套损是国内外油田开采过程中普遍存在的问题。截止2006年底,长庆油田累计套损井千余口,约占总井数的10%。影响长庆油田套损的因素很多,其中腐蚀是主导因素。本文采用套损管拔出、井下挂片和实验室研究相结合,研究了长庆油田的典型腐蚀套损的行为,在此基础上,鉴于油田特殊的自然环境和“三低”特点,设计并实施了环氧冷缠带加锌阳极与丛式井组阴极保护两项套管外防腐技术、点滴添加缓蚀剂和涂敷有机涂层两项套管内防腐措施,成功研制了相应的工程关键技术,形成了覆盖整个油田套管防腐的完整网络。研究表明,长庆油田油井套管的内腐蚀主要存在于开采侏罗系的油井动液面以下,外腐蚀在整个油田油井套管普遍存在,以洛河层水导致的套管外腐蚀尤其严重。在长庆油田环境中,H₂S、CO₂对套管腐蚀影响程度远大于O₂,表观存在明显的点蚀破坏。HCO₃^-、矿化度和温度等对腐蚀均有影响。采用De Waard-Milliams公式、OLI腐蚀软件、Shell修正公式和NORSOK公式四种方法,对预测长庆油田油井的套管腐蚀速率的实用性进行了研究,结果表明应用OLI软件预测腐蚀速率仍需要完善修正。针对新建井的环氧冷缠带联合锌阳极套管外防腐工艺技术,作为专利技术首次在长庆油田被提出并应用。通过电化学性能测试和成本比较,选择了高纯锌和环氧冷缠带作为牺牲阳极和涂层。高纯锌在模拟介质中的实际发生电量达到了98.9%,优化后环氧冷缠带成胶工艺为:固化剂添加量为8～10%,搅拌时间大于5分钟,反应静置时间为15分钟。防腐层性能检测表明,所有指标都符合行业标准。通过套管电位剖面测试数据分析表明,该工艺能够使套管进入稳定的被保护状态。鉴于油田“三低”特点和丛式井开发现状,针对已投产井设计并发展了丛式井组阴极保护套管外防腐技术。将几口邻近的油井纳入同一保护系统,公用一个深阳极井,采用整流仪方式,设计专门的电流分配电路,实现了井间电位平衡。采用高硅铸铁和混合金属镀氧化物的复合辅助阳极,井口阴极保护电位设置为-1.5～-1.0V,单井供电电流为4～6A,经自行研制的井下电位剖面测井仪监测表明,井下套管保护良好,在陕北地区的2000多口油井应用多年以来无一井腐蚀套损。为适应单井或二口井保护,在设备的保护方式、变压器调压方式及户外结构方面进行改进,实现了无人值守阴极保护。针对内腐蚀严重区块的新建井,引进并研究了PC内涂层及配套了扶正防磨工艺。结合井下环境和有机涂层的结构分析,PC涂层作为套管内防腐涂层,能够有效隔离介质,适应井下工作环境。实验室检测结果表明,PC涂层具有良好的机械性能,耐酸碱性能和耐高温高压CO₂和H₂S腐蚀性能。配套卸箍预涂技术、安装扶正器和水力座封,解决了丝扣的漏失和涂层的损坏问题。实践表明,PC涂层技术在内腐蚀严重的油井应用效果良好。针对内腐蚀严重的已投产井,开发了井下点滴加药技术。通过模拟水介质和现场油井产液腐蚀实验,从6种缓蚀剂中筛选出综合性能最好的Z-3作为套管内防腐缓蚀剂。为降低成本和提高有效性,研制了井下点滴加药器,解决了加注难题。通过检测井中铁离子浓度和产出水中缓蚀剂浓度的变化,发现加注装置能够长期稳定工作。套管挂片分析显示,采用井下点滴加药器加注Z-3缓蚀剂,套管腐蚀明显减缓,而且抑制了点蚀的产生。现场使用后表明,油井套管的缓蚀率达84%以上。现场应用结果表明,以上四种套管防腐技术效果明显,套管腐蚀断脱现象得到显著改善,形成了较完善的套管防腐技术序列,能满足不同条件油水井的防腐需要,在油田得到了大力推广,取得了显著的经济效益,为油田大发展提供了技术保障。