漂浮下套管工艺技术介绍
漂浮固井技术
漂浮固井技术简介
漂浮固井技术要点 浮鞋、浮箍承受的反向液柱压力≤24.5MPa（额定工作压力的 70%），大于该压力时建议使用2只浮箍； 漂浮接箍承受的正向液柱压力≤17.5MPa（打开压力的70%)，大 于该压力时建议使用2只漂浮接箍分别承压；
诚信发展 务实创新
漂浮固井组件
漂浮套管组件包括漂浮接箍、止塞浮箍、旋 转自导式浮鞋以及固井胶塞。
漂浮固井技术简介
漂浮固井管串结构 旋转自导式浮鞋+短套管1根+1#浮箍+套管1根+2#浮箍+套管若干 +1#漂浮接箍+套管若干+2#漂浮接箍+套管串
漂浮固井技术简介
漂浮固井技术原理
在套管串中连接1～2个漂浮接箍，使漂浮接箍上、下的套管水眼内形 成临时隔断。 漂浮接箍以下的套管柱内不灌泥浆或灌低密度的液体。 增加漂浮接箍以下套管串的浮力，降低对井壁的正压力，使其在下套管 过程中处于漂浮状态，降低套管下入摩擦阻力。 漂浮接箍以上的套管串中正常灌注泥浆或重泥浆。 增加套管柱重量，提高漂浮接箍以上套管串的轴向力。 合理确定漂浮段长度，保证套管顺利下入。 （直井段+稳斜段+弯曲段）套管产生的轴向力≥（稳斜井段+弯曲井段+ 水平井段）的摩擦阻力，使套管顺利下到井底。
漂浮固井作业程序
漂浮固井作业程序： 按设计排列下入套管及扶正器； 1#漂浮接箍前的所有套管不灌泥浆； 接1#漂浮接箍以后，每15-20根套管，灌1次泥浆，接2#漂浮接箍前，所有 套管必须灌满； 接完2#漂浮接箍后每15-20根灌1次泥浆； 套管下至预定井深后，开始灌泥浆，灌满后接循环接头及排气拷克三通； 小排量开泵，缓慢升压，先打开2#漂浮接箍，然后再打开1#漂浮接箍，打 开压力等于漂浮接箍设定压力减去静液柱压力； 打开排气闸门排放漂浮段套管内的空气，间歇注入泥浆，直到泥浆全部灌 满，空气排完为止； 灌浆完成后观察20-30min，确定套管内没有空气，小排量开泵，缓慢建立 循环； 大排量循环2周以上，泥浆性能满足固井施工，开始固井作业； 连接水泥头及管线，采用常规注水泥作业。
中深层水平井双漂浮下套管关键技术
◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2023053引用格式：张新亮，金磊，张瑞，等. 中深层水平井双漂浮下套管关键技术[J]. 石油钻探技术，2023, 51（6）：57-63.ZHANG Xinliang, JIN Lei, ZHANG Rui, et al. Key technologies for casing running with double floating collars in middle and deep horizontal wells [J]. Petroleum Drilling Techniques ，2023, 51(6)：57-63.中深层水平井双漂浮下套管关键技术张新亮， 金 磊， 张 瑞， 张冠林， 冯丽莹（中石化石油工程技术研究院有限公司，北京 102206）摘 要: 针对中深层水平井油层套管下入摩阻大、常遇阻，常规机械式漂浮接箍结构和操作复杂及多个漂浮接箍串联使用风险高的问题，从提高漂浮下套管工具的性能、可靠性和管串通过性等方面入手，研制了随通式漂浮接箍和偏心自旋转承压浮鞋，优选了整体无焊缝弹性扶正器和弹浮式浮箍等关键工具，建立了摩阻系数和漂浮接箍位置确定方法，并制定了漂浮下套管的技术措施，形成了适应于中深层水平井的双漂浮下套管关键技术。
中江气田9口水平井应用了该技术，套管均安全下至设计井深，漂浮下套管工具承受液柱压力最高达62.5 MPa ，漂浮长度最长1 811 m 。
研究和现场应用结果表明，双漂浮下套管技术可以解决中深层水平井油层套管下入困难的问题，为中深层水平井油层套管下入提供了一种新的技术方法。
关键词: 漂浮接箍；浮鞋；套管扶正器；摩阻系数；下套管；水平井中图分类号: TE256+.2 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2023）06–0057–07Key Technologies for Casing Running with Double Floating Collars in Middle andDeep Horizontal WellsZHANG Xinliang, JIN Lei, ZHANG Rui, ZHANG Guanlin, FENG Liying(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Co., Ltd., Beijing, 102206, China )Abstract: There are problems of excessive drag and restriction while running production casing into medium and deep horizontal wells. In addition, the conventional floating collar has a complex structure and complicated running procedure, and multiple floating collars in series have high risk. In order to improve floating collars' performance,reliability, and the pipe string trafficability of casing running, the immediate rupturing disc floating collar and eccentric self-rotating pressure bearing float shoes were developed, and key tools such as integral non-weld centralizer and