南 阁，李建林，王昌军

（长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434000）

隐形酸完井液由于其对高价金属阳离子的螯合作用，可以减少一般碱性工作液所出现的各种有机、无机的沉淀以及近井壁的屏蔽环。并且隐形酸完井液的酸性特质可以使地层中一些酸溶性矿物和胶体产生溶蚀反应，有利于改善储层，提高油层渗透率，从而达到油井增产的效果[1，2]。隐形酸完井液已在国内油田得到广泛的应用[3-5]，并取得了良好效果。而目前隐形酸加重剂大多是甲酸盐[6-8]，在应用时出现产生大量CO的现象。CO具有毒性和可燃性，当浓度过高时，会危害到现场施工人员[9]，需研究出新型加重剂，从而对隐形酸完井液进行优化，解决现场井底产生CO问题。

1 实验部分

1.1 实验仪器型号及名称

浮式密度计：分度值为0.001 g/mL；光电浊度计：WZT-2型或同类型仪器；石油产品低温性能测定仪：BLYF-1B型或其他同类型仪器；温度计：-50℃～50℃，0℃～100 ℃；循环水式真空泵：SHZ-D（III）型或其他同类型仪器；布氏漏斗：100 mm；抽滤瓶：500 mL；六速旋转黏度计：ZNN-D6S型或同类仪器；便携式CO检测仪；陈化釜（带内衬）：LHG-2A或其他同类型仪器和高温滚子加热炉：XGRL-4A。

1.2 实验药品

氯化钠（工业级）；甲酸钾（工业级）；甲酸钠（工业级）；黏土稳定剂HCS；隐形酸螯合剂HTA；缓蚀剂CA101；W130-S等。

1.3 实验方法

1.3.1 浊度测定方法 取适量试样，用布氏漏斗在循环水式真空泵上进行抽滤，收集滤液，按照光电浊度计的使用方法测定滤液及原液在室温下的浊度。

1.3.2 完井液缓蚀性评价方法 按照中国石油天然气行业标准SY/T 5329-94《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》对完井液的腐蚀性以及缓蚀剂性能进行评价。实验前，用砂纸逐级打磨N80钢片至1000#，然后使用丙酮和无水乙醇进行脱水脱脂，用冷风吹干后进行称重。每组实验平行试样为3个。在泥浆老化罐内分别倒入含缓蚀剂和不含缓蚀剂的腐蚀溶液，将试片悬挂于溶液中，在实验温度分别为80℃、90℃和120℃下静置48 h或72 h。根据试片失重计算腐蚀速率K，进而计算缓蚀效率E。

其中：ΔG-试片的失重量，g；s-试片的表面积，m2，t-实验时间，h；ρ-金属材料的密度，g/cm3，碳钢的密度为7.85 g/cm3；K、K'-含缓蚀剂、不含缓蚀剂时试片在完井液中的腐蚀速率，mm/a。

1.3.3 完井液防膨性能评价方法 筛取通过100目但不通过200目筛的膨润土粉，放入电热恒温箱烘干备用，取一定量的完井液配成1%的溶液。称取0.50 g烘干后的膨润土粉，装入10 mL离心管，加入配好的抑制剂溶液，充分摇匀，静置2 h，装入离心机，在1 500 r/min转速条件下离心15 min，读出膨润土体积V1。分别用煤油和自来水代替抑制剂溶液，重复第3步操作，记录膨润土体积V0和V2。按照防膨率计算公式：

计算防膨率。

式中：B1-防膨率，%；V0-膨润土在煤油中的体积，mL；V1-膨润土在抑制剂中的膨胀体积，mL；V2-膨润土在水中的体积，mL。

2 结果与讨论

2.1 甲酸盐溶液热解产生CO机理分析

室内根据现场配方对产生CO原因进行分析，实验按配方配制隐形酸完井液并用甲酸盐加重，130℃老化16 h后测所产生CO浓度，结果（见图1）。

图1 不同甲酸盐加重剂老化后产生CO浓度Fig.1 CO concentration after aging of different formate weighting agents

由图1可见，甲酸钠和甲酸钾溶液在130℃老化后都会产生CO气体，而且甲酸钠溶液产生CO更多。并且甲酸盐溶液在加入其他处理剂后，产生的CO量更大，说明处理剂对甲酸盐产生CO有一定的催化作用，其中以HTA催化效果最为明显。即可推断甲酸盐是现场产生CO的主要原因。

经文献调研，甲酸盐溶液热分解已经做了许多研究[10-12]。甲酸盐的分解主要分为两步，以甲酸钠为例：

由于两个反应都是可逆反应，（1）（2）反应的逆反应可用于制备甲酸钠，反应条件也比较容易达到，其中反应（1）温度为93℃、压力为1.5 MPa，同样，在一定温度和压强情况下，反应（2）也可以发生。所以说明甲酸钠溶液在该条件下能够分解并产生CO。

2.2 W130-S理化性能分析

分别配制密度为1.304 g/cm3W130-S、甲酸钠、甲酸钾溶液，参照上述浊度测定方法以及GB/T3535-2006《石油产品倾点测定方法》测试各项理化性能，将理化性能进行对比，结果（见表1）。

由表1可知，W130-S溶液与甲酸钠和甲酸钾等常用于隐形酸完井液无固相加重剂溶液理化性能相差较小。可以说明W130-S可以满足作为隐形酸完井液加重剂基础性能要求。

2.3 W130-S配伍性研究

实验室根据隐形酸完井液配方，向密度为1.30 g/cm3W130-S盐水中逐步加入隐形酸螯合剂HTA、黏土稳定剂HCS和缓蚀剂CA101并在室温测量其pH和浊度，实验结果（见表2）。

由表2可知，在向W130-S盐水中加入隐形酸螯合剂HTA、黏土稳定剂HCS后性能变化较小，继续加入缓蚀剂CA101后变化较大，但仍小于浊度的工业标准。说明无固相加重剂W130-S与隐形酸HTA、黏土稳定剂HCS和缓蚀剂CA101配伍性良好，能够满足该体系要求。

2.4 W130-S盐水完井液性能评价

2.4.1 W130-S盐水完井液防膨性评价 根据完井液配方，使用W130-S加重配制不同密度的隐形酸完井液。并根据上述防膨性能评价方法测量膨润土在不同密度下的隐形酸完井液中的防膨效果，结果（见表3）。

由表3可知，用W130-S加重的不同密度下的隐形酸完井液的防膨率都在80%以上，说明W130-S所配制隐形酸完井液防膨性能优异，能够满足现场作业要求。

2.4.2 W130-S隐形酸完井液缓蚀性评价 实验利用N80钢片，参照上述完井液缓蚀性评价方法，评价了W130-S所配成密度为1.30 g/cm3隐形酸完井液的腐蚀速率，该实验条件为80℃静止48 h，实验结果（见表4）。

由表4可知，无固相加重剂W130-S所配成的隐形酸完井液对N80钢片腐蚀速率为0.039 7 mm/a，该腐蚀速率远小于行业标准0.076 mm/a；腐蚀实验进行48 h后钢片仍然均匀光亮，说明该隐形酸完井液缓蚀性优良。

表1 无固相加重剂W130-S理化性能Tab.1 Physical and chemical properties of solid-free weighting agent W130-S

表2 W130-S与隐形酸配伍性能Tab.2 Compatibility of W130-S with stealth acid

表3 不同密度的W130-S隐形酸完井液防膨效果Tab.3 Anti-swelling effect of different density W130-S implicit acid completion fluid

表4 W130-S隐形酸完井液腐蚀性与缓蚀效果Tab.4 Corrosion inhibition effect of W130-S implicit acid completion fluid

表5 不同加重剂的完井液储层保护效果Tab.5 Protective effect of completion fluid reservoirs with different weighting agents

2.4.3 W130-S隐形酸完井液储层保护性评价 实验准备一定渗透率大小的人造岩心，参照石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，评价不同无固相加重剂所配成的隐形酸完井液的储层保护效果。将岩心测直径和长度，然后放到烘箱中105℃恒温，直到岩样恒重，待冷却称重，放入干燥器保存以待用。用煤油正向测定岩心油相渗透率K0，再在温度80℃，压力3.5 MPa，用完井液反向污染时间2 h，最后测定污染后的岩心油相渗透率K1，计算岩心渗透率恢复值K1/K0，实验结果（见表5）。

结果表明，无固相加重剂W130-S所配成的完井液污染岩心2 h后，渗透率恢复值与甲酸钾、甲酸钠的渗透率恢复值相差不大，均能达到90%以上，说明其储层保护性能良好。

2.5 W130-S隐形酸完井液生成CO浓度测评

实验室按照配方分别配制以甲酸钾、甲酸钠、W130-S为无固相加重剂的隐形酸完井液，加重剂的加量均为40%，在130℃条件下热滚16 h，冷却开罐。将便携式CO检测仪放在罐口检测，结果（见图2）。

图2 不同加重剂所配隐形酸完井液热滚后产生COFig.2 CO concentration after hot rolling of the different completion fluid

由图2可知：在加入体积分数均为40%的无固相加重剂配成的隐形酸完井液，经过老化之后，甲酸盐分解产生的CO的量远大于W130-S，并且W130-S产生CO非常少。所以该试剂可以用于代替甲酸盐在用于隐形酸完井液的加重剂来解决现场甲酸盐产生CO的问题。

3 结论

（1）甲酸钠和甲酸钾等甲酸盐加重剂在隐形酸完井液应用中当地层温度超过130℃时会产生大量一氧化碳有毒气体，不利于现场施工进行。

（2）W130-S各项理化性能与甲酸盐差别不大，满足工业要求，且与隐形酸完井液所应用试剂配伍性良好。可代替甲酸盐在隐形酸完井液中作为无固相加重剂使用。

（3）利用W130-S所配制成的新的隐形酸完井液，缓蚀性好，储层保护性能优良，且不产生CO，可用于解决该甲酸盐隐形酸完井液热分解产生CO的问题。