CN115216281B - 一种可逆钻井液及其制备方法和应用 - Google Patents

一种可逆钻井液及其制备方法和应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种可逆钻井液及其制备方法和应用，该钻井液按照重量份组成包括：油相：35‑90份；水相：10‑65份；可逆乳化剂：2‑8份；增粘剂：0.1份～5份；降滤失剂：0.5‑6份；碱度调节剂：0.1‑5份；润湿剂：0.1‑5份；提切剂：1‑6份；封堵剂：0份～5份；温度稳定剂：0.01份～2份；加重材料：0‑1000份。本发明的钻井液具有油水比可调控范围广、粘切较高、携盐能力强、流变性好、悬浮稳定性好的优点，密度可在1.0g/cm3～2.0g/cm3可调，在100℃～200℃范围内具有较好流变性，可以在油包水钻井液和水包油钻井液之间进行转变，转变后的乳液温度性能良好，48h连续相析出率低于3％，无分散相析出及破乳现象。该钻井液满足不同地层条件、不同钻井工艺、不同施工状态刺激转相的需求。

Description

一种可逆钻井液及其制备方法和应用
技术领域
本发明属于钻井液技术领域，具体涉及一种可逆钻井液及其制备方法和应用。
背景技术
油基钻井液在维护井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀、耐温性、抗污染等方面具有显著优势，广泛应用于深井、超深井、复杂井、海上钻井等复杂地层。油基钻井液带来巨大经济效益的同时，存在滤饼清除困难、含油钻屑环境污染、影响固井、完井质量等后续问题。国外有研究者提出了可逆乳化钻井液技术，即通过外在条件的改变，实现油包水乳化钻井液和水包油乳化钻井液的相互逆转，从而兼具油基钻井液和水基钻井液的性能优势。目前可逆乳化钻井液技术已经在全球200多口井、超过30口水平井井段开展了现场应用，提高注水率280％，降低注水压降50％，节约了后续处理成本，极大地提高了油气生产效率。但是，国外所报道的应用案例中，可逆乳化钻井液体系的抗温性不足(应用温度低于150℃)、密度较低(最高为1.5g/cm3)，远低于常规油基钻井液的应用范围(抗温>200℃、密度>2.0g/cm3)，无法满足高温高压深井、超深井的油气钻探工作的技术要求。而国内该技术尚停留在室内研究阶段，体系的热滚老化温度180℃、密度仅为1.2g/cm3。此外，近10年可逆乳化钻井液技术在国内的发展一直处于停滞不前的状态。
发明内容
针对上述存在的问题，本发明的目的在于提供一种可逆钻井液及其制备方法和应用。该钻井液可以通过调节酸碱刺激响应及温度刺激响应官能团比例，来调节可逆乳化剂对酸/碱和温度的刺激响应敏感性，以满足不同地层条件、不同的钻井工艺、不同施工状态对油基钻井液的刺激转相的需求。其密度可在1.0g/cm3～2.0g/cm3直接可调，在100～200℃范围内具有较好的多次刺激逆转性、流变性、滤饼清除性、滤失量低，含油钻屑的处理简单。本发明的技术方案为：
第一个方面，本发明提供一种可逆钻井液，按照重量份组成包括：油相：35-90份；水相：10-65份；可逆乳化剂：2-8份；增粘剂：0.1份～5份；降滤失剂：0.5-6份；碱度调节剂：0.1-5份；润湿剂：0.1-5份；提切剂：1-6份；封堵剂：0份～5份；温度稳定剂：0.01份～2份；加重材料：0-1000份。
可选地，所述油相包括柴油、白油、气制油、航空煤油、棕榈油中的至少一种。
进一步地，所述水相为0％～30％质量百分浓度的氯化钙水溶液。
进一步地，所述可逆乳化剂为杂臂拓扑状双重响应型可逆乳化剂HBP-NH-R1-R2，其中：R1表示温度响应型链段，具体为聚N-异丙基丙烯酰胺、聚(N，N二乙基丙烯酰胺—乙烯吡咯烷酮)、聚(2—羧基—N—异丙基酰胺)、EO数量为8～20的聚氧乙烯醚(PEO)、分子量为1000～5000的聚(4－乙烯基吡啶－甲基丙烯酰胺)、分子量为500～1000的聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA)中的一种；R2表示疏水链段，选自油酸、棕榈酸、芥子酸、月桂酸、牛脂基脂肪酸、妥尔油脂肪酸、椰油酸、大豆油酸、棕榈酸、鲸油脂肪酸、亚麻油脂肪酸、菜籽油脂肪酸、甲基丙烯酸缩水甘油酯及其衍生物、碳链长度为6-30的长链脂肪酸中的一种。
进一步地，所述HBP-NH-R1-R2的第一种制备方法包括：
(1)以1～3份原料A和1～3份胺基及衍生物原料B为单体，在10～25℃反应得到AB2单体；将AB2单体于120～140℃升温继续反应，得到端氨基超支化聚合物并将该聚合物经过多次迭代，得到HBP-NH2；原料A包括：丙烯酸甲酯、丁二酸酐、丙烯酸乙酯、马来酸酐、丙烯酸乙酯、丁二酸酐、丙烯酸乙酯，(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丁酯、(甲基)丙烯酸二乙基氨基乙酯及其衍生物中的至少一种；胺基及衍生物原料B包括：三(2-氨乙基胺)乙二胺、二乙基三胺、三乙基四胺、四乙基五胺、五乙基六胺、多乙烯多胺、羟乙基乙二胺、N，N-二甲基-1，3-丙二胺、苯胺、苯二胺、乙二胺中的至少一种；
(2)端氨基超支化聚合物HBP-NH2通过ATRP法，在一定配体和催化剂的作用下引入温度响应型链段；具体为：将HBP-NH2加入50份～200份溶剂中，在冰浴条件下加入0.01份～10份引发剂型单体，冰浴条件下反应4～8h；再室温反应6～12h，过滤洗涤烘干产品后溶于1～200份溶剂，加入0.01～10份配体、0.01份～10份催化剂和0.1份～10份温度响应型链段的化合物，通氮气除氧，60～80℃条件下，反应6～12h，洗涤，旋蒸，得到HBP—NH—R1；
(3)将1～2份疏水链段的化合物溶解于3～10份溶剂，滴加1～4份氯化亚砜，在反应温度为30-60℃搅拌反应2-4h，减压蒸溜，得到脂肪酸酰氯溶液；在冰浴条件下，滴加入质量份1％～10％的HBP—NH—R1，室温反应2～6h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，即得。
进一步地，所述HBP-NH-R1-R2的第二种制备方法包括：
(1)以1～3份原料A和1～3份胺基及衍生物原料B为单体，在10～25℃反应得到AB2单体；将AB2单体于120～140℃升温继续反应，得到端氨基超支化聚合物并将该聚合物经过多次迭代，得到HBP-NH2；原料A包括：丙烯酸甲酯、丁二酸酐、丙烯酸乙酯、马来酸酐、丙烯酸乙酯、丁二酸酐、丙烯酸乙酯，(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丁酯、(甲基)丙烯酸二乙基氨基乙酯及其衍生物中的至少一种；胺基及衍生物原料B包括：三(2-氨乙基胺)乙二胺、二乙基三胺、三乙基四胺、四乙基五胺、五乙基六胺、多乙烯多胺、羟乙基乙二胺、N，N-二甲基-1，3-丙二胺、苯胺、苯二胺、乙二胺中的至少一种；