elastic floating collar were selected. The determination method for drag coefficient and position of drag floating collar was established, and the technical procedure of casing running with floating collar were created, forming the key technologies for casing running with double floating collars suitable for middle and deep horizontal wells. The technologies have been successfully applied in nine horizontal wells in Zhongjiang Gas Field, and the casing was safely run to the designed depth. The maximum liquid column pressure bearing of the floating collar is 62.5 MPa, and the maximum floating length is 1 811 m. The results of research and field application show that the casing running technologies with double floating collars can solve the problem of difficult casing running in middle and deep horizontal wells and provides a new technical method for casing running in middle and deep horizontal wells.Key words: floating collar; floating shoe; casing centralizer; drag coefficient; casing running; horizontal well为提高致密油气藏、低渗透气藏、稠油油气藏及页岩气藏等非常规油气藏的开发效果，国内外广泛采用了大位移井和长水平段水平井等技术[1-4]。
漂浮下套管技术在浅层页岩气水平井中的应用及优化
1 阳 102H1-2
2 020
900
2 020
2 007.40
961.67
2 阳 102H1-6
2 390
900
2 039
2 379.86
966.00
3 阳 102H3-1
2 435
1 100
2 435
2 424.00
1 175.00
4 阳 102H5-5
2 640
755
2 640
2 637.60
1 472.00
5 阳 102H15-1 2 358
916
2 375
2 358.00
1 031.09
6 阳 102H26-5 2 765
900
2 765
2 743.81
1 360.61
7 阳 102H3-2
2 270
1 030
2 250
2 256.06
1 050.00
8 阳 102H1-7
2 110
Application and optimization of floating casing running technology in shallow shale gas horizontal wells
JIAO Yajun, CHEN Anhuan, HE Fangyu, BIAN Weikun, HUANG Jianhua, PENG Yunhui, ZHAO Yueqi, KOU Xianfu
基金项目 ：国家科技重大专项“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号 ：2017ZX05063）、中国石油天然气集团有限公司重大现场试 验项目“昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（编号 ：2014F-4702）。
漂浮下套管工艺技术介绍
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北京市朝阳区酒仙桥路14号兆维大厦5F 86-10-58671130 86-10-58671120 zhang.hulin@ http//:
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深3604.44m，闭合位移1200.86m， 水平段长932.50m，完钻垂深2558.94m，井底 压力31.73MPa。
三、漂浮下套管施工案例
某油田2个区块同类井型下套管时间对比，漂浮下套管可缩短下套管时间。 下套管时效对比表
井号 某1 完钻井深 （m） 1254.00 完钻垂深 （m） 423.38 完钻位移 （m） 955.87 下套管工艺 漂浮工艺 下套管用时 12小时 节约时间
一、漂浮下套管工艺技术
二、漂浮下套管解决的问题 1、套管安全下入 由于减小了水平段/斜井段的下入摩阻，相对增加了井口载荷，利于 套管安全下入，同时也缩短了下套管时间，降低了施工风险。 2、提高固井质量 由于减小了套管下入摩阻，可以安装更多的扶正器，保持套管在水 平段/斜井段井眼内的居中，有利于提高固井质量。
二、漂浮下套管工艺关键措施
半刚性扶正器
特点： 具有刚性扶正器的扶正能力, 又有弹性扶 正器的变形特点； 中空扶正条，在缩径或遇阻井眼内扶正条 可变形缩小，通过性强； 圆滑过渡的扶正条，减少刮削井壁、嵌入 地层的风险； 螺旋式分布的扶正条，在360 度范围内互 相重叠，居中度固定。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深2501.00m、造斜点深487.00m、垂深
