本发明涉及天然气井修井技术领域，特别是天然气井修井过程压井作业工艺。
背景技术：
天然气井经过长周期生产后，需要通过修井作业实现更换管柱、打捞落物等措施。此时，天然气地层往往具有压力系数低、前期压裂、酸化后地层人工裂缝保持开启等特点。常规清水压井液进入井筒后漏失严重，井筒含气状态下且保持高压条件下，无法顺利开展更换管柱、打捞落物等修井工序。为此，天然气井修井作业过程中必须稳定暂堵或隔离地层，实施安全压井。
目前实施天然气井压井作业常用方法为使用具有暂堵性能的压井液体系，以凝胶、树脂等为代表的暂堵型压井液进入天然气储层后，暂堵地层漏失通道，提供安全作业井筒环境。但类似压井液不具备足够的内部结构力，在高压气体环境中无法稳定注入，为此，需要在井筒压力较小甚至无压力状态下保证压井液注入效果，达到安全压井的目标。实际大部分天然气气井井口压力较高，部分储气库天然气井井口压力超过20mpa，气井压井作业前自然降压过程较长，导致修井作业周期延长，大幅度提高作业成本。同时，天然气井井口压力下降幅度过大，地层产量衰减程度过高，修井作业后地层气体能量恢复缓慢，不利于气井作业后产能快速恢复。天然气井降压压井工艺的缺陷限制着气井高效修井作业模式的实现。
实现天然气井不降压压井，首先要保证使用压井液具有良好的内部结构力，能够在连续泵入条件下将井筒内高压气体压入地层，并抑制井底高压气体上窜，保证井筒中形成连续稳定液柱。其次，压井液应具有良好的暂堵强度及暂堵适用性，进入地层后能够有效暂堵地层不同尺度通道，并隔离地层与井筒空间，控制后续起下管柱、打捞落物等常规修井措施开展时井筒内液面稳定，漏失速度处于较低水平，且井口无气体溢出。
天然气井修井用绒囊压井液是一种依托于模糊封堵理论形成的无固相压井液体系，流体直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个绒囊结构在漏失通道中堆积后分解漏失压力，隔离地层大尺寸漏失通道；通过单个绒囊结构在漏失通道中拉抻后消耗漏失压力，隔离地层中等尺寸通道；通过单个绒囊结构填塞漏失通道后支撑漏失压力，隔离地层小尺寸通道。同时，绒囊压井液具有良好的内部结构力，能够在井筒高压气体存在的条件下，利用流体泵将气体顺利挤入地层，并有效控制井底气体上窜，提供稳定液柱，满足天然气井不降压压井工艺需求。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种有效避免常规天然气井修井作业中井口放压导致施工周期延长、后续地层气体产能恢复缓慢的问题，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井绒囊压井液不降压压井工艺。
本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，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；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
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；
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；
b、加入完成后，搅拌35—50min，搅拌时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；
所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；
c、在保持天然气井井口压力不下降的条件下，利用流体泵以5—20m3/h的泵速将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒，至井口见液，实施安全压井。
优选地，所述天然气井修井用绒囊压井液的密度为0.80—0.90g/cm3，表观粘度为40—70mpa·s，动塑比为0.9—1.5pa/(mpa·s)。
优选地，所述步骤c中是利用流体泵以10—15m3/h的泵速连续将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒。
优选地，所述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
优选地，所述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，采用本发明独有的工艺和组分，其首先是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25—35min，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，绒囊结构的中心由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；筛分得到的天然气绒囊压井液，保留其中的直径分布在10—600μm之间的绒囊结构，得到天然气井修井用绒囊压井液，利用天然气井修井用绒囊压井液中直径10—600μm随机分布的高强度绒囊结构，进入地层不同尺度漏失通道中，通过多个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，通过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，通过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。实验表明，利用本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，有效避免了常规天然气井修井作业中井口放压导致施工周期延长、后续地层气体产能恢复缓慢的问题，可有效解决天然气修井作业过程中地层漏失严重、压井困难的问题，并且其具有良好的自降解性，能够保证修井作业完成后地层产量快速恢复，其效果非常突出、显著。因此，本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺具有突出的实质性特点和显著的进步。
