Меню

Высота котельной трубы оренбургского газоперерабатывающего завода

Оренбургский газоперерабатывающий завод

Крупнейшее в России предприятие по переработке природного газа, единственный в стране производитель природного одоранта.

Завод входит в состав Оренбургского газохимического комплекса, включающего в себя добывающие, газотранспортные и перерабатывающие мощности предприятий Группы «Газпром», работающих в Оренбургской области.

Оренбургский газоперерабатывающий завод

Дата создания

Завод был построен тремя очередями для переработки природного газа, конденсата и нефти Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Акт приемки в эксплуатацию пускового комплекса первой очереди газоперерабатывающего завода был подписан государственной комиссией 29 июня 1974 года. Эта дата стала днем рождения предприятия.

Руководитель филиала

Основные события в истории

Решение о строительстве под Оренбургом газоперерабатывающего завода было принято на высшем государственном уровне Советского Союза вскоре после открытия в 1966 году Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Виктор Черномырдин показывает делегации ЦК КПСС Оренбургский ГПЗ

В ноябре 1970 года начались первые геодезические работы на отведенных под строительство площадях. В 1971 году возведение газзавода было объявлено Всесоюзной ударной комсомольской стройкой. 2 февраля 1974 года на замерный пункт завода был принят первый кубометр газа, зажжен факел. А 6 февраля очищенный товарный газ направлен в газопровод «Оренбург — Заинск». 29 июня 1974 года Государственная приемочная комиссия СССР приняла в эксплуатацию пусковой комплекс первой очереди Оренбургского ГПЗ. Вторая очередь завода была принята в эксплуатацию 26 декабря 1975 года, третья — 20 октября 1978 года. С вводом третьей очереди и газопровода «Союз» началась глобальная газификация Европы.

Операторная третьей очереди Оренбургского ГПЗ

За всю историю завода тремя технологическими очередями было переработано более 1,3 триллиона кубометров природного газа и свыше 70 миллионов тонн нестабильного конденсата в смеси с нефтью, поставляемых с Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и месторождений Оренбургской области.

Оренбургский ГПЗ поддерживает тесные партнерские отношения с казахстанскими газовиками. Начиная с 1984 года, на заводе переработано более 200 миллиардов кубометров природного газа и около 70 миллионов тонн нестабильного газового конденсата Карачаганакского месторождения.

Направление деятельности

  • переработка газа, газового конденсата, нефти;
  • производство и отгрузка товарной продукции;
  • стабилизация газового конденсата.

Виды выпускаемой продукции

  • газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам;
  • газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления;
  • газы углеводородные сжиженные топливные;
  • сера техническая газовая жидкая, комовая, гранулированная;
  • одорант природный;
  • широкая фракция легких углеводородов;
  • газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта;
  • конденсат газовый стабильный в смеси с нефтью.

Перспективы

С 1 января 2022 года Евразийский экономический союз вводит новый технический регламент, повышающий требования к качеству природного газа, поставляемого на международный рынок. Для этого на Оренбургском газоперерабатывающем заводе проводится комплекс мероприятий по замене теплообменного оборудования.

В условиях естественного падения объемов добычи газа, связанного со снижением пластового давления на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, перед предприятием стоит задача максимальной загрузки производственных мощностей. Завод ведет работу по привлечению на переработку давальческого газообразного и жидкого углеводородного сырья добывающих газовых и нефтяных компаний.

Михаил Морозов — директор завода проводит экскурсию на промышленной площадке Оренбургского ГПЗ

Читайте также:  Как перевести трубу оцинкованную из метров в тонны

Оренбургский ГПЗ — единственный в стране производитель природного одоранта, необходимого для придания газу специфического запаха. Он представляет собой смесь природных меркаптанов. Планируется расширить данное производство путем ее разделения на два продукта улучшенного качества.

Источник

3.1 Особенности производства на Оренбургском газоперерабатывающем заводе

В качестве объекта, на котором применялась СППР был выбран Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ), являющийся частью Оренбургского газо-химического комплекса (ОГХК).

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (Оренбургское НГКМ или ОНГКМ) открыто в 1966 году и находится в разработке с 1971 года.

Характерной особенностью Оренбургского НГКМ является то, что в его газе содержатся так называемые “кислые” коррозионно-агрессивные примеси (сероводород — H2S до 5 % объема, и диоксид углерода — СО2 до 2 % объема), которые, растворяясь в воде, присутствующей в системе, создают в оборудовании и трубопроводах коррозионные среды, способствующие повреждению металла. Наличие H2S определяет преимущественный тип коррозии — сероводородную коррозию.

