В газовых скважинах газ поднимается на поверхность самопроизвольно. Есть и некоторые нефтяные скважины (4% скважин США), особенно на ранних стадиях разработки месторождений, в которых давление нефти достаточно для ее самостоятельного подъема на поверхность по насосно-компрессорной колонне. На газовых скважинах и скважинах с высоким давлением нефти (фонтанирующих) на поверхности устанавливается система труб, фитингов, клапанов и контрольно-измерительных приборов для регулирования потока (см. рис. 20.16). Все эти устройства составляют комплект, который называется фонтанной арматурой, он крепится в устье скважины (см. рис. 20.17).
Все виды фонтанной арматуры предусматривают наличие фонтанной задвижки, которая позволяет перекрыть скважину в чрезвычайной ситуации. Приспособление, отходящее сбоку фонтанной арматуры к трубопроводу, называется отводящей линией. Если продуктивная зона в скважине одна, достаточно одной отводящей линии, если две — требуется установка арматуры с двумя отводящими линиями, расположенными на противоположных сторонах. На отводящей линии имеется задвижка, которая служит для регулирования потока по ней. Верхняя задвижка находится в верхней части фонтанной арматуры, она открывает скважину для спуске кабельного оборудования в процессе капитального ремонта Манометр наверху измеряет давление в насосно-компрессорной колонне. Большая часть фонтанных арматур сделана из цельных металлических частей.
Однако во многих нефтяных скважинах (96% скважин в США) давление нефти недостаточно для ее подъема но всей высоте насосно-компрессорной колонны. Поэтому для подъема на поверхность нефти с водой были разработаны несколько методов механизированной (насосно-компрессорной) добычи (см. рис. 20.18). Даже в фонтанирующей нефтяной скважине по мере добычи флюидов из подземного пласта коллектора давление оставшейся нефти снижается и в какой-то момент нефть уже не может самостоятельно подниматься на поверхность. Когда это происходит, фонтанную арматуру необходимо удалять, заменив на насосный подъемник.
Наиболее распространенной системой механизированной добычи является штанговый насос. В систему штангового насоса входят насос в нижней части насосно-компрессорной колонны, насосный агрегат на поверхности и соединяющая их насосная штанга. Штанговые насосы изготавливаются в соответствии с техническими условиями Американского нефтяного института. В конструкцию насоса входят всасывающий (неподвижный) и нагнетательный (подвижный) клапаны (см. рис. 20.19).
Нагнетательный клапан движется вверх и вниз, в то время как всасывающий остается неподвижен. Оба клапана состоят из шара, седла (пластины с отверстием) и клетки, где шар удерживается над седлом. Стальной шар позволяет нефти проходить по клапану вверх, но не вниз. Жидкость, движущаяся вверх, поднимает шар с седла, открывая клапан (см. рис. 20.20а), но она не может протекать вниз, так как при этом шар возвращается на место и закрывает отверстие. Каждое движение нагнетательного клапана вверх поднимает нефть и воду вверх по насосно-компрессорной колонне (см. рис. 20.20б). Обычно клапан совершает 10—20 ходов в минуту.
Существует три типа насосов: вставной, трубный и штанговый (без насосно-компрессорной трубы). Вставной штанговый насос (наиболее распространенный) работает как единая конструкция на колонне насосных штанг, проходящей внутри насосно-компрессорной колонны. Крепление на месте обычно осуществляется с помощью якоря. Вставной насос самый маленький по размеру среди штанговых насосов и обладает наименьшей мощностью. Трубный насос является частью насосно-компрессорной колонны. На колонне насосных штанг функционируют нагнетательный и плунжерный клапаны. Штанговый насос без насосно-компрессорной трубы представляет собой увеличенную версию вставного насоса, качающего флюиды вверх по обсадной колонне. В нужном положении он удерживается с помощью пакера, имеет гораздо более высокую мощность, чем вставной насос.
