JPH05500695A - Well casing flotation device and method - Google Patents

Abstract

(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるため要約のデータは記録されません。 (57) [Summary] This bulletin contains application data before electronic filing, so abstract data is not recorded.

Description

【発明の詳細な説明】 坑井ケーシング浮揚装置と方法 関連出願と公報 本出願は、継続中である次の米国出願の一部継続出願（ＣＩＰ）である：（１） 出願番号０７／４０１，０８６．１９８９年８月３１日提出：　（２）出願番号 ０７／４８６，３１２．１９９０年２月２８日提出；（３）出願番号０７１５６ 技術分野 本発明は副弁と坑井仕上げの装置と方法に関する。更に特定すると、本発明は、 油、ガスその他を採取するための坑井仕上げ中の、延伸された坑井内にライナ或 いはケーシングストリングをセットするための装置と方法に関する。 背景技術 多くの坑井仕上げ法には、坑口の一部にライナ或いはケーシングストリングをセ ットすることが含まれる。台或いは”島”から掘削される油井のようないくつか の延伸された坑井では、離れた孔の斜め掘削（即ち傾斜角）部分内にストリング をセットしなければならない。該傾斜部分はより傾斜角の小さい初期（頭部）部 分の下方に位置する。これら斜め孔の（垂直面からの）角は多（の場合に９０度 （即ち水平）に近く、時には９０度を超える。その結果、油井の底か頭部から有 意な距離差で横方向に偏る。現在の技術水準では、はぼとんな角度からでも坑口 を拡張掘削することは可能だか、現在の坑井仕上げ法では問題点を経験しており 、特に、長く、大いに偏位した坑口内へのケーシング或いはライナストリングの セットとの関連で問題は多い。 ライナ或いはケーシングストリングは予掘削孔内にセットされる。孔を切削する のに使うドリルストリング・ビットを回転させて、バイブストリングが孔内に滑 り込むのを遅くする抗力を下げている。セットされるケーシング／ライナストリ ングの直径と重量はドリルストリングより大きい。このため、ケーシング或いは ライナを回転させるために必要なねじり力がパイプ自体のねじれ強度より大きい ことかあり、有効な回転トルクより大きいことがある。それ故、ケーシング或い はライナストリングは通常、抗力を下げる回転を使うことなく、孔内に走行させ る（滑動させる）。−偏位した孔内での送り込みにより抗力が有意に増加するこ とがあり得る。偏位した孔部分は、垂直即ち重力方向に対して存意に傾斜した角 度方向の軸を持つものとして定義される。 偏位した即ち高抗力孔内での送り込み中に所望の設定深度に達する前にケーシン グ或いはライナバイブストリングが特異的に抑留されることがあり、これは特に 、傾斜角か、坑口内のケーシング或いはライナの重量がケーシング或いはライナ を坑口内を下向きに滑動させる重量成分より大きい抗力を生み出す臨界角を超え る時に多い。（上又は下への）十分な追加の力か加わらないと、結果としてパイ プストリングは抑留され、坑井喪失の可能性もある。ストリング抑留が避けられ たとしても、高抗力に打ち勝つのに必要な力により、バイブへの重大な損傷を招 来することがある。これらの問題は、長い、はぼ水平方向（即ち、傾斜角がほぼ ９０度）の間隔をもって並んでいる坑井では特に深刻である。 長くて、はぼ水平方向の坑井間隔が、緊密かつ／又は薄い貯留床からの、或いは 地表面へのアクセスが制限されている地帯からの流体生産にとり必要なことがあ る。例えば、沖の掘削地は認可不能であるか、或いは過剰にコスト高になること がある。掘削地から水平方向に数ｋｍ離れた沖の資源に向かって陸地から掘削で きるかどうかが、資源を入手不能とするか、可能とするかの差となることがある 。 貯留アクセス（即ち浸透率）が問題ではない地帯でも、生産性を高めるために長 くてほぼ水平方向の坑井部分が経済的に望ましいことがある。隣接床からの（油 田での水／ガスの様な）望ましくない流体の生産が垂直坑井即ちコーニングで通 常発生する地帯からの水平方向坑井部分で高生産率が可能であることがある。 偏位坑井での抗力上昇を解消するための普通のケーシング或いはライナ送り込み （即ち実装）法では、ｌ）下向きの力を加えるか、２）摩擦係数を、例えば潤滑 により下げるかのいずれかである。力を加える方法の一改良法では、パンバを装 備して、下向きの静力を加えることに加え、下向きの衝撃や吹込みを加える。　 しかし、わずかな一定の下向き力がバイブストリングに加わるのみである。過度 の下向き力は、パイプストリング（通常、坑井の一番上から支持されている）を 高度に圧縮されたものに変えることがある。圧縮によりストリングが締め付けら れ、（坑口により横方向に支持されているならば）更に抗力か加わり、或いは（ 横方向に支持されていないならば）構造破壊を招来する傾向がある。更に、下向 き力を大量に加えることは実行できないことがある。 摩擦係数はゼロには下げられないので、普通の潤滑即ち摩擦係数低下法も同様な 制限を受ける。これら潤滑法は、比較的に長いバイブストリングを偏位孔に送り 込むのを可能にしている。しかし、比較的に長い潤滑されたバイブストリングを 偏位坑井中に送り込むと、許容されない抗力も発生する。 潤滑法が使用されるとしても、孔の形状寸法、掘削面条件により、比較的に短い 傾斜孔で抵抗（高抗力）状態が増大することがある。 バイブストリングを偏位された液充填孔に送り込む浮揚法も知られている。この 方法は米国特許第４．３８４．６１６号に示されている。パイプストリング部分 の端部をふさぐ手段を装備した後に、密栓可能な部分を低密度混和性流体で満た して浮力を提供する。この低密度流体は坑井の流体及び地層と混和性でなければ ならない。栓をされた部分の流体を地層／坑井へ捨てる時のバイブストリングの 外側の地層への、或いは該層からのバーブ或いは”キック”を避ける為には混和 性か必要である。プラグをされたストリングの坑井内への送り込み即ち給送中は 、掘削泥水の循環も可能ではない。プラグをされたストリングを坑井内に給送後 に、プラグをドリルアウトして、低密度混和性流体を坑井／パイプ環帯に圧入す る。更なるケーシング操作がもしあるならば、（即ちセメンティング）、浮力を 提供する低密度混和性流体の助けなしに達成される。 既知のストリング浮揚法では、危険が必然的に伴い、又、坑井仕上げ工程が必要 となり、これは、特に、セメンティングか必要である場合にそうである。地層及 び坑口流体と適合性の低密度流体はセメントスラリーより先に循環流出さぜなけ ればならない。このため、ケーシング或いはライナストリングのセメンティング に先だってプラグのドリルアウトが必要となる。セメンティングに次いで、多く の場合に、第２の（硬化残留セメント）のドリルアウトも必要である。この多段 ドリルのために坑井仕上げはコスト高となり、バイブストリング及び地層への損 傷の危険が増す。 本発明者が知っている現在の方法はいずれも、多段仕上げプロセス無しには、高 抗力傾斜坑井内へのストリングの浮揚を可能にしていない。混和性流体及び多段 仕上げプロセスのコストにより明らかに、現在の浮揚法のほとんどないし全てか 商業的に実施できないものとなってしまった。 延伸されたリーチ坑口での長いバイブストリングの配置、仕上げを可能にするに は、簡略化された浮揚のための装置と方法か必要である。この方法と装置は又、 安全性、信頼性、コスト面から有効でなければならない。 発明の開示 本発明により、セメンティングに先立ってプラグ装置を外す必要なく高抗力傾斜 孔にケーシング或いはライナを送り込むための浮揚プラグ装置と方法か提供され る。第１の態様では、フロートショー／フロートカラー及びシャービン留めプラ グにより、偏位孔に送り込むケーシングストリングの一部内にトラップエア（又 は他の低密度流体。地層や坑井流体と混和性である必要はない。）を挿入する。 液充填孔内の所望設定深度にストリングを送り込んだ後に、挿入物の被封止口を 開いてエアをその表面に吐き出させる。加圧により誘発されるセメンティング用 の底のワイパプラグによりプラグと挿入物をピストン状にストリング内で滑動さ せて、通常のセメンティング中の降着カラー内に降着保持する。この保持された プラグ／挿入物／降着カラーが単一のドリル開は可能の集合体となる。この集合 体を通常のセメンティング後のドリルアウト中に除去して、複雑なドリル工程を 避ける。 この第１の態様を使うプロセスでは、フロートショー及び／又はフロートカラー （フラッパ又はチェック弁を有する）及び降着カラーをケーシングのエア充填浮 揚部分の一端に取り付ける。フロートショー又はカラーが、流体充填坑口の初期 低傾斜角部分内にケーシングを沈めていく時の、流体流入を防止する。ケーシン グの上部に取り付けられた挿入物が”浮揚”部分の他端を形成する。該挿入物は 、挿入物本体内の通路をブロックする（第１のシャーピンセットで取り付けられ た）着脱式プラグを有し、該エアを含む。ストリングの充分な”浮揚”長が達成 されたら、第１のシャービンセラＩ・で、プラグ挿入物をストリング内に取り付 け、それにピン留めする。これにより該エアを封止して浮揚空室を形成し、スト リングを流体充填坑口に沈める時にバイブストリングに加わる大きな浮力を作り 出す。 この浮力により有効重量か減り、有効重量により発生される抗力を下げることに より、設定深度へのストリングの送り込みを容易にする。ストリングをセット後 に、増大した内部ストリング圧か第１のシャーピンセットをせん断し、通路を開 く。これにより空気がストリングを掃気し、一方、泥水は下に流れる。泥水循環 後に、泥水とは別に、底のワイパープラグにより下孔に給送する。底のワイパー プラグは開放日付きの挿入物と連動しており、第２のシャーピンセットをせん断 する。せん断により、連動ワイパープラグ−挿入物組合せが放出され、下孔を 動かす。ついで、該組合せが降着用カラーに係留して、ドリル開は可能の組合せ を形成する。（セメントスラリー上方の流体からセメントスラリーを分離する） 頭部ワイパーも使用できる。この頭部ワイパーを貫（差圧により、セメントスラ リーが坑口／ス）　ＩＪング環帯の外かつ上部に圧送される。該組合せ（及び、 使用された場合には更に頭部ワイパ）を、通常のボスト−セメンティング処理中 にドリルアウトする。 数日付き滑動式空気捕捉式挿入物により、重みを加えたり摩擦係数を下げること ではなく、有効ストリング重量の制御軽減によって斜め孔での長いストリングの 簡略化された送り込みが可能になる。浮揚は、■）混和性低密度流体を使用した り；２）ストリングのセメンティング前にプラグを除去する；必要な（達成され る。 別の態様でも、坑口内にセットすべき、２つの端部の間（例えば、ショーと挿入 物／プラグの間）の管状ストリングの一部内に浮揚空室を形成するが、更に、こ の浮揚空室の両端間にコンジットを追加する。浮揚空室内のコンジットのために 付加される空間と重量を考慮すると、充分な浮力か得られる時にはこの態様が好 ましい。該コンジットと管状ストリングか今や環形浮揚空室を形成し、そこでは 低密度流体がコンジットの外に含まれ、高い浮力を提供する。（浮揚空室で囲ま れた）コンジットにより、掘削泥水その他の流体が、送り込み或いはその後の他 の操作、特にセメンティング、中に循環するのを可能にする。 これらの方法と装置は、応力低下の故に、（浮力により最大有効懸垂重量が減る ので）低揚力能リグの使用を可能にし、管状ストリング（ケーシング或いはスト リング）の設定深度を増大するという追加の利点を存する。 図面の簡単な説明 図１は、送り込み操作中にライナ或いはケーシング浮力を提供するのに使用され る一浮揚装置の断面図である。 図２は、実装中の浮揚装置の別の態様の側面図である。 図３ａ〜図３ｆは、抗弁仕上げ活動中の別の装置の簡略表示である。 図４は、係合された集合体のエアトラップ装置部分の、部分的に断面図になって いる側面図である。 図５は、別の態様の側断面図である。 図６は、浮揚装置のテスト結果のグラフ表示である。 図７は、実装中の別のエア環状態様の、図２と同様な側面図である。 これらの図では、同一の記号、参照番号は同一の機素、方法、特徴をさすと理解 されたい。 発明を実施するための最良の態様 図１は、ケーシングストリング（或いはライナその他のダクト）を流体充填坑口 （或いは腔）２に送り込むための一懇様の断面図である。ケーシング或いはライ ナストリング４の一部を掘削坑口２の頭部垂直或いは低角区画内に入れる（わか りやすくするため、下部の斜め即ち高角度部分は図示されていない）。ライナ或 いはケーシングストリング４の底端３にはフロートシュー５が取り付けられてい る。このフロートシューには、外方向即ち下方向に開いているフラッパ或いはチ ェック弁６かある。この弁６は、坑口内へのストリング送り込み即ち下降（図１ に示される下方向支持”Ａ”を参照せよ）中の最初の即ち坑口の流体の流入を防 ぐ。弁６のフラッパ（或いはボール）は、スプリングその他の方法で偏位封鎖し て流入を防止し、但し、（下方向”Ａ”の）被加圧流体の流出を可能にするよう にできる。 ストリング４内の圧力かフラッパの定置力と坑口流体７の圧力に打ち勝つと、流 出か生じる。 着脱式で膨張性のブリッジプラグ（或いはバッカ）８を、ストリングの一部の他 の（第２の即ち頭部の）端に配置して空気を含め、即ち、液充填坑口２内に”浮 揚”させる。ブリッジプラグ８は、円筒形の中実体９と弾性プラグ（或いは仕切 板）１０とを含む。口１１を通じてブラダｌＯを加圧すると、ブリッジプラグ８ 下方の浮揚空室１２内の空気その他の浮揚流体を捕捉し、第３の（即ち非浮揚） 流体１３がブリッジプラグ８の上方から空室１２に入るのを防止する。 図１は、充分に膨張した位置にあるブラダ１０を示す。膨張は、幹１４の開放排 気口１５を通じて空気その他の第２の流体で加圧することで達成される（わかり やすくするため、膨張空気源は図示されていない）。その上、膨張により浮揚空 室も加圧され、孔下部条件でのストリングのつぶれを防止する。膨張後、幹１４ の引き或いはひねりにより排気口１５を閉じ、膨張源を除去できる。 坑口流体７は通常、単一密度の掘削泥水だが、異なる密度をした流体からなる混 合物或いは数種の層でもよい。坑口内の様々な密度の故に、単一の浮揚空室１２ が、様々な密度の坑口流体に近接した坑口の様々な部分で様々な浮力を持つこと か可能になる。これは、極度に高効力の坑口或いは様々な傾斜角をした坑口部分 で大いに望ましいことがある。 浮揚空室１２の一端のフロートシー１−５と他端のブリッジプラグ８の距離を変 えることにより、発生した浮力の制御か可能になる。ブリッジプラグ８の再配置 により、′°浮揚”バイブストリング部分を囲む空室に加わる浮力が変わる。ケ ーシングストリングの端を坑口２に導入する前にフロートシュー５を表面に実装 する。浮揚空室或いはストリング部分の長さの選択により、ケーシングを坑口へ 送り込む力を制御する。 ブリッジプラグ８を封止し、”浮揚”バイブストリング部分全体の坑口２内への 実装後にブラダを加圧することによりダクトに取り付ける。　別法として、坑口 内にある時には、必要ならば、ブリッジプラグの再配置により浮力を適合、変化 させることも可能である。これは、アーチ形坑口部分を通して管状部材を曲げる （例えば、延伸リーチ抗弁の組み込み区画を通してケーシングを送り込む）時に 役立つことがある。 非垂直坑口部分内での浮力が曲げ力を提供することがあり（例えば、水平方向に 対して曲がっている斜め坑口内の非浮揚部分の前方のバイブストリングの浮揚部 分の重量を浮力が超える）、ブリッジプラグの再配置によりこれら曲げ力を、所 要の特定の傾斜／曲率／曲げに適合させることができる。 空室１２を囲むバイブストリングの直径と断面厚（及び関連重量）は、配置され た坑口流体７の重量に等しく設定できる。これにより中立の浮力が作り出され、 配置方向や傾斜如何に係わらず、この”浮揚２区画が坑口２の壁に上向き又は下 向きの力を及ぼすことはない。中立の浮力が望ましくないとしても、支持（懸垂 ）されねばならない選択されたケーシング／ライナバイブストリングの制御され た有効（浮力を除いた）重量及び実装操作中の発生応力は有意に減少できる。 この減少された最大有効重量により、低性能のやぐらやリグの使用が可能となり 、或いは、高性能のものを使用する時には安全性が高まる。 ストリングのブリッジプラグ８より上方の部分は、掘削泥水のような第３の、即 ち、より重質の流体１３で流体充填される。この非浮揚部分のより大きい有効重 量が、浮揚空室バイブストリング部分を坑口２の他の（即ち、高傾斜角）部分に 押しやる（図３を参照されたい）。これらの他抗井部分はほぼ水平でよい。 非浮揚部分は表面に迄延伸でき、即ち、ストリングの残部をより重質の流体１３ で充填できる。いくつかの適用或いは態様においては、ストリング実装のために 、特に、異なる角を持つ偏位坑口部分に対しては、ストリング内に、他のブリッ ジプラグ８で画された第２の、即ち、多段浮揚部分を必要とすることかある。　 ケーシングを設定深度に送った後に、検索装置をドリルバイブの端に送り、検索 枠（或いは仕上げネック）に降着させる。幹１４上の検索ドッグへのドリルバイ ブの降着或いはひねり作用により口１５が開く。口１５は、別の態様では、遠隔 作動もできる。これらの開かれた逃し口１５により、高密度流体１３が空室１２ 内の低密度流体（空気）と位置を交換することか可能となる。ついで、検索枠１ ４てのひねり及び／又は引きによりブリッジプラグ８を収縮させる。 別の態様では、空室加圧／排気、プラグ膨張／収縮を別々に作動できる。ストリ ングか差圧に耐えられるならば、空室加圧は必要ないことがある。プラグを膨張 し、空室を加圧するのに使用される流体（この態様では水）はこの別態様で（」 分離することもできる。 ブリッジプラグ８の周囲及び／又は内部の流体流により、空室１２内の空気か上 昇し、表面でストリング内から吐き出されることが可能になる。プラグ８内の流 体流により空室１２を高密度（即ち非浮揚）流体１３で充填することも可能であ る。高重質流体は、典型的には掘削泥水であるか、空室内の第２の流体よりも大 きい密度を持つ別の流体でもよい。排気後にドリルバイブとブリッジプラグ８を ケーシング４から外し、通常のセメンティング操作を開始できる。 限定されたフロートカラー５ａは余分の流体の流入を防止する手段として役立つ 。この限定されたフロートカラー５ａは構成がフロートショー５に類似し、フラ ッパ或いはチェック弁６を有し、坑口流体が空気充填空室に入るのを防止する。 限定されたフロートカラー５ａはフロートシュー５近くのバイブ内部に取り付け る。ブリシバイブを外さないならば、取付はフローカラー５ａ及び、（ブリッジ プラグが下に滑動後の）頭部カラー界面、ブリッジプラグ８の底面の形を係合す る（ｇ　ｒ　ａ　ｂ）ように設計し、ポストセメンティングのドリルアウト操作 中の界面滑動及び回転を防止する。 別の態様では、フロートシュー５の代わりに（それに加えてではなく）フロート カラー５ａを使用し、或いは、フロートカラー５ａ近くにラッチイン式の （ｌ　ａ　ｔ　ｃｈ　−ｉｎ）降着カラーを付加できる（図２を参照されたい） 。フロートカラー５ａは更に、ストリング４の端ではなく、ストリング４の内部 に取り付けられるので、ストリングの端から離れて浮揚空室を形成できる。 図２は、送り中のケーシング或いはライナストリングの一部を浮揚させる装置の 別の態様の側面図である。ラッチイン式降着カラー１６を空室１２ａのフロート カラー／フロートシュ一端（図１を参照されたい）近くのケーシング或いはライ ナストリングに取り付ける。ラッチイン式カラー１６はねし溝付きの或いはラッ チ式の孔１７（わかりやすくするため、図２に点線で示す）を有し、これは、空 気捕捉装置（或いは部材）２０の空気放出プラグホルダ１９のねじ溝付きの或い はラッチ式の突起１８と係合する。 更に、ピストン状空気捕捉装置２０は空気放出プラグ（わかりやすくするため、 点線で示す）を有す。第１のセットの（或いは通路の）シャービン２３で、放出 プラグをプラグホルダー１９内の内部口（或いは通路）２４（わかりやすくする ため、点線で示す）に取り付ける。第２のセットの（或いはプラグホルダの）シ ャービン２１で、プラグホルダー１９をライナ／ケーシングに取り付ける。プラ グ及び内部口２４の寸法と形状は、シャービンから開放されたプラグ２２を突起 １８に向かって下に滑動させる（方向”Ａ”は坑井底部方向を指し、必ずしも下 向きに垂直でなくてもよい）ものとする。プラグ２２の下への移動／滑動後に、 内部口２４は、移動プラグ２２の下方の空室（スロット口２５を通じて）及び上 方の非浮揚流体１３双方と流体連通状態になる。横方向のスロット口２５により 、流体か、内部口２４の下部及び空室１２ａへ向かい、或いはそれから流れるの か可能になっている（流体の流れは実線とアーチ形の点線で示す）。プラグ２２ 高は、スコツトロ２５高より短く選択して、この下部での流体の流れを可能にす る。空気捕捉装置２０の底近くのバスケット２６は、通路シャービンかはずれて プラグが流体圧の下で上から下へ移動する時に内部口２４内のプラグ２２保持装 置として働く。 捕捉された空気を口２４を通じて空室１２ａから吐き出し、空室１２ａを掘削泥 水で満たし、掘削泥水を地層／ストリング環帯へ循環後に（図３を参照されたい ）、空気捕捉装置２０上方からストリングにセメントスラリーを導入する。底部 ワイパプラグ２７により、ワイパプラグ２７上方のセメントスラリーを空気捕捉 装置２０上方の掘削泥水１３から分離する。第３のセットの（即ちワイパ用の） シャービン３０で、内部ワイパプラグ２９をワイパプラグ２７のワイパプラグ２ ８（点線で示す）に取り付ける。内部プラグ２９がブラグロ２８から移動する（ 即ちシャービンから開放される）迄、ワイパプラグ２７上下での流体連通を防止 する。 表面の供給源からの初期の（ワイパシャーピンからの開放前の）流体圧によりワ イパプラグ２７を貫いて圧力差が生じる。圧力差でワイパプラグ２７か空気捕捉 装置２０に向かい（方向”Ａ″）移動する。ワイパプラグ２７か空気捕捉装置２ ０に達すると、両機素は一体になる。更に、それらは、結合したときにユニット として滑動できるように形成できる。 ワイパプラグ２７を貫く圧力差が増すと、プラグホルダシャーピン２１を破壊す る力か生まれる。結合されたワイパプラグと空気捕捉装置２０は、次いて、ユニ ットとして降着カラ一方向へ滑動する。降着カラーに着くと、圧力差か更に高ま り、ワイパシャーピン３０が破壊される。次いで、ワイパプラグ２７上方のセメ ントスラリーを、降着カラー１６、実装されていればフロートカラー（図示され ていない）及びフロートショー５（図１参照）を通って、坑口２とケーシングの 間の環状空間へ循環できる。 ストリング内の通常の操作流体圧より高い、段階的に増大する圧力で破壊される ように各セットのシャーピンを選択する。この別法では、３４気圧（５００プサ イ）の（差）圧増分を使って、偶発的作動（せん断）を避ける。例えば、第１セ ツトのシャービン２３は流体圧より約３４気圧（５００プサイ）高で破壊され（ 空気が吐き出され、泥水か循環する）、（ピストン状捕捉装置が移動するのを可 能にする）第２セツトのシャービン２１は流体圧より約６８気圧（１０００プサ イ）高に設定し、（セメントスラリー流を可能にする）第３セツトのシャービン ３０は流体圧より約１０２気圧（１５００プサイ）高に設定する。 図３ａ〜図３ｆは、偏位坑口２内での坑井仕上げ活動中の、図２に図示された別 の装置の簡略表示である。傾斜角”　１パ（図３ａに示された斜め坑井部分と垂 線との角）が大きい値（はぼ水平値）に近づくと、空気充填空室の底への流体流 入を防ぐ積極的手段、即ちフロトーシューか必要となる。浮揚部分へ流入を限定 する密度差と流体混和性不足に依存して、低傾斜角坑口てはフロートシューの使 用を避けられる。更に、大傾斜角“ｉ”では、坑口へケーシングを送り込む浮揚 法が必要となることがある。 大傾斜角”　ｉ”坑口での操作が、ケーシングストリング抑留の危険が最も大き い。臨界角、摩擦係数以上の傾斜角では、パイプ部分により発生する応力が重量 成分以上になり、バイブ部分か坑口中に滑入することがある。摩擦係数０．２〜 ０５では、この臨界角はそれぞれ、７８，７度〜６３．４度である。それ故、傾 斜角”ｉ”が実距離に対するこれら臨界値より大の時には浮揚法が指示される。 　図３ａは、偏位坑口２内へのストリングの実装後の装置初期位置を示す。空室 １２ａはフロートショー５と空気捕捉装置２０の間に降着カラーを有する。空気 放出プラグ２２（わかりやすく黒く塗りつぶしである）は空気捕捉装置２０にシ ャーピン取付してする（図２参照）。空室１２ａは、捕捉された空気その他の低 密度流体を有し、掘削泥水７を含む坑口２へのストリング部分の（正に完了した ）挿入中、浮力を作る。この態様では、掘削泥水７も、非浮揚（即ち高密度流体 か充填された）空室部分３１内の空気捕捉装置２０の上方に存在する非浮揚流体 （図１の１３参照）である。装置の形状寸法、泥水密度の調整により、空室１２ ａに近接したケーシング４の浮力と有効重量を制御できる。 図３ｂは、図３ａの装置の、第１セツトのシャービン２３（図２参照）破壊後と 、空気放出プラグ２２の移動を示す。 空気捕捉装置２０の上方の高圧力により第１セツトのピンかせん断された。放出 プラグ２２以外の機素の位置は変わらない。せん断除去された放出プラグ２２は 偏位させ及び／又圧力作動させて空室１２ａ方向へ滑動させて、口２５（図２） を開けることかできる。口２５が開くと、空気室１２ａと非膨張（即ち高密度流 体充填の）室部分３１との間の流体連通か可能となる。流体密度差、通路２４の 形状、坑口２の下方向傾斜配置、内部口２４を通っての流体連通のために室１２ ａからの空気かケーシング或いはライナ４内を上向きに移動して、次いで、表面 で吐き出される。傾斜角が９０度より大きい坑井では、室１２ａから空気を積極 的に吐き出すことが必要かもしれない。図３ｂに図示される通り、掘削泥水と置 換空気が、事前に過電された室３１内で泥水−空気界面を形成する。事前に浮揚 処理された室１２ａは今や掘削泥水で満たされる。 別の態様では、複数の内部口２４と放出プラグ２２を装備できる。この態様では 、様々な方向での流体の移動／置換、例えば、空気を表面に吐き出すのが主体の 少なくとも１つの内部口、掘削泥水を室１２ａに流入させるための別の口、が確 保される。 図３０は図３ｂの装置の、（図３ｂの泥水−空気界面より上方の）空気が表面（ わかりやすくするために図示されていない）で吐き出され、掘削泥水７て置き換 えられた後を示す。 ストリング内部全体と、ライナ／ケーシングストリングと坑口２との間の環帯を 掘削泥水７か満たしている以外は、装置の位置は不変である。坑口清浄その他の 理由で必要ならば、今や、”バーブ或いは”キック”無しに掘削泥水の循環か可 能である。 図３ｄは、底部ワイパ２７（即ち、移動によりストリングの内面をぬぐうプラグ ）を実装、給送して空気捕捉装置２０と組み合わせた後の装置を示す。底部ワイ パ２７の上方にセメントスラリーか存在する。ケーシング４内の、空気捕捉装置 ２０より上方の掘削泥水７が、通路２４（図２）を通って、空気捕捉装置２０、 降着カラー１６、フロートショー５（図１参照）のフラッパ弁６内に入り代わる 。一定量のセメントスラリー３３を限定、分離するために、頭部ワイパ３４は２ つの滑動式封止式ワイパの間にセメントスラリーを含む。 差圧が働くと、底部ワイパ２７の、内部プラグ２９（わかりやすいように陰影を つけである）に近接した部分が空気捕捉装置２０（図２参照）の内部口２４と組 み合う。空気捕捉装置２０への底部ワイパ２７の定着、組合せと、この組合せを 貫く（流体圧より大きい）差圧の増分により第２のセットのシャービン２１ （図２参照）にせん断力が加わる。 図３０は、空気捕捉装置２０をケーシング４に取り付ける第２のセットのシャー ビン２１　（図２参照）を破壊した後の装置を示す。開放された空気捕捉装置２ ０と底部ワイパ３７か移動して降着カラー１６に降着し、ラッチ式或いはねじ式 にそれと係合し、係合された組合せの回転か防止されている様子を示す。ワイパ プラグ２９は降着カラー１６に降着した組合せと頭部ワイパ３４の間セメント３ ３を有する。室１２ａに含まれていた掘削泥水７（図３ｄ参照）は入れ代わり、 降着カラー１６とフロートショー５のフラッパ弁６を通って坑口２とケーシング ／ライナ４の間の環状空間内に流入した。 入れ代わった掘削泥水は、頭部ワイパ３４が組合せに結合する迄フロートショー ５を通って流入を続ける。別の圧力増分が加わると、ワイパプラグ２９を保持し ている第３のシャーピンセット３０ （図２参照）をせん断する傾向がある。 図３ｆは、頭部ワイパプラグ３４が組合せに結合した状態と、ストリング４から ケーシング／ライナ４と坑口２との間の環帯にほぼ完全に入れ代わったセメント スラリーの状態を示す。ワイパプラグのせん断と入れ代わりにより、セメントか 、底部ワイパプラグ２７とスロット口２５（図２参照）を通って環帯に流れ、フ ラッパ弁６を通って流れることか可能になる。今や、セメント−泥水界面３５（ 底部ワイパ２７で事前に分離されている）は坑口２とケーシング４の間の環帯内 にある。セメントスラリーの一部は組合せとフロートショーとの間に残留する。 この残留セメントは通常のポストセメンティング操作（図示されていない）で（ 硬化後に）ドリルアウトされる。図４は、ケーシングストリング４のジヨイント 内の係合された底部ワイパ２７とビン留めされた空気捕捉装置２０との組合せの 、一部か断面図になっている側面図を示す。坑口２内のケーシングストリング４ （４分の１か図示されている）は、各端かドリフト（或いは配管）カラー３７に より結合された多くの区画のパイプ部分３６から構成される。配管カラーは内部 にねじ溝があり、パイプ部分３６の外部ねし溝付き端部を結合している。例示さ れたバイブストリングジヨイントは結合されたパイプ部分からなるストリングの 典型例である。パイプ部分を相互に連結することなく別のパイプストリングを使 用し、配管或いはドリフトカラー３７の必要を無くすことができる。 図示した配管を、第２セツトのシャーピン２１て、空気捕捉装置２０（断面図を 示す）の空気放出プラグホルダ１９部分へ取り付ける。空気捕捉装置２０は、ス トリング４の内部への耐流体滑動式連結部を形成する１対のホルダ０−リングシ ール３８をも有す。内部口２４（図２参照）は、初めのねし溝付き部分２４ （図２参照）、円筒形ワイパプラグ連結部分４０、放出プラグ円筒部分４１を含 む。 プラグ２２は、第１のセットのシャーピン２３で保持された（図４にシャピーピ ン留め状態で図示）。プラグシャーピン２３を破壊し、プラグ２２を孔開きバス ケット４２（図２のバスケット２６に類似）にのせるのに充分な圧力差が加わっ た。プラグ２２はプラグ０−リングシール４３をも有し、これは、プラグ２２を 初めの位置にピン留めすると、内部口２４（図２参照）のプラグ円筒部分４１へ の耐流体滑動式シールを形成した。孔開きバスケット４２はプラグ２２の更なる 移動或いは損失を止め、防止する。バスケット４２と口２５ａの孔開けにより、 流体が、入れ代わったプラグ２２のまわりを通過するのか可能になる。 