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。
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。
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°)。
NP12-X168井大位移井钻井技术应用
１ ２ ７ ｍｍ复合 钻具 。
Ｌ ＡＮＤＭＡＲＫ软件 ， 分 析钻 具受 力 ， 计算 在 一定 摩 阻下
位移的最大延伸 。当钻具发生正 弦弯 曲时滑动困难 ， 发 生螺 旋 弯 曲时 钻具 将 自锁 。通 过对 最 为 复杂 的 ＮＰ １ ２ － Ｘ １ ６ ８ 井三开井段分析 ， 得到 了钻具弯曲最小钻
２ ． １ 井眼轨 迹控 制技 术
能 实 现 的 。大 位 移 井 井 眼 轨 迹 采 用 准 悬 链 线 剖 面 设
计， 有利于降低扭矩 ， 降低事故复杂 ， 提高大位移井 的 成功 率 。优化设 计 的井 眼轨迹 设计 见表 ２ 。
为 了提 高井 眼轨 迹 的控 制 能力 ， 加快 钻 井进 度 ， 该 井 全井使 用 导 向马 达 ， 施 工 中严 格执 行设 计 轨迹 ， 保 证
第一作者简介 ： 汪胜武（ １ ９ ８ ０ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 湖北仙桃人 ， 长江 大学在读研究生 ， 研究方 向： 石油钻井工程 、 石油与天然气 Ｔ程。
２ ０ １ ３ 年第 ｌ Ｏ 期
西部探矿工程
８ ５
的抗扭能力等 ， 完成 了钻柱设计 ， 见表 ３ 。为降低压耗 ， 提 高 井 眼清 洁能 力 ， 该 井 ３ １ １ ． １ ｍｍ 以上 井 眼全 井 宜
西部探矿工程
２ ０ １ ３ 年第 ｌ ０ 期
Ｎ Ｐ １ ２ － Ｘｌ ６ ８ 井大位移 井钻 井技术应用
汪胜 武 涂 玉林
（ １ ． 长 江大 学 ， 湖北 荆州 ４ ３ ４ ０ ２ ３ ； ２ ． 中国石 油化工 股份 有 限公 司石 油工 程技术 研 究院 ， 北京 １ ０ ０ １ ０ １ ）
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。
浅析顶驱旋转下套管技术
浅析顶驱旋转下套管技术王峰; 崔波; 贾军; 向东; 王辛涵; 黄可文【期刊名称】《《中国设备工程》》【年(卷),期】2019(000)014【总页数】3页(P115-117)【关键词】顶驱; 下套管作业系统; 驱动工具; 建议【作者】王峰; 崔波; 贾军; 向东; 王辛涵; 黄可文【作者单位】渤海钻探管具技术服务分公司河北沧州 062552【正文语种】中文【中图分类】TE2421 顶驱旋转下套管的背景常规下套管方法是利用动力套管钳旋转套管上扣。
在下套管期间不能进行钻井液循环、套关柱旋转和上下活动，该方法不仅效率低、动用的人员多，存在的风险也高。
在油气田的勘探开发中，深井、大位移井、大斜度井等高难度井越来越多。
在这些井的下套管作业中，会面临各种各样的问题，如难以下入缩颈及全角变化率大的井段；在套管长时间与井壁接触易时发生粘卡；下入套管柱时产生压力激动压漏地层；遇阻后无法下入时，需要将套管柱全部起出，重新组合通井钻具进行通井，降低作业时效等问题。
根据统计分析，30%～50%的井下损坏或质量问题是由于下套管操作不当造成的。
