CN118056847A

CN118056847A - 水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法及其应用

Info

Publication number: CN118056847A
Application number: CN202211447088.2A
Authority: CN
Inventors: 田惠; 王磊磊; 陈安亮; 闫晓婷; 马婧雅; 苏君; 王信
Original assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
Current assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
Priority date: 2022-11-18
Filing date: 2022-11-18
Publication date: 2024-05-21

Abstract

本发明涉及石油、天然气、煤层气钻井作业技术领域，尤其涉及一种水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法及其应用，以解决现有的降滤失剂存在的无法兼具抗高温、低粘、不盐析的综合性能的问题。该抗高温低粘降滤失剂为直链状烯基单体与含环状结构基团烯基单体在双引发体系、中和剂/水解剂和交联剂的作用下，通过阶梯式升温工艺所形成的多元共聚物，不仅适用于淡水钻井液体系，而且适用于盐水钻井液体系，尤其是有机盐钻井液体系，适用范围广、综合性能优良、制备工艺简单易行，具有较大的推广空间和市场前景。

Description

水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法及其应用

技术领域

本发明涉及石油、天然气、煤层气钻井作业技术领域，尤其涉及一种水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法及其应用。

背景技术

降滤失剂作为水基钻井液的关键处理剂，对钻井液体系的性能稳定和井壁稳定起着至关重要的作用。有机盐钻井液由于较好地解决了井壁稳定和保护油气层之间的矛盾，因此已成为国际公认的高效、低毒水基钻井液体系。但目前常用的抗高温降滤失剂应用于有机盐钻井液体系后，出现一些问题，主要有以下几方面：

(1)溶解性差

为增加聚合物类降滤失剂耐温耐盐的功效，常用的做法是增加分子链的刚性、引入极性基团或提高聚合物的分子量，结果会造成聚合物粘度增大、溶解性下降，现场应用过程中出现加料困难、滤失性能降低、钻屑难以去除等问题，严重时可能引起井下复杂。

(2)耐盐性差

聚合物类降滤失剂多为阴离子型，有机盐钻井液中高浓度的金属阳离子屏蔽了聚合物分子链的负电荷(羧基)，导致羧基之间的排斥力减弱，分子链收缩卷曲，性能降低。随着水的矿化度提高，聚合物发生聚集，性能降低更加明显；当矿化度超过一定值时，聚合物从钻井液中析出，完全失效。

(3)高温降解与加重沉降

目前，常用的抗高温降滤失剂多为丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)类共聚物。这类聚合物一般为线型结构，高温降解作用明显，现场应用过程中为维持钻井液性能稳定，保证安全钻进，需要不断补加处理剂，这无形中增加了生产成本，降低了利润空间。另一方面，线型结构分子不能形成空间网架结构，在高密度钻井液体系中，大量的加重材料由于不能被有效悬浮而产生沉降，不利于现场应用。

罗名望等在《超高温低粘聚合物降滤失剂的研制及作用机理》(钻井液与完井液，2020年9月)一文中，刘鹭等在《低粘度效应聚合物降滤失剂的合成及性能评价》(油田化学，2016年9月)一文中，均报道了低粘聚合物降滤失剂，抗温达180℃以上，抗盐污染性能良好。但对两种降滤失在有机盐钻井液体系中的应用效果未有评价。

CN201810648575.2公布了一种羧羟基烷烯共聚物及其制备方法和应用，该降滤失剂抗温可达180℃，抗盐可至饱和，同样可抗有机盐至饱和，并且加量少，在4wt.％左右可以有效控制滤失量。但在实际应用中，该降滤失剂的加量为6wt.％左右，再加之高售价，这极大地增加了使用单位的生产成本。

综上，目前有机盐钻井液用抗高温降滤失剂可选择空间小，成本高，因此，需要研制一种克服上述缺点的抗高温降滤失剂，并形成自主生产能力，满足企业降本增效的需求。

发明内容

本发明的目的在于提供一种水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法及其应用，以解决现有的降滤失剂在有机盐钻井液体系中存在的无法兼具抗高温、低粘、不盐析等综合性能的问题。

