Автоматизация контроля давления газа в магистральном газопроводе

«новый фонд» DN – 89 мм;– метанолопроводы «старый фонд» DN – 57 мм.– метанолопроводы «новый фонд» DN – 57, 32, 18 мм.ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО сырья, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ИЗГОТОВЛЯЕМОЙ ПРОДУКЦИИИсходным сырьем на УППГ-2В является пластовая смесь, добываемая из эксплуатационных скважин нижнемеловых залежей Ямбургского НГКМ (газ пластовый, вода пластовая и конденсационная, конденсат углеводородный).Эта же пластовая смесь (после дросселирования и подогрева) является продукцией УППГ-2В, транспортируемой на УКПГ-1В для извлечения конденсата и подготовки к магистральному транспорту газа.Характеристика пластового газа (в соответствии с данными отчета "Коррективы проекта разработки нижнемеловых отложений Ямбургского месторождения. Дополнения", выполненного Тюменниигипрогазом в 1998г. и утвержденного ОАО "Газпром" (протокол № 46-к-Р/98 от 29. 10. 98г.)) в зависимости от пластового давления приведена в таблице 2.1, таблице 2.2.Таблица 2.1 – Изменение состава пластового газа при снижении пластового давления (% мольн.) I эксплуатационный объектКомпонентыСостав пластового газа, % мольныйПластовое давление, МПа17,516,014,513,0CO20,3850,3860,3860,387N21,2671,2711,2711,273CH488,98689,14289,2889,40C2 H64,2764,2794,2824,288C3H82,1212,1162,1132,112iC4H100,5970,5940,5910,588nC4H100,5110,5070,5030,500F1(71oC)0,9610,9280,8950,863F2(125oC)0,6430,5810,5220,466F3(175oC)0,1860,1530,1240,101F4(225oC)0,0370,0270,0200,014F5(275oC)0,0280,0180,0120,008C5+в, г/м373,3166,3660,2554,88Таблица 2.2 – Изменение состава пластового газа при снижении пластового давления (% мольн.) II эксплуатационный объектКомпонентыСостав пластового газа, % мольныйПластовое давление, МПа17,615,814,612,8CO20,2360,2370,2370,237N20,1770,1770,1780,178CH490,78590,88990,95291,035C2 H64,7654,7694,7724,779C3H81,8721,8721,8721,873iC4H100,3600,3590,3590,358nC4H100,4200,4180,4170,416F1(71oC)0,5660,5510,5410,526F2(125oC)0,5880,5420,5120,468F3(175oC)0,1630,1370,1220,101F4(225oC)0,0470,0360,0290,022F5(275oC)0,0150,0100,0080,005F6(321oC)0,0060,0030,0030,002C5+в, г/м358,3153,0649,8545,56Промежуточной продукцией УППГ-2В является конденсат углеводородный нестабильный.Конденсат углеводородный нестабильный представляет собой жидкость, которая состоит из смеси углеводородов, легче воды, с водой не смешивается, обладает высокой испаряемостью, токсична, легко воспламеняется при нормальных условиях.Усредненный состав конденсата (% массов.):СН4 – 3,03;С2Н6 – 4,56;С3Н8 – 10,46;iС4Н10 – 6,71;nС4Н10 – 10,25;iС5Н12 – 5,69;nС5Н12 – 5,52;С6+в – 61,1-59,1Физико-химические показатели:плотность – 620…635 кг/м3;молекулярная масса – 71,5…72,5 кг/кмоль;вязкость:-при 0°С – 1,147*10-6 м2/с;-при 10°С – 0,892*10-6 м2/с;температура вспышки паров - +30°С;температура самовоспламенения паров - +380°С;пределы взрываемости паров – 1,4…8,0% объем.;ПДК в воздухе рабочей зоны – 7000 мг/м3.В процессе эксплуатации скважин совместно с газом происходит вынос из пластов пластовой воды. Вынос воды пластовой из скважин:«старый фонд» – 1,6…2,5 г/м3;«новый фонд» – 2,4…3,9 г/м3.Максимальный вынос воды – до 6 г/м3.Характеристика пластовых вод:по химическому составу – хлоридные;минерализация – до 9,9 г/л;содержание, г/л:ионов хлора – 1…2,3;гидрокарбонат-ионов – 0,8…5,1;ионов натрия и калия – 1,5…3,0;сульфат-ионов – до 0,23;карбонат-ионов – до 0,252;ионов магния – до 0,016;ионов кальция – 0,004…0,070.В качестве ингибитора гидратообразования на УППГ-2В применяется метанол.