Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

метки: Скважина, Оборудование, Насос, Эксплуатация, Газлифтный, Способ, Нефтяной, Фонтанный

. Оборудование при фонтанном способе добычи нефти

Фонтанный способ — самый лучший способ эксплуатации, т.к. не требует источников энергии (насосов и т.п.).

Оборудование при этом способе простое и надежное.

Фонтанная эксплуатация скважин возможна, когда пластовой энергии хватает для подъема продукции пласта на поверхность земли. В этом случае устье скважины оборудуется специальными устройствами, которые обеспечивают регулирование рабочих показателей (расход, давление) и направление потока пластового флюида в промысловую сеть, а при необходимости — герметизацию скважинного пространства и проведение требуемых технологических операций. Кроме устьевого оборудования современная фонтанирующая скважина имеет достаточно сложное внутрискважинное оборудование.

Комплекс оборудования для фонтанной эксплуатации состоит из наземной части и внутрискважинного оборудования.

1.1 Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Рисунок 1 — Типовые схемы фонтанных елок.

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7— крестовина).

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунке 1.

Выбор фонтанной арматуры

... от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление. по схеме исполнения. Рис. Типовые схемы фонтанных арматур по числу спускаемых в скважину ... 21 Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13346-84 приведены в таблице 2. Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, (таблица 2) изготовляют по схемам 1, 3 и ...

Бывают фонтанные елки двухструнной конструкции. Такая конструкция целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехфазовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рисунке 2. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рисунок 2 — Типовые схемы фонтанной арматуры

1 — фонтанная елка; 2 — трубная головка.

Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются 3-х типов:

• пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;
• задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;

• задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».

Рисунок 3 — Кран конический пробковый

1 — корпус

2 — пробка

3 — крышка

4 — винт

5 — манжета

6,7 — шпиндель

8 — рукоятка

9 — болт

10 — клапан

11 — толкатель

12 — пружина

Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом.

Техническая характеристика кранов КППС 65*14:
Условный проход, мм	65
Рабочее давление, МПа	14
Габаритные размеры, мм:
длина	350
ширина	205
высота	420
Масса в собранном виде, кг	53

Рисунок 4 — Задвижка типа ЗМС

1 — крышка

2 — крышка подшипника

3 — нажимная гайка

4 — шпиндель

5 — ходовая гайка

6 — сальник

7 — шибер

8 — корпус

9, 11 — седло

10 — нагнетательный клапан

12 — тарельчатая пружина

13 — маховик

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238». На выкидных линиях, после запорных устройств, для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 — 25 мм.

Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели (штуцера).

Рисунок 5 — Нерегулируемый штуцер.

1 — фланец

2 — уплотнительные элементы

3 — патрубок

4 — втулка

5 — корпус

Рисунок 6 — Регулируемый штуцер.

1 — корпус

2 — втулка

3 — игла-наконечник

4 — стойка

5 — шток

6 — маховик (штурвал)

Изменение сечения производится вращением маховика 6.

1.2 Состав скважинного оборудования при фонтанном способе добычи нефти, Рисунок 7 — Схема компоновки комплекса

подземного оборудования

1 — колонная головка

2 — запорная арматура

3 — ОК

4 — НКТ

5 — телескопическое соединение

6 — перепускной клапан

7 — ингибиторный клапан

8 — разъединитель колонны

9 — клапан-отсекатель

10 — пакер

11 — обратный клапан

12 — фонтанная арматура

При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачествен ном цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной, раз дельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или боле, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны НКТ от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважины.

2. Эксплуатация скважин газлифтным методом

Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче таза газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Различают непрерывный и периодический газлифт. Также бывает компрессорный газлифт и безкомпрессорный (газ и газовой шапки).

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением

Рисунок 8 — Схема газлифтного подъемника

Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема — это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение — это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.

Для подъема жидкости сжатым газом используются различные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.

Категории скважин, эксплуатируемых газлифтом:

1) С высоким коэффициентом продуктивности и высоким забойным давлением. Эксплуатируются непрерывным газлифтом.

2) С высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением. Эксплуатируются как непрерывным, так и периодическим газлифтом.

3) С низким коэффициентом продуктивности и высоким забойным давлением. Эксплуатируются периодическим газлифтом.

4) С низким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением. Эксплуатируются периодическим газлифтом.

