CN105219358A - 一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂，其中，所述处理剂为由磺酸单体、羧酸单体、非离子单体和无机材料在引发剂的作用下聚合形成；且所述无机材料中包含锂镁硅酸盐无机凝胶。本发明提供的无机-有机聚合物处理剂在淡水钻井液、盐水钻井液、饱和盐水钻井液和复合盐水钻井液中均具有较强的降滤失作用。它还具有较强的防塌能力，能有效控制泥页岩水化分散、控制粘土造浆，渗透率恢复值高，具有较好的油气层保护效果。且其生产工艺简单、原料来源广，推广前景广阔。本发明还相应提供一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂的制备方法。

Description

一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种钻井液用无机-有机单体聚合物处理剂及其制备方法，属于水溶性高分子材料合成制备技术领域。

背景技术

20世纪80年代以来，世界各国钻深井、超深井、复杂井的数量增加，这便对钻井液技术提出了更高的要求，钻井液技术不仅要满足传统功能的要求，而且还要满足环境、油层保护和提高钻井速度，降低钻井综合成本等方面的要求，并正朝着经济、安全、高效的目标发展。原有的钻井液处理剂已不能完全满足钻井液技术发展的需要，世界各国都在努力研制开发新型钻井液处理剂，以适应钻井液技术发展的需要。

受新型处理剂的限制，我国在钻井液技术领域发展缓慢。尤其是近期提高钻井速度和保护油气层的呼声越来越高，要想大幅度地提高钻井速度，最大限度地保护油气层，最终确保油气井的产量，就必须研制适应于钻井新技术和适应于钻井液与完井液发展需要的新型钻井液处理剂。因此，适时开展新型钻井液处理剂的分子设计及合成研究工作，对开发新产品和促进钻井液工程技术的进步具有重大意义。

但近几十年来，钻井液处理剂的研究开发主要沿着有机聚合物的固定模式进行，其耐温抗盐性成为处理剂研制的难点。而若将研发思路放在无机化合物方面，由于无机化合物的特性使得处理剂将不再面临耐温抗盐的主要问题。在研发含无机物的有机聚合物处理剂技术领域，发明人在先提出了专利申请CN200710180495.0，其中公开了一种无机-有机单体聚合物钻井液处理剂的制备方法，具体地，以丙烯酰氧丁基磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸和硅镁凝胶为原料，以氢氧化钠和碳酸钠调节pH值为9～11，再加入引发剂进行聚合反应，反应结束得到的大分子聚合物经干燥和粉碎后得到所述处理剂。该处理剂在现场应用中取得了明显效果，但本领域还需要研发一种改进的和效果更为优异的钻井液用无机-有机聚合物处理剂及其制备方法。

发明内容

因此，本发明首先提供一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂，其中，所述处理剂为由磺酸单体、羧酸单体、非离子单体和无机材料在引发剂的作用下聚合形成；且所述无机材料中包含锂镁硅酸盐无机凝胶。

在一种具体的实施方式中，所述磺酸单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰氧基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰氧丁磺酸、2-丙烯酰胺-2-苯基乙磺酸和2-丙烯酰胺十二烷基磺酸，所述羧酸单体选自丙烯酸、甲基丙烯酸、衣康酸和马来酸，所述非离子单体选自丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、异丁基丙烯酰胺和丙烯腈。

本发明对所述引发剂的种类和用量没有特别地限定，只要能够引发单体混合物聚合即可，例如，所述引发剂可以为偶氮类引发剂、过氧类引发剂和氧化还原类引发剂中的一种或多种。优选所述引发剂为包括氧化剂和还原剂的氧化-还原引发体系，其中氧化剂选自过硫酸钾、过硫酸铵和过硫酸钠，还原剂选自亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫代硫酸钠、焦亚硫酸钠、硫酸亚铁和氯化亚铁。

在本发明中，所述无机材料中还可以选择地包含硅镁凝胶、铝镁硅酸盐无机凝胶、三聚磷酸铝、膨润土、海泡石和凹凸棒土等的一种或多种。在一个具体的实施方式中，所述无机材料中的锂镁硅酸盐无机凝胶占无机材料的总质量的50wt％以上，优选80wt％以上。

