一种海域天然气水合物水平井钻井液及其制备方法、应用

摘要

本发明提供了一种海域天然气水合物水平井钻井液，属于海域天然气水合物资源勘探开发工程中的钻井液技术领域，所述钻井液包括以下组分：膨润土海水浆90‑110份，低温流型调节剂0.1‑0.5份，低温降滤失剂0.5‑2份，水合物动力学抑制剂1‑3份，粘土稳定剂1‑2份，极压润滑剂1‑3份；所述粘土稳定剂为聚胺BDSC‑200L；所述极压润滑剂为脂肪酸衍生物BDLU‑400L。该钻井液具有优良的低温流变性能、抑制粘土膨胀性能、井眼清洁性能、润滑减阻性能及水合物生成抑制性能。本发明还提供了一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法及应用。

权利要求

1.一种海域天然气水合物水平井钻井液，其特征在于，所述钻井液包括以下组分：膨润土海水浆90‑110份，低温流型调节剂0.1‑0.5份，低温降滤失剂0.5‑2份，水合物动力学抑制剂1‑3份，粘土稳定剂1‑2份，极压润滑剂1‑3份；

所述粘土稳定剂为聚胺BDSC‑200L；

所述极压润滑剂为脂肪酸衍生物BDLU‑400L，所述脂肪酸衍生物BDLU‑400L包括天然植物油、多元醇胺、矿物油和极压抗磨材料中的至少一种，所述极压抗磨材料包括硫化烯烃棉籽油T405和/或丁辛基二硫代磷酸锌T202，所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV‑110S，所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF‑600S。

2.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液，其特征在于，所述聚胺BDSC‑200L包括端胺基聚醚、聚醚胺和胺基聚醇中的至少一种。

3.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液，其特征在于，所述膨润土海水浆包括以下组分：膨润土1‑5份，淡水15‑35份，海水60‑75份，碱度调节剂0.2‑0.5份。

4.根据权利要求3所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液，其特征在于，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。

5.根据权利要求3所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液，其特征在于，所述水合物动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH‑100S。

6.一种如权利要求3‑5中任一项所述的海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：准备所述钻井液的各组分；

将所述碱度调节剂与所述淡水混合，获得碱水；

将所述膨润土与所述碱水混合，获得膨润土淡水浆；

将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆；

依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

7.根据权利要求6所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法，其特征在于，所述将所述膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆，包括：将所述膨润土与所述碱水混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌25‑35min，搅拌后于

15℃‑35℃养护24h，获得所述膨润土淡水浆；

所述将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆，包括：将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌10‑15min，获得所述膨润土海水浆。

8.根据权利要求6所述的一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法，其特征在于，所述依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液，包括：将所述低温流型调节剂与所述膨润土海水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑

4min，得到第一混合物；

将所述低温降滤失剂与所述第一混合物混合，并以8000‑11000r/min的转速搅拌2‑

4min，得到第二混合物；

依次将所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述第二混合物混合，并分别以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑4min；

混合完毕后，以8000‑11000r/min的转速搅拌混合物20‑30min，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

9.一种如权利要求1‑5中任一项所述的海域天然气水合物水平井钻井液的应用，其特征在于，应用于以水平井钻井技术开展海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

说明书

一种海域天然气水合物水平井钻井液及其制备方法、应用

技术领域

[0001] 本发明属于海域天然气水合物资源勘探开发工程中的钻井液技术领域，涉及一种海域天然气水合物水平井钻井液及其制备方法、应用。

背景技术

[0002] 天然气水合物具有能量密度高、分布广、储量大的特点，被誉为21世纪洁净替代能源。海底沉积物中的天然气水合物资源量占全球天然气水合物资源总量的90％以上，是最具开发潜力的领域。我国于2017年在南海神狐海域以垂直井钻井技术成功完成海域天然气水合物首次试采，连续产气60天，累计产气超过30万立方米，创造了持续产气时间最长、产气总量最大两项世界纪录。

[0003] 天然气水合物储层薄，水平井钻井能更多暴露储层，利于资源开采，但因为埋深浅、成岩性差，与垂直井钻井相比，水合物水平井钻井液技术所面临的技术难题更多、难度更大。因储层埋深浅，采用水平井钻井技术，必然带来造斜点浅、造斜率大的井深结构特点，加之深水浅部地层胶结程度差，尤其在大斜度井段和水平井段，井壁稳定难度更大、井眼清洁困难、润滑减阻需求高。与直井相比，水平井内可能会进入更大量的游离气和储层分解气，因此二次生成水合物的可能性更大、危害性更高。

