[go: up one dir, main page]

CN117701255B - 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用 - Google Patents

一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用 Download PDF

Info

Publication number
CN117701255B
CN117701255B CN202410166589.6A CN202410166589A CN117701255B CN 117701255 B CN117701255 B CN 117701255B CN 202410166589 A CN202410166589 A CN 202410166589A CN 117701255 B CN117701255 B CN 117701255B
Authority
CN
China
Prior art keywords
phase change
drilling fluid
phase
cooling
water
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202410166589.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN117701255A (zh
Inventor
李美春
李子燕
孙金声
吕开河
刘敬平
白英睿
黄贤斌
王金堂
金家锋
黎剑
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum East China
Original Assignee
China University of Petroleum East China
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum East China filed Critical China University of Petroleum East China
Priority to CN202410166589.6A priority Critical patent/CN117701255B/zh
Publication of CN117701255A publication Critical patent/CN117701255A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN117701255B publication Critical patent/CN117701255B/zh
Priority to US18/752,891 priority patent/US12378458B1/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K5/00—Heat-transfer, heat-exchange or heat-storage materials, e.g. refrigerants; Materials for the production of heat or cold by chemical reactions other than by combustion
    • C09K5/02—Materials undergoing a change of physical state when used
    • C09K5/06—Materials undergoing a change of physical state when used the change of state being from liquid to solid or vice versa
    • C09K5/063—Materials absorbing or liberating heat during crystallisation; Heat storage materials
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J13/00—Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
    • B01J13/02—Making microcapsules or microballoons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
    • C09K8/206—Derivatives of other natural products, e.g. cellulose, starch, sugars
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J13/00—Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
    • B01J13/02—Making microcapsules or microballoons
    • B01J13/025—Applications of microcapsules not provided for in other subclasses
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/14—Thermal energy storage

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)

Abstract

本发明提供了一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用，属于油田化学技术领域。本发明相变胶囊的制备方法，包括步骤：将芯材NaNO3和KNO3经干燥后，加热融化，经冷却、研磨，得到相变材料混合物；在亚麻籽油中加入乳化剂并加热搅拌，得到油相；将相变材料混合物加入纤维素纳米纤丝悬浮液中，之后加入氨水进行搅拌，得到水相；将水相与油相混合，加热搅拌形成油包水乳液；之后加入壳材预聚体硅酸四乙酯进行反应，经离心、洗涤、干燥，得到。本发明的相变胶囊加入钻井液中，随着钻井深度的加深钻井液温度上升，当温度达到一定值时，相变胶囊芯材主动吸热，达到给钻井液降温效果，保证钻井的正常进行。

