钻井液pH值的影响因素研究

2007年3月25日

油　田　化　学Oilfield　ChemistryVol.24　No.125March,2007

文章编号:100024092(2007)0120001204

钻井液pH值的影响因素研究刘东明,黄进军,王瑞莲,李　巍(西南石油大学CNPC钻井液重点研究室,四川成都610500)

Ξ

摘要:讨论了各种因素引起钻井液pH值降低的原因并研究了滚动老化后放置时间、老化温度及含盐量的影响。参考胜利油田聚合物钻井液配方,由6%膨润土浆与多种处理剂配成实验淡水钻井液。pH值12.87的淡水钻井液在

)老化16小时后,该钻井150℃老化16小时后,pH值随时间而降低,46小时降至10.01。在不同温度下(80～150℃

液的pH值在前15小时内下降较快,此后下降缓慢,老化温度越高,pH值下降越快,降幅越大。在该钻井液中加入活性再生盐配成的盐水钻井液,150℃老化后pH值下降的幅度随含盐量增大(1%～35%)而增大。表面活性剂对

150℃老化后饱和盐水(35%NaCl)钻井液pH值降低的影响程度因类型而不同,加量0.1%～0.5%时稳定该钻井

液pH值的作用,阳离子型的CTMAB基本上无,阴离子型的AS和ABS很微弱,非离子型的Tween280、OP210、

Span280稍好,ABS/OP210和OP210/Span280复配物更好,但稳定作用均不够强,老化后该钻井液的pH值一般均低

于10.0。图4表4参6。

关键词:水基钻井液;盐水钻井液;pH值;影响因素;表面活性剂中图分类号:TE254+.1　　　文献标识码:A

　　钻井液或称钻井泥浆,是钻井作业中使用的一

种专用流体,是油气钻井工程的一个重要组成部分。按照美国API推荐的钻井液性能测试标准,钻井液的常规性能指标主要包括密度、黏度、静切力、失水量、含砂量、pH值、碱度、固相含量、膨润土含量和滤液中各种离子的质量浓度等[1]。

随着国内外钻井液工艺技术的不断发展,我国钻井液的整体水平有了很大的提高,钻井液的研究水平取得了长足的进步,一批批优质的钻井液体系和处理剂陆续问世,有效地提高了钻井的成功率,降低了钻井成本,获得了可观的经济效益。钻井液的pH值和酸碱度对泥浆性能有相当大的影响,但在常规的实践中认为泥浆的pH值只要能大体稳定在一个相当的范围内即可,对此问题重视不够,缺乏深入的研究。

在使用钻井液过程中,温度升高、盐侵、钙侵、固相含量增加或处理剂失效等各种各样的因素,常常

导致钻井液pH值逐渐降低。其原因主要包括:①滤液中的Na+与黏土矿物晶层间的H+发生离子交换,置换出大量的H+,使钻井液的pH值降低[2]。②高温钝化作用。钻井高温作用后,钻井液中黏土颗粒的表面活性降低,消耗OH-而引起钻井液的pH值下降[3]。③工业食盐中含有MgCl2、KCl等杂

质,它们与滤液中的OH-反应生成沉淀,消耗部分OH-,导致钻井液pH值降低[4]。钻井液pH值降

低不仅在一定程度上影响有机处理剂在钻井液中的效果,降低钻井液的工作性能,还会加重钻具的腐蚀,造成一些随机的、可避免的钻井事故,致使钻井成本增加。本文针对上面提出的问题,通过一系列的实验,考察了钻井液体系pH值随含盐量、温度的变化,以及加入各种表面活性剂对体系性能的影响,进而对影响钻井液pH值和酸碱度的一些相关因素进行研究。

Ξ收稿日期:2006209201。

基金项目:西南石油大学CNPC钻井液重点研究室资助。

作者简介:刘东明(1980-),男,长江大学环境工程专业学士(1999)、西南石油大学油气井工程专业在读硕士研究生(2004-),从事钻

井液方面研究,通讯地址:610500成都市新都区西南石油大学硕士04级2班,E2mail:jacky1807@sina.com。

2油　田　化　学2007年

1　实验方法

1.1　实验内容

通过测定经16小时滚动老化处理的钻井液pH值随放置时间的变化,研究影响钻井液pH值变化的各种相关因素。1.2　主要仪器及试剂

ZNN2D6型六速旋转黏度计、高温滚子炉、搅拌明显。老化温度的高低对于钻井液pH值的稳定影

响很大。通常情况下,钻井液在高温老化后pH值的降低幅度较低温下老化后更为明显。老化因此后续实验的温度主要保持在相对较高的范围内。

器、精密pH酸度计等。

十二烷基磺酸钠(AS)、十二烷基苯磺酸钠(ABS)、十六烷基三甲基溴化铵(CTMAB,商品代号GL163B)、聚氧乙烯失水山梨醇脂肪酸酯(Tween280)、聚氧乙烯辛基苯酚醚(OP210)、山梨(糖)醇酐单油酸酯(Span280)等。

