UA133078U

UA133078U - METHOD OF REMOVAL AND COLLECTION OF LIQUID FROM GAS CONDENSATED BOLES AND PLINS

Info

Publication number: UA133078U
Application number: UAU201809817U
Authority: UA
Inventors: Шкейр Алі; Михайло Іванович Братах
Original assignee: Шкейр Алі; Михайло Іванович Братах
Priority date: 2018-10-01
Filing date: 2018-10-01
Publication date: 2019-03-25

Abstract

Спосіб видалення і збору рідини з газоконденсатних свердловин та шлейфів, за яким періодично видаляють рідину з вибою свердловини шляхом її продування за допомогою сепаратора. Використовують підключений до газозбірного пункту присвердловинний газопровід-сепаратор у вигляді двотрубної системи, через яку послідовно продувають свердловини від низьконапірних до високонапірних із поступовим збільшенням тиску в системі до граничної величини. При досягненні граничної величини включається компресорна установка на газозбірному пункті для всмоктування накопиченого газу, його компримування і подачі в газліфтну гребінку для нагнітання на вибій низьконапірних свердловин, на яких критичної швидкості, що визначають за окремим алгоритмом, недостатньо для виносу рідини з вибою свердловини.A method of removing and collecting fluid from gas condensate wells and plumes, which periodically remove fluid from the well face by blowing it through a separator. Use the well-connected gas pipeline separator connected to the gas collection point in the form of a two-pipe system, through which the wells from low pressure to high pressure are sequentially blown with a gradual increase in system pressure to the limit value. Upon reaching the limit value, the compressor unit at the gas collection point for suction of the accumulated gas is included, its compression and supply to the gas lift for injection into the downhole of low-pressure wells, at which the critical velocity, determined by a separate algorithm, is not sufficient for the fault.

Description

Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів видалення рідини з вибою свердловини, і може бути використана для зменшення гідростатичного тиску на вибій свердловини із відповідним підвищенням її продуктивності і зменшенням виробничо-технологічних витрат із відповідним зростанням виходу товарної продукції.The useful model belongs to the oil and gas production industry, in particular to the methods of removing liquid from the wellbore, and can be used to reduce the hydrostatic pressure on the wellbore with a corresponding increase in its productivity and a decrease in production and technological costs with a corresponding increase in the yield of marketable products.

Відомий спосіб видалення рідини із газових свердловин і шлейфів (патент РФ Мо 2017941,A known method of liquid removal from gas wells and plumes (patent of the Russian Federation Mo 2017941,

МПК Е21В 43/03, публ. 15.08.1998), який полягає в тому, що видобуток газу ведуть із періодичним видаленням з вибою свердловини рідини видобутим газом. Рідину з вибою свердловини видаляють шляхом продувки шлейфів через газовий ежектор і кожну свердловину періодично підключають до камери змішування газового ежектора. На вхід ежектора подають високонапірний газ з дотискної компресорної станції (ДКС), а змішаний потік направляють на вхід ДКС. Період продувки кожної свердловини визначають за стабілізацією її температури.IPC E21B 43/03, publ. 15.08.1998), which consists in the fact that gas extraction is carried out with the periodic removal of the extracted gas liquid from the wellbore. The liquid from the well is removed by blowing the plumes through the gas ejector and each well is periodically connected to the mixing chamber of the gas ejector. At the ejector inlet, high-pressure gas is supplied from the pressure compressor station (DKS), and the mixed flow is directed to the entrance of the DKS. The period of purging of each well is determined by the stabilization of its temperature.

Недоліками цього пристрою є можливість продування свердловин до тиску, який обмежується тиском на всмоктуванні камери ежектора, що значно зменшує ефективність продування низьконапірних свердловин. Крім того, багатофазовий потік продувки створюватиме додаткові опори, а розділення суміші має відбуватись в окремих сепараторах групових пунктів, що в підсумку сприятиме зростанню втрат тиску між виходом ежектора і установкою та необхідністю нарощування компресорних потужностей.The disadvantages of this device are the ability to blow wells to a pressure that is limited by the suction pressure of the ejector chamber, which significantly reduces the effectiveness of blowing low-pressure wells. In addition, the multi-phase purge flow will create additional resistances, and the separation of the mixture should take place in separate separators of group points, which will ultimately contribute to the increase in pressure losses between the ejector outlet and the installation and the need to increase compressor capacities.

