CN114181676A - 一种流型调节剂及其制备方法与深水水基恒流变钻井液 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种流型调节剂及其制备方法与深水水基恒流变钻井液。该流型调节剂，由以下原料通过原位乳液聚合法制备得到：纳米甲基纤维素2‑20质量份，疏水单体5‑10质量份，阴离子型亲水单体2‑7质量份，乳化剂1‑2质量份，抗温单体4‑5质量份，阳离子单体1‑3质量份、引发剂0.4‑0.6质量份；其中，所述疏水单体包括丙烯酸脂类单体；所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸类单体和/或丙烯酰胺类单体；所述阳离子单体包括有机铵盐；所述抗温单体包括具有刚性基团的抗温单体和具有支化单体的抗温单体。
Description
技术领域
本发明属于石油工业油田化学技术领域，特别涉及一种深水水基恒流变钻井液用流型调节剂及其制备方法与深水水基恒流变钻井液。
背景技术
深水钻井液技术是深水油气开发的关键技术之一。低温流变调控是深水钻井液的技术核心。海底泥线附近的低温环境(0-4℃)是阻碍深水油气开发的重要原因之一。由于造浆黏土低温增稠的特性，低温会造成钻井液增稠、糊塞、跑浆等问题，极大增加了钻井作业的事故风险。因此，在深水油气钻探中，减小当量循环密度(ECD)变化，提高钻井液流变性的低温稳定性，成为高性能深水钻井液开发的一个重要方向。
近来国内开发的新型深水水基恒流变钻井液采用微乳液聚合物作为关键处理剂，强化了钻井液的流变稳定性，在深水油气开发中具有广阔的应用前景。但是由于水基钻井液的特殊性，常规的流型调节剂在耐温耐盐、低温流变调控、提切稳切方面均有一定不足。
现有深水水基钻井液流型调节剂存在的缺点：(1)耐温性能不足，深水地层复杂的温度变化要求处理剂有着更好的耐温能力；(2)低温流变调控能力不足，泥线位置多为2-4℃易引起钻井液黏度、切力的大幅度变化；(3)耐盐性能不足，多种常规流型调节剂的流行调变效果受盐浓度影响严重。
发明内容
本发明的目的在于提供一种适用于深水水基恒流变钻井液的流型调节剂，该流型调节剂同时具备优异的耐温性能、耐盐性能以及低温流变调控性能。
为了实现上述目的，本发明提供了一种流型调节剂，其中，该流型调节剂由以下原料通过原位乳液聚合法制备得到：
纳米甲基纤维素2-20质量份，疏水单体5-10质量份，阴离子型亲水单体2-7质量份，乳化剂1-2质量份，抗温单体4-5质量份，阳离子单体1-3质量份、引发剂0.4-0.6 质量份；
其中，所述疏水单体包括丙烯酸脂类单体；所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸类单体和/或丙烯酰胺类单体；所述阳离子单体包括有机铵盐；所述抗温单体包括具有刚性基团的抗温单体和具有支化单体的抗温单体。
在上述流型调节剂中，优选地，所述疏水单体包括丙烯酸丁酯、丙烯酸叔丁酯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸六氟丁酯中的一种或两种以上的组合。
在上述流型调节剂中，优选地，所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸、丙烯酰胺和甲基丙烯酰胺中的一种或两种以上的组合。
在上述流型调节剂中，优选地，所述阳离子单体包括二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、甲基-丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵(TAC)中的一种或两种以上的组合。
在上述流型调节剂中，优选地，所述具有刚性基团的抗温单体包括苯乙烯(St)和/或对苯乙烯磺酸钠(SSS)。
在上述流型调节剂中，优选地，所述具有支化单体的抗温单体包括马来酸酐(MA)和/或2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)。
在上述流型调节剂中，优选地，所述乳化剂为MS-1乳化剂(有效成分为烷基酚醚磺基琥珀酸酯钠盐)；在一具体实施方式中，MS-1乳化剂购自江苏省海安石油化工厂。
在上述流型调节剂中，优选地，所述引发剂包括过硫酸铵、过硫酸钾和过氧化氢中的一种或两种以上的组合。
在上述流型调节剂中，优选地，所述纳米甲基纤维素的粒径为100-500nm。
在上述流型调节剂中，优选地，所述纳米甲基纤维素的甲氧基取代度(DS)为 1.3-2.0(例如1.3)。
在一具体实施方式中，纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司。
本发明还提供了上述流型调节剂的制备方法，其中，该方法包括：
