盧 婭， 李 明，2， 楊 燕， 郭子涵， 郭小陽(yáng),2

(1.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，四川成都 610500；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川成都 610500；3.中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000)

油井水泥緩凝劑AID的合成與性能評(píng)價(jià)

盧 婭1， 李 明1，2， 楊 燕3， 郭子涵1， 郭小陽(yáng)1,2

(1.西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，四川成都 610500；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(西南石油大學(xué))，四川成都 610500；3.中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000)

針對(duì)目前常用的二元共聚物類水泥緩凝劑耐溫性能差，及以丙烯酰胺(AM)為原料之一的三元共聚物類緩凝劑中AM易高溫分解的問(wèn)題，用N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)取代AM，選取2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、衣康酸(IA)和DMAM等3種單體，根據(jù)自由基水溶液聚合原理，合成了三元聚合物類緩凝劑AID。通過(guò)凝膠色譜分析、紅外光譜測(cè)定和熱失重試驗(yàn)，分析了AID的結(jié)構(gòu)和耐溫性能，評(píng)價(jià)了其緩凝性能與對(duì)水泥石抗壓強(qiáng)度的影響。試驗(yàn)結(jié)果顯示：AID耐溫可達(dá)355 ℃，熱穩(wěn)定性好；單體AMPS、IA和DMAM的質(zhì)量比為10∶4∶1，反應(yīng)溫度為60 ℃，引發(fā)劑K2S2O8的加量為2.0%及反應(yīng)時(shí)間為5 h的條件下，合成的緩凝劑性能較好；加入0.5%AID的水泥漿其稠化時(shí)間比未加AID的水泥漿長(zhǎng)2倍之多；相同AID加量下，90～150 ℃溫度范圍內(nèi)水泥漿的稠化時(shí)間均在300 min以上，水泥石強(qiáng)度發(fā)展均在14 MPa以上。研究表明，緩凝劑AID能顯著延長(zhǎng)水泥漿稠化時(shí)間，溫度適應(yīng)性強(qiáng)，對(duì)水泥石抗壓強(qiáng)度的影響不明顯，具有一定的應(yīng)用前景。

油井水泥 緩凝劑 三元共聚物 深井 固井

近年來(lái)，高溫深井?dāng)?shù)量逐年增多，固井難度增大[1-4]，易出現(xiàn)井底循環(huán)溫度高而導(dǎo)致的底部水泥漿稠化時(shí)間縮短、流變性能發(fā)生改變、油水互竄、頂部水泥漿強(qiáng)度發(fā)展緩慢等問(wèn)題[5]。傳統(tǒng)的油井水泥緩凝劑(如木質(zhì)素磺酸鹽類、纖維素類以及有機(jī)膦酸等)易出現(xiàn)加量大、熱穩(wěn)定性差、對(duì)水泥石強(qiáng)度發(fā)展影響較大等問(wèn)題[6]，因此聚合物緩凝劑成為國(guó)內(nèi)主流的緩凝劑[7-12]。但二元共聚物多存在抗高溫性能不佳的問(wèn)題；三元共聚物常采用的單體，如丙烯酰胺，熱穩(wěn)定性差，易高溫分解[13-16]。為此，筆者以N，N-二甲基丙烯酰胺取代丙烯酰胺，主要選取 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、衣康酸和N,N-二甲基丙烯酰胺等3種單體，以過(guò)硫酸鉀為引發(fā)劑合成了三元共聚物AID，并對(duì)其結(jié)構(gòu)和性能進(jìn)行了測(cè)試，以驗(yàn)證其能否使水泥漿高溫調(diào)凝，且對(duì)水泥石高低溫強(qiáng)度發(fā)展有大的影響。

1 緩凝劑AID的合成

1.1 原料及儀器

合成原料：2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)，工業(yè)級(jí)；衣康酸(IA)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)、過(guò)硫酸鉀(K2S2O8)、無(wú)水乙醇，分析純；G級(jí)高抗硫酸鹽水泥；降濾失劑G33S，工業(yè)級(jí)。

