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[摘要]：抽油机井中抽油杆与油管偏磨是普遍存在的，它不仅可以造成抽油杆的断裂，而且还会磨漏油管。某采油矿20l2年检泵井中杆断脱、管漏井占检泵井数比例分别为33.5%、15.7%，两项已经占检泵总井数的48.2%，而造成管漏、杆断脱的主要原因就是杆管偏磨。由此可见，分析研究偏磨规律及发生的原因，采取有效的防治措施。对于减少检泵数量，延长检泵周期具有重要意义。重点分析了杆管偏磨的主要原因，并提出了一些有效的治理杆管偏磨的对策。
[关键词]：杆断脱 管漏 杆管偏磨
大庆某区块属低渗透油田，到目前为止已开发41年，抽油机井油管在井下长时间工作造成油管及抽油杆偏磨严重，杆断脱、管漏井增多，这两项已占检泵井总数的近38%。在2012年检泵井中，杆断脱井50井次，占检泵井总数的26.5%，其中杆断脱检泵井中发现偏磨井为18井次，占杆断脱检泵井数的38.0%；管漏井16井次，占检泵井总数的11.7%，其中管漏检泵井发现偏磨井为8井次，占管漏检泵井数的50.0%。由此可见，分析研究偏磨规律及发生的原因，采取有效的防治措施，对于减少检泵数量，延长检泵周期具有重要意义。杏区油田近三年检泵井中杆断脱和管漏井统计。
1.偏磨井的特征
大庆油田抽油机井偏磨现象较严重，主要体现在杆外壁、管内壁及抽油杆接箍单侧偏磨，导致杆断脱、管漏等现象的出现。通过近几年检泵统计发现：杆管偏磨问题主要集中在泵径44mm以上的井，从2006年-2011年单井作业情况看，偏磨段均集中在100-160根杆之间。每个采油队都存在着杆断脱、管漏井，并且有逐年增加的趋势，采油一队尤为突出，因为这个采油队是1972年投入开发，油管在井下长时间超期服役，所以管断脱漏井数较多。表1某作业区采油队队近三年检泵井中杆断脱和管漏井统计。
2.抽油井管杆偏磨原因分析
2.1井身结构原因
由于目前技术限制，在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口同心度变差，井筒出现自然井斜，造成杆管磨损。
2.2高含水影响
高含水井偏磨的主要原因是杆、管表面失去了原油的保护作用，产出水直接接触金属，腐蚀速度增加。摩擦的润滑剂由原油变为产出水，由于失去原油的润滑作用，油管内壁和抽油杆磨损速度加快，磨损严重。另外一个原因是原油含水率升高，致使原油密度增大，浮力增加。抽油杆在下行程时轴向压力变大，如果轴向压力大于杆柱临界压力，就会使杆柱挠曲发生偏磨。因此，原油含水率高加大了杆管偏磨的几率。该井产液16.5t ，含水97.6%。2011年杆管偏磨井中有18口高含水井。（含水85.0%以上）
2.3冲次的影响
在发生偏磨的井中，抽油机的冲次大小对杆管的偏磨影响较大。理论上说，在冲程一定情况下，冲次越高，相同时间内偏磨次数越多，磨损时相对运动速度也越大，因此，冲次越大井越容易偏磨。从冲程、冲次与抽油杆柱发生弯曲的轴向载荷敏感性分析图中看，冲次是影响发生弯曲轴向载荷的敏感性因素，冲次越大，越易发生偏磨。据统计，龙虎泡油田44mm泵因杆磨断脱造成检泵井平均冲程2.9m，平均冲次6.5n/min，57mm泵因杆磨断脱造成检泵井平均冲程达2.9m，冲次达6.2n/min，而其他泵径的井，平均冲程2.5m，平均冲次为4.6n/min。
2.4抽油杆惯性影响
当光杆下行时，油管内下部抽油杆由于惯性作用还没有运动，造成抽油杆与光杆运动不一致，这必然会引起抽油杆发生挠曲变形而与油管接触发生偏磨。
2.5沉没度影响
合理沉没度不仅可以提高泵效，而且可以减轻杆管偏磨的发生。理论上讲，当沉没度较高时，下冲程时固定凡尔关闭，在沉没压力作用下，油管受到上顶力过大造成油管弯曲，会造成杆管偏磨。若沉没度过小，油管会失去环空液体的作用，其振动和摆动加剧，导致杆管偏磨加剧。
2.6产液量影响