为了解决上述技术问题，本发明提供的技术方案在于：

第一方面，本发明提供了一种抗高温低粘降滤失剂的制备方法，包括以下步骤：

S1：配制第一直链状烯基单体的溶液，冰水浴中边搅拌边加入中和剂，得中性溶液；

S2：配制第一引发剂与含环状结构基团烯基单体的混合溶液；

S3：将步骤S1制得的中性溶液、步骤S2制得的混合溶液和第二直链状烯基单体进行混合，充分搅拌，得到质量分数为25～30％的混合溶液；

S4：将步骤S3制得的混合溶液，搅拌、通氮气并升温至低于预定温度10±2℃后，加入第二引发剂，保温30±10min；

S5：步骤S4结束后，继续升温至低于预定温度5±2℃，保温30±10min；

S6：步骤S5结束后，继续升温至预定温度，时刻观察反应器内混合溶液的状态和温度，待温度达到峰值后，加入交联剂；

S7：步骤S6结束后，继续观察反应器内的温度，待温度降至预定温度后可选择地加入水解剂，搅拌15min后升温至80±5℃，并保温30min，得粘稠液体；

S8：将步骤S7制得的粘稠液体用无水乙醇洗涤多次，得白色沉淀，干燥、粉碎后即得水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂；

所述第一直链状烯基单体和所述第二直链状烯基单体均为主链碳原子不超过七个的水溶性烯基单体；

其中，所述第一直链状烯基单体为2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、2-丙烯酰氧基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰氧丁基磺酸、丙烯酸、衣康酸中的至少一种；

所述第二直链状烯基单体为丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、N,N-二乙基丙烯酰胺、N,N-二丙基丙烯酰胺、N-异丙基丙烯酰胺、N,N-二异丙基丙烯酰胺中的至少一种；

所述含环状结构基团烯基单体为N-乙烯基吡咯烷酮、3-乙酰基-N-乙烯基吡咯烷酮、1-(2，5-二氯苯基)-3-丙烯酰胺基-5-吡唑酮、(R)-4苄基-2恶唑烷酮、N-苄基-3-吡咯烷酮、N-乙烯基己内酰胺中至少一种。

具体而言，主链碳原子不超过七个的水溶性烯基单元增加聚合物的亲水性，含环状结构基团的烯基单元增加分子链的刚性和聚合物的耐温性能。本发明采用逐步升温工艺、合理控制单体配比、反应温度、引发剂种类及用量，使分子链中几种结构单元有序排列，且结构单元侧链上的官能团在空间有序排列，尽量减少相互作用，从而使聚合物宏观上表现出易溶、低粘、滤失性能优良等特性。

环状结构基团中的亚甲基链段会随着温度的升高而变为疏水性，且产生疏水缔合作用；当温度升高至临界增稠温度时，其疏水缔合作用已经足够强，此时钻井液体系中会出现大量的疏水缔合微区，导致聚合物分子流体力学体积增大，从而出现粘度上升的现象。随着温度的升高，聚合物由于热降解及吸附基团水化而产生粘度下降现象。此时两种现象相抵，使钻井液呈现出流变性能稳定的现象。

在可选的实施方式中，

所述直链状烯基单体与所述含环状结构基团烯基单体物质的量比为(6～9)：(1～4)。

具体而言，环状结构基团中亚甲基链段的含量与聚合物的溶解性有关。一方面，亚甲基链段的含量影响其疏水缔合性：当亚甲基链段含量较低时，随着温度升高，疏水链段间不能产生有效的分子间缔合；而当其含量过高时，聚合物分子链的亲水性较弱，分子中疏水链段间过强的缔合作用，会导致“析出”现象。另一方面，亚甲基链段的含量影响聚合物的临界增稠温度：亚甲基链段的含量越高，聚合物的临界增稠温度越低，聚合物侧链的疏水性越强，也越容易发生缔合。因此必须合理控制聚合物分子侧链中亚甲基链段的含量，使聚合物的临界增稠温度保持在合理范围内，从而使聚合物具有较好的溶解性及耐温性。

优选地，直链状烯基单体与含环状结构基团烯基单体物质的量比为(6～8)：(2～4)。

在可选的实施方式中，

所述第一引发剂为偶氮二异丁腈、偶氮二异庚腈、偶氮二异丁酸二甲酯、偶氮二异丁腈脒盐酸盐、偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐中至少一种；

