国内外深井钻井技术进步与经济评价初探

1、国内外深井钻井技术进步与经济评价初探    摘要： 通过对国内外近25 年来井深超过4500m 的各种各样深井钻井技术与经济情况的调研分析， 认为美国和欧洲北海地区深井钻井技术居领先水平， 前苏联和我国与国际先进水平有10 年以上差距。对比研究了三种不同的深井钻井技术经济评价方法（体系） 特点， 初步探讨了深井钻井科技进步的纵横向变化规律及深井钻井技术经济评价的系统科学问题。关键词： 深井钻井； 钻井设备； 经济评价； 系统工程； 美国； 北海； 苏联； 中国1深井钻井技术的发展历史全世界能钻4500m 以深井的国家有80 多个， 但大多数深井集中在美国

2、。有30 多个国家能钻6000m以深的超深井， 中国是其中之一， 但中国第一口超深井较世界第一口超深井（美国） 晚了27 年。欧洲北海地区深井钻井技术比较先进。前苏联拥有一套适用于高纬度地区的先进深井钻井技术， 创造了世界钻深12869m 的最深记录， 通过技术改造可以在发展中国家应用并取得最佳效益。德国大陆科探深井（KTB） 钻探技术已被我国第一口大陆科学探井所借鉴。日本的高温高压深井钻探技术及印尼的深气井优化钻井技术7192109m ）。近年来受各种因素影响， 世界年钻深井数量有所下降， 但深井钻井技术发展迅速， 基本满足高陡、高温、高压、高密度（高矿化度） 及含H2S 气体等复杂地质条件

3、深钻要求。目前我国深井钻井技术水平与国外先进国家相比大约差15 年（知识产权水平约差40年） ， 因此要通过各种办法（如“科探井”和“高探井”计划） 缩小差距， 以适应我国国民经济持续、快速、协调发展的要求和“西气东输”、“气化中国”等工程的需要。1966 年7 月28 日我国钻成第一口深井松基6 井， 井深4719m。1976 年4 月30 日我国完成第一口超深井“女基井”， 井深6011m。从第一口深井完钻至今35 年来， 我国先后钻成的三口7000m 超深井是关基井（7175m ， 1978 年） ， 固2 井（7002m ， 1979 年）及塔参1 井（7200m ）。中国石化集团公司

4、最深井沙82井完钻井深634615m （2000年）。1998 年中国海洋石油总公司所钻海上最深井XJ 24232A 14 开发井， 完钻井深9238 m。2深井钻井设备发展与进步深井钻井技术系统高度复杂， 属于开放的复杂性系统或非线性复杂性系统， 其复杂特性主要表现在“六个非”上， 即非单一、非有序、非透明、非确切、非定量、非理性， 思考这些问题需要运用各种综合方法 1 。几乎所有先进适用的工程技术措施（含人工智能钻井专家系统） ， 都在深井勘探与开发过程中得到验证、应用和发展 2 。深井钻井技术水平从整体上反映了一个国家或一个时代的工程技术水平。深井钻井技术装备系列化、标准化、规范化， 2

5、0世纪80 年代中期首次形成高峰， 本世纪初将形成第二高峰。至20 世纪90 年代末， 深井钻机基本采用AC2SCR2DC 电驱动钻机（交流电机效率96% ， 直流电机效率91% ， 绞车减轻20% 30% ， 占地面积少25%40% ） 和顶部驱动装置（安装顶驱占钻机总数23% 以上， 包括动力水龙头） ， 井口机械化、井下自动化和整机智能化水平大幅度提高。目前深井钻机正朝着AC2GTO 2AC 电驱动和满足HSE 及TQC 综合性能要求的方向发展。美国在撒哈拉沙漠等地区使用的6000m深井钻机代表了当今世界钻机最先进水平（符合A P I标准） ， 其设计制造的大型化、撬装化、机电液气一体化

6、程度当属第四代电驱动钻机， 即全数字化电驱动钻机。前苏联y15000 型钻机是世界上最大钻机， 钻深能力15000m ， 最大钩载达1215MN。德国KTB 特深井钻机是当今世界上井架最大、性能最好的钻机之一，由三家公司共同设计制造， 最大钻深能力12000m ， 最大钩载8MN ， 井架高达83m ， 自重1300t， 底座高12112m ， 混凝土地基厚3m ， 钻杆机械手高53m、臂长5m ， 司钻在中央控制室进行钻井作业。深井钻机配套设备水平进一步提高， 地面设备多元化、集成化， 各种新型井下工具不断涌现。目前井控装置耐压已超过105M Pa 并耐酸蚀， 且全过程计算机模拟控制。固控设

