CN113292731B - 用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 - Google Patents
用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113292731B CN113292731B CN202110771466.1A CN202110771466A CN113292731B CN 113292731 B CN113292731 B CN 113292731B CN 202110771466 A CN202110771466 A CN 202110771466A CN 113292731 B CN113292731 B CN 113292731B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- prepolymer
- weight
- oil
- parts
- polymerization reaction
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 102
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 100
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000010559 graft polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N glycidyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC1CO1 VOZRXNHHFUQHIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- OGMADIBCHLQMIP-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanethiol;hydron;chloride Chemical compound Cl.NCCS OGMADIBCHLQMIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims abstract description 17
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 58
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 7
- FZGFBJMPSHGTRQ-UHFFFAOYSA-M trimethyl(2-prop-2-enoyloxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCOC(=O)C=C FZGFBJMPSHGTRQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 claims description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 6
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 claims description 6
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 6
- YRGCLADHMAKURN-UHFFFAOYSA-N n-hexadecyl-2-methylprop-2-enamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCNC(=O)C(C)=C YRGCLADHMAKURN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- JHUFGBSGINLPOW-UHFFFAOYSA-N 3-chloro-4-(trifluoromethoxy)benzoyl cyanide Chemical compound FC(F)(F)OC1=CC=C(C(=O)C#N)C=C1Cl JHUFGBSGINLPOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 claims description 5
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 5
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LDLDYFCCDKENPD-UHFFFAOYSA-N ethenylcyclohexane Chemical compound C=CC1CCCCC1 LDLDYFCCDKENPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AVWKSSYTZYDQFG-UHFFFAOYSA-M dimethyl-octadecyl-prop-2-enylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC=C AVWKSSYTZYDQFG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- -1 (acrylamide methoxyl) ethyl trimethyl ammonium chloride Chemical compound 0.000 claims description 2
- RRHXZLALVWBDKH-UHFFFAOYSA-M trimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)C RRHXZLALVWBDKH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 3
- 229960001760 dimethyl sulfoxide Drugs 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 23
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 8
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 69
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 68
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 41
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 28
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 28
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 22
