减阻剂减阻率测控系统设计

页岩储层压裂减阻剂减阻机理研究页岩气是指储存在页岩中天然气，而页岩储层压裂技术是目前开采页岩气的主要方式之一。

由于页岩储层矿物质组成复杂，存储天然气密度高等特点，导致压裂难度较大，需要在压裂过程中添加一定的减阻剂以便提高压裂液的渗透性和流动性，最终实现提高天然气产量和经济效益。

减阻剂是压裂液中的一种特殊添加剂，充分利用其高分子多糖的高黏度优势，增加液体粘度，防止压裂液在压力作用下提前流入有裂缝分支的岩层孔隙中，从而减少其流失到非压裂目标层并维持压裂效应。

但减阻剂的具体机理仍未得到完全的解释，研究其机理将对优化压裂技术和提高天然气产出率起到重要作用。

减阻剂能够在压裂液中起到的主要作用有：液体黏度的增加、分散压裂液颗粒物和抑制垂直井壁滑脱现象。

其中，黏度增加是最重要的机理之一。

减阻剂中的高分子多糖和压裂液中的其他添加剂经由化学反应将其产生的微泡聚合，使液相粘度增大，从而减少粘性降低所带来的阻力，塑性剪切不平滑效应也随之发生减小。

减小的阻力和胶结性提高了压裂液的渗透性和流动性，有利于压裂液在井壁缝隙中弥散、扩散和渗透，增大液相分布范围，形成更多、更稳定的裂缝结构，最终提高天然气产量。

分散压裂液颗粒物也是减阻剂起到的重要作用。

压裂液中的水和颗粒物成分会在压力作用下向裂缝发展方向流动，会导致压裂片断或断裂。

减阻剂能够通过防止压裂液在深度方向上流动而减少悬挂的颗粒物，从而避免不同层位上物质的界面引起的剪切应力，减轻液流速度对裂缝的破坏作用，从而减少因颗粒物悬浮而形成的流体阻力，最终提高压裂液在岩石中渗透的动态性，增加页岩储层的效率。

抑制井壁滑脱现象是减阻剂起到的另一个机理。

压裂液在井壁接触处的落差和方向变化会产生切割作用和摩擦作用，导致井壁和裂缝的摩擦系数较高，从而影响压裂液渗透的效果，造成压裂效果不佳。

减阻剂通过增加液体粘度，降低入井速率，减少井壁上的切割作用和摩擦作用，从而防止井壁滑落，减小井壁与岩石之间的相对速度，最终减少在井壁和没有被加压的天然气层中的切割、摩擦和其他机械应力的效应。

入管道流体中后，呈连续相分散在流体中，依靠本身特有的粘弹性，分子长链沿流体流动方向自然拉伸，从而对流体微元的运动产生影响。

减阻剂分子间的引力与流体微元产生的反作用力相互影响，减少了无用功的消耗，宏观上得到了减少摩擦阻力损失的效果[3]。

另一种解释是：在输油管道中，由于受摩擦阻力的影响，流体流动表现为紊流状态，造成管道输量降低或能耗增加。

在管道内注入减阻剂后，靠近管壁的层流底层和缓冲区面积增加，管道直径截面上流体的紊流区域面积减少，如图2所示，从而降低整个管线中流体的摩擦阻力[4]。

图2 流体在管道中的流动结构变化示意图2 减阻剂的减阻作用减阻剂注入油品后，能限制油品分子径向运动，使其沿减阻剂长链分子方向运动(即沿管道方向运动)，有效减小油品的紊流程度。

根据流体力学原理，层流趋势越高，摩阻系数越小，减阻剂便是通过这种方式实现减阻、增输的目的。

管道流体流动阻力的降低，实际上是摩阻系数的降低，因此减阻率可以表示为式(1)：100%RRλλλ−=× (1)式中：λ0为未加减阻剂工况下的摩擦系数；λR为注入减阻剂后管道内油品流动的摩阻系数。