主要儀器：三頸瓶(250 mL)、恒壓分液漏斗(150 mL)；HH-2K型恒溫水浴鍋；OWC-9380B型增壓稠化儀。

1.2 合成方法

稱取試驗(yàn)藥品(單體AMPS、IA和DMAM，引發(fā)劑K2S2O8)，待水浴溫度升至設(shè)定值后，將AMPS和IA兩種酸性單體溶解，pH值調(diào)節(jié)至5～7，倒入三頸瓶中；然后將DMAM和K2S2O8分別溶解并倒入放置在三頸瓶上的恒壓分液漏斗中，在氮?dú)獗Ｗo(hù)及攪拌條件下，向三徑瓶中緩慢滴加兩溶液；滴加完成后，保持水浴溫度和攪拌速度恒定，反應(yīng)一定時(shí)間，冷卻產(chǎn)物并用無(wú)水乙醇提取出白色絮狀物，放入干燥箱烘干，研磨成粉即得到AID成品。

1.3 反應(yīng)機(jī)理

試驗(yàn)選擇K2S2O8為引發(fā)劑，其在較低溫度下也可以促使合成反應(yīng)進(jìn)行，且反應(yīng)條件易于控制。K2S2O8的分解方程式為：

(1)

式中：x，y，z為結(jié)構(gòu)單元數(shù)，x=50%～70%，y=20%～40%，z=1-x-y。

1.4 合成條件優(yōu)化

為了探究影響聚合物合成的因素，以緩凝劑加入水泥漿后的稠化時(shí)間為依據(jù)，采用4因素3水平正交試驗(yàn)，探討了影響共聚物性能的4大主要因素(單體質(zhì)量比、引發(fā)劑加量、反應(yīng)溫度和反應(yīng)時(shí)間)對(duì)合成過(guò)程的影響程度，并得出較好的合成條件及擴(kuò)展試驗(yàn)的調(diào)整方向。正交試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

由表1可知：?jiǎn)误w的質(zhì)量比對(duì)緩凝劑性能的影響最大，改變單體質(zhì)量比會(huì)明顯影響加入緩凝劑后水泥漿的稠化時(shí)間，因此為得到性能更加優(yōu)異的緩凝劑，應(yīng)以改變單體質(zhì)量比為主要方向進(jìn)行擴(kuò)展試驗(yàn)。此外，合成條件的影響程度排列如下：?jiǎn)误w質(zhì)量比>反應(yīng)溫度>引發(fā)劑加量>反應(yīng)時(shí)間。由正交表的綜合可比性及稠化時(shí)間這一衡量標(biāo)準(zhǔn)可得，較好的反應(yīng)條件為：?jiǎn)误wAMPS、IA和DMAM的質(zhì)量比為10∶4∶1，引發(fā)劑加量為2.0%，反應(yīng)溫度為60 ℃，反應(yīng)時(shí)間為5 h。在該條件下合成的緩凝劑加入水泥漿后，水泥漿稠化時(shí)間可達(dá)到343 min，高溫條件下緩凝效果明顯。

注：稠化條件為120 ℃×73 MPa；水泥漿配方為G級(jí)水泥+35.0%石英砂+2.0%降濾失劑G33S +1.3%合成緩凝劑+44.0%水。

2 緩凝劑AID的性能評(píng)價(jià)

2.1 性能測(cè)試

2.1.1 相對(duì)分子質(zhì)量測(cè)試

相對(duì)分子質(zhì)量的大小通過(guò)凝膠色譜法測(cè)試。將粉末狀成品用蒸餾水溶解，稀釋至1 g/L，用IC761型離子色譜儀進(jìn)行測(cè)試，得到相應(yīng)的報(bào)告并進(jìn)行分析，流體流速為0.2～2.5 mL/min，結(jié)果見(jiàn)圖1。

