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2021年  第38卷  第6期

钻井液
超高温高密度油基钻井液研究与性能评价
邱正松, 赵冲, 张现斌, 张健, 赵颖, 陈安亮, 杨中锋
2021, 38(6): 663-670. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.001
摘要(2888) HTML (515) PDF (2148KB)(288)
摘要:
深层超深层油气钻探中面临着超高温高压、高压盐水、巨厚盐膏层和泥页岩层等复杂地质条件,导致油基钻井液的乳化稳定性、流变、滤失损耗等性能极难调控。合成了不饱和酸酐接枝妥尔油脂肪烃基的咪唑啉酰胺类主乳化剂和辅乳化剂,选用抗高温增黏剂、流型调节剂、润湿剂和降滤失剂,采用API重晶石和超细硫酸钡复合加重,构建了超高温高密度油基钻井液配方。性能评价结果表明,该超高温高密度油基钻井液抗温达220 ℃,复合加重后流变性显著改善,密度最高可达2.8 g/cm3,可抗40%淡水、40%复合盐水、5%~10%泥页岩岩屑和5%~10%石膏污染;在65 ℃/常压~220 ℃/172.5 MPa下具有良好的流变稳定性和悬浮稳定性。该超高温高密度油基钻井液为深层超深层油气资源的安全高效钻探提供了技术支撑。
高强度可固化树脂堵漏剂PMMM研制与评价
刘凡, 刘钦政, 郝惠军, 冯杰, 程荣超, 白英睿
2021, 38(6): 671-676. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.002
摘要(789) HTML (321) PDF (2432KB)(101)
摘要:
裂缝性地层恶性漏失是油气钻井工程重大技术难题之一,可固化树脂和井下交联聚合物是常用堵漏材料,但存在井下交联可控性差、固化强度低等问题。研制了一种部分醚化改性氨基树脂PMMM,利用拉曼光谱分析了其分子结构,并揭示了固化机理。PMMM固化时间随着固化剂加量增加或温度升高而缩短,在80~130 ℃温度下可做到1~10 h可控,固化后不收缩,最高抗10%水基钻井液污染。PMMM固化后抗压强度随着CaSO4纳米晶须增加先增加后降低,0.5%纳米晶须加量下,80 ℃养护24 h后PMMM抗压强度最高达56 MPa,高于常规水泥堵漏材料。基于100~130 ℃下黏度数据,利用修改的阿伦尼乌斯黏度方程,拟合得到PMMM黏度-温度-时间曲线方程,方程预测90 ℃下黏度变化规律与实测数据相吻合,基本反映了PMMM堵漏材料加热条件下的黏度变化规律。整体而言,PMMM树脂固化堵漏材料具备配方简单、固化条件可控、固化后强度高等优点,在裂缝性地层恶性井漏中具有一定应用前景。
温敏变形封堵剂合成研究与应用
孔勇
2021, 38(6): 677-683. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.003
摘要:
针对现有可变形封堵防塌处理剂作用温度过窄的问题,基于地层温度诱导控制材料形态变化实现对地层定向吸附的技术思路,开展温敏变形封堵处理剂分子结构设计,通过优化设计骨架、形变和分散性能,利用诱发分子内交联反应逐级拓宽有效作用温度区间,研发出适用于100~150 ℃的温敏变形封堵剂SMSHIELD-2。通过红外光谱、核磁和压力传递实验等对SMSHIELD-2进行结构表征和性能评价。结果表明SMSHIELD-2在100~150 ℃广谱温度范围内,有效封堵硬脆性泥岩的微裂缝,提高钻井液的封堵防塌性能且具有良好的配伍性。SMSHIELD-2在新疆顺北X1井复杂井段应用中,通过封堵地层原生孔隙和微裂缝,提高钻井液的封堵能力,稳定井壁,保障了复杂地层钻井安全。
水基凝胶微球的制备及在堵漏中的应用
李中, 冯桓榰, 邢希金, 何松, 杨丽丽, 李佳欣, 刘瀚卿, 蒋官澄
