CN108643851A - 一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其包括制造天然气井绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；通过加入碱式碳酸锌以及少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，得到天然气井绒囊压井液。其目的在于提供一种现场操作简单、快速提高天然气井修井用绒囊压井液抗硫化氢性能调整方法。

Description

一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺
技术领域
本发明涉及天然气井修井技术领域，特别是涉及一种天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺。
背景技术
天然气修井用绒囊压井液是针对天然气井修井作业过程中，低压地层中压井液漏失严重、修井作业后产能恢复困难而开发的一种无固相漏失控制型压井液体系。能够解决现场前期经过压裂、酸化等多种储改措施，且长期生产后低压天然气井修井作业安全压井难题。
天然气井修井用绒囊压井液是一种无固相气液两相流体，利用流体中分布不同直径的绒囊结构，实现常规压井液流动性强、泵入简单等优势性能，同时保证良好的地层暂堵效果。为此，流体中囊泡含量、囊泡体积分布决定绒囊压井液性能是否达标。绒囊压井液现场配制是否成功关键在于保证压井液中具有性能稳定、数量充足的绒囊结构。目前绒囊压井液现场配制方法已经基本形成，并且顺利指导现场绒囊压井液配制。
部分天然气井地层产出气中含有浓度较高的H2S气体，根据现行标准，当气井产出气中H2S含量达到100ppm，属于高含硫气井，对地面施工人员潜在危险性较大。为此，含硫气井修井作业过程中必须严格控制井底高压气体上窜至井口，由此要求前期气井压井液必须有效抵抗井底H2S侵蚀，提供安全稳定井筒环境。
H2S气体与水反应后产生氢硫酸，改变液体酸碱性。对于常规凝胶、树脂等暂堵型压井液体系，H2S气体含量较高，将伤害压井液在地层中成胶、凝固效果，阻碍压井液在地层中形成暂堵结构，致使压井失效。相对而言，绒囊压井液依靠流体中绒囊结构内封堵隔离气层原理，没有成胶、凝固等化学变化过程，受地层中H2S气体影响较小。但地层环境中大量H2S气体的存在，对绒囊压井液流体自身酸碱性同样存在一定影响，长周期下易破坏压井液中绒囊结构稳定性。为此，需要引入手段提高绒囊压井液在含硫环境中性能稳定性。
碱式碳酸锌遇到H2S气体后发生化学反应，生产硫化锌沉淀，成功消除H2S对液体性能的不利影响，是目前高H2S含量气层钻井作业过程中常用抗硫剂。考虑绒囊压井液自身偏碱性有利于碱式碳酸锌加入，且囊胆剂、囊质剂、囊绒剂等处理剂与碱式碳酸锌无发生化学反应，可通过添加碱式碳酸锌强化天然气井用绒囊压井液抗H2S性能，提高绒囊压井液在含硫气井压井作业中稳定性。
天然气井修井用绒囊压井液中通过添加碱式碳酸锌以提高抗硫化氢性能，关键在于碱式碳酸锌加入比例以及加入方式，为此，研究形成适合含硫天然气井修井用绒囊压井液性能调整方式，指导现场常规绒囊压井液抗硫性能提升。
发明内容
本发明的目的在于提供一种可提高绒囊压井液在含硫气井压井作业中稳定性，避免常规天然气井修井作业中井口放压导致施工周期延长、后续地层气体产能恢复缓慢的问题，现场施工简单，漏失控制能力强，自动降解效果突出，可有效解决天然气井修井作业中压井液漏失量大、气井产量恢复困难的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺。
本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其包括如下步骤：
天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是包括如下步骤：
A、制造天然气井绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；
B、通过加入碱式碳酸锌以及加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>7，得到天然气井绒囊压井液；
当气井产出天然气中H2S含量低于100ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.1—0.2重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于100ppm且小于1000ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.2—0.5重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于1000ppm，天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.5—2.0重量份的碱式碳酸锌；
C、利用流体泵以10—20m3/h的泵速将天然气井绒囊压井液泵入井筒，至井口见液，实施安全压井。
优选地，所述步骤B中通过加入碱式碳酸锌调控绒囊压井液密度值ρ为0.84—0.94g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为55—60mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为30—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.20Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>8，得到天然气修井用绒囊压井液。
优选地，所述步骤B中为加入一定量的碱式碳酸锌来调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为56mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为27mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为29Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.07Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>11，提高天然气修井用绒囊压井液抗硫化氢性能。
优选地，所述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
优选地，所述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
优选地，所述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌20—30min。
优选地，所述配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