Description

一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用
技术领域
本发明属于油田化学技术领域，具体涉及一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用。
背景技术
随着油气勘探开发程度的不断提高，中浅层处油气资源发现难度日益加大，全球油气勘探开发转向深层、超深层发展的趋势越来越明显。目前，我国石油勘探仍然面临着深（埋藏深度大）、陡（地层倾角大）、窄（压力窗窄）、厚（砾石层、盐层等复杂层段）、难（事故多、可钻性差）、高（高温、高压、高酸性）等严峻挑战。深层、超深层钻井更是面临着严重的高温、超高温问题，钻井时井底温度达170~190℃，部分地区甚至高达200℃。超高温环境严重破坏钻井液性能，导致钻井工作难以正常开展。
目前，常采用地面降温法解决钻井时遇到的超高温问题，该法主要通过降低钻井液入口处温度间接降低井筒钻井液循环温度，但是降温效果不明显，且设备投入较大，难以满足超深地层油气勘探开发的降温需求。
相变材料通过形成和破坏分子间化学键实现能量的存储和释放，也被称为潜热存储材料。当外界温度达到相变材料的相变温度时，相变材料发生相变，从而实现热能的储存和释放，将其应用于钻井领域有望降低井底温度，避免钻井液在高温下性能失效，保障超深地层油气资源的安全高效开发。然而，相变材料普遍存在导热率低，热稳定性差等缺点，当外界温度过高时，相变材料极易发生泄露，导致材料性能受到破坏。
为解决相变材料易泄露这一问题，可对相变材料进行封装，制备相变胶囊，不仅能够防止相变材料的泄露，还可以制备得到微纳米级相变胶囊。将其添加到钻井液中进行钻井作业，不仅可以通过钻井液振筛，还可以随钻井液循环重复使用，具有广泛的应用前景。例如，中国专利文献CN111013509A以吸附有界面增强剂的无机盐为芯材，以由高分子聚合物或掺杂高分子聚合物为壳材，制备得到一种无机盐类相变储能微胶囊；中国专利文献CN107523273A以石蜡为芯材，以聚酯树脂为壳材，制备得到一种聚合物基相变微胶囊储能材料；中国专利文献CN113249097A以烷烃类和酯类材料为芯材，以聚丙烯酸酯为壳材，制备得到一种聚丙烯酸酯相变微胶囊。以上制备的相变胶囊，虽然具备良好的性能，但其相变温度与超深地层钻井时井底温度存在较大差异，同时相变潜热较低，无法满足超深地层的钻井条件。中国专利文献CN115491183A涉及一种高温相变胶囊，所述相变微球包括芯材以及包覆在所述芯材外表面的壁材，其中所述相变微球的芯材为有机高分子相变材料，其中所述相变微球的壁材为二氧化硅。但是该相变微球的相变温度为130~150℃，然而随着油气勘探技术快速发展，钻井地层逐渐深入地下，实际钻井温度达200℃，甚至更高，该相变微球的相变温度远低于实际钻井时井底温度，无法解决井底高温问题。上述专利对相变芯材进行高压喷雾改性处理，同时采用高压高温反应釜来制备相变微球，实验步骤繁琐，且高温高压反应条件存在安全隐患。此外，专利中未测评相变芯材的包覆率，而芯材的包封效果，对相变微球的相变温度及性能有着重要影响。
因此，井底超高温导致钻井液失效问题仍未得到完全解决，亟需研发新的技术来降低钻井液温度。
发明内容
针对现有技术的不足，尤其是针对超深地层钻井过程中地层高温的问题，本发明提供了一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用。本发明的相变胶囊加入钻井液中，随着钻井深度的加深钻井液温度上升，当温度达到一定值时，相变胶囊芯材主动吸热，达到给钻井液降温效果，保证钻井的正常进行。
本发明的技术方案如下：
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法，包括步骤如下：
（1）将芯材NaNO3和KNO3经干燥后，加热融化，经冷却、研磨，得到相变材料混合物；
（2）在亚麻籽油中加入乳化剂并加热搅拌，得到油相；
（3）将相变材料混合物加入纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液中，之后加入氨水进行搅拌，得到水相；
（4）将水相与油相混合，加热搅拌形成油包水乳液；之后加入壳材预聚体硅酸四乙酯进行反应，经离心、洗涤、干燥，得到钻井液降温用相变胶囊。
根据本发明优选的，步骤（1）中所述芯材中NaNO3和KNO3的质量比为3:1-5，进一步优选为3:2-4；在本发明中，要将两种芯材NaNO3和KNO3的重量比控制在前述所述范围之内，效果较好；若所述芯材NaNO3和KNO3的质量比过低，则相变胶囊的相变温度过低，达不到钻井作业时钻井液的温度，降温效果不明显；若所述芯材NaNO3和KNO3的质量比过高，则相变胶囊的相变温度高于钻井作业时钻井液的温度，相变胶囊不发生相变行为，无降温效果。
根据本发明优选的，步骤（1）中所述干燥的温度为150-170℃，所述干燥的时间为10-15h。
根据本发明优选的，步骤（1）中所述加热融化的温度为400-500℃，加热保温的时间为8-12h；所述冷却为自然冷却至室温。
根据本发明优选的，步骤（2）中所述乳化剂为span80；所述油相中乳化剂的浓度为1-10mg/mL，进一步优选为5-8mg/mL。
根据本发明优选的，步骤（2）中所述加热搅拌的温度为55-65℃，加热搅拌的时间为20-40min，加热搅拌的速度为1000-2000rpm。
根据本发明优选的，步骤（3）中所述纤维素纳米纤丝悬浮液的浓度为0.006-0.01g/mL；本发明通过加入特定量的纤维素纳米纤丝来稳定乳液体系，纤维素纳米纤丝固有的两亲性及高长径比使其可以吸附在液滴表面，并在相邻液滴周围形成致密的网络结构，从而固定液滴，提高乳液的稳定性，从而进一步提高相变胶囊的包覆率；纤维素纳米纤丝加入量过大，导致体系粘度过大，不利于液滴扩散，导致乳化能力有限；纤维素纳米纤丝加入量过小，导致体系粘度过低，无法形成致密的网络结构捕获液滴颗粒，导致乳液发生相分离。因此，需要将纤维素纳米纤丝的浓度控制在合理范围内。此外，纤维素纳米纤丝还具有高机械强度、良好的可生物降解及可生物相容性等特性，对材料具有补强效果。
