章 伟

长江大学，湖北荆州 434000

0 引言

水平井与多级分段压裂工艺的突破为超低渗油藏的开发奠定了基础，但这类工艺常见问题是很多井排液期间难以将压裂小球返出，加上投球滑套内径逐级缩小的设计，一旦地层出砂，将导致水平段堵塞，使油井降产或停产。常规投球滑套打捞技术管柱存在不能打捞所有滑套，施工周期长等方面问题。我们针对存在的问题，研究了“水平井可取式滑套打捞技术”，我们在红河油田试验应用证明，该技术用于作业打捞的优势越来越明显。

1 结构原理

可取式滑套见图1，它与油田常规投球滑套结构原理基本相同，均属于水平井分段压裂配套工具中的关键部分，用于建立预制管柱和地层之间的流通通道，从而进行压裂施工，其原理是在地面将低密度复合球送至球座位置，加压剪断销钉，压力推动小球及滑套下行，锁环锁住滑套和球座，露出外套孔眼，为压裂提供条件。但可取式滑套与投球滑套的不同之处在于，可取式滑套的顶部属于内卡瓦式设计，可以在分层压裂结束后，使用连续有管下入内卡打捞器将滑套及低密度球捞出。不仅如此，每一枚可取式滑套的底部设计与内卡打捞器的底部设计相同，这就使得井内各级滑套可以“首尾相连”，能够实现一趟管柱捞出所有井内滑套。打捞前，可取式滑套弹片抱紧滑套台阶，弹片凸起部分固定于外套内槽中，将可取式滑套固定于水平段中，当卡瓦打捞头加压进入鱼颈后，上提将台阶以上部分拉出，弹片回收，此时可取式滑套脱离滑套外套被提出，再次下入时，滑套台阶处顶住已收缩的弹片下入，依次捞取每只滑套。

图1 可取式滑套结构图

2 打捞作业施工步骤

2.1 工具连接

打捞工具组合（自下而上）：打捞器0.77m（Φ=92mm）+变扣0.1m（Φ=79.7mm）+马达头总成0.79m（Φ=73mm）+变扣0.18m（Φ=79.7mm）+锚钉式连接器0.24m（Φ=79.7mm），工具总长2.08m

a.铆钉式连接器：通过铆钉把连续油管与连接器锚定在一起，下端是螺纹连接，具有内孔压力密封，安装拆卸简便，可传递较大扭矩等优点。

b.马达头总成：由双瓣单流阀、液压丢手和双作用循环阀三个单元组成，是保障入井工具安全作业的必备工具组合，具有结构紧凑，能承受较大扭矩，安全高效能特点。

c 卡瓦打捞器：是可取式桥塞的专用打捞工具，螺纹连接，带有扶正装置，方便用于水平段打捞，具有安装拆卸方便，操作简单等特点。

2.2 施工准备

a.连续油管的选取：采取连续油管进行滑套打捞作业，首先要选取合适尺寸及长度的连续油管。通常来说，打捞滑套对连续油管尺寸并无特别要求，不存在需要小直径的连续油管通过小内径段的情况，因此连续油管的选取，只与施工时所需排量有关；根据2012年4口打捞施工井的实际情况而言，4.5in套管内进行打捞作业，1.5in 连续油管很难达到施工要求，泵压过高，施工风险过大，因此一般需选择1.75in 连续油管（在长度满足的情况下）。

b.现场其他设备的配备：现场需配备泵车一台，需提供至少300L/min -400L/min 的排量；现场同样根据实际情况，可能会配备液氮泵车，作为泵注时提供液氮，形成冲砂液与液氮混合体，提高清除井内及滑套积沙的效果；现场还需要根据井内需打捞滑套的个数，配备2.3 打捞滑套

在下入滑套打捞工具后，由于水平段和滑套处，可能均有不同程度的积沙情况存在，因此泵注一定排量的液体或液体与液氮混合物，来清除井内积沙，为下一步的滑套打捞和成功提出滑套创造有利条件，应注意的是，在进行泵注时，应确保反排口以合适流量放压，以保证井内压力的平衡。在正循环清除滑套上方积沙和杂物后，则需上提工具数m，准备进行打捞；打捞时，对操作手要求较高，需以较高速度下放连续油管，并加压要求吨位（一般为2 t-8t，过高则有损坏连续油管的危险），加压后，上提连续油管，此时观察指重表，可发现上提吨位大幅增加，此现象表明，打捞工具卡瓦已成功与滑套连接固定，（上提吨位一般为2t-15 t，为正常上提吨位），上提数m 后，需继续下放打捞工具，尝试通过原滑套位置，确认滑套是否成功脱离原位，若能成功通过原滑套位置，则说明滑套已成功捞获。由于滑套下方同为打捞卡瓦型设计，因此在成功捞获一级滑套后，可直接继续下放连续油管，进行下步2.4 提出滑套