Поверхностное оборудование при газлифте:

• гидравлическая обвязка скважины
• пневматические линии
• КС
• станции управления (реле времени, давления)

Скважинное оборудование при газлифте:

• газлифтные клапаны
• пакеры
• циркуляционные и ингибиторные клапаны
• клапаны-отсекатели
• разъединители колонны

Достоинства газлифтного метода:

• простота конструкции (в скважине нет насосов);
• расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч1900 т/сут);
• возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, 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.

3. Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей:

• подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

• подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

• подвески в скважине оборудования;

• проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ. Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавливаются

согласно ГОСТ 633 и ГОСТ Р 2004 года, предусматривающим изготовление НКТ в исполнениях А и Б (А — повышенной точности) четырех конструкций:

• гладких труб и муфт к ним;
• труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;
• гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;
• безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами.

Примеры условных обозначений насосно-компрессорных труб приведены ниже:

трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 60 мм, толщиной стенки 5 мм:

• 60*5-Е ГОСТ 633-80 — для гладких труб;
• В-60*5 ГОСТ 633-80 — для труб с высаженными наружу концами;
• НКМ-60*5 ГОСТ 633-80 -для высокогерметичных труб;
• НКБ-60*5 ГОСТ 633-80 — для высокогерметичных безмуфтовых труб.

Трубы изготовляются из сталей следующих трупп прочности: Д, К Е, Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут изготавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести около 300 МПа, предел выносливости — 110 МПа. Относительная плотность сплава — 2,72. Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах. Особенно повышаются их коррозионная стойкость и износостойкость при толстослойном анодировании. Также бывают стеклопластиковые трубы, для работы в средах с большим содержанием коррозионноактивных компонентов. НКТ выпускают с диаметрами от 27 до 114 мм. Механические свойства труб и муфт соответствуют данным, приведенным в таблице 1. По массе труб допускается отклонение от +6,5 до -3.5% для исполнения труб А (более точное исполнение) и от +8 до -6% для исполнения труб Б (менее точное исполнение).

Таблица 1 — Механические свойства труб и муфт

Показатели	Д	К	Е	Л	М	Р
Временное сопротивление, МПа	500	700	750	800	900	1000
Предел текучести, МПа	380	500	550	650	750	950
Относительное удлинение, %	16	12	12	12	12	12

Рисунок 9 — Гладкая НКТ и муфта к ней., Рисунок 10 — НКТ с высадкой наружу и муфта к ней.

В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях — до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. Такая труб вводится во внутреннюю полость НКТ и идет до забоя (если нет насоса).

Подается промывочный флюид, осуществляется промывка, вытаскивается труба. Указанные трубы применяются, в основном, для проведения технологических операций (очистка скважины от песчаных и гидратных пробок, освоение скважин, забуривание вторых стволов и т.д.).

Диаметры: 30, 33, 38, 43 мм.

4. Скважинные уплотнители — пакеры

Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте.

Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С.

По восприятию перепада давления пакеры подразделяются так:, ПВ — усилие направлено от перепада давления вверх;, ПН — усилие направлено от перепада давления вниз;, ПД — двустороннего действия (усилие от перепада давления направлено как вверх, так и вниз)., По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют:, Я — фиксирующиеся якорем;

без обозначения — самостоятельно фиксирующиеся.

По способу посадки пакеры подразделяют:, Г — гидравлические;, М — механические;, ГМ — гидромеханические;

без обозначения — не требующие посадки.

По способу съема пакеры подразделяют:, В — вращением;, Р — разбуриванием;, И — специальным инструментом;

без обозначения — натягом.

По исполнению:, Без обозначения — нормальное;, Коррозионностойкие:, К1 — углекислотостойкое (CO ₂ не более 10% об.);, К2 — сероводородостойкос (H₂ S и СO₂ не более 10% об. каждого компонента);

КЗ — сероводородостойкое (H₂ S и СО₂ свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента);

Т — термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150 ^о С).

Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съема, наружный диаметр, максимальный перепад давления и исполнение.

Например:

Пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73 расшифровывается как, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, нормального исполнения.

Различия уплотняющих элементов представлены на рисунке 11, Рисунок 11 — Схемы уплотняющих элементов.

