压裂液

摘要： 针对目前水基压裂返排液重复利用效率低的问题,本文以一种疏水缔合型聚合物BT1218为增稠剂、十二烷基苯磺酸和三乙醇胺为黏度促进剂FJ-1、Na_(2)CO_(3)为pH调节剂、KCl为黏土防膨剂、氨基磺酸与过硫酸盐为复合破胶剂,制备了一种可重复使用的水基压裂液RFrac-H,同时利用RFrac-H破胶液制备了新的压裂液,并对其耐温、耐剪切性和破胶性能进行了评价。实验表明:0.4%BT1218+0.1%Na_(2)CO_(3)+0.5%KCl+0.30%FJ-1制备的RFrac-H压裂液,在170 s^(-1)下,温度由30°C升至120°C时,压裂液的黏度大于50 mPa·s,压裂液在100°C、170 s^(-1)下连续剪切60 min后的黏度大于40 mPa·s,静态沉砂速率为0.0214 cm/s,破胶液的黏度为2.51 mPa·s,表面张力为24.4 mN/m,油水界面张力为0.282 mN/m,黏土防膨率大于80%。利用RFrac-H破胶液重复制备压裂液的性能完全满足压裂液性能指标要求,且破胶液重复使用次数多,压裂液制备成本低。利用破胶液制备的压裂液与RFrac-H比较,增稠剂和黏度促进剂加量减少了70%以上。

摘要： 阐述了膨胀型自悬浮支撑剂、黏弹型自悬浮支撑剂、气悬浮支撑剂的研究现状;从常规物理性能、导流能力、悬浮性能、包覆层溶液性能等方面探讨了自悬浮支撑剂性能评价现状;详细分析了自悬浮支撑剂的国内外应用情况。综合分析认为,自悬浮支撑剂作为一种新型支撑剂,将支撑剂与压裂液合二为一,不借助常规压裂液体系就能长时间悬浮,可实现清水压裂,在低渗、易受损储层及页岩气等非常规气藏具有显著的技术优势。国内自悬浮支撑剂的抗温能力还需进一步提高,同时应加强其配套工艺研究。

摘要： 玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层。该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高。针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂(JHFD)复配制得滑溜水压裂液。研究了目标区块的压裂水源、储层岩石的黏土矿物含量对黏土在滑溜水中水化膨胀性能的影响,评价了滑溜水对玛湖致密油藏储层的伤害情况。结果表明,减阻剂JHFR溶解时间(15 s)短,可实现免配直混。由0.1%JHFR和0.2%JHFD组成的滑溜水具有高效减阻(减阻率76.9%)、低油水界面张力(0.89 mN/m)、防膨效果好(防膨率81.12%)等特点,且与玛湖1井区的地层水和返排水的配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低,适用于该井区的大规模连续压裂施工。

摘要： 对于致密油储层,压裂液强制返排技术是常用的技术手段,该技术成功与否的关键因素是裂缝闭合时间和压裂液返排速度,而在施工现场很难求取这两个关键参数,缺乏相关理论模型进行预测。为计算裂缝闭合时间和压裂液返排速度,根据物质平衡原理、岩石力学、流体力学和渗流力学,结合压裂液返排的特殊物理过程,建立了考虑重力和毛管力影响的致密油储层压裂液强制返排模型,计算出裂缝闭合时间和压裂液返排速度;并分析水力压裂后在不同放喷油嘴尺寸下,井底流压和返排速度随时间的变化趋势。结果表明,返排施工时所用油嘴直径越大,返排速度越大,返排过程中井底流压下降速度越快,即人工裂缝以更短时间闭合。研究结果可为压裂液返排时间和返排流速的确定提供依据,有助于现场返排的科学化和定量化。

摘要： 化学自生热压裂液在低pH值或高温下发生热化学反应生成对地层低伤害的盐溶液和气体,并放出大量的热量,具有生热量大、返排快、储层伤害小等特点,能够有效克服压裂液对地层冷伤害和低温破胶不完全等问题。介绍了氯化铵与亚硝酸钠的生热机理,分析了pH值、反应物浓度、初始温度对压裂液生热量和生热反应速度的影响;根据不同交联剂类型将化学自生热压裂液分为了硼交联胍胶压裂液、酸性交联压裂液和黏弹性表面活性剂压裂液,总结了不同压裂液体系的性能和优缺点,介绍了压裂施工工艺和现场应用,并从压裂液配方和工艺方面对化学自生热压裂液研究进行了展望。

