MCB 系列微胶囊破胶剂的性能

陈挺，　周勋，　党伟，　牛增前，　周凤翔，　杨冀平

MCB 系列微胶囊破胶剂的性能

陈挺，周勋，党伟，牛增前，周凤翔，杨冀平

（渤海钻探工程技术研究院，天津300280）

陈挺等.MCB系列微胶囊破胶剂的性能［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：114-116.

为解决水平井分段压裂过程中前段压裂液快速破胶的问题，以过硫酸铵为破胶剂，采用乳液聚合法合成2种具有不同囊衣结构的微胶囊破胶剂。测定了微胶囊破胶剂的有效含量、包埋率、释放速率及延迟破胶效果。实验结果表明，MCB-1、MCB-2两种微胶囊破胶剂的有效含量分别为38.56%和39.69%，包埋率分别为83.85%和85.89%。与普通市售包蜡胶囊破胶剂相比，该微胶囊破胶剂的释放速率较慢。延迟破胶实验表明，微胶囊破胶剂可以在4 h内保持压裂液的黏度缓慢降低，最终破胶后压裂液的黏度小于10 mPa·s，显示出良好的延迟破胶性能，且对地层渗透率的伤害率小于12%。

微胶囊破胶剂；乳液聚合；过硫酸铵；延迟破胶

随着技术的进步，水平井多级分段压裂技术在各油田的应用越来越广泛。该技术要求所有各段中的压裂液在施工结束后统一破胶返排出地面［1］。前期压裂段中的压裂液停留时间较长，在破胶剂的作用下会化水向地层中扩散，其对地层的二次污染随着时间的延长而增大。这就需要寻找一种新型的破胶剂来调控压裂液的破胶时间。目前现场施工主要是使用以过硫酸铵为破胶剂、用石蜡包覆的胶囊破胶剂［2］来保证压裂液的携砂性。该类型破胶剂的释放机理是膜应力破裂，在破胶时间上不能够达到人为控制的效果［3］。微胶囊破胶剂［4-5］是近些年来新的发展方向，其破胶机理是水分子通过溶胀后的高分子膜进入囊心溶解破胶剂，溶解后的破胶剂通过浓度扩散流出胶囊外，从而起到破胶作用［6］。笔者介绍的微胶囊破胶剂，采用乳液聚合的方法在过硫酸铵表面将丙烯酰胺类单体聚合，通过选取不同的单体得到不同的囊衣，从而控制水进入胶囊内部的时间，最终达到延迟定时破胶的目的。

1　微胶囊破胶剂的制备方法

将过硫酸铵溶于水中达到饱和浓度，并将溶液的pH值调至强酸性。加入丙烯酰胺类聚合单体，搅拌至完全溶解。水浴加热至70 ℃，将上述溶液缓慢滴入装有三氯甲烷的三口烧瓶中，恒温搅拌5 h左右，将获得的产物过滤，并用无水乙醇洗涤，即可得到微胶囊破胶剂。根据囊衣结构的不同分别命名为MCB-1和MCB-2。

2　微胶囊破胶剂性能

2.1过硫酸铵的有效含量和包埋率

根据文献［7］可知，过硫酸盐的分解速度与溶液温度有关。经过推算可知，在10 ℃时过硫酸铵的分解可以忽略不计。随机取0.100 0 g胶囊破胶剂，碾碎，置于10 ℃的100 mL蒸馏水中，测定电导率，查出过硫酸铵浓度，计算过硫酸铵有效含量，如表1所示。计算5次取样后的有效含量平均值。通过计算可知，MCB-1胶囊中过硫酸铵有效含量为38.56%，MCB-2胶囊中过硫酸铵有效含量为39.69%。

表1　过硫酸铵的有效含量测定结果

将0.100 0 g微胶囊破胶剂在10 ℃的100 mL蒸馏水中浸泡10 min，用电导率法测定水中过硫酸铵浓度，计算溶解的过硫酸铵量，将部分过硫酸铵看作未被包埋的过硫酸铵，求出破胶剂在微胶囊中的包埋率，结果见表2。由表2可知，MCB-1胶囊中过硫酸铵的包埋率平均值为83.85%，MCB-2胶囊中过硫酸铵的包埋率平均值为85.89%。

2.2过硫酸铵的释放速度

将精确称量的100 mL蒸馏水移入配有恒温夹套的容器中，开动搅拌器恒温一定时间，测定空白电导率。加入0.100 0 g微胶囊破胶剂，每隔一定时间测定溶液的电导率，结果见图1。实验选取了3种胶囊破胶剂：常规包覆石蜡胶囊破胶剂、微胶囊破胶剂MCB-1和MCB-2。由图1可知，3种胶囊破胶剂的电导率均随着时间的增加而增大；包蜡胶囊破胶剂的初始电导率较高，20 min内电导率接近最大值，说明该类型的胶囊破胶剂在较短的时间内达到最大释放率；另外2种胶囊破胶剂的初始电导率较低，随着时间的增加，其增大幅度要明显小于包蜡胶囊破胶剂；MCB-2在测试40 min后，其电导率接近最大值；而MCB-1在测试60 min以后，其电导率接近最大值。说明在10 ℃下，MCB-1破胶剂的缓释性能更好，可以在更长的时间段内保证压裂液不破胶。

表2　破胶剂在微胶囊中的包埋率测定结果

图1　10 ℃下0.1%破胶剂水溶液的电导率曲线

2.3微胶囊破胶剂破胶效果

将浓度为0.45%的羟丙基瓜胶粉末分批加入高速搅拌的容器中，完全溶解后确定没有“鱼眼”现象，再加入0.25%纯碱继续搅拌一段时间，边搅拌边加入浓度为0.3%的自制超高温交联剂。加入浓度为0.1%的3种胶囊破胶剂后，压裂液的剪切流变性曲线如图2所示，测试温度为90 ℃。由图2可知，3种压裂液在50 min内均能够保持200 mPa·s的剪切黏度，满足现场压裂施工的要求。添加普通包蜡胶囊破胶剂压裂液的黏度在剪切时间超过60 min后迅速降低，超过100 min后黏度小于10 mPa·s，而其余2种压裂液的黏度下降较为缓慢，显示出更好的缓释性能。

图2　不同破胶剂的破胶效果

2.4对地层岩心渗透率的影响

选取若干块水测渗透率为0.02 μm2左右的岩心，按照2.3中方法制备好的压裂液冻胶注入岩心中，测量注入前后的水测渗透率，来比较不同破胶剂对地层渗透率的影响，结果见表3。由表3可知，MCB系列微胶囊破胶剂对地层渗透率的影响较小，能够降低普通包蜡胶囊破胶剂伤害率的三分之二以上。这是由于微胶囊破胶剂的囊衣在长时间高温的作用下发生降解，不会堵塞孔喉，更容易返排。

表3　不同破胶剂对地层渗透率的影响（90 ℃）

3　结论

1.采用乳液聚合法制备的2种微胶囊破胶剂具有较好的缓释性能，破胶时间比市售的包蜡胶囊破胶剂更长。

2.通过选择不同的聚合单体作为囊衣，可以达到调控破胶时间的效果，破胶后对地层岩心的渗透率伤害较小。

［1］管保山，从连铸，丁里，等.延迟破胶及强制裂缝闭合技术的研究及应用［J］.钻井液与完井液，2006，23（4）：62-64. GUAN Baoshan，CONG Lianzhu，DING Li，et al. Research and application of delayed break and forced fracture closure technology［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2006，23（4）：62-64.

［2］朱瑞宜，李健，程树军.新型微胶囊破胶剂的研制［J］.油田化学，1997，14（3）：271-273. ZHU Ruiyi，LI Jian，CHENG Shujun.A wax-capsulated gel breaker：preparation and laboratory evaluation［J］. Oilfield Chemistry，1997，14（3）：271-273.

［3］杨旭，袁作建，陈远东.一种新型微胶囊破胶剂的室内研究［J］.石油与天然气化工，1999（4）：282-288. YANG Xu，YUAN Zuojian，CHEN Yuandong. Laboratory study of new type micro-capsule gel breake［J］. Chemical Engineering of Oil&Gas，1999（4）：282-288.

［4］刘天晴，左明明，杨洁.可控制定时集中释放过硫酸钠微胶囊及其制备方法：CN，102627954A［P］. 2012-08-08. LIU Tianqing，ZUO Mingming，YANG Jie. A controllable timed concentrated-release aps micro-capsule and its preparationmethod：CN，102627954A［P］.2012-08-08.

［5］刘天晴，左明明.氧化剂微胶囊的一种制备方法：CN，103846069A［P］.2014-06-11. LIU Tianqing，ZUO Mingming. Preparation method for oxidizing agent micro-capsule：CN，103846069A［P］.2014-06-11.

［6］余渝，杨兵，何红梅.一种测定过硫酸铵胶囊破胶剂释放率的新方法［J］.钻井液与完井液，2008，25（6）：56-57. YU Yu，YANG Bing，HE Hongmei. A new method for testing the release rate of capsule ammonium persulphate gel breaker［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2008，25（6）：56-57.

［7］任占春，张文胜，秦利平，等.EB-1微胶囊破胶剂研究［J］.断块油气田，1996，3（4）：57-59. REN Zhanchun，ZHANG Wensheng，QIN Liping，et al. A study on eb-1 microcapsule gel breaker［J］.Fault-Block Oil & Gas Filed，1996，3（4）：57-59.

Properties of the MCB series Microcapsule Gel Breaker

CHEN Ting， ZHOU Xun， DANG Wei， NIU Zengqian， ZHOU Fengxiang， YANG Jiping
（Research Institute of Engineering， CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Dagang， Tianjin 300280）

In segmented fracturing of horizontal wells， gels of the fracturing fluids are often broken too early for the fluids to function properly. To solve this problem， two micro capsule gel breakers， MCB-1 and MCB-2， with different capsule cloths have been synthesized through emulsion polymerization， using ammonium persulfate as the core. The active contents， percent of encapsulation， rates of release and gel breaking retardation have been measured in laboratory experiments. The active contents of MCB-1 and MCB-2 are 38.56% and 39.69%， respectively， and the rates of encapsulation of MCB-1 and MCB-2 are 83.85% and 85.89%， respectively. Compared with the commercially available encapsulated gel breakers， MCB-1 and MCB-2 have comparatively slow release rates. The experiments also show that MCB-1 and MCB-2 gradually reduce the viscosity of the fracturing fluid in 4 hours， and the viscosity of the fracturing fluid after gel breaking is less than 10 mPa·s， indicating that the synthesized micro capsule gel breakers are effective in slowing down gel breaking， and the impairment of formation permeability caused by these gel breakers is less than 12%.

Micro capsule gel breaker； Emulsion polymerization； Ammonium persulfate； Gel breaking retardation

TE357.12

A

1001-5620（2016）04-0114-03

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.024

陈挺，1982年生，工程师，博士，毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，现在从事酸化压裂等工作。电话 18202613027；E-mail:15315019827@163.com。

（2016-3-9；HGF=1603F7；编辑付玥颖）