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澳大利亚油田钻屑如何处理

发布时间:2022-01-29 07:02:49

Ⅰ 塔河油田完井方法及完井施工

杨兰田宗铁董秀民

(新星石油公司西北石油局乌鲁木齐市830011)

摘要针对塔河3号、4号油田完井方式、完井施工的问题进行分析,提出了完井方法选择建议和完井施工中存在问题及对策。

关键词油藏特征完井方法套管射孔完井裸眼完井风化壳压力系统

塔里木盆地油气层埋藏深度、地质特征、储层物性、流体性质等在纵向、横向上都存在很大差异,体现在地区间、构造间,甚至邻井间。深入分析掌握各构造不同特点与勘探、开发的特殊需要,选择经济、合理的完井方法,一直是塔里木油田需要深入研究与解决的问题。

塔河油田由4个相对独立的中型油田组成,主要产层为三叠系、石炭系及奥陶系。

塔河油田具有地质条件复杂多变,井温高,油气藏埋藏深等特点,采用的完井方法见表1。其完井方法的选择主要依据如下几个方面:

(1)油田地质特点、储集层物性与储集特征;

(2)地层压力系统变化与特殊地层对钻井的要求;

(3)钻井地质目的与井的类型;

(4)钻井、完井工艺技术现状;

(5)后续工程对钻井、完井的要求,如采油、修井、测试、储层改造等。

表1塔河油田采用的完井方法Table1completion modes in Tahe oil field

1塔河1号、2号油田

1.1油藏特征

塔河1号、2号油田的产层为三叠系;发育了上、中、下3个主力含油砂体;岩性以长石岩屑砂岩为主。该区油层物性较好,属中孔、中高渗储集层。

塔河1号油田下油组产层为底水油藏,平均油层厚度为7.1m。根据试油、试采分析,采油指数为38.76m3/(d·MPa),油层有效渗透率为179×10-3μm2,原油性质为低含蜡、中高粘常规原油。

塔河2号油田产层为三叠系油藏上、中油组,两油组油层之间相隔约130m,上油组为一构造底水块状油藏,平均油层厚度为4.9m,采油指数为5.98m3/(d·MPa),地层有效渗透率为22.3×10-3μm2;中油组也是一构造底水块状油藏,平均油层厚度为7.3m,采油指数为37.6m3/d·MPa,有效渗透率为38.7×10-3μm2,产能和物性均较上油组好。原油性质为含蜡、低含硫、低粘度原油。

塔河1号、2号油田都存在着下部水层段渗透率高于上部油层段的现象,且底水厚度大,有较活跃的底水能量。

1.2钻井类型

塔河1号、2号油田开发采用直井+水平井的方案,根据塔河1号、2号油田的特点,直井存在无水开采期较短,底水锥进快的问题,水平井开采的生产压差较小,能够减缓底水锥进速度,相对延长油井无水开采期。

1.3完井方法

(1)直井

采用挂7"尾管、回接、射孔完井的方法,7"尾管与

技术套管重叠段为150 m左右;采油管柱采用Φ73 mmEUE油管;采用油管传输负压射孔,枪型选用Φ127 mm枪。

射孔完井方法分析:

①可以有效封隔各渗透层,实施分层开采、分层测试、分层评价。

②便于控制油层打开程度与避水高度。

③可以针对各产层,实施生产控制、生产检测,防止水锥产生,控制底水锥进。

④可以有效采取任何选择性增产、增注措施。

⑤套管射孔完井方法对固井要求比较高,水泥浆对储层有一定的伤害。

(2)水平井

水平井选用

"钻头开孔下

表层套管900 m左右;

"井眼下

技术套管4250 m左右;

"井眼内完成造斜段和水平段的钻进,中曲率半径的井身剖面,造斜点一般在技术套管以下50 m。

塔河1号、2号油田的储层胶结比较疏松,为保证油井产能,防止裸眼段井壁坍塌堵塞井筒,同时考虑到井径与管径的配合与施工难度,在水平井施工中选择使用如下方案:

①7"尾管(回接)+

割缝衬管

使用管外封隔器,水平段以上注水泥固井。井例:TK104H、TK105H、TK106H井。

②7"尾管(回接)+

套管+

割缝衬管

使用管外封隔器,水平段以上注水泥固井。井例:TK201H井。

2塔河3号、4号油田

2.1油藏特征

塔河3号、4号油田的主力油藏为奥陶系潜山型油藏,其岩性是泥晶灰岩、微晶灰岩、亮晶碎屑灰岩,中部夹洞穴角砾岩;油气储集空间主要是溶蚀孔洞、裂缝。油藏具有如下特征:

