Compressore per il recupero del gas della testa di pozzo del giacimento petrolifero

Le condizioni operative della testa pozzo sono in genere molto più impegnative di quelle degli ambienti degli impianti convenzionali. Le sfide principali includono: drastiche fluttuazioni nel flusso e nella pressione del gas-quando i giacimenti di petrolio e gas entrano nella fase di produzione da metà-a-tarda, la pressione alla testa del pozzo e la produzione di gas diminuiscono costantemente, richiedendo ai compressori un'ampia flessibilità operativa (ad esempio, azionamento a frequenza variabile, controllo del riciclo o scarico delle bombole in più-stadi); rischi associati ai condensati e ai "pelucchi liquidi"-le teste dei pozzi spesso scaricano improvvisamente condensa leggera o acqua di formazione e, se il sistema di separazione si guasta, ciò può facilmente causare danni meccanici catastrofici all'unità del compressore; e corrosione da composizioni di gas complesse-alcuni gas della testa di pozzo contengono alte concentrazioni di idrogeno solforato, anidride carbonica e acqua libera, che possono facilmente innescare corrosione elettrochimica o tensocorrosione.

A seconda della capacità di scarico specifica, del rapporto di pressione e della composizione del gas, vengono utilizzati due tipi principali: compressori alternativi (il tipo più comune), che sono altamente adattabili e adatti per applicazioni che coinvolgono rapporti di pressione elevati e portate da basse-a-medie. Negli ambienti dei giacimenti petroliferi, questi sono spesso caratterizzati da compressione multi-stadio, design a doppio-effetto o configurazioni di baderne specializzate (come guarnizioni multistadio di tipo T-multi-stadio) per impedire la fuoriuscita di tracce di gas pericolosi. Compressori rotativi a vite, che vengono spesso utilizzati per applicazioni che richiedono portate elevate e basse pressioni di aspirazione (inclusa una leggera pressione negativa); offrono un grado di tolleranza per il gas umido e il gas associato contenente goccioline liquide.

Quando si seleziona un'unità, è necessario fornire al fornitore i seguenti parametri chiave: pressione di ingresso/aspirazione (la pressione effettiva alla testa del pozzo o all'involucro, che può essere quasi-atmosferica o sotto vuoto); Pressione di scarico (la pressione della tubazione della rete di raccolta a valle o della stazione di trattamento centrale); Portata (tipicamente calcolata in MCFD-migliaia di piedi cubi al giorno-o Nm³/h); e composizione del gas (compreso il contenuto di idrogeno solforato, il punto di rugiada dell'acqua, il peso molecolare e il contenuto di metano, che determinano il grado di protezione contro l'esplosione-e i requisiti di resistenza alla corrosione del materiale).

Ispezionare e sostituire tempestivamente le valvole del gas: controllare regolarmente la temperatura delle valvole, le pressioni inter-stadio e le portate; riparare o sostituire immediatamente i componenti non appena vengono rilevate anomalie per evitare di compromettere l'efficienza della compressione.

Gestire il drenaggio dei liquidi in modo efficace: assicurarsi che le valvole di drenaggio sullo scrubber di ingresso e i separatori gas-liquidi in ogni fase funzionino correttamente; eseguire un regolare drenaggio manuale o automatico per evitare che il liquido accumulato venga trasportato nel compressore.

Monitorare il motore (se applicabile): se viene utilizzato un motore a gas per la potenza motrice, controllare la temperatura di scarico (in genere consigliata non inferiore a 600 gradi F/circa. 315 gradi) e la stabilità dell'accensione per valutare se il carico è adeguato.

Affrontare il calo della produzione: con l'invecchiamento dei pozzi di gas, valuta la possibilità di modificare la modalità operativa del compressore (ad esempio, passando da doppio-effetto a singolo-effetto) o sostituire l'unità con un modello di-capacità inferiore per ridurre i costi operativi.