技术领域
[0001] 本
发明涉及油气开采领域，具体涉及流型调节剂以及大温差恒流变油基钻井液。
背景技术
[0002] 随着油气资源勘探开发的不断深入，深
水、超深水钻井作业数量逐渐增加。目前世界范围内已探明深水油气资源主要分布在墨西哥湾、巴西、西非、东非、地中海、印度、澳大利亚以及中国南海等。近些年来，深水钻井迎来了迅猛发展，水深从上世纪80年代的500米逐渐发展到现在的3000多米，深水井的比例也在逐年增加。这给深水钻井液技术带来越发严峻的挑战，如泥线和井底之间的大温差环境导致钻井液流变性难于调控、气体水合物堵塞管汇、井眼清洁差、重晶石沉降、ECD变化大、容易引起井壁失稳及井下漏失等复杂情况。
[0003] 目前，油包水乳化钻井液虽然具有较高的成本，但因其具备水基钻井液技术难以企及的
页岩抑制性、水合物抑制性、润滑性和储层保护能
力而成为海洋深水钻井的主体技术。油包水乳化钻井液主要包括传统的油基钻井液和新兴的合成基钻井液，其主要区别在于
基础油的类别。传统的油基钻井液主要使用柴油或
白油作为
基础油，芳
烃含量相对较高，不易
生物降解，并且
粘度随
温度降低增幅较大，不易于深水钻井过程中流变性的调控。合成基钻井液的基础油多为人工合成酯类、线性α烯烃、气制油等。与柴油、白油相比，具有更低的粘度且更易于生物降解，便于在大温差环境下控制流变性并满足世界范围内日益严格的环保要求，因此现阶段深水钻井作业中所使用的油包水乳化钻井液多为合成基钻井液。
[0004] 在深水低温环境下，传统的油包水乳化钻井液粘度切力会大幅提升，针对这一问题，国内外在大量研究的基础上逐渐发展出一种“恒流变”钻井液体系。在较多报道中指出，这种恒流变钻井液体系可以在4至65℃温度范围内保持体系的动切力、低
剪切速率粘度(六速
粘度计6r或3r读数)和10min静切力的相对恒定，从而有效控制ECD，实现安全钻井，这一指标也成为目前业界普遍承认的“恒流变”钻井液判定标准。
[0005] 然而，随着近些年来深水钻井的水深不断刷新，海底温度也不断出现新低，某些海域泥线附近甚至可以达到0℃，再加上钻入
地层后井深也在逐渐加深，深水钻井的温差变化范围已不仅限于4℃到65℃之间。现有的恒流变钻井液技术难以在更大的温度范围内保证其有效性。此外，
现有技术在流变性能方面对基础油及核心处理剂的配比要求极为严苛，不利于新型天然改性的环保基础油的使用并且现场维护难度较大。
发明内容
[0006] 本发明的目的是在于提供一种受温度影响较少的、能够实现油基/合成基钻井液的恒流变性能的流型调节剂以及大温差恒流变油基钻井液。
[0007] 为了实现上述目的，本发明一方面提供一种流型调节剂，所述流型调节剂含有组分A、组分B、组分C和组分D；
[0008] 所述组分A为含有由二聚
脂肪酸提供的结构单元、由二元胺类化合物提供的结构单元和由脂肪胺聚
氧乙烯醚提供的结构单元的第一共聚物；
[0009] 所述组分B为含有长链二元酸提供的结构单元、二元胺类化合物提供的结构单元和由二元醇类化合物提供的端基的第二共聚物；
[0010] 所述组分C为含有由二聚脂肪酸提供的结构单元和由脂肪胺聚氧乙烯醚提供的结构单元的第三共聚物；
[0011] 所述组分D为醚类化合物；
[0012] 其中，所述长链二元酸为式(1)所示的化合物和二聚脂肪酸中的一种或多种，所述二元胺类化合物为式(2)所示的化合物，所述二元醇类化合物为式(3)所示的化合物，所述醚类化合物为式(4)所示的化合物；
[0013] 式(1)：HOOC-R1-COOH；
[0014] 式(2)：H2N-R2-NH2；
[0015] 式(3)：HO-R3-OH；
[0016] 式(4)：R4-L-R5；