(1)奥陶系储层埋藏深度大,存在有多个油气层段

奥陶系顶风化壳一般在5350~5370m。主要油气层段3套以上。

(2)储层具有强烈的非均质性

主要体现在两个方面,一是孔、洞、缝发育带横向、纵向分布;二是储集空间的类型、发育程度及其连通性。另外,不仅存在垂直裂缝,水平缝也有一定程度的发育。

塔河3号、4号油田奥陶系碳酸盐岩储层井间、层间物性存在很大差异。

反映在采油生产上:

根据1997年、1998年生产情况,塔河3号奥陶系已投产井中,产油量最高的达135m3/d,生产压差为20MPa,采油指数为7.5m3/(d·MPa);产量最低的为22m3/d,生产压差为39MPa,采油指数为0.56m3/d·MPa。塔河4号油田S48井用试井分析方法处理得到地层静压为59.26MPa,以此计算生产压差为1MPa,采油指数为745m3/d·MPa;T401井生产压差达8.3MPa,采油指数为37.6m3/d·MPa。

反映在储层物性资料上:

塔河3号油田产能较低的T302井地层渗透率为0.000805×10-3~18.7×10-3μm2,孔隙度为0.2%~2.4%,相对较差,属低孔、低渗油气层;产能较高的 T301井5358.2~5371.2 m井段,孔隙度为3.5%~18.6%,渗透率为0.1×10-3~150×10-3μm2。该井储层物性在纵向上的差别尤为突出,钻井施工中5545.66~5546.86 m放空1.2 m,该段测井曲线显示电阻率明显降低,孔隙度增大,为溶洞、裂缝极发育段。S48井采油生产和钻进过程中的现象说明该井属特高渗超常规大弹性容量类型,储集空间类型应以溶洞型或裂缝-溶洞型为主。

利用大斜度井对碳酸盐岩油藏进行开发,提高孔、洞、缝发育带的穿越数,提高对储层的认识,提高产能,提高单井控制储量,是缝洞型油藏开发的重要手段。

(3)原油性质差异很大

根据目前采油情况来看,塔河3号以轻质油为主,S47井原油密度为0.82~0.841g/cm3,运动粘度为4.13~7.12mm2/s;T301井原油性质相对变化比较大,原油密度为0.826~0.9105g/cm3,运动粘度为4.62~68.28mm2/s,说明原油性质在各层间存在很大差异。

塔河4号以高粘度重质油为主,原油密度为0.9524~0.9644g/cm3,运动粘度为444.46~2677mm2/s。

2.2地层特点与相应的钻井工程问题对完井方法的要求

(1)风化壳

从地层界面因素考虑,上层套管应下到古风化壳之上。该层段一般在井深为5350~5370m,由于地层水的溶蚀和风化作用,古风化带地层较破碎,孔、洞、缝往往较发育,钻井过程中易井漏。

(2)不同压力系统风化壳上下地层属不同压力系统,石炭系地层压力当量密度为1.20~1.24g/cm3,奥陶系地层压力当量密度为1.08~1.10g/cm3,必须下一层套管,采用不同密度体系的钻井液进行钻进。

(3)复杂井段

石炭系、三叠系泥岩不稳定,坍塌压力较高,容易发生剥落、垮塌,井径扩大率偏大,易产生复杂情况。同时,石炭系上部地层压力相对较低,压差较大,容易发生压差卡钻。

2.3现用完井方法分析

塔河3号、4号油田均采用裸眼完井方法,即7"尾管下至风化面以上,用57/8"钻头钻穿风化壳,揭开奥陶系碳酸盐岩储层,然后裸眼完井。

由于井况不同,有的井在裸眼段完成后,进行了7"尾管回接作业,如 S46井、S47井、T302井、T401井、T402井,有的井未进行回接,如S48井、T301井。

完井采油管柱采用如下几种:

(1)Φ73mm油管柱,如T302井;

(2)Φ88.9mm油管柱,如T401井;

(3)Φ73mm油管+回采封隔器,如S46井、S48井;

