本发明属于石油钻井技术领域，具体的说，涉及一种修井液及其制备方法。
背景技术：
目前，各大油田均已进入开发中后期，大部分油井、油层能量亏损严重，漏失井、漏失层相应增多，压力系数急速下降。当油气井出现异常或停产时，必须进行修井，更换或优化生产管柱，使油气井恢复生产。目前低压井修作业常采用油基修井液和泡沫修井液。油基修井液虽然密度低，油层保护效果好，但是成本高，对环境污染严重。常规泡沫修井液在井下没有足够的稳定性来阻止液体的漏失，并且在油管移动时其液膜修复能力弱，在高温高矿化度水中会很快失水收缩，抗温能力差。为了减少常规修井液对气层造成的伤害，开发新型泡沫修井液势在必行。另外，国内大量采用的是水基型修井液，其主要包括泥浆改进型的修井液、聚合物固相盐水修井液和无固相盐水修井液三类。其中泥浆改进型的修井液因为固相含量高，对地层伤害相对大，近几年来使用较少。聚合物固相盐水修井液的优点是进入地层的滤失少，带砂性能好，但对既有裂缝又有孔隙、构造非均质的低孔低渗地层，固相伤害大，水锁伤害严重，不容易返排。因此有必要研究出一种稳定强较强的修井液，具有较强的抗温抗压能力，而且本身不存在固相成分，没有堵塞井下工具的风险，而且还具有较好的返排解堵能力和油层保护效果。
技术实现要素：
本发明的目的是：提供一种修井液，该修井液具有密度低、泡沫稳定，防漏失作用，能够解决常规修井液稳定性差，抗温抗盐能力差，对产能低、漏失大的低压气层所带来的排液困难，地层伤害严重，产能难以恢复等问题。
本发明的第二个目的是提供一种修井液的制备方法。
为解决上述技术问题，本发明的技术方案是：
一种修井液，包括以下质量配比的组份：
其中，淀粉基增稠剂作为增稠剂、稳定剂、黏结剂，在油井作业过程中作为泥浆稳定剂、保水剂，起到降低失水量，提高粘土颗粒的聚结稳定性的作用，增加修井液的稳定性；海藻酸丙二醇酯起到的是增稠、稳定、乳化剂的作用；十二烷基硫酸钠作为起泡剂使用；羧甲基纤维素钠为泥浆稳定剂、保水剂；硫脲做抗氧化剂；氯化钾作为防膨剂，甲酸钠为防腐剂、加重剂和抑制剂；
可得然胶分散液从55℃加热到65℃后再冷却到40℃以下时，形成热可逆性的低度胶。把低度胶再加热到60℃时，就能回复到原有的分散液状态。当把可得然胶分散液加热到80℃时，形成坚实的热不可逆性的高度胶。应用到原油开采上，此特性决定了其在增粘、增稠、抗盐及抗污染能力几方面远比其它聚合物优越。对加快钻井速度、防止油井坍塌、保护油气田、防止井喷和大幅度提高采油率等都有明显的作用。将可得然胶用于修井液，可明显提高修井液的抗温抗盐能力。
优选的，所述的修井液包括以下质量配比的组份：
优选的，所述的淀粉基增稠剂包括乙酰化二酸双淀粉、磷酸酯双淀粉、酸处理淀粉、氧化淀粉、氧化羟丙基淀粉、羧甲基淀粉钠的一种或几种。
一种修井液的制备方法，包括以下步骤：
a.在容器中加入质量比为90～100份的清水，随后加入质量比为1.0～1.6份的淀粉基增稠剂，搅拌5～8分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.4～0.8份的可得然胶并搅拌10～15分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至65℃～68℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.2～0.6份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.2～0.4份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.2～0.6份的羧甲基纤维素钠，搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.3～0.7份的硫脲、质量比为0.8～1.2份的氯化钾和质量比为0.3～0.7份的甲酸钠，搅拌4～8分钟，即可配出成品。
优选的，所述的步骤a中搅拌的转速为6000～8000rpm；步骤b和步骤c中搅拌的转速为4000～6000rpm。
由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：
1、本发明修井液具有低滤失、低粘土膨胀率、低腐蚀、水锁伤害小、密度可调整、配制方便、不会伤害地层并且可以有效地解决常规修井液对产能低、漏失大的低压气层所带来的排液困难，地层伤害严重，产能难以恢复等问题；
2、本发明修井液堵漏能力强且不含固相成分，不存在堵塞井下工具的风险，泡沫稳定，泡沫本身还具有一定的强度和韧性，具有可变形性、可压缩性，能够自匹配各种漏失通道，解决了颗粒暂堵剂与地层非均质性匹配难的问题，弥补了暂堵剂在使用中存在的缺陷；
3、本发明修井液具有较好的油层保护性能，以及良好的返排能力，便于作业完毕后及时返排井内液体；
4、本发明将可得然胶用于修井液，可明显提高修井液的抗温抗盐能力
5、本发明原料来源广泛，成本低，配制方便，施工容易。
总之，本发明具有密度低、泡沫稳定，防漏失作用，能够解决常规修井液稳定性差，抗温抗盐能力差，对产能低、漏失大的低压气层所带来的排液困难，地层伤害严重，产能难以恢复等问题。
具体实施方式
下面结合实施例，进一步阐述本发明。
原材料来源：均为市场上可销售产品，其中各原材料质量要求为：可得然胶为化学纯；硫脲为分析纯；其它原材料均为工业纯。
修井液的密度是决定其性能的关键因素，密度的高低直接影响滤失量的大小，最终决定修井能否成功，估以影响因子最大的密度作为性能评价标准。
实施例一修井液的制备之一：
a.在容器中加入质量比为90份的清水，随后加入质量比为1.6份的羧甲基淀粉钠，并以8000rpm的转速搅拌8分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.8份的可得然胶并以8000rpm的转速搅拌15分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至68℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.6份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.2份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.6份的羧甲基纤维素钠，并以6000rpm的转速搅拌15分钟；最后依次加入质量比为0.3份的硫脲、质量比为1.2份的氯化钾和质量比为0.7份的甲酸钠，并以6000rpm的转速搅拌8分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.756g/cm3，表观粘度为：81.3mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.696g/cm3，表观粘度为：74.1mpa·s，密度变化率为：-8.80％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例二修井液的制备之二
a.在容器中加入质量比为100份的清水，随后加入质量比为1.0份的氧化羟丙基淀粉，并以8000rpm的转速搅拌5分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.4的可得然胶，并以6000rpm的转速搅拌10分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至65℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.2份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.4份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.2份的羧甲基纤维素钠，并以4000rpm的转速搅拌10分钟；最后依次加入质量比为0.7份的硫脲、质量比为0.8份的氯化钾和质量比为0.3份的甲酸钠，并以4000rpm的转速搅拌4分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.763g/cm3，表观粘度为：83.7mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.698g/cm3，表观粘度为：74.4mpa·s，密度变化率为：-8.52％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例三修井液的制备之三