根据本发明优选的，步骤（3）中所述纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液的制备方法为本领域现有技术；优选的，所述纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液按照下述方法制备得到：
称取桉树粉末分散至去离子水中，加入2,2,6,6-四甲基哌啶氧化物（TEMPO）、溴化钠和次氯酸钠溶液，于室温下搅拌4h，搅拌过程中采用0.1mol/L的盐酸溶液和质量分数为10-30%的氢氧化钠溶液控制反应溶液pH为10-10.5，反应结束后加入去离子水三倍体积乙醇猝灭反应，所述桉树粉末的质量与去离子水的体积之比为1g:100mL，所述2,2,6,6-四甲基哌啶氧化物（TEMPO）与桉树粉末的质量比为0.01-0.02:1，所述溴化钠与桉树粉末的质量比为0.05-0.15:1，所述次氯酸钠溶液与桉树粉末的质量比为6-7:1，所述次氯酸钠溶液的质量分数为5-6%；将反应结束后的混合溶液离心，得到的产物洗涤至中性后，分散于去离子水中，超声处理后，得到纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液，悬浮液的浓度为0.006-0.01g/mL；所述超声处理的功率为800W，超声时间为30-60min；通过将已知体积的悬浮液在60-80℃干燥后称重固体物的重量来计算其浓度。
根据本发明优选的，步骤（3）中所述相变材料混合物的质量与纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液的体积之比为0.5-1.5g:1mL。
根据本发明优选的，步骤（3）中所述氨水的浓度为25-28wt%；所述氨水的体积与相变材料混合物的质量之比为0.5-1.5mL:15g，进一步优选为0.8-1.0mL:15g。
根据本发明优选的，步骤（3）中所述搅拌的温度为55-65℃，搅拌的时间为20-40min，搅拌的速度为500-1000rpm。
根据本发明优选的，步骤（4）中所述水相中的水与油相中的亚麻籽油的体积比为1:2-4；所述加热搅拌的温度为55-65℃，加热搅拌的时间为60-120min，搅拌的速度为800-1500rpm。
根据本发明优选的，步骤（4）中所述壳材预聚体硅酸四乙酯与水相中相变材料混合物的质量比为3-5:10；在本发明中，要将所述芯材和所述壳材的质量比控制在前述所述范围之内，效果较好；若所述芯材和所述壳材的质量比过低，则不利于壳材包覆芯材；若所述芯材和所述壳材的质量比过高，则包覆的芯材含量过低，降温效果不明显。
根据本发明优选的，步骤（4）中所述反应的温度为65-75℃，所述反应的时间为10-15h，反应过程的搅拌速度为1000-2000rpm。
根据本发明优选的，步骤（4）中所述洗涤为使用乙醇离心洗涤5-8次；所述干燥的温度为50-60℃，干燥的时间为20-30h。
一种钻井液降温用相变胶囊，采用上述制备方法得到，所述相变胶囊的芯材为相变材料NaNO3和KNO3的混合物，壳材为二氧化硅；所述相变胶囊的平均粒径为1-80μm，优选为20-50μm；所述相变胶囊的相变温度为100-400℃，进一步优选为180-260℃；所述相变胶囊的相变潜热为100-250J/g，进一步优选为155-200J/g。
根据本发明，所述钻井液降温用相变胶囊具有较高的包覆率，从而赋予相变胶囊具有较高的相变潜热，较高的包覆率能够促成相变胶囊具有更强的控温能力。若包覆率过高，则壳材厚度过大，芯材难以达到降温效果；若包覆率过低，则壳材在高温条件下易发生破损，导致芯材泄露，胶囊结构不稳定。优选地，所述相变胶囊的包覆率为60-80%；本发明中，包覆率是指相变胶囊中芯材的相变潜热与相变胶囊的相变潜热的比值。
根据本发明，上述钻井液降温用相变胶囊在水基钻井液中应用，基于所述水基钻井液的总重量，所述水基钻井液中相变胶囊的含量为3-15wt%，优选为4-6wt%。
本发明的技术特点及有益效果如下：
1、本申请的发明人发现，进行超深地层钻井作业时面临着严峻的高温、超高温问题，钻井工作时井底温度可达200℃以上，钻井液各组分极易受损，由此引发一系列井壁失稳等问题。基于此，本申请的发明人将可以根据自身相态的变化对热能进行存储的相变材料引入钻井液组分中，对材料周围环境温度进行调节，实现降温，研究发现，NaNO3和KNO3的相变温度与超深地层钻井时井底的温度相近，且二者相变潜热较大，因此可将二者复配后作为芯材，通过调整二者之间的配比调节芯材的相变温度；同时选择二氧化硅作为壳材，在特定的表面活性剂的作用下，制备得到了特定壳芯比的相变胶囊，本发明的相变胶囊具有优异的降温效果，钻井时显著降低钻井液温度。
2、本发明中采用表面活性剂和和纤维素纳米纤丝协同稳定的Pickering乳液为模板制备，通过调节两种芯材之间的质量比、芯材与壳材之间的质量比制备得到高相变温度的相变胶囊。此外，相较于传统的表面活性剂，纤维素纳米纤丝的网络结构更易捕获乳液液滴，可以将更多的芯材封装进壳材内，从而改善相变胶囊的热力学性能；不仅如此，纤维素纳米纤丝具有高机械强度，对壳材具有补强效果，可以提高相变胶囊的力学强度，使得相变胶囊在高温高压等恶劣环境下不发生破裂。本发明中加入了特定比例的纤维素纳米纤丝，相比于其他表面活性剂或者不加入表面活性剂，所得相变胶囊的性能更加优异。
3、本发明的相变微胶囊与水基钻井液配伍性良好，不会对钻井液产生负面影响，加入相变胶囊后，钻井液的流变性、滤失性等性能不受影响。
附图说明
图1为加入实施例1-5制备的钻井液降温用相变胶囊的钻井液的温度随时间变化曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步阐述，但不限于此。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
以下实施例、对比例和测试例中：通过DSC计算相变胶囊的相变温度和相变潜热，计算相变胶囊的包覆率；通过六速粘度计并按照GB/T29170-2012中规定的方法测定水基钻井液的表观粘度（AV，mPa·s）、塑性粘度（PV，mPa·s）和动切力（YP，Pa)）；通过滤失仪并按照GB/T 29170-2012中规定的方法测定水基钻井液的滤失量（API，mL）。
实施例、对比例和测试例中用到的药品：
TEOS，span 80，tween 80，NaNO3，KNO3和亚麻籽油购自阿拉丁试剂公司；
