钻井提速提效计算方法

❶ 截止2月22日，中石化涪陵页岩气田第几口井开钻

2月25日,记者从中石化江汉油田涪陵页岩气公司获悉,焦页50-8HF井日前正式开钻,这是涪陵页岩气田投入商业开发以来开钻的第200口井。
焦页50号平台位于涪陵区天台乡新梨村,共部署8口水平井,是涪陵页岩气田目前布井最多、最密集的一个平台,采用双钻机批量式钻井“井工厂”模式。焦页50-8HF井设计井深4550米,主探龙马溪组和五峰组,水平段长1256米,预计8口井将在10月份全部完钻。
自2013年投入商业开发以来,勘探开发单位针对焦石坝区块地层复杂,钻井施工难度大的情况,科学组织施工,推进技术创新,形成了具有自主知识产权的清水钻井技术、低密度防漏固井技术、“井工厂”钻井模式等技术系列,运行模式日趋成熟,钻井提速提效明显。2014年,该气田平均完井周期为75天,比2013年缩短20天。
2015年,涪陵页岩气公司计划开钻86口井,完井128口,全面完成气田一期50亿方产建任务和35亿方产量任务。焦页50-8HF井的顺利开钻,标志着涪陵页岩气田钻井施工朝着国产化、规模化、系列化迈出了坚实的一步,将大大加快涪陵页岩气商业开发步伐。

❷ 周荔青的工作经历

该同志参加工作以来，先后主持或参与主持完成32项省部级科技攻关或生产建设项目，在生产实践中不断升华理论素养，用创新的理论技术指导生产，循序进取，用新理论、新方法、新技术不断解决生产中遇到的各类现实问题，为企业解决瓶颈问题走出困境、为攻克生产技术难关出谋划策，逐步成长为本行业专业技 术、技术学术带头人，因此获省部级以上成果奖21项，荣获政府特殊津贴、地矿部百名跨世纪人才、中石化集团“优秀青年知识分子”、第九届青年地质科技“银锤”奖、中石化集团二层次学术技术带头人等省部以上荣誉奖12项。在工作中不断磨练，提升自我，紧跟国内外油气勘探理论发展动态，紧密结合油气生产实际中遇到的难点和热点问题，进行油气地质理论研究，不断归纳、总结、创新，出版着作6部、发表论文44篇（其中国际性学术论文7篇，国内核心期刊19篇），有深厚的学术造诣和较高的学术技术水平，因此受聘担任中国地质大学、南京大学、西北大学兼职教授，受聘担任第七届中国石油学会石油地质专业委员会委员，受聘担任核心期刊《石油实验地质》编委员会委员及公开发行期刊《中国石油勘探》、《石油地质与工程》、《世界石油工业》、《西部探矿工程》编委员会委员。
作为华北石油局、华北分公司的主要负责人，带领局、分公司领导班子成员，紧紧围绕股份公司下达的年度工作计划和目标任务，认真贯彻落实中国石化的资源发展战略，不断探索和拓宽科学发展的有效途径，不断加大油气勘探开发力度，优化油气部署方案，精雕细刻，巩固资源基础，促进了油气储产量的稳步增长。“十一五”新增石油探明储量2258万吨、控制储量4353万吨、预测储量4436万吨，新增天然气探明储量1088亿方、控制储量1984亿方、预测储量1943亿方。在全面超额完成年度储量任务的同时，在镇泾长8及长9油藏、麻黄山西延安组油藏、彬长长6及长8油藏、塔巴庙太1段及奥陶系风化壳和建产区之外的盒3段气藏、杭锦旗什股壕及新召目标区盒1～盒3段气藏、定北马家沟组及太原组等古生界气藏均取得重大突破，拓展了油气勘探开发空间，为“十二五”石油快上产、天然气大发展奠定了基础。“十一五”完成天然气开发井673口，建成集气站25座，动用储量1598亿方，新建产能18亿方，生产天然气86亿方，销售天然气84亿方。油田开发拉开了镇泾长9油藏、麻黄山西延安组油藏滚动开发和镇泾长8油藏注水开发先导试验的序幕。2008年以来，油气产量保持在200万吨油当量之上。
始终坚持“科技兴企”的理念，认真研究部署科技规划，积极推进科技创新和技术进步，取得明显成效。复杂岩性气藏描述技术、分区动用立体开发对策、多层合采建产技术和生产数字化管理等技术，实现大牛地致密低渗气田储量分类分级评价和持续经济有效开发。黄土塬三维地震精细储层预测技术、X射线荧光录井评价技术、高精度测井技术等技术的研究应用和多级压裂技术的试验攻关，为提高钻井成功率、提升油田开发效果提供了战略支撑。水平井井眼轨迹预测及控制技术、定录一体化技术、不动管柱分层压裂工艺等技术的应用促进了水平井的全面提速。空气钻井、氮气钻井等钻井工艺技术有效解决了川东北工区上部钻井的复杂问题，实现了提速提效。深井、高温、高压井储层改造技术多项指标达到国内领先水平，发挥了塔河油田增储上产的主力军作用。
积极推进科技管理体制改革，统一科技项目管理平台，充分发挥科学技术委员会和专业委员会的职能，提高了科研工作的针对性。加大重点学科技术带头人和生产技术骨干的引进力度，招聘重点大学主专业硕、博士毕业生，积极组织开展技术学习与交流，增强了科技创新活力和自主创新能力。出台首席专家制度、青年人才推进计划、科研项目及成果奖励管理办法、科研岗位津贴开支规定，设立总经理奖励基金，营造了良好创新氛围。

❸ 国内最大致密油示范区有了什么新的进步

23日从长庆致密油项目组传来喜讯，作为国内最大致密油示范区，在压裂改造段数增加4段、水平段长度持平的情况下，今年长庆致密油建井周期控制在158天，较2017年缩短44天，实现当年钻井、当年建产、当年投运。这标志着在前期多年探索试验的基础上，长庆致密油开发进入高产、高效、高质量开发时代，为保障油田高质量发展提供有力支撑。

目前，长庆油田致密油钻井和日产量整体提速提效显着。截至8月22日，致密油示范区今年已投产5口井，初期日产油达33.7吨，最近有两口水平井获高产油流，平均单井日产油约60吨；平均水平段长较前期增加611米，平均钻井周期由前期的29.5天降至19.5天，创造长庆致密油2000米长水平段14.5天完钻新纪录。

相信咱们的国家各方面都会更加的进步的。

以上内容来源：中国新闻网

❹ 气体钻井提速提效技术是什么

气体钻井技术1953年起源于美国，是以气体、气液混合流体作为循环介质代替钻井液的钻井技术。它的优点是极大降低对产层的伤害，提高勘探开发效益，消除井漏对钻井作业的影响，可获得更高的钻进速度，降低钻井作业的总成本（井越深，其效果越明显），可提高钻头使用寿命，使工作条件和环境变得更为清洁。但气体钻井局限于井壁稳定的层段，不稳定地层易造成卡钻，对付地层大量出水、出油能力有限。井控风险更大。
目前，在欧美等发达国家，气体钻井已是常规钻井技术中的一个重要组成部分，是用于提速增效、对付井下复杂情况、提高勘探发现率、提高单井原始产能的重要技术。
气体钻井技术在国内起步晚。四川在20世纪50—70年代开始零星尝试。80年代末，新疆石油管理局进口了我国第一套空气钻井设备，开始了空气钻井的现场试验。通过十多年的探索，到2000年以后有了较快发展。2005年以后，四川盆地气体钻井迅速发展，气体钻井装备基本实现国产化，气体钻井技术在中国实现了规模应用。