根据式(1)，通过计算注入减阻剂前后管道油品摩阻系数0 引言液体在管道中流动时有两种流动状态，一种是层流，另一种是紊流，通常采用雷诺数(Re)来确定流动状态。

流体在管道中流动时受管道沿程阻力和局部阻力的影响，导致系统能量消耗，降低管道输送能力和输送效率。

减阻剂是一种长链、高分子量聚合物，可降低摩擦压力损失，提高烃类产品在管道中的流量，是油品管道输送系统中的重要组成部分，可降低输油管道运行的总能耗费用，提高管道输送效率。

1 减阻剂的组成及减阻机理减阻剂是高分子碳氧化合物聚合物，呈粘稠状，属于非牛顿流体。

其中，油溶性减阻剂的分子结构呈线性长链，具有较强的柔弹性，常将油溶性减阻剂用于油品管道。

减阻剂按类型可分为水溶性和油溶性两大类。

水溶性减阻剂包括聚氧化乙烯、皂角籽、聚丙烯酰胺等，而油溶性减阻剂包括聚异丁烯、甲基丙烯酸酯、聚长链α-烯烃等。

第52卷第12期 辽 宁 化 工 Vol.52，No.12 2023年12月 Liaoning Chemical Industry December，2023收稿日期： 2023-11-08 作者简介： 孙建波（1988-），男，山东省潍坊市人，工程师，硕士，2015年毕业于西南石油大学石油与天然气工程专业，研究方向：聚丙烯酰高抗盐减阻剂的合成及性能评价孙建波，任凯*，于朋朋，赵桃桃，景晓雅（山东诺尔生物科技有限公司， 山东 东营 257000）摘 要：以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、十六烷基丙烯酰胺为单体，自制低聚物为分散剂，氧化还原体系为引发剂合成了高抗盐减阻剂。

通过测定聚合物的溶解速度以及不同浓度、不同矿化度条件下的减阻率，来评价合成减阻剂的减阻性能，通过实验可知，高抗盐减阻剂在10%氯化钙条件下具有76%以上的减阻率；通过测定聚合物的交联悬砂性能以及流变性能，来表征压裂液增稠剂的应用效果，通过实验可知，压裂液增稠剂具有优异的悬砂性能，且具有良好的流变性能。

关 键 词：减阻剂； 聚丙烯酰胺； 水包水； 抗盐性能中图分类号：TE357.1 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2023）12-1807-04水包水PAM 是一种新型的聚丙烯酰胺产品形态。

阴离子水包水PAM 作为滑溜水减阻剂，具有溶解速度快、能耗低、环保安全、固含量高等特点，特别适用于不具备安装大型溶解装置的施工现场。

本文以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和十六烷基丙烯酰胺为单体，自制低聚物为分散剂，氧化还原体系为引发剂合成了高抗盐减阻剂。

1 实验部分1.1 实验试剂丙烯酰胺、丙烯酸，工业级，山东诺尔生物科技有限公司；2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸，工业级，山东联盟化工集团有限公司；N-十六烷基丙烯酰胺，工业级，广东翁江化学试剂有限公司；十二烷基硫酸钠，工业级，山东旺通化工有限公司；交联剂，自制；氢氧化钠、无水氯化钙、六水氯化镁、氯化钠、甲酸钠、过硫酸钾、亚硫酸氢钠，分析纯，国药集团化学试剂有限公司。

系（所）过程装备与控制工程系 (所) 主任西安交通大学批准日期毕业设计(论文)任务书能动学院过程装备与控制工程系装备81班学生黄崇海（08037011）毕业设计(论文)课题表面活性剂溶液减阻性能测试毕业设计(论文)工作自2012年2月20日起至2012年6月17日止毕业设计(论文)进行地点：校内课题的背景、意义及培养目标在湍流流动管道中加入少量的表面活性剂，流动阻力可降低80%以上，具有很好的节能效果。

利用所学的流体力学和化机测试技术等知识，实验测试研究和分析表面活性剂减阻流的减阻特性。

从动手能力和思考能力两方面培养学生对流动现象的认识、测量、数据处理和分析的能力。

设计(论文)的原始数据与资料化机实验室二维流动通道；粒子测速仪设备等CTAC/NaSal表面活性剂溶液，30,35,40,75,100,200ppm；室温；雷诺数>3000课题的主要任务本课题的任务主要是掌握表面活性剂减阻性能测试原理与技术，能够进行减阻性能测试和分析以及减阻流湍流结构的测量和分析，提出减阻流在实际应用中的问题及解决方法。

