渤海地区垦利油田大位移井固井实践
大位移井TH10314X井177.8mm尾管固井难点分析
杂情 况 ， 固井作 业 带来 了较 大的难度 。主要 难 点 包括 狗 腿度 大 、 管 下入 摩 阻大 、 内斜 井段 存在 给 套 井
套管居中度不高、 套管易贴壁造成泥浆难以被驱替 、 含有二叠系易漏地层 ， 施工压力窗口小， 固井技 对 术提 出了较 高的要 求 ； 因此 通过要 求钻 井队通 井时采 用双扶 正 器进 行通 井 ， 高入 井钻 具的 刚度 来 对 提 比钻杆和套管的刚性 ； 通过对比优选刚性树脂螺旋扶正器来降低套管摩 阻及提 高斜井段居 中度等方
法 来降低 难度 系数 。 关键 词 ： 固井 ； 大位 移 ； 狗腿度 ； 双扶 正 器 ； 刚性 ； 旋扶 正 器 螺
中 图分类号 ： ２ ６ 文 献标识 码 ： 文章编 号 ：Ｏ ４ ７ ６ ２ １ ） ７ ０ ６ － ０ ＴＥ ５ Ｂ １ ０ —５ １ （ ０ ２ ０ － ０ ９ ３
具体数据 ： 造斜点 ４４． ８ 水平位移 ４ ２８ 斜深为 ０５ ６ｍ， ０．ｍ， ６ ０ｍ； １６ 最大 井 斜 ３ ． ７， 深 ４ １． １ 最 大 狗腿 度 ３５ 。井 ６２ ３ｍ； ４． ５， ５３。井深 ４ ７． ６ ２９３ ｍ。由于井内狗脚度变化大 ， 造成 下部井段测井仪器下人困难， 故该井 ５ ｌｍ 以下井段 １ｌ 没 有进行 测井 。该 井 的复杂情 况还包 含 ： 出现过 １ 卡 次 钻 、 次掉钻具以及 ４ ３ 次井漏。处理这些事故给井 内增 加 了更 多的不 确定 因素 ， 保证 固井 质量增 加 了更 多 的 对
头 ＋２根 ６１ ４ 钻 铤 ＋ １根 ８１ ４ 旋 流 扶 正 器 ＋ ２根 —／ ” —／
２ １ 针对 下套 管难 采用 的措施 ．
６１４钻铤 ＋８１４旋 流 扶正 器 ＋５根 ６１４钻铤 ＋原 —／” —／ —／”
渤海油田钻井提效新技术及其应用实践
渤海油田钻井提效新技术及其应用实践邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【摘要】渤海油田部分油田已进入综合调整开发期,钻完井工程面临地质油藏条件复杂、环保和安全形势日益严峻、油气开发成本高等难题.通过创新发展优快钻完井技术体系,形成了渤海油田钻井提效新技术体系,包括加密井网表层防碰技术、膨润土深钻技术、硬地层钻头综合优选技术、中深部地层钻具组合优化技术等.这一系列钻井提效新技术已在歧口18-1、垦利3-2及秦皇岛32-6等油田取得成功应用,较一次优快钻井作业效率提高40.54％,具有广阔的推广和应用价值.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)003【总页数】5页(P106-110)【关键词】渤海油田;钻井提效新技术;加密井网表层防碰;膨润土深钻;硬地层钻头综合优选;中深部地层钻具组合优化;作业效率【作者】邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE24220世纪90年代中期，原油市场低迷，而渤海地区大部分已探明油气田属于边际油气田，高效低成本钻井成为开发渤海边际油气田的必由之路。
通过学习和创新，创立了适合渤海油田的优快钻井技术体系。
优快钻井技术是通过集成先进、适用技术，创新作业流程和结合应用现代管理模式而形成的一项系统优化配套技术，体现了实现油气田开发效益最大化的理念[1]，在渤海油田发展中起到了举足轻重的作用，已成为中国海油的一种“优快”精神。
