煤层气钻孔化学堵漏浆液的配制与试验_赵伟光.pdf

第 46 卷 第 5 期煤田地质与勘探Vol. 46 No.5 2018 年 10 月COALGEOLOGY 2. Geotechnical Engineering New Technology Development Company Limited of CUMT, Xuzhou 221116, China Abstract In order to solve the problem of leakage of coalbed methane wells in a mining area in Shanxi, through choosing suitable plugging slurry, using PHP, 801 plugging agent, water glass and vegetable gum as plugging materials, the index of plugging slurry was measured including specific gravity, water loss, plastic viscosity, apparent viscosity, and dynamic shear force. The significance of each materialfactorwas analyzed by range analysis and variance analysis. The results showed that the plastic viscosity and apparent viscosity were most affected by PHP; water glass had the greatest impact on the water loss time; the 801 plugging agent had the greatest impact on the dynamic shear force. The optimum ulation of plugging slurry was determined with larger viscosity, larger shear force and lower water loss. The rheological equation of the optimal ula for plugging slurry was established. The plugging perance of the plugging slurry was measured by simulation test. The plugging efficiency of plugging slurry was inspected by four CBM drilling engineering practices. Keywords borehole leakage; plugging slurry; orthogonal experiment; range analysis; variance analysis 我国煤层气井较深，裸眼井段长，钻孔难度较 大[1]，对于此类复杂的钻孔施工，以聚合物为主的 各种新型化学堵漏剂得到了广泛的应用[2-3]。化学堵 漏材料的主要优点是可以调节浆液的凝固时间，实 现瞬间凝固化，具有较高的渗透能力、胶结吸附能 力等[4-5]。牛磊星等[6]选取了丙烯酸高吸水膨胀树脂 作为堵漏剂进行试验，证实了其具有优良的吸水膨 胀的特性，阐明了膨胀堵漏机理。张新民等[7]使用 了特种凝胶 ZND 堵漏剂或与其他堵漏剂配合， 能够 解决裂缝性、孔洞性、破碎性地层、喷漏同层和含 水层的漏失问题。满在山等[8]通过模拟试验，分析 了注浆压力、固结体、堵漏时间等因素对化学注浆 ChaoXing 200煤田地质与勘探第 46 卷 效果的影响。本文以解决山西某矿区煤层气钻孔漏 失问题为目的，室内配制堵漏浆液，并应用于工程 现场进行检验。 1某井田钻孔漏失特点与漏失原因 煤层气钻孔位于山西某井田。井田为第四系黄 土所覆盖，局部地带有二叠系石盒子组地层零星出 露，地层主要发育为奥陶系O2灰岩，石炭系中统 本溪组C2b砂岩、 石炭–二叠系太原组C2–C1t 含煤 地层，二叠系下统山西组P1s砂岩，二叠系下统下 石盒子组P1x、 上统上石盒子组P2s砂岩、 粉砂岩、 泥岩等，第四系为黄土层。