Гирлове обладнання фонтанних нафтових свердловин 1 страница

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

ЧАСТИНА 2

Міністерство освіти і науки України

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

Кафедра розробки та експлуатації

нафтових і газових родовищ

Я.Б.Тарко, Д.О.Вольченко, Р.М.Попадюк,

Я.В.Соломчак, М.О.Псюк, В.Д.Середюк

ТЕХНОЛОГІЯ ВИДОБУВАННЯ НАФТИ

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

ЧАСТИНА 2

Для студентів спеціальності

“Видобування нафти і газу”

Рекомендовано методичною

радою університету

Івано–Франківськ

МВ 02070855 – 2408 – 2009

Тарко Я.Б., Вольченко Д.О., Попадюк Р.М., Соломчак Я.В., Псюк М.О., Середюк В.Д.Технологія видобування нафти: Лабораторний практикум. Частина 2. - Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2009. –104с.

У лабораторному практикумі наведено 5 лабораторних робіт з описом їх мети, теоретичних положень з тем по даних роботах, обладнання і приладів, що використовуються в роботах, порядку їх проведення. Подано вказівки з під-готовки до занять та оформлення звітів, контрольні запитання та список рекомендованої літератури.

Розглянуто призначення і будову фонтанних арматур для нафтових і газових свердловин, обладнання газліфтних та глибинно-насосних свердловин, методику знімання характе-ристики роботи і визначення ККД дворядного газорідинного піднімача, будову штангових глибинних насосів, а також описано призначення і будову приладів й апаратури, що ви-користовуються при дослідженнях глибинно-насосних сверд-ловин (ехолоти та динамографи).

Лабораторний практикум призначений для підготовки та виконання лабораторних робіт з курсу “Технологія ви-добування нафти” студентами спеціальності “Видобування нафти і газу”.

Рецензент: канд. техн. наук,

доцент кафедри розробки та

експлуатації нафтових і

газових родовищ Ю.В.Марчук

©Тарко Я.Б.,Вольченко Д.О.,

Попадюк Р.М., Соломчак Я.В.,

Псюк М.О., Середюк В.Д., 2009

©ІФНТУНГ, 2009

ЗМІСТ

Стор.

Вступ ......………………….…………………………
Лабораторна робота № 10. . ………………………..
Лабораторна робота № 11. . ………………………..
Лабораторна робота № 12. . ………………………..
Лабораторна робота № 13 . …………………………
Лабораторна робота № 14. . ………………………..
Перелік рекомендованих джерел….………………. ......………….….

ВСТУП

Частина 2 лабораторного практикуму з “Технології видобування нафти” призначена для студентів спеціальності "Видобування нафти і газу" і є практичним посібником при вивченні даного курсу, в тому числі і для самостійної роботи.

До лабораторного практикуму входить 5 лабораторних робіт (роботи №№ 10 – 14), кожна з яких містить мету, теоретичну частину з описом приладів та установок, вказівки із самостійної роботи студентів, порядок проведення роботи і обробки результатів досліду та вказівки з оформлення отриманих результатів. В кінці кожної роботи наведено перелік контрольних запитань для самопідготовки та список рекомендованої літератури. Всі роботи базуються на облад-нанні, наявному в лабораторіях кафедри.

Виконання лабораторних робіт з “Технології ви-добування нафти” є одним з етапів вивчення та засвоєння програми даної навчальної дисципліни. Перед виконанням кожної лабораторної роботи студент повинен опрацювати теоретичну частину, ознайомитись з її змістом, навести схеми приладів, обладнання та установок, що розглядаються в даній роботі, вивчити принцип дії використовуваного в ній обладнання та приладів, засвоїти послідовність виконання, а також методику обробки одержаних даних і методи їхньої інтерпретації.

При проведенні лабораторних робіт студент повинен неухильно дотримуватися правил з техніки безпеки, охорони праці і протипожежної безпеки, за порушення яких викладач може усунути студента від подальшого виконання роботи.