目前渤海油田已进入大开发阶段，面临着2个方面的难题：一方面，预开发的油田中储量大、油品好的大型优质油田越来越少，综合调整项目、稠油油田、三低油田等开发效益差油田比例较大；另一方面，社会公众环保意识逐步提升，提升发展的质量和效益已经成为社会期待的发展模式。
大位移井固井技术分析
调整钻井液 性 能 和循 环 洗 井是 提 高 顶 替效 率 必 不 可 少 的 重要 步 骤 。套 管 下 到 位后 ，以还 空返 速 为 ０９７ ．２ ｓ ．１￣１５ｍ／ 的速度循环 钻井液 ２ 以上 ，减少钻井液 的胶凝 ，扫 除下套 管时刮下 的岩 屑和软泥饼 。同 周
［ 关键词］大位移 井； 固井技术 ；居 中度 ；顶替效率 ；水 泥浆
［ 中图分类号］Ｔ ２ ３ Ｅ ５
［ 文献标识码］Ａ
［ 文章编号］１７ — ４９ （００ １ Ｎ ０ — ２ ６３ １０ ２１ ）０ 一 ２５ ０
大位 移井 一 般指 水平 位 移 与垂 深之 比大 于 或等 于 ２ 、测 深 大于 ３０ｍ 或水 平 位 移超 过 ３０ ｍ 的井 。 ００ ００ 当水 平 位移 与垂 深 之 比超过 ３ 、测 深 大于 ３ ０ｍ 时 ，为 高水垂 比大位 移井 。与 常规井 相 比 ，大位 移井 具 ００ 有 高难度 、高投 人 、高风 险的特 点 。近 年来 ，南海 东部 地 区的一 些对 外合 作 项 目中 ，大位 移井 作 业较 为 频繁 ，已经完 成 的 ３口大 位移 井 的测 深 ／ 垂深 分 别 为 ８２ ／ ７０ ８ ８２ ４ 、８ ３／ ８８ ８８ ２ ９ 、８０ ／ ８０ ８６ ２４ ｍ，且 均 采用 油 基钻 井液 钻进 。在大 位移 井 固井 施 工 中普遍 存 在 的 问题 主要有 ：井 眼状况 不 佳 、地层 承压 能力 低 、裸 眼 段长 、套 管下 入 困难 、套 管 居 中难 、顶 替效 率 不高 以及 油 基钻 井 液影 响水 泥胶 结 强度 等 。笔者 通 过研究
表 １ 大 位 移 井 扶 正 器 使 用 数 量 统 计
由表 １ 知 ，现场 固井 作 业 中必 须适 时使 用 扶正 器 ，而且保 证 扶正 器合 理 的加 装 数 量 ，才 能 大 幅度 可 地 提 高套 管居 中度 ，从 而保 证 固井 作 业顺 利进 行 。
渤海钻探固井队建议
渤海钻探固井队建议一、引言渤海钻探固井队是一支专业的团队，致力于在渤海油田地区进行钻探和固井作业。
为了提高工作效率和安全性，我们向管理部门提出以下建议。
二、提升团队效率1. 加强团队协作：鼓励团队成员之间的密切合作和信息共享，通过定期会议和交流，及时解决问题和分享经验。
2. 优化工作流程：对钻探和固井作业流程进行评估和改进，减少重复工作和不必要的环节，提高作业效率。
3. 提升技术水平：加强团队成员的技术培训和学习，引入先进的钻探和固井技术，提高作业质量和效率。
三、加强安全管理1. 强化安全意识：定期组织安全培训和演练，提高团队成员的安全意识和应急处理能力，确保作业过程安全可控。
2. 严格执行操作规程：建立严格的操作规程，确保团队成员按照规程进行工作，避免操作失误和事故发生。
3. 完善安全设备：更新和维护钻井设备和安全设备，确保其正常运行和可靠性，降低事故风险。
四、优化资源配置1. 合理安排人员：根据作业需求和人员技能，合理安排团队成员的工作任务，避免人员闲置和工作负荷过大。
2. 提高设备利用率：优化设备使用计划，合理安排设备的运输和维护，提高设备利用率和作业效率。
3. 节约能源和材料：加强能源和材料的管理，减少浪费和损耗，降低作业成本和资源消耗。
