SU1094950A1

SU1094950A1 - Method of operating a gas-convensate well

Info

Publication number: SU1094950A1
Application number: SU833536133A
Authority: SU
Inventors: Игорь Александрович Галанин; Анна Дмитриевна Осташ; Маргарита Александровна Мартынова; Елена Ефимовна Шевелева; Лариса Михайловна Зиновьева; Раиса Егоровна Шестерикова; Михаил Петрович Ковалко; Владимир Иванович Артемов
Original assignee: Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов
Priority date: 1983-01-06
Filing date: 1983-01-06
Publication date: 1984-05-30

Abstract

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЯ СКВАЖИНЫ, включающий извлечение газа из скважины, сепарацию конденсата от газа, охлажде ние газа, сепарацию жидкости от охлажденного газа и транспортировку газа потребител м, о т л и ч а ющ и и с тем, что, с целью уменьшени энергозатрат на подготовку газа к транспортировке, в затрубное пространство скважины ввод т стабильный конденсат в количестве 1-3 кг на 1 м добываемого газа, после сепарации конденсата от газа конденсат дросселируют, а охлаждение газа осуществл ют полученной газо жидкостной смесью, после чего раздел ют газожидкостную смесь на газ и стабильный конденсат. СО 4 слA METHOD OF OPERATING A GAS-CONDENSATING WELL, including gas extraction from a well, separation of condensate from gas, gas cooling, liquid separation from cooled gas, and gas transportation by consumers, so that, in order to reduce energy consumption by gas preparation for transportation, stable condensate in the amount of 1-3 kg per 1 m of produced gas is introduced into the annulus of the well, after separation of the condensate from the gas, the condensate is throttled, and the gas is cooled by gas produced mixture, after which the gas-liquid mixture is separated into gas and stable condensate. CO 4 cl

Description

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче и подготовке газа к транспортировке.The invention relates to the gas industry and can be used in the extraction and preparation of gas for transportation.

Известен способ подготовки газа к транспортировке, включающий предварительную сепарацию жидкости от газа, охлаждение газа путем его дросселирования, основную сепарацию жидкости от газа и подачу газа потребителям СПНедостаток способа - низкая удельная холодопроизводительность при небольших пластовых давлениях.A known method of preparing gas for transportation, including preliminary separation of the liquid from gas, cooling the gas by throttling it, the main separation of liquid from gas and gas supply to the consumers of SP

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации газоконденсатной скважины, включающий извлечение газа из скважины, сепарацию конденсата от газа, охлаждение газа, сепарацию жидкости от охлажденного газа и транспортировку газа потребителям [2].The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method of operating a gas condensate well, which includes extracting gas from the well, separating the condensate from the gas, cooling the gas, separating the liquid from the chilled gas and transporting the gas to consumers [2].

Недостатком известного способа являются большие энергозатраты на подготовку газа к транспортировке.The disadvantage of this method is the high energy consumption for the preparation of gas for transportation.

Цель изобретения - уменьшение энергозатрат на подготовку газа к транспортировке.The purpose of the invention is the reduction of energy consumption for the preparation of gas for transportation.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу эксплуатации газоконденсатной скважины, включающему извлечение газа из скважины, сепарацию конденсата от газа, охлаждение газа, сепарацию жидкости от охлажденного газа и транспортировку газа потребителям, в затрубное пространство скважины дополнительно вводят стабильный конденсат в количестве 1-3 кг на 1 м³ добываемого газа, после сепарации конденсата от газа конденсат дросселируют, а охлаждение газа осуществляют полученной газожидкостной смесью, после чего разделяют газожидкостную смесь на газ и стабильный конденсат.This goal is achieved by the fact that according to the method of operating a gas condensate well, including extracting gas from a well, separating condensate from gas, cooling gas, separating liquid from chilled gas and transporting gas to consumers, stable condensate is additionally introduced into the annulus of the well in an amount of 1-3 kg 1 m ³ of gas produced, after separation of the condensate from the gas condensate is throttled and the gas cooling is performed resulting gas-liquid mixture, then gas-liquid separated the mixture of gas and condensate is stable.

На чертеже приведена схема установки для реализации способа.The drawing shows the installation diagram for implementing the method.