图1　不同老化温度下处理16小时后的

淡水钻井液pH值随时间的变化

2　钻井液老化处理前后pH值的变化

用胜利油田钻井液体系作参考,实验淡水钻井液配方为6%原浆(150mL)+0.6%PAC2141(150mL)+45%NaOH4.5mL+0.5%LHK+2%HP24+3%WYL22+2%WYL24+2%HD220+012%CMC2mv+018%MC22+2%WYL21。

2.1　淡水钻井液老化处理后pH值随时间的变化

2.3　盐对淡水钻井液老化处理前后pH值的影响

在基浆中加入活性再生盐,配成不同浓度1%、

5%、15%、25%、35%的盐水钻井液,考察加盐量对钻井液pH值的影响,如图2所示。

在150℃的高温下老化处理淡水钻井液,考察体系处理后pH值随时间的变化,实验数据如表1。表1实验结果表明,钻井液经过150℃、16小时高温滚动老化处理后,pH值降低较明显;pH降低主要发生在老化处理后的前16小时内,之后变化相对趋于平缓,可见时间是影响钻井液pH值变化的一大因素。

表1　淡水钻井液150℃老化16小时后

pH值随时间的变化3

时间/h老化前

41216

pH12.8712.5610.6710.28

时间/h

22284046

pH10.2510.0810.0510.01

2.2　温度对淡水钻井液老化处理后pH值的影响

图2　不同加盐量的钻井液在120℃(a)和150℃(b)下滚

动老化16小时后pH值随时间的变化

加盐量:1—1%;2—5%;3—15%;4—25%;5—35%

分别在80、100、120、150℃老化处理淡水钻井液,考察体系的pH值与老化温度的关系,如图1所示。由图可以看到温度越高,钻井液pH值变化越

由图2(a)和(b)可以看出,含盐量对老化处理后钻井液pH值的变化有一定的影响。通常情况

第24卷第1期刘东明,黄进军,王瑞莲等:钻井液pH值的影响因素研究3

下,钻井液含盐量越高,其pH值下降越快,下降的幅度越大。这一现象可以认为产生于高温钝化作用对离子交换的影响。

图3为同一钻井液(含盐量35%)在不同温度下老化处理后的pH值随时间的变化情况,可以明显看出,在150℃老化处理后的钻井液pH值降幅大于120℃老化处理后的钻井液。

3　表面活性剂对饱和盐水钻井液pH

值的影响

实验饱和盐水钻井液由实验基浆加入35%　　

NaCl配成。

3.1　阴离子表面活性剂ABS、AS在饱和盐水钻井液中加入阴离子型表面活性剂ABS、AS,考察对老化前后pH值及相关性能的影响,见表2。可以看出,阴离子表面活性剂ABS、AS对饱和盐水钻井液的pH值变化具有一定的稳定作用[5],且加量越大,稳定效果越明显。相对而言,加入ABS的效果更佳。但在加入ABS和AS等阴离子型表面活性剂的搅拌过程中会产生大量的气泡,会对钻井液的流变性能造成一定的影响。因此,一般情况下不单独使用这类有发泡作用的表面活性

图3　含盐量35%的钻井液在120℃和150℃老化16小

时后pH值随时间的变化

剂。

3.2　阳离子表面活性剂GL163B

在饱和盐水钻井液中加入阳离子型表面活性剂

对比图2(a)与(b)可以发现,120℃老化后pH

值下降较为平缓,而150℃老化后pH下降幅度相对较大,这也说明温度对pH值有一定的影响。另外图2(b)中的曲线变化显示,150℃老化后高含盐量(15%、,25%、35%)钻井液的pH值下降幅度明显大于低含盐量(1%、5%)的钻井液,而该现象在图2(a)120℃老化实验中不显著,表明温度和含盐量两

