The Application of Solid Expandable Liners in Directional Well Sections of the Daniudi Gas Field
-
摘要: 为了将Φ149.2 mm膨胀波纹管用于封隔大牛地气田定向井段易坍塌地层，采用有限元模拟和室内试验相结合的方法，分析了膨胀波纹管的外径、最大等效应力和最大等效塑性应变随井眼条件和膨胀压力变化的规律。室内研究结果表明，Φ149.2 mm膨胀波纹管满足大牛地气田定向井段应用的要求。Φ149.2 mm膨胀波纹管在大牛地气田PG22井和DPT-112井进行了应用，成功封隔了定向井段煤层和泥岩互层等复杂地层。其中，PG22井中封隔段长为109.00 m，井斜角59.72°~73.69°。膨胀波纹管在大牛地气田定向井段的成功应用，表明膨胀波纹管具备封隔大斜度井中复杂地层的能力，为提高井下作业安全提供了一种新的技术手段。Abstract: To clarify the feasibility of Φ149.2 mm solid expandable liner (SEL) used in directional well sections of Daniudi Gas Field to isolate fragile formations, the finite-element simulation and laboratory tests have been conducted to analyze the impact of borehole conditions and expansion pressures on outside diameter, maximum equivalent stress and maximum equivalent the plastic strain of SEL. The indoor testing results showed that a Φ149.2 mm SEL could meet the requirements of directional well sections in the Daniudi Gas Field, which has been successfully deployed in two wells, Well PG22 and Well DPT-112. To effectively isolate the sloughing formation that interbedded with coal and mudstone, in which the Well PG22 possesses a total isolating section of 109.00 m and inclinations from 59.72° to 73.69°. The successful application of SEL in the directional section of Daniudi Gas Field indicated that the technology would have the ability to isolate long complex sections in high angle wells, and to provide a new technical means for improving downhole operation safely.
-
封隔器能够隔离地层流体，避免油管与套管之间环空被高温高压气体侵入，是保障高温高压气井完整性和长期稳产的重要安全屏障。然而，随着气藏埋深不断增加，井下温度和压力也不断升高，井身结构更加复杂，井眼通径变窄，影响封隔器的坐封效果。位于塔里木库车山前构造带的气井属于典型的超深、超高温和超高压气井[1]，最大井深超过8 000 m，温度可达188 ℃，压力可达136 MPa。同时，单井钻遇多套压力系统，压力系数高达1.6～2.2，试油完井采用的钻井液密度1.75～2.30 kg/L，井身结构主体采用复合套管，完井作业时多在小井眼中进行，增加了完井作业的难度[2]。为适应复杂的井下环境，保护井筒完整性，确保高压气藏长期稳定生产，完井管柱多采用液压永久式封隔器。
