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摘 要：针对部分油井腐蚀现象严重，管杆腐蚀造成油井免修期短的问题现状，通过对比目前油井防腐工艺，按照效益优先原则，制定了井筒加药治理腐蚀井标准化措施，通过标准化措施的制定实施，有效的降低油井腐蚀对生产带来的影响，对提高免修期取得了理想的效果。
关键词：腐蚀治理；检泵周期；标准化
1.油井腐蚀现状
随着滚动开发，开井数逐年增加，油井腐蚀现象严重，杆管腐蚀井也呈上升趋势，这部分井的平均免修期仅327天，低于全油田平均免修期565天。这些井主要表现在管杆本体、节箍腐蚀严重，有些井杆腐蚀断。腐蚀问题严重影响了油井的正常生产，不仅造成油井维护作业频繁，而且缩短了油井有效工作时间，生产时率大大降低。针对部分油井生产过程中存在“腐蚀短板”，通过对比目前工艺，按照效益优先原则，制定了井筒加药治理腐蚀井标准化措施，通过标准化措施的制定实施，有效的降低油井腐蚀对生产带来的影响，对提高免修期取得了理想的效果。
2.标准化腐蚀治理
2.1标准化防腐方案选择
近几年，对腐蚀井的治理目前主要采用三种方式，一是更换防腐管材（防腐杆、防腐泵、防腐器等），二是投加缓蚀剂法，三是阴极保护器。总结多年经验，不能单纯依靠更换防腐管材来治理腐蚀，选择合适的缓蚀剂不仅可以抑制均匀腐蚀而且可以抑制局部腐蚀、应力腐蚀和腐蚀疲劳等，是目前比较成熟的方法，简单而有效：
①可以在不更换设备和不影响生产的情况下对设备和管线实施保护，具有长效的优势长期保护管柱的效果；
②能够对已经投产的设备和管线所发生的腐蚀行为进行有效的抑制；
③可以不改变金属构件或制品的本性；
④一般不需要特殊的附加设备；
⑤只需添加少量的缓蚀剂就可以大大抑制金属的腐蚀。
受到地层采出液组成复杂，含多种腐蚀性因素，导致油井管柱腐蚀严重，影响油井的正常生产。通过油套环空投加缓蚀剂，在加药初期，首先保证油套环空液中缓蚀剂浓度达到10%左右，而后按油井液量计算出每天的加药量，连续滴加，始终保持油套环空内药剂的有效浓度，可有效减低油井腐蚀，每口井的药剂费用约为1-2万元/年。
2.2标准化药剂适应性研究，确保“对症下药”
缓蚀剂在使用过程中具有较强的针对性，必须根据不同区块的地层水、伴生气组成及产出液的腐蚀机理等筛选适宜的缓蚀剂。
以林樊家油田腐蚀井为例，通过对该区块腐蚀井的腐蚀产物分析，发现其基本为碳酸亚铁（Fe2++ CO2+H2O→FeCO3）和硫化亚铁（H2S+Fe→FeS+H2），因此腐蚀的主要原因是：①地层水中富含的二氧化碳引起的腐蚀；②污水中的Cl-、HCO3-和CO32-等离子等腐蚀性物质和细菌等共同作用引起的腐蚀。
为此，以林樊家油田采出液的腐蚀特性，进行了缓蚀剂筛选工作。缓蚀剂筛选执行SY/T5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》中规定的实验方法，实验结果如下：
序号1：药剂型号HB-03，加药浓度50mg/L，缓蚀率88.4%；
序号2：药剂型号CSI-05，加药浓度50mg/L，缓蚀率86.41%；
序号3：药剂型号SH-3，加药浓度50mg/L，缓蚀率85.2%；
序号4：药剂型号CIBA-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率79.2%；
序号5：药剂型号CSI-04，加药浓度50mg/L，缓蚀率79.2%；
序号6：药剂型号HB-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率73.6%；
序号7：药剂型号CSI-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率71.2%；
序号8：药剂型号CSI-02，加药浓度50mg/L，缓蚀率70.6%；
序号9：药剂型号HB-02，加药浓度50mg/L，缓蚀率64.5%；
以上是缓蚀剂筛选结果。表数据表明：缓蚀剂HB-03的缓蚀效果良好，缓蚀率可达88.4%，建议现场应用HB-03。
2.3标准化“级差动态调控”加药法，精准药剂使用量
在低油价新常态的形势下，积极转变传统的观念思维和运行模式，优化药剂投入，在室内实验及现场投加过程中，均采用“级差动态调控”加药法，在确保缓蚀效果的前提下，精细药剂用量，确定出单井的最优加药量，降低药剂投加成本。