本发明还提供一种如上所述处理剂的制备方法，包括如下步骤：1)在含碱的水溶液中加入无机材料，搅拌均匀后用胶体磨研磨，在温度不超过35℃的条件下向研磨后的混合液中加入磺酸单体和羧酸单体，继续搅拌1分钟～3小时后再向其中加入非离子单体，再继续搅拌1分钟～5小时后得到反应混合液；2)将步骤1)所得的反应混合液置入聚合用反应容器中，可选择地继续搅拌1～30分钟，用碱将溶液pH值调至8～11，加入引发剂，并控制聚合反应的起始温度为35～50℃，反应2～24小时，得到胶状产物；将所得产物干燥并粉碎即得所述处理剂。

本发明与现有技术相比，不仅优化了加入的无机材料，而且改进了制备钻井液用无机-有机聚合物处理剂的聚合方法。首先，本发明的方法中，无机材料为最先加入，且对其使用胶体磨研磨后再加入包括所述磺酸单体、羧酸单体和非离子单体的有机单体，从而可使无机材料在聚合过程中更好地参与反应并尽可能地增加处理剂中无机材料的引入量。本发明中无机材料的引入量为5～25wt％，明显大于相应的现有技术(3.6～8.3wt％)；因而本发明在保证所得聚合物性能的基础上大幅降低了聚合物的成本。其次，本发明的方法中，在加入磺酸单体和羧酸单体时体系的温度控制在不超过35℃的条件下，以免有机酸单体与碱发生中和反应并放热，进而导致有机单体的自聚，并最终影响所得的钻井液用无机-有机聚合物处理剂的性能。因此，本发明中所述方法得到的聚合物处理剂与现有技术中的处理剂相比，兼具高性能和低成本的优势。

在上述制备方法的一个具体实例中，聚合反应前所使用的原料中所述无机材料占磺酸单体、羧酸单体、非离子单体和无机材料的总质量的质量百分数为5～25％，优选为10～25％。如上所述，无机材料使用较多时，可以在提升所得聚合物性能的基础上大幅降低聚合物的成本。

在上述制备方法中，优选的，步骤1)中磺酸单体、羧酸单体和非离子单体间的物质的量之比为10～40：10～25：80～35。另外，优选步骤1)的反应混合液中水的用量为以控制反应原料的总质量为反应混合液质量的40～60％。

在上述制备方法的一个具体实例中，所述引发剂的用量为磺酸单体、羧酸单体和非离子单体总质量的0.2～0.75wt％，且所述氧化剂与所述还原剂的质量比为1:1～2.5。在另一个实例中，步骤1)中所用碱的物质的量与所述羧酸单体和磺酸单体的物质的量之和的比值为1:0.9～1.1，优选为1：1。

本发明提供的无机-有机聚合物处理剂在淡水钻井液、盐水钻井液、饱和盐水钻井液和复合盐水钻井液中均具有较强的降滤失作用。它还具有较强的防塌能力，能有效控制泥页岩水化分散、控制粘土造浆，渗透率恢复值高，具有较好的油气层保护效果。且其生产工艺简单、原料来源广，推广前景广阔。总的说来，发明提供的添加剂可满足高温和/或高盐条件下的安全钻井施工的需要，能够控制水基钻井液高温高压条件下流变性、悬浮稳定性及滤失量。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明进行详细说明。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。

本发明中所使用的锂镁硅酸盐无机凝胶为杭州浙地非金属有限公司的产品，所用的凹凸棒土产自灵寿县百达通矿产品加工厂。

实施例1～3均为制备本发明所得的无机-有机聚合物处理剂。

实施例1

1)将14公斤氢氧化钠和160公斤水加入中和釜，待完全溶解后加入20公斤锂镁硅酸盐无机凝胶，搅拌均匀后用胶体磨研磨。将研磨后的混合液加入反应釜，在温度不超过35℃的条件下慢慢加入30公斤2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和15公斤丙烯酸，加完后继续搅拌10分钟。加入55公斤丙烯酰胺，加完后继续搅25分钟，得到反应混合液。