Відомий спосіб видалення рідини з виснажених газових свердловин в Північному Морі і континентальній Європі шляхом використання соїйеа-їшбіпу, з'єднаних меіосйу в5ігіпд, гнучких, сифонних або мікротрубок (Ое іопде, В.М. апа Тоивів, 0. (2007): І їди Опіоадіпа ої дерієївд СавThere is a known method of removing liquid from exhausted gas wells in the North Sea and continental Europe by using soiyea-ishbip, connected meiosyu v5igipd, flexible, siphon or microtubes (Oe iopde, V.M. apa Toiv, 0. (2007): I eat Opioadipa oi deriyeivd Sav

МуУеїї5 іп Ше Моййп бЗєа апа Сопіїпепіа! Еигоре, ивіпа соївей їШбіпа, доїпівй Ріре МеІосйу/ЛизейMuUeiii5 ip She Moyip bZea apa Sopiipepia! Eigore, ivipa soivey iShbipa, doipivy Rire MeIosyu/Lizei

Зігіпуд5 апа Містовігіпуд, ЗРЕ 107048, ргезепіва а Ше 5РЕ/ЛСОТА Соїйєй Тиріпд апа УУеїZigipud5 apa Mistovigipud, ZRE 107048, rgezepiva a She 5RE/LSOTA Soiiiei Tiripd apa UUei

Іптегуепіп Сопієтепсе апа Ехпірбйіоп Неї іп Ше У/оодіапа5, Теха5, Ш.5.А, 20-21 Магсп 2007), який включає проведення вузлового аналізу для вибору оптимального розміру ліфтових труб з наявного діаметрального рядку від 1 до 2 дюймів на підставі виконання трьох умов: (1) забезпечення ліфтовою трубою високого дебіту свердловини, (2) досягнення швидкісного ерозійного коефіцієнта, що є відношенням дійсної швидкості до швидкості ерозійного стирання, меншого за одиницю та (3) мінімальної металоємності конструкції.Ipteguepip Sopietepse apa Ekhpirbiiop Nei ip She U/oodiapa5, Tekha5, Sh.5.A, 20-21 Magsp 2007), which includes carrying out a nodal analysis to select the optimal size of elevator pipes from the available diameter line from 1 to 2 inches based on the performance of three conditions: (1) ensuring a high flow rate of the well by the lift pipe, (2) achieving a rapid erosion coefficient, which is the ratio of the actual speed to the rate of erosion erosion, less than unity, and (3) the minimum metal content of the structure.

Зо Недоліком цього способу є можливість його застосування лише для свердловин із встановленим пакером на вибої, оскільки не враховується можливість руху газового флюїду як по трубному простору ліфтової труби, так і по затрубному, а також врахування лише одного показника кінематики флюїду: зміну діаметра внутрішнього перерізу ліфтової труби, без врахування можливості зміни густини потоку, штучного збільшення дебіту потоку або зміни робочого тиску видобувної свердловини.The disadvantage of this method is the possibility of its application only for wells with an installed packer on the wellhead, since the possibility of gas fluid movement both in the pipe space of the lift pipe and in the annulus is not taken into account, as well as taking into account only one indicator of fluid kinematics: the change in the diameter of the internal section of the lift pipe pipes, without taking into account the possibility of changing the flow density, artificially increasing the flow rate or changing the working pressure of the production well.

Відомий спосіб видалення рідини зі шлейфів газоконденсатних свердловин (патент УкраїниThere is a known method of liquid removal from the plumes of gas condensate wells (patent of Ukraine

Мо 24956, МПК Е21В 43/00, публ. 25.07.2007, бюл. Мео11), який включає видобуток газу з періодичним видаленням рідини із шлейфів газоконденсатних свердловин шляхом підключення до свердловини з низьким робочим тиском перемички до шлейфу іншої свердловини, яка працює з високим робочим тиском.Mo 24956, IPC E21B 43/00, publ. 25.07.2007, Bull. Meo11), which includes gas production with periodic removal of liquid from gas condensate wells by connecting a bridge to a well with low operating pressure to the loop of another well that operates at high operating pressure.