❺ 川东北地区空气钻井综合评价方法研究

闫 娜 张东清

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

摘 要 空气钻井具有提高钻速、降低井下井漏复杂性、减少材料消耗等优势，是川东北地区钻井提速的重要方式之一。本文从空气钻井应用的实际效果出发，分析研究空气钻井经济效益的表现形式，根据 “有无对比” 原则识别了空气钻井的费用与效益，界定了经济效益的测算范围和方法，并构建了综合评价的指标体系，以老君1井的应用为例进行了测算。该方法的应用可为气体钻井技术在川东北探区的推广应用及投资效益测算提供依据。

关键词 空气钻井 钻速 经济效益

Technical-economic Evaluation of Air Drillingin Northeastern Sichuan Basin

YAN Na，ZHANG Dongqing

（SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）

Abstract Based on actual results of air drilling and the principle of‘withand without comparison’，this paper analyzed the economicbenefits of air drilling，defined the scopeand method of economic benefits calculation.Then，the benefits of using air drilling in well Laojun 1 was calculated.

Key words air drilling；penetrationrate；economicbenefits

川东北地区储层埋藏深，高温，高压，高含硫，陆相地层研磨性强、可钻性差，钻速低，高陡构造地层倾角大，易井斜；地层漏失严重，堵漏难度大，地层坍塌、掉块严重，井壁不稳定，这些问题的存在使钻井面临着诸多难题，严重制约着钻井速度的提高，为了加快川东北地区高效、安全、快速的勘探开发，中国石化在2005年年底引进了气体钻井技术，并在其应用的第一口井——老君1井——取得了较好的效果，机械钻速大幅度提高，创造了川东北地区机械钻速的新纪录，此后，空气钻井技术在川东北地区大面积推广应用，有效地解决了川东北地区的工程难点，为该区域提高勘探开发速度发找到了一条新途径。

空气钻井的推广有力地推进了中国石化石油工程技术的进步，但经济效益如何？是否在满足勘探开发需求和提升集团公司石油工程技术水平的同时，实现了良好的经济效益，做到 “提速又提效”，目前还没有公认的规范的评价方法。本文将从石油工程技术投入产出的特点出发，探讨石油工程新技术应用产生的经济效益测算和综合评价的方法。

1 石油工程技术投入产出的特点

1）石油工程的产出为钻井进尺或者井筒，钻井承包商与石油公司以钻井消耗加适当利润的方式结算，所以，石油工程的产出不能像其他产品一样具有盈利功能，其财务现金流量不能全面、真实地反映其产出的经济价值。

2）对于石油公司来说，石油工程属于费用中心，费用中心具有只考虑成本费用、只对可控成本承担责任、只对责任成本进行考核和控制的特点。

以上两个特点的存在，导致常用的以折现现金流为核心的经济评价方法不能用于空气钻井经济效益的评价，对空气钻井技术应用经济效益的评价应该围绕其对钻井成本产生的影响来进行。

石油工程技术经济评价的理论前提是费用与效益的对称关系，即放弃的效益就是成本，而避免的成本就是效益。明确基本目标是识别成本与收益的基本前提。效益与费用是相对于目标而言的，效益是对目标的贡献，费用是为实现目标所付出的代价。就空气钻井技术经济评价而言，目标是在技术水平提高的基础上，实现降本增效，费用是指由于使用空气钻井技术而增加的支出，效益则是其使用所带来的支出的减少，两者的差额为技术应用的直接经济效益。

2 空气钻井技术经济效益评价

2.1 空气钻井技术的优势分析

空气钻井的优势在于：

1）空气密度较小，与常规钻井液相比可明显降低对井底地层的压力，可大幅度提高机械钻速，缩短钻井周期。

2）常规泥浆密度大于1.00g/cm³，当泥浆压力大于地层压力时，容易出现井漏。气体钻井过程中，气柱压力远小于地层压力，能有效地避免井漏的发生。

3）气体钻井井底呈负压差，较小钻压即可大幅度提高机械钻速，提高了钻头的破岩效率，延长了钻头的使用时间。

4）气体钻井作业过程中避免了钻井液造成的污染，工作环境也变得清洁卫生。空气取之不尽，川东北地区井位多在山区，供水困难，环境保护难度大、代价高，使用空气钻井技术可节约用水、减少污染，有利于环境保护。

2.2 钻井成本动因分析

成本动因是指决定成本发生的重要的活动或事项。一般而言，成本动因支配着成本行动，决定着成本的产生，并可作为分配成本的标准。

根据成本发生的动因，可将钻井工程发生的成本划分为4种：

1）与井口数有关的费用，如施工补偿费、水电讯工程费、设备校安费等。

2）材料费，这类成本费用的特点是能量价分离，消耗数量多费用高、消耗数量少则费用低，钻井工程的材料费包括钻头、泥浆、油料、其他材料、套管、套管附件、水泥、水泥添加剂等。在钻前工程和完井工程中耗费的材料数量不多，直接计入其他材料费用项目中。

3）与时间有关的费用，其特点是随时间的延长而增加，如钻机日费，随钻机动用时间的增长而增加。钻机日费包括设备折旧、人员成本、设备修理费、耗材运费、营地费、第三方服务费、HSE费、管理费、风险费、钻具租赁费、井控设备租赁费。对于同样的钻机，钻进日费、待命日费、钻机中途测试日费和试油日费不同。

以上3项之和构成钻井的直接费用。

4）按直接费用的一定比例计提的费用。如分摊的企业管理费、科技进步费、HSE费，分别按直接费用的6％、1.5％、0.5％计提，合计为8％；风险、利润计提的基础是直接费用、企业管理费、科技进步费、HSE费几项之和，提取比例合计为11％。

经过这样的划分，新技术应用的经济效益就可按照 “有无对比” 增量分析的原则，通过新技术应用后各成本动因的变动来推算成本的增减，只要掌握前3种动因的变化量就可以推算出技术应用产生的效益，具体计算公式如下：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：m_i0为新技术使用前第i种材料的消耗量；p_i0为新技术使用前第i种材料的价格；m_i1为新技术使用后第i种材料的消耗量；p_i1为新技术使用后第i种材料的价格。

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：△d_i为第i项服务消耗的时间变化量；r_i为第i项服务的费率。

