Предупреждение осложнений механизированного фонда скважин АЦДНГ-. 1 Геологопромысловый раздел

• Название: 1 Геологопромысловый раздел
• Дата: 23.01.2023
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: Предупреждение осложнений механизированного фонда скважин АЦДНГ-.docx
• Тип: Документы; #899799
• страница: 1 из 3

Введение
Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий.

Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы.

Природные эмульгаторы – естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией. Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

1 Геолого-промысловый раздел
1.1 Общие сведения о месторождении
Саузбашевское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан, в Краснокамском районе. Месторождение открыто в 1959 г., разработка начата в 1967 г.

К востоку от месторождения находится Арланское, к юго-востоку – Андреевское и к северу – Кырыкмасское нефтяные месторождения.

Месторождение простирается в юго-восточном направлении. Площадь месторождения составляет около 200 км².

На юге и северо-западе границами являются рр. Белая и Кама, котрые являются административными границами Республики Башкортостан соответственно с Республиками Татарстан и Удмуртия.

Ближайший крупный населенный пункт – г. Нефтекамск расположен в 40 км от месторождения.

С другими административно-промышленными центрами Башкортостана г. Уфой и Бирском Саузбашевское месторождение связано водными путями по рекам Белой и Каме и шоссейными дорогами. До г.г. Бирска и Уфы соответственно 240 и 340 км.

Ближайшая пристань на реке Каме – Николо-Березовка, на реке Белой – Азякуль. В период навигации с мая по октябрь месяцы эти пристани используются в качестве грузоперевалочных баз.

Железная дорога проходит к северу от месторождения. Основная грузоперевалочная база - станция Янаул, удалена от площади на 100 км.

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть – Добыча» ОАО АНК «Башнефть», расположенное в г. Нефтекамске. Месторождение находится вблизи основной магистрали нефтепровода Арлан-Чекмагуш-Уфа.

В геоморфологическом отношении площадь находится в пределах Бельско-Камской низменности, являющейся наиболее пониженным участком рельефа Башкирии.

Отметки рельефа колеблются в пределах +55, +85 м над уровнем моря.

Площадь заболочена, особенно в южной и западной частях, где имеются многочисленные мелкие озера, старицы.

Русло основной водной артерии – реки Белой извилистое с множеством меандр.

Береговые склоны ее очень пологие и сложены аллювиальными отложениями. В связи со строительством Нижнекамской ГЭС и образованием Нижнекамского водохранилища северная и южная части месторождения, Старо-Реченская площадь, примыкающие к рр. Каме и Белой, попадают в зону затопления.

Лесных массивов на площади мало и они находятся, главным образом, на водоразделах рек. Из-за большой заболоченности в районе мало проселочных и грунтовых дорог.

Климат района континентальный. В году наиболее холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Средняя температура января составляет –14оС, а июля +19оС. Продолжительность зимы 5 месяцев. Количество выпадаемых осадков в год 450-500 мм. Толщина снежного покрова зимой местами достигает 1,5 м. Глубина промерзания грунта – до 1,8 м.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, существенное значение имеет торф, как местное топливо. Крупное месторождение торфа имеется в районе дер. Старо-Кузгово.
1.2 Литолого-стратиграфический очерк
За основу расчленения разреза, вскрытого скважинами Саузбашевского месторождения, принята унифицированная стратиграфическая схема 1989 г.

Геологический разрез месторождения представлен отложениями до девонского (вендского) комплекса осадков, девонской, каменноугольной, пермской, и четвертичной систем. Верхнепермские, четвертичные отложения изучены по данным структурно-поискового бурения и геологической съемки, нижележащие отложения – по материалам глубокого разведочного бурения

Отложения четвертичной системы представлены алювиальными и делювиальными отложениями. Общая толщина их изменяется от 15 до 45 м.

Отложения неогеновой системы распространены неповсеместно. Общая толщина от 0 до 70 м.

Кунгурский ярус сложен ангидритами и доломитами. Преобладающими породами являются ангидриты, а доломиты развиты в виде прослоев, нижний их которых выделяется как региональный репер «К4». Общая толщина яруса от 60 до 120 м.

Литологический состав пород артинского яруса по площади изменчив. В одних скважинах он состоит преимущественно из ангидритов с подчиненными прослоями доломитов, известняков и мергелей, в других, наоборот, преобладают карбонатные породы. По сравнению с восточными районами Башкортостана отложения артинского яруса сильно размыты, особенно в юго-западной части изучаемого района, где они полностью отсутствуют. Толщина яруса от 0 до 25 м.

