水力压裂监督中亚石油

水力压裂监督中亚石油第1页/共174页水力压裂技术监督与管理第一节水力压裂基本原理第二节水力压裂作业地面流程与设备第三节水力压裂工具第四节压裂液及其质量检测第五节支撑剂及其质量检测第六节水力压裂现场施工及质量监督第七节水力压裂作业安全规定第2页/共174页第3页/共174页第一节水力压裂基本原理一、水力压裂技术的发展概述二、水力压裂技术的增产机理三、水力压裂技术的造缝机理四、水力压裂技术的施工方法第4页/共174页一、水力压裂技术的发展概述

基本定位:水力压裂技术是油(气)藏增产增注的重要措施。工艺方法:通过高压泵组将压裂液以大大超过地层吸收能力的排量注入，在井底附近憋起超过井壁附近地应力及岩石抗张强度的压力后，使地层形成人工水力裂缝，随后将带有支撑剂的携砂液注入人工裂缝中。由于在地层中形成了足够长度、一定宽度及高度的人工填砂裂缝，并且具有很高的导流能力，使油(气)流能够畅通入井，起到增产增注的目的。第5页/共174页

1940’-1970’：小规模(型)压裂技术------第一代压裂技术特点:支撑剂加入量较小，一般在10m3左右针对性及作用:

储层近井地带解除污染和堵塞

1970’-1980’：中型压裂技术-----第二代压裂技术特点:支撑剂加入量增加针对性及作用:

低渗透油层提高导流能力

1980’-1990’：中高含水油田压裂技术------第三代压裂技术特点:在中高含水油层中进行重复压裂针对性及作用:高含水储层调整油水运动规律、实现控水稳油

1、水力压裂技术的产生第6页/共174页1990’---现在：大型压裂、开发压裂------第四代压裂技术

特点:

支撑剂加入量足够大开发压裂压裂技术新发展针对性及作用:随着勘探找储量的难度起来越大,要求压裂改造的规模也越来越大,已经成为勘探工作的战略性措施如何实现边际油田的有效开发,应用开发压裂技术,

非常注重注采系统与人工裂缝的合理匹配,提高油田整体开发效果压裂技术新发展:

压裂设计全三维压裂设计压裂监测裂缝实时监测压裂材料清洁压裂液（CO2、N2、甲烷）压裂工艺重复压裂

连续油管压裂特殊类型井(水平井和)压裂等。第7页/共174页

岩石力学参数的测试

------裂缝形态、产状、方位的认识及过程；

压裂设计及监测技术的完善

----模拟水力裂缝的模型应用：二维到三维裂缝模型

----人工裂缝监测技术的改善：数字化设备

压裂材料的开发

----高粘压裂液的应用：线性胶到交联冻胶压裂液

----支撑剂的改进：高密度、高强度支撑剂的应用

----压裂液流变学研究：流变仪与动态模拟实验装置

----压裂液化学发展的新进展新型压裂技术的应用

----大规模压裂技术

----开发压裂技术

----特殊井压裂技术2、水力压裂关键技术的发展第8页/共174页3、水力压裂技术热点研究及发展趋势研制与开发新型压裂材料新型压裂液体系,(如低伤害压裂液重质压裂液等)

高质量(高强度低密度低价格)人造支撑剂等研制与开发井下数据采集系统

实时传输井下压力井下流量流体流变参数等

-----高度精密的数据监测与解释技术研制与开发大型压裂技术及相应的硬件设备研制与开发特殊类型油(气)井压裂工艺

深井超深井水平井斜度井等

-----压裂配套工艺技术(1)热点研究第9页/共174页(2)发展趋势

实用技术前沿技术

单井整体改造整体改造开发压裂二维拟三维拟三维全三维静态拟合拟合实时单一系统系统集成重压规模规模新缝成功率低伤害低伤害清洁第10页/共174页△△△△△480m360m单井压裂油藏开发压裂单井压裂与油藏开发压裂的区别研究对象:单井油藏(以低渗透为主)目标函数:最大产量和净现值最大产量、净现值和采收率

研究结果:裂缝特性和施工参数井网型式下的裂缝特性和施工参数单井整体改选整体改选开发压裂第11页/共174页二、水力压裂技术的增产机理水力压裂技术的四大功能:

沟通储层解除污染改变流态

提高导流能力

第12页/共174页黑箭头表示油气流动路径无裂缝的油气径向流动井筒含油气的多孔储层岩石第13页/共174页有裂缝后油气流动变成“线性”流动含油气的多孔储层岩石水力裂缝第14页/共174页压裂基础知识技术培训思考一下？下面的图例象什么“社会现象”？“让一部分人先富起来”“让公路边的人先富起来”“让沿海的人先富起来”“让裂缝边的油先流出来”第15页/共174页思考一下？下面的图例象什么“社会现象”？“让一部分人先富起来”“让公路边的人先富起来”“让沿海的人先富起来”“让裂缝边的油先流出来”第16页/共174页裂缝线性流进入井筒的流体大部分来源于裂缝中流体的弹性膨胀，流动基本上是线性的，该流动阶段时间很短。双线性流在裂缝线性流之后将出现双线性流，即流体自地层线性地流入裂缝，同时裂缝中的流体再线性地流入井筒。地层线性流地层线性流只能在裂缝导流能力较高时才出现。拟径向流油层经过压裂改造并在增产有效期内，由于裂缝的存在，相当于扩大井筒半径，增加了渗流面积，渗流阻力比压前大幅度降低，所以产量也要比压前有较大的提高。径向流渗流面积小、渗流阻力大，流入井筒的产量也相对较低。第17页/共174页三、水力压裂技术的造缝机理形态方位几何尺寸

及时准确的了解人工裂缝的形成条件、人工裂缝形态、方向对有效地发挥压裂技术十分重要。在地层中形成人工裂缝的条件与地应力及其分布、岩石力学性质、压裂液性质、注入方式等都有密切关系。人工裂缝水力压裂施工过程中产生第18页/共174页σZσYσX垂直裂缝当σZ>σH时，产生垂直裂缝。垂直裂缝方位:当σY>σX

时,裂缝垂直于σX

、平行于σY方位；σXσYσZ水平裂缝当σH>σZ时，产生水平裂缝。当σX=σY时，平面上会产生圆形当σX≠σY时,平面上会产生类似椭圆或呈不规则的分布裂缝。水力压裂过程中形成两种类型的裂缝即:垂直裂缝和水平裂缝第19页/共174页