由圖1可知：該聚合物的數(shù)均相對(duì)分子質(zhì)量Mn為40 184，重均相對(duì)分子質(zhì)量Mw為175 384，多分散系數(shù)高達(dá)4.364 472，由于多分散系數(shù)較大導(dǎo)致Mn和Mw的差別較大。圖中曲線平滑，說(shuō)明低相對(duì)分子質(zhì)量物質(zhì)少。多分散系數(shù)為4.364 472說(shuō)明該合成樣品相對(duì)分子質(zhì)量分布寬，這是自由基聚合影響造成的，對(duì)化學(xué)結(jié)構(gòu)無(wú)影響。

2.1.2 官能團(tuán)測(cè)試

利用KBr壓片法將粉末狀成品制成薄片，通過(guò)Nicolet 6700型傅立葉變換紅外光譜儀測(cè)定其紅外吸收性能。紅外光譜測(cè)定條件：儀器分辨率4 cm-1，檢測(cè)器MCT，檢測(cè)范圍4 000～400 cm-1。得到的紅外光譜曲線如圖2所示。

2.1.3 耐熱性分析

通過(guò)熱失重試驗(yàn)對(duì)聚合物緩凝劑進(jìn)行了耐熱性能分析。先稱取粉末成品5～10 mg，放入DSC823-TGA/SDTA85/e型熱分析儀中，結(jié)合相應(yīng)的軟件按照操作規(guī)程進(jìn)行測(cè)試(測(cè)試條件為：在氮?dú)獗Ｗo(hù)下，以10 ℃/min的升溫速率從25 ℃升溫至400 ℃)，得到熱失重曲線，如圖3所示。

由圖3可知：該緩凝劑經(jīng)過(guò)了3個(gè)主要的失重階段：第一階段，47～102 ℃，質(zhì)量損失約為16.90%，主要為聚合物中水分的蒸發(fā)；第二階段,102～355 ℃，質(zhì)量損失約為4.02%，主要為聚合物分子中羧基等小分子官能團(tuán)發(fā)生了熱分解；第三階段，355～370 ℃，質(zhì)量損失嚴(yán)重且變化明顯，約為26.56%，主要?dú)w結(jié)為聚合物分子中主鏈以及大分子官能團(tuán)(如磺酸基團(tuán))發(fā)生熱分解。可見(jiàn)，加入DMAM單體后，因?yàn)槠漉０坊牡由?個(gè)氫被甲基所取代，共聚物的水解穩(wěn)定性比加入丙烯酰胺有明顯的提高，單體本身的雙鍵、酰胺基團(tuán)中的羰基以及有2個(gè)甲基推動(dòng)的氮原子，三者之間形成超共軛體系，熱穩(wěn)定性好，使聚合物高溫下不易分解，熱性能較為穩(wěn)定，可用于進(jìn)一步的水泥性能試驗(yàn)。

2.2 性能評(píng)價(jià)

在水灰比為0.44的條件下，將緩凝劑AID加入水泥漿中，按照API 規(guī)范[17]進(jìn)行漿體制備，按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[18]進(jìn)行緩凝效果評(píng)價(jià)。

2.2.1 加量對(duì)AID緩凝效果的影響

配制不同AID加量的水泥漿，測(cè)試其稠化時(shí)間和抗壓強(qiáng)度，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同緩凝劑加量下水泥漿稠化時(shí)間及水泥石抗壓強(qiáng)度

Table 2 The slurry thickening time and compressive strength of set cement with different dosages of retardant

注：稠化條件為120 ℃×73 MPa；水泥石養(yǎng)護(hù)條件為120 ℃×21 MPa；水泥漿配方為G級(jí)水泥+35.0%石英砂+2.0%降濾失劑+0～2.0%AID+44.0%水。

從表2可以看出，在120 ℃、73 MPa條件下，將AID加入水泥漿，初始稠度低，稠化過(guò)渡時(shí)間短，在現(xiàn)場(chǎng)施工中能有效防止油氣水竄，且隨著緩凝劑加量的增大，稠化時(shí)間呈線性增加趨勢(shì)；當(dāng)加入0.5% AID時(shí)，水泥漿初始稠度小于20 Bc，稠化時(shí)間為141 min，為未加緩凝劑水泥漿稠化時(shí)間的2倍多，有效延長(zhǎng)了稠化時(shí)間。與此同時(shí)，在120 ℃、21 MPa養(yǎng)護(hù)條件下，加入AID的水泥石的抗壓強(qiáng)度均在文獻(xiàn)[18]規(guī)定的 14 MPa以上，且隨著緩凝劑加量的增大，抗壓強(qiáng)度僅有微弱的下降趨勢(shì)，可見(jiàn)該緩凝劑在高溫高壓下既延長(zhǎng)了稠化時(shí)間，又對(duì)抗壓強(qiáng)度影響不明顯。

