RU2330938C1

RU2330938C1 - Method of extraction of liquid out of gas producer

Info

Publication number: RU2330938C1
Application number: RU2006147131/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Васильевич Медко (RU); Владимир Васильевич Медко; тиков Игорь Владимирович Шул (RU); Игорь Владимирович Шулятиков; тиков Владимир Игоревич Шул (RU); Владимир Игоревич Шулятиков
Original assignee: Игорь Владимирович Шулятиков; Владимир Игоревич Шулятиков
Priority date: 2006-12-29
Filing date: 2006-12-29
Publication date: 2008-08-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to gas extraction and can be used for lift of liquid out of wells by means of natural gas energy with the use of a plunger in the cases when without additional devices the gas energy is not sufficient for lift of liquid. The essence of the invention is as follows: the method of extraction of liquid out of a gas producer, containing a casing pipe, a production tubing, a plunger and a locking device at a well head consists in determining a zone of beginning of liquid condensation out of a gas flow in the production tubing, then in installing a lower stroke arrester in this zone but not lower than the upper level of a payout bed perforation. The stroke arrester has central and peripheral apertures. At that the plunger, consisting of a separated component and a tubular case, is lowered on the lower stroke arrester thus closing its central aperture while leaving peripheral apertures opened. After accumulation of a condensed liquid above the plunger the locking device at the well head is closed to accumulate a volume of gas beneath the lower arrester and to allow a partial overflow of the condensed liquid under the lower arrester. After that the locking device is opened.

EFFECT: facilitates simplification of the process of liquid lift out a well with a graded by length interior diameter of pipes, if a working gas yield is not sufficient for a plunger lift because of considerable gas leaks in a gap.

2 cl, 2 dwg.

Description

Изобретение относится к области газодобычи и может применяться для подъема жидкости из скважин за счет энергии ископаемого природного газа с использованием плунжера в случаях, когда энергия газа недостаточна для подъема жидкости без дополнительных приспособлений, а в скважине накапливается значительное количество жидкости за счет изменения термобарических условий в лифтовой колонне, например конденсации воды из пара, содержащегося в потоке газа за счет охлаждения газового потока по мере подъема к устью скважины или углеводородного конденсата.The invention relates to the field of gas production and can be used to lift liquid from wells due to the energy of fossil natural gas using a plunger in cases where the gas energy is insufficient to lift the liquid without additional devices, and a significant amount of liquid accumulates in the well due to changes in the pressure and pressure conditions in the elevator a column, for example, condensation of water from steam contained in a gas stream by cooling the gas stream as it rises to the wellhead or hydrocarbon Moisture build up.

Известны способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов для эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений, содержащие обсадную (эксплуатационную) колонну, лифтовую колонну и плунжер, например типа летающий клапан, который перемещается по лифтовой колонне между верхним устьевым ограничителем и нижним ограничителем летающего клапана (хода плунжера) (авторские свидетельства SU 63138, 1944 г.; SU 171351, 1963 г.; а также патенты RU 2214504, 2002 г.; US 2001012, 1935 г.; US 6209637, 2001 г.; US 6467541, 2002 г.). Между корпусом плунжера и внутренней поверхностью труб имеется зазор, проницаемый для газа и жидкости, а на устье скважины установлено запорное устройство для перекрытия потока продукции скважины. Такие устройства удовлетворительно работают в скважинах с практически постоянным по высоте диаметром проходного канала лифтовых труб, или когда в период перекрытия скважины запорным устройством можно накопить значительное количество газа, чтобы поднять плунжер с жидкостью к устью скважины.Known methods of lifting liquids using plunger lifts for operating wells in gas and gas condensate fields, containing a casing, lift string and plunger, for example a flying valve type that moves along the lift string between the upper wellhead limiter and the lower limiter of the flying valve (plunger stroke ) (copyright certificates SU 63138, 1944; SU 171351, 1963; and also patents RU 2214504, 2002; US 2001012, 1935; US 6209637, 2001; US 6467541, 2002). Between the body of the plunger and the inner surface of the pipes there is a gap permeable to gas and liquid, and a shut-off device is installed at the wellhead to shut off the flow of the production of the well. Such devices work satisfactorily in wells with a practically constant diameter diameter of the passage channel of the elevator pipes, or when a shut-off device can accumulate a significant amount of gas during the period of shutting the well in order to raise the fluid plug to the wellhead.