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

发生事故、复杂等工程故障时，其损失包括两部分：(1)发生工程事故到解除事故正常运转时耽误的钻井时间；(2)处理事故所用的专用材料及直接损失的钻具等费用。

其计算公式为：

故障损失＝故障处理专用材料费用＋事故报废钻具平均残值＋故障损失钻井周期×钻机日费

2.3 空气钻井费用效益的识别

2.3.1 空气钻井增加的支出（费用）

目前，由于使用空气钻井而增加的支出主要由以下部分构成：

1）设备动迁费；

2）专用井口设备及技术服务费；

3）钻机作业日费：

钻机作业日费＝空气钻机工作时间×空气钻井钻机日费率

4）空气钻井设备待命日费：

空气钻井设备待命日费＝空气钻机待命时间×空气钻井钻机待命日费率

5）空气钻井设备燃油费，目前的空气钻井合同中，空气钻井设备的燃油费都按照实际消费额由被服务方承担。

燃油费＝空气钻机工作时间×燃油每天消耗量×燃油价格

6）由于以上项目的增加而增加的管理费，按式（4）计算。

2.3.2 空气钻井减少的支出（效益）

1）缩短钻井周期带来的效益：

缩短钻井周期带来的效益＝空气钻井比泥浆钻井缩短的钻井周期×泥浆钻井钻机日费

2）减少钻头使用带来的效益：

减少钻头使用带来的效益＝空气钻井比泥浆钻井减少的钻头使用×钻头单价

3）防止井漏，减少泥浆消耗带来的效益：钻井过程中发生漏失是钻井生产的世界级难题。实施气体钻井，钻井介质由钻井液变化为空气解决了钻进中的井漏问题。该部分效益的估算，应该在调查附近地区空气钻井井段相同层位、大致深度的井漏情况的基础上进行，通过调查井漏复杂发生的概率和平均的漏失量来计算空气钻井避免的潜在损失。

4）间接费用的下降，按照式（4）计算。

3 综合评价指标体系的建立

从勘探开发对钻井工程的需求来看，钻井既要按设计要求钻到目的层位，提供合格的井眼，在钻井过程中还要控制时间和原料的消耗，实现效益最大化，同时还要兼顾健康、环保和安全方面的更高要求。这些要求互相关联、互相牵制，有些同向升降，有些此消彼长，共同决定着钻井技术的应用效果。目标和效果都具有多维性的系统，追求的是效果的整体优化，而不是某一项或几项指标的最优，单纯基于技术应用效果或财务指标的考核，不能体现技术应用的全部效果，对于空气钻井技术应用的综合评价必须要结合勘探开发对钻井的需求，对技术应用效果进行全方位、多角度的考察。

结合勘探开发对钻井技术的需求，可以建立以下的评价指标体系，对钻井施工过程进行综合评价：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

运用层次分析法对子系统及其构成要素确定权重，通过一定的数学模型将多个评价指标值“合成” 为一个整体性的综合评价值，对目标技术进行综合评价。

4 老君1井空气钻井经济效益的测算

老君1井是中国石化采用空气钻井的第一口井，空气钻井井段：762.00～3253.70m，进尺：2491.7m，空气钻井地层为蓬莱镇组至千佛崖组，空气钻井工作时间：23d，纯钻时间：219.08h，平均机械钻速：11.37m/h，同比邻井相同井段，空气钻井比钻井液钻井平均机械钻速提高了7倍，该井段比设计钻井周期减少105.14d，节约11只钻头。

4.1 使用空气钻井增加的支出

1）设备动迁费：22万元。

2）空气钻井专用井口设备及技术服务费：70万元。

3）钻机日费：φ311～φ316mm井眼，空气钻井作业日费：8万元/天（不含燃油），

空气钻井23天：23×8＝184万元

4）设备待命日费：4万元/天（钻井过程中正常的非进尺时间不算待命）。空气钻井过程中发生了3次钻铤断裂事故，损失时间74h。

74/24×4＝12万元

5）燃油费：23×5.8×4700＝63万元

6）由于以上各项增加而增加的管理费：351×0.08＋351×（1＋0.08）×0.11 ＝69.78万元

费用合计为420.78万元。

4.2 使用空气钻井减少的支出

1）由于钻井周期缩短减少的70d钻机作业日费

10.65×105.14＝1119.74万元

按照2007年中国石化集团公司颁布的川东北地区钻机定额标准，70d钻机常规钻井液常规钻井作业日费定额为100541.79元，实际上大部分井的消耗远大于此值，取保守数据10.05万元，另外加0.6万元的录井日费。

2）钻头费用：11×4.33＝47.6万元

3）减少的井漏费用：川东北地区地质构造复杂，钻探过程中，中上部地层硬度大，构造陡，地层破碎，断层多，裂缝孔隙发育，产层多，同一裸眼井段压力系数相差悬殊，井漏频繁，已钻构造均发生不同程度的井漏，98％的完钻井有井漏显示。据统计，沙溪庙组至石炭系各层均有不同程度的井漏，其中沙溪庙组、须家河组、飞仙关组及长兴组井漏最频繁。通过对本空气钻井的井段（蓬莱镇组至千佛崖组）井漏复杂情况进行统计调查，运用 “有无对比法” 推算如果没有空气钻井可能发生的漏失量。对川东北地区81口井的243次井漏复杂情况进行统计调查发现，这81口井中在调查层段没有发生井漏的有9口，发生井漏的概率为91.9％，不发生井漏的概率为8.1％，其余74口井的平均漏失量为610.62m³。

按照概率统计的方法计算空气钻井减少的泥浆潜在消耗量为：611×0.919 ＋0×0.081 ＝561.5 m³

按照该地层常用泥浆的密度和成本价格，按1300元/m³估算，则漏失泥浆费用为：

561.5×1300＝729950元

防治井漏，减少泥浆消耗带来的效益约为73万元。

上述3项合计：1240万元。

4）减少的间接费用：据式（4）计算得：1240×0.08＋1240×（1＋0.08）×0.11＝246.52万元

效益合计为：1486.51万元。

4.3 老君1井使用空气钻井产生的净收益

效益与费用之差：1486.51-420.78＝1065.73万元

该指标说明，空气钻井技术的应用使得老君1井的单井成本降低了1065.73万元。

空气钻井投入收益率＝空气钻井应用净收益/空气钻井增加的支出

1065.73/420.78＝2.53

4.4 效益结构分析

分析其经济效益可发现，空气钻井产生的经济效益，有90.3％来自日费的节约，有9.7％来源于材料消耗的减少。

4.5 效益敏感度分析

针对空气钻井技术经济效益的主要影响因素，即钻速、空气钻井日费率、材料价格，进行敏感性分析，可以发现，在变化率相同的情况下，经济效益最敏感的因素是钻速，其次为钻井日费率，对钻头和柴油价格的敏感度较低。计算结果见表1至表3。

表1 经济效益对机械钻速的敏感性分析

表2 经济效益对钻机日费率的敏感性分析

表3 经济效益对钻头价格的敏感性分析

另外，钻井速度加快，可以节约石油工程投资，使油田提前投产，提高油田项目的最终收益。利用某油田的产量曲线，利用净现金流法，计算该油田净收益发现，提速前为1623.4万美元，提速后为1976.6万美元，提高了最终收益。

