抽油井管杆偏磨机理分析及治理对策

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1、抽油井管杆偏磨机理分析及治理对策摘要：抽油井管杆偏磨是油田开发普遍存在的问题，对于进入中后期开采阶段的油田，由于采用了注水等增产措施，偏磨井数量逐年增加，本文借助抽油杆受力状况分析，提出了综合防治措施及方法；通过对杆管的有效扶正，防偏磨抽油泵新工艺应用，并取得了治理偏磨良好的效果。关键词：抽油井弯曲偏磨杆柱组合抽油井管杆偏磨机理分析及治理对策摘要：抽油井管杆偏磨是油田开发普遍存在的问题，对于进入中后期开采阶段的油田，由于采用了注水等增产措施，偏磨井数量逐年增加，本文借助抽油杆受力状况分析，提出了

2、综合防治措施及方法；通过对杆管的有效扶正，防偏磨抽油泵新工艺应用，并取得了治理偏磨良好的效果。关键词：抽油井弯曲偏磨杆柱组合抽油井管杆偏磨机理分析及治理对策摘要：抽油井管杆偏磨是油田开发普遍存在的问题，对于进入中后期开采阶段的油田，由于采用了注水等增产措施，偏磨井数量逐年增加，本文借助抽油杆受力状况分析，提出了综合防治措施及方法；通过对杆管的有效扶正，防偏磨抽油泵新工艺应用，并取得了治理偏磨良好的效果。关键词：抽油井弯曲偏磨杆柱组合特殊泵管杆偏磨是大部分油田普遍存在的问题，特别是采用了注水等增产

3、措施后，偏磨情况更是日趋严重，根据抽油机井管杆偏磨的一手资料，借助抽油杆受力分析结果，全面地分析抽油机井出现管杆偏磨的机理，提出切实可行的防治措施；对于减缓井下设备损坏，降低了检泵工作量和管杆更换成本，提高开发效益意义重大。1　抽油机井管杆偏磨规律通过对我队22口管杆偏磨井情况调查分析，可得出以下规律：（1）从含水状况的分布上看，主要集中在高含水区。统计22口偏磨井含水情况，发现随着含水的增加，偏磨井数增加，偏磨井占同含水级别井的比例也随之增加。其中含水大于95%的偏磨井最多，占偏磨井总数的72

4、.7%。（2）从沉没度的分布情况来看，主要集中在低沉没度井上。统计19口液面不在井口偏磨井沉没度资料，沉没度在200米以内的井有11口，占统计井数的57.9%。（3）从偏磨位置的分布情况来看，主要集中在泵上500米以内。根据22口抽油杆偏磨断脱井现场检查情况统计，偏磨严重的部位主要集中在泵300米以内，统计这类井共17口，占统计井数的77.2%。2　抽油杆在下行行程中的受力分析抽油杆在下行行程时的悬点载荷为正值，这意味抽油杆在悬点位置受拉，即产生一个向下的拉力。另外，抽油杆柱向下加速运行时的惯性

5、力、摩擦力均向上，加上下行程时抽油泵游动阀的流体阻力及柱塞副的摩擦力联合作用形成泵端阻力，这个泵端阻力的方向也是向上的。阻力随着活塞直径、抽油杆在油管内的各种摩擦阻力、抽油泵冲次以及液体运动粘度的增加而增大，也随着活塞与衬套间隙减小而增大。在两个方向的力的平衡点上形成中性点，因此，下行行程中这些力的联合作用使在中性点以上的抽油杆呈拉伸状态,中性点以下的抽油杆受压而弯曲，而且在抽油杆下部受有最大轴向压力，这个轴向力使抽油杆失稳而弯曲并导致抽油杆紧贴在油管内壁上，通过运行产生偏磨。3　影响管杆偏磨的

6、原因分析经过分析，造成管杆偏磨的原因主要有以下几个方面：3.1井深结构的影响造成生产管柱弯曲，导致管杆偏磨因断层部位三向地应力集中，注入水易使断层两侧憋压，造成断层两侧孔隙压力失去平衡，加剧应力集中，另一方面由于平面上地层压力不均衡造成高压区和低压区，这些都会使原来较直的井眼轨迹发生变弯而弯曲。因此发生管杆偏磨的原因之一是由于井身结构的变化影响造成生产管柱弯曲，引起管杆偏磨。3.2综合含水和腐蚀介质的影响当油井产出液的含水大于75%左右时，产出液换相，由油包水型换成水包油型，管杆表面的润滑剂由原

7、油变为产出水，失去了原油的润滑作用，使管杆偏磨加重加快。另外，腐蚀介质的存在，使管杆表面变的疏松和粗糙不平，降低了管杆的表面残余应力和强度，二者相互影响，更加剧了管杆的偏磨。3.3低沉没度对管杆偏磨的影响不同液压下生产的井，原油进入泵的形态会有所不同。一般认为，低沉没度井井底流压低，液体进泵的能力差，会出现供液不足现象。在供液能力差的低沉没度油井内，抽油机上冲程时井液体不能充满泵筒，游动凡尔下面留有气穴，这样在下行程过程中，泵筒内的液面对抽油杆柱会产生“液击”现象，使得抽油杆出现较大瞬时冲击力，

8、该冲击力长期作用于杆柱使杆柱长期产生弯曲变形，从而发生偏磨现象，3.4上冲程中油管的弯曲，造成管杆偏磨（1）在没有内外压作用时，轴向压力是管柱产生弯曲的关键因素。（2）当管柱内外有液压时，特别是当内外压差较大时，管柱的弯曲行为就会发生更明显的改变。4　防止杆管偏磨的工艺措施4.1　杆柱的有效扶正杆管偏磨，采用杆柱的有效扶正，目前仍然是最有效的措施之一，目前使用的扶正器主要有，各类尼龙式扶正器和金属滚轮式扶正器，从使用的情况看，一般采用扶正器全井扶正，原则上每根抽油杆加装1个扶正器，无论是卡装式还