摘要： 针对黏弹性表面活性剂(VES)转向酸使用成本高,耐温性差以及现有胶凝酸破胶不完全的问题,本研究首先通过水溶液聚合法合成稠化剂和有机锆交联剂,然后在质量分数为20%的盐酸水溶液(下同)中将稠化剂通过有机锆交联剂进行交联,得到耐高温交联酸基液,再根据压裂液性能要求添加高温缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和黏土稳定剂,研发了一种耐180°C高温的交联酸压裂液。采用高温高压流变仪、压裂液摩阻测试仪和表界面张力测定仪等对交联酸压裂液进行性能评价。结果表明,所制备的交联酸压裂液在180°C、170 s^(-1)条件下剪切120 min后,黏度仍可维持为73 mPa·s,加入0.15%过硫酸铵破胶后,黏度降为3.2 mPa·s,高温流变性和破胶性能良好。

摘要： 在江汉油区常规井压裂施工过程中,为有效预防砂堵现象的产生,本文结合大量实际的压裂施工现场案例,从地质、设计、现场施工、压裂液等各方面因素,综合分析压裂砂堵的原因。通过寻找砂堵原因提出对应的解决措施,从而有效避免砂堵现象的发生,以提高压裂施工工艺一次成功率。

摘要： 为了制备易溶解、耐温、耐盐、耐剪切性能优异的压裂液,将丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰吗啉(ACMO)进行共聚,并引入聚乙烯醇纤维,通过反相乳液聚合反应合成了新型的聚丙烯酰胺共聚物p(AM/AMPS/ACMO)。利用红外光谱和扫描电镜进行结构和形貌表征。结果表明,在0,5,10,20,50,100,150,200 g/L NaCl、CaCl_(2)、MgCl_(2)溶液中,经聚乙烯醇纤维改性后的p(AM/AMPS/ACMO)溶液粘度始终大于常规PAM溶液粘度,聚乙烯醇纤维改性后聚合物有更好的耐盐性能。聚乙烯醇纤维改性的稠化剂在120°C和150°C剪切速率为170 s^(-1)的条件下剪切1 h,剪切后粘度分别为85.94 mPa·s和72.74 mPa·s,远高于压裂液通用技术条件要求的粘度大于50 mPa·s,表明聚乙烯醇纤维改性p(AM/AMPS/ACMO)有较好的耐温耐剪切性能。

摘要： 为了进一步提高松辽盆地古龙页岩油采收率,依据古龙页岩储层特征和原油性质,基于表面活性剂与原油形成微乳液的相态理论和稠化剂分子构效关系,设计出易于在油水界面分布的耐温表面活性剂分子、具有大体积基团、刚性基团的稠化剂分子,合成出具有优良界面性能的耐高温表面活性剂和用于压裂携砂的耐高温稠化剂,研发出适合于古龙页岩油开发的古龙1号乳液体系。性能评价结果表明:古龙1号乳液体系兼具携砂造缝和驱洗作用,与古龙页岩油可形成中相微乳液,其粒径为纳米级别,与页岩的孔喉具有较好的配伍性,提升了扩散混溶效果,显著增强了渗吸洗油能力,渗吸实验最终洗油效率为54.6%。同时,压驱实验也表明该体系还具有多轮次返排能力,5轮次返排后总采收率可达58.17%。研究成果为古龙页岩油的高质量开发提供重要的理论技术支撑。

