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2023年  第40卷  第3期

钻井液
昭通龙马溪组页岩坍塌风险分层研究与应用
张其星, 侯冰, 武安安, 杨恒林, 付利, 邱小江
2023, 40(3): 279-288. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.001
摘要(590) HTML (197) PDF (5697KB)(132)
摘要:
昭通国家级页岩气示范区龙马溪储层灰岩分布不均,采用高密度油基钻井液钻井时坍塌、溢流、气侵等井下复杂事故频发。统计26口井的复杂工况发现,地质分层与井下工况发生层位的关联性较差。首先对地质分层和复杂事故的非关联性分析,总结为储层地质力学参数各向异性、纵向水平应力差异、井眼轨迹与地层倾角、岩性差异和弱面结构等因素。以安全钻进为主要目标,在工程角度提出井壁坍塌风险分层。相较传统地质分层不仅考虑岩性差异,井壁坍塌风险分层还综合了岩石弱面结构、地应力状态和钻进参数等综合指标。最后针对典型井复杂小层进行坍塌风险评价,进行安全钻井液密度窗口优化和优选井斜角和方位角。建议按安全钻井液密度窗口下限进行钻进,在高坍塌风险层提高钻井液的封堵性、降低井壁渗透率能够在很大程度上避免复杂事故发生。探索井壁坍塌风险分层能有效指导钻井工程作业,优化工程设计方案,为深部页岩储层长水平段安全钻井提供科学依据。
氨基离子液体聚合物抗高温抑制剂的作用机理
任妍君, 陈欢, 杨弘
2023, 40(3): 289-295, 302. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.002
摘要(488) HTML (173) PDF (5239KB)(126)
摘要:
为解决高温地层黏土水化所引起的井壁失稳问题,合成了含双键和氨基的离子液体单体,并将其与丙烯酰胺共聚得到了一种聚合物抑制剂PAN。采用傅里叶变换红外光谱仪对PAN的分子结构进行了表征,并通过浸泡膨胀和搅拌分散、线性膨胀、热滚回收实验评价其抑制性能。结果表明:PAN抑制黏土膨胀与分散的性能优于常用抑制剂KCl、聚醚胺D230及离子液体单体,并且抗温达250 ℃。通过XRD、Zeta电位、润湿性分析了PAN的抑制机理。PAN通过缠绕包覆在黏土颗粒上、压缩双电层、增加黏土颗粒间胶结性及颗粒表面疏水性而起到抑制作用,为新型抗高温强效抑制剂的研发提供理论与技术支持。
基于扩容强度准则的硬脆性泥岩坍塌压力计算模型
幸雪松, 蔚宝华, 王恒阳, 武治强, 庞照宇
2023, 40(3): 296-302. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.003
摘要:
在低围压下,硬脆性泥岩在应力状态达到峰值强度前易发生扩容,当应力状态超过扩容强度后,钻井液水化作用对岩石强度的削弱增快增大,引起井壁坍塌,需制定合理的钻井液密度保持井壁稳定性。采用实验研究和理论分析相结合的方法,对硬脆性泥岩组构特征、水理性质、变形规律、强度准则和预应力后的浸泡钻井液强度变化规律进行研究,推导了基于扩容强度准则的硬脆性泥岩的井壁坍塌压力计算模型和参数计算方法,并进行了实例分析。结果表明,钻井液密度高于以峰值强度为准则计算的坍塌压力,低于以扩容强度为准则的坍塌压力,导致井周地层进入扩容状态,井周地层产生应力诱导微裂隙,激发了钻井液水化作用是井壁坍塌的根源。以扩容强度为准则确定坍塌压力,制定钻井液密度更加合理。
聚醚脂肪酸类油基钻井液提切剂的研制与应用
罗春芝, 章楚君, 王怡迪, 王越之, 李海彪, 谭天宇, 张波
2023, 40(3): 303-312. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.004
摘要(488) HTML (161) PDF (3248KB)(100)