由此可见，控制作业质量和防止套管事故发生的关键是下套管操作，也是提高下井套管质量的关键工序环节。
随着井下套管作业的要求越来越严格，国内常规下套管方法越来越无法满足这些高难度的要求。
顶驱旋转下套管装置是一种安装在顶驱系统上，集机械、液压控制于一体的下套管设备，可作为国内钻井广泛使用的套管钳等工具的替代品。
充分发挥顶驱的优点和实用性，既实现了套管柱的自动连接，又提高了旋转套管和循环泥浆的能力，大大降低了套管阻力，套管粘连等安全隐患。
它大大提高了套管运行的速度和成功率，为设备提供了保障。
作为国内钻井设备的重大技术升级，顶驱套筒装置促进了我国钻井设备机械化和自动化的发展。
它主要扩大了顶驱的应用范围，具有良好的推广价值和市场前景。
2 顶驱旋转下套管的国内外技术情况2.1 国外技术现状国外顶驱下套管装置研发较早，主要生产厂家有Canrig、Volant、Weatherford、Franks、Offshore Energy、Tesco及 Premiere 等。
流花11-1油田高水垂比大位移井尾管下入设计及应用
1381 本井概况1.1 本井概况LH11-1-B4H3井是开发流花11-1油田三井区东北部的一口水平井，设计井深6687m/垂深1168.84m，水平位移6052m，泥线水垂比6.77，属于高难度级大位移井。
井身结构及套管层序：30″隔水导管+17-1/2″井眼×13-3/8″套管+12-1/4″井眼×9-5/8″套管+9-1/4″井眼×7″尾管+6″水平段。
2 尾管下入设计2.1 摩擦系数选取根据最后一次短起下钻实测下放悬重进行摩擦系数反演，套管/裸眼：0.10~0.150/0.20~0.25。
对比本油田类似大位移井A6H3及C5H1井尾管下入反演的摩擦系数，本井9-1/4"井眼下钻摩阻系数较低，因此计算时套管内和裸眼内摩擦系数均附加0.05，即摩擦系数取值套管/裸眼：0.20/0.30。
2.2 下入方式优选目前大位移井下套管方式有漂浮下套管、部分掏空下套管、漂浮旋转下套管、顶驱下套管[1-3]等，大位移井多采用漂浮下套管方式。
经过反复模拟计算，对比不同送入管柱，不同尾管下入方式的悬重、下深，本井使用常规掏空或漂浮下尾管方式时，无论采取加重钻杆倒装，送入钻杆复配等措施，尾管最终下深在3700m~4350m之间，都无法下放到位，都需要旋转才能下放到位。
2.3 送入管柱设计经模拟计算，无论使用何种尺寸钻杆，钻杆和尾管全掏空+旋转下入都可以下至井底，当送入管柱组合为5-1/2″加重钻杆800m+5-1/2″钻杆1100m+5″钻杆1600m，不旋转时下入井深较深，当全掏空旋转下入时，下至井底所需转速最低，最大扭矩最小，丝扣损坏可能性最低，安全性最高。
2.4 扶正器设计常规刚性扶正器质量重，摩擦系数大，使用过多不利于套管下入，使用太少套管居中度差，影响固井质量。
针对本井延伸段长的情况，通过对比几种不同类型的刚性扶正器的性能参数，本井选用质量更轻、摩擦系数更小、启动扭矩更低的树脂螺旋扶正器，减小套管与井壁的接触面积，减小摩阻[4]。
南海高水垂比大位移井提效集成技术应用
85高水垂比大位移井是指水垂比大于或等于3且水平位移超过3000m 的大位移井[1]，较常规定向井和大位移井具有相同垂深下更长的稳斜段或水平段，是进行海上勘探开发边际油田的重要工程。
现场作业中面临多类型工程挑战：井斜角大、延伸段长，摩阻扭矩高、钻机负荷大、井筒清洁困难、安全作业窗口窄、长套管串磨损和下入难度大等一系列难题。
