Компрессор для извлечения устьевого газа на нефтяных месторождениях

Условия эксплуатации устья скважины, как правило, гораздо более требовательны, чем условия работы обычных заводов. Ключевые проблемы включают в себя: резкие колебания расхода и давления газа,-поскольку нефтяные и газовые месторождения вступают в средние---этапы добычи, устьевое давление и добыча газа неуклонно снижаются, что требует от компрессоров широкой эксплуатационной гибкости (например, частотно-регулируемого привода, управления рециркуляцией или много-ступенчатой ​​разгрузки цилиндров); риски, связанные с конденсатами и «жидкими пробками»-устьи скважин часто внезапно выбрасывают легкий конденсат или пластовую воду, а при выходе из строя системы сепарации это легко может стать причиной катастрофических механических повреждений компрессорной установки; и коррозия из-за сложного газового состава-некоторые устьевые газы содержат высокие концентрации сероводорода, углекислого газа и свободной воды, которые могут легко вызвать электрохимическую коррозию или коррозионное растрескивание под напряжением.

В зависимости от конкретной производительности нагнетания, степени сжатия и состава газа используются два основных типа: поршневые компрессоры (наиболее распространенный тип), которые легко адаптируются и подходят для применений, связанных с высокими степенями давления и расходами от низких-до-средних. В нефтепромыслах они часто имеют многоступенчатое сжатие, конструкции двойного-действия или специальные конфигурации уплотнений (например, многоступенчатые уплотнения типа Т-типа-), чтобы предотвратить утечку следовых количеств опасных газов. Роторно-винтовые компрессоры, которые часто используются там, где требуется высокая скорость потока и низкое давление всасывания (включая небольшое отрицательное давление); они обеспечивают определенную степень устойчивости к влажному газу и попутному газу, содержащему капли жидкости.

При выборе агрегата необходимо предоставить поставщику следующие ключевые параметры: Давление на входе/всасывании (фактическое давление на устье скважины или в обсадной колонне, которое может быть близким к -атмосферному или вакууму); Давление нагнетания (давление в трубопроводе нижестоящей коллекторной сети или центральной технологической станции); Расход (обычно рассчитывается в MCFD-тысяч кубических футов в день-или Нм³/ч); и состав газа (включая содержание сероводорода, точку росы воды, молекулярную массу и содержание метана, которые определяют класс взрывобезопасности- и требования к устойчивости материала к коррозии).

Своевременно проверяйте и заменяйте газовые клапаны. Регулярно проверяйте температуру клапанов, межступенчатое давление-и скорость потока; ремонтируйте или заменяйте компоненты сразу после обнаружения аномалий, чтобы избежать снижения эффективности сжатия.

Эффективно управляйте сливом жидкости: убедитесь, что сливные клапаны на впускном скруббере и сепараторах газа-жидкости на каждом этапе работают правильно; Регулярно выполняйте слив вручную или автоматически, чтобы предотвратить попадание скопившейся жидкости в компрессор.

Следите за двигателем (если применимо): если в качестве привода используется газовый двигатель, проверьте температуру выхлопных газов (обычно рекомендуется не ниже 600 градусов F/приблизительно. 315 градусов) и стабильность зажигания, чтобы оценить, правильно ли подобрана нагрузка.

Решение проблемы снижения добычи. По мере старения газовых скважин рассмотрите возможность корректировки режима работы компрессора (например, перехода с двойного-действия на одно-действие) или замены агрегата на модель с меньшей-производительностью, чтобы снизить эксплуатационные расходы.