在现场压裂施工过程中很少有绝对的水平或垂直裂缝产生。主要原因是由于三向应力的相对大小造成的，在大多数情况下会产生不同程度的偏离水平或垂直方向的高角度裂缝。高角度水平裂缝高角度垂直裂缝第20页/共174页(一)如何判断水力裂缝形态1、岩石力学测试法

通过取岩心对三向应力值进行测试，这是最科学、最准确的判断方法。一般情况下油田在勘探开发初期阶段都会不同程度地进行三向应力测试。

(区块层位井数及工作量)2、现场经验法（中亚石油产生垂直裂缝）

(1)深度

储层深度低于700m产生水平裂缝，超过800m产生垂直裂缝，700-800m两种情况都有可能。这只是一种统计经验，每个地区情况会有所不同，有时差异还较大。

(2)破裂压力梯度

破裂压力梯度小于0.018MPa/1000m产生垂直裂缝，大于0.023MPa/1000m产生水平裂缝,0.018-0.023MPa/1000m两种情况都有可能。这也是一种统计经验，每个地区甚至每口井因其它因素的影响会有所不同。第21页/共174页(二)如何判断水力压裂的裂缝方位微地震方法测斜仪方法电阻率方法生产动态方法SNEW第22页/共174页(三)水力压裂施工方式1、油管注入(1)优点：有利于保护套管

在高流速下能减少或避免在井筒内脱砂便于分层压裂井下作业简单方便。(2)缺点：沿程摩阻高,增加地面泵压,消耗大部分设备功率要求井下管柱的钢级、抗拉强度、抗内压、抗外挤等性能。(3)注意事项：

浅井或中深井的常规普通压裂，一般选用21/2油管；对于破裂压力较高的井层或在深层压裂，选用3或以上油管；””第23页/共174页2、油套环空注入/油套混合注入(1)优点：沿程摩阻小，地面泵压低，泵注排量大，在相同的地层条件下，同一排量可节约设备功率，降低施工成本。(2)缺点：套管的每一部分均需要承受最高的施工压力，因此，泵注排量的极限与地面泵压的极限取决于套管允许的抗内压强度。(3)注意事项

对压裂投产或压裂开发的低渗透油气藏，在完井作业中必须考虑套管的尺寸、规范、抗内压强度以及组合，满足日后压裂施工的要求；压裂设计必须以套管抗内压强度来选择排量、确定地面压力。(三)水力压裂施工方式第24页/共174页四、水力压裂技术的施工方法常规压裂封隔器分层压裂投球法分层压裂限流法分层压裂第25页/共174页常规压裂工艺特点:

管柱结构简单施工安全操作方便工艺技术成熟不易砂卡；适用条件:

浅层井

-----压力低(破裂压力延伸压力)

上部无开层；(一)常规压裂工艺套管油管目的层第26页/共174页(二)封隔器分层压裂工艺1、单封单卡分层压裂工艺2、双封卡单层分层压裂工艺3、封隔器+桥塞分层压裂工艺4、封隔器+填砂分层压裂工艺5、多级封隔器打滑套分层压裂工艺第27页/共174页特点:

管柱结构简单，施工安全，不易砂卡；适用条件:

各类油气层，特别是深井和大型压裂井；注意事项:

水力锚的啮合力必须大于施工时作用于封隔器上的上顶力，以免顶弯油管；施工时作用于封隔器上下的压差必须小于封隔器允许的最大压差；注意事项：如果使用压差式(扩张式)封隔器时,管柱底部必须是缩径管,以造成压差使封隔器胀封单封单卡分层压裂工艺1、单封单卡分层压裂工艺油管缩径管（喇叭口）开层水力锚封隔器目的层套管第28页/共174页双封卡单层分层压裂工艺特点:

控制压裂层位准确、可靠；适用条件:

各类需要进行分层压裂改造的油气层；注意事项:

施工中两个封隔器之间拉力较大，对深井和破裂压力高的地层注意使用；

下封隔器距下射孔底界距离越短越好,一般情况下应小于1m；

喷砂器应紧接于下封隔器上部，以免施工时封隔器上形成沉砂；

起管柱前，应先反循环将下封隔器上部沉砂冲净，起管柱时，应先上下活动，控制上提速度。2、双封卡单层分层压裂工艺上封喷砂器下封丝堵第29页/共174页封隔器+桥塞分层压裂工艺特点:

控制压裂层段准确;

降低双封卡井风险；可以采用欠顶替工艺。适用条件:

深井及多层段井分层压裂；注意事项:

施工工艺较复杂，压裂前需先下入桥塞，压裂后需打捞或钻掉桥塞；施工时，桥塞上下压差不能超过允许的最大压差；水力锚的啮合力必须大于施工时作用于封隔器的上顶力；打捞桥塞前先将桥塞上沉砂冲净；捞桥塞后，起管柱时应先上下活动将桥塞解封，卡瓦收回，再慢慢上起，不行猛提。3、封隔器+桥塞分层压裂工艺桥塞第30页/共174页封隔器+填砂分层压裂工艺特点:

控制压裂层段准确降低双封卡井风险可以采用欠顶替工艺适用条件:

中深井注意事项:

压裂前需先进行准确的填砂作业；为保证填砂封堵性，一般选择粉砂，或在砂面上再进行注灰塞作业。4、封隔器+填砂分层压裂工艺灰面填砂第31页/共174页特点:

不动管柱、不压井、不放喷,

一次施工多层分压；适用条件:

多层多段压裂井注意事项:

管柱结构复杂

施工完后立即起管柱；5、多级滑套封隔器分层压裂工艺多级滑套封隔器分层压裂工艺压第一层带滑套喷砂器带滑套喷砂器不带滑套喷砂器压第二层压第三层第32页/共174页(三)投球法分层压裂工艺特点:

压裂的层段一次射开利用各层间破裂压力不同，先压开破裂压力较低的层段加砂，然后在注顶替液时投入堵球，将射孔孔眼暂时堵塞，再提高压力压开破裂压力较高的层段。适用条件:

多层薄层,机械封隔器很难隔开注意事项:

套管抗内压强度要足够大封堵球质量要好。投球法压裂工艺第33页/共174页

特点:

一次射开所有欲改造的目的层;

不动管柱一次施工压裂改造多层适用条件:

中深井

薄层多层,机械封隔器很难分层注意事项:

射孔孔眼数和确定是关键;

施工排量尽可能大;