[0017] R1为C8-C20的饱和烷基或者C8-C20的不饱和烷基；R2和R3各自独立地选自-(CH2CH2NH)n-CH2CH2-、-(CH2NH)n-CH2-和-(CH2)m-CH2-，n为1-5的整数，m为0-9的整数；R4选自OH或C1-C10的烷基；R5选自C1-C10的烷基；L为-(CH2CH2O)p-CH2CH2-O-，p为0-6的整数。
[0018] 本发明第二方面提供上述流型调节剂在油基钻井液中的应用。
[0019] 本发明第三方面提供一种含有上述流型调节剂、主乳化剂和辅乳化剂的油基钻井液。
[0020] 本发明第四方面提供上述油基钻井液在油气开采中的应用。
[0021] 本发明所提供的含有所述流型调节剂的，特别是配合上本发明优选的主乳化剂和辅乳化剂所得的大温差恒流变油基钻井液可以在2～120℃的大温度范围内保持动切力、低剪切速率粘度和静切力相对恒定，满足现阶段深水钻井的安全钻井需求。并且，本发明的油基钻井液对基础油粘度和处理剂配比限制较低，适用于多种基础油和处理剂配比，便于深水恒流变钻井液的现场维护和技术更新。
具体实施方式
[0022] 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。
[0023] 本发明一方面提供一种流型调节剂，所述流型调节剂含有组分A、组分B、组分C和组分D；
[0024] 所述组分A为含有由二聚脂肪酸提供的结构单元、由二元胺类化合物提供的结构单元和由脂肪胺聚氧乙烯醚提供的结构单元的第一共聚物；
[0025] 所述组分B为含有长链二元酸提供的结构单元、二元胺类化合物提供的结构单元和由二元醇类化合物提供的端基的第二共聚物；
[0026] 所述组分C为含有由二聚脂肪酸提供的结构单元和由脂肪胺聚氧乙烯醚提供的结构单元的第三共聚物；
[0027] 所述组分D为醚类化合物；
[0028] 其中，所述长链二元酸为式(1)所示的化合物和二聚脂肪酸中的一种或多种，所述二元胺类化合物为式(2)所示的化合物，所述二元醇类化合物为式(3)所示的化合物，所述醚类化合物为式(4)所示的化合物；
[0029] 式(1)：HOOC-R1-COOH；
[0030] 式(2)：H2N-R2-NH2；
[0031] 式(3)：HO-R3-OH；
[0032] 式(4)：R4-L-R5；
[0033] R1为C8-C20的饱和烷基或者C8-C20的不饱和烷基；R2和R3各自独立地选自-(CH2CH2NH)n-CH2CH2-、-(CH2NH)n-CH2-和-(CH2)m-CH2-，n为1-5的整数，m为0-9的整数；R4选自OH或C1-C10的烷基；R5选自C1-C10的烷基；L为-(CH2CH2O)p-CH2CH2-O-，p为0-6的整数。
[0034] 根据本发明，作为组分A中的二元胺类化合物和组分B中的二元胺类化合物可以相同或不同，皆从以下描述的二元胺类化合物中进行独立的选择。作为组分A中的脂肪胺聚氧乙烯醚和组分C中的脂肪胺聚氧乙烯醚可以相同或不同，皆从以下描述的脂肪胺聚氧乙烯醚中进行独立的选择。
[0035] 根据本发明，为了获得对油基钻井液流变性具有更好调节作用的流型调节剂，优1 4
选地，R为C8-C16的饱和烷基或者C8-C16的不饱和烷基；n为1-4的整数，m为1-5的整数；R 选自OH或C1-C8的烷基；R5选自C1-C8的烷基；p为0-5的整数。
[0036] 更优选地，R1为C8-C14的饱和烷基或者C8-C14的不饱和烷基；R4选自OH或C2-C6的烷基；R5选自C2-C6的烷基。
