Способы эксплуатации добывающих скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального  образования

 

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ 

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт природных  ресурсов

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

 

Реферат

«СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН»

 

Выполнил:  студент гр. 2БТ91

         _________________________

Проверил:

_________________________

 

 

 

Томск 2013

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

1. Фонтанный способ  эксплуатации скважин …………………………………..4

1.1 Скважинное (подземное)  оборудование……………………………………5

1.2 Устьевое (земное) оборудование……………………………………………6

1.3 Особенности эксплуатации  фонтанных скважин………………………….10

2. Газлифтный способ эксплуатации  скважин…………………………………11

2.1 Принцип действия газлифта………………………………………………...11

2.2 Оборудования газлифтных  скважин………………………………………..12

3 Насосный способ  эксплуатации скважин……………………………………...14

3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами……………………………...15

3.1.1 Составные части штангового  скважинного насоса……………………...16

3.2 Эксплуатация скважин погружными  электроцентробежными насосами..19

3.3 Установки погружных  винтовых электронасосов…………………...……20

3.4 Установка погружных диафрагменных  электронасосов………………….24

3.5 Установка гидропоршневых насосов………………………………………27

3.6 Струйные насосы…………………………………………………………….29

4 Эксплуатация газовых месторождений………………………………………30

Заключение……………………………………………………………………….35

Список используемых источников……………………………………………..36

 

 

 

 

Введение

Существует несколько  способов эксплуатации скважин: фонтанная, газлифтная и эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами.

Наиболее удобным и  выгодным способом эксплуатации скважин  является фонтанная эксплуатация. При  этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность  происходит под действием природной  энергии. При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонны.

Газлифтную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе к пластовому газу в скважину с поверхности подводится газ или воздух, сжатый на компрессорной станции. Если подводится газ, то способ эксплуатации называется газлифтным, если воздух – эрлифтным. Иногда в качестве рабочего агента применяется газ из газовых пластов высокого давления, который не требуется дополнительно сжимать в компрессорах. В этом случае способ эксплуатации называется бескомпрессорным газлифтом.

Наиболее распространенный способ добычи нефти – с помощью  глубинных насосов. Различают штанговые  и бесштанговые насосы. Глубинные штанговые насосы изготовляют двух видов: 1) трубные (невставные); 2) вставные.

 

 

 

1. Фонтанный способ эксплуатации скважин 

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического  напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно  пластовому давлению газ делает двойную  работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов  характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии  и не выделяющегося из нефти в  пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в  заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды  и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное). [3] 

 

 

 

 

1.1 Скважинное (подземное)  оборудование

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно  получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его  может не хватить для 200 миллиметровой  скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование  прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных  труб, тем больше надо газа для подъема  нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸ 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются  скважины, которые при обычных  условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое. [2]

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью  рационального использования энергии  расширяющего газа все скважины, где  ожидается фонтанирование, перед  освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м.

Диаметр подъемных труб подбирают  опытным путем в зависимости  от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

 

 

 

 

1.2 Устьевое (земное) оборудование 

      Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Колонная  головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная  задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром. [3]

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды (Рисунок 1.1) Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной (Рисунок 4.2). Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. 

 

Рисунок 1.1 — Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)  для однорядного подъемника: 1 — вентиль, 2 — задвижка, 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НКТ, 5 — штуцер, 6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка 

 

Рисунок 1.2 — Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60x40хКрЛ-125): 1 — тройник; 2 — патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески первого ряда НКТ 

         Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра (Рисунок 4.3). Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше. 

 

Рисунок 1.3 — Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700)

1 — корпус, 2 — тарельчатая  пружина, 3 — боковое седло, 4 —  обойма, 5 — крышка, 6 — нажимная  гайка, 7 — прокладка, 8 — гайка  боковая, 9 — штуцерная металлокерамическая  втулка 

            Могут применяться быстро сменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кранами — служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Он предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер, вентили для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан. [4] 

 

 

1.3 Особенности  эксплуатации фонтанных скважин

Освоение и пуск в работу фонтанной скважины осуществляется снижением давления на пласт путем:

• последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности
• использования азота инертного или газа (вытеснением части жидкости из скважины, ее аэрацией);
• свабирования.

