CN117003940A - 一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用 - Google Patents

一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用。本发明抑制剂的制备方法包括步骤：将丙烯酰胺水溶液和二甲基二烯丙基氯化铵溶液混合均匀；于保护气体氛围、搅拌条件下，滴加引发剂水溶液；于保护气体氛围下经搅拌反应，然后经洗涤、干燥、粉碎得到适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂。本发明抑制剂能够有效抑制水合物分解，同时可以有效抑制黏土矿物水化膨胀，有利于保持水合物储层钻井过程中的井壁稳定性，提升水合物钻采过程的安全性。

Description

一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制 备方法与应用
技术领域
本发明涉及一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用，属于海洋天然气水合物钻采过程中水基钻井液添加剂技术领域。
背景技术
传统化石燃料满足全世界约85％的能源需求，其消耗量仍在不停增加。随着全球经济的快速发展，传统能源已经难以满足不断增长的发展需求，此时清洁高效的非常规化石燃料——天然气水合物，对于填补能源空缺起到了至关重要的作用。
天然气水合物是由客体分子(如甲烷)和称为主体的框架笼形成的冰状结晶化合物，其在大自然中分布广泛，主要分布于海洋底部的海底沉积物中。据估计，全球沉积物中蕴藏着大量的天然气水合物，其蕴藏量是传统天然气的两倍还多，具有巨大的开发潜力。天然气水合物90％以上分布在海域。
受天然气水合物相平衡条件和地温梯度的限制，我国天然气水合物资源量约为744亿吨。沉积物胶结程度差，天然气水合物在储层中起到了很强的胶结作用，而钻采工程的扰动必然会破坏这种胶结作用，导致储层力学性能劣化，引发井壁失稳、生产出砂、地层沉降、海底滑坡等储层结构稳定性问题。
近年来，石油资源开采逐渐拓展至深海水合物层，而钻井作业面临着越来越大的技术挑战。当钻遇到天然气水合物储层时，会打破水合物稳定存在的原始温压环境。钻具的搅动和钻井液的侵入会引起温度和压力的变化，导致天然气水合物大量分解，释放出大量的气体和水。这将增加地层孔隙的压力，导致地层的强度下降，可能导致井壁不稳定，增加井塌的风险。因此，有效抑制水合物分解成为了提高钻井作业效率和安全性的重要途径之一。但是目前对于水合物分解抑制剂的研究相对较少，大部分研究仍停留在实验阶段。水合物分解抑制剂的主要目标是保持水合物地层井壁的稳定性，通过减缓水合物的分解速率来避免对地层强度造成破坏。
针对水合物地层井壁稳定性的相关问题，除了抑制水合物分解以外还需对其地层中的黏土矿物进行水化膨胀抑制，但目前关于水化膨胀抑制的研究主要针对泥页岩地层，而关于针对天然气水合物地层能起到抑制水合物分解及防黏土矿物水化膨胀的双效抑制剂的研究却鲜有报道。
中国专利文献CN113896831A公开了一种天然气水合物钻井液用双效抑制剂及其制备方法与应用，所述天然气水合物钻井液用双效抑制剂是通过2-丙烯酰氨基-2-甲基-1-丙烷磺酸与二甲基二烯丙基氯化铵自由基聚合反应制备得到的。该发明抑制剂能够降低水合物分解速率，降低粘土的水化分散程度，协同维持钻井过程中水合物地层的井壁稳定。但该发明抑制剂依然存在水合物分解抑制效果欠佳以及黏土水化膨胀抑制性能欠佳的问题。
因此，研制出一种能够有效抑制天然气水合物分解和防黏土矿物水化膨胀的钻井液添加剂，是保证海域天然气水合物安全高效钻采的重要前提之一，值得进一步研究。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明提供一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂及其制备方法与应用。本发明抑制剂能够有效抑制水合物分解，同时可以有效抑制黏土矿物水化膨胀，有利于保持水合物储层钻井过程中的井壁稳定性，提升水合物钻采过程的安全性。