- 239000002954 polymerization reaction product Substances 0.000 description 21
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 19
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 19
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 17
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 6
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- KQZYEQHMHCHZKP-UHFFFAOYSA-N 1-(5-bromo-4-methylthiophen-2-yl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC(C)=C(Br)S1 KQZYEQHMHCHZKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- CJWCPWXLJPWZOU-UHFFFAOYSA-N CC[N+](C)(C)COCNC(C=C)=O.[Cl-] Chemical compound CC[N+](C)(C)COCNC(C=C)=O.[Cl-] CJWCPWXLJPWZOU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001367 Mood's median test Methods 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000003113 dilution method Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 238000004876 x-ray fluorescence Methods 0.000 description 1
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G81/00—Macromolecular compounds obtained by interreacting polymers in the absence of monomers, e.g. block polymers
- C08G81/02—Macromolecular compounds obtained by interreacting polymers in the absence of monomers, e.g. block polymers at least one of the polymers being obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- 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
- C09K8/035—Organic additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
本发明涉及油田化学领域，公开了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用。该絮凝剂是由预聚物A与预聚物B在第三溶剂存在下通过接枝聚合反应制得；其中，所述预聚物A由亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯在第一溶剂和第一引发剂存在下通过第一聚合反应制得；所述预聚物B由油溶性单体、丙烯酰胺和2‑巯基乙胺盐酸盐在分散剂、第二溶剂和第二引发剂存在下通过第二聚合反应制得。该絮凝剂在油基钻井液中具有选择性絮凝岩屑的特性，在固控设备配合下，可有效加强对微细岩屑的去除效果。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学领域，具体涉及一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用。
背景技术
2020年我国原油对外依存度已高达72.8％，天然气对外依存度也达到45.3％。过高的能源对外依存度对国内油气勘探开发提出了更为严格的要求，油气勘探开发自常规油气资源向非常规油气资源、自浅层向深层的转变已是大势所趋。在上述油气资源开发的过程中，钻遇地质情况也越来越复杂与严苛，这对钻井液技术提出了越来越高的要求。
油基钻井液是以油为外相的油水乳液体系，具有抑制性强、耐高温、润滑性优异等优点，广泛适用于水敏性地层、深层高温高压地层等复杂地质情况，已成为深井、高温井、水平井等首选钻井液。
在使用油基钻井液作业过程中，由于水平段较长、油基钻井液携岩能力差、固控设备性能有限等原因，部分岩屑反复在井内磨削，尤其是少量未被固控设备去除的钻屑再次从井口进入井内，经钻头处高速剪切，使这部分岩屑的粒径大幅减小达到纳微米级别，最终造成油基钻井液体系中岩屑含量普遍过高且难以去除，使得油基钻井液粘切过高，进而带来钻时减慢、起下钻激动压力过大、润滑性恶化、滤失量增高等问题，严重时引发井壁失稳事故。
目前油基钻井液中降低岩屑含量的方法主要是通过固控设备和胶液(油包水乳液)稀释。现有固控设备对粒径较大的钻屑可有效去除，但对微纳米级别的岩屑基本无去除效果，而导致油基钻井液粘切过高的主要因素来自微纳米级别的岩屑。稀释法可暂时通过兑入胶液来降低微细岩屑的含量，但在本质上未将其去除，使用一段时间后粘度和切力仍会增长过快，导致钻井液性能恶化。此外，稀释法成本较高，稀释后钻井液量过大还会带来后续钻井液废弃处理成本高等一系列问题。
CN109652026A公开了一种油基钻井液用絮凝型流型调节剂的制备方法，该方法包括：按重量百分比，(1)在装有搅拌器、温度计的烧杯中，加入纳米活性炭；(2)将低粘度合成基油，加量为1-40％，添加到步骤(1)的反应器中，在50-90℃搅拌3-6h；(3)将乳化剂，加量为1-5％，添加到步骤(1)的反应器中，搅拌3-6h；(4)将润湿剂，加量为1-10％，加入到步骤(1)反应器中，搅拌3-5h，获得的悬浊液即为油基钻井液用絮凝型流型调节剂。该方法可降低油基钻井液中的细分散颗粒含量，但絮凝效果相对有限，且对油基钻井液中的重晶石、有机土等有用固相也存在絮凝作用，这也限制了其在高密度油基钻井液中的应用。
综上，制备一种可以应用于油基钻井液岩屑选择性去除的絮凝剂变得非常有必要。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有方法存在去除油基钻井液中劣质固相的效果不够理想，且在去除劣质固相的过程中也絮凝钻井液中有用固相的问题，提供了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂，该絮凝剂是由预聚物A与预聚物B在第三溶剂存在下通过接枝聚合反应制得；其中，
所述预聚物A由亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯在第一溶剂和第一引发剂存在下通过第一聚合反应制得；