将原料中的抗温单体和阳离子单体中属于油溶性的单体、纳米甲基纤维素、疏水单体、乳化剂与白油(例如5#白油)混合，得到混合液A；
将原料中抗温单体和阳离子单体中属于水溶性的单体、阴离子型亲水单体与水混合，得到混合液B；
将所述混合液A与所述混合液B混合得到混合液C；
调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0，然后进行乳化得到微乳液；
在保护气氛下向所述微乳液中加入引发剂，并在加热条件下反应得到所述流型调节剂。
在上述制备方法中，白油与水的用量综合油相中溶剂的量、水相中溶剂的量以及乳液对油相和水相比例的需求进行常规选择即可；在一具体实施方式中，白油与纳米甲基纤维素的用量比为20ml:20g，白油与所述水的体积比为20:80；在一具体实施方式中，水相各单体的总质量与水的用量比不超过20g:80ml。
在上述制备方法中，优选地，使用氢氧化钠调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0；更优选地，使用浓度为20wt％的氢氧化钠溶液调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0。
在上述制备方法中，优选地，所述乳化使用剪切乳化机进行；更优选地，所述乳化使用剪切乳化机在2000-4000r/min的剪切速率下进行；在一具体实施方式中，利用剪切乳化机在一定剪切速率下(例如2000-4000r/min)乳化至少20min得到微乳液。
在上述制备方法中，优选地，所述保护气氛为氮气气氛。
在一具体实施方式中，向所述微乳液中加入引发剂前，向反应用容器中通保护气至少20分钟除氧气，塑造保护气氛。
在上述制备方法中，优选地，所述加热的温度为40-50℃。
在上述制备方法中，优选地，所述反应的时间为4-6h。
在上述制备方法中，优选地，该方法进一步包括：将反应得到产物进行丙酮洗涤提纯、烘干、粉碎的步骤。该优选实施方式最终得到的产品为白色粉末，即为所述流型调节剂。
在上述制备方法中，优选地，所述引发剂以引发剂水溶液的方式进行添加；在一具体实施方式中，以引发剂水溶液中水的体积为基准，引发剂水溶液中引发剂的浓度为0.25g/mL。
在上述制备方法中，优选地，所述水为去离子水。
本发明还提供了一种深水水基恒流变钻井液，该钻井液包含上述流型调节剂。
在上述深水水基恒流变钻井液中，优选地，所述深水水基恒流变钻井液为膨润土水基钻井液；在一优选实施方式中，以深水水基恒流变钻井液中水的质量为100％计，膨润土的添加量为4-5％。
在上述深水水基恒流变钻井液中，优选地，以深水水基恒流变钻井液中水的质量为100％计，上述流型调节剂的添加量为2-3％。
本发明提供的技术方案利用甲基纤维素本身良好的增粘效果和温敏效应，采用原位乳液聚合法，对纳米甲基纤维素进行改性，提高其亲水性增强溶解性，并降低临界转变温度LCST值，起到低温降粘的恒流变调节作用。具体而言，反应主体选用纳米甲基纤维素(例如100-500nm)，采用阴离子型亲水单体和疏水单体进行原位乳液聚合改性，添加少量的阳离子单体，使改性后产物具有一定的聚合物分子内离子键，具有一定的盐响应效果，提升聚合物的耐盐性能，且由于阴阳离子单体的存在，其聚合物内离子键具有稳定聚合物网状结构，可提高其抗温性能的能力；并在此基础上，进一步添加具有刚性基团和支化单体的抗温单体来提高产物的抗温性能，进而稳定团状聚合物网络形态，同时使聚合物具有更好的增黏提切效果。
本发明提供的流型调节剂能够通过网状的分子结构和分子间缔合提升钻井液体系的各项流变参数，同时其特殊的温敏效应能够有效地补偿由于低温和无机盐浓度变化等外界环境变化引起的流型调节效果变化，达到调节钻井液各温度段流变参数的效果。本发明提供的流型调节剂，在深水钻井过程中，兼具抗温抗盐性能，并且低温条件下流变调控能力优异，为我国深水钻井工程提供了技术支撑。与现有技术相比，本发明提供的技术方案具备以下有益效果：
(1)本发明提供的流型调节剂流型调节能力良好，在低温-常温-高温下均能够有效调节水基钻井液的流变起到增黏提切的作用，能够很好的用于深水水基恒流变钻井液。
特殊的温敏性材料甲基纤维素结合特殊的改性合成的聚合物能够通过亲疏水特性变化的补偿作用来应对深水水基钻井液在低温-常温-高温温度变化而引起的流变参数变化，良好的调节水基钻井液的各项流变，起到增黏提切的作用。温度升高分子链疏水缔合作用强，聚合物结构密集，空间网状面积大，起到增黏作用；温度降低，聚合物疏水缔合作用很弱，其缔合结构影响的钻井液内部空间结构占比小，避免了一定的低温增黏副作用。
(2)本发明提供的流型调节剂耐温性能好。
本发明提供的流型调节剂引入了带有刚性基团和支化单体的抗高温基团，抗温性能优良，能够对抗不同地层高温的复杂情况。
(3)本发明提供的流型调节剂耐盐性能好。
