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【摘要】油田进入开发中后期，随着含水不断上升，各种注入物与地层流体发生混合后，液流体性质不断发生变化。本文根据卫三采油区油井腐蚀现状，开展区域性的腐蚀机理研究，配合厂家改良缓蚀剂配方、优选伍配性较好的缓蚀剂对区块进行治理，取得良好效果。可为油井防腐工作提供指导和借鉴作用。
【关键词】油井腐蚀 难题 缓蚀剂 防腐
1 卫三区腐蚀现状
卫三油藏经营区共有油井89口，开井70口，平均单井日产液19.3吨，日产油1.6吨，综合含水91.6%。其中定期防腐加药油井36口，主要集中在卫10、卫11块两个油层区块，另外卫58块因结垢造成的垢下腐蚀也有增加趋势。采油井下工具的腐蚀主要表现油管漏、抽油杆断脱、光杆断。油水井的腐蚀严重影响了油田的正常生产和集输，造成大量原油损失，同时也造成了大批资金的被迫投入。
2 区域腐蚀机理研究
卫10、卫11块两个区块地质状况复杂，产出液的水型为CaCl2型，综合含水高、矿化度高、氯离子高、多有较强的腐蚀性，且伴生气中CO2（二氧化碳）含量高达2.8%，使腐蚀介质更加复杂。再加上多数油井随井况恶化，管杆偏磨严重，金属本体裸露，使腐蚀环境恶化复杂多变，致使局部腐蚀、点蚀等加剧，管杆穿孔频繁发生。
、 Cl-离子对腐蚀的影响
HCO3-离子在低浓度时，对腐蚀起促进作用，其机理在于HCO3-可作为阴极去极化剂；HCO3-可以与CO2相互转化，离解后产生H+和CO32-，前者加速腐蚀，后者与Ca2+成垢，形成垢下的局部腐蚀。
产出液中的Cl--离子会增加水的腐蚀性，促进碳钢、不锈钢等金属或合金的局部腐蚀，在氯化物中，铁以及它们的合金均可产生点蚀，氯离子的存在可加速金属的腐蚀作用，当Cl-含量较高时，在阳极区，导致一般坑蚀的蔓延，另一方面，由于Cl-半径较小，易穿透保护膜，使腐蚀加剧，产生局产腐蚀，Cl-是对碳钢腐蚀影响最大的阴离子。
2.2 介质PH值影响
在PH值和溶解氧很低的情况下，水的腐蚀主要是由氢的去极化作用控制。低PH值且含氧时，碳钢表面是氢去极化反应和氧化去极反应同时进行。此时，碳钢表面进行的实际上是酸作用过程，腐蚀特征表现为均匀腐蚀。
2.3 温度、CO2的影响
CO2腐蚀最典型的特征是呈现局部点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中，台面状坑蚀的穿孔率很高，通常腐蚀速率可达3～7mm.a-1。温度对腐蚀的影响较为复杂，首先，当温度<60℃，腐蚀产物膜FeCO3软而无附着力，金属表面光滑；当温度在100℃附近，高的腐蚀速率和严重的局部腐蚀，粗结晶形成Feco3；当温度在150℃以上，形成细致、紧密、附着力强的FeCo3和FeCo4膜，腐蚀速率降低。但是，过高的温度又可使緩蚀剂分解而失效。
3 结合研究结果，现场配套情况
3.1 优化加药周期，确保井内药剂浓度
根据单井铁离子变化及作业起出情况，调整药剂药量与加药周期；缓蚀剂首次投加时加大剂量、高浓度，使缓蚀剂迅速在金属表面形成完整保护膜，防止因保护膜残缺，造成局部腐蚀。为利用好缓蚀剂保护膜的防腐作用，采用作业预膜的办法，即在油井作业维修结束前，就将缓蚀剂投入井筒中，这样在开井生产前就会在井筒的管、杆、泵等表面预先形成一层较厚的保护膜，从而提高防腐效果。日常管理中，实施“少食多餐”的加药方式，延长药剂在井筒内的存留时间，使井筒防腐更趋合理化。目前我区腐蚀严重的9口井执行3次/每周，其余27口井执行2次/每周。
3.2 完善铁离子监测，为药量调整提供数据支持
目前，铁离子监测所用样本一般采用原油含水化验后所剩余的游离水，根据我们跟踪的情况来看，采用不同材质的样桶、油样放置的时间长短、分光光度计精度、操作人员的熟练程度等都对数据有一定影响。但通过数据对比来看，虽然受各种因素的影响，但仍然可以总体反映出腐蚀的变化规律。
根据监测到的油井腐蚀数据，和有关缓蚀剂的实验数据，计算出缓蚀剂的浓度、加药量、加药周期。缓蚀剂的浓度、加药量、加药周期三者之间的关系。
2011年共实施监测2009井次，平均总铁46.7 mg/L，与2010年平均38.6 mg/L相比，上升了8.1mg/L，主要由于7月份以后更换仪器后，数据波动，总体保持相对稳定趋势。
3.3 加强作业现场管杆工具腐蚀状况落实，检验防腐效果
作业现场的落实一直以来都是我区对缓蚀剂效果进行评价，对单井防腐制度进行调整的主要依据。近2年来我区先后根据现场情况对WC11-25、WC11-54、WC11-14、WCC56-2、WC10-21等进行20余井次药量及周期的调整，总体效果良好。
4 取得效果分析及经济效益评价
对比2011年重点腐蚀单井作业情况，与前2年相比总体呈现好转趋势，具体表现在因腐蚀影响井次减少，检泵周期、免修期延长。大部分油井检泵周期基本由原来的3-7个月延长至一年以上，其中WC11-25、WC11-34、WCC56-2、WC11-39免修期均已达到500天以上。WCN10-9井该井2011年上半年已因腐蚀维护2次，平均免修期96天，2011年8月后实验低温段缓蚀剂，目前免修期已达189天，效果显著。
5 经济效益评价
仅对比效果明显的7口油井，就减少因腐蚀造成躺井10井次以上。
（1）按每口油井维护6万元计算，作业劳务节余60万元以上。
（2）减少因腐蚀造成管杆更换5000m以上，仅减少成本支出就在40万元以上。
（3）减少了维护井次，延长油井时率，增加油井产量。
参考文献
[1] 刘洪波，王树森，高铸，等.对油气管道内腐蚀影响机制[J].化的腐蚀防护专项技术文摘2007，26（12）43-46
[2] 杨雪莲，常青.缓蚀剂的研究与进展[J].甘肃科技，2004，20（1）：79-81