所述预聚物B由油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐在分散剂、第二溶剂和第二引发剂存在下通过第二聚合反应制得。
本发明第二方面提供了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂的制备方法，该方法包括：
(1)将亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯用第一溶剂进行第一溶解，制得溶液a；
(2)将第一引发剂加入所述溶液a中进行第一聚合反应，制得预聚物A；
(3)将分散剂用第二溶剂进行第二溶解，制得溶液b；
(4)将油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中进行混合，之后加入第二引发剂进行第二聚合反应，制得预聚物B；
(5)将所述预聚物A与预聚物B溶于第三溶剂中进行接枝聚合反应，制得絮凝剂。
本发明第三方面提供了前述第一方面所述的絮凝剂在油基钻井液中的应用。
通过上述技术方案，本发明所提供的絮凝剂具有如下有益效果：
(1)具有选择絮凝劣质固相的特性，对重晶石、有机土等有用固相的絮凝作用较弱，可在高密度油基钻井液中应用；
(2)可使得油基钻井液中劣质固相的粒径明显增大，钻井液的塑性粘度与终切值明显下降，进一步结合离心措施处理后，可明显降低油基钻井液中劣质固相的含量。
具体实施方式
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。
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明第一方面提供了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂，该絮凝剂是由预聚物A与预聚物B在第三溶剂存在下通过接枝聚合反应制得；其中，
所述预聚物A由亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯在第一溶剂和第一引发剂存在下通过第一聚合反应制得；
所述预聚物B由油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐在分散剂、第二溶剂和第二引发剂存在下通过第二聚合反应制得。
在本发明的一些实施方式中，所述油溶性单体优选为苯乙烯、乙烯基环己烷、甲基丙烯酰胺十六烷基酯中的至少一种，进一步优选为甲基丙烯酰胺十六烷基酯和/或苯乙烯，进而使得所制得的絮凝剂在油基钻井液中具有良好的溶解性。
在本发明的一些实施方式中，所述阳离子单体优选为N-2(丙烯酰胺甲氧基)乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、二甲基二烯丙基氯化铵、乙烯基吡啶、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵中的至少一种，进一步优选为丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和/或二甲基二烯丙基氯化铵，进而使得所制得的絮凝剂对油基钻井液中的岩屑具有良好的吸附、絮凝能力。
在本发明的一些实施方式中，所述亲水单体优选为丙烯酰胺、丙烯酸、烯丙基磺酸钠、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸中的至少一种，进一步优选为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和/或烯丙基磺酸钠，可提高絮凝剂结构中的支化程度，进而使得所制得的絮凝剂对油基钻井液中的岩屑具有良好的吸附、絮凝能力。
在本发明的一些实施方式中，所述第一溶剂和第二溶剂相同，可以选自甲醇、乙醇、二甲基亚砜或异丙醇；优选地，所述第一溶剂和第二溶剂均为甲醇。
在本发明中，所述第三溶剂可以为甲醇、乙醇或异丙醇，优选为甲醇。
在本发明中，所述分散剂可以为羟丙基纤维素或聚乙烯醇。
在本发明中，所述第一引发剂和第二引发剂相同，可以选自偶氮二异丁腈、过氧化二苯甲酰或过氧化苯甲酰；优选地，所述第一引发剂和第二引发剂均为偶氮二异丁腈。
在本发明的一些实施方式中，制备预聚物A的原料满足：以100重量份的亲水单体为基准，所述阳离子单体为10-40重量份，甲基丙烯酸缩水甘油酯溶为5-20重量份，所述第一溶剂为300-800重量份，所述第一引发剂为0.1-0.5重量份；制备预聚物B的原料满足：以100重量份的所述油溶性单体为基准，丙烯酰胺为10-40重量份，2-巯基乙胺盐酸盐为0.1-2重量份，所述第二溶剂为300-800重量份，所述分散剂为5-25重量份，所述第二引发剂为0.1-0.5重量份。
本发明中，用于制备所述絮凝剂的各原料组分在满足上述数量关系的基础上，为获得絮凝效果更好的用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂，优选地，制备预聚物A的原料满足：以100重量份的亲水单体为基准，所述阳离子单体为15-25重量份，甲基丙烯酸缩水甘油酯溶为10-15重量份，所述第一溶剂为400-550重量份，所述第一引发剂为0.25-0.3重量份；制备预聚物B的原料满足：以100重量份的所述油溶性单体为基准，丙烯酰胺为20-30重量份，2-巯基乙胺盐酸盐为0.5-1重量份，所述第二溶剂为400-550重量份，所述分散剂为10-15重量份，所述第二引发剂为0.25-0.3重量份。
在本发明的一些实施方式中，为获得更好的选择絮凝效果，优选地，预聚物A：预聚物B的质量比为1：(1-5)，进一步优选为1：(1-2)；(预聚物A+预聚物B)：第三溶剂的质量比为(1-4)：10，进一步优选为(2-3)：10。
本发明第二方面提供了一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂的制备方法，该方法包括：
(1)将亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯用第一溶剂进行第一溶解，制得溶液a；
(2)将第一引发剂加入所述溶液a中进行第一聚合反应，制得预聚物A；
(3)将分散剂用第二溶剂进行第二溶解，制得溶液b；
(4)将油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中进行混合，之后加入第二引发剂进行第二聚合反应，制得预聚物B；
(5)将所述预聚物A与预聚物B溶于第三溶剂中进行接枝聚合反应，制得絮凝剂。
在本发明中，室温指20-30℃。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(1)中，为使得所述亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯在所述第一溶剂中充分溶解，进而制得均匀稳定的所述溶液a，优选地，所述第一溶解的条件包括：温度可以为室温，搅拌速率可以为1000-2000转/分。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(2)中，优选地，所述第一聚合反应的条件包括：温度可以为50-85℃，时间可以为7-12h，搅拌速率可以为300-500转/分。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(3)中，为使得所述分散剂在所述第二溶剂中充分溶解，优选地，所述第二溶解的条件包括：温度可以为室温，搅拌速率可以为1000-2000转/分。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(4)中，优选地，所述混合的条件包括：温度可以为室温，搅拌速率可以为1000-2000转/分。