本发明提供的流型调节剂引入了带有阳离子结构的盐响应单体，使合成的流型调节剂具有良好的耐盐效果。阴阳离子聚合物的内离子键也能够起到一定程度的稳定聚合物形态的作用。同时，阳离子单体在温度升高情况下带来的吸附黏土护胶作用，结合聚合物分子本身的空间网络缔合特性，也一定程度上起到了稳定基浆体系，降低滤失量的作用。
(4)本发明提供的流型调节剂，制备原料易于获取，反应条件温和，便于控制，具有良好的大规模工业化生产前景。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明的保护范围。
在一优选实施方式中，提供了一种流型调节剂，该流型调节剂由以下原料通过原位乳液聚合法制备得到：
纳米甲基纤维素2-20质量份，疏水单体5-10质量份，阴离子型亲水单体2-7质量份，乳化剂1-2质量份，抗温单体4-5质量份，阳离子单体1-3质量份、引发剂0.4-0.6 质量份；
其中，所述疏水单体包括丙烯酸丁酯、丙烯酸叔丁酯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸六氟丁酯中的两种以上的组合；
所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸、丙烯酰胺和甲基丙烯酰胺中的两种以上的组合；
所述抗温单体包括苯乙烯(St)、马来酸酐(MA)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)和 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)中的两种以上的组合；所述抗温单体包括具有刚性基团的抗温单体和具有支化单体的抗温单体。
所述阳离子单体包括二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、甲基-丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵(TAC)中的一种或两种以上的组合；
所述乳化剂为MS-1乳化剂；
所述引发剂包括过硫酸铵、过硫酸钾和过氧化氢中的一种或两种以上的组合；
更优选地，所述乳化剂为1质量份；
更优选地，所述抗温单体包括至少一种油溶性单体和至少一种水溶性单体。
实施例1
本实施例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂适用于深水水基恒流变钻井液。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、向盛有20ml5#白油装有搅拌器的四口烧瓶中加入纳米甲基纤维素20g、丙烯酸叔丁酯3g、丙烯酸丁酯3g、苯乙烯5g和乳化剂MS-1 2g，搅拌均匀得到混合液A；
其中纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司，其粒径范围为 100-500nm、甲氧基取代度DS＝1.3-2.0；乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、将丙烯酰胺5g、丙烯酸5g、二甲基二烯丙基氯化铵2g和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)5g加入到80ml去离子水中混合，得到混合液B；
3、将混合液B加入至四口烧瓶中与混合液A混合得到混合液C；
4、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液C的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
5、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过硫酸铵溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
实施例2
本实施例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂适用于深水水基恒流变钻井液。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、向盛有20ml5#白油装有搅拌器的四口烧瓶中加入纳米甲基纤维素20g、甲基丙烯酸甲酯4g、丙烯酸六氟丁酯1g、苯乙烯5g和乳化剂MS-1 2g，搅拌均匀得到混合液A；
其中纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司，其粒径范围为 100-500nm、甲氧基取代度DS＝1.3-2.0；乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、将丙烯酸4g、甲基丙烯酰胺6g、甲基-丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵2g和对苯乙烯磺酸钠(SSS)4g加入到80ml去离子水中混合，得到混合液B；
