обладнання свердловин, які працюють з дебітами газу, більшими від мінімально необхідного, автоматичними системами типу «Ластівка» для безперервного виносу рідини по ліфтових трубах і відбору решти газу по затрубному простору або відбору всього чи більшої частини газу по затрубному простору та періодичного винос у рідини по ліфтових трубах шляхом перерозподілу потоків газу в стовбурі свердловини за рахунок повного чи часткового закриття клапана на викиді із затрубного простору. Застосування автоматичних систем «Ластівка» дає змогу мінімізувати втрати тиску в стовбурі свердловини і тим самим збільшити дебіти газу;

застосування сифонних трубок умовним діаметром 25 мм або 32 і 42 мм, які спускаються в колону ліфтових труб, для періодичного чи безперервного виносу рідини;

обладнання колони фонтанних труб вибійними і ліфтовими диспергаторами для створення однорідного високодисперсного газорідинного потоку шляхом механічного і акустичного диспергування рідини. Диспергатори сприяють дробленню рідини на окремі краплі за рахунок збільшення швидкості руху в диспергуючих елементах. При обладнанні диспергатора вихровими камерами додатково створюється акустичне поле, яке підвищує ступінь диспергування рідини в газі, турбулізує і руйнує пристінний шар рідини в НКТ і діє на при вибійну зону пласта, зменшуючи насиченість пористого середовища рідиною. Розроблені конструкції диспергаторів характеризуються такими особливостями: різним виконанням прохідного каналу за формою і просторовим розміщенням; постійним або регульованим розміром прохідного каналу; стаціонарною чи змінною посадкою; з нерухомим вузлом диспергування або переміщенням останнього під дією швидкісного напору газорідинного потоку; механічної дії або з додатковим обладнанням поверхні диспергуючого елемента гідродинамічними випромінювачами. Перший диспергатор установлюють внизу колони НКТ. У процесі піднімання газорідинної суміші по НКТ відбувається укрупнення крапель рідини і часткове розділення компонентів потоку. Тому через певну відстань по довжині колони НКТ встановлюють ліфтові диспергатори. В ІФНТУНГу розроблено методику розстановки диспергаторів по довжині колони НКТ. Згідно з результатами лабораторних досліджень на моделі свердловини для підвищення ефективності застосування диспергаторів доцільно додатково подавати в газорідинни й потік ПАР з високою поверхневою активністю і стабілізуючою здатністю. ПАР поліпшує диспергування рідини внаслідок зниження поверхневого натягу на межі з газом, і адсорбуючись на поверхні крапель рідини, перешкоджає їх механічному злиттю, що дозволяє зменшити необхідну кількість диспергаторів по довжині колони НКТ. Диспергатори конструкції ІФНТУНГу успішно випробувано на обводнених газоконденсатних свердловинах Пролетарського, Опішнянського, Східно-Новоселівського і Шебелинського родовищ України та Оренбургського і Ямбургського родовищ [7].

Механізовані методи експлуатації обводнених свердловини основані на використанні для виносу рідини додаткової енергії, яка вводиться з поверхні (енергії стисненого газу – при газліфтному способі, потенціальної і кінетичної енергії – при насосних способах0 або обладнанні колони ліфтових труб спеціальними пристроями, які приводяться в дію за рахунок енергії пластового газу (пневмоагрегати, плунжери). Дана група включає такі способи експлуатації обводнених свердловин:

періодичним і плунжерним газліфтом;

плунжерним ліфтом;

заглибними свердловинними насосами (штанговими, електровідцентрованими, гідро поршневими, гідроімпульсними, водо- і газоструминним);

пневмопоршневими агрегатами з використанням енергії пластового газу;

пристрої які працюють за принципом свабу.

Розглянемо метод піднімання рідини за допомогою газліфтного підйомника (рис. 1). Передбачається, що газ подається в затрубний простір однієї свердловини або групи свердловин. Проникаючи через пускові клапани, газ виносить рідину на поверхню.

1 – продуктивний пласт; 2 – експлуатаційна колона; 3- ліфтові труби; 4- газліфтні клапани; 5 – рідина

Рисунок 1 – Схема газліфтного підйомника

Загальна методика розрахунку газліфтного підйомника для газових (газоконденсатних) свердловин є такою:

Визначається мінімальна необхідна кількість газу для піднімання рідини на поверхню. Так, стосовно для умов Оренбурзького газоконденсатного родовища одержано формулу для розрахунку

(1)

де - вибійний тиск (тиск біля башмака ліфтових труб), МПа; - відповідно температура на вибої свердловини, К; - коефіцієнти стисливості газу відповідно при , ; - густина рідини, кг/м3; - відносна густина газу; - внутрішній діаметр колони ліфтових труб, м; - дебіт рідини у свердловині, м3/добу.

Визначають пусковий тиск [5].

Будують криві розподілу тиску в свердловині за будь-якою відомою методикою: 1- крива розподілу гідростатичного тиску, починаючи від пластового тиску ; 2 – крива розподілу тиску газу в ліфтових трубах, починаючи від устєвого тиску ; 3 – крива розподілу тиску газу починаючи в затрубному просторі . Дані графічні залежності матимуть вигляд (рис. 2)

1 – починаючи від пластового тиску

2 – починаючи від устєвого тиску

3- крива розрподілу тиску в затрубному просторі

4, 5 – клапан.

Рисунок 2 – Криві розподілу тиску в свердловині

З точки з координатами та проводиться лінія паралельна лінії 3 на віддалі, що відповідає перепаду тиску на клапані (приймається 0,2-0,3 МПа). Точка їх перетину відповідає глибині встановлення першого клапана. Знаходять положення глибини встановлення клапана 4 на кривій 2 і повторюють побудови, знаходячи таким чином глибину встановлення клапана 5. Графічний метод дає можливо не зовсім точні результати, що, можливо, пов’язано із неточністю вихідних формул для розподілу тиску в обводненій свердловині.

Глибину встановлення першого клапана знаходять за формулою

(2)

де - статичний рівень рідини у свердловині, м; , - внутрішній діаметр, відповідно, НКТ і експлуатаційної колони, м.

Глибину встановлення другого клапана знаходять за формулою

(3)

де , - тиск відкриття клапана, який вибирається таким, що дорівнює 75-70% робочого тиску, Па.

Отже . За графіком (рис.2) визначаємо тиск у затрубному просторі на глибині . Одержане значення підставляємо у формулу для визначення замість