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摘要：针对复杂断块油藏开发中后期剩余油“小而散”极度分散的特点，利用侧钻井技术能够实现“低成本、高效率”挖掘老区剩余油潜力。随着侧钻小套管井开发的不断深入，在开采工艺方面逐渐暴露出套管内径小、杆管偏磨严重、底水锥进及悬挂点漏失等诸多问题，且这些问题采用常规井下工具无法解决。本文通过对国内侧钻小套管井举升和堵水工艺技术现状调研，设计的举升工艺管柱承压指标达到20MPa，耐温120℃，并配套研制了Φ44mm/Φ38mm泵等小直径工具，有效解决了侧钻井生产中的系列技术难题，所研究配套的侧钻小套管工艺技术能够满足侧钻小套管井的举升和堵水工艺需要，具有良好的应用前景。
关键词：侧钻井;举升;工艺技术
随着油田开发的不断深入，油（水）井套管损坏的频率不断增加，停产井、报废井越来越多，并且由于主力油层已经进入高含水开发后期，调整挖潜难度增大。因此，充分利用老井眼进行套管开窗侧钻，已成为开采老油田剩余油，提高区块最终采收率的重要技术措施之一。
1.侧钻小套管井举升工艺管柱设计
根据油井动液面情况，设计两种不同的举升工艺管柱，如图1所示。对于地层能量比较充足，油井动液面高于开窗点的井，采用常规泵，将泵下到大套管内生产，其举升管柱结构和原理与常规井举升工艺相同;油井动液面在开窗点以下井，设计小直径抽油泵，下入小套管内生产，配套相适用的防偏磨扶正器，组成小套管井举升工艺管柱。
2. 侧钻小套管井举升参数设计
在一定的泵挂深度条件下，为了满足油管丝扣抗拉强度和过流面積要求，对井下管柱进行强度校核，对管柱结构进行优化。
当生产参数为Φ44mm×1500m×4.8m×6次/min时，油管自身最大拉伸载荷为119.65k N，假定油管内充满水柱，相应的液柱载荷为29.2kN，考虑管内液柱交替等因素造成的动载荷（井液摩擦平均值为26.2Kg/100m，活塞摩擦≤1.71kN），计算所得油管所受的最大拉伸载荷为169.62kN，安全系数1.2，满足Φ60mm J55平式油管的丝扣抗拉极限载荷。当泵深2000米时，计算所得油管所受最大载荷为225.78kN，高于Φ60mmJ55平式油管的丝扣抗拉极限载荷220.5kN，小于Φ60mmJ55加厚油管的丝扣抗拉极限载荷319kN。
通过强度校核后对管柱组合设计为：①尾管在悬挂器之上时，管柱组合按普通管柱设计;②当尾管在悬挂器之下时，泵深小于1500m采取Φ60mm平式管，大于1500m则采用Φ60mm加厚油管，井下工具全部采用倒角接箍连接。管柱的基本组成为：Φ73mm+Φ60.3mm+扶正器+管式泵+导锥。
当泵径为Φ44mm、泵深2100米、冲程为4.8m、冲次为6次/min时，抽油杆应力范围取85%，使用系数取0.75，由于玻璃钢抽油杆依赖于进口，价格昂贵 （价格是D级杆的两倍多），根据我们油田油层深度（一般在2500米以内）和供液能力、配产量等情况，D级杆完全可以满足初期生产需要，因此我们选用D级空心抽油杆。计算折算应力为91.31MPa，超过D级抽油杆90MPa的许用应力条件，因此，我们在抽油杆类型上采用了许用应力120MPa高强度的H级抽油杆。在侧钻井段，受油管内径限制，为了增加过流面积，减少活塞效应，采用Φ19mm抽油杆与油管匹配采油，另外为了防止卡泵造成倒扣起杆作业，在抽油杆上安装特制的抽油杆反扣安全接头。杆柱的基本组成为：Φ22mm+Φ19mm+扶正器+加重杆+柱塞。
由于侧钻井是在原有大套管井中开窗侧钻，不但井存在一定井斜且又采用小套管完井，使得油井在举升开采过程中井下生产管柱受力情况更加复杂，将会产生了一系列杆管偏磨、杆柱断脱和卡泵等现，因此侧钻小套管井举升管柱中必须配套合理的防偏磨工具，才能保证井的长期有效开采。对侧钻小套管井，杆管柱弯曲最大挠度发生在悬挂器位置，也是杆管偏磨最严重处，其次就是稳斜段。
已知该井造斜点位置为2000m，700～975m为造斜段，975m以后为直斜段，井斜角为23.6°，下泵深度 Hf=1800m，采用Φ44 斜井空心抽油泵，优化后的杆柱组合为1"×7/8"×3/4"（23%×25%×52%），抽油杆接箍外径依次为Φ55mm、Φ46mm、Φ42mm，井液密度为0.8Kg/m3，冲程 5m，冲次 3min-1，油管内径为Φ76mm，扶正器外径为Φ69mm，扶正器与油管内壁的摩擦系数为 0.15，动液面为1550m，井口回压为0.4MPa，原油粘度为2000mpa.s，抽油泵与衬套之间的配合间隙为0.000565mm，抽油泵为2个游动阀。
3.结论
通过对侧钻小套管井举升工艺设计的管柱承压指标达到20MPa，耐温120℃，并配套研制了小直径工具，有效解决了侧钻井生产中的系列技术难题，满足侧钻小套管井的举升和堵水工艺需要。
参考文献：
[1]李景辉，吴令，赵绍伟.侧钻井卡堵水工艺的研究与应用[J].石油化工应用，2012，31（11）：15-17.
