作者：張英宋健
**：《教育科學博覽》2023年第03期
摘要：隨著油田開發進入特高含水期，孤島採油廠抽油井腐蝕偏磨現象越來越嚴重。本文從綜合含水的影響、腐蝕因素的影響、井身結構及桿管失穩因素，生產因素進行分析，並提出了扶正技術、旋轉技術、加重技術，油管錨定技術等針對性治理措施，取得了較好的治理效果。
關鍵詞：抽油井偏磨因素分析偏磨防治
0 引言
隨著油田開發進入特高含水期，目前孤島油田存在較嚴重的抽油井偏磨現象，抽油井生產周期短、偏磨躺井頻繁。針對偏磨嚴重的現狀，探索了抽油井防偏磨配套技術。根據偏磨機理，在繼續應用常規扶正類技術模式的基礎上，發展了支撐扶正類和抗磨油管類技術模式，並與油管**檢測及陀螺測斜等防偏磨輔助技術相結合，形成了油井防偏磨配套技術。
1 抽油井腐蝕偏磨原因分析
1.1 綜合含水的影響
隨著開發時間的延長，產出液綜合含水率不斷上公升，偏磨井逐年增加。2023年到2023年偏磨井數增加了170口，具體一口油井來說，當產出液含水大於74%時產出液換相，由油包水轉換為水包油型。此時產出水直接接觸杆管表面，油管內壁和抽油杆的摩擦由於失去了**的潤滑作用，導致磨損速度加快。
1.2 腐蝕因素的影響
隨著油田開發含水的公升高，產出水直接與管杆表面接觸，因產出水中含有h co-、cl-、k+、na+、ca2+等腐蝕性離子和細菌產物。
因此腐蝕性磨損必然會發生。腐蝕條件下的磨損比單純的機械磨損更為嚴重。孤島油田產出液具有礦化度較高、腐蝕速率高的特點，其中礦化度為10196mg4，cl-含量7831mg4， ph值呈弱酸性，腐蝕速率在0.
51mm/a。杆管腐蝕明顯的單元主要有河10、河68、河146等斷塊。
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