(4)Φ88.9mm油管+回采封隔器,如T402井;

(5)Φ88.9mm油管+Φ73mm油管+回采封隔器,如T301井。

采用裸眼完井方法所存在的问题:

(1)不利于分层开采、分层评价。塔河3号、4号油田奥陶系存在多个产层,各层物性、流体性质都存在较大差别,各产层产能、油质各有不同。裸眼完井方法难以避免层段之间相互串通、相互干扰;难以全面认识、评价各产层;难以分别制订并实施符合各油层特点的开采方案,对各产层的生产进行控制,进行分层开采;难以保证各油层油气采收率,不利于各油层油气资源的综合利用与全面开发。同时,由于产层间性质的差异,产能贡献也各有不同,所获得的生产检测资料相对不可靠。

(2)可选择的增产措施有限,不利于有针对性、有选择性地进行储层改造作业。塔河3号、4号油田奥陶系储层非均性强,物性、原油性质层间差异大,钻井过程中存在不同程度的污染,原油有效馏分低,胶质、沥青及蜡含量相对较高,对储层进行分层改造是极为必要的。酸化压裂是对碳酸盐岩储层进行改造的有效方法。目前塔河油田多采用全裸眼酸压的办法,全裸眼酸压跨度大,有效厚度大,多层段,各层段孔洞缝发育程度、地层物性、破裂压力值不一致,一方面增大了酸液的损失与能量的消耗,相应减小了已压开层段的有效酸液量,限制了酸压改造的深度、力度;另一方面全裸眼酸压,酸液势必首先压开并进入孔洞缝发育程度好,连通性好,破裂压力低的层段,对于储层物性相对不好的层段难以达到酸压目的。而利用封隔器或其它工程手段进行分层酸压的风险、难度较大,有效性、成功率很难保证。

2.4完井方法选择建议

应根据孔洞缝发育程度、连通性、地层物性资料选择完井方法,有效封隔各产层。

2.4.1选用挂5"尾管,射孔完井方法

套管射孔完井是层段分隔最有效的完井方法,可以进行有效的生产控制、生产检测和包括酸化压裂在内的任何选择性增产措施。

采用套管射孔完井必须首先解决地层漏失问题,这是固井成败的关键。其次必须解决水泥浆体系选择与施工工艺问题,减小水泥浆对储层的损害,保证固井质量。同时,井深、井段短、管径小,对射孔作业有较高的要求。

2.4.2选用管外封隔器(ECP)完井方法

套管外封隔器及割缝衬管完井方式与套管外封隔器及滑套完井方式。

管外封隔器完井,要求对层间裂缝发育情况、物性变化情况有更深入的认识。封隔器座封位置应在层间相对致密、井径规则的井段,封隔器座封和密封件的耐压、耐温效果与长期性必须有充分保证;垂直裂缝的发育对层间封隔与分层处理(如酸化压裂)效果有一定影响。

2.4.3继续选用现裸眼完井方法

这是目前常用的完井方法,但应减少奥陶系的揭开深度,完钻井深尽量控制在油水界面以上。

2.5完井施工中存在的问题与对策

塔河3号、4号油田奥陶系顶部风化破碎带,溶蚀孔洞、裂缝发育较好的层段存在井漏问题,井漏的严重程度不仅对油气层造成不同程度的伤害,而且对钻井、完井施工作业造成严重影响。

2.5.1防漏堵漏问题

控制钻井液密度,采用近平衡或欠平衡钻井技术;在满足井眼净化的前提下,尽可能采用小排量钻进,以降低环空循环压耗;控制起下钻速度、规范开泵操作,减小瞬时激动压力,通过上述措施防止或减小井漏的发生。

当发生井漏时,根据溶蚀孔洞、裂缝发育程度及井漏的严重程度,以保护储集层为核心制订堵漏方案。

(1)漏速≤15m3/h:配制浓度为8%~12%的PCC暂堵浆液进行堵漏。

(2)漏速为15~30m3/h:配制浓度为10%~15%的 PCC暂堵浆液+3%~4%核桃壳进行堵漏。

(3)漏速≥30m3/h:漏层温度≤90℃,采用酸溶性固化堵漏剂ASC-1堵漏;若漏层温度为90~120℃,则用高承压堵漏剂ZC6-6堵漏;若漏层温度>120℃,则采用高承压堵漏剂ZC6-6与PCC暂堵剂复合堵漏。