За результатами кожної лабораторної роботи студент оформляє звіт, в якому обов’язково вказує назву роботи, її мету, наводить загальні теоретичні положення, схему при-ладу (установки), порядок проведення роботи, одержані результати дослідів, їхню обробку та висновки.

Самостійна робота студента полягає в опрацюванні методичних вказівок і відповідних літературних джерел стосовно конкретної теми (напрямку), ознайомленні з конст-рукцією приладів, обладнання та установок, принципом їх дії, а також оформленні звіту з лабораторної роботи і перевір-ці набутих знань за запропонованими контрольними за-

питаннями.

Допуск студента до проведення лабораторної роботи здійснює викладач. Рівень її виконання він оцінює при захисті за рейтинговою системою згідно з програмою та навчальним планом дисципліни. Захист кожної лабораторної роботи студентом після оформлення звіту до неї відбувається переважно за наведеними нижче контрольними запитан-нями.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 10

Гирлове обладнання фонтанних нафтових свердловин

Тривалість виконання роботи – 2 години.

Мета роботи

10.1.1 Ознайомитись з призначенням фонтанної армату-ри, існуючими групами за умовами експлуатації та виконан-нями арматури.

10.1.2 Ознайомитись з типовими схемами фонтанної арматури.

10.1.3 Ознайомитись з обладнанням обв’язки обсадних колон.

10.1.4 Отримати навички в розшифровці шифрів облад-нання обв’язки обсадних колон та шифрів фонтанної армату-ри і фонтанної ялинки за ГОСТ 13846-89.

Теоретична частина

До складу гирлового обладнання фонтанних нафтових свердловин входять фонтанна арматура, колонні головки, маніфольди та запірні пристрої.

Фонтанна арматура

фонтанна арматура призначена для герметизації гирла свердловин, контролю і регулювання режиму їх експлуатації, скерування продукції свердловин в пункти збору нафти і газу, а також – для повного закриття або глушіння свердловини.

За умовами експлуатації в залежності від кліматичної зони фонтанні арматури поділяються на такі групи :

а) для помірної;

б) для помірно-холодної;

в) для холодної кліматичної зони.

За умовами експлуатації в залежності від складу сверд-ловинного середовища фонтанні арматури поділяються на арматури для :

а) нафти, газу і газоконденсату з об’ємним вмістом Н₂S і СО₂ до 0,003 %;

б) Н₂S і СО₂ до 6 % по об’єму;

в) СО₂ до 6 % по об’єму;

г) Н₂S і СО₂ до 25 % по об’єму.

Крім того, фонтанна арматура може виконуватись в таких варіантах :

а) нормальному (температура робочого середовища від − 40 до + 120 ^ос);

б) термостійкому (температура робочого середовища вище 120 ^ос);

в) холодостійкому (температура робочого середовища нижче − 40 ^ос).

фонтанна арматура складається з трубної голівки і фонтанної ялинки, що складається з набору трійників, хресто-вин, перевідників та запірних пристроїв. арматуру встанов-люють на верхній фланець колонної головки свердловини.

Трубна головка призначена для підвіски колони насос-но-компресорних труб (НКТ), герметизації і контролю просто-ру між НКТ і експлуатаційною колоною, а також для проведення технологічних операцій при освоєнні, експлуа-тації та ремонті свердловини. До трубної головки підвішують один або два ряди насосно-компресорних труб. підвіска колон НКТ здійснюється на різьбі або на муфтах.

фонтанна ялинка призначена для скерування потоку продукції у викидну лінію на замірну установку, для регулювання режиму експлуатації свердловини, а також для геолого-технічних і технологічних операцій, пов’язаних зі встановленням спеціальних пристроїв для спуску глибинних приладів і обладнання.