Одним из факторов, осложняющих  процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных  труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями  парафина применяют следующие основные способы:

1.  Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2.     Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3.       Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4.  Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных  скважин — нарушение режимов:

• Парафино- и гидратообразование в трубах.
• Образование песчаных пробок на забоях.
• Разъедание штуцера.
• Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.
• Появление воды в скважине.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления. 

 

2. Газлифтный способ эксплуатации скважин

 

2.1 Принцип действия  газлифта

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее  количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно  подать под давлением без его  дополнительной компрессии из газовых  пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

В скважину опускают два  ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

         Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем. [3]

Применяют газлифты однорядные и двухрядные.

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь.

Однорядный  подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит  по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Кроме того, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и струи жидкости, а это, в свою очередь, снижает расход рабочего агента — газа.

Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных  скважинах при наличии на забое  большого количества песка. С целью  снижения металлоемкости применяют  так называемую полуторарядную конструкцию, когда высший ряд труб заканчивают трубами меньшего диаметра, называемых хвостовиком.

Достоинства газлифтного метода:

• отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);
• расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);
• обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 м³/сут);
• возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин.

Недостатки  газлифтного метода:

• большие капитальные затраты;
• низкий КПД;
• повышенный расход НКТ, особенно при  применении двухрядных подъемников;
• быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он перспективен.  

 

2.2 Оборудования  газлифтных скважин 

       Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи.

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся  под давлением, должны отогреваться только паром  или горячей водой.

Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих  диаметров: в однорядных подъемниках — от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках — для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего — 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ¸ 15 мм. 

 

3 Насосный способ эксплуатации скважин 

 

          При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами 

            Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 ⁰С.

Две трети фонда (66 %) действующих  скважин стран СНГ (примерно 16.3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются  ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки  до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах  на 3200 ¸ 3400 м. ШСНУ включает:

• Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
• Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность  ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством  колонны штанг. [3]

Штанговая глубинная насосная установка (Рисунок 3.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Недостатками штанговых насосов  является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти  из скважин. 

 

Рисунок 3.1 — Схема установки штангового скважинного насоса [2]

 

3.1.1 Составные части штангового скважинного насоса

 

         Штанговые скважинные насосы.     По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (Рисунок 3.2, 3.3).

У не вставных (трубных) насосов цилиндр  с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью  специального штока соединен  с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.  

 

Рисунок 3.2 — Насосы скважинные вставные

1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок. 

Вставные насосы целиком  собирают на поверхности земли и  опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры цилиндра.

В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего  оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При  использовании вставных насосов  в 2 ¸ 2.5 раза ускоряются спускоподъемные  операции при ремонте скважин, и  существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного  насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного. 

 

Рисунок 3.3 — Невставные скважинные насосы

1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается  из скважины при подъеме только колонны  штанг. Поэтому НСВ целесообразно  применять в скважинах с небольшим  дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах (Рисунок 3.4). Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации. 

 

Рисунок 3.4 — Насосная штанга и соединительная муфта 

 

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки  плунжера в цилиндр насоса имеются  также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1.2; 1.5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются  также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3.5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей  коррозионной стойкостью и позволяющие  снизить энергопотребление до 20 %.

Применяются непрерывные  штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение — полуэллипсное).

          Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

         Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ (Рисунок 3.5). 

 

Рисунок 3.5 — Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки

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

        Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

            Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

           Станок-качалка (Рисунок 3.6) является индивидуальным приводом скважинного насоса.

           Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.  

 

Рисунок 3.6— Станок-качалка типа СКД

1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска 

       Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.