I课题的基本要求(工程设计类题应有技术经济分析要求)（1）表面活性剂减阻原理及测试方法和技术（2）减阻流湍流场的测量及分析方法（3）速度场图像、性能曲线等的绘图及分析完成任务后提交的书面材料要求(图纸规格、数量，论文字数，外文翻译字数等)1.毕业设计说明书（包括选题的意义、测量原理和方法，测量结果和分析等），1本，不少于10000字。

2.翻译有关添加物减阻方面的参考文献1篇，译文字数不少于2000字。

主要参考文献1王剑峰等，表面活性剂溶液的减阻和传热特性研究，工程热物理学报，2010,31（11）：1859-18622 J.J.Wei et al.，Drag Reduction and Turbulence Characteristics in Sub-Zero Temperature Range ofCationic and Zwitterionic Surfactants in EG/Water Solvent,Journal of Turbulence,2009,10(10):1-15指导教师接受设计(论文)任务日期（注：由指导教师填写）学生签名：II西安交通大学毕业设计(论文)考核评议书院系(专业) 班级指导教师对学生所完成的课题为的毕业设计(论文)进行的情况，完成的质量及评分的意见：指导教师年月日毕业设计(论文)评审意见书评审意见：评阅人职称年月日III毕业设计(论文)答辩结果院系(专业) 毕业设计(论文)答辩组对学生所完成的课题为的毕业设计(论文)经过答辩,其意见为并确定成绩为毕业设计(论文)答辩组负责人答辩组成员年月日IV摘要在湍流流动中加入少量的表面活性剂可以大幅地降低摩擦阻力，节能效果明显。

减阻剂在输油管道运行中的减阻节能与增输作用研究西南石油大学邮编：610500摘要：原油本身就是一个黏度较高的物质，其在输油管道中的流动状态被摩擦阻力严重受到限制，造成能量消耗增加、管道输量降低。

在这种情况下，采用少量的化学添加剂来有效降低管道系统的摩阻，对于加速原油开发利用、安全输送、节约投资、节约能源消耗、提高输送量具有极为重要的作用和意义。

本文首先阐述了减阻剂的减阻增输机理，其次，分析了影响减阻剂减阻增输效果的因素，同时，就减阻剂在国内外输油管道中的应用进行了深入的探讨，具有一定的参考价值。

关键词：减阻剂；输油管道；应用1.前言随着我国国民经济的快速发展，社会对于石油产品的需求越来越旺盛，从而也导致利用输油管道来输送原油的输量也得到了大幅度上升。

而原油本身就是一个黏度较高的物质，其在输油管道中的流动状态被摩擦阻力严重受到限制，造成能量消耗增加、管道输量降低。

在这种情况下，采用少量的化学添加剂来有效降低管道系统的摩阻，对于加速原油开发利用、安全输送、节约投资、节约能源消耗、提高输送量具有极为重要的作用和意义，而这种能够有效降低流体流动阻力的化学添加剂被称为减阻剂，本文就减阻剂在输油管道运行中的减阻节能与增输作用进行探讨。

2.减阻剂的减阻增输机理减阻作用是一个纯物理作用，也是—种特殊的湍流现象。

减阻剂分子一般只与流动特性息息相关，而对于油品的化学性质不会造成影响，也不会与油品分子发生作用。

输油管道运行中加入减阻剂，减阻剂利用本身的粘弹性来对流体微元运动造成影响。

在减阻剂微元上作用来自流体微元的径向作用力，使减阻剂微元发生扭曲变形。

减阻剂分子间引力抵抗上述作用力反作用于流体微元，改变了流体微元作用力的大小和方向，使一部分径向力转变为顺流向的轴向力，从而减少无用功的消耗，宏观上起到减少摩阻损失的作用。