2)将步骤1)得到的反应混合液加入聚合釜，搅拌5分钟，用质量分数10％的氢氧化钠溶液将体系的pH值调至9.0。加入0.3公斤过硫酸铵和0.5公斤亚硫酸氢钠(用适量的水配制的水溶液)，搅拌约15min后静止，控制聚合反应的起始温度为35℃，反应6小时，得到胶状产物；将所得产物于120～130℃下烘干，粉碎即为实施例1样品。

实施例2

1)将14公斤氢氧化钠和170公斤水加入中和釜，待完全溶解后加入20公斤锂镁硅酸盐无机凝胶，搅拌均匀后用胶体磨研磨。将研磨后的混合液加入反应釜，在温度不超过35℃的条件下慢慢加入20公斤丙烯酰氧丁磺酸和18公斤衣康酸，加完后继续搅拌15分钟。加入28公斤丙烯腈，加完后继续搅30分钟，得到反应混合液。

2)将步骤1)得到的反应混合液加入聚合釜，搅拌10分钟，用质量分数40％的氢氧化钠溶液将体系的pH值调至11.0。加入0.35公斤过硫酸钾和0.7公斤焦亚硫酸钠(用适量的水配制的水溶液)，搅拌约10min后静止，控制聚合反应的起始温度为45℃，反应7小时，得到胶状产物；将所得产物于120～130℃下烘干，粉碎即为实施例2样品。

实施例3

1)将20公斤碳酸氢钾和120公斤水加入中和釜，待完全溶解后加入12.5公斤锂镁硅酸盐无机凝胶和3.0公斤凹凸棒土，搅拌均匀后用胶体磨研磨。将研磨后的混合液加入反应釜，在温度不超过35℃的条件下慢慢加入65公斤丙2-丙烯酰氧-2-甲基丙磺酸和25公斤衣康酸，加完后继续搅拌20分钟。加入40公斤丙烯腈，加完后继续搅30分钟，得到反应混合液。

2)将步骤1)得到的反应混合液加入聚合釜，搅拌9分钟，用质量分数40％的氢氧化钠溶液将体系的pH值调至10.0。加入0.8公斤过硫酸胺和0.7公斤焦亚硫酸钠(用适量的水配制的水溶液)，搅拌约5min后静止，控制聚合反应的起始温度为50℃，反应10小时，得到胶状产物；将所得产物于130～140℃下烘干，粉碎即为实施例3样品。

对比例1

本例为制备用于对比的有机聚合物处理剂。

1)将14公斤氢氧化钠和160公斤水加入中和釜，待完全溶解后在温度不超过35℃的条件下慢慢加入30公斤2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和15公斤丙烯酸，加完后继续搅拌10分钟。加入55公斤丙烯酰胺，加完后继续搅25分钟，得到反应混合液。

2)将步骤1)得到的反应混合液加入聚合釜，搅拌5分钟，用质量分数10％的氢氧化钠溶液将体系的pH值调至9.0。加入0.3公斤过硫酸铵和0.5公斤亚硫酸氢钠(用适量的水配制的水溶液)，搅拌约15min后静止，控制聚合反应的起始温度为35℃，反应6小时，得到胶状产物；将所得产物于120～130℃下烘干，粉碎后即为对比例1样品。

对比例2

本例为制备用于对比的聚合物处理剂。

将对比例1的步骤2)中所制备得到的胶状产物和20公斤锂镁硅酸盐无机凝胶直接混合搅拌均匀后，于120～130℃下烘干，粉碎后即为对比例2样品。

本发明在以下具体实施方式中提供所述无机-有机单体聚合物作为钻井液处理剂的应用。为了说明本发明的效果，以下采用实施例1合成的样品(为便于叙述将其用代号SM-1表示)为代表进行应用方面的性能介绍，因此，本发明实施例中若未具体指明则所用的处理剂是SM-1。

本发明性能评价中，钙膨润土，符合SY/T5060-1993标准规定；钠膨润土，符合SY/T5060-1993标准规定；抗盐土，符合SY/T5603-1993标准规定；无水氯化钙，化学纯；氯化钠，分析纯；氯化镁，分析纯；无水碳酸钠，分析纯。高速搅拌机，GJ-1型；中压失水仪，ZNS型；六速旋转粘度计，ZNN-D6型；高温滚动烘箱50～300℃。

