Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография района

Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмени.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах и Ватинский Еган, правых притоков реки Обь.

Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от -43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела.

Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река - Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения -0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.

Отличительной особенностью района является его крайняя заболоченность, а также многочисленность больших и малых озер. Непосредственно на территории месторождения расположены следующие крупные озера: Самотлор (62 км²), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево и множество других озер. Суммарная площадь, занятая наиболее крупными озерами, равна примерно 130 км², что составляет около 15% всей площади месторождения.

В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки промерзают плохо и труднопроходимы. Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам дневной поверхности.

Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом (наиболее высокая температура +30 градусов Цельсия) и долгой суровой зимой. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе -25 градусов Цельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.

Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время в июле - августе и в холодное время в декабре - январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.

Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.

1.2 Тектоника и стратиграфия

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры 3-го порядка.

По кровле горизонта БВ_1-2 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12•15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части до 2,2. Белозерная структура по кровле пласта БВ_1-2 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров. Общие размеры структуры 15 км в пределах изогипсы минус 2130 метров.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м. имеет размеры 32•40 км, амплитуду 150 метров. Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта AB₁. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой минус 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1,45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 метров, восточному и северному -160 метров.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.

Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.

Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников менуются пластами БВ₁ а БВ _19-22 являются промышленно нефтеносными. Толщина достигает 80 метров.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235-240 метров.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость по пласту АВ _4-5 наименьшая по пласту АВ _1-3.

Таблица 1.1-Коллекторские свойства продуктивных пластов

Свойства	Пласт
	AB11-2	AB13	АВ2-3	AB4-5	АВ6-7	БВ1	БВ80	БВ81-2	БВ83	ЮВ1
Пористость, m, д.ед.	0,23	0,22	0,265	0,277	0,282	0,240	0,239	0,242	0,23	0,172
Проницаемость, k, мкм2 •10-3	189	61	518	825	449	215	582	264	66	268
Нефтенасыщенность, Sн, д.ед.	0,35	0,64	0,269	0,258	0,294	0,358	0,251	0,321	0,40	0,38

Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости (это отношение объема всех пор V_nop к видимому объему образца V_oбp). Пористость на Самотлорском месторождении не превышает 0,3 и находится в пределах от 0,172 до 0,282.

В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать вывод.

Существенное различие коллекторских свойств изученных горизонтов обусловлено литологическими особенностями пород этих объектов. На нефтенасыщенность пород в стабилизированных зонах залежи основное влияние оказывают литолого-коллекторские свойства, а в недонасыщенных - значительное влияние приобретает расстояние исследуемого прослоя от ВНК (водо-нефтяной контакт).

1.4 Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, залегающего на больших глубинах в земной коре, находятся под действием пластовых давлений и температур. Из таблицы 1.2 видно, что максимальное пластовое давление свойственно пласту ЮВ₁, минимальное пластовое давление у пласта АВ₁^1-2. От пластового давления и температуры зависит большинство физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и газов.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.

Таблица 1.2-Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях

Параметры	АВ11-2	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	АВ6-7	БВ1	БВ80	БВ81-2	БВ83	ЮВ1
Плотность нефти, сн,	812	700	755	779	813	746	745	730	736	775
Плотность газа, сг,	1,239	1,239	1,27	1,275	-	1,10	-	-	1,5	1,007
Вязкость нефти, мн, мПа•с	1,3	1,61	1,5	2,39	1,28	1,28	1,09	1,21	1,13	0,93
Вязкость воды, мв, мПа•с	1,14	1,254	1,234	1,208	1,14	1,27	1,27	1,267	1,28	1,206
Вязкость газа, мг, мПа•с	1,012	1,012	1,016	1,016	-	1,01	-	-	1,01	1,023
Давление насыщения, Рнас, МПа	9,7	11,3	10,8	13,4	8,4	11,9	10,5	10,8	10,5	11,2
Пластовое давление, Рпл, МПа	15,6	16,7	16,2	17,1	17,2	18,8	19,6	19,1	20,5	22,4
Газосодержание, G,	68,8	90,9	79,8	72,9	71,6	99,7	95,5	97,4	98,9	93,7
Газовый фактор, Г,	60	60	61	60	70	71	70	71	72	84

Одним из основных показателей товарного качества нефти является плотность нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м³ и относится к легкой нефти. Такая нефть служит ценным сырьем для производства моторных масел.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Технология добычи нефти УШГН, краткая характеристика оборудования

В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют установкой штангового глубинного насоса (УШГН).

