本发明涉及一种适用于天然气井修井作业用压井液，具体地说涉及一种天然气井用绒囊压井液。
背景技术：
目前，多数天然气井修井作业过程中面临地层漏失量大、无法提供安全井筒完成起下管柱、打捞落物等问题。天然气井传统的修井作业用压井液以清水为主，不具备漏失控制能力，面对低压气层，漏失严重，无法顺利压井，部分低压天然气井清水压井液漏失量可达到1000m3。大量清水漏失进入地层易造成水锁、水相圈闭等储层伤害，导致修井作业后气层产能恢复效果不佳，增加作业成本。
为解决天然气井修井作业过程中漏失控制难题，研究人员从压井作业过程中防漏堵漏环节引入封堵手段，采用包括凝胶、树脂等堵剂，这一类堵剂进入天然气储层后形成固态或者近固态暂堵结构，有效暂堵地层气体通道，实现安全压井。但地层中固态或近固态暂堵结构降解困难，修井作业后地层气体流动通道难以恢复，气井产量恢复困难。
现有封堵手段中，以泡沫、微泡为代表的无固相堵剂能够提供一定的地层暂堵效果。但无论是泡沫还是微泡，自身结构稳定性较差，尤其在高温、高压以及高矿化度环境中，暂堵效果难以满足整个修井作业过程中稳定性要求。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种适用于小于等于120℃的温度环境，能够有效调节绒囊压井液密度，具有较强的抗盐、抗钙能力，可有效暂堵地层气体通道，实现安全压井，尤其是在高温、高压以及高矿化度环境中暂堵效果也能满足修井作业过程中稳定性要求，且无毒无害，安全环保的天然气井用绒囊压井液。
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.6—1.2，十二酰异丙醇胺的重量份为1.8—3.6，聚乙二醇200的重量份为0.6—1.2，羧甲基淀粉的重量份为10—15，羟乙基淀粉的重量份为4—6，羟丙基淀粉的重量份为4—6，石油级羧甲基纤维素钠重量份为2.5—5.0，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为1.5—3.0，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.0—1.5，工业用氯化钾重量份为1.0—1.5；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，即得到天然气井用绒囊压井液。
优选地，所述十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.7—1.1，十二酰异丙醇胺的重量份为2.0—3.4，聚乙二醇200的重量份为0.7—1.1，羧甲基淀粉的重量份为10.5—14.5，羟乙基淀粉的重量份为4.2—5.8，羟丙基淀粉的重量份为4.2—5.8，石油级羧甲基纤维素钠重量份为2.8—4.6，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为1.8—2.8，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.1—1.4，工业用氯化钾重量份为1.1—1.4。
优选地，所述十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.8—1.05，十二酰异丙醇胺的重量份为2.4—3.0，聚乙二醇200的重量份为0.75—1.05，羧甲基淀粉的重量份为11.0—14.0，羟乙基淀粉的重量份为4.6—5.2，羟丙基淀粉的重量份为4.6—5.2，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.2—4.0，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为2.0—2.6，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.15—1.35，工业用氯化钾重量份为1.15—1.35。
优选地，所述十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.9—1.0，十二酰异丙醇胺的重量份为2.6—2.8，聚乙二醇200的重量份为0.85—1.0，羧甲基淀粉的重量份为12.0—13.0，羟乙基淀粉的重量份为4.8—5.0，羟丙基淀粉的重量份为4.8—5.0，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.4—3.8，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为2.2—2.4，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.2—1.3，工业用氯化钾重量份为1.2—1.3。
优选地，所述十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.95，十二酰异丙醇胺的重量份为2.7，聚乙二醇200的重量份为0.9，羧甲基淀粉的重量份为12.5，羟乙基淀粉的重量份为4.9，羟丙基淀粉的重量份为4.9，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.6，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为2.3，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.25，工业用氯化钾重量份为1.25。