乙醇、膨润土和无水碳酸钠购自购自国药集团工业有限公司；
NH3·H2O购自麦克林生化科技股份有限公司。
纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液按照下述方法制备得到：
称取1g桉树粉末分散至100mL去离子水中，加入0.016g 2,2,6,6-四甲基哌啶氧化物（TEMPO）、0.1g溴化钠和6.8g质量分数为5.2%的次氯酸钠溶液，于室温下搅拌4h，搅拌过程中采用0.1mol/L的盐酸溶液和质量分数为20%的氢氧化钠溶液控制反应溶液pH为10-10.5，反应结束后加入300mL乙醇猝灭反应；将反应结束后的混合溶液离心，离心转速为6000rpm，离心时间为5min，得到的产物洗涤至中性后，分散于去离子水中，在超声功率为800W条件下超声处理45min，得到纤维素纳米纤丝悬浮液，通过将已知体积的悬浮液在70℃干燥后称重固体物的重量来计算其浓度为0.01g/mL。
实施例1
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法，包括步骤如下：
（1）将NaNO3和KNO3按照质量比3:2的比例混合，将所得混合物粉末放置于干燥箱中于160℃干燥12h；随后将混合物放置于450℃的马弗炉中加热融化10h，之后自然冷却至室温，接着将所得结晶混合物转移至坩埚中研磨，过100目筛后得到相变材料混合物；
（2）将0.27g span80加入45mL亚麻籽油中，于60℃、搅拌速度为1500rpm条件下搅拌30min，得到油相；
（3）将15g步骤（1）中所得到相变材料混合物分散于15mL浓度为0.01g/mL的 CNFs悬浮液中，待相变材料混合物完全溶解，添加0.9mL浓度为28wt%的氨水溶液，并于60℃、搅拌速度为800rpm条件下搅拌30min，得到水相；
（4）将步骤（3）中的水相倒入步骤（2）中的油相中，于60℃、搅拌速度为1000rpm条件下搅拌90min，得到油包水乳液；
（5）将4.5g硅酸四乙酯缓慢逐滴（滴加速度为0.2g/min）加入步骤（4）所得油包水乳液中，于70℃、搅拌速度为1500rpm条件下加热反应12h；反应完成后，将所得反应液离心，所得向所得沉淀中加入无水乙醇进行离心洗涤5次，所述离心转速均为5000rpm，离心时间均为8min；之后将沉淀物放置于50℃的烘箱中干燥24h，得到二氧化硅包覆的高温相变胶囊，即为钻井液降温用相变胶囊。
本实施例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:2，芯材和壳材的质量比为10:3，钻井液降温用相变胶囊的粒径为42μm，相变温度为236℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为76%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为192J/g。
实施例2
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（5）中加入6g硅酸四乙酯。
本实施例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:2，芯材和壳材的质量比为10:4，钻井液降温用相变胶囊的粒径为40μm，相变温度为212℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为73%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为186J/g。
实施例3
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（5）中加入7.5g硅酸四乙酯。
本实施例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:2，芯材和壳材的质量比为10:5，钻井液降温用相变胶囊的粒径为40μm，相变温度为179℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为64%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为163J/g。
实施例4
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例2所述，所不同的是：步骤（1）中NaNO3和KNO3的质量比为3:3。
本实施例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:3，芯材和壳材的质量比为10:4，钻井液降温用相变胶囊的粒径为40μm，相变温度为221℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为75%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为189J/g。
实施例5
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例2所述，所不同的是：步骤（1）中NaNO3和KNO3的质量比为3:4。
本实施例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:4，芯材和壳材的质量比为10:4，钻井液降温用相变胶囊的粒径为41μm，相变温度为230℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为74%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为196J/g。
实施例6
本实施例研究了CNFs的加入量对于所得油包水乳液性能的影响。
油包水乳液的制备如实施例1所述，分别改变CNFs悬浮液的浓度为0.006g/mL、0.008g/mL和0.01g/mL。
