align="justify"> Якщо стиснений газ подається по внутрішніх НКТ, а газорідинна суміш піднімається по кільцевому простору між двома рядами насосно-компресорних труб, то такий підйомник називається дворядним центральної системи (див. рис. 13.2, г).
Недоліком кільцевої системи є можливість абразивного зносу з'єднувальних труб колон при наявності в продукції свердловини механічних домішок (пісок). Крім того, можливі відкладення парафіну і солей в затрубному просторі, боротьба з якими в ньому є важким.
Перевага дворядного підйомника перед однорядним в тому, що його робота відбувається більш плавно і з більш інтенсивним виносом піску з свердловини. Недоліком дворядного підйомника є необхідність спуску двох рядів труб, що збільшує металоємність процесу видобутку. Тому в практиці нафтовидобувних підприємств більш широко поширений третій варіант кільцевої системи - полуторарядний підйомник (див. рис. 13.2, д), який має переваги дворядного при меншій його вартості.
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.
. 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 високих тисків і температури продукції свердловин, а також наявності в ній мехпримесей (піску) на роботу свердловин.
. Гнучкість і порівняльна простота регулювання режиму роботи свердловин по дебіт.
. 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, газліфтний (компресорний) спосіб експлуатації свердловин, в першу чергу, вигідно використовувати на великих родовищах за наявності свердловин з великими дебітом і високими забійними тисками після періоду фонтанування. Далі він може бути застосований в похило спрямованих свердловинах і 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 безкомпрессорний газлифт для видобутку нафти.
Ця система може бути тимчасовою мірою - до закінчення будівництва компресорної станції...