3、将混合液B加入至四口烧瓶中与混合液A混合得到混合液C；
4、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液C的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
5、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过氧化氢溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为4.5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
实施例3
本实施例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂适用于深水水基恒流变钻井液。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、向盛有20ml5#白油装有搅拌器的四口烧瓶中加入纳米甲基纤维素20g、丙烯酸六氟丁酯1g、丙烯酸丁酯4g和苯乙烯5g和乳化剂MS-1 2g，搅拌均匀得到混合液 A；
其中纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司，其粒径范围为 100-500nm、甲氧基取代度DS＝1.3-2.0；乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、将丙烯酰胺7g、甲基丙烯酰胺3g、3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵2g和马来酸酐5g加入到80ml去离子水中混合，得到混合液B；
3、将混合液B加入至四口烧瓶中与混合液A混合得到混合液C；
4、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液C的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
5、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过硫酸铵溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为4.5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
对比例1
本对比例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂采用自由基乳液聚合得到。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、将纳米甲基纤维素20g、丙烯酸叔丁酯3g、丙烯酸丁酯3g、苯乙烯5g、丙烯酸7g、丙烯酰胺3g、3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵2g、马来酸酐5g和乳化剂MS-1 1g加入到100ml去离子水(40℃加热)中混合，得到混合液，将混合液加入至四口烧瓶中；
其中纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司，其粒径范围为 100-500nm、甲氧基取代度DS＝1.3-2.0；乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
3、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过硫酸铵溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为4.5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
对比例2
本对比例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂的原料不包含阳离子单体。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、向盛有20ml5#白油装有搅拌器的四口烧瓶中加入纳米甲基纤维素20g、甲基丙烯酸甲酯4g、丙烯酸六氟丁酯1g、苯乙烯5g和乳化剂MS-1 2g，搅拌均匀得到混合液A；