套管抗内压满足施工要求.(四)限流法分层压裂工艺（施工排量尽可能的要大）24MPa20MPa22MPa20MPa24MPa20MPa22MPa22MPa24MPa20MPa22MPa24MPa限流法分层压裂工艺第34页/共174页1、限流法压裂工艺要点

根据每个处理层的厚度、破裂压力和规模确定射孔位置、孔数和孔眼直径；必须保证每个孔眼畅通；最大排量下保证压裂层位的套管抗内压强度安全；各层间不能串通。第35页/共174页2、限流法压裂设计方法与步骤

先按拟射开层数和油层厚度，选择一个注入排量；按该地区油层破裂压力梯度计算所需的井底压力；根据注入方式和排量计算油管和套管摩阻；根据设备能力、井口及油(套)管强度确定一个井口压力；计算孔眼摩阻，计算出的孔眼摩阻应大于射开油层的破裂压力差值，否则应重新确定井口压力；计算孔眼孔数，并将孔数合理分配到各层；若计算出的孔数不合理，则改变排量再重新计算，直到合理为止。第36页/共174页第二节水力压裂作业地面流程与设备一、水力压裂作业地面流程二、水力压裂施工设备第37页/共174页一、水力压裂作业地面流程（平衡液﹖）泵车液罐车仪表车平衡车混砂车砂罐车压裂井口平衡液备用液罐和砂罐车﹖第38页/共174页集中摆放罐车集中摆放在井场最外边，罐车之间保持一定距离低压部分长龙摆放

大罐与低压管汇之间采用4˝钢丝胶管、油壬联接低压管汇与混砂车之间距离9-15m，上液管3-8条、4˝钢丝胶管油壬联接混砂车与高压管汇低压端距离4-8m，供液管为4˝钢丝胶管，油壬联接联接处不得有滴、漏、刺，钢丝管不得有变形，冬季随上锅炉车，注意大罐、阀门、伸出弯头保温一、水力压裂作业地面流程第39页/共174页高压部分

高压管汇至井口距离大于9m，小于50m，每10m用一地锚加固，井口要用4条钢丝绳加固，不得与修井架连接

1.2-1.5倍的预测施工压力试压，5min不刺不漏、压力不降为合格仪表车停在砂罐车靠近井口的一面，易于通观施工场地高压管汇管与各压裂车的连接部分必须装有单流阀，单流阀的布置尽量左右对称，使高压管汇受力均匀，减轻震动一、水力压裂作业地面流程第40页/共174页1、泵车发动机压裂泵传动箱运载车仪表监控系统液气控制系统二、水力压裂施工设备第41页/共174页2、混砂车运载车发动机仪表监控系统液气控制系统管汇系统输砂系统第42页/共174页发动机分动箱排出砂泵离合器油泵油泵输砂油泵输砂油泵油泵油泵搅拌吸入砂泵泵油分开油缸起升油缸冷却风扇干添系统1号液添2号液添混砂车传动路线图第43页/共174页3、仪表车第44页/共174页压裂车组监测与控制流程运砂车混砂车液罐液罐仪器车高压管汇压裂车压裂车压裂车井口第45页/共174页4、管汇车第46页/共174页

管汇车是配合压裂机组作业的一种辅助设备。整机分为底盘车、高压管汇、低压管汇、备用高压管汇、随车吊五个部分。第47页/共174页5、运砂车运砂量：8、10、12、14m3砂斗采用液压缸升降，可手动或自动第48页/共174页6、现场常用压裂设备及性能指标(1)SS压裂车组

(1)1000型(2)2000型(2)HALLIBURTON压裂车

(1)1800型(3)四机厂2000型压裂车组(4)混砂车

(1)SS型1000型

(2)SS型2000型

(3)HALLIBURTON1800型

(4)第四石油机械厂2000型第49页/共174页传动器档位123456锁定状态总传动比31.817.412.759.8257.55.475发动机额定转速，r/min20502050205020502050泵超速不锁定泵冲数，min-165118161209274排量系数0.950.950.950.950.95泵排量，m3/min0.3050.5540.7560.9811.287最高工作压力，MPa103.480.458.845.434.6输出水功率，kw527.2745.7745.7745.7745.7吸入压力，MPa0.345SS1000型压裂车作业参数表第50页/共174页挡位传动箱传动比冲次

1/min

排量，L/min

压力，MPa

水功率4“柱塞41/2“柱塞5“柱塞4“柱塞41/2＂柱塞5“柱塞4“柱塞41/2“柱塞5“柱塞13.7579651822101610599.480.668281881922.691119151155142891725814001400115132.2013511131405173775594814001400140041.7716913941759217560473814001400140051.5818915591967243253423414001400140061.2723519382446302443342714001400140071.00299246631123848342621140014001400HALLIBURTON1800型压裂车作业参数表第51页/共174页SS1000型混砂车(1)吸入系统吸入管口径：100mm；吸入接头数：8个，带蝶阀；吸入泵类型：离心式砂泵；排出压力：552KPa。(2)排出系统排出管口径：100mm；排出接头数：8个，带蝶阀；排出泵类型：离心式砂泵；排出压力：552KPa；流量计：6〞、8〞哈里伯顿电传感式涡轮流量计各一套密度计：射线式，量程0-9.07kg/L(3)比例混合系统输砂方式：机械螺旋；输砂器数量：2套；最大输砂量：5.67m3/min；最大转数：340r/min；砂斗高度：0.9m；干粉添加：2套，机械螺旋，排量0-45.3、0-90.7kg/min液体添加：3套，液动齿轮泵，排量0-100、1-300、0-500L/min第52页/共174页第三节水力压裂工具井下压裂封隔器轻便压裂井口千型压裂井口压裂井口保护器第53页/共174页Y221110钢体最大外径φ110mm解封方式为提放管柱解封座封方式为转动管柱座封支撑方式为单向卡瓦压缩式封隔器