1009.61m、闭合位移1522.44m、水平段长1117、
最大井斜角92°在测深1916.79m，最大全角变化率 9.41 /30m在测深1346.41处，造斜井段扭方位 108.70°(268.89°~160.19°)。
漂浮法
漂浮法下套管解决的问题
1.套管安全下入
由于减小了水平段、斜井段的下入摩阻，相对增加了井口的载荷，利于套管安全下入，同时缩短了下套管的时间，降低了施工风险。
2.提高固井质量
3.由于减小了套管的摩擦阻力，可以安装更多的扶正器，保持套管在水平段、斜井段井眼内的居中，有利于提高固井质量。
第三、漂浮下套管注意的问题
1.套管抗挤强度是漂浮下套管工艺技术的关键条件
2.不用漂浮接箍也可以实现漂浮下套管
3.漂浮只是减小了套管的摩擦阻力，套管居中才是固井质量的保障
4.浮箍浮鞋的可靠性是漂浮下套管的重要因素
第四漂浮下套管工艺的关键技术措施
1.盲板式漂浮接箍，液压打通，盲板粉碎性破裂，不许钻除即达到套管内径，盲板打通后，即可进行常规循环、固井作业
2.半刚性扶正器，圆滑的扶正条下入阻力小，不利于刮削井壁
3.大斜度段、水平井段可以安放更多的扶正器（每根套管可以安放一个扶正器）；
4.高可靠性浮箍，旋转引鞋头，可更好的引导套管下入
5.漂浮下套管工艺设计，优化施工方案。
全漂浮旋转下套管技术在兴页1HF长水平井中的应用
全漂浮旋转下套管技术在兴页 1HF长水平井中的应用摘要:兴页1HF井是一口设计井深5 120m页岩气井,目的层为自流井组东岳段-珍珠冲段。
水平段穿行追层轨迹调整频繁,摩阻急剧增加,给完井作业带来极大的困难。
Φ139.7mm生产套管下入过程中尝试应用全漂浮旋转下套管技术，取得了非常显著的效果,避免了套管下不到位、井漏等一系列复杂情况发生,对今后类似复杂地层钻井提供借鉴作用。
关键词:全漂浮旋转下套管；水平井；顶部驱动工具；偏心浮鞋1长水平段套管下入难点及对策1.1长水平段，套管下入深度深，常规下套管方法难以满足要求套管下深5 118.0m，水平段长度达到2 000m。
若采用常规下入法(边下套管边灌钻井液)和常规漂浮法(套管下部灌钻井液，上部漂浮)均无法下入到位。
目前，漂浮接箍下入法是大位移井、水平井下套管作业常用的方法[1]，但是该方法在现场应用中也暴露出许多问题，如漂浮接箍失效、遇阻时处理手段有限、漂浮接箍失效瞬间产生高压易压漏地层等。
全漂浮旋转下套管技术规避了漂浮接箍失效的风险；在套管下入遇阻时，可以上提、下放、旋转，甚至下压套管柱，极大丰富了套管遇阻时的处理手段，确保套管下入到设计深度；套管下入到位后，只需要灌满套管柱，小排量顶通建立循环排气即可，极大地降低了环空压漏地层的风险。
1.2高应力差软硬交错地层，夹层多，下入摩阻大水平段高应力差，夹层主要集中在东岳段。
东岳段为灰色含砾砂岩、砂岩与碳质泥页岩呈不等厚互层，研磨性较强，地层软硬交错且破碎性严重；珍珠冲段灰色泥岩夹中厚碳质页岩，普遍含有灰质硬夹层。
在钻进过程中，软硬地层交界处扭矩波动幅度大，多次憋停顶驱，起下钻困难，反复划眼容易形成台阶。
若采用常规漂浮接箍下套管工艺，下入过程无法旋转套管柱，若位于套管柱最下方的浮鞋顶到软硬交错地层处的台阶，则套管柱遇阻难以下入，而且由于地层夹层多，井眼轨迹起伏较大，造成套管柱下入时摩阻增大，套管柱无法安全下入。
油田水平井漂浮下套管技术分析
215近年来，随着我国非常规性油气资源勘探技术的不断开发与应用，油田水平井的钻井数量也呈现出逐年增多的趋势，尤其是水平井中水平段的开采数量增长加快。
然而在水平井中的水平段采用套管技术时，由于套管自身的重力作用，使得套管在贴近井眼的下侧会形成托底，使得套管下入产生非常大的困难。
为此漂浮套管技术为上述问题的最有效方式之一。
该技术通过在套管串结构中使用漂浮短接，使得漂浮短接与悬浮箍筋之间形成空隙，通过在空隙中注入空气或者是钻井液，进而通过浮力作用实现套管的漂浮。
这种方式通过降低套管的向下作用力，有利于套管的水平下入，这种技术的应用可以有效的提升水平井的水平段原油的开采，具有巨大的市场价值。
1 油田水平井漂浮下套管技术原理油田水平井漂浮下套管技术采用套管串结构，通过套管下部封闭一段空气或者是密度较低的钻井液，实现管柱整体质量的下降，通过减小套管向下的摩擦阻力，实现套管水平方向的顺利下入。
漂浮下套管技术通过将漂浮接箍和止塞箍之间充满空气，或者是低密度的钻井液，以此来增加漂浮接箍向下部分的浮力，使得套管的下半部分始终处于一种漂浮的状态。
从而减弱了管柱与井壁之间的正向压力，进而使得摩擦阻力得以降低。
此外漂浮接箍的上半部分由于充满了钻井液，使的套管柱推入井中的压力得以增加，使得套管更加顺利的下入。
2 油田水平井漂浮下套管的构成套管漂浮组件主要包含有漂浮接箍、止塞箍、双阀浮鞋和与之相配套的固井胶塞等。
下面将对各个组件进行简单的介绍。
（1）漂浮接箍与止塞箍漂浮接箍是用来连接套管柱的密封装置，为了实现套管的漂浮，一般情况下入套管的两侧会设置漂浮接箍和止塞箍，使其密闭，然后通过向套管内注入空气或者是低密度的钻井液，从而实现套管的漂浮。
为了有效地保障漂浮接箍的密封效果，通常情况下，漂浮接箍由内筒和外筒构成，内外筒的抗渗能力要求相对较高，且要求材质较轻。
上下套管通过螺纹和套管柱进行连接。
内筒又由上下滑套构成，并通过锁销的方式来连接内筒外壁和外筒内壁，最后通过密封装置进行封圈。
大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析
第37卷第3期2009年5月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DRILL IN G TECHN IQU ES Vol 137,No 13May ,2009收稿日期:2008-04-01;改回日期:2009-03-13作者简介:李维(1983—),男,四川德阳人,2006年毕业于西南石油大学石油工程专业,油气井工程专业在读硕士研究生。