空気捕捉装置２０は更に、第２セツトのシャーンピン２１か破壊され、組合せが 降着カラー１６に入れ代わった後に降着カラー１６（図３参照）に取り付けられ る突起１８とラッチ或いはねじ状部分３９により、組合せをドリルアウトする時 の組合せの回転を防止する。 底部ワイパプラグ２７（わかりやすくするために、区画されたケーシングストリ ング４内に側面が図示されている）は一連の弾性カップ形ワイパ４４、外部ねじ 溝付き或いはラッチ式部分４５（空気捕捉装置２０の内部ねじ溝付き或いはラッ チ式部分３９とねじ式に連結している）、１対の弾性ワイパ０−リング４６ （わかりやすく黒くしてあり、又、対面の通路部分４０を受けている）及び、 （図の背後にある）第３のセットのシャーピン３０（図２参照）によりワイバロ ２８内の適所に保持された内部プラグ２９を有する。 別の態様では、底部ワイパの寸法を、底部ワイパが空気捕捉装置２０（図２参照 ）に接触し、連結するときにプラグ２２と積極的に入れ代わるものに延伸できる 。他のタイプ、位置の弾性シール、他の連結形状、寸法も、他の別懇様に装備で きる。空気捕捉装置２０の個体構成材料は主として６０６１アルミニウムだが、 ドリル処理その他の方法で除去できるならば、様々な他構成材料も使用できる。 底部ワイパ２７は、ケーシングの内側に沿った滑動式、ワイプ式のシール或いは 分離装置として作用する。底部ワイパ２７は、特定の流体運動中、例えば、坑口 下方（方向”Ａ”）へのスラリーセメントの給送中、の下流側の流体から、上流 側のセメントを分離する。図４のそとねじ、うちねじの配列（右手側係合）を選 択して、掘削中の空気捕捉装置を締結成いは係合させ、無限の回転を防止する。 　従来の浮揚法に対する本発明のいくつかの利点は、認識できる。第１の利点は 、混和性浮揚流体を本発明では使用の必要がないことである。空気（或いは、混 和性であれ、そうでないにしろ、他の低密度流体）が安全に含まれ、ストリング 内から表面に吐き出される。本発明の第２の利点は、泥水或いはセメントスラリ ーを循環させるために、ワイパ／プラグ／挿入体装置を外す必要がないことであ る。シャービン留めされた密栓口が開くと、通常の循環、セメンティング、ドリ ルアウトその他の操作のための流れが可能になる。 第３の利点は、移動／ラッチ性能である。様々な成分が一緒に移動、ラッチして 、降着カラーにラッチする単一のドリル処理可能のユニットを形成する。このユ ニット或いは組合せは回転ドリルと共に回転したり旋回することはないので、ド リル処理の困難性を避けられる。単一の既知の深度でのドリル処理可能のユニッ トの位置により、様々な深度での他殺ドリルアウトいは検索操作がなくなる。 これら利点は、多段浮揚部分を使用するとより深まる。突起１８（図４参照）は 、多段浮揚部分の端を形成する他の空気捕捉装置２０どの入れ予形成能を含むよ うに設計できる。 突起１８は、第２の（入れ子された）下流に位置する空気捕捉装置の内部３９中 にラッチする。入れ子された空気捕捉装置により、単一の降着カラーでの組合せ 内の多段部分をポストセメンティングであるドリルアウトのために固定できる。 本発明の別の利点は、現存機素の使用、簡単な構成と設計である。頭部と底部の ワイパプラグは市販の線形ワイパプラグの改良で製造できる。６０６１アルミニ ウムの使用により、軽量かつ機械加工しやすい装置部材となる。 図５は、空気捕捉装置或いは空気プラグ２０ａの別の態様の側部断面図である。 第２のセットのシャービン２１て空気プラグをケーシングバイブストリング４に 取り付ける。空気プラグ２０ａは底部セメンティングプラグに構成が似ている。 空気プラグ２０ａは、ゴム製ワイパ４４で被覆されたアルミニウム製挿入物４８ を有す。破裂型仕切板４９が、浮揚空室１２ｂを分離し、空気（或いは、窒素、 軽炭化水素系流体等の他低密度流体）を高密度充填空室３１ａから保持する。破 裂型仕切板４９は、これとは別法（図２参照）の着脱式プラグ２２及びシャービ ン２３の代わりをする。破裂型仕切板４９は簡単であるという利点があるが、坑 口下部での圧力や力に耐えられず、又、難なく取り外すことができない。更に別 の態様では他の滑動式プラグや挿入物を破裂型仕切板で交換できる。 ケーシング或いはライナストリングを全即ち所望深度に送ると、増大した圧力が 加わり、仕切板４９を破裂させる。前述と同様に、破裂した仕切板は、捕捉され た空気が室１２ｂから坑井の頭部に移動し、掘削泥水で置き換えられることを可 能にする。この空気は表面（簡明にするため、図示されていないに）で吐き出さ れる。必要ならば、今や、この態様で掘削泥水の循環を達成できる。今や、はぼ 通常のセメンティング操作を達成できる。セメントスラリーは、頭部セメントワ イパ３４（図２参照）が空気プラグ２０ａと係合する迄、破裂した仕切板を通り 越して流れる。係合空気プラグ／ワイパに加わるセメントスラリー圧が高まると 、第２のセット・のシャービン２１が破裂する。ワイパ４４が挿入物４８に滑動 式に取り付けられるならば、別のセットのシャービン５０を破裂型仕切板４９に 加えて余分の手段として使い、流体交換を可能にできる（破裂型仕切板が破裂し なくても、流体交換は可能である）。 本発明の一態様を使っての結果を次の実施例で例示する。 実施例１ 図６は、偏位地下坑口での浮揚法のテストの結果のグラフ表示である。使用した 装置と方法は、図１に図示、記載したものと同様であった。図６は、ケーシング バイブストリング４（図１参照）の実装中支持された場合の実重量と予想された インジケータ（即ち緩和された）重量とを示す。ストリングは、地表面のやぐら からの部品により実装した。 本実施例での坑口流体は、密度関連値か約１１３７ｋｇ／立方ｍ（７１ポンド／ 立方フイートである掘削泥水であつｔこ。 使用したケーシングは、呼び径が９５／８インチ（２４４５ｃｍ）であるバイブ ストリングであった。泥水充填ケーシングの浮力相殺重量は５４．７８ニユ一ト ン／ｍ（４０゜４ボンド／フイート）であり、一方、空気充填空室部分の浮力相 殺重量は１５．７３ニユ一トン／ｍ（１１，６ポンド／フィート）であった。 空気充填ケーシングが、（泥水充填ケーシングで生じた差圧と比較したときに） 圧力差が高まっている条件下でもつぶれないことを確認後に、約１２１９ｍ（４ ０００フイート）のケーシング（底端にフロートシューが取り付けられ、約８５ ３ｍ即ち２８００フイートに対する集中装置）くンド（Ｃｅｎｔｒａｌｉｚｅｒ 　ｂａｎｄｓ）を底に有する）をまず坑口に送り込んで浮揚空室を形成した。膨 張性ｄｖ、ｙ力を１２１９ｍ（４０００フイート）区画の他端にセットし、残り のケーシングを坑口に送り込んだ。膨張性パツカ上のド・ソゲをラッチ留めし、 空気吐き出し口を１５分分間−て（図１参照）、ケーシング内の空気を除去のた めに表面に移動させた。つし）でパッカを収縮させた（即ち、ドッグをひねった ）。泥水循環後に、一般的に通常のセメンティング、ポストセメンティング（ド リル処理）操作を行った。 浮力がない場合の予想結果（実曲線）、浮力を伴う場合の予想結果（波曲線）、 浮揚の方法と装置を使っての実際のインジケータでの重量の結果（点曲線）を図 ６のグラフに示す。 深度と共に増大する初期の実際の（点線）及び、関連した予想された（破線部分 ”Ａ“）インジケータ重量は、非浮揚法（実線部分”Ｂ”）と比較して、支持さ れた場合の（インジケータ）重量か有意に減少していることを示しており、これ は、流体充填坑口内でのストリングの被浮揚部分への浮揚効果により達成された 。 空気充填空室より上方の残りのストリング部分く浮力影響予想曲線での点”Ｃ” ）に掘削泥水を充填した。実際の結果の曲線の形状と、浮力影響予想曲線の形状 （点線と、関連破線部分”Ｄ”）とは類似していたが、予想された非浮揚の場合 の曲線の形状（実線Ｂ）とはかけ離れていた。この隔たりの故に、支持された場 合の重量が、ストリングを坑口内に移動させるのに不充分になる迄、ストリング をより大きい深度（深度増分″Ｅ″）に配置することを可能にしている。点線と 破線の曲線の形状（そしてケーシング或いはライナを実装する能力）は、被浮揚 区画の数と長さの変更により、又、空気以外の浮揚流体の使用により、或いは、 坑口内の泥水或いは浮揚装置上方の泥水の密度の変更により変えられる。 坑口の初めの低角部分への実装中に、従来技術の非膨張方式（実曲線で図示）で は浮揚性最大インジケータ重量（点”Ｇ”）に比較するとき、後に発生する摩擦 応力に打ち勝つ比較的大きな最大力（点”Ｆ”で示されるインジケータ重量）を 生成すると予想された。しかし、ケーシング端が、約２２８６ｍ（７５００フイ ート）から始まる下部（実線部分”Ｈ”）に近づくにつれ、泥水充填区画が、重 量で解消できるよりも大きい（即ち、臨界傾斜角を超える）応力（深度につれて 減少するインジケータ重量で示される）を発生する。特定の坑井がかなり傾斜角 が大きい区画を含んでいたら、インジケータ重量の減少はもっと激しいてあろう 。 このテスト実施例の結果は、ケーシングの浮揚か、全実装中の支持された場合の 重量の制御された剰余に取って代わり、維持し、ケーシング抑留を避けたことを 示している。この結果は又、インジケータ重量の最大低下が達成され、一方、よ り深い実装が可能になり、多段ドリルアウトが避けられたことも示している。　 図７は、ケーシングをセットすべき位置近くにある（即ち、ケーシングストリン グ４の一端か坑口２の底近くにある）装置の別の態様（即ち、空気環帯態様）の 、図２に似た側面図である。延伸されたリーチ坑口２は、空気（或いは室１２ｂ 内の他流体）とケーシングストリング４より大の密度を持つ１以上の掘削泥水７ を含む。ケーシングストリング４、口付きバッカ／保持器５５．５６の一部か、 図２ａの室１２ａに似た改良”浮揚”空室１２ｂの外面を形成する。改良空室１ ２ｂの上に、ケーシングストリング４は、図２ａと同様に、掘削泥水７をも含む 。バイブストリングは、図２と同様なバイブストリングの一端近くに取り付けら れたフロートシュー５とフロートカラー１６を有すが、バイブストリング４内の 改良空室？２ｂの端は、図１のブリッジプラグ８と同様に、１対の膨張性バッカ ／保持器５５．５６て画される。 空気環帯態様は室１２ｂの（即ち、それて囲まれた）内面を形成するコンジット ６０も含む。このコンジット６０は改良空室１２ｂの一端から別の端への流体通 路を提供する（即ち、コンジットは上の膨張性パッカと下のセメント保持器５６ の口に取り付けられる）。コンジットはこの態様では、ケーシングストリングの 残りの内部の表面連絡コンジット６１（典型的には、小半径のドリルバイブ区画 からなるストリング）に取り付けられる。コンジット６０．６１内に示された流 体は掘削泥水７であり、掘削泥水７か送り込みその他の操作中に循環するのを可 能にしているが、セメントスラリーその他の流体も使用できる。泥水循環（即ち 、ケーシングストリング４を通じての地表面からの掘削泥水の給送、地表面連絡 ストリング６１、フロートカラー１６とフロートシュー５を通って坑口２に至る コンジット、ケーシングストリング４と坑口２との間の環状空間、次いで地表ポ ンプへの返送に先立つスクリーニング或いはろ過による粒子（例えば切削くずや 地層個体）の除去）により潤滑その他の流体特性が送り出し操作が助けるのを可 能にし、一方、ケーシングストリングを坑口２中の掘削泥水内で浮揚させる。 図７に示される様にケーシングストリング４の位置を設定した後に、地表連絡コ ンジット６１をケーシングストリング４内に送り、オーバショットコネクタ６２ でコンジット６０と連絡できる。別法として、地表連絡コンジット６１を予め組 み立て、ケーシングストリングと同時に坑口２に送り込むことができる。コンジ ット６０中に示された着脱式プラグ６３は任意ではあるが、但し、必要ならば、 圧力検査のように、流れか望ましくない時の操作中に掘削泥水がコンジットに流 れ込むのを防止するのに使う。コンジット６０からの着脱式プラグ６３は差圧で 外せる。 この空気環帯態様は、セメンティング操作中のケーシングの浮揚、往復を可能に する。セメントスラリーは地表連絡コンジット６１、コンジット６０を通って、 フロートカラー１６及びフロートショーを通り抜けてケーシング４と坑口２との 間の環帯まで給送でき、一方、ケーシングの往復により、環帯におけるスラリー 分布の改良、（セット後の）結合強度の改良が得られる。分布の改良により、チ ャネリングその他の問題が予防される。 セメンティングプロセスではまず、ケーシング４の第１部分を（コンジット６０ 及びパッカ／保持器５５＆５６と共に）坑口へ送り込む。セメント保持器をセッ トし、テストする（例えば、流体圧に抗するその一体性のテスト）。次いで、プ ラグ６３（即ち、ワイヤラインプラグ）をコンジット６０中の取付物（例えば、 ＸＮニップル）にセットし、テストする。次いで、バッカを膨張させ、テストす る。次いで、プラグ６３を引き、コンジット６０に泥水７を充填する。泥水循環 中にケーシングの残部を坑口内に送り込む。地表連絡コンジット６１を坑口に送 り、オーバショットコネクタ６２てコジットにラッチし、封止する。ケーシング ４を往復させ（即ち、坑口軸に沿って振動させながら移動させる）、掘削泥水か 清浄になる（ろ過分取可能の個体を含まない）迄、循環させる。次いで、セメン トスラリーを地表連絡コンジット６１、コンジット６０に下向きに給送し、この 間、ケーシングは往復している。次いて、ケーシングを定置させ（即ち降着させ ）で、セメントを硬化させる。膨張性バッカ５５を、セメント硬化の前又は後に 、室１２ｂての空気の吐き出し、地表連絡コンジット、コンジット、膨張性パッ カ／保持器５５＆５６の引き抜きと同時に行える。同様な方法を使い、ライナ（ 図示されていないが、図７に図示されたケーシング４に似ている。）を送り、回 転、セメンティングする。典型的には、ライナは、坑口２の下部に内蔵され、大 直径の坑口上部のケーシング区画から取り付けられ宇即ち懸垂されるべき管状ス トリングである。ライナの少なくとも第１部分を坑口２に送り込む。下部のセメ ント保持器５６、プラグ６３及び上部の膨張性バッカ５５をライナに同様にセッ トし、テストする。 プラグ６３を外し、アセンブリを、空室１２ｂを除いて掘削泥水７て充填する。 地表連絡コンジット６１をコネクタ６２に同様にラッチし、封止し、次いで、ラ イナと地表連絡コンジットを坑口内に送り込む。次いで、ライナを（振動又は連 続的に）回転させ、掘削泥水を清浄循環させる。セメントスラリーをコンジット を下って坑口／ライナ環帯に給送し、一方、ライナを回転続けて分布、結合強度 を改善する。セメントを硬化させてよい準備ができたら、ライナを開放しくケー シングから懸垂し）、パッカを収縮させ、地表連絡コンジット（ドリルバイブ） 、バッカ、コンジットを引き出す。別法として、図２の装置２０に似た改良空気 捕捉装置を上部膨張性バッカ５５の代わりに使用できる。改良装置には、コンジ ット６０への連絡のための別の口か含まれる。更に、コンジット６０は、図２の ショー５及びカラーＩ６に似た改良フロートショー或いはフロートカラーに直接 連結てきる。 本発明の空気環帯態様を使っての結果を次の実施例で示す。 実施例２ 呼び径１７．８ｃｍ（フインチ）、１２９ニユートン（２９ボンド）の名目重量 、長さ約１６７６．４ｍ（５，５００フイート）のライナストリングを４５７２ ｍの全測定深度に送るものとする。約３０４．８ｍ（１０００フイート）の初め のほぼ垂直の区画の後の坑井流路に組立区画を含めることを計画する。そこでは 、８０．８８の傾斜角か約１００９゜２ｍ（３３１１フイート）の測定深度に到 達する迄、約３゜５度／３０．　４８ｍ　（１００フイート）の傾斜角ビルトレ ート（ｂｕｉｌｄ　ｒａｔｅ）を維持する。４５７２ｍ　（１５゜０００フイー ト）の測定深度に達する迄、約８０．８８度の傾斜角を保持すべきである。呼び 径９５／８インチ（２４，４５ｃｍ）のケーシングを３０４８ｍ（１０，０００ フイート）迄に延伸することを計画する。ケーシング内にライナを送り込み中の 摩擦係数は０．３５と予想される。３０４８ｍ（１０，０００フイート）から４ ５７２ｍ（１５，０００フイート）に迄延伸している呼び径２１．５９ｃｍ（８ １／２インチ）坑口での予想摩擦係数は０．５０である。計画された泥水は、約 １１２１ｋｇ／立方ｍ（７０ポンド／立方フイート）の密度を持つ。呼び径６． ０３２５ｃｍ（２３／８インチ）の使用により、ライナ内の１．８１４ｋｇ（４ ボンド）の配管（即ち、図７のコンジット６０）、ライナ浮揚重量（配管なし） が３３．６９ニユ一トン／ｍ（２４，８５ポンド／フイート）内である浮揚空室 １２ａ（図２参照）に比較して約２４．４０ニユ一トン／ｍ（１８，００ボンド ／フイート）の浮揚重量。 ライナの一端にあるセメント保持器、両端間にある呼び径６．０３２５ｃｍ（２ ３／８インチ）の管状ストリング、ライナの他端にある膨張性バッカか、ライナ 内に空気環帯空室１２ｂを作り出す。ライナツールと管状オーバショッＩ・ヲラ イナにねじ留めし、次いで、ドリルバイブを使ってライナを底へ送る。ドリルバ イブは各ジヨイントで泥水で満たされ、ライナ／ドリルストリングは、それが底 に着くまで回転されるとする。 ライナか底に着いたら、回転及び／又は往復させることかでき、一方、セメント は配管或いはコンジット６０を通って給送され、ライナー坑口環帯を戻る。この 空気環帯態様での回転トルクは、浮揚空室無しでのライナ送りに比較するときに は有意に下がると推定される（例えば、使用が計画されているドリルリグの最大 トルク極値である約２６，０００フィート−ボンド即ち３５，２５１ニュートン −ｍが、空気環帯かなければ約１２，８００フィート即ち３，９０１ｍで必要と されると予想され、一方、空気環帯かあれば、わずか約２１．０００フィート− ボンド即ち２８，４７２ニュートン−ｍが同深度で必要とされると予想される。 空気環帯かない場合の予想１〜ルクが、この場合のようにドリルリグの最大トル ク極値を超えることが予想され、それが許容されるならば、これが特に重要にな ることがあり、最大１〜ルク極値を超えることなく追加の６７１ｍ（２，２００ フイート）のライナが送られる。 更に他の別懇様も可能である。これらには、複数のフロートショーシールと空気 捕捉シール（シールリダンダント構造）；２点でせん断される単一のシャービン （口又は流路と交差して位置し、１以上のセットのシャービンと入れ代わる）； 各プラグを各流路に取り付けるためのセンサ作動式で着脱式ラッチ型その他の着 脱式装置（交替式シャービン）；低密度（浮揚）流体に加え、浮揚空室Ｉ２への 円筒状その他の形状の孔開き個体挿入物（例えばフオーム）の配置（浮力制御の 改良）；単一コンポーネントへのフロートシュー、フロートカラー及び又は降着 カラーの組合せ；ストリングの集中化（外方向放射状）突起（坑口内にストリン グスタンドオフ環帯を作り出すため）をパイプジヨイントで多段捕捉装置と組み 合わせること；フロートショー弁をフロート型の捕捉或いは他のタイプの逆流阻 止装置で置き換えること；主としてフレキシブル材で構成される移動性コンボー ネンＩ・、コンジット、管状ストリングを有すること（もっと容易に偏位区画を 処理し、浮力を変更するため）が含まれる。更に別の態様は、溶解性、熱劣化性 、流体反応性／分解性である材料からのプラグ等の装置部分の製造である（圧力 増分やドリルアウトを避けるため）。もはや必要はないが、これらの浮揚のため の方法、装置と組み合わせて潤滑剤を使用して動的摩擦係数を更に制御或いは低 下できる。 これらの浮揚のための装置と方法は、ケーシング或いはライナストリングを長い 水平方向坑口に送るだめの簡単な方法に対するニーズを満たしている。１以上の プラグ付き浮揚空室の装備により、ストリングの部分は坑口流体中で”浮揚”さ れる。−態様では、循環、セメンティング流路の開始を、装置を全く外すことな く、簡単な圧力増加、挿入物／プラグ装置の移動により達成できる。この態様で は更に、浮揚操作中の循環、セメンティング中の往復／回転も可能である。通常 のポストセメンティング技術であるドリルアウトにより最後に装置を外すことに より、別途の取り外し工程の必要を避けている。 空気、軽量材の使用により貯蔵その他の関連要件は最少になっている。本発明は 更に、ケーシング／ライナストリング及び、浮揚空室区画が中立浮揚力になって いるならば、理論的には無限長（即ち、全測定長）の延伸リーチ坑井の設定を達 成するのに必要なドリルリグの最大容量を下げる。更に典型的には、本発明によ り、傾斜角が臨界値より大きい（例えば、はぼ水平の）（ライナ又はケーシング 処理すべき）坑井部分に、長さが少なくとも９１４ｍ（３，０００フイート）と いう、更に好ましくは少なくとも１５２４ｍ（５，０００フイート）、そして更 に好ましくは少なくとも１８２８ｍ（６，０００フイート）という主な利点を提 供する。 浮力は高ビルトレートも可能にし、これはライナ或いはケ−シンクとしての管状 部材のフレキシビリティのみによる制限を受ける。浮力は理論的には、坑井の組 立部分を二つすたり（そして恐らくは、損傷を与えたり過度に孔開けしたり）（ １００フイート）、更に好ましくは少なくとも約３，５度／３０．４８ｍ（１０ ０フイート）という主な利点を提供する。装置のそれ以外の利点としては、高い 安全性（掘削場での大きなケーシング送り込み負荷を避ける）、信頼性（ケーシ ング抑留の可能性を少なくする）、維持（単一の使用、ドリル処理可能のコンポ ーネント）、効率（目一杯の流れ生産／住人容量）、低コスト（別途の取り外し 工程はなく、大深度からの機材回収の必要もない）が含まれる。 延伸リーチ坑井の掘削、仕上げを達成するための浮揚装置と方法は、１９９０年 ５月７〜１０にテキサス州ヒユーストンでの２２年度オフショア　テクノロジコ ンフエランス（Ｏｆｆｓｈｏｒｅ　Ｔｅｃｈｎｏ］ｏｇｙ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃ ｅ）に提出された、エム、ディー、ミュータ（Ｍ、Ｄ、Ｍｕｅｌｌｅｒ）、ジェ イ、エム、フィンタナ（Ｊ、Ｍ、Ｑｕｉｎｔａｎａ）、エム、ジエイ、ブンヤク （Ｍ、Ｊ、Ｂｕｎｙａｋ）による”エクステンプイド　リーチ　ドリリングフロ ム　プラットフォーム　アイレーン（ＥｘｔｅｎｄｅｄＲｅａｃｈ　Ｄｒｉｌｌ ｉｎｇ　Ｆｒｏｍ　Ｐｌａｔｆ。 ｒｍ　Ｉｒｅｎｅ）”と題する論文にも開示されている。その教示内容は、それ への参照により、本明細書の一部となる。 更に、本発明と組み合わせて有利に使用できる流体リリースオイルツールは、１ ９９０年１０月９日提出の米国特許出願番号第０７／４１８．５１０に開示され ている。その教示内容は、それへの参照により、全て、本明細書の一部となる。 リリースツールを使用してドリルストリングを浮揚空室を持つライナに着脱式に 取り付け、延伸リーチ坑井に送り込むことかできる。リリースツールにより２方 向回転、高トルクが可能となり、開放と取り外しの容易さも加わる。 本発明の好ましい慾様か示され、記述され（各態様は異なる坑井条件、適用にお いて好ましい）、若干の別の態様も示され及び／又は記述されているが、それら の変更、改良は本発明から離れることなく可能である。従って、本発明の範囲内 には、添付された請求の範囲の精神、範囲の内に入るそれら変更、改良、二者択 一的な態様は全て本発明に包含されることを意図している。 国際調査報告　。１工／ＩＩ（０゜ｚｎａｇｑｇ国際調査報告 ＩＪＳ　９００４６９６ ＳＡ　３９９１６ DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION Well Casing Flotation Apparatus and Method Related Applications and Publications This application is a continuation-in-part (CIP) of the following pending U.S. applications: (1) Application No. 07/401; 086. Filed on August 31, 1989: (2) Application No. 07/486,312. Filed on February 28, 1990; (3) Application No. 07156 Technical Field The present invention relates to a sub-valve and well completion apparatus and method. Regarding. More particularly, the present invention provides a method for installing a liner or a The invention also relates to a device and method for setting casing strings. Background Art Many well completion methods involve setting a liner or casing string at a portion of the wellhead. This includes cutting. In some extended wells, such as wells drilled from platforms or "islands," the string must be set in the diagonally drilled (i.e., sloped) portion of the remote hole. The inclined part is the initial (head) part with a smaller inclination angle. Located below the minute. The angle (from the vertical plane) of these oblique holes is often close to 90 degrees (i.e., horizontal), and sometimes exceeds 90 degrees. Biased laterally by an arbitrary distance difference. With the current state of the art, is it possible to extend a wellhead even from an irregular angle? Problems have been experienced with current well completion methods, especially when drilling into long, highly deviated wellheads. There are many problems associated with the casing or liner string set. The liner or casing string is set into the pre-drilled hole. Rotate the drill string bit used to cut the hole so that the vibe string slides into the hole. This reduces the drag that slows down the process. Casing/liner strip to be set The diameter and weight of the string are larger than the drill string. Therefore, the torsional force required to rotate the casing or liner may be greater than the torsional strength of the pipe itself, and therefore may be greater than the effective rotational torque. Therefore, the casing or The liner string is usually run into the hole without using rotation to reduce drag. (slide). - Feeding in an deviated hole can significantly increase drag. It is possible. The deviated hole part has an angle that is vertically inclined, that is, with respect to the direction of gravity. Defined as having an axis in degrees. casing before reaching the desired set depth during feeding in an deviated or high-drag hole. The casing or liner vibe string may be differentially restrained, especially if the angle of inclination or the weight of the casing or liner in the wellhead creates a drag force that is greater than the weight component that causes the casing or liner to slide downward in the wellhead. Exceeding the critical angle to create Often occurs when Failure to apply sufficient additional force (up or down) will result in The pistling will be impounded and there is a possibility of well loss. Even if string detention can be avoided, the force required to overcome the high drag forces can cause significant damage to the vibrator. Sometimes it comes. These problems are particularly acute in wells with long, near-horizontal (i.e., approximately 90 degree inclination) spacing. Long, near-horizontal well spacing may be necessary for fluid production from tight and/or thin reservoir beds or from zones with limited surface access. Ru. For example, offshore drilling sites may be unlicensable or