Механизированный способ добычи нефти. Скважинные штанговые насосные установки

 

РОССИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ  и ГАЗА им. И.М. Губкина

 

Факультет инженерной механики

 

Кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности»

 

 

 

Реферат

 «Механизированный способ добычи нефти.

Скважинные штанговые насосные установки».

 

 

 

 

 

 

Проверил:

доцент                  ______________            Слышенков В.А.

 

студент группы    НД-10-01                                                       Горидько К.А.

 

 

 

 

Оценка                _____________________

 

 

Москва 2013

Оглавление

Оборудование для эксплуатации скважин насосами с механическим приводом 3

1.Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы 5

1.1. Классификация СШНУ 10

2.Оборудование устья насосных скважин 11

2.1. Сальниковые устройства 12

2.2. Полированный шток 14

2.3. Канатная подвеска 15

2.4. Штанговращатель 16

3. Механические приводы СШНУ. 18

3.1. Классификация приводов ШСН 18

3.2. ШГНУ, имеющие механический балансирный привод с грузовым, роторным или комбинированным уравновешиванием. 21

3.3. Штанговые глубиннонасосные установки с пневматическим уравновешиванием 22

3.4. Штанговые  безбалансирные   станки-качалки 24

3.5. Приводы с гибкой связью колонны штанг с уравновешивающим грузом. 25

3.6. Неуравновешенный привод штангового глубинного насоса 26

3.7. Гидроприводные  установки с пневматическим уравновешиванием. 27

3.8. Установки с гидравлическим приводом и групповым уравновешиванием 28

4. Внутрискважинное оборудование 32

4.1. Насосные штанги 32

4.1.1. Сплошные штанги 32

4.1.2. Штанги насосные утяжеленные 34

4.1.3.Штанги насосные шарнирные 34

4.1.4. Стеклопластиковые штанги 35

4.1.5. Трубчатые штанги 35

4.2.Глубинные штанговые насосы 38

4.3.Основные детали глубинных насосов 42

4.4. Защитные устройства ШСНУ 48

4.4.1. Газовые якоря 48

4.4.2.Песочный якорь 50

Список используемой литературы 51

 

 

Оборудование для  эксплуатации скважин насосами с  механическим приводом

В основу рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование  объемного насоса, спускаемого в  скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют штанговой скважинной насосной установкой (ШСНУ).

В России более 60 % действующего фонда  скважин эксплуатируется ШСНУ.

Основные  параметры, характеризующие ШСНУ, следующие:

• подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м3/сут). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачи всей жидкости и нефти;
• развиваемое давление, обусловленное рядом факторов: глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме. В свою очередь величина подпора при работе в установившемся режиме обусловлена прежде всего динамическим уровнем пластовой жидкости. Помимо этого давление зависит от плотности жидкости, гидравлического сопротивления труб, противодавления на устье скважины и т. д.;
• к. п. д. ШСНУ, определяемый отношением работы приводного двигателя к полезной работе по подъему пластовой жидкости установкой. Учет к. п. д. установки достаточно сложен и в значительной степени зависит от особенностей каждой скважины. Так например использование энергии газа, растворенного в жидкости, может резко увеличить к. п. д. установки, а увеличение вязкости пластовой жидкости—снизить его;
• надежность установки, характеризуемая долговечностью, ремонт способностью и безотказностью;
• масса установки, включающей ее подземную и надземную части. Увеличение массы установок удорожает установку, усложняет обслуживание и ремонт. Кроме того, большая масса приводит к необходимости сооружения дорогостоящего и трудоёмкого в изготовлении фундамента.

Рациональная  область применения ШСНУ ограничена подачей до 100—120 м 3/сут и глубинами подвесок 1500—1800 м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать с подвесками насосов до 3500 м, а в неглубоких скважинах—с дебитами до 200—300 м3/сут. Большинство установок имеет подачу до 30, реже 50 м3/сут при глубинах подвески 1200—1500 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено прежде всего применением скважинного насоса объемного типа, что обеспечивает:

• отбор пластовой жидкости в объеме от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;
• простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
• малое влияние (по сравнению с другими способами) на работу установки физико-химических свойств жидкости.

 

 

1.Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы

Штанговая скважинная установка  состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны  НКТ, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования (рис. 1). В редких отдельных случаях какой-либо из перечисленных элементов может  отсутствовать, тогда его функцию  выполняют другие элементы ШСНУ.

Привод предназначен для  преобразования энергии двигателя  в механическую энергию колонны  насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг  представляет собой стержень, состоящий  из от-дельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.

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

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

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость  колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует  верх колонны НКТ.

