Первичная добыча: естественный привод и искусственный подъем
Нефтяные пласты обычно начинаются с пластового давления, достаточно высокого для того, чтобы заставить сырую нефть поступать в скважину и иногда выходить на поверхность через НКТ. Однако, поскольку добыча неизменно сопровождается снижением пластового давления, «первичное извлечение» с помощью естественного привода вскоре заканчивается. Кроме того, многие нефтяные пласты вступают в разработку с пластовым давлением, достаточно высоким для того, чтобы загнать нефть в скважину, но не поднять ее на поверхность через НКТ. В таких случаях необходимо установить какое-либо средство «искусственного подъема». Чаще всего для этого используется насос на дне эксплуатационных труб, который приводится в действие двигателем и «шагающей балкой» (рука, которая поднимается и опускается, как качели) на поверхности. Колонна из прочных металлических «присосок» соединяет шагающую балку с поршнем насоса. Другой метод, называемый газлифтом, использует пузырьки газа для снижения плотности нефти, что позволяет пластовому давлению выталкивать ее на поверхность. Обычно газ закачивается в кольцевое пространство между обсадной колонной и эксплуатационными трубами и через специальный клапан в нижней части труб. При третьем типе искусственного подъема добытая нефть спускается в скважину под высоким давлением, чтобы привести в действие насос на забое скважины (см. также гидравлическая энергия).
В системах гидравлического подъема сырая нефть или вода забирается из резервуара и подается в поверхностный насос. Жидкость под давлением распределяется по одному или нескольким устьям скважин. Для экономичности эти системы искусственного подъема предназначены для подачи жидкости к нескольким устьям скважин в кустовой компоновке, когда несколько скважин бурятся рядом друг с другом. Когда жидкость под давлением проходит в устье скважины и попадает в насос спуска, срабатывает поршневой насос, который выталкивает добытую нефть на поверхность. Гидравлические погружные насосы являются преимуществом для малообъемных добывающих пластов и систем с низким давлением.
Напротив, электроцентробежные насосы (ЭЦН) и скважинные водонефтяные сепараторы (СВС) увеличили срок службы скважин первичной добычи для высокодебитных скважин. ЭЦН сконфигурированы таким образом, чтобы использовать центробежную силу для искусственного подъема нефти на поверхность из вертикальных или горизонтальных скважин. ЭЦН полезны, поскольку могут поднимать огромные объемы нефти. На старых месторождениях, когда добывается больше воды, ЭЦН предпочтительнее использовать для «откачки» скважины, чтобы обеспечить максимальную добычу нефти. УЭЦН позволяют устранить риски, связанные с обработкой и утилизацией воды при первичной добыче нефти, путем отделения нефти и газа от пластовой воды на забое скважины. Нефть и газ впоследствии выкачиваются на поверхность, а вода, связанная с процессом, вновь закачивается в зону захоронения под поверхностью.
С помощью описанных выше методов искусственного подъема нефть можно добывать до тех пор, пока давление в близлежащем пласте достаточно для создания притока в ствол скважины. Однако неизбежно наступает момент, когда коммерческие объемы нефти больше не поступают в скважину. В большинстве случаев только за счет естественного пластового давления можно добыть менее одной трети первоначально имевшейся нефти. В некоторых случаях (например, когда нефть достаточно вязкая и находится на небольшой глубине) первичная добыча вообще экономически невозможна.
