3.2 Експлуатація свердловин газліфтним способом

Різновиди та область застосування газліфтного способу. У процесі розробки родовища умови експлуатації свердловин погіршуються: а) якщо обводнюється продукція, то збільшується гідростатичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов'язка емульсія, зростають втрати тиску на тертя в стовбурі і викидній лінії, що призводить до зростання вибійного і гирловго тисків, зменшується ефективний газовий фактор , і збільшується необхідна для ліфтування питома витрата газу ; б) якщо не застосовується система підтримування пластового тиску або вона недостатньо ефективна, то можливе зменшення пластового тиску і відповідно і , що викликає збільшення . Це призводить до порушення умови фонтанування, тобто

. (3.25)

Оскільки умові відповідає тиск , а , то свердловина припиняє фонтанування за певного дебіту рідини . Зі збільшенням вибійного тиску зменшується необхідна питома витрата газу , тому підтримуванням пластового тиску продовжується період фонтанування до настання певної обводненості продукції , а за наявності великої гідропровідності пласта іноді навіть до 100% обводненості продукції.

Продовженням фонтанної експлуатації в аспекті фізичної суті є газліфтна експлуатація, коли потрібну кількість газу для підіймання рідини на поверхню (для ліфтування) закачують у свердловину з поверхні. Пластову енергію, що припливає та характеризується газовим фактором , поповнюють запомповуванням газу у свердловину з поверхні, створюючи штучне фонтанування, яке називають газліфтним підніманням, а спосіб експлуатації – газліфтним.

Умову роботи газліфтного піднімача (газліфта), аналогічно умові газліфтного фонтанування, можна записати так:

, (3.26)

де – питома витрата газу, що запомповується (приведена до витрати рідини, що піднімається).

Піднімач, в якому використовують повітря або вуглеводневий газ, називають відповідно ерліфтом або газліфтом. Перевага ерліфта полягає тільки в необмеженій кількості повітря. Коли застосовують газліфт, то на відміну від ерліфта забезпечується повна утилізація газу, зберігання й утилізація легких фракцій нафти, утворення в обводнених свердловинах менш стійкої эмульсії, для руйнування якої потребуються менші витрати. Тому в теперішній час застосовується тільки газліфт.

Газ можна подавати з допомогою компресора. Такий різновид газліфта називають компресорним газліфтом. Якщо нафтовий газ відділяють від видобутої нафти, піддають промисловій підготовці і запомповують у газліфтні свердловини, то такий процес називають замкнутим газліфтним циклом. Природний вуглеводневий газ можна подавати із сусіднього газового родовища (за даними техніко-економічних розрахунків допустимим з позицій окупності є транспортування газу на відстань до декількох десятків кілометрів), з магістрального газопроводу або з газобензинового заводу. Підготовка природного газу на нафтовому промислі не потрібна, оскільки вона здійснена вже на газовому промислі.

У разі безкомпресорного газліфта природний газ під власним тиском надходить із свердловин газових або газоконденсатних родовищ. Тоді ж здійснюється його очищення й осушення. На нафтовому промислі іноді здійснюється тільки підігрівання. Якщо нафтове і газове родовища залягають на одній площі, то за достатньо високого тиску в газовому покладі можна організувати внутрішньосвердловинний безкомпресорний газліфт, відмінною рисою якого є надходження газу з вище- або нижчезалеглого газового пласта безпосередньо в нафтову свердловину, яка розкриває і газовий пласт.

Область застосування газліфта – високодебітні свердловини з високим вибійним тиском; свердловини з високими газовими факторами і вибійними тисками нижче тиску насичення нафти газом; піскові (що містять у продукції пісок) свердловини, а також свердловини у важкодоступних районах (наприклад, у Західному Сибіру з затоплюваністю, паводками, болотами чи на Алясці). Це пояснюється високою техніко-економічною ефективністю, відсутністю у свердловинах механізмів і деталей, що труться, простотою обслуговування свердловин і регулювання роботи.

Проте система компресорного газліфта має і недоліки: а) низький коефіцієнт корисної дії всієї газліфтної системи (0,09-0,16), що включає компресорну станцію, газопроводи і свердловини, порівняно з насосними способами (0,25-0,3 для відцентрових і 0,25 – для штанговонасосного); б) великі капітальні витрати на будівництво компресорної станції і газопроводів; в) великі енергетичні витрати на компримування (стискання) газу; г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговування компресорної станції.

Газліфт застосовують тільки за наявності достатньої кількості вуглеводневого газу. Тому через названі недоліки роблять спочатку техніко-еконо­мічне зіставлення газліфтного і насосного способів експлуатації, а відтак уже здійснюють вибір найбільш ефективного способу. У разі безкомпресорного газліфта собівартість видобування нафти може бути в декілька разів меншою, ніж у випадку експлуатації свердловин із застосуванням штангових свердловинно-насосних устатковань.

Якщо на промислі вже організовано газліфтну експлуатацію свердловин, а вибійні тиски і дебіти зменшилися (менше 50 т/доб), то з метою підвищення техніко-економічної ефективності видобування нафти можна перевести роботу свердловин із безперервного газліфта на періодичний, коли газ запомповується у свердловину періодично.

Конструкції і системи газліфтних піднімачів. Конструкція будь-якого газліфтного піднімача повинна забезпечувати у свердловині наявність двох кана­лів: а) для запомпування газу; б) для піднімання газорідинної суміші на поверхню. Такі канали можуть бути створені двома паралельними або концентрично розміщеними рядами труб. Ліфт із паралельними рядами труб не одержав розповсюдження.

Залежно від кількості рядів труб, концентрично розміщених у свердловині, розрізняють дворядні, півторарядні й однорядні піднімачі (рис. 3.13). У перших двох піднімачах зовнішній ряд труб опускають до інтервалу перфорації для покращення умов винесення піску з вибою за рахунок збільшення швидкості потоку (через меншу площу поперечного перерізу за одного і того ж дебіту). Газ з витратою подають у міжтрубний простір між першим (зовнішнім) і другим (внутрішнім) рядами труб.

У теперішній час застосовують однорядний піднімач, коли в експлуатаційну колону опускається один ряд НКТ. Як найменш металоємний і найдешевший, він забезпечує можливість безперешкодної зміни діаметра і довжини підіймальних труб, причому діаметр уже може бути значно більшим.

Для кращого винесення піску з вибою свердловини труби опускають до вибою, а газ вводять вище на необхідній глибині через робочий газліфтний клапан або через отвори в робочій муфті. Клапан або робоча муфта під час прохождення газу створюють постійний перепад тиску 0,1...0,15 МПа, який утримує рівень рідини нижче точки введення газу на 10...15 м і забезпечує рівномірне надходження газу в підіймальні труби. За рахунок цього зменшується пульсація в роботі, яка зумовлює руйнування пласта й утворення піщаних пробок.

Рисунок3.13 – Конструкції і системи газліфтних піднімачів:

а, б, в - відповідно дво-, півтора- і однорядний піднімачі кільцевої системи; г - однорядний піднімач центральної системи

Залежно від напрямку подавання газу розрізняють кільцеву і центральну системи піднімачів. У разі кільцевої системи газ запомповують у кільцевий (затрубний або міжтрубний) простір (див. рис. 3.13, а, б, в), а в разі центральної – в центральні труби (див. рис. 3.13, г). На практиці більшість газліфтних свердловин працюють зі створеною кільцевою системою, оскільки: а) оптимальні умови ліфтувания забезпечуються, звичайно, за малих прохідних перерізів; б) пісок роз’їдає з’єднини муфт на трубах і можливим є розрив труб; в) у разі видобування парафінистої нафти періодичне видалення відкладів парафіну зі стінок кільцевого простору ускладнено.

Пусковий тиск. Перед пуском нових і відремонтованих свердловин, що вводяться в роботу, останні заповнені рідиною (розгазованою нафтою, водою або іншою рідиною глушіння). Висота рівня її у свердловині відповідає пластовому тиску. Суть пуску свердловини полягає у витісненні рідини газом у лінії газоподавання до башмака підіймальних труб методом протискування і надходженні газу в підіймальні труби. Схему пуску свердловини і зміну тиску газу, що запомповується, на гирлі під час пуску показано на рис. 3.14. Для узагальнення розгляду взято дворядний піднімач.

Рисунок 3.14 – Схема пуску свердловини в експлуатацію методом протискування стиснутим газом (а) та зміна тиску газу, що запомповується, в міжтрубному просторі під час пуску (б)

Найбільший тиск газу, який виникає під час пуску, називають пусковим тиском . Тиск запомповування газу в процесі експлуатації свердловини називають робочим тиском , причому . Це зумовлено тим, що пуск здійснюється за статичного рівня h_ст, а робота – за динамічного ; відповідно занурення труб під рівень рідини . У підіймальних трубах рівень рідини підвищується на висоту h і на момент надходження газу в НКТ умовне занурення складає

. (3.27)

Під час пуску рідина, що витісняється, в основному переміщається в підій­мальні труби та затрубний простір і частково поглинається пластом (оскільки на пласт створено репресію тиску, яка відповідає приросту рівня рідини ). Досягнувши башмака підіймальних труб, газ поступає в них і, розширюючись, спливає. Густина газорідинної суміші тоді зменшується, рівень її підвищується до гирла, після чого відбувається викид частини рідини, рівень рідини в затрубному просторі стає нижче статичного рівня, починається приплив рідини з пласта. У разі достатньої витрати газу свердловина виходить на робочий режим.