excessively costly. Drilling from land to offshore resources several kilometers horizontally from the drilling site. Availability can be the difference between making a resource unavailable or available. Even in areas where storage access (i.e. permeability) is not an issue, long-term A large, nearly horizontal wellbore section may be economically desirable. (Oil from the adjacent floor) The production of undesirable fluids (such as water/gas in fields) is High production rates may be possible in horizontal well sections from commonly occurring zones. Conventional casing or liner feeding (i.e., mounting) methods for eliminating drag build-up in deviated wells involve either l) applying a downward force or b) lowering the coefficient of friction, e.g., by lubrication. be. An improved method of applying force is to equip it with a pamba. In addition to applying a downward static force, a downward impact or blow is applied. However, only a small constant downward force is applied to the vibe string. Excessive downward forces can turn the pipe string (usually supported from the top of the wellbore) into a highly compressed one. Compression tightens the string. This tends to add additional drag (if supported laterally by the wellhead) or to structural failure (if not laterally supported). Furthermore, downward Applying large amounts of force may not be practical. Conventional lubrication or friction coefficient reduction methods are subject to similar limitations since the coefficient of friction cannot be reduced to zero. These lubrication methods send a relatively long vibe string into the deflection hole. It makes it possible to enter. However, feeding a relatively long lubricated vibe string into an deviated wellbore also creates unacceptable drag forces. Even if lubrication methods are used, hole geometry and excavation surface conditions can result in increased resistance (high drag) conditions in relatively short angled holes. A flotation method is also known in which the vibe string is fed into an offset liquid fill hole. This method is shown in US Pat. No. 4,384,616. After equipping the end of the pipe string section with a means to seal it, fill the pluggable section with a low-density miscible fluid. to provide buoyancy. This low density fluid must be miscible with the wellbore fluid and formation. Miscibility is necessary to avoid barbs or "kick" to or from the formation outside the vibestring when discharging plugged fluid into the formation/wellbore. Circulation of drilling mud is also not possible during the feeding or feeding of the plugged string into the wellbore. After feeding the plugged string into the wellbore The plug is drilled out to inject low density miscible fluid into the wellbore/pipe annulus. Ru. Further casing operations, if any (ie cementing), are accomplished without the aid of a low density miscible fluid to provide buoyancy. Known string flotation methods involve inherent risks and require wellbore completion operations, especially if cementing is required. Geological strata Low-density fluids that are compatible with the wellhead and wellhead fluids must circulate and flow out before the cement slurry. Must be. This requires drilling out the plug prior to cementing the casing or liner string. Next to cementing, a second (hardened residual cement) drill-out is also often required. This multi-stage drilling makes completion of the well costly and causes damage to the vibe string and formation. Increased risk of injury. None of the current methods known to the inventors allow floating of strings into high drag inclined wellbore without a multi-stage completion process. The cost of miscible fluids and multi-stage finishing processes clearly renders most or all current flotation methods commercially impractical. Simplified flotation equipment and methods are needed to enable the placement and completion of long vibe strings in extended reach wellheads. The method and equipment must also be safe, reliable, and cost effective. DISCLOSURE OF THE INVENTION The present invention provides a floating plug system and method for feeding casing or liner into a high drag inclined hole without the need to remove the plug system prior to cementing. In the first aspect, the float show/float collar and shearbin fastening pla This traps air (or are other low-density fluids. It does not need to be miscible with the formation or wellbore fluids. ). After feeding the string to the desired set depth within the liquid filling hole, the sealed port of the insert is opened to allow air to be discharged to its surface. A pressure-induced cementing bottom wiper plug slides the plug and insert into the string like a piston. and retain the accretion within the accretion collar during normal cementing. This retained plug/insert/accretion collar forms a single drillable assembly. This aggregate is removed during normal post-cementing drill-out to avoid complicated drilling operations. A process using this first embodiment involves placing a float show and/or a float collar (with a flapper or check valve) and an accretion collar on an air-filled float in the casing. Attach it to one end of the raised part. The float show or collar prevents fluid ingress as the casing is lowered into the initial low slope portion of the fluid-filled wellhead. Keishin An insert attached to the top of the plug forms the other end of the "floating" portion. The insert has a removable plug (attached with a first pair of shear forceps) that blocks a passage within the insert body containing the air. Once a sufficient "floating" length of the string has been achieved, the plug insert is installed into the string with the first shearbin cellar I. and pin it. This seals the air to form a flotation chamber and Creates a large buoyant force on the vibe string when sinking the ring into the fluid-filled wellhead. put out. This buoyancy reduces the effective weight, reducing the drag generated by the effective weight. This makes it easier to feed the string to the set depth. After setting the string Then, the increased internal string pressure shears the first shear forceps and opens the passage. Ku. This allows air to scavenge the string while muddy water flows downward. After muddy water circulation, the wiper plug at the bottom feeds the muddy water to the bottom hole separately from the muddy water. The bottom wiper plug is interlocked with an open date insert and shears a second set of shear tweezers. The shear releases the interlocking wiper plug-insert combination and moves the pilot hole. The combination is then moored to the landing collar to form a drillable combination. A head wiper (which separates the cement slurry from the fluid above it) can also be used. This head wiper is penetrated (due to differential pressure, the cement slurry Lee is pumped outside and above the IJ ring. The combination (and also the head wiper if used) is drilled out during the normal boss-cementing process. Multi-day sliding air-trapping inserts allow simplified feeding of long strings in diagonal holes by controlling and reducing the effective string weight, rather than by adding weight or lowering the coefficient of friction. flotation) using miscible low density fluids 2) Removal of the plug before cementing the string; the necessary (achieved) forming a flotation cavity within a portion of the tubular string (between); Add a conduit between the ends of the flotation chamber. Considering the added space and weight of the conduit in the flotation chamber, this configuration is preferred when sufficient buoyancy can be achieved. Delicious. The conduit and tubular string now form an annular buoyancy cavity in which a low density fluid is contained outside the conduit to provide high buoyancy. Conduits (surrounded by a flotation chamber) allow drilling mud or other fluids to circulate during pumping or other subsequent operations, particularly cementing. These methods and devices allow the use of low lift capacity rigs (as buoyancy forces reduce the maximum effective suspended weight) due to stress reduction, and allow the use of tubular strings (casing or strings). This has the added benefit of increasing the depth of the set-up of the ring. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 is a cross-sectional view of one flotation device used to provide liner or casing buoyancy during infeed operations. FIG. 2 is a side view of another embodiment of a flotation device during implementation. Figures 3a-3f are simplified representations of another apparatus during anti-valve finishing activities. FIG. 4 is a side view, partially in section, of the air trap device portion of the engaged assembly. FIG. 5 is a side sectional view of another embodiment. FIG. 6 is a graphical representation of flotation device test results. FIG. 7 is a side view similar to FIG. 2 of another air ring state during mounting. In these figures, like symbols and reference numbers should be understood to refer to like elements, methods, and features. DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS FIG. 1 is a cross-sectional view of a casing string (or liner or other duct) for feeding into a fluid-filled wellhead (or cavity) 2. casing or lie Put a part of the nast ring 4 into the vertical or low-angle section of the head of the excavation pit 2. (The lower diagonal or high angle portion is not shown for ease of illustration). Raina aru In other words, a float shoe 5 is attached to the bottom end 3 of the casing string 4. Ru. This float shoe has a flapper or chute that opens outward or downward. There are 6 check valves. This valve 6 prevents initial or wellhead fluid inflow during string feeding or lowering into the wellhead (see downward support "A" shown in Figure 1). ingredient. The flapper (or ball) of valve 6 can be spring-loaded or otherwise biased to prevent inflow, but to allow pressurized fluid to exit (in the downward direction "A"). When the pressure in the string 4 overcomes the flapper emplacement force and the wellhead fluid 7 pressure, the flow It happens. A removable, inflatable bridge plug (or backer) 8 is placed at the other (second or head) end of a portion of the string to contain air, i.e. to “float” within the liquid-filled wellhead 2. The bridge plug 8 includes a cylindrical solid body 9 and an elastic plug (or partition plate) 10. When the bladder IO is pressurized through the opening 11, the air in the buoyancy chamber 12 below the bridge plug 8 It traps other flotation fluid and prevents third (i.e. non-flotation) fluid 13 from entering cavity 12 from above bridge plug 8. Figure 1 shows bladder 10 in a fully inflated position. .The expansion is an open expulsion of the trunk 14. This is accomplished by pressurizing with air or other second fluid through the air port 15 (for clarity, the inflation air source is not shown). Additionally, the expansion also pressurizes the flotation chamber, preventing string collapse in downhole conditions. After inflation, the exhaust port 15 can be closed by pulling or twisting the stem 14 to remove the source of the inflation. The wellhead fluid 7 is usually a single-density drilling mud, but it can also be a mixture of fluids with different densities. It may be a compound or several types of layers. The varying densities within the wellhead allow a single flotation chamber 12 to have varying buoyancy forces in different parts of the wellhead adjacent to wellhead fluids of varying densities. This may be highly desirable in extremely high efficiency wellheads or wellhead sections with varying slope angles. Change the distance between the float seat 1-5 at one end of the flotation chamber 12 and the bridge plug 8 at the other end. This allows the buoyancy force generated to be controlled. By repositioning the bridge plug 8, the buoyant force applied to the cavity surrounding the ``floating'' vibe string section changes. Before introducing the end of the singling string into the wellhead 2, a float shoe 5 is mounted on the surface. Selection of the length of the flotation chamber or string section controls the force that drives the casing into the wellhead. The bridge plug 8 is sealed and attached to the duct by pressurizing the bladder after implementation of the entire "floating" vibe string section into the wellhead 2. Alternatively, when in the wellhead, the buoyancy can be adapted or varied by repositioning the bridge plug, if necessary. This may be useful when bending tubular members through arched wellhead sections (e.g., feeding casing through the built-in section of an extended reach defense). Buoyant forces within a non-vertical wellhead section may provide bending forces (e.g. a buoyant section of a vibe string ahead of a non-floating section within an angled wellhead that is bent relative to the horizontal). (the buoyant force exceeds the weight of the It can be adapted to the specific slope/curvature/bend of the material. The diameter and cross-sectional thickness (and associated weight) of the vibe string surrounding the cavity 12 can be set equal to the weight of the deposited wellhead fluid 7. This creates a neutral buoyant force, so that regardless of the orientation or inclination, these two buoyant compartments can face upward or downward against the wall of wellhead 2. It exerts no directional force. Even if neutral buoyancy is not desirable, the controlled effective (non-buoyant) weight of selected casing/liner vibe strings that must be supported (suspended) and the stresses generated during mounting operations can be significantly reduced. This reduced maximum effective weight allows the use of lower performance towers and rigs, or increases safety when using higher performance