其中，基浆配制如下：

1)淡水基浆：在1000mL自来水中加入3g纯碱和40g钙或钠膨润土，搅拌8h，室温放置48h，得淡水基浆。

2)盐水基浆：在1000mL4％的钠膨润土基浆中加入40gNaCl，高速搅拌5min，室温放置24h，得盐水基浆。

3)饱和盐水基浆：在1000mL4％的膨润土淡水基浆中加入35％的氯化钠，高速搅拌5min，室温放置24h，得饱和盐水基浆。

4)复合盐水基浆：在350mL蒸馏水中加入15.75g氯化钠，2.62g无水氯化钙，6.9g氯化镁，52.5g钙膨润土和3.15g无水碳酸钠，高速搅拌20min，室温放置老化24h，得复合盐水基浆。

实施例4和对比例4

实施例4和对比例4列出了不同加量的SM-1聚合物对不同类型钻井液性能的影响，其中实施例4a和对比例4a为不同加量的SM-1聚合物对淡水钻井液性能的影响，实施例4b和对比例4b为不同加量SM-1聚合物对盐水钻井液性能的影响，实施例4c和对比例4c为不同加量SM-1聚合物对饱和盐水钻井液性能的影响，实施例4d和对比例4d为不同加量SM-1聚合物对复合盐水钻井液性能的影响。

表1是不同加量SM-1聚合物对淡水钻井液性能的影响。

表1

	加量(wt％)	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
						对比例4a-1	0	17	15	4	11
实施例4a-1	0.1	7.0	22	14	8
						实施例4a-2	0.3	6.0	40	19	21
实施例4a-3	0.5	5.4	68	33	35

从表1可以看出，SM-1在淡水钻井液中具有较强的降滤失作用，当加量为0.1％时就可使钻井液的滤失量(FL)明显降低(小于10mL)。对于钻井液的粘度和切力而言，随其用量增加，钻井液的粘度(AV和PV)和切力(YP)等均大幅度的增加，表现出了较强的提粘切能力，且从实验结果看，SM-1的加入改善了钻井液的剪切稀释特性。

表2是不同加量SM-1聚合物对盐水钻井液性能的影响。

表2

	加量(wt％)	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
						对比例4b-1	0	84	4.5	2	2.5
实施例4b-1	0.3	8.0	8.5	7	1.5
						实施例4b-2	0.5	5.0	14	12	2
实施例4b-3	0.7	3.6	22	18	4
						实施例4b-4	1.0	2.6	30	21	9

从表2可以看出，SM-1在盐水钻井液中具有较强的降滤失作用，当加量为0.3％时就可使钻井液的滤失量明显降低，而且表现出了较强的提粘能力。

表3是不同加量SM-1聚合物对饱和盐水钻井液性能的影响。

表3

	加量(wt％)	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
						对比例4c-1	0	134	6	4	2
实施例4c-1	0.5	5.2	14	10	4
						实施例4c-2	0.7	5.0	16	9	5
实施例4c-3	1.0	4.2	18	13	5
						实施例4c-4	1.5	3.6	22.5	15.5	7

从表3可以看出，SM-1在饱和盐水钻井液中具有较强的降滤失作用，当加量达到0.5％时，滤失量出现明显的降低趋势，并随着聚合物加量的增加而逐渐降低，而钻井液的粘度也逐渐升高。

表4是不同加量SM-1聚合物对复合盐水钻井液性能的影响实验结果。

表4

	加量(wt％)	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
						对比例4d-1	0	84	8	4	4
实施例4d-1	0.5	8.0	9	6	3
						实施例4d-2	0.7	6.0	10	6	4
实施例4d-3	1.0	4.0	16	11	5
						实施例4d-4	1.5	2.6	26	19	7

从表4可以看出，SM-1在复合盐水钻井液中具有较强的降滤失作用，当加量0.5％时就可以使钻井液的滤失量降至10mL以下，且表现出了较强的提粘能力。

实施例5

实施例5列出了实施例1中所得的聚合物添加剂SM-1的抗温实验结果。其中实施例5a为SM-1对淡水钻井液性能的影响，实施例5b为SM-1对盐水钻井液性能的影响，实施例5c为SM-1对饱和盐水钻井液性能的影响，实施例5d为SM-1对复合盐水钻井液性能的影响。