ялинка фонтанної арматури є двох виконань – трійнико-ва (одно- або двострунна) або хрестовинна (двострунна). На свердловинах, перекривати які при заміні вузлів і деталей небажано, застосовують фонтанну арматуру з двострунною ялинкою.

При трійниковій двострунній ялинці свердловину експ-луатують по верхній струні, а при хрестовинній – по одній з них. По запасних струнах продукцію свердловини подають в процесі ремонту робочої струни або заміни штуцерної втулки. Бічні струни можуть бути обладнані двома запірними при-строями, один з яких (перший від стовбура) – запасний, а другий – робочий.

Під’єднання робочих струн фонтанної арматури на по-верхні до нафто- або газопроводу виконують за допомогою маніфольда.

Фонтанну арматуру виготовляють на робочий тиск 14, 21, 35, 70, 105 і 140 Мпа.

Типові схеми фонтанної арматури складають поєднан-ням типових схем фонтанних ялинок (рис. 10.1): трійнико-вих – за схемами 1, 2, 3, 4 і хрестовинних – за схемами 5 і 6.

Трубну головку фонтанної арматури виконують для під-віски одного (рис. 10.2, а) або двох рядів насосно-компресор-них труб (рис. 10.2, б).

Для високодебітних і особливо важливих свердловин фонтанну арматуру випускають із системою керування (рис.10.2, в).

Залежно від виконання фонтанної арматури за корозій-ністю середовища прийнято такі позначення:

К1 – для середовища з об’ємним вмістом СО₂ до 6 %;

К2 – те саме, з об'ємним вмістом Н₂S і СО₂ до 6 %;

К3 – для середовища з об’ємним вмістом СО₂ і Н₂S до 25 %;

К2И – для фонтанної арматури, виготовленої із малолегованої та низьковуглецевої сталі за умови безперервної подачі інгібітору (при цьому об’ємний вміст Н₂S і СО₂ до 6 %).

Для свердловинного середовища з об'ємним вмістом Н₂S і СО₂ до 0,003 % позначення не передбачено.

фонтанну арматуру, розраховану на 14 Мпа, виготов-ляють з крановими запірними пристроями трійникового і хрестовинного типів для свердловин, що експлуатуються фонтанним способом або за допомогою занурних від-центрових електронасосів. Арматура призначена для роботи з некорозійним середовищем з об’ємним вмістом механічних домішок до 0,5 % і температурою середовища до 120 °С.

фонтанну арматуру, розраховану на 21 і 35 Мпа, ви-готовляють за трійниковою схемою для підвіски одного або двох рядів насосно-компресорних труб. Фонтанну арматуру, розраховану на робочий тиск 70 Мпа, виготовляють хресто-

винного типу.

а – трійникові; б – хрестовинні;

1 – манометр із запірним і розрядним пристроями;

2 – запірний пристрій; 3 – трійник; 4 – перевідник

до трубної головки; 5 – вентиль; 6 – дросель; 7 – хрестовина;

8 – відповідний фланець.

Рисунок 10.1 – Типові схеми фонтанної ялинки

Арматуру залежно від типу комплектують засувками з ручним і пневматичним керуванням і станцією керування (див. рис. 10.2, в).

10.2.2 Обладнання обв’язки обсадних колон та інше гирлове обладнання

Обладнання обв’язки обсадних колон призначене для під-вішування обсадних колон, герметизації і роз'єднання між-колонних просторів, проведення низки технологічних опера-цій, установки противикидного обладнання в процесі буріння і обладнання гирла свердловини в процесі експлуатації.

За умовами експлуатації обладнання обв’язки обсадних

колон поділяють на три групи, аналогічно до класифікації фонтанних арматур, тобто для помірної, помірно-холодної та холодної кліматичної зони.