У процесі зниження рівня рідини в лінії газоподавання до башмака підіймальних труб і підвищення рівня суміші в підіймальних трубах до гирла тиск газу на гирло монотонно збільшується до найбільшої значини, тобто до величини пускового тиску . Внаслідок викиду рідини зі свердловини він різко зменшується і після декількох коливань, зумовлених інерційністю потоків у системі пласт-свердловина, виходить на рівень робочого тиску за неперервного подавання газу та достатньої його витрати. У “сухих” свердловинах (відсутність гідродинамічного зв'язку свердловини з пластом, пласт непродуктивний) він знизився б до значин втрат тиску на тертя газу (див. пунктирну лінію на рис. 3.14, б).

Під час пуску свердловини на пласт створюється репресія тиску, яка зростає з часом і сягає граничної значини , де – густина свердловинної рідини; – прискорення вільного падіння. Під дією цієї репресії тиску рідина поглинається пластом; витрата її визначається тривалістю протискування (темпом подавання газу), пружними процесами перерозподілу тиску в пласті і станом привибійной зони (коефіцієнтом продуктивності). Якщо привибійна зона забруднена, то в пласт поступає дуже мало рідини. Нехтуючи втратами тиску на гідравлічне тертя, пусковий тиск біля башмака підіймальних труб записуємо так:

. (3.28)

Невідоме підвищення рівня h можна визначити з рівняння балансу (рівності) обємів рідини, витісненої з кільцевого простору і переміщеної в зєднані з атмосферою трубний і затрубний простори . Обємом рідини, що поглинається пластом, звичайно нехтують.

Оскільки , , то рівняння балансу об’ємів набуває вигляду:

, (3.29)

звідки

, (3.30)

де , , – площі поперечного перерізу відповідно трубного, кільцевого і затрубного просторів. Тоді

, (3.31)

де

– (3.32)

коефіцієнт, що визначається співвідношенням площ перерізів.

У випадку центральної системи подавання газу в (3.32) величини і необхідно поміняти місцями, а для однорядного піднімача взяти . У (3.32) часто записують площі, виражені через діаметри труб. При цьому для однорядного піднімача через неврахування товщини стінок труб похибка складає менше 5%. Аналіз показує, що залежно від співвідношення площ найбільш уживаних труб величина може змінюватися в межах 1,13-8,49, причому більші значення відповідають однорядному піднімачу кільцевої системи, середні – дворядному і найменші – однорядному центральної системи.

Тривалість процесу протискування можна оцінити відношенням обєму кільцевого простору до витрати запомповуваного газу зведеної за рівнянням Менделєєва-Клапейрона до тиску і температури у свердловині.

Якщо під час пуску рівень рідини в підіймальних трубах підніметься до гирла раніше, ніж газ підійде до башмака підіймальних труб, і почнеться переливання рідини з протитиском на гирлі р₂ (наприклад, у нафтозбірну лінію), то максимально можливий пусковий тиск (за )

. (3.33)

Таким чином, завжди маємо .

Методи зниження пускового тиску. Оскільки завжди , то для пуску свердловини необхідно мати джерело газу високого тиску у вигляді або пересувного компресора (як для освоєння свердловин), або додаткової газової лінії, розрахованої на можливість створення пускового тиску. Але у звязку з тим, що пусковий тиск дуже високий (до 30…50 МПа в глибоких свердловинах), а створити такий тиск важко через відсутність компресорів високого тиску, великих витрат на будівництво газової лінії високого тиску, то більш доцільніше використовувати методи зниження пускового тиску.

Аналізуючи процес пуску і формулу пускового тиску, можна назвати декілька методів, основними з яких є такі.

1. Пусковий тиск для центральної системи менший, ніж для кільцевої системи піднімача такої ж конструкції. У разі однорядної конструкції пусковий тиск знижується в 7,5 рази, а в разі дворядної – на 11%. Тому доцільно пуск здійснювати на центральній системі, а потім для роботи виконати обернене переключення на кільцеву систему.