Оборудование УШГН включает:

Обвязка устья скважины, станок-качалка, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос, различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

Скважинная штанговая установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы УШГН.

В большинстве УШГН (рис. 2.1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы, установленной на массивном фундаменте. На раме смонтированы стойка, на которой с помощью шарнира укреплен балансир, имеющий на одном конце головку, на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном. Шатун соединен с кривошипом, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески.

Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг. Штанги имеют длину от 6 до 10 м, диаметр от 12 до 25 мм и более, соединяются друг с другом посредством муфт. Полированный шток имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, иногда его называют первой или сальниковой штангой. Колонна насосно-компрессорных труб служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб длиной по 8-12 м, диаметром 48-114 мм, соединенных трубными муфтами.

При работе УШГН энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.

Приводом штангового скважинного насоса является станок-качалка (СК), который предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Основные типоразмеры станков-качалок, выпускаемых по разным стандартам, приведены в таблице 2.1.

В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.

Рисунок 2.1 - Скважинная штанговая насосная установка

Таблица 2.1 - Основные параметры станков-качалок

Тип станка-качалки	Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН	Длина хода полированного штока, м,	Число качаний балансира в мин,	Максимальный крутящий момент, кН•м	Длина переднего плеча балансира, мм
СКН2-615	20	0,3; 0,45; 0,6	4,7-15	2,5	740
СКН3-1515	30	0,45; 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2; 1,35; 1,5	4,7-15	6,5	1500
СКН5-3015	50	0,9; 1,2;, 5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0	4,7-15	23	3000
СКН10-3315	100	1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,3	4,7-15	40	3300
СКН10-3012	100	1,2; 1,8; 2,4; 3,0	6-12	57	4500

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу. В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.

ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм [34].

Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.

Рисунок 2.2 - Насосная штанга

Штанговый скважинный насос (ШГН), как правило, плунжерный, преобразует механическую энергию движущихся штанг в энергию откачиваемой пластовой жидкости.

Скважинные штанговые насосы являются надежным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемые для откачки пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

- температура перекачиваемой жидкости - не более 130⁰С (403⁰К).

- обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%.

- вязкость жидкости - не более 0,025Па·с

- минерализация воды - до 10 мг/л.

- максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л

- содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему.

- концентрация сероводорода - не более 50 мг/л.

- водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8.

Штанговый глубинный насос (рис. 2.3) представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами и длинным проходным плунжером. При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в цилиндр штока, т.е. это насос дифференциального действия. По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными поршневыми кольцами.

Скважинные штанговые насосы делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на трубах, а плунжер и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером). Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной и обсадной колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.3 - Конструктивные схемы насосов

Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм - 1800 м и более.

Современные скважинные штанговые насосы, широко применяемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или безвтулочный (цельнометаллический) цилиндр.

Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром, выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между плунжером и цилиндром насоса):

1 группа посадки	от 0 до 0,063 мм
2 группа посадки	от 0,025 до 0,078 мм
3 группа посадки	от 0,05 до 0,113 мм
4 группа посадки	от 0,075 до 0,138 мм
5 группа посадки	от 0,1 до 0,163 мм

При оснащении скважины насосом группа посадки выбирается в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней песка, размера его частиц и т.д.

Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъем откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.

Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы различных групп прочности.

Предусматривается изготовление труб по точности и качеству двух исполнений А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м с возможными отклонениями ±5%. Трубы всех типов исполнения Б изготавливаются двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м. По требованию потребителя трубы исполнения Б до группы прочности Е включительно изготавливаются с термоупрочненными концами.

Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.

В оборудовании устья типа ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить, исследовательские работы через межтрубное пространство (рис. 2.4).

Рисунок 2.4 - Оборудование устьевое 1 - крестовина; 2 - конусная подвеска; 3 - резиновые уплотнения; 4 - разъемный фланец; 5 - патрубок; 6 - тройник; 7 - задвижка; 8 - устьевой сальник СУС2; 9, 11 - обратный клапан; 10 - кран; 12 - пробка

В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якоря или сепараторы для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

2.1 Анализ работы УШГН в НПА-4 ОАО «СНГ»

Установки штанговых глубинных насосов в ОАО «СНГ» работают в осложнённых условиях. УШГН широко применяются для эксплуатации скважин, продукция которых содержит в своём составе значительное количество свободного газа, механических примесей (песка), воды, а также наблюдаются отложения АСПО в подземном оборудовании. Эксплуатация наклонно-направленных скважин УШГН приводит к истиранию колонны НКТ и обрывам штанг.

