CN115851245B - 油基钻井液低密度固相清除剂及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油勘探开发技术技术领域，是一种油基钻井液低密度固相清除剂及其制备方法，前者按照下述步骤制备得到：向反应容器中，加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，得到第一混合溶液，并通入氮气以去除反应体系中的氧气；将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应得到聚合物；将聚合物降温加入所需量的白油和表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。本发明制备工艺简单，无废弃物产生，符合绿色环保生产理念，同时得到的产品抗温性能高，可有效降低钻井液低密度固相含量，控制钻井液粘、切增长，提高流变稳定性，减少钻井液稀释用基础油用量。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探开发技术技术领域，是一种油基钻井液低密度固相清除剂及其制备方法。
背景技术
中国油气资源开发逐渐由常规油气资源向非常规、超深层油气资源开发转移。非常规、超深层油气资源开发，由于井下温度高，复杂地层多，因而应用性能优异的油基钻井液的需求越来越大，油基钻井液对水敏性地层、盐层、膏质地层等复杂地层有良好的抑制能力，润滑性和抗温能力优良，可耐受200℃以上的高温，在深井和复杂井段的钻井中应用广泛。
油基钻井液主要由乳化剂、润湿剂、降失水剂等组成，其对岩屑等固相的抑制作用主要由基础油发挥，因此在应用过程中逐渐暴露出体系中低密度固相含量（主要为纳微米级的岩屑成分）过高且难以清除的问题，其原因是基础油虽然对岩屑有良好的抑制作用，但钻屑受剪切作用导致粒径逐渐减小，这一部分纳微米级的低密度固相难于通过振动筛、离心机等固控设备清除，随着时间的积累，纳微米级固相含量增多导致油基钻井液流变性恶化。油基钻井液体系中低密度固相含量过高，使油基钻井液体系的粘度和切力大幅度增长，触变性变差，极易在起下钻过程中发生压力激动，造成井壁失稳；低密度固相含量过高，也会严重降低机械钻速，导致钻进周期延长；钻至储层，部分低密度固相运移至储层孔隙中，引发储层不可逆损害，导致油气产量降低。
常用的可发挥微粒捕集作用的聚合物类处理剂在油相中不溶解，因此油基钻井液保持流变性的方法与水基钻井液不同，通常油基钻井液采用稀释方法以降低油基钻井液中低密度固相含量，该方法操作简便见效快，但整体应用成本较高，并且稀释法导致现场油基钻井液量快速提高，为后续存储及作为危废处理带来极大的成本压力。另外，经过稀释处理的钻井液应用一段时间后，粘度、切力仍会快速上升，使流变性能恶化、难以调控，无法满足现场应用需求。特别是对于高密度油基钻井液，降低相同的低密度固相含量所需的稀释用油量和离心后需添加的加重剂量都会比低密度钻井液增加很多。
因此，形成一种适用于油基钻井液的低密度固相清除剂，通过捕集清除纳微米级的岩屑等低密度固相，保持油基钻井液较长时间的流变稳定性，可为复杂深井的油基钻井液施工提供必要的技术支撑。
发明内容
本发明提供了一种油基钻井液低密度固相清除剂及其制备方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决油基钻井液中现有存在应用过程中粘切力增长速度过快使油基钻井液流变性不易于调控的问题。
本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：
上述含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体分子式为CH2=C(CH3)COOR1NH2，其中R1为碳原子数为5至8的烃基。
上述油溶性单体为苯乙烯和甲基丙烯酸烷基酯。
上述甲基丙烯酸烷基酯分子式为CH2=C(CH3)COOR2，其中R2为碳原子数为12至16的烃基。
上述第二步中，引发剂为偶氮二异丁腈和过氧化二苯甲酰中的一种。
上述第二步中，引发剂的溶剂为乙醇、甲苯和四氢呋喃中的一种。
上述第二步中，引发剂的溶剂为四氢呋喃。
上述第三步中，HLB值为10至14的表面活性剂为吐温60和聚乙二醇40中的一。
上述第一步中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为4:6，氮气通入时间为20min，搅拌速率为300r/min至350r/min；或/和，第二步中，第一混合溶液加热温度为60℃至70℃，反应时间为8h至10h。
本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种油基钻井液低密度固相清除剂的制备方法按照下述步骤进行：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液，例如，盐酸溶液即为盐酸水溶液；本发明中的常温、室温一般指15℃到25℃的温度，一般定义为25℃。
下面结合实施例对本发明作进一步描述：
实施例1：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