井筒加药措施治理腐蚀井标准化制定前根据实验结果，缓蚀剂的投加浓度结果为60mg/L，而标准化措施实施后通过采用更加精密浓度梯度实验，缓蚀剂的投加浓度结果为89.1mg/L。通过更加精密的实验，减少了药剂用量，从而降低药剂成本。
结合油井产液量、含水、乳化水、回压等数据，通过探索实施“级差动态调控”加药法，观察比对不同周期、不同数量药剂使用效果，确定对液量不产生影响的单井回压极限值，再结合电流电量的变化，反复对加药量进行“级差动态调控”，观察对比极小差别药量对生产数据的影响，最终确定出最优加药措施，目前级差精度达到了0.5kg。
2.4标准化腐蚀动态监测
在药剂投加运行过程中，需要做好防腐效果跟踪工作，以往的方法是室内静态挂片法，即取一定量的采出水，倒入广口瓶内在地层温度下放置一定时间后观察实验试片的腐蚀情况，该方法的缺点在于随着时间的延长，广口瓶内的腐蚀因素越来越少，但由于油井产液中所含腐蚀性因素较多，因此该方法不能完全反应井筒内管柱真实的腐蚀情况。
為弥补室内静态挂片法的缺陷，采取井口挂片法检测油井的防腐效果，定制现场挂片装置，该挂片装置中间杆为聚四氟乙烯材质，并配备有聚四氟乙烯垫圈，采用螺栓固定方式，保证了试片规范安装。试片与挂片器接触的地方必须有聚四氟乙烯垫圈或其它绝缘材料，以防止试片与挂片器直接产生电化学腐蚀，影响测试结果。
挂片器安装位置应避开死油区和拐角，安装时将试片送入井口直管中部，使挂片沉浸在平流流体中，同时调节试片方向，使试片侧面迎着水流方向，通过现场测量，确定挂片装置深入长度。
将标准试片挂在流程内一定时间，取出后根据试片重量减轻的程度来确定其动态的腐蚀速率，实现了对油井腐蚀的动态监测，真实反映了井筒内管柱腐蚀情况，成为检测油井腐蚀治理效果工作的“大功臣”，在跟踪油井腐蚀治理效果过程中可发挥奇效。
3.结论与认识
为应对低油价，适应新常态，树立“工艺优化提短板，长效投入建长板”的理念，通过井筒加药措施治理腐蚀井标准化的实施，运用成本较低的投加缓蚀剂法治理腐蚀问题，并通过标准化井口腐蚀检测加强指标监控，对于指标异常及时调整加药周期和加药浓度，执行差异化加药。通过现场试验效果跟踪，井筒加药措施治理腐蚀井标准化取得了明显效果，有效缓解了部分区块油井腐蚀这一“顽疾”。有效解决全厂油井腐蚀问题，延长油井免修期，减少作业成本，实现增产增效的目的。
参考文献：
[1] 参考专著：赵福麟. 采油用剂 [M] . 东营；石油大学出版社，1997.174.
[2] 参考标准：SY/T5329-2012. 碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法.
关键词：腐蚀治理；检泵周期；标准化
1.油井腐蚀现状
随着滚动开发，开井数逐年增加，油井腐蚀现象严重，杆管腐蚀井也呈上升趋势，这部分井的平均免修期仅327天，低于全油田平均免修期565天。这些井主要表现在管杆本体、节箍腐蚀严重，有些井杆腐蚀断。腐蚀问题严重影响了油井的正常生产，不仅造成油井维护作业频繁，而且缩短了油井有效工作时间，生产时率大大降低。针对部分油井生产过程中存在“腐蚀短板”，通过对比目前工艺，按照效益优先原则，制定了井筒加药治理腐蚀井标准化措施，通过标准化措施的制定实施，有效的降低油井腐蚀对生产带来的影响，对提高免修期取得了理想的效果。
2.标准化腐蚀治理
2.1标准化防腐方案选择
近几年，对腐蚀井的治理目前主要采用三种方式，一是更换防腐管材（防腐杆、防腐泵、防腐器等），二是投加缓蚀剂法，三是阴极保护器。总结多年经验，不能单纯依靠更换防腐管材来治理腐蚀，选择合适的缓蚀剂不仅可以抑制均匀腐蚀而且可以抑制局部腐蚀、应力腐蚀和腐蚀疲劳等，是目前比较成熟的方法，简单而有效：
①可以在不更换设备和不影响生产的情况下对设备和管线实施保护，具有长效的优势长期保护管柱的效果；
②能够对已经投产的设备和管线所发生的腐蚀行为进行有效的抑制；
③可以不改变金属构件或制品的本性；
④一般不需要特殊的附加设备；
⑤只需添加少量的缓蚀剂就可以大大抑制金属的腐蚀。
受到地层采出液组成复杂，含多种腐蚀性因素，导致油井管柱腐蚀严重，影响油井的正常生产。通过油套环空投加缓蚀剂，在加药初期，首先保证油套环空液中缓蚀剂浓度达到10%左右，而后按油井液量计算出每天的加药量，连续滴加，始终保持油套环空内药剂的有效浓度，可有效减低油井腐蚀，每口井的药剂费用约为1-2万元/年。
2.2标准化药剂适应性研究，确保“对症下药”
缓蚀剂在使用过程中具有较强的针对性，必须根据不同区块的地层水、伴生气组成及产出液的腐蚀机理等筛选适宜的缓蚀剂。
