番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用
漂浮下套管工艺技术介绍
（m）
（m）
下套管工艺
下套管用时
节约时间
某1
1254.00
423.38
955.87
漂浮工艺
12小时
某2
1294.00
465.61
999.90
漂浮工艺
12小时
12小时
某3
1217.00
392.57
902.23
常规工艺
24小时
某1井
3421.73 2096.90 1459.58 漂浮工艺ຫໍສະໝຸດ 14小时某2井 某3井
漂浮下套管工艺技术
一、漂浮下套管解决的问题 二、水平井/大位移井漂浮下套管技术 三、漂浮下套管施工案例 四、技术优势
一、漂浮下套管工艺技术
一、漂浮下套管工艺的技术原理： 通过在套管串中加入漂浮接箍，在漂浮接箍与套管鞋之间的套管内
封闭空气或低密度钻井液，使该段套管串在井眼内产生一定的浮力，从 而减小套管下入过程中与井壁的摩阻，达到套管安全下入的目的。
二、漂浮下套管工艺关键措施
高强度浮箍 弹簧式回压阀，可持续承受反向回压。
特点： 多种回压阀组合，单阀、双阀； 多种密封组合，适用于水基、油基钻井液，耐温
200℃； 回压阀均布承载，可长期承受反向回压； 回压阀耐冲蚀能力强； 阀体具有良好的可钻性； 正向承压≥25MPa，反向承压≥35MPa。
二、漂浮下套管工艺关键措施
旋转自导引鞋 弹簧式回压阀和自旋转引鞋组成，引导套管顺利
下入，承受反向回压。
特点： 弹簧式回压阀，强制关闭； 阀体和引鞋具有良好的可钻性； 偏心引鞋，能够360°旋转，有效引导管串下入； 正向承压≥25MPa，反向承压≥35MPa； 工作温度200℃。
油藏最大接触位移技术在海上注水油田开发中的应用
水平井技术能够提高海上油田开发速度，越来越多的水平井应用于海上油田的开发[1]。
随着油井生产时间延长，油井开发效率逐渐降低，势必影响油田经济开发效益。
伴随着增产措施技术[2]的进步和发展，近年来油藏最大接触位移技术（Maximum Reservoir Contact）逐渐应用于油井治理，MRC储层改造技术具有“投资少、周期短、见效快、效益高”。
文章结合MRC措施特点，在南海珠江口盆地X油田L油藏W1井的应用，对其设计内容和应用效果进行分析总结，为低产低效井治理提供借鉴。
1 油藏最大接触位移（MRC）技术油藏最大接触位移（MRC）技术，是指从一口主井眼中钻出若干个进入油气藏的分支井眼。
MRC储层改造技术可进一步增加原井眼附近油藏泄油面积，并且优化分支井眼数量、长度，动用原井眼无法有效动用剩余油，实现油藏高效开发。
与新钻井眼和常规侧钻新井眼相比，MRC储层改造技术具有“投资少、周期短、见效快、效益高”等优势，同时保留原井眼生产潜力，进一步提高油藏开发效果、油井开发效率。
图1 油藏最大接触位移技术示意图图2 L油藏带渗透率场井位构造图图2 油藏最大接触位移技术优化设计2.1 油井概况W1井位于L油藏构造西部如图2，L油藏边水能量弱，采用人工注水和天然能量复合开发的方油藏最大接触位移技术在海上注水油田开发中的应用呙义 陈三君 高晓飞 李凡 倪积慧 中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 518000 摘要：为充分利用海上平台井槽，提高油井开发效率。
油藏最大接触位移技术可增加原井眼附近油藏泄油面积，具有低成本、高收益等优势。
W1井应用该项技术，复产初期该井含水从96.4%下降到89.0%，产能从15bbl/d/psi增加到22bbl/d/psi。
分析认为油藏最大接触位移技术，可有效提高油井井周剩余油动用程度，对水平井开发效率提高有显著作用。
关键词：海上油田 水平井 油藏最大接触位移技术 低产低效井Ｔｈｅ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ ｍａｘｉｍｕｍ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｃｏｎｔａｃｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ Ｏｆｆｓｈｏｒｅ ｗａｔｅｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ＯｉｌｆｉｅｌｄＧｕｏ Ｙｉ，Ｃｈｅｎ Ｓａｎｊｕｎ，Ｇａｏ Ｘｉａｏｆｅｉ，Ｌｉ Ｆａｎ，Ｎｉ ＪｉＨｕｉCNOOC China Limited ，Shenzhen Branch ，Shenzhen 518000Abstract ：In order to make full use of offshore platform well slots ，improve oil well development efficiency.The maximum reservoir contact technology can increase the oil drainage area of the original well bore ，and has the advantages of low cost and high income. The technology is applied to the well1，which at the initial stage of recovery ，the water cut decrease from 96.4% to 89.0%，the productivity is increase from 15bbl/d/psi to 22bbl/d/psi. The analysis shows that the maximum reservoir contact technology can effectively improve the degree of remaining oil production around ，and has a significant role in improving the development efficiency of horizontal wells.Keywords ：Offshore Oilfield ；Horizontal Well ；Maximum Reservoir Contact ；Low Production and Efficiency well式，埋深2562m，平均渗透率为557mD，平均孔隙度20.1%，属于高孔高渗储集层。
旋转下套管工艺分析
旋转下套管工艺分析作者：姬智来源：《中国科技博览》2018年第32期[摘要]随着国家西气东输战略对油气资源需求的增加，如何低成本高效率地完成一口油气井的钻探显得尤为重要，而下套管作业是油气井钻探中的重要一环。
特别是川渝地区油气井不断向更深的地层发展及低投资页岩气井的增多，下套管作业困难度随之增加，这也为如何快速安全的完成下套管作业提出了新的要求。
鉴于此，本文从钻井下套管的施工工艺着手分析钻井下套管施工新工艺的使用可行性。
[关键词]钻井；下套管；施工工艺；中图分类号：TS966 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）32-0098-01在一口油气井的钻探过程中，往往要钻穿多个压力系统的不同地层，为了封闭不同压力系统及复杂段地层，钻井工艺要求通过下入不同尺寸的套管固井进行逐层封闭，以满足下步继续钻进的需要。
而随着川渝地区油气井布井深度的增加和特殊非标准井身结构的采用，以及低投资页岩气井的占比提升，常规下套管工艺由于存在①前期通井耗时长，成本不经济；②在套管下入过程中不能转动套管，遇到井下异常不能立即建立循环，导致卡套管事故；③复杂井眼套管容易下不到位，被迫全程起出套管；④固井时顶替效率低固井质量差等一系列问题，严重制约着深井复杂井及页岩气井提速增效的目标。
而旋转下套管技术在国外和国内对外合作项目中的应用已经证明其能有效解决以上问题。
一、旋转下套管工艺的优点旋转下套管工艺即顶驱下套管工艺技术，指使用顶驱配合旋转下套管工具来完成下套管作业，该工艺充分利用顶驱系统扭矩转速可控的特性以及旋转下套管工具可以和套管循环通道建立软连接的特性，保证在下套管时随时可以建立循环并且转动套管柱，从而使下套管作业像下钻杆一样轻松可控，它的优点主要有以下几点。
第一，在井下正常的情况下，如果在钻进阶段下部钻具组合（BHA）内带有不小于套管外径尺寸的扶正器，完钻后可以不额外进行通井，直接进入下套管程序，节约大量工程时间。
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。
大位移水平井旋转自导式引鞋的研制与应用
