pH值对抗高温高密度KCl聚磺体系的影响研究

王 猛

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000）

随着世界油气资源勘探开发进入中后期、勘探及钻井技术不断进步，对高密度、高温、高压条件下钻井液体系的研究及现场应用也更为深入。抗高温高密度KCl聚磺水基钻井液体系是一种抗高温性能好、抑制性能强、稳定性能好、适用于不同密度、复杂地层钻进的优良的钻井液体系。目前该水基钻井液体系技术发展较为成熟，该体系已经被广泛应用于国内外不同地层钻进施工。

现场应用的不同水基钻井液体系均会在使用过程中由于温度压力的升高、盐侵、钙侵、固相含量增加或者是处理剂失效等一系列的原因，导致钻井液的pH值逐渐降低。而产生这一现象的原因主要包括以下几点：①离子交换作用，滤液中的Na+、K+与粘土矿物晶层间的H+发生了离子交换，置换出了大量的H+，从而致使钻井液的pH值降低[1]；②高温钝化作用，泥浆中的粘土颗粒因钻井高温作用后，致使粘土的表面活性降低，从而消耗OH-，引起泥浆的pH值下降[2]；③金属离子沉淀，钻井水中的Mg2+、Ca2+及钻井液材料中的金属离子杂质，它们会与滤液中存在的OH-发生反应，生成沉淀，从而消耗部分OH-，导致钻井液pH值的降低。钻井液体系pH值的降低，直接影响了钻井液处理剂在钻井液中的应用效果，影响钻井液各方面性能[3]。抗高温高密度KCl聚磺体系属于盐水体系，在现场应用中pH值降低作用较为明显，对钻井液体系各方面性能影响较大，为了清楚地认识pH值对抗高温高密度KCl聚磺体系的影响程度，给抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系现场作业提供正确指导，本文从KCl加量、温度、老化时间、密度、表面活性剂等方面深入研究了pH值对该体系的影响。

1 实验内容及实验方法

1.1 实验配方

本文采用在伊朗南部地层应用效果良好的抗高温高密度KCl体系配方，研究pH值对该体系性能的影响。抗高温高密度KCl聚磺体系配方：3%坂土粉+0.2%Na2CO3+0.4%PAC（L）+4%SMP-Ⅱ +4%SPNH+0.2%FA-367+0.3%GBH+3%JHC+3%KCl+Barite+NaOH。采用重晶石将该体系加重至不同密度，采用烧碱调节pH值。

1.2 实验仪器

实验仪器：六速旋转粘度计、高温滚子炉、搅拌器、精密pH酸度计、API失水仪、HTHP失水仪等。

1.3 实验方法

根据上述配方将该抗高温高密度聚磺KCl体系采用高浓度NaOH溶液将该钻井液体系的pH值调整至不同范围，在不同老化时间、不同KCl加量加入条件下研究体系pH的变化；同时研究了pH值变化后对体系流变性和失水性的影响。

2 高温下抗高温高密度KCl聚磺体系pH值变化

为了直观了解高温条件下抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系pH值的变化趋势，室内将该抗高温高密度KCl配方采用重晶石加重至1.70g/cm3，加入不同量的NaOH调节该钻井液体系pH值从9～12，测定其经过150℃条件老化后pH值随着时间的变化趋势，该体系老化后pH值的变化趋势见表1。

表1 老化前后抗高温KCl聚磺体系的pH值

从表1可以看出在150℃，不同时间的老化条件下，该KCl聚磺体系的pH值都随老化时间的增长随之呈现明显下降的趋势。这是由于在高温条件下，造浆土中的碳酸盐矿物和HCO3-、CaCO3转换为重碳酸盐Ca(HCO3)2，而OH-再与重碳酸盐发生反应，造成钻井液中碱的消耗，从而造成KCl钻井液体系中pH值的下降，同时随着老化时间的增长，钻井液中处理剂的降解作用产生的副产物与OH-反应，以及K+与粘土层间H+发生的离子交换，从而进一步的加剧了KCl钻井液体系中pH值的降低。

