设计和控制钻井液pH值的考虑

pH值是钻井液不可忽视且十分重要的参数,调节和控制pH值是维护处理钻井液的基本手段。本文较系统地介绍了pH值对钻井液组成、性能和泥页岩稳定性、管材腐蚀及泥浆抗污染等方面的影响,提出了最好少用或不用烧碱等方法。     

钻井液pH值的影响因素研究

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℃）老化16小时后,该钻井液的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Tween-80、OP-10、Span-80稍好,ABS/OP-10和OP-10/Span-80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。     

影响钻井液pH值的因素研究

研究了钻井液各种组分对体系pH值的影响,结果表明:在淡水体系中,氯化钠、石膏、铁矿粉使体系的初始pH值下降,而重晶石对体系pH值没有影响;有机盐使淡水体系和饱和盐水体系的初始pH值上升,在饱和盐水体系中表现一定的缓冲作用;表面活性剂使淡水体系和饱和盐水体系的初始pH值上升;HPAM、CMC、XC使淡水体系和饱和盐水体系的初始pH值上升;在淡水体系和饱和盐水体系中,SMP-Ⅱ有显著的缓冲作用,其原因是SMP-Ⅲ分子上的酚羟基与酚钠构成缓冲体系。     

pH值对硅酸盐钻井液性能的影响

硅酸盐钻井液体系的流变性能、防塌性能以及油层保护性能受pH值影响最甚。采用常规方法研究了不同pH值下硅酸盐钻井液体系的性能,采用动态光散射技术研究了聚硅酸粒子的粒径分布和表面电荷。研究表明:pH值对体系的失水影响最大;对黏度影响则不同,在低浓度(1.0%)时pH值对体系的黏度影响不大,在高浓度(5.0%)时黏度随着pH值增加迅速下降;而防塌性能随着pH值增加先增强后减弱,在pH=8.0处达到最强;pH值通过控制聚硅酸粒子的粒径分布和表面电荷控制聚硅酸粒子的絮凝程度,从而影响到聚硅酸/造浆黏土和聚硅酸/井壁黏土之间的作用。该研究结果有利于人们从本质上认识硅酸盐钻井液体系的宏观性能,进一步促进硅酸盐钻井液体系的应用。     

pH值对高密度钻井液流变性能的影响

随着油气勘探地下条件的日趋复杂,在钻井过程中不得不使用密度在2.25 g·cm-3 以上的高密度钻井液.通过大量实验,研究了在添加PAC-HV(高黏度聚阴离子纤维素衍生物)前后,pH值对高密度钻井液流变性能的影响规律.实验结果表明:当加碱量为0.9%时,聚合物钻井液的pH值在8.5～9.5时,钻井液的表现黏度、塑性黏度和动切力最小,钻井液的流变性最佳;由于PAC-HV的包被作用,钻井液黏度的大小受pH值影响程度显著.该研究成果将为高密度钻井液在各个油田现场的推广使用,提供基础理论依据.     

盐水钻井液pH值影响因素和缓冲方法研究

在深井钻井中钻遇盐膏层、盐膏泥复合盐层、高压盐水层等地层时,极易发生井下复杂情况,盐水钻井液在钻遇此类地层时,pH值极易快速降低,难以调节。实验考察了盐类、表面活性剂、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值的调控作用。结果表明,强碱弱酸盐、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂及2者间复配体系、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值均具有一定的缓冲效果。探究了矿化度及聚合物类处理剂、磺化处理剂等盐水钻井液常用处理剂对体系pH值的影响规律。结果表明,膨润土基浆矿化度增大会导致pH值的快速下降;聚合物类处理剂对饱和盐水基浆pH值影响较大;磺化处理剂对体系pH值有一定的缓冲作用。提出一种表面活性剂体系“0.3% WJG+0.1% SDBS”的pH缓冲办法,其对海水钻井液、高密度饱和盐水钻井液、高密度有机盐体系老化前后pH值具有较好的缓冲作用。      