本发明的技术方案如下：
一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂，所述双效抑制剂是通过丙烯酰胺与二甲基二烯丙基氯化铵经自由基共聚制备得到；所述双效抑制剂具有如下式Ⅰ所示结构：
式Ⅰ中，a/b＝0.07～0.15。
根据本发明优选的，所述双效抑制剂为无规共聚物。
上述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，包括步骤：
将丙烯酰胺水溶液和二甲基二烯丙基氯化铵溶液混合均匀；于保护气体氛围、搅拌条件下，滴加引发剂水溶液；于保护气体氛围下经搅拌反应，然后经洗涤、干燥、粉碎得到适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂。
根据本发明优选的，丙烯酰胺水溶液的质量浓度为16～18％。
根据本发明优选的，二甲基二烯丙基氯化铵溶液是质量浓度为50-70％的二甲基二烯丙基氯化铵水溶液。
根据本发明优选的，二甲基二烯丙基氯化铵和丙烯酰胺的物质的量之比为1:7-13。
根据本发明优选的，丙烯酰胺水溶液和二甲基二烯丙基氯化铵溶液的混合温度为15～25℃；混合是于搅拌条件下进行，搅拌速率为200～300rpm，搅拌时间为10-20分钟。
根据本发明优选的，保护气体为氮气或氩气。
根据本发明优选的，引发剂水溶液的质量浓度为0.1％-0.5％；引发剂为过硫酸铵与亚硫酸氢钠复合引发剂，其中，过硫酸铵与亚硫酸氢钠的质量比为1:1。
根据本发明优选的，引发剂的质量是丙烯酰胺与二甲基二烯丙基氯化铵总质量的0.09％-0.2％，优选为0.09％-0.14％。
根据本发明优选的，引发剂水溶液的滴加速率为每2-4秒滴加一滴。
根据本发明优选的，搅拌反应温度为40～55℃，搅拌转速为100-300rpm，搅拌反应时间为4-8h。
根据本发明优选的，使用乙醇进行洗涤；干燥温度为70-90℃。
上述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的应用，作为抑制剂应用于天然气水合物储层钻井，以抑制天然气水合物的分解和抑制黏土矿物水化膨胀。
本发明的技术特点及有益效果如下：
1.本发明选用阳离子单体二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)与丙烯酰胺(AM)进行二元共聚，通过氧化还原复配引发剂体系产生自由基，使其顺利聚合，最终提纯得到了适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂。本发明制备方法简单，原料价廉易得，高效环保；并且与钻井液配伍性良好。
2、本发明所得双效抑制剂的吸附层(五元环、弱酰胺基团)会减少分解出的水和甲烷分子的运动空间,增加地层中液相的饱和度和粘度，因此，形成的吸附层会限制水和甲烷分子的运动空间，从而增加甲烷气体在井筒中传输的阻力，进而更容易引发天然气水合物的记忆效应，进一步降低水合物的分解速率。黏土矿物表面呈负电性且表面含有较多的氧原子；本发明双效抑制剂中阳离子单元会通过静电作用吸附在黏土表面，一部分会进入层间，取代层间阳离子，从而排出层间水分子；酰胺基团会吸附在黏土中的不同位置，产生的较多的吸附点，在黏土表面阻止水相侵入，且不容易发生解吸附现象；上述因素使得本发明双效抑制剂具有优异的抑制黏土水化膨胀的效果。
3、本发明的实验证明，在钻井液中以1％的质量分数加入本发明双效抑制剂后，水合物平均分解分解速率降低至0.102mol·h-1，相较纯水而言，分解抑制性提升了约47.4％，说明本发明双效抑制剂具有优异的水合物分解抑制性。同时，本发明1％质量分数的双效抑制剂即可使线性膨胀率降至1.5％，表明本发明双效抑制剂具有优异的抑制黏土水化膨胀的性能。
