Дожимная (головная или промысловая) компрессорная станция (ГКС).

Первоначальное пластовое давление крупнейших газовых месторождений РФ колеблется от 7...12 до 20...35 МПа.

Работа ГКС определяется двумя основными периодами: постоянной и падающей добычи.

Период постоянной добычи: р _н ДКС ¯ до 2,0...3,9 МПа при постоянной коммерческой производительности. Темп снижения пластового давления составляет от 0,3...0,5 до 0,9 МПа в год. Продолжительность периода постоянной добычи колеблется от 6 до 11 лет.

 В зависимости от расчетного давления магистрального газопровода— р _у 5,5; 7,5; 9,8; 12,5; 1,5 МПа — отношение давлений входа—выхода ГКС в конце периода постоянной добычи может достигать 3…5. →СПЧ.

Период падающей добычи: V_e ГКС ¯ при р _н ¯. В начале этого периода Ne = const.

При дальнейшем снижении пластового давления до 0,5...0,6 МПа добыча газа существенно уменьшается из-за снижения пропускной способности скважин и происходит разгрузка ГКС по мощности.

Тогда, на завершающей стадии используются мобильные компрессорные установки (МКУ) Например, используются ГПА с винтовыми компрессорами для сбора и транспортировки газа в технологии распределённого компримирования нефтегазоконденсатных месторождений.

Компрессорные станции подземных хранилищ газа.

В течение года потребление газа происходит неравномерно. Максимум общего потребления наблюдается в зимние месяцы декабрь — январь, а минимум — в летние месяцы. Наибольшее колебание расхода газа происходит в отоплении: от нуля - в летние месяцы, до максимума - в зимние.

Имеет место также суточная неравномерность потребления газа.

Сезонная неравномерность потребления газа создает проблемы для газопроводного транспорта:

— в зимний период:

1) найти дополнительные источники газа;

2) определить пропускную способность дополнительных газопроводов;

— в летний период:

1) где разместить излишки газа, подаваемого по газопроводу;

Снижение загрузки газоперекачивающих агрегатов приводит к работе их в области пониженного КПД и к перерасходу топливного газа.

Наиболее экономичным способом регулирования сезонного потребления газа является создание базовых и пиковых подземных хранилищ газа (ПХГ).

Крупные базовые подземные хранилища природного газа являются накопителями газа.

Пиковые подземные хранилища газа служат для покрытия дефицита в течение суток.

ПХГ могут эксплуатировать в пассивном или активном режиме.

ПХГ подразделяются на два типа: естественные и искусственные

При хранении газа в газгольдерах, в трубах батарейного

Типа или в сферических резервуарах затраты.значительно выше

Диапазон изменения производительности КС при закачке в период первоначального заполнения хранилища очень широк и может составлять от 5 до 100% проектной производительности. Для большинства ПХГ режим закачки отличается большей неравномерностью, чем режим отбора. Для нагнетателей КС ПХГ невозможно четко установить номинальные параметры работы. Это обусловливает дополнительные технические требования к конструктивному исполнению нагнетателей:

-обеспечение возможно более широкого диапазона регулирования как по производительности, так и по отношению давлений;

-максимальная унификация конструкций нагнетателей с разными конечными давлениями;

-повышенная коррозионно- и износостойкость.

На многих ПХГ требуется осушка извлекаемого газа

Существует два способа осушки газа:

- жидкими сорбентами (гликоль);

- твердыми адсорбентами.

ГКС и КС ПХГ, как правило, строят по индивидуальным проектам, и их технологические схемы отличаются от схем ЛКС. Однако на ДКС, КС ПХГ и ЛКС используют ГПА одного и того же типа и поэтому принципы построения технологических схем одинаковы.

Далее АГНКС