Естественно, что с самого начала эксплуатации ОНГКМ на нем велись

работы по коррозионному контролю и диагностированию технического состояния технологического оборудования и трубопроводов. Тем не менее, на различных его объектах в процессе эксплуатации неоднократно имели место повреждения трубопроводов и оборудования различного характера, сопровождавшиеся утечками продукции в окружающую среду, а в некоторых случаях — взрывами и пожарами. Эти повреждения (аварии) во многих случаях не только наносили значительный материальный ущерб предприятию, но также определенный экологический ущерб [31].

На базе ОНГКМ в 70-е годы создан огромный газо-химический комплекс (ГХК), включающий порядка 1200 скважин (из них более 700 действующих), 11 установок комплексной подготовки газа (УКПГ) с соответствующим оборудованием, мощную газо — и конденсатотранспортную систему трубопроводов от УКПГ до газоперерабатывающего завода (ГПЗ), непосредственно ГПЗ, гелиевый завод (ГЗ), систему магистральных трубопроводов после ГПЗ.

Оренбургский газо-химический комплекс (ОГХК) — это потенциально опасные промышленные объекты добычи, транспорта и переработки сероводородсодержащего газа, конденсата и нефти. В составе этих объектов на протяжении более 30 лет находится в эксплуатации 5900 единиц технологического оборудования и 8000 км трубопроводов различного назначения. За этот срок стальное оборудование и трубопроводы, использующиеся на его объектах, морально и физически износились, а многие выработали нормативный срок службы (ресурс), определенный проектом или заводом (фирмой) — изготовителем.

Всего на ОГПЗ эксплуатируется 1790 сосудов, работающих под давлением, и 34 паровых котла. Из них выработавших первоначальный ресурс — 1665 единиц.

Общая протяженность технологических трубопроводов (8300

наименований) ОГПЗ составляет 370,55 км.

Основной срок продления службы в 1486 случаях был принят равным 4 годам. Такому сроку продления соответствовало удовлетворительное состояние оборудования. ‘

Основная политика, проводимая руководством предприятия “Орснбурггазпром” на текущем этапе разработки месторождения, — максимально возможное продление его безопасной эксплуатации за счет использования современных методов диагностирования и проведения на этой основе профилактических мероприятий и необходимых ремонтов без капитальных затрат на обновление и реконструкцию основных средств. Такая программа осуществляется с начала 90-х годов.

Читайте также:  Балясины из профильной трубы 20х20

Для поддержания надежной и безопасной эксплуатации этого оборудования ’требуется своевременное выявление “опасных” дефектов изготовления, монтажа, а также возникающих в процессе длительного воздействия коррозионно-активных рабочих сред дефектов эксплуатационного характера, в том числе от общей и локальной сероводородной коррозии, сульфидного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) [112,137].

Продолжение эксплуатации оборудования объектов добычи и переработки природного сероводородсодержащего газа возможно и экономически целесообразно при условии реализации системного подхода к обеспечению •контроля и оценки безопасности оборудования и оперативной коррекции его состояния для предупреждения аварий и ЧС.

Системность подхода состоит в том, что контроль и оценка технического состояния оборудования находятся в неразрывной связи с комплексом предупредительных мер, включающих: организационные (планирование,

• финансирование и др.); научно-технические (качество, достоверность и полноту диагностической информации, ее обработку и анализ); предупредительные (регламентное обслуживание, ремонт, реконструкция, модернизация и др.), а также многие другие меры, составляющие и обеспечивающие действенность и

♦ эффективность каждого из элементов системы и всей системы в целом [90].

Каждую из перечисленных задач можно было бы решить формально, путем выполнения требований и положений действующих нормативно-технических документов (НТД). Однако, очевидно, что изменить таким путем негативные тенденции в области промышленной безопасности на отечественных •предприятиях нефтегазового комплекса все равно не удалось бы. Это

обусловлено как несовершенством и недостаточной эффективностью предупредительных мер (не всегда понятно, на какие мероприятия по обеспечению производственной безопасности нужно выделить средства, чтобы их эффективность была максимальной), так и недостаточным количеством и низким качеством данных о фактическом техническом состоянии оборудования.

Решить данные проблемы поможет созданная СППР на основе нечеткой экспертной системы.

В состав Оренбургского газоперерабатывающего завода входят три технологические очереди, на каждой из которых перерабатывается природный газ и конденсат.

Упрощенное представление о процессах, происходящих на заводе, дает поточная блок-схема, представленная на рисунке 12 [96]. На схеме представлены основные процессы, направления потоков и конечные продукты, которые имеют место на каждой очереди завода, в виде условных блоков.