区内构造形态主要为轴 向近南北向的相互平行的褶曲构造。发生漏失现象 的钻孔地点主要位于山丘地带，漏失地层为石盒子 组、山西组和太原组，岩性为砂岩、石灰岩、白云 岩。从现场的岩心可以发现漏失层位的裂隙与孔隙 十分发育，且裂隙大多不闭合，从而成为钻孔液漏 失的天然通道。因此，钻孔液漏失的客观原因是砂 岩等地层中存在有大量的联通型孔隙、 开放型裂隙， 增加了井壁岩体的渗透性。此外，泥浆配制和性能 调节与漏失地层间不匹配、钻探工艺不当也是钻孔 漏失的原因。钻孔漏失属于全漏失[9]。 2堵漏浆液配制试验 2.1试验材料与试验安排 选用 40 g 膨润土并加入膨润土质量分数为 6 的纯碱配制成 1 L 基浆，选择 801 堵漏剂、低水解 聚丙烯酰胺PartiallyHydrolyzed Polyacrylamide,PHP、水玻璃、野生植物胶为堵漏 材料。以相对密度、动切力、黏度、失水量为堵漏 浆液性质评价参数，且以较低的失水量、较高的黏 度和动切力为评价依据。试验采用正交试验法，按 照正交表 L934安排试验[10]， 正交试验各材料因素 添加质量设计见表 1，试验结果见表 2。 表 1堵漏浆液配方设计 Table 1ulation design of plugging slurry单位单位g 水平PHP801堵漏剂水玻璃植物胶 18402010 210604020 312806030 表 2正交试验结果 Table 2Orthogonal experiment results 试验号 性能指标 相对密度失水量/mLηp/mPasηa/mPasτd/Paτ初/Paτ终/Pa 11.049.980855.14.56.5 21.0510.0658520.47.510 31.009.48012040.812.515 40.949.8125137.512.75710 51.0310.010011515.39.511.5 61.0211.48511530.61013.5 70.929.970755.17.57.5 80.9211.080855.157.5 90.829.270755.159.5 注ηp为塑性黏度；ηa为表观黏度；τd为动切力；τ初为初静切力；τ终为终静切力。 2.2正交试验结果分析 试验结果表明，所配置的堵漏浆液的失水量分 布范围为810 mL， 塑性黏度分布范围 70125mPas， 表观黏度分布范围为 75135 mPas，能够满足大多 数堵漏工程的需求。为进一步分析各材料因素对堵 漏浆液的性能参数的影响，采用了极差分析法与方 差分析法进行分析。对于影响试验结果的各因素重 要程度，极差分析法不能给以精确的数量估计，因 此还需要使用方差分析法进行评估[10-11]。 a. 相对密度、失水量的敏感性分析 ① 极差分析 由图 1 可知， 相对密度随着 PHP 添加量的增加 而减少，波动最大，故 PHP 为浆液相对密度的控制 因素。水玻璃与 801 堵漏剂的影响相当，植物胶对 相对密度的影响最弱。失水量随着水玻璃量的增加 先减小后趋于稳定，故水玻璃为浆液失水量的控制 因素。其他因素对失水量的影响成倒 V 型变化。 ② 方差分析 由表 3 可知，PHP 对于相对密度的影响高度显 著，而其他的因素则无显著影响。水玻璃对失水量 的影响高度显著，植物胶对失水量有一定的影响， 其他因素对失水量无显著影响。 b. 塑性黏度和表观黏度的敏感性分析 ① 极差分析 由图 2 可知，浆液塑性黏度随 PHP 添加量的增 加先增大后减小，波动最为显著。植物胶与 801 堵 漏剂对塑性黏度的影响一致，成 V 型变化。801 堵 漏剂也有一定的影响，塑性黏度随其量的增加先减 ChaoXing 第 5 期赵伟光等 煤层气钻孔化学堵漏浆液的配制与试验201 图 1相对密度、失水量随各因素变化趋势 Fig.1Variation trend of gravity and water loss with various factors 图 2塑性黏度与表观黏度随各因素变化趋势 Fig.2Variation trend of plastic viscosity and apparent viscosity with various factors 小后增大，水玻璃的影响相对不明显。表观黏度随 着 PHP 添加量的增加先增大后减小，随着植物胶添 加量的增加先不变后增加；801 堵漏剂与水玻璃对 表观黏度的影响相对较弱。 ② 方差分析 由表 3 可知， PHP 对塑性黏度的影响高度显著， 植物胶对塑性黏度影响显著。PHP 和植物胶对表观 黏度的影响均是高度显著，而 PHP 的影响最显著。 801堵漏剂与水玻璃对浆液的表观黏度无显著影响。 c. 动切力的敏感性分析 ① 极差分析 由图 3 可知，动切力受 PHP、801 堵漏剂、植 物胶的影响都比较大，且随着 PHP 添加量的增加而 减少，随着 801 堵漏剂添加量的增加而增加，随着 植物胶添加量的增加先增大后趋于稳定。水玻璃对 动切力的影响较弱。 ChaoXing 202煤田地质与勘探第 46 卷 图 3动切力随各因素变化趋势 Fig.3Variation trend of dynamic shear force with various factors ② 方差分析 由表 3 可知，植物胶对动切力的影响高度显著， 水玻璃对动切力有一定的影响， PHP 与 801 堵漏剂对 动切力的影响显著性最大。 表 3正交试验方差分析 Table 3Variance analysis of orthogonal experiment 性能指标因素偏差平方和自由度F 比 显著性 相对密度 A0.034216.819** B0.00422.149 C0.00522.676 D0.00321.569 误差 e 0.0088 失水量 A0.60622.852 B0.34621.267 C2.220210.447** D0.80623.793* 误差 e 0.8508 塑性黏度 A1 705.538216.469** B289.91122.790 C38.89120.376 D705.57826.813* 误差 e 414.2368 表观黏度 A2 954.203225.482** B104.15820.898 C104.15820.898 D10 112.50028.733** 误差 e 463.7368 动切力 A504.305220.835** B495.635220.476** C105.48524.358* D226.86529.373** 误差 e 96.8218 注**表示 F 比F0.012, 8，代表高度显著；*表示 F0.012,8F比 F0.052, 8，代表显著；*表示 F0.052, 8 F比 F0.12, 8，代表有 一定的影响。A 为 PHP，B 为 801 堵漏剂，C 为水玻璃，D 为植物胶。 2.3交互作用试验设计与分析浆液体系中多种处理剂同时存在，并相互影 ChaoXing 第 5 期赵伟光等 煤层气钻孔化学堵漏浆液的配制与试验203 响。 且在上述试验分析得到了表观黏度和动切力均 受多因素高度影响的结论，因此，确定因素处理 剂间的交互作用，对于调整泥浆性能具有重要意 义。基于文献[12]中的研究结论，处理原则是仅考 虑那些作用效果明显的一级交互作用， 并尽量选用 2 水平因素。因此本次试验采用 2 水平因素，PHP 质量分别为 8 g、 10 g； 801 堵漏剂质量分别为 60 g、 80 g；水玻璃质量分别为 20 g、40 g；植物胶量分 别为 20 g、30 g。试验分析 4 种因素两两之间的交 互作用。 对试验结果进行计算，得到相应的堵漏浆液测 试参数表 4。交互作用极差分析结果见表 5。 表 4交互作用试验结果 Table 4Test results of interactions 试验号 性能指标 相对密度失水量/mLηp/mPasηa/mPasτd/Paτ初/Paτ终/Pa 10.989.544506.125.010.0 21.037.2486012.247.012.0 30.958.1486012.245.510.5 40.967.9405010.207.512.5 50.981048557.145.011.0 61.059.865705.106.510.5 71.049.0607515.307.012.5 81.027.0496313.777.513.0 表 5交互作用极差分析 Table 5Range analysis of interaction 指标 ABA 与 B 交互CA 与 C 交互B 与 C 交互DA 与 D 交互 B 与 D 交互 C 与 D 交互 性能极差 相对密度 K10.9801.0101.0180.9881.0000.9851.0080.9851.0001.018 K21.0220.9930.9851.0151.0021.0180.9951.0181.0020.985 R0.0420.0170.0330.0270.0020.0330.0130.0330.0020.033 失水量 