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摘要：针对定边采油厂某注水项目区域内主采层位长8层酸化常规土酸酸化反应速度快、作业距离短、二次、三次伤害严重、过度溶蚀、腐蚀严重等问题，开发了一种包含盐酸、氢氟酸、有机酸、氟硼酸以及多种添加剂，并对新型酸液及添加剂性能进行评价。
关键词：降压增注;深度酸化;缓蚀剂
定边采油厂某注水项目区域内主采层位为三叠系长8层，油藏埋深2500～2800m，主要为特低孔超低渗岩性油藏。该区块目前开发中常规土酸酸化解堵、小规模压力措施效果不大，注入压力仍居高不下，针对定边采油厂某注水项目区酸化需要，研发了一种低腐蚀、低伤害、低反应速度、配伍性良好的新型酸液体系，并对酸液体系性能进行了评价。
1 缓蚀剂缓蚀性能分析
新型酸液包含强酸盐酸，中强酸氢氟酸，有机酸以及氟硼酸，酸性较强，具有较强的腐蚀性，对注酸设备、管柱等均具有很强的腐蚀作用，不仅不利于注酸设备、管柱的完整性运行，腐蚀产物也会对地层造成二次伤害，因此依据新型酸液配成，添加了缓蚀剂，为分析缓蚀剂在新型酸液中的缓蚀性能，分别优选H01、H02、H03三种缓蚀剂开展实验研究，优选一种做为新型酸液缓蚀添加剂，三种缓蚀剂实验所用腐蚀介质分别为3%、5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm，试验时间为3天。
实验结果表示H01、H02、H03型缓蚀剂实验清理后挂片形貌，所用腐蚀介质为5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm。H01型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较深，腐蚀仍然较严重;持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果，但挂片表面仍有部分较深的腐蚀坑点;H02型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较大，但是蚀坑明显变浅，出现较多蚀斑，有较严重的腐蚀趋势，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点、蚀斑明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果;H03型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面没有发现明显的腐蚀坑点、蚀斑，缓蚀效果明显，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，与1000ppm添加量类似，挂片表面没有明显变化。挂片实验表明同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂;相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少。
H01、H02、H03型緩蚀剂实验挂片显微形貌，所用腐蚀介质为5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm。实验结果可以明显看出H01型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面蚀坑较深;缓蚀剂浓度增加到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点明显减少，挂片表面平缓，未出现明显的腐蚀现象;H02型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较大，出现较多蚀斑，但腐蚀坑点深度高达40μm有较严重的腐蚀趋势，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点、蚀斑明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果;H03型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面没有发现明显的腐蚀坑点、蚀斑，挂片局部显微图显示，挂片表面未有明显腐蚀现象，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，与1000ppm添加量类似，挂片表面没有明显变化。再次表明同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂;相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少，因此为保证具有良好、稳定的缓蚀性能，新型酸液中添加5000ppm的H03型缓蚀剂。
