番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用
番禺30-1气田大位移井固井技术浅析
番禺30-1气田大位移井固井技术浅析范鹏;康建平;廖易波;宋茂林;朱江林;罗宇维【摘要】以番禺30-1气田5口大位移井为例,从管柱合理居中,优化水泥浆配方、固井仿真软件的模拟等方面对大位移井固井技术进行了分析,优选出有效的防气窜添加剂体系,提出了保证大位移井固井质量的技术措施,现场实际应用取得了显著效果,形成了成熟的大位移井气井固井技术,对大位移井气井固井质量的提高有指导作用.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2011(008)004【总页数】3页(P54-56)【关键词】大位移;漂浮接箍;居中;防气窜;固井【作者】范鹏;康建平;廖易波;宋茂林;朱江林;罗宇维【作者单位】中海油田服务股份有限公司油田化学事业部深圳基地,广东,深圳,518067;中海油田服务股份有限公司油田化学事业部深圳基地,广东,深圳,518067;中海油田服务股份有限公司油田化学事业部深圳基地,广东,深圳,518067;中海油田服务股份有限公司油田化学研究院,北京,10149;中海油田服务股份有限公司油田化学研究院,北京,10149;中海油田服务股份有限公司油田化学研究院,北京,10149【正文语种】中文【中图分类】TE256番禺30-1(PY30-1)气田中有5口大位移井,均采用油基钻井液钻井。
针对PY30-1气田大位移井的特点,油田化学事业部深圳基地固井技术部多次邀请业内专家对方案进行论证,为保证大位移井固井质量,对水泥浆体系、浆柱结构、扶正器、前置液、顶替等进行了严密科学设计,采取了一系列提高大位移井固井质量的措施,优选出一套较为全面的大位移井气井固井技术,确保固井施工的安全和固井质量达到要求。
下面,笔者从管柱合理居中、优化水泥浆配方、固井仿真软件的模拟等方面对大位移井固井技术进行了分析。
1 番禺30-1气田大位移井套管附件1.1 套管漂浮技术使用套管漂浮技术,争取套管一次到位,避免悬空固井。
目前,普遍使用的技术为“扩眼鞋+漂浮接箍”实现套管的漂浮,有效的减少大斜度井段的摩擦阻力,以保证套管的安全下入。
油基钻井液在番禺30_1气田大位移井中的应用
文章编号：1001-5620（2011）02-0005-05油基钻井液在番禺30-1气田大位移井中的应用余可芝， 李自立， 耿铁， 严海源， 罗健生（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北燕郊）摘要 番禺30-1气田地层疏松、渗透性强，容易发生井漏、遇阻、卡钻等复杂情况，因此室内通过选用PF-MOEMUL-H乳化剂（该乳化剂兼有主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂的功能），优选出一种油基钻井液基本配方，并对该体系做了进一步的优化，给出了陆地配制和现场使用的油基钻井液配方。
室内评价及现场应用结果表明，该油基钻井液具有较好的流变性、沉降稳定性和润滑性能；添加石墨等润滑剂能进一步改善该油基钻井液的润滑性，降低钻进扭矩和摩阻，降低顶驱等关键设备的故障率；通过使用加有封堵、成膜材料的该钻井液，解决了番禺30-1气田由于存在断层和裂缝发育而发生井漏的难题，同时井壁更加稳定。
关键词 大位移井；油基钻井液；井漏；摩阻；扭矩中图分类号：TE254.3 文献标识码：A番禺30-1气田位于中国南海珠江口盆地，区域上位于中央隆起带的中部番禺低隆起上，南部紧邻白云凹陷北缘，距香港东南约240 km。
该气田位于白云凹陷北坡的反向断裂带上，是一个受断层控制的翘倾半背斜构造。
该气田地层疏松、渗透性强，在钻井过程中容易发生井漏、下钻遇阻、卡钻等现象。
在番禺30-1气田实际完成的开发井包括8口水平井、1口大位移井，均以裸眼方式完井，其中最小斜深为3 600 m，最大斜深为5 629 m，最大水垂比为2.88。
1 技术难点1）番禺30-1气田断层发育，破碎带多，在所钻探井和已钻的开发井钻井过程中，发生了严重漏失，严重影响了钻井作业。
2）φ311.1 mm井眼段最长裸眼达到4 000 m 以上，表1为番禺30-1A05H井的扭矩预测表。
