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[摘 要]与其他油田一样，随着油田开发时间的延长，现河采油厂油井偏磨问题越来越严重。本文从综合含水的影响、腐蚀因素的影响、井身结构及杆管失稳因素，生产因素进行分析，并提出扶正技术，旋转技术，加重技术，油管锚定技术等针对性治理措施，年完成各类措施761井次，平均单井生产周期延长136天，周期增油406t。
[关键字]油井 偏磨 因素分析 偏磨防治
中图分类号：TD327.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-033-01
目前现河油田存在油井偏磨现象，油井生产周期短、偏磨躺井频繁、偏磨严重的现状，探索了油井防偏磨配套技术。根据偏磨机理。在继续应用常规扶正类技术模式的基础上，发展了支撑扶正类和抗磨油管类技术模式，并与油管在线检测及陀螺测斜等防偏磨辅助技术相结合，形成了油井防偏磨配套技术。一、偏磨原因分析
现河采油厂稀油地区抽油井偏磨的主要原因如下。
1、综合含水的影响
随着开发时间的延长，产出液综合含水率不断上升，偏磨井逐年增加。2009年到2011年偏磨井数增加了170口，具体一口油井来说，当产出液含水大于74%时产出液换相，由油包水转换为水包油型。此时产出水直接接触杆管表面，油管内壁和抽油杆的摩擦由于失去了原油的润滑作用，导致磨损速度加快。
2、腐蚀因素的影响
随着含水的升高，产出水直接与管杆表面接触，因产出水中含有H+、S2-、CO32-，等腐蚀性离子和细菌产物。
因此腐蚀性磨损必然会发生。腐蚀条件下的磨损比单纯的机械磨损更为严重。现河庄油田产出液具有矿化度较高、腐蚀速率高的特点，其中矿化度为30196mg/l，CL-含量17831mg/l，SO42-含量27.8mg/l，HCO3-含量740.8mg/l，PH值呈弱酸性，腐蚀速率在0.51mm/a。杆管腐蚀明显的单元主要有河10、河68、河146等断块。
现河采油厂偏磨油井采出液矿化度含量在30000mg/l的以上186口，占总偏磨井数的48%；矿化度含量超过40000mg/l的81口，占21%。
3、井身结构及杆管失稳因素
（1）斜井随着钻井技术的发展和油田开发的需要，定向斜井不断增多。这些井的井身轨迹由于本身就为一条斜线，使得抽油杆在这种斜井的往复运动过程中必然会与油管产生接触，从而造成摩擦磨损。统计2009年出现偏磨情况的389口井中，斜井103口，侧钻井45口，直井233口。斜井中泵挂处于造斜点以下，即管杆处于斜井段的43口井，占总偏磨井数的11%。
（2）自然井斜和杆管失稳。现河地区油井偏磨情况主要发生在直井中或斜井的直井段。根据相关的理论研究，在垂直井眼中，抽油杆、油管的偏磨主要发生在抽油杆中和点以下受压发生弯曲的部分。因此一般情况下抽油井的偏磨段应处于靠近柱塞的中下部。而现场的统计却表明，80%的偏磨情况发生在杆柱的中部，甚至是上部，杆柱下部发生偏磨的情况仅占不到20%。
初步分析认为，造成这一情况的原因可能与对应井段方位角变化率过大和杆柱失稳造成，相关机理需要进一步探索研究。
4、生产因素
（1）在分层开采油井中，封隔器座封过程中会导致油管中和点以下油管弯曲。若中和点在泵筒以上，油管弯曲，引起杆管偏磨。
封隔器在座封过程中需要一定的座封重力，座封力越大，油管弯曲程度越大杆管偏磨越严重。从统计结果看出：现场卡封油井出现偏磨现象与封隔器级数及座封力有关，封隔器级数越多，座封力越大，产生偏磨的几率也越大。而且泵挂越深，偏磨现象越严重。
（2）生产参数和杆管组合在发生偏磨的油井中，冲程越小，偏磨部位也就越小；冲次越高，偏磨频率就越高，磨损时的相对运动速度就越大。因此，短冲程、快冲次参数会加剧杆管的磨损。且当悬点的运动频率和抽油杆柱的自振动频率相同或成整数倍时，就会产生共振，使振幅变大，偏磨会更严重。
在多级组合中，细杆比例越大，抽油杆发生“失稳”越严重，加之交变载荷的影响，抽油杆易疲劳，因此，底部抽油杆出现偏磨、断脱事故较多。具体来看同一深度，三级组合比二级组合“失稳”严重。泵的间隙越小，活塞与泵筒的摩擦力越大，“失稳”越严重。
