Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ «ЛН»

метки: Скважина, Оборудование, Депарафинизация, Горизонт, Применение, Жидкость, Промывка, Коэффициент

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

В дипломном проекте приведена характеристика Ромашкинского нефтяного месторождения (геологическая часть); рассмотрены методы депарафинизации нефтяных скважин эксплуатируемых в условиях НГДУ «ЛН», расположенной на площади Ромашкинского нефтяного месторождения (технологическая часть); выполнен подбор и расчет оборудования используемого для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» (механическая часть).

Бурение скважин на нефть и газ

... бурения скважины на нефть глубиной 345 м (1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. ... на глубину 6,8 км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры ... 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ ...

В специальной части дипломного проекта рассмотрено дозировочное устройство депарафинизации применяемый в условиях НГДУ «ЛН» при химическом методе. Приведен расчет экономической эффективности применяемых методов и дана их сравнительная характеристика. В дипломном проекте также рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”, охране вод и земель на которых расположена эксплуатируемая площадь нефтяного месторождения.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского нефтяного месторождения. На севере площадь контактирует с Юго — Ромашкинским, на западе с Зай-Каратаевской и на востоке с Восточно — Лениногорской площадями. В геолографическом отношении Западно- Лениногорская площадь представляет собой пересечённую местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от +100 до + 250 м. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный — суровая зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров — юго-западное. Самым холодным месяцем является — январь, имеющий среднюю месячную температуру — 13,7 ⁰ С , — 14,4 ⁰ С. Наиболее теплым месяцем является июль — средняя месячная температура колеблется от +18,5 ⁰ С, до + 19,5 ⁰ С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до — 49 ⁰ С. Максимальная летняя температура достигает +38 ⁰ С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 60 мм), минимальное в феврале (до 17 мм).

Грозовая деятельность от 40 до 60 часов в году.

По площади проходят автомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорск и промысловые дороги. В административном отношении Западно — Лениногорская площадь расположена на землях Бугульминского и Лениногорского районов РТ, в пределах землепользования Бугульминского и Лениногорского госплемптицезавода, совхоза “Подлесный”, совхоза “Путь к коммунизму”, колхоза имени Калинина Лениногорского района. Западно-Лениногорская площадь с трех сторон охватывает город Лениногорск, граничит с Юго — Ромашкинской площадью. Кроме города Лениногорска на площади расположены деревни Верхний Каран, Дурасово, Тимяшево и Ромашкино. К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, электроснабжения, связи, автоматики и телемеханизации.

1.2 Тектоника

Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к крупной структуре платформенного типа — Южному куполу Татарского свода. Эта структура чётко прослеживается по поверхности кристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона и карбона. Западно — Лениногорская площадь расположена на юго-восточном склоне Южного купола.

В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”).

Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического ...

... Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки. Последний проектный документ – "Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения" (с уточнением проектных показателей), составленный "ТатНИПИнефть", был утвержден 27.12.2006г. По состоянию на ... четвертичные отложения. В пределах каждого комплекса характеристика ... песчано-алевролитовым пластам: DI. По ...

Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно — Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (скв 3542, южно- восточная часть).

Западно — Лениногорская площадь вытянута в субтронном направлении, в основном по простиранию поверхности “верхнего известняка.

Общая картина моноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальном направлении. Из них важнейшими прогибы на западной границе площади (по линии скважин 2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплитуда до 13 м).

С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 — 6444, на востоке он постепенно переходит в моноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224- 6388, 6161, 6162, 6392. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальному склону в пределах площади структурами 2-го подряда.

Из структур 3-го подряда можно отметить небольшие выступы (скважины 6215, 6215а, 6079) и прогибы (6017, 6224, 6313) осложняющие структуры 2-го порядка, имеющие обычную форму, близкую к изотермической и зафиксированы в 1-2-х скважинах. Углы падения на площади не превышают 1 ⁰ , обычно составляя несколько минут (0,7^° ).

Более резким он является в центре площади, на линии скважины 697- 3542, где достигает величины 0^° 12^? .

Структурные планы продуктивных пластов горизонты Д ₁ (а; б 1,2;б₃ ; в; г; д.) в основном совпадают со структурным планом поверхности рапера “ верхний известняк “. Расхождение в деталях объясняются особенностями составления структурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическая поверхность может местами заменяться поверхностью литологической.

