根据2008年度腐蚀倒井统计表和2009年1～6月作业井统计表（见表1、表2）分析，2008年共作业41井次，其中，腐蚀导致倒井19井次；2009年1～6月共作业24井次，腐蚀导致倒井8井次。
 
　　从上述统计数据和表中可看出，近年来，在井温和摩擦产生的热能作用下，使杆、管表面铁分子活化，而产出液具有强腐蚀性，杆管被腐蚀。由于腐蚀，使杆、管表面更粗糙，从而磨损更严重，造成倒井次数增多，作业成本费用明显增加，给采油队带来了极大的人力和财力消耗。
 
　　随着综合含水的不断上升，油井腐蚀程度日趋严重。其原因是：当油井产出液含水率大于74.02%时，产出液换相，由油包水型转换为水包油型，于是，杆、管表面失去原油的保护作用，产出水直接接触抽油杆和油管，腐蚀速度增大。摩擦的润滑剂由原油变为产出水，失去原油的润滑作用，抽油杆和油管内壁磨损速度加快，磨损严重。
 
　　东辛油田营11断块的产出水具有“两高一低”的特点，即矿化度高，含有大量的氯离子、二氧化碳和硫化氢等，水温度较高，Ph值偏低，显弱酸性。产出水中含二氧化碳，硫化氢和铁质，故有下列化学反应式：
 
　　CO2+H2O→H++HCO3ˉ
   
        Fe+H2S→FeS↓+H2↑
   
       CO2含量越高，产出水中产出的H+越多，Ph值越低。产出水显弱酸性，腐蚀性强。同时，产出水中H2S与铁反应生成FeS和H2，对杆、管产生氢脆腐蚀。
 
　　由于Ph值低，H+离子多，而产出水含Cl-高，存在下列化学反应式，形成了具有强腐蚀性的体系：
 
       H++Cl-→HCl
 
       目前现场中常用的防腐方法有加装耐腐蚀杆管、防腐器和加缓释剂三种。其中，采油11队所管辖的营11断块有3口井安装了防腐器装置，分别为 Y11X146、Y11X152、Y11XN41。现场调查表明，Y11X146于2009年3月14日因防腐器卡原因上作业，防腐器发生膨胀，卡在油套环空之间，解卡打捞不成功。Y11XN41于2009年3月29日因油管漏倒井，作业过程中也发生防腐器因膨胀而导致油管上提微卡情况，杆管仍有明显的腐蚀迹象。
 
　　目前Y11X152井口套管环空堵，洗井洗不通，也是由于防腐器膨胀原因造成油套环空不通，正准备上作业处理。因此，从现场应用情况来看，防腐器在采油 11队应用效果不理想，装置易发生膨胀，从而堵塞油套环空，影响油井正常生产；同时，造成作业施工难度增大，增加作业成本。
 
　　采油11队从2009年4月28日开始，对19口特殊井采用加缓释剂的防腐技术，现场应用效果正在跟踪调查中。
 
　　虽然现场上常用的防止油管腐蚀的方法，通常是加液体缓蚀剂，但是现场的实际缓蚀效果与室内静态试验效果差距较大。分析认为，液体缓蚀剂容易被油水带走，在井下停留时间很短，并且管内壁粗糙不均及不同程度地存在油、垢等附着物，水中含有其它不利于缓蚀剂吸附的成分，致使从套管加注的缓释剂不易达到泵入口处，对泵、抽油杆、油管的保护效果不够理想。同时，液体缓蚀剂需要定期加入，费时费力，造成现场工人工作量增加；由于采油11队生产井数较多，小班工人每天工作量较大，液体缓释剂是否能按时添加不易保证，有可能导致液体缓蚀剂在现场的实际应用效果很难达到预期目标。