[0004] 在具备常规钻井液技术性能的基础上，突出天然气水合物生成抑制性能、粘土抑制性能、井眼清洁性能和润滑减阻性能，是海域天然气水合物水平井钻井液的重要技术要求。开发符合技术要求的天然气水合物水平井钻井液技术，将为促进海域天然气水合物资源更高效地钻探、试采和开发提供技术支持。

发明内容

[0005] 为了解决海域天然气水合物水平井钻井所面临的上述技术问题，本发明提供了一种海域天然气水合物水平井钻井液，该钻井液具有优良的低温流变性能、抑制粘土膨胀性能、井眼清洁性能、润滑减阻性能及水合物生成抑制性能。

[0006] 本发明还提供了一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法及应用。

[0007] 本发明通过以下技术方案实现：

[0008] 一种海域天然气水合物水平井钻井液，所述钻井液包括以下组分：

[0009] 膨润土海水浆90‑110份，低温流型调节剂0.1‑0.5份，低温降滤失剂0.5‑2份，水合物动力学抑制剂1‑3份，粘土稳定剂1‑2份，极压润滑剂1‑3份；

[0010] 所述粘土稳定剂为聚胺BDSC‑200L；

[0011] 所述极压润滑剂为脂肪酸衍生物BDLU‑400L。

[0012] 进一步的，所述聚胺BDSC‑200L包括端胺基聚醚、聚醚胺和胺基聚醇中的至少一种。

[0013] 进一步的，所述脂肪酸衍生物BDLU‑400L包括天然植物油、多元醇胺、矿物油和极压抗磨材料中的至少一种，所述极压抗磨材料包括硫化烯烃棉籽油T405和/或丁辛基二硫代磷酸锌T202。

[0014] 进一步的，所述膨润土海水浆包括以下组分：

[0015] 膨润土1‑5份，淡水15‑35份，海水60‑75份，碱度调节剂0.2‑0.5份。

[0016] 进一步的，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。

[0017] 进一步的，所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV‑110S，所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF‑600S，所述水合物动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH‑100S。

[0018] 所述高分子聚合物BDV‑110S包括高粘羧甲基纤维素、中粘羧甲基纤维素和增粘剂80A51中的至少一种。

[0019] 所述高分子聚合物BDF‑600S包括低粘羧甲基纤维素、改性淀粉和聚阴离子纤维素中的至少一种。

[0020] 所述水合物抑制剂BDH‑100S包括聚乙烯基吡咯烷酮、聚乙烯基己内酰胺和软磷脂中的至少一种或相互间的共聚物。

[0021] 进一步的，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。

[0022] 基于同一发明构思，本发明还提供一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法，所述制备方法包括：

[0023] 准备所述钻井液的各组分；

[0024] 将所述碱度调节剂与所述淡水混合，获得碱水；

[0025] 将所述膨润土与所述碱水混合，获得膨润土淡水浆；

[0026] 将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆；

[0027] 依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

[0028] 进一步的，所述将所述膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆，包括：

[0029] 将所述膨润土与所述碱水混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌25‑35min，搅拌后于15℃‑35℃养护24h，获得所述膨润土淡水浆；

[0030] 所述将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆，包括：

[0031] 将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌10‑15min，获得所述膨润土海水浆。

[0032] 进一步的，所述依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液，包括：

[0033] 将所述低温流型调节剂与所述膨润土海水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑4min，得到第一混合物；

[0034] 将所述低温降滤失剂与所述第一混合物混合，并以8000‑11000r/min的转速搅拌2‑4min，得到第二混合物；

[0035] 依次将所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述第二混合物混合，并分别以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑4min；

[0036] 混合完毕后，以8000‑11000r/min的转速搅拌混合物20‑30min，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

[0037] 基于同一发明构思，本发明还提供一种海域天然气水合物水平井钻井液的应用，应用于以水平井钻井技术开展海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

[0038] 本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

[0039] 本发明一种海域天然气水合物水平井钻井液，兼顾了各组分材料本身的主要功能及其加量范围对钻井液低温流变性能的影响程度，关注了各材料在钻井液体系中的配伍性能，在满足对水合物生成抑制性能、低温流变性能的同时，具有优良的抑制粘土膨胀性能和润滑减阻性能。

