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[摘要]：随着油田进入深度开发，综合含水上升，油井偏磨、腐蚀等情况不断加剧。抽油机井管杆偏磨问题成为油田困扰生产的大问题。通过统计偏磨井数据，结合油井作业现场资料、测试分析资料等，对造成油井偏磨问题的原因进行分类，得出管杆偏磨的原因和机理，将治理偏磨技术进行配套，对下步选择合理的治理偏磨措施有一定借鉴和指导意义。
[关键词]：油田 偏磨机理 治理对策
中图分类号：TE133+.2 文献标识码：TE 文章编号：1009-914X（2012）12- 0287 -01
前 言
抽油机井管杆偏磨问题是油田生产过程中遇到的严重问题，随着临盘油田南部油区进入中后期开发，油井普遍含水增高，管杆偏磨问题日益严重，造成作业井次逐年增多，增加维护工作量和采油成本，已经影响到临盘油田的原油稳产。通过对临盘油田南部油区76口管杆严重偏磨井进行了现场调查，得出以下规律：偏磨长度在500m以下的有58口，占统计总数的76.3%，偏磨位置发生在距离泵附近的有57口，占统计总数的75%。大部分井偏磨位置位于杆柱中下部，且偏磨范围介于100～500m之内。对偏磨井的泵径进行分类统计对比，无论泵径如何改变，都有近一半的井发生明显偏磨。对偏磨井冲次进行对比分析得出，在76口严重偏磨井中有60口井冲次大于3.5次，所占比例达到偏磨井总数的78.9%，因此在油井冲次超过3.5次偏磨极易发生。对严重偏磨井的含水进行统计分析得出，随着油井含水的增加，发生偏磨的井数增加，含水大于80%的偏磨井有57口，占总数的75%。
1 抽油杆与油管偏磨损伤机理
1.1 油管的螺旋弯曲造成管杆偏磨 上冲程时，固定凡尔打开，游动凡尔关闭，液柱载荷由油管承载转移到活塞上，抽油杆因受力被拉直，而油管因卸载而缩短，部分油管受到挤压，当压力大于14.9-22.4KN时，油管产生弯曲。下冲程时，游动凡尔打开，固定凡尔关闭，液柱载荷转移到油管上，油管受力伸长被拉直，而杆柱则发生弯曲。活塞开始下行时，要求有一定的压力才能使游动凡尔打开，在空气中0.2MPa压力足够，但是在井筒内由于受到上部液柱产生的压力影响，必须克服这个压力后才能打开固定凡尔，动液面给了部分压力，所以只要克服动液面深度以上油管内液柱压力就可以.以44mm/4.8m/4次/1500m工作制度计算，这个压力大小为11MPa，需要160m直径22mm抽油杆。重量才能产生这个压力，所以这160m抽油杆将处于受压状态，弯曲变形。由于在计算中没有考虑粘度、摩擦力等的影响，所以实际弯曲范围要大于此数值。
1.2井斜和油井参数的影响 由于套管变形和井斜使油管产生弯曲。在抽油机井生产时，抽油杆的综合拉力F或综合重力（抽油杆的重力和各种阻力的合力）产生了一个水平分力，在水平分力（抽油杆对油管内壁的正压力）的作用下，油管和抽油杆接触产生摩擦。在弯曲度较小的地方，油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦，油管内壁与抽油杆杆体也产生摩擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重。
1.3产出液介质的影响 当油井产出液含水大于74.02%时产出液换相，由油包水型转换为水包油型。也就是说，管、杆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。产出液中CO2含量越高，产生的H+越多，pH值越低，产出液酸性越明显，腐蚀性越强。