а, б – фонтанні арматури для підвіски одного і двох рядів насосно-компресорних труб відповідно :

1 – перевідник до трубної головки; 2 – манометр із запірним і розрядним пристроями; 3 – трубна головка; 4 – відповідний фланець; 5 – запірний пристрій;

в – фонтанна арматура з системою керування :

1 – система управління; 2 – перевідник до трубної головки;

3 – відповідний фланець; 4 – трубна головка; 5 – запірний

пристрій з ручним управлінням; 6 – манометр із запірним і розрядним пристроями; 7 – запірний пристрій з дистанційним управлінням; 8 – хрестовина; 9 – кутовий регульований дросель; 10 – автоматичний запобіжний пристрій.

Рисунок 10.2 – Типові схеми фонтанної арматури

Колонні головки призначені для обв’язування обсадних колон свердловин. Вони забезпечують підвіску колон, герме-тизацію міжколонних просторів, контроль тиску в них і про-ведення різних технологічних операцій.

В процесі буріння свердловин на колонних головках роз-міщують превентор, а в процесі експлуатації – фонтанну арматуру.

Колонні головки виготовляють двох типів :

- однофланцеві, які нижньою частиною корпусу кріпляться до кондуктора; на корпус і фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують технічну або експлуатаційну колону;

- двохфланцеві проміжні, які нижнім фланцем корпусу встановлюються на колонний фланець кондуктора або на колонну головку, що стоїть нижче; на корпус і фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують техніч-ну, проміжну або експлуатаційну колону.

Обсадні труби підвішують з використанням колонних клинових і муфтових підвісок. клинові підвіски являють собою три – шість наборів клинів із зубчастою насічкою; муфтові – те ж саме, але з використанням різьбових з’єднань.

Обладнання обв'язки обсадних колон з використанням однофланцевих колонних головок випускають двох типів:

ОКМ з муфтовою підвіскою обсадних труб;

ОКК з клиновою підвіскою обсадних труб.

Обладнання типу ОКК складається з окремих складаль-них одиниць – колонних головок. Нижню колонну головку (ГНК), що приєднується до верхнього кінця кондуктора, при-єднюють до кондуктора за трьома варіантами: за допомогою внутрішньої різьби на корпусі головки ; за допомогою зовніш-ньої різьби ; зварюванням.

Колонні головки встановлюють на гирлі свердловини послідовно при спуску і цементуванні обсадних колон. Під-бирають колонні головки з урахуванням максимального плас-тового тиску, очікуваного при бурінні наступного за об-садженим інтервалу свердловини.

У шифрі обладнання обв’язки обсадних колон прийнято наступні позначення: о – обв’язка, К – колонна, К або М – спосіб підвішування колон (відповідно, на клинах або на муфті), 1, 2, 3 і т.д. – число підвішуваних колон (без урахуван-ня кондуктора); наступне число – робочий тиск (в атмо-сферах); третє, четверте, п’яте – діаметри експлуатаційної, проміжної колон і кондуктора в мм; ХЛ – кліматичне ви-конання для холодного району, а також виконання за корозій-ною стійкістю обладнання (аналогічно, як і для фонтанних арматур).

Наприклад, ОКК2-350-140x219x426К2 – обладнання обв’язки обсадних колон з клиновою підвіскою двох колон (без урахування кондуктора) діаметром 140 і 219 мм, роз-рахованих на робочий тиск 35 Мпа, діаметр кондуктора 426 мм, в корозійностійкому виконанні для середовищ, що містять Н₂S і СО₂ до 6 %.

На рис. 10.3 наведено схему обладнання обв’язки обсад-них колон типу ОКК.

Обладнання ОКК, розраховане на 21 і 35 Мпа (див. рис. 10.3), складається з нижньої, проміжної – першої, другої і третьої (верхньої) колон. обв’язку обсадних колон здійсню-ють за допомогою клинових підвісок і пакерів. Клинова під-віска складається з корпусу і клинів, які у складеному вигляді встановлюють у конічну розточку хрестовини.

