技术领域
[0001] 本发明涉及一种钻井液用PH稳定剂及其应用方法，属于钻井技术领域。
相关背景技术
[0002] 钻井液在使用过程中，由于温度升高、盐侵等原因，其pH值会降低，不仅在一定程度上影响处理剂在钻井液中的功效，降低钻井液的工作性能，还会加重钻具的腐蚀，造成钻井事故，增加钻井成本。钻井液在高温、高含盐的条件下pH值都会降低，并且随着时间的延长，pH值会不断下降；温度越高pH值下降越快，含盐量越高pH值下降幅度越大，从而影响正常钻进。
[0003] 目前的解决办法是向钻井液中补充大量烧碱，维持钻井液的pH值后再调整钻井液性能。现有依靠补充大量烧碱的方式，其成本较高。
[0004] 另外，在公开号CN109652034A，公开日2019‑04‑19，公开了本发明公开了一种维持高温及高含盐条件下水基钻井液pH值的方法，其在现有水基钻井液配方的基础上，以水基钻井液配方质量百分比计，增加0.3％～1.0％的pH稳定剂和0.3％～0.5％的除氧剂，加入具体方法为：在配制水基钻井液结束后，依次加入pH稳定剂和除氧剂；在维护处理期间，上述两种处理剂按比例加入，其中除氧剂最后加入。其涉及到的pH稳定剂为甲基单乙醇胺、甲基二乙醇胺或二甲基乙醇胺。本方法能缓解水基钻井液在高温、高含盐条件下pH值的下降幅度，使其pH值保持相对稳定，防止钻井液因pH值下降导致处理剂失效、钻具腐蚀等造成的井下复杂，同时也减少了高温、高含盐条件下依靠大量补充烧碱来维护钻井液pH值的情况，起到了降本增效的效果。但其存在的主要问题在于：(1)抗温能力有限，醇胺衍类生物PH稳定剂的降解温度在130℃左右，而对于超深井，井底温度常达180℃以上，不满足目前钻井需求；(2)抗CO2酸性气体污染能力有限，醇胺类衍生物虽然可以脱除钻井过程的含硫杂质，但对于CO2酸性气体吸收能力有限，对于高含CO2气体地层，pH稳定效果有限；(3)抗盐能力有限，醇胺衍类生物PH稳定剂不能电离产生阴阳离子，不会通过静电作用吸附带负电的黏土颗粒，减少黏土颗粒的水化膨胀，因此在高盐条件下，对于黏土颗粒的水化膨胀无法起到抑制作用，导致高盐条件pH稳定效果有限。
具体实施方式
[0021] 钻井液在高温、高含盐的条件下pH值都会降低，并且随着时间的延长，pH值会不断下降，影响正常钻进。本发明提供一种pH稳定剂及其应用，以解决在钻井过程中钻井液的pH会逐渐下降的问题。
[0022] 下面结合实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
[0023] 实施例1
[0024] 一种钻井液用PH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0025] 甲基二乙醇胺10份，聚二甲基二烯基氯化铵3份，浓度为0.1mol/L的氨水3份，碳酸钠2份，碳酸氢钠2份，硫酸铵4份和亚硫酸钠4份。
[0026] 一种钻井液用PH稳定剂的应用方法，将pH稳定剂与钻井液按1:45的质量比混合，然后注入钻孔中进行钻孔；pH稳定剂与钻井液进行混合时，混合方法如下：
[0027] S1：将pH稳定剂中的氨水、碳酸钠和碳酸氢钠加入到钻井液中，搅拌10min，然后加入甲基醇胺和硫酸铵，继续搅拌5min；
[0028] S2：将聚二甲基二烯基氯化铵和除氧剂加入到S1所得混合物中，搅拌5min后，注入钻孔中进行钻孔。
[0029] 实施例2
[0030] 一种钻井液用PH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0031] 二甲基乙醇胺8份，聚二甲基二烯基氯化铵4份，浓度为0.05mol/L的氨水4份，碳酸钠1份，碳酸氢钠3份，硫酸铵3份和亚硫酸钠5份。