在本发明中，所述第二聚合反应的条件包括：温度可以为45-80℃，时间可以为10-24h，搅拌速率可以为300-500转/分。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(2)和步骤(4)中，为保证所述第一聚合反应和第二聚合反应的顺利进行，优选在加入所述第一引发剂或第二引发剂之前在反应体系中通入惰性保护气体，以避免氧气对反应的干扰。所述惰性保护气体可以为氮气、氦气、氩气等惰性气体，优选为氮气。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(5)中，优选地，所述接枝聚合反应的条件包括：温度可以为室温，时间可以为20-48h，搅拌速率可以为300-500转/分。
在本发明的一些实施方式中，在步骤(2)、(4)和(5)中，还分别包括对所述第一聚合反应的产物、第二聚合反应的产物和接枝聚合反应的产物进行烘干和粉碎，以得到粉末状的所述预聚物A、预聚物B和絮凝剂。优选地，所述烘干的条件包括：温度可以为85-105℃，时间可以为24-72h。
在本发明中，所制得的絮凝剂为淡黄色粘稠状液体，其在油基钻井液中具有优良的溶解性能，在此基础上，具有选择絮凝油基钻井液中劣质固相的特性，而对重晶石、有机土等有用固相的絮凝作用较弱，可显著提高油基钻井液中岩屑的去除效果。
本发明第三方面提供前述第一方面所述的絮凝剂在油基钻井液中的应用。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。以下实施例和对比例中，
在没有特别说明的情况下，所用材料均采用普通市售产品。
实施例1
(1)将100g的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、20g丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和15g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于450g甲醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.3g偶氮二异丁腈进行第一聚合反应，反应条件为：温度为65℃，时间为10h，搅拌速率为500转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将13g羟丙基纤维素在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于400g甲醇，制得溶液b；
(4)将100g甲基丙烯酰胺十六烷基酯、25g丙烯酰胺和0.5g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.3g偶氮二异丁腈进行第二聚合反应，反应条件为：温度为60℃，时间为12h，搅拌速率为500转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取10g预聚物A与20g预聚物B(即质量比为1：2溶于100g甲醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为48h，搅拌速率为500转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S1。
实施例2
(1)将100g的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、25g二甲基二烯丙基氯化铵和13g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于500g甲醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.27g偶氮二异丁腈进行第一聚合反应，反应条件为：温度为65℃，时间为10h，搅拌速率为500转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将10g羟丙基纤维素在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于450g甲醇，制得溶液b；
(4)将100g甲基丙烯酰胺十六烷基酯、20g丙烯酰胺和0.75g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.27g偶氮二异丁腈进行第二聚合反应，反应条件为：温度为65℃，时间为14h，搅拌速率为500转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取10g预聚物A与10g预聚物B(即质量比为1：1)溶于100g甲醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为44h，搅拌速率为500转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S2。
实施例3
(1)将100g烯丙基磺酸钠、15g丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和10g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于400g甲醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.25g偶氮二异丁腈进行第一聚合反应，反应条件为：温度为60℃，时间为9h，搅拌速率为500转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将15g羟丙基纤维素在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于500g甲醇，制得溶液b；
(4)将100g苯乙烯、30g丙烯酰胺和0.75g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.25g偶氮二异丁腈进行第二聚合反应，反应条件为：温度为70℃，时间为15h，搅拌速率为500转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取15g预聚物A与15g预聚物B(即质量比为1：1)溶于100g甲醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为40h，搅拌速率为500转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S3。
实施例4
