原注酸器结构中的进液孔与注酸孔在同一压力系统，单向阀活塞截面积相对大，即使将弹簧压缩至最大限度，也仅能提供0.9 MPa开启力，不能满足坐封条件。新型注酸器结构如图1所示，其进液口与注酸口设计在不同压力系统下，实现开启和注酸功能的分离。

图  1  高开启力弹簧注酸器结构

Figure 1.  Structure of the spring acid injector with high opening force

(1)实现高开启力，可调范围为8~15 MPa。液体从进液口进入缸套，其与中心管形成的小截面定活塞产生的液压反作用力推动缸套上行，压缩弹簧。由于设计截面小，压缩同等行程需更大压力，从而提高开启力，且无需重新设计和定制弹簧。新型注酸器的开启力调节器设置刻度值，可根据不同坐封压力需要设定开启压力。其最低值为8 MPa，可使Ø147 mm封隔器稳定坐封，实现多级分段注酸。

(2)可重复开启和关闭，能实现单级多次酸化施工。起初中心管末端O型密封圈在缸套上行时射出，其原理如图2所示，缸套开启前形成临界高压区，推出并剪切密封圈导致密封失效。另试验X型、V型、L型和T型4种密封圈，均告失效。设计固定环压紧密封圈，此时L型密封圈虽未射出，但由于其单侧压紧，另一侧翘起导致缸套运行不顺畅，无法完全复位。因此采用双侧压紧T型密封圈结构并涂润滑脂，可反复开关，多次注酸。

图  2  注酸器高压区密封圈剪切及原理图

Figure 2.  Shear of the seal ring in the high pressure zone of acid injector and its principle diagram

(3)配合多级封隔器，可在多种尺寸套管井实现不动管柱多级安全酸化施工。为适用外径124 mm以上尺寸套管井施工，目前新型注酸器设计外径仍采用114 mm，中心管内径和多级滑套可设计外径均为60 mm。经承压能力计算，常规材料(如40Cr)理论承压值约为93 MPa，相比现场最高施工压力40 MPa，安全系数为2.325，可适用于注酸器。由于酸化施工对注酸器的滑套磨蚀量微乎其微，因此只需设计多级滑套，配备与滑套尺寸适应的非标钢球，理论上单趟管柱可实现15级不动管柱酸化施工，作业结束前无需动管柱，以避免酸液泄漏风险。

(4)如采用高强度耐磨材料，可配合封隔器和敞口喷砂器用于不动管柱多级压裂施工。目前导压喷砂封隔器管柱^[10-11]或全通径封隔器管柱^[12]打开每级滑套压裂后，全部为敞口，由于存在“短路”无法全井筒洗井，一旦管柱上提遇卡只能洗井至最上部封隔器敞口处，下部多级封隔器仍存在砂埋风险。新型注酸器为闭口，管柱仅第一级为敞口，压后可全井筒洗井，管柱安全性高，可为压裂设计提供额外选择。

(5)射孔前，酸化目标井套管如存在漏点，可采用新型注酸器和封隔器进行现场验漏，针对其验漏原理分为如下3种情况：①注酸器开启注液，当封隔器以下有漏点时，储层将吸液且吸入量够大时，控制封隔器下方压力，使其不能与油管压力平衡，封隔器持续坐封，套管不出液，可定位漏点段；②当封隔器以下无漏点时，储层无吸液量，封隔器下方压力迅速上升与油管压力平衡，封隔器解封，套管出液，证明其下方无漏点；③封隔器下方有漏点但吸入量不大，能够建立一定的压力。此时如采用常规注酸器，由于其开启力低(0.9 MPa)，封隔器刚坐封，喷砂器即开启建立压力区，瞬间与套管压力平衡使封隔器解封，套管出液，无法准确判断是否存在漏点。采用新型注酸器，地面能看到明显的压力上升，直至注酸器设定压力，此时控制排量，使储层保持吸液，封隔器保持坐封，套管不出液；缓慢提升排量，当压力升至与油管压力平衡时，封隔器解封，套管出液，则判定存在低吸液量漏点。调整封隔器位置，可确定漏点段。

(1)常温动作试验，验证新型注酸器密封、封隔器坐封效果。将工具串按丝堵、新型注酸器、Ø147 mm封隔器依次连接放入Ø159.4 mm套管。首先采用小排量泵(5 m³/h)进行坐封试验，将开启力调节器调至压缩量最小处，压力监测显示新型注酸器开启时压力维持在8 MPa且开启前Ø147 mm封隔器完全坐封，证明密封效果良好。然后采用高排量泵(20 m³/h)模拟施工现场坐封试验，新型注酸器开启动作明显，Ø147 mm封隔器稳定坐封。同样地，对适合Ø224.4 mm套管酸化的Ø205 mm封隔器进行试验，仍能够稳定坐封。

(2)高温动作试验，验证承压能力和重复开启效果。将新型注酸器放入180 ℃柴油中浸泡16 h，取出后封堵中心管进液孔，加压70 MPa，稳压30 min后卸压，重复试验5次，本体无变形，连接处无渗漏；打开进液孔再次加压，试验工具开启和关闭动作，反复试验15次后仍能保证高开启力，表明该工具具备现场试验条件。

南苏丹ANANAS W-A井和ANANAS W-B井酸化目标层为普通砂岩，黏土矿物含量均值为25%。此外，早期的不合理生产制度导致脱气和析蜡，黏度增加阻塞储层，原油产量下降，应解除有机阻塞^[13-15]。因此酸液体系应含有HF以溶解储层硅质矿物堵塞，HCl以溶解钙质及铁质矿物堵塞。为延长酸化半径，有效避免二次沉淀，优选一种含有多级H⁺电离特性的HV酸，可随地层pH值变化逐级释放H⁺，达到缓速酸化目的。HV酸中的P—O键具有较大极性，可以与储层金属形成较稳定的络合物，二次沉淀较少发生。

评价不同HF配比下的HV缓速酸体系与常规土酸体系的溶蚀性能，其关系曲线如图3所示。土酸与储层岩屑反应迅速，24 h溶蚀率最高达28%，过快的反应速率极易引起储层黏土坍塌，48 h后土酸体系溶蚀率不再明显上升，而HV缓速酸体系72 h内始终保持平稳的反应速率，在土酸体系溶蚀率平稳之后，HV缓速酸的溶蚀率仍有上升趋势，表明HV缓速酸可持续作用于地层，能够有效延长酸岩作用距离。HV缓速酸体系的HF浓度超过4%以后，溶蚀率不增反降，这可能是由于不合理的HF浓度与南苏丹ANANAS区块岩性不匹配所导致。因此HV缓速酸体系合理优选结果为：3%HCl+12%HV酸+4%HF。

图  3  南苏丹ANANAS区块岩心溶蚀率曲线

Figure 3.  Dissolution rate of the cores of the ANANAS Block

砂岩酸化的二次沉淀主要表现为金属氟化物沉淀、金属氢氧化物沉淀及氟硅酸盐沉淀，考察土酸体系及HV缓速酸体系对常见沉淀物的抑制能力，土酸对储层易产生的各种沉淀物均无抑制能力，HV缓速酸液对金属氢氧化物的沉淀抑制率高达79.15%，对氟硅酸盐的沉淀抑制率最高达75.21%，对金属氟化物沉淀的抑制率最高达70%，HV缓速酸液可以有效抑制储层二次沉淀的产生。

HV缓速酸体系与添加剂的配伍情况如表1所示。最终确定HV缓速酸体系为：3%HCl+12%HV酸+4%HF+0.5%IST+2%WT-100+1%FPJ+1%TR-2031+0.5%CF-5A。

大尺寸套管多级酸化技术在南苏丹现场试验2口井。其中ANANAS W-A井储层压力为15 MPa(1 690 m)，温度为93 ℃ (1 690 m)。初期产油量为43.4 t/d，然后降至29.4 t/d。分析该井生产历史曲线，其早期压降较快，储层能量快速消耗导致蜡沉积并阻塞近井筒区域，造成近井伤害。在采油过程中，地层、井底、井筒的温度、压力等物理化学条件的变化促使原油中的重组分析出、固结，并伴随Ca²⁺和Mg²⁺沉淀形成无机垢；此外黏土等硅酸盐矿物微粒随地层流体运移，极易在井底孔喉细小地段形成桥塞：有机质和无机污染物造成的堵塞导致近井地带储层孔渗性变差，使油井产量下降。

同时在修井施工中，外来液体入侵导致孔洞黏土膨胀，颗粒运移堵塞和伤害目的层，产量急剧下降。因此判断为近井伤害，伤害类型为有机质堵塞与颗粒物堵塞。

为保证较长的酸化距离，使酸液通过伤害区，且达到理想增产结果，采取以下措施。

(1)管柱设计。由于最上两射孔段1 593.5~1 596.0 m和1 601.9~1 604.0 m及最下射孔段1 709.0~1 711.8 m不仅接近水系，且均为非主力产层，因此仅对1 633.5~1 656.5 m、1 662.3~1 670.9 m和1 679.4~1 692.8 m井段进行酸化，避免其与水层连通。管柱采用4级Ø147 mm封隔器和3级新型注酸器，准确封隔3个目标层段。

(2)酸液体系与工艺。前置段塞：6%洗油剂+0.3%破乳剂+2%防膨剂，解除有机质堵塞，防止地层膨胀；前置酸采用9%HCl+5%FPJ+2%HV酸，隔离地层水及溶解碳酸盐，避免产生二次沉淀。

主体酸采用3%HCl+12%HV酸+4%HF+0.5%IST+2%WT-100+1%FPJ+1%TR-2031+0.5%CF-5A，可深入并持续作用于地层，同时具有络合、阻垢性能。

后置酸采用8% HCl+4% SAJ-3，顶替主体酸液进入地层深部，保持酸液pH值，进一步防止二次沉淀生成。

顶替液采用清水，将管柱内的后置酸顶替入地层，避免管柱腐蚀，同时主体酸可以进一步深达地层，增加酸化作用效果。

(3)酸化参数。根据施工压力小于破裂压力的原则，设计排量为0.3~0.6 m³/min。ANANAS W-A井酸化3段，设计工作液液量227 m³，工作液半径为3.8 m，各个段塞液量分配如下：前置段塞注入量为15 m³、前置酸54 m³、主体酸128 m³和后置酸15 m³、顶替液15 m³。ANANAS W-B井酸化2段，设计工作液液量115 m³，工作液半径为2.7 m，前置段塞注入量为15 m³、前置酸注入量24 m³，主体酸注入量49 m³、后置酸注入量12 m³，后置处理液注入量15 m³。

(4)酸化效果。ANANAS W-A井酸化后产油量由 29.4 t/d增至70.2 t/d；ANANAS W-B井酸化后产油量由25.7 t/d增至46.9 t/d，效果显著。施工结束起管柱过程中，两口井均无酸液泄漏。

考虑今后南苏丹部分区块由酸化向酸压转变，采用盐炉淬火工艺对新型注酸器的过砂部件进行热处理，提高中心管和缸体硬度，并在大庆油田初步探索了其用于压裂的可行性。将新型注酸器和封隔器设置在管柱第一级，并与多级导喷封隔器连接，对永B井进行压裂施工。该层设计石英砂量为45 m³，实际加砂量为42 m³，管柱起出后，部件磨损轻微，但T型密封圈已经损坏。因此，将设计密封圈保护机构，确保其在多次使用后仍能保证高开启力。

南苏丹已酸化的2口井套管不存在漏点，因此在大庆油田开展现场验漏试验。以永A井(新井)为例，原设计采用水力喷射工艺压裂，因此套管未经射孔。封隔器卡点为1 923 m，施工前油管试压30 MPa，1 min后压力降至15 MPa，判定套管存在漏点。该井人工井底深度为2 300 m。为定位漏点段，采用单压验漏工艺管柱，主要配套工具为扩张式封隔器和新型注酸器(开启力设定为15 MPa)，下至1 500 m，起车排量为0.5 m³/min，控制压力缓慢上升至15 MPa，封隔器坐封，注酸器开始出液后，压力稍有下降，14 min后压力直线上升，套管出液，表明1 500 m以下无漏点；上提管柱至1 200 m，采用相同试验方法，30 min后套管未出液，表明漏点段在1 200~1 500 m之间。如需进一步定位漏点，可反复上述过程，但本井在此区间已无产层，因此将原设计变更为射孔双封单卡压裂工艺，不再继续验漏。该验漏工艺单趟管柱费用为4 000元，相比机械式验漏工艺(在肇A井应用，配套工具为Y211封隔器、高导流扶正器、柱塞式单流阀、平衡阀、弹性扶正器、接箍定位器、扶正导向头、喷枪)，仅为其价格的8%，单井可节约费用46 140元。

(1)采用大尺寸套管井多级酸化技术可对南苏丹ANANAS区块Ø159.4 mm或Ø224.4 mm套管井进行3段以上不动管柱酸化施工，操作简单且能避免酸液泄漏风险。

(2)研制的新型注酸器解决了大尺寸套管井多级酸化施工的关键技术问题，其开启压力高，可调范围为8~15 MPa，可根据坐封需要设定，确保大尺寸封隔器稳定坐封；采用T型密封圈密封，反复多次开启和关闭后仍能保持设计开启力；设计了多级滑套，理论上可实现单趟不动管柱15级以上酸化施工；利用验漏原理的3种情况能够准确定位漏点段，操作简单，成本低廉；如采用高强度耐磨材料，可由酸化向酸压过渡，进一步提高储层改造效果。

(3)优选的HV缓速酸液体系缓速性能优越，能有效扩大酸岩作用距离，且具有络合金属离子的能力，避免二次沉淀产生，与南苏丹储层配伍性较好，酸化增产效果显著。