4、本发明采用丙烯酰胺与二甲基二烯丙基氯化铵两种单体，分别为非离子型单体和阳离子型单体，一般条件下易聚合，通过采用氧化还原引发体系，进一步提升自由基聚合引发能力，成功制备了双效抑制剂。实验优化结果表明，在非离子单体和阳离子单体的比例范围控制在7-13:1时，能够获得较好性能的双效抑制剂。过高的阳离子单体比例导致制备成本增加、聚合难度提高以及对天然气水合物分解和粘土水化性能抑制效果的降低，而过低的比例则导致合成聚合物对天然气水合物分解和粘土水化性能的抑制效果降低。因此，选择适当的单体比例对于制备性能优良的天然气水合物双效抑制剂至关重要。本发明酰胺单体种类具有特定性，如替换为其它酰胺化合物，同样实现不了本发明优异效果。另外，本发明特定种类的引发剂(包括引发剂中过硫酸铵与亚硫酸氢钠的比例)以及特定的加入方式利于获得本发明结构和性能的抑制剂；上述条件不适宜，同样实现不了本发明优异效果。
附图说明
图1为实施例1制备的双效抑制剂的红外光谱图。
图2为实施例1制备的双效抑制剂的热重分析图。
图3为试验例3中深海原位土在纯水、聚胺溶液和实施例l制备的双效抑制剂水溶液中0min、10min、24h后的图像。
图4为试验例3中人造岩心在纯水、聚胺溶液、实施例l制备的双效抑制剂水溶液和对比例3制备的抑制剂水溶液中的线性膨胀率图。
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，但不限于此。
同时下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂、材料和设备，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
实施例1
一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，包括步骤如下：
(1)将18g(0.253mol)丙烯酰胺与90g纯水在25℃下均匀混合，在搅拌速率为200r/min的条件下搅拌15分钟，得到丙烯酰胺水溶液。
(2)将5.55g(0.0206mol)的二甲基二烯丙基氯化铵水溶液(60wt％)加入步骤(1)所得的丙烯酰胺水溶液中，在搅拌速率为200r/min、温度为25℃的条件下搅拌15分钟，得单体混合溶液。
(3)将单体混合溶液加入至250mL三颈烧瓶中，放入恒温水浴锅，设置好温度为55℃及搅拌转速200rpm，持续通入氮气15分钟排出合成装置内的空气，同时继续搅拌；
(4)称取0.01g过硫酸铵和0.01g亚硫酸氢钠引发剂，依次溶于10mL的纯水中,得到10mL过硫酸铵和亚硫酸氢钠的复配引发剂水溶液。在搅拌条件下、氮气保护下，以3秒每滴的速度向三颈烧瓶中滴加引发剂水溶液；滴加完毕后继续在搅拌速率为200r/min，温度为55℃、氮气条件下反应6小时；反应完成后用无水乙醇进行洗涤，在80℃的电热恒温鼓风干燥箱中干燥24h，粉碎后得到双效抑制剂。
利用IRTracer-100红外光谱仪对合成的双效抑制剂采用KBr压片法制样进行红外测试。从图1可以看出，3361cm-1附近出现氨基-NH2的伸缩振动峰，3190cm-1出现由碳氮五元杂环中与氮相连的亚甲基上的碳氢键C-H伸缩振动引起的吸收峰。2928cm-1附近处为与氮相连的甲基-CH3的伸缩振动吸收峰，在1603cm-1附近出现酰胺基团中的羰基-CH＝O的吸收峰，在1417cm-1附近处出现了典型的甲基-CH3对称弯曲振动吸收峰，在1121cm-1附近出现了季胺基—(CH2)N+(CH3)2的特征吸收峰。红外光谱分析结果表示产物含有分子结构设计中各种单体的特征官能团，表明目标产物合成成功。
采用热重分析仪TGA对合成的双效抑制剂进行热重/差热研究。如图2所示，第一阶段为30℃-210℃，产品缓慢失重达到9.8％，由于共聚物中含有大量的亲水基团，比如酰胺基，重量损失主要来自分子间与分子内部的水。第二阶段为210℃-453℃，产品进行分解，碳碳主链开始发生断裂，其上的官能团开始随之降解，失重达到了72.4％。第三阶段为453℃-800℃，聚合物链持续断裂碳化，在800℃时，最终质量保留率为11.7％。综上所述，可以表明双效抑制剂所含的官能团具有较好的热稳定性。