[0037] 更进一步优选地，R1为-(CH2)8-、-(CH2)10-、-(CH2)12-或-(CH2)14-；R2为-CH2CH2NH-CH2CH2-、-(CH2CH2NH)2-CH2CH2-、-(CH2CH2NH)3-CH2CH2-、-CH2NH-CH2-、-(CH2NH)2-CH2-、-(CH2NH)3-CH2-、-(CH2NH)4-CH2-、-CH2-CH2-、-(CH2)2-CH2-、-(CH2)3-CH2-、-(CH2)4-CH2-或-(CH2)5-CH2-；R3为-CH2CH2NH-CH2CH2-、-(CH2CH2NH)2-CH2CH2-、-(CH2CH2NH)3-CH2CH2-、-CH2NH-CH2-、-(CH2NH)2-CH2-、-(CH2NH)3-CH2-或-(CH2NH)4-CH2-；R4选自OH、乙基、正丙基、正丁基、正戊基或正己基；R5选自乙基、正丙基、正丁基、正戊基或正己基；L为-CH2CH2-O-、-CH2CH2O-CH2CH2-O-、-(CH2CH2O)2-CH2CH2-O-、-(CH2CH2O)3-CH2CH2-O-或-(CH2CH2O)4-CH2CH2-O-。
[0038] 其中，所述长链二元酸的具体实例例如可以包括：
[0039] 式(1-1)：HOOC-(CH2)8-COOH(癸二酸)；
[0040] 式(1-2)：HOOC-(CH2)10-COOH(十二
碳二元酸)；
[0041] 式(1-3)：HOOC-(CH2)12-COOH(十四碳二元酸)；
[0042] 式(1-4)：HOOC-(CH2)12-COOH(十六碳二元酸)。
[0043] 所述二聚脂肪酸可以是市售品，通常是指主要含有以下结构所示不
饱和脂肪酸二聚体的脂肪酸：
[0044]
[0045] 所述二元胺类化合物的具体实例例如可以包括：二乙烯三胺、三乙烯四胺和四乙烯五胺等中的一种或多种。
[0046] 所述二元醇类化合物的具体实例例如可以包括：HO-CH2CH2NH-CH2CH2-OH(二
乙醇胺)、HO-(CH2CH2NH)2-CH2CH2-OH、HO-CH2NH-CH2-OH等中的一种或多种。
[0047] 所述醚类化合物的具体实例例如可以包括：HO-CH2CH2-O-(CH2)3-CH3、HO-CH2CH2O-CH2CH2-O-(CH2)3-CH3、HO-(CH2CH2O)2-CH2CH2-O-(CH2)3-CH3(即为三甘醇单丁醚)、HO-(CH2CH2O)3-CH2CH2-O-(CH2)3-CH3。
[0048] 所述脂肪胺聚氧乙烯醚优选为月桂胺聚氧乙烯醚、十八烷基胺聚氧乙烯醚和椰油胺聚氧乙烯醚中的一种或多种。
[0049] 根据本发明，所述组分A中各个结构单元的占比可以在较宽范围内变动，优选情况下，所述组分A中，由二聚脂肪酸提供的结构单元、由二元胺类化合物提供的结构单元和由脂肪胺聚氧乙烯醚提供的结构单元的摩尔比为1：1-1.2；2-2.1。
[0050] 根据本发明，作为组分A的第一共聚物优选采用以下方法制得，该方法包括：将二聚脂肪酸和二元胺类化合物进行第一缩聚反应，将第一缩聚反应的产物与脂肪胺聚氧乙烯醚进行第二缩聚反应。
[0051] 其中，优选情况下，所述第一缩聚反应的条件包括：温度为160-220℃，时间为2-5h；更优选地，所述第一缩聚反应的条件包括：温度为180-200℃，时间为2-3h。更优选地，所述第二缩聚反应的条件包括：温度为80-120℃，时间为1-4h；更优选地，所述第二缩聚反应的条件包括：温度为90-110℃，时间为2-3h。
[0052] 为了使得反应更为充分地进行，在第一缩聚反应前，可以通过将二元胺类化合物引入至所述二聚脂肪酸中的方式，例如控制二元胺类化合物的引入速率，以0.5-5mL/min的速率缓慢引入，该引入的温度可以是80-120℃且优选在50-200r/min的搅拌条件下进行。其中，该第一缩聚反应优选在惰性气氛下进行，该惰性气氛例如可以由氮气提供；为了促进缩聚反应的进行，可以在200-300r/min的搅拌条件下进行。
[0053] 为了操作方便且使得反应更为充分，可以采取将所述二元醇类化合物引入至上述第一缩聚反应产物中的方式来使得所述二元醇类化合物和第一缩聚反应产物
接触混合，可以使得所述元醇类化合物以0.5-5mL/min的速率缓慢引入，该引入的温度可以是80-120℃，且优选在50-200r/min的搅拌条件下进行。