联系电话:(028)83030603#固井与泥浆!大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析李 维 李 黔(西南石油大学石油工程学院,四川成都 610500)摘 要:大位移水平井由于水平段长、垂深浅、水垂比大、套管加压能力有限,易因为粘卡造成套管不能顺利下到位,给固井作业带来了困难。
预测了大位移水平井采用常规下套管工艺的摩阻载荷,分析了漂浮下套管的技术原理与优势,计算了漂浮接箍安放在井深不同位置处的摩阻载荷,对摩阻载荷随井深的变化趋势进行了分析,结果表明,运用漂浮下套管技术能够保证大位移水平井套管的安全下入,漂浮接箍的初始安放位置选择在临界阻力角处,且经过优化分析,当漂浮接箍安放在最优化井深处时,摩阻载荷最小,漂浮下套管的技术优势得到了最大程度的发挥。
关键词:下套管;漂浮接箍;水平井;摩擦中图分类号:TE256+12 文献标识码:B 文章编号:1001-0890(2009)03-0053-04自水平井和大位移井问世以来,如何保证水平井、大位移井尤其是大位移水平井套管的安全下入,一直是固井科研人员研究的热门课题。
漂浮下套管技术是解决这一问题最为有效的方法之一[1]。
该技术通过在套管串结构中加入漂浮接箍,利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用,来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻,以达到套管安全下入的目的。
但对于漂浮接箍在套管串结构中安放位置的研究和分析,尤其是如何安放漂浮接箍,才能最大限度地发挥漂浮下套管技术的优势,国内外研究甚少。
大庆油田水平井漂浮下套管技术研究
大庆油田水平井漂浮下套管技术研究于小波;李玉海;万发明;王春华;许国林;刘伟【摘要】In the oilfield development, the late for remaining oil potential in horizontal well drilling technology, is to improve the oil recovery and important means of developing low permeability reservoir, reduces the risk of comprehensive cost, environmental pollution, reduce production covers, effective development of inefficient reserves, improve the production capacity of the oil and gas fields and the development benefit. Now as the level of horizontal Wells in daqing oilfield period lengthen, leads to casing down into difficulty, construction is forced to reduce the number of casing centralizer, make the casing in medium can not meet the design requirements, the cementing quality is poor. To solve these problems inthe related technology research, developed a series of tools and formed a set of form a complete set of suitable for horizontal Wells casing floating technology in daqing oilfield, currently 115 Wells field application, the application effect is good, improve the casing into the limitation and the cementing quality.%在油田开发中、后期，水平井钻井技术对剩余油挖潜举足轻重，是提高原油采收率及开发低渗透油层的重要手段，可降低综合成本、环境污染风险，减少生产占地，有效开发低效储量，提升油气田的产能和开发效益。
漂浮下套管技术及现场使用
漂浮下套管技术及现场使用摘要：漂浮下套管技术是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。
实践证明，这一技术可以有效地克服大位移井下套管作业中摩阻扭矩过大的问题，使套管更容易下入目的层位。
关键词：漂浮接箍，上浮力，摩擦力，下入目的层位1、漂浮下套管技术研究背景近年来，超长水平井技术已经成为国内外各大油田“少井高产”重要的技术支撑，在油田原油生产中发挥着越来越重要的作用，超长水平井特别是大位移超长水平井将成为我国国内各大油田实现持续稳产的重要技术支撑。
随着超长水平井的大面积开发，超长水平井长水平段下套管时，井眼清洁、摩阻控制以及井壁保持稳定难度大，严重影响超长水平井长水平段套管安全下入，增加超长水平井勘探开发成本。
受限于超长水平段固完井技术发展水平，安全下入套管技术成为超长水平井勘探开发面临的最大技术挑战之一。
国内油田在超长水平井的完井作业中，下套管作业十分困难，而且套管磨损严重，有时还需要套管补丁衬管，甚至更换全部套管，这样必然增加完井的时间和成本，这些问题的解决关键在于解决大位移井的完井作业中如何减小套管与下井壁之间的摩擦力。
依据降低摩阻机理，即当井斜很大的井下套管时，特别是大位移井和水平井，由于套管重力作用，套管与下井壁之间的磨擦力很大，使套管下入非常困难。
因此，在超长水平井钻井施工作业中，国内外通常在下套管作业过程中采用顶驱装置和漂浮下套管技术。
