Классификация скважин по методу подъема

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергии (рис. 10.1), но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и в коллекторе. По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают фонтанирование скважины.

По мере извлечения нефти пузырьки газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, вытесняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов расширяющиеся пузырьки газа соединяются между собой, формируя сплошные газовые каналы внутри коллектора.

Рис. 10.1. Схематическое изображение фонтанирующей скважины с достаточным давлением для подъема нефти на поверхность

Когда это происходит, газ начинает стекать в скважину, оставляя за собой большую часть более тяжелой нефти (рис. 10.2). Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча.

Рис. 10.2. Разделение жидкостей по мере протекания по насосно-компрессорной колонне

Механизированная добыча

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

• газлифт;

• плунжерный лифт;

• добыча штанговыми насосами;

• откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

• откачка роторными насосами;

• откачка гидравлическими глубинными насосами;

• откачка электрическими погружными насосами.

Для достижения максимальной экономической эффективности при добыче нефти следует учитывать изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени. Хорошо знакомым примером этого принципа служат сберегательные счета. Один доллар, помещенный на сберегательном счету с годовым интересом в 15 сложных процентов, через 10 лет будет стоить 4,05 дол. Наоборот, 4,05 дол., которые можно получить через 10 лет, сегодня стоят всего-навсего 1 дол. с годовым интересом в 15 сложных процентов.

Определение текущей цены будущих долларов называется дисконтированием или обратным расчетом сложных процентов. Текущая цена доллара в некотором будущем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом начисления сложных процентов.

Инженеры-нефтяники пользуются этим принципом для расчета наиболее экономичного метода эксплуатации данной скважины. С точки зрения эксплуатационника, понимание этой концепции помогает осознать цену простоя и важность решения проблем, снижающих максимальную продуктивность. Если скважина на месторождении с ожидаемым продуктивным временем жизни Шлет простаивает, потери могут не окупиться за это время. При годовом интересе в 15 сложных процентов и при постоянных ценах на нефть это производство принесет только четверть того, что дало бы, будь эта нефть добыта сегодня. Один из наиболее важных факторов в получении максимальной экономической эффективности скважины заключается в минимизации простоев и потери производительности.

Газлифт

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом (рис. 10.3). Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Рис. 10.3. Газлифтная установка. Газ закачивается в скважину в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, проникает в насосно-компрессорную колонну через рабочий газлифтный клапан, там смешивается с нефтью и поднимает ее на поверхность

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта.

В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

Непрерывный поток

Простейший вид газлифта — это использование насосно-компрессорных колонн с открытым концом. На рис. 10.4 изображена водозаборная скважина в статических условиях. Поскольку давление в пласте слишком мало, чтобы заставить воду вытекать на поверхность, следует воспользоваться каким-либо искусственным подъемником. Обратите внимание на то, что гидростатический напор жидкости в скважине равен давлению в геологическом пласте.

Рис. 10.4. Газлифт с использованием колонны с открытым концом в водяной скважине	Рис. 10.5. Насосно-компрессорная колонна с отверстиями

Добыча начинается подачей в колонну воздуха или газа, который смешивается с жидкостью над нижним краем колонны; при этом снижается градиент жидкости, в результате чего скважина становится продуктивной. Этот тип подъема известен как непрерывный газлифт. Систему непрерывного потока часто устанавливают в скважине (задолго до того, как она перестанет давать нефть) для увеличения производительности и предотвращения остановки скважины. В большинстве случае газ подается внутрь и вниз по кольцевому зазору, а добыча производится по насосно-компрессорной колонне. Для больших объемов, тем не менее, газ может закачиваться по насосно-компрессорной колонне, а добыча происходить по кольцевому зазору.

При периодическом варианте газлифта (рис. 10.7) подача газа периодически прекращается, чтобы дать жидкости возможность достичь требуемого уровня над самым нижним газлифтным клапаном. Обратное давление на продуктивный пласт сводится к гидростатическому давлению газа над жидкостью в колонне и гидростатическому давлению относительно небольшого столба жидкости в колонне, которое очень мало. Быстрое нагнетание газа через большое отверстие в нижнем газлифтном клапане приводит к быстрому выталкиванию накопленной жидкости в виде пробки при небольшом проскоке газа вверх через жидкость. При правильной конструкции и регулировке этот вид газлифтной установки очень эффективен и может использоваться для добычи из скважин с довольно низким давлением в забое.

