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摘 要：随着油田进一步开发，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；缓蚀机理；腐蚀速率；可溶性无机盐；；金属；管线腐蚀穿孔
一、腐蚀现象
1、 穿孔
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：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：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，发生如下反应：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。
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。
二、加药机理
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、选用缓蚀剂注意问题
2.1 缓蚀剂质量.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 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。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。
2.3 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。
2.4 缓蚀剂在井筒中如何运动，缓蚀剂溶于水形成均一溶液 .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。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。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。采油厂的治理腐蚀经验证明了此结论的正确性。
三、结论
（1）油井腐蚀是导致油井管漏、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，要求在现场实践过程中认真总结，精细分析，区别对待。（4）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。
关键词：缓蚀剂；缓蚀机理；腐蚀速率；可溶性无机盐；；金属；管线腐蚀穿孔
一、腐蚀现象
1、 穿孔
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：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：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，发生如下反应：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。
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。
二、加药机理
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、选用缓蚀剂注意问题
2.1 缓蚀剂质量.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 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。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。
2.3 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。
2.4 缓蚀剂在井筒中如何运动，缓蚀剂溶于水形成均一溶液 .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。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。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。采油厂的治理腐蚀经验证明了此结论的正确性。
三、结论
（1）油井腐蚀是导致油井管漏、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，要求在现场实践过程中认真总结，精细分析，区别对待。（4）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。