[0032] 一种钻井液用PH稳定剂的应用方法，将pH稳定剂与钻井液按1:50的质量比混合，然后注入钻孔中进行钻孔；pH稳定剂与钻井液进行混合时，混合方法如下：
[0033] S1：将pH稳定剂中的氨水、碳酸钠和碳酸氢钠加入到钻井液中，搅拌20min，然后加入甲基醇胺和硫酸铵，继续搅拌15min；
[0034] S2：将聚二甲基二烯基氯化铵和除氧剂加入到S1所得混合物中，搅拌5min后，注入钻孔中进行钻孔。
[0035] 实施例3
[0036] 一种钻井液用PH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0037] 甲基单乙醇胺12份，聚二甲基二烯基氯化铵2份，浓度为0.1mol/L的氨水2份，碳酸钠3份，碳酸氢钠1份，硫酸铵5份和亚硫酸钠2份。
[0038] 对比例1
[0039] 一种pH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0040] 甲基二乙醇胺10份，氯化铵3份，浓度为0.1mol/L的氨水3份，碳酸钠2份，碳酸氢钠2份，硫酸铵4份和亚硫酸钠4份。
[0041] 对比例2
[0042] 一种pH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0043] 甲基二乙醇胺10份，聚二甲基二烯基氯化铵3份，浓度为0.1mol/L的氨水3份，硫酸铵4份和亚硫酸钠4份。
[0044] 对比例3
[0045] 一种pH稳定剂，由以下质量份的组分构成：
[0046] 甲基二乙醇胺10份，聚二甲基二烯基氯化铵3份，浓度为0.1mol/L的氨水3份，碳酸钠2份，碳酸氢钠2份和硫酸铵4份。
[0047] 实验例
[0048] 采用以下方法对pH稳定剂的效果进行考察。
[0049] 1.配制基浆
[0050] 配制基浆若干份。基浆配制方法为：取350mL蒸馏水于样品杯中，加入14g钻井液试验配浆用膨润土、0.49g碳酸钠，高速搅拌20min，其间至少中断两次以刮下粘附在杯壁上的样品，在25℃士1℃下密闭养护16h，即得。
[0051] 2.稳定实验
[0052] (1)在一份基浆中加入30mL的HCl溶液，高速搅拌5min，其间应中断两次以刮下粘附在杯壁上的浆液，得实验基浆。
[0053] 将实施例1～3中的pH稳定剂分别加入到基浆中，搅拌得实验样浆。所加pH稳定剂与基浆的质量之比为1:50左右，添加方式如下：
[0054] S1：将pH稳定剂中的氨水、碳酸钠和碳酸氢钠加入到钻井液中，搅拌10～20min，然后加入甲基醇胺和硫酸铵，继续搅拌5～15min；
[0055] S2：将聚二甲基二烯基氯化铵和除氧剂加入到S1所得混合物中，继续搅拌5min后，即得。
[0056] 按GB/T 16783.1‑2014中7.2的规定分别测试基浆、实验基浆和三份实验样浆的漏失量，用洁净烧杯收集滤液(若滤液体积不足30mL，可重复多次测至滤液体积达到30mL)。用pH计分别测试基浆、实验基浆和三份实验样浆的pH值，按式(I)、(II)和(III)计算pH稳定率。
[0057]
[0058]
[0059]
[0060] 式中：K为pH值稳定率；K1为实验基浆pH值降低率；K2为实验样浆pH值降低率；f1为基浆pH值；f2为实验基浆pH值；f3为实验样浆pH值。
[0061] (2)将对比例1～3中的pH稳定剂分别加入到基浆中，搅拌得对比样浆。按GB/T 16783.1‑2014中7.2的规定分别测试基浆、实验基浆和三份对比样浆的漏失量，用洁净烧杯收集滤液(若滤液体积不足30mL，可重复多次测至滤液体积达到30mL)。用pH计分别测试基浆、实验基浆和三份对比样浆的pH值，按式(I)、(IV)和(V)计算pH稳定率。