附图说明

[0040] 为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

[0041] 图1是本发明实施例3与对比例3的天然气水合物生成抑制性能测试压力曲线图；

[0042] 图2是本发明实施例3中天然气水合物生成抑制性能测试水合物生成情况图；

[0043] 图3是本发明对比例3中天然气水合物生成抑制性能测试水合物生成情况图。

具体实施方式

[0044] 下文将结合具体实施方式和实施例，具体阐述本发明，本发明的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解，这些具体实施方式和实施例是用于说明本发明，而非限制本发明。

[0045] 在整个说明书中，除非另有特别说明，

[0046] 本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。

[0047] 除非另有特别说明，本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买得到或者可通过现有方法制备得到。

[0048] 还需要说明的是，本发明中的术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

[0049] 同时，本发明中的术语“第一”、“第二”等，不表示任何顺序或次数，可将这些单词解释为名称。

[0050] 本发明实施例提供的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：

[0051] 本发明实施例提供一种海域天然气水合物水平井钻井液，所述钻井液包括以下组分：

[0052] 膨润土海水浆90‑110份，低温流型调节剂0.1‑0.5份，低温降滤失剂0.5‑2份，水合物动力学抑制剂1‑3份，粘土稳定剂1‑2份，极压润滑剂1‑3份；

[0053] 所述粘土稳定剂为聚胺BDSC‑200L；

[0054] 所述极压润滑剂为脂肪酸衍生物BDLU‑400L。

[0055] 进一步的，所述聚胺BDSC‑200L包括端胺基聚醚、聚醚胺和胺基聚醇中的至少一种。

[0056] 进一步的，所述脂肪酸衍生物BDLU‑400L包括天然植物油、多元醇胺、矿物油和极压抗磨材料中的至少一种，所述极压抗磨材料包括硫化烯烃棉籽油T405和/或丁辛基二硫代磷酸锌T202。

[0057] 进一步的，所述膨润土海水浆包括以下组分：

[0058] 膨润土1‑5份，淡水15‑35份，海水60‑75份，碱度调节剂0.2‑0.5份。

[0059] 进一步的，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。

[0060] 进一步的，所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV‑110S，所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF‑600S，所述水合物动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH‑100S。

[0061] 所述高分子聚合物BDV‑110S包括高粘羧甲基纤维素、中粘羧甲基纤维素和增粘剂80A51中的至少一种。

[0062] 所述高分子聚合物BDF‑600S包括低粘羧甲基纤维素、改性淀粉和聚阴离子纤维素中的至少一种。

[0063] 所述水合物抑制剂BDH‑100S包括聚乙烯基吡咯烷酮、聚乙烯基己内酰胺和软磷脂中的至少一种或相互间的共聚物。

[0064] 进一步的，所述碱度调节剂包括氢氧化钠和/或碳酸钠。

[0065] 上述技术方案，兼顾了各组分材料本身的主要功能及其加量范围对钻井液低温流变性能的影响程度，关注了各材料在钻井液体系中的配伍性能，特别是对水合物生成抑制性能的综合协调效果。其中，粘土稳定剂聚胺BDSC‑200L组分自身含有的胺基端，以其合适的分子尺寸，嵌入到粘土层间，抑制水分子的侵入，增强层间结合力，起到优良的抑制软泥分散的效果，对于提高深水浅部软泥层抗挤压能力作用明显，极压润滑剂脂肪酸衍生物BDLU‑400L可以吸附在钻具和井壁表面，显著降低固固界面间的摩擦阻力，同时，由于其特定的组分性质，其对同为有机相的天然气的溶解度较同类润滑剂小，因而有利于水合物生成抑制。通过优选材料、确定加量范围，最终达到了本发明所述的技术效果。

[0066] 基于同一发明构思，本发明还提供一种海域天然气水合物水平井钻井液的制备方法，所述制备方法包括：

[0067] 准备所述钻井液的各组分；

[0068] 将所述碱度调节剂与所述淡水混合，获得碱水；

[0069] 将所述膨润土与所述碱水混合，获得膨润土淡水浆；

[0070] 将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆；

[0071] 依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

[0072] 进一步的，所述将所述膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆，包括：

[0073] 将所述膨润土与所述碱水混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌25‑35min，搅拌后于15℃‑35℃养护24h，获得所述膨润土淡水浆；