a.在容器中加入质量比为95份的清水，随后加入质量比为1.3份的乙酰化二酸双淀粉，并以7000rpm的转速搅拌7分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.6份的可得然胶，并以7000rpm的转速搅拌13分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至66℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.4份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.3份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.3份的羧甲基纤维素钠，并以5000rpm的转速搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.5份的硫脲、质量比为1.0份的氯化钾和质量比为0.5份的甲酸钠，并以5000rpm的转速搅拌6分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.771g/cm3，表观粘度为：83.8mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.709g/cm3，表观粘度为：74.4mpa·s，密度变化率为：-7.91％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例四修井液的制备之四
a.在容器中加入质量比为95份的清水，随后加入质量比为1.3份的磷酸酯双淀粉，并以7000rpm的转速搅拌7分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.6份的可得然胶，并以7000rpm的转速搅拌13分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至66℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.4份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.3份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.3份的羧甲基纤维素钠，并以5000rpm的转速搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.5份的硫脲、质量比为1.0份的氯化钾和质量比为0.5份的甲酸钠，并以5000rpm的转速搅拌6分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.735g/cm3，表观粘度为：80.2mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.662g/cm3，表观粘度为：71.7mpa·s，密度变化率为：-9.93％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例五修井液的制备之五
a.在容器中加入质量比为95份的清水，随后加入质量比为1.3份的磷酸酯双淀粉、酸处理淀粉和氧化淀粉(其质量比为1:0.6:0.4)，并以7000rpm的转速搅拌7分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.6份的可得然胶，并以7000rpm的转速搅拌13分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至66℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.4份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.3份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.3份的羧甲基纤维素钠，并以5000rpm的转速搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.5份的硫脲、质量比为1.0份的氯化钾和质量比为0.5份的甲酸钠，并以5000rpm的转速搅拌6分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.743g/cm3，表观粘度为：81.5mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.687g/cm3，表观粘度为：75.2mpa·s，密度变化率为：-7.51％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例六修井液的制备之六
a.在容器中加入质量比为95份的清水，随后加入质量比为1.3份的氧化羟丙基淀粉和羧甲基淀粉钠(其质量比为1:1)，并以7000rpm的转速搅拌7分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.6份的可得然胶，并以7000rpm的转速搅拌13分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至66℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.4份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.3份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.3份的羧甲基纤维素钠，并以5000rpm的转速搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.5份的硫脲、质量比为1.0份的氯化钾和质量比为0.5份的甲酸钠，并以5000rpm的转速搅拌6分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.773g/cm3，表观粘度为：83.9mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.709g/cm3，表观粘度为：74.5mpa·s，密度变化率为：-8.28％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例七修井液的制备之七
a.在容器中加入质量比为95份的清水，随后加入质量比为1.3份的乙酰化二酸双淀粉、氧化羟丙基淀粉和羧甲基淀粉钠(其质量比为0.6:0.8:1)，并以7000rpm的转速搅拌7分钟；
b.在步骤a所得的溶液中缓慢加入质量比为0.6份的可得然胶，并以7000rpm的转速搅拌13分钟，添加及搅拌过程中缓慢升温至66℃，并维持此温度至反应结束；然后在继续搅拌过程中将溶液冷却至室温；
c.在步骤b所得的溶液中依次加入质量比为0.4份的海藻酸丙二醇酯、质量比为0.3份的十二烷基硫酸钠和质量比为0.3份的羧甲基纤维素钠，并以5000rpm的转速搅拌10～15分钟；最后依次加入质量比为0.5份的硫脲、质量比为1.0份的氯化钾和质量比为0.5份的甲酸钠，并以5000rpm的转速搅拌6分钟，即可配出成品。
本实施例制备的修井液配制后密度为：0.770g/cm3，表观粘度为：84.0mpa·s。将修井液在100℃下热滚24小时后，密度变为：0.711g/cm3，表观粘度为：74.7mpa·s，密度变化率为：-7.66％。
该修井液在100℃下稳定时间≥24小时，可完成修井作业。
实施例八实际应用
将以上实施例中制得的各修井液用于不同的经过长期作业已经无法建立循环抽油井进行实验，现场反循环往井内根据油井的实际情况注入不同剂量的修井液，过程中均未发生大的漏失，比较顺利的完成了作业。作业后2～3天就恢复到一定的生产水平，恢复率达到85～168％，油层保护效果显著。
应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。此外应理解，在阅读了本发明讲授的内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。