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摘要：阐述了抽油杆偏磨机理，分析抽油杆偏磨特征、抽油杆工作状态、含水率、沉没度、抽汲参数及柱塞偏磨对杆管偏磨的影响，并提出了相应的防治措施。
关键词：抽油杆；偏磨；防治措施
中图分类号： TU74文献标识码：A 文章编号：
1抽油杆偏磨机理
抽油杆柱所受的轴向分布力与集中轴向压力的大小是决定抽油杆柱是否产生偏磨的主要因素。由于水驱抽油机井杆管偏磨不是一种普遍现象，而是一种特殊现象。因此造成杆管偏磨的原因也将是一种或是几种特殊的生产条件，即抽油杆柱在一种或集中特殊生产条件的作用下，使抽油杆柱所受的轴向分布力降低，或者使抽油桿柱所受的集中轴向压力增加，从而导致抽油杆柱屈曲，并最终造成杆管偏磨。弯曲的抽油杆与套管内壁接触后，由于受到套管内壁的横向约束，当轴向压力大到一定某个极限时，抽油杆柱会继续发生屈曲，而且这种屈曲与一般压杆的屈曲行为有显著的不同，根据其各种形态的不同，可以把屈曲分为四个阶段：
（1）轴向压缩载荷较小，未达到欧拉公式计算的临界载荷时，抽油杆柱处于直线平衡状态。见图1a。
（2）当轴向压缩载荷达到欧拉公式的临界力时，抽油杆将发生屈曲，但只是一个正弦波状的弧形，与套管内壁只有一个接触点，但是对于非常细长的抽油杆来说，如果没有安装扶正器，这种屈曲基本上都会发生，见图1b。由于抽油杆下行阻力比由欧拉公式得到的临界压力大得多，而且径向间隙相对于细长的抽油杆来说是很小的，因此这个阶段很短，很快甚至瞬间就会发生正弦屈曲。当轴向压力到达某个极限值时，抽油杆将变成一条平面曲线，成为多个波长的正弦波状曲线，即正弦屈曲。见图1c。
（3）若载荷继续增加，当轴向压缩载荷到达另一个极限值时，抽油杆柱将变成一条空间螺旋线状曲线，螺旋状的抽油杆与套管内壁完全接触，这样，抽油杆与套管内壁的接触由点接触变成了线接触，此即所谓的抽油杆柱螺旋屈曲，见图1d，其产生的杆管摩擦力急剧增加。
（4）当抽油杆发生螺旋屈曲后，若载荷继续增加，将会使抽油杆与套管内壁的接触力显著增加。最后，抽油杆一端的载荷将会与抽油杆和套管内壁的接触力相平衡，而不能有效地传递到另一端，此即所谓的管柱自锁。自锁发生后，任何实际作业将无法进行。
图1a图1b 图1c图1d
直线状态一般弯曲形态正弦屈曲形态 螺旋屈曲形态
图1杆柱屈曲的各种形态及投影
2抽油杆偏磨特征
（1）偏磨深度分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井段的深度分布数据。统计表明，偏磨井段深度主要集中在700m-800m，在结蜡井段及以上的井数比较少。油井井身结构的约束造成管杆弯曲偏磨损伤。
（2）含水分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井含水情况，见图2。统计表明，大部分抽油杆偏磨井的含水级较高（Ф>85%）。
（3）沉没度分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井正常生产沉没度情况，见图3。大部分抽油杆偏磨井沉没度较低，平均沉没度75.19m。沉没度较低时，沉没压力较低，不但原油容易脱气而导致井筒内温度降低，采出液在泵的吸入口处，甚至在泵筒及井筒内析蜡，结蜡严重。同时因脱气大量轻质成分析出，采出液粘度上升。抽油杆柱下行程受到的阻力急剧增加，产生弯曲造成偏磨。沉没度低还会发生柱塞撞击液而现象，产生向上的冲击力，除加剧偏磨外，对抽油杆的损伤也非常大。井液介质和水力参数的“辅助”作用加剧了管杆严重偏磨 井液介质具有腐蚀性，偏磨磨损增大腐蚀速度，腐蚀加剧磨损程度。对于某些进入高含水后期的油田，采出井液的含水增加，采出液的物性油油包水型转换为水包油型，管、杆表而失去了原油的保护作用，管杆接触而的润滑系数也在大幅度地降低，上行载荷明显增加，下行阻力无形加大，在增加抽油机驴头载荷的同时，也改变了抽汕杆的受力状况和变形程度，致使管杆接触摩擦偏磨损伤与开采初期和低含水期相比越来越严重。
