104964 (616035), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Природный фактор: этот фактор играет не последнюю роль, так как производство носит сезонный характер, вследствие чего могут возникать финансовые затруднения.

Основные угрозы

Исходя из опыта эксплуатации предприятий газодобывающей комплекса в рыночных условиях, можно сделать вывод, что наибольший риск приходится на:

1. Экономическое законодательство – формирование налогов и платежей в бюджет.

2. Кризис неплатежей. Кризис неплатежей в настоящее время еще не преодолен, хотя с 1998 года наблюдаются положительные тенденции. Если исключить косвенные, негативные явления от неплатежей для экономики страны в целом, то чистые потери предприятия выражаются, прежде всего, в сокращение оборачиваемости капитала.

3.Ориентация предприятия на местный рынок, делают его целиком и полностью зависимым от его конъектуры. Рассматриваемое предприятие, прежде всего, зависит от нефтепромышленного комплекса, куда направляется 70% его услуг. Именно здесь имеются наибольшая зона риска.

Возможности предприятия

1. Важнейшим фактором производства в рыночных условиях является дифференциация – разнообразие выпускаемой продукции. Она позволяет более гибко реагировать на изменяющиеся условия.

2. Осуществление рекламной деятельности как в РФ, так и за ее пределами.

3. Удержание старых поставщиков на более выгодных условиях.

Ключевые факторы успеха данной организации:

- подача газа без сбоев и задержек;

- своевременное реагирование на неполадки и аварии в системах;

- внедрение дополнительных технологий в цеха службы ГКС для более эффективного контроля за работой машин и газоперекачивающих агрегатов;

- постепенное обновление устаревающей техники;

- улучшение информационной системы и наличие высококвалифицированных специалистов, что предполагает своевременное получение, обработку информации и наибольшее количество эффективных решений важных вопросов;

- введение в эксплуатацию обновленной системы телемеханики управления крановыми узлами магистрального газопровода;

- обеспечение всех людей и станции в целом всеми энергоресурсами.

2.2 Описание деятельности и отрасли ОАО «ЮБГПК»

ОАО Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс («ЮБ ГПК») расположен по адресу: Ханты - Мансийский автономный округ. Тюменская область, г. Пыть-Ях-7. В южном направлении, на расстоянии 500-550 м от границы площадки завода, расположен жилой поселок. Завод предназначен для переработки попутного нефтяного газа НГДУ "Мамонтовнефть" и НГДУ "Майскнефть", НГДУ «Правдинскнефть» и ЗАО «Манойл». В состав предприятия входят Дожимная компрессорная станция.

ОАО «ЮБГПК» предназначена для компримирования газа, отделения выделившегося при компримировании газа конденсата и подачи компримированного газа в цех переработки. Сырьем для ОАО «ЮБГПК» служит нефтяной газ первой ступени сепарации, поступающий из вышеуказанных месторождений нефти. Цех переработки газа предназначен для переработки нефтяного газа с целью получения сухого отбензиненного газа, ШФЛУ, пропана и стабильного бензина. Проектная мощность предприятия по компримированию составляет 1.070 млн. м3 газа в год, а по переработке газа 1.500 млн. м3 в год.

Основные производственные задачи, стоящие перед ОАО «ЮБ ГПК» являются утилизация попутного нефтяного газа четырех газодобывающих предприятий ОАО «Юганскнефтегаз»: НГДУ «Мамонтовнефть», «Майскнефть», «Правдинс-кнефть», ЗАО «Манойл» - извлечение из него ценного нефтехимического сырья - широкой фракции легких углеводородов, выработка сухого отбензиненного газа для газоснабжения городов Пыть-Ях, Нефтеюганска и Сургутской ГРЭС, выработка пропан-бутановой смеси для коммунальнобытового и промышленного использования

ОАО «Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс» со дня своего рождения (1.03.1977 г.) успешо справляется с поставленными перед ним задачами.

В настоящее время производственные мощности ОАО «ЮБ ГПК» загружены сырьем на 62%, такая ситуация наблюдается с 1991 г., будущее предприятия связано с освоением нефтяниками Приобского месторождения, подача газа с которого на завод позволит полностью загрузить производственные мощности по переработке газа. Однако для решения этой задачи потребуются значительные материальные и финансовые ресурсы и согласованная политика действий между «Сибнефть» и ОАО «ЮБ ГПК».

