刘建坤
- 作品数：26 被引量：308H指数：11
- 供职机构：中国石化更多>>
- 发文基金：国家科技重大专项国家自然科学基金中国石油化工集团公司科技攻关项目更多>>
- 相关领域：石油与天然气工程环境科学与工程天文地球理学更多>>
- 多氯芳烃类污染物催化降解的研究进展被引量：1
- 2020年
- 随着社会的发展和人们环保意识的提高,环境中存在的有机污染物问题得到了广泛关注。其中多氯芳烃类有机污染物(Polychlorinated aromatic pollutants,PCAPs)已成为全球瞩目的重要有机污染物之一。与常规污染物相比,PCAPs具有很强的生物累积性、环境持久性、高毒性、亲脂性和远距离迁移能力,使它们不仅易通过固体废弃物、液体污水和废气等方式分散于水生环境、土壤和大气环境中,而且容易通过生物链进入生态环境,同时也可以通过食物链进入人体脂肪组织、血液中,改变骨骼的结构和功能,从而对人类产生致畸、致癌、致突变的三致效应,因而PCAPs的控制、消除和降解技术已经成为环境领域的一个研究热点。目前,对于PCAPs的治理方法主要包括吸附法、高温热解法、微生物处理法、光催化法和催化降解法等。但前四种技术存在实际降解不完全、残渣废弃物多、对污染物处理成本较高、降解温度高、PCAPs低温易重新形成、耗时较长或造成更严重的二次污染等缺点而限制了它们的实际应用。相比之下,催化降解法具备反应温度低、产物矿化完全、降解效率高、安全性好、无二次污染等优点,被认为是去除环境中PCAPs最有效并具有很好应用前景的技术手段。在过去的几十年里,国内外研究人员对催化降解PCAPs催化剂进行了大量的研究,相关问题已经成为环境及催化领域的一个研究热点。本文对近几年来国内外催化降解PCAPs的主要研究成果和最新进展进行了系统综述,基于研究现状的分析,阐述了目前研究中PCAPs处理存在的问题和不足,并对其未来发展趋势进行了展望,以期为制备高效和环境友好的新型降解PCAPs催化剂提供参考。
- 刘建坤刘建坤蒋廷学黄静文佳鑫蒋廷学马小东吴春方
- 关键词：催化降解催化剂
- 致密砂岩交替注酸压裂工艺技术被引量：12
- 2017年
- 为进一步扩大致密砂岩储层压裂有效改造体积,提高多尺度裂缝的复杂程度,结合压裂与酸化技术的优势,开展了交替注酸压裂技术研究。阐述了致密砂岩交替注酸压裂工艺的机理及作用;利用压裂裂缝模拟软件,对交替注酸模式及交替注入参数进行了正交模拟优化;结合储层特性及交替注酸压裂工艺要求,对交替注入段塞中的酸液及顶替液类型进行了优化。研究表明:前置液造缝缝长达到总设计缝长的70%左右时,即可进行多级交替注酸工艺;交替注酸泵注过程中,每级顶替排量以阶梯递增式注入、每级顶替液量按递减式注入、增大顶替液黏度及增加交替注入级数等方式,都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布程度。现场试验表明,多级交替注酸压裂工艺压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,可提高致密砂岩油气藏压裂有效性及改造效果。该技术可为致密砂岩储层的有效压裂提供技术支持。
- 刘建坤刘建坤吴春方蒋廷学刘世华
- 关键词：致密砂岩体积压裂酸化
- 可逆交联低伤害聚合物压裂液研究与现场应用被引量：1
- 2015年