Конструкция пакера может содержать один или несколько уплотняющих элементов. В зависимости от конструктивного исполнения уплотняющие элементы пакеров делятся на следующие группы;

1. Элементы, деформируемые за счет воздействия осевой нагрузки (см. рисунок 11, а, б;

• . Материалом для таких уплотнений могут служить резина (а), прорезиненная и пропитанная графитом асбестовая ткань (б) и для высоких температур — свинец.

Осевая нагрузка может создаваться весом колонны труб или усилием, развиваемым поршнем под действием перепада давления среды.

2. Элементы, расширяющиеся при создании в их внутренней полости избыточного давления (см. рисунок 11, в).

Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

3. Самоуплотняющиеся элементы (см. рисунок 11, г, б).

Основным материалом для таких уплотнений служит резина.

Уплотняющие элементы первых двух типов (см. рисунок 11, а, б) могут быть прижаты к обсадной колонне с необходимой силой при достаточном весе НКТ. При этом нижняя часть колонны труб будет подвергаться продольному изгибу.

Элементы последних двух типов (см. рисунок 11, в, г) не требуют передачи веса НКТ обсадной колонне для их уплотнения, что является их преимуществом. Для срабатывания этих видов уплотнений необходимо создание избыточного давления внутри НКТ (см. рисунок 11, в) или внутри обсадной колонны. При подаче жидкости возникает перепад давления у уплотняющего элемента, и он деформируется. В некоторых конструкциях пакера уплотняющий элемент фиксируется в этом положении. Конструкция такого пакера несколько сложнее, чем у других типов пакеров.

Самоуплотняющийся элемент — манжета (см. рисунок 11, г) спускается в обсадные трубы, прижимаясь к ним с некоторым натягом. По этому резина должна быть износоустойчивой, и манжета обычно не может использоваться несколько раз.

Во всех других уплотняющих элементах между опорой элемента и обсадной колонной имеется зазор. Диаметральный зазор между уплотнениями пакера и обсадной колонной равен 10-20 мм. Уплотняющий элемент задавливается в зазор под действием перепада давления.

Опора пакера воспринимает осевые усилия, действующие на пакер. Может осуществляться с упором:

• на забой через хвостовик;
• переход диаметра обсадной колонны;
• шлипсовый захват за обсадную колонну;
• на торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

5. Клапаны-отсекатели

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, загрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом, особенно в тех случаях, когда скважина может дать грифон.

Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана пол посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.

6. Якори

Якори служат для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне. Если осевое усилие, действующее на пакер значительно, и шлипсовый захват пакера не может его надежно удержать, со стороны низкого давления устанавливают якорь, служащий дополнительной осевой опорой. Гидравлический якорь (рисунок 12) показан в сборе с транспортировочными предохранительными гайкой и пробкой. Якорь, спускаемый на колонне НКТ, при работе подвергается избыточному внутреннему давлению жидкости, действующему на резиновую трубчатую диафрагму, которая нажимает на плашки и прижимает их к обсадной колонне. Плашки имеют насечку, что увеличивает их сцепление с обсадной колонной. Якорь можно применять и без пакера в случае, когда необходимо закрепить колонну труб без уплотнения межтрубного пространства.

Рисунок 12 — Гидравлический якорь:

1 — пробка транспортировочная; 2 — головка; 3 — корпус;

4 — трубчатая резиновая диафрагма; 5 — плашка; 6 — винт;

7 — шпонка; 8 — патрубок; 9 — хвостовик;

10 — гайка транспортировочная

7. Лубрикатор, Рис. 13 — Схема лубрикатора

1 — ролик; 2 — кронштейн; 3 — проволока; 4 — сальниковый узел; 5 — сальниковая крышка; 6 — труба (собственно лубрикатор); 7 — глубинный прибор; 8 — манометр; 9 — сливной кран; 10 — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12 — центральная задвижка

Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта.

8. Установки погружных насосов с электроприводом

Рисунок 14 — Схема электроприводной установки погружных насосов

8.1 Общая схема электроприводной установки погружных насосов

1 — Трансформатор. Применяют для повышения напряжения тока, получаемого от промысловой сети (обычно 380 В).

У двигателя напряжения обычно больше (400-2000 В).

Кроме того, трансформатор необходим для компенсации снижения напряжения в длинном кабеле.

2 — Станция управления. Позволяет включать и отключать установку вручную или автоматически при аварийном режиме работы (при пробое кабеля, в случае ухода жидкости от приема насоса).

Позволяет регулировать частоту питающего тока.

