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摘 要：木头油田进入开发中后期后，油井腐蚀结垢逐渐成为制约油井免修期的主要影响因素之一，特别是木南区块。本文通过介绍缓蚀剂防腐的特点、作用机理，并结合木头油田室内试验及现场应用情况，指出缓蚀剂在油田开发中后期对提高油井免修期具有非常重要的意义。
关键词：缓蚀剂 防腐 效果
一、缓蚀剂的特点及防腐作业机理
1、缓蚀剂防腐特点
（1）缓蚀剂用量极少，浓度一般为几个ppm至2%，基本不改变介质体系，成本低；
（2）缓蚀效率高，可以有效提高井下杆管泵的使用寿命；
（3）缓蚀剂具有高度的选择性，可以根据腐蚀体系选择不同种类，不同浓度的缓蚀剂，同时也可以根据实际情况，改变加药的流速及周期等。
2、缓蚀剂的作用机理
（1）吸附机理
许多有机缓蚀剂属于表面活性剂，其分子由亲水疏油的极性基和亲油疏水的非极性基组成。在介质中，极性基定向吸附排列在金属表面，从表面排除水分子和氢离子等致腐离子，使之难于接近金属表面，从而起到缓蚀效果。
（2）成膜理论
缓蚀剂能与金属或腐蚀介质的离子发生反应在金属表面生成不溶于或难溶的具有保护作用的各种膜层，阻止腐蚀过程，起到缓蚀作用。
（3）电机过程抑制理论
缓蚀剂加入了抑制金属在腐蚀介质中的电化学过程，减缓了电化学腐蚀速度。缓蚀剂的存在可能分别增大阴极极化或阳极极化，也可能同时增大阴极极化或阳极极化。
二、木头油田腐蚀影响因素研究
1、无产出水中各种离子对油管管材腐蚀的影响
木头油田油井矿化度在10000mg/L以内，地层温度在50～80℃之间，地层水中含有HCO3-、Cl-、SO42-、K+、Na+、Ca2+、Mg2-等各种离子。大量的研究表明，在油田产出水中溶解盐类对油井的腐蚀有显著的影响。
2、细菌影响
木南区油田油井存在较高的硫酸盐还原菌（SRB），在厌氧环境中有硫酸盐还原菌存在时，与污水接触的钢铁表面可形成若干对腐蚀电池。
在反应中六价硫还原成二价硫，SRB获得了能量，生成了腐蚀产物FeS及Fe（OH）2。其腐蚀表现为管线和抽油杆出现瘤状节点和点蚀坑，这就有可能造成碳钢的硫化物脆裂和爆皮，在受到交变应力的任何部位都易产生腐蚀疲劳，使抽油杆断裂。
三、缓蚀剂筛选
1、试验方法
先将N80钢片打磨、抛光、清洗、称重，用油井新鲜采出水样1000ml置于1000ml细口瓶中，分别挂入2～3片处理好的N80钢片，置于65℃烘箱中，恒温7d，测其腐蚀速率。
2、缓蚀剂初筛选
利用静态挂片法，在65℃下，投药量为：100mg/L条件下，取让29-3-1井产出水对所收集的缓蚀剂进行了初选。
由上表可知，F1缓蚀率只有65%，其余均在80%以上，由于F7、F8钢片表面均有一层致密的白垢，因此将缓蚀效果相对较差的F1、F7、F8放弃，对其它药剂又进行了浓度的考察。
3、浓度影响试验
木南区油田不同断块油井矿化度相差较大，因此选取不同矿化度的油井（前60-15-3、让29-3-1、木63-12+木611-16））采出水对所选药剂分别取60mg/L、80mg/L、100mg/L，在65℃下进行了缓蚀率的测定，结果见表5.2。
可知，同种缓蚀剂对不同油井有不同的缓蚀效果，其中F6的缓蚀率相对其它缓蚀剂结果偏低，在80mg/L时对前60-15-3井低于70%，因此在进行其它试验时放弃了F6。对效果相对较好的F2、F3、F4、F5进行了高温考察试验。
4、高温考察试验
木头油田木南区，油井地层温度均在50～80.9℃之间，因此在80℃、加药浓度为90mg/L条件下，考察缓蚀剂的耐温性，试验结果如下：
由上表可知，F3、F5在80℃下缓蚀率仅为60.3%，耐温性较差，因此在下面的试验中将其放弃。
四、现场应用效果评价
1、试验井的选择
木头油田根据现场的实际情况选择了7口油井作为试验井。
2、加药方式与周期的确定
由于油井沉没度不同，药剂沉到井底的时间不同。一般加药后第二天才能发挥作用，第三天达高潮，第四天就到尾声，第五天就可能没有效果了，为了使油井连续起到保护作用，制定合理加药周期定为3天。
3、投药量
根据室内试验结果表明，要达到预期的缓蚀目标，投药量在120mg/L以上，但由于间断加药不能均匀的发挥药效。为了照顾后几天的效果，必须比计算量提高一倍。另外根据SY/T5273第十一章要求在正常投药之前，在清洗整个系统后先投入较大量的缓蚀剂，一般按正常加药量的2～5倍，连续投加24小时进行系统预膜处理。为此，各井加药计划见表4。
5、现场缓蚀效果测试
加药前及加药后从第3天起开始取样，以后每次加药前取样一个，每口井共取11个样。通过对Fe2+量和Ca2+含量分析对比。室内试验计算腐蚀速率为0.0052mm/a，该药剂可以有效减缓油井腐蚀。
五、结论及认识
1、采用缓蚀剂防腐是一种经济而有效的措施。