使用减阻剂在很大程度上是为了增输，这是由于在既定压力保持不变的前提下，输油管道的油品输量会随着油流摩阻降低而大幅度增加。

减阻剂对微胶囊相变悬浮液稳定性及粘度的影响吕珊;张盼;仇中柱【摘要】为了获得稳定性较高的微胶囊相变悬浮液,同时减少其流动阻力损失,配制了以异丙醇/水混合溶液为基液的微胶囊相变悬浮液,加入不同种类的减阻剂(PAM 和CTAC),并采用旋转流变仪测试其粘度.结果表明:在实验温度为20℃,旋转流变仪剪切速率为0～100 L/s时,PAM减阻剂对微胶囊相变悬浮液的稳定性影响甚微,但会显著增大其粘度;CTAC减阻剂不能作为低浓度微胶囊相变悬浮液的减阻剂,质量浓度为10 wt.％的微胶囊相变悬浮液对应的CTAC最佳减阻浓度为200 mg/L.【期刊名称】《上海电力学院学报》【年(卷),期】2015(031)004【总页数】4页(P317-320)【关键词】微胶囊相变悬浮液;稳定性;减阻剂;粘度【作者】吕珊;张盼;仇中柱【作者单位】上海电力学院能源与机械工程学院,上海200090;上海电力学院能源与机械工程学院,上海200090;上海电力学院能源与机械工程学院,上海200090【正文语种】中文【中图分类】TE869;TK124Key words: micro-encapsulated phase change material suspension; stability; drag reduction ; viscosity流体在管道中流动时因沿程热损失及流动阻力损失会产生能量损耗.添加减阻剂可以达到降低流体流动阻力的效果,最早是由TOMS B A[1]在1948年提出的,通过添加少量聚甲基丙烯酸甲酯(Pdymethyl Methacrylate,PMMA)到氯苯中,使沿程阻力损失降低了50%.美国Conoco公司、日本Sony公司等应用表面活性剂减阻技术,均获得了可观的经济效益和社会效益. [2-3]微胶囊相变悬浮液(Micro-encapsulated Phase Change Material Suspension,MPGMS)较单相水具有较高的粘度,因而在管道中流动时会产生较大的阻力,使泵功增加.因此,降低微胶囊相变悬浮液的流动阻力损失显得尤为重要.蔡书鹏等人[4]的研究表明,非离子表面活性剂ODMAO水溶液在质量分数为0.04%时开始呈现明显减阻现象,在试验直径为5 mm的圆管直管段最大减阻率可达70%.马宁等人[5]对十六烷三甲基氯化铵(Hexadecyl Trimethyl Ammonium Chloride,CTAC)表面活性剂水溶液的流变特性进行了研究,测试了质量分数为0.007%~0.15%范围内表面活性剂水溶液的流变特性,当质量分数大于0.05%时,稳态粘度几乎不随浓度变化.本文在配制的微胶囊相变悬浮液中分别添加高分子减阻剂和表面活性剂,分析了不同种类的减阻剂对微胶囊相变悬浮液稳定性及粘度的影响,进而获得适用于本文所制的微胶囊相变悬浮液的减阻剂及对应浓度.测试实验采用美国Microtek公司制造的MPCM28相变微胶囊颗粒,芯材为石蜡,壁材为三聚氰胺甲醛树脂.相变微胶囊颗粒呈白色粉末状,相变温度为28 ℃,比重为0.9,相变潜热为180~195 J/g.基液为异丙醇/水混合溶液,当异丙醇与水的体积比为1∶1.75,密度为0.936 g/mL时制得的悬浮液稳定性可达48 h.将一定质量的相变微胶囊颗粒分别加入密度为0.936 g/mL的基液中,采用高速剪切乳化机将配制的微胶囊相变悬浮液以2 000 r/min高速旋转10 min,然后将悬浮液放置于恒温磁力搅拌器中以600 r/min搅拌3 h后置于超声波振荡器中,以16 kHz的频率振荡10 min,最终得到质量浓度为5 wt.%和10 wt.%的微胶囊相变悬浮液.在质量浓度为5 wt.%和10 wt.%的微胶囊相变悬浮液中分别加入100 mg/L,200 mg/L,400 mg/L的聚丙烯酰胺(Poly Acryla Mide,PAM),采用磁力搅拌器低速搅拌5 min,使其充分溶解,并贴上标签,静置48 h.图1为48 h后微胶囊相变悬浮液的形貌.图1中左起依次为5wt.%MPCMS,100mg/L+5wt.%MPCMS,200mg/L+5wt.%MPCMS,400mg/L+ 5wt.