Скважины Самотлорского месторождения работают в условиях холодного климата, низкие температуры также отрицательно сказываются на работе УШГН. Эти осложнения приводят к частым остановкам, а также поломкам оборудования УШГН.

Действующий фонд УШГН в период с 2008 по 2010 год постоянно уменьшался. Общее количество скважин, оборудованных УШГН, сократилось с 553 до 442 скважин. В НП-4 фонд сократился с 88 до 60 скважин. Наиболее сильное сокращение фонда скважин УШГН зафиксировано в НП-2, с 72 скважин в 2008 году до 32 в 2010 году. В НП-6 количество скважин УШГН наоборот увеличилось, с сорока девяти в 2008 году до шестидесяти в 2010 году.

В период с 2007 по 2010 г. глубина спуска насоса в скважину незначительно увеличилась со среднего значения 1724 метра до 1735 метров, динамический уровень жидкости в скважине опустился с 1435 метров до 1446 метров. Из этих данных следует, что режим работы фонда скважин, оборудованных УШГН, по НПА-4 за данный период почти не изменился. Средние значения глубины спуска и динамического уровня за данный период: L_H=1726 метров и Н_дин=1444,75 метра.

Забойное давление в скважинах, оборудованных УШГН, понизилось с 5,66 до 4,71 МПа. Это связано с тем, что Самотлорское месторождение находится на последней стадии разработки и выработало свой основной ресурс.

По сравнению с 2008 и 2009 годами в 2010 удельное количество отказов увеличилось, максимальное значение в НП-3 и минимальное в НП-2. В НП-4 удельное количество отказов возросло с 8 в 2008 и 2009 гг. до 13 в 2010 году.

Почти 50% обрывов штанг происходит по телу штанг. 21% обрывов происходит по телу муфты. Количество отворотов штанг снизилось с 15% в 2007 году до 9% в 2009 году, количество обрывов штока плунжера наоборот возросло с 5% в 2007 году до 13% в 2009 году. Менее 5% обрывов происходит в других составляющих колонны НШ, таких как обрыв по резьбе, 2%, обрыв по галтели, 1%, обрыв автосцепа, 1%, обрыв переводника, 1%, обрыв полированного штока, 3%, обрыв подгоночных штанг, 3%, обрыв полуштока СМШК, 4%.

Основной процент отказов УШГН связан со срывом подачи и остановкой скважин для проведения геолого-технических мероприятий, от 23 до 31%, срыв подачи и от 28 до 37%, ГТМ. От 18 до 23% отказов УШГН происходит по причине обрыва штанг. Утечки в клапане, занимающие от 8 до 13% в 2007-2008 гг., в 2009 году возросли до 21%. Меньше всего отказов произошло по причине снижения подачи, клина и негерметичности НКТ.

Чаще всего в скважинах применяются вставные насосы НВ-32, а меньше всего применяют невставные насосы НН-44 и НН-38. 29% насосов это НВ-38, 17% НВ-29 и 12% НВ-44. Из этого следует, что насосы невставного типа на данном промысле почти не применяются.

В результате работ с пластом и перевода скважин на УЭЦН добыча жидкости снизилась от 2008 года на 4,8%, с 2176 тысяч тонн до 2073 тысяч тонн.

Вследствие остановок скважин действующего фонда УШГН по нерентабельности в 2009 году добыча нефти выросла на 1,9%, с 793,6 тысяч тонн до 809,2 тысяч тонн. В процентном соотношении добыча нефти УШГН от всей добычи по СНГ составляет 9,3% Среднесуточный дебит нефти скважин, оборудованных УШГН за 2009 год увеличился с 4,47 тонн до 4,86 тонн или на 8,7%, среднесуточный дебит жидкости скважин за тот же период, так же вырос до уровня 12,46 тонн. Увеличение среднесуточной добычи нефти по скважинам оборудованных УШГН было достигнуто так же за счет проведения ГТМ на 35 скважинах с приростом по добычи.