Для подъема нефти из нефтяных скважин известна установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (RU 2079278, 1995 г.), в котором ниже нижнего ограничителя хода плунжера расположена камера с обратным клапаном и хвостовик. На чертежах к патенту хвостовик состоит из труб меньшего диаметра, чем у лифтовой колонны над нижним ограничителем хода плунжера.For lifting oil from oil wells, it is known to install an uncompressed gas lift with a plunger lift (RU 2079278, 1995), in which a chamber with a check valve and a shank are located below the lower limiter of the stroke of the plunger. In the drawings for the patent, the shank consists of pipes of a smaller diameter than the elevator column above the lower limiter of the stroke of the plunger.

Однако известные способы подъема жидкости с использованием плунжерных лифтов неэффективны в скважинах газовых или газоконденсатных месторождений с хорошей проницаемостью продуктивного пласта, в которых лифтовые колонны имеют внутренние уступы, образованные, например, пакером, клапаном-отсекателем, циркуляционным или газлифтным клапаном. Диаметр проходного канала таких устройств меньше номинального внутреннего диаметра труб лифтовой колонны и меньше наружного диаметра корпуса плунжера, что мешает плунжеру перемещаться по всей высоте лифтовой колонны. Из-за большой утечки газа через зазор плунжер не поднимается в скважине, оставаясь на нижнем ограничителе хода плунжера. При этом жидкость, которая накапливается в лифтовой колонне выше плунжера, оказывает дополнительное гидравлическое сопротивление движению газа по стволу скважины и ограничивает ее производительность. Скважина при определенных давлениях на устье и скоплении воды может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный газопровод. Для использования плунжерного лифта на таких скважинах извлекают лифтовую колонну с оборудованием, диаметр проходного канала которого меньше внутреннего диаметра труб лифтовой колонны. Затем снова опускают в скважину лифтовую колонну уже без оборудования, мешающего перемещению плунжера с малым зазором от устья до низа скважины. Такие операции очень трудоемки и дорогостоящи.However, the known methods of lifting liquids using plunger lifts are ineffective in wells of gas or gas condensate fields with good permeability of the reservoir, in which the lift columns have internal ledges formed, for example, by a packer, shutoff valve, circulation or gas lift valve. The diameter of the passage channel of such devices is less than the nominal inner diameter of the tubing string pipes and smaller than the outer diameter of the plunger body, which prevents the plunger from moving across the entire height of the tubing string. Due to the large gas leak through the gap, the plunger does not rise in the well, remaining at the lower limiter of the plunger stroke. In this case, the fluid that accumulates in the elevator string above the plunger provides additional hydraulic resistance to the movement of gas along the wellbore and limits its productivity. A well with certain pressures at the wellhead and water accumulation can stop working, i.e. gas supply to the gas gathering pipeline. To use a plunger lift in such wells, an elevator column with equipment is removed, the diameter of the passage channel of which is less than the inner diameter of the pipes of the elevator column. Then, the elevator string is again lowered into the well without equipment that interferes with the movement of the plunger with a small gap from the wellhead to the bottom of the well. Such operations are very laborious and expensive.

Предлагаемое изобретение позволяет упростить процесс подъема жидкости из скважины со ступенчато изменяющимся по длине внутренним диаметром труб, если рабочий дебит газа скважины недостаточен для подъема плунжера из-за большой утечки газа в зазоре.The present invention allows to simplify the process of lifting fluid from a well with a pipe diameter that varies stepwise in length if the working gas flow rate of the well is insufficient to lift the plunger due to a large gas leak in the gap.