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  для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного  насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.

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.

Рис. 1. Блок-схема скважинной насосной установки

 

Штанговая скважинная  насосная  установка включает в себя привод, располагаемый в непосредственной близости от устья скважины. Известно большое число различных конструкций  приводов. Привод ШСНУ обеспечивает вертикальное возвратно-поступательное перемещение  верхней точки колонны штанг. Последняя собирается из отдельных  штанг длиной 8 м, диаметром 16; 25 мм, соединяемых  друг с другом посредством резьбовых  муфт.

Первая, верхняя штанга (устьевой шток) имеет, как правило, несколько больший диаметр (до 38 мм) и пропущена через устьевой сальник, обеспечивающий герметизацию внутренней полости НКТ.

Колонна НКТ соединяет  скважинный насос (его цилиндр) с  устьевым оборудованием и образует канал для движения вверх пластовой  жидкости, откачиваемой скважинным насосом. Колонна собирается из отдельных  труб 17 длиной 8, 11 м и диаметром 38—102 мм с помощью муфт.

Устьевое оборудование I имеет корпус, в котором расположен устьевой сальник, боковой отвод  для соединения внутренней полости  НКТ с промысловым коллектором, а также боковой отвод, сообщающийся с затрубным пространством. Устьевой сальник снабжен механизмом для  регулировки его затяжки и  фиксации уплотненного элемента.

Штанговый скважинный насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, соединенного с колонной НКТ, плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а  всасывающий 27 – в нижней части  цилиндра.

Ниже насоса при необходимости  устанавливается газовый IV или песчаный якорь. В них газ и песок  отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в  затрубное  пространство.

Между насосно-компрессорной 17 и эксплуатационной 16 колоннами (на фрагментах I – IV рисунка эксплуатационная колонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.

При работе ШСНУ энергия  от электродвигателя передается через  редуктор к кривошипно-шатунному  механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора  через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный  с колонной плунжер также совершает  возвратно-поступательное движение. При  ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, которая  по колонне насосно-компрессорных  труб движется вверх – происходит ее откачивание.

В это время впускной всасывающий  клапан открыт и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

Поднятая на поверхность  жидкость через боковой отвод  устьевого сальника поступает в  промысловый коллектор.

В зависимости от специфических  особенностей промыслов или отдельных  скважин применяют и другие конструкции  элементов ШСНУ.

Рис. 2. Штанговая глубинно-насосная установка:

I — устьевое оборудование; II — подвеска труб и штанг; III — глубинный насос; IV - газовый или песочный якорь; 1 — фундамент; 2 — рама; 3 -электродвигатель; 4 —редуктор; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз балансира; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — сальниковый шток; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы; 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 -газовый якорь; 21 — сальник устьевой; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный (выкидной) клапан; 27 — всасывающий (приемный) клапан

 

Как видно, ШСНУ представляет собой насосный агрегат, вертикальный габарит которого соответствует  расстоянию от ШСН до привода. В результате его гидравлическая часть — плунжер  с цилиндром — удалена от механической, т. е. привода, расположенного на поверхности  до 3000—4000 м. Эта же величина и определяет вертикальный габарит всей установки  в целом. Диаметральные размеры  гидравлической части установки, т. е. колонн НКТ, штанг и скважинного  насоса, весьма малы по сравнению с  линейными.

Из-за этих особенностей ШСНУ на работу существенно влияют упругие деформации ее наиболее длинных элементов – колонны штанг и НКТ, а также собственные веса подвижных частей установки, которые соизмеримы, а в ряде случаев превышают полезные нагрузки, возникающие в процессе подъема пластовой жидкости.

Все это предопределяет конструктивные особенности основных элементов и узлов ШСНУ.

 

 

1.1. Классификация  СШНУ

 

 

 2.Оборудование устья насосных скважин

 

Устьевое оборудование штанговой насосной скважины предназначено для герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины. В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин (удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования. Типичной обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, нашедшей широкое применение на нефтяных  промыслах восточных районов, является конструкция, показанная на рисунке.

 

Рис.3. 1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника; 7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка

Устьевой сальник герметизирует  выход полированного штока. В  полость сальника укладываются разрезные  кольца из прорезиненного тканевого  ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения герметичности устьевого сальника является несовпадение центра сальника с центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере всегда имеют место при недостаточной точности установки станка-качалки, балансира или их нарушении в процессе длительной работы.

