浅谈偏磨井的综合治理

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摘　要：随着陆上各大油田进入开采中后期，经过长期开采引起套管、油管等变形，加上斜井、水平井、定向井数量不断增多，使得杆管偏磨严重。并且随着油井产出液中含水中比例持续升高，及矿化度、含砂量、聚合物浓度等磨粒逐渐增多，进一步加剧油井的偏磨。在有杆泵采油井中，偏磨成为造成油井躺井检泵的主要因素之一。因此，油井杆管偏磨问题亟待解决。

关键词：偏磨　躺井　综合治理

一、偏磨躺井的原因

抽油杆在油管内的往复运动受到井深结构、杆管匹配、产出液性质、地层结构变化以及抽油机油井的工作制度(冲程和冲次)等诸多因素的影响，造成抽油杆与油管的接触、摩擦，产生油井偏磨。分析造成油井杆管偏磨主要原因如下：

1.井身结构造成偏磨

钻井时因地质结构和钻井工艺装备及采油工艺要求等要素制约，使井眼存在一定的井斜角、方位角，且井斜角、方位角多向变化，使得井身轨迹是一条方向复杂多变的三维空间管道。抽油杆在倾斜弯曲的油管内往复运动，必然导致杆、管的接触和摩擦，因而造成偏磨。井身结构主要通过井斜角和狗腿角对偏磨造成影响。井斜角、狗腿角越大，对偏磨影响越大。由于井斜角的存在增加了管杆接触的机率，从而导致管杆的偏磨严重。并且经研究表明，狗腿角大于3°/30m，侧向力急剧增大，杆管偏磨程度加剧。

2.轴向压力造成杆管失稳引起偏磨

轴向压力增加导致杆管失稳，当超过一次临界载荷时发生正弦弯曲，达到二次临界载荷杆管将发生螺弦弯曲。现场生产时抽油杆受到的载荷要远远大于第二次临界载荷，所以抽油杆弯曲一般以接箍为顶点基本呈正弦曲线的螺旋弯曲。下泵深度越深，该变化越明显。而油管的空间尺寸限制了抽油杆的弯曲，由此产生的侧向力使杆柱与油管内壁相互接触摩擦。若杆管同时失稳，则相互磨损更加严重。

杆柱设计不合理、泵径大、沉没度不合理、采出液中含砂量及聚合物浓度的增加、杆管振动等因素造成杆管失稳。

3.其他因素

杆管的偏磨还受套管变形、封隔器坐封造成油管弯曲、油管蠕动、结蜡影响、含水影响等一些因素的影响。

二、偏磨躺井特点

1.深抽井偏磨比较严重

大港油田采油一厂2011年偏磨躺井50口：其中下泵深度大于1500m的偏磨井共35口，占总偏磨井的87.5%，深抽井偏磨严重。

2.泵径大、沉没度低引起的杆管失稳是造成偏磨的主要原因。

3.部分低产能偏磨井，偏磨较严重，检泵周期较短。

三、综合方法有效治理偏磨井

1.积极引进新工艺技术，解决偏磨问题

针对杆管偏磨问题，2011年主要应用杆、管、接箍等防偏磨工艺。杆主要是采用泵杆扶正短接和叶片扶正杆；油管主要应用内衬油管；油管接箍采用耐磨接箍等新工艺技术。另外，目前新型的数控往复式潜油电泵，没有抽油杆可以直接下到油层，可有效的避免偏磨现象。通过防偏磨技术的应用，形成了以斜井软件为指导，抗磨接箍、扶正短节、叶片扶正杆、内衬油管等防偏磨技术相结合的技术体系，偏磨导致躺井数量明显下降，取得明显效果。

2.深入研究提高针对性，解决偏磨问题

采油一厂通过对偏磨井的深入分析，详细掌握了各井的偏磨原因，针对不同的原因，采取分类治理的对策，有效解决了偏磨问题。

3.优化举升参数

深入开展以“长冲程、慢冲次、较大泵径”为主导技术的优化工艺参数调整工作。2011年上半年累计实施25井次，提浅泵挂21井次。通过优化系统参数，改善了井筒举升环境，提高了机采系统效率，减少了由于快冲次造成振动偏磨及杆管磨擦频率。

通过常规方法及以上新型技术的应用，大港油田采油一厂的偏磨躺井数得到了有效的控制，2012年1~4月份偏磨造成躺井5口，同比减少12口，控偏磨躺井取得了明显的效果。

四、结论

随着斜井、定向井、水平井的不断增多，高含水开发的不断持续及三次采油的不断深入开展，偏磨问题仍将是我们关注的焦点，减少偏磨躺井数是有效的控制躺井总数的主要手段之一。我们只有不断深化研究，积极引进试验新工艺技术，提高研究针对性，才能实现控偏磨躺井的新突破。