Динамика развития газоперерабатывающей промышленности Западно Сибирского региона (стр. 4 из 8)

Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало–Ненецком автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.

1.5.3 Динамика развития газоперерабатывающей промышленности Западно–Сибирского региона

В Западной Сибири для переработки нефтяного газа построено 8 газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) с объёмом переработки 26,2 млрд. м³ в год, 12 компрессорных станций суммарной производительностью 12 млрд. м³ в год и вся необходимая инфраструктура (товарные парки, наливные железнодорожные эстакады и т.д.).

Газоперерабатывающие предприятия, наряду с производственными, выполняют природоохранные функции, направленные на недопущение сжигания газа на факелах при добыче нефти, следовательно, на исключение выбросов вредных веществ в окружающую среду.

Рассмотрим историю создания газоперерабатывающих заводов:

1974 г. - основан Нижневартовский ГПЗ - первенец газопереработки в Западной Сибири. Введена в эксплуатацию первая очередь завода мощностью по переработке нефтяного газа 2,14 млрд. м5 в год.

1975 г. – образовано предприятие «Сибнефтегазпереработка» (в настоящее время – ОАО «СибурТюменьГаз»), создание которого является датой рождения производственной деятельности по переработке попутного нефтяного газа в Западной Сибири; созданы управления по транспорту газа и ШФЛУ, ныне ПФ «Сибгазтранс»; Нижневартовская БПТО и К, впоследствии преобразована в ПФ «Запсибгазснаб»; УТТ «Автотехтранс».

1976-1979 гг. – введены в эксплуатацию вторая, третья очередь НВ ГПЗ, Южно-Балыкский ГПЗ. С наливной железнодорожной эстакады в Южном Балыке отправлены потребителям первые тонны ШФЛУ.

1980-1981 гг. – на Нижневартовском ГПЗ произведен пуск в работу ГПЗ-4, первого в отрасли газоперерабатывающего завода, построенного на комплектном импортном оборудовании (Япония), образованы Локосовский ГПЗ (с 2002 года в составе ОАО «Лукойл»), Белозерный и Сургутский ГПЗ на комплектном импортном оборудовании суммарной мощностью по переработке газа в объеме 10,7 млрд. м³ в год.

1984 г. – образовано Варьеганское производство газа (Варьеганское УВСиГ), настоящее время - подразделение ОАО "Белозерный ГПК".

1985г. – образовано Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие (прежнее название – Ноябрьское УВСиГ), включающее в себя Холмогорскую, Вынгаяхинскую и Вынгапуровскую КС. В 1998 году в состав Ноябрьского ГПК передан Муравленковский ГПЗ; образован Красноленинский ГПЗ (ООО «Няганьгазпереработка»)

1988 г. – образован Губкинский ГПЗ (ОАО "Губкинский ГПК").

1994 г. – производственное объединение «Сибнефтегазпереработка» преобразовано в акционерное общество открытого типа.

1999 г. – на базе газоперерабатывающих заводов ОАО "Сибнефтегазпереработка" и ОАО "Тобольский НКХ" учреждено открытое акционерное общество "Сибур-Тюмень".

2003 г. – произведен пуск в работу Бахиловский КС, объекта газопереработки, введенного после 11-летнего перерыва в строительстве газоперерабатывающих мощностей. Техническое оснащение компрессорной станции выполнено с учетом современных требований – газотурбинный привод компрессоров и АСУТП; освоена по полной технологической схеме с пуском пропаново-холодильной установки и турбодетандера работа Муравленского ППГ с проектно-максимальной выработкой ШФЛУ.

2005 г. - на базе имущества ОАО «Сибур-Тюмень» было создано предприятие ОАО «СибурТюменьГаз».

Специфика ОАО «СибурТюменьГаз», как и других предприятий газопереработки, его основной вид деятельности обуславливают отсутствие конкурентов. Более того, предполагают соответствие, и даже взаимозависимость режимов работы газоперерабатывающих заводов друг от друга, так в период остановочных ремонтов одного из них, попутный газ перераспределяется на другие заводы.

