[摘 要]油田生产运行抽油机井的偏磨现象普遍存在，本文从分析偏磨原理作为寻找问题切入点，找出了偏磨井增多的主要因素，并针对其主要原因进行整改，极大的缓解了偏磨现象的产生。
　　[关键词]现状分析 偏磨机理 整改措施
　　中图分类号：U412 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）22-0109-01
　　1、问题的提出
　　随油田开发时间的延长，杆管偏磨现象日益严重。近几年在偏磨机理分析及治理方面做了大量工作，取得了一定成效，但随油井含水上升、产量下降等因素的影响，偏磨治理的难度逐年增大。在常规抽油机井中，抽油杆柱带动泵往复运动。上冲程时，抽油杆处于受拉狀态，不产生弯曲。下冲程时，在下行阻力作用下，抽油杆柱的应力分布存在一个中和点，中和点以上的抽油杆处于拉伸状态，中和点以下抽油杆柱在上部抽油杆柱重力和下行阻力的压缩作用下，使抽油杆失稳，产生弯曲，导致抽油杆与油管偏磨。下冲程时，其所受的阻力主要包括液体对抽油杆柱的浮力、抽油杆柱与液体之间的摩擦力、衬套与柱塞之间的摩擦力和抽油杆柱的惯性力等。
　　2、偏磨原因分析
　　含水的因素
　　从现场含水情况分析，含水在12%-66%之间油井偏磨比较严重，但含水大于66%后偏磨程度有所下降。这主要是由于油井产出液的流变性和含水有关，当含水较低时，粘度随着含水的上升呈缓慢上升的趋势，经测定，含水在37.8%时液体粘度最大，偏磨也最严重。另外，随着含水的上升，油井结垢程度也增加，而油井结垢，易降低油井活塞和泵筒之间的光滑度，增大了活塞和泵体之间的摩擦力；活塞内部结垢也减少阀座孔过流面积和活塞内壁的光滑度，从而增大了液体流动的阻力；结垢也会造成油管和抽油杆的腐蚀，降低了它们的光滑度，从而加大了管杆的磨损速度。
　　生产参数的因素
　　调查发现，在产液量基本一致的情况下，参数越大，其产生偏磨的几率越大。一是冲次太快，使抽油杆柱上载荷变化频率高，杆柱的惯性载荷增大，且活塞上移速度大于液体进入泵筒的速度，这时供油跟不上，泵筒来不及充满液体，当活塞向下时，将撞击液面引起杆柱振动，使抽油杆易发生弹性疲劳，产生弯曲发生偏磨；二是冲程太短会增大防冲距，余隙比也随之增大，进入泵筒中的气量也增多，使活塞下行压缩气体不能及时卸载，撞击液面后突然卸载，造成杆柱的弹性疲劳，产生弯曲发生偏磨；三是泵径越大，活塞和泵筒的磨擦力就越大，抽油杆柱下端所受的轴向压力也就越大，杆管就越容易产生偏磨；四是泵深越深，流压越低，容易使原油在近井地带脱气、析蜡造成原油粘度增加，使抽油杆下行阻力增大，加大了油井偏磨程度。
　　管杆使用年限的因素
　　通过对偏磨井生产年限统计可以看出油井投产年限越长，偏磨越严重。我矿油井产液量低，原油粘度较大，抽油管和抽油杆长期震动，产生疲劳变质。而油井寿命越长，管杆的疲劳变质程度越大，因此，其抗偏磨的能力也就越小。我矿目前还有50口井管杆使用寿命已达到八年以上，这严重影响了油井抗偏磨能力，增大了油井防偏磨的管理难度。
　　3、偏磨井的整改
　　调整热洗水量，彻底清蜡
　　随开发时间延长部分井注水开发效果较差，导致原油脱气较严重，粘度上升，需频繁洗井才能保证正常生产，而频繁洗井使管壁表面附着垢及杂质增加，从而使管径缩小，活塞上下往复运动过程中的阻力增大，导致油井偏磨程度增大。针对这种情况，我们大胆试验，同时结合理论推导，决定将单井热洗井次月均减少9井次，热洗周期平均由49天略微延长到61天。
　　继续应用扶正器
　　抽油杆扶正器与油管内壁相接触的材料应选用与油管材料摩擦系数小的，以防止其与油管内壁接触时产生的摩擦力过大而增加悬点载荷，以及对油管造成磨损。因此，以防偏磨软件为指导，采取二次、三次扶正的方法，计算出偏磨井段及下井工具个数，检泵时在偏磨井段按要求下入。
　　加强管杆的更换
　　由于管杆长期使用，使其抗偏磨的能力减小，为此我们除在检泵中更换有偏磨及结垢迹象的杆管外，对投产超过10的7作业井更换全井抽油杆，同时更换抽油管2170，抽油杆2161，目前我矿已更换132的全井杆。
　　经过以上综合治理，同期对比，上检率由2017年24%下降至19%；磨上检率由32%下降至27。
　　4、几点认识
　　1.对杆、管偏磨的问题应采取“防治结合”的原则，在杆柱设计阶段充分考虑预防杆、管偏磨的因素，重点开展保持合理沉没度、及时调整抽汲参数、加强扶正器和高强度抽油杆等项技术的应用和研究。
　　2.抽油机井杆、管偏磨的主要原因是由于含水上升、沉没度降低、抽汲参数大造成的，是多种因素综合作用的结果。
　　3.随着油田含水的升高、加密采油的进行，要继续加强杆、管偏磨防治技术的研究，延长检泵周期，提高经济效益。