37一、前言随着石油天然气的不断开发利用，尤其是页岩气在全国范围内的深入开发，大位移水平井日益增多。
然而大位移水平井井眼存在砂桥及缩颈，经常导致完井管柱下放困因此，因此完井时的套管如何能够顺利下入至水平段成为了固井工作的难点。
目前，针对大位移水平井完井管柱的下入问题，国内外已研发出了几种方案及下套装置，例如采用滚轮扶正器、套管漂浮技术、顶驱下套管装置、可循环式井口加压装置、下套管牵引装置等。
经过对以上几种装置的调研分析，目前顶驱下套装置，利用其方便的上卸扣并循环泥浆的方式，已经实现商业化应用；可循环式井口加压装置，可以增加套管下放压力并可以随时循环泥浆，但目前仍然处于原理样机阶段；下套管牵引装置的理念，是通过利用水力的牵引，增加在套管在下入过程中的牵引力，然而该理念目前仍处于概念阶段。
针对以上缺点及不足之处，我们研制了自导式引鞋，能够在管串下放时，自动调整管串至最佳引导状态，有效增加套管下入到指定位置的成功率。
二、 旋转自导式引鞋的研制１.结构。
通过对旋转引鞋的工作原理分析，结合工具现场使用功能和CAD、CAXA二维绘图软件确定旋转自导式引鞋结构。
自主设计的旋转自导式引鞋由壳体、压冒、旋转阀芯、偏心旋转头、隔离盘、滚珠组成，如图所示。
由于该引鞋内部设计有旋转机构，因此在偏心旋转头受外力即可自主旋转，通过能力强。
２.工作原理。
套管下入时，将旋转自导式引鞋接在管串最下方。
在下套过程中，偏头的引鞋会会与井壁发生摩擦，从而产生不同旋向的力矩，该力矩会使引鞋朝相应方向旋转，直到偏心旋转头受到不同旋向的能够抵消的力矩后，才停止转动。
而此时偏心旋转头下端引导能力较强的导斜面，始终朝向所接触的井壁，使得旋转引鞋能够通过井眼缩颈，引导套管下入降低套管下放的阻力，对解决大位移水平井下套管困难的问题有良好效果。
３.材料的选择。
偏心旋转自导式引鞋安装在套管串最下端，需要承受高载荷、高压、防腐等复杂井下情况。
因此，专用引鞋材料的选择尤为重要。
超深大位移井高效井筒清洁与预校深一体化提效工艺
超深大位移井高效井筒清洁与预校深一体化提效工艺
葛俊瑞;李三喜;李艳飞;蔡斌
【期刊名称】《海洋石油》
【年(卷),期】2024(44)1
【摘要】超深大位移井的井眼轨迹复杂、井斜大、稳斜段长,常规套管程序为
ϕ244.5 mm套管与ϕ177.8 mm尾管复合,且刮管洗井阶段存在随钻预校深为射孔备用的需求,常规采用两趟管柱分别实现井筒清洁、随钻预校深的功能,造成井筒清洁效率低、作业周期长。
通过集成优化组合多功能清洁工具、可变径刮管器、随钻测井工具和分流转向阀工具,设计形成了高效井筒清洁与预校深一体化管柱结构,重点开展了水力学模拟、管柱安全评价、工艺流程优化,实现复合井筒一趟式高效清洁和随钻预校深一体化功能,相比常规两趟式方案提效30%。
该技术在东海3口超深大位移井中成功应用,井下工具工作正常,相比同类井型常规工艺单井平均缩短43.6 h,具有显著的提速提效作用。
【总页数】5页(P46-50)
【作者】葛俊瑞;李三喜;李艳飞;蔡斌
【作者单位】中海石油(中国)有限公司上海分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE257
【相关文献】
1.超深大位移港深6 9X1井钻井液技术
2.超深大位移井井筒清洁技术及工程实践
3.泵送式油管切割工艺在超深超高压大斜度井-X井的应用
4.井眼清洁技术在东海超深大斜度井中的应用
5.南海东部超深大位移定向井射孔校深新方法
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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。
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番禺油田大位移井旋转下套管工艺
技术应用
[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。
中国论文网/1/view-12829758.htm
[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�c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%。