漂浮下套管技术实际上就是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。
2、漂浮下套管技术国内外研究现状2.1、国外研究现状由于沿程摩阻和机械损失，水平井中套管的有效下入成为水平井完井作业的一个主要问题。
漂浮下套管技术在渤海油田大位移井中的应用
88大位移井是指水垂比大于或等于2且测深大于3000m 的井或水平位移超过3000m的井[1]。
渤海油田海上钻井模式是首先在海上布导管架，导管架的位置是根据该区块主力开采油层的走向和位置确定的，其次进行钻井开发。
随着渤海油田进入中期大开发，主力油层周边有开采价值的小油层也开始进入开发阶段，由于成本和技术的原因，前期导管架设计时不能兼顾到这些小油层，后期开发时设计了高难度的大位移井。
随着大位移井的逐渐增多，一套适用于渤海油田大位移井的漂浮接箍下套管技术[2]逐渐成熟。
这种技术的推广应用，有效的保证了大位移井套管的下入到位，具有巨大的经济效益和市场价值。
1 漂浮接箍下套管技术原理水平井下套管过程中，将漂浮接箍连接在套管串合适的位置上，从而在套管内构成临时屏障，漂浮接箍以下的套管串内充满空气，而漂浮接箍以上的套管串内充满钻井液。
这样一方面实现了下部套管串在下套管过程中处于漂浮状态，降低套管对井眼低边正压力，从而减小了下套管时的摩擦阻力；另一方面，由于漂浮接箍上部分的套管柱内充满了钻井液，钻井液柱的重量直接作用于套管柱上，推动井眼内的套管顺利下入。
1.1 漂浮接箍漂浮下套管的套管组件主要有浮鞋、浮箍和漂浮接箍，其中漂浮接箍是整个技术的关键。
漂浮接箍是连接在套管串上的密封装置，渤海常用的漂浮接箍为戴维斯公司生产的[3]，它有内、外筒两部分组成，外筒上下通过FOX 扣/BTC扣与上下套管连接，内筒分为上、下滑套，上滑套和下滑套分别用上锁销和下锁销与外筒连接，在外筒与上下滑套之间的接触面均采用密封圈密封。
漂浮接箍下入的过程中处于关闭状态，使其下部密封的空气和上部的钻井液分开，漂浮接箍以下的套管串始终处于漂浮状态。
套管到位后，通过加压剪切上销钉，上滑套下行露出循环孔，从而连通漂浮接箍上下管串。
漂浮接箍的打开压力（漂浮接箍以上液柱压力+地面压力）为3500～4000 Psi。
1.2 胶塞漂浮接箍下套管固井时总共使用三个胶塞，指示塞、底胶塞、顶胶塞，导管到位打开漂浮接箍后，投入指示塞，指示塞坐落到漂浮接箍上之后，剪切下锁销，指示塞连同上下滑套一起下行，最后坐定在浮箍上。
漂浮下套管的工艺流程
漂浮下套管的工艺流程如下：
在套管串中安装漂浮接箍，在套管内建立临时屏障，使漂浮接箍之上套管内充满钻井液。
将下部封闭一段空气或低密度钻井液，增加套管在钻井液中的浮力，减小套管与井壁间的正压力，从而减小套管与井壁间的摩擦阻力。
对钻井液的性能参数进行调整，保障钻井液的使用符合定向井钻探施工质量要求。
使用套管扶正技术，扶正上部套管，保障下部套管的顺利施工，为后续固井施工提供便利条件。
漂浮下套管技术有效的降低了钻井施工风险，保障套管顺利下入，解决了长水平井、大位移井以及高摩阻井中套管难以安全下入的难题，提高了套管下入成功率。
漂浮下套管的工艺流程
漂浮下套管的工艺流程英文回答：Floating Casing Running Procedure.Preparation.1. Ensure the wellhead is prepared and ready to receive the casing.2. Inspect the casing for any damage or defects.3. Lubricate the casing threads and couplings.4. Assemble the casing joints, making sure the connections are tight.5. Attach the casing hanger and centralizer to the top of the casing string.Running the Casing.1. Using a crane or other lifting device, carefully lower the casing string into the wellhead.2. Control the rate of descent to prevent sudden impact or damage to the casing.3. As the casing is lowered, rotate it to ensure it is free to move.4. Monitor the casing weight and tension to identify any potential problems.Floating the Casing.1. Continue lowering the casing until it reaches the desired depth.2. Circulate drilling fluid through the casing to remove any debris or cuttings.3. Slowly inject fluid into the annulus between the casing and the wellbore.4. Adjust the circulation rate and pressure to control the casing's buoyancy.5. Monitor the casing pressure and wellhead temperature to ensure the casing is floating correctly.Cementing the Casing.1. Once the casing is floating, install a cementing plug at the bottom of the casing.2. Pump cement through the casing and into the annulus.3. Allow the cement to set and harden.4. Remove the cementing plug and continue drilling the well.中文回答：套管漂浮工艺流程。
