摘要：作为油田开发的重要井型之一，侧钻井的产生共有两方面的原因：一是地质需要，在钻井初期进行造斜，侧钻完井；二是由于直井深部套管损坏严重，无法正常生产，于浅部进行造斜，二次利用，侧钻完井，属于报废再利用井。受井型和油层套管影响，侧钻井供液能力差已经成为制约油井生产的一大难题。老旧的采油工艺难以提高油井产量。针对工艺技术上的局限性，本文提出了新的工艺，助力侧钻井发挥余热，再立新功。
关键词：尕斯油田；侧钻井；新技术
青海油田原油勘探开发的主战场是在位于柴达木盆地西北缘，主力油田为采油一厂所辖的尕斯库勒油田。自该油藏发现以来，已连续多年被集团公司、青海省评选为高效开发油田，为采油一厂的产量贡献了不可磨灭的功绩。据悉，采油一厂自1991年进入百万吨级采油厂以来，连续24年保持了百万吨稳产，为甘青藏三省的经济发展作出了积极贡献。在发展历程中，为了不断实现产量上升，确保油田稳产上产势头不减，采油一厂内引外联，应用了许多新技术来作为智囊职称。本文重点针对目前尕斯油藏中出现问题的侧钻井，考虑如何通过技术改造，发挥他们的潜力，提高产油量，解决供液不足的问题。从而进行了尕斯油藏侧钻井新技术应用效果试验和探索。
一、新技术应用的背景
侧钻井，作为油田开发的重要井型之一，其产生共有两方面的原因：一是地质需要，在钻井初期进行造斜，侧钻完井；二是由于直井深部套管损坏严重，无法正常生产，于浅部进行造斜，二次利用，侧钻完井，属于报废再利用井。受井型和油层套管影响，侧钻井供液能力差已经成为制约油井生产的一大难题。老旧的采油工艺难以提高油井产量。针对工艺技术上的局限性，本文提出了新的工艺，助力侧钻井发挥余热，再立新功。
截止2019年9月，采油一厂报废井侧钻再利用共计55口，早在2016年，该厂就开始实施小井眼套管（φ139.7mm）侧钻，截止目前，成功完成小井眼侧钻井8口，均使用φ101.6mm套管进行尾管悬挂，其套管内径为84.48 mm。通过生产效果的统计分析可以看出，影响侧钻井产量提升的主要有以下原因有两点。一是供液不足，油井产能得不到有效发挥；二是侧钻井井眼小，侧钻井套管内径为84.48 mm。因为采油工艺技术的局限性（抽油泵最大外径89 mm，外径大于套管内径），下泵深度受限，不能有效实施采油生产，泵效低。
二、侧钻井深抽工艺技术的应用
鉴于以上这些原因，我们开展了侧钻井深抽工艺技术试验，顾名思义，就是通过改进抽油泵，将油井泵挂加深至侧钻井段以内，从而实现侧钻井深抽，提升侧钻井供液能力，进而达到增产效果。
（一）深抽工艺技术的主要工作原理
1.此项技术的入井管柱结构组合推荐采取二级管组合，其具体组合为尾管+泵+2寸油管+2寸半油管。
2.油管受力分析：首先针对2寸油管油管最大下深，对于同类型油管，对其进行力学分析发现：油管在井筒中主要受到自身重力及井筒内液体对其浮力G（，其中—为油管线密度即单位长度下油管密度，g为重力加速度：取9.8m/s2，L—单根油管长度m）。油管在井筒内受到的浮力F1为，其中，为井液密度，为油管环形截面积。众所周知，油管在井口的拉力最大，油管连接处的抗拉强度最低，引入安全系数，则在井口油管油管丝扣处因有以下关系成立：，其中，为油管抗拉强度，为安全系数。综合可知，单一油管在最大下人深度及油管安全系数的计算公式。从而得知，对φ60.3mm单一油管理论最大下深计算：油管壁厚4.83mm，油管本体最大抗拉强度583KN，井液密度按1000Kg/m3计算。油管安全系数取1.8；可算出极限下深35332m。
通过对φ60.3mm丝扣抗拉强度326KN，油管极限下深进行核对：暂不考虑油管在液体中的浮力得出33265m。通过理论计算φ60.3mm油管可满足尕斯油藏（中浅层）2200m以内井替浆、冲砂等工序需求。因此需要对现有的抽油泵进行技术改进，主要是对抽油泵上下丝扣连接部位改为2寸管丝扣连接。