摘要:
针对油基钻井液切力低,易导致沉砂卡钻等严重问题的现状,合成了一种聚醚脂肪酸类油基钻井液用提切剂LQZ。利用红外光谱、热重曲线、凝胶强度和界面扩张流变参数等测试方法,分析了提切剂的结构、热稳定性、凝胶性能和作用机理,同时探究了基础油、油水比、密度和温度对其提切效果的影响。结果表明,该提切剂分子中含有羟基、酰胺基、酯基、醚键,能形成网架结构,提高悬浮能力,且具有快速弱凝胶特点;300 ℃无明显热分解;加量小于0.85%时有利于乳液稳定性;该提切剂对白油基、柴油基和合成基钻井液体系普遍适用,且白油基中效果最好;当钻井液油水比为8∶2、密度为2.1 g/cm3、190 ℃时提切效率最佳,动切力、φ6φ3读数和静切力增长约1倍;与国外同类产品相比,LQZ具有提切不增塑性黏度的优势。LQZ在现场页岩油气井应用时,动切力、φ6φ3读数和静切力基本增加100%,塑性黏度无明显增长。LQZ能够提高油基钻井液悬浮能力,不显著增加塑性黏度,具有很好的推广应用前景。
抗高温环保型降滤失剂低聚糖接枝物的合成与应用
郑斌
2023, 40(3): 313-318. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.005
摘要:
以淀粉衍生物低聚糖为原料,丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和N-乙烯基吡咯烷酮为接枝单体,AIBN为引发剂,利用反相乳液法聚合得到低聚糖接枝物降滤失剂CG-FL。通过FTIR、扫描电镜、热失重分析等手段表征了接枝物结构,检测了低聚糖接枝物的生物毒性EC50、生物降解率及重金属离子含量,通过单剂对比测试、实验室配制环保钻井液对比测试及现场井浆性能测试,评价了低聚糖接枝物的钻井液性能。室内评价结果表明,低聚糖接枝物降滤失剂CG-FL抗温超过180 ℃,抗盐达15%,分散性和配伍性较好,性能优于对比产品。现场试验应用证明,加入CG-FL后能够降低钻井液滤失量,现场钻井液性能稳定,无起泡或者处理剂碳化现象发生。
钻井液智能检测评价系统的研制与现场应用
杨超
2023, 40(3): 319-324. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.006
摘要(514) HTML (167) PDF (5450KB)(111)
摘要:
钻探过程中钻井液性能的实时检测、数据云储、智能诊断、自动优化建议,是油气行业实现智能化、数字化转型的先决要素,为此研发出一套基于行业标准、现场施工要求、配合物联网及大数据平台相结合的钻井液智能检测系统。该系统可在常温~200 ℃,常压~8 MPa条件下进行24H*365D的全时段、全自动、不间断检测不同钻井液体系性能参数,测试范围包括钻井液温度、密度、流变参数、中压及高温高压滤失量参数和滤液离子参数的变化,并根据智能分析模块对钻井液的实时参数与设计参数进行对比分析,及时提供钻井液优化建议,保证井下施工安全。通过长期室内检测及现场多口试验井数千组实验对比数据得出,流变模块及滤失模块准确率97.3%,离子测试模块准确率96.2%,为安全、高效、智能的油气勘探开发前景提供了精确、稳定的数据保障。
长庆油田页岩油井5000 m水平段高性能水基钻井液钻井实践
胡祖彪, 王清臣, 张勤, 徐文, 李德波, 韩成福
2023, 40(3): 325-331. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.007
摘要(537) HTML (180) PDF (2166KB)(138)
摘要:
长庆页岩油井区在2019年完成亚洲陆上首口4000 m级水平段水平井的基础上,2021年施工完成了5000 m级水平段水平井,该井采用了水基钻井液技术进行施工。超长水平段水平井的关键问题是钻井液润滑性和井眼清洁,为了较好地解决这两个技术难题,以天然材料为骨架,通过基团接枝、发酵等方式进行改性,自主研发了高性能提切剂TQ-8和高效润滑剂HTZ,并以这2种处理剂为核心研制了5000 m水平段高性能水基钻井液体系。体系的主剂配方为(4%~6%)高效润滑剂HTZ+(0.5%~2%)高性能提切剂TQ-8+(0.5%~2%)泥岩抑制剂YYZ-1+(1%~2%)PAC-LV+(1%~2%)BLA-LV+(3%~4%)成膜封堵剂FDJ-1+(20%~80%)可溶性加重剂+烧碱,该体系在井眼清洁、润滑性和抗污染等方面,均比4000 m水平段水基钻井液性能更优。该技术在长庆页岩油华H90-3井进行了试验应用,下套管前的钻具摩阻为400 kN,下完套管后钩载余17 t,具备将水平段长度进一步延长的能力。
顺北油气田用抗高温弱凝胶防气侵钻井液体系
赵海洋, 范胜, 连世鑫, 李双贵, 陈修平, 可点
2023, 40(3): 332-339. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.008
摘要:
顺北油气田奥陶系一间房组和鹰山组的碳酸盐岩储层微裂缝发育且气层活跃,钻井液受气侵严重,主要存在油气上窜速度快,频次高,程度严重,漏涌同存等气侵特点。分析总结了顺北油气田现用防气侵方法和存在的问题,提出使用弱凝胶钻井液体系防气侵的对策。为提高该体系的抗高温性及防气侵效果,研制出高温稳定剂MG-HT、抗高温流型调节剂JHVIS、抗高温降滤失剂JHFLO和耐温封堵剂JHSEAL,并优选了其他配套处理剂,形成一套抗温效果好、堵气和承压能力强的抗高温弱凝胶防气侵钻井液体系。该体系抗温可达180 ℃,密度可达1.8 g/cm3,具有较好的流变性、降滤失性和抗污染性;此外,体系的φ6φ3读数均大于5,低剪切速率黏度大于15 000 mPa·s,正向承压能力大于5 MPa,反向承压能力高于1 MPa,具有良好的防气侵效果。为顺北油气田碳酸盐岩裂缝性储层的安全、快速勘探和开发提供了技术支持。
超深井钻井液污染套管机理
宋瀚轩, 郑连杰, 张世岭, 郭继香, 张小军, 高晨豪, 刘宏宇
2023, 40(3): 340-348. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.009
摘要:
针对超深井钻井过程中钻井液对套管的污染问题,分析了超深井环境下钻井液在套管壁的残留率,明确温度是影响钻井液残留的主要因素。在超深井高温下,油基钻井液发生破乳效应,由疏水转变为弱亲水性;水基钻井液发生脱水效应,由亲水转为弱疏水性。采用XRD、元素分析、四组分、傅里叶红外光谱等测试方法,对钻井液残留物的成分进行分析,得到水基钻井液残留物的主要成分为纤维素、磺化酚醛树脂携带包裹黏土颗粒与重晶石混合物;油基钻井液残留物主要成分为沥青和油酸酰胺包裹重晶石混合物。结合测试分析结果,通过分子动力学模拟计算钻井液中大分子在套管壁上的吸附效应,得到沥青主要成分卟啉和油酸酰胺与套管壁的结合能分别为−54.18 kcal/mol和−19.72 kcal/mol,纤维素和磺化树脂与套管壁的结合能分别为−19.09 kcal/mol和−93.19 kcal/mol,证实了水基钻井液中有机组分在高温状态下较油基钻井液更具有黏附性。通过对钻井液污染机理的分析,为日后套管清洗提供理论性指导。
帅页3-7HF页岩油小井眼水平井水基钻井液技术
金军斌, 高书阳, 陈晓飞
2023, 40(3): 349-355. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.010
摘要(532) HTML (194) PDF (2717KB)(102)
摘要:
帅页3-7HF井是部署于苏北溱潼区块的一口页岩油Φ 118 mm小井眼侧钻水平井。在施工过程中面临着页岩地层井壁失稳、小井眼环空压耗大,易于漏失、水平井降摩减阻要求高、CO2污染等诸多难题。通过研究,构建了页岩水基钻井液体系SM-ShaleMud-II。室内评价表明,该体系具有优异的抑制能力、封堵性能和润滑性能,能够满足苏北页岩油长水平井对钻井液性能的要求。现场试验表明,页岩水基钻井液体系高温高压滤失量小于7 mL,体系黏附系数小于0.07,完钻起钻摩阻小于16 t,有效保持了阜二段页岩储层井壁稳定达110 h,改变水基钻井液对阜二段浸泡时间的认知。该井创页岩地层Φ118 mm小井眼裸眼段1948.66 m最长,水平段1361.66 m最长等多项记录,其施工经验可为后续超小井眼长水平井施工提供参考,也为页岩水基钻井液SM-ShaleMud-II在苏北页岩油大规模应用奠定了基础。
JN1H井煤岩气长水平段钻井井壁稳定技术
王在明, 陈金霞, 沈园园, 朱宽亮, 李战伟, 侯怡, 邓威
2023, 40(3): 356-362. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.011
摘要:
针对鄂尔多斯东缘本溪组8#煤层长水平段钻完井过程中井壁易失稳、井眼延伸难度大的问题,开展了煤岩气钻井井壁稳定技术研究。对可能钻遇的顶板碳质泥岩、夹矸、上部煤层和下部煤层等岩心,开展了X-衍射、电镜扫描、CT扫描、三轴力学等相关实验。实验表明,非煤层黏土矿物含量在35%以上,主要由高岭石和伊利石组成,只含不到5%的伊蒙混层,煤层的黏土矿物含量在10%~18%之间,以高岭石为主,含25%左右的伊蒙混层;岩心裂缝宽度范围在25~1000 μm之间,主要分布在25、40、64、100、160、250、400 μm几个数值附近;最大坍塌压力当量密度是1.36 g/cm3,在中下部煤层位置;从“封堵防塌、井眼清洁、润滑防卡”三个方面设计了钻井液配方,评价结果表明,中压滤失量为1.6 mL,高温高压(70 ℃)滤失量为4.4 mL,400 mD、100 D砂盘PPT滤失量小于15 mL,表明配方具有良好的封堵性能。井壁稳定技术在JN1H井进行了现场应用,完成2019 m水平段施工,钻完井周期为28.25 d,钻完井过程顺利,实现了煤岩气长水平段钻井井壁稳定。
琼东南盆地高温高压井强承压堵漏技术
林四元, 卢运虎, 张立权
2023, 40(3): 363-367. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.012
摘要:
XX23-1-1井是位于琼东南盆地的一口重点预探井,该井在钻进至井深4186.22 m时发生井漏。根据XX23-1-1井地层井漏情况及漏层高温高压工况特点,提出了一种新型高温高压强承压堵漏技术。该高温高压堵漏配方由颗粒、片状和纤维材料复合而成,基于“颗粒架桥+楔入承压+井壁泥饼加固”堵漏机理,在挤注压差下形成结构稳定、密实的封堵层,封堵漏失通道,提高堵漏层的强度和堵漏成功率。对高温高压堵漏材料粒径分布特点、抗高温老化能力、堵漏承压效果进行了评价。实验结果表明:该堵漏剂粒径分布范围广,可解决诱导性裂缝漏失问题;高温高压堵漏剂在180 ℃老化16 h后,材料质量损失率低,具有优异的高温耐久性;对5~3 mm缝板进行封堵,承压能力达到20 MPa以上。高温高压强承压堵漏技术在XX23-1-1井进行了现场应用,最终承压至3 MPa,稳压30 min,压降为0,井底承压当量密度为1.90 g/cm3,达到了预期效果。
固井液
干热岩工况下水泥高温劣化性能的调控措施
党冬红, 刘宁泽, 王丹, 梅开元, 程小伟, 孙兴嘉
2023, 40(3): 368-375. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.013
摘要:
