На поздних стадиях разработки углеводородных месторождений в западном районе Туркменистана, из-за снижения пластового давления и увеличения водонасыщенности, количество нефтяных скважин, из которых нефть добывается с применением механизированных методов, увеличивается из года в год. Значительная часть этих скважин использует штанговые глубинные насосы.

На месторождениях Готурдепе и Барсагелмез количество скважин, работающих с использованием данного метода, составляет соответственно 155 и 136, а их доля в общей добыче нефти на этих крупных месторождениях равна 3,7% и 4,3%. Характеризуя работу штанговых глубинных насосов, можно отметить, что в отличие от газлифтных и капельных насосов, они функционируют в более сложных условиях. Учитывая обслуживание, монтаж и потребление энергии для их подземных и наземных установок, основной задачей является повышение эффективности извлечения нефти и снижение ее себестоимости.

Для обеспечения надежности оборудования, используемого на таких скважинах (штоков, насосов, трубопроводов, механизмов для подъема штангов и вспомогательных конструкций), важным аспектом является правильный выбор и установка этих систем в зависимости от условий пласта, а также контроль за технологическим процессом на всех этапах эксплуатации. Своевременное исправление неисправностей позволяет регулировать добычу нефти и предотвращать поломки.

Анализ работы действующих штанговых глубинных насосов показывает, что у 75% таких скважин коэффициент нефтеотдачи находится на 0,5—0,6 ниже нормы. Причины, по которым эти скважины добывают нефти не более 3—4 тонн в сутки (за исключением некоторых высокопродуктивных), заключаются в ухудшении проницаемости и фильтрационных характеристик пластов, а также в наличии парафина, сажи и других дефектов, мешающих нормальной добыче.

Необходимо отметить, что меры по снижению воздействия вредных газов и парафина, влияющих на работу насосов, являются ключевыми. Например, газ, поступающий из пласта, заполняет значительную часть цилиндра насоса, что мешает его нормальной работе. Когда содержание газа в нефти превышает 50 м³/м³, это оказывает негативное влияние на добычу.

Как отмечает старший научный сотрудник института “Небитгазылмытаслама” ГК “Туркменнебит” Вейис АМАНТАГАНОВ для снижения негативного воздействия газа на насосы предусмотрены два основных подхода:

1. Отделить газ от нефти в нижней части насоса и сбросить его в пространство за трубой.

2. Опустить насос примерно на 100—200 метров глубже в нефть.

Проблема борьбы с парафином и сажей в пластах, состоящих из слабосцементированных, мягких пород, продолжает оставаться актуальной. Существуют механические и химические методы, однако задача удержания этих веществ на дне скважины пока не решена полностью. Тем не менее, некоторые новаторские устройства, разработанные для этого, показали частичный успех.

Кроме того, регулярные проверки работы скважин являются необходимостью. Согласно результатам таких проверок, на 41,7% скважин удается поддерживать нормальную работу, в 7,3% случаев выявляется, что насосы не заполняются нефтью из-за присутствия газа, в 11% случаев наблюдаются неисправности клапанов насосов, в 5,4% — влияние парафина, в 0,6% — механические повреждения.

Для устранения этих проблем были предложены соответствующие меры. В частности, в нефтегазовых управлениях "Галькынышнебит" и других подразделениях проводятся исследования, направленные на повышение эффективности работы скважин.

В последние годы научно-исследовательская деятельность в Туркменистане и внедрение новых технологий значительно повысили эффективность добычи нефти. Применение передового опыта и оптимизация использования оборудования открывают новые возможности для увеличения объемов добычи.