通常具有低密度固相清除功能的高分子聚合物通常都是水溶性材料，在油相中无法溶解，而本发明是从优选油溶性高分子单体出发，解决了高分子聚合物材料油溶性难题。将此油溶性高分子聚合物材料引入油基钻井液中，可有效发挥低密度固相捕集，聚集成团，被固控设备清除的作用，可控制油基钻井液中低密度固相含量，提高钻井液流变稳定性。
钻井液中所属低密度固相为油基钻井液中除重晶石之外的其它固相，主要组分包括岩屑、有机土、沥青、氧化钙等，其中岩屑为无用固相，密度约为2.2g/cm3至2.4g/cm3，本发明通过将油溶性高分子聚合物与HLB值处于10至14范围内的表面活性剂复配制得油基钻井液低密度固相清除剂，将其加入至油基钻井液中，配合固控设备，可有效去除油基钻井液中低密度固相，从而抑制油基钻井液应用过程中粘切力快速增长，使油基钻井液流变性能易于调控。
实施例2：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8或5：5，氮气通入时间为10min或60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃或80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h或12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10或14之间的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10或14的表面活性剂。
实施例3：作为上述实施例的优化，含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体分子式为CH2=C(CH3)COOR1NH2，其中R1为碳原子数为5至8的烃基。
本发明中含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体可保证合成合成聚合物具备一定吸附固相能力。
实施例4：作为上述实施例的优化，油溶性单体为苯乙烯和甲基丙烯酸烷基酯。
实施例5：作为上述实施例的优化，甲基丙烯酸烷基酯分子式为CH2=C(CH3)COOR2，其中R2为碳原子数为12至16的烃基。
本发明中油溶性单体的加入，可保证合成聚合物具有良好的油溶性。
实施例6：作为上述实施例的优化，第二步中，引发剂为偶氮二异丁腈和过氧化二苯甲酰中的一种。
实施例7：作为上述实施例的优化，第二步中，引发剂的溶剂为乙醇、甲苯和四氢呋喃中的一种。
实施例8：作为上述实施例的优化，第二步中，引发剂的溶剂为四氢呋喃。
实施例9：作为上述实施例的优化，第三步中，HLB值为10至14的表面活性剂为吐温60和聚乙二醇40中的一种。
本发明中HLB值指表面活性剂的亲水亲油平衡值，在实际应用中，表面活性剂的亲油或亲水程度可以用HLB值的大小判别，HLB值越大代表亲水性越强，HLB值越小代表亲油性越强。选择HLB值处于10至14范围内的表面活性剂，可提高低密度固相表面的亲水性，提高低密度固相表面疏油性，使低密度固相易于在油相中团聚，并在油溶性高分子聚合物吸附、搭桥作用下，形成更大的团聚颗粒，并进一步借助固控措施去除；由于重晶石是惰性固相，胺基等基团难以在重晶石表面吸附，因此该聚合物对重晶石无明显吸附效果。同时加入白油，可将反应物粘度降低，使其更快地溶解于油基钻井液中，加量过高、过低均不利于发挥效果。
实施例10：作为上述实施例的优化，第一步中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为4:6，氮气通入时间为20min，搅拌速率为300r/min至350r/min；或/和，第二步中，第一混合溶液加热温度为60℃至70℃，反应时间为8h至10h。
本发明中，反应温度需要适中。因为当反应温度过高时，合成聚合物分子量过小，难以有效发挥搭桥作用；当反应温度过低时，引发剂引发效率低，转化率过低。同时，反应时间也应保持在适宜范围内，时间过短，转化率低，时间过长，聚合物分子量过高，也影响聚合物在油基钻井液体系中配伍性，使体系粘度突增，不利于施工。
实施例11：该油基钻井液低密度固相清除剂的制备方法，按照下述步骤进行：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
实施例12：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入40g甲基丙烯酸戊基胺与60g苯乙烯，混合后在350r/min的速率下搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入20min氮气以去除反应体系中的氧气；第二步，将0.5g偶氮二异丁腈溶解在10g乙醇中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至60℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应10h后，得到聚合物；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入加入100g白油和10g吐温60并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。