总之，偏磨的产生不是单一因素的影响，是多种因素综合作用的结果，高含水、井斜、方位不正及失稳弯曲是主要因素。受成本因素控制，管材投入少也是不可忽视的重要因素。
二、偏磨对策
现河采油厂常用以下技术进行油井偏磨治理。
（1）扶正技术
常用的抽油杆扶正器按结构分，可分为节箍式、分瓣式扶正器。
（2）旋转技术
旋转技术包括油管旋转和抽油杆旋转两种技术。
抽油杆旋转技术是利用井下抽油杆旋转器，在生产过程中通过不间断的旋转抽油杆，一是使抽油杆柱产生旋转，增加抽油杆节箍与油管接触面积，延长抽油杆节箍偏磨周期；二是使抽油泵柱塞产生旋转趋势，避免井液固体颗粒卡泵，延油管旋转技术是通过利用旋转井口定时、定量转动油管，将油管与抽油杆线接触摩擦变为面接触，保证油管均匀磨损，从而延长偏磨周期。
（3）加重技术
抽油杆下部加重技术就是在抽油杆柱下部加上一定数量的大重度抽油杆，即加重杆。以增加对活塞向下的推力和增加抽油杆抗弯曲强度。
（4）油管锚定技术
常采用支撑式锚、机械式油管张力锚、液压式油管锚将油管部分重量转移到套管上，控制油管伸缩，减小杆管摩擦。
（5）创新技术-抗磨副
抽油杆抗偏磨副改变了常规扶正器的防偏原理，同时由于具有底部加重和防偏扶正的作用，是现场理想的的防偏工具，适合各种类型偏磨井的应用。
（6）连续杆采油技术
连续杆无节箍，增加了杆、管环空面积；消除了普通杆节古的活塞作用，使杆柱下降速度加快，减小了失稳弯曲的影响。
三、实施效果
通过各类工具配套、严格作业质量监督，现河采油厂防偏磨治理取得了较好的效果。2009-2011年完成各类措施761井次，平均单井生产周期延长136天，周期增油406t。
参考文献：
[1] 李汉周，杨海滨，马建杰，徐贵春，聶厚文. 抽油井管杆偏磨与井眼轨迹的关系[J]. 钻采工艺. 2009（03）
[2] 宫伟. 胜利油田油井杆管防偏磨技术配套应用研究[J]. 胜利油田职工大学学报. 2009（04）
[3] 肖宇，刘春花，綦耀光，刘新福. 抽油井偏磨机理及防偏磨技术分析[J]. 内蒙古石油化工. 2009（18）
[4] 赵天放. 防抽油杆偏磨工艺措施浅见[J]. 科技资讯. 2006（05）
[关键字]油井 偏磨 因素分析 偏磨防治
中图分类号：TD327.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）08-033-01
目前现河油田存在油井偏磨现象，油井生产周期短、偏磨躺井频繁、偏磨严重的现状，探索了油井防偏磨配套技术。根据偏磨机理。在继续应用常规扶正类技术模式的基础上，发展了支撑扶正类和抗磨油管类技术模式，并与油管在线检测及陀螺测斜等防偏磨辅助技术相结合，形成了油井防偏磨配套技术。一、偏磨原因分析
现河采油厂稀油地区抽油井偏磨的主要原因如下。
1、综合含水的影响
随着开发时间的延长，产出液综合含水率不断上升，偏磨井逐年增加。2009年到2011年偏磨井数增加了170口，具体一口油井来说，当产出液含水大于74%时产出液换相，由油包水转换为水包油型。此时产出水直接接触杆管表面，油管内壁和抽油杆的摩擦由于失去了原油的润滑作用，导致磨损速度加快。
2、腐蚀因素的影响
随着含水的升高，产出水直接与管杆表面接触，因产出水中含有H+、S2-、CO32-，等腐蚀性离子和细菌产物。
因此腐蚀性磨损必然会发生。腐蚀条件下的磨损比单纯的机械磨损更为严重。现河庄油田产出液具有矿化度较高、腐蚀速率高的特点，其中矿化度为30196mg/l，CL-含量17831mg/l，SO42-含量27.8mg/l，HCO3-含量740.8mg/l，PH值呈弱酸性，腐蚀速率在0.51mm/a。杆管腐蚀明显的单元主要有河10、河68、河146等断块。
现河采油厂偏磨油井采出液矿化度含量在30000mg/l的以上186口，占总偏磨井数的48%；矿化度含量超过40000mg/l的81口，占21%。
3、井身结构及杆管失稳因素