2.5.2安全钻井、完井问题

塔河3号、4号油田奥陶系储层溶蚀孔洞、裂缝发育好且连通性好的井对压力相当敏感,安全窗口小(0.02~0.045g/cm3),易漏,易喷,漏喷并存。这类井比较典型的是S48井、T301井,其中S48井因无法继续钻井提前终孔。

(1)这类井难以建立井内平衡,难以建立有效循环,携带出钻屑,使用常规钻井方式不能满足安全钻进的要求,大量的漏失不仅大大增加了钻井成本,更重要的是对油气层造成污染。为此建议采取以下措施:

①采用负压钻井技术。

②选择使用低密度钻井液体系。

(2)这类井测井、下完井管串、拆换井口等完井作业难度、风险较大,特别是在常规作业方式下,对完井作业工序、工艺有较高的要求。建议采取以下措施:

①必须掌握静止状态、循环状态下钻井液与地层的相对平衡点,掌握静止与循环状态下钻井液密度与漏速的关系,掌握井内相对稳定时间。在下完井管串及测井作业过程中,应及时补充密度略高于平衡点的完井液,控制环空液面与漏速,以微漏抑制地层流体进入井筒,为完井各项作业争取时间。

②应避免敞开井口作业,避免井口处于无控制状态,保证井口安全,换装井口作业应在能够对井筒实施有效控制的前提下进行。T301井长裸眼、多产层、层间物性差异很大,该井采用了先下油管再拆换井口的完井方法,为今后完井提供了经验。

③合理安排施工工序,选择符合油井特点、满足安全作业要求的施工工艺。各项作业要紧凑,测井作业应尽可能减少空井时间。

Completion modes and completion operations for oil wells in Tahe oil field

YangLantian ZongTie DongXiumin

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology,Ürümqi 830011)

Abstract:This paper introces reservoir Characteristics,drilling types and Completion modes in Tahe oil field;Analyzes the problems existing in Completion modes completion job in Tahe oil field No.3,4; Gives the Suggestions of completion modeselection and how to solve the problems ring completion operation.

Key words:reservior characteristics Completion mode Perforated completion open hole completion, weathering crust pressure system

Ⅱ 油田作业现场怎样做好环保工作

油田作业现场环保工作:
1、钻井过程产生的污油、污水尽量进入生产流程循环利用
2、钻井废液和钻屑处理应采用不落地和集中处理技术,实施钻井废液与钻屑的固液分离无害化处理
3、泥浆不落地和压裂返排液处理
参考文献:www.gepresearch.com/111/view-178863-1.html

Ⅲ 成都西石大油田技术服务有限公司怎么样

简介:成都西石大油田技术服务有限公司依托西南石油大学的研发优势和强有力的技术支持,是在学校国家大学科技园的管理和指导下,为油田服务的科技型企业,也是学校研究项目成果转化、推广应用的平台,学生“双实、双业”基地之一。
法定代表人:罗顺祥
成立时间:2001-09-20
注册资本:1000万人民币
工商注册号:510125000036267
企业类型:有限责任公司(自然人投资或控股)
公司地址:成都市新都区新都镇工业大道东段976号

