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摘要：随着油田开采进入中后期，采出液含水上升，油井防腐成为目前重点工作，文卫采油厂油井腐蚀类型分为CO2和H2S腐蚀，针对常规液态缓蚀剂在防腐性能上存在一定的弊端，本文主要论述了文卫采油厂针对常规防腐无法保护进液口以下油套管防腐盲区、卡封生产井等一些特殊井，开展颗粒固体缓蚀剂的研究与应用取得了突破性的进展。
关键词：油井防腐;腐蚀因素;缓蚀剂;防腐对策
一、项目概况
文卫采油厂共有油井581口，防腐加药油井达570口，油井腐蚀类型分为CO2和H2S腐蚀，由于常规液态缓蚀剂在防腐性能上存在一定的弊端，如无法保护进液口以下油套管防腐盲区、因特殊环境因素无法及时加药以及高液量井因加药罐内药液浓度高造成药液挂壁严重等问题，一定程度上影响了防腐效果，增加了控躺的难度。
二、油井腐蚀因素分析
1.溶解气体的影响
（1）CO2的影响
C02腐蚀最典型的特征是呈现局部的点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中，台面状坑蚀穿孔率很高，通常腐蚀速率可达3-7mm/a，无氧时腐蚀速率高达20mm/a。
研究表明，CO2腐蚀与其所处环境中的温度、分压、流速有关，其中分压起着决定性作用。当温度一定时，CO2气体的分压愈大，材料的腐蚀愈快。
（2）H2S的影响
溶解于水中的H2S具有较强的腐蚀性。碳钢管线在含有H2S的介质中会发生氢去极化腐蚀，碳钢的阳极产物铁离子与硫离子相结合生成硫化亚铁，介质中的H2S还有更严重的腐蚀破坏形式，能使金属材料破裂，这种破裂在低应力状态下就可发生，甚至在很低的拉应力下就可能发生晶间应力腐蚀开裂。当酸性溶液中含有H2S时，pH值和H2S的浓度存在协同效应，即溶液酸性越强，H2S浓度越大，腐蚀速率越快。
对于H2S和CO2共存的体系，当CO2和H2S分压之比小于500时，FeS仍将是腐蚀产物膜的主要成分，腐蚀过程仍受H2S控制。
2.介质PH值的影响
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和氧去极化反应同时进行，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。研究证实了pH值升高将引起腐蚀速率降低，由于pH值的持续升高，碳钢出现钝化，而可能生成FeCO3保护膜，但该膜的出现又易引起垢下腐蚀和局部腐蚀。
3.盐类及各种离子的影响
油田产出水中的溶解盐类对油井的腐蚀有显著的影响。酸性盐（水解后产生酸性溶液的盐类引起的腐蚀主要是氢去极化，这类盐有AICl3、NiSO4、MnCl2和FeCl2等。Ca2+、Mg2+离子的存在会增大溶液的矿化度和离子强度，一般来说，在其它条件相时，这两种离子会加大局部腐蚀的严重性。
三、油井防腐对策分析
1、腐蚀类型的确定
经过多年来躺井现场情况、腐蚀产物成分以及地层参数统计分析，目前我厂各区块的腐蚀类型已经确定，主要分为H2S腐蚀和CO2腐蚀，其中卫22块、卫2块、卫81等低渗区块为典型的CO2腐蚀，加药类型为抗CO2缓蚀剂，其余区块为H2S腐蚀，其中文明寨油田、卫58块、卫95块、卫305块为H2S严重腐蚀区块，个别井取样分析存在H2S和CO2井两项腐蚀，加药类型分别为普通缓蚀剂、抗CO2缓蚀剂以及还处于评价阶段的双抗型缓蚀剂。
2、加药方式的确定
套管冲击式加药方式：对于不含气的油井采用套管冲击式加药方式，投加浓度400PPm/3d，理论上一次投加后至第3天的缓蚀剂浓度能够保持在100PPm，目前套加冲击式加药方式为管理一区主要加药方式。
电子加药柜连续加药方式：该加药方式适用于套管气大的油井，管理二区、管理三区共管理电子加药柜217台，在管理过程中由于受套管气影响，存在阶段性下药不匀，甚至加药泵气锁的现象。
自制自重式连续加药方式：不含套管气的油井采用自制连续加药装置，且加药罐加装在井口，药液从加药罐直接进入井筒，该加药方式操作简单易管理。但是在冬季生产过程中，由于自制加药柜没有加热系统，容易发生冻堵情况，为了保证冬季连续加药效果，在不影响缓蚀效果的基础上，需要在加药罐内加注复配的防冻剂。
3、连续加药装置的薄弱环节分析
