本发明涉及一种适用于天然气井修井作业用压井液的处理剂，具体地说涉及一种天然气井绒囊压井液用囊质剂。
背景技术：
天然气井绒囊压井液指一种天然气井修井作业过程中用工作流体。
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。
天然气井用传统压井液，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，同时增加作业难度和作业成本。为解决天然气井修井作业过程中漏失控制难题，部分研究人员从其他作业过程中防漏堵漏环节引入封堵手段，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，修井作业完成后地层气体流动通道难以恢复，导致气井产量恢复困难。
现有封堵手段中，以泡沫、可循环微泡为代表的无固相封堵手段能够提供一定的暂堵地层效果。但无论是泡沫还是可循环微泡，自身结构稳定性较差，尤其在高温、高压、高矿化度环境中，暂堵效果难以满足整个修井作业过程稳定性要求。同时，部分泡沫体系现场配制工艺复杂，作业成本居高不下。
绒囊流体是在研究微泡体系过程中发现的一种与微泡微观结构不同的新的无固相封堵材料。这种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，封堵大小不同的漏失通道。含绒囊结构的压井液称之为绒囊压井液。绒囊压井液不仅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，地层中绒囊压井液形成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，气井产量快速恢复。
本发明中将用于在绒囊结构的气胆外形成包裹气胆的膜层的成分称为囊质剂。现有技术中用于工作液的囊质剂效果较好的其主要成分为糊化淀粉。然而这类囊质剂形成的绒囊的膜与层厚度仍比较薄、强度较低，对于有效阻止气胆内气体逸出效果不是很理想。因此，研发新的绒囊压井液囊质剂，对于增强绒囊结构强度、延长绒囊结构寿命、稳定体系中的绒囊结构具有重要意义。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种可在绒囊囊胆(气胆)外形成包裹气胆的膜层，初步形成绒囊结构，防止气胆内气体逸出，保持气胆稳定，提高绒囊强度，其所形成的绒囊的膜与层厚度大、强度高，可有效阻止气胆内气体逸出，可有效延长绒囊结构寿命、稳定体系中的绒囊结构，且无毒无害，安全环保的天然气井绒囊压井液用囊质剂。
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，所述天然气井绒囊压井液用囊质剂由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4—6，羟乙基淀粉的重量份为1—2，羟丙基淀粉的重量份为1—2。
优选地，所述羧甲基淀粉的重量份为4.2—5.8，羟乙基淀粉的重量份为1.1—1.9，羟丙基淀粉的重量份为1.1—1.9。
优选地，所述羧甲基淀粉的重量份为4.4—5.6，羟乙基淀粉的重量份为1.2—1.8，羟丙基淀粉的重量份为1.2—1.8。
优选地，所述羧甲基淀粉的重量份为4.6—5.4，羟乙基淀粉的重量份为1.3—1.7，羟丙基淀粉的重量份为1.3—1.7。
优选地，所述羧甲基淀粉的重量份为4.8—5.2，羟乙基淀粉的重量份为1.4—1.6，羟丙基淀粉的重量份为1.4—1.6。
优选地，所述羧甲基淀粉的重量份为5，羟乙基淀粉的重量份为1.5，羟丙基淀粉的重量份为1.5。
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，采用本发明独有的工艺和组分，其由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4—6，羟乙基淀粉的重量份为1—2，羟丙基淀粉的重量份为1—2。实验表明，利用本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂得到的煤层气绒囊钻井液，可在绒囊囊胆(气胆)外形成包裹气胆的膜层，初步形成绒囊结构，防止气胆内气体逸出，保持气胆稳定，提高绒囊强度，其所形成的绒囊的膜与层厚度大、强度高，可有效阻止气胆内气体逸出，可有效延长绒囊结构寿命、稳定体系中的绒囊结构，且无毒无害，安全环保，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，本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂具有突出的实质性特点和显著的进步。