结果如下：当CNFs悬浮液的浓度为0.006g/mL时，所得油包水乳液的乳滴粒径差异较大，平均粒径约为77μm，静置12h后乳液发生分层；当CNFs悬浮液的浓度为0.008g/mL时，所得油包水乳液的乳滴粒径明显减小，但乳滴粒径仍存在较大差异，平均粒径约为53μm，静置12h后乳液发生轻微分层；当CNFs悬浮液的浓度为0.01g/mL时，所得油包水乳液的乳滴粒径均一，平均粒径约为22μm，静置12h后乳液未分层。
对比例1
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（5）中加入2.5g硅酸四乙酯。
本对比例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:2，芯材和壳材的质量比为6:1；由于硅酸四乙酯添加量过低，相变材料混合物表面未附着完整的二氧化硅壳，导致溶于水中的相变材料混合物在离心和洗涤过程中被冲洗掉，因此未收集到固体颗粒。
对比例2
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（5）中加入10g硅酸四乙酯。
本对比例的钻井液降温用相变胶囊，所述油相中的油和水相中的水的体积比为3:1，CNFs悬浮液浓度为0.01g/mL，NaNO3和KNO3的质量比为3:2，芯材和壳材的质量比为3:2；钻井液降温用相变胶囊的粒径为44μm，相变温度为144℃，所述钻井液降温用相变胶囊的包覆率为53%，所述钻井液降温用相变胶囊的相变潜热为135J/g。
对比例3
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（3）中加入0.3mL的氨水溶液。
氨水在相变胶囊的合成过程中充当催化剂，影响二氧化硅前驱体水解和缩合速率，对二氧化硅壳的形成和特征有着决定性作用。适宜添加量的氨水使二氧化硅低聚物的浓度保持在临界成壳值之上，而当氨水添加量为0.3mL时，催化效果不佳不足以形成二氧化硅壳，仅形成二氧化硅簇状物，故干燥后未能收集到固体颗粒。
对比例4
一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法如实施例1所述，所不同的是：步骤（3）中使用等浓度的tween80水溶液替换纤维素纳米纤丝（CNFs）悬浮液。
本对比例的二氧化硅包覆的高温相变胶囊的粒径为45μm，相变温度为203℃，所述二氧化硅包覆的高温相变胶囊的包覆率为50%，所述二氧化硅包覆的高温相变胶囊的相变潜热为128J/g。
实施例1-5及对比例1-4中相变胶囊的平均粒径、相变温度、潜热及包覆率指标见表1。
表1 相变胶囊的平均粒径、相变温度、潜热及包覆率
由表1可知，实施例中相变胶囊的粒径无明显区别，即芯材与和壳材的占比及芯材中NaNO3和KNO3的占比对制备相变胶囊的粒径无显著影响，其平均粒径为40-45μm。进一步研究发现，芯材与和壳材的占比对相变胶囊的相变温度、潜热及包覆率有着显著影响，随着芯材与和壳材的质量比由10:3，10:4下降至10:5时，相变胶囊中壳材逐渐变厚，导致芯材的传热受到阻碍，因此相变胶囊的相变温度由236℃逐渐降低至212℃和179℃，潜热由192J/g下降至186J/g和163J/g，包覆率也由76%下降至73%和64%。不仅如此，过量TEOS会导致未反应的二氧化硅沉积在壳材表面，也会降低包覆率，较少的TEOS会导致包覆不完全，得不到相变胶囊产物。此外，研究发现芯材中NaNO3和KNO3的占比对相变胶囊的相变温度和潜热有着显著影响。当芯材中KNO3含量较大时，相变胶囊的相变温度和潜热较高，这主要归因于NaNO3和KNO3不同的相变温度和潜热，其中，NaNO3的相变温度和潜热分别为307℃和172J/g，而KNO3的相变温度和潜热分别为333℃和266J/g。因此，通过调节芯材中NaNO3和KNO3的占比可有效调节相变胶囊的相变温度，使其与超深地层钻井时井底温度保持一致，从而起到控温效果。
试验例1
相变胶囊对基浆老化后流变及滤失性能的影响
基浆的配置：水100重量份、钠基膨润土2重量份、无水碳酸钠1重量份，将钠基膨润土、无水碳酸钠加入水中，在室温下8000rpm转速下充分搅拌2h后，室温下密封静置水化24h，得到基浆；
钻井液的配置：将实施例1-5制备的相变胶囊加入到基浆中，搅拌30min，搅拌速度为6000rpm，得到钻井液，钻井液中相变胶囊的浓度为5wt%；
将上述钻井液样品置于滚子加热炉中，老化温度为200℃，老化时间为16h，根据美国石油协会（API）标准（API RP 13B 1，2009）测试钻井液的流变及滤失性能；
通过对比加入0wt%和5wt%实施例制备的相变胶囊的钻井液性能，实验结果如表2所示。
表2 相变胶囊对基浆老化后流变及滤失性能的影响
由表2可知，加入5wt%相变胶囊后，钻井液的表观粘度和塑性粘度略微上升，这主要是因为相变胶囊的加入提高了钻井液的固含量，二者数值与基浆无明显区别，说明相变胶囊的加入未对钻井液产生负面影响，相变胶囊与钻井液配伍性良好。此外，研究发现加入相变胶囊后钻井液的滤失量有所下降，这有利于降低钻井液对地层的渗透，防止井壁粘土的水化，提升井壁稳定性。
试验例2
相变胶囊控温性能研究
将实施例1-5制备的相变胶囊分散到所配置基浆（配制方法同试验例1）中，得到钻井液（钻井液中相变胶囊的浓度为5wt%），升温至210℃，每间隔5min记录一次温度值，得到不同实施例温度值，实验结果如图1所示。
由图1可知，钻井液中加入相变胶囊后钻井液的升温速率较基浆明显下降，说明实施例中相变胶囊均具有良好的降温效果。其中，相变胶囊中芯材和壳材的比例对钻井液的控温性能有着显著影响。当钻井液中加入实施例3相变胶囊时，升温速率最快，这主要是因为实施例3相变胶囊中TEOS添加过量，导致相变胶囊壳过厚，阻碍芯材传热；当钻井液中加入实施例1相变胶囊时，TEOS添加量不足导致相变胶囊壳过薄，相变胶囊力学强度不佳，当温度上升至一定值时相变胶囊的壳发生破损导致芯材泄露，因此降温效果不佳；而当钻井液中加入实施例2相变胶囊时，TEOS添加量最佳，相变胶囊内芯材传热不受壳材影响，同时相变胶囊的壳具有较好的力学强度可以保护其内部芯材不发生泄露，此时钻井液的降温效果最好。此外，研究发现钻井液中加入实施例4相变胶囊和实施例5制备的相变胶囊时，降温效果与实施例2无明显区别，说明相变胶囊芯材中NaNO3和KNO3的占比对其控温性能无明显影响，均具有良好的降温效果。