其中纳米甲基纤维素定制自北京北科新材科技有限公司，其粒径范围为100-500nm、甲氧基取代度DS＝1.3-2.0；乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、将丙烯酸4g、N-十二烷基丙烯酰胺6g和对苯乙烯磺酸钠(SSS)4g加入到 80ml去离子水中混合，得到混合液B；
3、将混合液B加入至四口烧瓶中与混合液A混合得到混合液C；
4、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液C的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
5、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过氧化氢溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为4.5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
对比例3
本对比例提供了一种流型调节剂，该流型调节剂的原料不包含纳米甲基纤维素。
该流型调节剂通过下述方式制备得到：
1、向盛有20ml5#白油装有搅拌器的四口烧瓶中加入苯乙烯5g、丙烯酸六氟丁酯1g、丙烯酸丁酯4g和乳化剂MS-1 2g，搅拌均匀得到混合液A；
乳化剂MS-1购自江苏省海安石油化工厂；
2、将丙烯酰胺5g、丙烯酸5g、二甲基二烯丙基氯化铵2g和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)5g加入到80ml去离子水中混合，得到混合液B；
3、将混合液B加入至四口烧瓶中与混合液A混合得到混合液C；
4、利用20wt％的氢氧化钠溶液调节混合液C的pH至7.0；然后利用剪切乳化机在4000r/min乳化20min，得到微乳液；
5、向四口烧瓶中通氮气除氧20min，加热至40℃滴加引发剂(0.5g过硫酸铵溶于2ml水得到)进行反应；反应时长为5h；
6、反应产物利用丙酮洗涤提纯，烘干粉碎得到反应产物。
最终产品为白色粉末。
实验例
将实施例1、实施例2、实施例3、对比例1、对比例2、对比例3提供的流型调节剂分别进行如下性能测试：
1、恒流变性能测试
5％的膨润土淡水基浆的配制：在高速搅拌杯中倒入400mL自来水，在4000r/min转速下加入20.0g钻井液试验配浆用膨润土(满足SY/T 5490-2016)和0.8g碳酸钠(化学纯)，高速搅拌20min，在25℃下密闭养护24h。
钻井液的配制：在上述5％的膨润土基浆中加入3wt％(以5％的膨润土基浆中水的质量为100％计)的待测试流型调节剂，利用滚子加热炉在180℃条件下老化16h，得到待测试钻井液。
参照国标《GB/T 29170-2012石油天然气工业钻井液实验室测试》测试钻井液 4-65℃的各项流变参数。结果如表1所示：
表1钻井液的恒流变性能效果
由表1数据可知，老化后未含有实施例1-实施例3提供的流型调节剂的水基膨润土钻井液体系在黏度、切力和Φ6/Φ3的数值上略显不足，不能有效地形成流变效果良好的膨润土钻井液体系。而老化后加入实施例1-实施例3提供的流型调节剂的水基膨润土钻井液体系在黏度、切力和Φ6/Φ3的数值上均得到了一定程度的提升，有利于钻井液体系的自身悬浮稳定性。含有实施例1-实施例3提供的流型调节剂的钻井液体系从65℃到4℃粘度表观粘度和塑性粘度和动切力变化小，说明实施例提供的流型调节剂具有良好的恒流变效果。靠近海底泥线附近时候，钻井液温度降低，黏土增粘，恒流变调节剂粘度降低，因此实施例提供的流型调节剂可以弥补黏土增粘的缺点，使钻井液的流变性能维持在一个平稳的范围内。实施例提供的流型调节剂有利于深水钻井过程中维持较低的ECD，有利于井壁稳定和防漏堵漏。而对比例提供的流型调节剂恒流变效果不明显：对比例1未能形成良好的层间片晶结构，分子间缔合情况差，增黏效果不足，低温增黏副作用大；对比例2无阳离子单体，无法形成分子间内离子键，结构强度差，低温补偿性能弱；对比例3无纳米材料，无法形成良好的层间片晶结构，分子间缔合情况差，增黏效果不足，低温增黏副作用大。
2.耐温耐盐性能测试
4％膨润土盐水基浆的配制：在高速搅拌杯中倒入400mL自来水，在4000r/min 转速下加入16.0g钻井液试验配浆用膨润土(满足SY/T 5490-2016)和100gNaCl(化学纯)、0.8g碳酸钠(化学纯)，高速搅拌20min，在25℃下密闭养护24h。
钻井液的配制：在上述4％的膨润土盐水基浆中加入3wt％(以4％的膨润土盐水基浆中水的质量为100％计)的待测试流型调节剂，得到待测试钻井液。利用滚子加热炉在180℃条件下老化16h。
参照国标《GB/T 29170-2012石油天然气工业钻井液实验室测试》测试钻井液分别在室温下老化16h以及利用滚子加热炉在180℃条件下老化16h，测定钻井液的各项流变参数。结果如表2所示：
表2钻井液的耐盐性能效果
