Page 62 - 4289

видобування нафти, в першу чергу, належить проблема
встановлення оптимального технологічного режиму роботи
газліфтної свердловини.
Газліфтну (компресорну) експлуатацію свердловин
можна розглядати як штучне продовження фонтанування. Від-
мінність газліфтного способу від фонтанного полягає в тому,
що відсутній для необхідного розгазування рідини газ
підводиться до газліфтної свердловини з поверхні по спеціаль-
ному каналу. На рис. 5.1 наведено принципову схему газ-
ліфтної свердловини, обладнаної дворядним піднімачем. Газ з
поверхні (рис. 5.1, б) подається по колоні труб чи по
кільцевому простору до башмака ліфтових труб, де змішується
з рідиною, утворюючи газорідинну суміш (ГРС), що під-
німається на поверхню по піднімальних трубах 3. В не-
працюючій свердловині (див. рис. 5.1, а) рідина в колоні НКТ і
в свердловині знаходиться на одному рівні, який називається
статичним. Тут L – довжина газліфтного піднімача, h 1 – його
занурення під статичний рівень. При усталеній роботі сверд-
ловини (див. рис. 5.1, б) рівень рідини в затрубному просторі
встановлюється нижче статичного. Цей рівень називається
динамічним; h – глибина занурення піднімача під динамічний
рівень.
Закачуваний газ додається до газу, що виділяється з
пластової рідини. В результаті змішування газу з рідиною
утворюється ГРС такої густини, при якій наявного тиску на
вибої свердловини достатньо для піднімання рідини на по-
верхню. Глибина занурення піднімача під динамічний рівень h
відповідає точці введення газу в піднімальні труби (башмак) і
пов’язана з тиском газу Р 1 у точці його введення в труби
співвідношенням :
P  L (  h ) ρ  g  h ρ  g  . (5.1)
1 д р р
Чим довшим є піднімач, тим більшою є глибина його
занурення під динамічний рівень при одному і тому ж дебіті
свердловини, а відповідно, тим вищим є тиск біля башмака і
меншою питома витрата газу.
Тиск закачуваного газу, виміряний на гирлі свердловини,
називають робочим тиском. Він практично дорівнює тиску
біля башмака Р 1.
Як робочий агент при газліфтній експлуатації свердло-

61