(1)将100g丙烯酸、40g的N-2(丙烯酰胺甲氧基)乙基三甲基氯化铵和20g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于500g二甲基亚砜，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.4g偶氮二异丁腈进行第一聚合反应，反应条件为：温度为85℃，时间为12h，搅拌速率为300转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将20g羟丙基纤维素在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于500g二甲基亚砜，制得溶液b；
(4)将100g苯乙烯、15g丙烯酰胺和2g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.4g偶氮二异丁腈进行第二聚合反应，反应条件为：温度为75℃，时间为18h，搅拌速率为300转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取10g预聚物A与20g预聚物B(即质量比为1：2)溶于100g甲醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为32h，搅拌速率为300转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S4。
实施例5
(1)将100g丙烯酸、30g乙烯基吡啶和20g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于350g异丙醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.35g过氧化二苯甲酰进行第一聚合反应，反应条件为：温度为75℃，时间为11h，搅拌速率为300转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将20g聚乙烯醇在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于350g异丙醇，制得溶液b；
(4)将100g苯乙烯、35g丙烯酰胺和1.5g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.35g过氧化二苯甲酰进行第二聚合反应，反应条件为：温度为80℃，时间为20h，搅拌速率为300转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取10g预聚物A与20g预聚物B(即质量比为1：2)溶于100g异丙醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为28h，搅拌速率为300转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S5。
实施例6
(1)将100g丙烯酰胺、10g十八烷基二甲基烯丙基氯化铵和5g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于300g异丙醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.1g过氧化苯甲酰进行第一聚合反应，反应条件为：温度为50℃，时间为8h，搅拌速率为500转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将25g聚乙烯醇在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下溶解于300g异丙醇，制得溶液b；
(4)将100g乙烯基环己烷、10g丙烯酰胺和0.35g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为2000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.1g过氧化二苯甲酰进行第二聚合反应，反应条件为：温度为55℃，时间为11h，搅拌速率为300转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取20g预聚物A与20g预聚物B(即质量比为1：1)溶于100g异丙醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为24h，搅拌速率为500转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S6。
实施例7
(1)将100g丙烯酰胺、10g丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和5g甲基丙烯酸缩水甘油酯在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于800g乙醇，制得溶液a；
(2)将溶液a置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.5g过氧化苯甲酰进行第一聚合反应，反应条件为：温度为50℃，时间为7h，搅拌速率为300转/分。将第一聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物A；
(3)将5g聚乙烯醇在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下溶解于800g乙醇，制得溶液b；
(4)将100g乙烯基环己烷、40g丙烯酰胺和0.1g的2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中，并在室温下、搅拌速率为1000转/分的条件下进行混合，然后置于三口烧瓶中，持续通入氮气30min后，加入0.5g过氧化苯甲酰进行第二聚合反应，反应条件为：温度为45℃，时间为10h，搅拌速率为500转/分。将第二聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到预聚物B；
(5)称取15g预聚物A与25g预聚物B(即质量比为1：1.67)溶于100g乙醇中进行接枝聚合反应，反应条件为：温度为室温，时间为20h，搅拌速率为500转/分。将接枝聚合反应产物在85℃下烘干24h，经粉碎后得到絮凝剂S7。
对比例1
按照实施例1的方法，不同的是，在步骤(5)中，称取预聚物A的质量为1g，预聚物B的质量为10g，即预聚物A：预聚物B的质量比为1：10。其他条件与实施例1相同，得到絮凝剂D1。
对比例2
按照实施例1的方法，不同的是，阳离子单体为2-乙酰基-5-溴-4-甲基噻吩其他条件与实施例1相同，得到絮凝剂D2。
测试例
利用实施例1-7和对比例1-2中制备的絮凝剂处理油基钻井液，以评价本发明所提供的用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂的性能。以下测试例中，
钻井液的塑性粘度(mPa·s)、动切力(Pa)、初终切(Pa)采用六速粘度计并根据GB/T16783.2-2012中规定的方法进行测定；
钻井液的固相粒径中值测试采用聚焦光束反射测量仪(梅特勒-托利多，ParticleTrack G600B)；
絮凝固相的元素测试采用X射线荧光光谱仪(马尔文，Zetium)；