如:Y系列封隔器表示方法(一)井下压裂封隔器

利用机械封隔器进行分层压裂改造是目前油田矿场上广泛应用的方法之一,石油天然气行业标准SY/5105-86

中规定了封隔器型号及使用方法。第54页/共174页(二)轻便压裂井口

工作压力：70MPa

通径：50/60mm

重量：207kg

联接扣型：Tr53/8×3.5扣/吋接压裂管线

27/8UPTBG接油管挂

27/8TBG按放空管线压盘尺寸可与250型采油井口大四通配套井口重量轻,搬运方便,现场不需要要吊车井口可与现场使用的250型采油井口配套第55页/共174页(三)千型压裂井口大规模长时间施工深井超深井施工70型井口70MPa105型井口105MPa铸造一体导流式平行闸阀爆破阀第56页/共174页第四节压裂液及其质量检测一、压裂液概述二、水基冻胶压裂液组成与性能检测三、压裂液的配制与质量控制第57页/共174页一、压裂液概述1、按配液材料和液体性质分类水基压裂液油基压裂液乳化压裂液泡沫压裂液醇基压裂液第58页/共174页2、按耐温性能分类低温压裂液(<60℃)

中温压裂液(61-120℃)

高温压裂液(>120℃)第59页/共174页3、按压裂作业中不同工艺作用分类预前置液作用：对非常规储层进行压前处理

要求：具有一定特殊性，如防膨，降低地层温度，预造缝等。前置液

作用：造缝降温减少携砂液滤失

要求：一定粘度足够用量

携砂液

作用：将支撑剂代入裂缝继续扩张裂缝冷却地层

要求：粘度高携砂能力强顶替液

作用：中间顶替液尾注顶替液

要求：用量适当第60页/共174页采油工程手册：第61页/共174页第62页/共174页二、水基冻胶压裂液的组成与性能检测1、压裂液特点

施工安全，不会引起火灾及其它事故最大限度减少或降低储层伤害及地面环境污染成本低，货源广第63页/共174页(1)稠化剂(2)交联剂(3)破胶剂2、水基压裂液的组成(4)降滤失剂(5)粘土稳定剂(6)表面活性剂(7)温度稳定剂(8)PH值调节剂(9)杀菌剂(10)润湿剂(11)降阻剂主液部分辅助部分第64页/共174页(1)稠化剂

是水基压裂液的主剂，用以提高水溶液的粘度，降低液体滤失，悬浮和携带支撑剂.

国内普遍使用的是胍胶、羟丙基胍胶(HPG)，占总使用量的90%以上，一般使用浓度为0.3-0.6%。

第65页/共174页名称胍胶羟丙基胍胶项目技术指标一级二级一级二级外观乳白色粉末淡黄色粉末细度(过SSW0.125/0.09，≥)99999999细度(过SSW0.071/0.05，≥)95859080含水率(%，≤)891010表观粘度(30℃，170s-1，mPa·s)100808570水不溶物含量(%，≤)1620812PH值6.8-7.07.0-7.5交联性能能与交联剂形成可用玻璃棒挑挂的冻胶

常用压裂液稠化剂性能标准第66页/共174页

(2)交联剂是能与聚合物线型大分子链形成新的化学键，使其联结成网状体型结构的化学剂。聚合物水溶液因交联作用形成水冻胶。硼砂化学名称为十水合四硼酸钠(Na2B4O7·10H2O)

优点:清洁无毒，破胶彻底，对储层伤害小；无机硼：缺点:交联速度快，耐温低,一般在70℃以下。优点:耐温高，可达到180℃，且能延迟交联缺点:破胶不彻底，容易对地层造成伤害

≌有机硼

有机硼是用特定有机络合基团(如乙二醛等)

有机硼交联压裂液具有延迟交联、温度范围宽(71-150℃)和自动破胶三大特性，克服了无机硼交联压裂液耐温差、交联快的不足缺点。

特殊类型交联剂,如酸性(BCL-81),有机锆有机钛类等,

适用于特殊类型储层,如气井,敏感性储层。

第67页/共174页

(3)破胶剂

当完成压裂施工后,如何使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少对储层的伤害,破胶剂将发挥重要作用。

常用的破胶剂有三类：生物酶、过氧化物、有机酸。生物酶是适用于21-54℃低温破胶剂；过氧化物一般是适用于54-93℃的中温破胶剂；

过氧化物破胶剂的PH值范围在3.0-14.0之间均可用，现场常用的有过硫酸铵、过硫酸钠等，用量在0.01-0.2mg/L。有机酸一般是适用于93℃以上的高温破胶剂。第68页/共174页(4)降滤失剂

降滤失剂主要用来增强压裂液造壁性能，降低液体滤失量，提高液体效率。现场常用的降滤失剂有：乳液、油溶性树脂、硅粉、粉砂等。在控制压裂液初滤失方面的优先顺序是：硅粉>粉砂>油溶性树脂>乳液；在控制压裂液造壁滤失方面的优先顺序是：乳液>硅粉>粉砂>油溶性树脂。

第69页/共174页(5)粘土稳定剂（kcl)

使用水基压裂液会引起粘土沉积、颗粒膨胀和迁移。同时，水基压裂液以碱性交联为主，滤液存在较强的碱性(PH一般为8-10)，对粘土的分散、运移有很大的影响。压裂液以小分子水溶性滤液进入孔隙，对储层的伤害通常是水敏性和碱敏性叠加作用的结果。

KCL是现场最常用的压裂液粘土稳定剂，使用浓度一般为1.0-2.0%。

聚合物粘土稳定剂是阳离子型的高分子聚合物，因其吸附牢固耐冲刷而对于注水井是良好的长效粘土稳定剂。但对于压裂井，不存在类似注水井的长期冲刷，特别是压裂井往往渗透率低且很容易被阳离子聚合物堵塞，因而一般不建议在压裂液中使用。第70页/共174页(6)表面活性剂（降低油水界面张力）

水基压裂液中的表面活性剂通常用于压后助排、防乳破乳作用，有时也用作配制压裂液时的消泡剂。对于气井，助排剂只要起到降低表面张力的作用即可，但对于油井，选择的助排剂除降低表面张力外，更主要的是降低油水界面张力。压裂液破乳剂应能在储层温度下保持其表面活性，并且在与储层岩石接触时不易因吸附作用而从溶液中分解出来。由于破乳效果与原油性质有直接关系，因此选用破乳剂时，在考虑与压裂液配伍的条件下，一定要用本井原油进行实验。

第71页/共174页(7)温度稳定剂

用来增强水溶性高分子胶液的耐温能力，满足高温储层、不同施工时间对压裂液的粘度与时间的稳定性要求。冻胶压裂液的耐温性主要取决于交联剂、增稠剂品种以及体系中各添加剂的合理搭配，温度稳定剂仅为辅剂。常用的温度稳定剂:TA-8第72页/共174页