2、由于腐蚀影响因素的多样性，因此复合型缓蚀剂比单一缓蚀剂缓蚀效果高。
3、根据单井情况的不同，选择合理的缓蚀剂可以有效的减缓油井的腐蚀速度，延长油井免修期。
关键词：缓蚀剂 防腐 效果
一、缓蚀剂的特点及防腐作业机理
1、缓蚀剂防腐特点
（1）缓蚀剂用量极少，浓度一般为几个ppm至2%，基本不改变介质体系，成本低；
（2）缓蚀效率高，可以有效提高井下杆管泵的使用寿命；
（3）缓蚀剂具有高度的选择性，可以根据腐蚀体系选择不同种类，不同浓度的缓蚀剂，同时也可以根据实际情况，改变加药的流速及周期等。
2、缓蚀剂的作用机理
（1）吸附机理
许多有机缓蚀剂属于表面活性剂，其分子由亲水疏油的极性基和亲油疏水的非极性基组成。在介质中，极性基定向吸附排列在金属表面，从表面排除水分子和氢离子等致腐离子，使之难于接近金属表面，从而起到缓蚀效果。
（2）成膜理论
缓蚀剂能与金属或腐蚀介质的离子发生反应在金属表面生成不溶于或难溶的具有保护作用的各种膜层，阻止腐蚀过程，起到缓蚀作用。
（3）电机过程抑制理论
缓蚀剂加入了抑制金属在腐蚀介质中的电化学过程，减缓了电化学腐蚀速度。缓蚀剂的存在可能分别增大阴极极化或阳极极化，也可能同时增大阴极极化或阳极极化。
二、木头油田腐蚀影响因素研究
1、无产出水中各种离子对油管管材腐蚀的影响
木头油田油井矿化度在10000mg/L以内，地层温度在50～80℃之间，地层水中含有HCO3-、Cl-、SO42-、K+、Na+、Ca2+、Mg2-等各种离子。大量的研究表明，在油田产出水中溶解盐类对油井的腐蚀有显著的影响。
2、细菌影响
木南区油田油井存在较高的硫酸盐还原菌（SRB），在厌氧环境中有硫酸盐还原菌存在时，与污水接触的钢铁表面可形成若干对腐蚀电池。
在反应中六价硫还原成二价硫，SRB获得了能量，生成了腐蚀产物FeS及Fe（OH）2。其腐蚀表现为管线和抽油杆出现瘤状节点和点蚀坑，这就有可能造成碳钢的硫化物脆裂和爆皮，在受到交变应力的任何部位都易产生腐蚀疲劳，使抽油杆断裂。
三、缓蚀剂筛选
1、试验方法
先将N80钢片打磨、抛光、清洗、称重，用油井新鲜采出水样1000ml置于1000ml细口瓶中，分别挂入2～3片处理好的N80钢片，置于65℃烘箱中，恒温7d，测其腐蚀速率。
2、缓蚀剂初筛选
利用静态挂片法，在65℃下，投药量为：100mg/L条件下，取让29-3-1井产出水对所收集的缓蚀剂进行了初选。
由上表可知，F1缓蚀率只有65%，其余均在80%以上，由于F7、F8钢片表面均有一层致密的白垢，因此将缓蚀效果相对较差的F1、F7、F8放弃，对其它药剂又进行了浓度的考察。
3、浓度影响试验
木南区油田不同断块油井矿化度相差较大，因此选取不同矿化度的油井（前60-15-3、让29-3-1、木63-12+木611-16））采出水对所选药剂分别取60mg/L、80mg/L、100mg/L，在65℃下进行了缓蚀率的测定，结果见表5.2。
可知，同种缓蚀剂对不同油井有不同的缓蚀效果，其中F6的缓蚀率相对其它缓蚀剂结果偏低，在80mg/L时对前60-15-3井低于70%，因此在进行其它试验时放弃了F6。对效果相对较好的F2、F3、F4、F5进行了高温考察试验。
4、高温考察试验
木头油田木南区，油井地层温度均在50～80.9℃之间，因此在80℃、加药浓度为90mg/L条件下，考察缓蚀剂的耐温性，试验结果如下：
由上表可知，F3、F5在80℃下缓蚀率仅为60.3%，耐温性较差，因此在下面的试验中将其放弃。
四、现场应用效果评价
1、试验井的选择
木头油田根据现场的实际情况选择了7口油井作为试验井。
2、加药方式与周期的确定
由于油井沉没度不同，药剂沉到井底的时间不同。一般加药后第二天才能发挥作用，第三天达高潮，第四天就到尾声，第五天就可能没有效果了，为了使油井连续起到保护作用，制定合理加药周期定为3天。
3、投药量
根据室内试验结果表明，要达到预期的缓蚀目标，投药量在120mg/L以上，但由于间断加药不能均匀的发挥药效。为了照顾后几天的效果，必须比计算量提高一倍。另外根据SY/T5273第十一章要求在正常投药之前，在清洗整个系统后先投入较大量的缓蚀剂，一般按正常加药量的2～5倍，连续投加24小时进行系统预膜处理。为此，各井加药计划见表4。
5、现场缓蚀效果测试
加药前及加药后从第3天起开始取样，以后每次加药前取样一个，每口井共取11个样。通过对Fe2+量和Ca2+含量分析对比。室内试验计算腐蚀速率为0.0052mm/a，该药剂可以有效减缓油井腐蚀。
五、结论及认识
1、采用缓蚀剂防腐是一种经济而有效的措施。
2、由于腐蚀影响因素的多样性，因此复合型缓蚀剂比单一缓蚀剂缓蚀效果高。
3、根据单井情况的不同，选择合理的缓蚀剂可以有效的减缓油井的腐蚀速度，延长油井免修期。