PDC钻头“变采为包”成果介绍

1、PDC钻头承包制成果介绍“变采为包”降风险 “量体裁衣”做钻头 目 录一、安徽公司钻井域外项目概况二、实施背景三、基本内涵和思路、理论依据、 创新点四、主要做法（一）安徽公司钻井主材承包制的前例1PDC钻头承包方式萌芽于徐闻项目部2螺杆承包制在项目部的成熟实行（二）内蒙项目部PDC钻头单井承包制1供应商现场研究2钻头优选、定做3承包协议的签订与执行五、取得成效1经济效果2提速效果3管理效果一、安徽公司陕北项目部项目概况目前在长庆油田苏里格大气田钻井施工市场上，有近四百支来自全国各大油田和民营钻井队伍角逐其中。由于体制机制的差别，国有队伍的施工成本大大高于民营队伍，在市场竞争中极为不利，多数已陷

2、入进退两难的尴尬境地。参与竞争的我公司两支钻井队伍也面临同样问题。近几年，特别是进入2010-2011年，甲方为提高单井产量、降低开发成本，苏里格气田以单井多产、降低开发成本为目的的水平井布井规模逐步形成。为已经具备较为成熟水平井施工技术的江苏油田域外钻井队伍提供了难得市场机遇。安徽公司陕北项目部两支钻井队，于2007-2008年先后进入长庆油田苏里格气田钻井市场，并于2010年开始施工高难度定向井和水平井。 二、实施背景 2010年之前该市场以普通直井、定向井为主，项目经营取得了较好的经济效益。但进入2010年后，转向了以施工高难度定向井和水平井为主，导致施工难度大，钻头选型难。 高难度水平

3、井的施工，提速是最大的效益由于钻头选型难，钻井复合技术难以发挥应有提速效果，在直接影响增产增收的同时，也导致钻头 成本居高不下，项目效益受到严重影响。 钻头选型难的原因为：1、目的层埋藏深，一般在3200-3800m左右；2、开发时间短，对各区块地层了解不够；3、钻遇地层层系多、压力系数不均衡；4、地层岩性变化大、同一层位不同走向可钻性差别大；5、在1000m-2450m的井段中存在厚度1m40m不等厚砾石层，最大砾石达到30cm3；6、目的层存在石英粗砂岩和杂色砾岩，可钻性差，牙轮钻头风险大、纯钻时间短，PDC钻头易磨损、崩裂等等。为破解钻头选型难题，供应商承包制这一合作模式应运而生，并在实

4、践中取得了初步实效。 三、基本内涵和思路、理论依据、创新点 1基本内涵和思路。优选供应商优选钻头与供应商签订包井或包井段合约指标考核，兑现并关闭合同。通过承包方式，利用钻头供应商强大的钻头研发支撑和宽大的作业平台，针对地层特点，共同优选高效快速低耗钻头，产生良好的双向经济效益。 2理论依据。一是风险与收益的平衡论。当复杂情况出现较少，钻速快时，对供应商和我方都有利；当复杂情况出现，钻速慢时，部分风险转移到供应商方面，从而有效保证钻头成本在预算控制范围内运行，实现降本增效。二是全员风险控制的有效延伸。由于利益共享、风险共担，提高了双方优化优选钻头的积极性，较大限度提高钻头各项参数与地层地段的匹配

5、性，减少风险，提速提效。 3创新点。在科技含量高的钻井领域实行材料供应商包井制，对我们来说是一种新的尝试，虽然时间不长，但其效果已经显现。关键是作为一种思路的更新，我们不能为旧习惯所桎梏。 四、安徽公司钻头“变采为包”具体做法 1安徽公司钻井主材“变采为包”的前例。 PDC钻头承包方式的萌芽。2009年-2010年，安徽公司徐闻钻井项目部在难度极高的徐闻X3井施工中，所遇地层坚硬、可钻性极差。项目部分别邀请大港钻头厂、江汉钻头厂、贝克休斯、百施特等厂商的钻头技术服务人员到现场帮助选型。到施工后期，开始采用同成都百施特公司签订钻头承包合约（包进尺和包钻速），实际包钻头三只，确实对提高钻速和降低成

6、本起到了一定作用，篇幅有限，不作细述。 “变采为包”在陕北项目部的成熟运用。事实上，陕北项目部在2010年已经成熟实行螺杆承包制（包井或包段）：1、斜井段使用长寿命、中速-高速、增斜率高的螺杆（与天津某公司签订承包合同）；2、水平段使用用可控性好、易调整的长寿命中速螺杆（与廊坊某公司签订承包合同）。通过螺杆包井，解决了使用后的旧螺杆维修保养麻烦和新螺杆使用寿命无法保障的问题，平均每口井节约成本20-30万元。 上述实践，一定程度上为内蒙项目部PDC钻头“变采为包”的实行，积累了经验，坚定了信心。 2内蒙项目部PDC钻头“变采为包”包括五个步骤： 一是供应商现场研究。钻头供应商选派精干研发人员，