(8)PH值调节剂（碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠、醋酸、柠檬酸）

在水基压裂液中，通常用PH值调节剂(也称缓冲剂)控制稠化剂水合增粘速度、交联剂所需的PH值范围和交联时间以及控制细菌的生长。在基液的配制过程中，PH值太低，稠化剂水合速度快，在其表面形成一层水化膜，抑制内部的高分子溶胀，即会形成“鱼眼”，因此，在配液过程中，通过PH值调节剂，首先使溶液保持弱碱性，稠化剂处于完全分散状态；再调节至弱酸性，使其水合增粘，减少“鱼眼”，充分溶胀。不同的交联剂所要求的交联PH范围不同，硼交联压裂液一般要求PH值在11.0以上，并通过调节PH值控制延迟交联时间；钛、锆交联压裂液一般要求PH值在9.0-11.0之间。

PH值调节剂还可以根据酶破胶剂的最佳活性范围调节出合适的PH值，使破胶剂发挥出最大的破胶能力。提高基液PH值，可以控制细菌的生长，达到防腐作用。现场常用的PH值调节剂有：碳酸氢钠(小苏打)、碳酸钠(纯碱)、氢氧化钠(烧碱)、醋酸、柠檬酸等，配合使用效果更好。第73页/共174页(9)杀菌剂（甲醛）

抑制和杀死微生物，使配制的基液性能稳定，防止聚合物降解，同时阻止储集层内细菌生长。现场常用的杀菌剂以甲醛(HCHO)为主，有刺激性气味，对人体有害，一般使用浓度为0.5-1.0%；

现场配制压裂液时，必须注意杀菌剂的添加过程和时间效应，一般应在注水充满大罐前，加入一半杀菌剂迅速杀死其中的细菌，当注完水后，再加入余下的杀菌剂，并保持6-8小时，杀死压裂液中所的细菌。

第74页/共174页(10)润湿剂（由油润湿转化为水润湿）

用来改变油层岩石的表面润湿性质，将油润湿表面转化成水润湿表面，使油不为岩石滞留，而易于流动产出。

(11)降阻剂（多为线性高分子聚合物）

在进行深井压裂作业时，需用降阻剂降低压裂液在注入管柱中的沿程摩阻，以提高泵效，降阻剂多为线性高分子聚合物。第75页/共174页3、压裂液性能测试与评价

压裂液的性能关系到压裂施工的成败及作业效果的好坏。压裂液性能测试与评价的目的，是为配制和选用压裂液提供可靠依据，为压裂设计提供准确参数。压裂液的滤失性压裂液的伤害性压裂液的流变性压裂液的溶解性测试与评价性能第76页/共174页(1)压裂液的滤失性

受粘度控制的压裂液滤失系数

这种压裂液的粘度大大超过储层内原有流体的粘度，因而在一定压力梯度下，它在储层内的流动性比层内原有流体小的多，渗滤量也少得多。

受粘度控制滤失系数的压裂液在储层内的滤失主要取决于储层的孔隙度、渗透率、裂缝面所承受的压差、压裂液在储层条件下的粘度。第77页/共174页

受储层流体压缩性控制的压裂液滤失系数

受储层流体压缩性控制滤失系数的压裂液具有低粘度，它接近于或基本接近储层流体的物理特性。采用本层油或水而不混掺添加剂的压裂液都属于这一类。这种压裂液滤失量较大的缺点常可因其与储层流体物性相近而得到补偿，这时它的滤失是受其压缩性和储层本身流体粘度所控制。当储层内饱和某一流体时，如不受压缩，就不能再容纳多余的同类流体，因此，尽管压裂液粘度较低，其滤失量也是有限的。这种压裂液适用于接近饱和压力下采油的油井。第78页/共174页

受造壁性能控制的压裂液滤失系数

这种压裂液内由于添加了降滤失剂，压裂时在裂缝面上可形成暂时的滤饼，能防止压裂液继续渗滤。由于滤饼渗透率低，通过滤饼即产生压降，因而根据达西定律可以求出通过滤饼进入储层的液体滤失量。

压裂液综合滤失系数

实际上压裂液滤失时，将同时受到上述三种滤失机理的控制，一般采用综合滤失系数评价压裂液的滤失性能。第79页/共174页压裂液滤失性能测试与评价

岩心滤失性测定

根据岩心渗透率的大小，选定挤入压差，一般用5.5MPa将压裂液挤过岩心，记录挤入时间为1、4、9、16、25、36min时通过岩心的滤失量Q。滤纸滤失性测定

在滤失测定仪上，用35MPa压差将压裂液挤过滤纸，记录挤入时间为1、

4、9、16、25、36min时通过岩心的滤失量Q。滤失性计算

以压裂液在岩心或滤纸上测得的滤失量Q为纵坐标，以时间的平方根为横坐标，在直角坐标上作Q-t1/2关系曲线。第80页/共174页(2)压裂液的伤害性

岩心渗透率的测定(1)岩心准备

参照行业标准SY5336-88《常规岩心分析推荐作法》。(2)测定岩心气体渗透率

在岩心气体渗透率测定仪上测定岩心的气体渗透率，作为岩心渗透率的定性参数。(3)测定和计算孔隙体积和孔隙度将岩心烘干、称重得m1；抽真空、饱和盐水、称重得m2；计算孔隙体积V孔和孔隙度Φ。(4)测定和计算岩心渗透率将岩心用10倍于孔隙体积的盐水进一步饱和，参照岩心气体渗透率的大小选定试验压差，将煤油挤入岩心，驱替岩心孔隙中的盐水，待盐水驱替完毕，煤油流量稳定后，测定煤油准确流量，计算岩心渗透率。第81页/共174页

压裂液及其添加剂对岩心伤害的测定与计算

试样岩心的流动试验在模拟地层的条件下，将添加剂从进盐水和煤油相反的方向挤入岩心。挤入压差视岩心渗透率及试样粘稠状态选定，一般为5.5MPa，恒温使添加剂与岩心充分作用一定时间；在模拟地层的条件下，将压裂液从进盐水和煤油相反的方向挤入岩心。挤入压差视岩心渗透率及试样粘稠状态选定，一般为5.5MPa，在储层温度下恒温，使压裂液与岩心作用并破胶水化；按岩心渗透率测定和计算方法再次测定通过试样后的岩心渗透率：则试样对岩心渗透率的伤害率为：第82页/共174页(3)压裂液的流变性