ones. The part of the string above the bridge plug 8 is exposed to a third, immediate liquid such as drilling mud. In other words, it is fluid-filled with a heavier fluid 13. The greater the effective weight of this non-floating part The volume forces the flotation chamber vibe string portion to other (ie, high angle of inclination) portions of the wellhead 2 (see Figure 3). The other wellbore portions may be approximately horizontal. The non-floating portion can be extended to the surface, ie the remainder of the string can be filled with heavier fluid 13. In some applications or embodiments, other bridges may be included within the string for string implementation, particularly for offset wellhead sections with different angles. There may be a need for a second or multi-stage floating section defined by the zip plug 8. After feeding the casing to the set depth, the search device is sent to the end of the drill vibe and deposited on the search frame (or finishing neck). Drill-by to search dog on stem 14 The mouth 15 opens due to the accretion or twisting action of the blade. Port 15 is alternatively capable of remote actuation. These open vents 15 allow the high density fluid 13 to exchange positions with the low density fluid (air) within the cavity 12 . Then, the bridge plug 8 is contracted by twisting and/or pulling the search frame 14. In another embodiment, chamber pressurization/evacuation and plug inflation/deflation can be operated separately. Stoli Vacancy pressurization may not be necessary if the pressure differential can be tolerated. The fluid (water in this embodiment) used to inflate the plug and pressurize the cavity can also be separated in this alternative manner. Above the air inside chamber 12 It rises up and allows it to be expelled from within the string at the surface. Flow inside plug 8 It is also possible to fill the cavity 12 with a dense (i.e. non-levitating) fluid 13 by means of body flow. Ru. The high-heavy fluid is typically drilling mud or It may be another fluid with threshold density. After exhausting, the drill vibe and bridge plug 8 can be removed from the casing 4 and normal cementing operations can be started. The limited float collar 5a serves as a means of preventing the inflow of excess fluid. This limited float collar 5a is similar in structure to the float show 5 and is A cap or check valve 6 is provided to prevent wellhead fluid from entering the air-filled cavity. The limited float collar 5a is installed inside the vibe near the float shoe 5. Ru. If you do not remove the Brisivibe, the installation will involve engaging the flow collar 5a, the head collar interface (after the bridge plug slides down), and the bottom shape of the bridge plug 8. designed to prevent interfacial sliding and rotation during post-cementing drill-out operations. Alternatively, a float collar 5a may be used in place of (rather than in addition to) the float shoe 5, or a latch-in accretion collar may be added near the float collar 5a (Fig. 2). The float collar 5a is also mounted inside the string 4 rather than at its end, so that it can form a flotation cavity away from the end of the string. FIG. 2 is a side view of another embodiment of an apparatus for levitating a portion of a casing or liner string during transport. A latch-in accretion collar 16 is attached to the casing or light near one end of the float collar/float shoe (see Figure 1) in the cavity 12a. Attach to the nast ring. Latch-in collar 16 with slotted or latch It has an open hole 17 (shown in dotted lines in Figure 2 for clarity), which The threaded or engages with the latching projection 18. Additionally, the piston-like air capture device 20 has an air release plug (shown in phantom for clarity). In a first set (or passageway) of shear bins 23, a discharge plug is installed in an internal opening (or passageway) 24 (shown in dotted line for clarity) in plug holder 19. Second set (or plug holder) system Attach the plug holder 19 to the liner/casing with the jar bin 21. plastic The size and shape of the plug and internal opening 24 are such that the plug 22, released from the sherbin, slides downward toward the projection 18 (direction "A" points toward the bottom of the wellbore, not necessarily downward). (It does not have to be perpendicular to the direction). After downward movement/sliding of the plug 22, the internal opening 24 is connected to the lower cavity (through the slotted opening 25) and the upper cavity of the moving plug 22. It is in fluid communication with both non-levitation fluids 13 on the other hand. The lateral slot openings 25 allow fluid to flow to or from the lower part of the interior opening 24 and the cavity 12a. (Fluid flow is shown by solid lines and arched dotted lines). The plug 22 height is selected to be shorter than the Scottro 25 height to allow fluid flow at this bottom. Ru. The basket 26 near the bottom of the air capture device 20 dislodges from the passage shear bin and retains the plug 22 in the interior opening 24 as the plug moves from top to bottom under fluid pressure. Works as a station. The trapped air is expelled from the cavity 12a through the port 24, filling the cavity 12a with drilling mud. After filling with water and circulating drilling mud into the formation/string annulus (see FIG. 3), cement slurry is introduced into the string from above the air capture device 20. A bottom wiper plug 27 separates the cement slurry above the wiper plug 27 from the drilling mud 13 above the air capture device 20. In the third set (ie wiper) shear bin 30, the internal wiper plug 29 is attached to the wiper plug 28 (shown in dotted line) of the wiper plug 27. Fluid communication above and below the wiper plug 27 is prevented until the internal plug 29 is removed from the blister plug 28 (i.e., released from the shear bin). The initial fluid pressure from the surface source (prior to release from the wiper shear pin) causes the A pressure difference is created across the ipa plug 27. The pressure differential moves wiper plug 27 toward air capture device 20 (direction "A"). When the wiper plug 27 or air capture device 20 is reached, both elements become one. Additionally, they can be configured to slide as a unit when joined. If the pressure difference passing through the wiper plug 27 increases, it will destroy the plug holder shear pin 21. The power to do so is born. The combined wiper plug and air capture device 20 then The accretion collar slides in one direction as a jet. When it reaches the accretion collar, the pressure difference increases even more. As a result, the wiper shear pin 30 is destroyed. Next, remove the cement above the wiper plug 27. The waste slurry can be circulated through the accretion collar 16, the float collar (not shown) if installed, and the float show 5 (see FIG. 1) into the annular space between the wellhead 2 and the casing. The shear pins in each set are selected to rupture at progressively increasing pressures above the normal operating fluid pressure in the string. In this alternative method, 34 atm (500 psi) Avoid accidental actuation (shearing) by using (differential) pressure increments in b). For example, the first Tsuto's sherbin 23 ruptures at approximately 34 atmospheres (500 psi) above the fluid pressure (air is expelled and muddy water circulates), allowing the piston-like capture device to move. The second set of shear bins 21 are approximately 68 atmospheres (1000 psap) lower than the fluid pressure. b) Set high, and the third set of shear bins 30 (to allow cement slurry flow) are set approximately 102 atmospheres (1500 psi) above the fluid pressure. 3a-3f are simplified representations of another apparatus illustrated in FIG. 2 during well completion activities within an offset wellhead 2. FIG. Inclination angle” 1 pa (slanted wellbore section shown in Figure 3a and vertical wellbore section) When the angle with the line) approaches a large value (the horizontal value), the fluid flow toward the bottom of the air-filled cavity Active measures to prevent this, such as a float shoe, are required. The use of float shoes is recommended for low slope wellheads due to density differences and lack of fluid miscibility that limit flow to the floating section. can be avoided. Furthermore, at large inclination angles "i", flotation methods may be required to feed the casing to the wellhead. Operations at high slope angle “i” wellheads pose the greatest risk of casing string detention. stomach. At an angle of inclination greater than the critical angle or friction coefficient, the stress generated by the pipe section exceeds the weight component, and the vibrator section may slip into the wellhead. For friction coefficients of 0.2 to 0.5, this critical angle is 78.7 degrees to 63.4 degrees, respectively. Therefore, the inclination When the oblique angle "i" is greater than these critical values for the actual distance, a flotation method is indicated. Figure 3a shows the initial position of the device after implementation of the string into the offset wellhead 2. Cavity 12a has an accretion collar between float show 5 and air capture device 20. The air discharge plug 22 (blacked out for clarity) is connected to the air capture device 20. Attach the arch pin (see Figure 2). The cavity 12a has entrapped air or other low density fluid to create buoyancy during the (just completed) insertion of the string section into the wellhead 2 containing the drilling mud 7. In this embodiment, the drilling mud 7 is also a non-flotation fluid (see 13 in FIG. 1) present above the air capture device 20 in the non-flotation (ie dense fluid filled) cavity 31. The buoyancy and effective weight of the casing 4 in the vicinity of the cavity 12a can be controlled by adjusting the shape and dimensions of the device and the muddy water density. FIG. 3b shows the device of FIG. 3a after the destruction of the first set of shear bins 23 (see FIG. 2) and the movement of the air release plug 22. The high pressure above the air capture device 20 caused the first set of pins to shear. The positions of the elements other than the discharge plug 22 remain unchanged. The sheared discharge plug 22 can be deflected and/or pressure-actuated to slide toward the cavity 12a to open the mouth 25 (FIG. 2). When the mouth 25 opens, the air chamber 12a and the unexpanded (i.e., high-density flow) Fluid communication between the body-filled chamber portion 31 is possible. Due to the fluid density difference, the shape of the passageway 24, the downwardly sloping arrangement of the wellhead 2, the air from the chamber 12a moves upwardly within the casing or liner 4 due to the fluid communication through the interior opening 24, and then Spit out on the surface. In wells with inclination angles greater than 90 degrees, it may be necessary to actively vent air from chamber 12a. As illustrated in Figure 3b, the drilling mud and The ventilation air forms a mud-air interface in the pre-charged chamber 31. The previously flotated chamber 12a is now filled with drilling mud. Alternatively, multiple internal ports 24 and discharge plugs 22 can be provided. In this embodiment, fluid movement/displacement in different directions is ensured, e.g. at least one internal port primarily for expelling air to the surface and another port for inlet of drilling mud into the chamber 12a. will be maintained. Figure 30 shows the apparatus of Figure 3b where air (above the mud-air interface in Figure 3b) is expelled at the surface (not shown for clarity) and replaced by drilling mud 7. Shows what it looks like after being received. The location of the equipment remains unchanged, except that the entire interior of the string and the annulus between the liner/casing string and the wellhead 2 are filled with drilling mud 7. If needed for wellhead cleanliness or other reasons, it is now possible to circulate drilling mud without a ``barb'' or ``kick.'' It is Noh. FIG. 3d shows the device after the bottom wiper 27 (ie, the plug that wipes the inner surface of the string by movement) has been installed, delivered, and combined with the air capture device 20. FIG. bottom w Cement slurry exists above the hole 27. The drilling mud 7 in the casing 4 above the air capture device 20 passes through the passage 24 (FIG. 2) into the air capture device 20, the accretion collar 16 and the flapper valve 6 of the float show 5 (see FIG. 1). Take turns. To confine and separate the volume of cement slurry 33, head wiper 34 contains the cement slurry between two sliding seal wipers. When differential pressure is applied, the portion of bottom wiper 27 proximate to internal plug 29 (shaded for clarity) mates with internal opening 24 of air capture device 20 (see Figure 2). meet. The anchoring of the bottom wiper 27 to the air capture device 20, combination, and the increase in differential pressure (greater than the fluid pressure) across this combination imposes a shear force on the second set of shear bins 21 (see FIG. 2). FIG. 30 shows a second set of chassis attaching the air capture device 20 to the casing 4. The apparatus is shown after the bottle 21 (see FIG. 2) has been destroyed. The open air capture device 20 and bottom wiper 37 are shown moving and landing on the landing collar 16 and latched or threadedly engaged therewith, preventing rotation of the engaged combination. wiper Plug 29 has cement 33 between the combination accreted to accretion collar 16 and head wiper 34. The drilling mud 7 (see FIG. 3d) contained in the chamber 12a was replaced and flowed into the annular space between the wellhead 2 and the casing/liner 4 through the accretion collar 16 and the flapper valve 6 of the float show 5. The replaced