钻井液的密度、钻井液中的低密度固相含量以及重晶石固相含量根据GB/T16783.2-2012中规定的方法进行测定，在没有特别说明的情况下，所述低密度固相含量和重晶石固相含量均指体积含量；
六速粘度计的厂商为青岛同春石油仪器有限公司，型号为ZNN-D6B；
低速搅拌机的厂商为青岛同春石油仪器有限公司，型号D90；
离心机的厂商为湖南湘仪实验室仪器开发有限公司，型号TG16-WS。
油基钻井液样品的制备：
本测试例中处理的油基钻井液取于新疆南缘区块，其密度为2.36g/cm3，取样后将该油基钻井液进行过筛(100目标准筛)处理，筛除肉眼可见的岩屑颗粒，得到油基钻井液样品(经测试，按照体积比，该油基钻井液样品中的低密度固相含量为18％，重晶石固相含量为39％。按照低密度固相的密度为2.6g/cm3、重晶石固相的密度为4.2g/cm3将上述固相含量换算为质量固相含量，得到该油基钻井液样品中的低密度固相与重晶石固相的质量比约为0.28:1。所述低密度固相主要包括岩屑、有机土、沥青等，由于钻井液中有机土、沥青的含量与岩屑相比极低，故在此处可认为所述低密度固相主要为岩屑，即劣质固相。因此可认为该油基钻井液样品中的劣质固相与重晶石固相的质量比约为0.28:1)，对该样品进行如下测试。
1、钻井液加入絮凝剂后的固相粒径中值测试和流变性测试
在100mL油基钻井液样品(作为基浆)中分别加入1g本发明实施例1-7和对比例1-2制备的絮凝剂，同时使用低速搅拌机在100r/min下搅拌20min，以对油基钻井液样品进行絮凝处理，得到絮凝处理后的钻井液(本发明实施例1-7对应的絮凝处理后的钻井液标记为BS1-7，对比例1-2对应的絮凝处理后的钻井液标记为BD1-2)，并分别测试上述絮凝处理后所得到的钻井液的固相粒径中值和流变参数(塑性粘度、动切力及初终切)。
测试结果如表1所示。
表1
从表1可以看出，在油基钻井液样品(基浆)中加入本发明提供的絮凝剂进行絮凝处理后，钻井液的固相粒径中值大幅提升，由12μm提升至60μm以上。其中实施例1-3具有明显更优的效果，经絮凝处理后钻井液的固相粒径中值提升至95μm以上。这表明本发明所提供的絮凝剂对油基钻井液样品(基浆)中的微纳米级别的细岩屑具有显著的絮凝作用，进而能够显著提升钻井液的固相粒径中值。而对比例中未使用本发明所提供的方法及絮凝剂，经絮凝处理后油基钻井液的固相粒径中值显著低于实施例1-7，其中，对比例1未采用本发明的预聚物A与预聚物B的特定比例关系，所制得的絮凝剂的絮凝效果不理想；对比例2采用2-乙酰基-5-溴-4-甲基噻吩作为阳离子单体，所制得的絮凝剂的絮凝效果微弱，导致BD2的固相粒径中值与油基钻井液样品(基浆)的固相粒径中值非常接近。
在钻井液流变性方面，在油基钻井液样品(基浆)中加入本发明提供的絮凝剂进行絮凝处理后，钻井液的塑性粘度、终切明显降低，这也反映出其中的岩屑已被絮凝成大颗粒。
2、钻井液加入絮凝剂后的絮凝固相组分测试
将上述钻井液BS1-7和BD1-2进行过筛(100目标准筛)，记录筛面情况，并将筛面上截留的絮凝物用正己烷进行洗涤，之后在50℃下烘干，得到絮凝固相。
对上述絮凝固相进行元素测试，测得其中氧化物(SiO2、CaO、BaO、Al2O3、Fe2O3等)的质量百分含量，并按照分子量进一步换算得到絮凝固相中的重晶石(BaSO4)、氧化钙(CaO)和劣质固相的质量百分含量(其中，劣质固相的质量百分含量＝100％–重晶石的质量百分含量–氧化钙的质量百分含量)，结果如表2所示。
表2
从表2可以看出，在油基钻井液样品(基浆)中加入本发明提供的絮凝剂进行絮凝处理后，所得到的絮凝固相中，劣质固相的含量高于50wt％，且劣质固相与重晶石固相的质量比大于1.5：1。而在油基钻井液样品(基浆)中，劣质固相与重晶石固相的质量比约为0.28:1，由此可见，本发明提供的絮凝剂在油基钻井液中具有较好的选择性絮凝劣质固相的效果，对于重晶石则絮凝作用相对较弱，使得絮凝处理后的油基钻井液能够保持较好的使用性能。需要说明的是，在本测试中BS1-7的絮凝固相中仍能测出含有高于20wt％的重晶石，这是由于在对絮凝后的钻井液进行过筛处理的过程中，在絮凝固相的表面会不可避免地吸附有钻井液，在正己烷洗涤后，上述吸附的钻井液中的固相(包含重晶石)存留在絮凝固相中所致。上述吸附因素是絮凝固相中重晶石组分的主要来源，故在BS1-7的絮凝固相中，实际被絮凝剂所絮凝出来的重晶石的质量百分含量要比表2所示的重晶石含量值还要显著更低，即本发明提供的絮凝剂对重晶石的絮凝作用相对较弱。
而对比例中未使用本发明所提供的方法及絮凝剂，其对油基钻井液中劣质固相的选择性絮凝效果相较实施例1-7具有显著差距。其中，在对比例1的絮凝固相中，劣质固相的含量低于20wt％，而有用固相(重晶石和氧化钙)的含量高于80wt％，这表明其对劣质固相的絮凝效果不理想，大量的有用固相被絮凝，进而导致油基钻井液的使用性能受到较严重的影响；对比例2由于絮凝效果微弱，未能在筛面上获得絮凝固相，更无从谈及对劣质固相的选择性絮凝效果。
3、钻井液加入絮凝剂后的离心液密度测试和离心液中劣质固相含量测试
将上述钻井液BS1-7和BD1-2转移至离心管中，利用离心机在4800r/min下离心10min，取离心后的上层离心液，测试离心液密度和离心液中劣质固相含量。测试结果如表3所示。
表3
从表3可以看出，BS1-7的离心液密度相较于油基钻井液样品(基浆)的离心液密度出现了显著降低，同时BS1-7的离心中液劣质固相含量相较于油基钻井液样品(基浆)的离心液中劣质固相含量也明显降低，这表明本发明提供的絮凝剂在油基钻井液中具有优良的絮凝效果，能够显著促使钻井液中的劣质固相颗粒的絮凝团聚，进而使其在离心过程中更容易被分离出去，最终使得絮凝处理后的钻井液的离心液密度及离心液中劣质固相含量出现显著降低。
而BD1和BD2的离心液密度及离心液中劣质固相含量均显著高于BS1-7，这表明对比例1-2的絮凝效果相较于实施例1-7的本发明提供的絮凝剂的效果具有显著差距。需要说明的是，BD2的离心液密度及离心液中劣质固相含量高于不添加絮凝剂的油基钻井液样品(基浆)，这是由于加入絮凝剂D2后，所得到的钻井液BD2相较于油基钻井液样品(基浆)出现了明显的粘切提高，进而在离心过程中对劣质固相的分离难度增加所致。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂，其特征在于，该絮凝剂是由预聚物A与预聚物B在第三溶剂存在下通过接枝聚合反应制得；其中，
所述预聚物A由亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯在第一溶剂和第一引发剂存在下通过第一聚合反应制得；
所述预聚物B由油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐在分散剂、第二溶剂和第二引发剂存在下通过第二聚合反应制得；其中，
预聚物A：预聚物B的质量比为1：（1-5）；
（预聚物A+预聚物B）：第三溶剂的质量比为（1-4）：10；
所述油溶性单体为苯乙烯、乙烯基环己烷、甲基丙烯酰胺十六烷基酯中的至少一种；
所述阳离子单体为N-2(丙烯酰胺甲氧基)乙基三甲基氯化铵、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵、二甲基二烯丙基氯化铵、乙烯基吡啶、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵中的至少一种；