1.3 Стратиграфия

Наиболее древними образованьями, которые вскрыты скважинами, являются породы кристаллического фундамента, возраст которых определён как — архейский. Сложены они либо метаморфизованными породами, представленными бионито — гранитовыми, бионито — платопладовыми и бионито — склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов. К древним гранитам относятся платоплодовые гранито-гнейсы, кварцевые диориты, габурдиайоды. Зона развития магматических пород характеризуется полосовыми аномалиями, гравитационными и магнитными полями. Для них характерна узкая линейная протяженность.

В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метаморфизованном первично- осадочном кристаллизационном фундаменте.

Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами — средними и верхними. В среднем отделе выделяются два яруса эйфельский и алевролито — глинистыми породами.

Пашийский горизонт является основным промышленным объектом данного месторождения. Нижняя его граница — кровля аргелитовой пачки (репер “глина “) над пластом Д ₂ . Верхняя граница пашийского горизонта производится по подошве карбонатной пачки “ верхний известняк “. Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть месторождения).

Пашийский горизонт представлен пятью алевролито — песчаными пачками (пласт Д ₁ — а, Д₁ — б, Д₁ — в, Д₁ — г, Д₁ — д.), подразделенными алевролито — глинистыми отделами. К пашийским отложениям (горизонта Д₁₎ нижнефранского подъяруса приурочена основная залежь Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. Удельный вес смол 27 — 37 %, парафина 53 %, средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 сП.

Начальный статический уровень подземных вод, терригенной части девона Ромашкинского месторождения (до его разработки) находилась на абсолютных отметках минус 15 — 25 м. Пластовое давление на контуре нефтеносности горизонта Д ₁ = 17,5 Па.

Сейчас движение жидкости в горизонте Д ₁ переходит от нагнетательных рядов и эксплуатационным. Скорость движения пластовых вод в горизонте Д₁ повышается по сравнению с естественной, существовавшей до начала разработки месторождения, в сотни тысяч раз. В пьезометрических скважинах на горизонтах Д₁ и Д₂ статический уровень измеряется сейчас в пределах отметок минус 292 м. плюс 217 м; пластовое давление 14,5 — 21,0 Па.

В связи с увеличением закачкой холодной воды в участки горизонта Д ₁ , геотермические условия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовой температуры.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Коллекторские свойства эксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1.

Таблица 1

Метод исследования	Наименование	Проницаемость мкм 2	Пористость	Начальная
				нефтенасыщенность	Газонасыщенность
Лабораторные исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации	29 505 0,384 67,3 %	30 605 20,9 16,6 %	18 400 0,818 14,2 %	— — — —
Лабораторные исследования керна	Интервал изменения параметров	0,001 — 1,3	3,2 — 28,2	0,228 — 0,967	—
Геофизические исследования керна	Количество скважин Количество определений Среднее значение	212 389 0,283	454 1270 18,8	451 1248 0,805	— — —

Они получены на основании достаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследований геофизическими методами.

Обращает на себя внимание как значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал, так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатами геофизических исследований. Интервалы измерения параметров довольно значительны и особенно по керновым данным, что указывает на значительную неоднородность коллекторов, слагающих продуктивные пласты. Общая толщина горизонта изменяется в пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м её средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.

Поскольку в пределах водонефтяной зоны рассматриваются пласты с подошвенной водой, то их общая и эффективная толщина равна. Свойством сложённости строения эксплуатационного объекта площади могут служить данные, приведённые в таблице 2.

Таблица 2

Количество скважин используемых для определения	Коэффициент песчанности, К п	Коэффициент расчленности, К р
	Среднее значение	Коэффициент вариации	Среднее значение	Коэффициент вариации
235	0,35	40,0	4,5	28,0

По данным можно сделать вывод о наличии в разрезе объекта значительного количества пластов, соотношение эффективной толщины продуктивной части и общей толщины горизонта Д ₁ в пределах Западно — Лениногорской площади.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д ₁ Западно — Лениногорской площади были исследованы в “ТатНИПИ нефть” ГПК города Альметьевка. Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 7,41 до 9,32 МПа, среднее значение — 8,09 МПа, газосодержание от 46,4 до 78,9 м³ /т, среднее значение 60,2 м³ /т; объёмный коэффициент от 1,128 до 1,210 , среднее значение — 0,8048; вязкость от 2,3 до 5,05 МПа·с, среднее значение — 3,4 мПа·с.

Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: плотность нефти — 0,8578 г/см ³ ; вязкость от 10,5 до 26,1 мПа·с; среднее значение — 14,6 при 20 ⁰ С; содержание серы от 0,7 до 1,3;среднее значение — 1,1; смол семеногелевых от 26,0 до 28; среднее значение 27,0 параметров от 1,0 до 3,6, среднее значение 2,8; выход светлых фракций до 100 ⁰ С- 7,3 % объёма; до 200 ⁰ С — 26,2 % объёма; от 300 ⁰ С — 48,2 % .

Таким образом, нефти горизонта Д ₁ по своим свойствам могут быть отнесены к сернистым и парафинистым.

Анализ полученных данных свидетельствует о том, что среднее значение величины некоторых параметров нефти и газа изменилось по сравнению с принятыми на дату утверждения запасов ГКЗ в целом на Лениногорской площади. Это произошло в результате учета дополнительной информации по анализам, отобранным в следующие годы и исключения некачественных анализов при подготовки их к автоматизированной обработке.

Подземные воды терригенного девона Западно — Лениногорской площади по своему составу относятся к хлор — натриевому типу с высоким содержанием кальция, с незначительным количеством сульфатов и гидрокарбонатов. Общая минерализация воды от 252 до 280 г/м, в среднем 270 г/м. В ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 160 г/м ³ и натрий 70,8 г/м³ ), плотность воды в среднем — 1,186 г/см³ , вязкость — 1,9 мПа·с.

В естественных, не нарушенных закачкой воды, условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. При закачке сульфатных вод, содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях проектируется сероводород в количестве 26 — 96 мг/л.

Газонасыщенность подземных вод 0,248 — 0, 368 м ³ /т, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворённого в воде газа преобладает метан.

1.6 Режим залежи

Разбуривание Западно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800×650 м.

В следующие годы разбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.

Эксплуатируется Западно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создается путём искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин. Первоначальное пластовое давление 175 атм.; текущее — 170 атм.; компенсация отбора жидкости — 0,5 % . Зона дисперсии, образовавшаяся в начале в непосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всю площадь и за её пределы, вызывая упругое расширение всё новых масс жидкости — сначала нефти, а затем воды, вытесняющей замещающей нефти.

На 1 января 1999 года пробурено всего 450 скважин, из которых 392 по проекту эксплуатационных и 58 нагнетательные.

Эксплуатирующихся на нефть на 1 января 1999 года 383 скважин, в том числе 27 фонтанных; — 279 СКН и 77 ЭЦН.

Средний дебит скважины по жидкости — 6,3 т/сут, по нефти — 4,1 т/сут. В настоящее время остались не введенными в разработку низко продуктивные зоны.

1.7 Конструкция скважин

На Западно-Лениногорской площади скважины имеют следующую конструкцию:

Таблица 3

Наименование обсадных колонн	Диаметр обсадных колонн, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Высота подъёма цемента
Направление	324	20	393,7	до устья
Кондуктор	245	300	295,3	до устья
Экспл. колонна	146 (168)	1800	215,9	до устья

324 245 146(168)

30-40 м

200 — 400 м

• 1700 м

Рис. 1 Схема конструкции скважины:

1 — направление

2 — кондуктор

3 — экс. колонна

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины — 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.

Спуск — 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья — 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»

Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.

Таблица 4

Состояние эксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001г

Расшифровка фонда	Скв.(шт.)	К экс %
Эксплуатационный фонд в т.ч. а) фонтанные б) ЭЦН в) ШГН	21 101 575	3 14,5 82,5

Из таблицы видно, что количество скважин эксплуатируемых ШГН — 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется 13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекается механизированным способом, в том числе ШГН — 72,92 %, УЭЦН — 26,96 %.

Среднесуточный дебит по скважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН — 5т/сут.

Средняя обводнённость продукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.

Средняя глубина подвески штанговых насосов на девонских скважинах 1250 — 1450 м, на угленосных — 800 — 900 м.

2.2 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 — 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 — 4 часа.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 41 ⁰ С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 33⁰ С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

2.3 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности

В НГДУ “ Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 % осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.

