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[摘 要]本文对富林油区形成偏磨腐蚀结蜡等多种因素进行了较为系统的分析，并对防治措施进行总结和分析
[关键词]油管 抽油杆 偏磨 腐蚀 治理
中图分类号：G41 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0315-01
目前富林公司油井普遍存在偏磨、腐蚀、结蜡等问题，且许多井多种问题并存，躺井率较高，产量及成本影响较大，其深层次原因与油井“老龄化”、高含水等因素有关，而根本原因是与油藏和油井特点的先天因素和开发动态变化的后天因素有关。
1 富林油区区块油藏概况
包括油藏类型、主要含油层系、油藏埋深、孔隙度、渗透率、原油粘度、凝固点、温压系统、矿化度（分油藏类型描述）
富斜11～111块目前有三套开发层系：东营组、沙三中、沙三下。
沙三下油藏类型为岩性-构造复合油气藏，含油面积1.49km2 ，地质储量189×104t，油藏埋深在2600m-3000m左右。平均孔隙度12.5%，平均渗透率9.41×10-3μm2，地层压力为常压，压力系数为1.1左右，油层中部压力为29.27MPa，饱和压力为2.65MPa。地层温度梯度为3.2度/100米，中部温度为114.7度。原油粘度14-44 mpa.s，凝固点、矿化度5576 mg/l，水型NaHC03 。
沙三中为中孔、中高渗、常温常压型复杂断块油藏，含油面积0.94km？，地质储量128.91万吨。油藏深度2350-2550米，平均孔隙度23.9%，平均渗透率375×10-3μm2，原始地层压力23MPa，压力系数为0.955，原油粘度68.1mpa.s，凝固点30℃，矿化度6680.9 mg/l，水型NaHC03 。
东营组为中浅层常温高压、高孔高渗稀油岩性-构造油藏 。探明含油面积2.1km2，石油地质储量72万吨，油藏埋深1656～1745m，平均孔隙度34.5%，平均渗透率为800-1600×10-3μm2，原始地层压力13.69MPa，原油密度0.8887～0.9004g/cm3，地面原油粘度一般为6.8mPa·s，凝固点26℃，地层水总矿化度4986～5778mg/L，氯离子为1772～2293mg/L，水型为碳酸氢钠型。
垦38块含油面积0.94km2，地质储量139万吨，为中渗复杂断块油藏，主力含油层系为沙一段、沙二段。
沙一段油藏埋深2100-2200m，平均孔隙度为23.5%，平均渗透率为126.2×10-3μm2，沙一段原油密度0.877g/cm3 ，原油粘度24mPas，原油凝固点29～350C，地层水矿化度11875mg/L，地层水水型为NaHCO3 型。
沙二段油藏埋深2173～2408m，孔隙度平均24.4%，渗透率平均294.4×10-3μm2，地层水总矿化度在11875mg/L左右，氯离子含量为6421mg/L，碳酸氢根离子含量为995mg/L，水型为NaHCO3。
截止2014年5月底，公司油井总井数62口，开井48口，日液1354.9吨，日油137.5吨，综合含水85.5%，采出程度为15.5%，采油速度1.21%。水井总井数6口，开井6口，日注163.1方。
2 区块目前存在问题
2.1 偏磨问题：
由于井深、井斜、井眼轨迹复杂等因素，造成生产中油管和抽油杆之间发生摩擦，导致管杆严重磨损，偏磨严重的造成杆断脱、油管漏失等问题，缩短了检泵周期，增加了采油成本，严重影响油井正常生产。目前主要采用：1、全井￠89mm内衬油管+防偏磨接箍（如富111斜10井）；2、采用H级抽油杆：3、采用更换防偏磨节箍以及在偏磨段使用防偏磨抽油杆有效的解决了管杆偏磨问题，延长了油井检泵周期，取得了较好的应用效果。
2.2 腐蚀问题：
表现不是很严重，主要表现在￠19mm、￠22mm抽油杆上。对于腐蚀严重的个别井，特别是高含水的油井，采用钨合金防腐管杆比较理想。（腐蚀的井主要表现在F111-8井上，该井生产层位东营组由于地层产出水的腐蚀造成多轮次作业，我们根据当时的腐蚀状况分阶段进行了相应治理：第一阶段只是存在局部的点蚀，上阴极保护装置，第二阶段更换钨合金凡尔球，第三阶段泵下加装防腐块。这三个阶段工作量实施以后，平均检泵周期只有3个月，我们根据该井的腐蚀状况分别取水样及腐蚀件的化验分析，发现该井造成腐蚀的原因主要是产出水中含硫化氢及二氧化碳。腐蚀的机理主要是化学腐蚀，电化学腐蚀次之，同时4次作业的管、杆没有腐蚀的现象，因该井使用的管杆均为钨合金防腐材质，腐蚀的主要部件是抽油泵，根据这一现象，我们于该井更换钨合金泵一台，检泵周期已经延长至2年，目前该井已封井）
2.3 结垢问题：
表现不是很严重，根据富林公司油井垢的化验情况，采油井主要是是以碳酸盐垢为主体的复合垢，结垢井主要表现在富11斜1井上，该井属于富11块，生产层位沙三下，从上次作业施工情况分析，油管结垢部位在500米---2000米之间，抽油杆在1100米—2000米之间结垢严重，凡尔内被垢末堵塞，泵下部被垢末堵满。目前正在加阻垢剂实验，采用套管每天加3公斤，效果待观察分析。其余井暂时没有采取其他防垢措施。
2.4 结蜡问题：
油井普遍存在结蜡问题，根据现场作业描述，结蜡部位一般在井口至以下500米结蜡，清蜡工作主要采取锅炉车热洗方式，低渗、低产、高蜡井采用“段塞式”热洗即首先小排量注入80度热水约3方，时间控制在1小时，预热管柱，补充油井沉没度，当油井出液量明显增多时，逐步提高热水温度到100度，时间控制在2小时，再把温度提到120度，时间控制在1小时，最后将水温降到80度，时间控制在1小时，整个洗井过程持续约5小时，用热水约10方，一般洗井周期在3个月左右。对部分油层亏空，漏失严重的井，采取洗井保护器保护油层的办法，减少入井液对地层的污染。 3 下一步偏磨腐蚀防治对策
针对富林油区油井偏磨腐蚀的特点，根据“防、治相结合”的原则，对偏磨腐蚀的油井应采取一系列的新工艺、新技术。
3.1 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。
3.2 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。
3.3 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。
3.4 抽油杆分选、增强修复
抽油杆采取分选修复和增强修复，从管理和修复工艺上来提高和保证抽油杆机械性能。
3.5 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。
4 结论
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、管杆旋转、调整生产参数、应用无管采油等新技术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。
[关键词]油管 抽油杆 偏磨 腐蚀 治理
中图分类号：G41 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）46-0315-01
目前富林公司油井普遍存在偏磨、腐蚀、结蜡等问题，且许多井多种问题并存，躺井率较高，产量及成本影响较大，其深层次原因与油井“老龄化”、高含水等因素有关，而根本原因是与油藏和油井特点的先天因素和开发动态变化的后天因素有关。
1 富林油区区块油藏概况
包括油藏类型、主要含油层系、油藏埋深、孔隙度、渗透率、原油粘度、凝固点、温压系统、矿化度（分油藏类型描述）
富斜11～111块目前有三套开发层系：东营组、沙三中、沙三下。
沙三下油藏类型为岩性-构造复合油气藏，含油面积1.49km2 ，地质储量189×104t，油藏埋深在2600m-3000m左右。平均孔隙度12.5%，平均渗透率9.41×10-3μm2，地层压力为常压，压力系数为1.1左右，油层中部压力为29.27MPa，饱和压力为2.65MPa。地层温度梯度为3.2度/100米，中部温度为114.7度。原油粘度14-44 mpa.s，凝固点、矿化度5576 mg/l，水型NaHC03 。
沙三中为中孔、中高渗、常温常压型复杂断块油藏，含油面积0.94km？，地质储量128.91万吨。油藏深度2350-2550米，平均孔隙度23.9%，平均渗透率375×10-3μm2，原始地层压力23MPa，压力系数为0.955，原油粘度68.1mpa.s，凝固点30℃，矿化度6680.9 mg/l，水型NaHC03 。
东营组为中浅层常温高压、高孔高渗稀油岩性-构造油藏 。探明含油面积2.1km2，石油地质储量72万吨，油藏埋深1656～1745m，平均孔隙度34.5%，平均渗透率为800-1600×10-3μm2，原始地层压力13.69MPa，原油密度0.8887～0.9004g/cm3，地面原油粘度一般为6.8mPa·s，凝固点26℃，地层水总矿化度4986～5778mg/L，氯离子为1772～2293mg/L，水型为碳酸氢钠型。
垦38块含油面积0.94km2，地质储量139万吨，为中渗复杂断块油藏，主力含油层系为沙一段、沙二段。
沙一段油藏埋深2100-2200m，平均孔隙度为23.5%，平均渗透率为126.2×10-3μm2，沙一段原油密度0.877g/cm3 ，原油粘度24mPas，原油凝固点29～350C，地层水矿化度11875mg/L，地层水水型为NaHCO3 型。
沙二段油藏埋深2173～2408m，孔隙度平均24.4%，渗透率平均294.4×10-3μm2，地层水总矿化度在11875mg/L左右，氯离子含量为6421mg/L，碳酸氢根离子含量为995mg/L，水型为NaHCO3。
截止2014年5月底，公司油井总井数62口，开井48口，日液1354.9吨，日油137.5吨，综合含水85.5%，采出程度为15.5%，采油速度1.21%。水井总井数6口，开井6口，日注163.1方。
2 区块目前存在问题
2.1 偏磨问题：
由于井深、井斜、井眼轨迹复杂等因素，造成生产中油管和抽油杆之间发生摩擦，导致管杆严重磨损，偏磨严重的造成杆断脱、油管漏失等问题，缩短了检泵周期，增加了采油成本，严重影响油井正常生产。目前主要采用：1、全井￠89mm内衬油管+防偏磨接箍（如富111斜10井）；2、采用H级抽油杆：3、采用更换防偏磨节箍以及在偏磨段使用防偏磨抽油杆有效的解决了管杆偏磨问题，延长了油井检泵周期，取得了较好的应用效果。
2.2 腐蚀问题：
表现不是很严重，主要表现在￠19mm、￠22mm抽油杆上。对于腐蚀严重的个别井，特别是高含水的油井，采用钨合金防腐管杆比较理想。（腐蚀的井主要表现在F111-8井上，该井生产层位东营组由于地层产出水的腐蚀造成多轮次作业，我们根据当时的腐蚀状况分阶段进行了相应治理：第一阶段只是存在局部的点蚀，上阴极保护装置，第二阶段更换钨合金凡尔球，第三阶段泵下加装防腐块。这三个阶段工作量实施以后，平均检泵周期只有3个月，我们根据该井的腐蚀状况分别取水样及腐蚀件的化验分析，发现该井造成腐蚀的原因主要是产出水中含硫化氢及二氧化碳。腐蚀的机理主要是化学腐蚀，电化学腐蚀次之，同时4次作业的管、杆没有腐蚀的现象，因该井使用的管杆均为钨合金防腐材质，腐蚀的主要部件是抽油泵，根据这一现象，我们于该井更换钨合金泵一台，检泵周期已经延长至2年，目前该井已封井）
2.3 结垢问题：
表现不是很严重，根据富林公司油井垢的化验情况，采油井主要是是以碳酸盐垢为主体的复合垢，结垢井主要表现在富11斜1井上，该井属于富11块，生产层位沙三下，从上次作业施工情况分析，油管结垢部位在500米---2000米之间，抽油杆在1100米—2000米之间结垢严重，凡尔内被垢末堵塞，泵下部被垢末堵满。目前正在加阻垢剂实验，采用套管每天加3公斤，效果待观察分析。其余井暂时没有采取其他防垢措施。
2.4 结蜡问题：
油井普遍存在结蜡问题，根据现场作业描述，结蜡部位一般在井口至以下500米结蜡，清蜡工作主要采取锅炉车热洗方式，低渗、低产、高蜡井采用“段塞式”热洗即首先小排量注入80度热水约3方，时间控制在1小时，预热管柱，补充油井沉没度，当油井出液量明显增多时，逐步提高热水温度到100度，时间控制在2小时，再把温度提到120度，时间控制在1小时，最后将水温降到80度，时间控制在1小时，整个洗井过程持续约5小时，用热水约10方，一般洗井周期在3个月左右。对部分油层亏空，漏失严重的井，采取洗井保护器保护油层的办法，减少入井液对地层的污染。 3 下一步偏磨腐蚀防治对策
针对富林油区油井偏磨腐蚀的特点，根据“防、治相结合”的原则，对偏磨腐蚀的油井应采取一系列的新工艺、新技术。
3.1 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。
3.2 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。
3.3 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。
3.4 抽油杆分选、增强修复
抽油杆采取分选修复和增强修复，从管理和修复工艺上来提高和保证抽油杆机械性能。
3.5 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。
4 结论
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、管杆旋转、调整生产参数、应用无管采油等新技术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。