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 - С02 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

t

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),

I

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.

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. 1

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.

Для поддержания надежной н безопасной эксплуатации этого оборудования 'требуется своевременное выявление "опасных" дефектов изготовления, монтажа, а также возникающих в процессе длительного воздействия коррозионно-акгивных 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.

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

«

завода

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 газоперерабатывающег

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 рроходит 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 - бугановой 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.