中国海油钻完井优化方案年省40多亿元

　　2014年，中国海油油气田钻完井设计人员在预可研、可研、ODP等不同阶段深入研究、优化设计，使钻完井费用下降约42亿元，降本比例达10.6%。

　　钻完井方案设计直接决定了钻完井是否安全、经济、优质、高效，是降本增效的关键所在。中国海洋石油总公司工程技术部牵住这个降本增效的“牛鼻子”，强调通过优化钻完井方案，从源头上降本。

　　中国海油钻采设计人员始终以提高采收率和降本增效为设计方向，他们既负责技术，又负责费用，将成本控制贯彻于方案设计当中，设计队伍还坚持开展研究型设计，形成了一套降低钻完井投资的方法和技术。

　　钻采设计人员打出一套降本增效“组合拳”，通过减少平台数量、钻井机具比选、优化井身结构、运用钻完井新技术、采用学习率的工期设计、编制工期费用定额来提高钻完井方案的先进性和规范性，使方案一优再优，成本一降再降。

　　为能减少平台数量，钻采设计人员增加定向井的延伸能力，运用大位移井技术，单井的控制半径从1.5千米增加到3.5千米，增大了平台的控制面积。在前期研究阶段，东方13-2气田群的平台数量由3个减为2个，投资因此减少6亿多元。

　　钻完井方案中一系列创新技术的应用有力地促进了钻完井的降本增效。钻井提速是降低钻完井成本最有效的方法之一。通过技术攻关，中国海油自主研发了水力脉冲空化射流钻井提速装置。目前，该装置已经在海上36口井完成试验，平均机械钻速提高20%~30%。

　　海上浅层大位移井技术应用于乐东22-1气田后，创新性地利用乐东22-1平台现有空井槽成功实施两口超浅层500垂深的大位移水平方案，投产后，两口水平井产量可观，有效缓解了气田的产量递减，满足了供气合同要求。而且，采用超浅层大位移水平方案较原水下井口方案节约投资7.5亿元，同时避免了水下井口操作复杂、修井费用高昂等问题。

　　钻完井方案的先进性和规范性也在不断提升。基于钻完井连续作业应具有学习性，在钻完井基本设计阶段工期费用设计引入学习率和学习曲线，以技术进步和管理提升达到降本增效的目的。钻采设计人员采用学习率设计钻井工期，在现有平均作业水平的基础上，合理下调工期。目前，这套设计方法已经形成总公司管理规定，并已进行大范围推广。钻采设计人员还编制了钻完井工期定额，规范钻完井工期设计，优选控制钻完井费用，使钻完井方案更加规范。