AID加量為1.3%時(shí)，120 ℃×73 MPa稠化條件下的水泥漿稠化曲線如圖4所示。

從圖4可以看出，加入1.3% AID的水泥漿在120 ℃高溫下初始稠度低，稠化時(shí)間長(zhǎng)，稠化曲線無(wú)“鼓包”、“走臺(tái)階”現(xiàn)象發(fā)生，“直角稠化”現(xiàn)象明顯，稠化過(guò)渡時(shí)間短?？梢?jiàn)，加有AID的水泥漿其稠化性能優(yōu)異。

2.2.2 溫度對(duì)AID緩凝效果的影響

在不同稠化條件下對(duì)AID加量相同的水泥漿進(jìn)行稠化試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 不同稠化條件下的水泥漿稠化時(shí)間

Table 3 Thecement slurry thickening time under different conditions

注：G級(jí)水泥+35.0%石英砂+2.0%降濾失劑+1.5% AID+44.0%水。

由表3可知，AID加量為1.5%的水泥漿初始稠度低，過(guò)渡時(shí)間短，稠化時(shí)間隨溫度壓力增加逐漸縮短，150 ℃以下的稠化時(shí)間均能達(dá)到300 min以上。由此可見(jiàn)，該緩凝劑耐高溫性能優(yōu)異，耐溫至少在150 ℃以上。

為進(jìn)一步說(shuō)明AID對(duì)溫度的適應(yīng)性，測(cè)試了不同養(yǎng)護(hù)條件下和同一養(yǎng)護(hù)條件不同養(yǎng)護(hù)時(shí)間下的抗壓強(qiáng)度，結(jié)果分別見(jiàn)表4和表5。

表4 不同養(yǎng)護(hù)條件下水泥石的抗壓強(qiáng)度

Table 4 The compressive strength of set cement under different curing conditions

表5 同一養(yǎng)護(hù)條件不同養(yǎng)護(hù)時(shí)間下水泥石的抗壓強(qiáng)度

Table 5 The compressive strength of set cement in different curing time under the same condition

由表4可知，養(yǎng)護(hù)24 h后水泥石的抗壓強(qiáng)度均在24 MPa以上，強(qiáng)度變化微小，有極好的溫度適應(yīng)性。由表5可知，在同一養(yǎng)護(hù)條件下，隨AID加量增大水泥石的抗壓強(qiáng)度減小，當(dāng)緩凝劑加量小于1.0%時(shí)，水泥石24 h的抗壓強(qiáng)度均大于14 MPa，在滿足稠化時(shí)間要求即安全注水泥的同時(shí)，水泥石的抗壓強(qiáng)度發(fā)展迅速。

3 結(jié) 論

1) 用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)，衣康酸(IA)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)等3種單體合成的三元共聚物AID，分子結(jié)構(gòu)完整，熱性能優(yōu)異，能夠?qū)崿F(xiàn)高溫緩凝，且不顯著影響水泥石的抗壓強(qiáng)度。

2) AMPS、IA和DMAM等3種單體較好的聚合條件是單體AMPS、IA和DMAM的質(zhì)量比為10∶4∶1，引發(fā)劑加量為2.0%，反應(yīng)時(shí)間為5 h，反應(yīng)溫度為60 ℃。

3) 在溫度高于355 ℃以后AID才出現(xiàn)主鏈及大分子官能團(tuán)的分解，結(jié)合相應(yīng)的性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明,該聚合物具有良好的溫度適應(yīng)性，耐溫達(dá)150 ℃以上。

4) 在特定的試驗(yàn)條件下，水泥漿的稠化時(shí)間隨緩凝劑加量的增大而延長(zhǎng)，抗壓強(qiáng)度隨緩凝劑加量的增大衰減程度小，在滿足稠化時(shí)間要求的同時(shí)，對(duì)水泥石抗壓強(qiáng)度的影響不明顯。

[1] 董文博.高溫油井水泥緩凝劑的研制[D].成都：西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，2012. Dong Wenbo.Development of high-temperature oil well cement retarder[D].Chengdu:Southwest Petroleum University,School of Materials Science and Engineering,2012.

