胶囊破胶剂的性能评价

胶囊破胶剂的性能评价

水基或乳化压裂液在进入或返排出地层裂缝之前，对压裂液的保持和破胶粘度是有特殊要求的。但常规过硫酸铵（APS）破胶剂很难使两者都同时达到要求。使用破胶剂的目的是为了解除压裂液保持的粘度，并减轻由水基或乳化压裂液引起的油层损害。当压裂液中加入的APS破胶剂量过多，裸露的APS破胶剂直接与冻胶压裂液接触，很快造成该冻胶体粘度的下降，使其携砂能力减弱，影响造缝能力；而且降解的水基滤液又穿过滤饼（即裂缝壁面），从而引起严重的油层率液损害；相反，当压裂液加入的APS破胶剂量过少时，则会造成高粘的压裂液在支撑剂导流床上大量富集，从而造成压裂液残渣和滞留液也对该层的损害，甚至造成压裂液返排困难。因此，研究新型的破胶剂与破胶技术具有重要的现实意义。为了从根本上解决压裂液的交联与破胶矛盾，国外Halliburton公司开发了Optiflo-3胶囊技术，国内压裂酸化中心研制了NBA-101胶囊破胶剂，都较好的解决了这一问题。在参考以上两者的基础上，我们采用先进的包衣和缓释技术及新的膜材料，开发和研制出了能控制破胶作用时间的系列胶囊破胶剂（BGA-8）。用该破胶剂与油田现用压裂液配方进行了高浓度隔水性能、高浓度破胶释放、导流能力等性能测试。结果证明，BGA-8胶囊破胶剂不仅具有良好的隔水和延迟破胶性能，而且在油层条件下，借助外力和溶蚀作用释放APS，能使压裂液具有优良的流变性和超常的返排特性，能提高支撑剂层的渗透率，因此，它在清除压裂液对目的层的损害方面具有广阔的应用前景。而且，该胶囊破胶剂颗粒均匀、圆滑度好，选用的膜材料又具有可降解和溶蚀性，解决了其它胶囊破胶剂存在残余囊壳不能降解造成对油层损害的问题。

1胶囊破胶剂结构

BGA-8胶囊破胶剂主要由两部分组成：囊心和囊壳。结构如图1所示。囊心为APS或其他常规固体破胶剂；囊壳为在底层条件下可缓慢降解和溶蚀的复合高分子材料。其粒度可以根据要求在0.2mm-2.0mm之间任意筛选搭配，囊壳厚度在30μm左右。

图1 胶囊破胶剂结构示意图

2胶囊破胶剂的释放机理

常规APS破胶剂是以直接裸露溶解形式参与压裂液的破胶化水反应，而胶囊破胶胶剂与常规破胶剂的释放方式是不同的。它主要表现在以下两个方面。

1）胶囊破胶剂在常温常压水中几乎不释放破胶成分，而是在压裂施工结束后，当液体滤失、裂缝闭合后，闭合压力在支撑剂与胶囊破胶剂上产生点与点接触的高压力时，由于胶囊强度大大低于支撑剂的强度，这样，囊壳在这种高压力作用下产生变形、破裂，从而使易溶于水的囊心（如过硫酸铵）释放出来。

2）在井下高压水的溶蚀和高渗透下，压裂液中的水通过囊壳缓慢进入胶囊内部，与囊心接触，并缓慢溶解囊心（过硫酸铵），产生膨胀压力。在这种膨胀压力作用下，溶解后的囊心溶液再通过囊壳反渗透至压裂液中，对压裂液产生降解作用。

因此，BGA-8胶囊破胶剂的释放机理是借助外力触发为主，以缓慢的溶蚀渗透释放为辅的释放原理。

3BGA-8胶囊破胶剂的性能测试

3.1破胶性能

胶囊破胶剂的性能指标主要有粘度保持率和释放率。粘度保持率是指加与不加破胶剂对压裂液粘度的影响差别。在检验BGA-8胶囊破胶剂的性能时，主要看其是否具有“延迟释放和大剂量使用以及破胶更彻底”的特点。针对油田目前应用的水基或乳化压裂液，常规的破胶剂使用浓度有一定的限制，一般平均在0.02g/100ml左右，不可能使用高浓度的破胶剂。但是，采用胶囊破胶剂，用量可以提高到0.15g/100ml以上。为了比较胶囊破胶剂与常规APS破胶剂对冻胶压裂液流变性的影响，测试时采用相同的实验条件，对其破胶性能进行了评价。测试结果见表1所示。