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三、侧钻井深抽工艺技术的现场使用效果
为了验证新技术的效果，下面以跃某斜为例进行说明。
1.跃某井简介
跃某井于2012年5月新投射开Ⅶ-8+9+10（1864.9-1873.8m）、Ⅶ-12（1877.7-1880.0m）小层投产，初期日产液9.14吨，日产油2.01吨，含水78%。2012年8月补孔作业（补射Ⅶ-4（1842.4-1849.1m），补孔前日产液5.04吨，日产油0.15吨，含水97%；补孔后日产液16.56吨，日产油11.76吨，含水29%。截止到2013年8月底累计产油1362吨。2013年8月该井检泵作业中，起油杆遇卡，在0-100kN活动解卡，解卡成功。起原井管柱，上提管柱遇卡。2013年11月大修作业，套管在1319.10m处怀疑脱扣。全部捞出遇卡管柱，封堵完井。2015年10月对该井进行侧钻作业，至此跃某斜井于2016年1月20日开始生产。
2.跃某斜井基础资料主要数据：
井号跃某斜井别采油井地面海拔3061.58m
阻流环位置1895.09m联入/补心高度4.5m
开钻日期2015-11-21完钻日期2015-12-20
完井日期2016-01-05完钻井深1903m
最大井斜（°）9.87井深（m）1140方位128.76
钻井油层
泥浆性能比重（g/cm3）1.36泥浆浸泡油层时间（d）/
粘度48人工井底（m）1888.50m
完井管、杆柱组合：跃某斜井设计泵挂深度1650m，尾管100m导锥深度1750m；采用三级杆柱组合φ28光杆+φ25+φ22+φ19mm抽油杆组合，由于套管悬挂器位置为悬挂器位置：811.56-813.07m，套管内通径84.48mm。φ73mm外加厚油管接箍外径为89mm。所以采用φ73mm外+φ60.3mm组合。油杆组合：φ28 +φ25+φ22+φ19mm；油管组合：φ73mm外+φ60.3mm
3.管柱薄弱点拉力分析
根据采油技术手册φ73mm外加厚油管本体抗拉强度842KN，螺纹抗拉强度585KN；φ60.3mm本体抗拉强度583KN，螺纹抗拉强度326KN。φ60.3mm油管螺纹抗拉强度最低，φ60.3mm油管与φ73mm外加厚油管连接处为全井油管最薄弱点。φ73mm外×φ60.3mm变扣承受的最大拉力F：承受变扣以下油管自身的拉力，计算得3343（N）（液面1593m，泵深1655m；
含水8%）；计算得油管内液体重力G液=9.8×ρ井×（V油内-V杆）=9.8×870×（4317-640）=31264.8（N），F=F1+G杆+G液=3343+48989+31264.8=83596（N）=83.6（KN），远小于φ60.3mm油管螺纹抗拉强度。
通过管柱和泵深的改进，有效确保了跃某斜井的高效生产，自投产后，该井日产油达到5吨/天，比该油藏平均日产油高2吨/天，截止当年年末，累计产油885.97吨。
为了验证新技术在侧钻井应用的可靠性，陆续在尕斯油藏试验了5口井，均取得了很好的效果，截止当年年底，采油一厂侧钻井小泵深抽井共6口，悬挂器平均深度1184m，平均动液面1494m，平均泵挂深度1642m，动液面均在悬挂器以下，累计产油3932吨。可以看出，该技术的应用缓解了油藏的压力，下一步势必要求采用二级管柱组合及小变扣连接泵加深泵挂的方式进行开采，从而提升泵效，增加油井产量贡献。
论文作者:1巨恳,2郭晓,3吕思锦,3许鑫科
论文发表刊物:《文化时代》2019年17期
论文发表时间:2020/1/16
标签：油管论文; 抗拉强度论文; 组合论文; 套管论文; 管柱论文; 油井论文; 油藏论文; 《文化时代》2019年17期论文;