5 结论与认识

通过空气钻井技术增加的支出与减少支出的对比发现，空气钻井的使用不仅大幅度提高了机械钻速，而且产生了较好的经济效益，降低了单井成本，实现了提速又提效。空气钻井经济效益绝大部分来源于钻速提高引起的钻井周期的缩短，老君1井是采用空气钻井工具的第一口井，钻进中采用的下部钻具组合还在摸索阶段，在前期发生了3次钻铤断裂事故，复杂的处理降低了钻井时效，随着空气钻井使用经验的逐渐积累，此类复杂情况会逐渐减少，而经济净收益对机械钻速和纯钻时效的敏感性最大，随着这两项的提高，经济效益将会有明显的提升。

运用这种方法进行空气钻井经济效益的测算，只需掌握技术指标就能推算出经济效益，而且计算简单，方法运用的关键在于科学地识别费用与效益，在统一口径的基础上，完整全面地进行费用与效益的比较。

参考文献

［1］任茂，任惠，欧彪，等.浅谈川东北地区堵漏技术.断块油气田［J］.2008，15（6）：105～108.

［2］王维斌，马廷虎，邓团，等.川东宣汉—开江地区恶性井漏特征及地质因素.天然气工业［J］.2005，25（2）：1～3.

［3］张东清，刘新义.气体钻井技术在川东北探区的应用.内蒙古石油化工［J］，2008，（10）：384～386.

［4］建设部.建设项目经济评价方法（第三版）［M］.北京：中国计划出版社，2006.

［5］李季.气体钻井技术经济评价方法研究.天然气技术［J］.2009，3：68～71.

［6］陈岳军.老君1井空气钻井技术.西部探矿工程［J］.2007，（1）：77～79.

❻ 首次将国内7000米以上超深水平井钻井周期控制在300天以内的是哪口井

2014年12月29日，年度之交，继元坝净化厂试车投产成功之后，元坝气田再传捷报：又一口令人瞩目的重点井—元坝102-3H井顺利完钻，超过设计井深100米，提前设计周期93.83天，首次将国内7000米以上超深水平井钻井周期控制在300天以内。

钻井深度7728米，钻井周期282.17天，全国超深海相水平井用时最短。

全井机械钻速3.14米/小时，较设计提高58.59%，中石化超深海相水平井机械钻速最高。

重庆钻井70138井队在先后施工了阆中1、阆中2、元坝29-2H井等提速“状元井”后，再次打破自己创下的纪录，征服了世界级难题，创造了元坝乃至中国石化钻井新速度。

70138井队这支元坝标杆队伍，一次又一次超越自我，不是偶然......

无缝衔接争分秒

生产组织环环扣，施工过程步步跟。生产运行衔接不好，就是最大的时间浪费。缩短辅助时间，堵塞钻井环节漏洞，无缝衔接各施工工序，是提速提效的关键。

推行减辅提速，70138井队生产提前组织，每开次、每个环节的物资、工具都超前计划，并分工落实到人、到岗，每天、每周召开生产会督查落实情况。

搞好与配合施工方的配合协调，定期与测井、录井、固井、定向井等单位沟通，每个工序节点提前协调，让协作方提前知晓施工进度，提前做好施工准备，避免单位间沟通不好损耗协调时间。

每月、每周均合理编制生产计划，从提高计划的科学性、合理性和可操作性入手，瞄准本行业和元坝工区最好水平，找出生产组织的不足，找到差距，取长补短，提高运行效率。

岗位间强化配合协调，缩短辅助作业时间。一方面实行现场操作培训，提升规范操作水平；另一方面对操作人员科学定位，例如起下钻，钻井站位、在什么角度操作，都明确规定，确保配合安全顺畅。仅接单根一项，通过精细的密切配合，加一根单根由原来的4分钟缩短至2.5分钟，每趟起下钻可节约时间6小时，全井节约时间就达10余天。

科学交叉作业，缩短中间作业时间。在不影响安全生产的前提下，接防喷管线、装井控设备等每开次完钻后的特殊作业，与正常钻进同时进行。一开正常钻进时组织人员接好防喷管线，二开正常钻井时完善基墩等。全井各开次特种作业时间由工区130余天的平均水平，缩短至100天内。

抓实安全保进度

没有安全，提速提效就是纸上谈兵。

重庆钻井70138井队坚持“不安全的进尺一米不要，杜绝事故就是最大的提速提效”施工理念，倡导“我的岗位无隐患，我的操作无违章”，让安全“红绿灯”随时高挂，让现场员工时刻绷紧安全弦。

每天配好“安全套餐”，利用班前会学习一个事故案例，普及一个安全知识，下发一个安全提示单，内容包括当班潜在风险、安全知识、事故案例，并提出防范措施。

每班安全隐患“大扫除”，交接班检查、例行巡检、岗位自查、班组长巡查，让安全隐患无处遁形；查出安全隐患不拖延、不推诿，立即整改。交接班隐患排查不到位、整改未落实，拒绝接班。

每周逐项排查隐患，安全设施、安全演练、安全防护等均是排查范围，由井队主要领导牵头，大班人员、班组长交叉，查出问题先定措施，再追究岗位、班组责任。

每周一次安全例会，剖析事故案例，工作计划、任务安排、操作执行，安全注意事项全部贯穿其中；新老工人搭配，在做好技术指导和安全监督的同时，重点帮扶安全意识和技能提升。

元坝102-3H井施工期间，共查出隐患288项，安全生产实现了零事故，为提速提效奠定了坚实基础。

创新科技添羽翼

集全力开展科技攻关，重点在技术优化、创新、引进等环节下功夫，坚持技术方案“最优化”，执行效果“最强化”，创新提出“六优”法则，成效显着，攻破了多个提速瓶颈。

每开次、每井段，有针对性的优化技术措施；钻井参数的变化随钻记录，优化分析，及时提供可靠对策；优选钻井工具，将工具的功能发挥到极限；优化钻井参数，适时调整，追求更好；优化成熟工艺技术并推广应用，极限发挥；优选新工艺新技术，大胆尝试，稳步探索。

成熟配套技术全面应用，新工具新技术择优试用，单项指标顺势而为，综合指标稳步提升。

一开优选钻头泡沫钻进，单只钻头一次性完成一开702米施工，机械钻速高达5.88米/小时。

二开应用空气钻井进尺2237米，钻井周期11.25天，中完作业用时15.83天，创元坝区块二开空气钻用时最短、施工周期最短新纪录。

三开陆相地层优选扭力冲击器钻进，最高机械钻速6.36米/小时，日进尺最高130.3米，创元坝工区日进尺最高纪录；三开珍珠冲井段施工孕镶金刚石钻头+高速螺杆，单只钻头进尺277.4米，创元坝工区相同地层单只钻头进尺最长、机械钻速最高纪录。三开钻井周期仅89.5天，较设计提前78.5天，是元坝超深水平井三开用时最短井，打破了元坝区块陆相提速的瓶颈。