漂浮下管施工工艺流程
漂浮下管施工工艺流程英文回答：Floating Bottom Hole Assembly (BHA) Running Procedure.1. Pre-Run Preparation.Gather necessary materials and equipment, including BHA components, running tools, and drilling fluid.Inspect BHA components for damage and ensure proper assembly.Conduct a job hazard analysis (JHA) and safety briefing with personnel.2. Rig Up.Connect the running tools to the rig's drill string.Lubricate the drill string and BHA components.Install the BHA on the drill string and secure it with the appropriate tools.3. Running the BHA.Start running the BHA into the wellbore, maintaining a slow and steady rate of penetration.Monitor drilling parameters (e.g., weight on bit, torque, flow rate) to ensure optimal performance.Use a rotation recorder to track the rotation of each BHA component.4. Floating the BHA.When the BHA reaches the target depth, reduce the weight on bit to float the assembly.Continue rotating the drill string to ensure properalignment.Monitor the annular pressure response to confirmproper floating.5. Landing the BHA.Slowly lower the BHA until it lands on the bottom ofthe hole.Apply sufficient weight on bit to seat the BHA firmly.Verify the BHA position using a depth correlation tool.6. Post-Run Inspection.Remove the BHA from the wellbore and inspect all components for wear and damage.Document any findings in the drilling report.7. Troubleshooting.If the BHA cannot be floated properly, check for hole cleaning issues, insufficient fluid density, or mechanical problems.If the BHA gets stuck in the hole, use appropriatetools and techniques to free it, such as fishing tools or drilling out.中文回答：漂浮下管施工工艺流程。
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术长水平段水平井是一种在油田开发中常见的钻井方式，其特点是水平井段较长，井深大，钻井难度较大，维护作业也相对复杂。
在长水平段水平井中，套管悬浮器的应用技术尤为重要，它能够保证套管的安全悬浮，防止塌陷和失稳，保证井筒完整性和作业安全。
本文将通过解释套管悬浮器的工作原理，介绍现场应用技术，以及分析其存在的问题和发展趋势，希望能够为长水平段水平井的钻井作业提供参考。
一、套管悬浮器的工作原理套管悬浮器是一种钻井工具，它主要由顶部承载环、底部锚定环和悬挂绳组成。
套管悬浮器的工作原理是通过悬挂绳将套管连接到井口，同时通过顶部承载环实现套管的吊装和悬挂，通过底部锚定环固定套管位置，从而达到保证套管在井内的安全悬挂的目的。
套管悬浮器在长水平段水平井中的作用主要有以下几个方面：1. 保证套管的垂直度和稳定性：在长水平段水平井中，套管往往需要覆盖较长的井深和水平段，为了保证套管的垂直度和稳定性，套管悬浮器能够通过悬挂绳和锚定环的设置，保证套管在井筒内的垂直运动，并且防止塌陷和失稳的发生。
2. 便于井下作业：通过套管悬浮器的设置，可以在井下进行各种维护和作业，比如注水、压裂、测井等，保证了井下作业的安全和顺利进行。
3. 提高井筒整体完整性：套管悬浮器保证了套管在井内的安全悬挂，从而保证了井筒的整体完整性，避免了井筒的损坏和泄漏等问题的发生。
二、套管悬浮器的现场应用技术在长水平段水平井的钻井作业中，套管悬浮器需要严格按照操作规程和技术要求进行现场应用。
下面将介绍套管悬浮器的现场应用技术：1. 套管悬浮器的选择：根据钻井深度、井径和压力等参数，选择适当的套管悬浮器规格和型号。