Ассельский+сакмарский ярусы сложены известняками и доломитами. Кровля сакмарского яруса отбивается по подошве пласта ангидрита, залегающего в основании артинского яруса. Кровля сакмарского яруса соответствует так называемому «сакмарскому» реперу. Толщина от 145 до 183 м.

Каменноугольная система представлена верхним, средним и нижним отделами.

Верхний отдел представлен довольно однообразной толщей известняков и доломитов. Прослоями указанные породы окремнелые и сульфатизированные. Толщина отложений от 144 до 167 м.

Средний отдел представлен московским и башкирским ярусами.

Московский ярус сложен отложениями мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов.

Мячковский горизонт представлен карбонатными породами, в основном известняками с редкими прослоями доломитов. Известняки светло-серые, тонкокристаллические, пелитоморфные, прослоями доломитизированные, окремнелые, крепкие. Доломиты светло-серые, крепкие. В верхней части горизонта выделяется «мячковский» электрокаротажный репер. Толщина горизонта от 97 до 108 м.

Подольский горизонт представлен известняками и доломитами светло-серыми, плотными, в основании коричневато-серыми, кавернозно-пористыми, сульфатизированными, крепкими. Толщина горизонта от 71 до 82 м.

Каширский горизонт сложен известняками серыми, светло-серыми, коричневато-серыми, кристаллическими, неравномерно доломитизированными, пористыми и плотными, глинистыми с прослоями доломитов коричневато-серых, крепких. К прослоям пористых разностей приурочены обильные нефтепроявления. В верхней части разреза каширского горизонта выделяется продуктивная пачка Скш1. В подошве каширского горизонта залегает продуктивная пачка известняков Cкш4, соответствующая каширскому реперу. Толщина горизонта от 59 до 64 м.

Верейский горизонт хорошо выделяется литологически, фаунистически и по своей электрометрической характеристике, поэтому служит маркирующим горизонтом при структурных построениях. Горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов темно-зеленых с подчиненными прослоями мергелей и реже алевролитов. Толщина горизонта от 40 до 47 м.

Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, органогенно-обломочными, кристаллическими, плотными, прослоями доломитизированными, частично окремнелыми, крепкими, с прослоями доломита. Толщина яруса от 42 до 50 м.

Нижний отдел включает серпуховский, визейский, турнейский ярусы.

Серпуховский ярус сложен преимущественно доломитами с прослоями известняков. Доломиты белые, светло-серые и коричневато-серые, кристаллические, плотные, пелитоморфные, сульфатизированные, сахаровидные, кавернозно-пористые, участками окремнелые, крепкие, редко с примазкой зеленой глины. Известняки коричневато-серые, доломитзированные. Толщина яруса 130-150 м.

Визейский ярус представлен окским и кожимским надгоризонтами.

Окский надгоризонт сложен породами алексинского, михайловского, веневского и тульского горизонтов

Алексинский+михайловский+веневский горизонты представлены доломитами коричневато-серыми, кристаллическими, плотными и кавернозно-пористыми, сульфатизированными, неравномерно окремнелыми, с прослоями известняков также коричневато-серого цвета.

В алексинском горизонте появляются прослои аргиллитов тонкоплитчатых и алевролитов глинистых, участками песчанистых, и известняков органогенно-обломочных, кристаллических, глинистых (алексинский репер). Толщина данных отложений 142-152 м.

Тульский горизонт представлен переслаиванием серых и светло-серых кварцевых песчаников и алевролитов с темно-серыми аргиллитами с включениями пирита, реже сидерита. В верхней части отмечаются тонкие прослои известняка. В верхней песчано-алевролитовой пачке тульского горизонта выделяются промышленно нефтеносные пласты СI, CII и CIII, имеющие широкое развитие на площади месторождения. Средняя песчано-алевролитовая пачка представлена четырьмя промышленно нефтеносными пластами: CIV0, CIV, CV, CVI0. Толщина отложений тульского горизонта 31-50 м.

Радаевский+бобриковский горизонты кожимского надгоризонта представлены переслаиванием серых, темно-серых песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев с редкими прослоями углей. Для всех пород, слагающих пачку, свойственны включения пирита, углистого вещества и наличие обломков растительных остатков. Аргиллиты в кровле каолинитового состава. Песчаники пласта CVI содержат нефть. Толщина отложений от 18 до 94 м.

Косьвинский горизонт сложен толщей темно-серых аргиллитов с прослоями различной толщины алевролитов, известняков, в единичных скважинах в середине разреза появляется пласт песчаников или алевролитов. Толщина горизонта от 7 до 9 м.

Турнейский ярус сложен породами шуриновского и ханинского надгоризонтов.