Для этого в скважине, содержащий обсадную колонну, лифтовую колонну, плунжер и запорное устройство на устье скважины, определяют в лифтовой колонне зону начала конденсации жидкости из газового потока. В этой зоне, но не ниже верхнего уровня перфорации продуктивного пласта, устанавливают нижний ограничитель хода плунжера, имеющий центральное и периферийные отверстия. Плунжер, состоящий из отделяемого элемента и трубчатого корпуса, опускают на нижний ограничитель, закрывая его центральное отверстие и оставляя открытыми периферийные отверстия. После накопления над плунжером сконденсировавшейся жидкости перекрывают частично или полностью запорное устройство на устье скважины. При этом, в отсутствие потока газа снизу вверх, газ накапливается в объеме под нижним ограничителем, а сконденсировавшаяся жидкость частичного перетекает под нижний ограничитель. Снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, происходит до величины, при которой количества газа, накопившегося в пространстве под нижним ограничителем, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины после открытия запорного устройства. Открытие запорного устройства, полностью или частично, возможно с заданной скоростью изменения проходного сечения или разности давления на запорном устройстве.To do this, in the well, containing the casing string, the lift string, the plunger and the shutoff device at the wellhead, the zone of the beginning of condensation of the liquid from the gas stream is determined in the lift string. In this zone, but not lower than the upper level of perforation of the reservoir, set the lower limiter of the stroke of the plunger, having a Central and peripheral holes. The plunger, consisting of a detachable element and a tubular body, is lowered to the lower stop, closing its central hole and leaving the peripheral holes open. After accumulation of condensed liquid over the plunger, a partially or completely shut-off device is shut off at the wellhead. In this case, in the absence of a gas flow from bottom to top, gas accumulates in the volume under the lower limiter, and the condensed liquid partially flows under the lower limiter. The decrease in the height of the liquid level above the lower limiter of the stroke of the plunger occurs to a value at which the amount of gas accumulated in the space under the lower limiter is sufficient to raise the remaining part of the liquid and the plunger to the wellhead after opening the shutoff device. The opening of the locking device, in whole or in part, is possible with a given rate of change in the flow area or the pressure difference on the locking device.

Краткое описание чертежей.A brief description of the drawings.

На фиг.1 показан один из конструктивных вариантов плунжерного лифта в продольном разрезе скважины и фрагментов устьевого оборудования.Figure 1 shows one of the structural options for the plunger elevator in the longitudinal section of the well and fragments of wellhead equipment.

На фиг.2 изображен конструктивный вариант размещения плунжера на нижнем ограничителе хода плунжера в составе лифтовой колонны скважины.Figure 2 shows a constructive variant of the placement of the plunger on the lower limiter of the stroke of the plunger as part of the elevator string of the well.

Позицией 1 на чертежах обозначена обсадная (эксплуатационная) колонна, позицией 2 - лифтовая колонна, позицией 3 - участок нижней части лифтовой колонны, соединенной с верхней частью, с помощью муфтового соединения труб, в котором размещен нижний ограничитель 4 хода плунжера, имеющий центральное отверстие и периферийные отверстия 10. На устье скважины размещен верхний ограничитель 5 хода плунжера. На нижнем ограничителе 4 хода плунжера расположен плунжер, например, типа «летающий клапан» с отделяемым элементом - шаром 6. Шар 6 перекрывает центральное отверстие в ограничителе 4 хода плунжера. На шаре 6 расположен трубчатый корпус 7 плунжера. На устье скважины на трубопроводе, отводящем продукцию скважины, расположено запорное устройство 8, которое может перекрываться по команде контролера 9 или оператором, обслуживающим скважину.Position 1 in the drawings indicates a casing (operational) string, position 2 - an elevator string, position 3 - a portion of the lower part of the elevator string connected to the upper part, using a pipe coupling in which the lower stop 4 of the plunger stroke is located, having a central hole and peripheral holes 10. At the wellhead is placed the upper limiter 5 of the stroke of the plunger. On the lower limiter 4 of the plunger stroke, there is a plunger, for example, of the “flying valve” type with a detachable element - ball 6. Ball 6 overlaps the central hole in the plunger stroke limiter 4. On the ball 6 is a tubular body 7 of the plunger. At the wellhead on the pipeline diverting the production of the well, there is a shut-off device 8, which can be closed by the command of the controller 9 or by the operator servicing the well.

Летающий клапан или плунжер (отделяемый элемент плунжера - шар 6 и трубчатый корпус 7 плунжера) может перемещаться по лифтовой колонне 2 между нижним ограничителем 4 хода и устьевым оборудованием скважины.A flying valve or plunger (detachable element of the plunger - ball 6 and the tubular body 7 of the plunger) can move along the lift column 2 between the lower limiter 4 of the course and wellhead equipment of the well.

