Газлифтный (компрессорный) способ добычи нефти позволяет эксплуатировать скважины с высокой обводненностью и значительно искривленным стволом (рис. 1.8). Наиболее рационален замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для осуществления газлифта («поднятия» нефти газом за счет снижения плотности газонефтяной смеси). Оборудование, установленное в начале эксплуатации скважины, позволяет обычно осуществить переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны труб.
В низу скважины устанавливают, например, пять газлифтных клапанов на определенном расстоянии друг от друга. Под действием нагнетаемого газа сначала открываются все газлифтные клапаны. После пускового периода работа скважины происходит только через нижний газлифтный клапан, а остальные пусковые клапаны автоматически закрываются. Переходу на добычу нефти компрессорным способом предшествует обустройство промысла необходимым наземным технологическим оборудованием компрессорной и абсорбционной установки (газовые компрессоры высокого давления, газожидкостные сепараторы, теплообменники и холодильники, абсорберы, десорберы, фильтры-сепараторы, насосы, емкости, резервуары, трубопроводы и др.).
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами - наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 65 % действующего фонда скважин (российские данные 1999 г.). Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух продуктовых пластов скважины глубиной до 3,5 км с дебитом нефти от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.
Штанговая насосная установка состоит из наземного станка-качалки, устьевого сальника, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного насоса, который крепится к нижней подъемной трубе. Станок-качалка (рис. 1.9) имеет раму, стойку, балансир с поворотной головкой, траверсу с шатунами, редуктор с кривошипами и противовесами, электродвигатель и сменные шкивы для изменения числа качаний. Масса станков-качалок может быть от 3,3 до 14,5 т при высоте от 2,8 до 6,2 м. Длина хода насоса от 0,6 до 6 м. Соединительным звеном между наземным приводом поступатель-но-возвратного действия и скважинным насосом служит колонна соединяемых на резьбе насосных штанг. Их изготавливают из легированных сталей длиной от 1 до 8 м, штанга имеет круглое сечение диаметром 12-28 мм, на концах штанги нарезана метрическая специальная резьба для соединения штанг муфтами. Скважинный штанговый насос представляет собой вертикальную конструкцию одинарного действия объемного принципа с неподвижным цилиндром и подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Периодически совершаемые перемещения вверх-вниз и последовательные открытие и закрытие клапанных (нижнего и верхнего) узлов седло-шарик обеспечивают движение жидкости под создаваемым давлением снизу вверх до устья скважины. Длина плунжера 1,2-6,0 м, напор насоса 700-3500 м столба жидкости, длина насоса от 4,0 до 9,2 м, масса до 135 кг.
Эксплуатация нефтяных скважин погружными бесштанговыми насосами широко распространена для откачки из нефтяных скважин (в том числе и наклонных) пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Подача погружного центробежного электронасоса может быть 25-1250 м3/сут, напор 1000-2000 м столба жидкости, мощность двигателя 20-360 кВт при скорости вращения ротора 3000 об/мин. Длина насосного агрегата с электродвигателем 15-35 м при длине только насоса 8-20 м, масса агрегата 0,6-1,9 т при массе только насоса 0,3-0,8 т. Установка состоит из погружного насосного агрегата, электрокабеля, наземного электрооборудования (трансформаторная комплектная подстанция). Насосный агрегат, состоящий из погружного многоступенчатого насоса и маслонаполненного электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне подъемных труб. Ниже насоса могут устанавливаться фильтр и газосепаратор. Насос собирается из двух-четырех секций с одинаковой длиной корпусов (2, 3 и 5 м), валы секций соединяются шлицевыми муфтами. Число ступеней (рабочее центробежное колесо и направляющие элементы) в секциях может быть от 34 до 192, общее число ступеней достигает 180-400. Погружные герметичные трехфазные асинхронные электродвигатели в нормальном и коррозионном исполнении работают в среде пластовой жидкости температурой до 110 °С, содержащей нефть и воду в любых пропорциях, сероводород до 1,25 г/л (коррозионное исполнение), механические примеси до 0,5 г/л, свободный газ по объему не более 50 %, гидростатическое давление в зоне двигателя не более 20 МПа. Гидрозащита электродвигателя требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2000 кг/м3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.
Для эксплуатации малодебитных (4-16 м3/сут) нефтяных скважин применяют погружные диафрагменные электронасосы, спускаемые на подъемных трубах. Длина агрегата 2,7 м, масса 1,4-2,7 т, мощность двигателя 2,5 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин. Погружной диафрагменный насос выполняется в виде вертикального моноблока, включающего асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части). В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой.
На малодебитных месторождениях при высокой вязкости нефти в пластовых условиях успешно применяют погружные винтовые электронасосы. Однако их можно также использовать для добычи нефти обычных вязкости и газосодержаний. Номинальная подача насоса 16-200 м3/сут, его мощность 5-32 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин. Длина погружного агрегата 8,5-13,7 м, масса 0,3-0,7 т. Винтовой насос относится к насосам объемного принципа ротационного действия. Рабочие органы насоса - геликоидальные роторы с правым и левым направлениями спирали при вращении образуют замкнутую свободную полость, в которую с помощью впускного клапана входит перекачиваемая жидкость. Свободная полость с жидкостью при дальнейшем вращении роторов сообщается с зоной выпускного клапана, через который жидкость выталкивается из насоса. Рабочие органы винтовых насосов изготавливаются с небольшими зазорами, которые и создают необходимую герметизацию. Имеется кинематическая связь для открытия и закрытия клапанов при определенном угле поворота ротора.
Блочные установки гидропоршневых насосов предназначены для добычи нефти из двух-восьми кустовых наклонных скважин при плотности нефти до 870 кг/м3, содержащей до 99 % воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, и температуре пласта до 120 °С, содержание свободного газа на приеме насоса не допускается (данные 1990 г.). Подача одного гидропоршневого агрегата до 25 м3/сут, всего блока до 150 м3/сут. Установка состоит из скважинного и наземного оборудования. Рабочая жидкость (вода или нефть) от наземных силовых насосов высокого давления (трех- или пятиплунжерных) поступает через оборудование устья скважины в кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной и колонной подъемных труб, к нижней из которой подвешен глубинный гидроприводной агрегат (насос и гидропривод). Нижняя часть насоса опирается на пакер и проходит через него в забой с нефтью. Рабочая жидкость под давлением проходит через отверстия в корпусе гидропривода в одну из его рабочих полостей и создает усилие, увлекающее поршень гидропривода и соединенный с ним поршень насоса вверх или вниз. То есть поршень гидропривода и поршень насоса, находящиеся на одном штоке, осуществляют возвратно-посту-пательные движения каждый в своем цилиндре. При движении штока вверх в цилиндре насоса осуществляется всасывание откачиваемой нефти из забоя. При достижении штока верхнего положения происходит автоматическое переключение клапанов в цилиндрах гидропривода и насоса. После этого рабочая жидкость двигает поршень гидропривода вниз, вместе с ним вниз движется поршень насоса в своем цилиндре и осуществляется выдавливание-нагнетание добываемой нефти в колонну подъемных труб выше уровня расположения гидропоршневого агрегата. Добываемая нефть поднимается под давлением, создаваемым в цилиндре насоса, до устья скважины.