基液粘度

可用各种粘度计在170s-1下，测定并绘出给定温度下的稠化剂溶解增稠的粘温曲线，由曲线中可给出稠化剂充分溶解的时间t和稠化液的表观粘度ηa。增稠剂溶解时间与粘度关系实验曲线t(min)η(mPa·s)ηa第83页/共174页

压裂液初始粘度

初始粘度是基液开始进一步增稠或交联15-120s内的粘度变化范围。它代表压裂液在混砂罐内的携砂粘度，也反映压裂液延迟交联或增稠性能。初始粘度和交联的压裂液流动特性是变化的，但基本上属于粘塑性非牛顿流体，可用各种粘度计测定出在地面温度下170s-1时的表观粘度值ηa。

压裂液初始粘度一般控制在100-200mPa·s。第84页/共174页

压裂液的流变性压裂液的流动曲线用粘度计测定压裂液室温至油层温度下的流动曲线，可以计算得出压裂液在不同温度下的K′(纵坐标截距)和n′值(直线斜率)。压裂液在不同温度下的流动曲线Logτ(mPa)LogD(s-1)20℃40℃60℃80℃100℃170第85页/共174页

压裂液的温度稳定性（粘温曲线）将170s-1下的表观粘度ηa与温度T的关系绘制成图，即可得到压裂液的温度稳定曲线，即粘温曲线。压裂液的粘温曲线T(℃)ηa(mPa·s)第86页/共174页

压裂液的剪切稳定性（粘时曲线）

测定压裂液在170s-1下的表观粘度与测定时间的关系曲线，即粘时曲线，并测定压裂液受剪切作用开始、相隔一定时间、结束时的流动曲线，得到压裂液受剪切后表观粘度ηa以及K′和n′值的下降程度。ηa(mPa·s)t(min)压裂液的粘度与剪切时间关系曲线第87页/共174页

压裂液的粘时、粘温叠加效应

在设计的压裂作业时间内，压裂液的温度从地面温度升高至油层温度，再继续恒温的条件下，观察压裂液在170s-1下的粘度与剪切时间、粘度与温度的叠加效应，这是对压裂液在作业过程中粘度变化的模拟实验考察。t(h)初始粘度ηa

以100-200mPa·s为宜最高粘度ηmax

控制在1000-3000mPa·s最低粘度ηmin

不低于50mPa·s到达油层温度的时间tT施工结束时间tf压裂液粘时、粘温关系曲线η(mPa·s)T(℃)η0ηmaxηmintTtf地面温度油层温度下恒温ab第88页/共174页

破胶降粘液粘度（牛顿流体）

施工结束后，压裂液在油层温度条件下，破胶剂发生作用而破胶降粘。破胶降粘液的粘度是对压裂液在油层条件下破胶彻底性的衡量，它关系到破胶液的返排率及对油层的伤害程度。破胶降粘液接近牛顿流体，可用毛管粘度计或其它粘度计测定其粘度η。

破胶液粘度应控制在10mPa·s(30℃)以下。第89页/共174页(4)压裂液的溶解性

压裂液应具有良好的自溶性，同时，它与地层岩石和流体接触后，也应具有良好的相容性。评价和改善压裂液及其与地层岩石和流体的反应产物的水溶性和油溶性的目的，是使其尽可能避免造成地层堵塞伤害。测试与评价性能压裂液及其添加剂的溶解性破胶降粘液的溶解性破胶液与地层流体的相容性第90页/共174页压裂液及其添加剂的溶解性

压裂液及其添加剂的溶解性包括水溶性和油溶性，用测定其水不溶物含量或油不溶物含量的方法进行评价。

水不溶物含量的测定将干燥的水基压裂液添加剂试样称重，得到重量m1，然后溶于水。去除溶解液，用水洗涤、离心分离、干燥并称重，得到水不溶物重量m2，则水不溶物含量为：

油不溶物含量的测定

与水不溶物含量的测定方法相同，将水溶剂改为油溶剂。

水溶物和油溶物混合样的油水不溶物含量的测定

将定量m1样品加入装有水和油两种溶剂的分液漏斗中，摇匀并分离溶解物和油水不溶物，将不溶物干燥、称重得m2，则油水不溶物含量为：第91页/共174页破胶降粘液的溶解性

破胶降粘液也存在水不溶性残渣和油不溶物残渣及油水不溶物残渣，测试方法与压裂液及其添加剂相似。＄破胶液与地层流体的相溶性

破胶液与地层油、水产生沉淀情况

观察水基压裂液的破胶液与地层水混合后是否产生沉淀；

破胶液与地层油、水乳化作用的测定

测定不同比例的水基压裂液的破胶液与地层油混合后在储层温度下恒温破乳的比值；第92页/共174页水基冻胶压裂液通用技术指标序号项目指标低温(20-60℃)中温(60-120℃)高温(120-180℃)1基液密度（g/cm3）1.000-1.0502基液表观粘度（mPa·s）20-4030-6040-903交联时间（s）15-6030-12060-3004剪切稳定性剪切时间（min）6090120表观粘度（mPa·s）≥505稠度系数（mPa·sn）0.8-2.56流动指数0.3-0.77静态滤失系数（m/min1/2）≤6.0×10-48初滤失量（m3/m2）≤1.0×10-39滤失速率（m/min）≤1.0×10-4第93页/共174页序号项目指标低温(20-60℃)中温(60-120℃)高温(120-180℃)10破胶时间（h）≤1211破胶液粘度（mPa·s）≤5.012破胶液表面张力（m·N/m）≤28.013破胶液与煤油界面张力（m·N/m）≤2.014破乳率（10-2）≥9515降阻率（10-2）≥3516残渣含量（mg/L）≤55017岩心渗透率损害率（%）≤3018压裂液滤液与地层水配伍性无沉淀、无絮凝第94页/共174页

配液站配液

压裂施工前，利用配液站批量配制原胶液，施工时用压裂液罐运到现场。现场配液

在不具备配液站配液的情况下，在现场利用配液装置进行原胶液的配制。连续混配

在进行大型压裂施工时，利用连续混配车边配液、边泵注。三、压裂液的配制与质量控制1、压裂液配制第95页/共174页

配制压裂液一定按压裂设计要求的先后顺序进行投料投料结束后，分散一定时间(一般情况下不能低于8小时)

