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【摘要】油田开发时间的推进，管杆偏磨是导致油井检泵作业的问题日益严重。文中分析了造成管杆偏磨的各种因素，有针对性地提出预防治理措施。
【关键词】油管;抽油杆;弯曲;中和点;磨损;检泵周期
0.引言
2008年检泵作业井119口，总计147井次，平均检泵周期515天。2008年检泵周期大于365天的有69井次，平均检泵周期为941天，占全年检泵井次的47%；检泵周期小于365天的有78井次，平均检泵周期为137天，占全年检泵井次的53%。
结合现场发现的问题以及检泵车间检泵的结果，对2008年检泵井作业原因分类中发现，偏磨导致检泵的占检泵井的23%，成为检泵的主要原因之一。
管杆偏磨使得检泵周期缩短，增加了作业费用，影响油井正常生产。偏磨的杆管中，抗拉强度不符合油井生产的，只能进行报废处理，提高了运营成本。
1.偏磨机理分析
油井生产中的磨损，主要是金属与金属表面摩擦而引起的损伤，磨损到一定程度就会出现杆脱、杆断、管漏等现象发生。由于腐蚀改变了金属的物理性质，所以腐蚀加剧磨损速度，磨损与腐蚀相辅相生，互相促进。总结下来偏磨原因主要有以下几方面。
1.1 井斜因素
对于注水井开发的油田在油田高含水期，为保持油田稳产与地层压力稳定，通常采用压裂等增产增注措施，所以可能造成局部地区存在高压区、注入水侵入泥岩段，泥岩遇水发生蠕变，使套管产生变形或错断。由于套管变形和井斜（自然井斜、定向井斜、地层蠕变），使油管产生弯曲。在抽油井产生时，抽油杆的综合拉力F或综合重力W产生了一个水平分力N。在水平分力N（正压力）的作用下，油管和抽油杆接触，产生摩擦，见下图1、图2。
图1 井下管杆上冲程偏磨示意图
图2 井下管杆下冲程偏磨示意图
N=Fsinα或N=Wsinα
式中N——由F或W引起的抽油杆对油管内壁的正压力，N；
α——油管的倾斜角度，（°）；
W——抽油杆的重力和各种阻力的合力，N。
在正压力N的作用下，上冲程时抽油杆与油管的上侧内壁产生摩擦；下冲程时抽油杆与油管的下侧内壁产生摩擦，油管的倾斜角度α越大，正压力N越大，磨损就越严重，主要表现为单面偏磨和双面偏磨。
1.2 抽油杆弯曲因素
抽油杆下行过程中，受打开游动凡尔所需力、原油对抽油杆的摩阻及液击的影响，活塞以上抽油杆在一定范围内发生弯曲，产生中和点，中和点以下管杆发生点接触磨损。中和点位置可以通过下面公式
计算求得：
H=
f=0.94×-140
f=××
f=×dH
通过对抽油机井的计算，中和点一般在泵上400m以内。再结合现场管杆偏磨数据深度进行整理，偏磨位置集中在泵120~150m之间。
1.3 腐蚀对管杆的影响
SRB菌腐蚀是腐蚀的一种，通常情况下，地层中SRB菌含量一般较低，这主要是地层中高温、高压和高矿化度等因素限制了它们的生长，同时，在地层中因缺少有机营养，SRB菌很难大量繁殖。随着产出液被提升，由于温度、压力、流速的变化，SRB菌的生长环境发生了变化，使得SRB菌迅速繁殖，含量急剧升高。在硫酸盐还原菌(SRB)作用下对钢铁产生腐蚀作用，并产生硫化物垢类物质(FeS)。其反应式如下：
4Fe+SO+4HO3Fe(OH)+FeS↓+2OH
油井中硫化物主要以硫化氢、硫化亚铁 (通常含量小于10 mg/l)形式存在，硫化氢是一种可溶于水的酸性气体，在水中可直接电离出S2-，能够与Fe2+作用生成FeS，电离出的H+离子则在钢铁表面使铁发生氢去极化腐蚀。同时，H+也是参与硫酸盐还原菌作用的物质，大大促进SRB的作用过程，细菌、化学腐蚀互相促进，使钢铁腐蚀进一步加剧。改变原有杆管的物理性质，杆管变得易磨损。
1.4 油井结蜡对杆管偏磨的影响
油井结蜡时，油管内径与抽油杆外径比值减小，导致经过结蜡点的抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，使结蜡点上部抽油杆柱产生弯曲，从而发生偏磨。当蜡在泵筒与柱塞环空处析出时，柱塞与泵筒之间摩擦力显著增大，也可能导致杆管偏磨。
2.治理方法
2.1避免管杆接触
由于管杆偏磨主要是管杆弯曲导致相互接触摩擦的结果，为了避免金属与金属直接接触。采用了在油杆上加装扶正器的方法，但是在检泵的过程中发现这种在抽油杆上后加装扶正器的抽油杆有很严重的扶正器窜位现象，窜位现象多发生在Ф19杆上，已经起不到防止偏磨的效果。
为了解决扶正器窜位这一问题，我们在08年引进了固塑式扶正器抽油杆这项技术，在今年的修井作业过程中，在74井次上使用了固朔式扶正器油杆。通过对这些油井再次作业的现场跟踪发现，这种抽油杆使用效果较好，没有扶正器窜位现象，有效的防止了杆管之间的接触，降低了杆管偏磨对生产造成的影响。
偏磨以预防为主，建议直井在泵上120~150m的位置至活塞使用扶正杆，其它位置根据现场情况决定；建议斜井从造斜点以上150m的位置至活塞使用扶正杆。
2.2 改变管杆偏磨位置
改变管杆偏磨位置使管杆均匀摩擦，同样可以延长管杆的使用寿命。旋转井口通过连杆机构实现油管旋转，偏磨均匀分布，从而达到减缓偏磨的目的。该工艺不适用于加装油管锚或者加装封隔器的抽油井。
2.3 减缓管杆腐蚀
通过周期加入缓蚀剂来减缓管杆腐蚀，使管杆表面不产生化学反应，保持管杆原有的物理性质，达到减缓腐蚀的目的。
2.4 清防蜡
加药和热洗相结合，制定合理周期，减少蜡对油杆运行轨迹的影响。
3.结论
3.1腐蚀与偏磨相辅相生，因此腐蚀与偏磨要同时进行。
3.2按照规律，结合油井的作业现场情况，使用扶正器杆。
3.3结合油田实际情况制定加药和热洗周期。
f1——活塞与泵筒的半干摩擦，kg；
f2——液体流过活塞凡尔孔的摩阻，kg；
f3——打开游动凡尔的阻力，kg；
Hz——中和点到活塞的距离，kg；
D ——中和点到活塞的距离，kg；
δ——活塞与泵筒的半径间隙，m；
μ——凡尔流形系数；
F——活塞面积；
n——冲次，1/min；
γ——井筒内液体比重；
g——重力加速度，9.8N/㎡；
dr——底部抽油杆直径，m；
Hp——泵挂深度，m；
qr ——抽油杆在液体里的质量，kg/m；
H——中和点距泵的距离，m。
【参考文献】
［１］王鸿勋.采油工艺原理[J]．石油工业出版社，1989.
［２］张琪.采油工程方案设计[J].石油工业出版社，2002.
［３］崔衍领.管杆偏磨机理研究及其防治．钻采工艺.
［４］韦良霞.纯化油田油井腐蚀、结垢原因分析及治理措施[J].石油与天然气化工，2004，(2).
【关键词】油管;抽油杆;弯曲;中和点;磨损;检泵周期
0.引言
2008年检泵作业井119口，总计147井次，平均检泵周期515天。2008年检泵周期大于365天的有69井次，平均检泵周期为941天，占全年检泵井次的47%；检泵周期小于365天的有78井次，平均检泵周期为137天，占全年检泵井次的53%。
结合现场发现的问题以及检泵车间检泵的结果，对2008年检泵井作业原因分类中发现，偏磨导致检泵的占检泵井的23%，成为检泵的主要原因之一。
管杆偏磨使得检泵周期缩短，增加了作业费用，影响油井正常生产。偏磨的杆管中，抗拉强度不符合油井生产的，只能进行报废处理，提高了运营成本。
1.偏磨机理分析
油井生产中的磨损，主要是金属与金属表面摩擦而引起的损伤，磨损到一定程度就会出现杆脱、杆断、管漏等现象发生。由于腐蚀改变了金属的物理性质，所以腐蚀加剧磨损速度，磨损与腐蚀相辅相生，互相促进。总结下来偏磨原因主要有以下几方面。
1.1 井斜因素
对于注水井开发的油田在油田高含水期，为保持油田稳产与地层压力稳定，通常采用压裂等增产增注措施，所以可能造成局部地区存在高压区、注入水侵入泥岩段，泥岩遇水发生蠕变，使套管产生变形或错断。由于套管变形和井斜（自然井斜、定向井斜、地层蠕变），使油管产生弯曲。在抽油井产生时，抽油杆的综合拉力F或综合重力W产生了一个水平分力N。在水平分力N（正压力）的作用下，油管和抽油杆接触，产生摩擦，见下图1、图2。
图1 井下管杆上冲程偏磨示意图
图2 井下管杆下冲程偏磨示意图
N=Fsinα或N=Wsinα
式中N——由F或W引起的抽油杆对油管内壁的正压力，N；
α——油管的倾斜角度，（°）；
W——抽油杆的重力和各种阻力的合力，N。
在正压力N的作用下，上冲程时抽油杆与油管的上侧内壁产生摩擦；下冲程时抽油杆与油管的下侧内壁产生摩擦，油管的倾斜角度α越大，正压力N越大，磨损就越严重，主要表现为单面偏磨和双面偏磨。
1.2 抽油杆弯曲因素
抽油杆下行过程中，受打开游动凡尔所需力、原油对抽油杆的摩阻及液击的影响，活塞以上抽油杆在一定范围内发生弯曲，产生中和点，中和点以下管杆发生点接触磨损。中和点位置可以通过下面公式
计算求得：
H=
f=0.94×-140
f=××
f=×dH
通过对抽油机井的计算，中和点一般在泵上400m以内。再结合现场管杆偏磨数据深度进行整理，偏磨位置集中在泵120~150m之间。
1.3 腐蚀对管杆的影响
SRB菌腐蚀是腐蚀的一种，通常情况下，地层中SRB菌含量一般较低，这主要是地层中高温、高压和高矿化度等因素限制了它们的生长，同时，在地层中因缺少有机营养，SRB菌很难大量繁殖。随着产出液被提升，由于温度、压力、流速的变化，SRB菌的生长环境发生了变化，使得SRB菌迅速繁殖，含量急剧升高。在硫酸盐还原菌(SRB)作用下对钢铁产生腐蚀作用，并产生硫化物垢类物质(FeS)。其反应式如下：
4Fe+SO+4HO3Fe(OH)+FeS↓+2OH
油井中硫化物主要以硫化氢、硫化亚铁 (通常含量小于10 mg/l)形式存在，硫化氢是一种可溶于水的酸性气体，在水中可直接电离出S2-，能够与Fe2+作用生成FeS，电离出的H+离子则在钢铁表面使铁发生氢去极化腐蚀。同时，H+也是参与硫酸盐还原菌作用的物质，大大促进SRB的作用过程，细菌、化学腐蚀互相促进，使钢铁腐蚀进一步加剧。改变原有杆管的物理性质，杆管变得易磨损。
1.4 油井结蜡对杆管偏磨的影响
油井结蜡时，油管内径与抽油杆外径比值减小，导致经过结蜡点的抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，使结蜡点上部抽油杆柱产生弯曲，从而发生偏磨。当蜡在泵筒与柱塞环空处析出时，柱塞与泵筒之间摩擦力显著增大，也可能导致杆管偏磨。
2.治理方法
2.1避免管杆接触
由于管杆偏磨主要是管杆弯曲导致相互接触摩擦的结果，为了避免金属与金属直接接触。采用了在油杆上加装扶正器的方法，但是在检泵的过程中发现这种在抽油杆上后加装扶正器的抽油杆有很严重的扶正器窜位现象，窜位现象多发生在Ф19杆上，已经起不到防止偏磨的效果。
为了解决扶正器窜位这一问题，我们在08年引进了固塑式扶正器抽油杆这项技术，在今年的修井作业过程中，在74井次上使用了固朔式扶正器油杆。通过对这些油井再次作业的现场跟踪发现，这种抽油杆使用效果较好，没有扶正器窜位现象，有效的防止了杆管之间的接触，降低了杆管偏磨对生产造成的影响。
偏磨以预防为主，建议直井在泵上120~150m的位置至活塞使用扶正杆，其它位置根据现场情况决定；建议斜井从造斜点以上150m的位置至活塞使用扶正杆。
2.2 改变管杆偏磨位置
改变管杆偏磨位置使管杆均匀摩擦，同样可以延长管杆的使用寿命。旋转井口通过连杆机构实现油管旋转，偏磨均匀分布，从而达到减缓偏磨的目的。该工艺不适用于加装油管锚或者加装封隔器的抽油井。
2.3 减缓管杆腐蚀
通过周期加入缓蚀剂来减缓管杆腐蚀，使管杆表面不产生化学反应，保持管杆原有的物理性质，达到减缓腐蚀的目的。
2.4 清防蜡
加药和热洗相结合，制定合理周期，减少蜡对油杆运行轨迹的影响。
3.结论
3.1腐蚀与偏磨相辅相生，因此腐蚀与偏磨要同时进行。
3.2按照规律，结合油井的作业现场情况，使用扶正器杆。
3.3结合油田实际情况制定加药和热洗周期。
f1——活塞与泵筒的半干摩擦，kg；
f2——液体流过活塞凡尔孔的摩阻，kg；
f3——打开游动凡尔的阻力，kg；
Hz——中和点到活塞的距离，kg；
D ——中和点到活塞的距离，kg；
δ——活塞与泵筒的半径间隙，m；
μ——凡尔流形系数；
F——活塞面积；
n——冲次，1/min；
γ——井筒内液体比重；
g——重力加速度，9.8N/㎡；
dr——底部抽油杆直径，m；
Hp——泵挂深度，m；
qr ——抽油杆在液体里的质量，kg/m；
H——中和点距泵的距离，m。
【参考文献】
［１］王鸿勋.采油工艺原理[J]．石油工业出版社，1989.
［２］张琪.采油工程方案设计[J].石油工业出版社，2002.
［３］崔衍领.管杆偏磨机理研究及其防治．钻采工艺.
［４］韦良霞.纯化油田油井腐蚀、结垢原因分析及治理措施[J].石油与天然气化工，2004，(2).