2. Під час пуску створюється репресія тиску на пласт, яка зумовлює поглинання рідини пластом. Підтримуючи репресію тиску, можна забезпечити протискування в пласт частини рідини. З рис. 3.14 виходить, що при цьому тиск , що створюється компресором, повинен перевищувати статичний тиск біля башмака підіймальних труб:

. (3.34)

Прискорити процес протискування рідини в пласт і дещо зменшити потрібний тиск можна шляхом наступного закривання засувки на кільцевому просторі і подавання газу в трубний і затрубний простори, де рівень до цього підвищився. Цим можна збільшити репресію тиску майже в два рази. Іноді доцільно провести потім розрядку тиску газу у свердловині і знову зразу ж аналогічно повторити процес протискування.

3. Швидше можна виконати процес пуску з використанням пускових отворів. Суть методу полягає в тому, що на підіймальних трубах завчасно створюють (свердлять) так звані пускові отвори на певних відстанях від гирла і між собою.

Під час запомповування газу в кільцевий простір рівень рідини знижується до першого отвору і частина газу через нього надходить у підіймальні труби. У трубах утворюється газорідинна суміш, рівень її підвищується і частково рідина викидається зі свердловини (аналогічно роботі газліфтної свердловини в разі подавання газу через башмак, встановлений на рівні першого отвору). Оскільки через отвір у труби надходить тільки частина газу, що запомповується, то його тиск у кільцевому просторі залишається високим. У трубах у міру викидання рідини тиск на рівні отвору зменшується. Тому рівність тисків у трубах і в кільцевому просторі відновлюється подальшим зниженням рівня рідини в кільцевому просторі до другого отвору. Таке зниження рівня залежить від тиску запомповування газу і густини газорідинної суміші в трубах (витрати газу, що перетікає в труби). Якщо тиск у трубах знизиться нижче величини пластового тиску , то буде мати місце приплив рідини із пласта у свердловину. Тоді замість барботажу у свердловині здійсниться звичайне ліфтування.

Під час надходження газу через другий отвір процес зниження тиску і рівня рідини повториться. Причому зниження рівня сповільнюється, оскільки частина витрати газу йде в труби через перший отвір. Таким чином, рівень рідини можна знизити до башмака підіймальних труб, після чого газліфт перейде на нормальну роботу.

4. Розроблено багато інших практичних прийомів подолання труднощів, пов'язаних із виникненням високих пускових тисків (послідовне допускання труб, попереднє зниження рівня рідини у свердловині шляхом поршнювання, тартання желонкою і ін.).

5. Сучасним основним методом зниження пускових тисків є застосування пускових газліфтних клапанів, які для нормальної роботи газліфта перекривають пускові отвори. Необхідність їх перекриття викликана підвищеною витратою газу і зменшенням коефіцієнта корисної дії газліфта до 10%, оскільки частина енергії витрачається на дроселювання в отворах, і в нижній частині піднімача тиск знижується внаслідок росту густини газорідинної суміші через меншу витрату газу.

Використання пускових газліфтних клапанів для пуску свердловини полягає в тому, що рівень рідини в кільцевому просторі знижується шляхом введення в підіймальні труби запомпованого газу через послідовно розміщені на них газліфтні пускові клапани і наступному виведенні її на робочий режим. Головна особливість роботи клапанів на відміну від отворів полягає в тому, що в момент надходження газу в підіймальні труби через кожний наступний клапан закривається попередній.

Під час роботи свердловини на заданому технологічному режимі газ у підіймальні труби подається через нижній робочий газліфтний клапан (або через башмак НКТ, робочу муфту) за закритих верхніх пускових клапанів. Застосовувати газліфтні клапани замість пускових отворів можна тільки в разі однорядної конструкції піднімача.

Найбільше застосування знайшли знімні сильфонні газліфтні клапани, якими забезпечується можливість пуску свердловин за тисків, що перевищують робочий тиск всього на 0,6...1,0 МПа, тобто майже за робочих тисків. Клапани встановлюють у кишені свердловинних газліфтних камер, де вони закріплю­ються кулачковим фіксатором, підпружиненою втулкою або фіксуючою цангою. Для ущільнення клапана в кишені передбачено верхню і нижню посадочні поверхні, а для входу запомпованого газу – перепускні отвори. Для регулювання режиму запомповування газу передбачено змінні дроселі, а для герметизації клапана в кишені – манжети. Газліфтний клапан містить у собі також зворотний клапан, призначений для запобігання перетікань рідини з підіймальних труб у затрубний простір.