drilling mud continues to flow through the float show 5 until the head wiper 34 is engaged in combination. The application of another pressure increment tends to shear the third shearing forceps 30 (see FIG. 2) holding the wiper plug 29. Figure 3f shows the head wiper plug 34 connected to the assembly and the cement slurry almost completely displaced from the string 4 into the annulus between the casing/liner 4 and the wellhead 2. Due to the shearing and displacement of the wiper plug, cement flows into the annulus through the bottom wiper plug 27 and slot opening 25 (see Figure 2), and the cement flows into the annulus through the bottom wiper plug 27 and slot opening 25 (see Figure 2). It is possible to flow through the trumpet valve 6. The cement-mud interface 35 (previously separated by the bottom wiper 27) is now in the annulus between the wellhead 2 and the casing 4. A portion of the cement slurry remains between the combination and the float show. This residual cement is drilled out (after hardening) in a normal post-cementing operation (not shown). FIG. 4 shows a side view, partially in section, of a combination of an engaged bottom wiper 27 and a binned air capture device 20 in a joint of a casing string 4. A casing string 4 (one quarter shown) within the wellhead 2 is attached to each end or drift (or piping) collar 37. It is composed of pipe sections 36 of many sections that are more connected. The tubing collar is internally threaded and joins the externally threaded end of the pipe section 36. example A vibe string joint is a typical example of a string made of joined pipe sections. Use separate pipe strings without connecting pipe sections to each other. This eliminates the need for piping or the drift collar 37. The illustrated piping is attached to the air release plug holder 19 portion of the air capture device 20 (shown in cross-section) with a second set of shear pins 21. The air capture device 20 A pair of holders O-ring series forming a fluid-tight sliding connection to the interior of the ring 4. It also has a rule 38. The interior opening 24 (see FIG. 2) includes an initial fluted portion 24 (see FIG. 2), a cylindrical wiper plug coupling portion 40, and a discharge plug cylindrical portion 41. nothing. The plug 22 was held with a first set of shear pins 23 (see FIG. 4). (Illustrated in closed position). Destroy the plug shear pin 23 and drill the plug 22 into the bus. Sufficient pressure differential was applied to place the basket 42 (similar to basket 26 in FIG. 2). Plug 22 also has a plug 0-ring seal 43, which forms a fluid-tight sliding seal to plug cylindrical portion 41 of internal port 24 (see FIG. 2) when plug 22 is pinned in its initial position. did. Perforated basket 42 stops and prevents further movement or loss of plug 22. Perforations in the basket 42 and the port 25a allow fluid to pass around the replaced plug 22. The air capture device 20 is further attached to the landing collar 16 (see FIG. 3) after the second set of shear pins 21 are destroyed and the combination is replaced by the landing collar 16. The lugs 18 and latches or threaded portions 39 prevent rotation of the combination as it is drilled out. Bottom wiper plug 27 (sectioned casing strip for clarity) (shown in side view within ring 4) includes a series of resilient cup-shaped wipers 44, externally threaded or latched portion 45 (internally threaded or latched portion 45 of air capture device 20). a pair of elastic wiper O-rings 46 (colored black for clarity and receiving the opposing passage portions 40); and (behind the figure) 2) has an internal plug 29 held in place within the Wyverro 28 by a third set of shear pins 30 (see FIG. 2). In another aspect, the dimensions of the bottom wiper can be extended such that it actively displaces the plug 22 when it contacts and couples to the air capture device 20 (see FIG. 2). Other types and locations of elastic seals, other connection shapes and dimensions are also available with other customizations. Wear. The solid material of construction of the air capture device 20 is primarily 6061 aluminum, although a variety of other materials of construction may be used if they can be removed by drilling or other methods. Bottom wiper 27 acts as a sliding, wipe-type seal or separation device along the inside of the casing. The bottom wiper 27 separates the upstream cement from the downstream fluid during certain fluid movements, such as during feeding of slurry cement down the wellhead (direction "A"). Select the arrangement of the outside and inside screws (right-hand side engagement) in Figure 4. Optionally, the air capture device is fastened or engaged during excavation to prevent infinite rotation. Several advantages of the present invention over conventional flotation methods are discernible. The first advantage is that miscible flotation fluids do not need to be used with the present invention. air (or mixture) other low-density fluids, whether organic or otherwise, can be safely contained and expelled from within the string to the surface. A second advantage of the present invention is that muddy water or cement slurry There is no need to remove the wiper/plug/insert device to cycle the Ru. Normal circulation, cementing, and dripping can occur when the shearbind seal opening opens. This allows flow for loopouts and other operations. The third advantage is move/latch performance. The various components move and latch together to form a single drillable unit that latches onto the accretion collar. This Yu The knit or combination does not rotate or pivot with the rotary drill, so the Difficulties in rill processing can be avoided. Unit capable of drilling at a single known depth The position of the target eliminates the need for a murder drill out or search operation at various depths. These advantages are further enhanced by the use of multiple floating sections. The protrusion 18 (see Figure 4) includes pre-forming capabilities for other air capture devices 20 forming the ends of the multi-stage buoyant section. It can be designed like a sea urchin. The protrusion 18 latches into the interior 39 of a second (nested) downstream air capture device. Nested air capture devices allow multiple sections within a single accretion collar combination to be secured for post-cementing drill-out. Another advantage of the invention is the use of existing components, simple construction and design. The head and bottom wiper plugs can be manufactured by modifying commercially available linear wiper plugs. 6061 aluminum The use of aluminum makes the device parts lightweight and easy to machine. FIG. 5 is a side cross-sectional view of another embodiment of an air capture device or air plug 20a. Attach the second set of shear bins 21 and air plugs to the casing vibe string 4. Air plug 20a is similar in construction to a bottom cementing plug. Air plug 20a has an aluminum insert 48 covered with a rubber wiper 44. A rupture-type partition plate 49 separates the flotation chamber 12b and retains air (or other low density fluids such as nitrogen, light hydrocarbon-based fluids, etc.) from the densely packed chamber 31a. Break The split-type partition plate 49 has a detachable plug 22 and a detachable plug 22 (see Fig. 2). Replaces N23. The burst type partition plate 49 has the advantage of being simple, but It cannot withstand pressure and force at the lower part of the mouth, and cannot be removed without difficulty. In yet another embodiment, other sliding plugs or inserts can be replaced with burstable dividers. When the casing or liner string is delivered to the full or desired depth, increased pressure is applied and ruptures the divider plate 49. As before, the ruptured divider allows trapped air to migrate from chamber 12b to the head of the wellbore and be replaced by drilling mud. make it possible. This air is expelled at a surface (not shown for clarity). If required, circulation of drilling mud can now be achieved in this manner. Now, normal cementing operations can be accomplished. The cement slurry is through the ruptured partition plate until the air plug 34 (see Figure 2) engages the air plug 20a. flows beyond. As the cement slurry pressure increases on the mating air plug/wiper, the second set of shear bins 21 rupture. If the wiper 44 is slidably attached to the insert 48, another set of shears 50 can be used as an extra means in addition to the rupture divider 49 to allow fluid exchange (if the rupture divider is ruptured). fluid exchange is possible even if the Results using one embodiment of the invention are illustrated in the following example. Example 1 Figure 6 is a graphical representation of the results of testing the flotation method at an deviated underground wellhead. The equipment and methods used were similar to those illustrated and described in Figure 1. FIG. 6 shows the actual weight and the expected indicator (ie, relieved) weight as supported during installation of the casing vibe string 4 (see FIG. 1). The string was mounted using parts from the tower on the ground. The wellhead fluid in this example was drilling mud with a density-related value of approximately 1137 kg/m3 (71 lb/ft3).The casing used had a nominal diameter of 95/8 inch (2445 cm). It was a vibe string.The buoyancy offset weight of the muddy water-filled casing was 54.78 units. (40°4 bonds/ft), while the buoyant phase in the air-filled cavity The kill weight was 15.73 newtons/m (11.6 pounds/ft). After confirming that the air-filled casing would not collapse under conditions of increased pressure differential (when compared to the differential pressure generated in the mud-filled casing), approximately 1219 m (4 A casing (with a float shoe attached to the bottom end and centralizer bands at the bottom for approximately 853 m or 2800 feet) was first pumped into the wellhead to form a flotation cavity. swelling Tension dv,y forces were set at the other end of the 1219 m (4000 ft) section and the remaining casing was pumped into the wellhead. Latch the dowel on the inflatable casing and turn on the air outlet for 15 minutes (see Figure 1) to remove the air inside the casing. I moved it to the surface. The packer was deflated (i.e., the dog was twisted). After mud circulation, conventional cementing, post-cementing (double rill treatment) operation was performed. The graph in Figure 6 shows the expected results without buoyancy (solid curve), the expected results with buoyancy (wavy curve), and the actual indicator weight results using the buoyancy method and device (dot curve). Shown below. Initial actual (dotted line) and associated expected (dashed line section “A”) indicator weights increasing with depth compared to the non-flotation method (solid line section “B”) The results show a significant reduction in weight (indicator) when suspended, which was achieved due to the flotation effect on the flotated portion of the string within the fluid-filled wellhead. The remaining portion of the string above the air-filled cavity (point "C" on the predicted buoyancy influence curve) was filled with drilling mud. The shape of the actual curve and the shape of the predicted buoyancy effect curve (dotted line and related dashed line section “D”) were similar, but the shape of the curve in the predicted non-buoyancy case (solid line B) was similar. was far from it. Because of this gap, the supported This allows the string to be placed at greater depths (depth increment "E") until the weight of the string is insufficient to move the string into the wellhead. The shape of the dotted and dashed curves (and the ability to implement a casing or liner) can be modified by changing the number and length of the flotation compartments, by using flotation fluids other than air, or by increasing the flow of mud or flotation in the wellhead. It can be changed by changing the density of the mud above the device. During installation in the low-angle section at the beginning of the wellhead, the prior art non-expanding method (illustrated by the solid curve) was expected to produce a relatively large maximum force (indicator weight shown at point "F") to overcome the subsequent frictional stress when compared to the buoyant maximum indicator weight (point "G"). However, the casing end was approximately 2,286 m (7,500 ft. As you approach the bottom (solid line section “H”) starting from generates stresses (indicated by indicator weight that decrease with depth) that are greater than can be resolved by volume (i.e., exceed the critical slope angle). If a particular well contained sections with significant dip angles, the decrease in indicator weight would be more severe. The results of this test example demonstrate that casing flotation replaces and maintains a controlled surplus of supported weight during the entire implementation and avoids casing detention. This result also shows that the maximum reduction in indicator weight was achieved while It also shows that deeper implementation was possible and multi-step drill-outs were avoided. Figure 7 shows the casing near the position where it should be set (i.e. the casing string Figure 3 is a side view, similar to Figure 2, of an alternative embodiment of the apparatus (i.e. the air ring embodiment) (at one end of the ring 4 or near the bottom of the wellhead 2); The extended reach wellhead 2 contains air (or other fluid in the chamber 12b) and one or more drilling muds 7 having a density greater than the casing string 4. The casing string 4, part of the mouthed backer/retainer 55, 56, forms the outer surface of a modified "floating" cavity 12b similar to the chamber 12a of Figure 2a. Above the improved cavity 12b, the casing string 4 also contains