前言：
随油田开发时间的延长，杆管偏磨现象日益严重，我区从2011年发现偏磨井以来，因偏磨上检率一直较高。至2020年底共发现偏磨井97口，2019年因偏磨检泵15口，占检泵井的30.6%，是影响上检率的主要因素。
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。为此在认真分析矿偏磨井产生原因基础上，采取预防为主，治理为辅的原则进行综合治理，取得了一定效果。
一、偏磨的原因分析
通过对我区97口偏磨井的偏磨历史进行分析后,认为我区油井偏磨的原因可以归纳为以下几点:
1.1含水的影响
分析含水在10%-60%之间油井偏磨比较严重，但含水大于60%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38.7%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。
1.2产量的影响
通过数据统计分析发现，高产井的偏磨比例很小，低产井的偏磨比例较高。这是因为高产井泵内液体充满程度高，柱塞开始下冲程时，游动阀迅速开启，当柱塞接近与运动速度较高的冲程中间位置时，游动阀已完全开启，阀隙过流面积大，液体流过游动阀的阻力较小，所以对杆管偏磨不会产生严重影响。而低产井它的供液能力较低，大部分井都是供液不足的井，泵内的充满程度较低。我区的油井都是渗透率低、产能低的井，大部分油井供液不足，这部分油井都有导致偏磨的机率，并且随着油田开发，单井产量的下降，这都会增加油井的偏磨程度。
1.3生产参数的影响
经过分析发现，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。
因此合理匹配生产参数也是治理偏磨的一个重要手段。
1.4管杆使用年限的影响
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。
二、偏磨的治理
根据上述分析结果，认为解决杆、管偏磨的问题应坚持防治结合的原则，为此在治理过程中采取以下治理措施。
2.1在预防方面，加强日常泵筒维护及参数调整，减少偏磨发生的几率：
2.1.1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，我们采取热洗井次月均减少10井次，热洗周期平均由53天略微延长到64天。
2.1.2加大对结垢井的治理
首先加除垢剂，增加了加除垢剂的范围。同时，加大了单井除垢剂药量，再次，在作业过程中对不同程度结垢的井分别应用井下点滴除垢器、防垢泵、防砂筛管和磁防垢器。
2.1.3合理进行参数调整
为减少油井抽油杆柱下行阻力，减少偏磨程度，对偏磨井进行了合理的参数调整。参数下调。
3.1在治理方面，应用中和点计算公式，采取相应的调整手段
3.1.1合理的上提泵挂
从偏磨产生原因可以看出，沉没度越小，其产生偏磨的几率越大，为此在合理流压的界限内，在检泵中对沉没度较低的井适当的上提了泵挂。例如：朝11-16井,从2011年开始多次因偏磨检泵，检泵周期比较短，经过两次泵挂上提后，取得了明显的效果，
3.1.2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，我区采取二次、三次扶正的方法，增加下入偏磨井段及下井工具个数。
3.1.3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8年的8口作业井更换全井抽油杆，同时更换抽油管2190根，抽油杆2172根，到目前我矿已更换122口井的全井杆。
经过以上综合治理，同期对比，上检率由2006年23.8%下降至19.7%，下降了4.1个百分点；偏磨上检率由31.7%下降至28.7%，下降了3.0个百分点；平均免修期由782天延长至894天，延长了112天。
三 结论
1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。
2针对杆、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。
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。