Ці клапани витягають зі свердловини і встановлюють без її глушіння з використанням набору інструментів канатної техніки. Для здійснення ремонтних робіт у кишені встановлюють циркуляційну пробку, а за необхідності заглушити перепускні отвори – глуху пробку.

Принцип проектування газліфтної експлуатації свердловин. Під час проектування газліфтної експлуатації свердловини необхідно пов’язати між собою робочий тиск запомповування газу , витрату запомпованого газу, , глибину введення газу (довжину підіймальних труб) і діаметр підіймальних труб d. Дебіт свердловини Q і вибійний тиск відомі з проекту розробки родовища. Тиск на викиді зі свердловини визначаємо з умови нафтогазозбору продукції. Тоді для заданих значин діаметра d і витрати газу будуємо криву розподілу тиску від гирлового тиску за принципом зверху-вниз і від вибійного тиску за принципом знизу-вверх (рис. 3.15). Точка перетину цих ліній визначає глибину введення газу L і тиск газу на цій глибині . За формулами розрахунку спадного потоку газу визначаємо робочий тиск запомповування газу Відзначимо, що оскільки в системі знаходиться текуче середовище, то зміна тиску в одній точці, наприклад з тиском , призводить до зміни тиску в усій системі.

Особливості дослідження газліфтних свердловин. Досліджують газліфтні свердловини методом усталених режимів. Завданнями дослідження є: а) встановлення залежності припливу рідини від вибійного тиску, тобто ; б) одержання залежності ; в) виявлення неполадок у роботі газліфтних клапанів; г) вивчення профілю припливу флюїдів у свердловину.

На практиці отримав метод дослідження за зміною витрати запомпованого газу. Суть його полягає в тому, що зміна дебіту свердловини Q досягається зміною витрати газу . Дослідження починають з максимальних витрат газу і продовжують від мінімальних значень. Цим забезпечується ймовірність введення газу через робочий газліфтний клапан. Зміну витрати газу здійснюють або на газорозподільній батареї (ГРБ), або безпосередньо на свердловині. Після зміни режиму вичікують ( не менше 24 год) його стабілізацію, настання якої визначають шляхом кількаразових (три-чотири рази) вимірів витрати газу, тисків на гирлі. Кількість режимів беруть у межах п'яти. Дослідження закінчується, якщо досягнуто істотної зміни дебіту рідини (ріст і зменшення з переходом через максимум).

Рисунок 3.15 – Криві розподілу тиску газорідинної суміші уздовж стовбура газліфтної свердловини

На кожному усталеному режимі одночасно вимірюють витрату запомпованого газу і робочий тиск запомповування, дебіти рідини і газу (який запомповується і який притікає), відбирають проби рідини для визначення обводненості і концентрації піску в продукції. Бажано з цим суміщати ще й вимірювання вибійного тиску , поінтервальні вимірювання тиску вздовж піднімача і знімання профілю припливу флюїдів (глибинна дебітометрія, термометрія).

Поінтервальні вимірювання тиску дають змогу контролювати глибину введення газу в НКТ, виявляти неполадки в роботі газліфтних клапанів і місця негерметичності НКТ. Точніше неполадки можна встановити шляхом неперервного запису температури вздовж підіймальних труб високочутливим електротермометром або проведенням фонометрії. У разі коливань робочого тиску будь-який пусковий газліфтний клапан може функціонувати як робочий, тобто газ вводитиметься вище, ніж за розрахунком. На кривих у місцях припливу газу спостерігається злам внаслідок охолодження під час дроселювання газу в газліфтному клапані. Фонометр (шумопеленгатор) являє собою мікрофон, що опускається у свердловину на кабелі. На глибині працюючого клапана він безпосередньо відмічає появу інтенсивного шуму.

За результатами дослідження будуємо індикаторну лінію або і криву ліфтування . Крива нагадує за характером криві ліфтування показані вище, однак вона знята для різних тисків і на кожному режимі. За даними дослідження визначаємо параметри пласта і встановлюємо раціональний технологічний режим роботи свердловини, який відповідає вимогам розробки покладу. Критерієм раціональності може бути мінімум питомої витрати газу або максимум дебіту . Звичайно, область раціональних режимів лежить між і . При цьому необхідно також враховувати робочий тиск запомпованого газу , ресурси газу і коефіцієнт корисної дії газліфта. Завдання одержання максимальної кількості рідини (нафти) за заданої сумарної витрати газу (тобто за мінімальної питомої витрати газу в середньому по всіх свердловинах) можна вирішити за методикою розрахунку розподілу газу в умовах його дефіциту.

Періодичний газліфт. Якщо під час розробки покладу знижується пластовий тиск , то для підтримування видобутку нафти на досягнутому рівні і підвищення ефективності роботи газліфта доводиться зменшувати вибійний тиск і опускати підіймальні труби до вибою. Найефективніша робота газліфта має місце за відносного занурення піднімальних труб під рівень рідини , а зі зменшенням  (відповідно зменшення тисків або ) питома витрата запомпованого газу істотно зростає і за 0 прямує до нескінченності. Тому за малих тисків газліфтна експлуатація енергетично й економічно невигідна. За таких умов необхідно перевести роботу свердловини на насосний спосіб експлуатації, а в разі газліфтного господарства, особливо за наявності вели­кого пластового газового фактора, доцільно перевести роботу із неперервного газліфта на періодичний. Переведення із неперервного газліфта на періодичний рекомендується здійснювати за загальної питомої витрати газу понад 200 м³/м³ на 1000 м глибини опускання 73 мм підіймальних труб, коли дебіт менше 50 т/доб. Вибір способу експлуатації свердловин або переведення з одного способу на інший обґрунтовують техніко-економічними розрахунками.

Відомо декілька різновидів періодичного газліфта.

Найпростіший різновид періодичного газліфта без камери заміщення – так званий переміжний (який чергується) газліфт. Свердловина фактично обладнується устаткуванням звичайного неперервного газліфта (див. рис. 3.13, в), але на лінії газоподавання встановлюється автомат, за допомогою якого здійснюється періодичне подавання газу в затрубний простір. Переміжний газліфт працює періодично на режимі повторних пусків.

Ефективність роботи періодичного газліфта без камери заміщення можна підвищити встановленням пакера для відділення затрубного простору від вибою, використанням робочого газліфтного клапана для введення газу із затрубного простору в підіймальні труби й встановленням зворотного клапана на кінці НКТ для усунення передачі високого тиску суміші на вибій.

Ефективніший у цьому плані є періодичний газліфт із камерою заміщення (в нижній частині труби зовнішнього ряду мають більший діаметр, а на їх закінченні встановлено зворотний клапан). Його ще називають насосом заміщення, ліфтом заміщення або камерним газліфтом, у якому рідина, що накопичилася, заміщається газом. Ліфт заміщення дає змогу експлуатувати свердловини за дуже низьких вибійних тисків (до 0,1 МПа) незалежно від значин коефіцієнта продуктивності.

На даний час для періодичного газліфта випускаються однорядні устатковання типу ЛП. Устатковання містить фонтанну арматуру і регулятор циклу часу, НКТ з пакером, свердловинну камеру з газовідвідним пристроєм, знімний газліфтний клапан, камеру заміщення, розрядний і вхідний клапани. Під час роботи регулятор циклу часу періодично створює запомповуваному газу доступ у затрубний простір, а відтак відкривається газліфтний клапан, газ надходить через отвори газліфтного клапана і газовідвідний пристрій у внутрішню порожнину камери заміщення і витискує рідину, що накопичилася в камері, на поверхню. Потім відбувається розрядка підіймальних труб від тиску запомповуваного газу. Звільнення кільцевого простору камери заміщення від залишків газу здійснюється за допомогою розрядного клапана. У момент початку розрядки свердловини спрацьовує регулятор циклу часу і автомат газоподавання перекриває доступ запомповуваного газу у свердловину. У процесі розрядки в міру зниження тиску всере­дині камери заміщення відкривається вхідний клапан і камера знову напов­нюється новою порцією рідини. Далі цикл повторюється. Таким чином робота газліфтного клапана управляється гирловим клапаном (регулятором тиску), а він – регулятором циклу часу, настроюванням якого оптимізуєтся робота свердловини за величиною максимуму дебіту, мінімуму питомої витрати газу.

До періодичної газліфтної експлуатації відносять також плунжерний і гідропакерний ліфти, що працюють без подавання газу у свердловину. Їх робота, яка базується на використанні тільки пластового газу, що притікає разом з нафтою, можлива, як правило, у випадку розробки покладу на режимі розчиненого газу. Плунжерний і гідропакерний ліфти варто розглядати як перехідні до механізованого (газліфтного або насосного) способів експлуатації, коли впровадження останніх запізнюється або газ зриває роботу насосів. Для їх застосування найбільше підходять свердловини: а) слабкофонтануючі з малим гирловим тиском; б) фонтануючі періодично; в) такі, що недавно припинили фонтанування, тобто свердловини з питомою витратою пластового газу, достатньою для прояву нестійкого фонтанування.

Устатковання плунжерного ліфта складається з однорозмірної колони підіймальних труб із нижнім пружинним амортизатором, гирлової арматури з верхнім пружинним амортизатором і плунжера (поршня, довжина якого значно більша діаметра), який має клапан, що закривається знизу вгору. Викид зі свердловини постійно відкритий у збірну лінію. Плунжер є пустотілим циліндром довжиною 0,5...0,6 м і масою біля 6 кг. На зовнішній поверхні нарізано кільцеві канавки в якості лабіринтного гідравлічного ущільнення. Зазор між плунжером і внутрішньою стінкою НКТ складає 1,5...2 мм. Тому перед опусканням НКТ ретельно шаблонують гладкими циліндричними шаблонами, діаметр котрих приблизно на 2 мм менше діаметра НКТ. Для регулювання руху плунжера в НКТ на гирлі можна встановити регулятори (типу соленоїда), що затримують плунжер на деякий час (регулювання циклу).

Плунжер виконує роль рухомої перегородки між рідиною і газом, яка зменшує проковзування газу відносно рідини. Тому його можна застосовувати в усіх розглянутих вище способах періодичного газліфта.

Плунжер за відкритого клапана падає в НКТ під дією власної ваги. Шток клапана плунжера, вдаряючись до нижнього амортизатора, закриває клапан, а тоді опір плунжера газорідинному потокові, що обтікає його, різко збільшується. Потоком газу із затрубного простору плунжер виштовхується нагору разом зі стовпом рідини над ним. Після витікання рідини у викидну лінію тиск під плунжером зменшується і за рахунок більшого тиску над плунжером відкривається клапан. Після цього регулюючий пристрій затримує плунжер на деякий час у гирловій арматурі, а в цей час відбувається накопичення рідини у свердловині. Потім цикл знову повторюється.

Плунжерний ліфт може працювати також з періодичним підпомповуванням газу в затрубний простір. Для цього на лінії газоподавання встановлюється клапан-відсікач, що діє від тиску на буфері або пов'язаний із годинниковим механізмом.

Відмінна риса гідропакерного ліфта (із вільним поршнем або з гідропакерним автоматичним поршнем) полягає в тому, що викид свердловини перекритий і плунжер, за бажанням, може бути замінений поршнем (без клапана). Оскільки гідравлічне ущільнення поршня відсутнє, то його називають також періодичним газліфтом із перекритим виходом. Устатковання працює і без поршня (плунжера), якщо на вихідній лінії встановити викидний клапан з мембранно-виконавчим механізмом. Керування роботою устатковання може здійснюватися автоматами-регуляторами циклу, що відкривають і закривають викидний клапан, за заданими значинами затрубного тиску, за заданими інтервалами часу або за комбінацією тиску і часу.

Відомо також інші різновиди періодичного газліфта, що містять у різній комбінації відмінні елементи (перекриття викиду, використання автомата газоподавання, поршня або плунжера).

Обладнання газліфтних свердловин. Газліфтні свердловини обладнують аналогічно фонтанним. На гирлі є спрощена фонтанна арматура, обв'язка якої найчастіше дає змогу здійснювати подавання газу в затрубний простір і в НКТ. Комплектні газліфтні устаткування для неперервного компресорного газліфта типу Л і для похило-скерованих свердловин типу ЛС забезпечують автоматичний пуск і освоєння свердловин, стабільну роботу на заданому режимі, можливість переведення з фонтанної експлуатації на газліфтну без піднімання НКТ і можливість опускання в НКТ до вибою будь-якого технологічного обладнання чи приладів (манометри й ін.).

Устатковання типу Л містять у собі: а) гирлове устаткування – фонтанну арматуру АФК За-65-210; б) свердловинне устаткування – НКТ (один ряд); свердловинні газліфтні камери типу К; газліфтні клапани типу Г з фіксаторами; гідромеханічний пакер ПН-ЯГМ і вхідний клапан. Пакер відокремлює затрубний простір від вибою і тим самим виключає вплив газу, що нагнітається, на приплив рідини у свердловину.

В устаткованнях типу ЛС установлено свердловинні камери типу КТ, які забезпечують разом з відхилювачами надійну посадку газліфтних клапанів у кишені свердловинних камер.

Основні промислові об'єкти для газліфтної експлуатації і їх автоматизація. Джерелом газу для газліфта можуть бути компресорна станція або свердловини газового родовища. Комплекс устатковання для компресорного газліфта включає компресорну станцію, газорозподільні і газопостачальні мережі, системи підготовки газу.

