ускають свердловинний прилад. Для найбільш економічного витрачання пластової енергії і, отже, тривалого фонтанування свердловини дебіт її регулюється створенням протитиску на гирлі за допомогою штуцерів, які монтуються на викидних лініях, після бічній засувки, між фланцевими з'єднаннями.
Перевагою фонтанного методу є простота свердловинного обладнання і відсутність підведення електроенергії ззовні.
Після припинення фонтанування переходять на механізований спосіб експлуатації свердловин, при якому вводять додаткову енергію ззовні (з поверхні). Одним з таких способів, при якому вводять енергію у вигляді стислого газу, є газліфт.
Газліфтний спосіб експлуатації свердловин перспективно застосовувати на великих родовищах при наявності свердловин з великими дебітами і високими забійними тисками після закінчення періоду фонтанування. При наявності поблизу газових родовищ (або свердловин) з достатніми запасами і необхідним тиском для видобутку нафти використовують бескомпрессорний газлифт, який є більш економічно вигідним варіантом експлуатації.
За типом газліфта розрізняють безперервний і періодичний, за схемою подачі робочого газу - кільцевий і центральний.
Два канали, необхідних для роботи газліфтної свердловини в реальних умовах, створюються двома рядами концентрично розташованих труб, т. е. спуском в свердловину першого (зовнішнього) і другого (внутрішнього) рядів труб. Зовнішній ряд труб більшого діаметру (зазвичай 73 - 102 мм) спускається перший. Внутрішній, меншого діаметру (зазвичай 48, 60, 73 мм) спускається друга всередину першого ряду. Утворюється так званий дворядний підйомник, в якому, як правило, стиснений газ подається в міжтрубний простір між першим і другим рядами труб, а ГЖС піднімається по внутрішньому, другому ряді труб (рис. 5, а). Перший ряд труб звичайно спускається до інтервалу перфорації, а другий під динамічний рівень на глибину, відповідну робочому тиску газу, так як занурення черевика НКТ під динамічний рівень, виражене в одиницях тиску, завжди одно робочому тиску газу. У газліфтної свердловині, обладнаної дворядним підйомником, реальний динамічний рівень встановлюється в зовнішньому міжтрубномупросторі - між обсадної колоною і першим рядом труб. Якщо міжтрубний простір перекрито II там є деяка тиск газу, то дійсне, а отже, і робочий тиск буде складатися із занурення під рівень і гідростатичного тиску газу в зовнішньому міжтрубномупросторі.
Перевагами використання газліфтного способу експлуатації свердловин є:
можливість відбору великих об'ємів рідини практично при всіх діаметрах експлуатаційних колон і форсованого відбору сільнообводненних свердловин;
експлуатація 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 ННС, тобто для умов морських родовищ і півночі Тюменської області;
відсутність впливу на роботу свердловин високих тиску і температури продукції свердловин, а також наявність в ній механічних домішок (піску);
гібкосгь 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 одночасно-роздільної експлуатації, ефективної боротьби з корозією, відкладеннями солей і парафіну, а чакже простота дослідження свердловин;
відсутність у компонуванні свердловинного устаткування рухомих деталей.
Разом з тим газліфтах властиві такі недоліки:
великі початкові капітальні вкладення в будівництво компресорних станцій для нагнітання компримованого газу в свердловини;
досить низький коефіцієнт корисної дії газліфтної системи в порівнянні з іншими видами експлуатації;
можливість утворення стійких емульсій в процесі підйому продукції свердловин;
неминучий інтенсивний корозійний знос свердловинного обладнання при використанні повітря як робочого стисливого газу (ерліфт).
Техніко-економічний аналіз, проведений при виборі способу експлуатації, може виявити пріоритет використання газліфта в різних регіонах країни з урахуванням місцевих умов. Так, великий міжремонтний період (МРП) роботи газліфтних свердловин, порівняльна простота ремонту і можливість модернізації та автоматизації зумовили створення великих газліфтних комплексів на Самотлорском, Федорівському, правдинських родовищах у Західному Сибіру, ??на яких пробурені і експлу...