Из продуктивного пласта в скважину в процессе эксплуатации поступает газ, в котором содержатся пары воды. В лифтовую колонну 2 скважины, между ограничителями хода плунжера, помещают плунжер, шар 6 и трубчатый корпус 7, которые опускаются за счет своей массы по лифтовой колонне 2 и остаются на нижнем ограничителе 4 хода плунжера. По мере подъема потока газа с парами воды по лифтовой колонне температура потока газа уменьшается, и на стенках лифтовой колонны 2 конденсируются пары воды. Скорость потока газа в лифтовой колонне 2 и 3 недостаточна для выноса воды к устью скважины. Вода стекает до нижнего ограничителя 4 хода плунжера и накапливается в лифтовой колонне 2 выше торцевой поверхности нижнего ограничителя 4 хода плунжера. По мере стекания сконденсировавшейся в лифтовой колонне 2 воды уровень ее над нижним ограничителем 4 хода плунжера постепенно поднимается по лифтовой колонне 2. Газ, барботируя через воду, насыщается парами воды. Вода создает дополнительные сопротивления движению потоку газа. Рабочий дебит газа скважины уменьшается. В объеме скважины, ограниченном стенками труб ниже ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре, между эксплуатационной и лифтовой колоннами труб, в пустотах за пределами эксплуатационной колонны 1 и в призабойной зоне продуктивного пласта накапливается газ. Давление газа, накопившегося ниже ограничителя 4 хода плунжера, превышает давление газа, находящегося над уровнем жидкости, на величину, пропорциональную высоте столба жидкости над ограничителем 4 хода плунжера. Газ непрерывно продолжает поступать из пласта в лифтовую колонну 3, поднимается по ней до нижнего ограничителя 4 хода плунжера, проходит через боковые отверстия 10 в корпусе нижнего ограничителя 4 хода плунжера, в кольцевом зазоре между трубой лифтовой колонны 2 и трубчатым корпусом 7 плунжера, а затем через столб скопившейся жидкости и выше по лифтовой колонне 2 до устья скважины. Жидкость, находящаяся выше отверстий 10 в корпусе нижнего трубного ограничителя 4 хода плунжера, не может протекать вниз через отверстия 10 в корпусе ограничителя 4, так как по ним снизу верх с большой скоростью проходит газ, который выдувает жидкость из отверстий 10. Поток газа, поднимающегося в скважине, охлаждается, пары воды конденсируются в лифтовой колонне 2, вода стекает к нижнему ограничителю хода плунжера 4, увеличивая высоту столба жидкости над ним. Количество воды, скопившейся выше трубного ограничителя хода плунжера 4, можно определить по измерениям разности давлений газа в кольцевом зазоре между трубами эксплутационной 1 и лифтовой колонн 2 и давлением газа на устье скважины в лифтовой колонне 2, или по индикаторным кривым зависимости дебита скважины от давления на забое скважины, полученным в результате газодинамических исследований скважины.From the reservoir into the well during operation, gas enters in which water vapor is contained. A plunger, a ball 6 and a tubular body 7, which are lowered due to their weight along the lift column 2 and remain on the lower limiter 4 of the plunger stroke, are placed in the well’s elevator column 2 between the plunger stroke limiters. As the gas flow with water vapor rises through the elevator column, the temperature of the gas flow decreases, and water vapor condenses on the walls of the elevator column 2. The gas flow rate in the lift columns 2 and 3 is insufficient to carry water to the wellhead. Water flows to the lower limiter 4 of the plunger stroke and accumulates in the elevator column 2 above the end surface of the lower limiter 4 of the plunger stroke. As the water condensed in the elevator column 2 flows off, its level above the lower limiter 4 of the plunger stroke gradually rises along the elevator column 2. Gas, sparging through the water, is saturated with water vapor. Water creates additional resistance to the movement of gas flow. The working gas flow rate of the well is reduced. Gas accumulates in the volume of the well bounded by the pipe walls below the plunger stroke limiter 4, in the annular gap, between the production and lift pipe strings, in the voids outside the production string 1 and in the bottom-hole zone of the reservoir. The pressure of the gas accumulated below the plunger stroke limiter 4 exceeds the pressure of the gas located above the liquid level by an amount proportional to the height of the liquid column above the plunger stroke limiter 4. Gas continuously continues to flow from the formation into the elevator column 3, rises along it to the lower limiter 4 of the plunger stroke, passes through the side holes 10 in the housing of the lower limiter 4 of the plunger stroke, in the annular gap between the pipe of the lift column 2 and the tubular casing 7 of the plunger, and then through a column of accumulated fluid and higher along the lift column 2 to the wellhead. The liquid located above the openings 10 in the body of the lower pipe stop 4 of the plunger stroke cannot flow down through the openings 10 in the body of the stop 4, because gas flows through it from below from above, which blows the liquid out of the openings 10. The flow of gas rising in the well, it is cooled, water vapor condenses in the lift column 2, water flows to the lower stroke limiter of the plunger 4, increasing the height of the liquid column above it. The amount of water that has accumulated above the tube limiter of the stroke of the plunger 4 can be determined by measuring the difference in gas pressure in the annular gap between the pipes of production 1 and the lift columns 2 and the gas pressure at the wellhead in the lift column 2, or from the indicator curves of the dependence of the production rate on the pressure on well bottom obtained as a result of gas-dynamic studies of the well.

