根據(jù)2008年度腐蝕倒井統(tǒng)計表和2009年1～6月作業(yè)井統(tǒng)計表(見表1、表2)分析，2008年共作業(yè)41井次，其中，腐蝕導致倒井19井次;2009年1～6月共作業(yè)24井次，腐蝕導致倒井8井次。
從上述統(tǒng)計數(shù)據(jù)和表中可看出，近年來，在井溫和摩擦產(chǎn)生的熱能作用下，使桿、管表面鐵分子活化，而產(chǎn)出液具有強腐蝕性，桿管被腐蝕。由于腐蝕，使桿、管表面更粗糙，從而磨損更嚴重，造成倒井次數(shù)增多，作業(yè)成本費用明顯增加，給采油隊帶來了極大的人力和財力消耗。
隨著綜合含水的不斷上升，油井腐蝕程度日趨嚴重。其原因是：當油井產(chǎn)出液含水率大于74.02%時，產(chǎn)出液換相，由油包水型轉換為水包油型，于是，桿、管表面失去原油的保護作用，產(chǎn)出水直接接觸抽油桿和油管，腐蝕速度增大。摩擦的潤滑劑由原油變?yōu)楫a(chǎn)出水，失去原油的潤滑作用，抽油桿和油管內壁磨損速度加快，磨損嚴重。
東辛油田營11斷塊的產(chǎn)出水具有“兩高一低”的特點，即礦化度高，含有大量的氯離子、二氧化碳和硫化氫等，水溫度較高，Ph值偏低，顯弱酸性。產(chǎn)出水中含二氧化碳，硫化氫和鐵質，故有下列化學反應式:
CO2+H2O→H++HCO3ˉ
Fe+H2S→FeS↓+H2↑
CO2含量越高，產(chǎn)出水中產(chǎn)出的H+越多，Ph值越低。產(chǎn)出水顯弱酸性，腐蝕性強。同時，產(chǎn)出水中H2S與鐵反應生成FeS和H2，對桿、管產(chǎn)生氫脆腐蝕。
由于Ph值低，H+離子多，而產(chǎn)出水含Cl-高，存在下列化學反應式，形成了具有強腐蝕性的體系：
H++Cl-→HCl
目前現(xiàn)場中常用的防腐方法有加裝耐腐蝕桿管、防腐器和加緩釋劑三種。其中，采油11隊所管轄的營11斷塊有3口井安裝了防腐器裝置，分別為 Y11X146、Y11X152、Y11XN41。現(xiàn)場調查表明，Y11X146于2009年3月14日因防腐器卡原因上作業(yè)，防腐器發(fā)生膨脹，卡在油套環(huán)空之間，解卡打撈不成功。Y11XN41于2009年3月29日因油管漏倒井，作業(yè)過程中也發(fā)生防腐器因膨脹而導致油管上提微卡情況，桿管仍有明顯的腐蝕跡象。
目前Y11X152井口套管環(huán)空堵，洗井洗不通，也是由于防腐器膨脹原因造成油套環(huán)空不通，正準備上作業(yè)處理。因此，從現(xiàn)場應用情況來看，防腐器在采油 11隊應用效果不理想，裝置易發(fā)生膨脹，從而堵塞油套環(huán)空，影響油井正常生產(chǎn);同時，造成作業(yè)施工難度增大，增加作業(yè)成本。
采油11隊從2009年4月28日開始，對19口特殊井采用加緩釋劑的防腐技術，現(xiàn)場應用效果正在跟蹤調查中。
雖然現(xiàn)場上常用的防止油管腐蝕的方法，通常是加液體緩蝕劑，但是現(xiàn)場的實際緩蝕效果與室內靜態(tài)試驗效果差距較大。分析認為，液體緩蝕劑容易被油水帶走，在井下停留時間很短，并且管內壁粗糙不均及不同程度地存在油、垢等附著物，水中含有其它不利于緩蝕劑吸附的成分，致使從套管加注的緩釋劑不易達到泵入口處，對泵、抽油桿、油管的保護效果不夠理想。同時，液體緩蝕劑需要定期加入，費時費力，造成現(xiàn)場工人工作量增加;由于采油11隊生產(chǎn)井數(shù)較多，小班工人每天工作量較大，液體緩釋劑是否能按時添加不易保證，有可能導致液體緩蝕劑在現(xiàn)場的實際應用效果很難達到預期目標。
發(fā)布信息
