李想 薛升科 鄭巍 王華

摘要：針對(duì)復(fù)雜斷塊油藏開(kāi)發(fā)中后期剩余油“小而散”極度分散的特點(diǎn)，利用側(cè)鉆井技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)“低成本、高效率”挖掘老區(qū)剩余油潛力。隨著側(cè)鉆小套管井開(kāi)發(fā)的不斷深入，在開(kāi)采工藝方面逐漸暴露出套管內(nèi)徑小、桿管偏磨嚴(yán)重、底水錐進(jìn)及懸掛點(diǎn)漏失等諸多問(wèn)題，且這些問(wèn)題采用常規(guī)井下工具無(wú)法解決。本文通過(guò)對(duì)國(guó)內(nèi)側(cè)鉆小套管井舉升和堵水工藝技術(shù)現(xiàn)狀調(diào)研，設(shè)計(jì)的舉升工藝管柱承壓指標(biāo)達(dá)到20MPa，耐溫120℃，并配套研制了Φ44mm/Φ38mm泵等小直徑工具，有效解決了側(cè)鉆井生產(chǎn)中的系列技術(shù)難題，所研究配套的側(cè)鉆小套管工藝技術(shù)能夠滿足側(cè)鉆小套管井的舉升和堵水工藝需要，具有良好的應(yīng)用前景。

關(guān)鍵詞：側(cè)鉆井;舉升;工藝技術(shù)

隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，油（水）井套管損壞的頻率不斷增加，停產(chǎn)井、報(bào)廢井越來(lái)越多，并且由于主力油層已經(jīng)進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期，調(diào)整挖潛難度增大。因此，充分利用老井眼進(jìn)行套管開(kāi)窗側(cè)鉆，已成為開(kāi)采老油田剩余油，提高區(qū)塊最終采收率的重要技術(shù)措施之一。

1.側(cè)鉆小套管井舉升工藝管柱設(shè)計(jì)

根據(jù)油井動(dòng)液面情況，設(shè)計(jì)兩種不同的舉升工藝管柱，如圖1所示。對(duì)于地層能量比較充足，油井動(dòng)液面高于開(kāi)窗點(diǎn)的井，采用常規(guī)泵，將泵下到大套管內(nèi)生產(chǎn)，其舉升管柱結(jié)構(gòu)和原理與常規(guī)井舉升工藝相同;油井動(dòng)液面在開(kāi)窗點(diǎn)以下井，設(shè)計(jì)小直徑抽油泵，下入小套管內(nèi)生產(chǎn)，配套相適用的防偏磨扶正器，組成小套管井舉升工藝管柱。

2. 側(cè)鉆小套管井舉升參數(shù)設(shè)計(jì)

在一定的泵掛深度條件下，為了滿足油管絲扣抗拉強(qiáng)度和過(guò)流面積要求，對(duì)井下管柱進(jìn)行強(qiáng)度校核，對(duì)管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化。

當(dāng)生產(chǎn)參數(shù)為Φ44mm×1500m×4.8m×6次/min時(shí)，油管自身最大拉伸載荷為119.65k N，假定油管內(nèi)充滿水柱，相應(yīng)的液柱載荷為29.2kN，考慮管內(nèi)液柱交替等因素造成的動(dòng)載荷（井液摩擦平均值為26.2Kg/100m，活塞摩擦≤1.71kN），計(jì)算所得油管所受的最大拉伸載荷為169.62kN，安全系數(shù)1.2，滿足Φ60mm J55平式油管的絲扣抗拉極限載荷。當(dāng)泵深2000米時(shí)，計(jì)算所得油管所受最大載荷為225.78kN，高于Φ60mmJ55平式油管的絲扣抗拉極限載荷220.5kN，小于Φ60mmJ55加厚油管的絲扣抗拉極限載荷319kN。

通過(guò)強(qiáng)度校核后對(duì)管柱組合設(shè)計(jì)為：①尾管在懸掛器之上時(shí)，管柱組合按普通管柱設(shè)計(jì);②當(dāng)尾管在懸掛器之下時(shí)，泵深小于1500m采取Φ60mm平式管，大于1500m則采用Φ60mm加厚油管，井下工具全部采用倒角接箍連接。管柱的基本組成為：Φ73mm+Φ60.3mm+扶正器+管式泵+導(dǎo)錐。

當(dāng)泵徑為Φ44mm、泵深2100米、沖程為4.8m、沖次為6次/min時(shí)，抽油桿應(yīng)力范圍取85%，使用系數(shù)取0.75，由于玻璃鋼抽油桿依賴于進(jìn)口，價(jià)格昂貴 （價(jià)格是D級(jí)桿的兩倍多），根據(jù)我們油田油層深度（一般在2500米以內(nèi)）和供液能力、配產(chǎn)量等情況，D級(jí)桿完全可以滿足初期生產(chǎn)需要，因此我們選用D級(jí)空心抽油桿。計(jì)算折算應(yīng)力為91.31MPa，超過(guò)D級(jí)抽油桿90MPa的許用應(yīng)力條件，因此，我們?cè)诔橛蜅U類型上采用了許用應(yīng)力120MPa高強(qiáng)度的H級(jí)抽油桿。在側(cè)鉆井段，受油管內(nèi)徑限制，為了增加過(guò)流面積，減少活塞效應(yīng)，采用Φ19mm抽油桿與油管匹配采油，另外為了防止卡泵造成倒扣起桿作業(yè)，在抽油桿上安裝特制的抽油桿反扣安全接頭。桿柱的基本組成為：Φ22mm+Φ19mm+扶正器+加重桿+柱塞。

由于側(cè)鉆井是在原有大套管井中開(kāi)窗側(cè)鉆，不但井存在一定井斜且又采用小套管完井，使得油井在舉升開(kāi)采過(guò)程中井下生產(chǎn)管柱受力情況更加復(fù)雜，將會(huì)產(chǎn)生了一系列桿管偏磨、桿柱斷脫和卡泵等現(xiàn)，因此側(cè)鉆小套管井舉升管柱中必須配套合理的防偏磨工具，才能保證井的長(zhǎng)期有效開(kāi)采。對(duì)側(cè)鉆小套管井，桿管柱彎曲最大撓度發(fā)生在懸掛器位置，也是桿管偏磨最嚴(yán)重處，其次就是穩(wěn)斜段。

已知該井造斜點(diǎn)位置為2000m，700～975m為造斜段，975m以后為直斜段，井斜角為23.6°，下泵深度 Hf=1800m，采用Φ44 斜井空心抽油泵，優(yōu)化后的桿柱組合為1"×7/8"×3/4"（23%×25%×52%），抽油桿接箍外徑依次為Φ55mm、Φ46mm、Φ42mm，井液密度為0.8Kg/m3，沖程 5m，沖次 3min-1，油管內(nèi)徑為Φ76mm，扶正器外徑為Φ69mm，扶正器與油管內(nèi)壁的摩擦系數(shù)為 0.15，動(dòng)液面為1550m，井口回壓為0.4MPa，原油粘度為2000mpa.s，抽油泵與襯套之間的配合間隙為0.000565mm，抽油泵為2個(gè)游動(dòng)閥。

3.結(jié)論

通過(guò)對(duì)側(cè)鉆小套管井舉升工藝設(shè)計(jì)的管柱承壓指標(biāo)達(dá)到20MPa，耐溫120℃，并配套研制了小直徑工具，有效解決了側(cè)鉆井生產(chǎn)中的系列技術(shù)難題，滿足側(cè)鉆小套管井的舉升和堵水工藝需要。

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