(2)将1～2份疏水链段的化合物溶解于3～10份溶剂，滴加1～4份氯化亚砜，在反应温度为30-60℃搅拌反应2-4h，减压蒸溜，得到脂肪酸酰氯溶液；在冰浴条件下，滴加入质量份1％～10％的HBP—NH2，室温反应2～6h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，获得HBP—NH—R2；
(3)将HBP—NH—R2通过ATRP法，在一定配体和催化剂的作用下引入温度响应型链段；具体为：将HBP—NH—R2加入50份～200份溶剂中，在冰浴条件下加入0.01份～10份引发剂型单体，冰浴条件下反应4～8h；再室温反应6～12h，过滤洗涤烘干产品后溶于1～200份溶剂，加入0.01～10份配体、0.01份～10份催化剂和0.1份～10份温度响应型链，通氮气除氧，60～80℃条件下，反应6～12h，洗涤，旋蒸，得到HBP—NH—R2—R1。
进一步地，所述聚合物迭代的次数为1-20次，优选为1-5次。
进一步地，所述配体为联吡啶、N,N,N,N,N-五甲基二亚乙基三胺(PMDTETA)、1,1,4,7,10,10-六甲基三亚乙基四胺(HMTETA)、或者2-吡啶甲醛缩正丙胺。
进一步地，所述催化剂为过渡金属卤化物，包括CuBr2、CuCl2或CuI2。
进一步地，所述引发剂型单体为2-溴异丁酰溴、2-(2-溴丙酰氧基)丙烯酸乙酯(BPEA)、BIEM、BPEM或BIEA。
进一步地，所述溶剂为乙酸乙酯、二氯甲烷、四氢呋喃、丙酮、正己烷、石油醚、甲醇、乙醇或三氯甲烷中的一种或几种混合。
进一步地，所述增粘剂为疏水改性接枝淀粉、疏水改性接枝纤维素、疏水改性瓜胶中的至少一种。
进一步地，所述降滤失剂为油溶性树脂、磺化沥青、改性磺化沥青、氧化沥青、改性氧化沥青、腐殖酸酰胺、油溶性聚合物降滤失剂中的一种或多种。
进一步地，所述碱度调节剂为氧化钙或/和氧化镁。
进一步地，所述润湿剂为卵磷脂、咪唑啉两性表面活性剂、十六烷基三甲基溴化铵等长链烷基季铵盐类阳离子表面活性剂、癸炔二醇表面活性剂、聚醚硅氧烷共聚物、十二碳炔二醇聚氧乙烯醚、十二碳炔二醇聚醚等表面活性剂中的一种或几种混合。
进一步地，所述提切剂为聚(甲基丙烯酸十八酯—苯乙烯—三乙烯胺)三元酰胺油溶性共聚物、聚(苯二甲酸丁二酯—乙二醇—苯乙烯)聚酯聚合物、聚(聚乳酸—已二胺—油酸聚乙二醇单酯)聚乳酸酯聚合物、聚(已二酸—已二胺—高纯二聚酸)脂肪酸聚酰胺、SRRH-O-HVis油基钻井液用提切剂(陕西森瑞石油技术开发有限公司)、HIRHEO油基提切剂(荆州嘉华科技有限公司)中的一种或几种混合。
进一步地，所述封堵剂为微纳米碳酸钙(100nm～100μm)、疏水改性微纳米二氧化硅(100nm～10μm)、疏水改性微纳米三氧化二铝(100nm～10μm)、聚苯乙烯树脂等油基钻井液用封堵剂。
进一步地，所述温度稳定剂为二甲基酮肟或乙二醇。
进一步地，所述加重材料为石灰石、重晶石、钛铁矿粉、四氧化三锰中的至少一种。
进一步地，所述钻井液还包括辅乳化剂0.5-5份，具体为油酸二乙醇胺失水山梨单棕榈酸酯SP40、椰子油二乙醇胺失水山梨单棕榈酸酯SP40、油酸三乙醇胺失水山梨单棕榈酸酯SP40、油酸单乙醇胺失水山梨单棕榈酸酯SP40、Span系列、Brij系列、Tween系列、十二烷基磺基甜菜碱等甜菜碱系列、AEO系列、OP系列中的一种或多种混合。
第二个方面，本发明提供一种可逆钻井液的制备方法，包括以下步骤：
(1)按配比将可逆乳化剂加入到油相中于1000rpm-12000rpm的速度搅拌10～30min；
(2)进一步加入温度稳定剂和增粘剂，于1000rpm-12000rpm的速度搅拌5-20min，再加入水相于1000rpm-12000rpm的速度乳化20-40min；
(3)依次加入降滤失剂、碱度调节剂、提切剂、润湿剂、封堵剂，每种处理剂加入后于1000rpm-12000rpm的速度搅拌10～20min再加入下一种；
(4)最后加入加重材料，并搅拌10-30min，即得。
进一步地，所述制备方法还包括在加入可逆乳化剂后加入辅乳化剂搅拌10～30min的过程。
第三个方面，本发明提供上述可逆钻井液在转相控制中的应用。
进一步地，所述应用包括酸/碱刺激响应的控制和/或温度刺激响应的控制。
本发明的可逆钻井液，具有以下的有益效果。
1.本发明的可逆钻井液具有油水比可调控范围广、粘切较高、携盐能力强、流变性好、悬浮稳定性好的优点，密度可在1.0g/cm3～2.0g/cm3直接可调，在100℃～200℃范围内具有较好的流变性，并且可以在油包水钻井液和水包油钻井液之间进行转变，转变后的乳液温度性能良好，48h连续相析出率低于3％，无分散相析出及破乳现象。此外，逆转前后、逆转过程中具有良好的悬浮稳定性，无加重材料沉降和破乳现象发生。油包水钻井液和水包油钻井液高温高压滤失量低于10mL。油包水钻井液的破乳电压≥400V；水包油钻井液，破乳电压为0V～20V，电导率为0.02ms/cm～50ms/cm。
2.本发明的可逆钻井液可以满足不同地层条件、不同的钻井工艺、不同施工状态对油基钻井液的刺激转相的需求。在钻井现场，可采用单独酸碱刺激响应法和/或温度刺激响应法完成钻井液的刺激转相。利用井筒内的温度条件，实现乳液在不同钻井层位的可逆转相。在钻井深度较浅时井筒温度较低，钻井液为水包油钻井液，有利于快速钻井，同时便于替换上部地层使用的水基钻井液。当钻入深部地层时，井筒的温度逐渐增加，钻井液逆转为油包水钻井液，具有良好的润滑作用、抑制性、抗温性能等优势。钻井结束后，可加入少量的酸液，残余油包水型乳液逆转为水包油型钻井液，容易被固井清除液清除掉。循环至地面的钻井液，可通过温度调控、pH调控法实现钻井液的重复再利用，减少处理剂的用量和使用成本。携带出的钻屑，可利用温度调控、pH调控法使得钻屑表面逆转为水润湿的，便于利用简单的方式降低含油钻屑的含油率，操作简单，减少了表面活性剂等处理剂的使用、有利于环境保护。本发明提供的钻井液适用于大斜度定向井、页岩水平井和各种复杂地层井等特殊施工工艺。
附图说明
图1为本发明的钻井液酸碱/温度刺激响应原理图。
图2为本发明实施例1制备HBP—NH—R1—R2的反应方程式。
图3为本发明实施例1制备的HBP—NH—R1—R2的红外光谱图。
图4为本发明实施例1制备的HBP—NH—R1—R2的核磁图谱。
