Охарактеризовать основные причины вывода скважин, оборудованных ШСНУ в ОПРС.

Основные причины вывода скважин, оборудованных ШСНУ в ОПРС: заклинивания плунжера штангового насоса, обрыв и отворот насосных штанг.

Насосные штанги при эксплуатации подвержены переменным усилиям, как по величине, так и по направлению, и поэтому работают в условиях усталости. Положительными факторами, повышающими устойчивость колонны насосных штанг от усталостного разрушения, являются улучшение условий их работы, правильный подбор по материалу и диаметру, уравновешенность установки, уменьшение нагрузки на штанговую колонну в месте подвески, соответствие диаметра насосных штанг и внутреннего диаметра НКТ в скважине и др.

Под действием нагрузок в месте механического повреждения образуются мельчайшие трещины, которые со временем увеличиваются. За счет этого сокращается рабочая поверхность сечения штанги, на которую распределяется нагрузка, т.е. возникают места повышенного напряжения. Они еще более увеличивают размер трещины. В момент, когда рабочее напряжение превысит предел прочности оставшегося сечения тела штанги, происходит усталостное разрушение материала, т.е. обрыв штанги.

Насосные штанги работают в жидкой среде. Интенсивность ее коррозионного воздействия изменяется, в зависимости от химического состава стали (коррозионной стойкости), ее структуры, состояния поверхности насосной штанги и т.д.

При коррозионной усталости материала штанг в результате электрохимических явлений на их поверхности образуются так называемые оспины, раковины, и поэтому процесс разрушения происходит более интенсивно.

Искривление штанг может возникнуть в случае заклинивания насоса при ходе вниз, при ударах плунжера о жидкость из-за неполного заполнения цилиндра, в искривленных скважинах, а также при использовании штанг малого диаметра в НКТ большого диаметра (увеличенный просвет).

Отворот насосных штанг в основном происходит при недостаточном креплении резьбовых соединений в муфте, недовинчивании муфты до бурта штанги из-за наличия в муфте грязи, парафина или жидкости, а также увеличенном просвете между муфтами штанг и телом труб, что приводит к постоянным ударам муфт насосных штанг о стенки НКТ, расслаблению резьбы и отвороту штанг.

Признаками заклинивания плунжера являются рывки, затяжки, резкое падение устьевого штока и изменение нагрузки на головку балансира, что определяется динамометрированием скважины.

При заклинивании плунжера трубного насоса не допускаются попытки ликвидации аварии методом увеличения нагрузки на колонну насосных штанг. Необходимо рассчитать массу насосных штанг в скважине и определить показания индикатора веса при данной нагрузке. Медленно нагрузить талевую систему подъемного агрегата, равную массе насосных штанг, и с помощью кругового безопасного ключа произвести отворот штанг. Предварительное нагружение талевой системы производится в целях наиболее глубокого отворота штанг, иначе отворот произойдет в верхней части штанговой колонны. Отвернувшиеся штанги поднимаются на поверхность, затем извлекается из скважины часть колонны НКТ (до места отворота штанг). Поднимают насосные штанги и трубы по частям, попеременно, извлекают из скважины насос с заклиненным плунжером. После этого в скважину спускают новый насос.

При заклинивании плунжера в цилиндре вставного насоса натяжением колонны насосных штанг срывают насос с якорного башмака, и его вместе со штангами извлекают из скважины. Затем в скважину спускают новый насос. Поднимать колонну НКТ при этом не нужно.

Опыт эксплуатации механизированных скважин показывает, что преобладающее число ремонтов на них связано с нарушением работоспособности колонн насосно-компрессорных труб, насосных штанг и скважинных штанговых насосов. Большинство отказов, связанных с действием эксплуатационных факторов, можно разделить на две основные группы:

- коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение;

- износ.

Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, какой является пластовая вода.

С увеличением обводненности в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водяная прослойка, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как: сероводород, углекислый газ, минеральные соли и др.

В сероводородосодержащих нефтяных скважинах основным видом разрушения колонны труб является хрупкое сульфидное растрескивание.

Хрупкому излому в сероводородосодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены НКТ и детали клапанов штанговых насосов. Колонны насосных штанг подвержены совместному воздействию повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды, что вызывает коррозионную циклическую усталость.

В большинстве случаев излом насосных штанг происходит по телу и значительно реже по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20-150 мм от головки.