3 — Оборудование устья скважины. Служит для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля.

4 — Токоввод. Ввод кабеля в затрубное пространство.

5 — НКТ. Основное назначение — создание канала между продуктивным пластом и поверхностью.

6 — Клямс. Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне НКТ. Простейшим приспособлением для крепления кабелей являются металлические пояса с пряжками.

7 — Кабель электрический. Является коммуникацией для электроснабжения двигателя. Рядом с НКТ идет круглый, а около насосного агрегата — плоский кабель (позволяет несколько увеличить диаметр насоса и двигателя).

8 — Насос. Предназначен для откачки жидкости из скважины.

9 — Обратный клапан

10 — Электродвигатель (электродвигатель, гидрозащита, компенсатор)

11 — Соединение кабеля

8.2 УЭЦН

Эти насосы имеют высокий КПД и большой межремонтный период.

Насос является динамическим. Перекачиваемая жидкость получает кинетическую энергию из-за вращения рабочего колеса насоса (со скоростью 3000 об/мин).

После чего, кинетическая энергия потока преобразуется в потенциальную энергию давления в направляющем аппарате.

Область применения, Подача Q = 40 м3/сут — 2000 м3/сут;, Напор Н — до 3000-3500 м (но реально 1200-1600, 2000);, Мощность N — до 500 кВт;

УЭЦН используется для вертикальных и наклонно-направленных скважин, но в зоне с относительно небольшим набором кривизны;

В состав насосного агрегата УЭЦН входит:

Центробежный многоступенчатый насос, протектор, погружной электродвигатель, компенсатор и клапаны (сливной и обратный).

Протектор + компенсатор = гидрозащита.

Насос представляет собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы, наружный диаметр которой позволяет свободно спускать насос в обсадную колонну скважины. Длина насоса определяется числами ступеней и секций насоса. В корпус многоступенчатого погружного насоса вставляется пакет насоса, представляющий собой собранные на валу насоса рабочие колеса и направляющие аппараты.

Рисунок 15 — Модуль-секция насоса.

1 — головка; 2 — вал; 3 — осевая опора; 4 — верхний радиальный подшили»;

5 — кольцо; 6 — направляющий аппарат; 7- рабочее колесо; 8 — корпус;

9- нижний радиальный подшипник; 10-ребро; 11-основание

Скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми машинами. Это обусловлено тем, что для эксплуатации нефтяных скважин применяются колонны с D_нар равным 168, 146 мм при толщине стенки д = 10 ч 12 мм. Напор и подача зависят от диаметра колес (чем > D, тем в квадрате > расход).

А т.к. мы диаметр увеличить не можем, то нужно увеличить количество ступеней (до 500, но реально 100-200).

Конструкция проточной части, Рисунок 16 — Конструкции ступеней

а — с разгруженным рабочим колесом; 6 — двухопорная;

1 — корпус насоса;

2 — направляющий аппарат;

3 — рабочее колесо

Колесо + направляющий аппарат = ступень.

Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков — переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего — сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.

Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса.

Направляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленные неподвижно в корпусе насоса.

Материалы составных частей насоса зависят от условий эксплуатации:

• Обычное исполнение: механических примесей менее 0,01 г/л;
• Износостойкое исполнение («И»): механических примесей более 0,01 г/л;
• Коррозионностойкое исполнение(«К»): сероводорода более 0,125 %;
• Теплостойкое исполнение («Т»)
• Газ также усложняет работу установки. При Г ? 10 %, показатели резко снижаются.

Газосепараторы

Позволяют отделить часть газа до его входа в насос. Имеет центробежный принцип действия (но не колесо, а шнек).

Вал вращается. Т.к. среда не однородная, то к стенке отделяется более тяжелая среда (жидкость), а в центре около вала остается газ. Есть специальное устройство, которое переводит газ в затрубье и газ из затрубья отделяется.

Рисунок 17 — Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ

1- корпус; 2 — головка; 3 — основание; 4 — вал; 5 — канал для газа, б — канал для жидкости;

7 — радиальный подшипник; 8 — приемные каналы; 9 — подпятник; 10 — радиальный подшипник; 11 — пята, 12 — шнек; 13 — осевое колесо; 14 — сепараторы;

15 — втулки подшипников; 16 — направляющий аппарат

Диспергаторы

Диспергаторы предназначены для измельчения газовых пробок в пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подачи ее на вход погружного центробежного насоса в скважинах, которые склонны к повышенному пенообразованию. Максимальное содержание свободного газа на входе в диспергатор по объему до 55%.

