[发明专利]天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法

说明书

本发明涉及一种天然气修井用绒囊压井液内封堵隔离气层方法，其包括制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；加入完成后，搅拌35—50min，将水面空气卷入液体中，在剪切力作用下，在液体中形成绒囊结构；筛分步骤B得到的绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气修井用绒囊压井液。其目的在于提供一种地层漏失控制效果好、地层适用性广泛、安全环保，可有效解决天然气修井作业中压井液漏失量大、作业后地层产量恢复缓慢的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离气层方法。

技术领域

本发明涉及天然气修井领域，具体地说涉及一种天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法。

背景技术

天然气井修井作业过程中，地层自然发育裂缝和孔隙，以及压裂、酸化等作业后形成不同尺寸人工通道，导致压井液在井筒液柱压力作用下引发地层漏失。一旦压井液漏失进入地层，井筒内无法建立稳定液柱，修井作业难以顺利开展。同时，大量压井液漏失进入地层，易造成水锁、水相圈闭等储层伤害，伤害气井产量恢复效果。

由于修井作业面对漏失控制后地层产能恢复要求，导致常规水泥颗粒、硅酸盐等固态堵剂无法投入使用。而目前常用的化学堵剂包括凝胶、树脂等堵剂，进入天然气储层后逐渐形成固态或者近固态暂堵结构，可有效暂堵地层气体通道，实现安全压井。但暂堵后地层中残留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快速恢复，气井产量恢复速度难以满足要求。同时，不同天然气储层经过压裂、酸化等改造规模不同，自然裂缝与人工裂缝共存条件下，漏失通道尺度不同，常规封堵材料尺度匹配性较差，暂堵地层效果难以满意。

可见，实现天然气修井作业漏失控制关键在于解决三个方面问题。第一个方面，有效暂堵地层漏失通道，隔离井筒与地层。第二个方面：暂堵结构能够维持一定周期，为后续起下管柱、打捞落物等作业提供安全稳定井筒环境。第三个方面，地层中封堵结构能够自降解，保证作业后气井产量快速恢复。

绒囊压井液是针对天然气井修井作业暂堵需求开发的一种压井液体系。现场施工时，将无固相绒囊压井液泵入地层后，大量绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，封堵地层大尺寸漏失通道。单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，封堵地层中等尺寸通道。单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，封堵地层小尺寸通道。通过暂堵不同尺度漏失通道实现有效隔离地层与井筒的效果。

地层环境中绒囊暂堵结构具有一定的降解周期，能够满足7—14天修井作业期间漏失控制要求。如果修井作业周期过长，则在地层漏失速度加快后，适量从井口补充绒囊压井液，强化地层中暂堵结构，达到预期隔离地层与井筒的效果。

修井作业结束后，地层中绒囊暂堵结构自动降解，配合常规气举措施，将地层中剩余压井液及降解后形成清水快速返排至地面，解除地层与井筒间隔离效果，恢复地层气体供应通道，促使气井产量快速恢复至作业前水平。

发明内容

本发明的目的在于提供一种现场施工简单，漏失控制能力强，自动降解效果突出，可有效解决天然气井修井作业中压井液漏失量大、气井产量恢复困难的天然气绒囊压井液内封堵隔离地层方法。

本发明的天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法，其包括如下步骤：

A、制造天然气井修井用绒囊压井液，即在1000重量份的清水中依次加入2.4—4.8重量份的囊绒剂、7.2—14.4重量份的囊质剂和2.4—4.8重量份的囊胆剂；

所述囊胆剂由1—3重量份的十二烷基苯磺酸钠、5—8重量份的十二酰异丙醇胺、1—2重量份的聚乙二醇200混合制成；

所述囊质剂由4—6重量份的羧甲基淀粉、1—2重量份的羟乙基淀粉、1—2重量份的羟丙基淀粉混合制成；