四开优选钻井参数，发挥常规工艺和工具的极限，钻井周期41.17天，平均机械钻速2.97米/小时，创元坝工区海相水平井四开钻井周期最短、平均机械钻速最高纪录。

五开应用PDC+螺杆符合钻进，强化随钻监测和参数优化，钻井周期39.57天，平均机械钻速4.42米/小时。元坝102-3H井先后创造各类纪录13项，其中全国纪录1项，中石化纪录1项。

一串串新纪录，为元坝气田建设新乐章增添了一串串美妙的音符，谱写了中国石化钻井施工的新篇章

❼ 部落冲突中黑油钻井提速一次需要多少钻石

提速一个黑油钻井是40，不过建议不要提速，提速了资源就多被打的几率大

❽ 墨西哥EPC区块优快钻井技术

一、内容概述

墨西哥EPC项目地处墨西哥东部的EPC（Ebano-Panuco-Cacalilao）区块，主要开发层位为白垩系Kan层，主要岩性为灰岩。由于该区块已开发一个多世纪，高含水及低压、低渗、低产是该地区面临的主要问题。目前，该区块所钻井均设计为小井眼ϕ152.4mm中短半径水平井，造斜率（40°～60°）/100 m，垂深400～700m，水平段长约400m，目的层钻进采用充氮气欠平衡钻进方式。

施工初期，所用动力钻具在高造斜率情况下无法进行复合钻进，造成起下钻频繁，钻井周期延长。该区块采用欠平衡钻井技术钻进目的层，对无线随钻测量仪器和钻井液性能的要求较高。为提高钻井速度，缩短钻井周期，降低钻井成本，研制了可复合钻进的新型大角度动力钻具，选择了合适的随钻测量仪器，优选了钻进参数并优化了钻井液性能，形成了一套适用于墨西哥 EPC 区块的优快钻井配套技术。EPC区块钻遇的地层为KM、KSF和Kan层，地质构造复杂，有断层、裂缝，易发生井漏、井涌等井下故障，个别地层含硫化氢，在KM层底部存在较高压力的气层，需要下入技术套管进行封隔。

在钻井过程中，除了存在普通小井眼钻井的技术难点以外，还面临以下技术难点：①早期，国内没有适用于浅层小尺寸中短半径水平井复合钻进的大角度动力钻具。施工中，多次起钻换动力钻具，大大延长了定向施工周期。②个别层位压力较高，钻进过程中会发生边钻进边点火放喷的现象，更换合适的动力钻具和倒装钻具比较困难。③目的层钻进时，采用充氮气欠平衡方式钻进，无法使用依靠钻井液传递脉冲信号的常规测量仪器。④造斜点浅，钻压传递困难，易出现托压现象，尤其在水平段钻进过程中更加明显，更易导致井下其他故障的发生。⑤使用普通PDC钻头钻进时，工具面对钻压较为敏感。钻压太小，机械钻速较低；钻压稍大就会出现工具面“乱窜”的现象。

1.钻具组合优选

设计造斜点浅，其垂深多在260～400 m，而水平段长约400 m，如何保证钻进过程中钻压的传递是关键。考虑到钻铤刚性较大，进入斜井段后易发生卡钻等井下故障，因而在优选钻具组合时，用加重钻杆代替钻铤；考虑到水平段钻进时的加压问题，适当倒装钻具，解决了钻进过程中钻压传递困难的问题。

现场施工时，钻具组合需满足以下2个条件：一是保证完钻时所有加重钻杆位于井斜角小于50 °的井段；二是保证震击器位于井斜角30 °～60 °的井段。

2.钻头优选

滑动定向钻进时，为保持工具面的稳定，选择了贝克休斯公司的HC405 Z型六刀翼PDC钻头。该钻头是一种定向钻头，除了在切削齿大小、数量和角度等方面进行了有利于定向钻进的设计外，在切削齿的根部有“磨损带”，像钻头的“天花板”，可以控制切入地层的深度，从而在钻进过程中产生平稳的扭矩，不至于使螺杆钻具出现失速现象。图1是普通PDC钻头和定向PDC钻头螺杆扭矩与钻压的关系对比图。从图1可以看出，与普通PDC钻头相比，定向PDC钻头能够产生稳定的扭矩。由于定向PDC钻头在钻进速度和使用时间上都有PDC钻头的特点，能够很好地匹配地层特性，因此，较适合于EPC区块小井眼中短半径水平井钻井。

图1 两种PDC 钻头扭矩与钻压的关系

3.动力钻具优选

EPC油田生产井的造斜率为（40° ～60°）/100 m，需要1.75° ～2.25°大角度单弯动力钻具才能达到造斜要求。通常情况下，这种大角度动力钻具不可以进行复合钻进，在定向过程中需要根据实际造斜要求，多次起下钻更换不同角度的动力钻具来达到设计造斜率。为了能够减少起下钻次数，根据钻具的造斜率与动力钻具的弯曲角及长度等相关理论，与国内动力钻具厂家联合研制出了1.75 °～2.25 °适合浅层小尺寸中短半径水平井可复合钻进的动力钻具，不但满足了施工井造斜段的要求，而且在进入水平段后不用起钻更换小角度动力钻具，这样就使一趟钻钻完全部斜井段成为可能。

该动力钻具具有以下特点：①动力钻具按角度分为1.75°、2.00°和2.25°3种，可根据不同的设计造斜率选择相应角度的动力钻具，以满足墨西哥EPC区块施工井造斜率的需要，使用寿命大于120 h；②本体不带稳定器，弯壳体、旁通阀和轴承等关键部件采用特殊材料进行了加固或加厚，这种设计不但有效减小了复合钻进过程中的扭矩，而且不会因扭矩增大而产生断裂或紧扣。十几口井的施工经验证明，这3种型号的大角度单弯动力钻具能够满足现场需要。

4.无线测量仪器优选

EPC区块目的层采用充氮气欠平衡钻进，基于钻井液脉冲传输信号的常规测量仪器无法使用。由于电磁波无线随钻测量仪的电磁波信号主要依靠地层介质来传输，井下仪器将测量数据加载到载波信号上，测量信号随载波信号由电磁波发射器向四周发射，地面检波器将检测到的电磁波中的测量信号卸载，之后通过解码、计算得到测量数据。因此，选用电磁波无线随钻测量仪器E-LINK MWD实时监测井下数据。

E-LINK MWD的主要性能参数为：抗压强度140 MPa；工作温度0～150℃；震击极限2000 g/m；振动极限15 g；含砂量小于0.5；钻井液密度无要求；钻井液固相含量无要求；最佳施工地层电阻率10～20Ω·m。

E-LINK MWD主要具有以下特点：①数据传输速度快，仪器故障率较低；②适用于普通钻井液、泡沫钻井液、空气钻井和激光钻井等钻井施工中传输定向和地质资料参数；③当地层电阻率为10～20Ω·m时，在井下不加信号放大器的情况下，最大钻进垂深可达2700 m。