实施例2
一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，包括步骤如下：
(1)将11.32g(0.159mol)丙烯酰胺与90g纯水在25℃下均匀混合，在搅拌速率为200r/min的条件下搅拌15分钟，得到丙烯酰胺水溶液。
(2)将5.55g(0.0206mol)的二甲基二烯丙基氯化铵水溶液(60wt％)加入步骤(1)所得的丙烯酰胺水溶液中，在搅拌速率为200r/min、温度为25℃的条件下搅拌15分钟，得单体混合溶液。
(3)将单体混合溶液加入至250mL三颈烧瓶中，放入恒温水浴锅，设置好温度为55℃及搅拌转速200rpm，持续通入氮气15分钟排出合成装置内的空气，同时继续搅拌；
(4)称取0.01g过硫酸铵和0.01g亚硫酸氢钠引发剂，依次溶于10mL的纯水中,得到10mL过硫酸铵和亚硫酸氢钠的复配引发剂水溶液。在搅拌条件下、氮气保护下，以3秒每滴的速度向三颈烧瓶中滴加引发剂水溶液；滴加完毕后继续在搅拌速率为200r/min，温度为55℃、氮气条件下反应6小时；反应完成后用无水乙醇进行洗涤，在80℃的电热恒温鼓风干燥箱中干燥24h，粉碎后得到双效抑制剂。
实施例3
一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，包括步骤如下：
(1)将18g(0.253mol)丙烯酰胺与90g纯水在25℃下均匀混合，在搅拌速率为200r/min的条件下搅拌15分钟，得到丙烯酰胺水溶液。
(2)将8.33g(0.0309mol)的二甲基二烯丙基氯化铵水溶液(60wt％)加入步骤(1)所得的丙烯酰胺水溶液中，在搅拌速率为200r/min、温度为25℃的条件下搅拌15分钟，得单体混合溶液。
(3)将单体混合溶液加入至250mL三颈烧瓶中，放入恒温水浴锅，设置好温度为45℃及搅拌转速200rpm，持续通入氮气15分钟排出合成装置内的空气，同时继续搅拌；
(4)称取0.015g过硫酸铵和0.015g亚硫酸氢钠引发剂，依次溶于10mL的纯水中，得到10mL过硫酸铵和亚硫酸氢钠的复配引发剂水溶液。在搅拌条件下、氮气保护下，以3秒每滴的速度向三颈烧瓶中滴加引发剂水溶液；滴加完毕后继续在搅拌速率为200r/min，温度为45℃、氮气条件下反应6小时；反应完成后用无水乙醇进行洗涤，在80℃的电热恒温鼓风干燥箱中干燥24h，粉碎后得到双效抑制剂。
对比例1
配置500mL的HEM钻井液体系，钻井液体系配方为：清水+0.1wt％烧碱+12wt％NaCl+5wt％KCl+6wt％MEG(乙二醇)+1wt％PF-FLOTROL(降滤失剂)+0.3wt％PF-PAC-LV(降滤失剂)+0.1wt％PF-XC(黄原胶)+2wt％PF-EZCARB(储层桥堵剂)+2wt％PF-FT-1(沥青-封堵剂)+2wt％PF-LSF(改性树脂封堵剂)+0.2wt％PF-PLUS(增黏包被剂)+3wt％PF-UHIB(聚胺)+3wt％PF-HLUB(防泥包润滑剂)+2wt％PF-LUBE(润滑剂)。
对比例2
一种双效抑制剂的制备方法，如实施例1所述，不同的是：丙烯酰胺的用量为5.546g(0.078mol)；其它步骤和条件与实施例1一致。
对比例3
一种双效抑制剂的制备方法，如实施例1所述，不同的是：丙烯酰胺的用量为50.06g(0.7043mol)；其它步骤和条件与实施例1一致。
对比例4
一种双效抑制剂的制备方法，如实施例1所述，不同的是：反应温度为80℃；其它步骤和条件与实施例1一致。
对比例5
一种双效抑制剂的制备方法，如实施例1所述，不同的是：丙烯酰胺替换为相同摩尔量的甲基丙烯酰胺；其它步骤和条件与实施例1一致。
对比例6
一种双效抑制剂的制备方法，如实施例1所述，不同的是：