摘要： 致密砂岩储层基块孔喉细小,同时气藏开发全过程易产生水相圈闭损害,制约致密气开发进程。矿场试验与室内实验研究均已证明储层热处理技术可以解除储层水相圈闭损害并增加渗透率,但受限于其适应的储层物性条件不清而一直未推广应用。选取库车凹陷、惠民凹陷、冀东凹陷地区典型致密砂岩岩心,为模拟热处理压裂液滞留的裂缝面或生产过程水相聚集的近井带,利用3%KCL溶液完全饱和实验岩心,开展了升温速率为2°C/min的热激实验,测试了不同RQI(储层品质系数)的致密砂岩热激前后渗透率,分析了储层品质系数RQI与增渗幅度之间关系。研究表明,致密砂岩岩样从室温加热至100°C,渗透率变化不明显,加热至200°C,渗透率略微降低,加热至300~400°C,部分岩样渗透率增幅达200%~500%,但也有部分岩样渗透率无明显变化,这与岩样的储层品质系数RQI有关;适合热激增渗的含水致密砂岩储层品质系数临界值为0.25,当RQI值小于0.25时,岩样热激增渗幅度与RQI值呈单调递减的函数关系;在RQI值一定且热激温度大于200°C的情况下,温度越高热激增渗效果越好。

摘要： 针对长庆气田上古主力储层改造井深不断增加、体积压裂规模增大的工艺现状,结合区块孔隙度低、渗透率低、压力系数低的储层特点,开发出一种耐高温、低伤害型VES压裂液体系.从分子设计入手,开发出一种新型VES压裂液配方,该体系由配液水+2～3％稠化剂+0.5～1.0％助剂配制而成.室内测试该体系耐温能力达140°C以上,岩心伤害率仅6.45％;CST比值0.77,高温静态悬砂时间20min,体系耐盐100000ppm.实验结果表明:该体系的耐温能力、高温悬砂性能与矿场现用压裂液体系性能相当,该体系具有更低的岩心基质伤害率;更好的粘土矿物防膨效果;体系耐盐性能能够保证压后返排液循环利用5次以上;现场开展了10口井试验,增产效果明显,且施工回用了高含盐返排液在线混配压裂,作业效率大幅提高,节能作用明显.该技术实现了VES压裂液在气井储层彻底破胶,提高了表面活性剂压裂液的耐温能力;进一步降低了大规模入地液的储层伤害,对提高低渗致密储层单井产量及水资源利用率意义重大.

摘要： 油井重复压裂是靖安油田低渗透油藏一项重要的单井增产措施,但靖安油田地处陕北黄土高原,地层水资源极其匮乏,同时油田采出水水量大、处理费用高,笔者提出利用处理后的油田采出水为基液配制压裂液,通过室内实验筛选出了适用于靖安油田温度下的清洁压裂液配方体系,最高可耐矿化度80000mg/L,交联液黏度30mPa·s～50mPa·s,静态沉砂速率小于0.2cm/min,低黏携砂特征明显,耐温能力达90°C,剪切速率下剪切30min保留黏度大于30mPa·s,稳定性良好,岩心基质渗透率损害率为15.1％.2018年在靖安油田现场应用8口井,采出水用量达1167m3,最高砂浓度650kg/m3,单井最高砂量60m3,措施后单井日增油1.13t,取得了良好效果.该技术利用地层水的良好配伍性,减少压裂液对储层的伤害;同时能够保护油田环境,降低油田开发成本,为油田采出水的再利用开辟了新途径.

摘要： 针对致密气藏压力系数低,低孔、低渗,微纳米级孔隙发育,压裂液返排困难的特点,研制低伤害、低残渣改性纤维素压裂液体系.通过提高改善纤维素水溶性,大幅度降低水不溶物进而把压裂液破胶液残渣降到最低,接近零残渣,减少储层污染,提高支撑裂缝导流能力,提高返排,从而达到增产的目的.通过室内试验对基液粘度、交联挑挂状态、耐温耐剪切性能、破胶性能、破胶液残渣含量、表界面张力、静态滤失性能、粘弹性及悬砂能力进行评价,残渣含量最低可达23mg/L,接近零残渣,能够满足现场低伤害的压裂需求.改性纤维素压裂液体系现场试验2口井,单井平均日产气1.5万方,平均返排率高达62.3％,取得了理想的矿产实验效果.