本发明的天然气井用绒囊压井液，采用本发明独有的工艺和组分，其由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.6—1.2，十二酰异丙醇胺的重量份为1.8—3.6，聚乙二醇200的重量份为0.6—1.2，羧甲基淀粉的重量份为10—15，羟乙基淀粉的重量份为4—6，羟丙基淀粉的重量份为4—6，石油级羧甲基纤维素钠重量份为2.5—5.0，高分子量的聚丙烯酰胺重量份为1.5—3.0，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.0—1.5，工业用氯化钾重量份为1.0—1.5。实验表明，本发明的天然气井用绒囊压井液，配制过程通过降低气液表面张力，使空气随搅拌进入液相，自然造泡，形成绒囊结构，具有不须附加设备即能快速配制形成的优点。其形成的暂堵结构能够有效暂堵地层通道，且自动降解，实现修井作业后地层气体流动通道快速打开，气井产量恢复效果非常理想，尤其在高温、高压以及高矿化度环境中，也能实现上述有益效果。其解决了现有技术中修井作业后地层气体流动通道难以恢复、导致气井产量恢复困难的问题。因此，本发明的天然气井用绒囊压井液具有突出的实质性特点和显著的进步。
综上，本发明的天然气井用绒囊压井液，具有适用于小于等于120℃的温度环境，能够有效调节绒囊压井液密度，具有较强的抗盐、抗钙能力，以满足接触地层水时仍然具有较好地稳定性能，可有效暂堵地层气体通道，实现安全压井，尤其是在高温、高压以及高矿化度环境中暂堵效果也能满足修井作业过程中稳定性要求，且无毒无害，安全环保等优点。
具体实施方式
下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的具体操作过程，但本发明并不因此而受到任何限制。
实施例1
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.6—1.2，十二酰异丙醇胺的重量份为1.8—3.6，聚乙二醇200的重量份为0.6—1.2，羧甲基淀粉的重量份为10—15，羟乙基淀粉的重量份为4—6，羟丙基淀粉的重量份为4—6，石油级羧甲基纤维素钠重量份为2.5—5.0，高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)重量份为1.5—3.0，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.0—1.5，工业用氯化钾重量份为1.0—1.5；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，通过微调成分让所得到的流变性能满足表观粘度350—65mPa·s，动塑比1.00—1.5Pa/(mPa·s)，即得到天然气井用绒囊压井液。
实施例2
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.7—1.1，十二酰异丙醇胺的重量份为2.0—3.4，聚乙二醇200的重量份为0.7—1.1，羧甲基淀粉的重量份为10.5—14.5，羟乙基淀粉的重量份为4.2—5.8，羟丙基淀粉的重量份为4.2—5.8，石油级羧甲基纤维素钠重量份为2.8—4.6，高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)重量份为1.8—2.8，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.1—1.4，工业用氯化钾重量份为1.1—1.4；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，通过微调成分让所得到的流变性能满足表观粘度350—65mPa·s，动塑比1.00—1.5Pa/(mPa·s)，即得到天然气井用绒囊压井液。
实施例3
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.8—1.05，十二酰异丙醇胺的重量份为2.4—3.0，聚乙二醇200的重量份为0.75—1.05，羧甲基淀粉的重量份为11.0—14.0，羟乙基淀粉的重量份为4.6—5.2，羟丙基淀粉的重量份为4.6—5.2，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.2—4.0，高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)重量份为2.0—2.6，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.15—1.35，工业用氯化钾重量份为1.15—1.35；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，通过微调成分让所得到的流变性能满足表观粘度350—65mPa·s，动塑比1.00—1.5Pa/(mPa·s)，即得到天然气井用绒囊压井液。
实施例4
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.9—1.0，十二酰异丙醇胺的重量份为2.6—2.8，聚乙二醇200的重量份为0.85—1.0，羧甲基淀粉的重量份为12.0—13.0，羟乙基淀粉的重量份为4.8—5.0，羟丙基淀粉的重量份为4.8—5.0，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.4—3.8，高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)重量份为2.2—2.4，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.2—1.3，工业用氯化钾重量份为1.2—1.3；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，通过微调成分让所得到的流变性能满足表观粘度350—65mPa·s，动塑比1.00—1.5Pa/(mPa·s)，即得到天然气井用绒囊压井液。