所述第二引发剂为过硫酸钾-亚硫酸钠、过硫酸铵-亚硫酸钠、过硫酸钾-亚硫酸氢钠、过硫酸铵-亚硫酸氢钠中至少一种；

所述第一引发剂与所述第二引发剂的重量比为(1～2)：(1～7)。

具体而言，反应温度及引发剂种类、用量影响聚合反应速率，而聚合反应速率又对聚合物分子链中结构单元的排列及结构单元侧链上官能团的空间构型有较大影响。反应温度较高时，引发剂分解产生的自由基增多，反应速率加快，形成分子链短且结构单元排列无序、空间构型无规的聚合物，溶解性及滤失造壁性均不佳。合理控制引发剂的种类及用量，选择优良的合成工艺，控制自由基产生的速率及聚合反应的速率，形成分子链长度适中、且结构单元排列有序、空间构型规则的聚合物，其具有良好的溶解性及滤失造壁性。

氧化还原引发剂引发温度低，但引发聚合速度快；偶氮类引发剂分解几乎全部为一级反应，只形成一种自由基，没有副反应，但引发温度较高。单纯使用某一种引发剂不能达到理想的效果。将两种引发剂复配使用，并合理控制加入量，可使反应温度、反应速率均控制在较合理的范围内，从而使所合成聚合物保持良好的性能。

在可选的实施方式中，

所述中和剂和所述水解剂均为碱金属氢氧化物、碳酸盐、碳酸氢盐中一种或几种的组合物。

具体而言，中和剂与水解剂在聚合物合成过程中主要有以下两方面的作用：①与直链状烯基单体中磺酸基发生中和反应，减小其位阻效应，使其更容易发生聚合发生；②调节聚合物的水解度，从而影响聚合物的滤失造壁性能。另外，申请人在实验过程中还发现，中和剂与水解剂的加入量与聚合物在钻井液体系中的起泡程度有关。

优选地，所述中和剂与所述水解剂的总物质的量为所述第二直链状烯基单体物质的量的30％与所述第一直链状烯基单体的物质的量的加和。

在可选的实施方式中，

所述交联剂为N，N-亚甲基双丙烯酰胺、N-羟甲基丙烯酰胺、双丙酮丙烯酰胺、硼砂及乙二胺中至少一种。

具体而言，交联剂的加入，可将具有化学反应活性的线型结构聚合物通过化学反应变为三维网状(体型)结构聚合物。本发明中，三维网状结构可提高聚合物的热稳定性及对大量加重材料的悬浮稳定性。由于交联剂的加入量和加入时间对所形成聚合物的结构和性能有较大影响，因此需合理控制交联剂的加入量及加入时间。

优选地，所述交联剂的加入量为0.05～0.15wt.％，加入时间为聚合反应体系的温度达到峰值时。

第二方面，本发明提供了一种采用所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法制得的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的应用。

将所述水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂以2～4wt.％的加量加入至水基钻井液基浆中，形成水基钻井液。

综合上述技术方案，本发明所能实现的技术效果在于：

1)与目前钻井液中常用的抗高温降滤失剂相比，该抗高温低粘降滤失剂适用范围广，不仅适用于淡水钻井液体系，而且适用于盐水钻井液体系，尤其是有机盐钻井液体系。

2)本发明涉及的降滤失剂耐温能力强、粘度效应低、不盐析、可悬浮大量加重材料，克服了目前常用的抗高温降滤失剂在有机盐钻井液体系中出现的性能恶化、盐析和加重材料沉降等问题。

3)本发明涉及的降滤失剂制备方法简单易行，综合性能优良，具有较大的推广空间和市场前景。

具体实施方式

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。

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制得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。

因此，以下的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1

S1、将19.71g 2-丙烯酰氧丁基磺酸加入烧杯中，缓慢加入105mL水，搅拌使其溶解后置于冰水浴中，继续搅拌并缓慢加入3.79g氢氧化钠进行中和，得到中性溶液(I)；

S2、将9.66g 3-乙酰基-N-乙烯基吡咯烷酮加入烧杯中，缓慢加入0.0225g偶氮二异丁腈，搅拌使其溶解，得到溶液(II)；

S3、将步骤S1制得的中性溶液(I)、步骤S2制得的溶液(II)及15.63g N，N-二甲基丙烯酰胺加入反应器中，充分搅拌得到质量分数为30％的混合溶液(Ⅲ)；

S4、将步骤S3制得的混合溶液搅拌、通氮气30min后，加入0.75mL 3wt.％的亚硫酸钠溶液，升温至45℃后，加入0.75mL 3wt.％的过硫酸钾溶液，保温30min；