2 铁离子稳定剂性能评价
新型酸液选择一种螯合剂，能与酸液铁离子结合生成溶于水的络合物，从而减少了氢氧化铁沉淀的机会。在3%新型酸液中分别加入1500ppmFeCl3模拟配置地层酸液，测定酸液pH值=3.3时，选定的铁离子稳定剂-螯合剂的稳铁能力，添加量分别为500ppm、1000ppm、1500ppm、2000ppm。试验方法按照SY-T6571-2003标准。实验结果表明随着螯合剂用量由500ppm增加到1000ppm后，烧杯内溶液由浑浊微微变清澈，用量增加到1500ppm后，烧杯内溶液再次微微变清澈，用量增加到1500ppm后，烧杯内溶液变化不明显。
铁离子稳定剂-螯合剂的稳铁量实验数据统计可以看出螯合剂添加量1500ppm时，稳铁能力达到最大值，继续增加螯合剂用量，稳铁量变化不大。
3 表面活性剂性能评价
新型酸液优选HW-1、HW-2、HW-3三种表面活性剂分别添加500ppm、2000ppm，通过实验表明HW-1、HW-2、HW-3三种表面活性剂用量达到2000ppm后，其对3%新型酸液与原油表面张力的影响类似，均降到17.5mN/m左右，但是降低HW-1用量到500ppm，3%新型酸液与原油表面张力迅速增加到26.27mN/m，降低HW-2用量到500ppm，3%新型酸液与原油表面张力迅速增加到23.39mN/m，而降低HW-3用量到500ppm，其对3%新型酸液与原油表面张力的影响不大，因此，为保证新型酸液与原油表面张力处于低位，且维持一定的安全余量，3%新型酸液中添加1000ppm的HW-3型表面活性剂。
4 结论
新型酸液酸化是注水井降压增注的有效措施，相比常规土酸，新型酸液缓速效果明显，适合深度酸化;同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂，且相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少;螯合剂添加量1500ppm时，稳铁能力达到最大值;表面活性剂HW-3用量500ppm-2000ppm，新型酸液与原油表面张力维持在18mN/m左右，为维持一定的安全余量，3%新型酸液中添加1000ppm的HW-3型表面活性剂。
参考文献
[1]帅群，陆小兵，樊勇杰，杨欢.镇北油田长8油层有机膦酸酸液增注体系研制及应用[J].科学技术与工程，2016，16（17）：162-166.
[2]陈金峰，薛锦善，李立文，李志刚，任操，毛冉，高洪涛.多氢酸酸化技术在复杂断块砂岩油藏中的研究与应用[J].油气井测试，2016，25（05）：47-48+51+77.
[3]雷金华，曾云，梅光远，吴豹.低渗透油藏注表面活性剂协同酸化解堵降压增注研究[J].工程研究-跨学科视野中的工程，2016，8（06）：593-597.
关键词：降压增注;深度酸化;缓蚀剂
定边采油厂某注水项目区域内主采层位为三叠系长8层，油藏埋深2500～2800m，主要为特低孔超低渗岩性油藏。该区块目前开发中常规土酸酸化解堵、小规模压力措施效果不大，注入压力仍居高不下，针对定边采油厂某注水项目区酸化需要，研发了一种低腐蚀、低伤害、低反应速度、配伍性良好的新型酸液体系，并对酸液体系性能进行了评价。
1 缓蚀剂缓蚀性能分析
新型酸液包含强酸盐酸，中强酸氢氟酸，有机酸以及氟硼酸，酸性较强，具有较强的腐蚀性，对注酸设备、管柱等均具有很强的腐蚀作用，不仅不利于注酸设备、管柱的完整性运行，腐蚀产物也会对地层造成二次伤害，因此依据新型酸液配成，添加了缓蚀剂，为分析缓蚀剂在新型酸液中的缓蚀性能，分别优选H01、H02、H03三种缓蚀剂开展实验研究，优选一种做为新型酸液缓蚀添加剂，三种缓蚀剂实验所用腐蚀介质分别为3%、5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm，试验时间为3天。
实验结果表示H01、H02、H03型缓蚀剂实验清理后挂片形貌，所用腐蚀介质为5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm。H01型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较深，腐蚀仍然较严重;持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果，但挂片表面仍有部分较深的腐蚀坑点;H02型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较大，但是蚀坑明显变浅，出现较多蚀斑，有较严重的腐蚀趋势，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点、蚀斑明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果;H03型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面没有发现明显的腐蚀坑点、蚀斑，缓蚀效果明显，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，与1000ppm添加量类似，挂片表面没有明显变化。挂片实验表明同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂;相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少。