drilling mud 7, similar to FIG. 2a. The vibe string is attached near one end of the vibe string similar to Figure 2. It has a float shoe 5 and a float collar 16, but is there an improved empty space inside the vibe string 4? The ends of 2b are defined by a pair of inflatable backers/retainers 55, 56, similar to the bridge plug 8 of FIG. The air annulus embodiment also includes a conduit 60 that forms the interior surface of (i.e., surrounded by) chamber 12b. This conduit 60 provides fluid communication from one end of the improved chamber 12b to the other end. (i.e., the conduit is attached to the mouth of the upper inflatable packer and the lower cement retainer 56). The conduit is in this embodiment attached to the interior surface communication conduit 61 of the remainder of the casing string (typically a string of small radius drill vibe sections). The flow indicated in conduit 60.61 The body is a drilling mud 7 that allows the drilling mud 7 to circulate during pumping and other operations. Although cement slurry and other fluids can also be used. Mud circulation (i.e. supply of drilling mud from the ground surface through the casing string 4, surface communication string 61, conduit leading to the wellhead 2 through the float collar 16 and float shoe 5, and the conduit between the casing string 4 and the wellhead 2) the annular space between, then the surface point Screening or filtration to remove particles (e.g. cuttings and formation solids) prior to return to the pump can improve lubrication and other fluid properties to aid the pumping operation. while the casing string is suspended in the drilling mud in the wellhead 2. After setting the position of the casing string 4 as shown in Figure 7, A conduit 61 can be routed into the casing string 4 and communicated with the conduit 60 by an overshot connector 62. Alternatively, the surface connection conduit 61 may be preassembled. It can be fabricated and fed into the wellhead 2 at the same time as the casing string. Konji The removable plug 63 shown in kit 60 is optional, but may be used to prevent drilling mud from flowing into the conduit during operations when flow is undesirable, such as pressure testing. Used to prevent intrusion. The removable plug 63 from the conduit 60 can be removed by differential pressure. This air ring configuration allows the casing to float and reciprocate during cementing operations. The cement slurry can be fed through the surface communication conduit 61, the conduit 60, through the float collar 16 and the float show to the annulus between the casing 4 and the wellhead 2, while the reciprocation of the casing allows the slurry in the annulus to be fed. Improved distribution and improved bond strength (after setting) can be obtained. By improving the distribution, the chi channeling and other problems are prevented. The cementing process begins by feeding the first portion of the casing 4 (along with the conduit 60 and packers/retainers 55 & 56) into the wellhead. Set the cement retainer (e.g. test its integrity against fluid pressure). Then, Place lug 63 (ie, wireline plug) into a fitting (eg, XN nipple) in conduit 60 and test. Then inflate the backer and test Ru. Next, the plug 63 is pulled and the conduit 60 is filled with muddy water 7. The remainder of the casing is sent into the wellhead during mud circulation. Send the surface connection conduit 61 to the wellhead. The overshot connector 62 is then latched onto the coduit and sealed. The casing 4 is reciprocated (that is, moved while vibrating along the shaft of the wellhead) and circulated until the drilling mud becomes clean (does not contain solids that can be filtered out). Next, cement The toss slurry is fed downward to the surface communication conduit 61 and conduit 60, and this Meanwhile, the casing is reciprocating. The casing is then placed in place (ie, accreted) and the cement is allowed to harden. The inflatable backer 55 can be used to remove air from the chamber 12b, connect the surface conduit, conduit, inflatable pack, etc. before or after cement hardening. This can be done simultaneously with the removal of the motor/retainer 55 & 56. Using a similar method, the liner (not shown, but similar to casing 4 shown in Figure 7) is fed and rotated. Roll and cement. Typically, the liner is a tubular shaft that is housed in the lower part of the wellhead 2 and is attached or suspended from the casing compartment in the upper part of the large diameter wellhead. It's Tring. At least a first portion of the liner is fed into the wellhead 2. lower part Similarly, the cartridge retainer 56, plug 63 and upper inflatable backer 55 are installed in the liner. and test. The plug 63 is removed and the assembly is filled with drilling mud 7 except for the cavity 12b. Surface communication conduit 61 is similarly latched and sealed to connector 62, and then the latch is Ina and the surface communication conduit are sent into the mine mouth. Then, the liner (vibrated or continuously) to cleanly circulate the drilling mud. Cement slurry is pumped down the conduit into the wellhead/liner annulus while the liner continues to rotate to improve distribution and bond strength. Once the cement has hardened and is ready, open the liner in the case. (suspended from the thing), deflate the packer, and pull out the surface communication conduit (drill vibe), backer, and conduit. Alternatively, a modified air capture device similar to device 20 of FIG. 2 can be used in place of upper inflatable backer 55. The improved equipment includes A separate port for contacting the cutter 60 is included. Additionally, conduit 60 can be connected directly to a modified float show or float collar similar to show 5 and collar I6 of FIG. Results using the air ring embodiment of the present invention are shown in the following examples. Example 2 A liner string with a nominal diameter of 17.8 cm (finches), a nominal weight of 129 Newtons (29 bonds), and a length of approximately 1676.4 m (5,500 ft) is to be delivered to a total measurement depth of 4572 m. It is planned to include an assembly section in the wellbore flow path after the first nearly vertical section at about 1000 feet. There, an inclination of 80.88 or a measured depth of approximately 1009°2 m (3311 ft) was reached. Until it reaches about 3°5 degrees/30. 48m (100ft) slope built-in tray maintain the build rate. 4572m (15°000 feet) An inclination angle of approximately 80.88 degrees should be maintained until the measurement depth of g) is reached. The plan is to extend the casing, which has a nominal diameter of 95/8 inches (24.45 cm), to 3048 m (10,000 ft). The coefficient of friction during feeding the liner into the casing is expected to be 0.35. The expected coefficient of friction at a nominal diameter 8 1/2 inch wellhead extending from 3048 m (10,000 ft) to 4572 m (15,000 ft) is 0.50. The proposed mud has a density of approximately 1121 kg/m (70 lb/ft). Nominal diameter 6. Using 1.814 kg (4 bonds) of piping in the liner (i.e., conduit 60 in Figure 7), the liner flotation weight (without piping) was 33.69 N/m (23/8 in.). A flotation weight of approximately 24.40 Nt/m (18,00 lb/ft) compared to flotation chamber 12a (see Figure 2) which is within 24.85 lb/ft). A cement retainer at one end of the liner, a 2 3/8 inch nominal diameter tubular string between the ends, an inflatable backer at the other end of the liner, or an air annulus cavity 12b within the liner. produce. Liner tool and tubular overshot I/Wora screw onto the liner and then use a drill vibrator to feed the liner to the bottom. Drillba Assume that the eve is filled with mud at each joint and the liner/drill string is rotated until it hits the bottom. Once the liner reaches the bottom, it can be rotated and/or reciprocated while the cement is pumped through piping or conduit 60 back up the liner wellbore annulus. The rotational torque in this air ring configuration is is estimated to be significantly lower (for example, the maximum torque extreme of the drill rig planned for use, approximately 26,000 ft-bond or 35,251 newton-m, would be approximately 12,000 ft-bond or 35,251 newton-m without the air ring). 800 ft or 3,901 m is expected to be required at the same depth, whereas with the air ring, only about 21,000 ft or 28,472 Newton-m would be required at the same depth. The expected 1 to 1000 mph without the air ring is the maximum torque of the drill rig, as in this case. This is especially important if exceeding the extreme values is expected and allowed. An additional 671 m (2,200 ft) of liner may be sent without exceeding the maximum 1~LUK extreme. Other special gatherings are also possible. These include: multiple float show seals and air capture seals (seal redundant configuration); a single shear that is sheared at two points (located across the mouth or flow path and replaces one or more sets of shear) ; Sensor-activated, removable, latching type and other attachments for attaching each plug to each flow path; De-equipment device (alternating shear bin); placement of a perforated solid insert (e.g. foam) of cylindrical or other shape into the flotation chamber I2 in addition to low-density (flotation) fluid (improved buoyancy control); Combination of float shoes, float collars and/or accretion collars on components; (to create a standoff ring) is assembled with a multi-stage capture device using a pipe joint. Match the float show valve with a float-type capture or other type of backflow block. Replacement with a mobile combo consisting mainly of flexible materials. Conduit, tubular strings (to more easily handle deflection sections and modify buoyancy) are included. Yet another aspect is the manufacture of device parts such as plugs from materials that are soluble, thermally degradable, fluid-reactive/degradable (to avoid pressure build-up and drill-out). Although no longer necessary, lubricants may be used in conjunction with these flotation methods and devices to further control or reduce the dynamic coefficient of friction. I can go down. These flotation devices and methods meet the need for a simple method of delivering casing or liner strings to long horizontal wellheads. By equipping one or more plugged flotation chambers, sections of the string can be “floated” in the wellhead fluid. It will be done. - In embodiments, the initiation of the circulation, cementing flow path can be carried out without removing the device at all. This can be accomplished by simple pressure increases and movement of the insert/plug device. In this manner It is also possible to circulate during flotation operations and reciprocate/rotate during cementing. Finally, the equipment was removed by drilling out, which is the usual post-cementing technique. This avoids the need for a separate removal process. The use of air and lightweight materials minimizes storage and other related requirements. The present invention further provides the ability to theoretically configure an extended reach wellbore of infinite length (i.e., total measured length) if the casing/liner string and the buoyant cavity section are neutrally buoyant. Reduce the maximum capacity of the drill rig required to More typically, according to the invention The section of the wellbore (to be treated with liner or casing) with an inclination angle greater than a critical value (e.g., nearly horizontal) is at least 914 m (3,000 ft) long. more preferably at least 1524 m (5,000 ft); preferably at least 1828 m (6,000 ft). provide Buoyancy also allows for high build rates, limited only by the flexibility of the tubular member as a liner or casing. Theoretically, buoyancy forces (and possibly damage or over-drill) (100 feet), and more preferably at least about 3.5 degrees/30.48 m (100 feet). provide. Other advantages of the device include high safety (avoiding large casing infeed loads in the drilling field), reliability (casing maintenance (single-use, drillable components) These include: (full flow production/inhabitant capacity); and low cost (no separate removal steps and no need for equipment recovery from great depths). A flotation device and method for accomplishing the drilling and completion of extended reach wells was presented at the 22nd Offshore Technology Co., May 7-10, 1990 in Hughston, Texas. Presented at the Offshore Technology Conference, M.D., Mueller, J.D. “Extemped Reach Drilling Flow” by J, M, Quintana and M, J, Bunyak Extended Reach Drilling From Platform Irene, the teachings of which are incorporated herein by reference. Fluid release oil tools that can be advantageously used include: No. 07/418.510, filed October 9, 990. The teachings thereof are incorporated herein by reference in their entirety. A release tool can be used to removably attach the drill string to a liner with a floating cavity and feed it into an extended reach wellbore. Two ways depending on the release tool Direct rotation, high torque, and ease of opening and removal are also added. Preferred embodiments of the invention are shown and described (each embodiment suitable for different wellbore conditions and applications). Although certain alternative embodiments have been shown and/or described, modifications and improvements thereof may be made without departing from the invention. Therefore, it is intended that all such changes, improvements and alternative embodiments that come within the spirit and scope of the appended claims be embraced within the scope of the invention. . International search report. 1 construction/II (0゜znagqg international survey report IJS 9004696 SA 39916

Claims (1)