Таблица 5

Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН

Методы борьбы с АСПО	Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО	Ремонты по причине АСПО
	Всего	% от осложненного фонда с УГШН	Всего	Отношен. ремонт. к соответс фонду
Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО	621	100	81	0,130
1. Применение штанг с наплавленными центраторами, в т.ч. — с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” с остеклованными НКТ, в т.ч. — с промывками — с магнитными депарафинизаторами — с микробиологическими обработками;	242 202 143 8 11	39,5 32,5 23,0 1,3 1,8	29 25 — 5 —	0,120 0,124 — 0,625 —
— с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в комбинации со скребками- центраторами завода “Радиоприбор”, в т.ч. — с промывками; — со скребками- центраторами НГДУ “ ИрН”	14 8 26	2,3 1,3 4,2	1 — 3	0,071 — 0,115
2. Применение футерованных НКТ в т.ч. — с полимерным покрытием БМЗ, в т. ч — с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” — с промывками ; — остеклованных, в т. ч- с промывками — с магнитными депарафинизаторами — с микробиологическими обработками	326 4 1 2 322 284 4 3	52,5 0,6 0,2 0,3 51,9 45,7 0,6 0,5	45 — — — 45 3 1 —	0,138 — — — 0,140 0,011 0,250 —
Выполнение микробиологических обработок	4	0,6	1	0,250
Использование магнитных депарафинизаторов	2	0,3	2	1,000

2.3.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО, Применение скребков центраторов депарафинизаторов

При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ “Лениногорскнефть” является механический, т.е. использование штанг с наплавленными центраторами — депарафинизаторами производства НГДУ ”ЛН» (рис 2), наплавленными скребками — центраторами производства НГДУ «ИрН” (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода “Радиоприбор”, использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5 % от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.

Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг).

Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленного на тело штанги.

Рис. 2 Цилиндрический центратор Рис. 3 Центратор из полиамидной смолы

В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3).

Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно- поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.

Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5-7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из — за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами — депарафинизаторами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4 % осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинах дополнительно внедрены плавающие скребки- центраторы завода “Радиоприбор”. Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формирования АСПО, 1-2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками- центраторами НГДУ “ ИрН” внедрены на 26 скважинах (4,2 %).

Штанги с центраторами — депарафинизаторами и наплавленными скребками- центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.

2.3.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО

Покрытия труб эпоксидными смолами

Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.

Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.

Покрытие труб стеклогранулянтом.

В качестве основного вида защитного покрытия НКТ в НГДУ “ ЛН” применяется стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. С 1993 года НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом. Остеклованными НКТ оснащены 524 скважины, причем, как отмечалось выше, 202 скважины в комплекте с центраторами — депарафинизаторами. Необходимо отметить, что из 322 скважин, на которых спущены только остеклованные НКТ, на 284 скважинах в качестве дополнительного метода применяются промывки и обработки различного типа.

Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 850 ⁰ С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия.

В 1998 — 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами — депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.

Применение стеклопластиковых штанг.

С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН” начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995-1996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.

Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25 %. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.

В качестве эксперимента НГДУ «ЛН” была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.

Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.

Таблица 6

Техническая характеристика СПНШ

Номинальный диаметр по телу Длина Плотность Разрушающее напряжение при растяжении Усталостная прочность (количество циклов до разрушения) Эксплуатация и хранение при Т	19 мм 8000-8500 м 2,00г/см 3 760 Мпа 1,2·10 12 (у стальных) 1,05·108 от -50° до +90°C

2.3.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

В НГДУ «ЛН” магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 1997 году — на 7 скважинах, в 1999 году — на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на 4 скважинах — в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах — в комбинации со штангами центраторами — депарафинизаторами.

За период с октября 1997 года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 1999 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50-110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 суток.

Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО, Применение промывок различного типа

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7

Динамика проведения промывок

Виды промывок	Годы
	1997	1998	1999	10 месяцев
				2000	2001
Всего промывок, в т.ч. — дистиллят — дистиллят + нефть — горячая нефть	1516 316 745 455	1684 309 1174 201	1289 424 625 240	1128 374 546 208	938 275 551 112

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.

Более 58 % всех проведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятной обработки составляет в среднем 8 м ³ .

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А,

Н _забой = 1620 м — искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны D _{экс. к} =146 мм,

Диаметр НКТ d _HKT = 73 мм,

Диаметр штанг _ШТ. = 22 мм,

НН2Б — 44,

Плотность дистиллята с _Д = 707 кг/м³ ,

Q = 8 м ³ , В=0 %.

