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[摘 要]随着油田进一步开发，石油工程科技开发有限公司油井产出液含水明显上升，油井的抽油杆和油管腐蚀现象日趋严重。本文从理论及缓蚀机理分析了加药的必要性及如何合理使用缓蚀剂，并对石油工程科技开发有限公司实际加药情况进行分析，目的是为改善加药效果，治理腐蚀和提高油田经济效益提供参考。
[关键词]缓蚀剂 石油工程科技开发有限公司 缓蚀机理 腐蚀速率 可溶性无机盐 金属；管线腐蚀穿孔
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）05-0288-01
1 腐蚀现象分析
1.1 穿孔
石油工程科技开发有限公司的纯化油田油井底薪水中含有的大量CO2、H2S及可溶性无机盐，容易和金属发生反应，导致管线腐蚀穿孔。
（1）CO2的影响：
石油工程科技开发有限公司的纯化油田产出液中CO2和水结合生成碳酸，碳酸在水中存在如下反应和电离平衡：在油井内高温高压条件下，电离向右移动，H浓度进一步增大，pH值进一步降低，CO2腐蚀作用进一步增强。
（2）溶解盐的影响
石油工程科技开发有限公司的纯化油田油井产出液中，溶解盐较多的是钠离子、钾离子、镁离子、氯离子、硫酸根离子等这些金属和非金属离子的存在，增大水的导电性；另外，抽油杆和油管在制造过程中为了增大它们的刚度等参数，需加入碳等少量的其他微量元素，在产出液中，就会形成以这些元素所在部位为正极，铁为负极的原电池。这些比较活跃的离子的存在，增加了产出液的导电性，使金属腐蚀过程中的原电池效应增加，發生如下反应：Fe一2e— — Fe。
（3）H2S的影响和CO2一样起到弱酸的作用，H2S在水中的电离平衡，吸附在金属表面的络合物，使铁原子与硫原子牢固结合，导致金属原子结合减弱，从而使金属原子容易电离。
1.2 杆断
根据上述反应可知，H。s被还原，其中Fe与H。s发生如下反应：
Fe+H2S——FeS +H2十
一般情况下，当腐蚀反应中形成氢原子时，原子氢会彼此结合，在金属表面形成氢分子，而硫化物离子对这种反应起到副催化剂作用，阻碍分子氢的形成，这些氢原子就会在主力区内渗透到抽油杆的表层内。因为抽油杆在上下运动过程中，受力平衡区部位被拉长，金属原子之间的结合力减弱，一旦原子氢渗透到抽油杆里，就不再与硫化物沉积物结合，而是原子氢的原子彼此结合形成分子氢。这种抽油杆内部的分子氢可互相结合，生成分子氢饼，能产生巨大的斥力，在拉力的协和作用下，造成杆断，由于H。S的存在，造成典型的腐蚀，卫95块和305块就属于这一类。如果反应生成的沉积在抽油杆表面形成致密晶格，也会起到缓蚀作用，如果形成的晶格不致密，一旦被破坏，腐蚀程度会更严重。
2 加药措施分析
2.1 缓蚀剂为什么能起到缓蚀作用水溶性缓蚀剂有一种是由长碳链酸与胺化合，所得产物与亚硫酸、硫脲等在一定条件下反应，生成的物质即缓蚀剂，它是褐色有刺激性气味的液体，与水形成透明溶液。这种物质具有极性原子，其上的共用电子对与金属铁及铁离子发生吸附作用，对于其他有极性的固体，也会发生类似的作用.在金属表面形成一种膜，阻止金属和水中的二氧化碳、硫化氢及无机盐等腐蚀介质的接触，起到了防腐的作用。形成的膜越牢固，缓蚀率越高。缓蚀剂效果用缓蚀率来评价，实验室中，缓蚀率实验选定缓蚀剂浓度为100ppm
2.2 选用缓蚀剂注意问题
2.2.1 缓蚀剂质量
从缓蚀剂的制作过程可看出，生成缓蚀剂的步骤如下：
第一步是实验室中，缓蚀率实验选定缓蚀剂浓度为100ppm 。
2.2 选用缓蚀剂注意问题
2.2.1 缓蚀剂质量