Гидрозащита ПЭД

Предназначена для предохранения ПЭД от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема жидкости в двигателе при его нагреве или охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. В настоящее время на промыслах РФ широко распространены гидрозащиты типа Г, П и ПД. Гидрозащиты типа Г состоит из протектора и компенсатора. Компенсатор, предназначен для компенсации температурных расширений жидкости и для уравновешивания давления внутри двигателя с наружным давлением.

Протектор, предназначен для гидравлической защиты электродвигателя, то есть для предотвращения попадания в него пластовой жидкости.

8.3 Погружные электродвигатели

Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслонаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин^-1 . Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400-3000 В) ч сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6%.

Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания и узла токоввода.

8.4 Установки винтовых погружных электронасосов, По составу оборудования аналогично установкам ЭЦН, отличие состоит в типе и конструкции насоса., Область применения:

Н — до 1800 м

Q — до 60 м3/сут

Т < 70 0C

N<1500 об/мин

Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы (ЭВН) являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязких нефтей.

Главное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежными состоит в том, что с повышением вязкости до определенных пределов (200сПз) параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200сПз эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной

Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи, нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости, и данных условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50% свободного газа на приеме насоса практически не вызывает снижения его рабочих характеристик. Винтовые насосы также эффективно применять в искривленных, скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.

Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной скважине. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).

Принцип действия, Рисунок 18 — Схема винтового погружного электронасоса

Рабочим органом винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза больше, чем шаг винта. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта к полости нагнетания.

ЭВН бывают редукторные и безредукторные

Насос состоит из пусковой кулачковой муфты центробежного типа, основания с приводным валом, сетчатых фильтров, установленных на приеме насоса, рабочих органов с правыми и левыми обоймами и винтами, двух эксцентриковых шарнирных муфт, предохранительного клапана.

В основном все узлы и детали унифицированы и применяются, за некоторым исключением, во всех типоразмерах насосов. Все насосы имеют две приемные сетки, по одной для каждого рабочего органа, и общий выход, благодаря чему подача насоса равна сумме подач обоих рабочих органов, а напор насоса равен напору каждого рабочего органа.

Установки погружных винтовых насосов в зависимости от температуры откачиваемой жидкости выпускаются следующих модификаций:

А — для жидкости с температурой до 303 К (30°С);, Б — для жидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30° до50°С);, В — для жидкости с температурой от 323 до 343 К (от 50° до 70°С):

8.5 Установки электроприводных диафрагменных насосов

Область применения

Диафрагменные скважинные насосные установки относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом, у которых отбираемая жидкость, проходя через приемный и нагнетательный клапаны, не соприкасается с другими подвижными деталями насоса и его привода. Она отделена от них раиновой диафрагмой. Этим определяется специфическая область применения данных насосов. Они предназначаются для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкости со значительным содержанием в ней механических примесей, в частности песка, поступающего из пласта (до 0,5 г/л).

Возможность эксплуатации наклонно-направленных скважин.

Дебиты скважин до 10 м3 /сут, Максимальный напор 1000м водяного столба., Схема агрегата

Установка скважинного диафрагменного насоса состоит из погружного насосного агрегата (насоса и электропривода), спущенного в скважину на НКТ (рис.28), кабеля, идущего рядом с трубами, спускного клапана, встроенного в колонну НКТ, оборудования устья и станции управления, размещенной на поверхности.

Рисунок 19 — Схема диафрагменного насоса

У погружного агрегата имеются нагнетательный 1 и всасывающий 2 клапаны, диафрагма 3, пружина 4 и поршень 5. Под поршнем находится эксцентрик 6, приводимый во вращение угловой зубчатой передачей 7. Ниже находятся электродвигатель 8 и компенсационная диафрагма 9.