图5为本发明实施例5制备的HBP—NH—R1—R2的红外光谱图。
图6为本发明实施例7的乳液逆转前后显微镜图。其中7-1为逆转前油包水乳液显微镜图，7-2为逆转后水包油乳液显微镜图。
图7为本发明实施例14中原始钻屑和pH 3酸液处理后钻屑的对比图，其中7-1为原始钻屑，7-2为pH 3酸液处理后的钻屑。
图8为本发明实施例15中滤饼在酸液pH7时的溶解图。
具体实施方式
本发明实施例采用的油溶性聚合物降滤失剂的制备参照文献：周研,蒲晓林,刘鹭,王磊.油基钻井液用聚合物降滤失剂合成与性能评价[J].精细化工,2019,36(03):520-526。
在本发明的描述中，需要说明的是，实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
本发明具体实施例提供一种抗高温高密度可逆油包水钻井液及其制备方法和应用，该钻井液具有油水比可调控范围广、粘切较高、携盐能力强、流变性好、悬浮稳定性好的优点，可以满足不同地层条件、不同的钻井工艺、不同施工状态对油基钻井液的刺激转相的需求。在钻井现场，可采用单独酸碱刺激响应法和/或温度刺激响应法完成钻井液的刺激转相。在这3种转相过程中，钻井液在酸性条件下，胺基发生质子化，乳化剂的HLB值增加，油包水钻井液逆转成水包油钻井液。在碱性条件下，胺基去质子化，乳化剂的HLB值减小，水包油钻井液逆转成油包水钻井液。而温度响应型官能团，温度升高后，乳化剂分子与水分子的氢键能力减小，亲水性能下降，乳化剂HLB值减小，水包油钻井液逆转为油包水钻井液。温度降低时，乳化剂分子与水分子的氢键能力增加，亲水性能增加，乳化剂HLB值增加，油包水钻井液逆转成水包油钻井液。钻井液酸碱/温度刺激响应原理如图1所示。
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
下述实施例中的各原料的份数均是指重量份。
本发明实施例采用的增粘剂为以下3种：
1)疏水改性接枝淀粉，制备方法为：取1～3份淀粉和100份蒸馏水加入三口烧瓶，60℃恒温水浴锅中糊化，冷却，取3份AM单体用10份蒸馏水溶解，加入冷却的糊化淀粉溶液中；在100份油相中加入3份Span80和3份Tween80，加入10份十八烷基二甲基烯丙基氯化铵、5份苯乙烯。将油相缓慢加入到水相中，2000转每分高速搅拌得到均匀稳定的乳状液，加入0.1份引发剂KPS溶液，升温60℃反应6h，用丙酮和无水乙醇洗涤，得到白色沉淀物。
2)疏水改性接枝纤维素，制备方法为：取1～3份羧甲基纤维素、3份AM单体、3份2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸溶于100份蒸馏水；在100份油相中加入3份Span80和3份Tween80，加入8份十八烷基二甲基烯丙基氯化铵、3份苯乙烯。将油相缓慢加入到水相中，2000转每分高速搅拌得到均匀稳定的乳状液，加入0.1份引发剂KPS溶液，升温50℃反应6h，用丙酮和无水乙醇洗涤，得到灰色沉淀物。
3)疏水改性瓜胶，制备方法为：羟丙基在氮气保护下加至N，N-二甲基甲酰胺(DMF)溶液中，在搅拌下缓慢加入NaOH溶液，进行碱化，在反应温度60℃，缓慢滴加0.5g1-溴代十六烷，搅拌反应9h，得到淡黄色产物。用乙醇洗涤3次，于50℃干燥24h，得到淡黄色粉末状。
本发明实施例采用的提切剂是将缩聚单体以一定比例加入到三孔烧瓶中，通氮除氧，升温150～200℃反应时间6～8h，得到蜡状产物，该方法是制备聚合物的常规实验方法，这里不一一作详细描述，还有一些是购买产品，已提供购买路径。
实施例1
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，具体包括以下步骤：
(1)将1份丙烯酸甲酯(原料A)溶于甲醇中搅拌均匀，在冰浴及氮气条件下缓慢滴加到含有1份四乙基五胺(原料B)的三口烧瓶中；滴加完毕后将烧瓶移出冰浴，室温反应6小时后AB2单体，旋蒸除去未反应的单体和溶剂；将AB2单体移至油浴锅升温130℃抽真空反应5h，得到端氨基超支化聚合物并将该化合物迭代3次得到HBP-NH2；(所述迭代3次即再通过重复2次的Michael加成反应加入原料A(1份)和亲核取代反应原料B(1份))制备3次数的端氨基超支化聚合物)；
(2)将端氨基超支化聚合物HBP-NH2加入到三口烧瓶中，加入甲苯150份，在冰浴条件下加入1份引发剂型单体2-溴异丁酰溴，在冰浴条件中反应4h，再在室温条件下反应6h；反应结束后，用甲苯和无水乙醇洗涤至少三次，旋蒸除去未反应的单体和溶剂，过滤，在真空烘箱60±5℃干燥5小时；将上述产物利用旋转蒸发器过滤、干燥，加入200份二氯甲烷溶剂中，加入1份催化剂CuBr2和1份配体五甲基二乙烯三胺PMDETA，加入50份分子量为500聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA500)，通氮气30min以除去氧气，于60-65℃条件下反应12h；反应结束后，用二氯甲烷和乙醇依次洗涤2次，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，得到HBP—NH—R1；
(3)将1份月桂酸溶解于10份二氯甲烷溶剂，滴加1份氯化亚砜，在反应温度为30-35℃搅拌反应4h，减压蒸溜，得到月桂酰氯溶液；冰浴条件下，滴加入浓度为质量份10％的HBP—NH—R1二氯甲烷溶液中，室温反应6h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，获得HBP—NH—R1—R2，本实施例制备过程涉及的反应方程式如图2所示。
对POEGMA500加量为50份获得的HBP—NH—R1—R2进行红外和核磁鉴定，如图3和4所示。从图3可看到，在3384cm-1处有一个宽峰，是羟基O-H伸缩振动吸收，由于聚合物本身是多羟基物质，因此羟基吸收峰的面积比较大。2934cm-1为C-H不对称与对称伸缩振动峰，1455cm-1处为亚甲基—CH2伸缩振动峰,1257cm-1左右为C-N的特征吸收峰，1105cm-1处的强吸收峰为醚键C-O-C的峰。由于醚键在超支化聚合物分子中重复链节较多,所以此吸收峰强度比较高。914cm-1处是环氧基团的特征吸收峰，但相对预支化单体的较小。
从如图4可以看到，化学位移3.93-3.25区间的峰是-(HO)CHCH2O-、-OCH2CH2O-和-CH(OH)-的烷基质子峰，§＝2.78-2.30的峰对应于—NCH2-和的质子峰。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2进行GPC测试以及界面张力测定，结果如表1和2所示。其中，界面张力测定：将一定量乳化剂融入到柴油中，采用旋转液体法测定25℃柴油和去离子的界面张力。