如果出现螺旋型或S型井眼，根据已有经验推测，扭矩可能增加30%～50%，这样最大扭矩可能超过顶驱持续钻井的最高扭矩。
大位移井轨迹控制技术在番禺油气田中的应用
图 １ 推 向 式旋 转导 向 力 学原 理
图 ２ 指 向式 旋转 导 向 力学 原 理
番 禺气 田项 目主要 使用 的是斯 伦 贝谢 公 司 的旋转 导 向工具 Ｐ ｗ ｒ ｒ ｅＸ （ ｏ ｅＤ ｉ ５ 简称 Ｐ ５ ，在 作业 ｖ ＤＸ ）
石油天然气学报
２１ 年 ３ ０２ 月 第３ 卷 第 ３ ４ 期
Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆＯｉａ ｄ Ｇａ ｅ ｈ ｏｏ ｙ Ｍａ． ０ ２ Ｖ １３ Ｎｏ ３ ｏ ｒ ａ ｌ ｎ ｓＴ ｃ ｎ ｌｇ ｏ ｒ２ １ ｏ．４ ・
大 位 移 井轨 迹 控 制 技 术在 番 禺油气 田中的应 用
出来 并商业 化 的旋转 导 向工具 在 国 内外 油 田中都 有使 用 ，并且 效果 都非 常好 。
［ 收稿 日期］２ １ 一 ２ ０ ０ｌ １— ５ ［ 作者简介］张伟国 （ ９ ９ ） １７ 一 ，男 ，２０ 年大学毕业 ，工程师 ，现主要从事海上钻完井技术方面的工作 。 ０２
石油天然气学报 ＊油气田开发工程
制 的准确 性 ，减轻 了定 向井 工程 师 的劳动 ，为 打水 平位移 更 长 的、深水 钻井 作业 水域 更复 杂 以及其他 难
度更 高 的井作 好 了技术 准备［ 。 ２ ］
．
旋转 导 向有两种 设计 原理 ：推 向式 （ ｕ ｈ ｔｅｂｔ Ｐ ｓ ｈ ｉ）和 指 向示 （ ｏｎ ｈ ｉ 。 以这 两 种理 论 设 计 Ｐ ｉｔ ｅｂｔ ｔ ）
根据 计算 以及 总体 考虑 可确 定 ３口井 的 １ ｉ 段 使 用 马达 完 成 轨迹 的钻 进 和导 向工作 ，以番 禺 ２ ｎ井 气 田 的第 １口 Ａ２ ｈ井 的 １ ｉ 眼为 例 ，对现 场 实际 钻井 参数 及 作业 过程 的分 析 ，肯定 井 眼实 际 的摩 ２ ｎ井 ・ 擦 系数高 于设 计时 的摩擦 系数 ，而这种 状况 无法 在 短时 间 内得 到改 善 ，可通 过使 用旋 转导 向工 具来避 免
全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 53-58Published Online December 2018 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2018.406119The Application of Rotary Casing RunningTechnology with Full-floating in ExtendedReach WellsZhixin Tian1, Zhiwei Wang21School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei2Panyu Operations Company, CNOOC Ltd., Shenzhen GuangdongReceived: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018AbstractBy taking the rotary casing running technology with full-floating in extended reach wells (ERWs) of Panyu Oilfield in the east of South China Sea, this paper analyzed the problems and difficulties in the process of Φ244.5mm casing running in long open hole section, such as large deviation, long open hole section, more intercalation, high wall friction, easy formation leakage, and so on.The necessity of introducing the full floating rotating casing technology