2021, 38(6): 684-690. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.004
摘要:
采用反相乳液聚合法,合成了水基钻井液用凝胶微球。采用电子显微镜、红外光谱、热重分析、粒径分析,对合成的凝胶微球的组成、形貌及热稳定性进行了表征。结果显示制备出的凝胶微球呈现微米级球形结构,尺寸在4.5~68 μm范围内,初始热分解温度为150 ℃。同时考察了乳化剂加量、搅拌、油水比对凝胶微球粒径的影响,评价了凝胶微球的堵漏性能。结果表明,反应条件对凝胶微球尺寸有较大影响,随着乳化剂加量的增大,凝胶微球的平均粒径减小;适当搅拌会促进乳状液的稳定,合成得到的凝胶微球的粒径较小;增大油水比会导致凝胶微球的平均粒径减小。通过堵漏实验可知,凝胶微球有良好的封堵效果,其中乳化剂加量为4%,油水比为7∶3,不搅拌条件下制备的凝胶微球平均粒径为45.1 μm,是封堵效果最好的凝胶微球。
不同温度钻井液浸泡岩石对其表面形貌的影响
邓嵘, 刘建平, 罗敏敏, 张家彧, 黄安龙
2021, 38(6): 691-697. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.005
摘要:
为揭示钻井液浸泡岩石产生表面形貌损伤引起井壁失稳,选取砂岩、页岩岩样,利用三维光学显微镜,对不同温度钻井液浸泡作用前后的岩石表面形貌进行测试,定量分析其特征参数,探讨温度对岩石表面形貌的影响机制及损伤度。结果表明:随温度的升高,特征参数Sa、Sq、Sk整体上呈增大趋势,特征参数Sr整体上呈减小趋势,导致其形貌轮廓的粗糙度、离散性、波动性增加,轮廓起伏度降低,对称性优于浸泡前;在30~120 ℃时,形貌损伤度逐渐增加,在120~150 ℃时,形貌损伤度降低,形貌损伤度极值点TS在120~150 ℃之间。砂岩和页岩的高度特征参数的损伤度大于纹理特征参数的损伤度。
海上高温高压井环空ECD精细预测模型
张更, 李军, 柳贡慧, 王江帅, 张锐尧, 陈旺
2021, 38(6): 698-704. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.006
摘要:
为了准确预测高温高压井环空ECD,基于高温高压下钻井液流变性测试数据,利用多元非线性回归得到了钻井液密度和流变参数计算模型。通过将钻井液密度和流变参数计算模型与井筒传热模型耦合,建立高温高压井环空ECD精细预测模型。相比Drillbench软件计算结果,该模型更接近于实测PWD数据,误差更小。实例井计算结果表明,循环钻进过程中,下部环空温度不断降低,钻井液密度和稠度系数受温度影响不断增加,导致环空ECD不断增加;钻井液排量与地温梯度是影响环空ECD分布的关键因素,排量越大,环空压耗越大,进而环空ECD也越大;地温梯度直接影响环空温度分布,地温梯度的增加将导致环空ECD的不断降低。
超分子聚合物堵漏技术在长庆油田恶性漏失井的应用
艾磊, 宫臣兴, 谢江锋, 蒋官澄, 崔凯潇, 邓正强
2021, 38(6): 705-714. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.007
摘要:
长7页岩油储层致密但流体流动性好,砂岩储层存在微米级孔隙,加上存在断层构造,导致钻进过程中渗透性漏失、裂缝性漏失甚至失返性漏失频发,常规堵漏材料无法满足钻井施工要求,造成非生产时间和成本大幅度增加,严重制约了勘探开发进程。借助超分子化学理论,通过合成优化配方,研发出了新型超分子聚合物防漏堵漏材料,并对其微观结构、剪切稀释性和恶性漏失承压堵漏能力进行了表征与测试。研究结果表明,超分子聚合物堵漏材料不仅具有优异的剪切稀释性和黏附能力,而且对两层钢珠床(钢珠直径8~10 mm)模拟的大孔隙性漏失和直缝板(缝宽2~6 mm)模拟的裂缝性漏失均具有较强的承压堵漏效果,承压达6 MPa。在长7页岩油区块典型恶性漏失井应用表明,超分子聚合物堵漏技术可以有效提高裂缝性漏层的承压能力,减少漏失量并降低综合堵漏成本,助力长7页岩油勘探开发,值得进一步研究和推广。
