胜利石油工程井下作业公司研发的干粉在线混配技术再获突破

近日，由胜利石油工程井下作业公司研发的“干粉在线混配技术”首次在胜利页岩油水平井民丰中区1号台成功应用，施工最大排量16立方米/分钟、干粉配液8500立方米，压裂液性能稳定，加砂量、总液量、最高砂比等关键指标均达到设计要求，标志着井下作业公司干粉在线混配技术已达到现场大规模应用条件。

现如今，页岩油压裂施工液量需求大、排量高，传统配液方式不但工艺落后、配液效率低，还存在运输成本、配制压裂液成本高等问题。

如何突破瓶颈？井下作业公司将目光投向干粉在线混配技术。 

 干粉在线混配技术

“即时、灵活、高效”是该技术的核心优势，可实现压裂液在现场即配即用，粉比可调、粘度可控，在高效完成施工任务的同时，达到降低综合成本的目的。

技术攻关

然而，实现这一目标并非易事。如何攻克干粉快速水化溶胀、母液分散均匀性、实时粘度调节等技术难题横亘眼前。

研究之初，技术团队查阅大量资料、反复验证，通过研发专用分散、混调装置，优化设备结构和配液控制程序，逐步攻克各项技术难题，并先后进行了4次车间配液试验，确保干粉在线混配技术达到预期效果。

 如果说试验是验证理论的“温室”，那么现场应用就是检验技术成果的“熔炉”。

为尽快推进成果转化，井下作业公司先后在永1－斜104、牛28－斜30等4口井进行现场应用，突破了干粉混配粘度调节、高砂比条件下联调工艺等技术关口，干粉在线混配技术逐步成熟。

勘探开发的需求就是技术攻关的动力。

随着试验应用的不断深入，技术团队聚焦胜利页岩油埋藏深、高温高压、岩相复杂等特征，自主开展“耐高温型”干粉材料研究攻关，进一步完善该技术体系。

2024年8月，利斜891井的压裂施工成为关键转折点。该井井深4500m、储层温度160-188℃，对压裂液降阻、耐高温等性能提出了更高要求。

针对该井实际，技术团队在大分子量干粉快速水化、高粘度乳液高效分散、大排量粘度实时调节等关键技术环节反复论证，对高粘度乳液分散技术进行三次重大改进，创新提出了分段式分散结构，实现了对耐高温型干粉在线混配设备关键结构优化设计，耐高温型干粉粘度释放速度提高20%。 

在施工过程中，现场指挥人员根据试验阶段绘制的粉比粘度关系曲线，实时检测压裂液体系性能，及时调整干粉比例，精准把控粉剂加量和施工压力，确保了耐温干粉混配设备正常运转及压裂液性能的稳定，并在该井创造了单段配制液量最大、单段配液时间最长等多项纪录。

优异的成绩给予了他们更强的信心和更大的攻关勇气。

在面对丰页1号台水平段更长、施工排量更高等严苛工况，技术团队进一步优化工艺，攻关聚合物粉剂速溶技术，研制改性小分子干粉稠化剂，实现了干粉粒径更优（100-200目）、粘度释放更快（20—30s即可释放85%以上粘度）的目标。同时，通过优化设备结构，设计“多点分散+静态混合器”组合分散装置，缩短母液至混砂车排出时间，有效解决母液在混砂车分散不均匀的问题。

自去年7月首次试验以来，井下作业公司干粉在线混配技术已完成8井次现场应用，累计配制压裂液5.8万方，最高粉比0.4%（乳液 1.0%），最高砂比36%，在成本控制方面取得显著成效。

“干粉在线混配技术不仅提升了效率，更打开了页岩油低成本开发的新局面，我们将不断优化关键技术和核心产品的迭代升级，加快干粉在线配液技术规模化应用，为胜利页岩油低成本高效开发注入新动能。”井下作业公司特种作业工程首席专家兼技术研发中心主任、党支部副书记朱庆利说。