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，是针对绒囊压井液体系特点而专门设计，主要用于在绒囊气胆外形成包裹气胆的膜层，初步形成绒囊结构。本发明的该囊质剂与现有技术中的囊质剂或其它具有类似作用的处理剂相比，不仅能够有效增加绒囊质厚度，还能够有效降低气胆与连续相间的表面张力，同时在气胆外形成包裹气胆的高黏层，能够有效防止气胆内气体逸出，保持气胆稳定，提高绒囊强度。并且，本发明的该囊质剂适用于天然气井修井作业，且该囊质剂无毒、无害，使用安全，为环境可接受型处理剂。
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
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4—6，羟乙基淀粉的重量份为1—2，羟丙基淀粉的重量份为1—2。
实施例2
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4.2—5.8，羟乙基淀粉的重量份为1.1—1.9，羟丙基淀粉的重量份为1.1—1.9。
实施例3
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4.4—5.6，羟乙基淀粉的重量份为1.2—1.8，羟丙基淀粉的重量份为1.2—1.8。
实施例4
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4.6—5.4，羟乙基淀粉的重量份为1.3—1.7，羟丙基淀粉的重量份为1.3—1.7。
实施例5
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为4.8—5.2，羟乙基淀粉的重量份为1.4—1.6，羟丙基淀粉的重量份为1.4—1.6。
实施例6
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂，由羧甲基淀粉、羟乙基淀粉和羟丙基淀粉混合构成，所述羧甲基淀粉的重量份为5，羟乙基淀粉的重量份为1.5，羟丙基淀粉的重量份为1.5。
上述羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉均可商购获得，可选用普通工业产品。
本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂在配制天然气井绒囊压井液时，以每百克的水计，所述绒囊工作液用囊胆剂的用量为1.8～3.0克，即在每百克的水中加入1.8～3.0g的囊胆剂，所得到的溶液pH值为8～10，表观粘度25～45mPa·s，在基液(绒囊压井液中除囊质剂外的其他组分形成的溶液)中加入囊质剂后，半衰期增加≥130min。
施工实施例1
测试基液配方：淡水400g、碳酸钠0.40g、本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂10.00g、囊绒剂4.00g(由石油级羧甲基纤维素钠、聚丙烯酰胺(分子量1000万)、交联聚乙烯吡咯烷酮、工业用氯化钾以质量份数比5：3：2：2组成)、囊胆剂2.00g(由十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200三种物质以质量份数比2：6：2简单混合组成)。各组分的质量配比为水：碳酸钠：囊质剂：囊绒剂：囊胆剂为100：0.1：2.5：1.0：0.5。
按照上述配方，在搅拌条件下，向淡水中依次加入碳酸钠、囊绒剂、囊胆剂，配制成基液，再在基液中加入囊质剂，标记为1#测试基液。其中，搅拌的速度可以控制在5000rpm左右。
施工实施例2
测试基液配方：淡水400g、碳酸钠0.40g、本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂10.00g、囊绒剂4.00g(由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、工业用氯化钾以质量份数比5：3：2：2组成，其中，羧甲基纤维素钠分子量在符合石油级标准20万～50万之间)、囊胆剂2.00g(由十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200三种物质以质量份数比2：6：2简单混合组成)。各组分的质量配比为水：碳酸钠：囊质剂：囊绒剂：囊胆剂为100：0.1：2.5：1.0：0.5。
