пласта, соле- і парафіновідкладах у трубах та ін. – автоматичні, які керуються тиском робочого агента або продукції чи перепадом цих тисків (диференціальні клапани). Розрізняють клапани, стаціонарно установлені на НКТ, і змінні, які встановлюються в розміщені в колоні НКТ свердловинні газліфтні камери. Опускання і піднімання останніх проводиться без піднімання НКТ спеціальним канатним інструментом з допомогою пересувної лебідки або потоком рідини. При кільцевій системі видобування робочий аґент подається в затрубний простір свердловини, продукція піднімається по НКТ, при центральній – навпаки [3;56].
Газліфт застосовується в тих випадках, коли робота насосів ускладнена високим або температурою рідини, наявністю піску, відкладеннями парафіну і солей, а також у кущових і похилоскерованих свердловинах. Ефективність його залежить від в’язкості, швидкості руху суміші, тиску нагнітання робочого агента та гирлового тиску. Дебіт газліфтної свердловини до 2000 м3/доб., глибина свердловини 4000 м, тиск робочого агента до 10–15 МПа. Має високий міжремонтний період – до декількох років. Для попередження корозії, відкладання солей і парафіну, утворення високов’язких емульсій в потік робочого агента вводяться інгібітори і інші хімічні реагенти [10].
1.2.2.2 Види газліфту.
Фахівці розрізняють наступні види газліфту:
ГАЗЛІФТ БЕЗКОМПРЕСОРНИЙ ( бескомпрессорный газлифт; non-compressor [natural pressure, straight] gas-lift; kompressorlцser Gaslift m) – газліфт, в якому подається природний газ під власним тиском із свердловин газових чи газоконденсатних родовищ або із газопроводів магістральних.
ГАЗЛІФТ БЕЗКОМПРЕСОРНИЙ ВНУТРІШНЬОСВЕРДЛОВИННИЙ ( газлифт бескомпрессорный внутрискважинный; non-compressor (natural pressure) intra-well type gas-lift; intra-well type gas-lift; kompressorlцser Innenbohrungsgaslift m) – газліфт, в якому газ надходить із вище- або нижчезалеглого газового пласта під власним тиском безпосередньо в газліфтній свердловині.
ГАЗЛІФТ КОМПРЕСОРНИЙ ( газлифт компрессорный; compressor gas-lift; Kompressorgaslift m) – газліфт, в якому газ подається за допомогою компресора.
ГАЗЛІФТ НЕПЕРЕРВНИЙ ( газлифт непрерывный; continuous gas-lift; kontinuierlicher Gaslift m) – газліфт, в якому подавання газу здійснюється безперервно.
ГАЗЛІФТ ПЕРІОДИЧНИЙ ( газлифт периодический; intermittent gas-lift; periodischer Gaslift m) – газліфт, в якому закачування газу здійснюється періодично. Працює в режимі періодичних пусків [10].
1.2.3 Насосна експлуатація свердловин.
1.2.3.1 За допомогою штангових свердловинних насосних установок
Суть цього способу експлуатації свердловин полягає у тому, що у свердловині розміщують плунжерний насос, який приводиться в дію поверхневим приводом за допомогою колони штанг.
Штангова глибино - насосна установка (ШГНУ) складається із насоса опущеного у свердловину, колони штанг, верстата - качалки, встановленого біля гирла свердловини. Зворотно - поступальний рух колони насосних штанг і приєднаного до них плунжера забезпечується верстатом – качалкою [2;79].
Спосіб видобутку нафти за допомогою ШГНУ досить розповсюдженій. Цим способом можна добувати від 1 до 500 т нафти на добу. Однак в більшості випадків глибинно-насосну експлуатацію застосовують в мало- та середньодебітних нафтових свердловинах.
1.2.3.2 Експлуатація нафтових свердловин методом використання зануреного відцентрового насоса
Електровідцентрові насосні установки складаються: із відцентрового насоса, електродвигуна, кодони підйомних труб, броньованого кабелю, гирлової арматури, кабельного барабану та іншого допоміжного обладнання.
Занурені відцентрові насоси використовують в тих випадках, коли потрібно виконати інтенсивний відбір нафти із свердловини при великій глибині залягання продуктивних пластів, а також в свердловинах з агресивними пластовими водами [1;98].
Занурений відцентровий насос, (рос. погружной электродвигатель; англ. submersible electric motor; нім. Unterwassermotor, UW-Motor) – трифазний, асинхронний, мастилонаповнений з короткозамкнутим ротором електродвигун, який опускається у свердловину на колоні насосно-компресорних труб, занурюється під рівень рідини і служить індивідуальним приводом електровідцентрового насоса.
Видобуток нафти при цьому способі експлуатації відбувається наступним чином. Електродвигун обертає вал відцентрового насосу, нафта всмоктується через фільтр відцентровим насосом і нагнітається на поверхню по насосних трубах. Для електровідцентрових насосів характерний великий міжремонтний період експлуатації. Наземне обладнання ЕВН відрізняється своєю простотою та не потребує спеціальних фундаментів та інших споруд [4;210].
1.3 Методи визначення потенційної продуктивності свердловини.
Продуктивність свердловини ( продуктивность скважины, well efficiency, well production capacity, well productivity, Sondenleistung f, Sondenproduktivitдt f) – характеристика видобувної свердловини (нафтової, газової, водяної), що визначає відбір пластового флюїду при її експлуатації [10]. Чисельно оцінюється коефіцієнтом продуктивності, що дорівнює відношенню дебіту свердловини до депресії, створеної на її вибої (різниці пластового і вибійного тисків). Використовують також коефіцієнт питомої продуктивності, яка враховує дебіт свердловини, що припадає на одиницю потужності пласта (1 м). П. залежить від потужності і проникності пласта, в’язкості, а також компонентного складу пластового флюїду, діаметра свердловини, міри і досконалості розкриття пласта, способу розкриття, фіз.-хім. властивостей і забрудненості привибійної зони. Використовується при складанні проектів розробки родовищ, при визначенні раціонального режиму експлуатації видобувних свердловин і підборі необхідного для підіймання рідини свердловинного обладнання [7].
Випробувальна експлуатація продуктивності свердловини допомагає визначити кількість і швидкість притоку нафти. Представники тієї чи іншої компанії, що займається розробкою свердловини, часто проводять її випробувальну експлуатацію до або після встановлення, цементування та перфорування обсадних колон. Проведення таких експериментальних випробувань надає певну інформацію про ту чи іншу свердловину та колектори (резервуари), що знаходяться в ній. Безумовно, точність інформації є дуже важливою, а дані, отримані по завершенні тестувань, складають історію свердловини [2;150].
1.3.1 Визначення потенційної продуктивності свердловини
Одним із випробувань, що проводяться найчастіше, є визначення потенційної продуктивності свердловини. Він проводиться для вимірювання максимального об’єму притоку нафти і природного газу за 24-годинний проміжок часу за певних визначених умов. Зазвичай проведення такого тесту передбачає самовільне витікання нафти чи газу в свердловині, а потім точне вимірювання їх об’єму. Бригада працівників, що обслуговують функціонування свердловини, здійснюють визначення потенційної продуктивності свердловини як під час першої її експлуатації, так і впродовж всієї розробки аж до завершення свердловини.