Метанол – бесцветная, прозрачная, легковоспламеняющаяся, ядовитая жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях.Основные физико-химические показатели:Химическая формулаСН3ОНМолекулярный вес32,04Плотность жидкости (0,1 МПа,+25°С)786,9Температура вспышки, °С+8Температура кипения, °С+64,9Температура застывания, °Сминус 97,7Температура самовоспламенения, °С+440Температура плавления, °Сминус 93,9Упругость паров метанола при 20 °С, мм.рт.ст.89ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТАВ процессе проведения геолого-технических мероприятий количество скважин может меняться.Скважины сосредоточены в 26 кустов (по 3…10 скважин на каждый куст).На УППГ-2В использована кустовая схема размещения эксплуатационных скважин, лучевая и, частично, коллекторная схема сбора газа. Комплекс мер по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов газа на факеле, сжигание промышленных стоков на ГФУ.Сбор газа от кустов скважин осуществляется по газопроводам-шлейфам диаметром 168…325 мм. К каждому шлейфу подключены от 1 до 3 кустов газовых скважин. Регулирование, контроль и управление технологическими процессами осуществляется приборами и средствами автоматики, серийно выпускаемыми отечественными приборостроительными заводами. Прокладка газопроводов-шлейфов – надземная, на опорах, в теплоизоляции из пенополистирольных скорлуп (δ=60 мм), с защитным покрытием из металлического листа. Доступ к трубопроводам осуществляется с помощью вездеходной техники или определяется мероприятиями, дополнительно разрабатываемыми ф. ГПУ ООО «Газпром добыча Ямбург в случае необходимости.Тепловые и гидравлические расчеты системы сбора газа выполнены в соответствии с ОНТП 51-1-85, с учетом снижения гидравлической эффективности из-за наличия жидкости (конденсат углеводородный, вода пластовая) в трубопроводах. Комплекс мер по охране окружающей среды предусматривает сжигание технологических сбросов газа на факеле, сжигание промышленных стоков на ГФУ.Кусты газовых скважин «старый фонд» 203В, 206В, 207-208В, 209В, 211В, 213В, 214В, 215В, 216В, 217В, 220В, 224ВКусты газовых скважин «новый фонд» 201В, 202В, 205В, 218В, 219В, 221В, 226В, 227В, 228В, 246В, 248В, 250В, 251ВДля оснащения обвязки кустов газовых скважин 201В, 202В, 205В, 218В, 219В, 221В, 226В, 227В, 228В, 246В, 248В, 250В, 251В используется комплекс энергонезависимых устройств телемеханики газовых скважин "ЯмбургГиперФлоу-ТМ", разработанный специально для эксплуатации в условиях Крайнего Севера.Система телемеханики обеспечивает сбор, обработку, хранение и передачу на пульт оператора параметров эксплуатации скважин в объеме, необходимом для оптимизации и планирования режимов добычи газа, а также геологической оценки состояния пластов промысла. Для поддержания оптимального режима эксплуатации, обеспечения дистанционного автоматизированного контроля и регулирования дебита скважин система телемеханики включает:измерительный комплекс на базе расходомера "ГиперФлоу";регулирующее устройство дебита скважины РУД, обеспечивающее автоматическое, дистанционное и ручное регулирование расхода газа;акустический датчик-сигнализатор твердых включений в потоке газа в трубопроводе в модификации ДСП-АКЭ с контролем капельной влаги.Для минимизации утечек газа в случае порыва газопровода-шлейфа в обвязке каждой скважины предусматривается установка клапанов-отсекателей, которые отключают скважины от кустового коллектора при резком понижении давления газа в трубопроводе.Управление подачей ингибитора гидратообразования осуществляется при помощи системы подачи ингибитора СПИ, которая также входит в состав