Недоліком даного способу є низька технологічність, оскільки видалення рідини зі шлейфу свердловини можливе лише при наявності джерела високонапірного газу.The disadvantage of this method is low manufacturability, since the removal of liquid from the well plume is possible only if there is a source of high-pressure gas.

Найбільш близьким за технічною суттю до запропонованої корисної моделі є спосіб видалення і збору рідини з газоконденсатних свердловин та шлейфів (патент України Мо 32695,The closest in technical essence to the proposed useful model is the method of removing and collecting liquid from gas condensate wells and plumes (patent of Ukraine Mo 32695,

МПК Е21В 43/00, публ. 26.05.2008, бюл. Мо 10), що включає видобування газу з періодичним видаленням рідини з вибою свердловини шляхом її продування на амбар через підключений сепаратор.IPC E21B 43/00, publ. 26.05.2008, Bull. Mo 10), which includes gas extraction with periodic removal of liquid from the wellbore by blowing it into the barn through a connected separator.

Недоліками даного способу є суттєве зростання виробничо-технологічних витрат природного газу під час емісії його в атмосферу і відповідне забруднення навколишнього середовища, низька надійність роботи сепаратора в умовах надходження до гирла свердловини різних об'ємів рідини у вигляді пробок із насосно-компресорних труб.The disadvantages of this method are a significant increase in the production and technological costs of natural gas during its emission into the atmosphere and the corresponding pollution of the environment, low reliability of the separator in the conditions of the arrival of various volumes of liquid in the form of plugs from pump-compressor pipes to the wellhead.

Задачею корисної моделі є підвищення ефективності способу продування свердловин із зменшенням обсягу емісії метану в атмосферу і відповідним зменшенням виробничо- технологічних витрат і збільшенням видобутку рідких вуглеводнів з потоку газу продувки шляхом підвищення продуктивності низьконапірних свердловин родовищ із накопиченою рідиною на вибої та створення під час продування закритого циклу циркуляції газу від гирла свердловини до установок збору газопромислової продукції, його компримування і подальшого повернення в затрубний простір свердловини.The purpose of the useful model is to increase the efficiency of the method of blowdown of wells with a decrease in the amount of methane emissions into the atmosphere and a corresponding decrease in production and technological costs and an increase in the production of liquid hydrocarbons from the flow of blowdown gas by increasing the productivity of low-pressure wells in deposits with accumulated liquid on the bottom and creating a closed cycle during blowdown gas circulation from the wellhead to gas production collection facilities, its compression and subsequent return to the annular space of the well.

Для вирішення поставленої задачі пропонується використовувати потужну ємність для 60 приймання денного обсягу продувок свердловин. Як така ємність пропонується використати видовжений в просторі присвердловинний газопровід-сепаратор (з англ. "Кпоск-ошагит"), який використовується для видалення вільних крапель води під дією сил гравітації з нафтовогазоводної суміші із суттєвим газовим фактором. Присвердловинний газопровід- сепаратор має з'єднуватись із усіма шлейфами свердловин, бути прокладеним по площі родовища до входу в газозбірний пункт, а його позиціювання, конфігурація та технічна характеристика для приймання газу при продуванні свердловин буде унікальною, базуючись на аналізі РМТ-режиму родовища, кількості свердловин, розподілі свердловин за тиском на низьконапірні, середньонапірні та високонапірні водному та конденсатному факторах свердловин. Основний принцип у виборі технологічної характеристики системи залежить від кількості газу при продуванні свердловин та їх шлейфів, оскільки при прийманні цього газу тиск в присвердловинному газопроводі-сепараторі зростатиме відповідно до рівняння стану природного газу, а отже система має бути замкнутою і газ в кінці сепаратора постійно відбиратиметься компресором для або подальшої подачі газу на підготовку, або циклічної закачки на вибій свердловин як газліфтного газу. Процедуру розрахунку потрібної потужності присвердловинного газопроводу-сепаратора проводять за алгоритмом розрахунку акумулятивної здатності газопроводів, порівнюючи її з даними розрахунку необхідної кількості високонапірного газу для продування свердловин.To solve the problem, it is proposed to use a powerful capacity for receiving 60 daily volume of well blowdowns. As such a container, it is proposed to use a wellbore gas pipeline-separator (from the English "Kposk-oshagyt"), which is used to remove free drops of water under the action of gravity from an oil-gas-water mixture with a significant gas factor. The wellbore gas pipeline-separator must be connected to all wells, be laid across the field area to the entrance to the gas collection point, and its positioning, configuration, and technical characteristics for receiving gas during blowdown of the wells will be unique, based on the analysis of the RMT regime of the field, the amount wells, distribution of wells by pressure into low-pressure, medium-pressure and high-pressure water and condensate factors of wells. The main principle in choosing the technological characteristics of the system depends on the amount of gas when blowing out wells and their plumes, since when receiving this gas, the pressure in the near-well gas pipeline-separator will increase according to the equation of state of natural gas, and therefore the system must be closed and gas at the end of the separator will be constantly withdrawn by a compressor for either further supply of gas for preparation, or cyclic injection to the wellbore as gas lift gas. The procedure for calculating the required capacity of the near-well gas pipeline-separator is carried out according to the algorithm for calculating the accumulative capacity of gas pipelines, comparing it with the data for calculating the required amount of high-pressure gas for blowing wells.