Claims (9)

1.一种钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，包括步骤如下：
（1）将芯材NaNO3和KNO3经干燥后，加热融化，经冷却、研磨，得到相变材料混合物；所述芯材中NaNO3和KNO3的质量比为3:1-5；
（2）在亚麻籽油中加入乳化剂并加热搅拌，得到油相；所述乳化剂为span80，所述油相中乳化剂的浓度为1-10mg/mL；
（3）将相变材料混合物加入纤维素纳米纤丝悬浮液中，之后加入氨水进行搅拌，得到水相；所述纤维素纳米纤丝悬浮液的浓度为0.006-0.01g/mL；所述相变材料混合物的质量与纤维素纳米纤丝悬浮液的体积之比为0.5-1.5g:1mL；所述氨水的浓度为25-28wt%；所述氨水的体积与相变材料混合物的质量之比为0.5-1.5mL:15g；
所述纤维素纳米纤丝悬浮液按照下述方法制备得到：
称取桉树粉末分散至去离子水中，加入2,2,6,6-四甲基哌啶氧化物、溴化钠和次氯酸钠溶液于室温下搅拌4h，搅拌过程中采用0.1mol/L的盐酸溶液和质量分数为10-30%的氢氧化钠溶液控制反应溶液pH为10-10.5，反应结束后加入去离子水三倍体积乙醇猝灭反应，所述桉树粉末的质量与去离子水的体积之比为1g:100mL，所述2,2,6,6-四甲基哌啶氧化物与桉树粉末的质量比为0.01-0.02:1，所述溴化钠与桉树粉末的质量比为0.05-0.15:1，所述次氯酸钠溶液与桉树粉末的质量比为6-7:1，所述次氯酸钠溶液的质量分数为5-6%；将反应结束后的混合溶液离心，得到的产物洗涤至中性后，分散于去离子水中，超声处理后，得到纤维素纳米纤丝悬浮液；所述超声处理的功率为800W，超声时间为30-60min；
（4）将水相与油相混合，加热搅拌形成油包水乳液；之后加入壳材预聚体硅酸四乙酯进行反应，经离心、洗涤、干燥，得到钻井液降温用相变胶囊；所述壳材预聚体硅酸四乙酯与水相中相变材料混合物的质量比为3-5:10；所述水相中的水与油相中的亚麻籽油的体积比为1:2-4；所述反应的温度为65-75℃，所述反应的时间为10-15h。
2.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（1）中所述芯材中NaNO3和KNO3的质量比为3:2-4。
3.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（1）中所述干燥的温度为150-170℃，所述干燥的时间为10-15h；
所述加热融化的温度为400-500℃，加热保温的时间为8-12h；所述冷却为自然冷却至室温。
4.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（2）中所述油相中乳化剂的浓度为5-8mg/mL；所述加热搅拌的温度为55-65℃，加热搅拌的时间为20-40min，加热搅拌的速度为1000-2000rpm。
5.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（3）中所述氨水的体积与相变材料混合物的质量之比为0.8-1.0mL:15g；所述搅拌的温度为55-65℃，搅拌的时间为20-40min，搅拌的速度为500-1000rpm。
6.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（4）中所述加热搅拌的温度为55-65℃，加热搅拌的时间为60-120min，搅拌的速度为800-1500rpm。
7.根据权利要求1所述钻井液降温用相变胶囊的制备方法，其特征在于，步骤（4）中，反应过程的搅拌速度为1000-2000rpm；所述洗涤为使用乙醇离心洗涤5-8次；所述干燥的温度为50-60℃，干燥的时间为20-30h。
8.一种钻井液降温用相变胶囊，其特征在于，采用权利要求1所述制备方法得到。
9.权利要求8所述钻井液降温用相变胶囊在水基钻井液中应用，其特征在于，基于所述水基钻井液的总重量，所述水基钻井液中相变胶囊的含量为3-15wt%。
CN202410166589.6A 2024-02-06 2024-02-06 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用 Active CN117701255B (zh)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202410166589.6A CN117701255B (zh) 2024-02-06 2024-02-06 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用
US18/752,891 US12378458B1 (en) 2024-02-06 2024-06-25 Phase change microcapsule for drilling fluid cooling and its preparation method and application

