石油压裂石英砂

精密铸造制壳工艺特点分析及改进方向探讨

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硅溶胶（低温蜡）型壳这一工艺符合国情，达州石油压裂石英砂，在铸造1kg以上，特别是5kg以上中大件铸件时，具有更大的适应性和优越性(与中温蜡相比)。

一般来说，中大铸件的质量要求，特别是表面粗糙度、尺寸精度以及形位公差的要求不会太高，采用高熔点中温蜡并无必要。中温蜡需要高压(大于6-7MPa)或液态蜡压注蜡模，设备投资大。中温蜡厚大蜡模易缩陷、变形、成本高。低温蜡成型容易、设备简单，而蜡模表面粗糙度相差不大。

这一工艺比复合型壳质量稳定，尤其是铸件尺寸精度高，因它没有水玻璃存在，型壳高温性能好，在1000-1200℃焙烧后型壳透气性高，抗蠕变能力强(表4)，既可适用于薄壁件，复杂结构的中小件，又可生产重达50-100kg的特大件，如水泵、叶轮、导流壳、泵体、球阀体、阀板等。对于薄壁中小件或大件可以采用叉壳或抬壳在炉前直接浇注，更可获得高成品率。

3.1存在问题

(1)由于采用低温蜡，大部分型壳在水中脱蜡，难免有皂化物残留进入型壳中(尤其是复合型壳及水玻璃型壳同时脱蜡时)易产生铸件表面夹杂，返修率稍高，这是其缺点之一。

(2)制壳生产周期长是它的最1大缺点和不足(见表1)，尤其在生产大件，有深孔、深槽件时，每层干燥常要24-48h。以50kg双流道叶轮为例，常须10-15d

制壳时间，稍有未干透之死角，在水脱蜡时会造成硅溶胶回溶，型壳裂纹。

(3)硅溶胶型壳(低温蜡)型壳成本较水玻璃型壳高5倍(每t铸件制壳成本为5000元)，比复合型壳高17%。铸件成本相应较高。

3.2改进方向

(1)为防止因低温蜡回收处理不彻底及用水脱蜡时与复合型壳或水玻璃型壳共用同一热水槽，易产生铸件皂化物夹杂缺陷应采取以下措施。

①采用蒸气脱蜡(蒸气压力0.2-0.4MPa，温度120-130℃)代替水脱蜡，不仅可以防止皂化物夹杂而且型壳不易产生裂纹，对铸件的质量稳定更有保障。

②若采用热水脱蜡，应在水中加人体积分数为1%-3%的工业盐酸，脱蜡后再用含盐酸的热水冲洗每组型壳以减少皂化物残留。尽可能不要与水玻璃型壳、复合型壳共用同一槽水脱蜡，也可更换水液，单独集中脱蜡，以减少皂化物入壳。

③回收蜡处理可用盐酸的体积分数为3%-5%的酸化水，沸腾及沉淀时间要足够长。冬季硬化水温度低，水玻璃及复合型壳中Na2O的残留量高，蜡料皂化也较严重，应多加盐酸处理回收蜡，减少皂化物。蜡料处理后，及时补加硬脂酸也很重要。

(2)为缩短制壳生产周期，可采用“快干硅溶胶”制壳，此工艺已日渐成熟，其各层型壳干燥时间可缩短1/2以上。小件各层(除最后层外)干燥仅须3h，制壳时间由原63h缩短为24h。中大件也较一般硅溶胶缩短50%。而其市场价只提高20-30%，完全可由场地、电耗的减少及生产率的提高来弥补。快干硅溶胶的推广应用是硅溶胶制壳工艺的改革必由之路，将会逐步扩大应用。

(3)为降低硅溶胶型壳的成本，最1有效的方法是采用石英石代替锆英石作面层型壳耐火材料。目前锆英石耐火材料占整个硅溶胶制壳成本的60%，改用石英后每t铸件制壳成本由5000元降为2210元，下降55.8%。中大件可采用熔融石英砂(粉)取代锆英砂(粉)已逐步在推广应用。

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新型压裂技术在中国的适应性

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页岩气压裂技术的发展是逐渐革新的过程，石油压裂石英砂价格，从最初的凝胶、N2压裂到广泛应用的清水压裂，每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂技术的优选是一个系统性工程，不同的压裂技术适应性不同，高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。