was expounded, the working principle and main equipment of the technology were introduced, and the operation characteristics and application effect of the technology were analyzed.The results indicate that when full-floating and rotation casing is run into the casing string, the load of hook is increased, the resistance point is passed smoothly, the fault is passed safely and smoothly, the lost circulation and differential pressure sticking are not occurred, and the Φ244.5 mm casing in the long open hole section is successfully lowered to the design depth. It can be used to improve the casing run-ning technology of long open hole in ex tended reach well.KeywordsRotary Casing Running Technology with Full-floating, Extended Reach Well, Top Drive System,Eccentric Floating Shoe田志欣，王志伟全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用田志欣1，王志伟21长江大学石油工程学院，湖北 武汉2中海石油(中国)有限公司番禺作业公司，广东 深圳作者简介：田志欣(1982-)，男，工程师，硕士生，主要从事海上石油钻完井技术管理与研究工作。
大位移井下套管工艺技术
大位移井下套管工艺技术摘要：文章在介绍国内外大位移井的基础上，指出大位移井下套管工艺技术的关键技术与难点，分析了国外解决这些问题所采取的工艺技术措施，为解决我国钻3 000 m以上水平位移的大位移井固井问题提供了指导。
关键词：大位移井；固井；套管；扶正器；浮箍；漂浮；钻井液大位移井又叫大位移延伸井ERD，就是在原定向井的基础上，把井眼进一步向外延伸的井。
随着钻井技术的发展，目前通常定义大位移井为水平位移与垂深之比大于或等于2，或水平位移超过3 000 m的井；特大位移井（Mega Reach Well）是指水平位移与垂深之比大于3.0的井。
大位移井钻井技术作为水平井技术的一个重要方面和发展方向，20世纪90年代得到迅速发展，1990年，大位移井的水平位移世界纪录为5 006 m，目前大位移井的位移世界纪录为10 728 m，是由1999年BP公司于在英国Wytch Farm 油田的1M－16SPZ井上创造的。
目前，全球还有3口大位移井的位移超过万米，他们分别是英国的Wytch Farm 1M－16SPZ井、阿根廷的Cullen Norte－1井和英国的Wytch Farm M－11Y井。
2010年3月胜利油田施工的重点探井高平1井，实际完钻斜深4 535 m，垂深948.87 m，井底水平位移3 814.30 m，水平段长3 462.07 m，位垂比达4.02∶1，创全国陆上油田位垂比最大的新纪录。
在大位移井方面，我国与国外先进水平相比还有相当大的差距。
1国内外下套管工艺技术发展情况介绍大位移井的特点是大斜度长裸眼稳斜井段很长，在井斜角很高的情况下，管柱躺在下井壁，增加了下行阻力。
这种不能靠自身重力把套管柱向下滑动时的井斜角称为临界摩擦角。
决定套管下深的主要因素是最大套管重量，下套管摩擦损失（在井斜角超过临界摩擦角的井段时，必须施加外力将套管推进该井段）以及下套管的机械损失（由钻屑、井壁坍塌、井壁台阶、压差卡钻等）。
大位移井下套管技术及发展方向
设计与研究１大位移井技术随着定向井、水平井技术的发展，出现了大位移井（ＥｘｔｅｎｄｅｄＲｅａｃｈＤｒｉｌｌｉｎｇ，ＥＲＤ）。