所述亲水单体为丙烯酰胺、丙烯酸、烯丙基磺酸钠、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸中的至少一种。
2.根据权利要求1所述的絮凝剂，其中，制备预聚物A的原料满足：以100重量份的亲水单体为基准，所述阳离子单体为10-40重量份，甲基丙烯酸缩水甘油酯为5-20重量份，所述第一溶剂为300-800重量份，所述第一引发剂为0.1-0.5重量份；制备预聚物B的原料满足：以100重量份的所述油溶性单体为基准，丙烯酰胺为10-40重量份，2-巯基乙胺盐酸盐为0.1-2重量份，所述第二溶剂为300-800重量份，所述分散剂为5-25重量份，所述第二引发剂为0.1-0.5重量份。
3.根据权利要求2所述的絮凝剂，其中，制备预聚物A的原料满足：以100重量份的亲水单体为基准，所述阳离子单体为15-25重量份，甲基丙烯酸缩水甘油酯为10-15重量份，所述第一溶剂为400-550重量份，所述第一引发剂为0.25-0.3重量份；制备预聚物B的原料满足：以100重量份的所述油溶性单体为基准，丙烯酰胺为20-30重量份，2-巯基乙胺盐酸盐为0.5-1重量份，所述第二溶剂为400-550重量份，所述分散剂为10-15重量份，所述第二引发剂为0.25-0.3重量份。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的絮凝剂，其中，所述油溶性单体为甲基丙烯酰胺十六烷基酯和/或苯乙烯；
所述阳离子单体为丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和/或二甲基二烯丙基氯化铵；
所述亲水单体为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和/或烯丙基磺酸钠。
5.根据权利要求1-3中任意一项所述的絮凝剂，其中，所述第一溶剂和第二溶剂相同，选自甲醇、乙醇、二甲基亚砜或异丙醇；
所述第三溶剂为甲醇、乙醇或异丙醇；
所述分散剂为羟丙基纤维素或聚乙烯醇；
所述第一引发剂和第二引发剂相同，选自偶氮二异丁腈、过氧化二苯甲酰或过氧化苯甲酰。
6.一种权利要求1-5中任意一项所述的絮凝剂的制备方法，其特征在于，该方法包括：
（1）将亲水单体、阳离子单体和甲基丙烯酸缩水甘油酯用第一溶剂进行第一溶解，制得溶液a；
（2）将第一引发剂加入所述溶液a中进行第一聚合反应，制得预聚物A；
（3）将分散剂用第二溶剂进行第二溶解，制得溶液b；
（4）将油溶性单体、丙烯酰胺和2-巯基乙胺盐酸盐加入溶液b中进行混合，之后加入第二引发剂进行第二聚合反应，制得预聚物B；
（5）将所述预聚物A与预聚物B溶于第三溶剂中进行接枝聚合反应，制得絮凝剂。
7.根据权利要求6所述的制备方法，其中，在步骤（1）中，所述第一溶解的条件包括：温度为室温，搅拌速率为1000-2000转/分；
和/或，在步骤（2）中，所述第一聚合反应的条件包括：温度为50-85℃，时间为7-12h，搅拌速率为300-500转/分。
8.根据权利要求6所述的制备方法，其中，在步骤（3）中，所述第二溶解的条件包括：温度为室温，搅拌速率为1000-2000转/分；
和/或，在步骤（4）中，所述混合的条件包括：温度为室温，搅拌速率为1000-2000转/分；所述第二聚合反应的条件包括：温度为45-80℃，时间为10-24 h，搅拌速率为300-500转/分。
9.根据权利要求6所述的制备方法，其中，在步骤（5）中，所述接枝聚合反应的条件包括：温度为室温，时间为20-48h，搅拌速率为300-500转/分。
10.权利要求1-5中任意一项所述的絮凝剂在油基钻井液中的应用。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110771466.1A CN113292731B (zh) | 2021-07-08 | 2021-07-08 | 用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 |
| US17/857,390 US20230017294A1 (en) | 2021-07-08 | 2022-07-05 | Flocculating agent for removing oil-based drilling fluid rock cuttings and preparation method and use thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110771466.1A CN113292731B (zh) | 2021-07-08 | 2021-07-08 | 用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113292731A CN113292731A (zh) | 2021-08-24 |
| CN113292731B true CN113292731B (zh) | 2022-06-21 |
Family
ID=77330625
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110771466.1A Active CN113292731B (zh) | 2021-07-08 | 2021-07-08 | 用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20230017294A1 (zh) |
| CN (1) | CN113292731B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115851245B (zh) * | 2021-09-27 | 2023-07-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 油基钻井液低密度固相清除剂及其制备方法 |
| CN115015043A (zh) * | 2022-07-22 | 2022-09-06 | 中国石油大学(华东) | 一种油基钻井液低密度固相含量的检测方法 |
| CN115626963B (zh) * | 2022-10-13 | 2023-07-21 | 中国石油大学(华东) | 一种油基钻井液离心液絮凝剂及其制备方法与在含油钻屑离心液絮凝回收中的应用 |
| CN116891279A (zh) * | 2023-07-10 | 2023-10-17 | 河北邦业环保科技有限公司 | 一种水基泥浆钻屑复合破胶剂及其使用方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106147729A (zh) * | 2015-04-21 | 2016-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液及其制备方法 |
| CN109652026A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-19 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种油基钻井液用絮凝型流型调节剂的制备方法 |