[2] 汪世國(guó)，張毅，余加水，等.莫深1井抗高溫密度水基鉆井液體系室內(nèi)研究[J].新疆石油科技，2006，16(3)：9-12，30. Wang Shiguo,Zhang Yi,Yu Jiashui,et al.Indoor research of anti-high temperature density water-based drilling fluid system in Well Moshen 1[J].Xinjiang Petroleum Science & Technology,2006,16(3):9-12,30.

[3] Guo Shenglai,Bu Yuhuan,Shen Zhonghou,et al.The effect of synthesis conditions on the performance of large temperature difference retarder[J].Research Journal of Applied Sciences,Engineering & Technology,2013,5(19):4751-4756.

[4] 趙琥，田野，王清順，等.新型高溫緩凝劑PC-H42L的室內(nèi)合成與評(píng)價(jià)[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2012， 9(7)：73-74. Zhao Hu,Tian Ye,Wang Qingshun,et al.Laboratory synthesis and evaluation of a new high-temperature retarder PC-H42L[J].Journal of Yangtze University：Natural Science Edition,2012,9(7):73-74.

[5] 劉景麗，王野，李淑陶，等.高溫油井水泥緩凝劑ZH-8的合成及評(píng)價(jià)[J].鉆井液與完井液，2011，28(3)：53-55. Liu Jingli,Wang Ye,Li Shutao,et al.Synthesis and evaluation of ultra-high temperature retarder ZH-8 for oil well cement[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2011,28(3):53-55.

[6] 劉崇建，黃柏宗，徐同臺(tái)，等.油氣井注水理論與運(yùn)用[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001：84-89. Liu Chongjian,Huang Baizong,Xu Tongtai,et al.Theory and application of water injection wells[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2001:84-89.

[7] Eoff L S,Buster D.High temperature synthetic cement retarder[R].SPE 28957,1995.

[8] Qi Zhigang,Zhu Xiaoming,Cao Huilian.Applications and study on organophosphate acids(salts)for oil well cement retarder[J].Energy Science and Technology,2013,6(2):79-83.

[9] Brothers L E,Lindsey D W,Terry D T.Set retarded cement compositions and methods for well cementing：US，4941536[P].1990-07-17.

[10] 趙常青，張成金，孫海芳，等.油井水泥寬溫帶緩凝劑SD210L的研制與應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2013，33(1)：90-94. Zhao Changqing,Zhang Chengjin,Sun Haifang,et al.Development and application of the well cement retarder SD210L with a wide high temperature range[J].Natural Gas Industry,2013,33(1):90-94.

[11] 嚴(yán)思明，張長(zhǎng)思，楊光，等.新型高溫油井緩凝劑HN-2的合成及性能評(píng)價(jià)[J].化工中間體，2012(10)：45-50. Yan Siming,Zhang Changsi,Yang Guang,et al.Synthesis and performance evaluation of the new high-temperature oil cement retarder(HN-2)[J].Chemical Intermediate,2012(10):45-50.

[12] 李勇，曹智，羅楊，等.抗高溫油井水泥緩凝劑及其制備方法：中國(guó),201010255859.9[P].2011-02-09. Li Yong,Cao Zhi,Luo Yang,et al.High temperature oil well cement retarder and preparation method:CN,201010255859.9[P].2011-02-09.

[13] 岳家平，徐翔，李早元，等.高溫大溫差固井水泥漿體系研究[J].鉆井液與完井液，2012，29(2)：59-62. Yue Jiaping,Xu Xiang,Li Zaoyuan,et al.Research on high temperature and large temperature difference cement slurry system[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2012,29(2):59-62.