摘要： 为改善黄原胶的流变性能,采用芥酸酰胺丙基二甲基叔胺与环氧氯丙烷合成长链疏水阳离子醚化剂,以此阳离子醚化剂对黄原胶(XG)进行改性制得高黏度的长链疏水两性黄原胶(ED-XG).研究并比较了ED-XG和XG溶液的流变特性,包括稳态黏度、黏弹性及触变性.结果表明,ED-XG溶液的表观黏度较XG溶液有显著增大,ED-XG溶液的黏弹性及触变性也显著提升,是一种新型非交联压裂液稠化剂.

摘要： 为丰富压裂液的稠化剂,本文研究了由丙烯酸(AA)/N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)/乙烯基呲咯烷酮(NVP)合成的新型四元聚合物溶液流变性及其交联过程流变性.考察了浓度对聚合物溶液流变性的影响以及不同pH、温度对其交联过程流变性的影响.结果表明,0.6％聚合物溶液黏度可达到55mPa.s,具有剪切变稀和粘弹性;四元聚合物溶液交联过程中黏度和黏弹性模量随时间的变化关系可用四参数流变动力学方程描述.

摘要： 在非均质油藏开发过程中,无论是水驱还是化学驱,油井附近区域中低渗透储层剩余油都难以波及.现有压裂施工要求压裂液必须具备良好造壁性即压裂液滤失量要尽量小,油井压裂施工后裂缝附近储层内剩余油就更难被波及,只能依靠压裂后生产压差引起的弹性膨胀和溶解气驱作用开采,但动用程度不高,剩余油饱和度仍然较高,最终造成储量损失.针对现有压裂工艺不足和提高压裂增油量实际需求,本文开展了化学驱改善压裂施工效果实践及其作用机理研究.结果表明,压裂液滤失作用可以将裂缝周边储层孔隙内剩余油驱替到油藏深部,待压裂施工结束后续生产过程中它们再沿裂缝返回油井,使原先难以动用储量获得有效利用,极大地提高了压裂施工效果.矿场实践表明,采用聚合物溶液作为压裂前置液或在压裂造缝前注入驱油剂即"先驱后压"工艺,可以有效动用常规压裂施工后难以动用储量,提高采收率.矿场生产动态显示,聚合物压裂液施工具有"见效晚、累计增油量较大",而瓜尔胶压裂液则具有"见效早、累计增油量较小"特征,进而证明压裂液滤失具有驱油功效.

摘要： 二连盆地砂砾岩储层物性差、非均质性强、连通性差.砂砾岩人工水力裂缝不规则,压裂时会产生复杂裂缝,应用常规压裂技术改造效果不理想.针对乌里雅斯太油田BA101x油藏砂砾岩储层特征,评价储层脆性指数,解释分析地应力剖面,开展真三轴大物模裂缝扩展实验,建立了适合研究区砂砾岩储层缝网压裂优化设计方法,研制出复合蓄能低伤害压裂液体系.在BA77-30x井现场应用,入井液量2201m3,支撑剂112m3,改造体积111×104m3.压后有效生产时间107天,累计产油1198吨,累计产量是邻井(常规压裂)的3.7倍,改造效果显著.

摘要： 通过近几年的压裂施工实践,长宁-威远形成了以桥塞射孔联作、滑溜水为主的水平井体积压裂工艺,实现了该区页岩气的经济效益开发.文章概述了长宁-威远页岩气水平井体积压裂主体工艺技术及关键压裂施工参数现状,并从页岩气水平井体积改造的矿试验角度出发,利用室内大物模实验、现场对比试验、压后产量分析、非放射性卡博陶粒缝高测试等多项压后评估手段,结合国内外研究理论,总结了页岩层理、压裂液类型、天然裂缝等影响页岩气水平井体积缝网的主要因素,利用已压裂井实际生产情况、现场试验及压后评估结果论证了页岩层理是影响压后缝网体积的关键,滑溜水更适宜该区页岩储层压后形成复杂裂缝,指出天然裂缝的存对于页岩气压裂是把“双刃剑”.并提出了今后页岩气水平井体积压裂技术优化及发展方向,对国内页岩气水平井体积压裂具有一定的指导意义.