%MPCMS,10wt.%MPCMS,100mg/L+10wt.%MPCMS,200mg/L+10wt.% MPCMS,400mg/L+10wt.%MPCMS.在质量浓度为5 wt.%和10 wt.%的微胶囊相变悬浮液中分别加入100 mg/L,200 mg/L,400 mg/L的CTAC,采用磁力搅拌器低速搅拌5 min,使其均匀溶于悬浮液,贴上标签,静置48 h后的结果如图2所示.图2中,左起依次为5wt.%MPCMS,100 mg/L+5wt.%MPCMS,200mg/L+5wt.%MPCMS,400 mg/L+5wt.%MPCMS,10wt.%MPCMS,100mg/L+10wt.%MPCMS,200 mg/L+10wt.%MPCMS,400mg/L+10wt.%MPCMS.本文采用安东帕MCR102旋转流变仪测试分别使用CTAC和PAM作为减阻剂时,不同质量浓度微胶囊相变悬浮液的粘度.实验时,首先打开旋转流变仪系统中的空气压缩机,使空气压力达到0.4~0.6 MPa;打开空气阀,检查水浴液面是否正常,并设置水浴温度为20 ℃;最后打开主机.因所需测试样品为低粘度、微小颗粒的悬浮液,选择同轴圆筒转子进行测试即可.考虑到实验特定条件下误差的影响,首先测试了水和异丙醇在20 ℃时的粘度,分别为1.005 MPa·s和2.401 MPa·s,与水和异丙醇的粘度值十分吻合,因此该流变仪的精度可以满足测试要求.2.1.1 PAM对微胶囊相变悬浮液稳定性的影响采用PAM作为减阻剂时,PAM浓度的改变并不影响质量浓度为5 wt.%和10 wt.%的微胶囊相变悬浮液的稳定性,微胶囊相变悬浮液在48 h内保持稳定,但倾倒悬浮液时可明显观察到流动性变差.2.1.2 CTAC对微胶囊相变悬浮液稳定性的影响在质量浓度为5 wt.%的微胶囊相变悬浮液中分别加入含量为100 mg/L,200mg/L,400 mg/L的CTAC静置48 h后均出现了明显的分层,稳定性较差.这是由于低浓度的微胶囊相变悬浮液中的有机分子基团较少,表面活性剂在悬浮液中起主要作用的是其不对称的双亲结构,[6]即CTAC的亲水疏水性将悬浮液的有机分子与无机水分子分离,进而导致悬浮液分层.因此,质量浓度低于5 wt.%的微胶囊相变悬浮液不宜采用表面活性剂CTAC作为减阻剂;而质量浓度为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液加入100 mg/L,200 mg/L,400 mg/L 的CTAC减阻剂后,在48 h内均表现出良好的稳定性,无任何分层现象.2.2.1 不同浓度的PAM对微胶囊相变悬浮液粘度的影响在质量浓度为5 wt.%的微胶囊相变悬浮液中加入PAM作为减阻剂,测试温度为20 ℃,剪切速率为0~100 L/s时,粘度不为定值,且与未加PAM时相比,悬浮液的粘度明显增大,测试结果如图3所示.由图3可知,在当前测试条件下,高分子聚合物对低浓度(φ<5%)悬浮液的减阻效果并不理想,原因是在较低的剪切速率下,PAM分子链不能很好地伸缩、弯曲、吸收湍流脉动动能,且PAM含量较多,导致悬浮液中的分子链较多且较长,有机分子之间因相似相溶作用促使分子链相互交错团聚,从而造成粘度增大.在质量浓度为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液中分别添加100 mg/L,200 mg/L,400 mg/L的PAM作为减阻剂,测试温度为20 ℃,剪切速率为0~100 L/s时,含量为400 mg/L的PAM使该微胶囊相变悬浮液粘度明显增大,并先出现剪切变稠之后缓慢发生剪切变稀,如图4所示.这是因为当悬浮液所受到的剪切力不大时,PAM的分子链呈弯曲状,与悬浮液中的有机分子链交错,从而造成流体粘度增大,当剪切力超过一定值时,PAM的分子链[7-8]发生伸缩、弯曲,对湍流脉动有一定的缓冲作用,有助于梳理悬浮液的流动,故而粘度降低.添加含量为100 mg/L和200 mg/LPAM的微胶囊相变悬浮液粘度虽可视为定值,但相对于未加减阻剂的浓度为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液粘度仍有明显增加.2.2.2 不同浓度的CTAC对微胶囊相变悬浮液粘度的影响在实验温度为20 ℃,剪切速率为0~100 L/s时,将含量为100 mg/L和400 mg/L 的CTAC作为减阻剂加入质量分数为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液中,测试结果如图5所示.虽然随着剪切速率的增加,悬浊液粘度有降低的趋势,但均存在较大的粘度.这是因为减阻表面活性剂的浓度低于临界胶团浓度,溶液中的减阻剂主要以球状胶团存在或无法聚集成球状结构,而只有转变为棒状胶团[9]才能达到减阻效果,100 mg/L的CTAC小于此临界值;当CTAC含量为400 mg/L时,减阻剂浓度太高,增大了悬浮液的粘度.CTAC含量为200 mg/L的微胶囊相变悬浮液的粘度值最低,且小于未添加减阻剂时浓度为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液的粘度(6.207 MPa·s),这是因为随着溶液中减阻剂浓度的增加,胶束团聚紧密,胶束结构向棒状胶束转变,达到了减阻的效果.因此,200 mg/L的CTAC是质量浓度为10 wt.%的微胶囊相变悬浮液对应的最佳减阻浓度.不同于通常的微胶囊相变悬浮液制备,本文采用液固密度逼近法,以减小微胶囊与载流体之间的密度差来维持悬浮液的动力学稳定性为出发[1] TOMS B A. Some obervations on the flow of linear polymer solutions through straight tubes at large Reynolds numbers[C].Proceeding of the First International Congress of Rheology．NorthHolland,Amsterdam,1949(2):135-141.[2] BURGER E D,MUNK W R,WAHL H A,etal．Flow increase in trans-Alaska pipeline through use of polymeric drag-reducing additive[J]．Journal of Petroleum Technology,1982(34):377-386.[3] 焦利芳,李凤臣,苏文涛,等. 表面活性剂减阻剂在集中供热系统中的应用试验研究[J]. 节能技术,2008(3):195-201.[4] 蔡书鹏,鈴木洋,菰田悦之. 一种非离子表面活性剂水溶液的管流减阻与流变特性[J]. 中国科学:技术科学,2012(4):388-394.[5] 马宁,魏进家,张成伟,等. CTAC表面活性剂水溶液的流变特性[J]. 工程热物理学报,2012(9):1 547-1 550.[6] 陈联群,李丽莎,李菊艳,等. 十六烷基三甲基溴化铵临界胶束浓度与温度的关系[J]. 内江师范学院学报,2006(6):49-51.[7] 周英博. 表面活性剂溶液胶束聚集数与流变特性和减阻效率研究[D].哈尔滨:哈尔滨工业大学,2011.[8] 邹春昱. 新型胶束体系流变和减阻性能研究[D].上海:华东理工大学,2012.[9] OHLENDORF D,ITERTHAL W,HOFFNANN H.Surfactant systems for drag reduction:physic-chenical properties and rheologicalbehavior[J].Rheol Acta, 1986,25(5):468-486. 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E61Q/HD 东方宝麟科技发展（北京）有限公司企业标准Q/DFBLK0002—2014高效减阻剂SRFR-12014-05-15发布 2014-06-16实施东方宝麟科技发展（北京）有限公司发布目录目录 (I)前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 技术要求 (1)4 试验方法 (1)5 检验规则 (4)6 标志、包装、运输、贮存 (5)前言我公司研制生产的高效减阻剂SRFR-1，经查，该产品尚无国家标准、行业标准、地方标准。