装液前对各储液设备及液体性能进行检查，是否达到设计要求施工前要对各储液设备进行液体性能测试

（粘度、pH值、交联性能、交联时间）施工过程中定时检测液体交联状况，根据现场情况调整交联比2、压裂液质量控制第96页/共174页

基液粘度达不到设计要求：投料量不足追加投料药剂纯度不足追加投料，并取样准备检测、处理投料顺序不对重新配制

pH值不符合要求调整pH值交联不好过交联重新调整交联比，加水降低交联剂浓度

弱交联重新调整交联比测基液粘度增加稠化剂量3、压裂液可能经常出现的问题及解决方法第97页/共174页第五节支撑剂及其质量检测

一、支撑剂的类型二、支撑剂的物理性质及其评价方法三、充填支撑剂的裂缝导流能力及其影响因素四、支撑剂的选择第98页/共174页一、支撑剂的类型(一)石英砂

1、特征

石英砂是含有大量二氧化硅(SiO2)的集合体，常呈块或粒状，其中硅(Si)含量为46.7%。硬度为7，颜色多样，通常为无色、乳白色、淡黄色或灰色，玻璃光泽，加热到1500℃开始软化，在1710-1756℃溶化。仅溶于氢氟酸，不溶于其它酸碱类。

第99页/共174页2、产地

国内:甘肃兰州(皋兰)砂(供应全国各油田)

江西永州砂福建福州砂湖南岳阳砂山东荣城砂吉林农安砂河北承德砂湖北蒲圻砂新疆和丰砂内蒙古通辽砂(以吉林大庆油田应用为主)等。

国外：北部白砂或渥太华(Ottawa)砂约旦(Jordan)砂圣彼得(St.Peter)砂、翁渥克(Wonewoc)砂得州棕砂布莱第(Brady)砂胡桃木(Hickory)砂等。第100页/共174页3、化学与矿物成分

(1)化学成分

天然石英砂的主要化学成分是氧化硅(SiO2)，同时伴有少量的氧化铝(Al2O3)，氧化铁(Fe2O3)，氧化钾和氧化钠(K2O+Na2O)及氧化钙和氧化镁(CaO+MgO)。

(2)矿物成分

天然石英砂的矿物组分以石英为主。石英含量是衡量石英砂质量的重要指标。我国压裂用石英砂的石英含量一般在80%左右，国外优质石英砂中的石英含量可达到98%以上。

4、微观结构

石英可分为单晶石英和复晶石英两种晶体结构。在天然石英砂的石英含量中，单晶石英颗粒所占的重量百分数愈大，则石英的抗压强度愈高。一般，石英砂的颗粒绝对密度约为2.65，体积密度约为1.75g/cm3，孔隙度为30-38%。第101页/共174页5、石英砂优缺点

(1)优点

对于低闭合压力的各类储层，使用石英砂作为压裂用支撑剂可取得较好的增产效果和经济效益；圆、球度较好的石英砂破碎后呈小碎块状，仍可保持一定的导流能力；

100目的粉砂可做为压裂液的固体防滤失添加剂，它在裂缝延伸过程中可以填充那些与主裂缝沟通的天然裂缝，降低压裂液的滤失；石英砂的绝对密度较低，便于施工泵送；石英砂价格便宜，货源广,在许多地区可以就地取材。

(2)缺点

石英砂强度低，不适合在中、高闭合压力的压裂层中使用；由于石英砂的抗压强度低，破碎后将大大降低裂缝的导流能力，加之受嵌入、微粒运移、堵塞、压裂液伤害等因素影响，严重时可降至原来的10%或更低。第102页/共174页(二)陶粒1、化学组成与微观晶相结构(1)中等强度陶粒支撑剂（ISP）中等强度陶粒支撑剂（ISP）都用铝矾土或铝质陶土（矾和硅酸铝）制造。其中氧化铝（Al2O3）或铝质的重量百分比含量为46%~77%，硅质（SiO2）含量占12%~55%，此外，还有少量小于10%的其它氧化物。(2)高强度陶粒支撑剂高强度支撑剂由铝矾土或氧化锆的物料制成。颗粒相对密度约为3.4或更高。其化学组分氧化铝（Al2O3）的含量可达85%~90%，氧化硅（SiO2）占3%~6%，氧化铁（Fe2O3）占4%~7%，氧化钛（TiO2）占3%~4%。第103页/共174页高强度陶粒支撑剂性能

第104页/共174页2、优缺点(1)优点强度高，在相同闭合压力下，与石英砂相比较破碎率低，导流能高，尤其是在高闭合压力下仍能提供一定的导流能力；具有较强的抗盐、耐温性能，在150-200℃含10%盐水中陈化240h后抗压强度不变；在280℃和溶液PH值为11的条件下陈化72h后，重量损失为3.5%，而石英砂约为50%被溶解。随闭合压力的增加或承压时间的延长，陶粒的破碎率要比石英砂低得多，导流能力的递减率也要慢得多。因此，对任一深度、任一储层来说，使用陶粒均会获得较高的初产量、稳产量和更长的有效期。(2)缺点（制造严格，价格贵）相对密度高，对压裂液性能及泵送条件要求高；陶粒物料选择与制造过程严格、复杂；价格较贵，限制了陶粒的广泛使用。第105页/共174页二、支撑剂的物理性质及其评价方法(一)支撑剂的物理性质：

支撑剂的粒度组成、圆度与球度、表面光滑度、酸溶解度、浊度、密度及抗压强度。这些物理性质决定了支撑剂的质量及其在闭合压力下的导流能力。理想状态下的支撑剂性质(生产厂家的攻关方向)

具有足够的抗压强度，能承受到140MPa的闭合压力；为便于泵送，支撑剂的颗粒相对密度要低；支撑剂的颗粒尽量大一些，颗粒均匀，圆度和球度应接近于1；支撑剂应在温度为200℃的条件下与储层流体不产生化学作用；货源充足，按体积计价格应与石英砂持平。第106页/共174页(二)支撑剂样品的取样方法

1、样品的代表性

是指该样品应与生产厂家出厂成品或用户供应点送往压裂施工现场的支撑剂质量完全一样。

2、取样地点

在供应厂家支撑剂被筛选为出厂成品之后；用户供应点存储的支撑剂；运至施工井场待用的支撑剂。

3、需要的样品数量

(1)散装支撑剂

在生产厂家、用户供应点或压裂施工现场，每5000kg支撑剂提取一个样品(每个样品约重8-12kg)，至少取够2袋(50kg)。这些样品必须混合成一个样品，经样品减少器处理后可得到3kg的试样进行评价试验。