| CN111777999A (zh) * | 2020-07-24 | 2020-10-16 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种钻井液用液体絮凝剂及其制备方法 |
| CN112029033A (zh) * | 2020-09-02 | 2020-12-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 油基钻井液纳微米劣质固相聚合物絮凝剂及其制备方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5693716A (en) * | 1993-07-02 | 1997-12-02 | The Dow Chemical Company | Amphipathic graft copolymers and copolymer compositions and methods of making |
-
2021
- 2021-07-08 CN CN202110771466.1A patent/CN113292731B/zh active Active
-
2022
- 2022-07-05 US US17/857,390 patent/US20230017294A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106147729A (zh) * | 2015-04-21 | 2016-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液及其制备方法 |
| CN109652026A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-19 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种油基钻井液用絮凝型流型调节剂的制备方法 |
| CN111777999A (zh) * | 2020-07-24 | 2020-10-16 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种钻井液用液体絮凝剂及其制备方法 |
| CN112029033A (zh) * | 2020-09-02 | 2020-12-04 | 中国石油天然气集团有限公司 | 油基钻井液纳微米劣质固相聚合物絮凝剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20230017294A1 (en) | 2023-01-19 |
| CN113292731A (zh) | 2021-08-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN113292731B (zh) | 用于油基钻井液岩屑去除的絮凝剂及其制备方法和应用 | |
| US10533122B1 (en) | Strong plugging drilling fluid composition and preparation method thereof, and use thereof | |
| DE69733563T2 (de) | Additiv zu erhöhung der dichte eines fluids und fluid mit einem derartigen additiv | |
| AU593345B2 (en) | A slurry useful in preparing spacer fluids and a spacer fluid thereof | |
| CN113355069B (zh) | 一种抗高温改性纳米二氧化硅封堵剂及油基钻井液 | |
| CN110628398B (zh) | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 | |
| WO2008156970A1 (en) | Additive to reduce fluid loss for drilling fluids | |
| CA3003763A1 (en) | Modified asphalt particles and preparation method and use thereof | |
| CA2598123C (en) | Additive for reducing torque on a drill string | |
| US20170283678A1 (en) | Modification of bentonite properties for drilling fluids | |
| Shen et al. | Application of carboxylated cellulose nanocrystals as eco-friendly shale inhibitors in water-based drilling fluids | |
| GB2046245A (en) | Drilling fluids containing compositions of matter | |
| Gang et al. | A green shale inhibitor developed from lignin sulfonate and the mechanism study | |
| Zhang et al. | Preparation and properties of fluid loss reducer for anti-CO32-pollution in ultra-high temperature and high salt drilling fluids | |
| CN117821037A (zh) | 一种抗超高温高盐水基钻井液及其制备方法 | |
| CN108003848B (zh) | 超分子材料及其制备方法和在无土相水基钻井液中作为提切剂的应用 | |
| CN107815299B (zh) | 一种低密度有机硅纳米水基钻井液 | |
| CN114989793B (zh) | 一种自清除纳微米劣质固相的油基钻井液体系及其制备方法与应用 | |
| CN115124034B (zh) | 纳米石墨烯及其制备方法与应用以及油基钻井液 | |
| CN106883831B (zh) | 一种新型油基钻井液用有机海泡石及其制备方法 | |
| CN114621373B (zh) | 油基钻井液用絮凝剂及其制备方法和应用 | |
| CN110964490B (zh) | 含废弃钻井液的调堵体系及其制备方法 | |
| EP0662113B1 (en) | Pretreated clays, their preparation and use in formulating drilling muds not aggressive to layer clays | |
| CN114836178A (zh) | 水基钻井液组合物及水基钻井液 | |
| CN113773439A (zh) | 一种油基钻井液用絮凝剂及其制备方法 |
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 |