Содержание
Введение...................................................................................................................4
1. История развития ОАО «НИПИгазпереработка»............................................6
2. Адсорбционная осушка.....................................................................................10
2.1 Виды адсорбентов.................................................................................10
2.2 Особенности технологических схем адсорбционной осушки..........17
3. Технологическая схема осушки нефтяного газа Белозерного ГПЗ..............20
Заключение.............................................................................................................24
Список использованной литературы...................................................................25
Введение
В процессе прохождения учебной ознакомительной практики с 26.06.17 по 23.07.17 в ОАО «НИПИгазпереработка» было произведено ознакомление с технологией осушки газа адсорбционным методом.
НИПИГАЗ — ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками и строительством. Входит в состав СИБУРа — крупнейшей в России интегрированной газоперерабатывающей и нефтехимической компании.
НИПИГАЗ внедряет технические решения в области сбора, транспортировки и переработки легкого углеводородного сырья, попутного нефтяного и природного газа. В своей работе институт опирается на лучшие традиции проектирования в сочетании с современными технологиями инжиниринга. [2]
При проектировании газоперерабатывающих заводов необходимо предусматривать установки осушки.
Наличие в газе избыточной влаги вызывает ряд серьезных проблем при его транспортировании. При обработке и транспортировании газа засчет снижения температуры в системе происходит конденсация водяных паров и следовательно образование в ней водного конденсата. Последний с компонентами природного газа образует гидраты. Гидраты, отлагаясь на газопроводах, уменьшают их сечение, а иногда приводят к аварийным остановкам. Кроме того, наличие воды в системе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырьевом газе кислых компонентов. В связи с изложенным природные и нефтяные газы перед подачей в магистральные газопроводы и в цикле переработки подвергаются осушке.
Выбор осушки газа зависит от состава сырья. Для осушки тощих газов применяются абсорбционные и адсорбционные процессы. При наличии в газе конденсата переработка газа осуществляется с применением низкотемпературных процессов. При этом на стадии охлаждения газа происходит конденсация водяных паров засчет снижения равновесной влагоемкости газа. [3]
Абсорбционный способ осушки позволяет получить в промышленных условиях температуру точки росы минус 15 - минус 20°С, способ осушки впрыском гликолей в охлаждаемый газовый поток - минус 20 - минус 30 °С и ниже, в зависимости от температуры охлаждения газа. Адсорбционный способ обеспечивает температуру точки росы осушенного газа минус 40 - минус 70 °С, комбинированный способ минус 80 - 100 °С и ниже.
Глубина осушки определяется требованиями отраслевых стандартов и технологий процессов дальнейшей переработки газа.
1.История развития оао «нипИгазпереработка»
История НИПИГАЗа полна славных дел и нестандартных решений. Она написана талантливыми людьми, укреплена десятками масштабных строек и объектов. Прошлое института уникально, как судьба каждого человека. За почти полувековую историю институт прошел путь от крохотного отдела до крупнейшей в крае профильной организации.
Основание любого стоящего дела в СССР начиналось с приказа. Министерство газовой промышленности, оценив потребность развивающейся отрасли переработки газа в специалистах, проектных бюро и инженерных изысканиях, дало добро на создание Краснодарского конструкторского отдела (ККО) по проектированию объектов переработки газа. Отдел вышел из Донецкого института «ЮжНИИгипрогаз» в 1966 году. Руководителем был назначен опытный нефтяник Алексей Стогов.
В 1967 году отдел перебрался в поселок Афипский Северского района.
В1972 г. бывший комплексный отделполучил статус института.Несмотря на то, что фактически организация плодотворно работала уже восемь лет, официальной датой его основания считается 1972 год. Директором института был назначен Берлин М.А.
Начало восьмидесятых - время активных разработок признанных уменьшить или же вовсе исключить вредное воздействие на экологию со стороны промышленности. Самое заметное изобретение тех лет - углеводородныепропелленты (глубоко осушенные и очищенные пропан и бутан).
Вторая половина восьмидесятых принесла коллективу института не только множество успешно проведенных работ, но и расставание с родителем и наставником. В 1986 году из-за разногласий с руководством Министерства нефтяной промышленности и «Главнефтегазпереработки»
свой пост покинул первый директор «НИПИгазпереработки» Марк Берлин.
С начала 1990-х г. институт начинает осваивать компьютерную сеть рабочих станций HewlettPackard, которая впоследствии стала основой проектной деятельности. Через некоторое время ее дополнили 69 рабочих станций проектирования с операционной системой «ApolloDomain». Вычислительный центр института начинает сотрудничество с немецкимSiemens.
После развала Советскою союза началась «дикая приватизация», наступил беспредел залоговых аукционов, что привело к резкому ухудшению экономической ситуации в стране и, конечно, во «ВНИПИгазпереработка». За этот и последующие постперестроечные годы резко сократились объемы договорных, проектных и научно-исследовательских работ. Уменьшилось, а потом и вовсе прекратилось бюджетное финансирование, Стали регулярными задержки заказчиками оплаты выполненных работ. Часть работ была оплачена по бартеру - нефтью, нефтепродуктами и даже вином. Пришлось создавать в институте специальную службу, которая занималась продажей этой продукции.
Институт был вынужден принимать жесткие меры. Численность персонала уменьшилась в целом на треть. Были созданы четыре малых предприятия, работающих на самостоятельном финансировании, но при поддержке института
В1995 г. образовано дочернее предприятие НПО «Технефтегаз».
Год спустя институт реорганизован в АООТ «НИПИгазпереработка». 7 марта 1995 г. организована Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания (АО «СИБУР»). В сентябре этого же года Правительство РСФСР решило включить институт в состав СИБУРа и передать ему контрольный пакет акций. Но связь эта еще долго оставалась формальной - на уровне административного подчинения. Институт пока не представлял особого
интереса для СИБУРа, занятого консолидацией нефтехимических
предприятий и частыми(иногда скандальными) сменами руководства. Для «НИПИгазпереработки» же на первых порах СИБУР не являлся первостепенным по объемам заказчиком работ среди прочих.
По мере пробуждения экономики страны наступила «оттепель» и в стенах института. С 1996 года можно отметить подъем во всех сферах деятельности «НИПИгазпереработки». Сказались знания и опыт специалистов, техническая оснащенность, международный авторитет института. Эффективная работа коллектива была неоднократно отмечена Правительством.
Первое крупное дело «НИПИгазпереработки», с которого, по сути, началась «вторая жизнь» института после кризиса, победа в тендере Каспийского трубопроводного консорциума (КТК). В 1997 году совместно с фирмой «Флуор-Дэниэлс» (США) и «Гипровостокнефтью» институт включился в разработку технико-экономического обоснования КТК (нефтепроводной системы Тенгиз-Новороссийск).
Стартует многолетний комплекс проектных работ, но реконструкции и техническому перевооружению Коробковского ГПЗ в Волгоградской области. Главным инженером проекта назначили Василия Лайко. Попутно укреплялись позиции предприятия в инжиниринге.
Новая эпоха газопереработки требовала более тщательных подходов и методов, в чем помогли новообразованная служба качества и научно-технический отдел. Активизировавшаяся после спячки отрасль ПНГ повлекла значительное увеличение заказов на проектные роботы, благодаря чему институт значительно увеличил число проектировщиков. Впервые из собственных финансовых ресурсов созданы премиальный и резервный фонды.
Новейшая история трудовых будней и последующих ярких побед продолжилась под руководством почетного работника нефтегазового
комплекса «ХМАО-Югра» Пуртова. В 2010 году он занял пост генерального директора института, имея за плечами солидный опыт работы на предприятиях газонефтепереработки.
Нынешняя структура института (проектное производство, научное производство и дочернее подразделение НПО «Технефтегаз») позволяет выполнить практически весь комплекс инжиниринговых работ собственными силами в сжатые сроки, участвовать в монтаже и пуске, сопровождать объекты в последующей жизнедеятельности. Головной офис института находится в Краснодаре на центральной улице. Вторая, не менее значимая, локация - поселок Афипский. Здесь расположенапроизводственно-экспериментальная базаинститута с комплексом опытно-промышленных установок по подготовке и первичной переработке нефти и конденсата с последующей переработкой прямогонного бензина в товарный высокооктановый с применением вторичных процессов, а также научное подразделение. На территории помимо лабораторного корпуса находятся конструкторский отдел, механический и монтажно-сборочный цеха дочернего предприятия «Технефтегаза».
Институт выполняет большой объем работ для предприятий СИБУРа и других заказчиков, участвует в международных проектах (совместно с лондонским офисом компании CB&I в проектировании завода по производству сжиженных газов «Ямал СПГ). [4]