7、备实现全封闭， 由原来的四五级净化系统发展为两级净化系统， 研制出了变频调速离心机。井下动力钻具由原先重视螺杆钻具和涡轮钻具，发展为螺杆、涡轮、电动钻具三者各显神通的局面， 而使用串接马达和加长马达比常规马达能提高机械钻速50%。钻头设计与制造技术极为成熟且不断提高， 有适合各类井下条件和地层岩性的钻头（如PDC、TSP、BDC、超硬激光镀层牙轮、PCD 轴承牙轮及天然金刚石和纳米金刚石钻头等）。深井钻井技术装备还呈现出向小型化、智能化方向发展的趋势， 以满足深井全井小眼钻进（取心） 和用连续油管负压钻进部分井段的要求。英国XL 技术公司正在与壳牌公司联合研制智能化的连续油管闭环钻井系统。19

8、99 年3 月SPE? IADC 会议上， 斯伦贝谢公司也展示了其新型井下可变径稳定器控制系统。中国深井钻井技术装备与国外先进国家相比仍有较大差距（电动钻机仅占钻机总数的218% ， 关键部件大量进口） ， 钻机部件性能水平相差15 20 年， 基本处在仿造与跟踪状态， 创新所占比例较小。进入90 年代特别是90 年代末期， 我国石油钻机研发速度明显加快（与钻机更新改造直接相关） ， 相继开发了交流变频电驱动、直流电驱动、轮式半拖挂整体移运、整体链条箱并车传动等深井钻机和4 种顶部驱动装置。其中宝石厂产的ZJ 50D、ZJ 70D 型电驱动钻机均采用AC2SCR2DC 驱动并有旋升式和双升式底

9、座以适应不同油田地貌及运输条件； 兰石厂产的ZJ 45D、ZJ 50D、ZJ 60D和ZJ 70D 型钻机为直流电驱动型。我国正在研制大功率交流变频电驱动、全液压驱动、车装或撬装复合驱动型深井钻机， 但没有独立研制6000m 电驱动钻机能力， 至今还在大量进口柴油机、电缆、电传主模块、控制单元、轴承、液压泵、液压马达、控制阀、编程控制器及振动筛、钻井仪表、H2S 检测仪、二层台逃生装置等。我国具有独立知识产权的几项先进深井钻井地面设备是： 1996 年通过鉴定的ZJ 60DS 电驱动钻机，1997 年和1998 年问世的第一、二代DQ 60D 顶驱装置， PSZ75 型液压盘式刹车和SDL 9

10、000Ch ina 综合录井仪（1999 年相继通过鉴定）。我国井下工具主要专利技术： 液力冲击器和加压器正在深井段试验； 遥控井下可调弯外壳体螺杆钻具及遥控井下可变径稳定器已在现场试验成功， 但未在深井中应用； 偏轴钻具和川式改进型取心工具在“九五”科探深井中应用成功；CGDS21 型地质导向钻井系统1999 年启动已有突破性进展。总的来看， 我国深井钻机装备性能水平比较落后， 而且配套性差、国产化程度低， 主要井下工具性能水平也受设计与制造因素制约。3深井钻井技术经济评价方法及指标3， 4 深井钻井技术经济指标随着科技进步而不断变化， 近20 年来变化最大， 美国和欧洲北海地区领先。由于有

11、完善的设计、先进的技术和严密的管理， 美国深井钻得快、事故少、成本低、效益好。在80 年代中期， 美国钻1 口5000m 左右深井约需90d， 钻5500m左右深井约需110d， 钻6000m 超深井约需140d， 钻7000m 超深井约需210 300d， 井下复杂情况所占时间为5% 15%。在90 年代， 美国在复杂地质条件下所钻成的5 口井深约7500m 超深初探井， 完井周期最短的不到1 年， 最长的不到2 年。目前， 欧洲北海地区测量井深约8000m 的深井（大位移井） ， 其钻井周期一般为90d。深井平均单井成本美国要比世界其他地区低40% 50%。深井平均单井钻头用量由80 年代