摘要： 随着施工规模的增大,压裂液用水量大,使得返排液量增多.因此,施工的生产组织、废液处理以及提速降耗都面临着巨大挑战.返排液含有金属离子、剩余化学试剂、COD、TDS等复杂的成分,常用的物理法、化学法、生物法处理能力有限,成本较高.本文结合返排水水质特点和应用需求,归纳认为返排水的回收利用有三个方面:常规瓜胶重复利用、添加处理杂质的化学试剂、研发可使用返排水配液的压裂液.通过研发,本文提出了可使用返排液配制的瓜胶和表面活性剂压裂液,该两个体系都在现场实现应用,取得良好效果.

摘要： 湖北荆门探区页岩气资源品质好,有利区面积大,有规模建产基础,但储层埋藏较深,水平两向应力差大,导致压裂施工破裂压力与延伸压力高、裂缝宽度小、砂液比与裂缝导流能力低、体积裂缝难以形成,严重影响压后产能.本文基于荆门探区页岩储层地质工程特征研究和前期评价井压裂施工效果分析,总结了本区域储层压裂改造难点,探索适应荆门探区储层特征的压裂改造工艺技术,提出大排量、大液量、变粘度、小粒径、低砂比的压裂改造模式,通过细分切割、暂堵转向压裂,以最大限度提高裂缝复杂程度和改造体积,使用小粒径支撑剂组合,降低砂堵风险,并通过变粘度交替注入压裂液提高铺砂效果.

摘要： 本发明涉及油气田改造压裂液领域，具体涉及一种压裂液原液及制备方法、酸化压裂液、降阻水和携砂压裂液，其中，压裂液乳液由乳液聚合而成，所述乳液由水相和油相混合而成；酸化压裂液由乳液1.0‑2.0％、缓蚀剂1‑1.5％、铁离子稳定剂0.5‑1％、酸用助排剂0.1‑0.3％、酸10‑30％和余量的水制成，所述乳液为压裂液原液；降阻水由乳液0.04‑0.12％、助排剂0.1‑0.2％、防膨剂0.2‑0.5％和余量的水制成；携砂压裂液由乳液1‑2.5％、防膨剂0.2‑0.5％、助排剂0.15‑0.4％和余量的水制成。本发明的压裂液原液、酸化压裂液、降阻水或悬砂压裂液需要不同的压裂液乳液，现场施工可根据实际情况随时调整配方，在不加破乳剂的情况下具有较好的破乳性能，生产工艺简单，成本低，抗温、抗盐性能突出。

摘要： 本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，该压裂液原液组成有胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂和水。本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

摘要： 本发明公开了一种压裂液用降阻剂及其制备方法、适于页岩气压裂的压裂液，其中降阻剂的分子式为：

摘要： 本发明涉及压裂液组合物、压裂液的制备方法、压裂液和压裂方法。本发明的压裂液组合物包括液态二氧化碳基液和压裂液助剂，压裂液助剂包括聚甲基丙烯酸十二烷基酯和聚合硫酸铁。本发明的压裂液制备方法包括：将压裂液组合物中的聚甲基丙烯酸十二烷基酯、聚合硫酸铁以及液态二氧化碳基液混合。本发明的压裂液由上述压裂液组合物制备而成。本发明的压裂方法包括以下步骤：向地层注入通过本发明方法制备的压裂液；以及向地层注入该压裂液和支撑剂的混合物。采用本发明的压裂液组合物可以制备得到具有良好粘弹性的压裂液，大大改善了压裂液的携砂效果，使得液态二氧化碳压裂液具有优异的耐温耐剪切性能。

