ва ряди насосних труб. По затрубному простору між зовнішньою і внутрішньою трубами подають під тиском газ або повітря. Зовнішню трубу називають повітряної. Внутрішню трубу, по якій нафта в суміші з газом або повітрям піднімається на поверхню, називають підйомної. Підйомна труба має меншу довжину в порівнянні з повітряної. До закачування газу рідина в підйомній і повітряної трубах знаходиться на одному рівні. Цей рівень називають статичним. У цьому випадку тиск рідини на вибої відповідає пластовому тиску.
За повітряної трубі (затрубному простору) в свердловину під тиском цього газу рідина повністю витісняється в підйомну трубу, після цього газ проникає в підйомну трубу і перемішується з рідиною. Щільність газованої рідини зменшується і в міру її насичення газом досягається різниця в щільності газованої та негазованої рідин.
Внаслідок цього більш щільна (негазована) рідина буде витісняти з підйомної труби газовану рідина. Якщо газ подавати в свердловину безперервно, то газована рідина буде підніматися і виходити зі свердловини в систему збору. При цьому в затрубному просторі підйомної труби встановлюється новий рівень рідини, званий динамічної заввишки або динамічним рівнем. Використання газліфтного способу експлуатації свердловин в загальному вигляді визначається його перевагами.
. Можливість відбору великих об'ємів рідини практично при всіх діаметрах експлуатаційних колон і форсованого відбору сільнообводненних свердловин.
. Експлуатація свердловин з великим газовим фактором, тобто використання енергії пластового газу, у тому числі і свердловин з забійним тиском нижче тиску насичення.
. Малий вплив профілю стовбура свердловини на ефективність роботи газліфта, що особливо важливо для похило спрямованих свердловин, тобто для умов морських родовищ і районів освоєння Півночі та Сибіру.
. Відсутність впливу високого тиску і температури продукції свердловин, а також наявності в ній мехпримесей (піску) на роботу свердловин.
. Гнучкість і порівняльна простота регулювання режиму роботи свердловин по дебіту.
. Простота обслуговування і ремонту газліфтних свердловин і великий міжремонтний період їх роботи при використанні сучасного обладнання.
. Можливість застосування одночасної роздільної експлуатації, ефективної боротьби з корозією, відкладеннями солей і парафіну, а також простота дослідження свердловин.
Зазначеним пріоритетами можуть бути протиставлені недоліки.
. Великі початкові капітальні вкладення в будівництво компресорних станцій.
. Порівняно низький коефіцієнт корисної дії (ККД) газліфтної системи.
. Можливість утворення стійких емульсій в процесі підйому продукції свердловин. Виходячи із зазначеного вище, газліфтних (компресорний) спосіб експлуатації свердловин, в першу чергу, вигідно використовувати на великих родовищах при наявності свердловин з великими дебітами і високими забійними тисками після періоду фонтанування. Далі він може бути застосований в похило спрямованих свердловинах та свердловинах з великим вмістом мехпримесей в продукції, тобто в умовах, коли за основу раціональної експлуатації приймається міжремонтний період (МРП) роботи свердловин.
При наявності поблизу газових родовищ (або свердловин) з достатніми запасами і необхідним тиском використовують бескомпрессорний газлифт для видобутку нафти.
Ця система може бути тимчасовою мірою - до закінчення будівництва компресорної станції. В даному випадку система газліфта залишається практично однаковою з компресорним газліфтом і відрізняється тільки іншим джерелом газу високого тиску.
газліфтна експлуатація може бути безперервною або періодичною. Періодичний газліфт застосовується на свердловинах з дебітом до 40-60 т/добу або з низькими пластовими тисками. Висота підйому рідини при газліфта залежить від можливого тиску уведення газу і глибини занурення колони НКТ під рівень рідини.
У середньому діапазон вживаних значень тиску введення газу становить 4,0 - 14,0 МПа. Діапазон продуктивності газліфтних свердловин при безперервному газліфта 60 - 2000 т/добу.
Техніко-економічний аналіз, проведений при виборі способу експлуатації, може визначити пріоритет використання газліфта в різних регіонах країни з урахуванням місцевих умов. Так, великий МРП роботи газліфтних свердловин, порівняльна простота ремонту і можливість автоматизації зумовили створення великих газліфтних комплексів на Самотлорском, Федорівському, правдинських родовищах у Західному Сибіру. Це дало можливість знизити необхідні трудові ресурси регіону і створити необхідні інфрасфуктури (житло і т.д.) для раціона...
