[发明专利]一种维持高温及高含盐条件下水基钻井液pH值的方法

说明书

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。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。

技术领域

本发明涉及石油天然气钻井行业，确切地说涉及一种维持高温及高含盐条件下水基钻井液pH值的方法。

背景技术

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。

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。如公开号为108276975A，公开日为2018年7月13日的中国专利文献公开了种抗高温水基钻井液及其制备方法，所述钻井液包含水100份；钠基膨润土1～2份；pH值调节剂1.0～1.6份；高温稳定剂2～4份；改性腐殖酸降滤失剂2～4份；抗高温磺化类稀释剂2～3份；高温流型调节剂0.8～1.2份；无机盐12～18份和加重剂，加重剂的用量以使得水基钻井液的密度在2.0～2.4g/cm³范围内，高温稳定剂为粒径为0.1～1μm的微纳米球；改性腐殖酸降滤失剂由腐殖酸经酰胺化改性得到。实施例表明，该发明提供的抗高温水基钻井液在220℃高温、2.2g/ cm³高密度下仍然具有“低粘高切”的流变特性，有利于大斜度及水平井携带岩屑，而且高温高压条件下滤失量仅为12mL。

但是，以上述专利文献为代表的现有依靠补充大量烧碱的方式，其成本较高。

发明内容

本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种维持高温及高含盐条件下水基钻井液pH值的方法。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。

本发明是通过采用下述技术方案实现的：

一种维持高温及高含盐条件下水基钻井液pH值的方法，其特征在于：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。

所述的pH稳定剂为甲基单乙醇胺、甲基二乙醇胺或二甲基乙醇胺。

所述的除氧剂为亚硫酸钠。

与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：

1、采用本方法所说的在现有水基钻井液配方的基础上，增加0.3%～1.0%的pH稳定剂和0.3%～0.5%的除氧剂，以及采用的加入方法。经实验得知，用于水基钻井液后，水基钻井液的pH下降值在温度130℃、含盐达120,000mg/L的情况下，可降低70%～85%；在150℃、含盐达120,000mg/L的情况下,可降低60%～75%，在180℃、含盐达120,000mg/L的条件下,可降低45%～55%。同时，通过本方法处理的水基钻井液其它性能不受影响，能够有效地解决深井高温高含盐情况下使用水基钻井液pH值快速下降的问题，降低钻井复杂事故，并节约钻井液材料使用量。