（1）斜井随着钻井技术的发展和油田开发的需要，定向斜井不断增多。这些井的井身轨迹由于本身就为一条斜线，使得抽油杆在这种斜井的往复运动过程中必然会与油管产生接触，从而造成摩擦磨损。统计2009年出现偏磨情况的389口井中，斜井103口，侧钻井45口，直井233口。斜井中泵挂处于造斜点以下，即管杆处于斜井段的43口井，占总偏磨井数的11%。
（2）自然井斜和杆管失稳。现河地区油井偏磨情况主要发生在直井中或斜井的直井段。根据相关的理论研究，在垂直井眼中，抽油杆、油管的偏磨主要发生在抽油杆中和点以下受压发生弯曲的部分。因此一般情况下抽油井的偏磨段应处于靠近柱塞的中下部。而现场的统计却表明，80%的偏磨情况发生在杆柱的中部，甚至是上部，杆柱下部发生偏磨的情况仅占不到20%。
初步分析认为，造成这一情况的原因可能与对应井段方位角变化率过大和杆柱失稳造成，相关机理需要进一步探索研究。
4、生产因素
（1）在分层开采油井中，封隔器座封过程中会导致油管中和点以下油管弯曲。若中和点在泵筒以上，油管弯曲，引起杆管偏磨。
封隔器在座封过程中需要一定的座封重力，座封力越大，油管弯曲程度越大杆管偏磨越严重。从统计结果看出：现场卡封油井出现偏磨现象与封隔器级数及座封力有关，封隔器级数越多，座封力越大，产生偏磨的几率也越大。而且泵挂越深，偏磨现象越严重。
（2）生产参数和杆管组合在发生偏磨的油井中，冲程越小，偏磨部位也就越小；冲次越高，偏磨频率就越高，磨损时的相对运动速度就越大。因此，短冲程、快冲次参数会加剧杆管的磨损。且当悬点的运动频率和抽油杆柱的自振动频率相同或成整数倍时，就会产生共振，使振幅变大，偏磨会更严重。
在多级组合中，细杆比例越大，抽油杆发生“失稳”越严重，加之交变载荷的影响，抽油杆易疲劳，因此，底部抽油杆出现偏磨、断脱事故较多。具体来看同一深度，三级组合比二级组合“失稳”严重。泵的间隙越小，活塞与泵筒的摩擦力越大，“失稳”越严重。
总之，偏磨的产生不是单一因素的影响，是多种因素综合作用的结果，高含水、井斜、方位不正及失稳弯曲是主要因素。受成本因素控制，管材投入少也是不可忽视的重要因素。
二、偏磨对策
现河采油厂常用以下技术进行油井偏磨治理。
（1）扶正技术
常用的抽油杆扶正器按结构分，可分为节箍式、分瓣式扶正器。
（2）旋转技术
旋转技术包括油管旋转和抽油杆旋转两种技术。
抽油杆旋转技术是利用井下抽油杆旋转器，在生产过程中通过不间断的旋转抽油杆，一是使抽油杆柱产生旋转，增加抽油杆节箍与油管接触面积，延长抽油杆节箍偏磨周期；二是使抽油泵柱塞产生旋转趋势，避免井液固体颗粒卡泵，延油管旋转技术是通过利用旋转井口定时、定量转动油管，将油管与抽油杆线接触摩擦变为面接触，保证油管均匀磨损，从而延长偏磨周期。
（3）加重技术
抽油杆下部加重技术就是在抽油杆柱下部加上一定数量的大重度抽油杆，即加重杆。以增加对活塞向下的推力和增加抽油杆抗弯曲强度。
（4）油管锚定技术
常采用支撑式锚、机械式油管张力锚、液压式油管锚将油管部分重量转移到套管上，控制油管伸缩，减小杆管摩擦。
（5）创新技术-抗磨副
抽油杆抗偏磨副改变了常规扶正器的防偏原理，同时由于具有底部加重和防偏扶正的作用，是现场理想的的防偏工具，适合各种类型偏磨井的应用。
（6）连续杆采油技术
连续杆无节箍，增加了杆、管环空面积；消除了普通杆节古的活塞作用，使杆柱下降速度加快，减小了失稳弯曲的影响。
三、实施效果
通过各类工具配套、严格作业质量监督，现河采油厂防偏磨治理取得了较好的效果。2009-2011年完成各类措施761井次，平均单井生产周期延长136天，周期增油406t。
参考文献：
[1] 李汉周，杨海滨，马建杰，徐贵春，聶厚文. 抽油井管杆偏磨与井眼轨迹的关系[J]. 钻采工艺. 2009（03）
[2] 宫伟. 胜利油田油井杆管防偏磨技术配套应用研究[J]. 胜利油田职工大学学报. 2009（04）
[3] 肖宇，刘春花，綦耀光，刘新福. 抽油井偏磨机理及防偏磨技术分析[J]. 内蒙古石油化工. 2009（18）
[4] 赵天放. 防抽油杆偏磨工艺措施浅见[J]. 科技资讯. 2006（05）