- 以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品为研究对象，以现场配液用水配制SRFP压裂液。评价了SRFP压裂液的耐温耐剪切性能、静态滤失性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能；测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明：SRFP压裂液在100℃和120℃条件下具有良好的流变性能；初滤失量为3．29×10^-2m3／m2，滤失系数为1．71×10^-4m／min0.5，滤失速率为6．53×10^-4m／min；压裂液滤液对岩心基质伤害率为14．6％；在60～90℃，破胶剂质量分数为0．005～0．04％条件下，2h即可破胶，破胶液黏度小于5mPa.s,破胶液表面张力小于28mN／m，破胶液残渣小于100mg／L；最后将SRFP压裂液成功应用于2口低渗透致密薄互储层压裂作业，最高产油量分别为5．2m3／d和9．7m3／d。
- 杜涛姚奕明蒋廷学张旭东刘建坤
- 关键词：流变性能
- 压裂液悬砂及支撑剂沉降机理实验研究被引量：8
- 2019年
- 压裂液的携砂性能优劣直接影响着支撑剂在裂缝中的输送铺置效果及压后裂缝的有效导流能力。研制了“XS-I型”压裂液悬砂及支撑剂沉降物理模拟实验装置;开展了3种陶粒支撑剂(70/140目、40/70目、30/50目)在SRFP-1型压裂液中的悬砂特性研究,分析了支撑剂在携砂液中的沉降量、沉降速率以及二者随沉降时间的变化规律,得出影响压裂液悬砂性能的主控因素。实验研究表明,携砂液中支撑剂沉降分为快速沉降、缓慢沉降、稳定平衡3个阶段。压裂液黏度是影响压裂液悬砂性能的最主要因素,其次是支撑剂粒径、携砂液砂比。低黏度压裂液仅对70/140目支撑剂有一定悬浮能力(支撑剂充分沉降时间10~20min),对40/70目和30/50目的支撑剂悬浮性能较差(支撑剂充分沉降时间仅为1.0min^5.5min),整体悬砂能力较差。中黏度压裂液对70/140目支撑剂悬浮效果好(仅有9.9%~11.1%的支撑剂沉降),在小于15%砂比下对40/70目及30/50目支撑剂有较好的悬浮能力(支撑剂充分沉降时间80min^240min)。中高黏度压裂液中,大粒径(30/50目)支撑剂在高砂比(25%~30%)条件下加入,也仅有12%~13.1%的支撑剂沉降,悬砂性能优,适宜作为主加砂阶段的携砂液。研究结果丰富了压裂液悬砂能力测试方法及支撑剂优选评价手段,为压裂液、压裂施工参数的优化及支撑剂的优选,提供基础数据依据。
- 刘建坤刘建坤吴春方吴峙颖眭世元
- 关键词：压裂液物理模拟实验
- CO2干法压裂井筒压力与相态控制研究被引量：5
- 2019年
- 液态CO2干法压裂过程中井筒压力与相态显著影响裂缝起裂和延伸。鉴于此,根据Span-Wagner状态方程,建立了CO2干法压裂井筒流动传热模型,揭示了CO2干法压裂过程中井筒压力与相态的变化规律。研究结果表明:CO2摩阻非常高,在常规施工条件下其摩阻每1 000 m超过10 MPa;排量和油管内径对井筒压降影响非常大,在满足携砂情况下可通过适当降低排量或选用较大管径油管降低摩阻;干法压裂过程中相态转变取决于井底CO2温度,而井底温度受注入温度影响最大,其次为注入排量和地温梯度,并且几乎不受油管内径影响;CO2流体密度和黏度与温度成反相关关系,井筒内CO2黏度仅为0.08~0.25 mPa·s,携砂能力差,加之滤失大,不利于压裂造缝是压裂施工失败的主要原因。研究结果可为CO2干法压裂和CO2增能压裂提供理论指导和现场借鉴。
- 吴春方吴春方窦亮彬
- 关键词：井筒压力携砂能力
- 页岩气压裂返排液循环利用水质要求研究
- 水力压裂技术是页岩气储层具有经济开采价值的主要工艺方法,其单井压裂液用量是常规压裂井的几倍甚至几十倍.为了大幅度节约水资源及化学添加剂,降低压裂施工成本,减轻油气田环保压力,压裂返排液的无害化处理回用日益受到油气田现场的...