在成功捞获滑套后，上提连续油管及工具，应注意的是，此时上提的悬重比正常悬重应有一定程度的增加，（数值较小，一般为1t-2t）根据经验来看，上提时应控制速度，过快则有脱落滑套的可能。

3 试验情况

目前，红河油田水平井开发多采用裸眼分段压裂完井技术，该技术将完井管柱和压裂管柱一起下入，采用双向锚定悬挂封隔器，扩张式裸眼封隔器，压差式开启滑套，投球式喷砂滑套等入井工具，用裸眼封隔器对水平段实施横向选择性分段隔离，进而采取第一段打压打开压差滑套，后几段投入外径递增的低密度符合球打开喷嘴滑套，依次进行相应的压裂施工。该技术十分适合在红河油田试验应用。

3.1 首次试验成功

我们应用该技术在 HH37P32 井打捞作业试验，第一次使用连续油管携带打捞工具打捞滑套的作业，共需打捞5 级滑套，并疏通井筒至压差滑套处（2635m）。

滑套打捞工具组合（自上而下）：连续油管连接器（0.24m Φ=79.38mm）+变 丝（0.18m Φ=79.38mm）+马 达 头 总 成（0.75mΦ=79.38mm）+变 丝（0.14m Φ=79.38mm）+打 捞 器（0.77mΦ=95.25mm）工具总长：2.08m。在开始进行作业后，由于工具无法通过井口大四通处，则需要先进行防喷排液再进行打捞作业。

防喷排液后，下入打捞工具，于1950m 处开泵循环，实施2195.66m，2288.67m，2360m，2453.55m，2556.84m 共5 级滑套打捞作业，加压2t-4t，上提11.5t-17.5t，5 级滑套均成功打捞并通过，下至2626m（压差滑套）处循环冲洗10min 后上提，期间泵车排量300l/min，泵压26.4 MPa-32MPa，用液77m3，液氮6m3，井口无陶粒砂及杂质返出。

上提工具出井后，发现成功捞获4 枚滑套，第5 枚脱落。经过观察发现，第4 枚滑套底部卡瓦有明显的磨损迹象，估计为第5 枚脱落的主要原因，更换打捞工具后经过2 次尝试，成功捞获第5 枚滑套，首次试验成功。

2012 年12 月我们在HH12P102 井打捞作业，进行该井2级滑套打捞作业。该井同样选取1.75in 连续油管，并且只采取泵注液体，不混合液氮的方式进行作业。第一级滑套打捞3.2后续试验存在问题

1）首次试验成功后，2012 年11 月我们在HH12P51 井打捞作业，进行该井6 级滑套打捞作业，初期选取1.5in 连续油管进行作业，进行尝试后，未能成功捞获滑套，且期间泵压达到60MPa，为提高打捞效率同时避免风险，更换1.75in 连续油管进行下步作业。反复尝试打捞3 次仍未能成功打捞第四级滑套；上提连续油管打捞工具至井口，未能成功捞出第五级、第六级滑套。后不再使用液氮泵注，再次尝试打捞，无法通过第四级滑套，提出工具后，仍无法成功捞获滑套。根据现场悬重情况来看，最初两级滑套已成功捞获（打捞后能通过原滑套位置），但是在继续打捞或上提工具的过程中，工具卡瓦固定不牢，导致滑套脱落，打捞失败。根据分析，有可能为滑套与卡瓦连接处磨损严重，固定不牢。