贝壳粉基自适应性封堵剂
余文可, 林凌, 罗云翔, 李鑫, 古晗
2021, 38(6): 715-720. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.008
摘要:
以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)为聚合单体,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为交联剂、甲基丙烯酸十二烷酯(DM)为功能单体、过硫酸铵(APS)-亚硫酸氢钠为氧化还原引发剂,形成的凝胶聚合物将贝壳粉包裹形成多核无定形微囊。通过研究封堵剂吸水性能和形貌确定了AA∶AM质量比为1∶3时效果最佳。该封堵剂有良好的自适应性,封堵性能优异,对钻井液流变性影响较小,抗温抗盐性能良好,单剂180 ℃老化16 h后,结构保持完整,加入1%封堵剂的4%膨润土浆在150 ℃老化16 h后的API滤失量为11.4 mL,环保体系加入1%该封堵剂在150 ℃老化16 h后,中压砂床测试侵入程度为28.74%;1%30~50目封堵剂可封堵宽0.5 mm、深5 mm的模拟裂缝,且承压至4 MPa。
抗高温强封堵硬胶微泡沫钻井液构建技术
杨倩云, 王宝田, 张高峰, 赵怀珍
2021, 38(6): 721-727. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.009
摘要:
在分析微泡沫高温失稳因素基础上,构建了一种抗高温强封堵微泡沫钻井液。该钻井液采用低分子量高温稳泡剂以形成高温微泡沫的刚性结构膜,采用润湿剂来提高微泡沫表面膜润湿渗透性,减缓微泡沫高温下的蒸发作用;同时优选配套抗温降滤失剂和低密度封堵剂强化微泡沫抗温承压封堵能力。形成的抗高温强封堵硬胶微泡沫钻井液的密度在0.6~1.0 g/cm3之间可调,流变性良好;稳泡效果优异,常温半衰期至少45 h,150 ℃、16 h高温半衰期至少35 h,优化配方高温后半衰期不低于120 h;形成的封堵带性能稳定,高温高压砂床实验中滤液侵入深度相对降低82.1%,钻井液侵入深度相对降低73.8%;微泡沫钻井液抗原油污染浓度不小于15%。该微泡沫钻井液不需要现场辅助特殊设备,适宜应用于高温深井低压易漏地层防漏穿漏,可在地面和井筒之间长效循环,节约材料消耗成本和设备成本,维护井壁稳定。
抗高温复合凝胶堵漏剂的研究
巴文轩, 王正良, 王昌军
2021, 38(6): 728-731. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.010
摘要:
以钠膨润土、硅酸钠、氢氧化铝、氧化钙、氢氧化镁、矿石粉等为主体材料,并添加黄原胶作为增黏剂,硼砂为交联剂,以重晶石调密度,形成一种新型的无机有机复合凝胶堵漏剂体系,简称CGPLUG。常温下CGPLUG具有良好的流变性能,尤其具有优良的剪切稀释性和触变性,有利于钻井漏失通道中停留,适合不同类型漏失通道堵漏。CGPLUG具有很高的凝胶成胶强度,在80~200 ℃下成胶后,凝胶强度均可达到5000 g/cm2以上,抗温能力可达240 ℃。CGPLUG对不同粒径的石英砂床(4~10目,10~20目,20~40目)均具有良好的堵漏效果,承压强度可达8.0 MPa以上。
油基钻井液用有机土胶体率的影响因素分析
杨新, 胡亚楠, 姚如钢, 丁光波, 杜迎
2021, 38(6): 732-737. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.011
摘要:
针对不同生产工艺、不同类型的有机土在不同基础油中的胶体率差异较大的问题,分别对两个不同厂家的有机土(1#和2#有机土)进行胶体率实验。考察了不同类型的基础油、不同的极性溶剂(激活剂)和浓度、不同的搅拌速率、不同的搅拌时间对有机土胶体率的影响。结果显示:1#有机土在0#柴油中的胶体率100%,而在5#白油中的胶体率为20%,加入不同的极性溶剂胶体率达到100%;2#有机土在0#柴油、3#白油、5#白油中的胶体率均不足10%,加入极性溶剂后胶体率有不同程度的提高。此外,搅拌速率从3000 r/min增加至13 000 r/min,有机土胶体率从18%增加至29%;搅拌时间由5 min延长至40 min,有机土胶体率从22%增加至40%。通过实验数据分析,揭示了激活剂对有机土胶体率的作用机理,并对有机土胶体率性能指标的评价提出了建议,应明确测试条件,比如搅拌时间、搅拌速率、测试温度等,这些因素对有机土胶体率有一定的影响。
高温高压油基钻井液乳化稳定性评价装置与方法
龙怀远, 陈武, 刘罡, 王显光, 林永学, 张顺元, 王松
2021, 38(6): 738-742. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.012
摘要:
高温高压油基钻井液乳化稳定性评价仪主要由高温高压不锈钢腔体、测试电极、温度控制系统、压力控制系统以及测试系统组成,高温电极选用PEEK材料,测试的电极距离设计为1.5 mm,电极的放电电压最高设计为2000 V,温度控制系统以T89C51 单片机为核心,采用铸铝电加热器包裹在高温高压不锈钢腔体外部进行加热,压力控制系统采用液压方式加压。对仪器的稳定性进行了测试并与常温常压下电稳定性测试仪进行了对比,结果表明,该仪器可以实现高温高压油基钻井液乳化稳定性评价,并且测试数据稳定、可靠,测量误差不大于5%。研究了油基钻井液在高温高压下乳化稳定性的规律,当维持压力不变时,随着温度的升高,破乳电压值呈下降趋势;当温度低于120 ℃时,随着压力的升高,破乳电压值有所减小,当温度达到120 ℃以上时,破乳电压值基本不随压力的变化而发生改变。
钻井液活度平衡技术新认识及现场应用
李公让, 于雷, 王志伟, 张敬辉, 邱文德, 黄元俊
2021, 38(6): 743-747. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.013
摘要:
泥页岩渗透水化是造成井壁失稳的重要原因之一。在钻井液活度平衡理论基础上,提出了钻井液“活度适度降低”新认识,分析了理论依据,利用水化崩散实验进行了室内验证,研究形成了钻井液活度确定方法。根据实验得出,钻井液活度适当高于岩心柱水活度仍能保持岩心柱稳定。基于“活度适度降低”的钻井液活度调节技术在济阳坳陷部分区块进行了现场应用,应用结果表明,钻井液“活度适度降低”能够解决部分区块泥页岩地层的坍塌、掉块等井壁失稳难题,钻完井过程顺利,避免了复杂情况的发生,节约了钻井周期和成本。
BiOBr光催化处理聚合物水基钻井液
董腾飞, 蒋官澄, 李奕政, 王国帅
2021, 38(6): 748-753. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.014
摘要:
针对目前各种废弃聚合物水基钻井液无害化处理技术存在的诸多缺点,提出了以常温水解法的方式,在室温下合成三维花状BiOBr光催化材料,并对其组成、形貌和光学性能进行了表征。以罗丹明B(RhB)为目标降解物,考察了其在可见光下的光催化活性,并首次将其用于聚合物水基钻井液体系的降解。研究表明,BiOBr可在可见光条件下激发; 10 min对RhB的降解率达58.3%,同时对聚合物水基钻井液体系有很好的降解效果。通过活性物种俘获实验,证明BiOBr通过产生O2和H+活性组分,从而降解聚合物材料。为废弃聚合物水基钻井液的降解提供了新的思路。
固井液
累积工况下常规加砂水泥石的耐温性
徐新丽
2021, 38(6): 754-759. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.015
摘要:
为了准确探究常规加砂水泥石的耐温能力,根据其在井下先经历蒸汽吞吐、蒸汽驱,再经历过渡期及稠油火烧的实际工况,利用核磁共振、XRD和SEM等技术,探明了累积工况下常规加砂水泥石孔隙度、渗透率、水化产物化学结构及微观结构的变化情况。实验结果表明,水泥石经常温养护14 d后,抗压强度达31.8 MPa,是养护28 d的90.86%,且孔渗性相对较低;经稠油火烧后,水泥石抗压强度衰退率达67.92%,孔隙度及渗透率也分别增长53.85%和77.31%,已不能满足稠油井的生产要求。这是由于高温环境下水泥石中部分“网状”或“链状”结构的水化硅酸钙转化为“颗粒状”的粒硅钙石,从而导致孔径及孔隙率变大、抗压强度降低;同时,Ca(OH)2脱羟基生成CaO并产生大量粗大孔隙及裂纹,有利于维持水泥石力学性能的物相已基本失效。
固井水泥浆不同凝固状态时的气体窜流实验
韩金良, 郭辛阳, 宋雨媛, 段进忠, 付帅师
2021, 38(6): 760-764. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.016
摘要:
针对气体窜流问题,设计和开展了水泥浆不同凝固状态的气体窜流实验,观察了气体窜流现象,测量了气体窜流压力,分析了气体窜流形态及窜流路径,研究了气体窜流规律。研究表明,当水泥浆凝固时间较短(120 min和180 min)时,气体窜流压力较小(低于0.05 MPa),气体主要从水泥浆内部缓慢窜出,窜流通道尺寸总体较小但由下而上逐渐变大;当凝固时间增至200 min和220 min后,气体窜流压力增大至0.15 MPa和0.20 MPa,气体主要从内部突然大量猛烈窜出,窜流通道呈“糖葫芦”形和“裂缝”形且尺寸较大;凝固时间增至240 min后,窜流压力进一步增大至0.22 MPa,此时气体不能从水泥浆内部窜流,只能从水泥浆和井壁之间的胶结界面处窜出。建议针对水泥浆的不同凝固状态采用不同的策略来进行防窜设计。
盐膏层固井用降失水剂的研究与应用
邹双, 熊钰丹, 张天意, 曾建国, 邹建龙, 席方柱
2021, 38(6): 765-770. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.017
摘要:
针对塔里木油田库车山前高压天然气井盐膏层溢漏同存、安全密度窗口窄等固井难题,通过优选功能性单体,合成了具有耐温抗盐且分散性好等特性的降失水剂FL-A。红外光谱分析结果表明,单体均参与了聚合反应;热重分析结果表明,FL-A具有良好的耐热性能,耐温达300 ℃;水泥浆性能评价表明,该降失水剂控失水性能好,抗盐达饱和,与其他外加剂配伍性好,稠化线型正常。采用该降失水剂配制的密度为2.3~2.6 g/cm3含盐高密度水泥浆体系在105~180 ℃高温下具有液固比低、失水量小、沉降稳定性好、流变性能优、强度发展快等特性。在盐膏层固井应用10余井次,封固质量良好,高压盐水均得到有效封隔。
耐高温高压超高密度水泥石力学性能
宋鹤, 杨威, 唐俊峰, 刘翠微, 王敬朋, 林志伟
2021, 38(6): 771-777. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.018
摘要:
准噶尔南缘区块是新疆油田增储上产的重点区块,井深6000~8000 m,预测井底温度为160 ℃,井底压力为170 MPa,属于典型的“三超”井。在该井区耐高温高压超高密度水泥浆基本性能的基础上,针对高温高压下超高密度水泥石的力学性能进行了研究。重点结合井下实际强度发育情况和实验室内强度发育结果吻合度相差较大的情况,按照该井区耐高温高压超高密度水泥浆体系配方,在120和160 ℃下,分别模拟井下实际压力和GB/T 19139—2012中要求的20.7 MPa压力下进行水泥试块的制备,开展常温抗压强度、抗折强度、单轴压缩实验以及井下温度下的三轴压缩实验,探究压力对超高密度水泥石抗压强度、抗折强度的影响以及试块的变形、破坏模式等力学特征。