Удар плунжера насоса по жидкости — это реальная проблема, возникающая при добыче и связанная с тем, что иногда насос качает жидкость быстрее, чем она поступает в скважину. Если в насос попадает газ, это может привести к его повреждению. Худший случай, когда газ, накапливаясь в насосе, образует газовую пробку, что препятствует его работе.
Наиболее широко распространенным типом насосных агрегатов на поверхности является балансирный станок-качалка (см. рис. 20.21). Он устанавливается на тяжелом стальном либо бетонном двутавровом фундаменте. Станок-качалка оснащен стальной балкой (балансиром), которая установлена на стойке балансира и движется на подшипниках вверх и вниз. Балансир приводится в движение электромотором, но может работать и с помощью двигателя на природном газе, добываемом из скважины.
Если используется электромотор, он может быть оснащен таймером для периодического включения и выключения системы, что позволяет экономить электроэнергию и отключить насос в случае недостатка жидкостей в скважине. С помощью клиноременной передачи мотор соединен с редуктором, уменьшающим скорость вращения. Редуктор вращает колена на обеих сторонах. Две стальных балки (шатуны) и поперечная балка (траверса) соединяют колена редуктора с балансиром, заставляя его двигаться вверх и вниз.
Насосная штанга, проходящая вниз по насосно-компрессорной колонне до забойного насоса, присоединена к противоположной стороне балансира. Эти штанги (см. рис. 20.22а), обычно изготовленные из твердых стальных сплавов, имеют диаметр 0,5—1,25 дюйм. (1—3 см) и длину 25 фут. (7,5 м). Согласно классификации Американского нефтяного института, насосные штанги различают по составу сплавов, рекомендованной глубине скважины, наибольшим значениям допустимых нагрузок и среде. Штанги оснащены ниппелями с обоих концов, соединяются друг с другом с помощью малых стальных цилиндров с резьбой на внутренней стороне, называемых муфтами насосных штанг (см. рис. 20.22б). Плоские участки (двухсторонние выточки под ключ) позволяют соединять муфты, не повреждая их.
Насосные штанги располагаются по центру насосно-компрессорной колонны благодаря стабилизаторам, изготовленным из резины, пластмассы, нейлона или металла. Они двигаются вверх и вниз вместе с колонной насосных штанг, а добываемые флюиды поступают вверх по насосно-компрессорной колонне именно сквозь щели в стабилизаторах. Штанги меньшей длины (укороченные) могут использоваться для изменения длины колонны насосных штанг, которая может быть однородной (все свечи одного диаметра) либо клиновидной с уменьшением диаметра труб по мере увеличения глубины.
Стальные противовесы служат для распределения массы колонны насосных штанг по балансиру при движении плунжера вверх. Два вращающихся противовеса расположены по обеим сторонам кривошипа, образуя станок-качалку с кривошипным уравновешиванием (см. рис. 20.21). Противовесы используемого для неглубоких скважин станка-качалки с балансирным уравновешиванием (балансирного станка-качалки) установлены на балансире напротив устья скважины (см. рис. 20.23). Для регулирования противовесы перемещают вдоль балансира.
Большая закругленная стальная плита, называемая головкой балансира, предназначена для сохранения вертикального движения насосной штанги, ее размещают на стороне балансира, обращенной к скважине (см. рис. 20.21). Два проволочных каната (подвески) и стальную балку (поддерживающий брус) используют для соединения головки балансира с верхом колонны насосных штанг.
Устьевой сальниковый шток находится наверху колонны насосных штанг. Он представляет собой гладкий длинный стальной или латунный прут диаметром 1,25—1,5 дюйм. (3—4 см) и длиной 8—22 фут. (2,5—6,5 м). Шток движется вверх и вниз через сальник — стальной сосуд на устье скважины, заполненный упругим материалом или насадкой, например резиной, что обеспечивает герметизацию.
