ий третій варіант кільцевої системи - півтора - рядний підйомник, який має переваги дворядного при меншій його вартості.
Устаткування газліфтних свердловин. Устаткування газліфтних свердловин аналогічно устаткуванню фонтанних. На гирлі встановлюється спрощена фонтанна арматура, обв'язка якої дозволяє подавати газ в затрубний простір і НКТ.
В даний час використовуються комплектні газліфтна установки для безперервного компресорного газліфта типу Л і для похило спрямованих свердловин типу ЛН. Наприклад, Л - 60Б - 210, де 60 - умовний діаметр колони підйомних труб, мм (60; 73; 89 мм); Б - умовний зовнішній діаметр газліфтних клапанів (А, Б, В - відповідно діаметри 38, 25 і 20 мм); 210 - робочий тиск, помножене на 0,1 МПа. Ці установки забезпечують автоматичний пуск і освоєння свердловин, стабільну роботу в заданому режимі, можливість переходу з фонтанної експлуатації на газліфтна без підйому НКТ і можливість спуску в НКТ до вибою любого технологічного устаткування (манометри та ін.).
Установки типу Л включають: а) гирлове обладнання - фонтанну арматуру АФК За - 65-210; б) свердловинне устаткування- НКТ (один ряд); свердловинні газліфтна камери типу К; газліфтна клапани типу Г з фіксаторами; гидромеханічеський пакер ПН-ЯГМ і прийомний клапан. В установках типу ЛН змонтовані інші свердловинні камери (типу КТ). Для ущільнення клапана передбачені в кишені верхня і нижня посадочні поверхні, а для входу закачиваемого газу - перепускні отвори. При ремонтних роботах в кишені встановлюється циркуляційна пробка, а при необхідності заглушити перепускні отвори - глуха пробка. У камері клапан фіксується в розточенні кишені кулачковим фіксатором, подпружиненной втулкою або фіксуючою цангою, передбаченої в самому клапані. Широко застосовуються сильфонні газліфтна клапани типу Г, наприклад, Г - 38, Г - 38р, де цифра вказує умовний зовнішній діаметр клапана (в мм), буква Р - робочий клапан (без букви Р - пусковий). Для регулювання режиму закачування газу передбачені змінні дроселі, а для герметизації клапана в кишені - манжети. Газліфтний клапан включає в себе зворотний клапан, призначений для запобігання перетікання рідини з підйомних труб в затрубний простір. Ці клапани витягують з свердловини і встановлюють без її глушіння набором інструментів канатної техніки.
Ефективність роботи газліфтної свердловини тим вище, чим менше відносна швидкість газу або чим вище дисперсність газу в рідині. На родовищах Західного Сибіру для дроблення газової фази знайшли застосування диспергатори. Диспергатор складається з набору штуцерів для дроблення газу, стопорного пристрою для установки його канатним методом в муфтових з'єднань НКТ на будь-якій глибині і спускного снаряда. Застосування диспергатора зменшує питома витрата газу в середньому на 35%.
Нормальна робота газліфтних свердловин може порушуватися в результаті відкладення парафіну, солей, освіти піщаних пробок і металевих сальників. Відзначимо, що при газліфтної експлуатації є можливість введення інгібіторів відкладення солей і парафіну в потік закачиваемого газу.
Плунжерний і гідропакерний ліфти.
До періодичної газліфтної експлуатації відносять також плунжерний і гідропакерний ліфти, робота яких заснована на використанні тільки пластового газу (без подачі газу в свердловину). Їх слід розглядати як перехідні до механізованих способам експлуатації, коли впровадження останніх запізнюється або газ зриває роботу насосів. Для їх застосування в основному використовують наступні свердловини: слабо фонтануючі з малим гирловим тиском; періодично фонтануючі; недавно припинили фонтанування, т. е. свердловини з питомою витратою пластового газу, достатнім для прояву нестійкого фонтанування.
Установка плунжерного ліфта складається з однорозмірних колони підйомних труб з нижнім пружинним амортизатором, гирлової арматури з верхнім пружинним амортизатором і плунжера, який має клапан, що закривається знизу вгору. Викиді свердловини постійно відкритий в збірну лінію. Плунжер представлений порожнистою циліндром завдовжки 0,5-0,6 м і масою близько 6 кг. Існує безліч різних конструкцій плунжеров (з розширюється ущільненням та ін.). Зазор між плунжером і внутрішньою стінкою НКТ складає всього 1,5- 2 мм (перед спуском НКТ ретельно шаблоніруют). Плунжер виконує роль рухомий перегородки між рідиною і газом і тим самим зменшує ковзання газу. Плунжер при відкритому клапані падає в НКТ. Шток клапана плунжера, ударяючись об нижній амортизатор, закриває клапан. Потоком газу з затрубного простору плунжер виштовхується нагору разом зі, стовпом рідини над ним. Після викиду рідини тиск під плунжером зменшується і за рахунок більшого тиску над плунжером відкривається клапан. Регулюючий пристрій на гирлі (типу соленоїдів) затримує плунжер ^ регулювання циклу). ...