Это обусловило появление  устьевых сальников с самоустанавливающейся  головкой с шаровым шарнирным  соединением. Такой сальник рассчитан  на давление до 4,0 МПа. Шаровая головка  сальника допускает отклонение его  оси от вертикали в любую сторону  до 3°. Герметичность в шаровом  сочленении обеспечивается уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При необходимости периодически сальниковую набивку подтягивают завинчиванием крышки головки.

2.1. Сальниковые устройства

Устьевые сальники изготавливаются  двух типов: СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений); СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).

Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рис. 4, а) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладышами 3 и 10 из прессованной древесины и уплотнительной набивки 8. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка. В верхней части крышки головки над грундбуксой 11 имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки. Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2 (рис.6, б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами. При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

 

 

Рис. 4. Устьевой самоустанавливающийся сальник: а — СУС1-73-25; б - СУС2-73-40; 1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо уплотнительное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 - грундбукса; 12 - крышка головки; 13 — гайка; 14 -    болт откидной; 15 - палец; 16 — шплинт; 17 - гайка накидная; 18 — ниппель; 19 - наконечник; 20 - сальниковый шток

Перед установкой устьевого  сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий  диаметр сальникового штока. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые  кольца и уплотнительные набивки  необходимо смазывать густой смазкой. При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо. Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок.

2.2. Полированный шток

Штоки полированные (устьевые штоки) (Рис.5) представляют собой металлические стержни круглого сечения, предназначенные для соединения через сальник устьевой колонны насосных штанг со станком-качалкой для передачи поступательного либо вращательного движения от привода винтового насоса к насосу скважинному на месторождениях нефти.

Шток изготовляется из углеродистых сталей марок 35…50 по ГОСТ 1050-88, марганцовистых сталей 35Г…50Г по ГОСТ 4543-71 с пределом прочности на растяжение 620…830 Н/мм2, легированных сталей марок 30ХМ…38ХМ, 38Х2МЮА, 20ХНМ, 20ХН2М, 15Н2М, 15НМ, 20Н2М, 20НМ, по ГОСТ 4543-71 с пределом прочности на растяжение 655…965 Н/мм2 или нержавеющей стали с минимальным пределом прочности 793 Н/мм2.

 

Рис.5. Полированные штоки

2.3. Канатная подвеска

Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью  канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку прибора— динамографа для снятия диаграммы — зависимости силы, действующей в точке подвеса от хода штока [Р(S)].

Кроме того, с помощью  канатной подвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.

Рис.6. Канатная подвеска сальникового штока

 

 

2.4. Штанговращатель

Штанговращатель — механическое приспособление, закрепляемое на сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира.

Штанговращатели применяются  при эксплуатации искривлённых скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках насосных труб.

Обычно штанговращатель  состоит из зубчатого круглого диска, закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой. При каждом качании балансира трос натягивается, перемещает рычаг, с помощью которого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на один шаг.

Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний, сколько зубьев имеется в диске  по его периметру.

Штанговращатели существенно  улучшают работу ШСНУ при осложненных  условиях эксплуатации.

 

 

 

3. Механические  приводы СШНУ.

3.1. Классификация приводов ШСН

По грузоподъемности:

• легкая (Pmax<=30кН)
• средняя (Pmax<=100кН)
• тяжелая (Pmax>100кН)

По максимальной длине хода:

• короткоходная (Smax<=1м)
• среднеходная (1м<Smax<=3м)
• длинноходная (3м<Smax<=6м)
• сверхдлинноходная (Smax>6м)

По числу ходов:

• тихоходная (n_max<=6)
• среднебыстроходная (6<n_max<=15)
• быстроходная (n_max>15)

 

 

 

 

Общая классификация индивидуальных приводов ШСН

 

 

Общая классификация механических приводов

 

 

3.2. ШГНУ, имеющие механический балансирный привод с грузовым, роторным или комбинированным уравновешиванием.

ГОСТ 5866—66.

На рис. 9показан балансирный станок-качалка с комбинированным уравновешиванием.

 Рис. 9. Балансирный станок-качалка с комбинированным уравновешиванием

Базовые модели установок имеют конструкцию  трех типов: с балансирным, комбинированным  и кривошипным способами уравновешивания. К первому относятся модели 1СК, 2СК и ЗСК; ко второму — 4СК, 5СК и 6GK; к третьему — 7СК, 8СК, 9СК. Характеристика второго и третьего типов станков-качалок приведена в таблице.

Таблица.