五、改善工作环境1. 加强基础设施建设：改善作业场地和设施条件，提供良好的工作环境和生活条件，提高团队成员的工作积极性和满意度。
2. 关注员工福利：关心团队成员的身心健康，提供必要的保险和医疗福利，提高员工的工作满意度和忠诚度。
3. 鼓励创新和改进：鼓励团队成员提出改进意见和创新想法，建立激励机制，推动团队不断进步和发展。
六、加强沟通与合作1. 与合作伙伴密切合作：与渤海油田地区的其他团队和单位建立良好的合作关系，共同面对挑战和解决问题。
2. 与管理部门沟通：定期向管理部门汇报工作进展和存在的问题，寻求支持和解决方案，共同推动工作的顺利进行。
七、总结通过以上建议，渤海钻探固井队将能够提高工作效率和安全性，优化资源配置和工作环境，加强沟通与合作，为渤海油田地区的钻探和固井作业提供更加优质的服务。
渤海D油田WHPA平台大位移水平井钻修机钻井作业实践
１ ２ 施 工 难 点 ．
遇 的地 层 为 平 原 组 和 明化 镇 组 ， 藏 较 浅 ， 结 性 埋 胶
差 ， 利 于 定力 不 足 ， 约 了钻 井 程 安 １ 制
第 一作 者 简 介 ：李 凡 ， ，二 师 ， 男 ］程 毕业 于原 江汉 石 油 学 院 石 油 工 程 专 业 ， 要从 事 海洋 石 油 钻 完 井 技 术 及 管 理 ｒ作 。地 址 ： 津 市 塘 沽 Ｉ 主 ． 天 ｊ （ 渤海 石 油路 ６ ８号 海 油 大 厦 Ｂ座 （ 编 ：０ ４ ２ 。 ８ 邮 ３ ０ ５ ）
全顺 利施 工 ， 主要体 现在 ： 顶驱 实际 连续输 小扭矩 ①
最大 值 为 ３ Ｎ・ 而 利 用 Ｉ ｎ ｍａｋ软件 模 拟 计 ０ｋ ｍ， ｄ ｒ ａ 算 （ Ａ１ Ｈ 井 为例 ） 最 大扭 矩 发生 在 ２ ． ｎｉ 以 ９ ， １ ９Ｉｔ ５ ｎ ．
井 眼 段 旋 转 钻 进 时 ， 用 １ ７Ｆｍ 钻 杆 最 大 扭 矩 为 使 ２ ｉ ｌ
第 ２ ４卷
第 ２期
中 国 海 上 油 气
ＣＨ Ｉ Ａ ＦＦＳＨ Ｏ ＲＥ Ｉ Ｎ Ｏ ＯＩ Ａ ＮＤ ＧＡ Ｓ
Ｖ ｏ ． Ｎ Ｏ． ｔ ２４ ２
Ａ Ｄ ． （１ ｒ ２ Ｊ２
２１ ０ ２年 ４ 月
渤 海 Ｄ 油 田 Ｗ ＨＰ 平 台 大 位 移 水 平 井 Ａ 钻 修 机 钻 井 作 业 实 践
术 的综 合应用 ， 保证 了渤海 Ｄ油 田大位移 水平井安全 顺利完 钻 ， 平均 节约 工期 ３ ３ ， ． ９ｄ 这在 渤 海钻 井史 卜 是一 次新的技术 突破 。本 文 是对 渤海 Ｄ油 田应 用钻
渤海油田N13井“插旗杆”固井事故处理技术
钻井 是一 项高 风险 作业 。固井 作业 是钻 井 中的
一
工具 面后 发现 定 向方 位偏 差较 大 ．如果 继续 钻进 不
道 重要 程序 ， 具有 不 可逆转 性 。 要 求作 业 时一次 性
仅不 能满 足后 续轨迹 控制 要求 而且会 对 对周边 其他 井产 生较 大 的防碰影 响 ， 因此 决定注 水泥 回填侧 钻 。 下光 钻杆 至 ２ ６ １ ｍ， 循环， 注入 水 泥浆 ， 设计 封 固井底 ２ ６ １ ～ ８ ４ ． ３ １ ｍ， 注 入结 束 后 ， 拆 掉循 环 接 头 ， 起 钻 即 遇
疗 洪 ， ， 津 ∞ ３
摘 要
２
炯
固井 是 钻 井作 业 中 的重 要 工 序 ， 很 难 有 重 复 作 业 的机 会 ， 必 须 一 次性 实现 质 量 要 求 。但 是 由 于客 观 因素 的存 在 ， 不 可 避
免 地会 发 生 某些 固井 事 故 ， 如“ 插旗杆” 事 故便 是 固 井事 故 中的 典 型 。 渤 海 某 区块 Ｎ １ ３井在 一 开 ４ ４ ４ ． ５ ａ ｒ ｍ 井 眼作 业 时 由于轨 迹