Поставщики и потребители продукции.

Поставщиками попутного нефтяного газа являются нефтедобывающие компании – НГДУ «Мамонтовнефть», НГДУ «Майскнефть», НГДУ «Правдинскнефть», ЗАО «Манойл».

Основные потребители сухого газа – ОАО «Тюменьэнерго», ОАО «Нефтеюганскгаз», МУП «УГХ» г.Пыть-Ях.

Основные потребители пропана – города Нефтеюганск, Ханты-Мансийск, местные предприятия и организации.

Цели и задачи ОАО «ЮБГПК».

Главными целями ОАО «ЮБГПК» является:

• рост добычи газа;

• развитие и совершенствование единой системы газоснабжения;

• повышение экономической эффективности производства.

Что в свою очередь приводит к увеличению прибыли организаций и развитию газовой отрасли в целом.

На основе данной схемы (рис. 2) можно сказать, что для достижения общих целей основной стратеги бизнеса ОАО «ЮБГПК» необходимо скоординировать и организовать процесс деятельности всех компрессорных станций, служб и подразделений. А также осуществлять постоянный контроль над выполнением всех видов работ, а также иметь хорошо автоматизированную и компьютеризированную систему обеспечения.

Рис. 2 Дерево целей ДКС

2.3 Разработка решений по организации функционирования и развития предприятия

Проблемы развития ОАО « Южно-Балыкский ГПК»

В настоящее время на ОАО « ЮБ ГПК» отсутствует независимая схема реализации сухого отбензиненного газа в магистральный газопровод РАО Газпром» («Уренгой–Челябинск»), весь объем транспорта сухого газа идет через газопроводы, принадлежащие ОАО «Сургутнефтегаз», что создает определенные проблемы с реализацией сухого газа, особенно в летнее время.

Также, приоритет в подаче газа на ГРЭС отдается предприятиям-производителям газа из системы ОАО «Сургутнефтегаз». ОАО « Южно-Балыкский ГПК» располагает действующими мощностями по приему и компримированию попутного нефтяного газа в объеме 1070 млн. м³ в год. Фактическая загрузка в 2005 году составила 62,4 %.

Основная задача предприятия - его реконструкция с целью дозагрузки попутным нефтяным газом до 100% , в более глубокой переработке ПНГ с нефтедобывающих предприятий ОАО «Юганскнефтегаз», с извлечением из него ШФЛУ, выработки сухого отбензиненного газа, пропана; и реализация сухого отбензиненного газа через магистральный газопровод РАО “Газпром” (“Уренгой - Челябинск”).

ЮБ ГПК работает уже 25 лет, с этого времени он не подвергался существенной реконструкции. В настоящее время производственные мощности предприятия загружены сырьем на 62,4 % . Такая ситуация наблюдается с 1991 г. будущее предприятия связано с освоением нефтяниками Приобского и Приразломного месторождений, подача газа с которых позволит, полностью загрузить производственные мощности по переработке газа. В связи с представлением прогноза ресурсов нефтяного газа по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз», а также в связи с планируемым увеличением объема по приему ПНГ сложилась необходимость в реконструкции предприятия. Это позволит решить проблему загрузки действующих производственных мощностей на 100%. Соответственно обеспечит более полную загрузку Тобольского нефтехимкомбината, тем самым позволит «ЮБ ГПК» занять более устойчивое положение в системе добыча нефти – газопереработка – нефтехимия. Что повысит его конкурентоспособность на рынке нефти и газа.

Прогноз оценка ресурсов нефтяного газа по месторождениям ОАО « Юганскнефтегаз» на период до 2015 г.

Исходя из вышеизложенного и учитывая объемы поставок ПНГ, предлагаемые ОАО « Юганскнефтегаз» в перспективе до 2015 г., возможен следующий план совершенствования организации производства:

I этап:

Разработка проектно-сметной документации с получением всех необходимых на сегодняшний день технических условий по врезке в МГ «Уренгой – Челябинск».

Стоимость данного этапа оценивается в 116 млн. руб. Срок выполнения до конца 2010 года.

II этап:

Строительства узла сепарации для приема ПНГ Приобского месторождения с коммерческими узлами учета газа.

Строительство дожимной компрессорной станции в модульном исполнении с напорным газопроводом.