[0062]
[0063]
[0064] 式中：K3为对比样浆pH值降低率；f4为对比样浆pH值。
[0065] 3.结果分析
[0066] 3.1 120℃老化16h后ph稳定率对比
[0067] 将添加实施例和对比例中pH稳定剂后120℃老化16h后测得的pH值稳定率列于表1中。
[0068] 表1 pH值稳定率
[0069]实验组 pH值稳定率/％
实施例1 95.23
实施例2 94.91
实施例3 95.02
对比例1 87.65
对比例2 82.13
对比例3 89.23
[0070] 从表1中可以看出，采用本发明中的pH稳定剂可以较好的维持钻井液的pH值，具有良好的pH稳定性能，使钻井效率保持在较高水平。
[0071] 对比例1与实施例1相比，组分中的聚二甲基二烯基氯化铵替换为氯化铵，所得pH稳定剂的抗盐和抗高温性能降低，对pH的维持效果变差。
[0072] 对比例2与实施例1相比，组分中缺少了碳酸钠‑碳酸氢钠缓冲体系，所得pH稳定剂不能持续释放碱性物质，pH稳定性能差，不能长时间维持钻井液的pH值。
[0073] 对比例3与实施例1相比，组分中缺少除氧剂，不能有效去除钻井液中存在的氧化物质，pH稳定性能较差。
[0074] 3.2抗温性对比实验
[0075] 将添加实施例和对比例中pH稳定剂后，经过不同温度老化16h后测得的pH值稳定率列于表2中。
[0076] 表2不同温度老化后pH值稳定率
[0077]
[0078] 从表2中可以看出，采用本发明中的pH稳定剂在180℃以内温度下热滚16h后，仍然可以较好的维持钻井液的pH值，具有良好的pH稳定性能，使钻井效率保持在较高水平。
[0079] 对比例1与实施例1相比，组分中的聚二甲基二烯基氯化铵替换为氯化铵，所得pH稳定剂180℃老化后pH稳定率仅仅56.24％，pH的维持效果差。
[0080] 对比例2与实施例1相比，组分中缺少了碳酸钠‑碳酸氢钠缓冲体系，所得pH稳定剂180℃老化后pH稳定率仅仅52.66％，pH的维持效果差。
[0081] 对比例3与实施例1相比，组分中缺少除氧剂，所得pH稳定剂180℃老化后pH稳定率仅仅58.67％，pH的维持效果差.
[0082] 3.3抗盐性对比实验
[0083] 不同盐浓度下，将添加实施例和对比例中pH稳定剂后，测得的pH值稳定率列于表2中。
[0084] 表3不同盐浓度下pH值稳定率
[0085]
[0086] 从表3中可以看出，采用本发明中的pH稳定剂在30％盐浓度下，仍然可以较好的维持钻井液的pH值，具有良好的高盐pH稳定性能，使钻井效率保持在较高水平。
[0087] 对比例1与实施例1相比，组分中的聚二甲基二烯基氯化铵替换为氯化铵，所得pH稳定剂在30％盐浓度下pH稳定率仅仅42.23％，高盐条件下pH的维持效果差。
[0088] 对比例2与实施例1相比，组分中缺少了碳酸钠‑碳酸氢钠缓冲体系，所得pH稳定剂在30％盐浓度下pH稳定率仅仅40.16％，高盐条件下pH的维持效果差。
[0089] 对比例3与实施例1相比，组分中缺少除氧剂，所得pH稳定剂在30％盐浓度下pH稳定率仅仅43.22％，高盐条件下pH的维持效果差。
[0090] 一种钻井液用PH稳定剂的应用方法，将pH稳定剂与钻井液按1:47的质量比混合，然后注入钻孔中进行钻孔；pH稳定剂与钻井液进行混合时，混合方法如下：
[0091] S1：将pH稳定剂中的氨水、碳酸钠和碳酸氢钠加入到钻井液中，搅拌15min，然后加入甲基醇胺和硫酸铵，继续搅拌10min；
[0092] S2：将聚二甲基二烯基氯化铵和除氧剂加入到S1所得混合物中，搅拌5min后，注入钻孔中进行钻孔。