》 一 ｜ 。 一 ｜ ｜ ｜ ｜
一 ｜
ｌ ｜
｜ ｊ ｜ ｊ ｜ ｊ ≯ 。 ｜
李 ● 和 凡 ■ ， ■ 海海 ■ ■ 勰 源 种 ■
井壁稳定问题(1)
壁稳定问题变得非常复杂。
2021/6/15
岩石力学
20
4、井壁稳定的研究方法 井壁稳定性的研究方法目前主要有三种：一是泥浆
化学研究，二岩石力学研究，三是化学和力学藕合起 来研究。
2021/6/15
岩石力学
21
1、泥浆化学方面研究 从泥浆化学方面研究井壁稳定，主要研究泥岩水化
岩石力学
13
2、井壁失稳与岩石破坏类型的关系 井壁失稳时岩石的破坏类型主要有两种：拉伸破坏、
剪切破坏。
2021/6/15
岩石力学
14
剪切破坏又分为两种类型：
一种是脆性破坏，导致井眼扩大，这会给固井、 测井带来问题，这种破坏通常发生在脆性岩石中，但 对于弱胶结地层由于冲地作用也可能出现井眼扩大。
另一种是缩径，发生在软泥岩、砂岩、盐岩等地 层，在工程上遇到这种现象要不断地划眼，否则会出
2021/6/15
岩石力学
23
2、力学方面的研究
岩石力学研究主要包括地应力状态的确定、岩石 力学性质的测定、井眼围岩应力分析，最终确定保持 井眼稳定的合理的泥浆密度。
2021/6/15
岩石力学
24
3、化学的力学的藕合研究 泥浆化学和岩石力学藕合起来研究，尽可能地搜集
井眼情况资料（如井眼何时以何种方式出现复杂情 况），尽可能准确地估计岩石的性能，确定起主要作
2021/6/15
岩石力学
30
厚壁筒模型的解为：
2021/6/15
岩石力学
31
当井内流体与地层流体相互渗透时，还应考虑流体 渗滤的作用所引起的附加应力场。将以上三方面综合起 来（或叠加起来），即得直井井壁围岩应力分布：
NP12-X168井大位移井钻井技术应用
１ ２ ７ ｍｍ复合 钻具 。
Ｌ ＡＮＤＭＡＲＫ软件 ， 分 析钻 具受 力 ， 计算 在 一定 摩 阻下
位移的最大延伸 。当钻具发生正 弦弯 曲时滑动困难 ， 发 生螺 旋 弯 曲时 钻具 将 自锁 。通 过对 最 为 复杂 的 ＮＰ １ ２ － Ｘ １ ６ ８ 井三开井段分析 ， 得到 了钻具弯曲最小钻
２ ． １ 井眼轨 迹控 制技 术
能 实 现 的 。大 位 移 井 井 眼 轨 迹 采 用 准 悬 链 线 剖 面 设
计， 有利于降低扭矩 ， 降低事故复杂 ， 提高大位移井 的 成功 率 。优化设 计 的井 眼轨迹 设计 见表 ２ 。
为 了提 高井 眼轨 迹 的控 制 能力 ， 加快 钻 井进 度 ， 该 井 全井使 用 导 向马 达 ， 施 工 中严 格执 行设 计 轨迹 ， 保 证
第一作者简介 ： 汪胜武（ １ ９ ８ ０ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 湖北仙桃人 ， 长江 大学在读研究生 ， 研究方 向： 石油钻井工程 、 石油与天然气 Ｔ程。
２ ０ １ ３ 年第 ｌ Ｏ 期
西部探矿工程
８ ５
的抗扭能力等 ， 完成 了钻柱设计 ， 见表 ３ 。为降低压耗 ， 提 高 井 眼清 洁能 力 ， 该 井 ３ １ １ ． １ ｍｍ 以上 井 眼全 井 宜
西部探矿工程
２ ０ １ ３ 年第 ｌ ０ 期
Ｎ Ｐ １ ２ － Ｘｌ ６ ８ 井大位移 井钻 井技术应用
汪胜 武 涂 玉林
（ １ ． 长 江大 学 ， 湖北 荆州 ４ ３ ４ ０ ２ ３ ； ２ ． 中国石 油化工 股份 有 限公 司石 油工 程技术 研 究院 ， 北京 １ ０ ０ １ ０ １ ）
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
渤海地区垦利油田大位移井固井实践
发表时间：2019-01-02T17:28:21.263Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：隋赛
[导读] 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。
中海油田服务股份有限公司油田化学事业部天津 300459
摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。
本文分析了该井固井技术难点及相应固井现场实践，包括水泥浆体系、前置液优化，套管扶正器加放，防漏压稳、可划眼高抗扭尾管附件选取，机械式可旋转尾管悬挂器送钻等技术分析及总结成功经验，可供此类具有复杂井况大位移井固井作业作为参考。
关键词：大位移井；技术难点；现场实践
引言：
垦利区块油田位于渤海南部海域莱州湾内，为复杂断块油田，沙河街组地面原油为轻～中质常规原油。
此次完钻的这口井，目的是揭开主力含油层位沙三段设计完钻井深超过4500m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，井底温度达到90℃以上。
其中，12-1/4”井眼从1498m开始钻进，中完井深3699m，段长超过2000m，井底井斜58.33°，最大井斜60.12°。
钻遇2处断层：断层1位于2226m，断距约20m；断层2位于2745m，断距约25m。
其中断层2处钻进期间发生漏失后成功堵漏。
9-1/2”井眼完钻井深4566m，3700m钻遇断层3，本井段含煤层较多，分别位于3889m～3890m、3891m～3892m、3918m～3919m、3965m～3966m、4192m～4193m、4221m～4222m、4232m～4233m、4249m～4250m、4262m～4263、4271m～4272m。
一、固井难点
1本井为大位移井，稳斜段比较长，循环过程中难以保证井眼清洁，易形成岩屑床，存在发生环空桥堵风险；
2本井斜度大，稳斜段比较长，存在下套管遇阻风险，尤其是7”尾管下放过程，避免出现提前做挂风险；
3本井存在3处断层以及大量煤层，12-1/4”井段还发生了漏失，因此要控制固井作业期间环空返速及井底当量，避免固井作业期间发生漏失。
4套管居中难。
通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。
5水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水等；水泥浆的稠化时间、井底循环温度需精准确认。
二、相应措施
1技术套管首重安全
本井12-1/4”井段段长超过2000m，中完钻井液密度均为1.40sg，因此在确保油气层段均达到有效封固的同时，降低井底当量密度，避免压漏地层。
①前置液设计：
优选前置液体系，使用“双作用隔离液”代替传统“隔离液+冲洗液”模式，降低冲洗液对井壁的冲刷。
由于该井段发生漏失，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全。
同时，调整隔离液密度及粘度，密度1.4sg与泥浆保持一致，粘度大于泥浆粘度20s。
②循环过程优化：
因本井段钻井期间发生漏失，根据完钻后通井期间井底最大循环排量，反推标准井眼（12-1/2”）与钻杆（5-1/2〞）环空返速是0.95m/s，循环期间先小排量打通，之后逐级提高排量循环，每次提排量幅度不超过0.4 m3/min，最大排量为1.60m3/min（标准环空返速
0.92m/s）。
循环结束时控制气全量在5%以下；
③优选水泥浆体系，优化配方性能：
在设计初期采用“膨润土+防窜聚合物”水泥浆体系三段浆柱结构。
然而，经化验室对其所备添加剂样品进行化验时，发现前置浆与后置领浆相容性存在问题。
根据化验结果，以及现场实际情况，决定采用防窜胶乳聚合物水泥浆体系采用两段式浆柱结构，即：尾浆1.90sg、封固井底以上500m，领浆1.70sg，封固至上层管鞋以上100m。
同时，根据现场投电石结果，计算井眼扩大率，合理优化水泥浆附加量，避免水泥浆泵入过量，导致井底压力过大，压漏地层。
附表为化验室两种水泥浆相容性实验结果，图为垦利区块地层坍塌破裂压力系数
2生产套管安全质量兼顾
①尾管挂及附件选择：
采用WFD可旋转、防提前坐封尾管悬挂器，遇阻下压吨位不得超过10t，提活后再次尝试下放，如果通过继续下入，如不能通过，缓慢开泵，泵压不能超过R型送入工具液锁解除压力的70%。
尾管串加装扭矩环并使用可划眼式浮鞋，下入过程中可旋转下入。
旋转时，设定顶驱停转扭矩，扭矩值为悬挂点测得扭矩值+套管扣最大抗扭值或悬挂器最大抗扭值其中最低值的70%。
②套管居中度及扶正器加放：
目前渤海湾尾管扶正器加放原则为：重叠段宜选用双弓弹性扶正器，裸眼段宜选用半刚扶正器；井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加2个扶正器，其它井段适当加放。
因避免摩阻较大以及尾管旋转下入时导致弹性扶正器变形失效，参照前期大位移井资料，现场实际加放数量为井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加1个半钢扶正器，其它井段4-5根套管加1个半钢扶正器，全部采用半钢扶正器。
③前置液设计：
优选前置液体系，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全，增加隔离液占裸眼环空长度，减少对断层及煤层段泥饼的冲刷，密度与钻井液一致，粘度高于泥浆粘度10s；
④循环过程优化：
为保证井眼清洁风险。
完钻后短起下入过程中分段扫入稠浆，携带井内沉积岩屑，达到起下钻通畅、顺畅，避免井底沉沙多，发生环空桥堵；本井尾管旋转下入到位后，循环2周，进行坐挂、脱手等作业。
根据通井最大排量，反推标准井眼（8-1/2″）与钻杆（5〞）环空返速为1.34m/s。
⑤优选水泥浆体系，调配配方性能：
根据前期探井测试和取样资料，研究了垦利该油田的压力系统和温度系统。
垦利油田压力系数1.01，温度梯度为3.0℃/100m，属正常压力和温度系统。
因此，确定水泥浆化验温度及井底静压：BHST为91℃，BHCT为73℃，BHP为5365Psi。
采用两段式浆柱结构：采用领浆1.80g/cm3，失水36ml，自由水0ml，稠化时间大于400min，返至尾管悬挂器以上200m；尾浆1.90g/cm3，失水30ml，自由水0ml，缓凝尾浆稠化时间316min，速凝尾浆稠化时间209min，返至尾管挂顶。
三、小结：
通过以上针对大位移井制定的各项技术措施，施工过程中未发生环空桥堵，未发生漏失，保证尾管下放到位，最终测得全井段固井质量优秀。
后续大位移井固井作业，可借鉴此井的成熟经验，从而保证固井施工顺利。
参考文献：
[1]康建平.南海东部大位移井固井技术.石油天然气学报，2013年
[2]范鹏，罗宇维等.番禺30-1气田大位移井固井技术浅析.长江大学学报（自然科学版），2011年。