（4）示功图特征。统计2010-2012年11月偏磨井正常生产时的实测示功图，其可分为四类，见图4。但均有一个共同的特点是载荷振动较大。
（5）井下状况特征。统计2010-2012年11月偏磨井的作业数据发现，管杆偏磨具有一定的方向性，底部结蜡的井数比较少，个别井发现套变，大部分未发现其它问题。统计表明，抽油杆偏磨井分布呈以下特征：抽油杆偏磨井主要集中在低沉没度、高含水井正常抽油机井；抽油杆偏磨井的抽汲参数(SN)相对较高；抽油杆偏磨井段深度一般大于800m；抽油杆偏磨井下冲程存在较强的振动载荷。
（6）抽汲参数。为了保证和提高产量，生产参数（冲程、冲次）应该充分利用抽油机的最大能力，也就是长冲程、高冲次，但是增加产量的同时，也加剧了管杆偏磨，特别是高冲次影响更为严重。参数比较合适时，理想状态下抽油杆的全部重量应该加载到抽油机驴头上，抽油杆下行速度与驴头速度同步，抽油杆柱处于拉申状态，事实上抽油杆下行受到井液的阻尼作用和管杆以及柱塞与泵筒的半干摩擦阻力，相当一部分抽油杆滞后于驴头的运动速度，特别是中和点以下的抽油杆几乎全部处于受压状态，容易产生失稳弯曲变形和横弯曲变形，变形的抽油杆与油管发生接触摩擦偏磨损伤，如果生产参数不合理，特别是采取高冲次，将加剧失稳弯曲变形和横弯曲变形偏磨的频率以及偏磨的严重性。
3防治措施
（1）结合杆、管偏磨成因，合理优化机、泵、杆设计，采用大泵径、低冲次，采取同级抽油杆柱，同时加大油管锚的应用和泵外加长尾管措施，最大限度地减少偏磨发生几率。
（2）保持合理的沉没度。对低沉没度的井采取下调冲次的措施，减小惯性载荷，降低中和点下部抽油杆柱弯曲程度，减少偏磨发生比例，对高沉没度、高冲次的井，采取换大泵径、调冲次措施。
（3）运用接箍式和对卡式扶正器治理偏磨井。对卡式尼龙扶正器固定在抽油杆任意位置部位，成本较低，并且把锁紧力由3.6KN提高到8.6KN，有效地防止了窜动问题。接箍式扶正器连接在抽油杆之间，尼龙扶正部分可旋转，施工方便，可重复利用。合理增大扶正器的长度，有效地延长偏磨周期。为防止抽油杆杆体偏磨，抽油杆双向保护接箍应该和卡装式扶正器配合使用。
（4）提高对扶正措施的认识，作业队避免出现因扶正器缺失，扶正杆装倒等人为造成偏磨发生的质量问题，采油队对抽油机故障井，加强分析、诊断工作、及时采取关井措施，避免因带病生产，杆管偏磨加剧，增加施工维护的难度。
（5）应用加重杆。为减少抽油杆柱的下行阻力，应用加重技术，在抽油杆柱下部下入加重，加重杆选用φ28、φ25的单级抽油杆作为加重杆，利用加重杆的重量和强度，防止下冲程时抽油杆柱下部发生弯曲。
4结论及认识
在抽油杆上下冲程载荷理论的基础上，针对自身油井抽油杆偏磨特征，简单分析抽油杆偏磨机理，并提出了相应的防治认识。
（1）判断抽油杆弯曲偏磨时，必须结合杆、管偏磨成因，合理优化机、泵、杆设计，采用大泵径、低冲次，采取同级抽油杆柱，同时加大油管锚的应用和泵外加长尾管措施，最大限度地减少偏磨发生几率。
（2）抽油杆柱在油管内向下运行过程中，当抽油杆柱所承受的纵向弯曲载荷（相当于下行阻力）大于抽油杆柱的临界载荷时，抽油杆柱就会弯曲失稳发生偏磨。
（3）抽油杆柱在高含水、低沉没度地油井中运行、增大抽汲参数、热洗周期不合理，泵柱塞轴线偏心使泵偏磨，是导致抽油杆在短期内偏磨的主要原因。针对抽油杆偏磨的主要原因，通过调整调整抽汲参数、减小游动凡尔滞后力、降低中和点缩短受压杆长度、应用防偏磨装置、安装旋转井口和抽油杆旋转器等措施，可有效的减缓了抽油杆偏磨现象。
参考文献：
[1] 张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.