На фоне значительного сокращения действующего фонда, часторемонтируемый фонд почти не изменился. При сокращении действующего фонда УШГН на 9,3% количество отказов УШГН уменьшилось на 4,6%. Однако количество отказов на 100 скважин действующего фонда увеличилось с 103 до 107 или на 3,7%. На рост количества отказов, приходящихся на 100 скважин действующего фонда, повлияло увеличение отказов по причине «заводской брак» с 5% в 2008 году до 15% в 2009 году. Большому росту отказов препятствовало применение нового дополнительного оборудования для защиты УШГН (НШ с центраторами «Торпедо» и муфтами с протектором в виде оболочки, штанговращатели, направляющие в виде фильтра и др.) и внедрения ряда мероприятий по увеличению межремонтного периода скважинного оборудования.

2.3 Осложнения при работе УШГН в условиях ОАО «СНГ»

На Самотлорском месторождении основными осложнениями при работе УШГН являются: вынос мехпримесей, отложения АСПО и выделение свободного газа, эксплуатация наклонно-направленных скважин.

Добыча нефти осложнена обводнённостью продукции до 98% (образованием стойких водонефтяных эмульсий), выносом мехпримесей, АСПО, наличием свободного газа. Весьма актуальной является задача по изысканию и разработке методов увеличения подачи насоса в обводненных скважинах.

Одним из основных осложнений в СНГ Самотлорского месторождения при эксплуатации скважин УШГН остаются механические примеси (песок, мехпримеси, окалина). Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью пород коллектора фильтрационному размыву, высокими депрессиями, превышающими допустимые значения, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин. Выносимые частицы песка способны вызвать абразивный износ ШГН, а при остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер. Частицы песка частично или полностью перекрывают фильтр скважины и снижают ее производительность, возможны прихват подъемных труб, деформация колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос мехпримесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Имеется взаимосвязь между количеством выносимых из скважины мехпримесей и ее дебитом. Увеличение дебита, как правило, приводит и к росту содержания мехпримесей в выносимой скважинной продукции.

На количество выносимых из скважины мехпримесей оказывает влияние также проведение ГРП. Следует отметить, что из скважин, где проведен ГРП, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, так как под воздействием ГРП нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции.

Нефти некоторых месторождений Западной Сибири, в том числе Самотлорского месторождения, содержат большое количество асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). Интенсивная парафинизация внутрискважинного оборудования на этих месторождениях обусловлена влиянием следующих факторов:

а) значительной толщей залегания многолетнемерзлых пород;

б) невысокими дебитами нефти;

в) составом и физико-химическими свойствами нефтей.

Образование АСПО в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта (ПЗП) снижает дебиты скважин, нарушает их нормальную работу и увеличивает эксплуатационные затраты. Отложения в скважинном оборудовании носят как непрерывный, так и прерывистый по высоте НКТ характер. При несвоевременном их удалении образуются парафиновые и парафиногидратные пробки, полностью перекрывающие сечение труб.

Месторождения расположены в районе распространения в верхней части геологического разреза многолетнемерзлых пород на глубинах до 500 м. Это способствует охлаждению продукции скважины, движущейся вверх по НКТ. Охлаждающее влияние многолетнемерзлых пород настолько значительно, что на устье добывающих скважин температура нефти может оказаться весьма низкой, особенно при небольших дебетах и простое скважин.

Борьба с АСПО ведется с помощью тепловых и химических методов, для удаления АСПО со стенок НКТ применяются скребки. На интенсивность отложений в скважинном оборудовании влияют состав и физико-химические свойства нефтей.

Выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в процессе добычи нефти приводит к уменьшению рабочего сечения подъемных труб и нефтепроводов, что снижает дебит скважин и увеличивает затраты на перекачку нефти. Среди разнообразных методов удаления АСПО в последние годы все большее распространение находят технологии, использующие тепло, выделяющееся в процессе термохимического взаимодействия химических реагентов. В результате выделения тепла реакционная система разогревается, АСПО плавятся, диспергируются и растворяются.

Эксплуатация скважин с агрессивной добывающей жидкостью требует использования коррозионно-устойчивого оборудования.

Выделение свободного газа оказывает неблагоприятное влияние на эксплуатацию скважины, оборудованной ШСНУ. Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до срыва подачи. Необходимо применять предупреждающие и вынужденные методы борьбы с газом на приёме ШГН.

2.4 Наработка на отказ УШГН в ОАО «СНГ»

Наработка на отказ показывает, сколько времени проработает оборудование, прежде чем ему понадобится ремонт или замена. Наработка на отказ зависит от качества оборудования, условий эксплуатации, своевременного тех. обслуживания и т.д.