然而，现场实践表明，由于封隔器与套管之间缝隙小、井筒容积大、替液排量小且时间长，液压永久式封隔器在深层高温高压气井仍然存在失效风险，极大地影响了完井作业安全和效率。2013—2015年，库车山前大北、迪北、克深等区块部分气井内径115.5 mm的套管下入Y443-111封隔器进行完井作业时，反替液过程中出现憋泵，封隔器提前坐封失效、损坏，导致井筒密封完整性失效、油管与套管之间环空带压，增大了后期修井的难度和成本，同时油套环空液体进入地层造成储层二次污染[3-4]。关于该问题，现有研究大多集中于高压气井永久式液压封隔器的失效应力分析[5-9]，未对封隔器替液失效、损坏原因和控制措施进行研究。为此，笔者针对塔里木油田库车山前高温高压气井完井作业中的Y443-111封隔器，分析了完井作业反替液时封隔器憋泵、封隔器失效损坏的表征和原因等，从井筒准备、试油钻井液性能和替液影响等方面入手，结合现场实践经验，制定了降低替液排量、清除井筒杂质、优化试油钻井液性能、提高井筒工作液质量和缩小封隔器外径等控制完井封隔器失效的措施，并进行了现场应用，为高温高压气井封隔器完井作业提供了工程依据。
1. 高温高压气井完井管柱
封隔器需满足高温高压气井改造和投产等典型工况的要求，确保15～20年不动完井管柱，同时兼顾后期井筒作业要求，因此，库车山前气井主要采用Y443-111封隔器，其主要参数为：外径110.7 mm，内径58.6 mm，抗内压/外挤强度103.4 MPa，耐温232 ℃，设计等级为API 11 D1 V0[10]。
库车山前高温高压气井的典型完井管柱（ϕ196.8 mm+ϕ139.7 mm复合套管）为：油管挂+气密封扣油管+上提升短节+上流量短节+井下安全阀+下流量短节+下提升短节+气密封扣油管+Y443-111封隔器+投捞式堵塞器+气密封扣油管+全通径压裂阀+气密封扣油管+球座（见图1）。与之对应的典型完井工艺为：在试油钻井液中将完井管柱下至预定位置，换装井口，用环空保护液反替出井筒内的试油钻井液，投钢球至坐封球座并分级加压坐封封隔器，环空加压验证封隔器的密封性，合格后击落球座，最后进行储层改造，放喷求产。现场应用中，库车山前5口井应用Y443-111封隔器在替液过程中出现了憋泵现象，造成封隔器坐封失败。为此，以库车山前高温高压气井典型完井管柱为研究对象，分析了封隔器与套管间隙、替液排量及井筒清洁程度对封隔器失效的影响。
![]()
图 1 库车山前高温高压气井的典型完井管柱Figure 1. Sketch of the typical completion string structure in HPHT gas wells in the Kuqa foreland2. 封隔器失效原因
封隔器进行优化改进的基础是明确其失效原因。为此，分析了替液压力曲线的变化规律，解析了失效封隔器的结构及参数配合，研究了封隔器与套管间隙、替液排量和井筒清洁情况对封隔器失效的影响。
2.1 封隔器失效表征
以应用Y443-111封隔器出现问题的5口井之一的TLK8003井为例进行分析。将Y443-111封隔器下入密度为1.88 kg/L的试油钻井液中，下至预定位置后，用15 m3密度1.50 kg/L的过渡浆+8 m3密度1.20 kg/L的隔离液+4 m3密度1.40 kg/L的环空保护液反替试油钻井液，排量130～150 L/min，替入27 m3时封隔器发生憋泵失效。该井替液过程中的反替试油钻井液施工曲线如图2所示。
由图2可知，该井反替试油钻井液时泵压突然升高，出口不出液，发生憋泵。为明确憋泵原因，起出完井管柱，检查封隔器，发现中间胶筒、上端胶筒和上端支撑系统已经损坏。同时，启动销钉剪断，活塞运行了7 mm，上下卡瓦未撑开，上下楔形块剪断销未剪断，封隔器下端四丙氟橡胶（Aflas）胶筒横截面有纵向破裂，下支撑系统裂开，上、中胶筒微变形，封隔器未坐封。
表1—表4分别为封隔器胶筒尺寸、密度、抗拉强度和PTFE支撑环的检测结果。由此可见，相比于设计公差，封隔器胶筒尺寸微膨胀变大。胶筒硬度在工作温度下发生软化膨胀，密度在设计范围内；抗拉强度较低，但拉断点升高了，金属丝网支撑环和PTFE支撑环的尺寸变大。根据以上表征，应主要从封隔器与套管间隙、替液排量和井筒清洁情况3方面分析失效原因。