本发明的天然气井修井用绒囊压井液抗硫化氢性能调整方法，采用本发明独有的工艺和组分，其采用如下步骤制成：在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂、2.4—4.8重量份的囊胆剂、0.4—8.0重量份的碱式碳酸锌，并连续搅拌至少30min，得到绒囊压井液。所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的聚丙烯酰胺(相对分子量1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；利用液体密度计测量得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量得到的绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，利用pH试纸测量得到绒囊压井液的pH值，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂和碱式碳酸锌，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为56mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为27mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为29Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.07Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>11，得到含硫天然气修井用绒囊压井液。
实验表明，利用本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，可提高绒囊压井液在含硫气井压井作业中稳定性，能够提供一种现场操作简单、快速提高绒囊压井液抗硫化氢能力的手段。因此，本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺具有突出的实质性特点和显著的进步。
综上，本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，能够保持绒囊压井液暂堵性能、自降解性等优势性能的同时，提高绒囊压井液在含硫气井修井作业过程中抗硫化氢能力。具有现场操作简单、提高性能效果明显等优点。
下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的具体操作过程，但本发明并不因此而受到任何限制。
具体实施例
本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其包括如下步骤：
A、制造天然气井绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；
B、通过加入碱式碳酸锌以及加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>7，得到天然气井绒囊压井液；
当气井产出天然气中H2S含量低于100ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.1—0.2重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于100ppm且小于1000ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.2—0.5重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于1000ppm，天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.5—2.0重量份的碱式碳酸锌；
C、利用流体泵以10—20m3/h的泵速将天然气井绒囊压井液泵入井筒，至井口见液，实施安全压井。
作为本发明的进一步改进，上述步骤B中通过加入碱式碳酸锌调控绒囊压井液密度值ρ为0.84—0.94g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为55—60mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为30—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.20Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>8，得到天然气修井用绒囊压井液。
作为本发明的进一步改进，上述步骤B中为加入一定量的碱式碳酸锌来调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为56mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为27mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为29Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.07Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>11，提高天然气修井用绒囊压井液抗硫化氢性能。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌20—30min。
作为本发明的进一步改进，上述配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
实施例1
本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，包括如下步骤：
A、在400重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂，并连续搅拌至少30min，得到天然气井修井用绒囊压井液；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的聚丙烯酰胺(相对分子量1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成。
B、利用液体密度计测量步骤A得到的绒囊压井液的密度值，利用六速旋转黏度计测量步骤A得到的绒囊压井液，得到绒囊压井液的表观黏度、塑性黏度、动切力和动塑比，利用pH试纸测量得到绒囊压井液pH值，通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>7，得到天然气井修井用绒囊压井液。
上述步骤B中通过加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂和囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.86—0.89g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为50—56mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为24—26mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为29—33Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.02—1.10Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>8，得到天然气井修井用绒囊压井液。
作为本发明的进一步改进，上述步骤B中通过加入少量的碱式碳酸锌，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为53mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25.5mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为27.5Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.08Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>11，得到含硫天然气修井用绒囊压井液。
