3. Организационная структура и технология основного производства предприятия

Предприятие расположено примерно в 15 км северо-западнее г. Нижневартовск, введено в эксплуатацию в 1974 году и предназначено для переработки попутного нефтяного газа месторождений Тюменской области и получения сухого отбензиненного газа, выработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильного бензина. Проектная производительность завода по приему нефтяного газа составляет 8560 млн. м3 газа в год. Лучшие показатели по переработке газа в прежние годы - 9400 млн. м3. В настоящее время производство существенно снизилось и в 1998 г. составило 2445 млн. м3 а в 1999 г. - 2360 млн. м3.

Предприятие входит в состав ОАО «Сибур-Тюмень» которое в свою очередь входит в АК «Сибур». Структура предприятия приведена в приложение №1.

Нефтяной попутный газ поступает на HВГПК со следующих месторождений:

- южной части Самотлорского месторождения (5 ниток, законсервированы);

- Советского месторождения;

- Мегионского месторождения (1 нитка, законсервирована);

- Аганского месторождения;

- Варьеганского месторождения;

- Тюменской группы месторождений, в которую входят: Тюменское, Ван- Еганское, Ай-Еганское, Гун-Еганское, Новомолодежное и Никольское месторождения (через Тюменскую компрессорную станцию, являющуюся структурным подразделением завода).

В состав основного производства в настоящее время входят две параллельно работающие установки по переработке газа ТУ-2 (НГПЗ-2) и ТУ-4 (НГПЗ-4), дожимная компрессорная станция (ДКС), бензиновая установка и изотермическое хранилище (ИТХ). ТУ-1 (НГПЗ-1) включает в свой состав компрессорную станцию сырого газа КС-1 и пропановую холодильную установку ПХУ-1, неработоспособные выведенные из эксплуатации, и установки низкотемпературной абсороции МАУ-1,2, которые в настоящее время законсервированы. ТУ-2 (НГПЗ-2) имеет в своем составе следующее основное оборудование:

- КС-2: 10 компрессоров типа КС8-6 и КС20-6 (производство Сr.Loire, Франция). в настоящее время работают в основном 3-5 компрессоров;

- ПХУ-2: 5 компрессоров типа 8 RРА-70 (производство ЧНД, Чехословакия). работают в основном 1-2 компрессора;

- МАУ-3,4 (МАУ-3 после пожара в октябре 1999 г. не восстановлена). ТУ-3 (НГПЗ-3) включает в себя:

- КС-3: 10 компрессоров типа К-380-103-1 отечественного производства, после аварии на НГПЗ-3 в октябре 1999 г. находятся в режиме «ожидания»;

- ПХУ-3 (НТК): 5 компрессоров, аналогичных ПХУ-2; в настоящее время не работоспособна.

ТУ-4 (НГПЗ-4) собрана на базе комплектного оборудования фирмы Mitsubishi (Япония): 2 компрессора типа 5м 8-6 и 2 компрессора типа 553 В6 -2ВС4.

На дожимной компрессорной станции установлено 4 компрессора типа Н-280-12-7 отечественного производства.

Технологический регламент ТУ-1,2,3 принципиально идентичен (на ТУ-3 схема упрощена), поэтому рассмотрим его на примере находящейся в эксплуатации ТУ-2.

Компрессорная станция КС-2 предназначена для приема нефтяного газа и компримирования его до давления, необходимого для дальнейшей его переработки на установке низкотемпературной абсорбции.

Установки низкотемпературной абсорбции МАУ-3,4 предназначены для переработки нефтяного газа с получением отбензиненного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Пропановая холодильная установка ПХУ-2 предназначена для обеспечения хладагентом холодильных аппаратов установок низкотемпературной абсорбции.

Дожимная компрессорная станция (ДКС) предназначена для компримирования отбензиненного газа, поступающего с ТУ-1,2,3 (НГПЗ-1.2.3). и подачи его в магистральный газопровод «Парабель - Кузбасс».

Технологическая установка ТУ-4 (НГПЗ-4) собрана на базе комплектного импортного оборудования и включает в себя следующие отделения:

- компрессорную станцию сырого и отбензиненного газа;

- очистки и осушки газа и углеводородного конденсата твердыми поглотителями;

- очистки газа регенерации диэтаноламином;

- низкотемпературной конденсации газа и деэтанизации углеводородного конденсата;

- пропанового охлаждения газа;

- горячего и холодного гликоля;

- циркуляции теплоносителя.

Переработка нефтяного газа осуществляется по схеме низкотемпературной конденсации (НТК) с применением пропанового холода и турбодетандера. Нагрев газа регенерации, теплоносителя и горячего гликоля производится в трубчатых огневых подогревателях. Охлаждение газа, нестабильного газового бензина, холодного гликоля, а также конденсация хладагента (пропана) осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения, система водяного охлаждения отсутствует.

Ступени переработки сырого газа на предприятии:

- подготовка сырого нефтяного газа к переработке. Производится сепарирование, в результате происходит выделение легких углеводородов из жидкости и разделение воды и углеводородного конденсата. Вода по мере накопления сбрасывается в канализацию, а углеводородный конденсат откачивается в нефтепровод.

- компримирование сырого газа. Представляет собой цепь компрессоров, ступенчато сжимающих газ. Сепараторов, осуществляющих осушку газа. Воздушных охладителей, охлаждающих газ до температуры 400 С. В конце цикла компримирования газ имеет давление 4,5-6,0 Мпа.

- осушка и очистка углеводородного конденсата. При достаточном количестве углеводородного конденсата в работу включается установка осушки и очистки конденсата. Вода из отстойника коагулятора выводится в сепаратор, а углеводородный конденсат с давлением 5.8 МПа и температурой 40°С направляется в дегидраторы для окончательного обезвоживания и обессеривания на слое молекулярных сит.

- рабочий цикл дегидратора включает в себя стадию адсорбции, дренаж жидкости, стадию десорбции слоя молекулярных сит, стадию охлаждения слоя молекулярных сит, заполнение углеводородным конденсатом. Нагрев адсорбента производится газом регенерации, подогретым в печи до 300-329°С. Очищенный и осушенный в дегидраторах.

- осушка и очистка нефтяного газа. Газ из сепаратора с давлением 5,8 МПа и температурой 40°С подается в адсорберы для осушки от влаги и очистки от сероводорода. Адсорбция осуществляется пропуском газа через слой молекулярных сит.

- низкотемпературная конденсация осушенного газа. Осушенный газ из адсорберов проходит фильтр, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит и разделяется на два потока, каждый из которых охлаждается до температуры –540 С. После охлаждения оба потока поступают в сепаратор для отделения жидкости. Затем турбодетандер, где охлаждается до минус 84°С, при этом давление газа на выходе из турбодетандера снижается до 2,57 МПа. Проходя деметанизатор и деэтанизатор конденсат направляется на площадку установки получения пропана, где поток ШФЛУ дросселируется до давления 1,2 МПа и направляется в ИТХ.

- повторное компримирование отбензиненного газа. Газ сжимается до давления 5,5 Мпа и до температуры 40°С и подается в магистральный газопровод.

Технологическая схема товарно-сырьевых потоков приведена в приложении №2