通过统计27口杆管偏磨检泵井发现：日产液量小于5.0t的井有5口，占统计井的18.5%。这是因为部分产液量低井是间歇排液井，当井已经没有连续油流时，抽油机正常运转，但油管与抽油杆已经没有油的阻隔和润滑作用，这样加速了杆管的磨损。
3.治理杆管偏磨对策
针对上面不同的杆管偏磨原因，主要采取以下治理对策来达到防止偏磨的目的。
3.1加装抽油杆扶正器，优化扶正器个数及位置
2012年56mm泵井杆管偏磨问题共发生3口井，本次作业均使用了超强杆，并优化了扶正器个数及位置，避免杆管直接摩擦。同时，加装卡箍式扶正器，增加扶正点，减少抽油杆与油管摩擦几率，现场应用效果较好。
3.2高含水井下浅泵、大泵
对于高含水井在作业时，可将泵挂上提，还可以将泵径换大，能够有效的防止偏磨。
3.3制定合理的工作参數
确定合理的冲程、冲次及泵径，特别是泵深较深的情况下，采取长冲程、低冲次的原则，尽量减少振动和惯性载荷，达到减轻杆管偏磨的目的。
3.4应用超强杆
近几年大庆油田应用超强杆，效果较好。统计应用超强杆的油井目前均正常生产，截止目前免修期延长149天。2012年继续应用了8口井，应用效果待进一步跟踪。
3.5保证合理的沉没度
通过多年研究，摸索出龙虎泡油田的合理沉没度为300m左右。合理沉没度不仅可以提高泵效，也可以减轻杆管偏磨。
3.6制定合理间抽制度
摸清低产井油井排液规律，确定合理间抽制度，能够有效的减轻偏磨。
4.结论及认识
4.1科学的管好，确定油井合理的沉没度，上好井口盘根；调整油井的抽吸参数，使装置在高效下工作；及时进行油井清、防蜡，若用热洗法，则确定油井合理的热洗周期，及时解除蜡堵，确保出油通道畅通；保证合理的油管与抽油杆配合尺寸及泵柱塞与衬套间隙，在聚驱井中应适当调大一级泵间隙，以减少摩擦阻力。
4.2在油田开发中，应严格控制含水上升速度；在无压裂、酸化等特殊工艺要求时，尽可能不下油管锚或扶正器。需要下扶正器、防偏接箍时应严格注意其质量、数量及下入位置；下加重杆可使抽油杆中和点位置下移，减少杆的螺旋弯曲。
4.3钢质连续抽油杆耐磨性能高，强度大而且连续杆无接箍，大大减少杆管偏磨的影响，日后可以尝试在斜井、水平井中推广使用。
参考文献：
[1]（蒋汉青、赵子刚编）《采油工艺实践》 黑龙江科学技术出版社1990
[2]（陈涛平、胡靖邦主编）《石油工程》 石油工业出版社 2001
作者简介：
周俊贤（1971.2.9—— ），男，黑龙江省大庆市人，高中，现从事油田测试工作。
[关键词]：杆断脱 管漏 杆管偏磨
大庆某区块属低渗透油田，到目前为止已开发41年，抽油机井油管在井下长时间工作造成油管及抽油杆偏磨严重，杆断脱、管漏井增多，这两项已占检泵井总数的近38%。在2012年检泵井中，杆断脱井50井次，占检泵井总数的26.5%，其中杆断脱检泵井中发现偏磨井为18井次，占杆断脱检泵井数的38.0%；管漏井16井次，占检泵井总数的11.7%，其中管漏检泵井发现偏磨井为8井次，占管漏检泵井数的50.0%。由此可见，分析研究偏磨规律及发生的原因，采取有效的防治措施，对于减少检泵数量，延长检泵周期具有重要意义。杏区油田近三年检泵井中杆断脱和管漏井统计。
1.偏磨井的特征
大庆油田抽油机井偏磨现象较严重，主要体现在杆外壁、管内壁及抽油杆接箍单侧偏磨，导致杆断脱、管漏等现象的出现。通过近几年检泵统计发现：杆管偏磨问题主要集中在泵径44mm以上的井，从2006年-2011年单井作业情况看，偏磨段均集中在100-160根杆之间。每个采油队都存在着杆断脱、管漏井，并且有逐年增加的趋势，采油一队尤为突出，因为这个采油队是1972年投入开发，油管在井下长时间超期服役，所以管断脱漏井数较多。表1某作业区采油队队近三年检泵井中杆断脱和管漏井统计。
2.抽油井管杆偏磨原因分析
2.1井身结构原因
由于目前技术限制，在钻井过程中，随着钻井深度的增加，钻头与井口同心度变差，井筒出现自然井斜，造成杆管磨损。
2.2高含水影响