如何安全、优质、高效地完成高水垂比大位移井，是钻完井高质量发展和提效降本的关键。
南海东部油田开展了丰富的大位移井工程实践，形成了一系列大位移井钻井提效集成技术，并在流花油田某高水垂比大位移井（以下简称B井）实践应用并取得显著的成果。
1 流花11-1油田大位移井作业难点及技术挑战流花11-1油田位于中国南海东部海域珠江口盆地东沙隆起西南部，水深311m，构造上属于基岩隆起上发育的生物礁地层圈闭，油田地质情况复杂，非均质性强，断层、裂缝发育丰富[2]。
B井作为一口高水垂比大位移井（水垂比6.65），工程方面主要面临以下3项技术挑战：表层为开路钻井，钻杆无有效支撑点易发生屈曲，浅部预斜点仅在泥面以下70m、地层疏松，井眼轨迹在590m后需要以6-7°/30m高全角变化从0.16°增斜至84.11°，造斜压力大，使用大弯角马达在旋转钻进期间存在工具断裂风险。
储层埋深浅、压实程度低，地层脆弱对压力波动敏感，安全作业窗口窄，对钻井液当量循环密度（以下简称ECD）精细控制提出更高要求；延伸段长，井斜角大，井筒清洁困难将产生岩屑床堆积，导致钻具启动摩阻高、钻井扭矩大、易形成规律性阻卡，造成环空憋压诱发地层漏失风险。
小尺寸井眼易发生尾管下不到位风险；旋转下尾管工艺受限于管串扭矩大，发生复杂情况缺乏处理余量；尾管下入产生的激动压力易反向击穿浮鞋、浮箍的单流阀导致失效，从而引发工程事故。
2 高水垂比大位移井提效关键技术 2.1 水下井口重建技术南海高水垂比大位移井提效集成技术应用汪佳晖中海石油（中国）有限公司深圳分公司深水工程技术中心 广东 深圳 518067摘要：随着南海东部海上油气资源勘探开发需求的日益增长，大位移井数量呈逐年递增趋势。
顶驱旋转下套管技术及在长宁H8平台的应用
注意事项：(1)连接套管驱动系统作业程序及注意事项①工具及地面设备到达井场，协调安排工作间等地面设备的安装。
②严格遵守作业现场各项作业安全管理制度，进行地面设备安装前的安全作业分析，保证所有的作业安个有序进行。
③从顶驱上卸掉吊卡、引导管。
井架工盒上背钳装上防转支架，如有必要卸掉安全接头和接头片瓦。
④用吊车或绞车将套管驱动系统提至钻台。
⑤连接套管驱动系统和顶驱，上扣。
⑥安装防转工作臂。
⑦测试工具各项功能，确保每个部件都正常工作，没有泄漏、检查压力。
(2)下套管作业程序及注意事项①设置顶驱的扭矩和转速。
②下放单根吊卡，套在单根套管上，插好安个销，上提套管。
③入扣，备钳打在套管本体处。
④将套管驱动系统卡瓦插入套管，启动套竹驱动系统卡瓦卡住套管，顶驱旋转上扣。
⑤提起套管串，提开卡瓦。
下放套管串入井。
3 顶驱旋转下套管技术的优点顶驱下套管技术作为一项新技术，具有以下优点：(1)随时循环钻井液，及时灌入泥浆。
顶部驱动装置密封连接套管和顶驱。
确保了随时循环钻井液，携带带岩屑。
钻井液循环保证了井眼的清洁和尺寸，确保了下套管作业的安全顺利进行。
钻井液随时循环对于深井、复杂井和大位移井的井眼稳定至关重要。
(2)拓展了顶驱的应用顶驱借助顶部驱动装可以实现套管旋转固井和套管钻井顶驱下套管技术缩短了处理事故的时间，减少了非生产时间。
顶驱下套管工具可提升没有节箍的套管，大大提高下套管的效率。
顶驱下套管技术也具有扶正套管的功能，消除了扶台的使用，提高了套管的安全性。
(3)微痕抓卡技术，减小套管损伤。
顶驱下套管装置上的卡瓦面积大，增大了卡瓦与套管的接触面积受力面积更大，力更均匀套管的损伤更小，甚至可以忽略。