表 1 Aflas胶筒尺寸对比Table 1. Size comparison of Aflas packer rubber胶筒位置 下端内径/mm 上端内径/mm 最大外径/mm 横截面尺寸/mm2 长度/mm 上端胶筒 88.52 87.45 112.24 299.35～303.22 44.45～44.73 下端胶筒1） 292.25～294.83 44.48～44.63 中间胶筒 87.73 87.93 111.73 301.28～302.93 40.39～40.54 设计端部胶筒 85.98 85.98 109.09 293.54 43.18 设计中间胶筒 85.98 85.98 109.09 293.54 39.62 注：1）因下端胶筒裂开，未测量下端内径、上端内径和最大外径。 表 4 PTFE支撑环尺寸Table 4. Size of PTFE support rings支撑环位置 内径/mm 外径/mm 长度/mm 上端 91.34 114.38～113.54 29.49～31.70 下端 86.74～88.98 113.36～114.88 30.63～30.73 设计尺寸 86.11 108.71 31.75 表 2 胶筒性能Table 2. Properties of packer rubber胶筒位置 邵氏硬度/HA 密度/(kg·L–1) 设计 实际 设计 实际 端部胶筒 90±5 89 1.57 1.53 热浸泡后的端部胶筒 90±5 93 1.57 1.55 中间胶筒 85±5 83 1.51～1.58 1.52 热浸泡后的中间胶筒 85±5 88 1.51～1.58 1.54 注：胶筒在150 ℃温度条件下浸泡72 h后进行测试。 表 3 金属丝网支撑环尺寸Table 3. Size of support rings for wire mesh支撑环位置 内径/mm 外径/mm 长度/mm 上端 85.60 112.27～113.54 30.25 下端 85.60 110.74～112.27 29.97 设计尺寸 86.11 108.71 30.48 2.2 封隔器失效原因分析
2.2.1 封隔器与套管间隙
失效案例中，生产尾管是外径139.7 mm、内径115.5 mm的非常规套管，Y443-111封隔器外径110.7 mm，套管和封隔器的间隙仅2.4 mm。封隔器胶筒和支撑环安装时可与芯轴相对滑动，替液时高密度、高黏度试油钻井液在封隔器与套管间流动。由于液体的表面张力，封隔器与套管间隙越小，流动产生的摩擦力会越大，导致堵塞可能性越大。封隔器的楔形块锥体组装后由销钉固定，销钉被剪切后锥体可自由活动，并可撑开相对应的卡瓦。当施加在胶筒上的流体摩阻足够高时，胶筒被推动挤压和膨胀；另外，胶筒在高温下会产生微小的膨胀变形，使本来窄小的间隙变得更加窄小。由此可见，封隔器胶筒与套管间隙小，容易造成替液时流体摩阻较大和堵塞，这是导致封隔器失效的主要原因。
为进一步确认封隔器与套管间隙的影响，利用环空幂律流体计算公式[11]，计算反替液体流经胶筒与套管间隙的摩阻：
Δp=[16Qπ(Di−Do)2(Di+Do)2n+1n]n4KLDi−Do (1) 式中：Δp为反替液体流经胶筒与套管间隙的摩阻，MPa；Di和Do分别为套管内径和胶筒外径，m；Q为注入流量，m3/h；K为液体稠度系数，Pa·sn；n为流性指数；L为胶筒长度，m。
为了得到胶筒和套管间隙与过流摩阻的关系，采用牛顿流体并设胶筒长度为定值，计算了胶筒与套管间隙的过流摩阻，结果如图3所示。由图3可知，随着注入排量增大，胶筒与套管间隙过流摩阻升高；随着胶筒与套管间隙增大，过流摩阻降低。胶筒外径为112.2 mm时，胶筒与套管间隙平均为1.6 mm，当替液排量达到250 L/min时，流经此处的液体摩阻约为2.0 MPa，导致泵压升高。加之试油钻井液中存在固相颗粒，使胶筒与套管间隙部分阻塞，导致过流摩阻进一步增大。
![]()
图 3 胶筒与套管间隙过流摩阻计算结果Figure 3. Calculation results of friction in the gap between rubber and casing2.2.2 替液排量
经统计，库车山前高温高压气井采用Y443-111封隔器在替液中出现憋泵的有5口井（见表5），替液排量均超过了120 L/min，最高超过了150 L/min。为分析替液排量对封隔器失效的影响，进行了地面模拟试验：采用密度1.85 kg/L的油基钻井液，排量分别为100，120，150，200和250 L/min，温度99.3～108.0 ℃，模拟Y443-111封隔器在内径115.5 mm套管内的反替液情况，结果如图4所示。
表 5 采用Y443-111封隔器的失效井统计结果Table 5. Statistics of failure wells using Y443-111 packer失效井 地层压力/
MPa地层温度/
℃封隔器
下深/m钻井液
密度/
（kg·L–1）替液排量/
(L·min–1)TLDB101-2 85.0 120.0 5 265.60 1.85 150～180 TLDB102 84.7 138.0 4 895.20 1.68 140～155 TLK8003 165.0 121.5 6 689.60 1.66 120～155 TLK8-1 122.0 168.0 6 710.90 1.87 120～155 TLK8004 123.0 165.0 6 728.60 1.70 120～155 ![]()