[2]姚凯.侧钻井完井及采油工艺配套技术的研究与应用[J].钻采工艺，2011，33（4）：5-7.
关键词：侧钻井;举升;工艺技术
随着油田开发的不断深入，油（水）井套管损坏的频率不断增加，停产井、报废井越来越多，并且由于主力油层已经进入高含水开发后期，调整挖潜难度增大。因此，充分利用老井眼进行套管开窗侧钻，已成为开采老油田剩余油，提高区块最终采收率的重要技术措施之一。
1.侧钻小套管井举升工艺管柱设计
根据油井动液面情况，设计两种不同的举升工艺管柱，如图1所示。对于地层能量比较充足，油井动液面高于开窗点的井，采用常规泵，将泵下到大套管内生产，其举升管柱结构和原理与常规井举升工艺相同;油井动液面在开窗点以下井，设计小直径抽油泵，下入小套管内生产，配套相适用的防偏磨扶正器，组成小套管井举升工艺管柱。
2. 侧钻小套管井举升参数设计
在一定的泵挂深度条件下，为了满足油管丝扣抗拉强度和过流面積要求，对井下管柱进行强度校核，对管柱结构进行优化。
当生产参数为Φ44mm×1500m×4.8m×6次/min时，油管自身最大拉伸载荷为119.65k N，假定油管内充满水柱，相应的液柱载荷为29.2kN，考虑管内液柱交替等因素造成的动载荷（井液摩擦平均值为26.2Kg/100m，活塞摩擦≤1.71kN），计算所得油管所受的最大拉伸载荷为169.62kN，安全系数1.2，满足Φ60mm J55平式油管的丝扣抗拉极限载荷。当泵深2000米时，计算所得油管所受最大载荷为225.78kN，高于Φ60mmJ55平式油管的丝扣抗拉极限载荷220.5kN，小于Φ60mmJ55加厚油管的丝扣抗拉极限载荷319kN。
通过强度校核后对管柱组合设计为：①尾管在悬挂器之上时，管柱组合按普通管柱设计;②当尾管在悬挂器之下时，泵深小于1500m采取Φ60mm平式管，大于1500m则采用Φ60mm加厚油管，井下工具全部采用倒角接箍连接。管柱的基本组成为：Φ73mm+Φ60.3mm+扶正器+管式泵+导锥。
当泵径为Φ44mm、泵深2100米、冲程为4.8m、冲次为6次/min时，抽油杆应力范围取85%，使用系数取0.75，由于玻璃钢抽油杆依赖于进口，价格昂贵 （价格是D级杆的两倍多），根据我们油田油层深度（一般在2500米以内）和供液能力、配产量等情况，D级杆完全可以满足初期生产需要，因此我们选用D级空心抽油杆。计算折算应力为91.31MPa，超过D级抽油杆90MPa的许用应力条件，因此，我们在抽油杆类型上采用了许用应力120MPa高强度的H级抽油杆。在侧钻井段，受油管内径限制，为了增加过流面积，减少活塞效应，采用Φ19mm抽油杆与油管匹配采油，另外为了防止卡泵造成倒扣起杆作业，在抽油杆上安装特制的抽油杆反扣安全接头。杆柱的基本组成为：Φ22mm+Φ19mm+扶正器+加重杆+柱塞。
由于侧钻井是在原有大套管井中开窗侧钻，不但井存在一定井斜且又采用小套管完井，使得油井在举升开采过程中井下生产管柱受力情况更加复杂，将会产生了一系列杆管偏磨、杆柱断脱和卡泵等现，因此侧钻小套管井举升管柱中必须配套合理的防偏磨工具，才能保证井的长期有效开采。对侧钻小套管井，杆管柱弯曲最大挠度发生在悬挂器位置，也是杆管偏磨最严重处，其次就是稳斜段。
已知该井造斜点位置为2000m，700～975m为造斜段，975m以后为直斜段，井斜角为23.6°，下泵深度 Hf=1800m，采用Φ44 斜井空心抽油泵，优化后的杆柱组合为1"×7/8"×3/4"（23%×25%×52%），抽油杆接箍外径依次为Φ55mm、Φ46mm、Φ42mm，井液密度为0.8Kg/m3，冲程 5m，冲次 3min-1，油管内径为Φ76mm，扶正器外径为Φ69mm，扶正器与油管内壁的摩擦系数为 0.15，动液面为1550m，井口回压为0.4MPa，原油粘度为2000mpa.s，抽油泵与衬套之间的配合间隙为0.000565mm，抽油泵为2个游动阀。
3.结论
通过对侧钻小套管井举升工艺设计的管柱承压指标达到20MPa，耐温120℃，并配套研制了小直径工具，有效解决了侧钻井生产中的系列技术难题，满足侧钻小套管井的举升和堵水工艺需要。
参考文献：
[1]李景辉，吴令，赵绍伟.侧钻井卡堵水工艺的研究与应用[J].石油化工应用，2012，31（11）：15-17.
[2]姚凯.侧钻井完井及采油工艺配套技术的研究与应用[J].钻采工艺，2011，33（4）：5-7.