5.钻井液性能优化

为尽可能减小对地层的污染，且要具备足够的携岩能力和便于返出后分离油气，有效提高钻井液润滑性能，降低摩阻系数，该油田油井多采用QMAX公司的无固相钻井液体系钻进。该钻井液体系抑制能力强，维护简单，性能稳定。根据地层有断层、裂缝易发生井漏、井涌等复杂情况及充氮气影响钻井液携岩能力等特点，对钻井液性能进行优化，优化后的主要性能参数为：密度1.0～1.03kg/L，塑性黏度8mPa·s，动切力0.4Pa。根据井下需要加入润滑剂，保证钻井液的润滑性，满足中短半径水平井钻井的要求，为高造斜率井段安全、高效定向钻进创造条件。

6.其他工程技术措施

合理选择侧钻点。目前，墨西哥EPC区块所钻井均三开打导眼，填井侧钻。侧钻点的选择需要考虑两方面内容：①侧钻点距离二开套管底部18 m以上，以防止E-LINK MWD受磁干扰，无法工作；②在满足井眼造斜率要求的基础上，造斜率越低，使用的动力钻具角度越小，井下越安全。

确定最佳的钻井液排量。结合测量仪器和螺杆钻具的性能、特点，确定最佳的钻井液排量，使仪器、螺杆钻具一直处于最佳的工作状态，同时达到充分携岩以及彻底净化井眼的效果。EPC区块的最佳排量为19 L/s。

确定合理的钻压。在增斜段，动力钻具对钻压及加压方式十分敏感。在钻井过程中，钻压20～30 kN，同时采用连续加压、快速间断加压等方法，确保工具面稳定，提高施工效率，保证施工安全。在水平段，采用小钻压（30 ～50 kN）、低转速（小于35 r/min）复合钻进，既可以提高机械钻速，又能避免井下大角度动力钻具复合钻进时发生故障。

随钻震击器的使用。随钻震击器具有两方面的作用：一方面随钻震击器处于钻具组合中，方便处理卡钻事故，有利于安全钻进；另一方面，水平段后期钻进时，过大的摩阻使钻压很难传递到钻头，钻具的大部分重量加到震击器上，通过震击器向下震击传递钻压，推动钻头前进，提高滑动钻进速度。

二、应用范围及应用实例

2010年，EPC区块10口井应用了该优快钻井技术，除其中1口井因动力钻具实际造斜率达不到设计造斜率，起钻更换钻具外，其他9口井从造斜点至完钻，均一趟钻完钻，总进尺5738.60 m，平均钻速由应用优快钻井技术前的3.50 m/h提高至10.16 m/h，钻井提速效果显着。

以E-1071 H井为例，介绍现场应用情况。E-1071 H井的设计井身结构如图2所示。

图2 E-1071H井井身结构设计

该井采用“直-增-稳”三段制井身剖面。该井三开钻完直导眼后填井侧钻，为了不影响E-LINK-MWD仪器的正常工作，侧钻点选在井深288.00 m处，距离二开套管底部18 m。

E-1071井所采用的钻具组合为：ϕ152.4mm PDC钻头×0.24m＋ϕ120.0mm 1.75°单弯螺杆×6.30m＋331×310回压凡尔×0.61m＋120.0mm无磁钻铤×9.05m＋120.0mm无磁悬挂短节×1.45m＋ϕ88.9mm斜坡钻杆×422.40m＋ϕ88.9mm 加重钻杆×19.00m＋ϕ120.0mm震击器×9.29m＋ϕ88.9mm 加重钻杆×260.00 m＋ϕ88.9mm钻杆。

可以看出，应用优快钻井技术前，从侧钻点至水平段完钻，平均需要4趟钻，应用后仅用1趟，平均钻速从3.68 m/h提高至12.84 m/h。以国际市场钻井成本1 500美元/h计算，应用优快钻井技术后，每米钻井成本节约289美元。可见，应用优快钻井技术大大减少了施工环节，避免了起钻过程中发生的很多井下复杂情况，缩短了钻井周期，提高了钻井时效，降低了钻井成本。