K18.1759.1258.1759.1508.6008.6009.0508.6008.6008.175 K28.9508.0008.9507.9758.5258.5258.0758.5258.5258.950 R0.7751.1250.7751.1750.0750.0750.9750.0750.0750.775 塑性黏度 K145.00051.25050.25050.00051.50045.25052.25045.25051.50050.250 K255.50049.25050.25050.50049.00055.2508.25055.25049.00050.250 R10.5002.0000.0000.5002.50010.0004.00010.0002.5000.000 表观黏度 K155.00058.75061.87560.00060.62554.37561.25054.37560.62561.875 K265.62561.87558.75060.62560.00066.25059.37566.25060.00058.750 R10.6253.1253.1250.6250.62511.8751.87511.8750.6253.125 动切力 K110.2007.65011.85710.2009.3089.3089.1809.3089.30811.857 K210.32812.8778.67010.32811.22011.22011.34811.22011.2208.670 R0.1285.2273.1870.1281.9121.9122.1681.9121.9123.187 注K1为第一水平均值，K2为第二水平均值，R|K1–K2|。 交互作用试验数据分析得到如下结果，浆液相 对密度和塑性黏度受 PHP 的影响最大，失水量受水 玻璃的影响最大，801 堵漏剂和水玻璃的交互作用、 PHP 和植物胶的交互作用对表观黏度影响最大， PHP 对表观黏度的影响作用也不可忽视。总体上交 互作用试验结果与正交试验结果相差不大，说明浆 液配制可以不考虑因素之间的交互作用。 3堵漏浆液最优配方的确定与堵漏浆液流变方程 3.1堵漏浆液的最优配方确定 根据以上极差分析和方差分析可知， 相对密度、 塑性黏度、表观黏度受 PHP 影响最大，失水量受水 玻璃影响最大，动切力受 801 堵漏剂影响最大。根 据研究区井田堵漏浆液性能参数的要求，在保证可 泵性的作用下，选用较大的黏度、较小的失水量及 较大的相对密度，确定最终的最优配方质量比为， ChaoXing 204煤田地质与勘探第 46 卷 PHP︰801 堵漏剂︰水玻璃︰植物胶1︰8︰4︰2。 3.2堵漏浆液流变性 最优配方堵漏浆液的剪切应力与剪切速率关系 见图 4，该堵漏浆液流变曲线与幂律流体流变图较 接近。流动开始后，随着剪切速率的增加，流体逐 渐变稀， 但剪切应力和剪切速率之间不是直线关系， 由此初步判断该堵漏浆液为非牛顿流体。 图 4堵漏浆液实测流变曲线 Fig.4Rheology curve of plugging slurry 流变方程的选择原则以实验浆液的剪切速率 与剪切应力对 2 个模型的吻合程度为准，采用线性 比较法F 比值法，F 值用旋转黏度计的读数计算， 具体公式见式1。 200100 300200 F      1 当0.50.03F 时，选用宾汉流变模型，反之则应 选用幂律流变模型，试验中θ300150；θ200105； θ10066，则 F105–66/150–1050.867，因此，应 该选择幂律流变模型。 幂律模型流变参数的计算公式为式2。 300 100 300 2.092lg 0.511 511n n K              2 式中 θ300为六速旋转黏度计 300 转读数；θ200为六 速旋转黏度计 100 转读数；n 为流性指数无因次； K 为稠度系数，Pas。 将黏度计不同转速读数代入式2计算可知 n 0.75, K 0.71。因此，按照幂律型流体基本流变方 程[13]， 得出所研究矿区钻孔堵漏浆液的流变方程为 τ0.71 γ0.75，表观黏度ηa τ / γ K γ n-10.71 γ-0.25γ 为剪切速率。 4堵漏浆液堵漏性能测试与钻孔堵漏工程实践 4.1优化后堵漏浆液的堵漏性能评价 采用静态缝隙试验和反排压力试验，模拟研究 区使用堵漏浆液后的实际堵漏效果，检测堵漏结构 强度。试验装置见图 5，优化后堵漏测试效果见表 6。试验中采用的堵漏浆液体积为 4 000 mL，压差 为 0.8 MPa。 