Применимые условия для APIштанговые насосыТребуется комплексный учет множества параметров, включая глубину скважины, дебит, структуру скважины и характеристики флюида. Основные подходящие сценарии можно обобщить как традиционные условия добычи: скважины средней глубины, с низкой и средней производительностью, вертикальные или слегка наклонно-направленные. Согласно спецификациям API СПЕЦ 11AX и отраслевой практике, конкретные применимые границы следующие:

I. Глубина скважины и диапазон добычи:

Адаптация к глубине: Оптимальная глубина скважины составляет 1500–4000 метров. На этой глубине зазор между плунжером и цилиндром насоса (обычно 0,03–0,05 мм) обеспечивает баланс между эффективностью подъёма и сложностью изготовления. При глубине скважины более 5000 метров требуются специальные процессы для контроля зазора с точностью до 0,02 мм.

Порог добычи: Суточный дебит жидкости одной скважины в идеале должен контролироваться на уровне 10–100 кубометров/сут, а КПД насоса поддерживаться на уровне 60–70%. Если дебит превышает 150 кубометров/сут, более экономичными являются погружные электронасосы или винтовые насосы. Например, на скважине глубиной 3200 метров на нефтяном месторождении Шэнли используется штанговый насос с верхним креплением и нижним уплотнением, КПД которого достигает 68% при дебите 58 кубометров жидкости в сутки, что снижает энергопотребление на 22% по сравнению с электронасосами на том же участке скважины.

II. Ограничения конструкции скважины: 

Угол наклона скважины и степень искривления ствола скважины (ДЛС): Вертикальные скважины (угол наклона < 15°) и малонаклонные скважины (15°-25°, степень искривления ствола скважины (DLS) < 3°/25 метров) могут напрямую использовать обычные штанговые насосы API; когда угол наклона скважины составляет 25°-45°, а степень искривления ствола скважины (DLS) составляет 3°-4°/25 метров, требуются специальные конструкции, такие как направленные насосы с принудительным закрытием. Для скважин с большим углом наклона ствола скважины (< 45°) часто требуются центраторы или винтовые насосы из-за сильного износа штанг — например, в скважине с углом наклона 52° на месторождении нефти Тарим срок службы штанговой колонны был продлен только до 180 дней после установки износостойкого центратора, что все еще меньше, чем у вертикальных скважин. Размер обсадной колонны: Требования к кольцевому пространству должны соответствовать диаметру насоса и внутреннему диаметру обсадной колонны. Например, корпус диаметром 139,7 мм (5,5 дюйма) совместим с насосом с максимальным диаметром 70 мм, тогда как корпус диаметром 88,9 мм (3,5 дюйма) ограничен диаметром насоса менее 56 мм.

III. Характеристики флюида и пластовые условия:

Ограничения по содержанию газа и песка: Содержание свободного газа должно контролироваться на уровне ниже 10% от объема добываемой жидкости; в противном случае может возникнуть газовая пробка — когда давление на входе насоса ниже давления насыщения, каждое увеличение содержания газа на 1% приведет к снижению эффективности насоса на 3–5%. Если содержание песка превышает 0,5% (массовая доля), необходимо выбрать композитный штанговый насос, устойчивый к песку, сварной плунжер которого из сплава Ni60 может выдерживать эрозию песком 200 г/м³. Вязкость и коррозионная среда: Возможно штатное применение при вязкости сырой нефти <5000 мПа·с. При превышении этого значения требуется разбавление полым штоком или электронагрев. Для коррозионных скважин с парциальным давлением H₂S >0,05 МПа необходимы корпуса насосов из нержавеющей стали 316L. Например, на скважине газового месторождения Сычуань эта технология обеспечила период без технического обслуживания 420 дней, что в 2,3 раза дольше, чем у насосов из углеродистой стали.

IV. Совместимость процессов и экономические границы:

Совместимость с наземным оборудованием: требуется совместимость с традиционными станками-качалками. Оптимальный диапазон составляет 1,8–6 метров по длине хода и 4–12 ходов в минуту. При использовании конструкции со сверхдлинным ходом (8 метров) необходимо соответствующим образом увеличить крутящий момент редуктора станка-качалки.

Границы экономического развития: конкурентоспособность при затратах на обслуживание одной скважины <50 000 юаней в год. В периоды низких цен на нефть (<40 долларов США за баррель) расходы на электроэнергию на 15–30% ниже, чем у электронасосов. Например, на нефтяном месторождении Яньчан используются штанговые насосы с верхним уплотнением и нижней опорой, что позволяет снизить годовые расходы на эксплуатацию и обслуживание одной скважины до 32 000 юаней, что составляет всего 60% от расходов на винтовые насосы.

Критические условия исключения: штанговые насосы непригодны, если нефтяная скважина имеет следующие характеристики: угол наклона скважины ≤ 45° и интенсивность искривления (ДЛС) ≤ 4°/25 метров; содержание газа ≤ 30% и невозможность закрепления газа; суточный дебит жидкости ≤ 200 кубических метров или < 5 кубических метров/сут; парциальное давление сероводорода ≤ 0,3 МПа и отсутствие коррозионно-стойких материалов. В этих случаях бесштанговый подъем или газлифтный метод будут более технически и экономически целесообразными.