12、初的35 只下降到90 年代初的22 只， 单只钻头平均进尺达230m ， 而1992 年世界各国（平均井深5099m ） 平均单井钻头用量和单只钻头进尺分别为26 只和199m ， 单井成本1129 万美元， 比1991 年的876 万美元增长29%。前苏联深井钻井速度相当慢， 1989 年4000m 深开发井钻井周期264d， 探井为357d； 5000m 深开发井钻井周期503d， 探井为654d； 6000m 深开发井钻井周期858d， 探井为1094d。在平均井深相同的情况下， 前苏联生产井平均建井周期是美国的4 倍， 探井则为8倍。12869m 特深井SG23 井历时14 年钻达1

13、2000m ，历时17 年完钻， 而9000m 特深井SG21 井历时6 年完钻。尽管如此， 前苏联深井钻井技术对发展中国家来说， 仍不失为比较先进适用的技术。横向比较我国深钻技术经济指标也大大落后于上述国家与地区， 而纵向上， 80 年代以前约15 年我国主要学习前苏联模式， 技术进步缓慢， 4000 5000m 深井建井周期达456d 以上， 单井钻头用量达80 多只；5000 6000m 深井建井周期达1000d 以上， 单井钻头用量在110 只以上； 6000m 以深井（女基井完钻井深6011m ） 建井周期达1695d、单井钻头用量达576 只。但最近20 年我国深井钻井领域大量引进

14、国外先进技术装备并借鉴美国模式， 发展势头稳健而又全面、迅速而有节奏， 正朝着科学化方向进步， 既有高新（先进） 技术引进更有本土化（适用） 技术支撑， 因而深钻井总数超过千口， 技术进步明显。我国4500 5000m深井平均建（钻） 井周期达252140d （174120d） ， 平均单井钻头用量32193 只； 5000 6000m 深井平均建（钻） 井周期44414d （24515d） ， 平均单井钻头用量55160 只； 6000 7000m 超深井平均建（钻） 井周期达86314d （27118 d） ， 平均单井钻头用量59175 只；7000m 超深井平均建井周期1000d 以上

15、， 平均单井钻头用量150 只以上。目前， 我国新探区首钻的45005000m 深井建井周期最短为17617d， 单井钻头用量最少为28 只； 5000 6000m 深井建井周期最短为174180d， 单井钻头用量最少为45 只； 6000 7000m深井建井周期最短（阳霞1 井6571m ） 为548d， 单井钻头用量最少为31 只； 7000m 以深井建井周期最短（塔参1 井） 为835d， 单井钻头用量最少为123 只。与深探井相比， 深开发井建井周期更短， 哈德2 井（完钻井深5100m ） 建井周期为59170d， 创历史最好记录。我国深井钻井成本方面， 80 年代前缺少统计数据，

16、从1974 年完钻的创全国最深、最长裸眼、最低成本记录的“渭深10 井”的数据看， 全井总成本165 万元， 单位进尺综合成本316 元?m 。而90 年代我国钻井成本比80 年代上升2 倍多（年增长8% 以上） ， 复杂地质条件下5000m 深探井成本达3500 万元以上， 6000m 超深探井成本达5000 万元以上， 7000m 超深探井成本达7000 万元以上（以上均不含相关攻关研究及技术引进费用）。由于评价深井钻井技术经济指标的体系不同， 很难对上述数据进行系统的客观分析和全面合理的对比研究。目前， 国内外倾向于采用“单项技术经济指标比较法”， 也有用“单项技术水平比较法”说明国家或

17、地区深井钻井科技发展情况的报道。国内最近提出“石油钻井科技进步贡献率”指标， 在一定程度上结合了上述两法的优点， 从而为科学地评价深井技术整体水平提供了理论依据， 在实际应用中还有待完善（比如缺少技术成功概率和利用能力因素）。印尼海上气田优化钻井中应用“成批钻井概念”取得成功， 其实质也是上述两法有机结合的结果， 值得重视和借鉴。目前， 对新探区第一口深探井的技术经济评价还存在理论上的困难。对深部开发井的技术经济评价也非尽善尽美， 而是注重一二项技术经济指标和目标管理问题。4结论1） 深井钻井技术经济指标随着科技进步而不断变化， 近20 年来变化最大， 美国和欧洲北海地区领先（近10 年来前苏联水平有所