Ⅳ 石油钻井工程师怎样保护生态环境

钻井是油气田勘探开发中最重要的工程之一,又是一项在露天野外进行的流动作业。钻井要占用土地,钻井使用大量钻井液,井场上柴油机排出的废气、钻机用过的废水、钻屑,钻机轰鸣产生的噪声,都会影响生态环境。如果发生井喷失控,造成事故,则不仅会损害地下的油气资源和钻机设备,还可能造成人员伤亡,并对生态环境产生严重的破坏。
钻井工程师们首先从减少井场占地开始,减轻对生态环境的影响。1990年胜利油田在开发草桥油田时,地面是山东广饶县土地肥沃的农业高产区。为了少占耕地,在一个井场上钻多口定向井(叫做丛式井组),与过去一个井场钻一口井的开发方式所占土地相比,节省了3/4的耕地。另外在开发区钻水平井,即井在地下的轨迹是水平的,沿油层的延伸方向,这就提高了开发效果。胜利油田在6个开发区钻了19口水平井,可代替过去的41口直井,这就减少了占地和废弃物的排放,减轻了对环境的污染。
钻井过程中的主要污染物是钻井过程中使用的钻井液以及从钻井液中清除出来的钻屑。为使钻井液不污染土地,将地面备用的钻井液储存在专门的泥浆罐中,“铁人”王进喜时代那种人可以跳下去的露天泥浆池早被淘汰;在钻井液中则添加了聚合物,代替容易污染环境的无机盐类。即使是露天堆放的钻屑,其堆放场的地面和周围也要铺上干净的膨润土,还要盖上聚氯乙烯或聚乙烯纤维的塑料布,以防止钻井液中的有害物渗入地下。钻井工作结束后,还要将经过脱水的钻屑和干涸的钻井液用粘土填埋好,并做标记。
对在海上作业的钻井平台的环境保护要求要比在陆地上更严格:平台上所有工业废水都要经过专门处理,达到排放标准后才允许排放。钻井使用的水基钻井液和钻屑虽然经过处理可以排放入海,但含氯烃杀菌剂的水基钻井液不能排放。油基钻井液和混油钻井液以及从油基钻井液中清除出来的钻屑,要经过多次清洗,在含油量降低到5%以下才允许排放。海上平台所产生的生活垃圾和工业废弃物则定期由运输船运回陆地处理。
钻井工程师更关心海上平台的作业安全,尽力杜绝发生失控的井喷和石油泄露,以免事故造成海洋污染。今天的海上平台是个有现代化设备的流动作业站,也有清洁、舒适的生活区。

Ⅳ 处理钻井废泥浆有哪些工具

处理费泥浆,可以直接回注到井里去,通过管线,连接到不用的井的环空,然后用固井泵或者回注泵,直接回注到环空中

Ⅵ 有没有吸程可以达到20米的泵,是吸污泥用的,比重波动大,而且污泥中可能含有石块的

水泵的抽吸是通过大气压力实现的,既水泵将抽吸管道上的水泵走后形成类似真空环境,通过大气压力与这个真空环境的压力差再将水压进抽吸管道。由于水自身也有重量,这个重量与大气压力持平后大气压力再不能将水往上压。大气压力约等于10米水深,也就是说理论上水泵的抽吸是可以达到10米的。但实际上水泵的抽吸作用形成的真空度是有限的,达不到真空要求,抽吸高度就无法达到10米。目前市场上抽吸高度最高的水泵也只能达到5.5~6.5米。像你这种情况,只能使用潜水排污泵,能达到浓浆抽送要求。但潜水排污泵对吸入的杂质的颗粒大小有要求,超过一定粒径的颗粒物会堵塞水泵,最好在泵头安装隔栅网。由于水中颗粒物硬度大(石块),水泵必须定期检修更换叶轮。如果泥浆浓度特别高,接近板结的情况的话,建议往抽水的地方补充少量清水,利用清水将泥浆夹带抽送出来。如果一定要使用抽吸泵,就只能做一个水泵平台,从上往下将水泵放置在距离液面5~6米范围以内的地方进行抽吸。

Ⅶ 废弃油基钻井泥浆如何处理

废弃油基钻井泥浆处理常见方法是机械设备处理法:即利用专门的油基泥浆不落地设备处理油田废弃物,其原理就是利用油基泥浆不落地系统中的钻屑甩干机和离心机,将油基泥浆中的水分甩干,大幅降低油基泥浆含水量。