步骤(4)：称取0.02g过硫酸铵和0.01g亚硫酸氢钠引发剂，分别溶于10mL的纯水中，得到过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠水溶液。在搅拌条件下、氮气保护下，间隔五分钟依次加入过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠水溶液；继续在搅拌速率为200r/min，温度为55℃、氮气条件下反应6小时；反应完成后用无水乙醇进行洗涤，在80℃的电热恒温鼓风干燥箱中干燥24h，粉碎后得到抑制剂。
其它步骤和条件与实施例1一致。
试验例1
配置500mL的HEM钻井液体系，钻井液体系配方为：清水+0.1wt％烧碱+12wt％NaCl+5wt％KCl+6wt％MEG(乙二醇)+1wt％PF-FLOTROL(降滤失剂)+0.3wt％PF-PAC-LV(降滤失剂)+0.1wt％PF-XC(黄原胶)+2wt％PF-EZCARB(储层桥堵剂)+2wt％PF-FT-1(沥青-封堵剂)+2wt％PF-LSF(改性树脂封堵剂)+0.2wt％PF-PLUS(增黏包被剂)+3wt％PF-UHIB(聚胺)+3wt％PF-HLUB(防泥包润滑剂)+2wt％PF-LUBE(润滑剂)+1wt％实施例1制备的双效抑制剂。
对上述配制的钻井液进行常规性能测试，对双效抑制剂在水基钻井液中的配伍性进行评价。参照国标《GB/T 29170-2012石油天然气工业钻井液实验室测试》测试钻井液的流变参数和API滤失量，其结果如表1所示。
表1实施例1以及对比例1配制的钻井液的流变滤失性测试
从表1中可以看出，在本发明双效抑制剂影响下钻井液的粘度稍有增加，滤失稍有下降，总体上对钻井液流变滤失性的影响在合理范围内，配伍性良好。
试验例2
分别将实施例和对比例制备的抑制剂以及纯水进行天然气水合物分解抑制性能的测试，具体步骤如下：
配制1wt％抑制剂水溶液置于反应釜中，待反应釜抽真空后通入甲烷气体，在9MPa，0℃环境中生成水合物。然后升温至14℃模拟钻井过程中钻井液与地层水合物接触引发其分解的过程，并采用数据采集系统，实时记录包含液测温度、气测温度、压力、搅拌扭矩等数据，当釜内压力半小时变化小于或等于0.01MPa时，则可认为水合物分解完毕。最后根据Peng-Robinson方程来计算水合物的平均分解速率，如表2所示。
表2水合物分解抑制性测试
从表2可以看出，相较于纯水而言，实施例1有效延缓了水合物的分解速率，平均分解速率降低至0.102mol·h-1，分解抑制性提升了47.42％，分解时间延长了87.36％。而实施例2同样也起到了一定的水合物分解抑制作用，分解抑制性提升了30.93％，分解时间延长了45.59％。对比例2、对比例3、对比例4、对比例5、对比例6也起到了水合物分解抑制的作用，但效果不明显。在对比例2的作用下，由于阳离子型单体比例较高，聚合度低，酰胺基团占比小，所以分解抑制性效果不理想。在对比例3的作用下，由于阳离子型单体比例低，酰胺基团占比过大，导致共聚率低，所以分解抑制效果不理想。在对比例4的作用下，由于反应温度过高，导致单体自聚现象严重，转化率低，所以分解抑制效果不理想。对比例5和对比例6制备的抑制剂的效果均不如本发明，说明酰胺化合物种类以及引发剂的重要性。
试验例3
测试实施例及对比例制备的抑制剂的水化膨胀抑制性能，并以纯水、聚胺溶液(油田上一种常用的页岩抑制剂)作为对比。
具体测试步骤如下：
岩心浸泡测试：
在室温下，将深海原位土浸没于纯水、1wt％UHIB(聚胺)水溶液或1wt％实施例1制备的抑制剂水溶液中，观察人造岩心的稳定能力。
从图3中可以看出，岩心一浸入纯水中就开始失去稳定性，10min后严重塌陷分散，溶液由于黏土颗粒的扩散而变得浑浊，24h后水化分散的黏土颗粒沉降至杯底，溶液变澄清，岩心结构已破坏完全。在1％UHIB的存在下，核心的塌陷现象没有显著改善。与纯水相比，24h后聚胺溶液中分散的深海土壤粒径变大且棱角分明，表明1％UHIB对深海原位土有一定的水化抑制、维持核心状的效果。在1％抑制剂溶液作用下，0min、10min时肉眼无法观察到岩心形态改变，24h后岩心表面出现些许细小裂纹，整体并未发生水化坍塌，与纯水、聚胺相比，本发明双效抑制剂抑制水合物土水化膨胀效果较好。