Рис. 10.6. Схема монтажа газлифтных клапанов	Рис. 10.7. Газлифт периодического действия

На некоторых скважинах с очень низким давлением в забое и высокими показателями продуктивности (измеряется в баррелях в сутки на перепад давления в футах на квадратный дюйм) применяют особый вид газлифта, известный как камерный газлифт. Эта система действует так же, как другие варианты газлифта периодического действия, за исключением случая, когда подача газа отключена, поступающие в скважину жидкости собираются в камере, имеющей больший диаметр, чем насосно-компрессорная колонна. При одном и том же объеме добываемой жидкости гидростатический напор и давление у дна скважины уменьшены. Добиваются более низкого давления притока в пласте, чем при непрерывной добыче, используя камерный газлифт, либо в обычных установках газлифта периодического действия. Запускающие клапаны над камерой устроены так же, как на обычных газлифтных установках периодического действия (рис. 10.8).

Рис. 10.8. Два вида камерного газлифта

По мере того как газ поступает в кольцевой зазор из насосно-компрессорной колонны, плотность жидкости в нем над точкой подачи уменьшается. При этом снижается давление, необходимое для закачки газа, и гидростатическое давление в забое скважины. Поскольку давление в пласте теперь превышает гидростатическое давление в забойной зоне, жидкости перетекают в скважину. Пузырьки газа, образовавшиеся у дна колонны в результате закачивания газа, расширяются, поднимаясь по кольцевому зазору и увеличиваясь вдвое в объеме всякий раз, когда гидростатический напор над ними уменьшается наполовину.

Этот вид газлифта удовлетворительно действует как на неглубоких скважинах, так и на скважинах с высоким Давлением в забое. Тем не менее в более глубоких скважинах давление, необходимое для запуска газлифта, слишком велико. Чтобы его снизить, иногда в насосно-компрессорной колонне на некотором расстоянии сверлят (или пробивают) маленькие отверстия от верхнего статического уровня жидкости до ее низа (рис. 10.5).

При такой конструкции для запуска требуется гораздо меньшее давление. Тем не менее, если точка ввода газа смещается к низу колонны, газ продолжает поступать и через верхние открытые отверстия, что существенно снижает эффективность подъема. Поэтому были разработаны газлифтные клапаны, которые позволяют закрывать точки ввода газа при снижении уровня жидкости после определения рабочей глубины ввода газа (рис. 10.6).

Периодический поток

Газлифтная технология быстро развивалась начиная с 1930г., что привело к созданию газлифта периодического действия. На рис. 10.5 и 10.6 показан вариант непрерывного ввода газа для подъема жидкостей. Такой вариант налагает серьезные ограничения на скважины с низкими давлениями в пласте из-за постоянного действия давления нагнетаемого газа.

Газлифт может также создать определенные проблемы в процессе добычи. При непрерывном варианте на пласт воздействует относительно высокое встречное давление. Использование высокого давления создает проблемы с точки зрения техники безопасности. Дополнительными проблемами являются воздействие давления закачиваемого газа на обсадную колонну и попадание воды в наземные трубопроводы (образование газовых гидратов).

Плунжерный лифт

Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рис. 10.9). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее, как показано на рис. 10.10.

Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

Рис. 10.9. Основные части плунжерного подъемника

Рис. 10.10. Цикл работы плунжерного подъемника: а— скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б— скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны; в — скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г — скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается под действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; д — скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается. Далее скважина закрывается и цикл повторяется

Достоинства и недостатки

Как метод механизированной добычи нефти, газлифт обладает многими достоинствами в тех случаях, когда он применим. Метод относительно прост в работе, необходимое оборудование сравнительно недорого и взаимозаменяемо. Могут добываться как большие, так и малые объемы, и не имеет значения, непрерывный это поток, периодический поток или камерный газлифт. Метод оказался эффективным при неблагоприятных скважинных условиях; от песка и других твердых веществ можно избавиться без особых затруднений. Удается более успешно, чем в других методах искусственного лифта, решить проблемы коррозии и добычи нефти с высоким содержанием газа, он эффективно применяется в искривленных скважинах. Газлифт может быть предназначен и для работы с канатными системами. При использовании канатов нетрудно провести замеры давления в забое.

Среди прочих достоинств газлифта — низкие эксплуатационные расходы и, в некоторых случаях, низкая вероятность отказа по сравнению с другими системами. Газлифт может применяться в районах городской застройки и требует меньше места, а также на морских добывающих платформах.

Перед установкой газлифтной системы следует учитывать некоторые ее недостатки. Требуется источник сжатого газа; сжатие газа может сильно увеличить начальные капиталовложения. В зависимости от рыночных цен возмещение потерь газа в замкнутой системе при высоком давлении также может оказаться дорогим. Использование газлифта на участках с одной скважиной или на маленьких месторождениях обычно не окупает затрат. Газлифт лучше не применять для глубоких добывающих скважин с высокими перепадами давления или низкими забойными давлениями. Особенно малоэффективны в этом случае системы периодического действия. Трудно получить точные замеры газа, и пульсация потока может осложнить эксплуатацию наземного оборудования.

Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.

Важнейшее достоинство плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.

Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.

Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.

Добыча штанговыми насосами

Добыча при помощи штанговых насосов — бесспорно, самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Используемые с первых дней возникновения нефтяной промышленности штанговые насосы работают по тому же принципу, что и водяные насосы, которые начали применять в Китае, Египте и Риме по крайней мере 1500 лет тому назад. Основные детали штангового насоса следующие: глубинный насос, штанги для передачи усилия с поверхности к насосу и поверхностный насосный узел, приводящий штанги в возвратно-поступательное движение. Качалки типа изображенной на рис. 10.11 являются наиболее распространенными.

Рис. 10.11. Основные части штанговой насосной системы

Принцип действия

Глубинный насос в простейшем виде состоит из поршня, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Поршень снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, — это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, и, подобно обратному клапану, позволяет жидкости течь вверх, но не вниз (рис. 10.12).

Рис. 10.12. Схематическое изображение простого штангового насоса	Рис. 10.13. Схема рабочего цикла штангового насоса

Принцип действия простого штангового насоса показан на рис. 10.13. Вначале поршень находится в стационарном состоянии в нижней точке хода. В этот момент и всасывающий, и выкидной клапаны закрыты. Столб жидкости в насосно-компрессорной колонне создает гидростатическое давление над всасывающим клапаном. Нагрузкой на сальниковый шток (верхний шток из колонны насосных штанг) и насосный блок является только вес колонны насосных штанг. При движении поршня вверх обратный клапан остается закрытым и колонна насосных штанг принимает на себя вес жидкости в насосно-компрессорной колонне — вес колонны насосных штанг и вес столба жидкости. При минимальной утечке между поршнем и насосным цилиндром давление между выкидным и всасывающим клапанами уменьшается, так что всасывающий клапан открывается и жидкость из ствола скважины поступает в цилиндр насоса. В верхней точке рабочего хода поршень останавливается, и оба клапана снова закрываются, при этом вес жидкости снова приходится на поршень и выкидной клапан. Предположим, что теперь цилиндр насоса заполнился жидкостью и жидкость несжимаема. При начале движения поршня вниз выкидной клапан откроется. Вес столба жидкости в насосно-компрессорной колонне перенесется на всасывающий клапан и рабочую колонну, а нагрузка на сальниковый шток и насосный узел опять будет состоять только из веса штанг. Дальнейшее движение поршня вниз заставит жидкость перетечь из цилиндра в поршень через обратный клапан. Возвращение поршня в нижнюю точку рабочего хода закончит цикл.

На практике сальниковый шток никогда не принимает на себя такую нагрузку. На нагрузку влияет инерция, эффективность работы насоса меньше 100%, трение изменяет нагрузку, штанги под нагрузкой растягиваются, и динамика процесса вносит свои коррективы. Нагрузка на сальниковый шток оказывается, тем не менее, близкой к описанной при выкачивании однофазной жидкости из очень мелкой скважины при очень длинных, медленных рабочих ходах насоса. Реальные диаграммы нагрузки, применяемые для оценки работы насоса, называются динамограммами.

Глубинные насосы

В штанговых насосных установках применяются два основных типа глубинных насосов (рис. 10.14). Насосы первого типа называются трубными, потому что цилиндр насоса расположен на насосно-компрессорной трубе. Поршень спускается в скважину на штангах насоса. Внутренний диаметр цилиндра насоса лишь чуть-чуть меньше, чем диаметр колонны, внутри которой он находится. Это обеспечивает наибольшую скорость добычи в данной конструкции. Чтобы заменить цилиндр насоса, нужно извлечь из скважины насосно-компрессорную колонну.

Глубинные насосы второго типа называются вставными — они опускаются в насосно-компрессорную колонну и вынимаются из нее на штангах. Вставной насос был изобретен до 1870г., но не находил широкого применения вплоть до 1920 г. Поскольку такой насос можно поднимать как одно целое, он предпочтителен по сравнению с трубными насосами в более глубоких скважинах.

Рис. 10.14. Два типа насосов для штанговых насосных установок: а — трубный насос, б— стационарный цилиндр вставного типа с верхним креплением штока. Вставной насос и цилиндр можно извлечь из скважины, не поднимая насосно-компрессорную колонну

Наиболее типичные конструкции трубных и вставных насосов регламентируются техническими условиями API. Некоторые конструкции, не регламентированные API, такие как насос в обсадной трубе и многоступенчатый насос, зарекомендовали себя как эффективные в особых скважинных условиях.