【特許請求の範囲】 １．結合されたパイプ区画からなるストリングを地表から、第１液を含む坑井内 に実装するのに役立つ装置であり、　パイプストリング部分、該ストリング部分 の一端が該ストリング内の空気充填浮揚空室の一端を形成しているパイプストリ ング部分；浮揚空室の他端を封止、形成しており、空気を浮揚空室の外へ、液体 を浮揚空室の中へ導く流路を持つ滑動式部材； 　該流路を封止するプラグ； 　該プラグを該滑動式部材へ取り付けるための１個以上の第１シャーピン； 　該滑動式部材を該パイプストリングヘ取り付けるための１個以上の第２シャー ピン；を有する装置。 ２．浮揚空室の一端が、パイプストリングに取り付けられたフロートショーを更 に有する、請求の範囲第１項記載の装置。 ３．滑動式部材が更に、ストリング内の浮揚空室に隣接した非浮揚空室の第１端 を形成し、 　非浮揚空室の第２端を形成する滑動式ワイパ；及び、　非浮揚空室を第２液で 充填する手段，をも有する、請求の範囲第２項記載の装置。 ４．第１シャーピンをせん断し、流路を封止解除するのに充分に第２液を加圧す るための手段を更に有する、請求の範囲第３項記載の装置。 ５．滑動式ワイパを滑動させるための流体圧力手段；　滑動式ワイパを滑動式部 材に取り付けるための流体圧力手段； 　第２シャーピンをせん断ずるための流体圧力手段；及び、　取り付けられたワ イパと部材をフロートショーに向けて滑動させるための流体圧力手段を更に含む 、請求の範囲第４項記載の装置。 ６．ワイパが非浮揚空室と流体連通しているワイパロを更に有し、 　ワイパロを封止するワイパプラグ； 　ワイパプラグをワイパロに取り付けるための１個以上のシャーピン；及び、 　第３のシャーピンをせん断ずる手段，を更に有する、請求の範囲第５項記載の 装置。 ７．ダクト部分を、第１液を含む空室に実装するのに役立ち、　該第１液のうち の若干を追い出すことができ、該空室に該ダクト部分が実装されるときには第２ 液を含むことができる浮揚部分をその一部が形成しており、該浮揚部分は第２端 から一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト；　該第２端を封止 する手段； 　該第２端を封止解除する手段； 　封止解除された該第２端を通じて該ダクトから該第２液を除去する手段； 　及び、第３液を該ダクトから該空室へ循環させ、該第２端が封止されていない ときには該ダクトヘ戻す手段を有し、　該ダクト部分が該空室に実装されている ときには、除去された該第２液が押し出された該第１液と接触しないように形状 、寸法が定められている、装置。 ８．該第２流体が該第１流体と混和性ではなく、　該ダクトに取り付けられた該 第１流体の流入を制限し、該第１端を形成する手段を更に有す、請求の範囲第９ 項記載の装置。 ９．ダクト部分を、第１液を含む空室に実装するのに役立ち、　該第１液のうち の若干を追い出すことができ、該空室に該ダクト部分が実装されるときには第２ 液を含むことができる浮揚部分をその一部が形成しており、該浮揚部分は第２端 から一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト；　該ダクトに取り 付けられた該第１流体の流入を制限し、該第１端を形成する手段； 　該第２端封止手段であり、該第２流体を該浮揚空室から除去できるように形状 、寸法が定められており、該ダクト内に位置し、該浮揚部分の該第２端を形成し ている滑動式部材；該流路を封止できるプラグ；及び、該ダクト内に該溝動式部 材を着脱式に取り付ける手段を有する該第２端封止手段；　該第２端を封止解除 する手段； 　封止されていない該第２端を通じて該ダクトから該第２液を除去する手段； 　及び、第３液を該ダクトから該空室へ循環させ、該第２端が封止されていない ときには該ダクトヘ戻す手段を有し、　該ダクト部分が該空室に実装されている ときには、除去された該第２液が押し出された該第１液と接触しないように形状 、寸法が定められている、装置。 １０．該滑動式部材が更に、該ダクト内の非浮揚部分の第１端を形成し、 　該非浮揚空室の第２端を形成する該ダクト内の滑動式ワイパ；及び、 　非浮揚空室を第３液で充填する手段 をも有する、請求の範囲第９項記載の装置。 １１．該プラグが、該滑動式部材に取り付けられた第１シャーピンであり、その 取付は、該ピンがせん断されたときには該流路を封止しないようになされており 、　該滑動式部材を着脱式に取り付けるための該手段が第２シャーピンを有し、 　該第２シャーピンアッタチメントは、せん断後の該滑動式部材の滑動を可能に する形状、寸法になっている、請求の範囲第１０項記載の装置。 １２．該第１シャーピンをせん断し、該流路を封止解除するための手段； 　該滑動式ワイパを滑動させる手段； 　該滑動式ワイパを該滑動式部材に取り付けて第１の結合機素を形成する手段； 　該第２シャーピンをせん断ずる手段；及び、　取り付けられた該ワイパと部材 とを該流入防止手段に向けて滑動させる手段を更に有する、請求の範囲第１１項 記載の装置。 １３．該滑動式ワイパが、該非浮揚空室と流体連通しているワイパロを更に有し 、該ワイパロを着脱式に封止する手段；及び、 　該着脱式封止手段を開放するための手段　を更に有する、請求の範囲第１２項 記載の装置。 １４．該第１又は第２流体のうちの少なくとも一方は、異なる密度を持つ複数の 流体層から構成されている、請求の範囲第１３項記載の装置。 １５．該ダクト部分を該空室に挿入する手段を更に有し、　該第２流体の密度が 該第３流体の密度より一般的に低い、請求の範囲第１４項記載の装置。 １６．該ワイパが更に、第４流体を含むことのできるスラリー空室の第１端を形 成し、 　着脱式に封止するための該手段、開放するための該手段、該せん断手段、該取 付手段及び該滑動手段が、　該ワイパロを封止する滑動式ワイパプラグ；及び　 該ワイパプラグを該滑動式部材の方向に滑動させて第２の結合された機素を形成 するのに充分に該スラリー部分内の該第４流体を加圧するための手段を有する、 請求の範囲第１５項記載の装置。 １７．該加圧手段が更に、該滑動式ワイパプラグを滑動させ、該ワイパロを封止 しないのに充分なものである、請求の範囲第１６項記載の装置。 １８．該第１、第２結合機素の該ダクト内での回転を防止する手段を更に有する 、請求の範囲第１７項記載の装置。 １９．該第１流体が一般的に液体状態にあり、該第２流体が一般的に気体状態に ある、請求の範囲第１８項記載の装置。 ２０．該第２流体が空気である、請求の範囲第１９項記載の装置。 ２１．該ダクト流入制限手段が、 　フラップ被覆口を有し、該ファップに作用する差圧が、浮揚部分への有意な流 体流入を防止し、浮揚部分からの流体流出を可能にするものであるフロートシュ ー；及び、　該フロートシューに近接した該ダクトの内部に取り付けられたラッ チーインカラー 　を有する、請求の範囲第２０項記載の装置。 ２２．該封止手段がブリッジプラグ状装置である、請求の範囲第７項記載の装置 。 ２３．該封止手段が膨張性パッカ型装置である、請求の範囲第７項記載の装置。 ２４．該封止手段が破裂型仕切板タイプの装置である、請求の範囲第７項記載の 装置。 ２５．ダクト部分を、第１液を含む空室に実装するのに役立ち、 　該第１液のうちの若干を追い出すことができ、該空室に該ダクト部分が実装さ れるときには第２液を含むことができる浮揚部分をその一部が形成しており、該 浮揚部分は第２端から一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト； 　ダクト接触性弾性滑動式シール、流体流路、該流路をプロックする滑動式プラ グを有するピストン状空気捕捉装置を有する、該第２端封止手段； 　該第２端の封止解除手段；及び、 　封止解除された該第２端を通って該ダクトから該第２流体を除去する手段；を 有し、 　該ダクト部分が該空室に実装されているときには、除去された該第２液が押し 出された該第１液と接触しないように形状、寸法が定められている、装置。 ２６．該空気捕捉手段が第２のセットのシャーピンにより該ダクトに取り付けら れている、請求の範囲第２５項記載の装置。 ２７．該滑動式プラグが第１のセットのシャーピンにより該捕捉手段に取り付け られている、請求の範囲第２６項記載の装置。 ２８．部分的に第１流体を含む地下坑口の境界内にダクトを実装する装置であり 、 　該口内に送り込まれる形状、寸法をしたダクト；　該ダクト部分の内部への該 第１流体の流れを制限するように該ダクトの一端　に取り付けられた流れ制限装 置；　プラグであり、該プラグと該制限装置の間に第２流体を含むことのできる 浮揚空間を形成するように該ダクト内に滑動式に取り付けられており、該浮揚空 間から該ダクトの隣接内部空間へ延伸している該プラグ内の流体連通口を有する プラグ； 　該隣接空室に第３の流体を充填するための手段；　該口を着脱式にブロックす る手段； 　該浮揚空室から該隣接空室へ該流体を部分的に交換するように該口のブロック 解除をする手段； 　該第２流体除去手段であり、該回収第２流体が該口境界と接触しないようにな っている手段； 　該プラグが該流れ制限装置に接触する迄、該プラグを該流れ防止装置の方向へ 滑動させる手段； 　該プラグを該流れ制限装置へ取り付ける手段；　取り付けられた該プラグと流 れ制限装置を該ダクトから除去する手段；及び、 　第３の流体を該ダクトから該口へ、そして、該口がブロック解除されていると きには該ダクトヘ戻して循環させる手段からなる装置。 ２９．該ダクトに取り付けられ、該ダクトの断面寸法を超えて延伸している複数 のセントラライザを有する、請求の範囲第２８項記載の装置。 ３０．該プラグが流体デイスコンポザブル材で構成されている、請求の範囲第２ ８項記載の装置。 ３１．該浮遊空室内に閉じたセルフオーム製挿入物を更に存する、請求の範囲第 ２８項記載の装置。 ３２．複数の該プラグを有し、該取付手段が更に、該流れ制限装置と接触してい るときに複数の該プラグを取り付けることのできる、請求の範囲第２８項記載の 装置。 ３３．第２流体、流体流入制限装置、流体をダクトからロヘ、そしてダクトヘ戻 して循環させる手段、流体捕捉用ダクト挿入物を使って、第１流体を含む口内に ダクト部分を実装するのに役立つ方法であり、 　該流体流入制限装置を該ダクト部分に取り付けて、第２流体を含むことができ 、一般的に該第１流体を押し出すことのできる浮揚ダクト部分の一端を形成し； 　該ダクト部分内の該浮揚部分の他端へ該流体捕捉挿入物を取り付け； 　該ダクト部分を該口内へ実装し； 　該第２流体を押し出された該第１流体と接触させることなく該ダクト部分から 該第２流体を除去し；　該ダクト部分からの流体を該口に循環させ、該ダクト部 分に戻すことからなる方法。 ３４．該浮揚部分から該ダクト部分の隣接部分への封止された流路を有する該ダ クト部分内で該流体捕捉挿入物が滑動でき、 　流体循環工程が、 　該ダクト部分の実装後に該封止流路を開き、但し、該開通により該第２流体を 該浮揚部分から該隣接部分へ移し、　該流体捕捉挿入物取付前に該第２流体で該 浮揚部分を充填し； 　該流路開通後に硬化性スラリーを該ダクト部分を通じて流し； 　該セメントスラリー硬化後に該開通流路捕捉挿入物を除去することからなる、 請求の範囲第３３項記載の装置。 ３５．該捕捉挿入物除去に先だって、該開通流路捕捉挿入物を該流入防止装置の 方向へ滑動させることをさらに含む、請求の範囲第３４項記載の方法。 ３６．該除去が該挿入物、該流入防止装置、該ダクト内に残っている該硬化性セ メントの一部のドリルアウトを含む、請求の範囲第３５項記載の方法。 ３７．ダクトを、第１液を含む空室に実装するのに役立ち、　該第１液のうちの 若干を追い出すことができ、該空室に該ダクト部分が実装されるときには第２液 を含むことができる浮揚部分をその一部が形成しており、該浮揚部分は第２端か ら一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト；　該第２端を封止す る手段； 　該第２端を封止解除する手段； 　封止解除された該第２端を通じて該ダクトから該第２液を除去する手段； 　及び、第３液を該ダクトから該空室へ循環させ、該第２流体除去後に該ダクト ヘ戻す手段を有す装置。 ３８．第１と第３の該流体が本質的に同一の組成を有し、該循環手段が第１と第 ３の該流体の混合手段ともなる、請求の範囲第３７項記載の装置。 ３９．該流入防止装置への該滑動に先だって該滑動式挿入物を再配置し、該再配 置により該空室への浮力を変えることを更に含む、請求の範囲第３６項記載の方 法。 ４０．第１流体を含む、物質内の口内にダクト部分を実装するのに役立つ方法で あり、 　該第１流体より低密度の第２流体、第１流体流入制限装置、流体をダクト部分 から空室へ循環させ、ダクト部分に戻す手段、流体口を持つ流体捕捉ダクト挿入 物、該口と該制限装置の間に流体流路を装備できる流体コンジットを使う方法で あり、 　該流体流入制限装置を該ダクト部分に取り付け；　該ダクト部分内の該浮揚部 分の他端へ該流体捕捉挿入物を取り付け、これにより、該ダクト部分、制限装置 及び挿入物が、該第２流体を含むことができ、該第１流体の若干ないし全てを押 し出すことのできる浮揚部分を形成し；　該流体コンジットの一部を該流体口へ 、該流体コンジットの第２部分を該制限装置へ取り付け； 　ダクト部分を含む該コンジットと浮揚部分を一般的に該空室内の位置に移動さ せ； 　該ダクト部分からの流体を該コンジットを通じて該空室に循環させ、該ダクト 部分に戻すことを含む方法。 ４１．該コンジットを通じてセメントスラリーを、該循環工程後の該ダクト部分 の外側の該空室の該一部へ流す工程を更に含む、請求の範囲第４０項記載の方法 。 ４２．該流動工程中の該空室に対して横振動状態で該ダクト部分を動かす工程を 更に含む、請求の範囲第４１項記載の方法。 ４３．該振動を停止する工程、該循環工程後に押し出された該第１流体と該第２ 流体を接触させることなく該第２流体を該ダクト部分から除去する工程を更に含 む、請求の範囲第４２項記載の方法。 ４４．該空室が地表下の坑口であり、該ダクト部分がケーシングストリングであ り、該第１流体が１以上の掘削泥水であり、該第流体が空気であり、該コンジッ トが該ケーシングストリングより小さい直径を持つパイプストリングである、請 求の範囲第４３項記載の方法。 ４５．ダクトを、第１液を含む、物質内の空室に実装するのに役立ち、 　該第１液より低密度の第２流体を含むときや、該ダクトが該空室内に少なくと も部分的に位置しているときには、該第１液の少なくとも若干は押し出すことが できる浮揚中空部分の外部をその一部が形成しており、該浮揚中空部分は、　第 ２端から一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト； 　該浮揚中空部分の内部をその一部が形成しており、該第１端を該第２端との間 に流体流路を提供しているコンジット；　該第１端或いはその近くから該浮揚中 空部分への第１流体の流れを制限し、かつ、該コンジットを通じて流体を流すこ とのできる手段；及び、 　該第２端を封止できる、該コンジット以外の手段を有する装置。 ４６．流体が該コンジットを通って流れるときに、該ダクトを振動で動かす手段 を更に有する、請求の範囲第４５項記載の装置。 ４７．セメントスラリーを該コンジットを通じて給送する手段を更に含む、請求 の範囲第４６項記載の装置。 ４８．該第２端を封止解除し、該第２流体を該ダクトから該封止解除第２端から 除く手段を更に有する、請求の範囲第４７項記載の装置。 ４９．ダクトを、第１液を含む、形成材料内の空室に実装するのに役立ち、 　該第１液より低密度の第２流体を含むときや、該ダクトが該空室内に少なくと も部分的に位置しているときには、該第１液の少なくとも若干は押し出すことが できる浮揚中空部分の外部をその一部が形成しており、該浮揚中空部分は、　第 ２端から一般的に末端の位置に第１端を有するものであるダクト； 　該浮揚中空部分の内部をその一部が形成しており、該第１端を該第２端との間 に流体流路を提供しているコンジット；　該浮揚中空部分への流入から該第１流 体を第１端で制限する手段； 　該ダクト内の、又、該浮揚中空部分の外の該流体が該浮揚中空部分に流入する ことを第２端で制限する手段；　を有し、 　該第２流体が該形成材料と混和性でない、装置。 ５０．該第２流体が気体であり、該第１流体が液体であり、該空室の一部は本質 的に、垂直方向に対して少なくとも６３　４度の傾斜角を形成する軸を持つ円筒 形であり、該空室部分は少なくとも９１４ｍの距離を延伸している、請求の範囲 第４９項記載の装置。 ５１．該傾斜角が少なくとも約６３．４度の平均値を有し、該空室部分は少なく とも１５２４ｍの距離を延伸している、請求の範囲第５０項記載の装置。 ５２．該傾斜角が、少なくとも１８２９ｍの距離以上において、少なくとも約７ ８．７度の平均値を有す、請求の範囲第５１項記載の装置。 ５３．封止解除したときに、該第２流体を該浮揚中空部分から重力方向と反対の 成分を持つ方向へ流すことのできる封止性口を該第２端制限手段が更に有す、請 求の範囲第５２項記載の装置。 ５４．該傾斜角、該第１液と該第２液との密度差によりダクト１ｍ当たり少なく とも２４，４ニュートンの浮力が作り出される、請求の範囲第５３項記載の装置 。 ５５．該ダクトが少なくとも約１７ｃｍの呼び径を持つ、請求の範囲第５４項記 載の装置。 ５６．第２流体、流体流入制限装置、流体をダクトからロヘ、　そしてダクトヘ 戻して循環させる手段、流体捕捉用ダクト挿入物を使って、第１流体を含む口内 にダクト部分を実装するのに役立つ方法であり、 　該流体流入制限装置を該ダクト部分に取り付けて、第２流体を含むことができ 、一般的に該第１流体を押し出すことのできる浮揚ダクト部分の一端を形成し； 　該ダクト部分内の該浮揚部分の他端へ該流体捕捉挿入物を取り付け； 　該ダクト部分を該口内へ実装し： 　セメントスラリーを該ダクト部分から該ロヘ流入させ；そして、 　該流動工程後に該流体流入制限装置と該流体捕捉挿入物とを除去することを有 する方法。 ５７．該除去工程が該流体流入制限及び該流体捕捉挿入物をドリルアウトするこ とを含む、請求の範囲第５６項記載の方法。 ５８．該ドリル処理により更に、硬化後の該セメントスラリーの一部を除去する 、請求の範囲第５７項記載の方法。 [Claims] 1. An apparatus useful for implementing a string of connected pipe sections from the surface into a wellbore containing a first fluid, the pipe string section having one end connected to one end of an air-filled flotation cavity within the string. The pipe strip forming the a sliding member that seals and forms the other end of the flotation chamber and has a channel for guiding air out of the flotation chamber and liquid into the flotation chamber; one or more first shear pins for attaching the plug to the sliding member; one or more second shear pins for attaching the sliding member to the pipe string; A device having a pin; 2. One end of the flotation chamber has a float attached to the pipe string. 2. The device according to claim 1, comprising: 3. a sliding member further forming a first end of the non-levitating cavity adjacent to the floating cavity in the string; a sliding wiper forming a second end of the non-levitating cavity; and a sliding wiper defining a second end of the non-levitating cavity; 3. The device according to claim 2, further comprising means for filling with two liquids. 4. Pressurize the second liquid sufficiently to shear the first shear pin and unseal the flow path. 4. The apparatus of claim 3, further comprising means for determining. 5. Fluid pressure means for sliding the sliding wiper; fluid pressure means for attaching to the material; fluid pressure means for shearing the second shear pin; and an attached wire. 5. The apparatus of claim 4, further comprising fluid pressure means for sliding the pipe and the member towards the float show. 6. the wiper further comprising a wiper in fluid communication with the non-flotation chamber; a wiper plug sealing the wiper; one or more shear pins for attaching the wiper plug to the wiper; and means for shearing a third shear pin. 6. The apparatus of claim 5, further comprising: 7. serving to install the duct part into a cavity containing a first liquid, capable of displacing some of the first liquid, and containing a second liquid when the duct part is installed in the cavity; a duct, a portion of which forms a buoyant portion having a first end distal generally from a second end; means for sealing the second end; means for unsealing the second end; means for removing the second liquid from the duct through the unsealed second end; and means for circulating a third liquid from the duct into the cavity, When the two ends are not sealed, it has a means for returning it to the duct, and when the duct part is installed in the empty space, it has a means to prevent the removed second liquid from coming into contact with the pushed out first liquid. A device whose shape and dimensions are defined. 8. 9. The second fluid is not miscible with the first fluid, and further comprises means attached to the duct for restricting inflow of the first fluid and forming the first end. The device described. 9. serving to install the duct part into a cavity containing a first liquid, capable of displacing some of the first liquid, and containing a second liquid when the duct part is installed in the cavity; a duct having a first end in a generally distal position from a second end; means for restricting the inflow of said first fluid and forming said first end attached thereto; said second end sealing means shaped and dimensioned to permit removal of said second fluid from said flotation cavity; a sliding member located within the duct and forming the second end of the floating portion; a plug capable of sealing the flow path; and a sliding member within the duct; means for unsealing the second end; means for removing the second liquid from the duct through the unsealed second end; and means for circulating the third liquid from the duct to the cavity and returning it to the duct when the second end is unsealed, and removing when the duct portion is mounted in the cavity. A device whose shape and dimensions are determined so that the second liquid that has been extruded does not come into contact with the first liquid that has been extruded. 10. the sliding member further forming a first end of a non-levitating portion within the duct; a sliding wiper within the duct forming a second end of the non-levitating cavity; and a third end of the non-levitating cavity; 10. The device of claim 9, further comprising means for filling with liquid. 11. The plug is a first shear pin attached to the sliding member, the attachment is such that the flow path is not sealed when the pin is sheared, and the sliding member is detachably attached. 11. The apparatus of claim 10, wherein the means for attaching includes a second shear pin attachment, the second shear pin attachment being shaped and dimensioned to permit sliding movement of the sliding member after shearing. . 12. means for shearing the first shear pin and unsealing the flow path; means for sliding the sliding wiper; attaching the sliding wiper to the sliding member to form a first coupling element; 12. The apparatus of claim 11, further comprising: means for shearing the second shear pin; and means for sliding the attached wiper and member toward the inflow prevention means. 13. The sliding wiper further includes a wiper in fluid communication with the non-flotation chamber, and further includes means for removably sealing the wiper; and means for opening the removable seal. , the apparatus according to claim 12. 14. 14. The apparatus of claim 13, wherein at least one of the first or second fluid is comprised of a plurality of fluid layers having different densities. 15. 15. The apparatus of claim 14, further comprising means for inserting the duct portion into the cavity, wherein the density of the second fluid is generally lower than the density of the third fluid. 