实施例13：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入40g甲基丙烯酸辛胺与60g苯乙烯，混合后在350r/min的速率下搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入20min氮气以去除反应体系中的氧气；第二步，将0.5g过氧化二苯甲酰溶解在10g甲苯中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至70℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应10h后，得到聚合物；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入加入100g白油和10g吐温60并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。
实施例14：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入35g甲基丙烯酸戊胺与65g丙烯酸十六烷基酯，混合后在350r/min的速率下搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入20min氮气以去除反应体系中的氧气；第二步，将0.5g过氧化二苯甲酰溶解在10g甲苯中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至70℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应10h后，得到聚合物；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入加入100g白油和10g聚乙二醇40并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。
对比例1：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入60g甲基丙烯酸戊胺与40g苯乙烯，混合后在350r/min的速率下搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入20min氮气以去除反应体系中的氧气；第二步，将0.5g过氧化二苯甲酰溶解在10g甲苯中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至70℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应10h后，得到聚合物；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入加入100g白油和10g聚乙二醇40并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。
对比例2：该油基钻井液低密度固相清除剂，按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入35g甲基丙烯酸戊胺与65g苯乙烯，混合后在350r/min的速率下搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入20min氮气以去除反应体系中的氧气；第二步，将0.5g过氧化二苯甲酰溶解在10g甲苯中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至85℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应10h后，得到聚合物；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入加入100g白油和10g聚乙二醇40并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂。
本发明中上述实施例12至14中得到的油基钻井液低密度固相清除剂性能评价方法：
1.钻井液基础配方
柴油270mL+20%氯化钙水溶液30mL+3%环烷酸钙+2%有机土+5%氧化沥青+3%氧化钙+25%英国评价土。在150℃下老化16h；
2.测试方法
在室内配制的油基钻井液中分别加入1%实施例12至14和对比例1至2中合成的油基钻井液低密度固相清除剂，200r/min下搅拌5min，配成钻井液a（表1和表2中简称油基钻井液+实施例，油基钻井液+对比例）。
（1）取1mL钻井液a溶于100mL石油醚中，利用激光粒度分析仪测试钻井液中固相粒径中值。
（2）将钻井液a使用200目标准筛筛分，按照GBT16783.2-2012 标准测试过筛后钻井液固相含量与流变性能。
空白对照为不添加絮凝剂按上述方法处理油基钻井液，分别测试处理完毕后钻井液固相粒径中值、离心液中低密度固相含量和离心液密度。实验结果如表1和表2所示。表1为油基钻井液加入本发明油基钻井液低密度固相清除剂前后固相粒径中值与过筛后固相含量；表2为油基钻井液加入不同量本发明油基钻井液低密度固相清除剂后过筛后流变性能。