[0054] 其中，为了促进缩聚反应的进行，可以在200-300r/min的搅拌条件下进行。
[0055] 根据本发明，组分B中的各个结构的占比可以在较宽范围内变动，优选地，组分B中，长链二元酸提供的结构单元、二元胺类化合物提供的结构单元和二元醇类提供的端基的摩尔比为1：0.01-0.6：0.4-1.5，优选为1：0.1-0.5：0.8-1.2，更优选为1：0.2-0.4：0.9-1.1。
[0056] 根据本发明，作为组分B的第二共聚物优选采用以下方法制得，该方法包括：将长链二元酸和二元胺类化合物进行第三缩聚反应，将所得的第一缩聚反应产物与二元醇类化合物进行第四缩聚反应以制得第二共聚物。
[0057] 其中，优选情况下，所述第三缩聚反应的条件包括：温度为140-220℃，时间为2-5h；更优选地，所述第三缩聚反应的条件包括：温度为160-200℃，时间为3-4h。
[0058] 更优选地，所述第四缩聚反应的条件包括：温度为130-170℃，时间为1-4h；更优选地，所述第四缩聚反应的条件包括：温度为140-160℃，时间为2-3h。
[0059] 根据本发明，为了使得反应更为充分地进行，在第三缩聚反应前，可以通过将二元胺类化合物引入至所述长链二元酸中的方式，例如控制二元胺类化合物的引入速率，以0.5-5mL/min的速率缓慢引入，该引入的温度可以是80-120℃，且优选在50-200r/min的搅拌条件下进行。
[0060] 其中，该第三缩聚反应优选在惰性气氛下进行，该惰性气氛例如可以由氮气提供；为了促进缩聚反应的进行，可以在200-300r/min的搅拌条件下进行。
[0061] 根据本发明，为了操作方便且使得反应更为充分，可以采取将所述二元醇类化合物引入至上述第三缩聚反应产物中的方式来使得所述二元醇类化合物和第三缩聚反应产物接触混合，可以使得所述元醇类化合物以0.5-5mL/min的速率缓慢引入，该引入的温度可以是80-120℃，且优选在50-200r/min的搅拌条件下进行。
[0062] 其中，该第四缩聚反应优选在惰性气氛下进行，该惰性气氛例如可以由氮气提供；为了促进缩聚反应的进行，可以在200-300r/min的搅拌条件下进行。
[0063] 根据本发明，所述组分C中的各个组分的占比可以在较宽范围内变动，优选情况下，组分C中，由二聚脂肪酸提供的结构单元和由脂肪胺聚氧乙烯醚提供的结构单元的摩尔比为1：1-1.2。
[0064] 根据本发明，作为组分C的第三共聚物可以采用以下方法制得，该方法包括：将二聚脂肪酸和脂肪胺聚氧乙烯醚进行第五缩聚反应。
[0065] 其中，优选情况下，所述第五缩聚反应的条件包括：温度为160-200℃，时间为6-12h；更优选地，所述第五缩聚反应的条件包括：温度为170-190℃，时间为8-9h。
[0066] 根据本发明，为了使得反应更为充分地进行，在第五缩聚反应前，可以将二聚脂肪酸和脂肪胺聚氧乙烯醚在50-200r/min的搅拌条件下混合20-40min。而后再在惰性气氛下进行升温，该惰性气氛例如可以由氮气提供，可以通过通入氮气8-20min的形式。
[0067] 根据本发明，为了使得所述组分A、组分B、组分C和组分D获得更好的配合效果，优选地，所述组分A、组分B、组分C和组分D的重量比为100：80-150：50-100：20-70，优选为100：100-130：60-90：40-60。
[0068] 本发明第二方面提供了上述流型调节剂在油基钻井液中的应用。
[0069] 本发明第三方面提供了一种含有上述流型调节剂、主乳化剂和辅乳化剂的油基钻井液。
[0070] 其中，所述主乳化剂和辅乳化剂可以采用本领域常规的主乳化剂和辅乳化剂，但是为了配合本发明的流型调节剂以获得性能更为优良的油基钻井液，该主乳化剂和辅乳化剂可以通过特别的设计来与流型调节剂配合，获得在2℃至120℃的大温度范围内更好的流变性恒定效果，为此，优选地，所述主乳化剂含有由