Полость А над поршнем и полость Б у привода заполнены маслом. Полость А имеет строго определенный объем масла. Утечки масла из этой полости (например, через зазор у поршня 5 и цилиндра, в котором ходит поршень) восполняются через специальный клапан, размещенный в корпусе цилиндра. Так же выпускаются излишки масла из полости А. Работой этих клапанов управляет вспомогательный поршенек, соединенный толкателем с диафрагмой. Погружной агрегат работает следующим образом. При вращение вала двигателя и угловой зубчатой передачи эксцентрик 6 вращается и поршень 5, прижатый к эксцентрику пружиной 4, перемещается вверх и вниз. На схеме показано верхнее положение поршня. Поскольку объем А неизменен, при ходе поршня вниз масло будет заполнять освобождаемое поршнем пространство, а диафрагма 3 опустится (нижнее положение диафрагмы отмечено пунктиром).

Создается понижение давления в рабочей полости насоса под клапанами и происходит всасывание жидкости из скважины. Когда при дальнейшем вращении эксцентрика он подвинет поршень вверх, масло надавит на диафрагму и переместит ее в верхнее положение. Произойдет нагнетание жидкости через клапан 1 в НКТ. Таким образом, перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Изменение объема полости Б из-за движения поршня 5 компенсируется диафрагмой 9.

Поскольку угловая зубчатая передача и эксцентриковый привод поршня размещаются в погружном агрегате малых габаритов, мощность привода ограничена 3—6 кВт. Электродвигатель трехфазный, асинхронный, маслозаполненный. Частота вращения вала электродвигателя 1350—1500 мин^-1 . Зубчатая передача сокращает частоту вращения примерно в 2 раза. Таким образом, число ходов поршня в минуту около 750 при длине хода около 15мм. При давлении 10 МПа подача насоса составляет около 10 м/сут, КПД погружного агрегата — 0,45. Отечественные насосы имеют большой межремонтный период работы (более 200сут).

В агрессивных условиях межремонтный период насосов ЭЦН и штанговых насосов в 2—3 раза меньше.

Установки работают от сети переменного тока напряжением 380 В при частоте тока 50Гц. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90°С.

Установки и электронасосы различных типоразмеров полностью унифицированы и отличаются сечением и длиной круглого кабеля кабельной линии, а также рабочим диаметром сменной плунжерной пары, входящей в состав плунжерного насоса.

9. Гидроприводные погружные насосы, По принципу действия насоса гидроприводные насосы деляться на 2 класса:

• Гидропоршневые (ГПНУ)
• Турбонасосы

9.1 ГПНУ

Принцип действия

Действие установок гидропоршневых насосов (УГГН), предназначенных для добычи жидкости из нефтяных скважин, основано на преобразовании энергии рабочей жидкости в возвратно-поступательное движение исполнительного механизма. Исполнительный механизм в виде поршневого насоса двойного или дифференциального действия расположен непосредственно в скважине, а силовое оборудование, сообщающее потенциальную и кинетическую энергию рабочей жидкости, — на поверхности. Передача гидравлической энергии осуществляется, как правило, по внутреннему каналу труб.

Рисунок 20 — Схема гидропоршневой установки

1 — Скважинный насос

2 — Погружной двигатель

3 — Канал для подъема продукции и отработанной рабочей жидкости

4 — Канал для подачи рабочей жидкости к погружному агрегату

5 — Поверхностный силовой насос

6 — Сиситема подготовки рабочей жидкости

Область применения

• Скважины с дебитом от 10 -20 м /сут до 1200 м /сут. Напор до 3500м.
• Возможность эксплуатации наклонно-направленных скважин
• Высокий КПД при откачке вязкой продукции, т.к.

используется объёмный насос.

• Малая площадь занимаемого оборудования (что важно для морских

• Эксплуатация при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 7) и агрессивных компонентов.

Недостатки:

• Высокая стоимость оборудования.
• Сложности технологии производства данного оборудования.

Гидропоршневые насосные установки различаются по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая);

В открытой системе рабочая и пластовая жидкости смешиваются при подъёме на поверхность., Преимущества такой системы

• Необходимость и достаточность двух независимых каналов.
• Возможность создания сбрасываемого агрегата.

Недостатки такой системы:

• Необходимость подготовки больших объёмов рабочей жидкости.
• Сложность системы подготовки.

Данная схема имеет преимущественное применение.

В закрытой схеме не происходит смешивание рабочей и пластовой жидкости, поэтому не требуется сложная система подготовки рабочей жидкости, однако усложняется внутрискважинное оборудование, так как требуется три канала, а так же сложности в создании сбрасываемых агрегатов. Данная схема используется лишь в том случае, если откачиваемая пластовая жидкость содержит большое количество механических примесей и коррозионно-активных веществ.