Штанговые насосы

Первые штанговые насосы делали из дерева, обычно гикори, с металлическими концевыми деталями. Железные и стальные штанги начали использоваться примерно в 1880—1890-х годах и стали обычным явлением к 1900г. Стандарты API для штанговых насосов впервые были приняты в 1927 г.

Продолжающиеся усовершенствования в металлургической промышленности увеличивали прочность и несущую способность насосных штанг. Тем не менее даже с этими усовершенствованиями и при использовании конических штанг максимальная практическая глубина работы штанговых насосов составляет около 3000 м. Есть несколько установок низкой производительности, достигающих глубины 4000 м. Более легкие и более прочные материалы нужны для установок для глубины более 4500 м. Максимальная глубина на сегодняшнем техническом уровне составляет 6000 м. В настоящее время ведутся исследования современных фибергласовых материалов для изготовления насосных штанг для специальных областей применения.

Качалки

Качалки (балансирные насосные установки) передают усилие на верхнюю часть системы штанг в виде возвратно-поступательного движения. Длина рабочего хода может варьироваться от менее чем 30 см до 2-4 м. Для первых качалок использовали вышки для ударно-канатного бурения по завершении бурения, при этом для приведения в действие глубинного насоса применяли балансир бурильного станка. Несущие элементы этих установок делали из дерева с металлическими подшипниками и оснасткой. Приводом служили паровые машины или одноцилиндровые низкооборотные двигатели внутреннего сгорания, снабженные ременной передачей. Иногда позже добавляли привод от электромотора. В этих установках вышка оставалась над скважиной и силовая установка и главный маховик использовались для обслуживания скважины. Одно и то же оборудование применялось для бурения, добычи и обслуживания. Эти установки с некоторыми модификациями использовались примерно до 1930 г. К этому времени были пробурены более глубокие скважины, нагрузки на насосы увеличились и применение установок канатного бурения в качестве насосов изжило себя. На рис. 10.15 изображена старинная качалка, переделанная из вышки для ударно-канатного бурения.

Современный насос-качалка, в основном разработанный в 1920-х годах, изображен на рис. 10.16. Появление эффективных мобильных приспособлений для обслуживания скважин устранило необходимость во встроенных талях на каждой скважине, а создание долговечных, эффективных редукторов легло в основу более высокоскоростных качалок и первичных двигателей меньшего веса.

Рис. 10.15. Старинная качалка

Рис. 10.16. Современный станок-качалка

Относительно высокая скорость вращения первичного двигателя сначала снижается ременной передачей, а затем шестеренчатым редуктором, чтобы кривошип вращался с заданным числом рабочих ходов в минуту. Вращение кривошипа преобразуется плечом кривошипа, опорой пальца кривошипа, шатуном и балансиром, а движение стабилизатора переходит в линейное движение сальникового штока головкой балансира и серьгой для подвески штанг. При правильной настройке установки это движение не должно создавать никаких изгибающих нагрузок на устьевой сальниковый шток. Сальниковый шток и сальник обеспечивают уплотнение между штангами и насосно-компрессорной колонной на поверхности, чтобы направить перекачиваемую жидкость в выкидной трубопровод.

Противовес.Противовес, расположенный на плече Кривошипа качалки (см. рис. 10.15), — важный компонент системы. Он может быть также помещен на балансире, для этой цели можно использовать пневмоцилиндр (см. рис. 10.16). Насосные установки делятся на установки с коромысловой, кривошипной и пневматической балансировкой (рис. 10.17).

Рис. 10.17. Типы балансировки качалок: а— коромысловая, б — кривошипная ив— пневматическая

Назначение балансировки становится понятным, если рассмотреть движение колонны насосных штанг и качалки на примере идеализированной работы насоса, изображенного на рис. 10.13. В этом упрощенном случае нагрузка на устьевой сальниковый шток при движении вверх состоит из веса штанг плюс вес скважинных флюидов. При обратном ходе это только вес штанг. Без какой-либо балансировки нагрузка на шестеренчатый редуктор и первичный двигатель во время движения вверх направлены в одну сторону. При движении вниз нагрузка направлена в противоположную сторону. Такой тип нагрузки весьма нежелателен. Он вызывает ненужный износ, срабатывание и перерасход топлива (энергии). На практике используется противовес, равный весу колонны насосных штанг плюс примерно половина веса поднимаемой жидкости. Правильный подбор противовеса создает наименьшие возможные нагрузки на редуктор и первичный двигатель, уменьшает поломки и простои и снижает требования к топливу или энергии. По оценкам, до 25% всех качалок, находящихся в эксплуатации, не сбалансированы должным образом.