Одна из модификаций качалки — также станок-качалка с пневматическим уравновешиванием, оснащенный плунжером и штангой, заключенными в баллон со сжатым воздухом, который уравновешивает массу колонны насосных штанг (см. рис. 20.24). Такой станок гораздо компактнее и легче, чем станок с кривошипным или балансирным уравновешиванием. Еще один тип станков — «Mark II», в котором для противовеса использована система рычагов (см. рис. 20.25).
В газлифте, другом типе механизированной добычи, в скважину в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами (см. рис, 20.26) закачивают сжатый инертный газ (транспортирующий газ). Обычно в качестве транспортирующего газа используют добытый из скважины природный газ. Газлифтные клапаны — это нагнетательные клапаны; которые можно открывать и закрывать, они распределены по насосно-компрессорной колонне. Клапаны позволяют газу проходить внутрь колонны, где он растворяется в жидкости или образует пузырьки. Это снижает плотность жидкости, что, как и наличие расширяющихся пузырьков, способствует ее поднятию по насосно-компрессорной колонне на поверхность, после чего газ отделяют и используют повторно.
Преимущество газлифтного способа в том, что требуется весьма небольшое количество необходимого оборудования на поверхности, а также движущихся частей установки. Газлифтная технология оказывается малозатратной в случае, когда одна компрессорная установка обслуживает несколько скважин. Однако эффективна она только при добыче с относительно небольшой глубины. Заканчивание с использованием газлифтов очень распространено на морских буровых платформах, где необходима механизированная добыча. Газлифт бывает непрерывным и периодическим, Последний периодически включают и выключают, этот способ применяют на малопродуктивных скважинах.
Погружной электронасос состоит из электромотора, который управляет центробежным насосом. Насос снабжен набором вращающихся лопастей, установленных на валу, и размещен в нижней части насосно-компрессорной колонны (см. рис. 20.27). Вдоль колонны по скважине проходит армированный электрический кабель. Электроэнергия поступает от трансформатора, расположенного на поверхности. Скорость электромотора может меняться в зависимости от объема добываемой жидкости. Погружные электронасосы используются для подъема больших объемов жидкостей вверх по нормальным скважинам, а также для искривленных и наклонных скважин. На дне насоса обычно устанавливают газосепаратор для предотвращения образования газа в насосе, так как это может привести к понижению эффективности его работ. Гидропоршневой насос идентичен насосу-качалке, за исключением того, что он приводится в действие гидравлическим давлением, возникающим при закачивании в скважину жидкости. Здесь используются два поршневых насоса, один из них на поверхности, он закачивает в скважину рабочую жидкость под высоким давлением (обычно это сырая нефть из резервуара) по насосно-компрессорной колонне. Рабочая жидкость приводит в действие гидравлический двигатель, расположенный внизу колонны. Он присоединен к насосу, аналогичному штанговому насосу и расположенному в скважине ниже уровня флюида. Насос качает наверх и отработанную рабочую жидкость, и добываемую нефть по другой насосно-компрессорной колонне. Закачивание рабочей жидкости вызывает движение плунжера вверх, а сброс давления — вниз.
Насос может действовать и в другом режиме: рабочая жидкость закачивается вниз по насосно-компрессорной колонне, а добываемая жидкость идет вверх по затрубному пространству. Ход гидропоршневого насоса очень похож на ход качалки, только гораздо короче.
Гидропоршневые насосы могут быть стационарными (присоединенными к насосно-компрессорной колонне), свободными (перемещаются вверх и вниз по скважине), открытыми (допускающими перемешивание рабочей и добываемой жидкости в забое скважины) и закрытыми (не допускающими такого перемешивания). Чаще гидронасосы бывают свободными и открытыми.
Структура механизированной добычи в США следующая: 82% составляют насосы-качалки, 10% — газлифты, 4% — погружные электронасосы и 2% — гидропоршневые насосы.