Способы спуска гидропоршневых насосных установок., Существует два способа спуска гидропоршневых насосных установок:

— Спуск на НКТ, при котором насосный агрегат является продолжением НКТ. Преимуществом такого способа является возможность получения большего дебита. Основой недостаток такого способа традиционная схема подземного ремонта, связанная с подъёмом НКТ.

• Сбрасываемый агрегат.

Насосный агрегат гидропоршневой насосной установки.

Насосный агрегат гидропоршневой насосной установки состоит из трёх основных элементов: объёмного гидравлического двигателя с возвратно-поступательным движением выходного звена, объёмного плунжерного насоса, системы управления, которая конструктивно выполнена в виде золотника и установлена между двигателем и насосом. Роль самого золотника выполняет шток.

73

Рисунок 21 — Схема насосного агрегата ГПНУ

Рабочие жидкости.

Требования к рабочим жидкостям:

• Жидкость должна иметь высокий модуль упругости, то есть жидкость должна иметь низкую сжимаемость.
• Жидкость должна иметь стабильные характеристики (содержание твёрдой фазы, коррозионно-активных веществ, температуростойкость).

• Жидкость должна быть доступна по цене.

В гидропоршневых насосных установках в качестве рабочей жидкости используется сырая дегазированная нефть.

В общем случае система подготовки рабочей жидкость представляет собой «мини-цех» для подготовки товарной нефти. Вследствие сложности системы подготовки рабочей жидкости гидропоршневые насосные установки конструируются таким образом, что один блок подготовки с комплексом силовых масляных насосов снабжает гидравлической энергией несколько насосных агрегатов, расположенных в нескольких скважинах.

9.2 Турбонасосы

Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насосом.

Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Центробежный насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода) поступает в поверхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.

Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в опытных образцах 200—1000 м).

Преимущество такой насосной установки — возможность отбора больших количеств жидкости из скважины при достаточно высокой эффективности (КПД около 0,3—0,25).

При этом возможна эксплуатация наклонно-направленных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это существенно снижает объем ремонтных работ на скважине.

Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Большие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудования, требует затрат на его обслуживание.

10. Установки скважинных штанговых насосов для добычи нефти

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

Штанговая скважинная 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 СШНУ. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно. 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. Скважинный насос, как правило, плунжерный преобразует механическую энергию движущихся штанг в 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, a 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 эксплутационной колонны; газовые и песочные якоря для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка; центраторы и скребки, соединенные с колонной насосных штанг; 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 в обсадной колонне.

Рисунок 21 — Схема установки скважинного штангового насоса

1 — фундамент;

2 — рама;

3 — электродвигатель;

4 — клиноременная передача;

5 — кривошип;

6,8 — контргруз;

7 — шатун;

9 — стойка;

10 — балансир;

11 -механизм фиксации головки балансира;

12 — головка балансира;

13 — канатная подвеска;

14 — полированный шток;

15 — оборудование устья скважины;

16 — обсадная колонна;

17 — колонна штанг;

18 — НКТ;

19 — глубинный насос;

20 — газовый якорь;

21 — уплотнение полированной штанги;

22 — муфта трубная;

23 — муфта штанговая;

24 — цилиндр глубинного насоса:

25 — плунжер насоса:

26 — нагнетательный клапан;

27 — всасывающий клапан

10.1 Приводы СШНУ

Привод СШНУ выполняет две основные задачи — привод преобразует энергию двигателя в механическую энергию колонны штанг и создает оптимальный режим работы приводного двигателя. Привод обеспечивает движение точки подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим откачки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты хода точки подвеса штанг, пуск и остановку СШНУ, контроль режима работы внутрискважинного оборудования. Он также позволяет использовать двигатели минимальной мощности, на режим нагружения которых закономерность изменения внешней нагрузки должна влиять в минимальной степени. Привод СШН состоит из следующих основных блоков: силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков, гидравлическим или пневматическим — с использованием собственно гидро- или пневмоцилиндров. Сам привод включает двигатель (электромотор или двигателя внутреннего сгорания) и передачу, которая может быть механической или гидравлической. Эти два блока в основном обеспечивают выполнение первой функции привода, выполнение второй обеспечивается уравновешивающим устройством, которое накапливая потенциальную энергию при ходе колонны штанг вниз и отдает энергию при ходе штанг вверх. Для привода штангового насоса у устья скважины устанавливают тот или иной приводной механизм. На промыслах наиболее распространен индивидуальный балансирный привод с шатунно-кривошипным механизмом — станок-качалка (в соответствии с определением, принятом в ГОСТ-Р это оборудование называется «привод скважинного штангового насоса»).