油基泥浆处理后的效果

Ⅷ 油气田的环境监测包括哪些内容,油气田的污染有哪些特点

一个油气田,小的只有几个平方千米(像我国最老的油田之一玉门油田),大的有几千平方千米(像我国最大的大庆油田),而且集中了许多油气田的大油气区(像俄罗斯的西西伯利亚油气区)往往有上万平方千米。在这些区域内,每日每时进行的勘探、钻井、采油、石油天然气的集输、石油天然气炼制加工等作业,随时都会污染周围的环境。这样,就需要考虑:油气田会产生哪些环境污染?油气田的环境污染有哪些特点?
首先,油气田产生的环境污染或要进行监测的内容大体上包括:
(1)各种生产作业过程中的环境问题,例如在勘探过程中进行地震勘测,往往要在作业区进行人工爆炸;在钻井过程中要破坏地表、排放钻井液、钻屑;在对井下地层性质进行测定(测井)时往往要使用有强烈辐射作用的中子源、伽马源等。这些问题可以归结为对整个油气田所进行的全部生产作业过程的监控,即对作业设备所在区域和作业对环境影响的监控。
(2)油气田在生产过程中气体(井口和集输管线泄漏的天然气等油田伴生气、石油炼制加工的尾气等)的排放。
(3)油气田生产过程中废水或废液的排放,主要是井口和管线泄漏油、落地油、采油和洗井的污水、钻井液等。油气田废水和废液中主要的污染物是含油污染物。
(4)油气田生产过程中排放的固体污染物,例如钻井的钻屑,废弃的钻井、采油机械设备,油气田上各种工厂的固体垃圾等。
(5)油气田上由于工业生产产生的噪声污染、放射性污染的平均和瞬时水平。
(6)发生井喷、大量漏油和其他严重污染事故的现场认定和处理情况。
油气田的环境污染的特点首先是污染源分布广阔、分散,在一个油田上往往有成千上万口井,每口井都可能是污染源。另外,在油气田上,有勘探、钻井、采油、油气集输、炼制加工等多种工业过程,这些星罗棋布的作业点也都可能是污染源。
如果与燃煤的火力发电厂的污染物排放的连续性相比,油气田的污染物排放往往是“随意”的,例如,钻井液和污水的排放只是在钻井作业期间发生;采油污水的排放也是间歇的,即隔一段时间集中排放一次。油气田的污染物有的是生产过程中正常产生的,如采油污水、炼油装置的尾气等。但同时也有大量的污染物排放是由于事故所致,例如,井喷和输油管线的泄漏。
石油工业是耗水量大的部门,因此废水、废液的排放量巨大。像大庆这样的大油田一年仅在采油作业上就用水十几亿吨;我国的炼油企业平均每加工1吨原油要消耗3.41吨水,每年加工1亿多吨原油就要用水3~4亿吨。但是,我国石油工业的废水利用率还是相当高的,大庆油田的采油污水处理后几乎全部回注入地下。石油化工企业污水回收利用率已经在30%以上,预计2005年能达到60%。

Ⅸ 油泥油砂炼油设备有什么设备

工作流程:油泥通过输送机连续送入热解反应器内,在反应器内进行热解反应,得到高温油气、水蒸气与固体产物。高温油气、水蒸气经冷却后,得到液态产物及少量可燃气。液态产物由输油泵输送至罐区。可燃气净化后作为燃料用于热解供热。生产线产生的烟气,经烟气净化系统净化后达标排放。热解所得的固体产物冷却至安全温度后输送至固体产物料仓暂存。

产物:北工生产的油泥处理设备可以将石油污泥和油砂转化为燃料油从而高额出售,废泥可以制成工业用砖等产品, 废弃物循环转化为能源, 在整个过程中没有任何污染物, 处理结果污油含量低于国家规定的0.3%,可以正常无污染排放。

Ⅹ 石油工业产生哪些固体废弃物

石油工业从上游(油气田的勘探开发)、中游(石油天然气的集输和储运)到下游(石油炼制和石油化工)都会产生大量固体废弃物,这些固体废弃物主要来自生产工艺本身以及污水处理设施等。钻井井场废弃泥浆的固结物、钻屑,固井作业遗留在井场的水泥等都是石油工业上游的固体废弃物。而在石油工业下游,石油的炼制工艺中几乎所有的生产装置都产生固体废弃物。2001年我国180个石油天然气开采企业共产生固体废弃物180万吨,其中综合利用的有104万吨(占57.1%);945个石油加工及炼焦企业共产生固体废弃物1106万吨,其中综合利用的有674万吨(占60.9%)。石油工业产生的固体废弃物种类繁多,主要有废酸液、废碱液、废白土渣、废页岩渣、油罐底底油污泥、各种废弃催化剂以及污水处理场活性污泥等。在这些固体废弃物中,废催化剂和石油化工企业自备热电厂的粉煤灰占有很大比重。废催化剂上有大量金属污染物;而粉煤灰国内目前利用率较低,只有30%左右,大量储存在灰场,而大部分灰场堆放在耕地上。据统计,我国粉煤灰已累计堆存13亿多吨,占地33330万平方米。另外,还要花费大量资金用于灰场的筑坝维护,遇到有风天气,灰场的煤灰被扬起,还严重污染空气。灰分渗入地下,还会造成地下水污染。所以,这些固体废弃物如不加以综合处理利用,既污染环境,又占用土地。

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