Техника для промывки:

• ЦА — 320;
• _поршня = 100 мм;
• = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость — 1,4 л/с 2 скорость — 2,55 л/с

3 скорость — 4,8 л/с 4 скорость — 8,65 л/с

Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P ₁ = л? (H_HKT ? с_Д )/(D_экс.к — d_HKT ) х (v_н ² /2), Рa (13 стр.193) (2.1)

где:

• коэффициент трения, = 0,035;

Н _НКТ — длина колонны НКТ, м;

v _н — скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

с _Д — удельный вес дистиллята, кг/м³ ;

D _{экс. к} — диаметр эксплуатационной колонны, м;

d _HKT — диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р ₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 — 0,073) х (0,17² /2) = 0,0071?10⁶ Па;

на 2 скорости:

Р ₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 — 0,073) х (0,37² /2) = 0,0339?10⁶ Па;

на скорости 3:

Р ₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 — 0,073) х (0,53² /2) = 0,0696?10⁶ Па;

на скорости 4:

Р ₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 — 0,073) х (1,03² /2) = 0,263?10⁶ Па.

2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P ₂ = (с_н — с_Д )?g ?Н_НКТ , (13, стр.197) (2.2)

где: с _н — плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P ₂ = (820 — 707)?9,81?1450 = 1,607?10⁶ Па

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р ₃ = ?_НКТ ? Н_НКТ ?с_Д ? v ² _в /[2(_ВН — _ШТ. )] (13, стр. 199) (2.3)

где:

• коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, =1,1;

_НКТ — коэффициент трения в НКТ, _НКТ = 0,04;

_ВН — внутренний диаметр НКТ, м ;

_ШТ. — диаметр штанг, м;

v _в — скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р ₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,4² /[2·(0,062 — 0,022)] = 0,09·10⁶ Па

на 2 скорости

Р ₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,8² /[2·(0,062 — 0,022)] = 0,361·10⁶ Па

на скорости 3

Р ₃ = 1,1·0,04·1450·707·1,6² /[2·(0,062 — 0,022)] = 1,443·10⁶ Па

на скорости 4

Р ₃ = 1,1·0,04·1450·707·2,91² /[2·(0,062 — 0,022)] = 4,775·10⁶ Па

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5. Давление на выкиде насоса:

Р _в = Р ₁ + Р ₂ + Р ₃ ; (13, стр.196) (2.4)

На 1 скорости:

Р _в = 0,0071?10⁶ + 1,607?10⁶ + 0,09·10⁶ = 1,704·10⁶ Па;

На 2 скорости:

Р _в = 0,0339?10⁶ + 1,607?10⁶ + 0,361·10⁶ =2,002·10⁶ Па;

На 3 скорости:

Р _в = 0,0696?10⁶ + 1,607?10⁶ + 1,443·10⁶ =3,120·10⁶ Па;

На 4 скорости:

Р _в = 0,263?10⁶ + 1,607?10⁶ + 4,775·10⁶ =6,645·10⁶ Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = P _в ·Q/з, (13, стр.197 ) (2.5)

где з — К.П.Д насоса,

з = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10 ⁶ Па?1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10 ⁶ Па?2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10 ⁶ Па?4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10 ⁶ Па?8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7. Использование максимальной мощности:

К = (13, стр. 197) (2.6),

где максимальная мощность насоса _mах = 130 кВт;

на 1 скорости:

• К = 3,67·100/130 = 2,82%;

на 2 скорости:

• К = 6,68·100/130 = 5,14%;

на 3 скорости:

• К = 12,58·100/130 = 9,68%;

на 4 скорости:

К = 22,68·100/130 = 17,45%.

8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.

v _п =v _в (13, стр.197) (2.7),

на 1 скорости v _п = 0,4 м/с

на 2 скорости v _п = 0,8 м/с

на 3 скорости v _п = 1,6 м/с

на 4 скорости v _п = 2,91м/с

где значения v _в выбраны по таблице Х.2 стр. 192 (1).

9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =H _HKT / v _п (13, стр.197) (2.8),

на 1 скорости:

• t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

• t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

• t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.

В НГДУ «ЛН” применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ — 5220 емкостью 8 м ³ .

Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т.к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом — давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.

Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)

Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м ³ ) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.

Применение ингибиторов различного типа

Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.

Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ — 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть” широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.

Наибольшее распространение на промыслах НГДУ “ЛН” получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100-200 г/т нефти.

Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10 % при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10- 100 ⁰ С).

Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м³ , а кинематическая вязкость — не более 450 м² /с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.

Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.

Спускается в скважину колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.

Определяется плотность ингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущей эксплуатации скважины.

При условии соответствия параметров раствора ингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.

Помещается втулка в камеру и заворачивается корпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ, предварительно ввернув трубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр на нижнем конце нагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.

Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.

Подъём оборудования, и извлечение его из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёма труб без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.

Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическими анализами устьевых проб добываемой жидкости.

Длину колонны НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.