摘要： 本发明涉及油气田改造压裂液领域，具体涉及一种压裂液原液及制备方法、酸化压裂液、降阻水和携砂压裂液，其中，压裂液乳液由乳液聚合而成，所述乳液由水相和油相混合而成；酸化压裂液由乳液1.0‑2.0％、缓蚀剂1‑1.5％、铁离子稳定剂0.5‑1％、酸用助排剂0.1‑0.3％、酸10‑30％和余量的水制成；降阻水由乳液0.04‑0.12％、助排剂0.1‑0.2％、防膨剂0.2‑0.5％和余量的水制成；携砂压裂液由乳液1‑2.5％、防膨剂0.2‑0.5％、助排剂0.15‑0.4％和余量的水制成。本发明的压裂液原液、酸化压裂液、降阻水或悬砂压裂液需要不同的压裂液乳液，现场施工可根据实际情况随时调整配方，在不加破乳剂的情况下具有较好的破乳性能，生产工艺简单，成本低，抗温、抗盐性能突出。

摘要： 本发明涉及油气田改造压裂液领域，具体涉及一种压裂液原液及制备方法、酸化压裂液、降阻水和携砂压裂液，其中，压裂液乳液由乳液聚合而成，所述乳液由水相和油相混合而成；酸化压裂液由乳液1.0‑2.0％、缓蚀剂1‑1.5％、铁离子稳定剂0.5‑1％、酸用助排剂0.1‑0.3％、酸10‑30％和余量的水制成，所述乳液为压裂液原液；降阻水由乳液0.04‑0.12％、助排剂0.1‑0.2％、防膨剂0.2‑0.5％和余量的水制成；携砂压裂液由乳液1‑2.5％、防膨剂0.2‑0.5％、助排剂0.15‑0.4％和余量的水制成。本发明的压裂液原液、酸化压裂液、降阻水或悬砂压裂液需要不同的压裂液乳液，现场施工可根据实际情况随时调整配方，在不加破乳剂的情况下具有较好的破乳性能，生产工艺简单，成本低，抗温、抗盐性能突出。

摘要： 本发明涉及石油开采技术领域，是一种压裂液原液和全充填无前置加砂压裂方法及其压裂液交联液，该压裂液原液组成有胍胶、粘土稳定剂、氯化钾、助排剂、杀菌剂、pH调节剂、降滤失剂、低温激活剂和水。本发明减少了压裂液入井液量，降低了压裂液对敏感地层的二次污染和伤害，缩短了占产周期，降低了作业成本，压裂液效率高；支撑裂缝充填饱满，近井地带形成宽缝；有效提高了近井裂缝的导流能力，提高了单井压后产能；工艺简单，无需特殊设备辅助即可完成，便于现场操作；可广泛应用于低渗、水敏储层油气区块的油层改造。

摘要： 本发明公开了一种压裂液、破胶剂、压裂液体系和一种压裂液的制备方法。压裂液包括：质量百分比为0.5％至5％的阴离子表面活性剂，质量百分比为3％至10％的无机盐，质量百分比为0.5％至2.5％的助表面活性剂，质量百分比为0.5‑1％的缓冲剂，其余为水；以及还提供了适用于该压裂液的破胶剂。本技术方案中的压裂液体系具有优良的携砂性能和破胶性能、无残留、易排放等特点；同时具有耐盐，耐剪切，有效期长等特点；施工工艺简单易行。

摘要： 本发明涉及一种高含蜡油层用压裂组合物、高含蜡油层用压裂液及高含蜡油层用复合压裂液，属于油田开采技术领域。本发明的高含蜡油层用压裂组合物，包括如下重量份数的组分：10份的水基清蜡剂、0.2份的助排剂、1份的稳定剂、1.5份降凝剂。本发明的高含蜡油层用压裂组合物采用水基清蜡剂、降凝剂结合使用，大大减少了油层中的结蜡现象的出现，能够提高高含蜡油层的开采时的采收率。

摘要： 本实用新型提供了一种压裂液摩阻测定装置、压裂液配制系统及压裂设备，属于油气开采技术领域。包括测量部和循环部，测量部包括测试管路以及测试管路两端设置的第一压力表和第二压力表；循环部与测量部首尾连接形成循环回路，循环部用于驱动待测量压裂液样本在测试管路中循环流动；循环部包括依次串联的离心泵、调压泵和用于盛放或添加待测量压裂液样本的样品池；调压泵设置于循环回路上第二压力表的下游。本实用新型实现了在施工现场及压裂液调配现场对压裂液摩阻进行测定，简化了施工流程。