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2023年  第40卷  第6期

钻井液
微球聚合物强化水基钻井液流变稳定性及其分子模拟研究
许林, 许力, 吴舒琪, 包宇, 王晓棠, 沈佳敏, 孟双, 王浪
2023, 40(6): 693-702. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.001
摘要(408) HTML (104) PDF (3323KB)(131)
摘要:
聚合物分子空间构型从一维线型向三维体型转变,是改变传统油田化学处理剂分子设计的新思路,有利于新型多功能水基钻井液聚合物处理剂开发。为阐明体型高分子形态特征及其作为钻井液处理剂的有效功能,采用实验合成、结构表征、性能评价与分子模拟相结合的方法,系统开展了微球聚合物PAA-AM-AMPS强化水基钻井液稳定性研究。首先,合成了具有体型结构的微球聚合物PAA-AM-AMPS,评价了微球聚合物微观结构及其在恒流变和超高温水基钻井液体系的核心作用;然后,基于体型高分子基团空间分布的“补偿效应”模型,从分子水平揭示了体型构象对高分子-膨润土片层吸附的强化作用。研究结果显示:合成体型聚合物PAA-AM-AMPS是一种具有核-壳结构的微球粒子,平均粒径为198.3 nm;微球聚合物热解分为5个阶段,空间构型展示了良好热稳定性;微球聚合物分子具有内紧外疏的空间构型,活性基团—COOH、—CO(NH2)、—SO3H在球壳上的分布确定了体型结构活性位点,其中羧基C=O是主导活性基团;比较了链型和球型聚集态结构,后者具有更小的回转半径Rg和更大的径向分布函数g(r),显示了球型构象不仅提高结构的温度稳定性,也有利于维持壳层有效活性基团数量,确保与黏土片层的吸附缔合作用,最终提高水基钻井液宏观性能的稳定。
抗高温抗复合盐支链型聚合物降滤失剂的合成及其性能
邢林庄, 袁玥辉, 叶成, 屈沅治, 孙晓瑞, 高世峰, 任晗
2023, 40(6): 703-710. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.002
摘要(301) HTML (100) PDF (2513KB)(117)
摘要:
针对深井钻探中钻井液处理剂抗温抗复合盐性能不足的问题,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、烯丙醇聚氧乙烯醚(APEG)为单体,以过硫酸钾和亚硫酸氢钠作为氧化还原体系进行自由基共聚反应,合成了一种支链型聚合物降滤失剂(PAANDA)。通过实验优化确定了最优合成条件为:n(AM)∶n(AMPS)∶n(NVCL)∶n(DMDAAC)∶n(APEG)=50∶20∶5∶10∶15,反应温度为50 ℃,反应时间为4 h,引发剂用量为0.3%。利用傅里叶红外光谱(FT-IR)和核磁共振氢谱(1H- NMR)确定了聚合产物的分子结构,通过热重分析(TGA)测得PAANDA 热分解温度大于300 ℃,表明其具有良好的热稳定性。同时,应用于水基钻井液中,进一步评价PAANDA 对水基钻井液流变和滤失性能的影响。结果显示,当PAANDA 加量为2.0%时,180 ℃老化后API滤失量为4.0 mL,高温高压滤失量为22.6 mL(180 ℃),同时具有抗复合盐能力,抗盐钙能力优于国外同类产品 Driscal D。
OBM-1油基钻井液用聚合物微球
张蔚, 邱士鑫, 张硕, 马佳蓥, 王龙燕, 杨丽丽, 蒋官澄
2023, 40(6): 711-717. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.003
摘要:
目前的堵漏材料大多针对水基钻井液来研发,对油基钻井液的适用性不强。采用反相乳液聚合方法,通过引入亲油组分,合成了一种油基钻井液用聚合物微球OBM-1。OBM-1基本呈球形,粒径分布处于1~100 μm之间,在油基钻井液中具有良好的分散能力。加入3%OBM-1后,能够保持油基钻井液流变性能稳定,有效降低高温高压滤失量和封闭滤失量。高温高压滤失实验表明,OBM-1可使120 ℃的高温高压滤失量降低50%,其抗温可达150 ℃;封堵承压实验表明,OBM-1能够封堵5~40 μm砂盘,承压达15 MPa;封闭漏失实验表明,OBM-1能够有效封堵20 ~ 40目石英砂制备的砂床。现场应用结果表明,OBM-1可有效降低漏失量,试验井段每米油基钻井液消耗量同比下降30.3%,很大程度节约了钻井成本。该研究为使用油基钻井液进行安全高效钻进提供了有力的技术支持。
川东北高含硫气藏钻井液抗硫工艺优化与应用
肖金裕, 周华安, 暴丹, 冯学荣, 卢浩, 杨兰平, 汪伟
2023, 40(6): 718-724. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.004
摘要:
川东北地区铁山坡、罗家寨、渡口河、七里峡、正坝和菩萨殿气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏~特高含硫气藏。针对川东北高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析,提出钻井液抗硫工艺优化对策,并通过室内实验优选出抗硫钻井液体系配方,进行了钻井液黏度、pH值、碱度、油水比对吸收H2S效果的评价。研究结果表明,水基钻井液和油基钻井液优化抗硫工艺后具有较强的抗硫除硫能力。该抗硫钻井液体系在坡002-H4井和罗家24井现场试用非常成功,钻井周期大幅缩短、机械钻速明显提高,平均井眼扩大率降低,抗硫除硫效果明显,能够满足高含硫井钻进的要求,在下川东高含硫地层钻井方面有着广阔的应用前景。
冀东NP280 Es31井壁稳定钻井液技术
吴晓红, 陈金霞, 王现博, 阚艳娜, 丁乙, 罗平亚
2023, 40(6): 725-732. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.005
摘要(282) HTML (130) PDF (4536KB)(123)
摘要:
针对冀东油田南堡280区块多口井钻遇至沙三1亚段(Es31)时发生井壁失稳,研究表明区块内泥岩遇水易产生水化作用,其漏失段间裂缝发育,裂缝多为中高角度裂缝,原裂缝宽度(0.1~100 μm)受压力等诱导因素后变大导致成为致漏性裂缝漏失频繁,同时也会诱发大规模的掉块从井壁上剥落进而导致了井下的坍塌卡钻等井下复杂问题。对南堡280区块破碎地层进行井壁稳定机理、评价方法的相关研究,以原三开抗高温抑制钻井液为基础,进行室内优化实验,构建了适合诱导性裂缝地层的强封堵性井壁稳定钻井液,现场应用表明该钻井液体系可有效防止Es31地层的坍塌失稳问题,具有重大的推广应用意义。
页岩地层纳微米封堵剂封堵性评价方法
代锋, 易刚, 张婧, 王睿, 吴申堯, 黄维安
2023, 40(6): 733-741. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.006
摘要:
纳微米封堵剂种类虽然较多,目前的评价方法从纳微米尺度评价封堵剂性能的准确性和有效性不足,且没有统一的标准。针对纳微米封堵剂的评价方法问题,选用了纳米孔膜和致密砂床作为介质模拟页岩地层微裂隙,以滤失量和砂床湿润深度作为指标来评价纳微米封堵剂的封堵性能。纳米孔膜法使用100~450 nm孔径的滤膜,平行实验数据拟合线波动很小,适用于评价35~450 nm的纳微米封堵剂;致密砂床法使用200目石英砂填充,多组实验数据方差值为0.2131、平行性好,适用于评价24.6~500 μm的纳微米封堵剂。采用该方法对3种粒径差别较大的封堵剂超细碳酸钙、乳化改性橡胶MORLF、ULIA纳米承压封堵剂进行了评价,优选出具有形变性的乳化改性橡胶MORLF为最优纳米封堵剂。建立方法和优选出的纳米封堵剂在长宁区块现场应用7口井,与同区块采用常规油基钻井液的其他已完钻井相比,复杂地层的井径扩大率平均降低12.74%、建井周期平均缩短12 d,进一步证实评价方法具有平行性和准确性。
有机缓释微乳酸解卡剂的制备及其性能影响因素
陈明, 蓝强, 贾江鸿, 黄维安, 王雪晨, 李秀灵
2023, 40(6): 742-748. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.007
摘要:
针对当前钻井用解卡剂存在反应速度过快,容易发生漏失,从而导致解卡失败的问题,优选表面活性剂和酸液类型及其配比,制备出有机缓释微乳酸解卡剂最优配方:AQAS∶NP=2∶1,正丁醇∶正辛醇 =1∶1,水相∶油相=23∶77,助表面活性剂∶表面活性剂=1∶3,乙酸∶氢氟酸=3∶1,体系为W/O型微乳酸,该配方酸液的包埋率为23%。在地层影响因素中,温度对其性能的影响显著,在高温高压下,酸液释放速度迅速增加;在钻井液处理剂因素中,加重剂、黏土和超细碳酸钙对微乳酸影响最大,微乳酸完全破乳,形成悬浊液。通过现场5口井试验发现,该解卡剂可解除黏附卡钻、沉砂卡钻和掉块卡钻多种类型卡钻事故,一次解卡成功率为100%。
多巴仿生润滑剂在水基钻井液中的应用及机理研究
杨旭坤, 蒋官澄, 贺垠博, 董腾飞
2023, 40(6): 749-755, 764. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.008
摘要:
利用多巴强大的水下黏附性能,合成了一种适用于水基钻井液的多巴仿生润滑剂L2,3。这种新型润滑剂解决了长期以来酯类润滑剂在水中因黏附性较差无法在钻具表面形成有效润滑膜而导致的润滑性能变差的问题。此外,合成了酚羟基位置不同的润滑剂L2,5,并通过FT-IR光谱和1H NMR对其进行表征。通过极压润滑仪、泥饼黏附系数测试仪、四球摩擦仪和扫描电子显微镜(SEM)评估润滑性能和耐磨性。在钠基膨润土基浆(Na-BT)中, L2,3具有最好的润滑性能,1%加量下摩擦系数(COF)低至0.07,COF降低率达到87.7%,磨痕直径(WSD)为0.587 mm,在210 ℃以内,均能保持良好的润滑性能且不起泡。相比之下,L2,5在清水中润滑性较好,摩擦系数为0.1,但在Na-BT中无法抵御黏土颗粒的剪切,润滑膜脱落,摩擦系数为0.57,接近未添加润滑剂的空白Na-BT。通过X射线光电子能谱(XPS)分析了表面润滑膜的成分和厚度,发现酚羟基结构提高了润滑剂在金属表面的黏附能力,进而提高了其润滑和抗磨性能,具体还与酚羟基类型有关。含有邻苯二酚结构的L2,3通过双齿金属配位键在金属表面形成了一层致密的厚度超过80 nm的有机膜;而含有对位羟基结构的L2,5只能在表面形成一层厚度低于20 nm的润滑膜。由于L2,3在金属表面形成的双齿金属配位键更加稳定,所以其润滑和抗磨性能远高于L2,5
基于地面降温的井下钻井液冷却技术
柳鹤, 于国伟, 于琛, 郑锋, 陈文博, 王超, 郑双进
2023, 40(6): 756-764. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.009
摘要(248) HTML (101) PDF (3204KB)(111)
摘要:
目前井下钻井液冷却技术中存在是否具有开展降温技术的必要及如何实现井下钻井液温度实时控制这2个核心问题。首先基于井筒传热模型,探究了钻井液冷却施工参数对井下温度影响程度的大小,基于精英策略的非支配排序遗传算法,建立了钻井液冷却施工参数优化模型,形成了井下钻井液冷却极限计算方法,以此评估是否具有开展降温技术的必要。然后基于井筒传热模型,探究了地面降温与井下降温间的定量关系,得到井下温度的变化与地面注入温度的变化呈单调线性关系,依据此关系及比例积分微分(PID)控制算法,形成了钻井液井下温度实时控制方法。最后利用一口实例井对上述模型与方法进行验证,结果表明,采用冷却施工参数优化模型得到的井下降温极限比未经优化的正常钻井温度低17 ℃,同时建立的基于PID控制的井下温度控制方法能实现井下温度的实时定量控制,减少地面钻井液冷却设备能耗,并确保井下温度尽快达到设定值。
基于XGBoost的钻井液体系分类预测模型研究
花露露, 曹晓春, 王劲草, 王金, 焦昱璇
2023, 40(6): 765-770. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.010
摘要:
根据钻井液体系设计的原则,结合实际钻井液设计资料,应用一种新的机器学习方法建立了钻井液体系分类预测模型。钻井液体系分类数据经过独热编码(one-hot)之后,通过灰色关联度分析方法,选择出钻井液体系分类预测的20个特征参数,其中压力的关联度最大,为0.8233。将选择的地质设计参数和工程设计参数,基于一种极端梯度增强算法(XGBoost)针对4种钻井液体系进行分类预测。结果显示,基于XGBoost的钻井液体系分类预测模型4类钻井液体系训练集的准确率都为100%,测试集的平均准确率为99.89%,精确率为99.97%,召回率为98.89%,F1值为0.98。将该模型应用于胜利油田M区块,分类结果符合实际钻井要求,能够辅助选择钻井液体系,为实现钻井液智能化设计提供了帮助。
融合LightGBM和SHAP的井漏类型判断及主控因素分析
陈林, 陆海瑛, 王泽华, 李城里, 杨恒, 张茂欣, 徐同台
2023, 40(6): 771-777. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.011
摘要:
在塔里木盆地库车山前地区,盐膏层和目的层的地质条件复杂,钻井过程中面临许多挑战。这种复杂性导致井漏在钻井过程中频繁发生,带来巨大的经济损失。研究采用LightGBM算法建立了井漏判断模型,LightGBM模型判别性能较好,平均召回率为85%,精确率为91%,F1-Socre为86.7%。同时利用了基于SHAP值的可解释性机器学习技术分别针对单次井漏事件和所有井漏事件进行分析。SHAP值方法基于合作博弈理论,它将井漏事件的发生分解为不同特征的贡献值,以解释每个特征对于井漏事件的影响。研究发现,Δρ(钻井液密度与地层破裂压力当量钻井液密度的差值)、排量、井深和层位是导致井漏的主要影响因素。同时针对库车山前地区的盐膏层和目的层的地质情况,深入分析了层内地质影响和层间垂直分布影响。由此,现场工程师能够准确、快速地判断井漏类型,为防漏堵漏措施制定提供了有力支持。
固井液
适用于万米深井的大温差水泥浆
刘景丽, 刘平江, 任强, 刘岩, 彭松, 曹洪昌, 张文阳, 程小伟
2023, 40(6): 778-786. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.012
摘要:
针对超深井长封固固井中,顶部底部水泥浆温差大,顶部低温段水泥浆超缓凝、水泥石强度发展缓慢的问题,采用水溶液聚合法制备了一种MgAl-EDTA-LDH(EDTA插层型水滑石)大温差早强剂,并配套形成了一套大温差水泥浆体系。实验结果表明,该大温差早强剂具有一定的缓凝效果,当其加量为2.0%,复配4.0%缓凝剂时,在240 ℃下其稠化时间可达509 min。该水泥浆在60 ℃养护1 d和30 ℃下养护6 d的抗压强度均大于7 MPa,最大温差为210 ℃。大温差早强剂在不影响水泥浆稠化可调性的前提下,有利于低温段水泥浆柱的强度发展,耐热温度达300 ℃以上,适用于大温差固井需求。
热物性参数对水泥浆循环温度的影响规律
郑睿, 郭玉超, 张春晖, 张华, 王贵富