(2)袋装支撑剂

在生产厂家、用户供应点或压裂施工现场，在每100袋(2500kg)袋装支撑剂中任取10袋，每袋各取2.5kg样品，至少取够2袋(50kg)。混合成一个样品，经样品减少器处理后可得到3kg的试样进行评价试验。第107页/共174页4、取样装置

(1)取样器长、宽、高各为210、100和150mm，并带有12.7mm开口的容器，体积3270cm3。

(2)样品减少器其大小可以处理一袋样品(25kg),一次处理可减少到原量1/4(6.3kg)。

(3)样品分离器取样器分离器第108页/共174页5、取样方法

将取样器垂直于纵轴并于均匀的速度通过支撑剂流的宽度。取时，取样器应很快地沿支撑剂流移动，以取得所有流动着的支撑剂。当取样器取满第一批支撑剂后，至少应停2min再取下一批样品。即每批样品应在相等的时间间隔后取得，以保证完整准确的分析。

6、保存试样

实验室对一年内每次支撑剂评价试验的试样至少应保存1000g。一般压裂井的试样应保存六个月，重点压裂井的试样应保存一年。第109页/共174页(三)支撑剂筛选分析1、筛析方法

根据支撑剂粒径选择标准筛网。每组标准试验筛由6个筛网与一个底盘组成，自上而下，筛网尺寸由大到小，将它们叠放在一起，将100g(准确到0.1g)支撑剂试样均匀地倒在最上面一层的筛网上，将叠在一起的筛垛装在振筛机上，开动振筛机。取下每层筛网和底盘，倒出留在每一筛网与底盘里的支撑剂，并用钢丝刷彻底清除卡在筛孔中的颗粒。精确称量每个筛网与底盘里的支撑剂量，并计算该量占试样总量的百分比。支撑剂量的累积百分比与试样总量的误差应在±0.5%以内。

2、评价标准第一层筛网上的支撑剂最多不能超过样品总量的0.1%；符合规定筛网尺寸的支撑剂量最低不能低于样品总量的90%；落在底盘上的支撑剂量最大可超过1.0%。

第110页/共174页支撑剂尺寸筛析试验的筛网组合规定的支撑剂尺寸(目)12/2016/2020/4040/70筛网孔径尺寸(mｍ)CHINA1.6/0.91.25/0.90.9/0.450.45/0.224USN1.7/0.851.18/0.850.85/0.4250.425/0.212试验用的筛网组合812163012162040161830501820356020254070303050100底盘底盘底盘底盘第111页/共174页(四)支撑剂的圆度和球度

1、定义圆度：支撑剂颗粒棱角相对尖锐的程度；球度：支撑剂颗粒接近球体形状的程度。

2、试验方法

(1)目测比较法

在试样中任取20-30粒支撑剂颗粒；

在10~20倍显微镜下观察每一颗粒的外形，与圆度与球度目测图版对照比较；记录每一单粒的圆度和球度级别，计算出全部试样的平均圆度和球度。

(2)图象比较法任取部分支撑剂，把它们铺置成单层。用胶带压在颗粒上粘上单层支撑剂颗粒；用扫描电子显微镜或体视显微镜对粘在胶带上的颗粒放大，拍照。用显微放大照片与标准圆度、球度图版进行比较，测定和记录照片内支撑剂颗粒的圆度和球度。然后，确定出试样的平均圆度和球度值。第112页/共174页

国内外支撑剂圆度和球度最低标准支撑剂类别SY/T5108-86标准API推荐标准圆度球度圆度球度天然石英砂0.50.70.60.6人造陶粒0.90.90.70.7第113页/共174页(五)支撑剂的表面光滑度

1、试验方法

以测定圆度和球度的颗粒来测定支撑剂的表面光滑度；将支撑剂颗粒置于可放大60倍的体视显微镜下观察，并对照支撑剂表面光滑度图版确定支撑剂的表面光滑度。

2、评价标准

支撑剂的表面光滑度程度分为优、中等和差三个级别。我国SY/5108-86标准规定，人造陶粒应达到优和中等级别。第114页/共174页(六)支撑剂的浊度

1、定义

浊度是指支撑剂颗粒表面粉尘、泥质或无机物微量的含量。

2、试验方法将20mL干燥的支撑剂置于300mL的烧杯内，并倒入100mL蒸馏水，静置30min后，在30s内用手摇动烧杯(不得搅拌)约40-60次，再静置5min；用注射器在烧杯中部吸取25mL的混浊液体，装入30mL的试管或测试瓶中；根据被测试液体的混浊程度与标准浊度溶液对比；在浊度计上选择合适的量程后，将上述30mL试管或测试瓶插入浊度计的测试孔中读数，被测液体中的浊度(即支撑剂浊度)即等于读数乘以量程的倍数。

3、评价标准

SY/5108-86规定，支撑剂的浊度应小于100度。第115页/共174页(七)支撑剂的酸溶解度

1、评价目的

检验混在支撑剂上的碳酸岩、长石、铁等氧化物及粘土等杂质的含量。

2、试验方法将适量支撑剂试样放入烘箱，在105℃的温度下至少烘干1h，取出放入干燥器内冷却后称取5g试样待用；将耐酸滤纸放入坩埚内并一起放入烘箱，在105℃的温度下至少烘干1h，取出放入干燥器内冷却后再一起称重。然后，再将耐酸滤纸和坩埚一起放在内部插有漏斗的橡胶密封垫上待用；在室温下，将已称好的5g支撑剂试样倒入装有100mL12%-3%HCl-HF溶液的塑料量杯内。然后，将该杯置于65.6℃的恒温水浴中30min。注意不要搅拌并防止污染试样。将量杯内的支撑剂试样与酸液全部倒在坩埚的耐酸滤纸上，然后，进行真空抽滤。在抽滤过程中，每次用100mL的蒸馏水冲洗试样，并进行3次；将坩埚、耐酸滤纸及坩埚内冲洗后的支撑剂试样一起放入烘箱，在105℃的温度下至少烘干1h，取出放入干燥箱冷却后再一起称重；以下式计算支撑剂的酸溶解度：第116页/共174页3、评价标准支撑剂名称SY/T5108-86标准(%)API推荐标准(%)12/20目16/20目20/40目40/70目12/20目16/20目20/40目40/70目石英砂55572223中强支撑剂---7高强支撑剂55577第117页/共174页(八)支撑剂的密度

1、定义支撑剂密度：在充满一个单位体积内支撑剂颗粒的质量。

体积密度：“充满一个单位体积”包括自身所占有的体积以及支撑剂颗粒之间的空