由表 6 可见，优化后浆液的堵漏效果明显，并 可以得出以下规律 图 5QD 堵漏仪 Fig.5QD plugging device a. 随着缝宽的增大，反排压力随之减小。 b. 在一定缝宽范围内，反排压力大于压差，超 过该范围，反排压力小于压差。 c. 优化后堵漏浆液堵漏效果较好，此堵漏浆 液可以应用于研究区钻孔的实际工程实践中进行 检验。 表 6优化后堵漏浆液堵漏效果室内测试 Table 6Test on plugging effect of plugging slurry after optimization 缝宽/mm 漏失量/mL 反排压力/MPa 102.4 202.1 301.8 401.4 501.1 36全径环50.6 4.2堵漏工程实践 在山西某井田钻井工程中， ZH87 号钻孔在孔深 479.95 m 处泥浆循环压力突然降低至 0.2 MPa，全 ChaoXing 第 5 期赵伟光等 煤层气钻孔化学堵漏浆液的配制与试验205 漏失不返水。 首先采取的处理方法是灌注水泥浆液， 但没有堵漏效果。而后采用质量比为 PHP︰801 堵 漏剂︰水玻璃︰植物胶1︰8︰4︰2 的配方进行堵 漏，在孔深 496.3 m 处返水趋于正常，泥浆消耗减 小， 随后继续钻进， 泥浆消耗正常， 堵漏成功。 ZH90 号钻孔终孔深度 600 m，在孔深 249258 m 间共发 生 2 次严重漏失问题，采用了本次研究得到的最优配 方堵漏浆液，堵漏时间分别为 36 h 和 40 h，成功封堵 两段漏失层。ZH 82 号钻孔终孔深度 718.39 m和 ZH63 号钻孔终孔深度 600.4 m等钻孔均不出现了 多次漏失，最多漏失 9 次，采用分时泵入最优配方 堵漏浆液，达到了堵漏目的。最优配方堵漏浆液可 以初步解决山西某矿区煤层气钻井漏失问题。 5结 论 a. 确定浆液的最终质量配比为，PHP︰801 堵 漏剂︰水玻璃︰植物胶1︰8︰4︰2， 且最优配方的 堵漏浆液属于幂律流体，具有剪切稀释性。 b. PHP 对相对密度、塑性黏度、表观黏度影响 最大，对失水量有一定的影响。PHP、801 堵漏剂、 植物胶对动切力的影响高度显著。水玻璃对失水量 影响最大。各因素之间不存在交互作用，即现场配 制堵漏浆液时无需考虑堵漏材料之间的相互作用。 c. 最优配方的堵漏浆液在山西某矿区煤层气 钻孔堵漏工程实践中堵漏效果显著。 参考文献 [1] 黄维安，邱正松，杨力，等. 煤层气钻井井壁失稳机理及 防塌 钻井液技术[J]. 煤田地质与勘探，2013，412 37–41. HUANG Wei’an，QIU Zhengsong，YANG Li，et al. Instability mechanismofsidewallandanti-sloughingdrillingfluid technique for coalbed methane well drilling[J]. Coal Geology Exploration，2013，41237–41. [2] 刘延强， 徐同台， 杨振杰， 等. 国内外防漏堵漏技术新进展[J]. 钻井液与完井液，2010，27680–84. LIU Yanqiang，XU Tongtai，YANG Zhenjie，et al. Recent progress on preventing and treating lost circulation domestic and overseas[J]. Drilling Fluid Completion Fluid，2010，276 80–84. [3] 张希文，李爽，张洁，等. 钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术研 究进展[J]. 钻井液与完井液，2009，26674–76. ZHANG Xiwen，LI Shuang，ZHANG Jie，et al. Research progress on lost circulation materials and lost circulation control technology[J]. Drilling Fluid Completion Fluid，2009，266 74–76. [4] 蒋硕忠. 我国化学灌浆技术发展与展望[J]. 长江科学院院报， 2003，20525–27. JIANG Shuozhong. 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