Самая высокая наработка на отказ в НП-1, а самая низкая в НП-7 и 8. В ЦДНГ-4 наработка составила 339 суток на 2008 год, 356 суток на начало 2009 года и 334 суток на конец 2009 года. Средняя наработка по СНГ за период с 2008 по 2010 гг. составила 339 суток.

Самым надёжным насосом является НВ-29, его средняя наработка на отказ за период с 2008 по 2010 гг. составила 867 суток. Самым часторемонтируемым является НН-44, его наработка за период с 2009 по 2010 гг. составила 108 суток. Также видно, что насосы вставного типа в целом гораздо надёжнее чем невставного типа.

77% станков-качалок находятся в работе свыше 15-20 лет, ещё 17% это оборудование возрастом от 10 до 15 лет, и только 5% от фонда составляют относительно новые станки качалки, работающие от 5 до 10 лет. Из этих данных следует, что большая часть качалок фонда УШГН морально и физически устарели и требуют обновления.

С увеличением дебита наработка на отказ уменьшается, это происходит в связи с увеличением нагрузки на оборудование. При дебите до десять т/сут наработка на отказ составляет 395 суток, с этим дебитом работает 127 скважин. Больше всего УШГН работает с дебитом от 11 до 20 т/сут, наработка при этом режиме составляет 307 суток. При дальнейшем увеличении дебита сокращается количество скважин и их наработка на отказ.

Самого высокого показателя по наработке на отказ достигает оборудование фирмы SBS(Австрия), это 777 суток в 2010 году, 387 в 2009 году и 424 в 2008 году. Также высокая наработка у отечественного оборудования, выпускаемого фирмами ПКНМ и Нефтепроммаш, 631 и 430 суток в 2010 году. Меньше всего наработка у продукции фирм ПНИТИ (Пермь) и Precision (США), 227 и 266 суток наработки на отказ.

Установки УШГН после ремонта надежнее, чем новое оборудование. У новых УШГН больше количество отказов и меньше наработка на отказ по сравнению с уже бывшими в ремонте. На фонд новых УШГН приходится 271 отказ (без ГТМ) и 314,3 суток наработки на отказ, в фонде ремонтных ШГН это 225 и 370 суток наработки.

2.5 Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО «СНГ»

Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками требуют применения дополнительных средств, которые обеспечивают повышение надежности работающего оборудования.

1. Штанговращатель (рис. 2.22) - механическое приспособление, закрепляемое на устьевом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира

Штанговращатели устанавливают для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случае применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках труб и стабилизационных муфт.

2. Скребок (рис. 2.22) - это устройство, предназначенное для соскабливания асфальто-смоло-парафиновых отложений с внутренней поверхности НКТ.

Для борьбы с АСПО при работе УШГН применяются штанговые скребки, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называемые скребки-центраторы). Расстояние между скребками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхности колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот осуществляется с помощью штанговращателя, во втором - за счет специальной формы скребка (например - винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.

3. Дозатор (рис. 2.23) - предназначен для подачи химреагентов сразу на приём насоса, так как их закачка с устья часто является неэффективной.

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

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

4. Центратор - устройство для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках - центраторы скольжения.

5. Амортизатор (рис. 2.25) - устройства для снижения динамических нагрузок на колонну НШ при работе УШГН с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера).

Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или являться частью подвески полированного штока. Изготавливаются в виде стакана с упругим элементом или демпфирующего каната.

6. Газосепараторы - также как и в случае работы установок центробежных насосов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления свободного газа на прием скважинного штангового насоса.

Штанговые насосы обычного исполнения не должны иметь на приеме свободного газа более 10%, насосы специального исполнения - более 25%. Часто геолого-технические условия эксплуатации нефтяных скважин не позволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет увеличения глубины спуска, что требует применения газосепараторов.

Газосепараторы имеют следующий принцип действия - при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение потока. После этого более легкий газ отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается на прием насоса.

Практически все газосепараторы при разделении потоков жидкости и газа производят и выделение из потока жидкости механических примесей. Это выделение происходит также по причине разности плотности жидкости (р = 800-1200 кг/м³) и механических примесей (р = 2500-4300 кг/м³). Для сбора отделившихся механических примесей (песок, известняк и другие составляющие продуктивного пласта, а также ржавчина из скважинного оборудования) в газосепараторах предусмотрены специальные контейнеры. Контейнеры изготовлены из НКТ и имеют заглушку в нижней части. Верхняя часть контейнера присоединена с помощью резьбы к нижней части газосепаратора. Количество НКТ и их объем зависит от количества механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой наработки на отказ скважинного оборудования.