同时需要考虑钻井液性质和井筒环境等因素，确保套管悬浮器能够正常工作。
2. 安装和调试：根据套管悬浮器的安装说明书，进行安装和调试工作。
特别要注意悬挂绳的调整和锚定环的固定，确保套管能够安全悬挂在井筒内。
3. 定期检查和维护：在钻井作业过程中，定期对套管悬浮器进行检查和维护，确保其工作状态良好。
漂浮下套管技术在浅层页岩气水平井中的应用
漂浮下套管技术在浅层页岩气水平井中的应用发布时间：2021-04-14T01:20:42.156Z 来源：《防护工程》2020年34期作者：卢进雄向建军李文段立波[导读] 叙永工区浅层页岩气水平井常因水垂比大、轨迹复杂等因素，造成油层套管下入困难，经常无法下至设定深度，为此在阳102H26-6井试验漂浮下套管技术。
中国石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司江苏扬州 225000摘要：叙永工区浅层页岩气水平井常因水垂比大、轨迹复杂等因素，造成油层套管下入困难，经常无法下至设定深度，为此在阳102H26-6井试验漂浮下套管技术。
本文从力学角度分析了漂浮下套管技术降摩减阻的机理，介绍了该技术涉及的关键工具以及施工工序，最后对现场试验情况进行了分析和总结。
本文的研究为后续井开展漂浮下套管技术提供了理论支撑。
关键词：漂浮接箍；降摩减阻；漂浮长度；破碎盘引言：四川泸州叙永工区布井多为大位移水平丛式井组，由于水平段长、垂深浅、水垂比大、套管加压能力有限,易因为粘卡造成套管不能顺利下到位,给固井作业带来了困难，同时目的层龙马溪组小层箱体薄。
钻进过程中极易出层。
由于地震资料准确性低，导向对于地层倾角及断层判断不准确，造成频繁调整井斜、轨迹，造成井身轨迹差，后期套管作业施工困难。
漂浮接箍在阳102H26-6井套管作业中成功应用，为后续浅层页岩气水平井套管作业顺利施工奠定基础。
1.阳102H26-6井基本情况：阳H26平台位于四川省泸州市叙永县两河镇天生桥村12组，为布局五口井的丛式井组，施工难度较大。
阳102H26-6井是部署在四川台坳川南低陡褶带太阳背斜西区构造上的一口开发井。
设计井深2461m，实际完钻井深2650m，完钻层位龙马溪。
本井实钻最大井斜为:109.20，°最大狗腿：7.97°，最大垂深:1211.93m，末端垂深:1050.22m，水平位移:1408.03m，位垂比:1.16。
2.漂浮固井施工工艺：漂浮下套管技术是专门针对大位移井、水平井套管下入困难的一种技术，利用漂浮接箍密封性，将套管分隔独立的密闭单元，在整个套管串中起到临时屏障作用。
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术随着石油勘探的不断深入，长水平井越来越受到业界的关注，为了实现长水平井的安全、高效、稳定地生产，井下套管悬浮器技术的应用已经得到广泛的认可。
本文将介绍长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术。
一、长水平段套管悬浮器的设计和组成长水平井段套管悬浮器主要由下列部件组成：上部接头、下部接头、钩爪、悬挂板等。
其中，上部接头连接到下面的井管套管，而钩爪和悬挂板都连接到下部接头上。
悬挂板和钩爪起到了悬挂和支撑套管的作用，从而在井下实现了套管的悬挂和支撑。
二、现场应用技术1.施工前的准备工作(1)根据设计方案，确定套管悬浮器的种类、数量和安装位置。
(2)检查套管悬浮器的尺寸、质量等，保证其符合设计要求。
(3)对施工现场的安全、卫生等方面进行检查，消除可能的安全隐患。
(4)确定安装人员和负责人员，进行安全教育和技术培训。
2.现场施工流程(1)将现场的套管运输到目标位置，安装好上部接头，并用射线测量确认位置。
(2)使用井下设备将套管运输到下部接头附近，通过钩爪和悬挂板将套管悬挂在井下。
(3)下部接头连接到套管底部，确保套管悬挂器牢固可靠。
(4)使用激光测量仪器测量套管悬挂器位置，确保位置精度满足要求。
(5)对套管悬挂器进行质量检查，确认其安装质量符合标准。
三、现场应用技术中需要注意的问题1.现场施工需要根据设计方案，严格按照要求实施，不得擅自改变施工方案。
2.施工现场应做好安全防护工作，确保人员和设备的安全。
3.施工前需要充分检查设备是否符合要求，保证施工质量。
4.在井下施工时，需要充分考虑井下环境和环境因素的影响，确保施工的顺利进行。
总之，长水平段套管悬浮器的现场应用技术是一个重要的技术环节，要充分认识其重要性，严格按照要求实施，以保证长水平井的安全、高效、稳定地生产。
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术一、长水平段水平井套管悬浮器的基本原理长水平段水平井套管悬浮器是一种能够在水平井井眼中悬挂套管的设备。
它是通过悬挂器、承重环和扇形夹具三个主要部件来完成套管的悬挂和固定的。
在水平井中，由于地层水平展开，套管容易出现位移和下沉的情况，而长水平段水平井套管悬浮器可以有效地解决这一问题，保证套管在井眼中的稳定性。
1. 安装前的准备工作在使用长水平段水平井套管悬浮器之前，首先需要进行安装前的准备工作。
这包括检查设备和工具的完好性，清理井眼和套管口径，准备好悬挂器、承重环和扇形夹具等部件，确保所有工作人员了解设备的使用方法和安全注意事项。
2. 安装过程安装长水平段水平井套管悬浮器需要严格按照操作规程进行。
将悬挂器和扇形夹具依次安装到套管上，然后使用承重环将套管悬挂在井口处。
在安装过程中，需要特别注意套管的水平度和垂直度，保证套管安装的准确性和稳定性。
3. 使用前的检查在使用长水平段水平井套管悬浮器之前，需要进行设备的安全检查和调试。
通过检查悬挂器和扇形夹具的连接情况，确保其牢固可靠；对承重环进行检查，保证其承重能力符合要求；同时还需要进行套管的水平度和垂直度检查，确保套管安装的正确性。
4. 使用过程中的监控在使用长水平段水平井套管悬浮器过程中，需要不断进行设备的监控和调整。