实施例5
本发明的天然气井用绒囊压井液，所述天然气井用绒囊压井液由水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾构成，所述水的重量份为1000，十二烷基苯磺酸钠的重量份为0.95，十二酰异丙醇胺的重量份为2.7，聚乙二醇200的重量份为0.9，羧甲基淀粉的重量份为12.5，羟乙基淀粉的重量份为4.9，羟丙基淀粉的重量份为4.9，石油级羧甲基纤维素钠重量份为3.6，高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)重量份为2.3，交联聚乙烯吡咯烷酮重量份为1.25，工业用氯化钾重量份为1.25；
向重量份为1000的水中加入上述重量份的羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、高分子量的聚丙烯酰胺(分子量>700万)、交联聚乙烯吡咯烷酮和工业用氯化钾，加入完成后，搅拌20—30min，再加入上述重量份的十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺和聚乙二醇200，继续搅拌20—30min，通过微调成分让所得到的流变性能满足表观粘度350—65mPa·s，动塑比1.00—1.5Pa/(mPa·s)，即得到天然气井用绒囊压井液。
实施例7
各成分质量比例为：清水、十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200、羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉、石油级羧甲基纤维素钠、聚丙烯酰胺(相对分子量1000万)、交联聚乙烯吡咯烷酮、工业用氯化钾＝1000：1.0：2.0：0.8：12：5：5：3：2：1：1。
2、评价实施例7配制天然气井修井用绒囊压井液表观粘度和动塑比。
利用所测6速和切力数据，依据宾汉模型，计算出该流体表观粘度和动塑比如表1所示。
表观粘度μa＝0.5(θ600)；塑性粘度μp＝(θ600-θ300)；
动切力τ0＝0.511(θ300-μp)；动塑比为τ0/μp。
表1实施例7所配制天然气井修井用绒囊压井液表观黏度和动塑比
可见，室内搅拌条件下通过控制处理剂加量，所配制天然气井修井用绒囊压井液表观黏度大于35mPa·s，动塑比超过1.0Pa/mPa·s，达到性能设计范围，配制工艺简单易操作，满足现场修井作业压井施工要求。
3、评价实施例7所配天然气井用绒囊压井液暂堵地层能力突出。
所用砂岩柱塞尺寸为25mm×70mm，中间制作宽21mm、高2mm、长70mm贯穿型裂缝。以清水在0.5mL/min稳定流速下正向注入岩心柱塞，记录出口液体稳定流出时柱塞入口压力。再用绒囊压井液以0.5mL/min稳定流速下正向注入岩心柱塞，至柱塞入口压力达到20MPa时停止驱替。最后，使用清水在0.5mL/min稳定流速下正向注入岩心柱塞，记录60min后柱塞入口压力。对比绒囊压井液封堵前后清水注入压力变化，实验结果如表2所示。
表2室内绒囊压井液封堵前后柱塞入口压力数据
根据表2中数据，绒囊压井液有效提高含裂缝结构地层承压能力，表明绒囊压井液暂堵地层能力突出。
4、评价实施例7所配天然气井用绒囊压井液储层伤害性能
所用致密砂岩柱塞尺寸为38mm×70mm。参照国家标准SY/T5336-1996，设置驱压为2MPa，围压为2.5MPa。分别用标准盐水测定岩心原始渗透率、该绒囊压井液污染后渗透率，实验结果如表3所示。
表3室内致密砂岩柱塞渗透率数据
从表3中可以看出，绒囊压井液污染前后储层气体流动能力恢复效果理想，满足现场修井作业结束后，地层气体产量恢复快速的要求。
本发明的天然气井修井用绒囊压井液，具有地层暂堵能力强、自动降解加快气层产能恢复速度、现场配制简单、安全环保等特点，有效克服天然气修井作业过程中压井液漏失量大、修井作业后产能恢复效果差等问题。
本发明的天然气井用绒囊压井液中的含绒囊结构的封堵材料可按油气储集渗透空间变形或改变性能，最大限度地占据储层储集和渗透空间或形成黏膜层，封堵大小不同的地层漏失通道。
本发明的天然气井用绒囊压井液能够降低气液表面张力，使空气随搅拌进入液相，自然造泡，形成绒囊结构中心的气胆结构，其具有不须附加设备即能实现无固相密度低、控制漏失等优点，其形成的暂堵结构能够自动降解，实现修井作业后地层气体流动通道快速打开，气井产量恢复效果非常理想，尤其在高温、高压以及高矿化度环境中，也能实现上述有益效果。其解决了现有技术中修井作业后地层气体流动通道难以恢复、导致气井产量恢复困难的问题。
本发明的天然气井用绒囊压井液具有用量小、形成的绒囊囊胆强度大的特点，能够有效调节绒囊压井液密度，能有效暂堵地层气体通道，实现安全压井，还具有较强的抗盐、抗钙能力，且该剂安全环保，适用于小于等于120℃的温度环境。
本发明的天然气井用绒囊压井液能够降低气液表面张力，包裹随机械作用进入体相内气体，能够有效在绒囊体系中充分形成囊胆。
本发明的天然气井用绒囊压井液在120℃条件下绒囊囊胆结构稳定，无毒无害，安全环保，为环境可接受型处理剂。