7、长期派驻到项目部井队跟踪钻头使用情况，与我方技术人员共同研究施工区块、地层特性和对钻头的性能需求，依据PDC钻头造型、结构，对钻头与地层的适配进行分类，并选择性试用。 二是钻头优选或定做。供应商依地层和井段，并根据试用情况，对号入座进行钻头优选或研发定做。三是承包协议的签订。双方根据前期分析与研究，签订钻头包井（包井段）协议：（1）明确钻头基本技术参数要求。（2）约定不同地层、不同井段最低机械钻速和最多起下钻次数指标。如某口水平井协议约定二开井段机械钻速不低于14米/小时、起下钻次数不多于2次。（3）双方商定满足基本参数和基本指标条件下的包井（或包井段）钻头费用结算标准。如某口井协议约定二开后

8、全井（水平段800-1000米）钻头包井费用为70万元，水平段低于800米的，包井费用减少365元/米（减少部分）；水平段高于1000米的，包井费用增加365元/米（增加部分）。（4）指标考核与兑现。机械钻速指标低于约定值的，每降低0.1米/小时，扣减结算费用0.1万元；分井段起下钻次数多于约定值的，每多一次起下钻，扣减结算费用1万元；因钻头质量造成井下复杂或事故的，按时间扣减结算费用3万元/天。 通过签订严格详实经济技术协议，约定风险分担条款，确定技术指标考核标准，对达不到要求的降低承包费用，直至中途终止承包合约，体现利益共赢、风险共担。五是承包协议的执行。2010年3口水平井采用直接采购方

9、式采购钻头，2011年施工的6口井(其中水平井4口)都采取钻头包井或包井段方式，见表一、表二：表一、钻头承包前后单井指标明细对比表表一、钻头承包前后单井指标明细对比表序号井号井深(m)6水平段(m)机械钻速(m/h)钻井周期(天-小时)钻头使用方式钻头成本（万元）钻头说明钻探时间1桃2-4-7H513715223.5157-23.5直接采购175不含表层2010年2苏东13-65H2450613704.9385-14包井段85不含表层2010年3桃2-9-23H238704003.16113-16直接采购102含水平段填井223m2010-2011年4苏东33-60H41219904.5466

10、-6包井段70不含表层2011年5苏东46-78H40939916.0861-11包井段71不含表层2011年6苏东16-32H142959505.9464-4包全井72含表层2011年7苏47-12-61H148069807.260-20包全井70不含表层2011年表二：水平井钻井指标年度对比表序号项 目（水平井）2011年2010年与10对比1开钻口数 (口)4402完井口数 (口)42+23进 尺 (米)1792213675+42475平均井深 (米)42374821.5-584.56平均钻机月速度(米/台月)1518.811245.45+273.367平均机械钻速 (米/小时)5.24

11、4.310.938平均钻井周期 (天-小时)73-6121-3-(47-21)9平均建井周期 (天-小时)94-23136-23-(42-0) 三、2011年陕北项目部PDC钻头“变采为包”成果 “变采为包”的实行，由于利益攸关，提高了承包商钻头选择和优化性研发的积极性和针对性，达到了如下效果： 1提速效果。承包制下，双方加深了对PDC钻头的使用及与地层的匹配性的认识，研发出的钻头，有效地提高了直井段复合钻进条件下的抗研磨能力，基本实现“单只钻头”进尺最大化和斜井段、水平段实现“单趟钻”效率最大化，提高“双石层”及水平段泥岩的防泥包能力，实现复杂时率最小化，机械钻速大大提高。在2011年278

12、89米的钻进中，PDC钻头使用率达到100%，机械钻速由2010年的5.39m/h提高到6.87m/h，提升了27.46%；水平井机械钻速也由2010年的4.31m/h提高到5.24m/h，提升了21.6%。其中50760队在水平井苏47-12-61H1井创造了采气三厂日进尺1031m的最快纪录；尤其今年5月份50760队在苏东56-56H井水平段，单只钻头、单根螺杆进尺702.7米创造了采气五厂最高纪录；随后6月份50761队在苏东31-69H2井水平段一趟钻钻进1002m，创苏东区块最高纪录、长庆油田国产钻头最高纪录。 三、2011年陕北项目部PDC钻头“变采为包”成果 “变采为包”的实行，由于利益攸关，提高了承包商钻头选择和优化性研发的积极性和针对性，达到了如下效果： 2经济效果。“利益共享、风险共担”包井制合约下，钻速提高使钻头成本大幅下降,单井钻头成本平均下降50万元（见表一，2010年平均每口井钻头成本120.67万元，2011年70.75万元）；由于钻速提高，建井周期缩短，单井综合成本下降约96万元（由表二可知，平均钻井周期缩短约48天，按2万元/天粗略计算）。 3管理效果