妥尔油脂肪酸和
马来酸酐形成的第四共聚物、脂肪酸烷基醇酰胺、脂肪醇和Span系乳化剂。更优选地，所述第四共聚物、脂肪酸烷基醇酰胺、脂肪醇和Span系乳化剂的重量比为100：90-150：30-80：120-300，优选为100：100-140：50-70：150-250。
[0071] 其中，所述第四共聚物优选通过以下方法制得，该方法包括：
[0072] (1)在氧气存在下，将妥尔油脂肪酸进行第一聚合反应；
[0073] (2)将第一聚合反应的产物与马来酸酐进行第二聚合反应。
[0074] 其中，所述妥尔油脂肪酸和马来酸酐的重量比优选为100：60-80。
[0075] 根据本发明，优选情况下，所述第一聚合反应的条件包括：温度为130-150℃，时间为4-5h。
[0076] 优选情况下，所述第二聚合反应的条件包括：温度为160-180℃，时间为4-6h。
[0077] 根据本发明，所述第一聚合反应主要是指妥尔油脂肪酸在氧气存在下(通过通入空气的方式)进行氧化处理，使部分妥尔油脂肪酸发生Diels-Alder反应的自聚合反应，形成二聚单环化合物。而后加入马来酸酐再进行共聚。
[0078] 根据本发明，所述脂肪酸烷基醇酰胺优选为
椰子油二乙醇酰胺、椰子油单乙醇酰胺、十八烷酸二乙醇酰胺和十八烷酸单乙醇酰胺中的一种或多种。
[0079] 根据本发明，所述脂肪醇优选为乙二醇、丙二醇、异丙醇和甘油中的一种或多种。
[0080] 根据本发明，所述Span系乳化剂可以为Span80、Span85等中的一种或多种。
[0081] 根据本发明，优选情况下，所述辅乳化剂含有长链脂肪酸和二元胺类化合物形成的第五共聚物、烷基酚聚氧乙烯醚、长链烷基苯磺酸盐和脂肪醇。更优选地，所述第五共聚物、烷基酚聚氧乙烯醚、长链烷基苯磺酸盐和脂肪醇的重量比为100：90-150：30-80：30-80，优选为100：100-140：50-70：50-70。
[0082] 其中，所述第五共聚物优选采用以下方法制得，该方法包括：将长链脂肪酸和二元胺类化合物进行脱水缩合反应。其中，所述长链脂肪酸优选为油酸、椰子油脂肪酸、
硬脂酸、
棕榈油酸、妥尔油脂肪酸和芥酸中的一种或多种。所述二元胺类化合物可以从上文中描述的二元胺类化合物中进行选择。
[0083] 其中，所述长链脂肪酸和二元胺类化合物的重量比为100：80-120。
[0084] 该脱水缩合反应的条件优选包括：温度为150-180℃，时间为2-4h。
[0085] 所述烷基酚聚氧乙烯醚可以是市售品，可以从多种烷基酚聚氧乙烯醚中进行选择，例如可以为OP-4、OP-9、OP-10等中的一种或多种。
[0086] 所述长链烷基苯磺酸盐优选为十二烷基苯磺酸钠、十二烷基苯磺酸
钾、十四烷基苯磺酸钠、十四烷基苯磺酸钾、十六烷基苯磺酸钠和十六烷基苯磺酸钾中的一种或多种。
[0087] 所述脂肪醇可以从上文中描述的脂肪醇中进行选择。
[0088] 根据本发明，上述流型调节剂、主乳化剂和辅乳化剂在油基钻井液中的用量可以在较宽范围内变动，优选地，相对于油水混合相的重量，所述流型调节剂的含量为0.5-3重量％，所述主乳化剂的含量为2-4重量％，所述辅乳化剂的含量为2-4重量％。
[0089] 其中，所述油水混合相中的油相可以由本领域常规采用的油相提供，例如可以为柴油和白油(例如为3#白油(闪点为220℃，40℃运动粘度为3mm2/s，比重为0.85)、5#白油(闪点为220℃，40℃运动粘度为3.5mm2/s，比重为0.85)中的一种或多种。水相则通常可以采用CaCl2的水溶液(优选采用CaCl2浓度为20-40重量％的CaCl2的水溶液)，其中，油相和水相的体积比可以为7-9:1-3。