在国外，大位移井是指测量深度（ＭＤ）等于或大于真实垂深（ＴＶＤ）２倍的井，当ＭＤ／ＴＶＤ＞３时，称为超大位移井或特大位移井。
国内倾向于将大位移井定义为水平位移与垂深比值超过２．０的井。
利用大位移井实施海油陆采，可替代或减少建造平台和修筑通往海滩的道路，大幅度降低钻井综合成本，而且可以使后续油井管理费用大幅度降低。
我国南海、东海、渤海等浅海蕴藏着极其丰富的石油天然气资源，因此大位移井技术在我国具有广阔的应用前景。
２大位移井下套管技术大位移井不仅可以减少钻井井场和装置，还能得到在其他情况下不能获得的储量。
成功地完成一口大位移井所涉及的关键技术很多，其中套管的顺利下入是大位移井关键技术之一。
２．１在大位移井技术中下套管应该考虑的因素影响大位移井下套管的关键的３个因素是最大下套管重量、摩擦的重量损失和力学重量损失。
最大下套管重量由达到极限摩擦角的总垂深决定。
极限摩擦角随岩性、钻井液和其他因素的变化而改变，超过极限摩擦角，则需要推力推动套管下行，这就是摩擦的重量损失。
力学的重量损失是由岩屑、井壁坍塌、台肩、压差粘卡、稳定器陷入地层和其他因素导致的损失。
经验表明：只要是裸眼井段均存在力学的重量损失，而且损失量比摩擦的重量损失大。
因此，在钻大位移井时，下套管技术战略中对力学的重量损失更加引起重视。
２．２保障大位移井套管顺利下入应采取的措施（１）优质的井眼是大位移井完井管柱顺利下入的首要条件。
（２）大位移井采取漂浮下套管技术是增加管柱下入能力的有效手段。
因为漂浮技术可以有效地减小下部完井管柱的摩擦阻力。
（３）大位移井下套管的另一有效手段是边下边循环技术。
下套管同时循环钻井液可将井内的岩屑沉积床清除干净，减小摩阻力，并能降低卡钻几率。
（４）利用旋转管柱来降低摩阻、提高下入能力是大位移井完井的另一项关键技术。
石油钻井工程中顶驱旋转下套管技术研究
石油钻井工程中顶驱旋转下套管技术研究发布时间：2022-06-22T08:39:52.654Z 来源：《科技新时代》2022年6期作者：李巍[导读] 顶驱下套管技术有效利用顶驱优势，在钻井过程中能够根据实际钻井情况，实现旋转和钻井液的循环同时进行，保证钻井的效率。
本文主要对顶驱旋转下套管技术的应用操作进行介绍，通过技术分析和实际效果介绍，可以看出此技术应用具有较大的优势，尤其对复杂地层中的钻井过程，既能保证下套管的质量，还能提升效率。
李巍中国石油集团长城钻探工程有限公司顶驱技术分公司北京 100101摘要：顶驱下套管技术有效利用顶驱优势，在钻井过程中能够根据实际钻井情况，实现旋转和钻井液的循环同时进行，保证钻井的效率。
本文主要对顶驱旋转下套管技术的应用操作进行介绍，通过技术分析和实际效果介绍，可以看出此技术应用具有较大的优势，尤其对复杂地层中的钻井过程，既能保证下套管的质量，还能提升效率。
关键词：企业市场开发；信息化转型；数字化提升1引言传统的下套管方式是借助动力套管钳旋转套管上扣，在下套管的过程中不能进行钻井液的循环，此方式不仅需要人力多，还会存在极大的操作风险。
在钻井过程中，如果出现复杂地层情况，如缩径和全角度变化率大的井段，很容易出现套管与井壁的长时间接触摩擦，发生粘卡情况。
在下放套管过程中遇阻无法正常下放时，一般需要将套管全部提起，重新组合钻具进行通井，极大地降低了工作效率。
据相关数据统计，接近一半的井下破坏和质量问题是因下套管方式不合理导致，因此可以看出下套管的合理性和有效性能够直接保障钻井的质量。
顶驱下套管技术是一种新型技术，集机械和液压控制于一体，能够充分发挥顶驱的应用优势，同时钻井过程中可以有效对钻井液进行循环，可以有效保持井眼的清洁性和尺寸，确保下套管作业能够安全稳定的运行。
顶驱套管技术促进了我国钻井设备自动化和机械化控制的发展，具有良好的推广应用价值。
2顶驱旋转下套管技术简介及优势在油气田开发过程中，如果油气井的套管一旦存在一定程度的损害，则会导致整口井面临不可挽救的后果，造成巨大的经济损失。
大位移井钻井技术在油田中的应用分析
大位移井钻井技术在油田中的应用分析【摘要】大位移水平井钻井技术，是一种高精尖的钻井技术，是当今定向井、水平井技术的综合系统工程。
它集中了定向井、水平井和超深井的所有技术难点，目前大位移井在世界范围内广泛使用。
大位移井钻井技术可广泛的应用于滩海油田、海上油田、和地面条件极其复杂的边际油田的开发。