盐水钻井液高温老化后pH值与亚甲基蓝容量的变化

测定了含盐量不同的3％黏土钻井液在150℃滚动老化16小时后，pH值和亚甲基蓝容量Cm的变化，及加入0．3％表面活性剂单剂、0．4％二元复配剂的影响。随含盐量的增大，钻井液的pH值持续降低，含盐量由0％增至35％时。原始pH值和老化后pH值的降幅分别为1．86和2．33，老化引起的pH降幅由0．46增至0．93；含盐量由0％增至25％时，原始CMB值由1．38增至1．75，老化后Cm值由1．52增至1．75，35％含盐量时分别降至1．70和1．72，老化引起的CMB变幅，0％含盐量时最大，为＋0．14，含盐量1％～35％时在-0．03～＋0．03间波动。加入表面活性剂单剂一般情况下使老化前后钻井液的pH值略有降低，老化引起的pH值降幅增大；单剂使含盐量增大引起的C№值降幅和老化引起的Cm变幅均减小，减小程度以SP-80最显著，OP-10次之，ABS最小。加入筛选的复配剂（OP-10＋SP-80，ABS＋SP-80，ABS＋OP-10）特别是后2种，使钻井液原始Cm值普遍减小，含盐量增大引起的CMB值变幅减小，老化引起的Cm值变幅由负变正，35％含盐量钻井液老化后pH值降幅小，CMB值小。表1参1。     

浅谈钻井液pH值对处理剂的影响

分析了钻井液pH值的维护现状及引起其波动的因素，讨论了钻井液pH值大于12或小于8时的危害。得出，在钻井液的维护处理过程中，为了提高pH值需要及时补充NaOH，但由于NaOH不能瞬间均匀地分散，NaOH引起局部钻屑的强分散及处理剂在高碱性下发生化学反应而失效。指出，在高温、高矿化度条件下不宜采用加入NaOH的办法提高pH值，否则加碱越多，pH值下降越厉害，钻井液性能越不稳定；加入烷基磺酸钠AS、失水山梨醇单油酸脂SP-80、烷基酚与环氧乙炕缩合物OP-10等表面活性剂可缓解钻井液pH值的下降，但仍有一定的局限性，因此迫切需要一种pH值缓冲剂。     

pH值和稀释剂对固井前甲酸盐钻井液性能的影响

固井前甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性差是导致固井质量不理想的关键问题之一。为提高环空钻井液顶替效率和井壁泥饼冲洗效率,研究了pH值和稀释剂磺化丹宁对油田现场某井区甲酸盐钻井液流变性和失水造壁性的影响,通过比较甲酸盐钻井液调节前后形成泥饼的微观结构,分析了钻井液性能改变的机理。结果表明,pH值和稀释剂对甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性的影响较大。随pH值和稀释剂加量的增大,甲酸盐钻井液的塑性黏度、动切力、高温高压滤失量和泥饼厚度先降低后增加,泥饼冲洗效率和界面胶结强度先增加后降低。在90℃下,现场甲酸盐钻井液适宜的pH值为11.5、稀释剂最佳加量为0.3%。甲酸盐钻井液经NaOH溶液和稀释剂调节后,改善了黏土颗粒的分散性,优化了钻井液性能,并提高了形成泥饼的致密性,有利于环空钻井液的顶替和井壁泥饼的冲洗清除,改善固井胶结质量。图9表5参19     

pH值对油田用聚合物粘度的影响

聚合物的粘度在油田的很多施工中起着非常重要的作用。文章主要针对pH值对压裂填充和酸压施工中所使用的聚合物粘度的影响进行了简要的讨论。通过研究认为，无论是pH值影响聚合物的交联还是直接影响聚合物的粘度，在油田应用中都具有非常重要的作用。     

处理pH值偏低的冷却水系统

近十年来,工业上处理冷却水系统的方法已经急剧变化。很严格的政府条例和日益上涨的能源费用相结合而产生一些相互矛盾的要求,这种情况影响到冷却水处理。例如,现行条例要求少用铬酸盐和其它重金属作缓蚀剂,并且要求凉水塔在高浓缩     