- 王宝峰黄静刘建坤魏娟明
- 关键词：压裂返排液循环利用水质分析
- 文献传递
- 碳酸盐岩储层多级交替酸压技术研究被引量：23
- 2017年
- 为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离,实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀,提高酸蚀导流能力,提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上,采用压裂裂缝模拟软件,对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化,并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验,优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明:设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的,裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段,该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中,每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
- 刘建坤蒋廷学周林波周珺吴峙颖吴沁轩
- 关键词：碳酸盐岩酸压
- 常压页岩气低成本高效压裂技术对策被引量：3
- 2020年
- 常压页岩气在渝东南地区广泛分布,具有岩石脆性好、裂隙原始尺度小、含气丰度低、吸附气比例较高、压力系数低等特点;压裂面临裂缝复杂性低(单一缝占比较大),改造体积有限,长期导流能力保持不足等难题,造成压后产量低且递减快,影响了常压页岩气的经济有效开发。从压裂工程角度出发,以提高单位岩石体积内裂缝有效改造体积及多尺度裂缝长期导流能力为前提,在压裂增效基础上进一步降低工程成本为目标,提出高效压裂技术对策。①压裂增效技术:提出页岩平面射孔模式,提高了每簇的改造强度及诱导应力作用范围,裂缝复杂程度及SRV(18%~20%)得到提升,增产效果明显(三年累产量同比提高28.5%);提出多尺度造缝及交替注酸扩缝技术,进一步增大有效改造体积及裂缝复杂性;提出多元组合加砂压裂模式,提高支撑剂在裂缝内铺置广度及充填度,提高压后长期导流能力。③压裂降本技术:通过压裂造缝机理精细模拟研究,减少造缝中的低效液体(同比单簇节约20~25%),避免低效施工;通过一剂多效压裂液体系和混合支撑剂的综合应用,进一步降低压裂材料成本。研究结果为常压页岩气的低成本高效压裂提供了理论依据,提高了压裂实施的科学性与有效性。
- 刘建坤刘建坤卞晓冰蒋廷学刘世华卞晓冰
- 关键词：体积压裂增产增效
- 致密砂岩薄层压裂工艺技术研究及应用被引量：22
- 2018年
- 针对致密砂岩薄层压裂面临缝高难控、改造体积小、裂缝支撑效率低及导流能力保持较差等难题,从压裂工程角度出发,通过压裂工艺参数优化模拟研究了不同黏度压裂液在不同的压裂施工参数下对裂缝延伸参数的影响规律,分析了薄层体积压裂存在的问题及难点,得出了主控因素,并在此基础上提出了薄层压裂控缝高措施及提高裂缝支撑效率工艺方法。研究表明:压裂液黏度是影响裂缝扩展、延伸的主要因素,其次是排量、液量;薄层压裂应以控缝高为前提,充分利用天然裂缝的作用,提高改造体积及裂缝支撑效率;低黏度压裂液能兼顾薄层压裂控缝高及造缝长的作用,有利于开启及扩展天然裂缝,进一步降低储层伤害,适宜作为薄层体积压裂的前置液;施工不同泵注阶段采用多黏度组合的压裂液体系,既可以扩大有效造缝体积及形成多尺度的裂缝系统,又能兼顾前置液阶段控缝高及携砂液阶段加砂的要求;采取变密度支撑剂结合多尺度组合加砂方式可实现不同粒径支撑剂与不同尺度裂缝系统的匹配,提高多尺度裂缝系统及远井地带裂缝的支撑效率。研究成果在龙凤山薄层气藏及江陵凹陷薄层油藏的多口井进行了试验,压裂后增产及稳产效果显著高于常规改造工艺,且稳产有效期明显增长,提高了该类储层压裂的有效性。
- 刘建坤刘建坤万有余蒋廷学刘世华
- 关键词：致密砂岩
- 纳米材料改善压裂液性能及驱油机理研究被引量：7
- 2022年
- 为给研发功能性压裂液提供理论依据,在纳米尺度(50 nm)对SiO_(2)进行C_(8)和季铵盐(QAS)修饰,合成了疏水纳米材料SiO_(2)-C_(8)和疏水带电纳米材料SiO_(2)-QAS,评价了SRFP型聚合物清洁压裂液分别加入SiO_(2),SiO_(2)-C_(8)及SiO_(28)-QAS等3种纳米材料后的配伍性、稳定性及综合性能;利用量化模拟手段,建立了纳米材料在砂岩表面的吸附结构模型及吸附动力学模型,分析了纳米材料在砂岩表面的吸附及油水分离特征。试验及模拟结果表明:SiO_(2),SiO_(2)-C_(8)及SiO_(2)-QAS等3种纳米材料在压裂液中具有较好的分散稳定性,可有效降低表界面张力,表现出良好的耐温、耐剪切性能;SiO_(2)-C_(8)和SiO_(2)-QAS加入压裂液后有利于砂岩表面油分子被置换出,促进油水分离;SiO_(2)-C_(8)和SiO_(2)–QAS加入压裂液后可有效改善压裂液性能,提高驱油效果,降低压裂液波及范围内的含油饱和度。研究结果可为功能性压裂液发展和研制提供理论依据,为优化致密油、页岩油压裂方案和优选压裂液提供参考。
- 刘建坤刘建坤黄静蒋廷学贾文峰黄静
- 关键词：纳米材料清洁压裂液驱油机理致密砂岩