【关键词】大位移井钻井技术水平位移大摩阻和扭矩大1 大位移井钻井的基本概念大位移井是在定向井、水平井技术之后又出现的一种特殊工艺井，大位移井是指井的水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井。
由于多种类型油气藏的需要，从不变方位角的大位移井，又发展了变方位角的大位移井，这种井称为多目标三维大位移井。
目前大位移井在世界范围内广泛使用。
大位移井钻井技术可广泛的应用于滩海油田、海上油田、和地面条件极其复杂的边际油田的开发。
2 大位移井钻井技术的特点与优点大位移井用来优化海上和浅海油田的开发。
对于浅海油田，想要开采油藏可以在海边或者建造堤坝来实现大位移井钻井技术的应用。
这样做的目的即减少了勇于油藏开发的油井数量和平台数量。
又增加了储层裸露面积，从而达到了增加油井的储量及采收率的目的，在一定程度上节省了经济成本，促进了我国的石油产业的勘探，开采，与石油行业的发展，缩短我国与国际上石油开采、勘探的差距，实现促进经济发展等特点：（1）水平位移大。
由于大位移井的水平位移大，所以能够很大程度上实现对含油面积的控制。
与开发同等面积的油田相比使用大位移井钻井技术，有效地减少了大量海上和陆地平台钻井的数量。
应用此项技术对我国的石油开采起到了积极的促进作用.（2）能钻穿多井段的油层。
能够增大油藏泄油面积，从而很大程度上提高单井的油产量。
这种可观的经济效益利益，是推动大位移井钻进技术得到迅猛发展的一个重要因素。
（3）扭矩和摩阻大。
基于大位移井有很大的位移，从而致使了哎钻井过程中扭矩和摩阻的增大。
正因如此对大位移井设计上的优化有很大的必要。
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番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用作者：闫许峰
来源：《中国科技博览》2018年第26期
[摘要]近几年来，随着钻探领域逐步扩大，钻遇的油气藏类型日益增多，加之地下条件的复杂性，以及随着油田勘探和开发的进一步深入与完善，使钻井作业面临更多的复杂状况和特殊条件，为满足特定环境下的难度更大的/新型的钻井技术-大位移ERW（ERD）钻井技术应用而生，而大位移井下套管作业在一口井中至关重要，现场下套管的过程直接影响到油井的寿命和产量。
本文就番禺油田大位移井采用旋转下套管工艺技术进行论述、探讨、总结，为今后类似的大位移下套管作业提供借鉴。
[关键词]大位移；漂浮接箍；旋转下套管；固井
中图分类号：S386 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0155-01
引言
大位移ERW（ERD）井一般指水平位移与垂深之比大于或等于2且侧深大于3000m，或水平位移超过3000米的井；当水平位移与垂深之比超过3，且侧深大于3000m时，称为高水垂比大位移井。
与常规井相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的大位移井，能实现有效地对周边油田实施远距离开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。
近年来，南海东部地区番禺油田利用PY4-2B平台和番禺5-1B平台顺利完成5口大位移井钻井作业，钻井作业均采用油基钻井液钻进；针对番禺油田大位移井大位移井的井斜大、稳斜延伸段长，导致管柱磨阻和扭矩大幅度增加，井眼清洁困难；长施工周期使得裸眼受钻井液浸泡时间长，容易引发井下复杂情况和事故，针对番禺油田大位移井特点，本文详细探讨了番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术与应用。
1 大位移下套管难点
长裸眼大斜度井摩阻大：大位移井的井斜大、稳斜延伸段长，导致管柱磨阻和扭矩大幅度增加，井眼清洁困难；长施工周期使得裸眼受钻井液浸泡时间长，下套管至深部地层时上提下放困难，容易引发井下复杂情况和事故。
下套管作业时间长：井壁不稳定风险随时间增加，作业人员和设备疲劳可能导致的风险。
浮鞋、漂浮接箍失效风险大：裸眼段长，Reamer shoe或普通浮鞋水眼存在被堵住风险。
设备要求高：钻机设备的提升能力要求高。