根据《中华人民共和国标准化法》规定，特制定本企业标准，作为组织生产和销售的依据。

本标准技术指标和试验方法是根据国家相关标准并结合该产品特点确定的。

本标准按GB/T1.1-2009《标准的结构和编写规则》本标准由东方宝麟科技发展（北京）有限公司提出。

本标准由东方宝麟科技发展（北京）有限公司批准。

本标准由东方宝麟科技发展（北京）有限公司起草。

本标准起草人：严超、吕毓刚、杨建波、张佩波。

高效减阻剂SRFR-11 范围本标准规定了高效减阻剂SRFR-1的要求、试验方法、检验规则、标志、标签、使用说明书、包装、运输、贮存。

该标准适用于高效减阻剂SRFR-1。

2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

然而。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 191-2008 包装储运图示标志。

GB/T 4472-2011 化工产品密度相对密度测定通则。

SYT 5107-2005 水基压裂液性能评价方法。

GB/T 6284-2006 化工产品中水分测定的通用方法干燥减量法。

SY/T 6578-2003 输油管道减阻剂减阻效果室内测试方法。

GB/T 6679-2003 固体化工产品采样通则。

JJF 1070-2005 定量包装商品净含量计量检验规则。

3 技术要求高效减阻剂SRFR-1的技术要求应符合表1的规定。

国内压裂用减阻剂的研究及应用进展张亚东;苏雪霞;孙举;姜江【摘要】减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展的一种压裂液体系.阐述了减阻剂作用的机理,综述了国内减阻剂的研究现状,探讨了减阻剂产品在页岩气开发过程中应用前景.【期刊名称】《精细石油化工进展》【年(卷),期】2016(017)004【总页数】4页(P8-11)【关键词】页岩气;减阻水压裂液;减阻剂;应用进展【作者】张亚东;苏雪霞;孙举;姜江【作者单位】中国石化中原石油工程公司技术公司,河南濮阳457001;中国石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001;中国石化中原石油工程公司钻井工程技术研究院,河南濮阳457001;中国石化中原石油工程公司技术公司,河南濮阳457001【正文语种】中文页岩气是一种优质、高效、清洁的低碳能源。

我国页岩油气储量约为26×1012 m3，约占全球页岩气储量的5.7%。

因此，加大页岩气资源的勘探和开发，有利于改变我国油气资源格局，缓解油气资源短缺[1-3]。

页岩储层具有低孔、低渗的特点，储层渗透率一般小于0.01×10-3 μm2，泥质含量较高，一般为20%～70%，勘探开发难度大，大多数页岩气井需储层改造才能获得较理想的产量。

目前，国外主要利用减阻水压裂液进行体积改造。

减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展的一种压裂液体系，该体系主要成分是水，及很少量的减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂，与常规冻胶压裂相比，易产生复杂的裂缝孔隙，可实现较大的压裂增产改造[4-5]，经济成本低且易返排、对储层损害小，在多个地区进行推广应用，取得了较好的经济效益。

随着我国页岩气藏的发现和勘探开发，对压裂技术和压裂液的需求不断增多。

但减阻水压裂液黏度低、携砂能力弱、压裂半径小，因此页岩气减阻水压裂通常采用大液量(单井用液量5 000～50 000 m3)和大排量(施工排量16 m3/min，甚至高达19～24 m3/min)。

减阻剂减阻率的经验公式及管径放大预测问题
李相怡;翁永基
【期刊名称】《油气储运》
【年(卷),期】1991(10)1
【摘要】减阻作用是在流体内加入少量添加剂,从而使输量增加的一种现象。