上述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入2.4—3.8重量份的囊绒剂、7.2—10.5重量份的囊质剂和2.8—3.4重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中是在400重量份的清水中依次加入2.8—3.4重量份的囊绒剂、8.5—9.5重量份的囊质剂、3.0—3.3重量份的囊胆剂、4.0—6.0重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌30—50min，以实现绒囊压井液性能调整时所需的流体剪切速度。
作为本发明的进一步改进，上述步骤A中的连续搅拌使用的设备包括体积大于10m3的配浆罐，配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗。在使用时，可通过启动流体泵对配浆罐内的液体进行循环搅拌，以实现绒囊压井液性能调整时所需的流体剪切速度，并可通过输液管道中部设有的加料漏斗将少量的碱式碳酸锌加入到配浆罐内。
我国鄂尔多斯盆地某低压天然气井，地层H2S含量1278mg/m3，属于高含硫气井。2016年10月，准备应用绒囊压井液完成压井作业，在技术方案对外保密条件下试验使用了本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺。先期配制绒囊压井液40m3，在700型泵车以15m3/min循环速度下加入碱式碳酸锌至质量比1.2％，调节压井液pH值>11。随后泵入G1井绒囊压井液共40m3，再补充清水40m3后井口压力为0且见液。后续G1井起下管柱顺利开展，期间，井筒内压井液漏失速度小于0.5m3/h，G1井修井作业后气井产能5天后恢复作业前水平。实验表明，现场应用天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺可有效提高绒囊压井液抗硫化氢能力。
施工实施例
本发明的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，采用如下步骤实施：
利用体积40m3液体罐，在700型泵车外接15m3/h循环速度下，先后加入清水40m3，囊绒剂320kg，囊质剂800kg，囊胆剂320kg，连续搅拌30min，然后利用液体密度计测量密度，利用六速旋转黏度计测量表观黏度、塑性黏度、动切力以及动塑比，利用pH试纸测量pH值，得到天然气井修井用绒囊压井液。再保持15m3/h循环速度下，加入碱式碳酸锌480kg，调整压井液pH值>11，提高天然气井修井用绒囊压井液抗硫化氢性能。

Claims (7)

1.天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是包括如下步骤：
A、制造天然气井绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；
所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；
B、通过加入碱式碳酸锌以及加入少量的水或加入少量的囊绒剂、囊质剂、囊胆剂，调控绒囊压井液的密度值ρ为0.80—0.92g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为35—65mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为20—30mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为20—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.00—1.50Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>7，得到天然气井绒囊压井液；
当气井产出天然气中H2S含量低于100ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.1—0.2重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于100ppm且小于1000ppm，在天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.2—0.5重量份的碱式碳酸锌，当气井产出天然气中H2S含量大于1000ppm，天然气井绒囊压井液性能调整时，碱式碳酸锌加量比为在每100重量份的然气井绒囊压井液中加入0.5—2.0重量份的碱式碳酸锌；
C、利用流体泵以10—20m3/h的泵速将天然气井绒囊压井液泵入井筒，至井口见液，实施安全压井。
2.根据权利要求1所述的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是：所述步骤B中通过加入碱式碳酸锌调控绒囊压井液密度值ρ为0.84—0.94g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为55—60mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为25—28mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为30—35Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.05—1.20Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>8，得到天然气修井用绒囊压井液。
3.根据权利要求2所述的绒囊压井液，其特征是：所述步骤B中为加入一定量的碱式碳酸锌来调控绒囊压井液的密度值ρ为0.87g/cm3，调控绒囊压井液的表观黏度AV为56mPa·s，调控绒囊压井液的塑性黏度PV为27mPa·s，调控绒囊压井液的动切力YP为29Pa，调控绒囊压井液的动塑比YP/PV为1.07Pa/mPa·s，调控绒囊压井液的pH值>11，提高天然气修井用绒囊压井液抗硫化氢性能。
4.根据权利要求1或2或3所述的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是：所述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
5.根据权利要求4所述的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是：所述步骤A中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
6.根据权利要求5所述的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是：所述步骤A中的连续搅拌是在体积大于10m3的配浆罐中利用转速大于50r/min的搅拌桨叶连续搅拌20—30min。
7.根据权利要求6所述的天然气井绒囊压井液抗硫化氢压井工艺，其特征是：所述配浆罐侧壁的下部设有进液口和出液口，进液口和出液口通过串联有流体泵的输液管道相连，流体泵的排量大于10m3/h，输液管道的中部设有加料漏斗，所述囊绒剂、囊质剂和囊胆剂通过加料漏斗加入输液管道。
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