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202410166589.6A CN117701255B (zh) 2024-02-06 2024-02-06 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN117701255A CN117701255A (zh) 2024-03-15
CN117701255B true CN117701255B (zh) 2024-04-19

Family

ID=90148351

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202410166589.6A Active CN117701255B (zh) 2024-02-06 2024-02-06 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用

Country Status (2)

Country Link
US (1) US12378458B1 (zh)
CN (1) CN117701255B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2025215407A1 (en) * 2024-04-13 2025-10-16 Eavor Technologies Inc. Protecting drilling fluid
CN119193120A (zh) * 2024-09-20 2024-12-27 中国石油大学(华东) 一种超深层钻井液用双壳层高导热相变储热微胶囊及其制备方法与应用

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1244779A (en) * 1968-11-25 1971-09-02 Pan American Petroleum Corp Drilling fluid
CN106047301A (zh) * 2016-05-30 2016-10-26 南京工业大学 一种纳米二氧化硅包裹相变材料及其制备方法
CN111621265A (zh) * 2020-07-10 2020-09-04 清华大学 基于无机物壳层的相变微胶囊及其制造方法和应用
CN113717695A (zh) * 2021-09-10 2021-11-30 中国矿业大学 一种熔融盐基复合相变储热大胶囊的制备方法与应用
CN114525111A (zh) * 2022-01-24 2022-05-24 武汉理工大学 一种SiO2@硝酸盐微胶囊相变储热复合材料及其制备方法
CN114870760A (zh) * 2022-05-13 2022-08-09 湖北大学 一种无机壳材相变微胶囊的制备方法
CN115491183A (zh) * 2022-09-22 2022-12-20 中国石油大学(华东) 高温钻井液主动降温用耐高温高压微球制备方法及其应用
CN117447968A (zh) * 2023-10-23 2024-01-26 宁波大学 一种金属相变微胶囊/共晶盐/陶瓷复合相变材料及其制备方法

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5705174A (en) * 1995-06-07 1998-01-06 American Cyanamid Company Process for the preparation of microcapsule compositions
EP3144058A1 (en) * 2015-09-16 2017-03-22 Calyxia Method for preparing microcapsules by double emulsion
KR20170141967A (ko) * 2016-06-16 2017-12-27 숭실대학교산학협력단 축열 성능이 향상된 상안정 상변화 물질 적용 콘크리트 및 이의 제조 방법
EP3651745A4 (en) * 2017-07-10 2021-03-10 Entropy Solutions Inc. STABLE THERMAL ENERGY STORAGE SYSTEMS AND THEIR MANUFACTURING AND USE PROCEDURES
CN108504336B (zh) * 2018-05-25 2020-10-13 中国科学院过程工程研究所 一种相变储热材料及其制备方法和用途
CN111655817B (zh) * 2018-12-17 2022-06-28 卡迈尔烯烃有限公司 用于存储热能的、形状稳定的热塑性聚合物的组合物
US11560503B2 (en) * 2020-04-15 2023-01-24 Ut-Battelle, Llc Stable salt hydrate-based thermal energy storage materials
CN112934135B (zh) * 2021-01-21 2023-01-24 西北工业大学 一种用于水包油Pickering乳液的胶囊型稳定粒子的制备方法
CN113429942B (zh) * 2021-07-14 2022-02-15 广东工业大学 一种适用于水溶性无机盐的相变复合材料及其制备方法
JP2023049925A (ja) * 2021-09-29 2023-04-10 株式会社カネカ 無機系潜熱蓄熱材組成物
CN113980660B (zh) * 2021-11-18 2022-11-08 南京林业大学 纳米纤维素稳定的Pickering乳液型钻井液及其制备方法
CN113980656A (zh) * 2021-12-01 2022-01-28 南京工业大学 一种微胶囊相变蓄冷材料的制备方法
CN114703693B (zh) * 2022-03-08 2023-03-10 西北工业大学 一种光热可复写储能纳米纸的制备方法
KR102678922B1 (ko) * 2022-05-20 2024-06-28 주식회사 에코이앤씨 무기질 바인더 및 마이크로분체로 이루어진 무기질 도막 방수제 조성물 및 이를 이용한 정수장 및 수처리시설 방수 방식 및 표면 보호 공법