S5、步骤S4结束后，继续升温至50℃，保温30min；

S6、步骤S5结束后，继续升温至55℃，时刻观察反应器内混合溶液的状态和温度，待温度达到峰值后，加入2.25mL 3wt.％的N，N-亚甲基双丙烯酰胺溶液；

S7、步骤S6结束后，继续观察反应器内的温度，待温度降至55℃后，加入1.90g氢氧化钾，搅拌15min后升温至85℃，并保温30min，得粘稠液体；

S8、将步骤S7中制得的粘稠液体用无水乙醇洗涤多次，得白色沉淀，干燥，粉碎后即得水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂产品Ⅰ。

实施例2

S1、将27.49g 2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸加入烧杯中，缓慢加入134mL水，搅拌使其溶解后置于冰水浴中，继续搅拌并缓慢加入5.32g的氢氧化钠进行中和，得到中性溶液(I)；

S2、将7.59g N-乙烯基己内酰胺加入烧杯中，缓慢加入0.45mL3wt.％的偶氮二异丁腈脒盐酸盐溶液，搅拌使其混合均匀，得到溶液(II)；

S3、将步骤S1制得的中性溶液(I)、步骤S2制得的溶液(II)及10.12g N，N-二乙基丙烯酰胺加入反应器中，充分搅拌得到质量分数为25.1％的混合溶液(Ⅲ)；

S4、将步骤S3制得的混合溶液搅拌、通氮气30min后加入1.5mL 3wt.％的亚硫酸钠溶液，升温至40℃后，加入1.5mL 3wt.％的过硫酸铵溶液，保温40min；

S5、步骤S4结束后，继续升温至45℃，保温40min；

S6、步骤S5结束后，继续升温至50℃，时刻观察反应器内混合溶液的状态和温度，待温度达到峰值后，加入占0.75mL 3wt.％的N-羟甲基丙烯酰胺溶液；

S7、步骤S6结束后，继续观察反应器内的温度，待温度降至50℃后，加入1.14g氢氧化钾和氢氧化钠的混合物，搅拌15min后升温至85℃，并保温30min，得粘稠液体；

S8、将步骤S7中得到的粘稠液体用无水乙醇洗涤多次，得白色沉淀，干燥，粉碎后即得水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂产品Ⅱ。

实施例3

S1、将24.32g 2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸加入烧杯中，缓慢加入120mL水，搅拌使其溶解后置于冰水浴中，继续搅拌并缓慢加入4.68g的氢氧化钠进行中和，得到中性溶液(I)；

S2、将13.04g N-乙烯基吡咯烷酮加入烧杯中，缓慢加入0.0225g的偶氮二异丁腈，搅拌使其溶解，得到溶液(II)；

S3、将步骤S1制得的中性溶液(I)、步骤S2制得的溶液(II)及7.64g衣康酸加入反应器中，充分搅拌得到质量分数为27.3％的混合溶液(Ⅲ)；

S4、将步骤S3制得的混合溶液搅拌、通氮气30min后再加0.45mL 3wt.％的亚硫酸氢钠溶液，升温至50℃后，加入0.45mL 3wt.％的过硫酸铵溶液，保温20min；

S5、步骤S4结束后，继续升温至55℃，保温20min；

S6、步骤S5结束后，继续升温至60℃，时刻观察反应器内混合溶液的状态和温度，待温度达到峰值后，加入1.5mL 3wt.％的N，N-亚甲基双丙烯酰胺溶液；

S7、步骤S6结束后，继续观察反应器内的温度，待温度降至60℃后，搅拌15min后升温至85℃，并保温30min，得粘稠液体；

S8、将步骤S7中得到的粘稠液体用无水乙醇洗涤多次，得白色沉淀，干燥，粉碎后即得水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂产品Ⅲ。

实施例4

S1、将25.56g 2-丙烯酰氧丁基磺酸加入烧杯中，缓慢加入130mL水，搅拌使其溶解后置于冰水浴中，继续搅拌并缓慢加入4.92g的氢氧化钠进行中和，得到中性溶液(I)；

S2、将12.81g N-乙烯基己内酰胺加入烧杯中，缓慢加入0.75mL3wt.％的偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐溶液，搅拌使其混合均匀，得到溶液(II)；

S3、将步骤S1制得的中性溶液(I)、步骤S2制得的溶液(II)及6.63g丙烯酸加入反应器中，充分搅拌得到质量分数为25.6％的混合溶液(Ⅲ)；

S4、将步骤S3制得的混合溶液搅拌、通氮气保护30min后加0.75mL 3wt.％的亚硫酸钠溶液，升温至50℃后，加入0.75mL 3wt.％的过硫酸钾溶液，保温30min；