Технічним результатом є відсутність втрат природного газу під час продувки і збільшення ефективності продування свердловин шляхом комбінування методу зменшення робочого тиску свердловини і подачі газліфтного газу на вибій свердловини.The technical result is the absence of losses of natural gas during blowdown and an increase in the efficiency of blowdown of wells by combining the method of reducing the working pressure of the well and supplying gas lift gas to the wellhead.

Для пояснення суті запропонованої корисної моделі на кресленні зображено: фіг. 1 - схема встановлення на площі газоносності присвердловинного газопроводу-сепаратора, на фіг. 2 - технологічна схема розміщення обладнання для реалізації способу, на фіг. З - схема геодезичного перепаду висот для транспортування рідини по нижній трубі трубопроводу- сепаратора.To explain the essence of the proposed useful model, the drawing shows: fig. 1 - installation diagram of the near-well gas pipeline-separator on the gas bearing area, in fig. 2 - a technological diagram of the placement of equipment for the implementation of the method, in fig. C - diagram of the geodesic height difference for transporting liquid along the lower pipe of the pipeline-separator.

Кожна свердловина, що містить затрубний простір 1, вибій 2 та гирло 3, яке фонтанною арматурою підключено до системи шлейфів 4. Система шлейфів 4 включає шлейфи низьконапірних свердловин ГІР, середньонапірних свердловин МР, високонапірних свердловинEach well, containing an annular space 1, a hole 2 and a mouth 3, which is connected to the system of loops 4 with a fountain fitting. The system of loops 4 includes the loops of low-pressure wells GIR, medium-pressure wells MR, high-pressure wells

НЕ, які підключені до верхньої труби присвердловинного газопроводу-сепаратора 5. НижняNO, which are connected to the upper pipe of the near-well gas pipeline-separator 5. Lower

Зо труба присвердловинного газопроводу-сепаратора 5 - лінія подачі рідини б підключена до розділювачів Е-1, Е-2, Е-3, які з'єднано з насосом 7 для подачі в конденсатопровідну систему.From the pipe of the wellbore gas pipeline-separator 5 - the liquid supply line would be connected to the separators E-1, E-2, E-3, which are connected to the pump 7 for feeding into the condensate system.

Окремо до розділювачів Е-1, Е-2, Е-3 підключено лінію зливу рідини вхідного сепаратора 8 (газ- рідина) газозбірного пункту ГЗП, який складається з системи регенерації парів, що містить вхідний сепаратор 8 та компресор 9 або установку регенерації парів МК, і системи осушування газу 11, що містить турбодетандер ТДА та низькотемпературний сепаратор І Т5.Separately, the liquid drain line of the input separator 8 (gas-liquid) of the gas collection point of the GZP is connected to separators E-1, E-2, E-3, which consists of a vapor regeneration system containing an input separator 8 and a compressor 9 or a vapor regeneration unit MK , and the gas drying system 11, which contains the TDA turbo-expander and the low-temperature separator I T5.

