Обладнанням свердловини називають всі ті частини її конструкції, які забезпечують відбір продукту в необхідному режимі та проведення всіх технологічних операцій в процесі експлуатації.

1.2 Експлуатація нафтових свердловин.

Якщо підйом продукту від вибою на поверхню відбувається за рахунок пластової енергії, то таку експлуатацію свердловин називають фонтанною. Якщо ж для підйому нафти на поверхню пластового тиску не вистачає і в свердловину подають енергію, то таку експлуатацію називають механізованою [10].

Перевагу в застосуванні мають наступні способи експлуатації нафтових свердловин:

1) Фонтанна експлуатація;

2) Компресорна;

3) Насосна, яка в свою чергу поділяється на:

а) експлуатація свердловин штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ);

б) експлуатація свердловин зануреними відцентровими насосами.

1.2.1 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин.

Явище підйому нафти у свердловині на поверхню під дією пластової енергії називається фонтануванням, а спосіб експлуатації – фонтанним.

Практика експлуатації свердловин показує, що в переважній більшості випадків фонтанування відбувається одночасно за рахунок гідростатичного тиску та енергії газу, що розширюється. В таких фонтанних свердловинах привибійна зона заповнена тільки нафтою з розчиненим в ній газом, тобто одною фазою. По мірі підйому нафти в свердловині у напрямку гирла тиск зменшується, і коли він стає рівним тиску насичення, із нафти починає виділятися розчинений газ, тобто друга фаза [4;84].

Двофазний потік поділяють на три основних режими руху:

1) режим піни, при якому бульбашки газу більш або менш рівномірно розподілені в потоці нафти;

2) „чіточний” режим, коли газ, що розширюється, утворює в потоці нафти великі бульбашки;

3) режим „туману”, при якому потік газу рухається по центру труби і захоплює за собою краплини нафти [6].

На практиці зустрічаються всі три види руху двофазного потоку. В деяких свердловинах всі ці режими можуть існувати одночасно, в нижній частині свердловини перший режим, в середній частині – другий, а в пригирловій частині – третій.

Обладнання фонтанних свердловин включає наземне та підземне обладнання. До підземного обладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ). Вони представлені трубами невеликих діаметрів – 60, 73, 89 мм довжиною 5 - 10 м, які з'єднуються між собою за допомогою муфт. НКТ спускають всередину експлуатаційної колон, по них виконується підйом нафти на поверхню. НКТ використовують при всіх способах експлуатації свердловин [1;139].

До наземного обладнання відносять фонтанну арматуру, яку встановлюють на колонну головку свердловини та маніфольд. Фонтанна арматура призначена для підвішування НКТ та експлуатаційнх колон, а також для контролю і регулювання режиму роботи свердловини [5;87].

1.2.2 Компресорна експлуатація свердловин

По мірі зменшення величини пластової енергії, дебіт фонтанних свердловин зменшується. В момент, коли пластової енергії недостатньо для підйому нафти із пласту на поверхню, процес фонтанування свердловини припиняється.

Процес фонтанування може бути відновлений подачею до башмаку спущених в свердловину НКТ стиснутого повітря або газу. Так як стиснуте повітря або газ отримують використовуючи компресори, то спосіб штучного фонтанування з використанням цих агентів називають компресорним [8].

Дія повітряного чи газового підйомника при компресорній експлуатації не відрізняється від дії фонтанного підйомника. При компресорній експлуатації газ або повітря подають до башмаку НКТ, а при фонтанній експлуатації газ надходить із пласту.

Підйом нафти, який виконується з використанням закачаного газу, називається газліфтом, а з використанням повітря – ерліфтом. Якщо в якості робочого агента використовують природний газ високого тиску, при якому не використовуються компресори, то такий спосіб видобутку нафти називають безкомпресорним газліфтом [7].

1.2.2.1 Використання методу газліфту: від XVIII ст. до сьогодення.

Газліфт вперше здійснено в Угорщині під час осушування затопленої шахти (кінець XVIII ст.).

Для видобування нафти ця методика застосовується в США з 1864 року, в Росії – з 1897 року за пропозицією В.Г.Шухова (ерліфт, ). Широке застосування вона набула з 1920-х років. Суть методу застосування газліфту полягає у створенні газорідинної суміші у свердловині. При цьому густина газорідинної суміші (а звідси – тиск її стовпа у свердловині) з ростом газовмісту зменшується, вибійний тиск свердловини знижується. Приплив продукції залежить від витрати газу [10].

Цей спосіб універсальний – він може застосовуватися на будь-яких глибинах та при будь-яких величинах дебіту рідини, пластових і вибійних тисках, при наявності пластового газу, піску, високих температур, кривизни стовбура свердловини тощо. За тривалістю часу подавання робочого агента розрізняють неперервний і періодичний газліфт (останній застосовується в малопродуктивних свердловинах з дебітом менше 50 мі/доб). Робочий цикл періодичного газліфту складається з періодів накопичення рідини у свердловині і її надходження на поверхню.

Комплекс газліфтного обладнання охоплює: наземне – джерело робочого агента, систему трубопроводів, газорозподільні батареї з пристроями регулювання витрати (при періодичному газліфті – для пуску і відсікання робочого агента); свердловинне – насосно-компресорні труби (НКТ), пакери (можуть установлюватися біля нижнього кінця НКТ для попередження витікання рідини в пласт при пуску свердловини і для зменшення пульсацій); пускові і робочі клапани (служать для подавання газу в потік рідини) [9]. Пускові клапани забезпечують послідовне створення газорідинної суміші у свердловині під час пуску, після чого закриваються. Робочі клапани регулюють подавання робочого агента в продукцію і призначені для зменшення пульсацій і підтримування заданого дебіту рідини при зміні обводнення, гирлового тиску, прориві газу з