赵敏江 柳志翔 李洪文
（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司完井测试管理中心新疆轮台841600）
摘要分级加砂压裂及常规加砂压裂是国内外油田通用的针对低孔、低渗类低品位油、气藏开发的一项重要手段。但是，在压裂结束开井测试求产初期会出现支撑剂回流、地层出砂等问题。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程存在砂堵后整改必须关井，无法达到连续返排的要求，并且在关井期间存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。经过数年的摸索，试油技术人员通过改进排砂流程的配置，制定“四流程、六管汇、八通道”的新型返排流程，解决了加砂压裂施工后返排期间砂堵影响施工的问题。
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关键词 加砂压裂 支撑剂 返排流程
一、现状分析
加砂压裂返排流程的配置是关系到加砂压裂完井储层改造工艺成败的重要项目。以前塔河油田采用单一条管线进行采油、排砂的普通流程进行压后测试。该流程在压后返排过程中支撑剂回流造成对地面测试设备后就需要关井处理。如果处理不及时，就无法满足压裂结束后连续返排的要求，并且在关井期间存在由于砂粒沉降造成油管内砂堵的风险。
二、加砂压裂返排流程设计
1.高配置加砂压裂返排流程设计。2010 年前西北油田分公司无针对加砂压裂后计量求产的返排流程，2011 年—2013 年通过对西北油田分公司加砂压裂后返排情况的调查研究，逐渐摸索出专门应用于加砂压裂后计量求产的“四流程、六管汇、八通道”的高配置加砂压裂返排流程。见图1。
(1) 高配置加砂压裂返排流程的连接方法：主测试流程：29/16″15K 法兰变3″1502 由壬变扣+由壬直角+3″1502 由壬管线+ 由壬直角+3″1502 由壬管线+3″1502 由壬三通+3″1502 由壬管线+ 由壬直角+3″1502 由壬管线+④号油嘴管汇+3″1502 由壬管线+⑤号油嘴管汇+3″602 由壬管线+ 分离器+2 7/8″油管+ 计量罐+ 打油泵+ 打油平台。见表1。
(2)1﹟排砂流程：3″1502 由壬三通+3″1502 由壬管线+地面采油树（15K）+②号油嘴管汇（70 MPa）+2 7/8″油管+ 排酸三通+ 排酸罐、放喷口。
(3)2﹟排砂流程：3″1502 由壬三通+3″1502 由壬管线+地面采油树（15K）+③号油嘴管汇（70 MPa）+2 7/8″油管+ 排酸三通+ 排酸罐、放喷口。
(4) 气管线：31/2″油管+临界速度流量计+垫圈流量计+31/2″油管。
通过2011 年—2013 年现场实际应用评价，高配置加砂压裂返排流程对于加砂压裂后连续性返排有着良好的应用效果。但是由于高配置加砂压裂返排流程较前期高压流程进一步复杂化，造成成本过高，流程连接时效性变差。
2.低配置加砂压裂返排流程设计。归纳整理近两年不同区块油气藏性质、加砂压裂返排流程出砂量及测试求产期间对返排流程的冲蚀程度。通过分析，发现液体+支撑剂混出的井相对于天然气+ 支撑剂混出的井对返排流程的冲蚀危害程度要小得多，而且很多以产油为主的井加砂压裂返排过程中支撑剂返出地面的量很少，对地面返排流程几乎没有冲蚀危害。
综上所述，初定为天然气井加砂压裂使用原有的高配置加砂压裂返排流程。以产油为主的井则将高配置加砂压裂返排流程中的除砂器去掉，同时将一条排砂流程中的高压排砂油嘴管汇去掉，使其变为应急排砂的放喷管线。改进后的流程图、配置表见图2、表2。
流程的连接方法：（1）主测试流程：固定式油嘴套+29/16″法兰转3″1502 由壬转换短节+3″1502 由壬管线+3″由壬三通+3″1502 由壬弯头+70 MPa 油嘴管汇+2 7/8″由壬弯头+2 7/8″由壬短节+ 预留口+2 7/8″由壬管线+2 7/8″由壬转卡箍直角+ 分离器+ 计量罐+ 打油泵+ 打油平台。
（2）1# 排砂流程：3″由壬三通+3″1502 由壬管线+ 地面采油树（15K）+3″1502由壬管线+70 MPa 油嘴管汇+2 7/8″油管+ 三通+ 排酸罐、放喷口。
