两会话石油：企业“走出去”，算好“风险账”

　　[中国石油报2013-05-14]截至5月13日，哈萨克斯坦H8309井日产180吨原油平稳运行138天，是当地水平井日产量的3倍。

　　H8309井是中国石油在海外部署的第一口双分支水平井和哈萨克斯坦国家石油公司第一口双分支水平井，是长城钻探海外标志性工程。事实证明，这口井是长城钻探哈萨克斯坦项目的精品工程。它克服了肯基亚克盐下油田单井控油面积小、开发成本高等技术难题，有效助推了中油阿克纠宾油气股份公司的质量效益发展。

　　H8309井由SKGW30队施工，开窗点深度3724米，第一分支长923米，第二分支长1216米，是中国石油海外双分支开窗点最深井。作业同时钻遇多套高压油气层，地层压力、泥浆密度、井控风险均达到最高点。据权威专家验证，这口井是当今国内外最复杂的双分支水平井之一。

　　在H8309井施工中，这个项目坚持国际化总承包商管理思路，发挥甲乙方协作一体化，机关和前线一体化，长城钻探钻井、泥浆、固井、定向、取芯和酸化技术服务一体化，技术、人才、装备保障一体化四大优势，作业过程保持快速决断、快速保障的良好状态。

　　多年来，这个项目把实行精准工厂化管理作为提升硬实力主要抓手，全面实施口井作业工厂化生产、流程化管理。项目职能部门掌控精准工厂化作业规章流程，并负责全程监管，实现精准预算、精准施工时间、精准技术支撑及精准HSE管理，生产、安全、质量、环保全程受控。

　　为确保H8309井技术支撑精准到位，项目创新管理模式，与长城钻探工程技术研究院和甲方公司组成专家组。专家组编写了《水平井钻井井下事故安全防范管理方案》和《H8309井施工作业指导书》，明确每一个工序流程，再把每个程序分解成若干步骤，从工艺流程、注意事项和安全措施等方面设计钻井工程。对可能出现的井控和技术难点单独立项，进行科研攻关，储备技术措施。

　　项目通过甲乙方单井协调会，对钻井工程设计进行可行性论证和风险评估，制定有效应对措施，确定最佳施工方案。作业中利用钻井信息管理系统指导现场施工，提高工程效率。关键环节相关专家24小时轮换坐岗，根据施工程序和步骤指导现场作业。特殊作业时，专家们亲自操作。

　　H8309井上部地层胶结强度低，易水化、易分散、易垮塌、易卡钻；下部地层非常古老，岩层胶结致密。三叠系、二叠系和石炭系地层存在大量伴生气，钻井风险高。因此，这口井所用钻井液比重高，黏度切力大，不利于提高机械钻速，井下事故和复杂情况出现的概率较大。

　　对此，项目推广应用新技术，配套成熟技术体系。技术人员优选钻头、优化钻井参数和钻具组合，有针对性地使用高速涡轮和垂直导向钻井技术，应用聚合物防塌泥浆体系，保持井眼稳定，优化井下管柱结构。钻井二开井眼采用PDC+螺杆复合钻，同比临井机械钻速提高55%；三开应用Smith高速涡轮钻井技术，攻克研磨性极强的泥板岩机械钻速偏低技术难关，与常规钻井相比提高83%。作业至二叠系下部，钻遇非烃类气层，各种固相颗粒吸附油脂，产生粘连后大量析出，含砂量达到了20%～30%，泥浆粘切度大幅降低，润滑剂含量减少。经现场反复试验，作业人员有针对性地采用补充处理剂，配合性能维护，保障了复杂井段的顺利钻井。

　　分支和水平段施工难度大，最见真本事。项目在这一作业阶段更加注重井下管柱结构优化，确保安全钻井和固井施工，并与长城钻探工程技术研究院双分支定向所开展合作，实施分支井眼与主眼贯通施工作业，确保双分支井完井工具和工艺成功实施，其完井技术难度达到TAML4级。在第二分支开窗作业施工中，泥浆密度高达每立方厘米2.03克，井筒内工具内外压差很大。作业人员采用非常规机械下压方式，使造斜器底座坐封一次成功。此外，分支完井筛管下入和悬挂、分支井眼酸化压裂等技术有力保障了分支及水平段的顺利作业。

　　在发生卡钻和掉钻具等井下复杂事故时，现场专家反复校核钻具数据，分析参数，查找事故原因。针对特殊地层，技术人员还自行设计变扣接头、通井规等工具近十件，及时处理复杂事故，保障了顺利施工。

　　管理水平决定质量高度

　　长城钻探哈萨克斯坦项目施工的双分支水平井H8309井，经过三个多月的稳产，证明这是一口标志性的精品井，为甲方公司油田上产起到了重要作用。

　　说H8309井是精品井，首先是由于它在技术上克服了钻遇多套高压油气层，地层压力、泥浆密度、井控风险均达到最高点的多种复杂情况，地质情况复杂当属“世界之最&rd