图 4 替液循环过程中的排量和泵压曲线Figure 4. Curves of flow rate and pump pressure during fluid displacement circulation从图4可以看出，随着替液排量逐步增大，泵压逐渐升高，当排量达到250 L/min时发生憋泵。检查发现，封隔器上下卡瓦未发生位移，上下楔形环销钉未剪断，启动坐封销钉没有受力剪切痕迹，活塞未发生位移，但下特氟龙支撑环、下金属丝网支撑环、下铜支撑环和下铁支撑环的外径均有不同程度的变大。综合分析认为，替液排量越大，所产生的摩阻越大，越容易憋泵造成封隔器失效。
2.2.3 井筒清洁情况
井筒内试油钻井液中残留有固井作业时的水泥浆和钻井产生的岩屑等杂质，在温度的影响下容易发生变质沉淀，形成固体堆积。由于封隔器胶筒和套管间隙较小，替液过程中试油钻井液中的残留固体会滞留在封隔器处，堵塞替液通道，瞬间憋压推动胶筒并向下膨胀，造成憋压堵塞。
同时，被污染试油钻井液的固相含量升高，进一步增大了液体流动的摩阻。替液时产生的液体摩擦力过大，也是造成封隔器失效的原因之一。同时，在小间隙情况下，工作温度下胶筒变软，试油钻井液性能不稳定，加上产生的摩擦力，替液过程中胶筒受到挤压产生变形，导致憋泵，造成封隔器失效。
3. 封隔器失效控制措施
根据封隔器失效原因分析结果，为降低摩阻、避免憋泵失效和改善封隔器坐封效果，从优化替液排量、提高井筒清洁程度和扩大封隔器与套管间隙等3方面出发，制定了降低替液排量、清除井筒杂质、优化试油钻井液性能、提高井筒工作液质量和缩小封隔器外径等控制完井封隔器失效的措施。
3.1 优化替液排量
分析可知，替液排量太大是发生憋泵的重要原因之一。替液排量反映的是液体在封隔器位置的流速，不同排量对应不同的流速，流速越大摩阻越高，而摩阻高容易造成封隔器胶筒形变和憋泵失效，当发生憋泵的外力达到剪切坐封销钉的剪切力时，会造成封隔器坐封失效。因此，结合前述研究结果，将封隔器坐封销钉的启动压力由9.0 MPa提高至13.5 MPa，将替液排量控制在250 L/min以内。与此同时，应考虑到封隔器临界替液排量是在地面模拟条件下获得的，而井下实际工况更为复杂。如表5中所列5口井的替液排量为120～180 L/min，但都出现了替液憋泵现象，而同区域的类似井，当替液排量控制在100～120 L/min时，未出现替液憋泵问题。因此，综合以上分析，并结合现场实践经验，推荐替液施工排量不超过120 L/min，封隔器与套管环空对应流速为2.36 m/s（将其视为“安全流速”）。
3.2 提高井筒清洁程度
从清除杂质、优化试油钻井液性能和提高井筒工作液质量入手，提高井筒清洁程度。可采用刮壁通井的方式清除杂质，施工时应充分考虑套管内径变化、井内试油钻井液沉淀、尾管悬挂器的损坏或变形、井斜和狗腿度等因素的影响。对整个井筒刮壁，尤其是封隔器坐封井段上下50 m处应至少刮壁3次，以确保井壁干净；然后下入套管通井规，通井至人工井底。对于Y443-111封隔器，采用ϕ112.0 mm、长度1.50～2.00 m的螺旋槽通井规，无挂卡遇阻现象为通井合格，循环调整试油钻井液至性能良好。循环通井时，要求大排量反循环冲洗井壁，将井壁黏附的各种碎屑携带出井。试油钻井液应清洁且性能稳定，入井前需做高温老化测试，测试温度应高于井底温度10～15 ℃，静置15 d后加重材料不沉淀为合格。要过滤隔离液、过渡浆和有机盐（精细过滤），以保证其中无固体杂质。替液循环时，需要加装100目滤网滤除固体杂质。
3.3 扩大封隔器与套管间隙
在保证封隔器性能的前提下，减小封隔器外径，可以扩大封隔器与套管的间隙，避免憋泵，提高替液临界排量。为此，利用有限元分析方法，分析了封隔器在最大工作载荷和最高额定温度下的整体塑性变形、局部失效和屈曲情况。在此基础上，通过试验优化了Y443-111封隔器技术参数，结果如图5所示。
![]()
图 5 优化后的Y443-111封隔器性能信封曲线Figure 5. Property envelope curves of optimized Y443-111 packer优化后，Y443-111封隔器最大压差由103.4 MPa减小为91.0 MPa，最大抗拉强度由778 kN增大为1 089 kN，最大外径由110.7 mm减小为108.2 mm，通过了API 11D1[10]标准的V0等级测试。优化后的Y443-111封隔器与套管的间隙由2.39 mm增大为3.66 mm，临界替液排量也随之增大，计算表明，安全流速为2.36 m/s时，替液排量可达182 L/min，缩短了替液时间。
4. 现场应用
截至2020年9月，库车山前高温高压气井完井封隔器失效控制措施累计应用43井次，施工成功率由之前的88.1%提高至97.6%，取得了显著效果，验证了失效原因分析的准确性和失效控制措施的有效性。
TLB302井采用ϕ196.8 mm+ϕ139.7 mm复合套管完井，地层压力110.5 MPa，地层温度134.6 ℃，试油钻井液密度1.89 kg/L。现场施工情况为：
1）下入完井投产管柱前，先下入磨铣—刮壁—强磁一体化井筒清洁管柱，磨铣尾管喇叭口，对喇叭口上部套管进行刮壁和强磁清理，结束后再下入ϕ112.0 mm、长度2.00 m的螺旋槽通井规通井，为该井后续施工创造了较为清洁畅通的井筒环境。
2）该井所用尾管内径115.5 mm，采用密度1.89 kg/L的超微重晶石（STSW）完井液，其在150 ℃下静置15 d无沉淀[12]，下入完井投产管柱过程中未发生遇阻现象，反循环替液排量100～130 L/min，未发生憋泵现象，封隔器顺利坐封（见图6）。
![]()
图 6 应用封隔器失效控制措施后的替液施工曲线Figure 6. The curve of fluid displacement after application of controlling measures3）酸压施工泵压71.13～87.63 MPa，平均78.02 MPa；套压27.58～38.07 MPa，平均35.20 MPa；排量0.23～5.00 m3/min，平均3.36 m3/min；挤入地层总液量365 m3。采用ϕ7.0 mm油嘴放喷求产，油压73.41 MPa，日产油量79.9 m3，日产气量412 758 m3，改造和求产施工过程中封隔器密封良好，性能可靠。
5. 结论与建议
1）针对库车山前典型高温高压气井常用完井管柱，结合试验研究、理论分析、现场数据和实践经验，认为封隔器与套管间隙小是造成封隔器失效的主要原因，而施工过程中替液排量过大、井筒不清洁也会增大封隔器失效风险。
2）通过控制替液排量，确保封隔器与套管间隙的最大流速不超过推动胶筒的临界流速；按照标准进行井筒通井刮壁、优化试油钻井液性能、提高井筒工作液质量，解决井筒清洁问题；缩小封隔器最大外径，增大封隔器与套管的间隙。该措施现场累计应用43井次，成功率达97.6%。
3）通过采取制定的封隔器失效控制措施，单封隔器失效问题得到了有效控制，但不能满足库车山前储层精细化改造需求。目前，正在试验多封隔器机械分层改造工艺，但如何保证多封隔器安全施工，还需进行深入研究。
-
[1] 王锦昌,邓红琳,袁立鹤,等.大牛地气田煤层失稳机理分析及对策[J].石油钻采工艺,2012,34(2):4-8. WANG Jinchang,DENG Honglin,YUAN Lihe,et al.Instability mechanism and countermeasures of coal bed in Daniudi Gas Field[J].Oil Drilling Production Technology,2012,34(2):4-8. [2] 李志勇,李鸿飞,张立新,等.大牛地气田新型防塌钻井液研究及应用[J].石油钻探技术,2016,44(3):39-43. LI Zhiyong,LI Hongfei,ZHANG Lixin,et al.Development and field applications of a new anti-sloughing drilling fluid system in Daniudi Gas Field[J].Petroleum Drilling Techniques,2016,44(3):39-43. [3] 刘鹏,夏柏如,陶兴华,等.基于膨胀波纹管的单一井径钻井技术[J].石油矿场机械,2015,44(1):74-78. LIU Peng,XIA Boru,TAO Xinghua,et al.Expandable profile liner makes single-diameter wellbore[J].Oil Field Equipment,2015,44(1):74-78. [4] INNES G,METCALFE P,HILLIS D.Next generation expandable liner applications[R].SPE 88022,2004.
