Compresor de recuperación de gas en boca de pozo para yacimientos petrolíferos

Las condiciones operativas en boca de pozo suelen ser mucho más exigentes que las de los entornos de plantas convencionales. Los desafíos clave incluyen: fluctuaciones drásticas en el flujo y la presión del gas-a medida que los yacimientos de petróleo y gas entran en sus etapas de producción media-a-tardías, la presión en la boca del pozo y la producción de gas disminuyen constantemente, lo que requiere que los compresores posean una amplia flexibilidad operativa (por ejemplo, variador de frecuencia, control de reciclaje o descarga de cilindros de múltiples-etapas); los riesgos asociados con los condensados ​​y los "babosas líquidas"-las cabezas de pozo a menudo descargan repentinamente condensado ligero o agua de formación, y si el sistema de separación falla, esto puede causar fácilmente daños mecánicos catastróficos a la unidad del compresor; y corrosión por composiciones complejas de gases-algunos gases de boca de pozo contienen altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y agua libre, que pueden desencadenar fácilmente corrosión electroquímica o agrietamiento por corrosión bajo tensión.

Dependiendo de la capacidad de descarga específica, la relación de presión y la composición del gas, se emplean dos tipos principales: Compresores alternativos (el tipo más común), que son altamente adaptables y adecuados para aplicaciones que involucran relaciones de presión altas y caudales bajos-a-medios. En entornos de yacimientos petrolíferos, estos suelen contar con compresión multi-etapa, diseños de doble-acción o configuraciones de empaque especializadas (como sellos multietapa-tipo T-tipo) para evitar la fuga de trazas de gases peligrosos. Compresores de tornillo rotativo, que se utilizan con frecuencia para aplicaciones que requieren altos caudales y bajas presiones de succión (incluida una ligera presión negativa); Ofrecen un grado de tolerancia al gas húmedo y al gas asociado que contiene gotas de líquido.

Al seleccionar una unidad, debe proporcionar al proveedor los siguientes parámetros clave: Presión de entrada/succión (la presión real en la boca del pozo o en la carcasa, que puede ser casi-atmosférica o un vacío); Presión de descarga (la presión de la tubería de la red de recolección aguas abajo o de la estación central de procesamiento); Caudal (normalmente calculado en MCFD-miles de pies cúbicos por día-o Nm³/h); y composición del gas (incluido el contenido de sulfuro de hidrógeno, el punto de rocío del agua, el peso molecular y el contenido de metano, que determinan la clasificación-a prueba de explosiones y los requisitos de resistencia a la corrosión del material).

Inspeccione y reemplace rápidamente las válvulas de gas: verifique periódicamente las temperaturas de las válvulas, las presiones entre-etapas y los caudales; repare o reemplace los componentes inmediatamente después de detectar anomalías para evitar comprometer la eficiencia de la compresión.

Administre el drenaje de líquidos de manera efectiva: asegúrese de que las válvulas de drenaje en el depurador de entrada y los separadores de gas-líquido en cada etapa estén funcionando correctamente; Realice un drenaje manual o automático regular para evitar que el líquido acumulado pase al compresor.

Supervise el motor (si corresponde): si se utiliza un motor de gasolina como potencia motriz, verifique la temperatura del escape (generalmente se recomienda que no sea inferior a 600 grados F/aproximadamente . 315 grados) y la estabilidad del encendido para evaluar si la carga coincide adecuadamente.

Abordar la disminución de la producción: a medida que los pozos de gas envejecen, considere ajustar el modo operativo del compresor (por ejemplo, cambiar de doble-acción a simple-acción) o reemplazar la unidad con un modelo de menor-capacidad para reducir los costos operativos.