技术领域
本发明涉及一种钻井液用暂堵剂及其制备方法，属油田化学钻井液处理剂技 术领域。
背景技术
在油气藏储层的勘探开发过程中，造成储层损害的主要原因是固相和液相侵 入两个方面。要减少储层伤害，就必须减少各种固相和液相进入储层。在钻井液 中加入暂堵剂是目前实际生产中常用的技术措施之一。随着储层保护技术不断发 展，暂堵剂的种类繁多，作用机理各不相同，适用范围也不同，但都具有局限性， 主要表现在：抗温抗盐性差、影响钻井液性能、荧光干扰、封堵效果有限、作用 单一和生产工艺较复杂等。目前，钻井施工要求储层暂堵剂不仅制备原料丰富、 廉价、易于工业生产，而且还要有利于钻井液流变性、滤失量的有效控制；具有 持续高效的封堵能力；易于酸化解堵，有利于储层保护。
ZL 200810177942.1公布了一种钻井液用屏蔽暂堵剂，由溶胀性材料、架桥 材料、填充材料和抑制材料等多种混合组成。这种暂堵剂组分种类多、通用性差、 封堵效果有限。ZL200610090002.X公布了一种钻井液用油溶性阳离子型广谱暂 堵剂，由多种不同类型的沥青混合为油溶性材料、苯乙烯—丁二烯—苯乙烯嵌段 共聚物、环氧丙基苄基二(十八酰胺乙基)铵盐、阳离子咪唑啉表面活性剂、二苄 基二(十八酰胺乙基)铵盐、羧甲基纤维素或羟乙基纤维素、氯化钙和余量为水组 成。该暂堵剂的复配组分较多，工艺复杂，油溶解堵成本较高，抗温抗盐抗污染 性差，难以推广生产。ZL 201010171591.0公布了一种钻井液用暂堵剂，包括十 六烯，催化剂过硫酸盐，苯酚，甲醛，阳离子表面活性剂，但原料毒性较大，不 易于工业生产，封堵持久性较差，荧光干扰等。期刊《钻采工艺》2010年第33 卷第1期文献“高温低伤害暂堵剂HTZD室内研究与评价”中介绍的暂堵剂原料 组分有聚丙烯酰胺、石油树脂、油溶性酚醛树脂、烃类树脂和重质芳烃树脂以及 OP-10、Span80、TWeen80三种表面活性剂和其它纤维耐温材料，该产品组分种 类较多、抗温性(120℃)有限。
发明内容
本发明的目的为了克服现有暂堵剂的抗温性较差、封堵效果有限、荧光干扰 和不利于储层保护的缺陷，提供一种钻井液用暂堵剂。
同时在于提供上述钻井液用暂堵剂的制备方法。
本发明通过以下技术方案加以实现：
本发明是由2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸、丙烯酰胺、无机材料和无 机铝盐交联剂、N、N-亚甲基双丙烯酰胺有机交联剂以及引发剂，在碱性条件下， 进行交联聚合反应，即可得到钻井液用暂堵剂。
本发明的制备方法是：
(1)将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸和丙烯酰胺按照6～10:2～6:10～ 15的质量比例混合为反应混合物A，溶解于水中，用氢氧化钠溶液调节pH值到 8.0～10.0，得到澄清的总质量浓度为20％～35％的反应混合物水溶液B；
(2)将占反应混合物A总质量2.6％～3.6％无机铝盐交联剂水溶液和 0.005％～0.01％N、N-亚甲基双丙烯酰胺有机交联剂水溶液，以及占反应混合物 A总质量1/10～1比例的无机材料依次加入到步骤(1)得到的反应混合物水溶 液B中，用氢氧化钠溶液调节pH值至8.0～10.0,得到稳定的白色悬浊液；
(3)将步骤(2)得到的白色悬浊液真空吸附30～140min后，混合均匀， 放置在38℃～50℃水浴条件中升温；
(4)配制占反应混合物A总质量0.4％～0.8％引发剂水溶液，并将其放在 步骤(3)的水浴中升温至与白色悬浊液相同的温度，进行聚合反应，反应2～ 5h结束,将所得产物剪切为粒状，经过烘干、粉碎即为钻井液用暂堵剂。
所述的无机材料为沸石或海泡石中的一种，优选方案为预处理后的沸石或海 泡石中的一种，预处理方法是水洗，过滤杂质后再烘干。
所述的无机铝盐交联剂为结晶氯化铝、结晶硫酸铝中的一种。
所述的引发剂是氧化还原引发剂，氧化剂是过硫酸钾或过硫酸铵的一种，还 原剂是亚硫酸氢钠。