GL163B,考察对老化前后pH值及相关性能的影

响,见表2。实验结果表明,十六烷基三甲基溴化铵

对饱和盐水钻井液的pH值变化基本上没有影响,只是钻井液的黏度有所提升。阳离子型表面活性剂GL163B的加入对稳定泥浆的pH值无明显效果。3.3　非离子表面活性剂Tween280、OP210、Span280

个因素各自都会对钻井液pH值变化产生影响,而

两者共同作用时影响会加剧,钻井液pH下降更为明显。

在饱和盐水钻井液中分别加入Span280、OP210和Tween280等非离子型表面活性剂,考察对老化前后pH值及相关性能的影响,结果见表3。理论上

表2　ABS、AS和GL163B对饱和盐水钻井液性能的影响3

表面活性剂无

ASASASABSABSABSGL163B

加量

/%

表观黏度/mPa・s老化前　　43.5

73.071.540.039.543.542.036.067.066.568.0

塑性黏度/mPa・s老化前

3659593332363430545355

pH值

老化后　　16.0

21.030.027.027.027.521.517.521.025.529.5

老化后

1620262425262016172326

老化前

12.5012.6912.6712.4612.5512.4512.4713.3413.4813.5113.50

老化后　　9.95

9.9010.2710.2510.1510.2410.209.819.719.9310.01

降低

2.552.792.432.212.402.212.273.533.773.583.49

　　0

0.10.30.50.10.30.500.10.30.5

3老化(滚动)温度150℃、时间16h,老化处理后立即测定钻井液性能。

4油　田　化　学

表3　非离子型表面活性剂对饱和盐水钻井液性能的影响3

表面活性剂空白

Tween280

2007年

加量

/%0.00.10.30.5

表观黏度/mPa・s老化前　　38.0

38.041.536.570.067.076.035.572.576.037.0

塑性黏度/mPa・s老化前

3232343057556230565931

pH值

老化后　　14.0

15.015.516.521.528.019.031.020.020.524.0

老化后

1314141421241828182022

老化前

12.8612.9312.9512.9113.0513.0613.0312.5012.5912.5312.42

老化后　　9.81

9.709.769.719.9510.149.909.4.269.2.34

降低

3.053.233.193.203.102.923.133.023.333.253.08

OP2100.10.30.5

空白

Span2800.00.10.30.5

3参见表2下注。

表4　表面活性剂复配物对饱和盐水钻井液性能的影响3

表面活性剂

ABSABSABSABSABSABSOP210OP210OP210

加量

/%0.10.20.30.10.20.30.10.20.3

表面活性剂

OP210OP210OP210Span280Span280Span280Span280Span280Span280

加量

/%0.30.20.10.30.20.10.30.20.1

表观黏度/mPa・s老化前

3942393737386363

塑性黏度/mPa・s老化前

323331313232525150

pH值

老化后

252015142017183019

老化后

241914141917182819

老化前

12.1512.1712.0812.0612.0712.0812.2312.2412.24

老化后

9.609.559.119.009.169.159.159.5.46

降低

2.552.622.973.062.912.933.082.662.78

3参见表2下注。

通常认为,非离子表面活性剂在钻井液体系中不受

外界离子的干扰,能吸附在黏土颗粒表面,阻止Na+与黏土矿物晶层间的H+发生离子交换作用,减少钻井液中H+的浓度,从而达到稳定体系pH值的作用[4]。但实验数据表明,单一的非离子型表面活性剂稳定pH值的效果并不明显。3.4　复配表面活性剂

剂,复配表面活性剂稳定钻井液pH值的效果更好,

尤其是ABS和OP210或OP210和Span280的复配效果更佳。

4　结论

⑴实验钻井液在经过16小时高温老化处理后,pH值明显降低,并且随着放置时间的延长不断降低。

⑵老化处理温度对实验钻井液pH值的变化有一定的影响,一般情况下,老化温度越高,pH值降低幅度越大。

⑶含盐量对实验钻井液pH值的变化有一定影响,通常情况下含盐量越高,pH值降低幅度越大。⑷加入表面活性剂可能影响钻井液老化处理后pH值的变化,ABS和OP210或OP210和Span280的复配物具有一定的稳定钻井液pH值的效果。

(下转第29页。tobecontinuedonp.29)

复配表面活性剂的使用效果往往优于相同条件下单一表面活性剂的使用效果,复配时可产生所谓协同效应。利用协同效应可以提高表面活性剂的使用效果,减少其用量,扩大其使用范围。因此复配已经成为目前表面活性剂应用研究的一个重大课题[6]。