[0074] 所述将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆，包括：

[0075] 将所述海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌10‑15min，获得所述膨润土海水浆。

[0076] 进一步的，所述依次将所述低温流型调节剂、所述低温降滤失剂、所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液，包括：

[0077] 将所述低温流型调节剂与所述膨润土海水浆混合，并以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑4min，得到第一混合物；

[0078] 将所述低温降滤失剂与所述第一混合物混合，并以8000‑11000r/min的转速搅拌2‑4min，得到第二混合物；

[0079] 依次将所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述第二混合物混合，并分别以3000‑5000r/min的转速搅拌2‑4min；

[0080] 混合完毕后，以8000‑11000r/min的转速搅拌混合物20‑30min，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

[0081] 搅拌速度和时间的控制，是根据各材料的化学性质、溶解速度以及膨润土浆的养护、钻井液的配制需要而确定的：低分子量、粘稠、溶解快的材料采用3000‑5000r/min的较低转速；有机高分子物质、溶解时间长、混匀相对困难的材料采用8000‑11000r/min的较高转速；配浆过程中各高分子材料的溶解过程，在时间上有累加效果，因而每加入一种材料的搅拌时间可低于5min；膨润土浆的配制需要相对较长的水化、分散时间，钻井液的配制需要通过充分搅拌以达到各材料充分溶解、混合，故搅拌时间不低于20min，为避免温度过度上升、水分过多蒸发，配制全过程总的搅拌时间不高于40min。

[0082] 基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种海域天然气水合物水平井钻井液的应用，应用于以水平井钻井技术开展海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

[0083] 本发明所述钻井液，在低温(4℃)条件下，其各流变学指标较常温下增幅相对较低，低剪切速率粘度较高，失水量小，适应于压力窗口窄、成岩性差的海底浅部地层水平井钻井对井壁稳定和井眼清洁的技术需求；粘土抑制剂对粘土有很强的抑制水化功能和维持井壁力学效应；水合物动力学抑制剂使该钻井液具备了在15MPa初始压力、4℃、封闭测试20h的环境下成功抑制水合物生成的优异性能；极压润滑剂确保了钻井液具有良好的润滑性能，可有效降低钻具下入过程中与井壁的摩擦阻力，特别是有效增强钻具在大斜度井段和水平段的通过性；各处理剂相互之间的配伍性优良，在钻井液中的共容性好，维护简单，颜色、气味、生物毒性均适应海洋环境。

[0084] 下面将结合实施例、对比例及实验数据对本申请的海域天然气水合物水平井钻井液及其制备方法、应用，进行详细说明。

[0085] 实施例1

[0086] 本实施例提供一种海域天然气水合物水平井钻井液，包括如下组分：

[0087] 10g膨润土，150mL淡水，350mL海水，碱度调节剂：1g氢氧化钠、1g碳酸钠，1.5g低温流型调节剂BDV‑110S(具体采用：高粘羧甲基纤维素)，5g低温降滤失剂BDF‑600S(聚阴离子纤维素)，5g水合物抑制剂BDH‑100S(聚乙烯基吡咯烷酮)，5g粘土稳定剂BDSC‑200L(聚醚胺)，5g极压润滑剂BDLU‑400L(天然植物油、多元醇胺、硫化烯烃棉籽油T405的混合物)。

[0088] 实施例2

[0089] 本实施例提供一种海域天然气水合物水平井钻井液，包括如下组分：

[0090] 15g膨润土，170mL淡水，300mL海水，碱度调节剂：1.5g氢氧化钠、1.0g碳酸钠，1g低温流型调节剂BDV‑110S(80A51)，7.5g低温降滤失剂BDF‑600S(改性淀粉)，7.5g水合物抑制剂BDH‑100S(聚乙烯基吡咯烷酮与聚乙烯基己内酰胺共聚物)，7.5g粘土稳定剂BDSC‑200L(聚醚胺)，10g极压润滑剂BDLU‑400L(天然植物油、多元醇胺、丁辛基二硫代磷酸锌T202的混合物)。