Вхідний сепаратор 8 з'єднаний з компресором 9 | ступені компримування газу. Для забезпечення стабільної роботи компресора 9 установка містить байпасну антипомпажну лінію 10 для регулювання обсягу подачі газу на його вхід. Компресор 9 підключений до системи осушування газу 11 перед його заміром та подачею в магістральний газопровід (МГ) та до компресора 12 ІЇ ступеня компримування газу. Після компресора 12 послідовно розміщені вузол заміру газліфтного газу 13, трубопровід для подачі газліфтного газу 14 та газліфтна гребінка 15 для розподілу газу між свердловинами І Р, МР, НР.The input separator 8 is connected to the compressor 9 | degrees of gas compression. To ensure stable operation of the compressor 9, the installation includes a bypass anti-pumping line 10 to regulate the amount of gas supplied to its inlet. The compressor 9 is connected to the gas drying system 11 before it is measured and supplied to the main gas pipeline (MG) and to the compressor 12 of the II degree of gas compression. After the compressor 12, the gas lift gas measuring unit 13, the pipeline for the supply of gas lift gas 14 and the gas lift comb 15 for the distribution of gas between the wells IR, MR, NR are placed in sequence.

За такою схемою роботи ГЗП, що приймає газ, обладнується компресорною станцією та має в технологічній схемі сепаратор 8 краплевідбійний скруберного типу, на який подається газ із вхідним тиском Рг. Оскільки вільна вода видаляється і транспортується через нижню трубу присвердловинного газопроводу-сепаратора 5 - лінію подачі рідини 6, а присвердловинний сепаратор-трубопровід 5 великого діаметра має малу довжину, втратами тиску на процес переміщення газу знехтувано. Рідина, в свою чергу, безпосередньо подається в розділювачі Е- 1, Е-2, Е-3 системи стабілізації конденсату із поступовим зниженням робочого тиску в них. Далі газ подається на всмоктувальну лінію 1 ступеня компресора 9, яка обладнана антипомпажною байпасною лінією 10, що відкривається при суттєвому падінні обсягу газу, що надходить на всмоктування під час продування свердловин. Відокремлений рідинний потік у вхідному сепараторі 8 направляється в розділювачі Е-1, Е-2, Е-3. Газовий потік подається на підготовку в систему осушування газу 11, звідки його частина відбирається на замір як товарний газ, інша частина направляється до свердловин родовища через компресор 12 ІІ ступеня компримування з управлінням тиску на виході регулюючою автоматикою, що контролюється оператором при подачі газу до різних свердловин.According to this scheme of operation, the GZP, which receives gas, is equipped with a compressor station and has, in the technological scheme, a separator 8 of the drop-reflecting scrubber type, which is supplied with gas with an input pressure of Рg. Since the free water is removed and transported through the lower pipe of the wellbore gas pipeline-separator 5 - the liquid supply line 6, and the wellbore separator-pipeline 5 of a large diameter has a short length, pressure losses on the process of gas movement are neglected. The liquid, in turn, is directly supplied to separators E-1, E-2, E-3 of the condensate stabilization system with a gradual decrease in the working pressure in them. Next, the gas is supplied to the suction line 1 of the compressor stage 9, which is equipped with an anti-pumping bypass line 10, which opens when the volume of gas entering the suction during well blowing drops significantly. The separated liquid flow in the input separator 8 is sent to separators E-1, E-2, E-3. The gas flow is fed for preparation to the gas drying system 11, from where part of it is sampled for measurement as commodity gas, the other part is sent to the wells of the field through compressor 12 of the II degree of compression with pressure control at the output by regulating automation, which is controlled by the operator when supplying gas to different wells .