1.4偏磨和腐蚀相互作用相互促进 管、杆偏磨使管、杆偏磨表面产生热能，从而使管、杆表面铁分子活化，而产出液具有强腐蚀性，使偏磨处优先被腐蚀。由于腐蚀，使管、杆偏磨表面更粗糙，从而磨损更严重。偏磨和腐蚀并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，二者结合具有更大的破坏性。 产出液含水较高及产出液的强腐蚀性，使油管、抽油杆螺纹联接处产生缝隙腐蚀；另外，产出液对油管公螺纹外缘的冲刷作用，再加上产出液的强腐蚀性，发生冲蚀，易使油管公螺纹老化。
2 偏磨腐蚀防治对策
2.1 加缓蚀剂 加缓蚀剂是解决油井井筒和地面集输系统腐蚀的一种常用、有效方法。其原理是通过缓蚀剂加入到产出介质中，在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。另外，通过油井缓蚀剂在油管内壁形成的保护油膜，起到润滑作用，达到减少磨损的目的。
2.2 加长尾管和管柱锚定 加长尾管仅能减轻管柱弹性弯曲。管柱锚定又有机械预张力锚定，液压张力锚定，支撑式锚定三种工艺。机械预张力锚定虽是预防油管弯曲的最有效措施，但施工操作复杂，且起出管柱时安全性差，有可能卡钻，因此该项工艺至今未得到很好的推广使用；液压张力锚定虽能利用油套压差将管柱锚定在管柱伸长最大的部位，操作简单，但在整个锚定伸缩过程中，锚牙始终磨损套管，对套管有一定的损伤；支撑式锚定仅能防止管柱底部运动而有助于提高泵效，但是，由于泵上油管受压产生螺旋弯曲严重，将加重油管抽油杆偏磨，是最不应该采用的锚定方式。
2.3 抽油桿扶正器 在治理油井偏磨方面，滚轮式和滚珠式扶正器由于易卡轮和不耐腐蚀的原因，目前已很少使用，两瓣对卡式KBV3OH型尼龙扶正器在抽油杆上滑动，扶正效果差，脱落的碎片易卡泵，使用受到限制。KZX型防偏磨扶正器、KBV型固定式扶正器、扶正接箍、KZX型防偏磨扶正器等，它们各具特点。在淘汰金属类抽油杆扶正器后，抽油杆扶正目前较为普遍采用的是安装在抽油杆接箍端的五棱螺旋双接头活动式非金属尼龙扶正器和碳纤维扶正器。在控制抽油机井油管本体与抽油杆接箍的偏磨方面起到较好预防作用。
2.4 加重杆 加重杆是防止杆柱底部抽油杆弯曲的有效方法。它能使杆柱中和点下移，且可以降低杆柱的交变应力幅度，延长抽油杆疲劳断裂周期。加重杆在清洗修复时发现加重杆也同样存在偏磨和弯曲问题，现场测量φ42mm加重杆直径最小仅为φ35mm，且部分加重杆有弯曲现象，这说明了加重杆也同样需要扶正防偏磨。
2.5 油管旋转器 油管旋转器，通过自动旋转油管改变油管与抽油杆的偏磨面，使磨损面均匀分布，从而达到延长油管使用寿命的目的；另外，已安装偏心井口的油井，转动井口也可达到以上目的。
2.6 应用新技术、新工艺 运用无管采油等技术，无管采油装置最大的优点是：空心抽油杆不易弯曲，而且与国套管间的环形空间远大于普通抽油杆与油管间的环形空间，因此该装置能有效的避免管杆间的偏磨，在油管与抽油杆间偏磨较严重的井上使用更能显示其优越性。“偏磨副”抽油杆扶正器，安装在抽油杆上，当抽油杆上下运动时，“偏磨副”静止不动，既起到扶正作用，又避免了抽油杆与油管间的磨损。
3 结论和建议
抽油杆与油管偏磨腐蚀的主要原因是井斜、抽油杆柱弯曲、高含水和产出液的强腐蚀性。综合含水上升使偏磨腐蚀更加明显，而介质的强腐蚀性加速了偏磨腐蚀。加药防腐、抽油杆扶正、管杆旋转、调整生产参数、应用无管采油等新技术（新工艺）是防治偏磨腐蚀的有效措施。针对油井的不同情况，制定综合的防治措施才能达到防治偏磨腐蚀的良好效果，以便取得最佳的经济效益。
参考文献：
[1] 范风英编著.提高抽油机系统效率技术.石油大学出版社，2002.