关键词：抽油杆；偏磨；防治措施
中图分类号： TU74文献标识码：A 文章编号：
1抽油杆偏磨机理
抽油杆柱所受的轴向分布力与集中轴向压力的大小是决定抽油杆柱是否产生偏磨的主要因素。由于水驱抽油机井杆管偏磨不是一种普遍现象，而是一种特殊现象。因此造成杆管偏磨的原因也将是一种或是几种特殊的生产条件，即抽油杆柱在一种或集中特殊生产条件的作用下，使抽油杆柱所受的轴向分布力降低，或者使抽油桿柱所受的集中轴向压力增加，从而导致抽油杆柱屈曲，并最终造成杆管偏磨。弯曲的抽油杆与套管内壁接触后，由于受到套管内壁的横向约束，当轴向压力大到一定某个极限时，抽油杆柱会继续发生屈曲，而且这种屈曲与一般压杆的屈曲行为有显著的不同，根据其各种形态的不同，可以把屈曲分为四个阶段：
（1）轴向压缩载荷较小，未达到欧拉公式计算的临界载荷时，抽油杆柱处于直线平衡状态。见图1a。
（2）当轴向压缩载荷达到欧拉公式的临界力时，抽油杆将发生屈曲，但只是一个正弦波状的弧形，与套管内壁只有一个接触点，但是对于非常细长的抽油杆来说，如果没有安装扶正器，这种屈曲基本上都会发生，见图1b。由于抽油杆下行阻力比由欧拉公式得到的临界压力大得多，而且径向间隙相对于细长的抽油杆来说是很小的，因此这个阶段很短，很快甚至瞬间就会发生正弦屈曲。当轴向压力到达某个极限值时，抽油杆将变成一条平面曲线，成为多个波长的正弦波状曲线，即正弦屈曲。见图1c。
（3）若载荷继续增加，当轴向压缩载荷到达另一个极限值时，抽油杆柱将变成一条空间螺旋线状曲线，螺旋状的抽油杆与套管内壁完全接触，这样，抽油杆与套管内壁的接触由点接触变成了线接触，此即所谓的抽油杆柱螺旋屈曲，见图1d，其产生的杆管摩擦力急剧增加。
（4）当抽油杆发生螺旋屈曲后，若载荷继续增加，将会使抽油杆与套管内壁的接触力显著增加。最后，抽油杆一端的载荷将会与抽油杆和套管内壁的接触力相平衡，而不能有效地传递到另一端，此即所谓的管柱自锁。自锁发生后，任何实际作业将无法进行。
图1a图1b 图1c图1d
直线状态一般弯曲形态正弦屈曲形态 螺旋屈曲形态
图1杆柱屈曲的各种形态及投影
2抽油杆偏磨特征
（1）偏磨深度分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井段的深度分布数据。统计表明，偏磨井段深度主要集中在700m-800m，在结蜡井段及以上的井数比较少。油井井身结构的约束造成管杆弯曲偏磨损伤。
（2）含水分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井含水情况，见图2。统计表明，大部分抽油杆偏磨井的含水级较高（Ф>85%）。
（3）沉没度分布特征。统计2010-2012年11月偏磨井正常生产沉没度情况，见图3。大部分抽油杆偏磨井沉没度较低，平均沉没度75.19m。沉没度较低时，沉没压力较低，不但原油容易脱气而导致井筒内温度降低，采出液在泵的吸入口处，甚至在泵筒及井筒内析蜡，结蜡严重。同时因脱气大量轻质成分析出，采出液粘度上升。抽油杆柱下行程受到的阻力急剧增加，产生弯曲造成偏磨。沉没度低还会发生柱塞撞击液而现象，产生向上的冲击力，除加剧偏磨外，对抽油杆的损伤也非常大。井液介质和水力参数的“辅助”作用加剧了管杆严重偏磨 井液介质具有腐蚀性，偏磨磨损增大腐蚀速度，腐蚀加剧磨损程度。对于某些进入高含水后期的油田，采出井液的含水增加，采出液的物性油油包水型转换为水包油型，管、杆表而失去了原油的保护作用，管杆接触而的润滑系数也在大幅度地降低，上行载荷明显增加，下行阻力无形加大，在增加抽油机驴头载荷的同时，也改变了抽汕杆的受力状况和变形程度，致使管杆接触摩擦偏磨损伤与开采初期和低含水期相比越来越严重。