在饱和盐水钻井液中加入Span280、OP210和ABS复配表面活性剂,考察对pH值及相关性能的影响,结果见表4。可以看到,相对于单一表面活性

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StudyonViscosityReductionof4HeavyCrudeOilsofVenezuelathroughO/WEmulsification

XINYin2Chang,LIUJi2Hua,XUDong2Bin,HOUEr2Qun

(CollegeofChemistry,ShandongNormalUniversity,Jinan,Shandong250014,PRofChina)

Abstract:Theviscosityreductionof4Venezuelaeanheavycrudeoils(HCOs)ofdifferentwatercutbyO/Wemulsificationisstudied.Theemulsifierused,WS24,isapolyethersynthesizedbyusingabimetalliccatalystandcompoundedwithotheractiveingredientsandisintroducedintotheoilsinformofaqueoussolutionofdesignedconcentrationatdosage250mgperliteremulsion.Variousrheologicbehaviorisobservedforthe4O/Wemulsionsandthemostexcellent—forO/WemulsionofHCO2393withviscosity10.50Pa・sat30℃,density0.6g/cm3,andresin2asphaltenecontent35.6%.Forthisemulsion,havingarealoiltowatervolumeratio60.1∶39.9andanapparentWS24concentrationinaqueousphase628mg/L,theapparentviscosityatconstantshearrateinrange314—341/sincreasesslightlyatfirstandthendecreasesinsomeextentwithincreasingtemperaturefrom30℃at70℃anddecreasesslowlywithincreasingshearingtimeupto120minutesand,atconstanttemperatureinrange30—70℃,decreaseswithincreasingshearratefrom3.4to341/s,givingthehighestvaluesnotexceeding530mPa・sanddemonstratingnophaseinversioninthecourseofviscositymeasuring.SimilarrheologicbehaviorisobservedfortheO/WemulsionofHCOJ220.Microscopicobservationsshownearlydoublecontinueousphasestructureofthe2O/Wemulsions,inwhichtheoilphaseishighlydispersedandalltheaqueousemulsifiersolutionisspreadedoverthesurfacesofoildroplets.TheHCOemulsifying/viscosityreducingmechanismsarediscussedintermsofwettingthermodynamicsandthedropletcoalescence—inrelationtodropletsize.

Keywords:　heavycrudeoils;viscosityreductionthroughemulsionformation;emulsifier;oilinwater(O/W)emulsion;

rheologicbehavior;emulsibility;wettingthermodynamics;microscopicstructure;heavycrudeoilsofVenezuela

(上接第4页。continuedfromp.4)

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ResearchesoftheFactorsAffectingthepHValueofWaterBaseDrillingFluids

LIUDong2Ming,HUANGJin2Jun,WANGRui2Lian,LIWei

(KeyResearchLaboratoryforDrillingFluidsofCNPC,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,PRofChina)

Abstract:ThepHreductionofdrillingfluidscausedbyvariousfactorswasreasonedandtheeffectsofstandingtimeafterageing(rolling),ageingtemperature,andfluidsalinitywereinvestigated.Theexperimentalfreshwaterfluid(EFWF)waspreparedfrom6%bentonitemudwithlotsofadditivesintroducedandShengli’spolymerdrillingfluidasreference.FortheEFWFofpH=12.87andhavingagedat150℃in16hrs,thepHlowereddownwithstandingtimeto10.01in46hrs.Afterageingatdifferenttemperatures,80—150℃,in16hrs,thefluidpHdecreasedfastininitial15hrsandthenveryslowly;thehighertheageingtemperaturethefasterandmoresignificantlythepHdecreased.Forsaltwaterfluidspreparedbyintroducinganactivatedrecycledsaltinvariousamount,thepHreductionafterageingat150℃wasmoresignificantwhenthefluidsalinity,1—35%,washigher.SurfactantsofdifferenttypehaddifferenteffectsonpHreductionofsaturatedsalt(35%NaCl)waterfluid(SSWF)andthepHstabilizingcapabilityatdosage011—0.5%wasabsentforcationicCTMAB,weakforanionicASandABS,alittlebetterfornonionicTween280,OP210,andSpan280andimprovedforABS/OP210andOP210/Span280combinations.However,theirpHstabilizingcapabilitywasunsatisfactoryandthepHoftheSSWFwithoneorothersurfactantaddedandagedat150℃in16hrswaslowerthan10.0inallbutonecases.

Keywords:　waterbasedrillingfluids;saltwaterdrillingfluids;pHvalue;influencingfactors;surfactants