Технологические методы:

* Поддержание уровня добычи на фонде скважин, оборудованных УШГН: при расчётах опираться на меньший типоразмер, максимальную длину хода и минимальное число качаний; закупить малооборотистые электродвигатели для СК, ежемесячный отчёт НПА о выполнении рекомендаций НИЛ ТТНД.

* Мониторинг эксплуатации УШГН с глубиной спуска насоса не ниже 300 метров под динамический уровень, продолжить применение комплектов обратных и сливных клапанов.

* Проведение горячих промывок НКТ нефтью или паром, а также СКО.

2.6 Спецвопрос. Анализ применения индивидуальных приводов УШГН

В нефтедобывающей промышленности наибольшее распространение получили приводы штангового скважинного насоса механического действия.

Как все приводы, так и механические бывают индивидуальные и групповые. Основное применение в настоящее время имеют индивидуальные механические приводы. Они используются по их прямому назначению, т.е. как привод насоса, работающего в одной скважине. Кроме того, бывает, что этот же привод одновременно является приводом других нефтепромысловых механизмов, как, например, лебедки для подземного ремонта, насоса для закачки жидкости в скважину, подвесного компрессора для откачки газа из скважины и т.д.

Индивидуальные механические приводы выполняются по различным принципиальным схемам в зависимости от конструктивного назначения. В основном они состоят из двух видов механизмов: для снижения скорости вращения вала двигателя до числа ходов точки подвеса штанг; для преобразования вращательного движения звена со сниженным числом оборотов в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг. Первая группа механизмов будет названа трансмиссией или передачей вращательного движения, вторая группа - преобразующим механизмом.

2.6.1 Виды индивидуальных приводов УШГН по заводам-изготовителям

* Установка длинноходовая штанговая «Rotaflex»

Ротафлекс - это длинноходовые станки-качалки, выпускаемые компанией Weatherford для эксплуатации со штанговыми насосами. В данной системе применяется отлично зарекомендовавшая себя технология и конструкторские решения для глубоких скважин и горизонтальных скважин.

Длинный рабочий ход штока до 8 м и практически отсутствие минимальной скорости хода обеспечивает более полной заполнение насоса и меньшую динамическую нагрузку.

Динамометрические карты Ротафлекс совпадают с теоретически идеальными картами. Постоянная скорость и меньшее количество ходов на тонну увеличивают срок службы станка, погружного насоса и колонны штанг.

Область применения:

1. Высокодебитные скважины и скважины с большими нагрузками.

2. Искривленные и горизонтальные скважины.

3. Скважины c внутренним диаметром не менее 89 мм.

4. Скважины фонда ЧРФ.

Преимущества:

1. Широкий диапазон регулирования числа ходов с сохранением КПД.

2. Сокращение энергозатрат на 15 - 20% по сравнению с другими насосными системами, благодаря большой длине хода и уникальной конструкции

3. Уменьшение сил вязкого трения на 60-70%.

4. Увеличенный рабочий ход насоса в скважине обеспечивает лучшую степень сжатия, что позволяет избежать проблем с газовыми пробками.

* Привод цепной ПЦ 80-6, производства ОАО «Ижнефтемаш»

Привод цепной скважинного штангового насоса ПЦ 80-6 относится к классу безбалансирных приводов и предназначен для эксплуатации высокодебитных (до 100 т/сут.) скважин.

Колонна штанг перемещается с помощью каната, троса или ленты, ремня или цепи, намотанных на барабан, реверсивно вращаемый электродвигателем через редуктор. Уплотнение полированного штока в установках мачтового типа расположено так же, как у обычных УШГН, а в установках с шурфом - в верхней части колонны труб или непосредственно над скважинным насосом.

Преимущества:

1. Спокойные длинноходовые режимы откачки способствуют увеличению надежности и долговечности всех составных частей насосной установки, снижению износа штанг и труб, увеличению коэффициента наполнения насоса.

2. Используются штанговые насосы с большей подачей.

3. Редуктор используется с меньшим крутящим моментом (в 5-8 раз) и с меньшим передаточным числом.

4. Удельные энергозатраты в 1,5-2 раза ниже в сравнении с ЭЦН.

Конструктивные особенности привода:

1. В отличие от приводов фирмы Rotaflex закрытого типа настоящий привод является приводом открытого типа. Такое решение позволяет обеспечить свободный доступ к основным узлам привода при контроле их работоспособности, при обслуживании и ремонте.

