При газліфтного способі експлуатації відсутня енергія подається з поверхні в вигляді енергії стисненого газу по спеціальному каналу.
Газліфт підрозділяється на два типи: компресорний і бескомпрессорний. При компресорному газліфта для стиснення попутного газу застосовуються компресори, а при бескомпрессорном газліфта використовується газ газового родовища, що знаходиться під тиском, або з інших джерел.
Газліфт щодо інших механізованих способів експлуатації свердловин має ряд переваг:
можливість відбору значних обсягів рідини з великих глибин на всіх етапах розробки родовища при високих техніко-економічних показниках;
простота свердловинного обладнання та зручність його обслуговування;
ефективна експлуатація свердловин з великими викривленнями стовбура;
експлуатація свердловин в високотемпературних пластах і з великим газовим фактором без ускладнень;
можливість здійснення всього комплексу дослідницьких робіт з контролю за роботою свердловини і розробкою родовища;
повна автоматизація і телемеханізація процесів видобутку нафти;
великі міжремонтні періоди роботи свердловин на тлі високої надійності обладнання і всієї системи в цілому;
можливість одночасно-роздільної експлуатації двох пластів і більш при надійному контролі за процесом;
простота боротьби з відкладенням парафіну, солей і корозійними процесами;
простота робіт по підземному поточного ремонту свердловини, відновлення працездатності підземного обладнання для підйому продукції свердловини.
Недоліками газліфта за традицією вважаються високі початкові капітальні вкладення, фондомісткість і металоємність. Ці показники, багато в чому залежать від прийнятої схеми облаштування промислу, ненабагато перевищують показники при насосної видобутку.
Найбільше число елементів в системі газліфта і більш складне обладнання використовуються в разі компресорного газліфта. Сучасний газліфтний комплекс являє собою замкнуту герметичну систему високого тиску (рис. 1).
Основними елементами цієї схеми є: свердловини 1, компресорні станції 3, газопроводи високого тиску, трубопроводи для збору нафти і газу, сепаратори різного призначення 7, газорозподільна батарея 4, групові вимірів установки, системи очищення і осушення газу з регенерацією етиленгліколю 6, дожимні насосні станції , нафтозбірні пункт,
Мал. 1. Схема замкнутого циклу газліфтного комплексу
До складу комплексу входить система АСУ ТП, яка включає виконання наступних завдань:
вимір і контроль робочого тиску на лініях подачі газу в свердловини на магістральних колекторах;
вимір і контроль перепаду тиску;
управління, оптимізація і стабілізація режиму роботи свердловин;
розрахунок робочого газу;
вимір добового дебіту свердловини по нафті, воді і загального обсягу рідини.
В результаті рішення задачі оптимального розподілу компріміруемого газу для кожної свердловини призначають певний режим закачування газу, який необхідно підтримувати до наступного зміни режиму. Параметром для стабілізації приймається перепад тиску на вимірювальній шайбі дифманометра, встановленого на робочій лінії подачі газу в свердловину.
Вибір типу газліфтній установки і обладнання, що забезпечує найбільш активну експлуатацію свердловин, залежить від гірничо-геологічних і технологічних умов розробки експлуатаційних об'єктів, конструкції свердловин і заданий режим їх експлуатації.
Суворої класифікації газліфтних установок не існує, і вони групуються на основі найзагальніших конструктивних і технологічних особливостей.
Залежно від кількості рядів труб, спущених в свердловину, їх взаємного розташування і напрямку руху робочого агента і газорідинної суміші є системи різних типів
однорядний підйомник кільцевої і центральної систем
дворядний підйомник кільцевої і центральної систем
полуторарядний ліфт зазвичай кільцевої системи
Перераховані системи газліфтних підйомників мають переваги і недоліки. У зв'язку з цим обгрунтування доцільності їх застосування проводиться з урахуванням гірничо-геологічних і технологічних особливостей конкретного об'єкта розробки.
За ступенем зв'язку трубного і кільцевого простору з забоєм свердловини установки газліфта діляться на відкриті, напівзакриті і закриті.
Досвід розробки нафтових родовищ Західного Сибіру показав, що найбільш раціональна система, при якій стиснений газ відбирається з свердловин, обладнаних для видобутку газу і здійснення внутріскважі внутрішньосвердловинним газлифт - найбільш ефективний спосіб підйому рідини. Здійснюється він шляхом перепуску газу з розташованого вище (можливо, і з нижчого) газового пласта через спеціальний забійний регулятор.
Застосування внутріскважінного газліфта дозволяє виключити будівництво наземних газопроводів для збору і розподілу газу та газорозподільних пунктів, установок з підготовки газу (осушення, видалення частини рідких вуглеводнів, очищення від сірководню). У зв'язку з введенням в підйомник ближче до черевика НКТ газу високого тиску забезпечується висока термодинамічна ефективність потоку в підйомнику. Якщо при бескомпрессорном і компресорному газліфтах при кращих режимах термодинамічна ефективність становить 30-40%, то при внутрішньосвердловинним бескомпрессорном газліфта значення її досягає 85-90%