中国页岩气产业的资源潜力与开发基础已大致具备。高效的勘探开发工作需要建立在储层特性的理解上。通过借鉴国外经验，考虑实际技术条件和开发限制因素，研发适应中国国情的页岩气压裂开发技术是目前的重要任务。

现有压裂技术以清水压裂、重复压裂、同步压裂和水力喷射压裂为主。这些技术多以清水为压裂基液，混配添加剂和支撑剂，用水量巨大，混配设备和压裂设备需求量大。清水压裂在中国页岩气前期试探性开发阶段具有不可替代的作用，对于落实页岩气储量、验证资源可采性意义重大，需要集中力量，摸索规律。大规模应用阶段将有许多因素影响着开发技术的应用和推广，目前宜探索适合中国页岩气开发的新型压裂方法作为技术储备。

1、混合压裂技术能够显著改善清水压裂高滤失、低黏度和携砂能力差的状况，可以泵入更大粒度、更高强度的支撑剂，增加裂缝宽度，减缓支撑剂沉降，批发石油压裂石英砂，确保裂缝导流能力。采用混合压裂可节约1/5左右的清水用量，泵入设备和压裂条件更简单，针对中国页岩气开发的桎梏，能较好满足实际需求，可作为页岩气开发技术研发目标进行攻关。

2、纤维压裂技术能够克服清水压裂时支撑剂嵌入困难，近井眼砂堵造成的低产问题，设备需求简单，边际效益显著，对于浅层、塑性易蠕变的页岩具有良好的适用性。纤维压裂能够高效提升页岩气单井产量，不需特别配置大型设备，对于中国南方寒武系、志留系老页岩储层，纤维压裂能够满足弱脆性、高黏土和低石英含量层段的改造需求，创造出满足生产所需的裂缝长度和宽度，提高增产效果。

3、通道压裂技术从根本上改变了裂缝导流能力，是常规清水压裂的重要革新，能够有效防止裂缝闭合，大幅提升流体渗流能力。该技术可显著提高最终采收率，降低人工举升成本，与清水压裂相比平均节约1/2的清水和1/3的支撑剂，适于不同地层和多种井型需求。纤维压裂具有成熟的应用案例，可大量节约清水用量和降低设备需求，满足中国页岩气开发的实情，在研发和应用方面值得科研和生产部门大力攻关与探索。

4、CO2泡沫压裂和液化石油1气压裂技术均可大幅降低(或不需)清水用量，压裂液抗滤失性能好，储层伤害小，携砂能力强，后期生产时返排回收容易，但均需特殊配置的压裂设备。CO2泡沫压裂在中国致密砂岩气的试验性应用效果良好，在页岩储层中的应用有待研究。

5、液化石油1气压裂技术在北美页岩气开发中已有大量尝试，在中国尚无应用先例，其显著的节水、环保性，在提高产量、减少压后问题方面表现出的优异特性，具有极大的吸引力，技术引进与自主研发均具有重要的战略意义。

结论及建议：

? 中国的页岩气资源开发受到特殊的地质和作业条件限制，在学习国外先进压裂技术的同时要立足实际，探索适宜的新型压裂技术。

? 新型压裂技术能够解决中国水资源匮乏、大型压裂设备运输困难、压裂液处理技术繁琐等问题，施工时能减少清水压裂铺砂不到位、强滤失、易脱砂等技术问题，并能显著提高页岩气产量。

? 混合压裂技术结合清水强造缝和凝胶高携砂能力能形成高导流长裂缝;纤维压裂技术是解决清水加砂压裂时支撑剂回流、破碎和堆积造成压裂效果不理想的有效手段，对厚度大，闭合压力高，石油压裂石英砂供应，出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;通道压裂技术可从根本上改变裂缝导流能力，降低作业成本，在优化支撑剂分布，降低生产阻力的同时，减少清水和支撑剂用量，适用面广;CO2泡沫压裂和液化石油1气压裂可直接减少清水用量，降低返排阻力和储层伤害，减少返排液污染问题，从而成倍提高页岩气产量。

? 随着中国页岩气可采储量的进一步落实，大规模商业开发工作将很快展开，许多技术难题会陆续出现，在解决已有技术问题，提高页岩气产量方面，新型压裂开发技术具有极大优势，但由于研发时间较短，尚需更多试验和应用验证，宜结合实际国情，走适合中国页岩气开发的自主道路。

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