Компресорна станція для газліфтної експлуатації використовується також і для магістрального транспортування газу та запомповування газу в поклад з метою підтримування пластового тиску. Вона містить у собі: а) машинний зал з компресорами; б) насосну станцію для охолоджувальної води; в) градирню і водяні ємності; г) технологічну апаратуру із сепараторами, масловідділювачами, регенераторами мастил; ґ) систему трубопровідних обв'язок (вхідні і вихідні колектори, газові, повітряні, водяні магістралі і маслопроводи); д) розподільні пристрої і трансформатори; е) допоміжні служби і приміщення. Використовують компресори поршневі з газовим двигуном (газомотокомпресори) і з електроприводом, а також відцентрові компресори з газотурбінним і електричним приводом.

У разі групової системи газорозподілу газ подається у свердловини через газорозподільні батареї (ГРБ), які встановлені на газорозподільних пунктах (ГРП). Від ГРБ до газліфтних свердловин прокладають окремі газотрубопроводи діаметром 38 .. 63 мм залежно від витрати газу. На ГРП є одна або декілька блочних ГРБ-14. Кожна розрахована на під’єднання 14 свердловин із сумарною витратою газу до 170 тис. м³/доб за тиску до 6,4 МПа. На кожній лінії встановлюють голчастий регулювальний вентиль (штуцер) і вимірювальну шайбу, що забезпечує вимірювання тисків і витрати газу за допомогою диференціального самописного приладу. Іноді замість штуцера використовують регулятор тиску “після себе”, який забезпечує постійний тиск у лінії подавання газу на свердловину.

Газ із магістрального газопроводу або із газових свердловин розподіляється аналогічно.

Технологія газліфта повинна здійснюватися за замкнутим газліфтним циклом. Газ, перемішуючись з нафтою, насичується важкими газоподібними вуглеводнями і для повторного використання потребує попередньої підготовки – відділення газоконденсату, осушування від вологи і видалення механічних домішок (пилу). На нафтових промислах підготовка природного газу не здійснюється, оскільки він надходить уже очищеним і осушеним. Для запобігання ускладнень, пов'язаних з утворенням кристалогідратів, у потік вводять інгібітори гідратоутворення (хлористий кальцій, гліколі, метанол) або підігрівають газ за допомогою блокових пересувних підігрівачів газу, які встановлюють уздовж газопроводу або перед ГРП. Підігрівачі типу ППГ-1-64 забезпечують нагрівання газу в змійовиках за рахунок тепловипромінювання від розпечених панелей безполуменевих газових пальників і конвективного підігрівання до 95 °С за витрати 150 тис. м³/доб і тиску до 20 МПа. Витрата паливного газу за тиску 50...70 кПа складає 20...30 м³/год.

Для видалення вологи і газоконденсату перед ГРБ встановлюють вологовідділювачі різних конструкцій. Механічні домішки відокремлюють, пропускаючи газ через фільтри-пиловловлювачі.

Ефективність роботи газліфтної свердловини тим вища, чим менша відносна швидкість газу або чим вища дисперсність газу в рідині. Для дроблення газової фази використовують диспергатори. Диспергатор складається з набору штуцерів для дроблення газу, штопорного пристрою для встановлення його канатним методом у муфтовій з'єднині НКТ на будь-якій глибині і опускного снаряда. Застосування диспергатора зменшує питому витрату газу в середньому на 35%.

Енергетична ефективність газліфта підвищується в разі правильного підбору і підтримування в часі параметрів роботи газліфтної системи ( , , , d) і суміжних систем (система збору продукції, ППТ). Витримати постійними в часі задані технологічні параметри можна тільки шляхом використання засобів автоматизації (регулятори витрати, тиску, циклу, часу, автомати-відсікачі потоку, автомати подавання газу, соленоїдні автомати та ін.).

Автоматизація газліфтних свердловин передбачає регулювання подавання у свердловину газу за певною програмою залежно від зміни тиску у свердловині.

Періодична робота свердловин здійснюється подаванням газу у свердловину за певною програмою з допомогою або електронного манометра, або реле часу. Подавання газу припиняється за допомогою сигналу від електроконтактного манометра, який відрегульований на заданий тиск. Програмне реле часу через заданий проміжок часу подає сигнал на електропневматичний клапан, що управляє пусковим клапаном, установленим на газопідвідній лінії. Після закінчення виходу рідини зі свердловини, коли тиск газу починає зменшуватися, електроконтактний манометр подасть сигнал на електропневматичний клапан і подавання газу припиняється. Такий же сигнал подає програмне реле часу.