Compresseur de récupération de gaz de tête de puits de gisement de pétrole

Les conditions d’exploitation des têtes de puits sont généralement beaucoup plus exigeantes que celles des usines conventionnelles. Les principaux défis comprennent : des fluctuations drastiques du débit et de la pression du gaz-à mesure que les champs de pétrole et de gaz entrent dans leurs étapes de production intermédiaire-à-tardives, la pression à la tête de puits et la production de gaz diminuent régulièrement, ce qui oblige les compresseurs à posséder une grande flexibilité opérationnelle (par exemple, entraînement à fréquence variable, contrôle du recyclage ou déchargement des bouteilles en plusieurs-) ; risques associés aux condensats et aux « bouchons liquides »-les têtes de puits rejettent souvent soudainement des condensats légers ou de l'eau de formation, et si le système de séparation tombe en panne, cela peut facilement provoquer des dommages mécaniques catastrophiques au groupe compresseur ; et la corrosion due à des compositions gazeuses complexes-certains gaz de tête de puits contiennent de fortes concentrations de sulfure d'hydrogène, de dioxyde de carbone et d'eau libre, qui peuvent facilement déclencher une corrosion électrochimique ou une fissuration par corrosion sous contrainte.

En fonction de la capacité de décharge spécifique, du rapport de pression et de la composition du gaz, deux types principaux sont utilisés : les compresseurs alternatifs (le type le plus courant), qui sont hautement adaptables et adaptés aux applications impliquant des rapports de pression élevés et des débits faibles-à-moyens. Dans les environnements pétroliers, ceux-ci comportent souvent une compression à plusieurs-étages, des conceptions à double-effet ou des configurations de garniture spécialisées (telles que des joints à plusieurs étages-de type T-) pour empêcher la fuite de traces de gaz dangereux. Compresseurs rotatifs à vis, qui sont fréquemment utilisés pour des applications nécessitant des débits élevés et de faibles pressions d'aspiration (y compris une légère pression négative) ; ils offrent un certain degré de tolérance pour les gaz humides et les gaz associés contenant des gouttelettes de liquide.

Lors de la sélection d'une unité, vous devez fournir au fournisseur les paramètres clés suivants : Pression d'entrée/d'aspiration (la pression réelle à la tête de puits ou au tubage, qui peut être proche de la -pression atmosphérique ou du vide) ; Pression de décharge (la pression du pipeline du réseau de collecte en aval ou de la station centrale de traitement) ; Débit (généralement calculé en MCFD-milliers de pieds cubes par jour-ou Nm³/h ); et la composition du gaz (y compris la teneur en sulfure d'hydrogène, le point de rosée de l'eau, le poids moléculaire et la teneur en méthane, qui déterminent l'indice antidéflagrant-et les exigences de résistance à la corrosion des matériaux).

Inspectez et remplacez rapidement les vannes de gaz : vérifiez régulièrement la température des vannes, les pressions entre les étages et les débits ; réparer ou remplacer les composants immédiatement après la détection d'anomalies pour éviter de compromettre l'efficacité de la compression.

Gérer efficacement le drainage des liquides : assurez-vous que les vannes de vidange de l'épurateur d'entrée et les séparateurs gaz-liquide à chaque étape fonctionnent correctement ; effectuer une vidange manuelle ou automatique régulière pour éviter que le liquide accumulé ne soit entraîné dans le compresseur.

Surveillez le moteur (le cas échéant) : si un moteur à gaz est utilisé pour la puissance motrice, vérifiez la température des gaz d'échappement (il est généralement recommandé qu'elle ne soit pas inférieure à 600 degrés F/environ . 315 degrés) et la stabilité de l'allumage pour évaluer si la charge est correctement adaptée.

Remédier à la baisse de production : à mesure que les puits de gaz vieillissent, envisagez d'ajuster le mode de fonctionnement du compresseur (par exemple, passer du double-effet au simple-effet) ou de remplacer l'unité par un modèle de capacité-inférieure pour réduire les coûts d'exploitation.