表1 GPC分子量和分子量分布
表2界面张力测定结果
样品 0％ 1％ 2％ 3％ 4％
界面张力(mN.m) 55.7 27.2 18.2 12.5 9.4
表2的数据表明，本发明的可逆乳化剂的加入大大降低了油水界面张力，说明其界面活性良好，有利于形成稳定的乳液。在相同温度条件下，pH值越低，界面张力越小；相同pH值条件下，温度越低，亲水性能增强，界面张力越低。
实施例2
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，制备过程同实施例1，具体区别在于：原料A：2份丁二酸酐；原料B：1份三乙基四胺；迭代次数为5次；POEGMA1000：10份；步骤(3)加入的为1份棕榈酸，3份氯化亚砜，滴加入浓度为质量份1％的HBP—NH—R1二氯甲烷溶液中。
在本实施例中，若R1温度响应型链聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA1000)的加量为50份时。当温度为≤80℃、pH值≤6时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥80℃，pH值≥6.5时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥90℃，pH值≤5时，乳液逆转为油包水乳液。当温度≤60℃，pH值≥6.5时，乳液逆转为水包油乳液。
若R1温度响应型链聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA1000)的加量为30份时。当温度为≤70℃、pH值≤6时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥70℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥80℃，pH值≤5时，乳液逆转为水包油乳液。当温度≤60℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液。
若R1温度响应型链聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA1000)的加量为20份时。当温度为≤60℃、pH值≤5.5时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥60℃，pH值≥5.5时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥70℃，pH值≤4时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≤50℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2(POEGMA1000的加量为10份)进行GPC测试以及界面张力测定，结果如表3和4所示。界面张力测定：将1％的乳化剂融入到柴油中，采用旋转液体法测定柴油和不同pH值水相的界面张力。
表3 GPC分子量和分子量分布
表4界面张力测定结果
实施例3
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，具体包括以下步骤：
(1)将1份丙烯酸乙酯(原料A)溶于甲醇中搅拌均匀，在冰浴及氮气条件下缓慢滴加到含有1份N-二甲基-1，3-丙二胺(原料B)的三口烧瓶中。滴加完毕后将烧瓶移出冰浴，室温反应6h后AB2单体，旋蒸除去未反应的单体和溶剂。将AB2单体移至油浴锅升温140℃抽真空反应6h。得到淡黄色液体，得到端氨基超支化聚合物HBP-NH2。再通过重复3次的Michael加成反应(1份加入原料A)和亲核取代反应(1份原料B)制备4次迭代次数的端氨基超支化聚合物。
(2)将1份月桂酸溶解于10份二氯甲烷溶剂，滴加2份氯化亚砜，在反应温度为55-60℃搅拌反应3h，减压蒸溜，得到月桂酰氯溶液。冰浴条件下，滴加入浓度为质量份10％的HBP—NH二氯甲烷溶液中。室温反应4h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，获得HBP—NH—R2。
(3)将HBP—NH—R2加入到三口烧瓶中，加入50份溶剂丙酮中，在冰浴条件下加入1份引发剂型单体2-(2-溴丙酰氧基)丙烯酸乙酯。在冰浴条件中反应4h。在室温条件下反应6h。反应结束后，用丙酮和无水乙醇洗涤至少三次。旋蒸除去未反应的单体和溶剂，过滤，在真空烘箱60±5℃干燥8h。将上述产物利用旋转蒸发器过滤、干燥，加入50份二氯甲烷溶剂中，加入0.1份催化剂CuI2和0.2份配体1,1,4,7,10,10-六甲基三亚乙基四胺，加入6份分子量为10000的聚(N，N二乙基丙烯酰胺—乙烯吡咯烷酮)。通氮气30min以除去氧气，于80℃条件下反应8h。反应结束后，用二氯甲烷和乙醇依次洗涤2次，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，得到HBP—NH—R2—R1。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2进行GPC测试以及界面张力测定，结果如表5和6所示。
表5 GPC分子量和分子量分布
表6界面张力测定结果
实施例4
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，制备过程同实施例1，具体区别在于：原料A：2份马来酸酐；原料B：1份羟乙基乙二胺和1份乙二胺混合；迭代次数为4次；步骤(2)溶剂为100份四氢呋喃，0.01份配体2-吡啶甲醛缩正丙胺；POEGMA1000替换成20份分子量为5000的聚4－乙烯基吡啶－甲基丙烯酰胺；步骤(3)加入的为1份牛脂基脂肪酸，滴加入浓度为质量份5％的HBP—NH—R1二氯甲烷溶液中。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2进行GPC测试以及界面张力测定，结果如表7和8所示。
表7 GPC分子量和分子量分布
表1、表3、表5、表7中GPC测试结果知，实施例1～4获得的可逆乳化剂的分子量适中，分子量分布较窄。
表8界面张力测定结果
实施例5