本发明的有益效果是：本发明引入无机材料，且使用有机交联剂和无机交联 剂复配参与交联聚合反应，其制备原料丰富、廉价，易于工业生产，而且具有较 强的抗温性达150℃，能有效封堵井壁喉道，降低滤液侵入储层，有助于稳定井 壁，兼有调节钻井液流型的作用；同时无荧光干扰，容易酸化解堵，有效地恢复 地层的渗透性，提高油气层产能，有利于保护储层。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步说明。
实施例1：
将17.11g2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、8.68g丙烯酸、28.45g丙烯酰胺混合为 反应混合物A，完全溶解于水中，用氢氧化钠溶液调节pH值达到9.0，配制成 总质量浓度为30％的反应混合物水溶液B；然后分别加入3ml含有0.0027gN、 N-亚甲基双丙烯酰胺的水溶液和5ml含有1.95g结晶氯化铝水溶液,搅拌溶解后 再加入13.56g经过处理后的海泡石固体粉末，再用氢氧化钠溶液调节pH值到 9.0，得到稳定的白色悬浊液；经过30min真空吸附工艺后均匀混合，将白色悬 浊液、5ml 0.2349g过硫酸钾水溶液和3ml 0.0905g亚硫酸氢钠水溶液一起放置于 水浴中升温到38℃，然后缓慢搅拌状态下引发聚合，3小时反应结束后，将所得 产物剪切为粒状，经过烘干、粉碎即为钻井液用暂堵剂。
实施例2：
将17.11g2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、8.68g丙烯酸、28.45g丙烯酰胺混合为 反应混合物A，完全溶解于水中，用氢氧化钠溶液调节pH值达到8.0，配制成 总质量浓度为30％的反应混合物水溶液B；然后分别加入3ml含有0.0027gN、 N-亚甲基双丙烯酰胺的水溶液和5ml含有1.95g结晶氯化铝水溶液,搅拌溶解后 再加入5.42g经过处理后的海泡石固体粉末，再用氢氧化钠溶液调节pH值到8.0， 得到稳定的白色悬浊液；经过80min真空吸附工艺后均匀混合，将白色悬浊液、 5ml 0.2349g过硫酸钾水溶液和3ml 0.0905g亚硫酸氢钠水溶液一起放置于水浴中 升温到38℃，然后缓慢搅拌状态下引发聚合，3小时反应结束后，将所得产物剪 切为粒状，经过烘干、粉碎即为钻井液用暂堵剂。
实施例3：
将21.50g2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、13.02g丙烯酸、32.83g丙烯酰胺混合为 反应混合物A，完全溶解于水中，用氢氧化钠溶液调节pH值达到10.0，配制成 总质量浓度为20％的反应混合物水溶液B；然后分别加入3ml含有0.0034gN、 N-亚甲基双丙烯酰胺的水溶液和5ml含有2.42g结晶硫酸铝水溶液,搅拌溶解后 再加入6.73g经过处理后的沸石固体粉末，再用氢氧化钠溶液调节pH值到10.0， 得到稳定的白色悬浊液；经过30min真空吸附工艺后均匀混合，将白色悬浊液、 5ml 0.3890g过硫酸钾水溶液和3ml 0.1498g亚硫酸氢钠水溶液一起放置于水浴中 升温到50℃，然后缓慢搅拌状态下引发聚合，5小时反应结束后，将所得产物剪 切为粒状，经过烘干、粉碎即为钻井液用暂堵剂。
实施例4～7步骤与上述实施例相同，具体合成条件如下表1所示：
表1 实施例4～7反应物质用量及反应条件表
表2为本发明暂堵剂在135℃水溶液条件下，即相当于井底温度为150℃， 钻井液循环温度为135℃条件下的性能评价表。
表2 暂堵剂的性能评价表
由表2可见，本发明暂堵剂56天的暂堵剂颗粒结构的平均保留率达到46％， 平均岩心封堵率达到74％，说明其具有较高的抗温稳定性和较强的封堵效果，完 全可以满足高温高压储层钻井的要求；其2h平均酸溶率达到91％，满足酸化解 堵的基本要求；平均岩心渗透率恢复值达到92％，储层保护效果良好。