本文介绍减阻率预测的有关经验公式,并以典型减阻实验数据为依据,得出减阻率DR和雷诺数Re、浓度PPM、管径ID之间的综合经验式。

由此式可对温(粘)度变化范围不太大的同种减阻剂—溶剂体系,以室内二件小管径的实验数据来推算和预测放大管径的减阻率。

【总页数】7页(P7-13)
【关键词】减阻剂;减阻率管径;经验公式
【作者】李相怡;翁永基
【作者单位】华东输油局科研所
【正文语种】中文
【中图分类】TE869
【相关文献】
1.预报减阻剂减阻率的单因素经验公式及有关的BASIC程序 [J], 李相怡;翁永基
2.减阻剂减阻率测控系统设计 [J], 陈冠成;翁惠辉;刘娟
3.油品减阻剂减阻机理及其效果预测研究现状 [J], 全青;王寿喜;石营;王力;解谨;王小丹
4.基于PCA-GRNN模型的原油管道减阻剂减阻率预测研究 [J], 王一斌
5.DR-1减阻剂相对减阻率影响因素分析 [J], 白莹雪;龙学莉;李玥;曹红燕;赵莉因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

本体聚合法合成减阻剂及评价吴杰;祖海燕;曹旦夫;李传宪【摘要】采用配位阴离子本体聚合,以辛烯/癸烯(体积比1∶1)为单体,优选单体/主催化剂的质量比为5 000∶1,四氯化钛和三异丁基铝的摩尔比为1∶100,得到了黏均相对分子质量约285×104的HG减阻剂.实验表明:以二环戊基二甲氧基硅烷替代二苯基二甲氧基硅烷作为给电子体,以20％三异丁基铝溶液代替纯三异丁基铝为助催化剂,可提高生产过程的安全性能.利用管径DN 50、测试段长度30 m的室内环道进行了减阻剂的测试,加剂浓度越大,减阻和增输效果越好.在娄孟柴油管线进行了现场试验,加剂质量浓度为20和25mg/L,减阻率分别为30.9％和40.1％,增输率分别为23.1％和33.1％.【期刊名称】《精细石油化工》【年(卷),期】2014(031)005【总页数】4页(P1-4)【关键词】输油管道;减阻剂;环道评价;增输率;减阻率【作者】吴杰;祖海燕;曹旦夫;李传宪【作者单位】徐州金桥石化管道输送技术有限公司,江苏徐州221004;徐州金桥石化管道输送技术有限公司,江苏徐州221004;徐州金桥石化管道输送技术有限公司,江苏徐州221004;中国石油大学(华东),山东青岛266555;中国石油大学(华东),山东青岛266555【正文语种】中文【中图分类】TE869减阻剂是一种输油管道专用化学添加剂[1]。

对于使用多年的老管线，添加减阻剂后，如果保持输送能力不变，管线的运行压力将大幅降低，可以提高老管线运行的安全系数，延长该管线的使用寿命[2]。

减阻剂一般采用长链α-烯烃聚合，催化剂为Ziegler-Natta催化体系[3]，常用的主催化剂为负载型四氯化钛，助催化剂为纯烷基铝，给电子体为二苯基二甲氧基硅烷(DDS)。

因DDS具有一定的毒性，纯烷基铝属自燃危险化学品，操作时存在一定的危险性。

DDS和二环戊基二甲氧基硅烷都具有小而多的烷氧基二甲氧基基团以及较大的烷基基团(苯基或环戊基)的特点，均可作为给电子体使用[4-5]。

减阻剂体系的室内研究及应用龙学莉;叶智;程晓亮;万胜勇;魏巍【摘要】During fracturing operation of dense reservoirs in Changqing oilfield, the frictional resistance wsa big, the fracturing pressure was high, so the drag reduction agent system was developed. The relationship between the compatibility, swelling rate, apparent viscosity, apparent viscosity, viscosity reduction rate, mineralization degree with drag reduction rate was investigated, and the optimum concentration was determined. In field application of 234 wells, the tubing construction pressure decreased by average 8.7 MPa, the casing construction pressure decreased by average 5.8 MPa, the drag reducing agent system can provide an effective support for tight oil gas reservoir development.%针对长庆油田在致密油藏压裂施工中摩阻大，施工压裂高的情况，研制了减阻剂体系。

考察了减阻剂体系的配伍性、溶胀速率、表观粘度与减阻率关系、矿化度与减阻率关系，确定了现场最佳使用浓度。