苯酚丙酮装置pH值的优化控制

介绍了200kt／a苯酚丙酮装置加酸工艺中的pH控制，通过采用MFA无模型自适应控制技术，实现生产过程中的V-2291、V-2292、TK-2620和TK-2622四套PH回路的闭环自动控制，克服常规pH控制的推线性和滞后特性，将pH值控制在规定的工艺范围内，以保证产品质量和生产装置的稳定运行。     

煤层气储层钻井液结垢伤害实验研究

我国煤层气储层渗透率低,有轻微结垢也极有可能导致渗透率大幅度降低。为了深入研究结垢对煤层气储层的伤害,在分析煤层气储层特征的基础上,利用饱和指数法预测了山西沁水郑庄煤层气储层在钻井液侵入时的结垢趋势,然后通过室内静态实验测定了钻井液与地层水在不同混合比、不同pH值条件下的结垢量,并通过岩心流动实验,进一步证实了钻井液侵入产生结垢对储层的伤害程度。研究结果表明,采用地表水配制的钻井液在侵入储层后有碳酸钙垢形成,结垢量随pH值升高而增大;钻井液侵入量越大,煤储层伤害越严重。     

钻井液用铁离子络合物除硫剂的室内研制

亚铁离子络合物钻井液除硫剂是以二价铁离子与碳水化合物衍生物复合而成的.通过有机酸钙和硫酸亚铁反应试验,确定了该除硫剂合成的最佳条件:反应温度为90℃,反应时间为60 min,加水量为13 mL,有机酸钙和硫酸亚铁的物质的量比为1:1.2.最佳除硫效率的条件:pH值为9～10,温度为75℃,除硫剂与硫化钠的加量(物质的量)比为1.2:1.在最佳除硫条件下,除硫效率可达到98.9%.     

拖市油田注水pH值最佳范围

运用瑞兹那（Ryzar）稳定指数法分析了拖市油田注水系统结垢倾向与注入水的pH值之间的联系，并从理论上推测了避免结垢时注水pH值在现场应控制的最佳范围。     

丙烯腈装置急冷塔pH值控制系统的改进

针对丙烯腈装置急冷塔pH值控制系统中的调节阀易被介质腐蚀、控制质量偏低,利用变频技术对其pH值控制系统进行改进。改进后该系统能很快调至设定位置并保持平稳,保证了装置平稳运行。     

硅酸盐钻井液对泥页岩地层井眼稳定性影响研究

油基钻井液的使用对保护环境和降低成本造成了越来越大的压力，研制出一种具有油基钻井液特性而又没有环境污染的水基钻井液成为必然。室内实验验证了硅酸盐钻井液稳定泥页岩地层井壁的机理，当硅酸盐钻井液渗入泥页岩地层时，就会和泥页岩孔隙流体迅速作用，发生聚合和沉淀反应；由凝胶物和硅酸盐沉淀物形成的屏障和高选择性渗透膜系统将进一步阻止滤液侵入和压力渗透，对页岩中的裂缝和裂纹起封堵作用。对硅酸盐钻井液性能研究表明，其流变性可通过控制钻井液的pH值（不小于11）调节；现场硅酸盐加量最好不要超过5％；无论是加重前还是加重后，硅酸盐钻井液的常规性能均能满足钻井工程的一般要求；抗粘土污染能力强。在WZ12-1-7井的应用表明，硅酸盐钻井液在钻进过程中性能良好，钻井、下套管施工顺利。     

促进剂对ZDDP产品pH值及水分的影响

运用正交实验方法，考察不同促进剂对ＺＤＤＰ产品ｐＨ值及水分的影响，提出了提高ＺＤＤＰ产品质量的最佳工艺条件搭配。     

基于Mamdani模糊神经网络浆液pH值控制研究

在热电厂石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统中,浆液pH值对脱硫效率影响较大。针对浆液pH值的控制过程具有非线性、大滞后和变增益的特点,从脱硫效率的方向出发对浆液pH值控制进行分析与研究。选用了Mamdani模糊神经网络来建立控制器并用于浆液pH值控制中,进一步提高网络的寻优能力以达到更好的控制效果。通过对基于Mamdani模糊神经网络浆液pH值控制进行Matlab设计和仿真,并与常规的PID控制对比,结果证明了该方法的有效性。