Основные  параметры базовых моделей станков-качалок  с комбинированным (4СК, 5СК, 6СК) и  кривошипным (7СК, 8СК, 9СК) уравновешиванием

Модель	Длина хода, м	Грузо-подъем-ность, т	Масса, т	Модель	Длина хода, м	Грузоподъемность, т	Масса, т
4СК	1,2	3	6,0	7СК	2,5	12	14,2
5СК	1,5	6	9,0	8СК	2,5	12	20.0
6СК	2,1	6	10,2	9СК	4,2	20	33,0

В состав станка-качалки входят следующие основные узлы:

рама со стойкой; балансир с опорой и противовесом; два шатуна;

два кривошипа  с противовесом; редуктор; клиноременная  передача; тормоз; электродвигатель; канатная подвеска сальникого штока.

 

3.3. Штанговые глубиннонасосные установки с пневматическим уравновешиванием.

Пневматическое  уравновешивание осуществляется за счет изменения объема и давления сжатого воздуха, находящегося в  цилиндре, поршень которого кинематически связан с балансиром станка.

Применение  пневматического цилиндра вместо противовесов и одноплечного балансира вместо двухплечного позволяет уменьшить вес установки, улучшить условия работы редуктора.

Уравновешивающее  устройство состоит из цилиндра, внутри которого находится поршень со штоком, и ресивера. Для пополнения системы сжатым воздухом предусмотрен компрессор. Для уменьшения потерь воздуха в ряде конструкций применен гидравлический затвор. В качестве ресивера может использоваться кожух уравновешивающего устройства.

При перемещении балансира вниз воздух, находящийся в ресивере, под начальным давлением сжимается и накапливает потенциальную энергию, которую отдает при ходе балансира вверх.

Пневматическое  уравновешивание применяется в  основном на мощных установках. Его  недостатки (сложность, малая надежность, необходимость тщательного ухода) компенсируются существенными преимуществами — возможностью эксплуатации глубоких скважин относительно легкими станками, а также простотой уравновешивания при изменении режима работы установки.

Наиболее  типичными станками этого класса являются станки-качалки фирмы «Люфкин». Общий вид показан на рис. 10.

Рис. 10. Балансирный станок-качалка с пневматическим уравновешиванием

Таблица

Основные параметры станков-качалок  с пневматическим уравновешиванием

Модель	Длина хода, м	Грузоподъем-	Масса, т	Модель	длина хода, м	Грузоподъем-	Масса, т
		ность, т				ность, т
64"	1,60	8.5	5,2	144"	3,60	15.3	14,0
74"	1.85	11,2	6,6	240"	6.00	21,0	27,0
86"	2.15	12,5	8.1	300"	7,50	21,0;	43,0;
120"	3,00	13,6	11,2			25,0	49,0

 

 

 

3.4. Штанговые безбалансирные   станки-качалки

Они предназначены для эксплуатации многорядных скважин. Основные узлы безбалансирного станка (редуктор, тормоз, клиноременная передача) заимствованы от балансирных станков-качалок.

Рис. 12. Безбалансирный станок-качалка

Уравновешивание безбалансирных установок роторное, осуществляется перемещением грузов, укрепленных на дуге кривошипа. При проведении подземного ремонта устье скважины освобождается поворотом стрелы на 90°. Отсутствие балансира позволяет упростить конструкцию и уменьшить вес установки.

Таблица 1.7

Основные  параметры штанговых безбалансирных станков-качалок

Модель	Длина хода, м	Грузоподъем-ность, т	Масса, т
3-1,6-7000 6-3-2500 12-5-8000	1,8 3,0 5,0	3,0 6,0 12,0	2,7 7,2 17,0

 

 

 

 

3.5. Приводы с гибкой связью колонны штанг с уравновешивающим грузом.

Для обеспечения большой длины хода штанг (до 10 м) применяют приводы с гибкой связью колонны штанг с уравновешивающим грузом.

Установка фирмы «Ойл вэл» (рис. 13) состоит из стальной фермы, установленной у устья скважины. На верхней площадке фермы установлен приводной двигатель с реверсивным редуктором, на выходном валу которого имеется ведущий шкив. Полированный шток расположен у наружной грани фермы и соединен с уравновешивающим грузом, перемещающимся внутри фермы, канатами, перекинутыми через ведущий шкив.

Реверсивный редуктор при достижении полированным штоком крайних положений изменяет направление вращения ведущего шкива.

При подземном  ремонте скважины вся установка  откатывается по рельсам в сторону  и освобождает место для агрегата подземного ремонта.

Основные  параметры описанной установки  приведены в табл.

Таблица

 Основные параметры безбалансирных длинноходовых установок

Модель	Длина хода, м	Грузоподъемность, т	Число качаний в 1 мин	Мощность привода, л. с.
S	9,6	8,1	3	20
L	9,6	11,2	2,5	30
М	10,2	15,7	2	40