从缓蚀剂的制作过程可看出，如果按1：2摩尔配比可生成九种产物。还可以按1：3，1：4，1：5等摩尔配比反应生成产物几十种，它们都有缓蚀性能。就按1：2摩尔比反应来说，这个有机化工反应，是以水为催化剂并保持其数量不变的情况下，温度保持在80—100℃，加热3个小时。影响产物质量的因素主要有两方面：首先是原产品质量及设备原因，例，如果冷凝设备好，水不会因受热挥发而减少，从而保证产品质量。其次是人为因素，经验表明，加热三个小时过程中，温度保持在98— 100℃所得产品质量最好，如果不是工作特别认真的人，很难把温度控制好，产品质量也达不到最高。而给我们的宏观印象缓蚀剂应该是化学成分单一的物质，实际上所得产物具体是上述九种物质中的哪一种，目前还不能断定，有可能是其中的一种，有可能是其中的几种，也有可能九种都有。即使同一个人相同条件下2次做的产品，化学成分也不会完全相同，质量也有些差别。这九种物质看结构相差不多，性质也应该相似。实际上不一样。就象金刚石和石墨，化学上都用C表示，可它们的性质相差很远。不过，这九种物质的其他性质我们没有必要考虑，因为它们有一个共同点，都有极性原子，都可吸附在金属表面，谁的吸附能力大谁的缓蚀率就高。对于我们来说，通过做实验来改变加药制度，缓蚀剂的质量问题无疑是很重要的。
2.2.2 使用条件对缓蚀率的影响同一种缓蚀剂对不同种油管，在相同的温度及腐蚀条件下，缓蚀率不同。如，缓蚀剂A对N80钢缓蚀率为72 9/5，而对A3钢缓蚀率为86 9/6，在实际使用过程中，我们如果根据管杆材料来选择药，缓蚀效果可进一步提高。
2.2.3 有的缓蚀剂缓蚀率特别高，但容易在管道上出现点蚀坑蚀情况，这就是我们平常说的穿孔。如果使用这种缓蚀剂，会给我们工作带来不必要的麻烦。2.3 缓蚀剂在井筒中如何运动，缓蚀剂溶于水形成均一溶液 .
2.3.1 当停井或作业预膜防腐时，缓蚀剂和水一起沉降到油管的下部，下沉过程中在管壁形成膜。 2.3.2 油井开抽时，缓蚀剂随着流动的液体一起运动，在管壁形成膜。由于缓蚀剂和有极性的金属相互吸引形成膜，在膜上就不会再形成膜。也就是说，药量达到一定程度，再加药就不会起作用了。那这个浓度到底有多大呢？一般来说，如果一口井一小时产一吨液量，缓蚀剂浓度最低是100ppm，最高是150ppm，即加0.1—0.15kg药。如图所示。理想条件下，加一次药成膜后
就不用再加药了。而实际上是经常加药。缓蚀速率（mm/a）加药量（ppm）实际流体沿壁面流动时，可在流体中划出两个区域，一为壁面速度变化比较快的区域称边界层。另一为离壁面较远速度基本上不变的区域。管内与壁面很靠近的流体速度小，有利于药在管壁上形成膜。水平管内液体基本上稳定流动，但若流体所经过的管道有弯曲，流体饶过物体运动突然扩大或缩小，例如通过筛管，可形成湍流，对管壁有巨大的冲击力，把管壁上的药膜冲掉，这部分管壁就被腐蚀 生成铁盐。如果腐蚀不严重，再加的药就会和铁离子相互作用形成膜；如果腐蚀过于严重，也就是失去了药在管杆上成膜的条件，管杆就越腐蚀越严重，最后穿孔或杆断。所以，如果我们保持井底药液浓度最低为100ppm，缓蚀效果有可能达到最好。平时加药过程中，我们配加大量的水，理论上需水量为把药完全溶解的最小量即可。胜利油田的加药制度从长周期大剂量加药到短周期小剂量加药，再到点滴加药，逐步符合理论上的加药浓度，通过对产出液含铁监测，也可得出同样结论。纯梁采油厂的治理腐蚀经验证明了此结论的正确性。
3 结论
（1）油井腐蝕是导致油井管漏、杆断的一个重要原因，严重影响油水井免修期，和油田的生产成本，合理加药对治理腐蚀效果显著，经济效益显著。
（2）点滴加药制度使井底药液保持一定浓度，理论上优于周期加药，但仍有待进一步提高。
（3）针对不同区块，不同产量的油井，应该采用不同的加药量，要求我们在现场实践过程中认真总结，精细分析，区别对待。
（4）我们在加药过程中，针对不同的油井，应当有不同的加药周期，加水量也应有所不同。
参考文献
[1] 林志芳、俞启泰、彭鹏商等，高含水期油田开发的方法系统，新疆石油地质，1997，V.18，No.4：363～369.