2 保证大位移井套管下入的技术要点
2.1 常规漂浮下套管技术
漂浮下套管技术是在一段套管内不灌浆或者注入轻质流体，减低下入磨阻。
此技术克服了大位移长延伸段使用常规下套管方法磨阻大的问题，使套管串突破正常的下入极限，提高下套管的成功率。
但常规漂浮下套管技术存在以下风险：
漂浮接箍风险：漂浮接箍存在失效的风险，漂浮接箍破裂潘击破压力过大，压漏地层；
遇阻处理风险：下套管时，一旦遇阻，特别是井眼台阶，处理手段几乎没有，下套管至深部时，起出管柱的可能性较低；
激动压力风险：下入过程对地层的冲击、激动压力大，容易在下套管过程中压漏地层；
空气置换风险：下套管到位后套管灌浆、空气排空置换，时间较长，影响井眼稳定；
2.2 优选全漂浮旋转下套管技术
全漂浮旋转下套管工艺：全漂浮+旋转下套管技术是指在套管内全程不灌浆，使套管在管外钻井液的浮力悬浮下，减少与井壁接触，有效减低下入磨阻；同时当管柱悬重降低及下放困难时，采取旋转的方式下放，从而增加悬重、修正井眼及降低激动压力，使管柱顺利到位。
2.2.1 全漂浮旋转下套管力学分析
>当井斜接近零°时，井筒内壁的摩擦力是可以忽略的；
>当随着井斜角度增大时，井筒内壁的摩擦力是显著增加的。
>套管漂浮是指通过套管漂浮减少套管的质量，从而降低套管下放所需的摩擦力和轴向力的影响
2.2.2 全漂浮旋转下套管旋转分析
>当旋转时，有效的轴向和横向摩擦力是实际摩擦力的函数，即轴向和径向摩擦力速率的矢量；
>如果下放速度快而慢速旋转时，大部分摩擦力是在轴向方向的；
>如果下放速度慢而快速旋转时，则大部分摩擦力是在径向方向的；
>整个旋转的关键就是，将轴向摩擦力转化为径向摩擦力，使得磨阻减小，可以使套管正常下放；
2.2.3 全漂浮旋转下套管管柱优选
套管磅级优选：通过模拟下9-5/8”套管等各种冲击因素计算结果，47# 9-5/8”套管抗外挤安全系数无法达到部分井设计安全系数要求（1.0～1.125）；考虑旋转时ECD值更高，模拟推荐，提高9-5/8”套管抗外挤安全系数至1.2，减小作业风险。
井全井段套管抗外挤强度与该套管安全系数对比图，当全井段均为47#套管时，在下放速度5m/min的情况下，套管鞋处所承受的抗外挤强度超过套管本体抗外挤强度，套管有被挤扁的风险；若增加2722米53.5#套管，套管抗外挤强度满足1.2的安全系数，套管安全性更高。
扣型优选：使用全漂浮和旋转下套管方式，对套管及接箍抗扭有很高的要求，使用优质扣上扣后接箍连接之间无间隙，减少固井期间对胶塞的磨损，优选JFE-Bear 扣型，上扣扭矩：最优 25800lb*ft （23220，28380）。
套管下入模拟：在全漂+旋转（20RPM）的条件下，即使在摩阻系数0.6的情况下，套管仍能安全下到位，但需要提高部分套管上扣扭矩等级，根据模拟计算结果，在10.4ppg泥浆比重下，不同摩阻下所需扭矩不同，在摩阻=0.35时，旋转所需扭矩27klbs。
旋转下套管顶部驱动工具：顶部驱动工具是直接连接到顶驱，通过顶驱的旋转，可直接给套管上扣的新技术设备，工具集成了以下所有工具的功能于一身，上扣更加安全高效；顶部驱动系统的组成除了主体设备外，还有其它的子系统来支撑整个系统的正常运行为司钻专设独立的显示器，确保旋转下入过程中，扭矩不超过最优上扣扭矩。
2.3 常规下套管方式与选全漂浮旋转下套管技术对比
漂浮+旋转下套管工艺的优点：下入套管过程中可以轻松上提、下放、旋转，处理复杂情况手段多，几乎可以保证大位移井套管下到位，避免大位移井最大的风险；即使因某种原因下不到位，也可将套管起出，大大有利于为后续处理；省去漂浮接箍的材料和服务费用，同时避免了漂浮接箍失效的风险；减少了套管下到位后的排气置换时间和下套管过程中的地层冲击压力；且钻台仅需很少的工具和人员作业。
极大避免长时间下套管过程中人员带来的安全风险。
3 结论与建议
1）采用漂浮接箍和旋转下套管技术，有效的减少大斜度井段的摩擦阻力，以保证大位移井套管的安全下入。
2）漂浮接箍和旋转下套管在大位移井中的成功应用为后续固井作业奠定了良好的基础。
3）采用漂浮接箍和旋转下套管技术，使得套管下入更为顺畅，可缩短下套管的时间近20%。
参考文献
[1] 曾艳春，大位移井漂浮下套管技术研究.
[2] 石磊，赵海建等，漂浮下套管技术在渤海油田大位移井中的应用.
[3] 彭雷，秦皇岛32-6 A26h、A25h水平井固井技术.。