S5、步骤S4结束后，继续升温至55℃，保温30min；

S6、步骤S5结束后，继续升温至60℃，时刻观察反应器内混合溶液的状态和温度，待温度达到峰值后，加入0.75mL 3wt.％的N，N-亚甲基双丙烯酰胺溶液；

S8、将步骤S7中得到的粘稠液体用无水乙醇洗涤多次，得白色沉淀，干燥，粉碎后即得水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂产品Ⅳ。

性能测试：

(一)单剂性能测试

针对水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的适用环境和性能要求，参照《GB/T16783.1-2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分水基钻井液》对实施例1～4制备的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ的溶解性及老化前、后的各项性能进行测试。

(1)溶解性

为测试降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ的溶解性，将2％wt的降滤失剂产品分别加入水、浓度50％的有机盐溶液、3％抗盐黏土溶液中，高速搅拌30min及静置24h后，分别观测降滤产品在不同溶液中的溶解情况。其中，抗盐黏土采用中国石油集团渤海钻探工程公司生产的钻井液用提切剂BZ-TQJ；有机盐采用中国石油集团渤海钻探工程公司生产的钻井液用有机盐加重剂BZ-YJZ，其中，BZ-YJZ-Ⅰ饱和溶液密度为1.35g/cm³，BZ-YJZ-Ⅱ饱和溶液密度为1.55g/cm³。

观测结果如下表1所示。

由上表的测试结果可知，实施例1～4制备的降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ在水、有机盐溶液及抗盐黏土溶液中溶解性良好，无起泡严重或絮凝沉淀现象。

(2)性能测试

降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ按如下体系测试：水+0.3％无水Na2CO3+3％ BZ-TQJ+2％降滤失剂产品+50％ BZ-YJZ-Ⅰ。测试结果如下表2所示。

由上表的测试结果可知，实施例1～4制备的降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ，180℃/16h老化前后，流变性能稳定，动切力适中；低温低压滤失量及高温高压滤失量也均在合理的范围内。

进一步地，配制以下四组对比例：

对比例1

单体浓度25wt.％，N，N-二甲基丙烯酰胺与2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸物质量之比1：1，过硫酸铵用量0.05wt.％，亚硫酸氢钠0.05wt.％，偶氮二异丁腈脒盐酸盐0.05wt.％，阶梯式升温至60℃，0.15wt.％N，N-亚甲基双丙烯酰胺。

对比例2

单体浓度30wt.％，N，N-二乙基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺丁基磺酸、N-乙烯基己内酰胺物质量之比2：6：2，过硫酸钾用量0.05wt.％，亚硫酸氢钠0.05wt.％，偶氮二异丁腈0.05wt.％，阶梯式升温至60℃，未加交联剂。

对比例3

单体浓度25wt.％，N，N-二甲基丙烯酰胺、2-丙烯酰氧丁基磺酸、N-乙烯吡咯烷酮物质量之比2：5：3，混合溶液pH值12，过硫酸铵用量0.05wt.％，亚硫酸钠0.05wt.％，偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐0.05wt.％，直接升温至55℃，未加交联剂。

对比例4

单体浓度25wt.％，丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基己内酰胺物质量之比3：3：4，过硫酸钾用量0.05wt.％，亚硫酸氢钠0.05wt.％，偶氮二异丁腈脒盐酸盐0.05wt.％，直接升温至55℃，未加交联剂。

按照实施例1～4的测试程序，对降滤失剂产品的溶解性及老化前、后的各项性能进行测试。

(3)溶解性

测试结果如下表3所示。

由上表的测试结果可知，对比例1～4所制备的降滤失剂产品在不同体系中的溶解情况也不相同。对比例1、2由于采用亲水性单体和阶梯式升温工艺，产品在水及溶液中溶解性良好；对比例3、4由于引入亲水性稍差的含环状结构基团的烯基单元和直接升温工艺，产品出现只溶胀不溶解、高盐析出、高搅起泡、絮凝沉降等现象。与实施例对比，可知：①阶梯式升温工艺较直接升温工艺更有利于制得溶解性能良好的产品；②合适的中和剂/水解剂加入量，有利于产品在钻井液体系中保持低泡或无泡状态。