Черепетский и кизеловский горизонты шуриновского надгоризонта сложены известняками светло-серыми, серыми, органогенными, органогенно-обломочными и сгустковыми, прослоями пористыми, в верхней части слабоглинистыми. Толщина горизонтов от 138 до 216 м.

Малевский+упинский горизонты ханинского надгоризонта в виду их литологического сходства не подразделяют. Сложены они известняками серыми, пелитоморфными и кристаллическими, плотными, крепкими, со стилолитовыми швами, с прослоями доломитов. В основании малевского горизонта прослеживается саузбашевская пачка глинистых пород. Аргиллиты серые и темно-серые, тонкослоистые, слюдистые. Толщина отложений от 37 до 56 м.

Девонская система представлена верхним и средним отделами.

Верхний отдел сложен породами фаменского (верхний, средний и нижний подъярусы) и франского (верхний, средний и нижний подъярусы) ярусов.

Заволжский надгоризонт верхнефаменского подъяруса сложен известняками серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными, часто перекристаллизованными, доломитизированными, с прослоями кристаллических доломитов, с включениями ангидрита.

Толщина от 29 до 144 м.

Нижнефаменский и среднефаменский подьярусы фаменского яруса представлены известняками серыми и светло-серыми, органогенно-обломочными, массивными, плотными, крепкими, местами кавернозными, с прослоями доломитов. Толщина отложений от 29 до 54 м.

Аскынский горизонт верхнефранского подъяруса представлен известняками темно-серыми и серыми, пелитоморфными, кристаллическими, участками доломитизированными, с отдельными прожилками аргиллитов темно-серых, известковистых. Толщина горизонта от 47 до 76 м.

Мендымский горизонт верхнефранского подъяруса сложен известняками коричневато-темно-серыми, кристаллическими, плотными, крепкими. Толщина горизонта от 21 до 27 м.

Доманиковый горизонт среднефранского подъяруса сложен известняками коричневато-темно-серыми, доломитизированными, окремнелыми, очень крепкими, прослоями почти черными, глинистыми, битуминозными, с прослоями мергелей. Породы доманикового горизонта служат репером. Толщина горизонта от 42 до 47 м.

Саргаевский горизонт среднефранского подъяруса представлен известняками зеленовато-темно-серыми, кристаллическими, реже органогенно-обломочными, брекчиевидными, неравномерно глинистыми. Толщина горизонта от 5 до 16 м.

Кыновский горизонт нижнефранского подъяруса сложен в основном аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми. В 8-10 м ниже кровли горизонта отмечается прослой органогенно-обломочного известняка, мощностью 2-2,5 м («среднекыновский известняк»). Толщина горизонта от 23 до 35 м.

Пашийский горизонт нижнефранского подъяруса сложен терригенными породами. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками с прослоями аргиллитов. Аргиллиты зеленовато-серые и буровато-серые, тонкослоистые, прослоями алевритистые, сливные с прослоями алевролитов. Толщина горизонта от 12 до 17 м.

Средний отдел девонской системы представлен породами старооскольского надгоризонта (муллинский и ардатовский горизонты).

Муллинский горизонт представлен преимущественно песчано-алевролитовыми породами и аргиллитами. Аргиллиты зеленовато-серые и буровато-серые, тонкослоистые, прослоями алевритистые, сидеритизированные. Алевролиты зеленовато- и буровато-серые, реже светло-серые, глинистые, песчанистые, с прослоями аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками алевритистые, с прослоями алевролитов. Толщина горизонта от 34 до 39 м.

Ардатовский горизонт сложен, в основном, аргиллитами и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, известковистые. Встречаются прослои известняков зеленовато- и буровато-серых, органогенно-шламовых, глинистых, замещенных доломитами. В основании горизонта прослеживаются песчаники серые, кварцевые, разнозернистые до гравийных, глинистые, замещаемые алевролитами. Толщина горизонта от 9 до 16 м.

Рифей-вендский комплекс представлен переслаиванием зеленовато-серых, тонкослоистых, слюдистых алевролитов, с редкими прослоями полимиктовых песчаников. Вскрытая толщина изменяется от 0 до 1034 м.

В тектоническом отношении Саузбашевское нефтяное месторождение расположено в пределах Бирской седловины Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, разделяющей Южно-Татарский и Башкирский своды.