Для проведення технологічних операцій кожну з колон-них головок оснащують маніфольдом. Для контролю тиску в затрубному просторі передбачено вентилі, крани і манометри.

Обладнання обв’язки обсадних колон з муфтовою під-віскою ОКМ випускають на 14 Мпа, з клиновою ОКК – на 21, 35, 70 Мпа.

Маніфольди призначені для з'єднання викидів арматури з трубопроводами промислових установок і розраховані на р_р = 14÷35 Мпа. Їх постачають у вигляді окремих вузлів. Передбачено виготовлення уніфікованих маніфольдних вуз-лів. Запірними пристроями маніфольдов служать пробкові прохідні литі крани, що ущільнюються змазкою Л3-162. Режим експлуатації свердловини регулюють штуцерами в комплекті з маніфольдом.

Як запірні пристрої застосовують прохідні пробкові крани типу КППС з ущільнювальною змазкою для фонтанних арматур з робочим тиском 14 МПа і прямотічні засувки з ручним, пневматичним дистанційним і автоматичним керу-ванням для арматур з більш високим робочим тиском. При робочому тиску 21 і 35 МПа використовуються засувки з однопластинчастим шиберним затвором типу ЗМС1, при більш високому тиску – з двопластинчастим затвором типу

ЗМАД, в обидвох випадках з примусовою або автоматичною подачею змазки.

1 – маніфольд нижньої колонної головки; 2, 6 і 9 – підвіски;

3, 4, 7, 8 і 10 – пакери; 5 – маніфольд проміжної (середньої) колонної головки; 11 – хрестовина; 12 – проміжна (верхня) колонна головка; 13 – маніфольд проміжної колонної головки; 14, 15, 17 і 18 – нагнітальні клапани; 16 – проміжна (середня) колонна головка; 19 – нижня колонна головка

Рисунок 10.3 – Обладнання обв’язки обсадних колон типу ОКК

10.2.3 Позначення, що прийняті в шифрі фонтанної арматури і фонтанної ялинки за ГОСТ 13846-89. Приклад розшифрування шифру фонтанної арматури

Шифр фонтанної арматури залежно від її схеми, конст-рукції, способу керування засувками, діаметра умовного про-ходу, тиску, кліматичного виконання і корозійної стійкості може включати до восьми і більше буквених і цифрових по-значень.

Повний шифр фонтанної арматури або фонтанної ялинки (ГОСТ 13846-89) умовно представляють у вигляді АФ (ЕФ) X₁X₂X₃ –Х₄/Х₅ × X₆X₇ –Х₈ :

АФ (ЕФ) – арматура фонтанна або ялинка фонтанна;

АН – арматура нагнітальна;

Х₁ – позначення місця підвіски піднімальної колони (в трубній головці на муфті – не позначається, в перевіднику трубної головки на різьбі – К, для експлуатації свердловин з УЕВН – Э);

Х₂ – позначення типової схеми (для дворядної концентричної підвіски піднімальних труб до номеру схеми додають “а”);

Х₃ – позначення системи керування (ручне не позначається, дистанційне – д, дистанційне із застосуванням запобіжних пристроїв – В, автоматизоване – А);

Х₄ – діаметр умовного проходу стовбура, мм (50, 65, 80, 100 і 150 мм);

Х₅ – діаметр умовного проходу бічного відводу, мм (при співпадінні з діаметром умовного проходу стовбура не вказується);

Х₆ – робочий тиск, Мпа;

Х₇ – виконання виробу залежно від умов експлуатації в залеж-ності від кліматичної зони і від складу свердловинного середовища (для помірної та помірно-холодної зон – не по-значається; для холодної кліматичної зони – ХЛ. позначення виконання фонтанної арматури за корозійністю середовища приведені вище, в п. 10.2.1);

Х₈ – модифікація арматури або ялинки.