[14] 郭錦棠，劉建軍，靳建洲，等.新型固井水泥高溫緩凝劑HTR-200C的性能研究[J].天津大學(xué)學(xué)報(bào)，2012，45(6)：529-533. Guo Jintang,Liu Jianjun,Jin Jianzhou,et al.Performance of new high temperature retarder HTR-200C for oil-well cement[J].Journal of Tianjin University,2012,45(6):529-533.

[15] 郭錦棠，夏修建，劉碩瓊，等.適用于長(zhǎng)封固段固井的新型高溫緩凝劑HTR-300L[J].石油勘探與開(kāi)發(fā)，2013，40(5)：611-615. Guo Jintang,Xia Xiujian,Liu Shuoqiong,et al.A high temperature retarder HTR-300L used in long cementing interval[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(5):611-615.

[16] 李曉嵐，王中華，陳道元，等.抗高溫油井水泥緩凝劑的研究進(jìn)展[J].精細(xì)與專用化學(xué)品，2011，19(6)：33-38. Li Xiaolan,Wang Zhonghua,Chen Daoyuan,et al.Research progress of well cement retarder with high temperature-resistant capacity[J].Fine and Specialty Chemicals,2011,19(6):33-38.

[17] American Petroleum Institute.API specification 10A:specification for cements and materials for well cementing[S].23rd ed.2002.

[18] SY/T 5504.1—2005 油井水泥外加劑評(píng)價(jià)方法(1)：緩凝劑[S]. SY/T 5504.1—2005 Oil well cement additives evaluation method:part 1：retarder[S].

[編輯 令文學(xué)]

Synthesis and Performance Evaluation of a Cement Retardant AID for Oil Well

Lu Ya1, Li Ming1,2, Yang Yan3, Guo Zihan1, Guo Xiaoyang1,2

(1.SchoolofMaterialScienceandEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan, 610500,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan, 610500,China; 3.Drilling&ProductionTechnologyResearchInstitute,PetroChinaJidongOilfieldCompany,Tangshan,Hebei, 063000,China)

Because the binary-copolymer cement retardant that is currently used has poor thermal stability, and the component acrylamide(AM) in terpolymer retardant tends to decompose at high temperature,the AM has been replaced with N,N-dimethylacrylamide(DMAM), and three monomers were selected, including 2-acrylamide-2-methyl acrylic acid(AMPS), itaconic acid(IA)and DMAM, by which a terpolymeric retardant AID was synthesized according to the polymerization principle of free radical aqueous solution.The structure and thermal stability of AID were analyzed by gel permeation chromatography (GPC), infrared (IR) spectrometry and thermal weight loss test, which evaluated the performance and the effect on cement compressive strength. Test results showed that AID had better thermal stability and it could resist 355 ℃, in which the mass ratio of AMPS, IA and DMAM was 10∶4∶1, the reaction temperature was 60 ℃,the dosage of the initiator was 2.0%, with excellent synthetic effect in the reaction time of five hours. The thickening time of the slurry with 0.5% AID is over two times of that without adding AID. When the AID quantity was the same, the slurry thickening time in the range of 90-150 ℃ was over 300 min, and the cement strength developed over 14 MPa. The studies showed that the retardant AIDcould extend the slurry thickening time significantly, and possess strong temperature adaptability, but have no obvious impact on the compressive strength of set cement, which indicates that it can be used widely in the future.

oil well cement; retardant; terpolymer; deep well; well cementing

2014-12-23；改回日期：2015-08-15。

盧婭(1990—)，女，四川資陽(yáng)人，2014年畢業(yè)于西南石油大學(xué)高分子材料科學(xué)與工程專業(yè)，材料學(xué)專業(yè)在讀碩士研究生。

郭小陽(yáng)，guoxiaoyangswpi@126.com。

?鉆井完井?

10.11911/syztjs.201506008

TE256+.6

A

1001-0890(2015)06-0040-06

聯(lián)系方式：18782972902，314342354@qq.com。