由表1中数据可以看出，当加入胶囊破胶剂的浓度由0、04g/100ml增加到0.15g/100ml 时，常压下，在40℃的试验温度和1h的破胶时间内，对冻胶压裂液粘度保持率仍保持在85%以上；而采用未包衣的常规APS破胶剂浓度0.02g/100ml时，尽管破胶剂浓度相对很低，在1h破胶破胶时间内其冻胶压裂液的粘度保持率更低，使压裂液很快破胶化水。所以，胶囊破胶剂既能使压裂液的携砂粘度保持较高，又能使该压裂液返排破胶粘度更低。说明，胶囊破胶剂具有良好的延迟破胶性能，可以高浓度使用。

3.2胶囊破胶剂的释放性

释放率是指一定条件下胶囊释放破胶剂的程度。过硫酸铵释放程度的检验方法有经典化学滴定加分光光度计和电导率法，温度超过50℃后电导率法的结果往往偏高。BGA-8胶囊破胶剂与国内的胶囊破胶剂NBA-101和国外的Optiflo-3及普通过硫酸铵破胶剂性能在30MPa下释放的程度的比较结果见表2所示。可见，BGA-8胶囊破胶剂在常温常压水中具有较好的隔水性，在高压下又具有良好的释放性，说明对压裂也具有良好的延迟破胶性，可以高浓度使用。

3.3胶囊破胶剂的加载释放性

胶囊破胶剂的加载释放性评价可以考察胶囊破胶剂在压裂结束后闭合压力对其囊心释放性能的影响。加载挤压破碎可使胶囊破胶剂实现快速释放达到迅速破胶化水的目的。试验中准确称取1.0g胶囊破胶剂与20.0g陶粒混合，装入实验模具内，并将注塞插入模具内，旋转180°，使混合物顶面铺平。然后将模具放在万能材料试验机的实验台上，并对其加载时30MPa保持5min。卸载，待其应力降为零时，取出模具。用蒸馏水冲洗模具和陶粒，用移液管取出2.0ml溶液于碘量瓶中，按GB655-1994中3.1的要求分析溶液中过硫酸铵的含量，然后计算出胶囊破胶剂过硫酸铵囊心的释放量。实验结果表明，囊心释放率可达到70%以上，说明该胶囊破胶剂可通过外力触发破裂实现快速释放。

3.4压力作用对胶囊破胶剂性能的影响

作为囊心的破胶剂从胶囊内压裂液中释放结果，可以通过测量不同压力作用下，加入胶囊破胶剂与未加胶囊破胶剂的粘度保持值来比较确定。用两个千斤顶进行模拟实验，在上面的千斤顶缸筒中装入待测的压裂液，将下面的千斤顶卸掉单流阀，在40℃和0.15g/100ml 胶囊浓度下，用手压泵加压，使压裂液承压，测取不同压力下不同破胶时间内该压裂液粘度保持值，实验结果见表3所示。可见，在同样的测试条件下，压裂液承受压力越高，相应的胶囊破胶剂对压裂液破胶后的粘度保持值越低。说明胶囊破胶剂具有良好的缓释破胶效果的同时，压裂可以大大加快胶囊破胶剂的溶蚀释放。

3.5胶囊破胶剂对支撑剂层渗透率的影响

由导流实验结果可知，在模拟油藏裂缝条件下，由于压裂液在填砂裂缝导流床上大量富集，从而造成压裂液残渣和滞留液（未完全破胶的压裂液）对支撑剂层渗透率的损害，这种损害主要与裂缝内浓缩的压裂液浓度值有关，压裂液原液浓度越大，其损害的程度越大。无论是交联还是未交联的压裂液，裂缝内最终压裂液的浓度，对支撑剂层的渗透率损害都有较大的影响，因此，必须对压裂液进行彻底破胶化水，使其尽量返排彻底。

为了清除由于压裂液浓缩所造成的渗透率损害，必须加入高浓度的破胶剂。实验是将不同浓度的APS破胶剂反向注入导流实验装置中，试验结果表明，随着APS破胶剂浓度的增大，其渗透率恢复值越高，说明高浓度使用APS破胶剂可以有效地减小压裂液对地层的损害。利用研制的胶囊破胶剂进行了填砂岩心流动模拟实验，采用0.15g/100ml的胶囊破胶剂浓度和4.0%的瓜胶浓度，岩心渗透率恢复率可以达到70%以上。说明胶囊破胶剂可以实现高浓度使用破胶剂的目的，而且有利于支撑剂层渗透率的恢复，减轻压裂液对支撑剂层渗透率的损害。

4结论

1）胶囊破胶剂能是压裂液具有理想的流变性、携砂能力和滤失性，能有效控制水基或乳化压裂液的破胶作用时间，实现压裂液携砂、造缝时高粘度与压裂结束后又能够彻底破胶化水并易于返排的目的。

2）胶囊破胶剂与常规APS破胶剂相比，具有隔水性好、能大剂量使用、能触发整体破