连续加药方式是目前认为最好的防腐加藥方式，但是对于高液量井来说，加药柜受规格尺寸影响造成加药罐内的药液浓度偏高，加上井液温度高，易造成药液在管外附着，导致入井药剂浓度不够。液体缓蚀剂难以到达井底附近，主要消耗在井筒上部，对进液口下部井筒达不到防腐效果。
四、固体缓蚀剂形态及投加方式优选
油井生产管柱进液口下部的尾管、套管处于防腐盲区，筛管以下尾管腐蚀频繁落井，油层上部套管腐蚀严重;另外随着油区环境的日益复杂，在要害化工厂内的油井防腐工作日益艰难。因此，研究应用了固体颗粒缓蚀剂。与以往仅针对卡顶封无法实施正常加药而使用的棒状固体缓蚀剂相比，粒状固体缓蚀剂可在正常生产时，通过专用设备进行套管投加，利于套管周期性加药。
（1）选井：投加粒状缓蚀剂的油井，需处理井筒至合适位置，要有一定的沉砂口袋，保证固体缓蚀剂投加后不埋层，不影响油井产液量。
（2）完井预膜
由于粒状固体缓蚀剂释放缓慢，在投放初期井筒内的缓蚀剂浓度无法达到缓蚀效果，为了达到好的缓蚀效果，油井完井时需套管预膜25Kg的缓蚀剂，使油井在开抽初期能够满足缓蚀效果。
（3）加入量和加入周期
初次投加，根据油井理论液量设计每口井的投加量，释放周期为3个月，粒状固体缓蚀剂的密度为1.4g/cm3，则固体缓蚀剂的投放量为理论液量*（50-80）ppm/d×2个月（60天）
（4）投放固体缓蚀剂后的管理
投加固体缓蚀剂的油井，要每周监测产出液中缓蚀剂的残余浓度、产出水中的铁离子含量及腐蚀速率，根据缓蚀剂的残余浓度及腐蚀速率找到每口井的投加规律。
五、结论与认识
2018年以来，文卫采油厂共投加粒状固体缓蚀剂12口井，投加后较投加前，单井平均免修期延长了186天，且目前继续有效。
（一）粒状固体缓蚀剂防腐适用于文卫采油厂高液量井的油井防腐，油井免修期得到了明显延长，防腐效果明显。
（二）施工简单，该投加方式平均3月投加一次，常规加药方式为3天一投加，药剂从油套环空处加入不影响油井的正常生产，有效减少单井因结蜡作业井次，减少劳动强度。
（三）该投加方式适用于正常套管井的投加，并计算好沉砂口袋，口袋小的油井要处理至满足添加条件。
（四）第一次投加时要套管预膜25Kg液体缓蚀剂，使油井在开抽初期能够满足缓蚀效果。
（五）在实施粒状固体缓蚀剂过程中，加强残余浓度、产出水中铁离子含量及缓蚀速率的检测，以便掌握每口井的准确的加药周期。
关键词：油井防腐;腐蚀因素;缓蚀剂;防腐对策
一、项目概况
文卫采油厂共有油井581口，防腐加药油井达570口，油井腐蚀类型分为CO2和H2S腐蚀，由于常规液态缓蚀剂在防腐性能上存在一定的弊端，如无法保护进液口以下油套管防腐盲区、因特殊环境因素无法及时加药以及高液量井因加药罐内药液浓度高造成药液挂壁严重等问题，一定程度上影响了防腐效果，增加了控躺的难度。
二、油井腐蚀因素分析
1.溶解气体的影响
（1）CO2的影响
C02腐蚀最典型的特征是呈现局部的点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。其中，台面状坑蚀穿孔率很高，通常腐蚀速率可达3-7mm/a，无氧时腐蚀速率高达20mm/a。
研究表明，CO2腐蚀与其所处环境中的温度、分压、流速有关，其中分压起着决定性作用。当温度一定时，CO2气体的分压愈大，材料的腐蚀愈快。
（2）H2S的影响
溶解于水中的H2S具有较强的腐蚀性。碳钢管线在含有H2S的介质中会发生氢去极化腐蚀，碳钢的阳极产物铁离子与硫离子相结合生成硫化亚铁，介质中的H2S还有更严重的腐蚀破坏形式，能使金属材料破裂，这种破裂在低应力状态下就可发生，甚至在很低的拉应力下就可能发生晶间应力腐蚀开裂。当酸性溶液中含有H2S时，pH值和H2S的浓度存在协同效应，即溶液酸性越强，H2S浓度越大，腐蚀速率越快。
对于H2S和CO2共存的体系，当CO2和H2S分压之比小于500时，FeS仍将是腐蚀产物膜的主要成分，腐蚀过程仍受H2S控制。
2.介质PH值的影响
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和氧去极化反应同时进行，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。研究证实了pH值升高将引起腐蚀速率降低，由于pH值的持续升高，碳钢出现钝化，而可能生成FeCO3保护膜，但该膜的出现又易引起垢下腐蚀和局部腐蚀。