В зимнее время на ряде удаленных скважин применяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ — 1А в объеме 20-30 литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.

2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.

Очистка скважин, оборудованных ШГН от парафина производится за счет тепловой энергии пара, закачиваемое в затрубное пространство скважин. При этом происходит расплавление парафина находящегося в НКТ и вынос его из скважины. Настоящая технология предусматривает соблюдение следующих требований:

• периодичность очистки и количество ППУ корректируется старшим технологом промысла;
• очистка скважины от парафина при работающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;
• закачка пара в затрубное пространство производится после предварительного прогрева манифольда до температуры 100-150 ⁰ С;

• при очистке от парафина заклиненных скважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, а головка балансира в нижнее положение. После того, как шток уйдет вниз, начинается попытки расхаживания штанговой колонны.

В настоящее время в НГДУ “ЛН” стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

Экспериментальные исследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров, температура, необходимая для расплавления парафина (30-40 ⁰ С) достигает глубины 400-450 метров. Особенно затруднена промывка через насосы малого диаметра (28-32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанных узлах.

Для снижения затрат и повышения эффективности горячих промывок насосного оборудования в компоновку колонны НКТ на глубине около 500 метров включают обратный клапан.

В существующих условиях передвижные парогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях, где использование других методов невозможно по технологическим причинам.

Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке

Исходные данные: диаметр НКТ d = 0,062 м; суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м ² Кч; средний коэффициент теплопроводности горных пород л = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(_ф ) = 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины Т_о = 468 К; среднегодовая температура воздуха ₀ = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент = 0,0154 К/м;

Определим потери теплоты по стволу скважины

Q = 2рrKл/[л+rKf( _ф )]·[(T_o —₀ )H — уH² /2] (13, стр.189) ( 2.9 )

Q = 2·3,14·0,031

• 666,2·1,02/(1,02+0,031·666,2·3,78)·[(468 — 275)·1300 — (0,0154·1300 ² )/2] = 400000 кДж/ч. = 400 МДж/ч;

Суммарные потери теплоты за время прогрева:

• Qc = Q·t; (13, стр.190) (2.10)

Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;

Общее количество теплоты подведенное к скважине:

Q’ = i·G (13, стр.190) (2.11)

Где i- энтальпия пара при температуре 468 К и давлении 1,2 Мпа,

i = 2820 кДж/кГ; G- массовый расход закачиваемого пара, G = 4200 кГ;

• Q’ = 2820·4200 = 11844000 кДж = 11,844 ГДж;
• Определяем количество теплоты дошедшей до забоя;
• Q» = Q’ — Qc; (13 стр. 190) (2.12)

Q» = 11,844 — 1,2 =10,644 ГДж;

Потери теплоты составляют:

з = Qc·100%/Q’ (13 стр. 190) (2.13)

з = 1,2·100%/11,844 = 10,13 %.

В настоящее время в НГДУ “ЛН” стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

3. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Глубиннонасосное оборудование

Рассмотрим основные виды используемого оборудования в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” по механизированному фонду скважин.

Штанговые насосы

Таблица 8

Скважинные насосы, применяемые в ЦДН иГ № 1 НГДУ «ЛН”

Невставные НСН2-28 НСН2-32 НСН2-44 НСН2-57 НСН2-70 20-125-ТМ-11-4 20-175-ТМ-11-4 20-225-ТМ-11-4 20-275-ТМ-11-4	в % к фонду 0,26 6,7 60,6 9,3 1,3 3,1 13,3 4,5 0,94	Вставные НСВ2-29 НСВ2-32 НСВ2-38 НСВ2-44 НСВ2-56 20-125 -12 20-175 -12 20-175б -12	в % к фонду 1,7 54,6 0,18 5,09 0,18 5,09 0,18 34,2

Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин, имеющих следующие показатели: температуру не более 403 К (103 ⁰ С), обводненность не более 99 % по объёму, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, объёмное содержание свободного газа при приеме насоса не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Вставной насос в обратном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъёме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять при больших глубинах спуска.

Большое распространение в эксплуатационном фонде получили насосы НСВ2 с различными значениями дебита добываемой продукции 29, 32, 38, 44, 56 м ³ /сут. Насос НСВ1 включает в себя цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапан. В отличие от НСВ1 насос НСВ2 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Максимальная глубина спуска насосов НСВ2 составляет 2500-3000 метров. В насосе НСН2 в отличие от НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъёма НКТ используется ловитель (байнетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана.