压裂钻孔孔壁破坏行为与注水流量相关性试验研究

为分析流量对水力压裂钻孔起裂特征的影响,开展了不同注水流量水力压裂实验,得到了煤体起裂过程的孔壁压缩应变-水压曲线。结果表明,流量的增大使破裂形态趋于复杂,表现在裂缝的数目及宽度会变多增大,而原煤则更易于沟通原生裂隙;对于无明显节理的配比型煤,随着注水流量增大,孔壁应变速率和起裂压力均增高;对于含明显节理的原煤,孔壁应变速率及起裂压力变化具有一致性,但与流量变化不一致,原煤内部的节理会影响试块起裂行为,降低钻孔内能量积聚速率和煤体破裂强度。研究成果对于揭示钻孔起裂行为具有重要理论意义,为水力压裂实验研究提供了一种新思路。     

水力压裂冲蚀磨损对连续管剩余寿命影响研究

针对水力压裂中连续管内壁冲蚀磨损严重和连续管易失效的问题,基于液-固两 相流和冲蚀理论,建立了连续管内部砂砾冲蚀模型。采用Grant和Tabakoff模型求解砂 砾冲蚀速率,借助实验数据验证了CFD数值模型。利用该模型研究了连续管在不同弯曲 度、砂砾粒度、压裂液注入量、质量流量、压裂液粘度对连续管内壁的冲蚀特性。研究 表明:弯曲连续管比直连续管冲蚀磨损严重,且弯曲度对连续管内壁的冲蚀磨损影响较 大。随着注入量的增加,壁厚平均损失值和壁厚损失峰值呈现快速递增趋势。支撑剂固 体颗粒的粒度对连续管内壁的冲蚀磨损影响较大,粒度为40目时连续管冲蚀速率最大。 随质量流量的增加,连续管剩余寿命呈线性下降。随压裂液粘度的增加,连续管内壁冲 蚀速率总体呈现下降趋势。     

高瓦斯低透气性煤层水力压裂技术的试验研究

由于某矿煤层透气性低、瓦斯含量高,现有瓦斯抽采技术不能满足瓦斯抽采的需要,因而采用了水力压裂技术增透措施进行试验。通过该矿11-2煤层的工业试验,分析了水力压裂技术的参数选择、压裂范围、煤层透气性、压裂后抽采效果等。试验研究得出,经过水力压裂,煤层的透气性提高了2246倍,煤层瓦斯抽采效率也大幅提高     

水力压裂结合化学氧化法修复多环芳烃污染的低渗土壤

渗透性较低的污染土壤,由于氧化剂在土壤中传质受阻,导致修复效果较差。采用水力压裂结合化学氧化法探究了不同水力压裂工艺参数对土柱渗透系数和压裂效果的影响,并比较了H₂O₂、KMnO₄和活化过硫酸钠3种氧化剂对菲和芘两种多环芳烃(PAHs)的去除效果。结果表明：当压裂液注入流量为347.3 L/h、压裂液黏度为294 mPa·s、土柱含水率为20.0%、注入方式为间歇注入时,土柱渗透系数和压裂效果最佳。添加2.5 mmol/g的活化过硫酸钠对菲和芘的去除最经济高效。在最佳水力压裂条件下进行化学氧化,与无水力压裂时相比,菲和芘的去除率分别提高19.2、21.2百分点,说明水力压裂可有效增强化学氧化法对PAHs污染的低渗土壤的修复效果。     

信息与动态

含盐废水处理系统Chemical Engineering,2012,119(4):13一项包含了电混凝和多级闪蒸的6级水处理工艺可用于污泥及含盐废水(如油气井水力压裂废水)的处理以及脱盐。该工艺由美国Clleen Waterand Power公司开发,称为Clleen Frac端到端系统。     

页岩气压裂返排液的分析与双效MVR处理

对西南地区某页岩气田压裂返排液进行了分析,在此基础上采用双效机械蒸汽再压缩(MVR)系统对其进行处理,建立了完整的计算模型,并对影响系统的主要参数进行了探讨。压裂返排液分析结果表明:蒸发浓缩液黏度与相同浓度氯化钠溶液的黏度相近,可排除因有机物富集导致其在蒸发器内壁附着而影响传热系数及堵塞蒸发器的可能。模型计算结果表明:进料含盐率由2%增至6%时,压缩机比功耗与压缩机进气量的降幅均小于4.0%,两效蒸发器面积分别减小约4.3%和18.5%;传热温差由4℃升至8℃时,压缩机比功耗增加约51.0%,两效蒸发器面积均减小约49.6%;在系统安全运行的前提下,提高蒸发温度可降低系统能耗。     

浅谈页岩气开发对水环境的影响

结合我国页岩气藏地质条件、开发工艺探讨了页岩气勘探开发对水环境的影响,包括页岩气开发中各建设工程对地表水和地下水的污染以及淡水资源的巨量消耗。进一步结合涪陵焦石坝片区页岩气勘探开发环境保护实践经验,提出了水环境保护措施及解决对策,建议优化页岩气开发规划,制定页岩气相关技术标准和规范,加强页岩气开采环境影响评价管理,推进清洁生产工艺研发,为页岩气的大规模开发提供参考和借鉴。     

页岩气开采污染治理技术比选分析

文章梳理了页岩气开发中广泛采用的污染治理技术,特别针对油基钻井废弃物和压裂返排液处理技术开展研究分析,结合国内生产实际情况,介绍各项技术的优劣。通过一线科技专家评分,在油基钻井废弃物资源化利用与无害化处理技术中热脱附法得到最高评价,压裂返排液一、二级处理技术中化学絮凝法得分最高,压裂返排液三级处理技术中反渗透技术得分最高,得分最高的技术在国内外油基钻井废弃物处理及压裂返排液处理应用中十分普及,评分情况与实际应用情况相符,反映了评分系统的准确性。该研究对我国页岩气开发污染治理技术甄选和研发具有借鉴参考价值。     

催化氧化复合生物技术处理油气田压裂返排液

针对油气田压裂返排液处理难度大的问题,以四川某气田井组压裂返排液为研究对象,通过对其水质特征和治理技术现状的分析,提出催化氧化复合生物处理工艺并进行了现场实验。实验结果表明:该技术对于压裂返排液COD去除效果明显,最终出水COD浓度均降至100mg/L以下,COD去除率达到98%以上;G-BAF生化系统进水盐度在0.5%~5%时,系统适应性非常好,有机物去除率达93%以上;当盐度提高到8%时,有机物去除率仍能保持在84%左右,G-BAF生化系统适合高盐度压裂返排液的处理;压裂返排液出水主要污染指标COD浓度、氨氮浓度、SS浓度、pH值均达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准,出水可用于油田及污水处理站设备清洁、钻井岩屑清洗等,实现废水综合利用。     

涪陵页岩气田油管腐蚀行为研究

采用细菌分析、实验模拟和现场腐蚀挂片等方法,研究了涪陵页岩气田在清水压裂和掺污水压裂后N80油管的腐蚀行为。研究结果表明:压裂方式对产出水的性质影响不大,清水压裂和掺污水压裂的生产井产出水均存在细菌。压裂方式对N80油管的腐蚀没有明显影响,不同深度的腐蚀模拟实验均发生了小孔腐蚀;对清水压裂井和掺污水压裂井开展了88天和129天的现场腐蚀挂片实验,均匀腐蚀速率分别为0.01,0.02 mm/a,但均出现了明显的小孔腐蚀。腐蚀模拟实验和现场挂片实验的金属表面均存在明显结垢和细菌腐蚀,腐蚀主要呈现为小孔腐蚀。