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[摘要]临盘油区是典型的复杂断块油藏，断层多，断块小，构造断裂复杂，储层类型多，经过地层水矿化度高、原油性质差异大。加上多年高速开发，井况恶化，油井单井负荷重，躺井数居高不下。据统计，管杆偏磨腐蚀是造成躺井的重要原因。本文通过对形成偏磨腐蚀的多种因素进行了较为系统的分析，提出了防治措施，为有效控制躺井，夯实稳产基础，完成原油产量提供了有力保障。
[关键词]抽油井；油管；抽油杆；偏磨；腐蚀；防治对策
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）05-0283-01
临盘油区位于惠民凹陷西部，是一个有多套含油层系、多种油藏类型叠置的复式油气聚集区。一是断层多，断块小，构造断裂复杂，临盘油区平均每口井钻遇断点3个（临41-11井断点多达11个），可组合断层700余条，众多低序级断层又使断块进一步复杂化，使构造十分破碎。二是含油层系多，油水关系复杂。目前已发现的含油层系有十套，含油井段1200-3800米。每一含油层系又分若干个砂层组、砂层组又分若干个小层。三是储层类型多、非均质严重。储层类型多（河流、三角洲、浊积、滩坝等），沉积相带变化快，平面、层问、层内三大矛盾突出。四是地层水矿化度高、原油性质差异大。临盘油区主力含油层系馆陶、沙二段、沙三段，地层温度一般在60-1200C，地层水矿化度在20000-60000mg/1。地下原油粘度2mPa·s～100mPa·s，一般规律是浅层物性好，油较稠，深层油较稀。
油田生产井的约8%以上使用抽油机采油技术。由于地质条件复杂，产量负荷重，偏磨腐蚀相当严重。统计表明造成油井检泵作业的工作量约占全年抽油机井检泵作业工作量总和的50%，管、杆的使用寿命也因偏磨腐蚀而缩短了4%-60%。因此探索应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀，是降低采油成本、控制躺井的有效措施之一。
1.抽油机井管杆偏磨原因
1.1井斜和油井参数的影响
从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，油井井深超过600m-800m一般会出现扭曲现象。随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向斜井不断增多。地层蠕变造成套管变形，使井段出现弯曲变形，地层蠕变严重时会导致油井报废。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。在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，破坏力大。
1.2产出液介质的影响
当油井产出液含水大于74.0%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。产出液中H2S与Fe反应生成FeS，而H+对油管和抽油杆产生氢脆腐蚀，从而形成了具有盐酸强腐蚀性的体系。
1.3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。油管螺纹联接处在偏磨腐蚀、缝隙腐蚀和冲蚀的综合作用下，易使该处产生油管断脱、刺漏。
1.4抽油机井抽油循环过程中油管弹性收缩弯曲，底部抽油杆受压失稳
下冲程时，液柱载荷由抽油杆转移到油管上，抽油杆卸载发生弹性收缩产生螺旋弯曲。继续下行时将受到柱塞与泵筒间半干磨擦阻力及液流通过柱塞产生的阻力和井液产生的对抽油杆的浮力。这些阻力均比杆柱底部第一根抽油杆的临界载荷值大得多，因此抽油杆柱下部很容易发生失稳弯曲，而此时油管承载拉伸基本为直线，所以下冲程时管桿相互偏磨损伤。上冲程时，液柱载荷由油管转移到抽油杆上，中和点以下油管因卸载而发生弹性收缩产生螺旋弯曲，抽油杆承载拉伸为直线，油管、抽油杆相互偏磨成为必然。
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，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，不应该采用的锚定方式。
2.3抽油杆扶正器
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了较好预防作用。
2.4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，而且与国套管问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问的偏磨，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问的磨损。
2.5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。
2.6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；另外安装偏心井口的油井，转动井口也可达到以上目的。
3.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陛。综合含水上升使偏磨腐蚀更加明显，而介质的强腐蚀陛加速了偏磨腐蚀。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。
作者简介
赵军，毕业于华东石油大学本科，现在中石化胜利油田临盘采油厂采油四矿工作。
[关键词]抽油井；油管；抽油杆；偏磨；腐蚀；防治对策
中图分类号：TE983 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）05-0283-01
临盘油区位于惠民凹陷西部，是一个有多套含油层系、多种油藏类型叠置的复式油气聚集区。一是断层多，断块小，构造断裂复杂，临盘油区平均每口井钻遇断点3个（临41-11井断点多达11个），可组合断层700余条，众多低序级断层又使断块进一步复杂化，使构造十分破碎。二是含油层系多，油水关系复杂。目前已发现的含油层系有十套，含油井段1200-3800米。每一含油层系又分若干个砂层组、砂层组又分若干个小层。三是储层类型多、非均质严重。储层类型多（河流、三角洲、浊积、滩坝等），沉积相带变化快，平面、层问、层内三大矛盾突出。四是地层水矿化度高、原油性质差异大。临盘油区主力含油层系馆陶、沙二段、沙三段，地层温度一般在60-1200C，地层水矿化度在20000-60000mg/1。地下原油粘度2mPa·s～100mPa·s，一般规律是浅层物性好，油较稠，深层油较稀。
油田生产井的约8%以上使用抽油机采油技术。由于地质条件复杂，产量负荷重，偏磨腐蚀相当严重。统计表明造成油井检泵作业的工作量约占全年抽油机井检泵作业工作量总和的50%，管、杆的使用寿命也因偏磨腐蚀而缩短了4%-60%。因此探索应用新技术、新工艺减少偏磨腐蚀，是降低采油成本、控制躺井的有效措施之一。
1.抽油机井管杆偏磨原因
1.1井斜和油井参数的影响
从垂直来看，井筒是一条弯曲旋扭的线条，油井井深超过600m-800m一般会出现扭曲现象。随着钻井技术的发展和油田开发需要，定向斜井不断增多。地层蠕变造成套管变形，使井段出现弯曲变形，地层蠕变严重时会导致油井报废。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。在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，破坏力大。
1.2产出液介质的影响
当油井产出液含水大于74.0%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。产出液中H2S与Fe反应生成FeS，而H+对油管和抽油杆产生氢脆腐蚀，从而形成了具有盐酸强腐蚀性的体系。
1.3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。油管螺纹联接处在偏磨腐蚀、缝隙腐蚀和冲蚀的综合作用下，易使该处产生油管断脱、刺漏。
1.4抽油机井抽油循环过程中油管弹性收缩弯曲，底部抽油杆受压失稳
下冲程时，液柱载荷由抽油杆转移到油管上，抽油杆卸载发生弹性收缩产生螺旋弯曲。继续下行时将受到柱塞与泵筒间半干磨擦阻力及液流通过柱塞产生的阻力和井液产生的对抽油杆的浮力。这些阻力均比杆柱底部第一根抽油杆的临界载荷值大得多，因此抽油杆柱下部很容易发生失稳弯曲，而此时油管承载拉伸基本为直线，所以下冲程时管桿相互偏磨损伤。上冲程时，液柱载荷由油管转移到抽油杆上，中和点以下油管因卸载而发生弹性收缩产生螺旋弯曲，抽油杆承载拉伸为直线，油管、抽油杆相互偏磨成为必然。
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，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，不应该采用的锚定方式。
2.3抽油杆扶正器
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了较好预防作用。
2.4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，而且与国套管问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问的偏磨，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问的磨损。
2.5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。
2.6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；另外安装偏心井口的油井，转动井口也可达到以上目的。
3.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陛。综合含水上升使偏磨腐蚀更加明显，而介质的强腐蚀陛加速了偏磨腐蚀。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。
作者简介
赵军，毕业于华东石油大学本科，现在中石化胜利油田临盘采油厂采油四矿工作。