Наприклад, арматура фонтанна за схемою № 6 з дворяд-ною концентричною підвіскою піднімальних труб на муфті на робочий тиск 70 МПа для свердловини, що містить в продукції до 25 % Н₂S і СО₂ – АФ6аВ-80/65×70К3 (80 – прохід по стовбуру, 65 – по бічних струнах в мм); арматура фонтанна, що забезпечує обв’язку однієї свердловини з підвіскою НКТ на різьбі перевідника трубної головки, ялинка якої виконана за схемою № 6 (ГОСТ 13846-89) з дистанційним і автоматичним керуванням окремих запірних пристроїв, діаметром умовного проходу стовбура ялинки – 80 мм і бічних відводів ялинки – 50 мм, на робочий тиск 70 МПа в корозійностійкому виконанні для нафти, газу і газо-конденсату із вмістом Н₂S і СО₂ до 6 % по об’єму кожного – АФК6В-80/50×70К2.

10.3 Обладнання і прилади

Модель фонтанної арматури, навчальні плакати.

10.4 Самостійна робота студентів

Необхідно ознайомитися з даним методичним посіб-ником, вивчити теорію, використовуючи рекомендовану літературу, список якої наведено нижче. Підготувати відповіді на контрольні запитання. Оформити звіт.

Порядок проведення роботи

10.5.1 Ознайомитися з типовими схемами фонтанних арматур за навчальними плакатами і моделлю.

10.5.2 Ознайомитися з обладнанням обв’язки обсадних колон за навчальними плакатами і моделлю.

10.5.3 Розшифрувати шифри обладнання обв’язки обсадних колон та шифри фонтанної арматури і фонтанної ялинки (за ГОСТ 13846-89) згідно із завданням викладача.

10.6 Порядок оформлення звіту

Звіт до лабораторної роботи повинен містити назву роботи, мету і задачі, короткі теоретичні положення, опис обладнання з відповідними рисунками, схемами та висновки.

10.7 Контрольні запитання

10.7.1 Призначення обладнання обв’язки обсадних колон.

10.7.2 Для чого призначена трубна головка?

10.7.3 розшифрувати шифри фонтанної арматури і фонтанної ялинки згідно з ГОСТ 13846-89 (задається викладачем індивідуально).

10.7.4 Призначення фонтанної ялинки і фонтанної арматури.

10.7.5 В скількох виконаннях випускають нижню колонну головку?

10.8 Рекомендовані джерела:

[1, 7, 14, 19 – 21, 23]

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 11

Обладнання газліфтних свердловин. Знімання характеристики роботи і визначення ККД дворядного газорідинного піднімача

Тривалість виконання роботи – 2 години.

Мета роботи

11.1.1 Ознайомитись з обладнанням газліфтних свердло-вин.

11.1.2 Одержати криву залежності продуктивності під-німача по рідині від витрати газу [Q=f(V_Г)], виявити за цією кривою робочу область піднімача, попередньо визначивши оптимальну і максимальну продуктивність.

11.1.3 Розрахувати пусковий тиск піднімача і порівняти його з експериментально визначеним.

11.1.4 Визначити коефіцієнт корисної дії піднімача для режимів оптимальної і максимальної продуктивності.

Теоретична частина

Одним з механізованих способів видобування нафти є газліфтний. Ефективність газліфтного способу експлуатації істотно залежить від глибини введення газу в потік рідини: чим глибше вводять газ, тим повніше використовують його енергію. Збільшення глибини введення газу досягається підвищенням тиску його нагнітання і застосуванням газ-ліфтних клапанів. На ефективність процесу впливає також структура потоку, що піднімається, та діаметр насосно-компресорних труб.

Газліфтний спосіб експлуатації має низку переваг перед іншими механізованими способами, основними з яких є: простота обладнання і обслуговування, високий коефіцієнт експлуатації, можливість експлуатувати свердловини, продук-ція яких містить велику кількість газу і піску. Але цей спосіб найчастіше вимагає значних початкових капіталовкладень, тому застосовується він, в основному, на великих родовищах з високими пластовими тисками і з високими коефіцієнтами продуктивності свердловин. На родовищах з порівняно низь-кими коефіцієнтами продуктивності доцільно використову-вати періодичний газліфт.

