Конспект лекцій № 1-19 з дисципліни “Основи нафтогазової справи” (Основні елементи сучасної системи нафтогазопостачання. Екологія нафтогазовидобування), страница 32

Нафтові свердловини експлуатуються фонтанним способом на початковому етапі видобування. Всі газові свердловини експлуатуються тільки фонтанним способом. Тобто газ поступає на поверхню за рахунок пластового тиску.

3.  Компресорний спосіб експлуатації свердловин. Так називають спосіб експлуатації нафтових свердловин, при якому піднімання суміші на поверхню реалізується за допомогою стисненого газу, що нагнітається у колону підйомних труб.

Будову свердловини для компресорного видобування нафти подано на рис.10.3. У свердловину опускають дві співвісні труби. Внутрішня, по якій суміш підіймається на поверхню, називається підйомною, і зовнішня, по затрубному простору якої подається стислий газ, – повітряна. Підйомна труба коротша за повітряну. У підйомній трубі нафта змішується з газом, стає  легшою і через це піднімається на поверхню. Коли качають природний газ – газліфтний спосіб видобування, а коли повітря – ерліфтний. Ерліфтний менш розповсюджений, тому що нафта при контакті з повітрям окислюється і може статися пожежа і вибух.

Коли при подаванні газу в свердловину використовують компресор – компресорний газліфт, а коли газ під тиском подається безпосередньо з покладу – безкомпресорний газліфт.

Газ, який надходить за газовою трубою спочатку витіснить з неї нафту і далі стане поступати у підйомну трубу, де буде змішуватися з нафтою. При змішуванні з газом нафта стає легшою і за рахунок цього піднімається на поверхню. Чим більше вводити газу, тим вище буде підніматися нафта.

Висота піднімання нафти при газліфті залежить від діаметру НКТ, чим менший діаметр НКТ, тим вище піднімається нафта при однакових витратах газу. Цей факт свідчить при про газування  нафти і зменшення її щільності.

Гирло газліфтної свердловини обладнують стандартною фонтанною арматурою. Схема такої арматури наведена на рис. 10.4.

На колонну головку 1 встановлюють хрестовину 2, до якої через планшайбу 4 підвішуються насосно-компресорні труби 3. Робочий агент із розподільчої будки за викидною лінією 6 надходить у кільцевий простір, при цьому засувки 5 і 9 відкриті, а засувки 7,8,14 закриті. Газорідинна суміш підіймається за НКТ і через засувку 9 і викидну лінію 10 спрямовується до групових газосепараторних установок. На хрестовик 13 встановлюється заглушка 11 з манометром 12. Коли необхідно проводити дослідження свердловини, тоді замість заглушки встановлюють лубрикатор з роликом. Герметизація фланцевих з’єднань досягається встановленням сталевих овальних кілець в овальні колонки фланців і стягування болтами.

Переваги газліфтного способу експлуатації свердловин:

-  можливість відбирати великі об’єми рідини (до 1800 т/добу) незалежно від глибини і діаметру експлуатаційної колони;

-  простота конструкції (в свердловині немає механізмів);

-  усе технологічне обладнання розташоване на поверхні і його простіше обслуговувати;

-  можливість експлуатації свердловин при великому обводненні і значних включеннях піску;

-  простота регулювання дебіту свердловин (збільшення чи зменшення подавання газу до свердловини);

-  простота дослідження свердловин.

Недоліки газліфтного способу експлуатації свердловин:

-  великі капітальні вкладення, коли необхідно побудувати компресорну станцію;

-  низький КПД способу (до 5% на низько дебітних свердловинах);

-  підвищені витрати насосно-компресорних труб;

-  швидке збільшення витрат енергії на підйом однієї тони нафти при падінні дебіту свердловин в процесі їх експлуатації.

При усіх рівних умовах експлуатаційні витрати на 1 т видобутої нафти газліфтним способом менші ніж при механічному.