（3）2# 排砂流程：3″由壬三通+3″1502 由壬管线+ 地面采油树（15K）+2 7/8″油管+三通+旋塞+ 排酸罐、放喷口。（4）气管线：卡箍直角+27/8″油管+ 临界速度流量计+ 垫圈流量计+点火口。
三、现场应用评价
1.气藏应用评价。桥古101井。该井是在沙雅隆起雅克拉断凸库纳斯1 号构造1 号高点所钻的一口探评井，试油层位为寒武系（白云岩），该井采用加砂酸压完井方式。2011年7 月6 日进行压裂施工，挤入地层100 目粉陶9T，40-60 目陶粒13T，压后前期采用低配置加砂压裂返排流程进行开井返排。7月7 日17：00-7 月8 日11：30 四次进分离器点火(火焰高3 m~4 m)，均因流程管线沙堵，而关井修复流程。后期整改为高配置加砂压裂返排流程，顺利完成了该层段的试油求产任务。
2.油藏应用评价。（1）顺902H 井。该井是在顺托果勒低隆顺托Ⅰ号断裂带下盘所钻的一口探井，试油层位为志留系下统柯坪塔格组（砂岩），该井使用多级分段加砂压裂完井方式。2012年3 月25 日至3 月27 日进行多加分段加砂压裂施工，挤入地层100 目粉陶6.8 m3(10.9 t)，JFRAC1.6 m3(2.6 t)，30/50目陶粒139.3 m3(242.34 t)。压后采用高配置加砂压裂返排流程进行开井返排，27日至30日油嘴12 mm-无油嘴反排，返排过程中未见支撑剂回流现象。
（2）玉北1-7 井。该井是在麦盖提1 区块玛南VI 号构造所钻的一口评价井，试油层位为奥陶系一间房组（灰岩），该井采用加砂酸压完井方式。2013 年1 月11 日酸压施工，挤入地层40/60目陶粒5.6 t，采用低配置加砂压裂返排流程进行开井返排。11日-14 日油嘴8 mm -12 mm-无油嘴返排，返排过程中未见支撑剂回流现象。
通过对桥古井区、塔中井区、玉北井区的反复验证，发现低配置加砂压裂返排流程不满足气藏加砂压裂后试油求产要求，气藏加砂压裂应该使用高配置加砂压裂返排流程；低配置加砂压裂返排流程满足塔中、玉北等区块加砂压裂后的返排需要，高配置加砂压裂返排流程在塔中、玉北等产油为主的区块使用大材小用。在之后的玉北区块的井加砂压裂后，均使用低配置加砂压裂返排流程，且均顺利地完成了压后的试油求产任务。
四、效益分析
1.单井投资分析。目前除砂器定额待命0.7 万元/天，使用5万元/天；高压油嘴管汇定额使用0.09 万元/天。现场实际情况是设备待命2 天（等待压裂队备液）、返排使用4 天，依此测算单井节省投资：除砂器2 天待命×0.7 万元+4 天使用×5 万元+高压油嘴管汇4 天使用×0.09 万元=21.76 万元/ 井，搬迁费用按平均400 km计算，减少2 辆30T板车使用费：30 t×0.4 元/t×400 km×2 趟×2 辆=1.92 万元/400 km。见表3。
2.单井时效分析。从2011年—2012 年流程连接时效统计情况来看，高配置加砂压裂返排流程连接、试压以及完善三标总时间平均为48 h，低配置加砂压裂返排流程连接、试压以及完善三标总时间为36 h，单井节约12 h。
3.2012 年施工效益分析。2012 年西北油田分公司砂压裂12井次，其中4 井次使用高配置加砂压裂返排流程，8 井次使用低配置加砂压裂返排流程。按照全部使用高配置加砂压裂返排流程计划投资393.6 万元，实际投资201.28万元，节约费用192.32万元，节约48.73%；地面流程连接计划使用576 h，实际使用480 h，节约时效96h，节约16.7%。见图4。
五、前景评价
未来5 年，西北油田分公司预计进行加砂压裂100 井次，按照单井节约成本24.04 万元计算，五年内可最大可节约成本2 404 万元；按照单井流程连接时间节约12 h计算，五年内累计节约50 台时。
六、结论及建议
（1）高、低配置加砂压裂返排流程区分使用，对试油作业“降本增效”有着巨大的实际意义。
（2）根据加砂压裂井区块预测情况，高、低配置加砂压裂返排流程选择性使用值得大范围推广。
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参考文献
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[2]李锐钦.高压节流阀冲蚀机理研究.石油与化工设备，2010.
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