[2] 胡见义、黄第藩等，中国陆相石油地质理论基础，石油工业出版社，1991.
[关键词]缓蚀剂 石油工程科技开发有限公司 缓蚀机理 腐蚀速率 可溶性无机盐 金属；管线腐蚀穿孔
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）05-0288-01
1 腐蚀现象分析
1.1 穿孔
石油工程科技开发有限公司的纯化油田油井底薪水中含有的大量CO2、H2S及可溶性无机盐，容易和金属发生反应，导致管线腐蚀穿孔。
（1）CO2的影响：
石油工程科技开发有限公司的纯化油田产出液中CO2和水结合生成碳酸，碳酸在水中存在如下反应和电离平衡：在油井内高温高压条件下，电离向右移动，H浓度进一步增大，pH值进一步降低，CO2腐蚀作用进一步增强。
（2）溶解盐的影响
石油工程科技开发有限公司的纯化油田油井产出液中，溶解盐较多的是钠离子、钾离子、镁离子、氯离子、硫酸根离子等这些金属和非金属离子的存在，增大水的导电性；另外，抽油杆和油管在制造过程中为了增大它们的刚度等参数，需加入碳等少量的其他微量元素，在产出液中，就会形成以这些元素所在部位为正极，铁为负极的原电池。这些比较活跃的离子的存在，增加了产出液的导电性，使金属腐蚀过程中的原电池效应增加，發生如下反应：Fe一2e— — Fe。
（3）H2S的影响和CO2一样起到弱酸的作用，H2S在水中的电离平衡，吸附在金属表面的络合物，使铁原子与硫原子牢固结合，导致金属原子结合减弱，从而使金属原子容易电离。
1.2 杆断
根据上述反应可知，H。s被还原，其中Fe与H。s发生如下反应：
Fe+H2S——FeS +H2十
一般情况下，当腐蚀反应中形成氢原子时，原子氢会彼此结合，在金属表面形成氢分子，而硫化物离子对这种反应起到副催化剂作用，阻碍分子氢的形成，这些氢原子就会在主力区内渗透到抽油杆的表层内。因为抽油杆在上下运动过程中，受力平衡区部位被拉长，金属原子之间的结合力减弱，一旦原子氢渗透到抽油杆里，就不再与硫化物沉积物结合，而是原子氢的原子彼此结合形成分子氢。这种抽油杆内部的分子氢可互相结合，生成分子氢饼，能产生巨大的斥力，在拉力的协和作用下，造成杆断，由于H。S的存在，造成典型的腐蚀，卫95块和305块就属于这一类。如果反应生成的沉积在抽油杆表面形成致密晶格，也会起到缓蚀作用，如果形成的晶格不致密，一旦被破坏，腐蚀程度会更严重。
2 加药措施分析
2.1 缓蚀剂为什么能起到缓蚀作用水溶性缓蚀剂有一种是由长碳链酸与胺化合，所得产物与亚硫酸、硫脲等在一定条件下反应，生成的物质即缓蚀剂，它是褐色有刺激性气味的液体，与水形成透明溶液。这种物质具有极性原子，其上的共用电子对与金属铁及铁离子发生吸附作用，对于其他有极性的固体，也会发生类似的作用.在金属表面形成一种膜，阻止金属和水中的二氧化碳、硫化氢及无机盐等腐蚀介质的接触，起到了防腐的作用。形成的膜越牢固，缓蚀率越高。缓蚀剂效果用缓蚀率来评价，实验室中，缓蚀率实验选定缓蚀剂浓度为100ppm
2.2 选用缓蚀剂注意问题
2.2.1 缓蚀剂质量
从缓蚀剂的制作过程可看出，生成缓蚀剂的步骤如下：
第一步是实验室中，缓蚀率实验选定缓蚀剂浓度为100ppm 。
2.2 选用缓蚀剂注意问题
2.2.1 缓蚀剂质量
