浅谈 油井管杆偏磨原因分析及防治措施 EPUB
王芳莲
[摘 要]从油井实际状况综合考虑产生的原因，提出了目前需要采取的相应对措。缓解杆管偏磨、延长生产周期，达到降低采收成本的目的。
[关键词]杆管偏磨；原因分析；建议措施
中图分类号：TH115 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）19-0051-01
1 原因分析
1.1 井筒套管、抽油杆、油管变形
（1）油井套管变形。在钻井过程中井筒本身并非完全直井段，每一口井都存在着个别拐点。另外，井筒本身由于长期受地壳变动的作用，会使原有的固井强度不同程度受损，导致在井筒的强度薄弱部位引起套管变形而出现新的拐点，使井筒段出现立体的“S”结构。
（2）井筒生产管柱出现的变形。生产管柱在井筒内部的变形方式主要来自以下方面：①井筒本身存在的不规则变形曲线，使管柱随弯就弯而变形。②采油生产过程中，受抽油机往复载荷和液柱的压力变化产生的变形。③采油过程中，尾管配加重量欠缺，导致系统的振动而引起管柱的随机变形。④作业时，野蛮起吊人为造成的单根油管变形，使局部产生变形拐点。
（3）抽油杆杆柱产生的变形。抽油杆属于采油系统柔性最强的杆柱，它是极易变形的配套部件，在生产过程中杆柱的变形有以下方面引起。①受到管柱变形而出现的被动变形。②杆柱往复运动中，受到拉压载荷的变化会引起杆柱系统产生随机或不规则的变形。③杆柱设计组合科学性差，杆柱利用系数差异较大，将导致低强度段产生变形。④杆柱与井口装置对中偏差较大，致使杆柱偏离油管中心而靠向油管内表面出现局部磨损。⑤修井作业过程中，人为造成的个别抽油杆弯曲变形，使杆柱个别部位残存的变形。
1.2 油井产液含水量上升
国内目前各油田的生产油井，由于开采时间多进入中后期生产阶段，原油中的含水量逐年上升（个别油井含水量达到了98%左右），特别是注水驱油区块和稠油降粘单井吞吐区块表现最为明显。因此，随着原油含量的减少，受水力冲刷作用和两者之间的摩擦系数加大，势必影响杆、管间磨檫副的润滑效果，导致杆管偏磨速度加快，出现频繁修井作业或频繁更换部分油管和抽油杆，促使用户的采油成本上升。
1.3 原油中含砂量增加
國内生产油井，地层产出的油液不但含水量上升，而且出砂量也相应攀升，严重时则出现砂埋。特别是细粉砂，难以做到有效的防治。在生产过程中，油包砂的现象很难做到人工举措得以解决，加上机采系统较高频次的循环，油液中的砂粒只能促成杆管间摩擦加剧，出现杆、管柱的个别部位过早失效，出现杆断脱、油管磨漏等事故。只有与实际机采系统现状有机结合、综合考虑，采取与之相匹配的技术配套措施，来最大限度地减缓杆管偏磨，以延长整个采油系统的生产周期。
2 杆、管偏磨所采取的措施
2.1 在井筒和管柱上应采取的措施
套管变形是一种必然现象，为清楚反映油井拐点位置，应适时跟踪从油井中起出的油管、抽油杆，针对弯曲变形状况和偏磨部位，可初步判断出井筒拐点位置，必要时借助测试井筒数据，结合前期修井作业记录，要准确判定井筒存在的变形位置，定期组织分析井筒的变化趋势，便于在设计修井作业方案时，有针对性地采取措施。
（1）根据井筒拐点位置，应在生产管柱上适量加装油管扶正器，扶正器的结构型式有两种。下图为钢制弹性油管扶正器，安装在油管接箍位置；另一种是强化尼龙扶正器，直接套在油管的管体上，可随机在管体上轴向窜动。
（2）对于泵挂≤1200米的油井，可在井口上加装使用油管旋转器。对于泵挂>1200米的油井，由于管柱承拉应力增加，为防止管柱变形，作业方案要考虑在管柱上使用油管锚。