[0091] 实施例3、4

[0092] 分别将实施例1、2提供的所述钻井液组分制备成钻井液(对应实施例3、4)，具体方法如下：

[0093] 将碱度调节剂和淡水混合，在3000r/min的转速下搅拌2min，获得碱水；

[0094] 将膨润土和碱水混合，并以4000r/min的转速搅拌30min，搅拌后于25℃养护24h获得膨润土淡水浆；

[0095] 将海水和所述膨润土淡水浆混合，并以4000r/min的转速搅拌10min，获得膨润土海水浆；

[0096] 依次将低温流型调节剂、低温降滤失剂、水合物动力学抑制剂、粘土稳定剂和极压润滑剂与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物水平井钻井液。

[0097] 将所述低温流型调节剂与所述膨润土海水浆混合，并以4000r/min的转速搅拌3min，得到第一混合物；

[0098] 具体的：将所述低温降滤失剂与所述第一混合物混合，并以10000r/min的转速搅拌3min，得到第二混合物；依次将所述水合物动力学抑制剂、所述粘土稳定剂和所述极压润滑剂与所述第二混合物混合，并分别以5000r/min的转速搅拌2min；混合完毕后，以10000r/min的转速搅拌混合物20min，获得所述海域天然气水合物水平井钻井液。

[0099] 对比例1

[0100] 本对比例与实施例3的不同之处在于：膨润土加量为25g，低温流型调节剂BDV‑110S加量为2.5g，低温降滤失剂BDF‑600S加量为15g。

[0101] 对比例2

[0102] 本对比例与实施例4的不同之处在于：不使用极压润滑剂BDLU‑400L。

[0103] 对比例3

[0104] 本对比例与实施例3的不同之处在于：不使用水合物抑制剂BDH‑100S。

[0105] 对比例4

[0106] 本对比例与实施例4的不同之处在于：不使用粘土稳定剂BDSC‑200L。

[0107] 实验例1

[0108] 对实施例3、4和对比例1制得的海域天然气水合物水平井钻井液进行流变性能测试，测试结果如表1所示。

[0109] 实验例2

[0110] 对实施例4和对比例2制得的海域天然气水合物水平井钻井液进行润滑性能测试，测试结果如表2所示。

[0111] 实验例3

[0112] 对实施例3和对比例3制得的海域天然气水合物水平井钻井液进行水合物抑制性能测试，测试结果如图1‑3所示。

[0113] 实验例4

[0114] 对实施例4和对比例4制得的海域天然气水合物水平井钻井液进行软泥层抗挤压性能测试，测试结果如表3所示。

[0115] 表1

[0116]

[0117] 表2

[0118]

[0119] 表3

[0120]

[0121] 从表1的数据可以看出：

[0122] (1)从实施例3与实施例4可以看出，本发明提供的海域天然气水合物水平井钻井液的粘度、切力适中，低剪切速率粘度较高，中压失水量较低；特别的，对比4℃下与25℃下的流变学性能可见，各指标增幅均小于75％，具有良好的低温流变稳定性能。

[0123] (2)从实施例3、4与对比例1可以看出，过高的膨润土、流型调节剂和降滤失剂加量下，钻井液的常温与低温流变性能指标均大幅增长，特别的，低温流变性能指标较常温时增幅明显，均超过100％，塑性粘度增幅甚至达到135％，低温流变稳定性较差。

[0124] 从表2的数据可以看出：

[0125] 对比例2的润滑系数为0.19，加入了极压润滑剂BDLU‑400L的实施例4的润滑系数降为0.03，较对比例2，润滑系数降低率为84％，说明实施例4的润滑性能更优。

[0126] 从表3的数据可以看出：

[0127] 对比例4的软泥层挤压扭矩为168lb·in，加入了粘土稳定剂BDSC‑200L的实施例4的软泥层挤压扭矩为596lb·in，较对比例4，软泥层抗挤压能力提升3.5倍，说明实施例4的软泥层抗挤压性能更优。

[0128] 从图1的压力曲线可以看出，实施例3在测试过程中压力稳定，最终压力14.46MPa，压降0.54MPa；对比例3在测试过程中压力明显降低，最终压力5.23MPa，压降9.77MPa。

[0129] 从图2可以看出，实施例3试验结束后反应釜内无水合物生成。

[0130] 从图3可以看出，对比例3试验结束后反应釜内生成大量水合物，称重为84.3g。

[0131] 对比图1的压力变化曲线和图2、图3的水合物生成情况，可以看出：实施例3的水合物生成抑制性能优异，对比例3的水合物生成抑制性能差。

[0132] 最后，还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

[0133] 尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

[0134] 显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。