干热岩地热井固井中,井底温度常常高达200 ℃以上。针对干热岩工况下井底高温导致的水泥石强度衰退的问题,从水泥的化学组分入手,通过调控C3S和C2S的比例,并在硅粉的协同作用下复配具有更低钙硅比的低热硅酸盐水泥来改善这一问题。首先对复相C3S-C2S矿物体系的比例调控可知,当C3S∶C2S=1.0时其力学性能最好,结合XRD、TGA、SEM测试可知,钙硅比的降低对有利相硬硅钙石的生成有积极作用。引入具有更低钙硅比的低热水泥增强G级水泥,结果表明:“30% G级水泥+70%低热水泥”复配水泥体系(C3S与C2S的比例为1.07)在40%硅粉的作用下,其抗压强度达27.34 MPa。在实际生产中适当调整水泥中的矿物组分,使C3S与C2S的比例为1.0左右,可从水泥本身大幅度提高水泥石耐高温性能。
泡沫减重水泥浆体系及其微观孔隙分布
任强, 刘宁泽, 罗文丽, 高飞, 刘景丽, 刘岩, 杨豫杭, 程小伟
2023, 40(3): 376-383. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.014
摘要:
泡沫减重水泥浆体系对保障低压易漏地层井下生产安全至关重要。通过亲水链十四烷二酸甲酯、疏水链N,N-二甲基-1,3-二氨基丙烷及刚性链接单体二溴代联苯制备了耐高温高效发泡剂FPJ-S,并通过增黏型稳泡剂和协同型稳泡剂的优选复配得到了耐高温稳泡剂WPJ-S,基于FPJ-S和WPJ-S建立了泡沫减重水泥浆体系,并对其发泡能力及泡沫减重水泥石中的孔隙分布进行了分析。研究结果表明,相较于传统发泡剂,FPJ-S的发泡倍数提高了40%,1 h沉降距降低了58.8%;WPJ-S的稳泡能力和耐温能力均得以提升;建立的泡沫减重水泥浆体系在0.90~1.60 g/cm3下密度可调,浆体沉降稳定性较好,并且不同密度泡沫减重水泥石的24 h抗压强度均大于3 MPa;基于压汞法及工业CT(XCT)技术表征可知,该泡沫减重水泥石的孔隙分布均匀,形态较为规则完整,且未发现大量联通孔。
碳封存区块内弃置井泄露机制及控制方法模拟
王典, 李军, 刘鹏林, 刘献博, 连威, 路宗羽
2023, 40(3): 384-390. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.015
摘要:
弃置井筒作为CO2地质封存中的主要泄露途径,其密封完整性直接关乎封存效果。为此,针对弃置井筒泄露问题,基于耦合孔隙压力的Cohesive单元法,建立了三维水泥塞-地层有限元模型,模拟了CO2沿弃置井筒运移过程,分析了水泥浆体系、胶结质量对泄露风险的影响。模拟结果表明:CO2聚积会诱发水泥塞-地层界面微环隙,形成泄露通道,且微环隙倾向于轴向发育;选择高模量、高泊松比、微膨胀性水泥密封井筒时,井筒泄露风险低;微环隙对胶结质量极为敏感,密封井筒时应重点控制胶结质量。研究结果对指导碳封存区块内井筒弃置具有重要意义。
准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术
费中明, 刘鑫, 张晔, 张小建, 蒋世伟, 沈磊, 杨祖富
2023, 40(3): 391-396. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.016
摘要:
天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小,同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃,钻进期间多次发生漏失,地层压力窗口仅有0.02 g/cm3,井筒压力无法动态平衡,容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况,固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过与精细控压装备配合,进行下套管、固井各阶段井口压力控制,保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内,实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺,制定针对性的固井技术措施,最终顺利完成了天X井固井施工,经IBC测井解释,封固段合格率为100%,降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。