高含水井偏磨的主要原因是杆、管表面失去了原油的保护作用，产出水直接接触金属，腐蚀速度增加。摩擦的润滑剂由原油变为产出水，由于失去原油的润滑作用，油管内壁和抽油杆磨损速度加快，磨损严重。另外一个原因是原油含水率升高，致使原油密度增大，浮力增加。抽油杆在下行程时轴向压力变大，如果轴向压力大于杆柱临界压力，就会使杆柱挠曲发生偏磨。因此，原油含水率高加大了杆管偏磨的几率。该井产液16.5t ，含水97.6%。2011年杆管偏磨井中有18口高含水井。（含水85.0%以上）
2.3冲次的影响
在发生偏磨的井中，抽油机的冲次大小对杆管的偏磨影响较大。理论上说，在冲程一定情况下，冲次越高，相同时间内偏磨次数越多，磨损时相对运动速度也越大，因此，冲次越大井越容易偏磨。从冲程、冲次与抽油杆柱发生弯曲的轴向载荷敏感性分析图中看，冲次是影响发生弯曲轴向载荷的敏感性因素，冲次越大，越易发生偏磨。据统计，龙虎泡油田44mm泵因杆磨断脱造成检泵井平均冲程2.9m，平均冲次6.5n/min，57mm泵因杆磨断脱造成检泵井平均冲程达2.9m，冲次达6.2n/min，而其他泵径的井，平均冲程2.5m，平均冲次为4.6n/min。
2.4抽油杆惯性影响
当光杆下行时，油管内下部抽油杆由于惯性作用还没有运动，造成抽油杆与光杆运动不一致，这必然会引起抽油杆发生挠曲变形而与油管接触发生偏磨。
2.5沉没度影响
合理沉没度不仅可以提高泵效，而且可以减轻杆管偏磨的发生。理论上讲，当沉没度较高时，下冲程时固定凡尔关闭，在沉没压力作用下，油管受到上顶力过大造成油管弯曲，会造成杆管偏磨。若沉没度过小，油管会失去环空液体的作用，其振动和摆动加剧，导致杆管偏磨加剧。
2.6产液量影响
通过统计27口杆管偏磨检泵井发现：日产液量小于5.0t的井有5口，占统计井的18.5%。这是因为部分产液量低井是间歇排液井，当井已经没有连续油流时，抽油机正常运转，但油管与抽油杆已经没有油的阻隔和润滑作用，这样加速了杆管的磨损。
3.治理杆管偏磨对策
针对上面不同的杆管偏磨原因，主要采取以下治理对策来达到防止偏磨的目的。
3.1加装抽油杆扶正器，优化扶正器个数及位置
2012年56mm泵井杆管偏磨问题共发生3口井，本次作业均使用了超强杆，并优化了扶正器个数及位置，避免杆管直接摩擦。同时，加装卡箍式扶正器，增加扶正点，减少抽油杆与油管摩擦几率，现场应用效果较好。
3.2高含水井下浅泵、大泵
对于高含水井在作业时，可将泵挂上提，还可以将泵径换大，能够有效的防止偏磨。
3.3制定合理的工作参數
确定合理的冲程、冲次及泵径，特别是泵深较深的情况下，采取长冲程、低冲次的原则，尽量减少振动和惯性载荷，达到减轻杆管偏磨的目的。
3.4应用超强杆
近几年大庆油田应用超强杆，效果较好。统计应用超强杆的油井目前均正常生产，截止目前免修期延长149天。2012年继续应用了8口井，应用效果待进一步跟踪。
3.5保证合理的沉没度
通过多年研究，摸索出龙虎泡油田的合理沉没度为300m左右。合理沉没度不仅可以提高泵效，也可以减轻杆管偏磨。
3.6制定合理间抽制度
摸清低产井油井排液规律，确定合理间抽制度，能够有效的减轻偏磨。
4.结论及认识
4.1科学的管好，确定油井合理的沉没度，上好井口盘根；调整油井的抽吸参数，使装置在高效下工作；及时进行油井清、防蜡，若用热洗法，则确定油井合理的热洗周期，及时解除蜡堵，确保出油通道畅通；保证合理的油管与抽油杆配合尺寸及泵柱塞与衬套间隙，在聚驱井中应适当调大一级泵间隙，以减少摩擦阻力。
4.2在油田开发中，应严格控制含水上升速度；在无压裂、酸化等特殊工艺要求时，尽可能不下油管锚或扶正器。需要下扶正器、防偏接箍时应严格注意其质量、数量及下入位置；下加重杆可使抽油杆中和点位置下移，减少杆的螺旋弯曲。
4.3钢质连续抽油杆耐磨性能高，强度大而且连续杆无接箍，大大减少杆管偏磨的影响，日后可以尝试在斜井、水平井中推广使用。
参考文献：
[1]（蒋汉青、赵子刚编）《采油工艺实践》 黑龙江科学技术出版社1990
[2]（陈涛平、胡靖邦主编）《石油工程》 石油工业出版社 2001
作者简介：
周俊贤（1971.2.9—— ），男，黑龙江省大庆市人，高中，现从事油田测试工作。