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，制备过程同实施例1，具体区别在于：原料B：1份多乙烯多胺；迭代次数为4次；步骤(2)溶剂为100份甲苯，0.01份催化剂CuCl2，0.01份配体五甲基二乙烯三胺PMDETA；POEGMA1000替换成80份分子量为3000的聚N-异丙基丙烯酰胺；步骤(3)加入的为1份妥尔油脂肪酸，滴加入浓度为质量份5％的HBP—NH—R1二氯甲烷溶液中。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2红外光谱如图5所示。
本实施例获得的HBP—NH—R1—R2进行界面张力测定，结果如表9所示。
表9界面张力测定结果
表4、表6、表8和表9中，纯水和十二烷的界面张力是56.7mN/m，可逆乳化剂的加入大大降低了油水界面张力，说明其界面活性良好，有利于形成稳定的乳液。在相同温度条件下，pH值越低，界面张力越小；相同pH值条件下，温度越低，可逆乳化剂与水由氢键缔合的、结构非常有序化的溶剂化壳层，亲水性能增强，界面张力越低。
实施例6
本实施例提供一种可逆乳化剂的制备方法，制备过程同实施例1，具体区别在于：迭代次数为4次；步骤(2)加入200份溶剂甲醇，10份～40份分子量为500的聚(N—异丙基丙烯酰胺)(PNIPAM500)；(3)加入1份棕榈月桂酸。
在本实施例中，当R1温度响应型链段聚(N—异丙基丙烯酰胺)PNIPAM500加量为20份；当温度为≤60℃、pH值≤5时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥60℃，pH值≥5时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥70℃，pH值≤4时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≤50℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液。
当R1温度响应型链段聚(N—异丙基丙烯酰胺)PNIPAM500加量为40份；当温度为≤80℃、pH值≤6时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥80℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥90℃，pH值≤5时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≤40℃，pH值≥7.5时，乳液逆转为水包油乳液。
当R1温度响应型链段聚(N—异丙基丙烯酰胺)PNIPAM500加量为10份；当温度为≤50℃、pH值≤5.5时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≥50℃，pH值≥5.5时，乳液逆转为油包水乳液；当温度≥65℃，pH值≤5时，乳液逆转为水包油乳液；当温度≤45℃，pH值≥6时，乳液逆转为油包水乳液。
实施例7
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，包括以下步骤：将3份实施例1中制备的可逆乳化剂加入到50份0#柴油中，以10000rpm的速度搅拌20min，加入1.5份辅乳化剂Span80，加入温度稳定剂乙二醇2份，1.5份增粘剂十六烷基三甲基溴化铵改性有机土，以10000rpm的速度搅拌5～20min。加入质量分数为25％的氯化钙水溶液50份，以10000rpm的乳化20～40min。依次加入3份降滤失剂改性磺化沥青，2.5份碱度调节剂氧化钙、2份提切剂聚(已二酸—已二胺—高纯二聚酸)脂肪酸聚酰胺、3份润湿剂卵磷脂、2份封堵剂微纳米级碳酸钙(100nm～50微米)，每种处理剂加入后搅拌10～20min。最后加入加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到2.0g/cm3，并搅拌10-30min，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。钻井液的测试标准参考《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》。通常采用静态沉降测试法来评价钻井液在静态条件下的沉降趋势。将配置好的钻井液在滚子加热炉中以一定温度老化16h，静止24h，用针筒分别测量液体上部的密度ρtop和底部的密度ρbottom，静态沉降因子SF的计算方法见公式当沉降因子SF为0.5时，表明体系未发生静态沉降；当SF高于0.52时，表明体系的稳定性较差，容易发生静态沉降。润滑系数采用润滑性测定仪测定。连续相析出率为一定时间内连续相析出体积占总体积之比。该钻井液的相关性能结果如表10-11所示。
表10实施例6酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的逆转性能
从表10中可知，密度为2.0g/cm3的钻井液体系，pH值增加时，水包油钻井液(pH6)逆转为油包水钻井液(pH8)。温度由70℃降低为30℃，油包水钻井液逆转为水包油钻井液。高温低pH条件下，为水包油钻井液；低温高pH条件下为油包水钻井液。不论是温度和/或pH调节，油包水钻井液和水包油钻井液的流变性能和滤失量相当，润滑性能好，分散相析出率极低及破乳现象，逆转前后、逆转过程中具有良好的悬浮稳定性，无加重材料沉降，满足钻井工程对钻井液的要求。
表11实施例6酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
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表11表明，密度为2.0g/cm3的钻井液体系，经老化120～200℃/16h老化，体系流变性稳定，悬浮稳定性良好，低滤失量，破乳电压高于400V，乳液性能良好。此外，由图6可知，油包水乳液和水包油乳液的粒度相当，粒度约为1微米左右，乳液粒度分布均匀，逆转前后乳液性质相当，因此可以实现高效的逆转。
实施例8