2023, 40(6): 787-792. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.013
摘要:
在固井施工过程中,为确保水泥浆的安全泵入,需要确定合适的水泥浆稠化时间,水泥浆的循环温度是决定稠化时间的重要因素之一。现有API规范中关于循环温度的计算不能满足不同地区、不同井筒条件的需求。因此,建立了一种非稳态流动传热模型,通过热物性参数测试,确定了钻井液、套管、岩石和水泥浆的导热系数和比热容,实现了对固井注替过程中水泥浆温度场的模拟。模拟结果表明,提高水泥浆与隔离液等流体的导热系数会降低水泥浆的循环温度;降低套管与岩石的导热系数,水泥浆循环温变化范围在1 ℃以内。通过采集浙江油田与塔里木油田的固井温度数据发现,实测数据与模拟数据的差距在5 ℃以内,数据吻合度较高,模型较为准确。通过固井注替过程中水泥浆循环温度影响规律的研究,可为固井水泥浆体系性能设计提供理论支撑,保障固井高效安全施工。
胶凝过渡态水泥浆防气窜能力评价方法
朱海金, 高继超, 邹双, 王圣明, 李鹏晓, 邹建龙
2023, 40(6): 793-797, 805. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.014
摘要:
环空气窜是多年来困扰固井工程界的技术难题之一。以水泥浆失重理论为基础,通过分析水泥浆有效液柱压力、内部结构阻力和地层流体压力三者间关系以确定验窜时机,结合连续采集水泥浆孔隙压力变化来判别气体是否克服水泥浆内部结构阻力而发生气窜,形成了一种可以直观考察处于胶凝过渡态水泥浆的防气窜能力评价新方法,以此方法研究了不同类型水泥浆的窜流情况,结果表明:① 水泥净浆几乎无法抵抗气体侵入;② 引入适量的降失水剂可轻微提高水泥浆基体的防气窜能力,但效果并不明显,仅能抵抗50 psi(0.344 MPa)的气窜压力;③ 防气窜水泥浆体系因防气窜剂的种类和加量变化,防气窜能力表现各异,通常能够抵御气窜压力范围为100~200 psi(0.689~1.379 MPa),部分防窜材料可以通过增大其加量达到提高防气窜能力的效果,但材料受自身特性影响,存在一定的气窜抵抗能力极限。该方法操作相对简便、实用性强、重复性较好,可横向对比评价不同类型防气窜水泥浆抵抗气体侵入的能力,为防气窜水泥浆体系设计优选提供有效参考。
一种综合固化和桥接性能的堵漏体系
姜旭, 柳华杰, 马小龙, 赵建胜, 苏前荣, 步玉环, 郭胜来
2023, 40(6): 798-805. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.015
摘要:
针对桥堵浆难以胶结会返吐井筒及触变水泥浆耐漏失压差能力弱,难以有效解决复杂恶性漏失的难题,在对触变水泥浆体系以及桥浆堵漏体系研究的基础上,综合桥浆堵漏和固化堵漏的优点,将二者相结合,研制了一种综合固化和桥接性能的复杂堵漏体系。通过对外加剂的研选,确定了具有良好流变性和触变性的触变水泥浆体系,其中新型触变剂LTA-1的加入对水泥浆稠化时间影响较小,且能增加抗压强度。并通过“狭缝实验”确定桥浆堵漏体系配方。最后根据稠化性能及强度评价,确定该复杂堵漏体系的配方比例为触变水泥浆∶桥浆堵漏体系=2∶1。在满足施工安全的基础上,该堵漏体系能够封堵3~5 mm裂缝块模拟的裂缝性漏失地层和6 mm滚珠模拟的大孔道漏失地层,承压强度大于14 MPa。该体系在满足施工安全的基础上,具有良好的触变性能和堵漏性能,对解决复杂地层的漏失问题起到良好的效果。
表面接枝C—S—H的岩沥青对高温油井水泥石力学性能的影响
王佳, 张春梅, 张晔, 程小伟, 梅开元
2023, 40(6): 806-814. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.016
摘要:
研究了表面接枝C—S—H的岩沥青对高温油井水泥石力学性能和微观结构的影响,采用压力试验机及XRD、TG、SEM和EDS对油井水泥石的力学性能和微观结构进行了测试和表征。研究结果表明,与纯水泥石相比,掺入1%未改性岩沥青的水泥石3 d抗压强度下降了2.98%,而掺入1%表面接枝C—S—H岩沥青的水泥石3 d抗压强度提高了4.26%。物相分析和热重实验表明,表面接枝C—S—H岩沥青的加入不会引起水化产物类型的变化,而掺量为3%表面接枝C—S—H的岩沥青水泥石养护3 d的失重量比纯水泥石高1.01%,说明表面接枝C—S—H的岩沥青可以促进水泥的水化。水泥石的微观形貌和元素分析表明,未改性岩沥青在180 ℃下热解导致沥青颗粒破碎,而接枝C—S—H的岩沥青表面形成的富Si层可以避免沥青颗粒因气孔而引起破碎,使得未改性岩沥青水泥石界面处的C元素含量较接枝C—S—H的岩沥青水泥石高29.14%,未改性岩沥青水泥石基体中C元素含量较接枝C—S—H的岩沥青水泥石高13.76%。
压裂液与酸化液
致密油储层超低界面张力乳化体系强化渗吸效果及机理研究
侯小雨, 周福建, 姚二冬, 王秀坤
2023, 40(6): 815-826. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.017
摘要:
向压裂液中加入表面活性剂强化焖井过程中裂缝与基质间的油水置换,是提高致密油采收率的重要措施。普遍的观点认为润湿改性和相对高的界面张力(IFT)是实现渗吸采油的关键。近年来,室内实验和矿场实践均表明,具有超低IFT的表面活性剂体系也能实现渗吸,有效地动用基质中的原油。针对超低IFT体系渗吸机理仍不明确的问题,设计润湿改性和超低IFT乳化体系,明确了致密砂岩中的高效置换体系的特征和渗吸效果,结合数学模型揭示了两种体系渗吸的油水运移模式和主导机制。结果表明,两种体系的适用范围不同,润湿改性体系在0.1 mD的储层中渗吸效果更好,而超低IFT强乳化体系在0.01 mD和0.001 mD储层中的渗吸采收率更高。润湿改性体系的渗吸是以毛管力驱动的层流模式,随着渗透率降低,润湿相填充孔隙的速度快速降低,渗吸采收率从约45%大幅度降低至18%。超低IFT强乳化体系可形成微纳米粒径的乳液,具有特殊的乳化、乳液扩散机制,在渗吸初期,主要通过乳化和扩散效应实现渗吸采油,渗吸后期,IFT降低和润湿改性的层流模式逐渐发挥作用,采收率从约38%降低至23%。超低IFT强乳化体系的乳化、扩散机制适合用于更致密油藏的油水置换过程,在致密储层的压裂增产方面具有广阔的应用前景。
高效嘧啶衍生物酸化缓蚀剂的研制与表征
夏玉磊, 兰建平, 姚伟
2023, 40(6): 827-834. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.06.018
摘要:
采用绿色嘧啶生物材料4-氨基-6-羟基-2-巯基嘧啶(AMSN)和无水N,N-二甲基甲酰胺(DMF),一步合成了高效嘧啶衍生物酸化缓蚀剂ASMF,红外光谱表征及元素分析结果表明其合成纯度较高。通过研究其合成过程中影响ASMF产率的因素发现:AMSN和DMF的物质的量之比的水平宜选为1∶1,反应温度不宜高于170 ℃,反应时间至少要有4 h,ASMF可获得较高产率。通过中试生产高效嘧啶衍生物酸化缓蚀剂ASMF,并研究其缓蚀性能,与市售生物缓蚀剂相比,中试产品嘧啶衍生物酸化缓蚀剂ASMF在高浓度酸液(>20%)中仍有优秀的缓蚀性能,其耐温能达170 ℃,添加量低于0.2%时,缓蚀剂ASMF仍能表现出优异的缓蚀性能。ASMF电化学极化曲线结果表明,缓蚀剂ASMF能有效地抑制腐蚀过程中阴极和阳极过程的电极反应,是偏阴极抑制的混合型缓蚀剂;阻抗结果表明,ASMF具有良好的缓蚀性能,其在添加量为0.2%时,其缓蚀效率可达99.85%,具有高效的缓蚀效率;岩心损害评价表明,缓蚀剂ASMF的岩心伤害性能属于弱伤害,对环境友好。综上认为所研制的产品为绿色高效嘧啶衍生物酸化缓蚀剂。