表5是用SM-1处理不同钻井液的抗温实验结果，其中老化温度为180℃时相应的老化时间为16h；且实施例5a～5d中的聚合物添加剂加量分别为0.5wt％、1.0wt％、1.5wt％和1.5wt％，每个室温与其相应的180℃实验时所用的聚合物添加剂的用量相同。

表5

	老化温度(℃)	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
						实施例5a-1	室温	5.4	68	33	35
实施例5a-2	180	4.8	25	19	6
						实施例5b-1	室温	2.6	30	21	9
实施例5b-2	180	4.0	9	6	3

实施例5c-1	室温	3.6	22.5	15.5	7
						实施例5c-2	180	10	7	4	3
实施例5d-1	室温	2.6	26	19	7
						实施例5d-2	180	14	4.5	2.5	2

从表5可以看出，用SM-1处理后各种钻井液的滤失量在180℃老化前后变化较小，说明SM-1具有较强的抗温能力。

实施例6和对比例6

实施例6列出了实施例1中所得的聚合物添加剂SM-1与石油钻井现场常用的聚合物处理剂SD-17W、MAN-101、SL-1在饱和盐水钻井液中的对比实验结果。其中，对比例6a为不添加任何添加剂的饱和盐水钻井液的检测结果，对比例6b为饱和盐水钻井液中添加2wt％的添加剂SD-17W的检测结果，对比例6c为饱和盐水钻井液中添加2wt％的添加剂MAN-101的检测结果，对比例6d为饱和盐水钻井液中添加2wt％的添加剂SL-1的检测结果，实施例6a为饱和盐水钻井液中添加2wt％的本发明中的添加剂SM-1的检测结果。另外，本领域技术人员可知的是，SD-17W、MAN-101和SL-1均属于有机单体聚合物添加剂，其中并不含有无机物。

表6列出了不同聚合物添加剂在饱和盐水钻井液中的对比实验结果，其中所述数据均是在180℃下老化16h后得到的。

表6

	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
					对比例6a	228	5	4	1
对比例6b	86	11	10	1
					对比例6c	50	17	14	3
对比例6d	45	15	12	3
					实施例6a	8	9	5	4

从表6可以看出，SM-1具有较强的耐温抗盐能力，在加量为2％时，其降滤失效果优于石油钻井现场常用的聚合物处理剂SD-17W、MAN-101和SL-1。

实施例7和对比例7

实施例7列出了实施例1中所得的聚合物添加剂SM-1在饱和盐水污染后的井浆中的检测效果。其中对比例7a为中原油田濮深28井井深2670m井浆的检测结果，对比例7b为在上述井浆中按1：1的比例混入饱和盐水后得到的经盐水污染的井浆的检测结果，实施例7a为上述经盐水污染的井浆中加入本发明的添加剂SM-1后的检测结果，其中实施例7a-1中SM-1的加入量为0.3wt％，而实施例7a-2中SM-1的加入量为0.5wt％，所得实验结果均见表7。

表7

	FL/mL	AV/mPa.s	PV/mPa.s	YP/Pa
					对比例7a	3	52.5	30	22.5
对比例7b	12.2	31	2	29
					实施例7a-1	5.2	55	15	40
实施例7a-2	2.8	76	27	49

从表7可以看出，加入SM-1后钻井液的滤失量明显降低，且降滤失效果随其用量增加而增强，表明SM-1与现场钻井液具有较好的配伍性，能够很好的控制井浆污染后滤失量升高现象。

实施例8和对比例8

实施例8和对比例8列出了不同聚合物的1％水溶液表观粘度及其在复合盐水钻井液中的性能试验结果。其中对比例8a是使用的对比例1得到的有机聚合物处理剂，对比例8b是使用的对比例2得到的处理剂，对比例8c是使用的现有技术CN200710180495.0所得的处理剂，实施例8a是使用的实施例1所得的处理剂SM-1，实施例8b是使用的实施例3所得的添加剂。