Нефтеносность разреза месторождения изучалась при бурении скважин по керну, грунтам, шламу и результатам опробования скважин на приток, а также по материалам промыслово-геофизических исследований. Нефтепроявления различной степени интенсивности на Саузбашевском месторождении в каменном материале отмечались по всему геологическому разрезу, начиная с кунгурского яруса и заканчивая девоном. Признаки нефтеносности отмечены в следующих горизонтах. В отложениях нижней перми окрашенный нефтью шлам отмечен в отложениях кунгурского яруса в скв. 5СЗБ, в нескольких скважинах установлены примазки битума в шламе и керне артинских и сакмарских пород, а при их вскрытии ощущался запах сероводорода.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Состав и свойства нефтей и растворимых в них газов продуктивных пластов и пачек Саузбашевского месторождения даются на основании результатов контактного разгазирования до стандартных условий глубинных проб, а также анализов поверхностных проб нефти.

По глубинным пробам определялись следующие параметры: давление насыщения, газосодержание, коэффициент термического расширения, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, удельный объем, усадка, вязкость и плотность нефти в пластовых условиях.

По поверхностным пробам определялись плотность нефти, ее вязкость, содержание асфальтенов, смол, серы и парафина.

Плотность, газосодержание, усадка и объемный коэффициент пластовой нефти определены при однократном разгазировании.

Всего в пластовых условиях по Саузбашевскому месторождению исследовано 24 пробы из 16 скважин. Пять проб отобраны из интервалов совместной перфорации пластов ТТНК. Одиночными пробами охарактеризованы нефти пачек Скш1, Скш4 каширского горизонта, пластов CIV0 тульского и CVI бобриковского+радаевского горизонтов. Не охарактеризованы самостоятельными пробами нефти пластов CII и CVI0.

Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях для каширского горизонта изучены двумя пробами - по одной из пачек Скш1 и Скш4, причем проба из скв. 7646 (пачка Скш4) недостаточно представительная.

Нефть пачки Скш1 относится к категории нефтей повышенной вязкости и средней плотности. Вязкость пластовой нефти в пластовых условиях составляет 13,7 мПа∙с, плотность 0,868 г/см³, при атмосферных – 0,869 г/см³.

Нефть пачки Скш4 характеризуется как нефть повышенной вязкости и тяжелая по плотности. Вязкость пластовой нефти пачки Скш4 каширского горизонта составила 26,2 мПа∙с при плотности 0,865 г/см³, плотность при атмосферных условиях - 0,880 г/см³.

Нефти продуктивных пластов ТТНК изучены по 22 пробам, из них 17 взяты при раздельном опробовании.

По пласту СI отобрано четыре пробы. Вязкость пластовой нефти составляет 42,82 мПа∙с, то есть нефть высоковязкая. Плотности нефти в поверхностных условиях колеблется от 0,893 до 0,899 г/см³, среднее значение плотности по пласту 0,895 г/см³ - нефть тяжелая. Газосодержание определено по двум пробам и находится в пределах от 9,53 до 12,2 м³/т, среднее значение - составляет 10,6 м³/т.

По пласту CIII отобраны три пробы. Вязкость пластовой нефти колеблется в пределах 35,25-46,7 мПа∙с, среднее значение составляет 41,9 мПа∙с. Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в интервале 0,900-0,906 г/см³, среднее значение принято 0,903 г/см³. Газосодержание по данному пласту колеблется от 7,0 до 8,54 м³/т, среднее значение – 7,6 м³/т. Нефти этого пласта битуминозные, высоковязкие.

По пласту CIV0 отобраны две пробы. Вязкость пластовой нефти определена в одной пробе и составляет 29,6 мПа∙с. Плотность нефти в поверхностных условиях в среднем по пласту составляет 0,893 г/см³, газосодержание 9,4 м³/т. Нефть тяжелая, с повышенной вязкостью.

По пласту СIV отобрано четыре пробы. Вязкость пластовой нефти пласта CIV колеблется от 41,70 до 45,10 мПа∙с, среднее значение 43,8 мПа∙с. Плотность по пробам изменяется от 0,899 до 0,906 г/см³, среднее значение принято 0,903 г/см³. Газосодержание варьирует от 5,22 до 7,62 м³/т, среднее значение 6,5 м³/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.

По пласту СV отобрано три пробы. Вязкость нефти в пластовых условиях не определена ни в одной пробе, рассчитанная составила 54,6 мПа∙с. Вязкость в поверхностных условиях колеблется от 51,0 до 58,6 мПа∙с, плотность - от 0,899 - 0,906 г/см³, среднее значение принято 0,902 г/см³. Газосодержание изменяется от 4,4 до 9,54 м³/т, составляя в среднем 7,4 м³/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.

Пласт CVI бобриковского горизонта представлен одной пробой пластовой нефти. Вязкость нефти в пластовых условиях определена равной 78,9 мПа∙с, в поверхностных она составляет 103,7 мПа∙с, плотность 0,916 г/см³. Содержание газа, определенное при контактном разгазировании нефти 5,96 м³/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.