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1244779A (en) * 1968-11-25 1971-09-02 Pan American Petroleum Corp Drilling fluid
CN106047301A (zh) * 2016-05-30 2016-10-26 南京工业大学 一种纳米二氧化硅包裹相变材料及其制备方法
CN111621265A (zh) * 2020-07-10 2020-09-04 清华大学 基于无机物壳层的相变微胶囊及其制造方法和应用
CN113717695A (zh) * 2021-09-10 2021-11-30 中国矿业大学 一种熔融盐基复合相变储热大胶囊的制备方法与应用
CN114525111A (zh) * 2022-01-24 2022-05-24 武汉理工大学 一种SiO2@硝酸盐微胶囊相变储热复合材料及其制备方法
CN114870760A (zh) * 2022-05-13 2022-08-09 湖北大学 一种无机壳材相变微胶囊的制备方法
CN115491183A (zh) * 2022-09-22 2022-12-20 中国石油大学(华东) 高温钻井液主动降温用耐高温高压微球制备方法及其应用
CN117447968A (zh) * 2023-10-23 2024-01-26 宁波大学 一种金属相变微胶囊/共晶盐/陶瓷复合相变材料及其制备方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"生物质基纳米材料在钻井液中的应用研究进展与展望";李美春等;《世界石油工业》;20231231;第30卷(第6期);53-68 *

Also Published As

Publication number Publication date
US20250250474A1 (en) 2025-08-07
US12378458B1 (en) 2025-08-05
CN117701255A (zh) 2024-03-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN117701255B (zh) 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用
CN104893707B (zh) 一种用于清水压裂的自悬浮支撑剂及其制备方法
CA2749019C (en) Methods of designing treatment fluids based on solid-fluid interactions
US9018147B2 (en) Cement-based particulates and methods of use
CN108570310B (zh) 一种用于固井水泥浆的相变微胶囊型吸热剂的制备方法
CN102485830A (zh) 一种核壳型无机/有机聚合物复合微球调剖驱油剂
CN107500591B (zh) 一种相变储能微球及其制备方法
CN115491183B (zh) 高温钻井液主动降温用耐高温高压微球制备方法及其应用
CN106634876A (zh) 一种含有纳米粒子的封堵剂及其制备方法
CN111410943A (zh) 一种高温快速成胶加重的复合凝胶压井胶塞及其制备方法
Guo et al. Preparation and characterization of phase change microcapsules for improving the applicable temperature and stability of high temperature resistant drilling fluids
CN108191694A (zh) 一种双子两性离子表面活性剂及其制备方法以及利用表面活性剂制备的转向酸
CN115160993A (zh) 用于天然气水合物的控温微胶囊及其制备方法与应用以及水基钻井液
CN115975133A (zh) 高温高密度固井水泥浆用悬浮稳定剂及制备方法与应用
CN111808224A (zh) 共聚物及其制备方法和作为堵漏剂的应用以及油基钻井液及其应用
CN115074097B (zh) 一种可深部调剖无机颗粒凝胶的流体及其制备方法和应用
CN117165277A (zh) 一种水基压裂液延迟交联型微胶囊交联剂及其制备方法和应用
CN104559972B (zh) 一种钻井用微裂缝微纳封堵材料及制备方法
Zhang et al. Synthesis of ammonium persulfate microcapsule with a polyaniline shell and its controlled burst release
CN115785941A (zh) 一种可控制释放的酸性胶囊及其应用
CN107304356A (zh) 一种由二氧化硅气凝胶微球包覆过硫酸铵延时破胶剂的制备方法
Su et al. Performance evaluation and feasibility analysis of new phase change microcapsules in drilling fluid cooling
CN103820096A (zh) 一种高效气井用助排剂及其制备方法
CN115678525A (zh) 固砂剂及其制备方法与应用
CN119307241B (zh) 一种具有缓释分散作用的堵漏材料及其制备方法和应用

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant