偏磨抽油井原因分析
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[摘 要]随着油田的长期开发，抽油机井的油管、抽油杆由于受力状况、含水升高、抽汲介质的腐蚀等生产状况的改变，管杆偏磨现象日益突出，偏磨现象不仅增加了躺井，缩短油井免修期，减少了油井生产时率，而且增加采油成本，偏磨已成为影响油井正常生产的主要因素之一。本文通过对滨南采油厂近几年油井偏磨治理工艺的应用探讨，意在探索实践当前具有最佳经济效益的油井偏磨治理的新技术、新工艺，从而延长油井免修期，为油田可持续发展提供新途径。
[关键词]油区，偏磨工艺，应用
中图分类号：TE933 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）11-0047-01
（1）自然井斜
井斜角、方位角变化大，使抽油杆、油管及泵在倾斜状态下工作，造成了抽油杆与油管的摩擦磨损，使油井管杆偏磨。
（2）管、杆失稳弯曲
抽油杆易发生纵向弯曲，而油管在加载、卸载过程中，管柱易牵动，如杆、管同时失稳，则相互磨损更加严重。
（3）含水升高
由油包水型转换为水包油型失去原油的作用，增加油管内壁和抽油杆的磨损，强腐蚀性使油管公螺纹老化，使油井管杆偏磨。
（4）4修复管杆质量差
由于管杆及扶正器的本身质量差，使采油井的检泵周期明显缩短。
二、油区油井偏磨治理工艺及效果分析
自2007年9月滨南油区开始偏磨专项治理以来，截至到2008年12月，共完成偏磨油井治理71口。2007年治理16口，2008年治理37口，2008年治理23口，主要运用了抗磨副，HDPE内衬油管，碳锆油管/DSW镀渗钨抽油杆等治理工艺。
（1）主要治理及配套工艺
（2）抗磨副治理工艺
（3）工艺原理
2.1 Ⅱ型抗磨副是在Ⅰ型抗磨副的基础上进行了工艺改进
一方面抗磨副上扶正块由内部的弹簧片支撑使外径加大，下入后扶正器胀卡在油管内固定不动，由以往抽油杆、扶正器、油管三者之间的相互摩擦，改变为扶正器与抽油杆之间的摩擦；另一方面，抗磨副表面进行了特殊的表面工艺处理，摩擦系数得到了很大降低，同时增强了抗磨、耐腐蚀的能力，从而达到减缓偏磨的作用。
适用范围
Ⅱ型抗磨副适用于偏磨严重，且偏磨井段较短，在500米以内的偏磨油井，但由于扶正块直径大于油管内径，对于油管的要求高，往往要对全井油管进行更换，增加了治理成本，同时对有结蜡现象的井会造成抗磨副下不进去的现象。
工艺原理
HDPE内衬油管采用优质材料加工而成，具有超强耐磨能力和优良的防腐性能。国内外最有效的一种抗偏磨技术；集抗偏磨和抗腐蚀性能于一体；不结垢、不结蜡；内衬管弹性高，可适应由于油井温度和应力变化导致的油管伸缩变形，并能始终保证衬管紧紧地涨紧在钢管的内表面；内衬管材料强度较高，不会产生小孔、裂缝、断裂、和剥落等现象。
适用范围
该工艺适用于全井偏磨或偏磨井段较长、泵挂较深且油管腐蚀严重的直、斜井，同时配合使用抗磨接箍效果更好。
2.2 碳锆油管/DSW镀渗钨抽油杆工艺
工艺原理
碳锆油管采用热熔工艺将耐磨的锆金属材料帖服在油管内壁加工而成，具有较强耐磨能力和优良的防腐性能。
适用范围
该工艺适用于全井偏磨或偏磨井段较长、管杆偏磨、腐蚀都比较严重的各类直井及斜井，同时可配合使用抗磨副及抗磨接箍。
利用优化设计软件，确定最佳下泵方案
有杆泵抽油系统机采参数优化设计是以油井的供液能力为基础，比较合理的确定了油井的工作参数、杆柱组合以及泵径、泵挂等，提高了泵效和系统效率。偏磨井治理的下泵方案均以优化设计为基础，在此基础上优选各种配套的治理偏磨措施。
配套应用了陀螺测井斜技术
对于全井油管、杆偏磨特别严重，偏磨井段长的油井，配套应用了陀螺测井斜技术，检测井身质量，为偏磨治理提供依据。例如85井通过测试井身轨迹在1480米变化较大，而目前泵深1500米，因此造成全井偏磨的原因是腐蚀引起的，因此配套防腐性能好的抗磨管杆并在日常生产中做好防腐工作。而853-7井第60-80根油杆接箍偏磨严重，第64根油管有30厘米裂缝。测陀螺表明：全井水平位移变化，尤其在480-640m处水平位移大。所以，研究制定全井更换21/2内衬管+φ22mm减磨节箍。
三、治理效果分析
1.总体治理效果分析
2010年在油井偏磨治理活动共治理偏磨井37口，截止到2011年12月，检泵周期从治理前的平均187天延长到372天，延长了185天，年检泵次数由治理前的1.95次减少到目前的0.98次，减少了0.97次，效果显著。其中以内衬管的治理效果尤为突出，生产周期延长了254天，年检泵次数减少了1.46次。
2.分工艺效果分析
2.1碳锆内涂油管偏磨治理工艺
截止到12月底，施工的7口井全部超过其作业前检泵周期，平均延长生产天数229天，年作业井次减少1.31次，其中有2口井出现二次作业，作业原因都为DWS油杆断脱，检查起出油管完好，继续使用。
2.2 HPDE内衬油管偏磨治理工艺
截止到12月底，施工的4口井全部超过其作业前检泵周期，平均延长生产天数254天，年作业井次减少1.46次，其中有1口井出现二次作业，作业原因都为DWS油杆断脱，其油管完好，继续使用。
2.3抗磨副偏磨治理工艺
截止到12月底，施工的37口井全部超过其作业前检泵周期，平均延长生产天数143天，年作业井次减少0.73次。其中有2口井未达到原检泵周期，9口井已上作业.
四、结论与认识
1.通过偏磨治理工作的开展，由于偏磨造成的油井维护工作量得到有效控制
2.防偏磨工艺多，效果不一
自2009年9月份开始截止到2010年12月油区共治理偏磨井71口井。主要应用了内衬管+DSW杆/抗磨接箍、碳锆管+DSW杆/抗磨接箍、DSW管+ DSW杆、抗磨副、空心杆采油五种工艺，从治理效果看，抗磨油管中内衬油管和碳锆管最好。
3.投入成本高，采油矿成本压力大
目前治理效果最好的是抗磨油管+减磨接箍，但投入成本高，一口井平均按1000米内衬管更换，配套100个减磨接箍，单井仅偏磨治理费用需投入22.4万元，从长效投入分析这种治理工艺是最经济的，但当年一次性投入大，造成采油矿成本紧张。
4.短期行为多，长期投入意识差
由于认识和管理不到位，造成利油区偏磨井治理存在“怕花钱”和“乱花钱”的短期行为，从本单位成本控制考虑，继续应用常规工艺造成不该花的资金重复投入。
参考文献
[1] 于永南.主编，钻柱力学分析的有限元法[M].石油大学出版社，1998.