Область застосування газліфта − це переважно високо-дебітні свердловини з великими вибійними ти­сками, свердло-вини з високими газовими факторами і вибійними тисками, нижчими тиску насичення, пісочні, викривлені свердловини, а також свердловини у важкодоступних умовах (затоплювані та паводкові місцевості, болота, відсутність доріг і т.д.). Газліфт можна застосовувати тільки за наявністю достатньої кількості закачуваного газу.

Рух потоку в свердловині характеризується багатьма фізико-хімічними та гідротермодинамічними факторами. До них відносять інтенсивність виділення і розширення газу, його проковзування, тобто відносний рух фаз, тертя потоку об труби. Ці фактори необхідно враховувати при розрахунку параметрів і здійсненні газліфтного способу.

До основних проблем, пов'язаних з газліфтним способом видобування нафти, в першу чергу, відноситься проблема встановлення оптимального технологічного режиму роботи газліфтної свердловини.

Газліфтну (компресорну) експлуатацію свердловин можна розглядати як штучне продовження фонтанування. Відмінність газліфтного способу від фонтанного полягає в тому, що відсутній для необхідного розгазування рідини газ підводиться до газліфтної свердловини з поверхні по спеціальному каналу. На рис. 11.1 представлена принципова схема газліфтної свердловини, обладнаної дворядним піднімачем. Газ з поверхні (рис. 11.1, б) подається по колоні труб чи по кільцевому простору до башмака ліфтових труб, де змішується з рідиною, утворюючи газорідинну суміш (ГРС), що піднімається на поверхню по піднімальних трубах 3. В непрацюючій свердловині (див. рис. 11.1, а) рідина в колоні НКТ і в свердловині знаходиться на одному рівні, який називається статичним. Тут L – довжина газліфтного піднімача, h₁ – його занурення під статичний рівень. При усталеній роботі свердловини (див. рис. 11.1, б) рівень рідини в затрубному просторі встановлюється нижче статичного. Цей рівень називається динамічним; h – глибина занурення піднімача під динамічний рівень.

а − свердловина не працює; б — свердловина працює на усталеному режимі

Рисунок 11.1 – Принципова схема газліфтної свердловини, обладнаної дворядним піднімачем

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 Р₁ у точці його введення в труби співвідношенням :

. (11.1)

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, називається робочим тиском. Він практично дорівнює тиску біля башмака Р₁.

Як робочий агент при газліфтній експлуатації свердло-вин застосовують природний чи нафтовий газ або повітря. У першому випадку система називається газліфтом, у другому – ерліфтом. Спосіб експлуатації нафтової свердловини з ви-користанням робочого агента, стиснутого за допомогою компресорів, називається компресорним. Якщо як робочий агент застосовують природний газ із високонапірних газових покладів, система називається безкомпресорним газліфтом. За конструкцією газліфтні піднімачі бувають дворядні, півтора-рядні, однорядні. За напрямком робочого агента – з кільцевою і центральною системами подачі.

У дворядному піднімачі стиснутий газ подається в між-трубний простір між першим і другим рядами труб, а ГРС піднімається по внутрішньому, другому ряді труб. Перший ряд труб звичайно спускається до інтервалу перфорації, а другий – під динамічний рівень. Реальний динамічний рівень у такій свердловині встановлюється в зовнішньому міжтрубному просторі. Тиск стовпа рідини від вибою до динамічного рівня дорівнює вибійному тиску:

. (11.2)

Положення статичного і динамічного рівнів ви-значається співвідношеннями:

, (11.3) . (11.4)

З формули (11.2) випливає, що глибина занурення піднімальних труб під динамічний рівень дорівнює:

.(11.5)