[5] 胡彦峰,涂玉林,陶兴华.Φ149.2 mm膨胀波纹管在塔河油田侧钻井的应用[J].石油机械,2013,41(1):27-30. HU Yanfeng,TU Yulin,TAO Xinghua.Application of the Φ149.2 mm expandable bellows in sidetracked wells of Tahe Oilfield[J].China Petroleum Machinery,2013,41(1):27-30. [6] 张辉,王锦昌,王翔,等.膨胀波纹管技术在大斜度井易垮塌地层的应用[J].断块油气田,2015,22(3):394-397. ZHANG Hui,WANG Jinchang,WANG Xiang,et al.Application of expandable convoluted tubing technique in easy collapsed formation of highly deviated well[J].Fault-Block Oil Gas Field,2015,22(3):394-397. [7] 陈培亮,井恩江,王玉多,等.膨胀管封隔复杂地层钻完井技术在侧钻井的应用[J].石油机械,2015,43(12):25-28. CHEN Peiliang,JING Enjiang,WANG Yuduo,et al.Drilling and expandable casing completion for complex formation isolation in sidetrack well[J].China Petroleum Machinery,2015,43(12):25-28. [8] McKEE R Jr,FRITSCH J W.Successful field appraisal well makes single-diameter wellbore a reality[R].SPE 112755,2008.
[9] HOLLANDM B,CHIPIUK J E.Optimizing gas recovery with solid expandable technology[R].SPE 115002,2008.
[10] 陶兴华,朱宏武,张宏,等.波纹管成型及膨胀过程力学性能分析[J].石油机械,2011,39(3):12-15. TAO Xinghua,ZHU Hongwu,ZHANG Hong,et al.An analysis of the mechanical properties of the forming and expansion process of the bellows[J].China Petroleum Machinery,2011,39(3):12-15. [11] 樊森清,王坤哲,文良凡,等.膨胀管技术中膨胀力的理论计算[J].石油机械,2012,40(8):34-37. FAN Senqing,WANG Kunzhe,WEN Liangfan,et al.Theoretical calculation of the expansive force of the expandable tubular material[J].China Petroleum Machinery,2012,40(8):34-37. [12] 尹飞,高宝奎,张进,等.油井堵漏可膨胀波纹管的有限元分析[J].石油机械,2012,40(5):66-69. YIN Fei,GAO Baokui,ZHANG Jin,et al.Finite element analysis of the expandable bellows for oil well plugging[J].China Petroleum Machinery,2012,40(5):66-69. [13] 徐丙贵,张燕萍,王辉,等.数值模拟法在膨胀套管修复套损井技术中的应用[J].石油勘探与开发,2009,36(5):651-657. XU Binggui,ZHANG Yanping,WANG Hui,et al.Application of numerical simulation in the SET(solid expandable tubular)repair for casing damage wells[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(5):651-657. [14] NAZEMI N,DAS S,EI-TAWIL W M.Finite element simulation for shear failure of wrinkled pipeline[R].ISOPE-I-08-273,2008.
[15] 陈晓君,宋刚,孟庆鸿,等.小口径勘探用可膨胀波纹管ANSYS模拟与实验分析[J].探矿工程(岩土钻掘工程),2014,41(11):37-40,45. CHEN Xiaojun,SONG Gang,MENG Qinghong.ANSYS simulation of expandable convoluted tubing for small diameter bore prospecting and experimental analysis[J].Exploration Engineering(Rock Soil Drilling and Tunneling),2014,41(11):37-40,45. [16] 陶兴华,马开华,吴波,等.膨胀波纹管技术现场试验综述及存在问题分析[J].石油钻探技术,2007,35(4):63-66. TAO Xinghua,MA Kaihua,WU Bo,et al.Summary of expandable bellows field test and existing problem analysis[J].Petroleum Drilling Techniques,2007,35(4):63-66. -
期刊类型引用(3)
1. 孙晟之，夏建平，丁慎宝，商淑杰. 道路工程中排水管的现存问题及解决方案. 江西建材. 2020(08): 146-147 . 
百度学术
2. 刘士洋，张学富，吕获印，刘强，王博. 植绒PVC管对隧道排水管防除结晶的作用. 科学技术与工程. 2018(21): 313-319 . 百度学术
3. 刘士洋，张学富，吕获印，刘强，王博. 不同充水状态下隧道植绒排水管防除结晶的效果. 科学技术与工程. 2018(28): 156-163 . 百度学术
其他类型引用(1)
下载:
计量
- 文章访问数: 9254
- HTML全文浏览量: 84
- PDF下载量: 10824
- 被引次数: 4