2）2012 年12 月我们在HH12P56 井打捞作业，进行该井6级滑套打捞作业，选取1.75in 连续油管，并采取直接泵注液体，不混合液氮的方式进行作业。更换打捞工具后，再次反复尝试，但是仍未成功打捞滑套。更换打捞矛后，缓慢下放连续油管及打捞矛至2200m，泵车以300L/min-400 L/min 排量正循环开泵向井内注入压裂液，泵压25MPa～37MPa，下放打捞矛至2262.29m，确定为第六级滑套位置，加压2t-11t 实施打捞，反复尝试打捞31 次仍未能成功打捞滑套；上提打捞工具至井口并检查打捞矛，打捞矛卡瓦牙有明显挤压变形痕迹。

通过分析，该井打捞失败原因与HH12P51 井失败原因不同，HH12P51 井为滑套捞获后脱落，而56 井的情况是打捞工具无法与滑套连接固定，根本无法捞获，兼更换打捞矛后，在加压11t 的情况下仍然没有效果，反而出现了打捞矛变形的现象，这表明滑套在井内处于一些原因，出现了较为严重的磨损或变形，导致失去打捞条件，从而进一步导致了打捞失败。

3.3 试验存在问题分析

从作业实际情况以及与技术人员交流，可以分析得出：在打捞过程中，泵注介质只是为了起到积沙的作用，因此是否拌注液氮并不能对打捞起到决定性的作用，而何时开泵，是否停泵，也需要根据具体施工内容来判断。决定打捞是否成功的决定性因素，应为滑套本身状态是否符合打捞要求，即滑套是否变形、卡瓦是否磨损或损坏。如HH12P51 和HH12P56 井，均基本上判断为滑套问题导致未能成功捞获。根据这几次作业综合来看，每个滑套的打捞过程，一般第一次打捞最为重要，如果未能捞获，则重复打捞成功的可能性较低。打捞过程加压一般以2t-6t 为宜，既可以满足打捞要求，也不至于对连续油管产生较大的损害或危险。打捞上提过程中，虽然技术人员认为上提速度不会导致滑套脱落，但是根据实际情况判断，速度过快的情况下，如遇到复杂情况，如水平段积沙致卡，则不容易及时操作控制，如上提力过大，则易导致滑套脱落，因此应在上提过程中应控制速度。一次性打捞多级滑套成功率并不高，可以采取一次打捞2 个-3 个滑套的方式进行作业，提高打捞的成功率。

4 结论

4.1 试验是成功的

“水平井可取式滑套打捞技术”在红河油田试验应用证明：可取式滑套相较常规投球滑套而言，有着较大的优势。首先，压裂后，在防喷排液前可非常效率的将滑套打捞出井，只需一次管柱就可打捞所有滑套，因此在缩短施工周期，疏通井筒等方面具有得天独厚的优势。同时也避免了后期如果产量下降，而需钻扫滑套的相关作业程序。

4.2 可取式滑套的缺点

根据已完成的打捞作业，可知，一次成功打捞多级滑套成功率不高，可能需要多次重复打捞，才能捞获全部滑套。而如果出现滑套变形、磨损、损坏的现象，则打捞成功率非常低，且难于处理。采取可取式滑套，在压裂之后无法及时防喷排液，进行下步求产。

4.3 遇到无法捞出的滑套可以采取的办法

从目前情况而言，打捞失败的情况下，除了更换打捞工具外，只有使用打捞矛对滑套进行打捞。即出现此种情况，则非常难以解决。

4.4 作业中存在的困难

从目前实际生产情况来看，进行打捞滑套作业，连续油管选取的标准为：合适的长度和满足排量要求的内径。目前所具有的两种尺寸的连续油管相比较，1.5in 连续油管存在作业泵压过高的缺点，而1.75in 连续油管则由于长度有限，其在以后的作业中也存在比较大的限制，因此，长度更长的大内径连续油管就成为了目前之所需。

4.5 加大了作业的风险

在多级滑套打捞作业中，需根据工具串总长和需打捞滑套总长之和来选择井口安装合适长度的防喷管，这在一定程度上增加了设备高度，进而加大了作业的风险。

随着对“水平井可取式滑套打捞技术”研究的不断深入和完善，也会克服作业中存在的困难和风险，该技术用于作业打捞的优势会越来越明显。

[1]赵章明.连续油管工程技术手册[M].北京：石油工业出版社，2011.

[2]傅阳朝，李兴明，张强德.连续油管技术[M].北京：石油工业出版社，2000.

[3]杨德冰，陈建国，张文龙，饶志刚.连续油管冲砂参数优化[J].科技咨询，2010，24(11)：41.