[0090] 根据本发明，所述油基钻井液还可以含有本领域常规采用的其它处理剂，例如所述油基钻井液还可以含有有机土、
碱度调节剂和加重剂等中的一种或多种。上述处理剂及其用量都可以参照本领域常规的种类和用量进行选择，本发明对此并无特别的限定。
[0091] 本发明第四方面提供上述油基钻井液在油气开采中的应用。
[0092] 本发明提供了一种大温差恒流变油基钻井液(也可认为是一种油包水乳化钻井液)，可以在2℃至120℃的大温度范围内保持动切力、低剪切速率粘度和静切力相对恒定，满足安全钻井需求，同时对对基础油粘度和处理剂配比限制较低，便于恒流变钻井液的现场维护和技术更新。
[0093] 以下将通过
实施例对本发明进行详细描述。
[0094] 以下例子中，主乳化剂、辅乳化剂、有机土和碱度调节剂的百分重量含量以油水混合相的重量为基准。
[0095] 组分A的制备：将二聚脂肪酸(购自济宁宏明化学
试剂有限公司，纯度为98％以上，以下同)至反应容器中，在氮气保护下加热至100℃维持30min，然后滴入二乙烯三胺，滴加时间控制在30min，滴加完成后升温至200℃，在300rpm下搅拌反应3h；随后保持搅拌状态冷却至100℃，然后滴加椰油胺聚氧乙烯醚(购自山东优索化工科技有限公司)，继续反应2h；其中，二聚脂肪酸、二乙烯三胺和椰油胺聚氧乙烯醚的用量摩尔比为1:1.2:2.1，从而得到流型调节剂组分A。
[0096] 组分B的制备：称取46g十二碳二元酸(购自广州初部化工有限公司，以下同)至反应容器中，在100r/min搅拌速率下升温至100℃，然后滴入三乙烯四胺共7g，控制滴
加速率为30min滴完；通氮气10min后，提高搅拌速度至250r/min并将温度快速升温至180℃，持续反应约4h至无水
蒸汽为止，将温度降至100℃，维持10min，再向三口烧瓶中逐滴加入二乙醇胺共21g，控制滴加速率为30min滴完，然后再次通氮气10min后，将温度快速升至160℃，持续反应约3h至无水蒸汽为止，从而得到流型调节剂组分B。
[0097] 组分C的制备：按摩尔比1：1.1称取二聚酸和十八烷基胺聚氧乙烯醚(购自山东优索化工科技有限公司)，依次加入到反应釜中，在100℃下搅拌30min至混合均匀，通氮气10min后，升温至180℃，在250r/min搅拌下持续反应9h，即制得流型调节剂组分C。
[0098] 第四共聚物的制备：将20重量份的妥尔油脂肪酸在130℃条件下通空气下氧化处理4h，然后加入15重量份的马来酸酐，并在160℃条件下反应4小时，得到第四共聚物。
[0099] 第五共聚物的制备：将20重量份油酸和21重量份三乙烯四胺在150℃下进行反应3h，得到第五共聚物。
[0100] 实施例1
[0101] 钻井液Y1配方：240mL的3#白油(购自广东茂名石化公司)，60mL的CaCl2水溶液(浓度25wt％)，3重量％主乳化剂，3重量％辅乳化剂，2重量％V-GEL有机土(购M-I SWACO公司)，1重量％流型调节剂，3重量％CaO粉末，165g重晶石。
[0102] 主乳化剂配方：将15重量份上述第四共聚物、20重量份椰子油二乙醇酰胺、10重量份甘油和30份span80混合。
[0103] 辅乳化剂配方备：将15重量份第五共聚物、20重量份烷基酚聚氧乙烯醚OP-10(购自山东优索化工科技有限公司)、10重量份十二烷基苯磺酸钠和10重量份乙二醇混合。
[0104] 流型调节剂配方：组分A、组分B、组分C和三甘醇单丁醚按照重量比100：125：75：50进行混合。
[0105] 实施例2
[0106] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是：
[0107] 采用同体积份的0#柴油(购自广东茂名石化公司)代替3#白油；
[0108] 主乳化剂配方：将15重量份上述第四共聚物、15重量份椰子油二乙醇酰胺、8重量份甘油和35份span80混合。