（3）为达到杆管柱系统相对平衡，抽油泵下端应使用足够数量的尾管，最大限度消除系统生产过程引起的振动现象。
2.2 在杆柱上采取的措施
机采系统抽油杆柱作为柔性系统单元，在管柱内极易产生弯曲变形，导致杆柱外表面与油管内表面接触几率增加，长时间相对滑动接触而出现快速磨损。因此，在杆柱设计时应考虑采取措施。
（1）根据前期修井起出的抽油杆，确定杆柱磨损部位，并在实施方案中考虑使用抽油杆扶正器。目前扶正器的种类有：a、钢制和尼龙滚轮径向交错分布结构的扶正器，其连接在杆接箍部位；b、直接套在杆体上的扶正器，分为固定和活动两种结构型式；c、在杆体上直接压注成型固定的扶正器（一般每根杆上均布3个）。实际选用时，要根据井筒杆管偏磨位置、管柱组合或单一口径、泵排量等因素综合考虑，科学确定杆体扶正器加装位置和数量（依据经验，在井筒拐点处要求每根抽油杆上应均布2～3个扶正器；在拐点交界处上下25～35米位置每根杆上应1～2个扶正器，加装应遵循远离拐点顺次递减。）。
（2）在油井的偏磨位置，杆柱上应考虑使用新开发的防偏磨抽油杆。该装置是由高强度、高柔性和耐磨的扶正体，以及经过镀铬处理的（长度约为4～5米）抽油杆组成。其工作原理为：当油井中管杆发生挠性弯曲时，扶正体自动找到偏磨点，卡在偏磨点部位，使抽油杆在扶正体内运动，避免了杆体与管壁的接触。另外，高强度镀铬杆和扶正体之间因选用特种材料和处理强化方式，二者间的磨损程度很低（按照6次/分钟的模拟实验，结果表明磨损量≤0.4mm/年），从而有效避免了管、杆柱间偏磨现象的发生。
（3）在井筒杆、管偏磨段，除在杆柱上使用扶正器外，杆柱上可采用经过表面强化处理的接箍，再配以耐磨的氮化防腐油管组合使用，对杆、管的偏磨也能够有效缓解，应作为目前解决杆管偏磨措施的首选。
（4）为避免杆柱下行时产生的弯曲变形，杆柱设计时应酌情考虑使用一定数量的加重杆（根据泵挂深度和抽油机额定载荷、原油物性等实际情况合理确定）。
2.3 在抽油泵上采取的举措
对于使用常规抽油泵的油井，泵筒与柱塞选择间隙应适当放大（在0.14～0.19mm为佳），在辽河锦采生产油井应用效果表明，放大间隙的抽油泵产品采收率不但没有降低，反而有所提高，同时又减小了杆柱的下行阻力，缓解了杆管偏磨现状。
2.4 在抽油机、采油树、光杆匹配等采取的措施
（1）抽油机的工作制度也是造成偏磨加剧的关键因素。短冲程、高冲次将会直接导致杆管偏磨加剧。因此，不论为何种抽油机，都可使用最大冲程和较低冲次相组合。对于冲程在4.2米以下的抽油机，冲次应选择为4～6/min为好；对于冲程在4.8米以上的抽油机，冲次应选择为2～4/min为佳。
（2）驴头与井口的对中性能，随着地面下沉而发生变化，促使产生杆管的随机偏磨。
（3）合理匹配光杆与杆柱的组合，Φ28.6mm（1-1/8）光杆与5/8、3/4抽油杆配套使用；Φ31.8mm（1-1/4）光杆与7/8抽油杆配套使用；Φ38.1mm（1-1/2）光杆与1、1-1/8抽油杆配套使用；从而保证光杆强度高于所配套的抽油杆强度，延长光杆使用寿命，减少光杆的断裂事故。
3 结论
杆管偏磨又是目前各油田急待解决的难题。因此，在实际确定方案时，应遵循下列原则。
（1）根据油井的生产状况，综合分析井况条件，采取科学合理的配套措施，解决油井生产中的个性化问题。
（2）应有目的的选用与油井相配套的适用的配套产品。
（3）跟踪国内外采油新工艺发展趋势，研制开发的配套产品，充分体现实施效果。