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：4份实施例2中制备的可逆乳化剂(POEGMA1000的加量为10份)；60份0#白油；1份辅乳化剂TWEEN61；1.5份温度稳定剂乙二醇；2.5份增粘剂(十八烷基二甲基烯丙基氯化铵改性接枝淀粉)；40份质量分数为25％的氯化钙水溶液；2份降滤失剂改性氧化沥青；2份碱度调节剂氧化钙；4份提切剂聚(乳酸—已二胺—油酸聚乙二醇单酯)聚乳酸酯聚合物；4份润湿剂咪唑啉表面活性剂；3份封堵剂微纳米级碳酸钙(1μm～100μm)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值1.8g/cm3，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。该钻井液的相关性能结果如表12-13所示。
表12实施例7酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的逆转性能
从表12可知，密度为1.8g/cm3的钻井液体系，pH值增加时，水包油钻井液(pH5.5)逆转为油包水钻井液(pH8)。温度由60℃降低为30℃，油包水钻井液逆转为水包油钻井液。高温低pH条件下，为水包油钻井液；低温高pH条件下为油包水钻井液。不论是温度和/或pH调节，油包水钻井液和水包油钻井液的流变性能和滤失量相当，乳液稳定析出率低，悬浮稳定性良好，润滑性能佳，满足钻井工程对钻井液的要求。
表13实施例7酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表13表明，密度为1.8g/cm3的钻井液体系，经老化120～200℃/16h老化，体系流变性稳定，低滤失量，良好的沉降稳定性和润滑性能，破乳电压高于400V，乳液性能良好。
实施例9
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：5份实施例3中制备的可逆乳化剂；65份5#柴油；2份辅乳化剂Span 80；0.3份温度稳定剂二甲基酮肟；4份增粘剂溴代十六烷改性接枝黄原胶；质量分数为25％的氯化钙水溶液45份；1.5份降滤失剂腐植酸酰胺；2.5份碱度调节剂氧化钙；2.5份SRRH-O-HVis油基钻井液用提切剂(陕西森瑞石油技术开发有限公司)；2份润湿剂卵磷脂；2份封堵剂微纳米级碳酸钙(100nm～50微米)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(1.6g/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。抑制膨润土线性膨胀实验参考《SY/T5613－2000泥页岩理化性能试验方法》。该钻井液的相关性能结果如表14-15所示。
表14实施例8酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的逆转性能
从表14可知，密度为1.6g/cm3的钻井液体系，pH值增加时，水包油钻井液(pH6)逆转为油包水钻井液(pH8)。温度由80℃降低为60℃，油包水钻井液逆转为水包油钻井液。高温低pH条件下，为油包水钻井液；低温高pH条件下为水包油钻井液。不论是温度和/或pH调节，油包水钻井液和水包油钻井液的流变性能和滤失量相当，乳液稳定低析出，悬浮稳定性和抑制性能良好，满足钻井工程对钻井液的要求。
表15实施例8酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表15表明，密度为1.6g/cm3的钻井液体系，经老化120～200℃/16h老化，体系流变性稳定，低滤失量，破乳电压高于400V，乳液性能良好。
实施例10
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：2份实施例4中制备的可逆乳化剂；50份0#柴油；2份辅乳化剂油酸二乙醇胺；温度稳定剂乙二醇0.1份；2.5份增粘剂十八烷基二甲基烯丙基溴化铵改性接枝纤维素；质量分数为25％的氯化钙水溶液50份；2份降滤失剂改性磺化沥青；1份碱度调节剂氧化钙；3份提切剂(聚(苯二甲酸丁二酯—乙二醇—苯乙烯)聚酯聚合物)；1.5份润湿剂卵磷脂；4份封堵剂微纳米级碳酸钙(100nm～50微米)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值1.2/cm3，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。该钻井液的相关性能结果如表16-17所示。
表16实施例9酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的逆转性能
从表16可知，密度为1.2g/cm3的钻井液体系，pH值增加时，水包油钻井液(pH6.5)逆转为油包水钻井液(pH7.5)。温度由50℃降低为30℃，油包水钻井液逆转为水包油钻井液。高温低pH条件下，为水包油钻井液；低温高pH条件下为油包水钻井液。不论是温度和/或pH调节，油包水钻井液和水包油钻井液的流变性能和滤失量相当，抑制性良好，润滑性能佳，满足钻井工程对钻井液的要求。
表17实施例9酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表17表明，密度为1.2g/cm3的钻井液体系，经老化120～200℃/16h老化，体系流变性稳定，低滤失量和低析出率，破乳电压高于400V，乳液性能良好。
实施例11
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：5份实施例6中制备的可逆乳化剂(PNIPAM500加量为10份)；55份气制油中；1份辅乳化剂聚氧乙烯月桂醚Birj 30；温度稳定剂二甲基酮肟1.5份；1份增粘剂双十二烷基三甲基氯化铵改性有机土；质量分数为25％的氯化钙水溶液45份；1.5份油溶性四元聚合物降滤失剂(十八烷基二甲基烯丙基氯化铵—苯乙烯—甲基丙烯酸十二酯—丙烯酰胺)；1份碱度调节剂氧化钙；2份提切剂聚(已二酸—已二胺—高纯二聚酸)脂肪酸聚酰胺)；2份润湿剂十二碳炔二醇聚醚；2份封堵剂聚苯乙烯树脂；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(2.0g/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。该钻井液的相关性能结果如表18所示。
表18实施例10酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表18表明，密度为2.0g/cm3的钻井液体系，高温老化200℃/16h，体系仍然具有良好的温度条件逆转性能。体系由80℃降低为40℃，体系在油包水和水包油钻井液相互切换至少6次，切换过程无破乳和重晶石沉降现象，48h连续相析出率低于3％，具有良好的悬浮稳定性，低滤失量、乳化稳定性。
实施例12
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：4份实施例5中制备的可逆乳化剂；55份航空煤油；1.5份辅乳化剂脂肪醇聚氧乙烯醚AEO-12；温度稳定剂乙二醇1份；2份增粘剂十八烷基三甲基氯化铵改性有机土；质量分数为0％的氯化钙水溶液45份；2份油溶性四元聚合物降滤失剂聚(十六烷基二甲基烯丙基氯化铵—二乙烯基苯—甲基丙烯酸十二酯—顺丁烯二酸酐)；1碱度调节剂氧化钙；2.5份聚(甲基丙烯酸十八酯—苯乙烯—三乙烯胺)三元酰胺油溶性共聚物；2份润湿剂癸炔二醇表面活性剂；2份封堵剂十六烷基三甲氧基硅烷表面改性二氧化硅(100nm～10μm)(阿拉丁)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(2.0g/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。该钻井液的相关性能结果如表19所示。
表19实施例11酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表19表明，密度为2.0g/cm3的钻井液体系，高温老化200℃/16h，体系仍然具有良好的酸碱逆转性能。体系由PH7降低为pH4，体系在油包水和水包油钻井液相互切换至少6次，切换过程无破乳和重晶石沉降现象，48h连续相析出率低于3％，具有良好的悬浮稳定性、乳化稳定性、润滑性和低滤失量。
实施例13
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：3份实施例4中制备的可逆乳化剂；35份0#柴油；4份辅乳化剂TWEEN 81；1份温度稳定剂乙二醇；1.5增粘剂溴代十二烷基改性黄原胶；质量分数为25％的氯化钙水溶液65份；2份降滤失剂腐植酸酰胺；1份碱度调节剂氧化钙；1份HIRHEO油基提切剂(荆州嘉华科技有限公司)；1份润湿剂十六烷基三甲基溴化铵；2份封堵剂十六烷基三甲基溴化铵改性微纳米三氧化二铝；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(1.4/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。该钻井液的相关性能结果如表20所示。
表20实施例12酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的抗温性能
表20表明，钻井液在高温条件下，水包油钻井液逆转为油包水钻井液，降低为常温条件时，逆转为水包油钻井液。逆转前后钻井液性能良好，粘度适宜，滤失量低。
通过上述测试可知，制备密度为1.0～2.0g/cm3皮克林乳型抗高温型钻井液性能突出。经过100～200℃热滚老化后，钻井液的性能满足高温深井的钻井液需求。钻井液的相态可通过酸碱和温度多次发生逆转，逆转前后钻井液的流变性能突出，滤失量低，具有良好的润滑性、抑制性能和逆转稳定性能。
实施例14
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：3份实施例3中制备的可逆乳化剂；70份棕榈油；2份辅乳化剂OP-10；2份温度稳定剂二甲基酮肟；0.1增粘剂双十八烷基三甲基氯化铵纤维素；质量分数为25％的氯化钙水溶液30份；0.5份降滤失剂油溶性树脂OFC(山东得顺源石油科技有限公司公司)；3份碱度调节剂氧化镁；6份聚(苯二甲酸丁二酯—乙二醇—苯乙烯)聚酯聚合物；1份润湿剂(卵磷脂)；3份封堵剂APTES表面改性纳米二氧化硅(100nm～100μm)(阿拉丁)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(1.2/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。
本实施例将可逆乳化钻井液中加入一定量的钻屑，形成含油钻屑，然后将钻屑在不同pH值的酸液中搅拌以降低含油率，利用索氏提取法测定钻屑上含油率的变化。另外，将处理前后的钻屑研磨成粉状，在压片机上压成圆片，微量注射器取少量水滴在钻屑片表面，当形状不再发生变化时采集图像，测定钻屑表面的接触角。结果如表21所示。
表21酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液的钻屑含油率
表21表明，含油钻屑使用不同pH值的酸液冲洗后，钻屑的含油率降低。酸液的pH值越低，钻屑表面钻井液冲洗的越彻底，钻屑的含油率降低的越多，钻屑越容易恢复至亲水性的。如图7所示。从图中可知，经酸液处理后的钻屑，钻屑表面黑色的油被清洗干净，由黑色变为土黄色，同时分散性提高，钻屑的含油率由31％降低为2.6％。极大简化了含油钻屑的处理工艺，而不使用可逆乳化剂制备的常规油基钻井液体系，含油钻屑的处理要经过离心、沉降、热脱附等多重处理工艺。
实施例15
本实施例提供一种可逆钻井液的制备方法，过程同实施例6，投料量的区别为：8份实施例5中制备的可逆乳化剂；90份0#柴油；5份辅乳化剂十二烷基磺基甜菜碱；温度稳定剂二甲基酮肟1份；5份增粘剂十二烷基三甲基溴化铵改性有机土；2.5份增粘剂辛烯基琥珀酸淀粉酯；质量分数为25％的氯化钙水溶液10份；6份油溶性三元聚合物降滤失剂聚(双十二烷基二甲基烯丙基氯化铵—二乙烯基苯—甲基丙烯酸十二酯)；0.1份碱度调节剂氧化镁；1份SRRH-O-HVis油基钻井液用提切剂(陕西森瑞石油技术开发有限公司)；5份润湿剂(聚醚硅氧烷共聚物)；加重剂(重晶石)把钻井液密度调节到需要值(1.4g/cm3)，得到酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液。
将该钻井液经180℃高温高压滤失仪得到的滤饼，置于酸液中，通过测定浸泡前后滤饼在滤纸上的质量差来计算滤饼的清除率。结果如表22所示。
表22酸碱/温度双重刺激响应型油基钻井液滤饼的清除效率
pH值 pH 1 pH 2 pH 3 pH 4 pH 5 pH 6 pH 7 pH8
滤饼清除效率/％ 99.3 98.5 96.4 97.6 90.2 86.5 74.4 60.2
由表22可知，酸液的浓度越高，pH值越低，滤饼的清除效率越高。在酸性条件下，滤饼由油润湿变为水润湿的，酸液进入滤饼中，溶解滤饼骨架，滤饼的溶解效率高。图8提供了滤饼在酸液pH7时的溶解图。从图中可知，经酸液处理后，滤饼的清除效率大大提升，滤饼效率高(5min可溶解42％，1h完全溶解)，液体变浑浊，而不使用可逆乳化剂制备的常规油基钻井液体系，滤饼溶剂需要酸液浓度高(15％～20％)，溶解效率低(1h溶解率低于5％)