Управление процессом подъема жидкости с плунжером, согласно изобретения, производится путем накопления газа в объемах скважины и продуктивного пласта, расположенных ниже ограничителя хода плунжера и/или соединенных с ним гидравлически, в период и за счет подъема уровня жидкости, накапливающейся над опорной поверхностью нижнего трубного ограничителя хода плунжера. Количество скопившегося газа определяют в период проведения пусконаладочных экспериментальных работ расчетным путем или по разности давлений и на основании исследований скважины. Поток газа из скважины временно частично или полностью ограничивают запорным устройством. За период работы скважины с ограниченным дебитом газа происходит сток части жидкости по каналам в корпусе нижнего ограничителя хода плунжера и снижение высоты уровня жидкости, находящейся выше нижнего ограничителя хода плунжера, до величины, при которой количества газа, накопившегося в ограниченном пространстве, станет достаточно, чтобы поднять оставшуюся часть жидкости и плунжер до устья скважины. Количество жидкости, которое требуется слить для понижения уровня жидкости над ограничителем, и длительность слива определяют опытным путем в период проведения пусконаладочных работ, поэтапно ограничивая дебит газа скважины на различные периоды времени и пуская ее в работу путем открытия запорного устройства, во время которого происходит подъем плунжера с жидкостью до устья скважины. Если на каких то режимах во время проведения пусконаладочных работ газа накопилось недостаточно для подъема жидкости и плунжера до устья скважины, увеличивают длительность времени слива жидкости или длительность периода ее накопления, а затем определяют параметры работы скважины на новом режиме накопления и слива жидкости.The process of lifting liquid with a plunger, according to the invention, is controlled by the accumulation of gas in the volumes of the well and reservoir, located below the plunger stroke limiter and / or hydraulically connected to it, during and due to the rise in the level of liquid accumulating above the supporting surface of the lower pipe limiter plunger stroke. The amount of accumulated gas is determined during the commissioning of experimental work by calculation or by pressure difference and based on well research. The gas flow from the well is temporarily partially or completely limited by a shut-off device. During the period of operation of the well with a limited gas flow rate, a part of the fluid flows through the channels in the body of the lower plunger stroke limiter and a decrease in the height of the liquid level above the lower plunger stroke limiter to a value at which the amount of gas accumulated in the limited space becomes sufficient so that raise the remainder of the fluid and plunger to the wellhead. The amount of fluid that needs to be drained to lower the liquid level above the limiter, and the drain time is determined empirically during the commissioning period, gradually restricting the gas flow rate of the well for various periods of time and putting it into operation by opening the shut-off device during which the plunger rises with fluid to the wellhead. If during some commissioning operations there is insufficient gas accumulated to lift the fluid and the plunger to the wellhead, the duration of the fluid drain or the duration of the accumulation period is increased, and then the well operation parameters are determined in the new fluid accumulation and drain mode.

В результате определяют оптимальные параметры слива воды в зависимости от величины требуемого отбора газа из скважины и давления газа на устье скважины. Управляют режимом работы скважины, удаления и накопления жидкости путем открытия запорного устройства полностью или частично.As a result, the optimal parameters of water discharge are determined depending on the magnitude of the required gas extraction from the well and gas pressure at the wellhead. Control the mode of operation of the well, removal and accumulation of fluid by opening the shut-off device in whole or in part.