（4）示功图特征。统计2010-2012年11月偏磨井正常生产时的实测示功图，其可分为四类，见图4。但均有一个共同的特点是载荷振动较大。
（5）井下状况特征。统计2010-2012年11月偏磨井的作业数据发现，管杆偏磨具有一定的方向性，底部结蜡的井数比较少，个别井发现套变，大部分未发现其它问题。统计表明，抽油杆偏磨井分布呈以下特征：抽油杆偏磨井主要集中在低沉没度、高含水井正常抽油机井；抽油杆偏磨井的抽汲参数(SN)相对较高；抽油杆偏磨井段深度一般大于800m；抽油杆偏磨井下冲程存在较强的振动载荷。
（6）抽汲参数。为了保证和提高产量，生产参数（冲程、冲次）应该充分利用抽油机的最大能力，也就是长冲程、高冲次，但是增加产量的同时，也加剧了管杆偏磨，特别是高冲次影响更为严重。参数比较合适时，理想状态下抽油杆的全部重量应该加载到抽油机驴头上，抽油杆下行速度与驴头速度同步，抽油杆柱处于拉申状态，事实上抽油杆下行受到井液的阻尼作用和管杆以及柱塞与泵筒的半干摩擦阻力，相当一部分抽油杆滞后于驴头的运动速度，特别是中和点以下的抽油杆几乎全部处于受压状态，容易产生失稳弯曲变形和横弯曲变形，变形的抽油杆与油管发生接触摩擦偏磨损伤，如果生产参数不合理，特别是采取高冲次，将加剧失稳弯曲变形和横弯曲变形偏磨的频率以及偏磨的严重性。
3防治措施
（1）结合杆、管偏磨成因，合理优化机、泵、杆设计，采用大泵径、低冲次，采取同级抽油杆柱，同时加大油管锚的应用和泵外加长尾管措施，最大限度地减少偏磨发生几率。
（2）保持合理的沉没度。对低沉没度的井采取下调冲次的措施，减小惯性载荷，降低中和点下部抽油杆柱弯曲程度，减少偏磨发生比例，对高沉没度、高冲次的井，采取换大泵径、调冲次措施。
（3）运用接箍式和对卡式扶正器治理偏磨井。对卡式尼龙扶正器固定在抽油杆任意位置部位，成本较低，并且把锁紧力由3.6KN提高到8.6KN，有效地防止了窜动问题。接箍式扶正器连接在抽油杆之间，尼龙扶正部分可旋转，施工方便，可重复利用。合理增大扶正器的长度，有效地延长偏磨周期。为防止抽油杆杆体偏磨，抽油杆双向保护接箍应该和卡装式扶正器配合使用。
（4）提高对扶正措施的认识，作业队避免出现因扶正器缺失，扶正杆装倒等人为造成偏磨发生的质量问题，采油队对抽油机故障井，加强分析、诊断工作、及时采取关井措施，避免因带病生产，杆管偏磨加剧，增加施工维护的难度。
（5）应用加重杆。为减少抽油杆柱的下行阻力，应用加重技术，在抽油杆柱下部下入加重，加重杆选用φ28、φ25的单级抽油杆作为加重杆，利用加重杆的重量和强度，防止下冲程时抽油杆柱下部发生弯曲。
4结论及认识
在抽油杆上下冲程载荷理论的基础上，针对自身油井抽油杆偏磨特征，简单分析抽油杆偏磨机理，并提出了相应的防治认识。
（1）判断抽油杆弯曲偏磨时，必须结合杆、管偏磨成因，合理优化机、泵、杆设计，采用大泵径、低冲次，采取同级抽油杆柱，同时加大油管锚的应用和泵外加长尾管措施，最大限度地减少偏磨发生几率。
（2）抽油杆柱在油管内向下运行过程中，当抽油杆柱所承受的纵向弯曲载荷（相当于下行阻力）大于抽油杆柱的临界载荷时，抽油杆柱就会弯曲失稳发生偏磨。
（3）抽油杆柱在高含水、低沉没度地油井中运行、增大抽汲参数、热洗周期不合理，泵柱塞轴线偏心使泵偏磨，是导致抽油杆在短期内偏磨的主要原因。针对抽油杆偏磨的主要原因，通过调整调整抽汲参数、减小游动凡尔滞后力、降低中和点缩短受压杆长度、应用防偏磨装置、安装旋转井口和抽油杆旋转器等措施，可有效的减缓了抽油杆偏磨现象。
参考文献：
[1] 张琪.采油工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.