Параметры нефти по пробам, отобранным из совместно перфорированных интервалов для различных пластов (CI-II, CI-CIII, CII-CIII, CIII-CIV0, CIII-CIV) не учитывались.

Нефти тульского горизонта относятся к категории тяжелых (пласты CI и CIV0) и битуминозных, с повышенной вязкостью (пласт CIV0) и высоковязких. Вязкость колеблется от 29,60 до 78,90 мПа∙с при плотности от 0,893 до 0,916 г/см³. Нефть бобриковского горизонта так же относится к битуминозной и высоковязкой.

Газ каширского горизонта характеризуется довольно высоким содержанием азота – 25,84 % моль, пропана 28,69 % моль, а газ тульского горизонта содержанием азота 26,8-58,90 % моль и пропана 9,23-21,90 % моль. Гелий и сероводород в составе попутного газа отсутствует по всему месторождению. Содержание углекислого газа 0,35 %моль (пачка Скш1) до 1,00 % моль (пласт СIII).

В поверхностных условиях по Саузбашевскому месторождению отобрано 60 проб, Кондиционных проб, рассматриваемых для принятия осредненных параметров всего 30.

Всего из отложений КТСК отобрано восемь проб, кондиционных из них только пять. По двум качественным пробам нефть пачки Скш1 можно характеризовать как тяжелую. По пачке Скш4, изученной по трем пробам, нефть можно отнести к средней по плотности и высоковязкой. По всем пачкам каширского горизонта нефть является высокосернистой (2,4 %).

Нефть тульского горизонта исследована по 44 пробам из 30 скважин. Раздельных проб 23, из совместно перфорированных интервалов отобрана 21 проба. Нефть классифицируется как битуминозная. Вязкость по пластам при 20 ^оС изменяется от 45,61 до 120,43 мПа∙с. По всем пластам тульского горизонта поверхностные нефти высокосернистые (2,5-3,55 %), в отдельных пробах нефти характеризуются как особо высокосернистые.

По бобриковскому горизонту отобраны 2 пробы из 1 скважины. Нефть пласта CVI битуминозная (0,915 г/см³), высоковязкая (71,15 мПа∙с), высокосернистая (3,9 %).

Единичная проба воды из отложений подольского горизонта некондиционна, т.к. имеет пониженную плотность 1,06 г/см³. Воды каширского горизонта характеризуются высокой минерализацией, по пробам она изменяется от 205,4 до 252,9 г/дм³ при плотности 1,14-1,17 г/см³. От вод сакмаро-артинского яруса они отличаются меньшим содержанием сульфитов, повышенным содержанием хлоридов кальция и магния.

Воды верейского горизонта и башкирского яруса аналогичны водам каширо-подольских отложений. Водоносными в этих горизонтах являются пористо-кавернозные известняки и доломиты. В водах башкирского яруса содержание сульфатов уменьшается до 0,21 мг-экв. Глинистые прослои верейского горизонта служат хорошими водоупорами. Дебиты при опробовании водоносных отложений верейского горизонта и башкирского яруса также аналогичны дебитам из каширо-подольских отложений.

В нижнем карбоне водоносны карбонатные отложения серпуховского яруса и окского надгоризонта, песчаники терригенной толщи в законтурных зонах и прослои пористых известняков турнейского яруса.

Воды терригенной толщи изучены по 19 пробам из 19 скважин. Воды являются высокоминерализованными рассолами, их минерализация около 270,4 г/дм³. Плотность порядка 1,18 г/см³. В солевом составе преобладают хлориды щелочей, величина первой солености достигает 80 %. Воды относятся к хлоркальциевому типу. От вод вышележащих горизонтов они отличаются высоким содержанием хлоридов и незначительной сульфатностью. Дебиты при опробовании изменяясь в интервале 0,8-85,4 м³/сут.

Воды турнейского яруса, судя по анализам соседних площадей, по составу близки к водам терригенной толщи.

2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии
2.1.1 Характеристика оборудования добывающих скважин
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ­начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважи­нах с дебитом до 30...40 м³ жидкости в сутки, реже до 50 м³ при сред­них глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах уста­новка обеспечивает подъем жидкости до 200 м³/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глу­бину до 3000 м.

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование-станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование-насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Установка работает следующим образом. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на который монтируется канатная подвеска.

При ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх при этом нагнетательный клапан закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньше, чем давление на приеме, всасывающий клапан открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией. При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ. Затем цикл повторяется.