从缓蚀剂的制作过程可看出，如果按1：2摩尔配比可生成九种产物。还可以按1：3，1：4，1：5等摩尔配比反应生成产物几十种，它们都有缓蚀性能。就按1：2摩尔比反应来说，这个有机化工反应，是以水为催化剂并保持其数量不变的情况下，温度保持在80—100℃，加热3个小时。影响产物质量的因素主要有两方面：首先是原产品质量及设备原因，例，如果冷凝设备好，水不会因受热挥发而减少，从而保证产品质量。其次是人为因素，经验表明，加热三个小时过程中，温度保持在98— 100℃所得产品质量最好，如果不是工作特别认真的人，很难把温度控制好，产品质量也达不到最高。而给我们的宏观印象缓蚀剂应该是化学成分单一的物质，实际上所得产物具体是上述九种物质中的哪一种，目前还不能断定，有可能是其中的一种，有可能是其中的几种，也有可能九种都有。即使同一个人相同条件下2次做的产品，化学成分也不会完全相同，质量也有些差别。这九种物质看结构相差不多，性质也应该相似。实际上不一样。就象金刚石和石墨，化学上都用C表示，可它们的性质相差很远。不过，这九种物质的其他性质我们没有必要考虑，因为它们有一个共同点，都有极性原子，都可吸附在金属表面，谁的吸附能力大谁的缓蚀率就高。对于我们来说，通过做实验来改变加药制度，缓蚀剂的质量问题无疑是很重要的。
2.2.2 使用条件对缓蚀率的影响同一种缓蚀剂对不同种油管，在相同的温度及腐蚀条件下，缓蚀率不同。如，缓蚀剂A对N80钢缓蚀率为72 9/5，而对A3钢缓蚀率为86 9/6，在实际使用过程中，我们如果根据管杆材料来选择药，缓蚀效果可进一步提高。
2.2.3 有的缓蚀剂缓蚀率特别高，但容易在管道上出现点蚀坑蚀情况，这就是我们平常说的穿孔。如果使用这种缓蚀剂，会给我们工作带来不必要的麻烦。2.3 缓蚀剂在井筒中如何运动，缓蚀剂溶于水形成均一溶液 .
2.3.1 当停井或作业预膜防腐时，缓蚀剂和水一起沉降到油管的下部，下沉过程中在管壁形成膜。 2.3.2 油井开抽时，缓蚀剂随着流动的液体一起运动，在管壁形成膜。由于缓蚀剂和有极性的金属相互吸引形成膜，在膜上就不会再形成膜。也就是说，药量达到一定程度，再加药就不会起作用了。那这个浓度到底有多大呢？一般来说，如果一口井一小时产一吨液量，缓蚀剂浓度最低是100ppm，最高是150ppm，即加0.1—0.15kg药。如图所示。理想条件下，加一次药成膜后
就不用再加药了。而实际上是经常加药。缓蚀速率（mm/a）加药量（ppm）实际流体沿壁面流动时，可在流体中划出两个区域，一为壁面速度变化比较快的区域称边界层。另一为离壁面较远速度基本上不变的区域。管内与壁面很靠近的流体速度小，有利于药在管壁上形成膜。水平管内液体基本上稳定流动，但若流体所经过的管道有弯曲，流体饶过物体运动突然扩大或缩小，例如通过筛管，可形成湍流，对管壁有巨大的冲击力，把管壁上的药膜冲掉，这部分管壁就被腐蚀 生成铁盐。如果腐蚀不严重，再加的药就会和铁离子相互作用形成膜；如果腐蚀过于严重，也就是失去了药在管杆上成膜的条件，管杆就越腐蚀越严重，最后穿孔或杆断。所以，如果我们保持井底药液浓度最低为100ppm，缓蚀效果有可能达到最好。平时加药过程中，我们配加大量的水，理论上需水量为把药完全溶解的最小量即可。胜利油田的加药制度从长周期大剂量加药到短周期小剂量加药，再到点滴加药，逐步符合理论上的加药浓度，通过对产出液含铁监测，也可得出同样结论。纯梁采油厂的治理腐蚀经验证明了此结论的正确性。
3 结论
（1）油井腐蝕是导致油井管漏、杆断的一个重要原因，严重影响油水井免修期，和油田的生产成本，合理加药对治理腐蚀效果显著，经济效益显著。
（2）点滴加药制度使井底药液保持一定浓度，理论上优于周期加药，但仍有待进一步提高。
（3）针对不同区块，不同产量的油井，应该采用不同的加药量，要求我们在现场实践过程中认真总结，精细分析，区别对待。
（4）我们在加药过程中，针对不同的油井，应当有不同的加药周期，加水量也应有所不同。
参考文献
[1] 林志芳、俞启泰、彭鹏商等，高含水期油田开发的方法系统，新疆石油地质，1997，V.18，No.4：363～369.
[2] 胡见义、黄第藩等，中国陆相石油地质理论基础，石油工业出版社，1991.