将表1实验16h、32h及48h实验数据进行对比，对不同时间老化后的ΔpH值作图如图1所示。从图1得出，各样品在老化16h后pH值下降明显，老化32h和48h后的pH均有不同程度的降低，但是老化32h及48h后的ΔpH较老化16h的pH值降低较小，这表明该钻井液体系pH值的降低主要发生在高温老化的16h及32h中，而随着高温老化时间的增长，pH值降低趋势逐渐变慢；同时，对比高pH值样品及低pH值样品可以发现，样品的初始pH值越高，前16h内的pH值降幅越大，随着老化时间的延长，ΔpH值也逐渐减小。

3 不同KCl加量在高温下对体系pH值的影响

抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系的KCl加量将直接影响该钻井液体系各方面的性能，同时KCl的加入由于钾离子的进入也会对体系的pH值产生非常大的影响，故研究体系中KCl的加量对抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系pH值的影响具有非常重要的意义。将抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系采用重晶石加重至1.70g/cm3，调整钻井液体系pH值至13，调整该体系KCl含量，测定钻井液体系中KCl加量对体系不同老化时间后的pH值影响，测定结果见表2及图2。

图1 不同老化时间下的ΔpH值变化

图2 不同KCl加量对体系pH值影响

分析表2数据及图2的pH值随老化时间下降趋势得出，钻井液体系中KCl加量越大，老化后钻井液体系的pH值的降幅越大，随着老化时间的延长，pH值的降低逐渐减缓，对比不同老化时间的pH值数据分析得出，前16h老化时间中钻井液体系的pH值降幅最大。因此可以得出，该抗高温高密度KCl聚磺钻井液体系中KCl的加量对钻井液pH值影响较大，KCl加量越大，随着老化时间的延长，对体系的pH值影响越明显。分析认为，导致这一现象主要的原因是KCl加入钻井液中后溶解，电离出钾离子，由于游离状态的钾离子正好能够嵌入粘土晶层，钾离子进入粘土晶层后，交换出晶层间的氢离子，从而导致钻井液体系中OH-的消耗，从而引起体系pH值的降低，因此外在表现为KCl加量越多，pH值降幅越大；同时加入钻井液中的的KCl中可能含有的部分杂质金属离子也是导致pH值降低的一个原因；另外在老化过程中，水分子渗入矿物晶层内表面能力增强，增加了OH-进入矿物晶层内表面的几率，增大了改变粘土内表面交换阳离子的种类和比例，增强了粘土的高温分散作用，消耗了OH-离子，导致pH值降低；由OH-离子及K+离子从粘土表面交换出来的高价阳离子（Ca2+、Mg2+、Al3+、Fe2+等）在高温下对粘土的水化分散作用产生抑制性，随着时间的延长被交换出的阳离子的增多，粘土水化分散逐步减弱，在高温下的pH值降低随之逐步放缓；Ca2+、Mg2+、Al3+、Fe2+等被交换出的高价离子会和OH-离子发生的钝化反应，改变粘土晶格表面结构，降低粘土晶格表面活性，也是在高温状态下KCl钻井液体系pH降低的重要原因。

表2 不同KCl加量下体系老化后pH值变化（老化温度150℃）

4 pH值对抗高温高密度KCl聚磺体系流变性的影响

采用NaOH碱液调整KCl加量为3%的KCl聚磺体系配方 pH 分别为 9.06、9.53、10.07、10.52、11.08、11.56、12.01，在150℃高温下老化16h，测定不同pH条件下该钻井液体系的流变性能如表3所示。