按照上述配方，在搅拌条件下，向淡水中依次加入碳酸钠、囊绒剂、囊胆剂，配制成基液，再在基液中加入囊质剂，标记为2#测试基液。其中，搅拌的速度可以控制在5000rpm左右。
施工实施例3
测试基液配方：淡水400g、碳酸钠0.40g、本发明的天然气井绒囊压井液用囊质剂10.00g、囊绒剂4.00g(由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、工业用氯化钾以质量份数比5：3：2：2组成，其中，羧甲基纤维素钠分子量在符合石油级标准20万～50万之间)、囊胆剂2.00g(由十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺、聚乙二醇200三种物质以质量份数比2：6：2简单混合组成)。各组分的质量配比为水：碳酸钠：囊质剂：囊绒剂：囊胆剂为100：0.1：2.5：1.0：0.5。
按照上述配方，在搅拌条件下，向淡水中依次加入碳酸钠、囊绒剂、囊胆剂，配制成基液，再在基液中加入囊质剂，标记为3#测试基液。其中，搅拌的速度可以控制在5000rpm左右。
对施工实施例1、2和3的1#、2#和3#天然气井用绒囊压井液囊质剂的性能进行测试：
pH值
称取6.0g囊质剂试样，配制成3wt％蒸馏水溶液，放入容积300mL烧杯中，加蒸馏水200mL，搅拌30min至充分溶解，用洁净玻璃棒滴溶液于pH试纸上，对照标准色阶读数。
水分含量测定
2.1称取(20±0.2)g囊质剂试样，放入洁净的蒸馏瓶中，加入50mL甲苯，细心搅拌。连接接收器和冷凝管，用少许脱脂棉塞住管口，加热至沸，并控制回流速度，使冷却管斜口下滴速度为2滴/s～4滴/s。
2.2当接收器中液量不再增加时，再提高温度，加热数分钟后停止蒸馏。
2.3待液体温度降至室温且油水界面清晰后，读取水相体积的毫升数并换算成水的质量。
2.4按式(I)计算水分含量：
式中：S为水分含量，％；m1为接收器中水的质量，g；m2为试样质量，g。
2.5允许平行误差小于0.2％。
表观粘度测定
3.1仪器
采用青岛同春石油仪器有限公司ZNN-D6型旋转粘度计，该粘度计是以电动机为动力的旋转型仪器。工作液处于两个同心圆筒间的环形空间内。外筒(或称转筒)以恒速(rpm)旋转。转筒在工作液中的旋转对内筒(或称悬锤)产生扭矩，扭力弹簧阻止内筒的旋转，而与悬锤相连的表盘指示悬锤的位移。
3.2测定程序
注意：仪器最高工作温度为93℃。如要测定温度高于93℃的工作液，应使用实心的金属内筒或内部完全干燥的空心金属内筒。因为当浸入到高温工作液中时，空心内筒内部的液体可能会蒸发而引起内筒的破裂。
3.2.1测量并记录工作液的温度，以℃为单位表示。
3.2.2使用洁净量筒量取400mL蒸馏水转移至洁净搅拌杯内，在蒸馏水中加入12g囊质剂，高速搅拌机5000rpm搅拌20min。
3.2.3将搅拌均匀的样品注入到容器中，并使转筒刚好浸入至刻度线处。
3.2.4开启仪器，调节转速在600rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值。
3.3计算
按式(I)计算表观粘度：
式中：AV为塑性粘度，mPa·s；θ600为600rpm时的恒定读值，无量纲。
4半衰期
4.1仪器
美国WARING公司8010EG型捣碎机是以电动机为动力的旋转型仪器，双速，机械定时，底座为环氧树脂涂层，容器为带把手的耐热玻璃和两层乙烯和苯乙烯盖子，专用量杯溶剂为1L。
4.2测定程序
4.2.1在8010EG型捣碎机中添加20mL蒸馏水，然后添加3％蒸馏水的囊质剂，搅拌60s，溶液出现泡沫。
4.2.2将测试液(转移入1000mL刻度量筒内，记录下泡沫总体积V1(mL)，开始计时，测定泡沫体积降至1/2V1mL所需时间，即半衰期t1/2(min)。
4.2.3将配制好的1#、2#、3#绒囊压井液基液按照步骤4.2.2测定加入囊质剂前的半衰期t1/2(min)。
4.2.4在1#、2#、3#绒囊压井液基液中依次加入相应的囊质剂，按照步骤4.2.2测定加入囊质剂后的半衰期t1'/2(min)。
4.3计算
按式(П)计算半衰期增加量：
Δt＝t1'/2-t1/2(П)
式中：为半衰期增加量。
由以上测试步骤1～4对实施例1～3的绒囊压井液囊质剂的性能进行测试，所得结果参见表1：
表1一种天然气井绒囊压井液用囊质剂性能指标
从以上实验结果可以看出，本发明实施例1～3的天然气井绒囊压井液囊质剂的各项性能指标均达到设计要求。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。