[关键词]：油田 偏磨机理 治理对策
中图分类号：TE133+.2 文献标识码：TE 文章编号：1009-914X（2012）12- 0287 -01
前 言
抽油机井管杆偏磨问题是油田生产过程中遇到的严重问题，随着临盘油田南部油区进入中后期开发，油井普遍含水增高，管杆偏磨问题日益严重，造成作业井次逐年增多，增加维护工作量和采油成本，已经影响到临盘油田的原油稳产。通过对临盘油田南部油区76口管杆严重偏磨井进行了现场调查，得出以下规律：偏磨长度在500m以下的有58口，占统计总数的76.3%，偏磨位置发生在距离泵附近的有57口，占统计总数的75%。大部分井偏磨位置位于杆柱中下部，且偏磨范围介于100～500m之内。对偏磨井的泵径进行分类统计对比，无论泵径如何改变，都有近一半的井发生明显偏磨。对偏磨井冲次进行对比分析得出，在76口严重偏磨井中有60口井冲次大于3.5次，所占比例达到偏磨井总数的78.9%，因此在油井冲次超过3.5次偏磨极易发生。对严重偏磨井的含水进行统计分析得出，随着油井含水的增加，发生偏磨的井数增加，含水大于80%的偏磨井有57口，占总数的75%。
1 抽油杆与油管偏磨损伤机理
1.1 油管的螺旋弯曲造成管杆偏磨 上冲程时，固定凡尔打开，游动凡尔关闭，液柱载荷由油管承载转移到活塞上，抽油杆因受力被拉直，而油管因卸载而缩短，部分油管受到挤压，当压力大于14.9-22.4KN时，油管产生弯曲。下冲程时，游动凡尔打开，固定凡尔关闭，液柱载荷转移到油管上，油管受力伸长被拉直，而杆柱则发生弯曲。活塞开始下行时，要求有一定的压力才能使游动凡尔打开，在空气中0.2MPa压力足够，但是在井筒内由于受到上部液柱产生的压力影响，必须克服这个压力后才能打开固定凡尔，动液面给了部分压力，所以只要克服动液面深度以上油管内液柱压力就可以.以44mm/4.8m/4次/1500m工作制度计算，这个压力大小为11MPa，需要160m直径22mm抽油杆。重量才能产生这个压力，所以这160m抽油杆将处于受压状态，弯曲变形。由于在计算中没有考虑粘度、摩擦力等的影响，所以实际弯曲范围要大于此数值。
1.2井斜和油井参数的影响 由于套管变形和井斜使油管产生弯曲。在抽油机井生产时，抽油杆的综合拉力F或综合重力（抽油杆的重力和各种阻力的合力）产生了一个水平分力，在水平分力（抽油杆对油管内壁的正压力）的作用下，油管和抽油杆接触产生摩擦。在弯曲度较小的地方，油管内壁和抽油杆接箍产生摩擦，油管偏磨面积较大，磨损较轻。而弯曲度越大的地方，不仅油管内壁与抽油杆接箍产生摩擦，油管内壁与抽油杆杆体也产生摩擦，油管偏磨面积较小，磨损较严重。
1.3产出液介质的影响 当油井产出液含水大于74.02%时产出液换相，由油包水型转换为水包油型。也就是说，管、杆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。产出液中CO2含量越高，产生的H+越多，pH值越低，产出液酸性越明显，腐蚀性越强。
1.4偏磨和腐蚀相互作用相互促进 管、杆偏磨使管、杆偏磨表面产生热能，从而使管、杆表面铁分子活化，而产出液具有强腐蚀性，使偏磨处优先被腐蚀。由于腐蚀，使管、杆偏磨表面更粗糙，从而磨损更严重。偏磨和腐蚀并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，二者结合具有更大的破坏性。 产出液含水较高及产出液的强腐蚀性，使油管、抽油杆螺纹联接处产生缝隙腐蚀；另外，产出液对油管公螺纹外缘的冲刷作用，再加上产出液的强腐蚀性，发生冲蚀，易使油管公螺纹老化。