2. Для обеспечения безопасной и безаварийной работы привод оснащен двумя аварийными тормозами, один из них - механический, устанавливается на противовесе, другой - электромеханический - на рабочем тормозе редуктора. Аварийные тормоза автоматически останавливают противовес и двигатель при обрыве штанг или каната.

3. Для предотвращения возможного схода каната с канатных блоков при зависании штанг узел канатных блоков оснащен специальным ограничителем схода канатов.

4. Привод оснащен системой электроблокировок, отключающей двигатель при несанкционированном открывании ограждений, дверей, введении технологических упоров в рабочую зону движения противовеса.

* Привод гидравлический ПШСНГ-80-2,5, производства ООО «Нефтяная производственная компания»

Привод предназначен для придания возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного штангового насоса при откачке жидкости из нефтяных скважин. Обеспечивается режим работы привода штангового насоса при нагрузке на устьевом штоке до 80 кН(8т) и температуре окружающего воздуха от -50^о до 45^оС. Привод монтируется непосредственно на верхнем фланце трубной головки арматуры штангового насоса и приводится в действие от станции управления.

Преимущества:

* Гидропривод быстро монтируется на скважине (до 1 часа). Модуль штангового цилиндра монтируется непосредственно на верхнем фланце трубной головки арматуры штангового насоса. Небольшой вес модуля до 350 кг не требует специального разгрузочного устройства обсадной трубы.

* Модуль гидростанции устанавливается непосредственно на грунт не требует затрат по строительству фундамента.

* Изменение режимов откачки (длина хода и число ходов) производится просто и не требует привлечения дополнительных служб.

* Благодаря бесступенчатому регулированию числа качаний можно откачивать объём жидкости, точно соответствующий дебиту скважины.

* Благодаря малым размерам в проекции способу монтажа позволяет эксплуатировать скважины с малым дебетом, где ЭЦН не эффективен, а станок-качалка не размещается.

* Система реверсирования - электрогидравлическая с бесконтактными датчиками резко уменьшает перепады давления при реверсе, увеличивая ресурс всех элементов УШГН в целом.

* Станки-качалки с фигурным балансиром ПФ8-3,5-4000 конструкции АзИНМАШ

Станки-качалки с фигурным балансиром почти по тому же принципу, что и обычные, но за счёт конструкции фигурного балансира имеют ряд преимуществ.

Преимущества:

* за счет исключения узлов балансира с головкой и траверсной опоры металлоемкость станка уменьшена на 0,7 тонн

* значительно снижена трудоемкость изготовления, улучшились условия эксплуатации и обслуживания

* сложная конструкция узла балансира заменена на простую сварную конструкцию фигурного балансира, обеспечивающую освобождение устья скважины при ремонтных работах на скважине весьма простым и безопасным приемом

* использована простоя сварная конструкция траверсы без подшипников качения

* сравнительно меньшее число сложных узлов обуславливает меньшее число очагов отказа

* исключено влияние эффекта «ножницы» кривошипов; отсутствуют вибраций

* длина фундамента уменьшена на 2 метра

* Американские станки-качалки с двуплечим балансиром фирмы «Lufkin»

Стандартным для станков-качалок фирмы «Lufkin» стали шевронные со спиральными зубьями зубчатые колеса, которые отличаются меньшей чувствительностью к неточностям сборки и значительно лучше работают в реверсивных передачах. Кроме двуплечих станков-качалок фирма «Lufkin» выпускает одноплечие приводы типа Mark II.

Преимущества:

* увеличенное время хода вверх, т. к. станок-качалка имеет дезаксиальный механизм; величина дезаксиала составляет 15°.

* пониженное ускорение в начале хода вверх, что позволяет снизить величину перегрузки в этот наиболее напряженный период цикла на привод и на штанги.

* увеличенная допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, т. к. траверса расположена перед редуктором, близко от головки балансира, что позволяет увеличить «тягу» рычажной системы.

* возрастание допускаемой нагрузки при ходе вверх и снижение при ходе вниз выравнивает распределение нагрузки за цикл.

* геометрия механизма позволяет повысить крутящий момент по сравнению с обычными станками-качалками; это делается за счет особой конструкции кривошипа и его расположения, позволяющего изменить приложение момента по отношению к моменту, создаваемому весом колонны штанг; в случае сохранения параметров неизменными можно снизить момент на редукторе до 35% и, соответственно, уменьшить потери мощности и требуемую мощность двигателя.