16. The wiper further defines a first end of a slurry cavity that can contain a fourth fluid. said means for removably sealing, said means for opening, said shearing means, said mounting. a sliding wiper plug sealing the wiper; and a sliding wiper plug sufficient to slide the wiper plug toward the sliding member to form a second coupled element. 16. The apparatus of claim 15, further comprising means for pressurizing the fourth fluid within. 17. 17. The apparatus of claim 16, wherein said pressure means is further sufficient to slide said sliding wiper plug and not seal said wiper plug. 18. 18. The apparatus of claim 17, further comprising means for preventing rotation of the first and second coupling elements within the duct. 19. 19. The apparatus of claim 18, wherein the first fluid is generally in a liquid state and the second fluid is generally in a gaseous state. 20. 20. The apparatus of claim 19, wherein the second fluid is air. 21. The duct inflow restriction means has a flap covering, and the differential pressure acting on the flap prevents significant flow into the floating section. Float shoe that prevents fluid from entering the body and allows fluid to flow out from the floating part. -; and a rack mounted inside the duct adjacent to the float shoe. 21. The device of claim 20, having a chi-in collar. 22. 8. A device according to claim 7, wherein said sealing means is a bridge plug-like device. 23. 8. The device of claim 7, wherein said sealing means is an inflatable packer type device. 24. 8. A device according to claim 7, wherein the sealing means is a bursting diaphragm type device. 25. The duct part is useful for mounting into a cavity containing a first liquid, and some of the first liquid can be expelled, and the duct part is mounted in the cavity. duct having a first end at a position generally distal from the second end; Resilient sliding seal, fluid flow path, and sliding plug to block the flow path. said second end sealing means having a piston-like air capture device having a piston-like air capture device; unsealing means for said second end; and said second fluid from said duct through said unsealed second end. means for removing; when the duct portion is installed in the cavity, the removed second liquid is pushed. A device whose shape and dimensions are determined so as not to come into contact with the discharged first liquid. 26. The air capture means is attached to the duct by a second set of shear pins. 26. The apparatus of claim 25, wherein: 27. 27. The apparatus of claim 26, wherein said sliding plug is attached to said capture means by a first set of shear pins. 28. Apparatus for implementing a duct within the confines of an underground wellhead partially containing a first fluid, the duct shaped and dimensioned to be fed into the mouth; restricting the flow of the first fluid into the interior of the duct portion; A flow restriction device attached to one end of the duct so that a plug slidably mounted within the duct to form a flotation space capable of containing a second fluid between the plug and the restriction device; a fluid communication port in the plug extending from the space into an adjacent interior space of the duct; means for filling the adjacent cavity with a third fluid; removably blocking the port; means for unblocking said port to partially exchange said fluid from said flotation chamber to said adjacent chamber; said second fluid removal means, said second fluid removal means said said retrieval second fluid being at said port boundary; Avoid contact with means for sliding the plug toward the flow restriction device until the plug contacts the flow restriction device; means for attaching the plug to the flow restriction device; means for removing a restriction device from the duct; and a means for directing a third fluid from the duct to the port and when the port is unblocked. and a means for circulating the duct back into the duct. 29. 29. The apparatus of claim 28, having a plurality of centralizers attached to the duct and extending beyond the cross-sectional dimension of the duct. 30. 9. The apparatus of claim 28, wherein said plug is constructed of a fluid disc composable material. 31. 29. The device of claim 28, further comprising a self-ohmic insert closed within the floating cavity. 32. a plurality of said plugs, said attachment means further in contact with said flow restriction device; 29. The apparatus of claim 28, wherein a plurality of said plugs can be attached when the plug is installed. 33. A second fluid, a fluid inflow restriction device, which directs fluid from the duct to the duct and back to the duct. a first fluid-containing duct section using a fluid-capturing duct insert, a fluid inflow restriction device attached to the duct section, and a second fluid-containing duct section; forming one end of a flotation duct portion capable of containing a fluid and generally displacing the first fluid; attaching the fluid capture insert to the other end of the flotation portion within the duct portion; mounting a portion into the mouth; removing the second fluid from the duct portion without contacting the second fluid with the displaced first fluid; circulating fluid from the duct portion to the mouth; The duct part A method consisting of reverting to minutes. 34. the duct having a sealed flow path from the floating portion to an adjacent portion of the duct portion; the fluid capture insert is slidable within the duct section, and a fluid circulation step opens the sealed channel after implementation of the duct section, with the proviso that the opening directs the second fluid from the floating section to the adjacent section. filling the floating section with the second fluid prior to installing the fluid capture insert; flowing a curable slurry through the duct section after opening the channel; and discharging the open channel capture insert after the cement slurry hardens. 34. The apparatus of claim 33, comprising: removing. 35. 35. The method of claim 34, further comprising sliding the open channel capture insert toward the inflow prevention device prior to removing the capture insert. 36. The removal removes the insert, the flow prevention device, and the curable separator remaining in the duct. 36. The method of claim 35, comprising drilling out a portion of the item. 37. It serves to install the duct into a cavity that contains a first liquid, can displace some of the first liquid, and can contain a second liquid when the duct part is installed in the cavity. A portion of the floating portion forms a floating portion, and the floating portion is located at the second end. a duct having a first end generally in a distal position; the second end being sealed; means for unsealing the second end; means for removing the second liquid from the duct through the unsealed second end; and circulating a third liquid from the duct to the cavity. and after removing the second fluid, the duct device having means for returning to 38. 38. The apparatus of claim 37, wherein the first and third said fluids have essentially the same composition and said circulation means also provides a means for mixing said first and third said fluids. 39. repositioning the sliding insert prior to sliding into the flow prevention device; The method according to claim 36, further comprising changing the buoyancy force to the empty space depending on the position. Law. 40. A method useful for implementing a ducting section within a body, the first fluid comprising a second fluid having a lower density than the first fluid, a first fluid inflow restriction device, directing the fluid from the ducting section into the cavity. a fluid capture duct insert having a fluid port, a fluid conduit capable of providing a fluid flow path between the port and the restriction device; attached to the section; the floating section within the duct section; attaching the fluid capture insert to the other end of the duct so that the duct portion, restriction device and insert can contain the second fluid and push some or all of the first fluid; attaching a portion of the fluid conduit to the fluid port and a second portion of the fluid conduit to the restriction device; connecting the conduit including the duct portion and the buoyant portion generally; moved to a position within the vacant room. circulating fluid from the duct section through the conduit to the cavity and back to the duct section. 41. 41. The method of claim 40, further comprising flowing cement slurry through the conduit to the portion of the cavity outside the duct section after the circulation step. 42. 42. The method of claim 41, further comprising the step of moving the duct portion in a transverse vibration relative to the cavity during the flow step. 43. The method further includes a step of stopping the vibration, and a step of removing the second fluid from the duct portion without contacting the first fluid and the second fluid pushed out after the circulation step. 43. The method of claim 42. 44. The empty space is a wellhead below the ground surface, and the duct part is a casing string. the first fluid is one or more drilling muds, the first fluid is air, and the conduit the casing string is a pipe string having a smaller diameter than the casing string; The method according to item 43. 45. It is useful for implementing a duct into a cavity within a substance containing a first liquid, and when the duct contains a second fluid of lower density than the first liquid, or when the duct contains at least one fluid within the cavity. partially forming the exterior of a buoyant hollow section from which at least some of the first liquid can be extruded, the buoyant hollow section generally extending from the second end. a duct having a first end at a distal location; a duct forming a portion of the interior of the floating hollow portion and providing a fluid flow path between the first end and the second end; the floating conduit from or near the first end; restricting the flow of the first fluid into the cavity and flowing the fluid through the conduit; and means, other than the conduit, capable of sealing the second end. 46. 46. The apparatus of claim 45, further comprising means for vibrating the duct as fluid flows through the conduit. 47. 47. The apparatus of claim 46, further comprising means for delivering cement slurry through the conduit. 48. 48. The apparatus of claim 47, further comprising means for unsealing the second end and removing the second fluid from the duct from the unsealed second end. 49. It is useful to implement a duct into a cavity in a forming material that contains a first liquid, and when the duct contains a second fluid with a lower density than the first liquid, or when the duct has at least partially forming the exterior of a buoyant hollow section from which at least some of the first liquid can be extruded, the buoyant hollow section generally extending from the second end. a duct having a first end at a distal location; a duct forming a portion of the interior of the floating hollow portion and providing a fluid flow path between the first end and the second end; a conduit that flows from the inflow into the floating hollow section to the first flow; means for restricting the body at a first end; means for restricting at a second end the fluid within the duct and outside the buoyant hollow portion from flowing into the buoyant hollow portion; A device in which the two fluids are not miscible with the forming material. 50. the second fluid is a gas, the first fluid is a liquid, and the portion of the cavity is essentially cylindrical with an axis forming an angle of inclination of at least 634 degrees with respect to the vertical direction. 50. The apparatus of claim 49, wherein the void extends a distance of at least 914 m. 51. the inclination angle has an average value of at least about 63.4 degrees, and the empty space is small; 51. The apparatus of claim 50, wherein both extend a distance of 1524 m. 52. 52. The apparatus of claim 51, wherein the tilt angle has an average value of at least about 78.7 degrees over a distance of at least 1829 meters. 53. The second end restriction means further comprises a sealing port which, when unsealed, allows the second fluid to flow from the floating hollow portion in a direction having a component opposite to the direction of gravity. The device according to item 52. 54. Due to the angle of inclination and the density difference between the first liquid and the second liquid, the amount of water per meter of duct is less. 54. The device of claim 53, wherein a buoyancy force of 24.4 newtons is created. 55. Claim 54, wherein the duct has a nominal diameter of at least about 17 cm. equipment. 56. a second fluid, a fluid inflow restriction device, a means for circulating fluid from the duct to the duct and back to the duct, in a manner useful for implementing the duct portion within the mouth containing the first fluid using a fluid-capturing duct insert; the fluid inflow restriction device being attached to the duct portion to form one end of a flotation duct portion capable of containing a second fluid and generally displacing the first fluid; attaching the fluid capture insert to the other end of the floating section; implementing the duct section into the mouth; allowing cement slurry to flow from the duct section into the flow; and, after the flow step, connecting the fluid flow restriction device and the fluid trapping insert. how to. 57. The removal step includes drilling out the fluid inlet restriction and the fluid capture insert. 57. The method of claim 56, comprising: 58. 58. The method of claim 57, wherein said drilling further removes a portion of said cement slurry after hardening.