与传统的套管钳比较，顶驱下套管装置的使用减小了上扣过程中的损伤，提高了套管的化学抵抗力，延长了套管的寿命。
0 引言常规的下套管在下套管期间不能快速循环、旋转和上下活动套管。
在复杂的地层可能会发生垮塌、缩径和岩屑沉积等，从而导致下套管失败。
惠州25-4油田大位移井钻井新技术应用效果
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Ｊｕｎ ｌ ｆ ａｇｚ ｎｖｒ ｔ （ ａ ｃ Ｅ ｉ Ｊ ｎ ２ １ 。Ｖｏ ７Ｎｏ ２ ｃ ＆ Ｅ ｇ ｏｒａ ｏ ｎｔｅ ｉ ｓｙ Ｎ ｔ ｉ ｄｔ Ｙ Ｕ ｅｉ Ｓ ） ｕ．００ １ ． ：Ｓｉ ． ｎ
图１ 井眼轨迹曲线
１ ｉ ２ ｎ和 ８ ｉ ｎ井段 均使用 Ｐ ｗｅＤ ｉｅ 旋转 导 向） ｏ ｒ ｒ ｒ（ ｖ ，以确保 最大 程度造斜 均匀 。 侧 向力是反 映摩阻 的主要变 化量 ，另一个 反映摩 阻的主要 变化量 是摩 阻系数 。采用 同样 的普通 钢钻 杆 ，拟悬链 线轨迹 的侧 向力 比常规 轨迹 少 ２ ～ ２ 。但在 刚进 入稳 斜 段 时 ，拟 悬链 线 轨迹 的侧 向力 ０ ５ 明显要大 于常规 的井 眼轨 迹 ，且 侧 向力 随着井 眼曲率 的增大 而增大 。
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用 在 ８ ｉ 段钻 进 时 ，保持 了不 间断 连 续 循 环 ，避 免 环 空 岩屑 因接 立柱 时停 泵 下 沉 堆 积 ，达 到 最 大 程度 ｎ井 清 洁 井 眼 ，同 时可 控 制 Ｅ Ｄ （ ｑｉ ｌ ｔ ｉ ｕ ｔｎＤ ｎｉ ，循环 当量 密度 ）在 合 理 范 围 ，避 免 压漏 地 层 。 Ｃ Ｅ ｕｖ ｅ ｒ ｌ ｉ ｅｓ ｙ ａ ｎ Ｃ ｃ ａｏ ｔ
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超级大位移井固井技术
超级大位移井固井技术现状一、国内目前超级大位移井基本情况中国南海东部石油公司与美国的PHILIPS和PECTEN石油公司合作钻成三口水平位移大于8000m的大位移井。
西江24—3—A14井, 创造了多项当时的世界先进指标, 水平位移8063m, 水平位移与垂深比为2.7, 垂直深度2986m, 测量深度9238m。
在固井技术方面, 主要采用的技术有:1.套管漂浮下入技术对于大位移井, 为了减少套管下入的摩阻力, 在下套管作业时采用漂浮接箍。
将下部一段套管掏空, 使套管在大斜度井眼中底边不会紧贴井壁。
使下套管的磨擦力大大降低, 有利于套管顺利下到预定位置。
从南海东部三口井95/8’’的实施情况来看, 有两口井成功, 有一口井失败, 说明这一技术固然好, 但存在一定风险, 特别是下套管中途遇阻后, 不能实现循环洗井, 可见该项技术有一定局限性, 需要我们进一步探索新的方法和技术。
2.漂珠固井技术漂浮固井技术就是利用比泥浆密度轻的水或柴油作为部份顶替液, 使下部套管在注入水泥浆后在浮力作用下, 保持一定居中的技术, 虽然没有详细介绍该项技术, 但在海上作业实施起来有一定难度。
3.采用了旋转尾管悬挂器固井技术利用旋转套管的办法达到清洗井内滞留岩屑或泥浆从而提高固井质量的目的。
4.套管居中技术为了保证固井质量, 套管居中是需首先考虑的问题, 南海东部A18井95/8’’套管扶正器使用情况: 5050-1506m两根加一只螺旋扶正器；1506-500m每根加一个螺旋扶正器。