实验结果表明,压力是超高密度水泥石早期强度发展的关键因素之一;随着养护压力的增加,超高密度水泥试块的顶部抗压强度增加61.53%、底部抗压强度增加了120%;顶部抗折强度增加了65.2%,底部抗折强度增加了62.8%;常温下单轴压缩实验水泥石表现出明显的弹脆特性,在20.7 MPa下养护后试块端部出现明显破损,随着养护压力的增加,试块的峰值应力和弹性模量增加,抵抗变形破坏的能力增强;高温下的三轴压缩实验表明,超高密度水泥石的各项力学参数比单轴情况下均有较大提高,试块的变形均以轴向压缩变形为主,未形成明显的宏观裂纹,体现出良好的抵抗破坏变形的能力,更加接近线弹性-理想塑性材料。建议室内实验检测和模拟方法应充分考虑实际井况条件对水泥石力学性能的影响。
即时混配型高密度固井隔离液
谌德宝, 亢菊峰
2021, 38(6): 778-781. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.019
摘要:
为适应即时混配工艺需要,并解决高密度隔离液黏稠的问题,研发了一体式隔离液处理剂DQ-SA,其主要成分为表面活性剂改性生物胶。生物胶分子间弱氢键连接受力断裂,表面活性剂胶束定向排布。采用DQ-SA制备的隔离液基液具有明显的剪切稀释特征,马氏漏斗黏度仅为31 s,流动性能极好。同时,利用室内设备进行即时混配模拟实验,掌握了固井水泥车混拌能力,确定了用室内设备模拟固井水泥车混配的具体参数。通过室内实验,在隔离液流动性与稳定性之间取得平衡,确定了一体化处理剂的最佳用量。通过控制加重剂配比,隔离液密度宽幅可调,最高可达2.40 g/cm3。评价显示,该隔离液体系具有良好的流动性、稳定性、相容性和抗温能力。地面和现场试验证实,即时混配工艺操作简便,制备的隔离液性能优良,较好地解决了高密度隔离液应用中存在的问题。
压裂液与酸化液
超临界CO2压裂井筒传热规律
郭兴, 孙晓, 穆景福, 乔红军, 罗攀, 李珮
2021, 38(6): 782-789. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.020
摘要:
为了优化超临界CO2压裂工艺技术和施工参数,考虑到井筒温压变化与CO2物性之间的相互影响与作用,基于CO2物性模型,建立CO2压裂井筒压降、传热耦合数学模型,通过现场压裂施工数据验证模型准确性,进行耦合计算和井筒传热规律分析。研究表明:不同排量下,油管内温度分布均明显低于地层原始温度,且随着排量增加,井筒温度出现了先减小后增加的变化趋势;井底温度随着注入温度的增大而增大,且较高排量下,井底温度随注入温度的变化更加显著;井口压力增加对井底温度的影响很小,在工程上可以忽略其影响;不同排量下,井底温度均随着注入时间的增大而降低,且降幅随着注入时间增大逐渐减小;加入降阻剂会显著降低油管内温度,且不同排量下,降阻后井筒温度差异较小。该研究对于CO2压裂设计优化及现场施工具有重要指导意义。
胍胶压裂液交联剂的研制及静态悬砂性能研究
卜军, 黄婷, 李建辉, 王飞
2021, 38(6): 790-794. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.06.021
摘要:
为改善胍胶压裂液压裂过程的低携砂运移缺陷,以纳米二氧化锆及3,5-二羟基戊酸合成纳米二氧化锆交联剂TCL,评价了交联剂用量、胍胶用量、3,5-二羟基戊酸用量及支撑剂密度对颗粒静态悬浮性能的影响。结果表明,含0.4% TCL交联剂和0.3%胍胶的压裂液在180 ℃和190 s−1条件下剪切80 min可使颗粒沉降量不大于0.3 g,远低于市售ZAB交联压裂液的2.6 g。增大交联剂含量、胍胶用量及交联剂侧链羟基有利于提高压裂液悬浮携砂性,而3,5-二羟基戊酸用量高于38 g时则不会对悬砂性能有较大影响。交联剂TCL含量对支撑剂悬砂能力影响最大,支撑剂沉降量降低了6.6 g,悬砂效果优异。