2.6.2 Конструкция и принцип работы применяемых станков - качалок в ОАО «СНГ»

Все балансирные СК работают по схожему принципу действия: электродвигатель через клиноременную передачу передаёт вращательное движение на вал редуктора, через редуктор приводится в действие кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение вала редуктора в возвратно-поступательное движение головки балансира, связанной с колонной НШ через траверсы и полированный шток.

В настоящее время существует множество производителей станков - качалок для добычи нефти посредством УШГН, отечественных и зарубежных.

Ниже представлены несколько заводов-изготовителей, станки-качалки которых эксплуатируются в ОАО «СНГ».

Самыми распространёнными на сегодняшний день в ОАО «СНГ» являются двуплечие станки-качалки выпускаемые машиностроительным заводом «Бакинский рабочий» и румынским заводом «Вулкан».

Все применяемые станки-качалки имеют высокую грузоподъёмность, от восьми до двенадцати тонн, из этого следует, что они предназначены для эксплуатации глубоких скважин.

Больше всего скважин оборудовано станками-качалками производства МЗ «Бакинский рабочий»: 546 станков-качалок 7СК8-3,5-4000 (рис. 2.32а), 194 СКД8-3-4000 и 47 СК10-3-5600. Технические параметры станков-качалок завода «Бакинский рабочий» представлены в таблице 2.4.

Из продукции румынского завода «Вулкан» широко применяются станки-качалки UP-9T и UP-12T. 235 скважин оборудовано качалками UP-9T и 55 UP-12T. Технические параметры станков-качалок завода «Вулкан» представлены в таблице 2.5.

В последние годы параметры румынских станков-качалок приведены в соответствие с рекомендациями Американского нефтяного института (API). Новые приводы оборудуются двух и трехступенчатыми редукторами с шевронными зубчатыми колесами. Ведомый вал посажен на усиленные бронзовые подшипники скольжения, а ведущий и промежуточные валы - на подшипники качения. Смазка подшипников осуществляется разбрызгиванием с доставкой масла к каждому подшипнику по желобкам.

Таблица 2.4 - Основные параметры станков-качалок производства МЗ «Бакинский рабочий»

Тип станка-качалки	Уравновешивание	редуктор	Клиновидные ремни (тип)	Мощность электродвигателя, кВт
	Система	Вес противовеса на их число, кг
		Балансирных	Кривошипных
6СК4-3-2500	комбинированная	40x8	580x4	Ц2Н-650	Б	20
5СК6-1.5-1600	комбинированная	80x4	580x4	Ц2Н-500	Б	10
6СК6-2.1-2500	комбинированная	80x4	580x4	Ц2Н-650	В	20
7СК8-3.5-4000	кривошипная	-	750x6	Ц2Н-750	В	28
7СК12-2.5-4000	кривошипная	-	750x6	Ц2Н-750	В	28
8СК12-3.5-8000	кривошипная	-	750x8	Ц2Н-1000	Г	40
9СК20-4.2-12000	кривошипная	-	1500x8	Ц2Н-1000	Г	55
7СК12-2.5-6000	кривошипная	-	750x8	Ц2Н-850	В	28
7СК8-3.5-6000	кривошипная	-	750x8	Ц2Н-850	В	28
8СК8-5-8000	кривошипная	-	750x8	Ц2Н-1000	Г	40
9СК15-6-12000	кривошипная	-	1500x8	Ц2Н-1000	Г	55

Таблица 2.5 - Основные параметры станков-качалок производства завода «Вулкан»

Тип станка-качалки	Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН	Длина хода полированного штока, м	Число качаний балансира в мин.	Максим. крутящий момент, КН•м	Масса комплекта, т
UP-7T	70	0,9; 1,2; 1,5; 2,0;	6,3-15	35	10,8
UP-9T	90	0,9; 1,2; 1,5; 2,0;	6-15	55	15,1
UP12T	120	1,5; 2; 2,5; 3,0	6,2-12	75	19,84
UP15T	150	1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0	6,2-12	1000	26,56

2.6.3 Анализ работы станков-качалок УШГН в ОАО «СНГ»

За последние лет несколько фонд станков-качалок в ОАО «СНГ» сильно сократился, это связано со списанием старых станков-качалок и переводом высокодебитных скважин на УЭЦН. Остается достаточно большой фонд бездействующих станков качалок, более 50% которого разукомплектовано (списание по 2008-2009 году составило 381 единиц).