500—井口, 每三根一只滚动扶正器。
从扶正器的使用量来讲较大。
5.井眼清洁技术井眼规则、干净, 尽可能携带出岩屑也是保持固井质量的另一个重要因素, 他们采用的技术有:①采用油基钻井液, 利用油基钻井液具有润滑性、低失水、稳定性强, 有较高粘度和切力等优点, 尽可能携带出岩屑, 形成优质泥饼, 规则井眼, 为固井提供一个较好的环境。
②钻进时排量高于保持环空岩屑悬浮状态的环空钻井液上返速度对应的排量要求。
大位移水平井下套管受力分析及漂浮接箍设计
中国石油大学（华东）硕士学位论文图∞三维结构剖面图Ｆｉ９６－２Ｐｒｏｆｉｌｅｍａｐｏｆｔｈｒｅｅ－ｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｓｔｒｕｃｔｕｒｅ漂浮接箍的内部主要功能：下套管时阻断上部钻井液，下完套管后需灌注泥浆时，加大上部钻井液压力剪断销２，使内套下移从而使水泥通道打开（图６—３ａ），然后灌注水泥固井。
当固井完成后，投实心钢球（图６—３ｂ）后，加大钻井液压力剪断销１，使整个漂浮接箍内芯下行（图６—３ｃ），从而不影响套管内部工具的下入。
ａ销２剪断后示意图ｂ投球示意图Ｃ销１剪断后示意图图６—３漂浮接箍工作状态示意图Ｆｉ９６－３Ｓｋｅｔｃｈｍａｐｏｆｆｌｏａｔｃｏｌｌａｒｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｏｄｅ根据以上功能分为两部分：一部分当下套管时，可以密封空气或较轻的钻井液；另一部分当灌注水泥固井时，不阻碍水泥浆流动通道；在固井作业结束后不影响套管的通径。
漂浮接箍的外壳（套体）（图６－４）相当一个套管短节，其材料与套管材料一致。
套管是由地表面伸进钻井内，作为井壁衬的管子，其管子之间通过接箍连接。
其主要材质为Ｊ５５、Ｎ８０、Ｐ１１０等钢级，以及抗硫化氢腐蚀的Ｃ９０、Ｔ９５等钢级。
其低钢级（Ｊ５５、ＮＳ０）可为焊接钢管。
从钻井知识知：随着井深增加，井眼尺寸逐渐减小，套管尺寸也第六章套管漂浮接筘设计随之减小，目前最小的套管尺寸为４１／２”，而钻较深底层常用的套管尺寸为５１／２”。
这里采用５１／２”套管为套体作为研究的对象。
步卢‘胁图６－４漂浮接箍的套体Ｆｉ９６－４Ｈｏｕｓｉｎｇｂｏｄｙｏｆｆｌｏａｔｃｏｌｌａｒ图６．５是漂浮接箍结构的外套设计图纸，该零件与漂浮接箍的套体用４个销子连接，４个销子在装配后焊接在漂浮接箍的外套上，以使在漂浮接箍内芯剪断销子后不影响套管的密封性能。
该外套上与装配有皮碗与内套，皮碗主要是密封下部的气体或较轻的钻井液，而内套主要是为了在下入套管完成后，为了完成固井而形成注水泥通道所用的零件。
图６－５漂浮接箍外套Ｆｉ９６－５Ｏｕｔｅｒｈｏｕｓｉｎｇｏｆｆｌｏａｔｃｏｌｌａｒ中国石油大学（华东）硕ｔ学位论文图６－６漂浮接箍外套的立体图Ｆｉ９６－６Ｂｌｏｃｋｍａｐｏｆｆｌｏａｔｃｏｌｌａｒｏｕｔｅｒｈｏｕｓｉｎｇ图６—７皮碗的示意图，皮碗作用在于密封外套与套体之间的间隙。
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。
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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%。