线性膨胀测试：
线性膨胀测试可以定量评价抑制剂对易水化黏土矿物的水化膨胀抑制能力。具体测试方法如下：室温下，将人造岩心浸没于纯水、1wt％UHIB(聚胺)水溶液、1wt％实施例1制备的双效抑制剂水溶液或1wt％对比例3制备的抑制剂水溶液中，利用泥页岩双通道膨胀仪常温常压下对人造岩心进行16小时监测，结果如图4所示。
从图4可以看出加入1％实施例1制备的抑制剂溶液后，相较于纯水与1％UHIB而言，线性膨胀率降低至1.5％，结果表明制备的双效抑制剂能有效发挥水化膨胀抑制作用。而由对比例3制备的抑制剂溶液的线性膨胀率为6.72％，这是由于其阳离子单体比例较低，聚合物在粘土表面的吸附能力变差，水化膨胀抑制效果不如实施例1制备的双效抑制剂水溶液。

Claims (9)

1.一种适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂，其特征在于，所述双效抑制剂是通过丙烯酰胺与二甲基二烯丙基氯化铵经自由基共聚制备得到；所述双效抑制剂具有如下式Ⅰ所示结构：
式Ⅰ中，a/b＝0.07～0.15。
2.根据权利要求1所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂，其特征在于，所述双效抑制剂为无规共聚物。
3.如权利要求1或2任意一项所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，包括步骤：
将丙烯酰胺水溶液和二甲基二烯丙基氯化铵溶液混合均匀；于保护气体氛围、搅拌条件下，滴加引发剂水溶液；于保护气体氛围下经搅拌反应，然后经洗涤、干燥、粉碎得到适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂。
4.根据权利要求3所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，其特征在于，丙烯酰胺水溶液的质量浓度为16～18％。
5.根据权利要求3所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，其特征在于，二甲基二烯丙基氯化铵溶液是质量浓度为50-70％的二甲基二烯丙基氯化铵水溶液。
6.根据权利要求3所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，其特征在于，二甲基二烯丙基氯化铵和丙烯酰胺的物质的量之比为1:7-13。
7.根据权利要求3所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，其特征在于，包括以下条件中的一项或多项：
i、丙烯酰胺水溶液和二甲基二烯丙基氯化铵溶液的混合温度为15～25℃；混合是于搅拌条件下进行，搅拌速率为200～300rpm，搅拌时间为10-20分钟；
ii、保护气体为氮气或氩气；
iii、搅拌反应温度为40～55℃，搅拌转速为100-300rpm，搅拌反应时间为4-8h。
8.根据权利要求3所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的制备方法，其特征在于，包括以下条件中的一项或多项：
i、引发剂水溶液的质量浓度为0.1％-0.5％；引发剂为过硫酸铵与亚硫酸氢钠复合引发剂，其中，过硫酸铵与亚硫酸氢钠的质量比为1:1；
ii、引发剂的质量是丙烯酰胺与二甲基二烯丙基氯化铵总质量的0.09％-0.2％，优选为0.09％-0.14％；
iii、引发剂水溶液的滴加速率为每2-4秒滴加一滴。
9.如权利要求1或2任意一项所述适用于天然气水合物储层井壁稳定的双效抑制剂的应用，作为抑制剂应用于天然气水合物储层钻井，以抑制天然气水合物的分解和抑制黏土矿物水化膨胀。
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