Во время работы скважины после временного ограничения дебита плунжер захватывает жидкость, скопившуюся над нижним ограничителем хода плунжера, и она газом поднимается до устья скважины. В момент перелива жидкости через устье скважины скорость потока газа в лифтовой колонне скачкообразно увеличивается. Поток газа захватывает часть жидкости, заполняющей нижнюю часть 3 лифтовой колонны и находящуюся в зоне перфорации. Эта жидкость поднимается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера и зависает выше него, так как скорость газа в проходных каналах ограничителя 4 существенно больше, чем в лифтовой колонне над ограничителем хода плунжера. Очередным циклом подъема плунжера эта жидкость поднимается к устью скважины. В результате производительность скважины, существенно возрастает, а жидкость, находящаяся в нижней части 3 лифтовой колонны и на забое скважины, не ограничивает дебит скважины. Длительность устойчивой работы скважины увеличивается без проведения капитального дорогостоящего ремонта скважины и полной замены лифтовой колонны труб.During well operation, after temporarily restricting flow rate, the plunger captures the fluid that has accumulated above the lower plunger stroke limiter, and it rises with gas to the wellhead. At the moment of liquid overflow through the wellhead, the gas flow rate in the elevator string increases stepwise. The gas flow captures part of the liquid filling the lower part 3 of the elevator column and located in the perforation zone. This liquid rises above the lower limiter 4 of the stroke of the plunger and hangs above it, since the gas velocity in the passageways of the limiter 4 is significantly greater than in the elevator column above the limiter of the stroke of the plunger. In the next plunger lift cycle, this fluid rises to the wellhead. As a result, the productivity of the well increases significantly, and the fluid located in the lower part of the 3 elevator column and at the bottom of the well does not limit the flow rate of the well. The duration of the stable operation of the well increases without major overhaul of the well and the complete replacement of the tubing string.

Пары воды, поступающие в скважину вместе с газом из пласта, поднимаются по трубам лифтовой колонны 2. Поток газа и водяного пара постоянно контактирует с трубами лифтовой колонны 2. Температура окружающей породы по мере уменьшения расстояния до устья скважины уменьшается за счет природных факторов. Уменьшается температура внутренней стенки труб лифтовой колонны 2 и одновременно температура потока газа, поднимающегося в скважине за счет теплообмена с окружающей породой. По мере подъема газа за счет охлаждения потока происходит конденсация паров воды, которая затем стекает по трубам лифтовой колонны 2 и накапливается выше нижнего ограничителя 4 хода плунжера. Плунжер перемещается по лифтовой колонне 2 в управляемом режиме непрерывно или периодически. Вниз плунжер опускается за счет массы, вверх - поднимается газом. Подъем плунжер начинает от нижнего ограничителя 4 хода плунжера, который помещают в трубах скважины при монтаже оборудования плунжерного лифта ниже ожидаемого уровня скопления или зависания жидкости над участком, в котором лифтовая колона 2 имеет конструктивное сужение.Water vapor entering the well together with gas from the formation rises through the pipes of the elevator string 2. The flow of gas and water vapor constantly contacts the pipes of the elevator string 2. The temperature of the surrounding rock decreases due to natural factors as the distance to the wellhead decreases. The temperature of the inner wall of the pipes of the elevator column 2 decreases, and at the same time, the temperature of the gas flow rising in the well due to heat exchange with the surrounding rock. As the gas rises due to cooling of the stream, condensation of water vapor occurs, which then flows through the pipes of the lift column 2 and accumulates above the lower limiter 4 of the plunger stroke. The plunger moves along the elevator column 2 in a controlled mode continuously or periodically. Down the plunger falls due to the mass, up - rises with gas. The rise of the plunger begins from the lower limiter 4 of the stroke of the plunger, which is placed in the pipes of the well when installing the equipment of the plunger elevator below the expected level of accumulation or freezing of the liquid over the area in which the elevator column 2 has a structural narrowing.

Claims

1. A method of removing liquid from a gas production well, comprising a casing, an elevator, a plunger and a shut-off device at the wellhead, characterized in that the zone of the beginning of condensation of the liquid from the gas stream is determined in the elevator and installed in this zone, but not lower than the upper level perforations of the reservoir, the lower limiter of the stroke of the plunger having central and peripheral openings, the plunger consisting of a detachable element and the tubular body being lowered to the lower limiter, closing by opening its central hole and leaving the peripheral holes open, in this case, after accumulation of condensed liquid over the plunger, the shut-off device at the wellhead is closed to accumulate gas in the volume under the lower limiter and partially transfer the condensed liquid under the lower limiter, after which the shut-off device is opened.

2. The method according to claim 1, characterized in that the shut-off device at the wellhead partially overlap.