以林樊家油田腐蚀井为例，通过对该区块腐蚀井的腐蚀产物分析，发现其基本为碳酸亚铁（Fe2++ CO2+H2O→FeCO3）和硫化亚铁（H2S+Fe→FeS+H2），因此腐蚀的主要原因是：①地层水中富含的二氧化碳引起的腐蚀；②污水中的Cl-、HCO3-和CO32-等离子等腐蚀性物质和细菌等共同作用引起的腐蚀。
为此，以林樊家油田采出液的腐蚀特性，进行了缓蚀剂筛选工作。缓蚀剂筛选执行SY/T5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》中规定的实验方法，实验结果如下：
序号1：药剂型号HB-03，加药浓度50mg/L，缓蚀率88.4%；
序号2：药剂型号CSI-05，加药浓度50mg/L，缓蚀率86.41%；
序号3：药剂型号SH-3，加药浓度50mg/L，缓蚀率85.2%；
序号4：药剂型号CIBA-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率79.2%；
序号5：药剂型号CSI-04，加药浓度50mg/L，缓蚀率79.2%；
序号6：药剂型号HB-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率73.6%；
序号7：药剂型号CSI-01，加药浓度50mg/L，缓蚀率71.2%；
序号8：药剂型号CSI-02，加药浓度50mg/L，缓蚀率70.6%；
序号9：药剂型号HB-02，加药浓度50mg/L，缓蚀率64.5%；
以上是缓蚀剂筛选结果。表数据表明：缓蚀剂HB-03的缓蚀效果良好，缓蚀率可达88.4%，建议现场应用HB-03。
2.3标准化“级差动态调控”加药法，精准药剂使用量
在低油价新常态的形势下，积极转变传统的观念思维和运行模式，优化药剂投入，在室内实验及现场投加过程中，均采用“级差动态调控”加药法，在确保缓蚀效果的前提下，精细药剂用量，确定出单井的最优加药量，降低药剂投加成本。
井筒加药措施治理腐蚀井标准化制定前根据实验结果，缓蚀剂的投加浓度结果为60mg/L，而标准化措施实施后通过采用更加精密浓度梯度实验，缓蚀剂的投加浓度结果为89.1mg/L。通过更加精密的实验，减少了药剂用量，从而降低药剂成本。
结合油井产液量、含水、乳化水、回压等数据，通过探索实施“级差动态调控”加药法，观察比对不同周期、不同数量药剂使用效果，确定对液量不产生影响的单井回压极限值，再结合电流电量的变化，反复对加药量进行“级差动态调控”，观察对比极小差别药量对生产数据的影响，最终确定出最优加药措施，目前级差精度达到了0.5kg。
2.4标准化腐蚀动态监测
在药剂投加运行过程中，需要做好防腐效果跟踪工作，以往的方法是室内静态挂片法，即取一定量的采出水，倒入广口瓶内在地层温度下放置一定时间后观察实验试片的腐蚀情况，该方法的缺点在于随着时间的延长，广口瓶内的腐蚀因素越来越少，但由于油井产液中所含腐蚀性因素较多，因此该方法不能完全反应井筒内管柱真实的腐蚀情况。
為弥补室内静态挂片法的缺陷，采取井口挂片法检测油井的防腐效果，定制现场挂片装置，该挂片装置中间杆为聚四氟乙烯材质，并配备有聚四氟乙烯垫圈，采用螺栓固定方式，保证了试片规范安装。试片与挂片器接触的地方必须有聚四氟乙烯垫圈或其它绝缘材料，以防止试片与挂片器直接产生电化学腐蚀，影响测试结果。
挂片器安装位置应避开死油区和拐角，安装时将试片送入井口直管中部，使挂片沉浸在平流流体中，同时调节试片方向，使试片侧面迎着水流方向，通过现场测量，确定挂片装置深入长度。
将标准试片挂在流程内一定时间，取出后根据试片重量减轻的程度来确定其动态的腐蚀速率，实现了对油井腐蚀的动态监测，真实反映了井筒内管柱腐蚀情况，成为检测油井腐蚀治理效果工作的“大功臣”，在跟踪油井腐蚀治理效果过程中可发挥奇效。
3.结论与认识
为应对低油价，适应新常态，树立“工艺优化提短板，长效投入建长板”的理念，通过井筒加药措施治理腐蚀井标准化的实施，运用成本较低的投加缓蚀剂法治理腐蚀问题，并通过标准化井口腐蚀检测加强指标监控，对于指标异常及时调整加药周期和加药浓度，执行差异化加药。通过现场试验效果跟踪，井筒加药措施治理腐蚀井标准化取得了明显效果，有效缓解了部分区块油井腐蚀这一“顽疾”。有效解决全厂油井腐蚀问题，延长油井免修期，减少作业成本，实现增产增效的目的。
参考文献：
[1] 参考专著：赵福麟. 采油用剂 [M] . 东营；石油大学出版社，1997.174.
[2] 参考标准：SY/T5329-2012. 碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法.