表1和表2实验结果表明，对比例1中由于加入的丙烯酸戊基胺含量为60g，其含量过高，苯乙烯油溶性单体含量过低，导致合成聚合物油溶性较差。聚合物油溶性低，无法大量吸附体系中的低密度固相，因此无法达到团聚低密度固相的效果。另外，该聚合物在油相中有一定溶胀性，并吸附少量低密度固相形成框架结构，因此加入至油基钻井液中，油基钻井液体系动切明显上升。
对比例2中反应温度为85℃，由于反应温度过高，导致合成聚合物分子量较低。加入至油基钻井液中，虽然可有效吸附低密度固相颗粒，但难以在多个低密度固相颗粒间搭桥，故对低密度固相的团聚效果极其有限。
而加入本发明实施例12至14所制得的油基钻井液低密度固相清除剂后的油基钻井液，低密度固相粒径明显增大，经过200目筛分后，团聚的低密度固相被筛出，过筛液相中低密度固相含量明显降低。低密度固相含量降低后，过筛液相的粘度、切力明显下降，实现了性能优化。
本发明得到的油基钻井液低密度固相清除剂具有以下有益效果：制备工艺简单，基本无废弃物产生，符合绿色环保理念要求；通过表面活性剂将低密度固相表面亲油性改为疏油性，使低密度固相易于团聚，有利于被高分子聚合物吸附，进而搭桥形成大的团聚颗粒；油基钻井液低密度固相清除剂中含有的高分子聚合物，具备良好的油溶性，有利于对低密度固相进行吸附、搭桥，作用效果明显，并且由于重晶石为惰性固相，该聚合物对重晶石无明显吸附效果；油基钻井液低密度固相清除剂主链中引入苯环，有效提高了产品的抗温性能；油基钻井液低密度固相清除剂可显著提高油基钻井液的重复利用率，降低油基钻井液应用成本，有效缓解废弃油基钻井液作为危废处理而带来的极大环保压力；油基钻井液低密度固相清除剂在油基钻井液现场应用，可有效降低钻井液低密度固相含量，控制钻井液粘、切增长，提高流变稳定性，减少钻井液稀释用基础油用量。
综上所述，本发明制备工艺简单，无废弃物产生，符合绿色环保生产理念，同时得到的产品抗温性能高，可有效降低钻井液低密度固相含量，控制钻井液粘、切增长，提高流变稳定性，减少钻井液稀释用基础油用量。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。
Claims (10)
1.一种油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于按照下述步骤制备得到：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体分子式为CH2=C(CH3)COOR1NH2，其中R1为碳原子数为5至8的烃基。
3.根据权利要求1或2所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于油溶性单体为苯乙烯和甲基丙烯酸烷基酯。
4.根据权利要求3所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于甲基丙烯酸烷基酯分子式为CH2=C(CH3)COOR2，其中R2为碳原子数为12至16的烃基。
5.根据权利要求1或2或4所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于引发剂为偶氮二异丁腈和过氧化二苯甲酰中的一种。
6.根据权利要求1或2或4所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于第二步中，引发剂的溶剂为乙醇、甲苯和四氢呋喃中的一种。
7.根据权利要求6所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于第二步中，引发剂的溶剂为四氢呋喃。
8.根据权利要求1或2或4所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于第三步中，HLB值为10至14的表面活性剂为吐温60和聚乙二醇40中的一种。
9.根据权利要求1或2或4所述的油基钻井液低密度固相清除剂，其特征在于第一步中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为4:6，氮气通入时间为20min，搅拌速率为300r/min至350r/min；或/和，第二步中，第一混合溶液加热温度为60℃至70℃，反应时间为8h至10h。
10.一种根据权利要求2至8中任意一项所述的油基钻井液低密度固相清除剂的制备方法，其特征在于按照下述步骤进行：第一步，向反应容器中加入所需量含有胺基的甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体，混合后低速搅拌均匀，得到第一混合溶液，并向第一混合溶液中通入氮气以去除反应体系中的氧气，其中，甲基丙烯酸酯类单体与油溶性单体的加入重量比为2：8至5：5，氮气通入时间为10min至60min；第二步，将所需量的引发剂溶解在溶剂中，得到引发剂溶液，再开启反应容器中的加热和回流冷凝水，将第一混合溶液加热至温度为50℃至80℃后，向第一混合溶液中逐滴加入引发剂溶液，反应6h至12h后，得到聚合物，其中，每100g第一混合溶液中加入0.5g引发剂，每0.5g引发剂溶解在10g溶剂中；第三步，将聚合物温度降至50℃时，加入所需量的白油和HLB值为10至14的表面活性剂，并搅拌均匀，得到油基钻井液低密度固相清除剂，其中，每100g第一混合溶液中加入100g白油和10g HLB值为10至14的表面活性剂。
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