综上，本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，具有地层暂堵效果好、不同类型漏失地层适用性突出等特点，有效避免常规天然气井修井作业中井口放压导致施工周期延长、后续地层气体产能恢复缓慢的问题，有效克服了天然气井修井作业中压井液漏失量大、堵剂与地层匹配性差等问题，具有现场施工过程简单且安全环保等优点。
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。
具体实施例
实施例1
天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，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；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
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；
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；
b、加入完成后，搅拌35—50min，搅拌时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；
所述绒囊结构的中心会形成由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜；
c、在保持天然气井井口压力不下降的条件下，利用流体泵以5—20m3/h的泵速将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒，至井口见液，实施安全压井。
上述天然气井修井用绒囊压井液的密度为0.80—0.90g/cm3，表观粘度为40—70mpa·s，动塑比为0.9—1.5pa/(mpa·s)。
上述步骤c中是利用流体泵以10—15m3/h的泵速连续将天然气井修井用绒囊压井液泵入井筒。
作为本发明的进一步改进，上述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.2—4.0重量份的囊绒剂、8.6—12重量份的囊质剂和3.4—4.2重量份的囊胆剂。
作为本发明的进一步改进，上述步骤a中是在1000重量份的清水中依次加入3.8—3.9重量份的囊绒剂、9.0—10重量份的囊质剂和3.8—4.0重量份的囊胆剂。
本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，在保持天然气井井口压力不下降的条件下，配制密度0.80—0.90g/cm3、表观黏度40—70mpa·s、动塑比0.90—1.50pa/mpa·s的天然气井修井用绒囊压井液，利用流体泵以5—20m3/h泵速直接向井筒内泵入井筒容积0.1—2.0倍的绒囊压井液，控制井口压力下降为0且井口见液，实现井口不降压条件下压井作业。
本发明的天然气井绒囊压井液不降压压井工艺，其实施步骤如下：
(1)制造天然气绒囊压井液，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重量份的囊绒剂；
所述囊绒剂由4—6重量份的石油级羧甲基纤维素钠、3—4重量份的高分子量的聚丙烯酰胺(分子量大于等于1000万)、1—2重量份的交联聚乙烯吡咯烷酮、1—2重量份的工业用氯化钾混合制成；
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；
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。
(2)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；
所述绒囊结构的中心由薄膜包裹的空气构成气核，气核的外面包裹有内囊层，内囊层的外面包裹有内囊层薄膜，内囊层薄膜的外面包裹有外囊层，外囊层的外面包裹有外囊层薄膜，外囊层与多个绒毛的里端固定相连，多个绒毛分别向外延伸穿过外囊层薄膜。
(3)在保持天然气井井口压力不下降的条件下，利用流体泵以5—20m3/h泵速将体积为井筒容积0.1—2.0倍的天然气井修井用绒囊压井液直接泵入井筒，控制井口压力下降为0且井口见液，实施安全压井。
(4)绒囊压井液为天然气井修井用绒囊压井液，其性能同时满足：密度0.80—0.90g/cm3，表观粘度40—70mpa·s，动塑比0.9—1.5pa/(mpa·s)。
(5)泵入绒囊压井液后天然气井井口下降为0且井口见液，天然气井压井成功。
施工实施例1
天然气井x1井位于鄂尔多斯盆地西部，地层压力系数仅0.81，属于低压天然气井。长期生产后井下油管腐蚀严重，需要压井后完成更换管柱作业。考虑井口油套压力均为12.5mpa，常规降压压井施工周期较长、修井作业后产能恢复缓慢，使用天然气修井用绒囊压井液完成不放压压井工艺应用。
计算x1井井筒容62m3，现场配制天然气井修井用绒囊压井液90m3，性能指标见表1。
表1现场配制绒囊压井液性能参数
保持x1井井口压力不变条件下，现场利用700型泵车以10—15m3/h泵速连续泵入绒囊压井液72m3后，x1井口压力下降为0且井口见液。后续更换管柱连续作业14天内，井口压力始终为0，压井成功。
施工实施例2
天然气井x2井位于鄂尔多斯盆地西部，地层压力系数仅0.72，属于低压天然气井。长期生产后需下入仪器测量井下套管腐蚀情况。考虑井口油套压力分别为20.1mpa、20.6mpa，常规降压压井施工周期长、修井作业后产能恢复缓慢，使用天然气井用绒囊压井液完成不放压压井作业。
计算x2井井筒容58m3，现场配制绒囊压井液80m3，性能指标见表2。
表2现场配制绒囊压井液性能参数
保持x2井井口压力不变条件下，现场利用700型泵车以10—12m3/h泵速连续泵入绒囊压井液67m3后，x2井井口压力下降为0且井口见液。后续管柱测试作业12天内，井口压力始终为0，压井成功。