(4)性能测试

测试结果如下表4所示。由于对比例4所制备的降滤失剂产品只溶胀不溶解，因此不再继续进行性能测试。

由上表的测试结果可知，采用阶梯式升温工艺和交联剂所制得的降滤失剂产品(对比例1)老化前后性能稳定，滤失量合理，但与实施例1～4相比，粘度偏高；未采用交联剂所制得的降滤失剂产品(对比例2)老化后流变性能及滤失性能均大幅度下降，分析原因是线型分子高温热降解。未采用阶梯式升温工艺及单体配比不合理所制得的降滤失剂产品(对比例3)粘度低，滤失量大，分析原因是温度较高时，反应速率较快，所形成聚合物的分子链长度、结构单元排列与空间构型均不太合理，从而影响了聚合物的宏观性能。

通过实施例与对比例的对比，综合可得出结论：单体配比、引发剂的加量、合成工艺等合成参数对所制备降滤失剂产品的性能有较大影响，按照本发明中优选的合成参数，可制备出适用于有机盐钻井液体系、抗高温、低粘且性能良好的降滤失剂产品。

(二)体系性能测试

为测试降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ与其他钻井液处理的配伍性，按如下配方配制钻井液体系，并进行性能测试：

300mL水+0.3％无水Na₂CO₃+3％ BZ-TQJ+2％降滤失剂产品+0.5％BZ-KLS-Ⅰ+4％BZ-YFT+3％BZ-YRH+50％ BZ-YJZ-Ⅰ+580g重晶石。其中，BZ-KLS-Ⅰ为中国石油集团渤海钻探工程公司生产的钻井液用降滤失剂；BZ-YFT为中国石油集团渤海钻探工程公司生产的钻井液用封堵防塌剂；BZ-YRH为中国石油集团渤海钻探工程公司生产的钻井液用润滑剂。测试温度为50℃；老化条件180℃/16h。测试结果如下表5所示。

由上表的测试结果可知，实施例1～4所制备的降滤失剂产品Ⅰ～Ⅳ与其他钻井液处理剂配伍性良好，所配制形成的钻井液高温老化前后流变性能稳定，滤失量适中，表观粘度、塑性粘度均维持在较低的水平，且未出现加重材料沉降的现象，克服了目前市场在用抗高温降滤失剂应用于有机盐钻井液后出现的问题。

综上所述，本发明的抗高温低粘降滤失剂，不仅适用于淡水钻井液体系，而且适用于盐水钻井液体系，尤其是有机盐钻井液体系，耐温能力强、粘度效应低、不盐析、可悬浮大量加重材料，克服了目前常用的抗高温降滤失剂在有机盐钻井液体系中出现的性能恶化、盐析和加重材料沉降等问题。与目前常用的抗高温降滤失相比，适用范围广、综合性能优良、生产工艺简单易行，具有较大的推广空间和市场前景。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims

1.一种水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：

所述含环状结构基团烯基单体为N-乙烯基吡咯烷酮、3-乙酰基-N-乙烯基吡咯烷酮、1-(2,5-二氯苯基)-3-丙烯酰胺基-5-吡唑酮、(R)-4苄基-2恶唑烷酮、N-苄基-3-吡咯烷酮、N-乙烯基己内酰胺中至少一种。

2.根据权利要求1所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法，其特征在于，

所述第一直链状烯基单体与所述含环状结构基团烯基单体物质的量比为(6～9)：(1～4)。

3.根据权利要求1所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法，其特征在于，

4.根据权利要求1所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法，其特征在于，

所述中和剂和所述水解剂均为碱金属氢氧化物、碳酸盐、碳酸氢盐中一种或几种的组合物；

所述中和剂与所述水解剂的总物质的量为所述第二直链状烯基单体物质的量的30％与所述第一直链状烯基单体的物质的量的加和。

5.根据权利要求1所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法，其特征在于，

所述交联剂为N，N-亚甲基双丙烯酰胺、N-羟甲基丙烯酰胺、双丙酮丙烯酰胺、硼砂及乙二胺中至少一种；

所述交联剂的加入量为0.05～0.15wt.％，加入时间为聚合反应体系的温度达到峰值时。

6.一种采用权利要求1-5任一项所述的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的制备方法制得的水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂的应用，其特征在于，将所述水基钻井液用抗高温低粘降滤失剂以2～4wt.％的加量加入至水基钻井液基浆中，形成水基钻井液。