由表2数据可知，在25％盐浓度的膨润土盐水基浆环境下，180℃/16h老化前后，实施例1-实施例3提供的流型调节剂均可以有效地起到提升膨润土盐水基浆表观粘度、塑性黏度和动切力的效果，同时也具有较稳定的Φ6/Φ3读数，说明实施例1-实施例3提供的流型调节剂具有良好的耐盐效果。这是由于纳米甲基纤维素改性后，形成了良好的层间片晶结构，分子间缔合效果好结构稳定，空间网络结构占比大，且引入阳离子单体后形成的分子间内键在高盐浓度的情况下打开，分子链进一步舒展，提升了流型调节剂的空间网络结构面积，起到了耐盐耐温、流型调节的效果。对比例1 未能形成良好的层间片晶结构，分子间缔合情况差，增黏效果不足，抗温抗盐性能差。对比例2无阳离子单体，无法形成分子间内离子键，抗盐抗温性能不足。对比例3 无纳米甲基纤维素，缺乏合成主体，线性聚合物结构松散，抗盐抗温性能不足。
以上描述了本发明的优选实施方式。这些实施方式的许多特征和优点根据该详细的说明书是清楚的，因此权利要求旨在覆盖这些实施方式的落入其真实精神和范围内的所有这些特征和优点。此外，由于本领域的技术人员容易想到很多修改和改变，因此不是要将本发明的实施方式限于所例示和描述的精确结构和操作，而是可以涵盖落入其范围内的所有合适修改和等同物。
Claims (10)
1.一种流型调节剂，其中，该流型调节剂由以下原料通过原位乳液聚合法制备得到：
纳米甲基纤维素2-20质量份，疏水单体5-10质量份，阴离子型亲水单体2-7质量份，乳化剂1-2质量份，抗温单体4-5质量份，阳离子单体1-3质量份、引发剂0.4-0.6质量份；
其中，所述疏水单体包括丙烯酸脂类单体；所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸类单体和/或丙烯酰胺类单体；所述阳离子单体包括有机铵盐；所述抗温单体包括具有刚性基团的抗温单体和具有支化单体的抗温单体。
2.根据权利要求1所述的流型调节剂，其中，
所述疏水单体包括丙烯酸丁酯、丙烯酸叔丁酯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸六氟丁酯中的一种或两种以上的组合；
所述阴离子型亲水单体包括丙烯酸、丙烯酰胺和甲基丙烯酰胺中的一种或两种以上的组合；
所述阳离子单体包括二甲基二烯丙基氯化铵、甲基-丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和3-丙烯酰胺丙基-三甲基氯化铵中的一种或两种以上的组合。
3.根据权利要求1所述的流型调节剂，其中，
所述具有刚性基团的抗温单体包括苯乙烯和/或对苯乙烯磺酸钠；
所述具有支化单体的抗温单体包括马来酸酐和/或2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸。
4.根据权利要求1所述的流型调节剂，其中，
所述乳化剂为MS-1乳化剂；
所述引发剂包括过硫酸铵、过硫酸钾和过氧化氢中的一种或两种以上的组合。
5.根据权利要求1所述的流型调节剂，其中，
所述纳米甲基纤维素的粒径为100-500nm；
所述纳米甲基纤维素的甲氧基取代度DS为1.3-2.0。
6.权利要求1-5任一项所述的流型调节剂的制备方法，其中，该方法包括：
将原料中的抗温单体和阳离子单体中属于油溶性的单体、纳米甲基纤维素、疏水单体、乳化剂与白油混合，得到混合液A；
将原料中的抗温单体和阳离子单体中属于水溶性的单体、阴离子型亲水单体与水混合，得到混合液B；
将所述混合液A与所述混合液B混合得到混合液C；
调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0，然后进行乳化得到微乳液；
在保护气氛下向所述微乳液中加入引发剂，并在加热条件下反应得到所述流型调节剂。
7.根据权利要求6所述的制备方法，其中，
使用氢氧化钠调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0；
优选地，使用浓度为20wt％的氢氧化钠溶液调节所述混合液C的pH值至6.0-8.0。
8.根据权利要求6所述的制备方法，其中，
所述白油与所述纳米甲基纤维素的用量比为20ml:20g；
所述白油与所述水的体积比为20:80；
优选地，所述加热的温度为40-50℃，所述反应的时间为4-6h。
9.根据权利要求6所述的制备方法，其中，该方法进一步包括：将反应得到产物进行丙酮洗涤提纯、烘干、粉碎的步骤。
10.一种深水水基恒流变钻井液，该钻井液包含上述权利要求1-5任一项所述的流型调节剂；
优选地，所述深水水基恒流变钻井液为膨润土水基钻井液；
更优选地，以深水水基恒流变钻井液中水的质量为100％计，上述流型调节剂的添加量为2-3％。
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