SU1158829A1

SU1158829A1 - Method of cooling natural gas

Info

Publication number: SU1158829A1
Application number: SU833533786A
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: 1985-05-30

Abstract

СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА,включающий подъем газа по трубной полости скважины, охлаждение газа путем понижени его давлени с образова нием конденсата,сепарирование газа и жидкости, обличающийс тем, что, с целью повьшени холодопроизводительности и упрощени процессов, в затрубную полость скважины непрерывно закачивают отсепарированную жидкость , которую газовым потоком поднимают на поверхность, отдел ют от газа и вновь закачивают в затрубную полость скважины. СОA COOLING METHOD FOR NATURAL GAS, including lifting gas through the tubular cavity of a well, cooling the gas by lowering its pressure to form condensate, separating gas and liquid, and revealing that, in order to improve the cooling capacity and simplify processes, pumped liquid is continuously pumped into the annular cavity of the well which is lifted to the surface by a gas stream, separated from the gas and re-injected into the annular cavity of the well. WITH

Description

пP

- V- V

Изобретение относитс к технике охлаждени и может быть использовано при добыче углеводородных газов.The invention relates to a cooling technique and can be used in the production of hydrocarbon gases.

Цель изобретени повьшение холодопроизводительности и упрощение процессов.The purpose of the invention is to increase cooling capacity and simplify processes.

На чертеже приведена принципиальна схема осуществлени способа охлаждени природного газа.The drawing is a schematic diagram of the method for cooling natural gas.

Жидкость из сепаратора 1 насосом 2 подают в затрубную полость скважины 3. Жидкость стекает под действием гравитационных сил на забой скважины , где смешиваетс с газовым потоком и по насосно-компрессорным тру- бам 4 (трубной полости скважины) поднимаетс на поверхность. В сепараторе 1 жидкость отдел ют от газа, который вывод т из системы, а жидкость насосом 2 снова закачивают в затрубную полость скважинь 3.Fluid from separator 1 is pumped into pumphole cavity 3 by pump 2. Fluid flows under the action of gravitational forces to the bottom of the well, where it mixes with the gas flow and rises through the pump-compressor pipes 4 (pipe cavity) to the surface. In separator 1, the fluid is separated from the gas, which is removed from the system, and the fluid is pumped by pump 2 into the annular cavity of the well 3 again.

При движениипо насосно-компрессорным трубам газовый поток похлаждаетс вследствие затрат энергии на преодоление сил трени и за счет со- вершени работы на подъем закачиваемой жидкости. По мере охлаждени When moving along tubing pipes, the gas flow is cooled due to the energy expended in overcoming the friction forces and due to the completion of work on the rise of the injected fluid. As you cool

газового, потока происходит понижение температуры и жидкости, котора пр мотоком двигаетс совместно с газом.gas flow, a decrease in temperature and a liquid, which moves along with the gas in a coil.

Холодопроизводительность системы определ етс в первую очередь количеством жидкости, циркулирующей в сиетеме: сепаратор-насос-скважина.The cooling capacity of a system is determined primarily by the amount of fluid circulating in the sietem: separator-pump-well.

Газова скважина в предложенном способе выполн ет и роль рекуперативного теплообменника, поскольку по затрубной полости скважины стекает охлажденна жидкость, а по насоснокомпрессорным трубам поднимаетс газо- идкостна смесь.In the proposed method, the gas well also plays the role of a regenerative heat exchanger, since the cooled liquid flows through the annular cavity of the well, and the gas-flow mixture rises through the pump-compressor tubes.

Пример. В скважину глубиной 1000 м, имеющую дебит газа 200 тыс. м в сут. температуру газа на забое 100 С и давление 100 кгс/см, закачивают жидкость с удельным весом 1000 кг/м в количестве 20 м в сУт. После отделени в сепараторе охлажденную жидкость снова закачивают в затрубную полость скважины.Example. In the well with a depth of 1000 m, having a gas flow rate of 200 thousand meters per day. The temperature of the gas at the bottom of 100 ° C and the pressure of 100 kgf / cm are injected with a liquid with a specific weight of 1000 kg / m in an amount of 20 m in 100 UT. After separation in the separator, the cooled liquid is pumped back into the annular cavity of the well.

При давлении в сепараторе 80 кгс/см получают охлажденный газ с температурой от О до -15с.With a pressure in the separator of 80 kgf / cm, a cooled gas is obtained with a temperature from 0 to -15 s.

Claims

METHOD FOR COOLING NATURAL GAS, including raising gas through the borehole cavity, cooling the gas by lowering its pressure to form condensate, separating gas and liquid, characterized in that, in order to increase the cooling capacity and simplify the processes, the separated liquid is continuously pumped into the annular cavity of the well , which is lifted to the surface by a gas stream, is separated from the gas and again pumped into the annulus of the well.

SI

00 th

1 1158829 2