3.盐类及各种离子的影响
油田产出水中的溶解盐类对油井的腐蚀有显著的影响。酸性盐（水解后产生酸性溶液的盐类引起的腐蚀主要是氢去极化，这类盐有AICl3、NiSO4、MnCl2和FeCl2等。Ca2+、Mg2+离子的存在会增大溶液的矿化度和离子强度，一般来说，在其它条件相时，这两种离子会加大局部腐蚀的严重性。
三、油井防腐对策分析
1、腐蚀类型的确定
经过多年来躺井现场情况、腐蚀产物成分以及地层参数统计分析，目前我厂各区块的腐蚀类型已经确定，主要分为H2S腐蚀和CO2腐蚀，其中卫22块、卫2块、卫81等低渗区块为典型的CO2腐蚀，加药类型为抗CO2缓蚀剂，其余区块为H2S腐蚀，其中文明寨油田、卫58块、卫95块、卫305块为H2S严重腐蚀区块，个别井取样分析存在H2S和CO2井两项腐蚀，加药类型分别为普通缓蚀剂、抗CO2缓蚀剂以及还处于评价阶段的双抗型缓蚀剂。
2、加药方式的确定
套管冲击式加药方式：对于不含气的油井采用套管冲击式加药方式，投加浓度400PPm/3d，理论上一次投加后至第3天的缓蚀剂浓度能够保持在100PPm，目前套加冲击式加药方式为管理一区主要加药方式。
电子加药柜连续加药方式：该加药方式适用于套管气大的油井，管理二区、管理三区共管理电子加药柜217台，在管理过程中由于受套管气影响，存在阶段性下药不匀，甚至加药泵气锁的现象。
自制自重式连续加药方式：不含套管气的油井采用自制连续加药装置，且加药罐加装在井口，药液从加药罐直接进入井筒，该加药方式操作简单易管理。但是在冬季生产过程中，由于自制加药柜没有加热系统，容易发生冻堵情况，为了保证冬季连续加药效果，在不影响缓蚀效果的基础上，需要在加药罐内加注复配的防冻剂。
3、连续加药装置的薄弱环节分析
连续加药方式是目前认为最好的防腐加藥方式，但是对于高液量井来说，加药柜受规格尺寸影响造成加药罐内的药液浓度偏高，加上井液温度高，易造成药液在管外附着，导致入井药剂浓度不够。液体缓蚀剂难以到达井底附近，主要消耗在井筒上部，对进液口下部井筒达不到防腐效果。
四、固体缓蚀剂形态及投加方式优选
油井生产管柱进液口下部的尾管、套管处于防腐盲区，筛管以下尾管腐蚀频繁落井，油层上部套管腐蚀严重;另外随着油区环境的日益复杂，在要害化工厂内的油井防腐工作日益艰难。因此，研究应用了固体颗粒缓蚀剂。与以往仅针对卡顶封无法实施正常加药而使用的棒状固体缓蚀剂相比，粒状固体缓蚀剂可在正常生产时，通过专用设备进行套管投加，利于套管周期性加药。
（1）选井：投加粒状缓蚀剂的油井，需处理井筒至合适位置，要有一定的沉砂口袋，保证固体缓蚀剂投加后不埋层，不影响油井产液量。
（2）完井预膜
由于粒状固体缓蚀剂释放缓慢，在投放初期井筒内的缓蚀剂浓度无法达到缓蚀效果，为了达到好的缓蚀效果，油井完井时需套管预膜25Kg的缓蚀剂，使油井在开抽初期能够满足缓蚀效果。
（3）加入量和加入周期
初次投加，根据油井理论液量设计每口井的投加量，释放周期为3个月，粒状固体缓蚀剂的密度为1.4g/cm3，则固体缓蚀剂的投放量为理论液量*（50-80）ppm/d×2个月（60天）
（4）投放固体缓蚀剂后的管理
投加固体缓蚀剂的油井，要每周监测产出液中缓蚀剂的残余浓度、产出水中的铁离子含量及腐蚀速率，根据缓蚀剂的残余浓度及腐蚀速率找到每口井的投加规律。
五、结论与认识
2018年以来，文卫采油厂共投加粒状固体缓蚀剂12口井，投加后较投加前，单井平均免修期延长了186天，且目前继续有效。
（一）粒状固体缓蚀剂防腐适用于文卫采油厂高液量井的油井防腐，油井免修期得到了明显延长，防腐效果明显。
（二）施工简单，该投加方式平均3月投加一次，常规加药方式为3天一投加，药剂从油套环空处加入不影响油井的正常生产，有效减少单井因结蜡作业井次，减少劳动强度。
（三）该投加方式适用于正常套管井的投加，并计算好沉砂口袋，口袋小的油井要处理至满足添加条件。
（四）第一次投加时要套管预膜25Kg液体缓蚀剂，使油井在开抽初期能够满足缓蚀效果。
（五）在实施粒状固体缓蚀剂过程中，加强残余浓度、产出水中铁离子含量及缓蚀速率的检测，以便掌握每口井的准确的加药周期。