2 偏磨腐蚀防治对策
2.1 加缓蚀剂 加缓蚀剂是解决油井井筒和地面集输系统腐蚀的一种常用、有效方法。其原理是通过缓蚀剂加入到产出介质中，在金属表面形成一种致密薄膜，使金属本体与腐蚀介质隔离开来，以达到保护金属、防止腐蚀的目的。另外，通过油井缓蚀剂在油管内壁形成的保护油膜，起到润滑作用，达到减少磨损的目的。
2.2 加长尾管和管柱锚定 加长尾管仅能减轻管柱弹性弯曲。管柱锚定又有机械预张力锚定，液压张力锚定，支撑式锚定三种工艺。机械预张力锚定虽是预防油管弯曲的最有效措施，但施工操作复杂，且起出管柱时安全性差，有可能卡钻，因此该项工艺至今未得到很好的推广使用；液压张力锚定虽能利用油套压差将管柱锚定在管柱伸长最大的部位，操作简单，但在整个锚定伸缩过程中，锚牙始终磨损套管，对套管有一定的损伤；支撑式锚定仅能防止管柱底部运动而有助于提高泵效，但是，由于泵上油管受压产生螺旋弯曲严重，将加重油管抽油杆偏磨，是最不应该采用的锚定方式。
2.3 抽油桿扶正器 在治理油井偏磨方面，滚轮式和滚珠式扶正器由于易卡轮和不耐腐蚀的原因，目前已很少使用，两瓣对卡式KBV3OH型尼龙扶正器在抽油杆上滑动，扶正效果差，脱落的碎片易卡泵，使用受到限制。KZX型防偏磨扶正器、KBV型固定式扶正器、扶正接箍、KZX型防偏磨扶正器等，它们各具特点。在淘汰金属类抽油杆扶正器后，抽油杆扶正目前较为普遍采用的是安装在抽油杆接箍端的五棱螺旋双接头活动式非金属尼龙扶正器和碳纤维扶正器。在控制抽油机井油管本体与抽油杆接箍的偏磨方面起到较好预防作用。
2.4 加重杆 加重杆是防止杆柱底部抽油杆弯曲的有效方法。它能使杆柱中和点下移，且可以降低杆柱的交变应力幅度，延长抽油杆疲劳断裂周期。加重杆在清洗修复时发现加重杆也同样存在偏磨和弯曲问题，现场测量φ42mm加重杆直径最小仅为φ35mm，且部分加重杆有弯曲现象，这说明了加重杆也同样需要扶正防偏磨。
2.5 油管旋转器 油管旋转器，通过自动旋转油管改变油管与抽油杆的偏磨面，使磨损面均匀分布，从而达到延长油管使用寿命的目的；另外，已安装偏心井口的油井，转动井口也可达到以上目的。
2.6 应用新技术、新工艺 运用无管采油等技术，无管采油装置最大的优点是：空心抽油杆不易弯曲，而且与国套管间的环形空间远大于普通抽油杆与油管间的环形空间，因此该装置能有效的避免管杆间的偏磨，在油管与抽油杆间偏磨较严重的井上使用更能显示其优越性。“偏磨副”抽油杆扶正器，安装在抽油杆上，当抽油杆上下运动时，“偏磨副”静止不动，既起到扶正作用，又避免了抽油杆与油管间的磨损。
3 结论和建议
抽油杆与油管偏磨腐蚀的主要原因是井斜、抽油杆柱弯曲、高含水和产出液的强腐蚀性。综合含水上升使偏磨腐蚀更加明显，而介质的强腐蚀性加速了偏磨腐蚀。加药防腐、抽油杆扶正、管杆旋转、调整生产参数、应用无管采油等新技术（新工艺）是防治偏磨腐蚀的有效措施。针对油井的不同情况，制定综合的防治措施才能达到防治偏磨腐蚀的良好效果，以便取得最佳的经济效益。
参考文献：
[1] 范风英编著.提高抽油机系统效率技术.石油大学出版社，2002.