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (7)

1.一种可逆钻井液，其特征在于：按照重量份组成包括：油相：35-90份；水相：10-65份；可逆乳化剂：2-8份；增粘剂：0.1份～5份；降滤失剂：0.5-6份；碱度调节剂：0.1-5份；润湿剂：0.1-5份；提切剂：1-6份；封堵剂：0份～5份；温度稳定剂：0.01份～2份；加重材料：0-1000份；所述可逆乳化剂为杂臂拓扑状双重响应型可逆乳化剂HBP-NH-R1-R2，其中：R1表示温度响应型链段，具体为聚N-异丙基丙烯酰胺、聚(N，N二乙基丙烯酰胺—乙烯吡咯烷酮)、聚(2—羧基—N—异丙基酰胺)、EO数量为8～20的聚氧乙烯醚(PEO)、分子量为1000～5000的聚(4－乙烯基吡啶－甲基丙烯酰胺)、分子量为500～1000的聚乙二醇甲醚甲基丙烯酸酯(POEGMA)中的一种；R2表示疏水链段，选自油酸、棕榈酸、芥子酸、月桂酸、牛脂基脂肪酸、妥尔油脂肪酸、椰油酸、大豆油酸、棕榈酸、鲸油脂肪酸、亚麻油脂肪酸、菜籽油脂肪酸、甲基丙烯酸缩水甘油酯中的一种；
所述HBP-NH-R1-R2的第一种制备方法包括：
(1)以1～3份原料A和1～3份胺基及衍生物原料B为单体，在10～25℃反应得到AB2单体；将AB2单体于120～140℃升温继续反应，得到端氨基超支化聚合物并将该聚合物经过多次迭代，得到HBP-NH2；原料A包括：丙烯酸甲酯、丁二酸酐、马来酸酐、丙烯酸乙酯，(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丁酯、(甲基)丙烯酸二乙基氨基乙酯中的至少一种；胺基及衍生物原料B包括：三(2-氨乙基胺)乙二胺、二乙基三胺、三乙基四胺、四乙基五胺、五乙基六胺、羟乙基乙二胺、N，N-二甲基-1，3-丙二胺、苯二胺、乙二胺中的至少一种；
(2)端氨基超支化聚合物HBP-NH2通过ATRP法，在一定配体和催化剂的作用下引入温度响应型链段；具体为：将HBP-NH2加入50份～200份溶剂中，在冰浴条件下加入0.01份～10份引发剂型单体，冰浴条件下反应4～8h；再室温反应6～12h，过滤洗涤烘干产品后溶于1～200份溶剂，加入0.01～10份配体、0.01份～10份催化剂和0.1份～10份温度响应型链段的化合物，通氮气除氧，60～80℃条件下，反应6～12h，洗涤，旋蒸，得到HBP—NH—R1；
(3)将1～2份疏水链段的化合物溶解于3～10份溶剂，滴加1～4份氯化亚砜，在反应温度为30-60℃搅拌反应2-4h，减压蒸溜，得到脂肪酸酰氯溶液；在冰浴条件下，滴加入质量份1％～10％的HBP—NH—R1，室温反应2～6h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，即得；
所述HBP-NH-R1-R2的第二种制备方法包括：
(1)以1～3份原料A和1～3份胺基及衍生物原料B为单体，在10～25℃反应得到AB2单体；将AB2单体于120～140℃升温继续反应，得到端氨基超支化聚合物并将该聚合物经过多次迭代，得到HBP-NH2；原料A包括：丙烯酸甲酯、马来酸酐、丙烯酸乙酯、丁二酸酐、(甲基)丙烯酸二甲氨基乙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丙酯、(甲基)丙烯酸二甲氨基丁酯、(甲基)丙烯酸二乙基氨基乙酯中的至少一种；胺基及衍生物原料B包括：三(2-氨乙基胺)乙二胺、二乙基三胺、三乙基四胺、四乙基五胺、五乙基六胺、羟乙基乙二胺、N，N-二甲基-1，3-丙二胺、苯二胺、乙二胺中的至少一种；
(2)将1～2份疏水链段的化合物溶解于3～10份溶剂，滴加1～4份氯化亚砜，在反应温度为30-60℃搅拌反应2-4h，减压蒸溜，得到脂肪酸酰氯溶液；在冰浴条件下，滴加入质量份1％～10％的HBP—NH2，室温反应2～6h，旋转蒸发除去未反应的单体和溶剂，获得HBP—NH—R2；
(3)将HBP—NH—R2通过ATRP法，在一定配体和催化剂的作用下引入温度响应型链段；具体为：将HBP—NH—R2加入50份～200份溶剂中，在冰浴条件下加入0.01份～10份引发剂型单体，冰浴条件下反应4～8h；再室温反应6～12h，过滤洗涤烘干产品后溶于1～200份溶剂，加入0.01～10份配体、0.01份～10份催化剂和0.1份～10份温度响应型链，通氮气除氧，60～80℃条件下，反应6～12h，洗涤，旋蒸，即得。
2.根据权利要求1所述的一种可逆钻井液，其特征在于：所述配体为联吡啶、N,N,N,N,N-五甲基二亚乙基三胺(PMDTETA)、1,1,4,7,10,10-六甲基三亚乙基四胺(HMTETA)、或者2-吡啶甲醛缩正丙胺。
3.根据权利要求1所述的一种可逆钻井液，其特征在于：所述催化剂为过渡金属卤化物，包括CuBr2、CuCl2或CuI2。
4.根据权利要求1所述的一种可逆钻井液，其特征在于：所述引发剂型单体为2-溴异丁酰溴、2-(2-溴丙酰氧基)丙烯酸乙酯(BPEA)、BIEM、BPEM或BIEA。
5.根据权利要求1所述的一种可逆钻井液，其特征在于：所述钻井液还包括辅乳化剂0.5-5份，具体为油酸二乙醇胺和失水山梨单棕榈酸酯SP40、椰子油二乙醇胺和失水山梨单棕榈酸酯SP40、油酸三乙醇胺和失水山梨单棕榈酸酯SP40、油酸单乙醇胺和失水山梨单棕榈酸酯SP40、Brij系列、Tween系列、甜菜碱系列、AEO系列、OP系列中的一种或多种混合。
6.权利要求1～4任意一项所述的一种可逆钻井液的制备方法，其特征在于：包括以下步骤：
(1)按配比将可逆乳化剂加入到油相中于1000rpm-12000rpm的速度搅拌10～30min；
(2)进一步加入温度稳定剂和增粘剂，于1000rpm-12000rpm的速度搅拌5-20min，再加入水相于1000rpm-12000rpm的速度乳化20-40min；
(3)依次加入降滤失剂、碱度调节剂、提切剂、润湿剂、封堵剂，每种处理剂加入后于1000rpm-12000rpm的速度搅拌10～20min再加入下一种；
(4)最后加入加重材料，并搅拌10-30min，即得。
7.权利要求1～5任意一项所述的可逆钻井液或者权利要求6所述的制备方法获得的可逆钻井液在转相控制中的应用。
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