表3 不同pH值对KCl聚磺体系流变性影响（150℃,16h）

增加老化时间，进一步确定在高温状态下不同pH值对该体系流变性能的影响，继续将上述样品于150℃老化至32h，测定老化后的流变性如表4所示。

由表3和表4得出，随着老化时间的增长，泥浆体系的粘度有明显增稠的趋势，在pH值的影响下，粘度的波动幅度区别也较大，在pH值小于或等于10.0时，泥浆的粘度变化较大，在pH大于10.0时，体系的粘度波动幅度较小。由于KCl加入钻井液中后溶解，电离出钾离子，游离状态的钾离子嵌入粘土晶层后，交换出晶层间的氢离子，在高温老化作用条件下，这一作用加剧了这个反应的发生，K+离子从粘土表面交换出来的高价阳离子（Ca2+、Mg2+、Al3+、Fe2+等）加剧了pH值的降低，在刚刚开始老化时随着老化时间增长，越来越多的水分子渗入矿物晶层表面，导致了粘土表面水化作用的发生，随着老化作用时间的增长，OH-离子及K+离子从粘土表面交换出来的高价阳离子（Ca2+、Mg2+、Al3+、Fe2+等）在高温下对粘土的水化分散作用产生的抑制性越来越强，随着时间的延长被交换出的阳离子的增多，粘土水化分散逐步减弱，在高温下的pH值降低随之逐步放缓。以上结论表明，pH值对抗高温KCl聚磺体系的流变性能有较大影响，在KCl钻井液体系的维护过程中应保持以高pH值10～12之间，以确保该体系中有足够的OH-，从而保持体系的性能稳定性。

表4 不同pH值对KCl聚磺体系流变性影响（150℃,32h）

5 pH值对抗高温高密度KCl聚磺体系失水性能的影响

采用NaOH碱液调整KCl聚磺体系配方pH值，将不同pH值的KCl钻井液在150℃高温下分别老化16h和32h，测定不同pH条件下钻井液体系的API失水及高温高压失水，见表5。

表5 不同pH值对KCl聚磺体系失水量影响（150℃,16h）

表5上述实验表明，在不同的pH条件下，抗高温KCl聚磺体系的失水量略有变化，pH值为9.5时失水略有上涨，API失水在pH值为10.0以上时保持较为良好。高温高压失水在pH值为10.50时为8.4mL，而在10.00时上涨至8.8mL，可见pH对KCl聚磺体系失水略有影响。

由表6得出，随着在高温下老化时间的增长，保持pH值为10及10以上时，体系的失水量变化较小，pH值为9.5及9时，泥浆的失水量呈现明显上涨的趋势。

根据表5及表6的钻井液API失水及高温高压失水的变化趋势，同时参考表1的老化后的pH值变化情况，分析认为这是由于在高温下，随着老化时间的增长，KCl钻井液体系pH值呈下降趋势，逐步改变体系中粘土颗粒分散程度，形成一定的絮凝结构，导致泥饼厚度增加，泥饼质量变差，失水量增大。而K+离子从粘土表面交换出来的高价阳离子（Ca2+、Mg2+、Al3+、Fe2+等）在高温下对粘土的水化分散作用产生抑制性，随着时间的延长被交换出的阳离子的增多，粘土水化分散逐步减弱也是导致失水量略增的重要原因。

表6 不同pH值对KCl聚磺体系失水量影响（150℃,32h）

6 结论

（1）KCl钻井液体系经过高温老化处理后，pH值会发生较为明显降低，并随着时间的延长而pH值持续下降，KCl含量越高，体系pH值降低越明显。经过高温老化的KCl聚磺体系pH值降低的主要原因是阳离子交换作用，同时交换出的阳离子产生沉淀也是体系pH值降低的重要原因。

（2）pH值的高低对KCl体系高温老化后的流变性和失水性有较大的影响，体系pH值越高老化后降低越明显，在KCl钻井液体系的维护过程中应保持以高pH值10～12之间，以确保该体系中有足够的OH-，从而保持体系的性能稳定性。