Применение уравновешивающего устройства обусловлено тем, что мощность двигателя, приводящего в действие неуравновешенную установку, должна быть в 2-4 раза больше мощности двигателя, приводящего в действие установку, работающую в том же режиме, но полностью уравновешенную.

Индивидуальные приводы включают двигатель, трансмиссию и обеспечивают движение только одной колонны насосных штанг. В настоящее время большинство приводов СШНУ относятся именно к этому типу. Групповые приводы служат для эксплуатации группы (от 2-40) скважин, расположенных близко друг от друга и имеющих сопоставимые рабочие параметры. Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе, обычно состоит из клиноременной передачи от двигателя к входному валу редуктора и редуктора. Редуктор выполняется двух- или трехступенчатым, с зубчатыми зацеплениями различных типов. Наибольшее влияние на конструкцию установки оказывают тип и кинематическая схема преобразующего механизма. По видам преобразующих механизмов механические приводы делятся на две группы — балансирные и безбалансирные. В балансирных возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг достигается использованием качающегося рычага — балансира, который соединяется с выходным валом транс миссии посредством кривошипно-шатунного механизма. В свою очередь кривошипно-шатунный механизм может быть со звеньями, имеющими постоянную или переменную длину, изменяющуюся в пределах времени одного цикла работы установки. В безбалансирных приводах возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг обеспечивается за счет использования механизмов с гибкими элементами (канаты или цепи).

В подавляющем большинстве случаев применяют СШНУ, имеющие механический балансирный привод с грузовым, кривошипным или комбинированным уравновешиванием.

Рисунок 22 — Общий вид механического балансирного привода СШНУ

1 — редуктор; 2 — противовес; 3 — подвеска; 4 — балансир; 5 — опора балансира; 6 — стойка;

7 — опора траверсы; 8 — шатун; 9-кривошип; 10- клиноременная передача;

11 — электродвигатель; 12 — рама; 13 — тормоз; 14 — траверса;

15 — головка балансира; 16- фундамент

Также существуют безбалансирные станки-качалки. Приводная часть безбалансирного станка-качалки (рисунок 23) включая редуктор, та же, что и у балансирного станка-качалки. Конструкция кривошипа у безбалансирного станка-качалки несколько иная — V-образной формы, с углом 30°. Последнее улучшает уравновешивание станка, снижает вес контргрузов. Грузы размещаются на кривошипе конструктивно так же, как и на кривошипе балансирного станка-качалки. Над устьем скважины, на наклонной стойке, расположен ролик, через который проходит гибкая подвеска, подсоединенная к траверсе, которая, в свою очередь, соединена с шатунами. Нижняя головка шатуна соединена с кривошипом. Место подсоединения можно изменить для регулировки длины хода точки подвеса штанг так же, как и у балансирного станка-качалки. Безбалансирные станки-качалки имеют меньшие металлоемкости и габариты по сравнению с балансирными. У них несколько лучшая характеристика движения точки подвеса штанг, при которой отклонения от гармонического колебания меньше, а следовательно меньше ускорение точки подвеса штанг и инерционные нагрузки на установке. Однако недостаточная надежность гибкой связи сдерживает внедрение этих установок.

Рисунок 23 — Схема безбалансирного станка-качалки.

1 — рама;

2 — стойка;

3 — сальниковый шток;

4 — канатный шкив;

5 — траверса и шатуны;

6 — кривошипы;

7 — редуктор;

8 — тормоз;

9 — электродвигатель;

10 — клиноременная передача

10.2 Методы уравновешивания станков-качалок

Уравновешивание станков-качалок производят для того, чтобы компенсировать различие в нагрузках при движении колонны штанг вверх или вниз. Различают 2 типа уравновешивания: грузовое (балансирный, роторный и комбинированный) и пневматическое. На рисунке 22 показан станок-качалка с роторным уравновешиванием. При балансирном уравновешивании уравновешивающий груз устанавливают на правый край балансира 4 (рисунок 22).

При смешанном уравновешивании грузы устанавливают как на балансир, так и на кривошип.