Сбор продукции газовых и газоконденсатных месторождений, страница 4

- индивидуально самотеком из специальных бачков на устье скважины по ингибиторопроводу от централизованной насосной установки, расположенной на УКПГ. На рисунке 10.3.1 представлена схема подачи ингибитора-метанола.

Рисунок 10.3.1 – Установка для индивидуального ввода метанола в выкидную линию скважины:

1 – емкость для метанола; 2 – метанольница; 3 – выкидной трубопровод; 4 – уравнительная трубка; 5 – штуцер; 6 – устье скважины.

Метанол из резервной емкости 1 периодически подается в метанольный бачок, откуда самотеком поступает в газопровод. В метанольном бачке 2 давление поддерживается, равным давлению в газопроводе через уравнительную трубку 4.

- централизованный ввод ингибитора предусматривает подачу ингибитора по самостоятельным линиям - ингибиторопроводам с одной насосной установки, расположенной на УКПГ. Схема представлена на рисунке 10.3.2.

Е₁–емкость; Ф–фильтр; Н.У.–насосная установка.

Рисунок 10.3.2 - Схема централизованной подачи ингибитора гидратообразования в скважину.

На месторождениях природного газа, в составе пластовой продукции которых имеются кислые газы СО₂ и Н₂S, для предупреждения коррозии подаются специальные ингибиторы И-1-А. При возможности гидратообразования подается смесь – комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования.

Ингибирование для предупреждения коррозии проводят вводом реагента постоянно через специальные устройства – распылители. При периодическом ингибировании газопровода вводят определенный объем реагента, который помещают между двумя поршнями – разделителями (см. рисунок 10.3.3). Для ввода поршней в начале газопровода и вывода их в конце газопровода имеются специальные устройства – камеры запуска (см. рисунок 10.3.4а) и приемки (см. рисунок 10.3.4б).

Рисунок 10.3.3 – Разделитель.

Рисунок 10.3.4 – Карман для запуска (а) и приемки (б) скребка, установленный в начале и конце трубопровода.

Периодичность ввода ингибитора определяют по интенсивности коррозии. Например, при сероводородной коррозии металла монтируют датчики-индикаторы коррозии. Один из таких датчиков – водородный зонд. Он представляет конструкцию “труба в трубе”, схема которой приведена на рисунке 10.3.5.

Рисунок 10.3.5 – Водородный зонд пальчикового типа.

Для его изготовления к газопроводу приваривают отрезок трубы и внутреннюю полость герметизируют, а также подсоединяют манометр. При коррозии внутри газопровода сероводород вступает в реакцию с металлом и образует атомарный водород. Последний по микротрещинам диффундирует в герметизированную полость и повышает давление. Атомарный водород неустойчив и быстро преобразуется в молекулу, проникающая способность которой значительно ниже атомарного водорода.

Следует отметить, что поршни различных конструкций применяются для очистки внутренней полости газопровода от отложений всякого вида, скопления жидкой фазы в пониженных участках.

10.4. Дожимная компрессорная станция.

По мере разработки месторождения природных газов пластовое давление снижается, что ведет к падению давления на устье скважины, в газосборных сетях и на УКПГ. Для обеспечения дальнейшего транспорта газа необходимо довести давление на входе в магистральный газопровод до 7,5 МПа (5,5 МПа). Поэтому при обустройстве газовых промыслов предусматривается сооружение дожимных компрессорных станций – ДКС.

Особенность работы ДКС по сравнению с линейными КС на магистральном газопроводе заключается в том, что давление на входе ДКС снижается в соответствии с падением пластового давления, в ряде случаев может изменяться объем поступающего газа на ДКС.

На ДКС нашли применение центробежные нагнетатели, поршневые компрессоры, иногда на первой ступени сжатия могут использоваться винтовые компрессоры.