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[摘要]随着油田开发的深入，综合含水不断上升，油井单井负荷加重，偏磨井逐年增多，年偏磨躺井井次呈总体上升趋势。结合地质建立防偏磨治理技术运行管理制度，通过防偏磨辅助测试，应多种防偏磨配套措施有效治理延长了检泵周期，降低了维护作业次数。
[关键词]偏磨；井身结构；扶正装置；抗磨副
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）05-0019-01
1.油井偏磨因素和机理
1.1综合含水的影响
随着油田开发时间的延长，产出液综合含水率不断上升，偏磨井逐年增加。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。
1.2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。
1.3井身结构的影响
（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。（2）自然井斜。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%。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造成。
1.4生产因素
（1）分层开采在分层开采油井中，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。（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。
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。
2.偏磨治理对策
2.1技术运行状况
辅助决策网络化：编制了偏磨理论辅助计算软件，可以准确地求得管柱中和点、扶正器间距及加重杆长度等数据。通过PEOFFICE软件的WELLINFO模块实现与采油工程数据库对接，获取井斜角、方位角数据及井身轨迹图形。防偏磨设计模板网络化：设计了专门的防偏磨工艺方案模板，包括原井杆管组合、偏磨描述、井液参数、理论依据、配套要求等项目，使论据可靠、论证科学、措施更加合理。效果综合评价网络化：单井防治效果跟踪评价系统，包括原井的偏磨状况、配套技术及配套方式，分析偏磨因素，综合评价防偏治理效果等26项内容，供技术人员及时了解防治动态。
2.2抽油井杆管组合及参数优化。
生产参数不合理是加重杆管磨损的重要因素之一，在工艺设计过程中对所有有杆泵井的杆柱、管柱、生产参数进行优化。优化杆柱组合，φ44泵、φ56泵深抽井（≥1500m）采用二级抽油杆组合；上提泵挂深度，对于沉没度较大的井上提泵挂深度，减轻失稳弯曲的影响；参数优化，降低冲次。优化卡封管柱，针对泵封间距小于500m的一体卡封管柱，实施管柱优化。优先选用丢手类分体卡封管柱，避免因座封造成油管弯曲引起偏磨。
2.3防偏磨技术应用情况
近年来先进的技术不断投入试验应用，适应性差的滚轮扶正器、碳纤维扶正器、双向接箍等技术逐步被淘汰。通过防偏磨技术的不断补充优化，针对不同的偏磨机理采取相应的治理模式。（1）扶正类技术模式。针对斜井及直井段方位变化引起的杆管接触问题，选择在造斜段或存在方位变化的拐点范围连续配套扶正类工具。①定位扶正装置+弹力支撑抗磨副弹力支撑式抗磨副由弹力支撑扶正套和高硬度抗磨杆体组成，扶正套内孔采用抗磨减磨材料，杆套接触面光滑，摩擦系数小，与普通抗磨副不同之处在于弹力支撑扶正套能较稳定固定在油管内壁上，真正实现变管杆磨损转换为杆套自磨损。定位扶正装置应用时卡在抽油杆本体上，同样采用了弹性支撑式的扶正原理。如**井因管漏上作检泵，生产周期95天，生产时间短主要是配套常规扶正措施出现了偏磨段上移的情况。针对这一问题采取JY-22-73杆定位扶正装置80个，该井生产时间达到211天。定位防偏磨装置使用后抽油机载荷变化明显，配套前最大，最小载荷为81.28KN/41.86KN，配套后最大、最小載荷为71.24KN/47.20KN，表明该技术有效减轻了附加摩阻。②油管保护扶正装置。适用于钢连续杆抽油井，连接于油管之间。内衬特种橡胶，起到扶正连续杆保护油管的作用。例如**井使用前周期81天，有效期延长到168天。（2）扶正加重类技术模式。扶正加重类技术模式一般选择旋卡扶正器/弹力支撑定位防偏装置，（弹力支撑）抗磨副，加重技术采用φ35mm普通加重杆、φ58mm加重抗磨副、φ36mm-φ42mm防腐加重杆。（3）防腐抗磨类技术模式。针对采出液腐蚀严重，采取常规防偏磨技术效果差、生产周期短的井，选择抗磨蚀油管技术进行治理①内衬HDPE/EXPE油管+配套Ⅱ型接箍HDPE/EXPE油管是在普通油管中内衬高密度聚乙烯材料，内衬层高抗磨：与钢的滑动磨擦系数：0.20，比钢对钢的磨擦系数降低了0.13；内衬材料的肖氏硬度：60-70，耐磨性是金属的3-5倍。内衬油管对比普通油管内径减小9mm，为减小杆柱的活塞效应，采用小直径的Ⅱ型抽油杆防腐耐磨接箍，56泵以上应用配套泵。②碳锆复合树脂内涂层油管+镀渗钨抽油杆碳锆复合树脂内涂层油管的涂层具有防腐、抗磨的双重特性，而且耐热性好，能在130℃的环境中连续工作，涂层厚度0.7mm。镀渗钨抽油杆采用镀、渗W、Ni复合工艺，镀层磨擦系数低，耐腐蚀（H2S、CO2、酸、盐等），镀钨提高了抽油杆抗拉强度，有效延长抽油杆的使用寿命。
2.4防偏磨辅助测试技术
通过油管在线检测技术及陀螺测斜技术的应用进一步为防偏磨技术配套提供了依据，加强了方案设计的针对性。（1）油管在线检测技术。通过在线检测，对于偏磨腐蚀较轻、生产周期较长井和缺陷油管下井造成的短命井，采取只更换重度和中度缺陷油管的办法。通过在线检测，避免缺陷油管下井造成重复作业，减少作业占产及节省油管更换数量。（2）陀螺测斜技术。针对部分偏磨严重、井深轨迹不明确的井，实施陀螺测斜。应用陀螺测斜测试数据，落实井斜角、方位角，变化明显处加以治理，可以使方案的设计更具有针对性，从而最大限度的提升治理效果。
3.偏磨治理效果
针对采油厂油井偏磨严重的情况，通过防偏磨治理，在抽油机井开井数增加，偏磨井数增加的情况下，偏磨躺井井次出现了逐年递减趋势，有效延长了检泵周期，降低了维护作业次数。加强技术管理，提高油井防偏磨治理水平。
[关键词]偏磨；井身结构；扶正装置；抗磨副
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）05-0019-01
1.油井偏磨因素和机理
1.1综合含水的影响
随着油田开发时间的延长，产出液综合含水率不断上升，偏磨井逐年增加。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。
1.2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。
1.3井身结构的影响
（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。（2）自然井斜。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%。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造成。
1.4生产因素
（1）分层开采在分层开采油井中，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。（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。
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。
2.偏磨治理对策
2.1技术运行状况
辅助决策网络化：编制了偏磨理论辅助计算软件，可以准确地求得管柱中和点、扶正器间距及加重杆长度等数据。通过PEOFFICE软件的WELLINFO模块实现与采油工程数据库对接，获取井斜角、方位角数据及井身轨迹图形。防偏磨设计模板网络化：设计了专门的防偏磨工艺方案模板，包括原井杆管组合、偏磨描述、井液参数、理论依据、配套要求等项目，使论据可靠、论证科学、措施更加合理。效果综合评价网络化：单井防治效果跟踪评价系统，包括原井的偏磨状况、配套技术及配套方式，分析偏磨因素，综合评价防偏治理效果等26项内容，供技术人员及时了解防治动态。
2.2抽油井杆管组合及参数优化。
生产参数不合理是加重杆管磨损的重要因素之一，在工艺设计过程中对所有有杆泵井的杆柱、管柱、生产参数进行优化。优化杆柱组合，φ44泵、φ56泵深抽井（≥1500m）采用二级抽油杆组合；上提泵挂深度，对于沉没度较大的井上提泵挂深度，减轻失稳弯曲的影响；参数优化，降低冲次。优化卡封管柱，针对泵封间距小于500m的一体卡封管柱，实施管柱优化。优先选用丢手类分体卡封管柱，避免因座封造成油管弯曲引起偏磨。
2.3防偏磨技术应用情况
近年来先进的技术不断投入试验应用，适应性差的滚轮扶正器、碳纤维扶正器、双向接箍等技术逐步被淘汰。通过防偏磨技术的不断补充优化，针对不同的偏磨机理采取相应的治理模式。（1）扶正类技术模式。针对斜井及直井段方位变化引起的杆管接触问题，选择在造斜段或存在方位变化的拐点范围连续配套扶正类工具。①定位扶正装置+弹力支撑抗磨副弹力支撑式抗磨副由弹力支撑扶正套和高硬度抗磨杆体组成，扶正套内孔采用抗磨减磨材料，杆套接触面光滑，摩擦系数小，与普通抗磨副不同之处在于弹力支撑扶正套能较稳定固定在油管内壁上，真正实现变管杆磨损转换为杆套自磨损。定位扶正装置应用时卡在抽油杆本体上，同样采用了弹性支撑式的扶正原理。如**井因管漏上作检泵，生产周期95天，生产时间短主要是配套常规扶正措施出现了偏磨段上移的情况。针对这一问题采取JY-22-73杆定位扶正装置80个，该井生产时间达到211天。定位防偏磨装置使用后抽油机载荷变化明显，配套前最大，最小载荷为81.28KN/41.86KN，配套后最大、最小載荷为71.24KN/47.20KN，表明该技术有效减轻了附加摩阻。②油管保护扶正装置。适用于钢连续杆抽油井，连接于油管之间。内衬特种橡胶，起到扶正连续杆保护油管的作用。例如**井使用前周期81天，有效期延长到168天。（2）扶正加重类技术模式。扶正加重类技术模式一般选择旋卡扶正器/弹力支撑定位防偏装置，（弹力支撑）抗磨副，加重技术采用φ35mm普通加重杆、φ58mm加重抗磨副、φ36mm-φ42mm防腐加重杆。（3）防腐抗磨类技术模式。针对采出液腐蚀严重，采取常规防偏磨技术效果差、生产周期短的井，选择抗磨蚀油管技术进行治理①内衬HDPE/EXPE油管+配套Ⅱ型接箍HDPE/EXPE油管是在普通油管中内衬高密度聚乙烯材料，内衬层高抗磨：与钢的滑动磨擦系数：0.20，比钢对钢的磨擦系数降低了0.13；内衬材料的肖氏硬度：60-70，耐磨性是金属的3-5倍。内衬油管对比普通油管内径减小9mm，为减小杆柱的活塞效应，采用小直径的Ⅱ型抽油杆防腐耐磨接箍，56泵以上应用配套泵。②碳锆复合树脂内涂层油管+镀渗钨抽油杆碳锆复合树脂内涂层油管的涂层具有防腐、抗磨的双重特性，而且耐热性好，能在130℃的环境中连续工作，涂层厚度0.7mm。镀渗钨抽油杆采用镀、渗W、Ni复合工艺，镀层磨擦系数低，耐腐蚀（H2S、CO2、酸、盐等），镀钨提高了抽油杆抗拉强度，有效延长抽油杆的使用寿命。
2.4防偏磨辅助测试技术
通过油管在线检测技术及陀螺测斜技术的应用进一步为防偏磨技术配套提供了依据，加强了方案设计的针对性。（1）油管在线检测技术。通过在线检测，对于偏磨腐蚀较轻、生产周期较长井和缺陷油管下井造成的短命井，采取只更换重度和中度缺陷油管的办法。通过在线检测，避免缺陷油管下井造成重复作业，减少作业占产及节省油管更换数量。（2）陀螺测斜技术。针对部分偏磨严重、井深轨迹不明确的井，实施陀螺测斜。应用陀螺测斜测试数据，落实井斜角、方位角，变化明显处加以治理，可以使方案的设计更具有针对性，从而最大限度的提升治理效果。
3.偏磨治理效果
针对采油厂油井偏磨严重的情况，通过防偏磨治理，在抽油机井开井数增加，偏磨井数增加的情况下，偏磨躺井井次出现了逐年递减趋势，有效延长了检泵周期，降低了维护作业次数。加强技术管理，提高油井防偏磨治理水平。