[0109] 辅乳化剂配方备：将15重量份第五共聚物、15重量份烷基酚聚氧乙烯醚OP-9(购自山东优索化工科技有限公司)、8重量份十二烷基苯磺酸钠和8重量份乙二醇混合。
[0110] 流型调节剂配方：组分A、组分B、组分C和三甘醇单丁醚按照重量比100：100：70：45进行混合。
[0111] 从而得到钻井液Y2。
[0112] 实施例3
[0113] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是，3#白油的用量为210mL，CaCl2水溶液的用量为70mL，主乳化剂的含量为5重量％，从而得到钻井液Y3。
[0114] 实施例4
[0115] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是，重晶石的用量为600g，从而得到钻井液Y4。
[0116] 实施例5
[0117] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是，主乳化剂的含量为5重量％，从而得到钻井液Y5。
[0118] 实施例6
[0119] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是，主乳化剂的含量为4重量％，辅乳化剂的含量为2重量％，从而得到钻井液Y6。
[0120] 实施例7
[0121] 根据实施例1所述的钻井液配方，不同的是，采用的主乳化剂为主乳化剂VERSAMUL(购自M-ISWACO公司)，采用的辅乳化剂为辅乳化剂VERSACOAT(购自M-ISWACO公司)，从而得到钻井液Y7。
[0122] 对比例1
[0123] 根据实施例1所述的方法，不同的是，采用的流型调节剂仅由组分B组成，从而得到钻井液DY1。
[0124] 测试例1
[0125] 将钻井液在120℃热滚16h后，通过美国Fann公司推出的Fann iX77高温高压流变仪进行测量，其最高测试温度达316℃，最高测试压力达30000PSI(约210MPa),配上外接
冷凝器，则可以测试泥浆等样品在低温高压状态下的流变性，最低测试温度可达-15℃，压力可达210MPa。测试各实施例在2℃、30℃、60℃、90℃、120℃条件下的600转、300转、6转、3转的刻度读数，其中，由于120℃下钻井液常压下会出现
沸腾现象，因此120℃下流变性的测量是在加压1000PSI下进行。
[0126] 测试结果将根据根据以下公式计算钻井液的流变参数：
[0127]
表观粘度：AV＝1/2×600r/min(读数)，mPa.s
[0128] 塑性粘度：PV＝600r/min(读数)－300r/min(读数)，mPa.s
[0129] 动切力：YP＝1/2×(300r/min读数－PV)，Pa
[0130] 10min Gel凝胶强度：0.5θ3(10min)，Pa
[0131] 破乳
电压(ES)是由电
稳定性仪根据石油化工行业标准SH/T0549-1994中规定的方法进行测量的，单位为V。
[0132] HTHP是指高温高压滤失量，是采用高温高压滤失仪根据国家标准GB/T29170-2012中规定的方法进行测量的，单位为mL。
[0133] 各钻井液评价结果如下列各表1和2所示
[0134] 表1
[0135]
[0136]
[0137] 表2
[0138]
[0139] 通过以上测试结果可以看出，本发明所提供的大温差恒流变油基钻井液可以在不同的基础油、油水比、处理剂配比以及不同
密度下维持2～120℃大温度范围内YP、6r和10minGel流变参数相对恒定。对基础油类型，处理剂配比及油水比要求较为宽松，便于现场维护和处理剂更新。
[0140] 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。
