表1试验施工井基础数据表井号采油层位采油井段平均免修周期温度水型S04 3根据调查情况分析发现油田富含H2S和C02酸性气体和地层水高矿化度过高是油田腐蚀的主要原因H2S溶于水使pH值降低，造成水溶液酸性增强，从而加速了铁的腐蚀。在井下，H2S主要分解成S2-，S2-，与Fe2+反应形成黑色不溶于水的FeS沉淀物，促使阳极反应不断进行，加重了铁的腐蚀脱落。C02溶于水中形成碳酸，使水的pH值降低，增加了极化的腐蚀性，从而加速了铁的腐蚀。

　　所以含H2S、C02相互作用，使地层液的pH值降低是造成腐蚀的主要原因。

　　随着水中含盐量的增多，水的导电性较好，使金属工具加快腐蚀。如7-24N195井为氯化钙水型，总矿化度高达31870ing/1，氯离子含量也高达19095mg/1，因为氯离子极性很强，易吸附在铁的表面。

　　金属在盐水中的腐蚀属于氧去极化腐蚀，随着盐含量的增加，导电性增加腐蚀速度也随之加快。

　　4固体缓蚀剂的配制针对富含H2S和C02酸性腐蚀气体和高矿化度是造成的井下管材腐蚀，的两大原因，根据生产需要开发出适合孤东油田使用的固体长效防蚀剂。配方是用5填充剂用粘合剂、10缓蚀增效剂、70母体缓蚀剂和其它5吸附剂混合在一起，高温溶化凝固成型（见）。

　　4.1防腐原理防腐机理：将固体长效防蚀剂制成柱状，投放在井下设定部位的装载工具内，使地层液流经缓蚀剂使之慢慢溶化进入原油流体中，一方面与H2S和C02反应降低酸度，另一方面被溶解的固体长效防蚀剂在腐蚀体表面形成保护膜而起到减缓腐蚀的功效。

　　4.2试验先期评价腐蚀速度和缓蚀率是评价缓蚀剂有两项重要指标，根据试验取得试验参数。将固体缓蚀剂试样填装于一端裸露的玻璃管内，将其固定在搅拌器上，在65C、200转/分的条件下使其溶解，每天更换两次污水，待其完全溶解完后，计算出在污水中的平均动态溶出率、平均动态溶解速率，并测定计算出残余物含量（见表2）。

　　表2动态平均溶出率和溶解速率试样试样重g试样直径mm溶出率/d溶出速度g/d溶解速率g/cm2，d残余物试样1由表二中的数据可以看出，在实验条件下平均动态溶出率在2550/d，平均动态溶出速度5.8g/d，平均动态溶解速率3. 3g/cm2，d，具有较好的缓慢释放性能。若折合成油管横截面积的话，若采用内径直径为62mm的装载管，动态平均溶出率分别为125g/d 4.2.1腐蚀速度的计算腐蚀速度由下式求出：一腐蚀速度一实验前试件质童实验后试件质M一试样的总面积实验时间4.2.2缓蚀率的计算5试验方案的编制5.1缓蚀剂用量设计该缓蚀剂用量根据预测的油井产液量和缓蚀剂的溶解速度及缓蚀剂设计使用的浓度和预计有效期进行计算确定。固体缓蚀剂的密度为1.7g/cm3左右，若采用筛管与油管短节装载，不同产液量的油井所需装载容积V及所需的填装管的理论长度LL和实际长度LS列入表3中。

　　表3所需装料容积及管长与液量和缓蚀保护期的关系根据修井要求书、缓蚀剂用量设计需求和优化的施工方案设计下入的完井管柱，通常是将装满防蚀剂的管子接于深井泵的下部，采用带孔管控制泄药速度，根据地温、含水等因素确定带孔管与不带孔管的相间比例，后根据优化的施工方案设计要求配置装药长度，下入完井管柱（见）。

　　该课题完成室内研究评价，于2004年8月进入现场试验，至2004年12月现场试验9口井，平均有效期均达到了163天以上，平均生产周期延长65天。共应用研制的缓蚀剂2.7吨，平均单井应用0.3吨，共装管540m.施工工艺成功率100，有效率达100，平均腐蚀速度由0.123油层I生产装满药剂的油管完井管柱示意图表4试验施工井化验数据表井号生产天数施工前的腐蚀速度施工后峰腐蚀速度缓蚀率分时间段跟踪效果（天）平均6.2典型井例分析8-1415.6m，采油层位Ng下1.2，地层水为MgC12水型，总矿化度高达27382mg/L，氯离子在17322mg/L，硫酸根离子52mg/ L，富含H2S、C02等酸性腐蚀气体。采用挂片法进行腐蚀情况检测，其腐蚀速度为。148g/m2.h，腐蚀十分严重。施工后对其进行防腐效果跟踪检测，其缓释率在77以上，其腐蚀速度下降为为。34g/m2.h，至2004年12月，生产周期己经达到260天，缓释率还在5.6以上，而且继续有效，防腐效果良好。

　　7结论通过在孤东油田9井次的现场应用试验，总结得出如下结论。

　　生产周期的延长，腐蚀速度降低，缓释时间延长，说明研制的缓蚀剂对孤东油田具有较好的适应性。

　　孤东油田的东营组和馆下组的油井是发生腐蚀的主要区块。其腐蚀的主要原因是高矿化度地层水和H2S、C02酸性产生的介质化学腐蚀。

　　研制的缓蚀剂现场应用的跟踪检测开始段的缓释率在70以上，其有效期达到150天，说明井筒中的缓蚀剂有效期达到要求。