通过对套管的位移和下沉情况进行监测，及时发现问题并进行调整；同时注意设备的润滑和冷却情况，确保设备的正常运行。
5. 维护和保养1. 提高油井的生产效率长水平段水平井套管悬浮器能够有效地控制套管的位置和稳定性，避免了套管位移和下沉导致的生产中断和井眼损坏。
通过使用套管悬浮器，可以提高油井的生产效率，降低操作成本，提高油田的开发利润。
长水平段水平井套管悬浮器通过其稳定性和可靠性，保证了油井的正常生产和运行。
它能够有效地延长套管和井眼的使用寿命，减少了设备的损耗和维修频率，提高了油井的可靠性和稳定性。
3. 降低油田的安全风险。
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（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℃。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深3604.44m，闭合位移1200.86m， 水平段长932.50m，完钻垂深2558.94m，井底 压力31.73MPa。
三、漂浮下套管施工案例
某油田2个区块同类井型下套管时间对比，漂浮下套管可缩短下套管时间。 下套管时效对比表
井号
完钻井深 （m）
完钻垂深 完钻位移
——盲板式漂浮接箍不增加额外的操作，工艺最 简单，使用最安全； ——不同的井况应配置不同压力的漂浮接箍。
二、漂浮下套管工艺关键措施
半刚性扶正器
特点： 具有刚性扶正器的扶正能力, 又有弹性扶
正器的变形特点； 中空扶正条，在缩径或遇阻井眼内扶正条
可变形缩小，通过性强； 圆滑过渡的扶正条，减少刮削井壁、嵌入
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深1210.52m，造斜点170.00m、垂深 389.75m、水平位移908.24m、最大井斜角 92.46°/908.35m处，最大全角变化率10.60/30m 在井深360.52m处，水垂比为2.33。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深2501.00m、造斜点深487.00m、垂深 1009.61m、闭合位移1522.44m、水平段长1117、 最大井斜角92°在测深1916.79m，最大全角变化率 9.41 /30m在测深1346.41处，造斜井段扭方位 108.70°(268.89°~160.19°)。
3525.18 3300.45
2336.00 1338.42 2112.50 1321.92
漂浮工艺 漂浮工艺
14小时 14小时
14小时
某4井
3312.23 2231.54 1311.76 常规工艺
28小时
四、技术优势
1、工艺简单 漂浮下套管工艺不需要增加额外设备，不需要改变套管组合，采用常规的固井工
某井为大位移井，造斜点300m、中完井深 2718m、垂深1372.89m、水平位移 1895.46m、最大井斜角79.90°在井深 1681.78m处，最大全角变化率4.09/30m在 井深1537.05m处，中完水垂比为1.38。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深4300.00m，造斜点1110.76m、 垂深1538.25m、水平位移2977.86m、最大 井斜角89.57°/3283.90m处，最大全角变化 率11.41/30m在井深1593.43m处，水垂比为 1.94。
一、漂浮下套管工艺技术
三、漂浮下套管注意的问题
——套管抗挤强度是漂浮下套管工艺技术的关键条件； ——不用漂浮接箍也可以实现漂浮下套管； ——漂浮只是减少了套管摩阻，套管居中才是固井质量的保障； ——浮箍浮鞋的可靠性是漂浮下套管的重要因素。
二、漂浮下套管工艺关键措施
漂浮下套管工艺的关键技术措施
地层的风险； 螺旋式分布的扶正条，在360 度范围内互
相重叠，居中度固定。
二、漂浮下套管工艺关键措施
漂浮下套管工艺设计 建立设计模型，计算施工参数，优化施工方案。
特点： 漂浮下套工艺方案优化设计； 漂浮下套管摩阻计算； 井口下放载荷计算； 套管安全系数计算。
三、漂浮下套管施工案例
一、漂浮下套管工艺技术
二、漂浮下套管解决的问题 1、套管安全下入
由于减小了水平段/斜井段的下入摩阻，相对增加了井口载荷，利于 套管安全下入，同时也缩短了下套管时间，降低了施工风险。 2、提高固井质量
由于减小了套管下入摩阻，可以安装更多的扶正器，保持套管在水 平段/斜井段井眼内的居中，有利于提高固井质量。
盲板式漂浮接箍，液压打通，盲板粉碎性破裂，不需钻除即达到 套管内径，盲板打通后，即可进行常规循环、固井作业；
半刚性扶正器，圆滑的扶正条下入阻力小，不刮削井壁； 大斜度段、水平段可以安放更多扶正器（每根套管可以安放一个 扶正器）； 高可靠性浮箍，确保长期持续密封反向压力； 旋转自导式浮鞋，旋转引鞋头，可更好的引导套管下入； 漂浮下套管工艺设计，优化施工方案。
艺，操作简单，施工风险小。
2、应用规模： 自2010年以来，每年漂浮下套管固井施工100多井次，减阻效果明显， 套管下入
顺畅100%。
3、固井质量： 2015年，在某油田完成水平井漂浮下套管固井施工60多井次，水平段固井质量优
质率接近100%%。
4、缩短下套管时间： 漂浮下套管技术，使得套管下入更为顺畅，可缩短下套管时间近50%。
——漂浮下套管工艺对浮箍的可靠性要求极为苛刻； ——浮箍的可靠性是漂浮下套管的重要因素； ——常规的浮箍性能指标已经不适合漂浮下套管作业。
二、漂浮下套管工艺关键措施
盲板式漂浮接箍 隔离高低密度套管串，长期承受上部套管柱内的液
柱压力。
特点： 特制盲板组件，液压打通盲板； 盲板粉碎性爆裂成颗粒状，可随钻井液循环； 盲板打通后，无需钻除，即达到正常套管通径； 盲板打通后，即可采用常规循环、固井作业工艺； 压力可调，打通压力15-35MPa。