有机无机杂化触变剂的研究与应用
史野, 穆剑雷, 朱峰, 李秀妹, 杨贺卫, 常庆露, 马春晖, 郭锦棠
2023, 40(3): 397-402. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.017
摘要:
在解决恶性井漏、薄弱地层固井问题时,可加入触变剂形成触变水泥浆。目前触变水泥浆体系存在触变性不够强、对温度敏感以及综合性能欠佳等问题,限制了现有触变剂的应用。为了提高水泥浆体系的触变性,选择异戊烯醇聚氧乙烯醚TPEG、N,N-二甲基丙烯酰胺DMAA、丙烯酸AA等单体合成有机聚合物TDA-1,利用杂化的方式将有机聚合物与无机膨润土复配,研制出一种触变性良好的新型触变剂CBJ-1。并研究了该新型触变剂对水泥浆性能的影响。利用红外光谱、XRD表征触变剂的结构,采用初终切实验测试了水泥浆的触变性。结果证明,该新型触变剂CBJ-1合成成功,温度适用范围较广,改善了其温度敏感问题。将其加入水泥浆后,触变水泥浆的初终切差值较大,具备良好的触变性,且水泥浆的失水及稠化性能不受影响,综合性能优异。
压裂液与酸化液
鼠李糖脂复配渗吸剂在压裂液中的驱油性能
贾飞, 陈仙江, 纪拥军, 樊庆虎, 孟宪行, 马越, 白叶雷, 陈胜安
2023, 40(3): 403-409. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.018
摘要:
针对低渗透油藏以体积压裂改造为主,无法持续提高产量和增加油井开发有效期的难题,研究出具有渗吸功能的低伤害压裂液。进行鼠李糖脂、氨基磺酸阴离子表面活性剂APS-12和氢氧化钠的复配实验,得到鼠李糖脂复配渗吸剂,并开展其在压裂液中的界面张力、润湿性、洗油能力、乳化降黏和微观驱油机理研究。实验结果表明,鼠李糖脂复配渗吸剂降低聚合物压裂液破胶液界面张力的能力较强,浓度大于0.4%时,降低界面张力的能力减弱,其剥离油膜过程需要一定的时间,因为需要较长的时间才能够将疏水性的基底表面转变为亲水性。不同浓度的鼠李糖脂复配渗吸剂与稠油混合后,可以形成较好的乳状液,降低原油黏度,起到乳化降黏的作用,但在室温下对油砂的洗油能力有限。然而在60 ℃的静态渗吸实验中,加入相同浓度的鼠李糖脂复配渗吸剂的胍胶和聚合物压裂液均能发挥渗吸作用,通过微观驱油实验发现,其降低了岩石表面对原油的束缚能力,表面亲水能力逐渐变强,孔喉中的毛细管力从抑制油滴运动,转而变成具有驱动油滴运动的主动力,压裂液的功能得到扩展。
完井液
川西海相环氧树脂堵漏剂用溶解剂
兰林
2023, 40(3): 410-414. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.03.019
摘要:
川西气田海相具有超深层高温、含盐膏层、高含硫特性,三开制超深大斜度井在开发过程中,恶性漏失、失返性漏失频繁发生。环氧树脂堵漏剂具有常温可泵性、固结时间温控性、固结抗压强度高、大裂缝封堵效果显著等特点,但其黏度相对较高,易在井筒、管道内出现黏附、黏结,且固结成型后不溶、不熔,溶解、解堵异常困难。针对环氧树脂堵漏剂相关技术问题,通过溶解机理分析、溶解正交分析及溶解剂防腐性能优化,研制形成环氧树脂堵漏剂用溶解剂,该溶解剂在120 ℃、24 h条件下对环氧树脂堵漏剂的溶解率为97.82%,对N80钢片腐蚀速率仅为0.0086 g/(m2·h),低于轻微腐蚀评价标准(0.022 g/(m2·h)),为解决恶性漏失堵漏作业后快速溶解、解堵、井下管柱安全等技术难题提供了新途径。