可实现单抗H₂S、单抗CO₂、双抗H₂S/ CO₂。

3. 扶正器与扶正短节

（1）扩眼扶正器。

       为了解决扩眼井段使用常规扶正器无法保障套管居中度、固井顶替效率难以提高的问题，Weatherford公司研制了井下激活式扶正器。以传统的编制式扶正器为基础，扶正条在下入井眼前通过钢带和激活锁紧装置捆绑，将外径缩小至小于上层套管内径，下入预定井深后，在井筒压力、温度、磁信号或泥浆化学性能等作用下，激活锁紧装置解锁，弹性条恢复初始外径，产生足够的复位力，保证套管的居中效果。但该技术存在一定的局限性，并没有大规模推广应用。国内各大院所也开展过该类技术的研究，目前仅处于理论设计阶段，没有形成相关产品。

（2）窄间隙扶正短节。

       为解决窄间隙井身结构中井眼与套管间隙小、无法使用常规扶正器的问题，国外哈里伯顿公司研发了Protech CRB扶正器（见图3），通过专有的粘接工艺将碳纤维陶瓷复合材料成型在套管管柱的任何位置，尺寸、形状和位置可根据需要调整。该类型扶正器降低了管串的下入摩阻，提高了扶正器位置的过流面积，可在常规井眼或小井眼中应用，尤其是能够用于窄间隙井眼中，提高管串的居中度、顶替效率和固井质量。

                                                                   图3 哈里伯顿公司Protech CRB 扶正器

       国内主要采用了两种技术方案，一是液压式套管扶正短节（见图4）；二是刚性扶正短节。前者先以小外径下入井内，等套管串顺利到位之后，再撑开支撑条、居中套管，但存在支撑条提前撑开风险，同时由于结构中存在进液孔和密封件，会影响管串的完整性；后者是在管体上直接铣出或焊接刚性扶正条，起到扶正的效果，但由于短节的形式，增大了管串刚度，影响管串下入，以及存在螺纹失封的风险。

                                                                         图4 国内液压式套管扶正短节