Вибір свердловин для продувки і газліфтної експлуатації вибирається шляхом порівняння дійсного дебіту свердловини по газу із мінімально допустимим дебітом визначеним за однією із бо моделей прогнозування накопичення рідини на вибої свердловини, яка найбільш чітко описує поведінку багатофазового середовища при русі у вертикальних трубах. Перелік моделей для визначення умов накопичення рідини на вибої свердловини наведено у таблиці 1.The selection of wells for blowdown and gas lift operation is selected by comparing the actual flow rate of the well for gas with the minimum allowable flow rate determined by one of the models for predicting the accumulation of liquid at the wellhead, which most clearly describes the behavior of the multiphase medium during movement in vertical pipes. The list of models for determining the conditions of liquid accumulation at the wellbore is given in Table 1.

Таблиця 1 режим роботи Тернера Коелмана Нусієвра Дешенг Жоу Суттона 1969 а!. (1991 а!. (1997 2001 2010 2008Table 1 mode of operation Turner Koelman Nusievre Desheng Zhou Sutton 1969 a!. (1991 a!. (1997 2001 2010 2008

За кожним із періодичних методів проаналізують, яким чином змінюється потрібний номінальний дебіт для винесення рідини і який процент свердловин може бути очищений від накопиченої рідини із застосуванням певного методу, а також проблеми в його імплементації.According to each of the periodic methods, it will be analyzed how the required nominal flow rate for liquid removal changes and what percentage of wells can be cleaned of accumulated liquid using a certain method, as well as problems in its implementation.

Порівняння ефективності використання періодичних методів видалення із поточною експлуатацією наведено у таблиці 2.A comparison of the efficiency of using periodic removal methods with current operation is shown in Table 2.

Таблиця 2 свердловини свердловиниTable 2 of the borehole

Робота на Подавання Зменшення густини . Зниження робочого : . технологічному на вибій і його поверхневого й атмосферного режимі свердловини натягWork on Feed Reduction of density. Reduction of working: . technological on the blowout and its surface and atmospheric regime of the well tension

Вплив на Зменшення Збільшення Зменшення. . й . потрібного дебіту . потрібного дебіту номінальний Без змін фактичного дебіту дебіт газу для винесення свердловин для винесення рідини рідиниEffect on Decrease Increase Decrease. . and the required debit. of the desired flow rate nominal Without changes in the actual flow rate gas flow rate for carrying out wells for carrying out liquid liquid

М . Зниження до . . робочий тиск Без змін Фактично без змін | Фактично без змін атмосферного свердловинM. Reduction to . . operating pressure No change Practically no change | In fact, without changes in atmospheric wells

Залежно від отриманих результатів визначають необхідність та порядок продувань низьконапірних ГР, середньонапірних МР та високонапірних свердловин НР в присвердловинний газопровід-сепаратор 5.Depending on the results obtained, the necessity and order of blowing of low-pressure GR, medium-pressure MR and high-pressure wells of HP into the near-well gas pipeline-separator 5 are determined.

Спосіб здійснюється таким чином.The method is carried out as follows.

Процедуру продування починають із подачі пускового газу з компресора 12 як газліфтний газ в перші три низьконапірні свердловини ГР, а потім середньонапірні свердловини МР із винесенням рідини з вибою та прийманням газу в присвердловинному газопроводі-сепараторі 5, що збільшує робочий тиск в ньому до початкової величини Рі. Через систему автоматики три високонапірні свердловини НР починають продувати в присвердловинний газопровід-сепаратор 5 при відкритих кранах на продувочній лінії в точці підключення шлейфіа і закритих - на основній лінії шлейфа. Тиск в присвердловинному газопроводі-сепараторі 5 зростає до кінцевої величиниThe blowdown procedure begins with the supply of starting gas from the compressor 12 as gas lift gas to the first three low-pressure wells GR, and then the medium-pressure wells MR with the removal of liquid from the hole and the reception of gas in the near-well gas pipeline-separator 5, which increases the working pressure in it to the initial value Ri . Thanks to the automation system, three high-pressure wells of HP begin to blow into the near-well gas pipeline-separator 5 with open taps on the blowdown line at the connection point of the pipeline and closed - on the main line of the pipeline. The pressure in the downhole gas pipeline-separator 5 increases to a final value