表8是不同聚合物的1％水溶液表观粘度和复合盐水钻井液性能的实验结果。

表8

从表8可以看出，首先，实施例1所得的聚合物和实施例3所得的聚合物的1％水溶液表观粘度相当且明显高于对比例1、对比例2和现有技术CN200710180495.0中的处理剂的1％水溶液的表观粘度。

其次，从实施例8(包括实施例8a和8b)与对比例8a的比较可见，本发明的处理剂在钻井液中的降滤失效果更优，提粘切能力更好。这说明本发明制备的无机-有机聚合物处理剂在节约成本的同时还能达到与纯的有机聚合物处理剂相当甚至更好的效果。

而从实施例8与对比例8b的比较说明，对比例2中在得到有机聚合物处理剂后再将无机材料混入的方案并不能形成与本发明中相似的无机-有机聚合物处理剂，对比例2相应的处理剂无论是在降滤失效果还是在提粘切能力方面都体现出较差的性能。

另外，从对比例8c与对比例8a相比可见，不管是从滤失量还是粘切性能，其提升程度都并不明显；而从实施例8与对比例8c的比较说明，无论是滤失量还是粘切性能方面，实施例8中都有了大幅的改善。

以上详细描述了本发明的实施方式及应用效果，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，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，这些简单变型均属于本发明的保护范围。另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种钻井液用无机-有机聚合物处理剂，其特征在于，所述处理剂为由磺酸单体、羧酸单体、非离子单体和无机材料在引发剂的作用下聚合形成；且所述无机材料中包含锂镁硅酸盐无机凝胶。

2.根据权利要求1所述的处理剂，其特征在于，所述磺酸单体选自2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰氧基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰氧丁磺酸、2-丙烯酰胺-2-苯基乙磺酸和2-丙烯酰胺十二烷基磺酸，所述羧酸单体选自丙烯酸、甲基丙烯酸、衣康酸和马来酸，所述非离子单体选自丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、异丁基丙烯酰胺和丙烯腈。

3.根据权利要求1所述的处理剂，其特征在于，所述引发剂为包括氧化剂和还原剂的氧化-还原引发体系，其中氧化剂选自过硫酸钾、过硫酸铵和过硫酸钠，还原剂选自亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫代硫酸钠、焦亚硫酸钠、硫酸亚铁和氯化亚铁。

4.根据权利要求1～3中任意一项所述的处理剂，其特征在于，所述无机材料中还包含硅镁凝胶、铝镁硅酸盐无机凝胶、三聚磷酸铝、膨润土、海泡石和凹凸棒土中的一种或多种，优选所述无机材料中的锂镁硅酸盐无机凝胶占无机材料的总质量的50wt％以上，更优选80wt％以上。

5.一种如权利要求1～4中任意一项所述处理剂的制备方法，包括如下步骤：

1)在含碱的水溶液中加入无机材料，搅拌均匀后用胶体磨研磨，在温度不超过35℃的条件下向研磨后的混合液中加入磺酸单体和羧酸单体，继续搅拌1分钟～3小时后再向其中加入非离子单体，再继续搅拌1分钟～5小时后得到反应混合液；

2)将步骤1)所得的反应混合液置入聚合用反应容器中，可选择地继续搅拌1～30分钟，用碱将溶液pH值调至8～11，加入引发剂，并控制聚合反应的起始温度为35～50℃，反应2～24小时，得到胶状产物；将所得产物干燥并粉碎即得所述处理剂。

6.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，聚合反应前所使用的原料中所述无机材料占磺酸单体、羧酸单体、非离子单体和无机材料的总质量的质量百分数为5～25％，优选为10～25％。

7.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，步骤1)中磺酸单体、羧酸单体和非离子单体间的物质的量之比为10～40：10～25：80～35。

8.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，步骤1)的反应混合液中水的用量为以控制反应原料的总质量为反应混合液的质量的40～60％。

9.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，所述引发剂的用量为磺酸单体、羧酸单体和非离子单体总质量的0.2～0.75wt％，且所述氧化剂与所述还原剂的质量比为1:1～2.5。

10.根据权利要求5～9中任意一项所述的制备方法，其特征在于，步骤1)中所用碱的物质的量与所述羧酸单体和磺酸单体的物质的量之和的比值为1:0.9～1.1，优选为1：1。