Page 30 - 4885

насичення нафти газом. Для забезпечення тривалої безперебійної роботи сверд-
ловини у фонтанному режимі експлуатації велике значення має регулювання
пластової енергії через зміну об'єму нафти, яка надходить із свердловини і на-
зивається дебітом свердловини. Під час фонтанної експлуатації необхідно за-
безпечити збереження достатнього дебіту на всьому періоді.
Газліфтну експлуатацію нафтових свердловин здійснюють шляхом зака-
чування в свердловину газу або повітря. У першому випадку метод експлуатації
називається газліфтним, а в другому - ерліфтним. Газ з поверхні в свердловину
подають під тиском внаслідок його стиснення спеціальними газліфтними комп-
ресорними станціями. Такий спосіб називають компресорним. Газ можна пода-
ти в нафтову свердловину під тиском без його додаткової компресії з газових
пластів. Такий спосіб називають безкомпресорним.
На практиці застосовують газліфтні підйомники двох видів - однорядні й
дворядні. В однорядному газліфтному підйомнику в свердловину опускають
тільки одну колону труб, по якій газорідинна суміш піднімається зі свердлови-
ни на поверхню. Однорядний підйомник відрізняється від дворядного меншою
металомісткістю, але в ньому немає достатніх умов для виносу піску і рідини із
вибою свердловини. Тому однорядний підйомник застосовують на свердлови-
нах, які експлуатуються без води і виносу піску. У дворядному підйомнику ви-
несення газорідинної суміші проходить через внутрішню трубу меншого діаме-
тра. За рахунок цього зростає швидкість піднімання газорідинної суміші і по-
ліпшуються умови для винесення із свердловини води і піску. Окрім цього,
дворядний підйомник працює з меншою пульсацією робочого тиску і стиснення
рідини.
Газліфтний метод експлуатації нафтових свердловин має певні переваги:
простота свердловинних конструкцій, оскільки в свердловині відсутні насоси,

деталі яких швидко спрацьовуються, що значно полегшує спостереження за йо-
го роботою і спрощує проведення ремонтних робіт; забезпечує можливості від-
бору зі свердловин великих об'ємів рідини незалежно від глибини розміщення
продуктивних пластів (до 1800-1900 т/добу); можливість експлуатації нафтових
свердловин при сильному обводненні і великому вмісті піску; просте регулю-
вання дебіту свердловин.
Газліфтний метод однак має і ряд недоліків: великий обсяг початкових
капіталовкладень для будівництва потужних компресорних станцій і розгалу-
женої сітки газопроводів, низький ККД газліфтного підйомника і системи
"компресор-свердловина"; підвищена витрата насосно-компресорних труб, осо-
бливо при використанні дворядних підйомників; швидке збільшення витрати
енергії на підйом 1 т нафти в міру зниження дебіту свердловини з часом екс-
плуатації.
Слід зазначити, що початкові великі витрати на будівництво потужних
компресорних станцій і систем газопроводів швидко скуповуються внаслідок
низьких експлуатаційних витрат, а собівартість видобутку 1 т нафти значно
нижча, порівняно з насосними методами експлуатації.
Насосний спосіб видобутку нафти використовують при зупиненні фонта-
нування свердловини і зниженні рівня нафти в свердловинах до межі, коли ви-

29