Стоимость данного этапа оценивается в 441 млн.руб. Срок выполнения до конца 2011 года. В случае реализации данного этапа выработка ШФЛУ на ОАО «ЮБ ГПК» составит до 350 тыс. тонн в год.

III этап:

Реконструкция существующих установок НТК, НТА и ПХУ, для приема попутного нефтяного газа в объеме 1,6 млрд. м³ в год с увеличением извлечения целевых компонентов до 93%.

Стоимость данного этапа оценивается в 442 млн. руб. Срок выполнения до 4 квартала 2012 года. В случае реализации данного этапа выработка ШФЛУ на ОАО «ЮБ ГПК» составит более 800 тыс. тонн в год. Общая стоимость строительства с учетом затрат на проектно-изыскательские и дополнительные работы, связанные с модернизацией действующего производства оценивается до 1000 млн. рублей.

В настоящее время на предприятии существует проблема реализации сухого отбензиненного газа. ОАО «Сургутнефтегаз» диктует условия транспортировки газа, в виду того, что весь объем транспорта сухого газа идет через их газопроводы. Строительство газопровода от ЮБ ГПК до магистрального газопровода «Уренгой-Челябинск» позволит регулировать потоки сухого отбензиненного газа в зависимости от потребностей г. Пыть-Ях, г. Нефтеюганска и дальнейшую его реализацию через данный газопровод без сжигания его на факелах.

Строительство узла сепарации вместе с хозрасчетными узлами по газу и конденсату позволит дополнительно принять попутный нефтяной газ до 1 600 млн.м³ в год, что в свою очередь позволит увеличить выработку готовой продукции сухого отбензиненного газа в 3 раза, ШФЛУ - в 3,7 раза.

Строительство дожимной компрессорной станции обеспечит подачу сухого отбензиненного газа в газопровод «Уренгой-Челябинск».

Реконструкция существующих установок НТК, НТА и ПХУ необходима для приема ПНГ в объеме 1,6 млрд. м³ в год.

Блок низкотемпературной конденсации углеводородного газа (НТК) предназначен для осушки газа до минус 23 градусов и для дальнейшего его разделения на газовый конденсат и сухой отбензиненный газ. Реконструкция блока НТК включает в себя дополнительный монтаж дроссельного устройства для увеличения сепарации газового конденсата; установка дополнительного теплообменника на входе сырого газа позволит захолодить сырье до отрицательных температур, что в свою очередь увеличит извлечение целевых углеводородов; установка дополнительного холодильника по выходу из К-306 также приведет к увеличению коэффициента извлечения целевых компонентов

Сухой отбензиненный газ направляется местным потребителям. ШФЛУ в качестве сырья отправляется для дальнейшей переработки на Тобольский НХК.

Блок низкотемпературной абсорбции (НТА) – предназначен для получения пропановой фракции, стабильного газового бензина и широкой фракции легких углеводородов. Стабильный газовый бензин используется для собственных нужд в качестве абсорбента и частично является товарным продуктом. Пропановая фракция с содержанием 96 % пропана является сырьем для ПХУ, остальная часть используется для коммунально-бытового и промышленного использования. При проведении реконструкции блока НТА предусматривается увеличение объема загрузки колоны К-301. В связи с этим увеличивается производительность колонны до 1,6 млрд. м³, что полностью позволит переработать весь газ с Приобского и Приразломного месторождений.

Пропано-холодильная установка (ПХУ) – предназначена для захолаживания попутного нефтяного газа с целью извлечения целевых компонентов. В связи с увеличением объема поставок попутного нефтяного газа возникает необходимость в реконструкции ПХУ, т.е. увеличение ее мощности. Для этого необходимо установить к действующей пропано – холодильной установке, дополнительный компрессорный агрегат с соответствующей теплообменной аппаратурой. Это позволит качественно переработать дополнительный объем ПНГ. Цель данной реконструкции заключается в увеличении производительности этой установки с целью отдельного захолаживания блоков НТК и НТА и достижения температуры минус 23 градуса, что соответственно приведет к увеличению извлечения целевых углеводородов до 93%.

Внедрение мероприятий по совершенствованию организации производства позволит принять попутный нефтяной газ до 2 208 млн. м³ в год, по отношению к 2004г. прием газа увеличится в 3 раза. Соответственно увеличится и выработка готовой продукции. А это в свою очередь повысит эффективность производства на предприятии.

Характеристики

Список файлов курсовой работы