三、资料来源

许孝顺.2011.墨西哥EPC区块优快钻井技术.石油钻探技术，39（5）

❾ 中国石油化工集团公司的公司业务

截止2011年末，中国石化是中国国内第二大油气生产商。公司油气勘探开发区块位于中国东部、西部和南部地区。截至2011年12月31日，拥有297个区块勘探许可证，探矿权总面积96.68万平方千米，持有192个区块开采许可证，采矿权总面积2.03万平方千米。
2011年，公司全年共新增油气可采储量410.73百万桶油当量，其中新增原油可采储量280.92百万桶，新增天然气可采储量7788.19亿立方英尺。全年共生产原油321.73百万桶、天然气5169.4亿立方英尺。胜利油田是公司最重要的原油生产基地，2011年共生产原油194.11百万桶。
截至2011年12月31日，公司剩余油气可采储量为3966.21百万桶油当量，其中原油2848.10百万桶，天然气67086.80亿立方英尺。
2011年底，公司启动了胜利油田、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和非常规油气增储上产五大会战。
2016年1月6日，中石化集团宣布，其部署在北部湾海域的“涠四井”已于1月5日顺利完成两层含油层测试，并试获高产油气流，日产油气超过千吨。其中对目的 层段第一层测试，获得日产自喷高品质原油1458立方米（约等于1264吨）、天然气7.18万立方米，第二层试获日产自喷高品质原油1349立方米（约 等于1184吨）、天然气7.6万立方米，创中石化海域油气勘探单井最高纪录，也是近十年来国内罕见的高产测试探井，给北部湾海域未来的勘探突破带来了新希望。
公司2009-2011年勘探及开采生产营运情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油产量（百万桶） 321.73327.85327.62(1.9)其中：中国303.37302.18301.150.3非洲18.3625.6726.47(28.5)天然气产量（十亿立方英尺）517.07441.39299.0117.1油气当量产量（百万桶油当量）407.89401.42377.451.6剩余原油探明储量（百万桶）28482,8882,920(1.4)剩余天然气探明储量（十亿立方英尺）67096,4476,7394.1剩余油气探明储量（百万桶油当量）39663,9634,0430.12013年，公司全年新增常规油气矿权区块20个、面积9万平方千米，新增列页岩气矿权区块15个、面积4.9万平方千米。新增石油经济可采储量4414万吨、替代率100.8%；新增天然气经济可采储量109亿立方米、替代率64%。
2013年，公司全年生产原油4378万吨，上产60万吨；生产天然气187亿立方米（含页岩气1.4亿立方米），上产18亿立方米。新建原油产能519万吨、天然气产能24.4亿立方米（不含页岩气）。 油品炼制 截止2011年末，中国石化是中国最大的石油炼制商，也是中国最大的石油产品生产商，石油炼制能力位居世界第二，主要产品有汽油、煤油、柴油、润滑油等。三个炼化企业集群主要分布于东南沿海、长江中下游和华北等中国经济最活跃、最发达的地区，地理位置优越，交通运输便利，市场需求旺盛，为中国经济发展提供源源不断的动力。2011年底，中国石化一次加工能力达2.47亿吨。
公司2009年-2011年炼油生产情况： 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)成品油总经销量（百万吨）217.37 211.13 186.58 3.0 汽、柴、煤油产量（百万吨）128.00 124.38 113.69 2.9 其中：汽油（百万吨）37.10 35.87 34.43 3.4 柴油（百万吨）77.17 76.09 68.86 1.4 煤油（百万吨）13.73 12.42 10.39 10.5 化工轻油产量（百万吨）37.38 35.00 26.87 6.8 轻质油收率(%)76.08 75.79 75.54 提高0.29个百分点 综合商品率(%)95.09 94.83 94.53 提高0.26个百分点 2013年，公司全年累计加工原油2.34亿吨，增长4.8%；生产成品油1.41亿吨，增长5.2%；生产化工轻油3823万吨，增长4.9%。
通过优化生产方案，调整工艺操作，增产汽油、航煤、沥青等高价值产品，减产柴油、商品重油、石油焦等低附加值产品，取得显着成效。生产汽油4594万吨，增长11.8%，超加工量增幅7个百分点。生产航煤1743万吨，增长16.1%，超加工量增幅11.4个百分点。生产沥青772万吨，增长24.0%，超加工量增幅19.1个百分点。生产柴油7748万吨，降低0.4%，低于加工量增幅5.2个百分点。生产石油焦1380万吨，增长1.8%，低于加工量增幅3个百分点。
2013年4月24日，中国石化1号生物航煤在上海虹桥机场成功试飞。2014年2月12日，中国民用航空局正式向中国石化颁发1号生物航煤技术标准规定项目批准书（CTSOA）。中国石化1号生物航煤获得适航许可，这是中国生物航煤事业的新发展、新突破，使中国成为继美国、法国、芬兰之后第4个拥有生物航煤自主研发生产技术的国家，中国石化成为国内首家拥有生物航煤自主研发生产技术的企业。 油品销售 中国石化油品销售主要市场涵盖除台湾省外的中国所有省、自治区、直辖市和特别行政区。
中国石化成品油销售网络主要由三大部分构成。一是中国石化的全资子公司——中国石化销售有限公司及在主要市场内的下属4个大区分公司，承担着中国石化成品油资源的统一平衡、运输协调和直属销售企业以及专项用户的成品油供应任务；二是省级石油分公司（含香港公司）及所属的区域（地市）公司组成的销售网络；三是中国石化在全国范围内与其他成品油经营单位合资组建以及采取特许加盟方式建立的销售网络。
截止2011年末，公司拥有加油站30121座，其中特许经营加油站15座。
2011年，公司境内成品油销量达到1.51亿吨，同比增长7.6 %。
公司2009年-2011年营销及分销营运情况 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)原油加工量（百万吨）162.32 149.23 130.32 8.8 境内成品油总经销量（百万吨）151.16 140.49 124.02 7.6 其中：零售量（百万吨）100.24 87.63 78.90 14.4 直销量（百万吨）33.22 32.40 25.61 2.5 批发量（百万吨）17.70 20.47 19.52 (13.5) 单站年均加油量（吨/站）3,330 2,960 2,715 12.5 于2011年12月31日 于2010年12月31日 于2009年12月31日 本报告年末比上年度年末变动（%） 中国石化品牌加油站总数（座）30,121 30,116 29,698 0.02 其中：自营加油站数（座）30,106 29,601 29,055 1.7 特许经营加油站数（座）15 515 643 (97.1) 截止2011年底，中国石化是中国最大的石化产品生产商和经销商，石化生产厂遍布中国东部、中部及南部等经济、市场发达地区，生产和销售各类石化产品，包括中间石化产品、合成树脂、合纤原料及聚合物、合成纤维、合成橡胶和化肥。本公司的石化产品生产与本公司的炼油业务实现上下游一体化，化工原料（如石脑油）主要由本公司各炼油生产企业提供。本公司绝大部分石化产品均在中国国内市场销售。
截止2011年底，公司主要化工产品产能（含当年新建及扩能改造装置）、产量、市场占有率如下：
乙烯生产企业13家，其中合资公司4家，年末生产能力942.5万吨，实际生产乙烯989.4万吨。合成树脂生产企业30家，年末生产能力1298.86万吨，当年产量1365.2万吨，合成树脂国内市场占有率为22.05%；合成橡胶生产企业5家，装置生产能力93万吨，当年生产合成橡胶99万吨，国内市场占有率为25.1%。合成纤维单体及聚合物生产企业15家，装置生产能力928.64万吨，当年生产合成纤维原料及聚合物938万吨，国内市场占有率为20.33%。合成纤维生产企业8家，涤纶、腈纶、锦纶、丙纶纤维装置生产能力153.46万吨，当年生产合成纤维共138.8万吨，国内市场占有率为4.76%。