. Стабильный углеводородный конденсат насосом 1 закачивают в затрубное пространство газоконденсатной скважины 2 и по насосно-компрессорным трубам газовым потоком поднимают на поверхность. При движении по стволу скважины конденсат насыщается газом. В сепараторе 3 насыщенный ВНИИПИ Заказ 3556/19 конденсат отделяют от газового потока, направляют в жидкостный рекуперативный теплообменник 4 и дросселирующее устройство 5, в результате че₅ го из конденсата выделяется растворенный в нем газ. Процесс дегазации конденсата⁰ сопровождается понижением температуры газожидкостной смеси, которая поступает в холодильник 6 (О для охлаждения газового потока. Из холодильника 6 смесь поступает в рекуперативный теплообменник 4 и сепаратор 7, в котором газ отделяется от конденсата. Часть конденсата из 15 сепаратора 7 выводится из системы в виде товарной продукции, а другую часть насосом 1 снова закачивают в затрубное пространство скважины 2. Газовый поток из сепаратора 3 прохо20 Дит рекуперативный теплообменник 8 и холодильник 6, понижая свою температуру. В процессе охлаждения из газового потока конденсируются вода и тяжелые углеводороды, которые отде25 ляют от газа в сепараторе 9 и выводят из системы. Холодный газ из сепаратора 9 поступает в рекуперативный теплообменник 8, нагревается и направ ляется в газопровод потребителя.. Stable hydrocarbon condensate is pumped into the annular space of a gas condensate well 2 by a pump 1 and is lifted to the surface through tubing pipes. When moving along the wellbore, the condensate is saturated with gas. The separator 3 saturated VNIIPO Check 3556/19 condensate separated from the gas stream is directed into the liquid recuperative heat exchanger 4 and the expansion device 5, as a result of Th ₅ from the condensate is released gas dissolved therein. The process of degassing condensate ^{0 is} accompanied by a decrease in the temperature of the gas-liquid mixture, which enters the refrigerator 6 (O to cool the gas stream. From the refrigerator 6, the mixture enters the recuperative heat exchanger 4 and the separator 7, in which the gas is separated from the condensate. Part of the condensate from the 15 separator 7 is removed from systems in the form of commercial products, and the other part is pumped again into the annulus of the borehole 2. The gas stream from the separator 3 passes through 20 Dit recuperative heat exchanger 8 and the refrigerator 6, lowering their During cooling, water and heavy hydrocarbons condense from the gas stream, which are separated from the gas in the separator 9 and removed from the system. Cold gas from the separator 9 enters the recuperative heat exchanger 8, is heated and sent to the consumer gas pipeline.

Пределы поддержания давления в системе дагазации конденсата определяются из следующих соображений. Нижний предел давления определяется давлением окружающей среды и составляет 0,1 МПа.The limits of pressure maintenance in the condensation system are determined from the following considerations. The lower pressure limit is determined by the ambient pressure and is 0.1 MPa.

Верхний предел давления в системе дегазации конденсата определяется величиной необходимой удельной холо₄₀ допроизводительности установки.The upper pressure limit in the condensate degassing system is determined by the required specific holo _{40 of the} unit’s additional capacity.

Нижний предел удельного расхода конденсата также определяется, величиной необходимой удельной холодопроизводительности .The lower limit of the specific condensate flow rate is also determined by the value of the required specific cooling capacity.

Практически этот удельный расход холода составляет не менее 41,868 кДж на 1 м³ добываемого газа.In practice, this specific consumption of cold is at least 41.868 kJ per 1 m ^{3 of} gas produced.

Верхний предел удельного расхода конденсата определяется из условий выноса* конденсата с забоя на устье, скважины.The upper limit of the specific flow rate of condensate is determined from the conditions of removal * of condensate from the bottom at the wellhead, well.

Таким образом, предлагаемый способ эксплуатации газоконденсатной скважины позволяет уменьшить энергозатраты на подготовку газа к транспортировке.Thus, the proposed method of operating a gas condensate well can reduce energy consumption for the preparation of gas for transportation.

Тираж 564 ПодписноеCirculation 564 Subscription

Филиал ШШ Патент, г.Ужгород, ул.Проектная, 4Branch of ShSh Patent, Uzhgorod, Project 4,

Claims

METHOD FOR OPERATING A GAS-CONDENSATE WELL, which includes extracting gas from a well, separating condensate from gas, cooling gas ⁴ , separating liquid from chilled gas and transporting gas to consumers, so that in order to reduce energy consumption to prepare the gas for transportation, stable condensate is introduced into the annulus of the well in the amount of 1-3 kg per 1 m ^{3 of} produced gas, after the condensate is separated from the gas, the condensate is throttled, and the gas is cooled by the obtained gas-liquid mixture suction, after which the gas-liquid mixture is separated into gas and stable condensate.