Р», включається | ступень стиснення компресора 9 і газ починає компримуваться. Процес продування свердловин при цьому продовжується із контролем оператором, який при зміні тиску і обсягу газу на вході в компресор 9 регулює кількість свердловин, що продуваються і термін їх продування. З цього моменту система виходить на циклічний режим роботи: продування свердловини до тиску Ро, транспортування газу на установку комплексної підготовки газу, двоступеневе компримування газу на компресорній станції із подачею визначеного обсягу газу після | ступеня на систему осушування газу 11 і далі в системуR", includes | the compression stage of the compressor is 9 and the gas begins to be compressed. At the same time, the process of blowing out the wells continues under the control of the operator, who, upon changing the pressure and volume of gas at the inlet to the compressor 9, regulates the number of wells being blown out and the duration of their blowing out. From this moment, the system enters a cyclic mode of operation: blowing the well to the pressure Po, transporting gas to the complex gas preparation plant, two-stage compression of gas at the compressor station with the supply of a specified volume of gas after | degree to the gas drying system 11 and further into the system

Зо транзитних газопроводів та подачею частини газу на ІІ ступінь компримування і далі до вибою свердловин, видалення рідини потоком високонапірного газу і змішування в присвердловинному газопроводі-сепараторі 5. Цикл безперервно повторюється. Рідинна складова, що виноситься з вибою свердловини, осаджується в нижній трубі присвердловинного газопроводу-сепаратора 5 - лінії подачі рідини 6 до розділювачів Е-1, Е-2, Е-3, де перепад тиску створюється завдяки як напору в початковій точці, так і геодезичній різниці висот (фіг. 3). Після закінчення процесу продування визначених свердловин, процес автоматично переключається на інші. Газ постійно має відбиратись компресором 9 або МКО для проходження наступних технологічних процесів.From the transit gas pipelines and supplying part of the gas to the II degree of compression and further to the drilling of the wells, removal of liquid by a flow of high-pressure gas and mixing in the near-well gas pipeline-separator 5. The cycle repeats continuously. The liquid component carried out of the wellbore is deposited in the lower pipe of the near-well gas pipeline-separator 5 - the liquid supply line 6 to the separators E-1, E-2, E-3, where the pressure drop is created due to both the pressure at the initial point and geodetic height difference (Fig. 3). After the end of the blowing process of the specified wells, the process is automatically switched to others. Gas must be constantly removed by compressor 9 or MKO for the following technological processes.

Застосування запропонованого способу видалення і збору рідини з газоконденсатних свердловин та шлейфів дозволяє не лише збирати рідинні забруднення під час продування свердловин, але й суттєво підвищити дебіти свердловин, при цьому виробничо-технологічні витрати природного газу, пов'язані із емісією метану в атмосферу мінімізуються.The application of the proposed method of liquid removal and collection from gas condensate wells and plumes allows not only to collect liquid pollution during well blowing, but also to significantly increase the flow rates of wells, while the production and technological costs of natural gas associated with the emission of methane into the atmosphere are minimized.

Claims

USEFUL MODEL FORMULA The method of removing and collecting liquid from gas condensate wells and plumes, according to which liquid is periodically removed from the well blowout by blowing it using a separator, which differs in that it uses a well gas pipeline-separator connected to the gas collection point in the form of a two-pipe system, through which wells are sequentially blown from low-pressure to high-pressure with a gradual increase in pressure in the system up to the limit value, upon reaching which the compressor unit at the gas collection point is turned on to suck in the accumulated gas, compress it and feed it to the gas lift comb for injection to the blowout of low-pressure wells, at which critical speed, which is determined by a separate algorithm, is not enough to remove the liquid from the wellbore. OH KK in OK VC M V OO in V V KO B V o. s po ОХ HASKOKKKKKKKK KKKKKKKK M OK ХХ ХЕ В В В В s o 0"

With Fr. XX. ZO OO se a OKH Z HA KOH ХХ OK M schu OO KK i OH OK OKO OH s o

0.” at. NE XX MM M KhMK NK OH Bak KK V Z TV UMH KB s ; : N : 1 kaklyvsorazzhkmnNih! WE: and not in N Ekon and with V Zkohne nut Vrokvanynvyiknagy Id. PEDUOZHYNNHV dok TD ske BT don EnoV I 2 KVZSVOOKOVu vla YuVIoYu and SCHE in VZHE i Y : KE ! B and hak And YaVaENasyu has a family:

Fig.