Рисунок 12 — Поточная блок-схема Оренбургского газоперерабатывающего

Как видно из рисунка 12, газ и конденсат подаются на завод раздельным потокам.

Сырой газ подвергается сепарации. Отделенный от конденсата газ направляется на установку извлечения кислых компонентов. После регенерации абсорбента товарный газ проходит стадию осушки и направляется в трубопровод.

Кислые газы поступают на установку Клауса, где получают серу. Остаточные газы с установки Клауса и доочистки “хвостовых” газов сжигаются.

Нестабильный конденсат вместе с конденсатом, отделенным от газа, • направляют на стабилизацию. В результате получают топливный газ, который используется на собственные нужды и стабильный конденсат, который отправляется на нефтехимический комбинат в г. Салават.

Часть конденсата используют для выделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) или пропан — бутановой фракции (ПБФ).

В следующем разделе на примере ОГПЗ оценим риски аварий и инцидентов, проверим правильность разработанного во второй главе метода оценки риска аварий и инцидентов, сформируем план распределения денежных ресурсов, выделенных на обеспечение промышленной безопасности.

Читайте также:  Котел заземление газовая труба

3.2 Оценивание рисков аварий и инцидентов, распределение денежных средств, выделенных на промышленную безопасность, на Оренбургском газоперерабатывающем заводе

Величины вероятностей аварий на элементах оборудования подчиняются нормальному распределению. Этот факт подтверждают данные, полученные из нечеткой экспертной системы.

Для проверки гипотезы о том, что вероятности аварий на элементах .оборудования подчинены нормальному распределению был использован критерий Колмогорова-Смирнова (27]. Критерий показал, что при уровне значимости 0,05 эта гипотеза не может быть отвергнута.

На рисунках 13, 14 показаны гистограммы относительных частот коэффициентов возможностей аварий на сосудах и трубопроводах 01’ИЗ, полученные с помощью нечеткой экспертной системы. Коэффициент равный 1 соответствует частоте аварий по отраслевой статистике.

Рисунок 13 — Гистограмма относительных частот коэффициентов возможностей аварий на сосудах ОГПЗ

мемкости вмриВх фуОолромцм

Рисунок 14 — Гистограмма относительных частот коэффициентов возможностей аварий на трубопроводах ОГПЗ

Оценим неизвестное среднее значение вероятности аварий т совокупности элементов оборудования завода для общего числа элементов N с помощью метода репрезентативной выборки, состоящей из и элементов.

В математической статистике нельзя дать абсолютно утвердительного ответа ни по одному из параметров. Можно только с определешюй степенью достоверности указывать пределы, в которых находится значение параметра [48]. Формула оценки доверительного интервала для неизвестного среднего значения совокупности т [71]:

где s = ‘ среднеквадратическое отклонение;

/^статистика Стьюдента; а • уровень значимости;

А = число степеней свободы.

Оценим 95 % доверительные интервалы для средней вероятности аварий на сосудах и технологических трубопроводах. В формуле (3.1) N- общее число сосудов (технологических трубопроводов) на ОГПЗ, п- выборочное число сосудов (технологических трубопроводов). Доверительные границы для средней вероятности аварий на сосудах- [1,1621е-005;1,2424е-005]; на метре трубопровода — [5,77е-007;6,1981е-007].

Проверим следующую гипотезу: “Средняя вероятность числа аварий на сосудах и трубопроводах ОГПЗ не отличается от средней частота аварий, ‘ полученной из отраслевой статистики”. Для проверки этой гипотезы воспользуемся t — критерием Стьюдента [22,136]:

вероятность аварии на элементе оборудования из формулы (2.11);

2а— отраслевая вероятность аварии на элементе оборудования; л- выборочное число элементов оборудования;

У- общее число элементов оборудования;

ц -1- коэффициент, соответствующий отраслевой вероятности аварии.

Для сосудов /е =10,0664 > =1,9613, при уровне значимости а = 0,05 и

N -1 — числе степеней свободы;

Для трубопроводов („= 9,3048 > /^^ = 1,9602, при уровне значимости

а = 0,05 и N -1 — числе степеней свободы.

Таким образом, гипотеза о неразличимости средних отвергается. Это можно объяснить тем, что более 90 % оборудования ОГПЗ превысило нормативный срок эксплуатации.

Определим доверительные интервалы для числа аварий за год. Используем известное соотношение между суммой членов пуассоновского распределения и интегралом распределения хи-квадрат — / 2 . По существу мы устанавливаем доверительные границы для математического ожидания числа аварий — Л пуассоновского распределения. Формула для 100(1-а)% доверительных границ [58]:

Источник

Adblock
detector