公司2009年-2011年化工主要产品产量 单位：千吨 2011年2010年2009年2011年较2010年同比变动(%)乙烯9,894 9,059 6,713 9.2 合成树脂13,652 12,948 10,287 5.4 合成橡胶990 967 884 2.4 合成纤维单体及聚合物9,380 8,864 7,798 5.8 合成纤维1,388 1,393 1,302 -0.4 2013年，公司全年生产乙烯998万吨，乙烯高附加值产品收率增加0.24%，乙烯能耗降低3.95千克标油/吨。 天然气 2013年，公司全年销售天然气168.4亿立方米、增长9.4%；全年销售车用天然气10亿立方米，增长67.5%。 成品油 2013年，公司全年实现成品油经营量1.80亿吨，增长4.0%；境内成品油经营量1.65亿吨，增长3.8%，其中零售量1.14亿吨，自营加油站数量达到3.05万座；境外（香港地区）成品油经营量1457万吨，增长2.9%。
截至2013年底，公司保有中国石化品牌加油站30536座，较上年底减少300座；其中自有加油站30523座，较上年底减少300座。单站加油量提高5.97%。 非油品 2013年，公司全年非油品营业收入达133.5亿元，增长21.4%。
继续以易捷便利店为核心，常态促销与主题营销相结合，增强“易捷”吸引力，全年进店率达4.1%，增长1.9个百分点。精选地方特色商品；大力推广自主品牌产品；推广柴油车尾气处理液，降低柴油车尾气排放；加快洗车网点的开发和建设，新建和改造300座统一形象的洗车点。 燃料油 2013年，公司全年实现经营量2027万吨，同比略有增长。 其他炼油产品 液化气统一销售顺利实施，全年工业气比率达37.4%，提高11.7个百分点。
沥青市场占有率保持国内领先，高铁乳化沥青、硬质沥青、温拌沥青、改性沥青等沥青差异化、高端产品不断扩大。全年沥青销量增长21.5%。
全年润滑油实现经营总量203.6万吨，增长28%；基础油第三方贸易65万吨；工业油销量实现24万吨，增长12%。润滑油市场开拓取得成效，在航天、航空、远洋、高铁等高端领域应用合作取得突破，新增大客户68个，规模客户2300多家。 化工产品 2013年，公司全年完成化工产品经营总量5823万吨，增加388万吨、增长7.1%。 催化剂 2013年，公司全年销售各类催化剂14.7万吨。面对激烈的市场竞争，及时调整优化营销策略，提升市场掌控能力，国内销量再创新高，达13万吨，增长11.1%。 境外油气勘探开发 2013年，公司全年实现权益油气产量3871万吨油当量，增长33.3%。
探井、评价井成功率分别达到54.3%和80%，在巴西深海、哈萨克斯坦、安哥拉等项目勘探成果突出，阿根廷、安第斯、Addax等项目滚动勘探增储显着，为下步勘探部署和国际化经营油气生产奠定储量基础。
2013年，公司成功收购阿帕奇埃及资产1/3权益、美国Chesapeake公司MS页岩资产部分权益，签署安哥拉31区块10%权益收购协议；开展资本运作及资产处置工作，顺利将俄罗斯UDM、哈萨克斯坦CIR和哥伦比亚圣湖能源等项目权益注入石化股份公司，向台湾中油转让缅甸D区块30%权益，适时退出部分资源勘探潜力有限的项目。 境外石油工程技术服务 2013年，公司全年在沙特新签14部钻机服务合同，合同额14.8亿美元，是迄今为止中国石化中标单个合同额最大的海外钻修井项目；成功签署墨西哥EBANO油田综合服务激励型项目合同，合同期30年。全年新签合同额46亿美元，完成合同额29亿美元。海外员工总数27208人，其中中方员工7298人、外籍员工19910人。 境外炼化合资合作 境外炼化投资合作项目稳步推进，沙特延布炼厂项目、阿联酋富查伊拉和印尼巴淡岛仓储项目按计划施工建设。俄罗斯西布尔丁腈橡胶项目完成交割。中国石化润滑油新加坡项目竣工投产。对南非、巴西、柬埔寨等炼油项目开展联合境外炼化合资合作可行性研究。与蒙古国政府签署谅解备忘录，共同研究蒙古国煤制气项目的可行性，跟踪天然气富集国家的天然气化工项目合作机会。与一些国家石油石化公司探讨以中国石化自有技术为主的化工项目。 境外炼化工程技术服务 2013年，公司全年在境外执行项目共25个，其中EPC总承包项目9个，施工类项目16个，国际项目执行能力进一步提升。全年新签合同额34.59亿美元，完成合同额11.45亿美元。在境外执行项目管理和作业人员13792人，其中中国石化员工1481人，国内雇佣及分包人员6526人，国外雇佣及当地分包人员5785人。 境内合资合作 2013年，公司先后成立了中韩(武汉)石化有限责任公司、茂名石化巴斯夫有限公司、茂名新金明石油有限公司、重庆爱维化工有限公司4家中外合资企业，上海高桥丁腈橡胶项目、扬子石化苯酚丙酮合资项目、扬子石化碳九树脂合资项目、九江空分合资项目等取得了阶段性成果，实质性推动了福建古雷炼化一体化项目的进展。
2013年，公司与国内企业的合作得到了进一步加强，先后成立了南京实华油运船务有限公司、中国石化润滑油山东有限公司等中中合资公司，境内合资合作取得积极进展。 国际贸易 全年进口原油18971万吨，原油第三方贸易9500万吨。全年出口成品油798万吨，增长46.4%，成品油第三方贸易1842万吨。
全年实现设备材料、石化产品等国际贸易额31.3亿美元，增长14.7%。
全年实现化工产品进出口和第三方贸易量832万吨，增长4.4%。
催化剂销售方面，聚烯烃催化剂首次出口美国，乙苯脱氢催化剂规模进入台湾，银催化剂首次实现出口，产品稳定供应大的国际石油石化公司，出口销售收入与上年基本持平。
燃料油优化资源采购，严格控制成本，努力扩大海外业务，经济效益良好，全年完成国际化经营销量617万吨。 地球物理技术研发取得重要突破。形成了具有自主知识产权的品牌技术体系—— I 技术体系， 主要包括：精细地震勘探（ I - F i n e）、复杂地区复杂油气藏勘探（ I - C o m p lex）、油藏地球物理（I-Rese r v o i r ） 、海洋地球物理勘探（ I - O f f s h o r e ） 和非常规资源勘探（I-Unconventional）、实验地球物理(I-Experiment)、地球物理装备（ I - E q u i p m e n t ） 、地球物理软件（I-πframe）。首次应用可控震源高效同步滑动扫描采集技术，创国内可控震源施工平均、日产、时效3项最高纪录。
特大型超深高含硫气田安全高效开发技术已形成。井身结构优化、高效破岩工具、欠平衡钻井、精细控压钻井、捷联式自动垂钻、复合钻进、防气窜固井、高压井控等复杂深井超深井优快钻完井关键技术已成龙配套。
钻井提速提效技术效果显着。通过推广应用孕镶金刚石钻头+涡轮钻井技术、扭力冲击器+PDC钻头技术、气体钻井等钻井提速技术，提升了技术效果。
油田化学剂产品研发应用效果明显。高性能水基钻井液体系达国内先进水平；油基钻井液体系逐步完善，基本满足现场要求。低密度、超高密度、微膨胀和韧性水泥浆体系已经成熟。
非常规页岩气井的钻井技术得到很大发展。形成了页岩气长井段水平井钻井、油基钻井液、弹塑性水泥浆固井等工程配套技术。
水平井分段压裂技术取得重大突破。页岩气水平井分段压裂技术初步配套，采用水力泵送桥塞射孔联作技术在涪陵焦石坝地区成功应用16口井，投产13口井，平均单井日产气15万立方米以上，为中国石化页岩气勘探开发的突破做出了特殊贡献。
测井仪器研制取得明显进步。在高温小井眼井下仪器、高抗硫产气剖面井下仪器研制上取得成功，有力支撑了开窗侧钻井及普光气田开发配套的生产需要；水平井分段压裂配套射孔技术取得明显进步。同时，快速平台测井、八扇区水泥胶结测井、泵出存储式测井等成熟技术得到推广应用，在提速提效等方面发挥了重要作用。
录井技术及复杂储层综合评价取得新进展。在拉曼激光气体检测、基于半透膜的油气在线检测技术上完成多口井的应用，对油气实时发现及定量评价形成支撑。复杂储层尤其是页岩气的综合评价能力进一步提升，建立了不同地区的页岩油气参数计算模型及有利储集段的识别和分类标准，为泥页岩油气资源评价如焦石坝储量申报等提供了技术支撑。
海洋工程建设技术取得新进展。“胜利902”铺管船建造工程获全国优秀焊接工程一等奖，东海合作区块海洋工程设计和建造技术研究取得阶段性成果。
石油机械装备新产品研发应用取得新成果。国家科技重大专项“3000型成套压裂装备研制及应用示范工程”项目主体研究工作全面完成，参与涪陵页岩气井压裂现场试验获得圆满成功。等壁厚螺杆钻具技术质量实现突破，针对涪陵页岩气示范区开发个性化钻头与螺杆钻具，提速提效成效显着。连续油管和不压井作业设备研制成功；RDS压缩机技术和质量不断改进，11台6RDS压缩机组在大牛地气田顺利投产。