H01、H02、H03型緩蚀剂实验挂片显微形貌，所用腐蚀介质为5%新型酸液，缓蚀剂添加量分别为1000ppm、5000ppm。实验结果可以明显看出H01型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面蚀坑较深;缓蚀剂浓度增加到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点明显减少，挂片表面平缓，未出现明显的腐蚀现象;H02型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面腐蚀坑点较多，较大，出现较多蚀斑，但腐蚀坑点深度高达40μm有较严重的腐蚀趋势，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，挂片表面腐蚀坑点、蚀斑明显减少，缓蚀剂起到了较好的缓蚀效果;H03型缓蚀剂添加量为1000ppm时，挂片表面没有发现明显的腐蚀坑点、蚀斑，挂片局部显微图显示，挂片表面未有明显腐蚀现象，持续增加缓蚀剂浓度到5000ppm，与1000ppm添加量类似，挂片表面没有明显变化。再次表明同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂;相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少，因此为保证具有良好、稳定的缓蚀性能，新型酸液中添加5000ppm的H03型缓蚀剂。
2 铁离子稳定剂性能评价
新型酸液选择一种螯合剂，能与酸液铁离子结合生成溶于水的络合物，从而减少了氢氧化铁沉淀的机会。在3%新型酸液中分别加入1500ppmFeCl3模拟配置地层酸液，测定酸液pH值=3.3时，选定的铁离子稳定剂-螯合剂的稳铁能力，添加量分别为500ppm、1000ppm、1500ppm、2000ppm。试验方法按照SY-T6571-2003标准。实验结果表明随着螯合剂用量由500ppm增加到1000ppm后，烧杯内溶液由浑浊微微变清澈，用量增加到1500ppm后，烧杯内溶液再次微微变清澈，用量增加到1500ppm后，烧杯内溶液变化不明显。
铁离子稳定剂-螯合剂的稳铁量实验数据统计可以看出螯合剂添加量1500ppm时，稳铁能力达到最大值，继续增加螯合剂用量，稳铁量变化不大。
3 表面活性剂性能评价
新型酸液优选HW-1、HW-2、HW-3三种表面活性剂分别添加500ppm、2000ppm，通过实验表明HW-1、HW-2、HW-3三种表面活性剂用量达到2000ppm后，其对3%新型酸液与原油表面张力的影响类似，均降到17.5mN/m左右，但是降低HW-1用量到500ppm，3%新型酸液与原油表面张力迅速增加到26.27mN/m，降低HW-2用量到500ppm，3%新型酸液与原油表面张力迅速增加到23.39mN/m，而降低HW-3用量到500ppm，其对3%新型酸液与原油表面张力的影响不大，因此，为保证新型酸液与原油表面张力处于低位，且维持一定的安全余量，3%新型酸液中添加1000ppm的HW-3型表面活性剂。
4 结论
新型酸液酸化是注水井降压增注的有效措施，相比常规土酸，新型酸液缓速效果明显，适合深度酸化;同等添加量时，H03型缓蚀剂的缓蚀效果明显优于与H01、H02型缓蚀剂，且相同缓蚀效果条件下，H03型缓蚀剂的用量最少;螯合剂添加量1500ppm时，稳铁能力达到最大值;表面活性剂HW-3用量500ppm-2000ppm，新型酸液与原油表面张力维持在18mN/m左右，为维持一定的安全余量，3%新型酸液中添加1000ppm的HW-3型表面活性剂。
参考文献
[1]帅群，陆小兵，樊勇杰，杨欢.镇北油田长8油层有机膦酸酸液增注体系研制及应用[J].科学技术与工程，2016，16（17）：162-166.
[2]陈金峰，薛锦善，李立文，李志刚，任操，毛冉，高洪涛.多氢酸酸化技术在复杂断块砂岩油藏中的研究与应用[J].油气井测试，2016，25（05）：47-48+51+77.
[3]雷金华，曾云，梅光远，吴豹.低渗透油藏注表面活性剂协同酸化解堵降压增注研究[J].工程研究-跨学科视野中的工程，2016，8（06）：593-597.