Основная задача газоперерабатывающего завода принять и переработать с минимальными потерями сырой нефтяной газ, поступающий по газопроводам с нефтяных месторождений, и реализовать полученную продукцию потребителям по магистральным газопроводам и продуктопроводам.

Сегодня ОАО «СибурТюменьГаз» – основа сырьевой базы холдинговой компании «Сибур». Предприятие занимает ведущее положение в газоперерабатывающей подотрасли и является крупнейшим предприятием в России по переработке попутного нефтяного газа (ПНГ).

На смену кризисным явлениям приходит стабильность. Пропорционально увеличению добычи нефти растут и объемы поступления попутного нефтяного газа в переработку.

Графическая интерпретация географии ОАО «СибурТюменьГаз» представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – География ОАО «СибурТюменьГаз»

Организационной особенностью ОАО «СибурТюменьГаз» является значительная территориальная удаленность предприятий, что обусловлено расположением заводов вблизи крупных нефтяных месторождений.

2 АНАЛИЗ ФИНАНСОВО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОАО «СИБУРТЮМЕНЬГАЗ»

2.1 Основные показатели работы ОАО «СибурТюменьГаз»

2.1.1 Особенности технологии производства

Газоперерабатывающие заводы и компрессорные станции, составляющие целостный технологический комплекс ОАО "СибурТюменьГаз", имеют неразрывную производственную и технологическую связь сырьевыми потоками попутного нефтяного газа с нефтегазовых промыслов, единой газотранспортной системой по подаче сухого отбензиненного газа (СОГ) потребителям и системой продуктопроводов и наливных эстакад для отгрузки ШФЛУ и СГБ.

Основная задача всех газоперерабатывающих комплексов – обеспечить приём и переработку попутного нефтяного газа.

ОАО "СибурТюменьГаз" является базовым предприятием по обеспечению сырьём нефтехимических предприятий ООО «Сибур», таких как ООО "Тобольск-Нефтехим", ОАО "Новокуйбышевская НХК", ОАО "Сибур-Химпром" (Пермь), ОАО "Уралнефтехим" (Чайковский).

Производственная деятельность по переработке газа была начата с пуском первой очереди ГПЗ в объёме компримирования в декабре 1974 года. Сегодня газоперерабатывающие комплексы – стабильные предприятия в плане социально-экономического, производственно-технического развития, подготовки высококвалифицированного потенциала.

На заводах применяются технологические схемы низкотемпературных способов отбензинивания газа: низкотемпературная абсорбция НТА (ГПЗ-1,2); низкотемпературная конденсация и ректификация с комбинированной системой охлаждения с использованием хладоогента (ГПЗ-4). Основная продукция заводов – сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов, стабильный газовый бензин, пропан, автомобильные бензины.

Главная задача газоперерабатывающих предприятий – обеспечить максимальный прием и переработку попутного нефтяного газа, добываемого в регионе, получить товарную продукцию заданного качества, обеспечить транспортировку потребителям. ГПК, входящие в структуру ОАО «СибурТюменьГаз» – старейшие предприятия отрасли. Чтобы поддерживать мощности в полной боевой готовности, здесь заботятся о техническом перевооружении.

Производственные объекты ОАО «СибурТюменьГаз»:

- Южно-Балыкский ГПК. Газоперерабатывающий завод в г. Пыть-Ях, ХМАО.

- Няганьгазпереработка. Газоперерабатывающий завод в г. Нягань, ХМАО.

- Ноябрьское ГПП. Включает Муравленковский ГПЗ, Холмогорскую, Вынгапуровскую, Вынгаяхинскую КС в г.г. Ноябрьске, Муравленко, ЯНАО.

- Губкинский ГПК, г. Губкинский, ЯНАО.

- Предприятие по транспортировке газа и ШФЛУ – ПФ "Запсибгазтранс".

Сегодня для производства продукции Компания использует источник сырья – попутный нефтяной газ (ПНГ), который закупается у нефтяных компаний.

Рисунок 2.1 – Технологическая цепочка по производству основной продукции

Рассмотрим особенности технологии производства ОАО «СибурТюменьГаз» в разрезе каждого ГПК и филиала:

1) ООО «Няганьгазпереработка»:

1) Блок нефтеконденсатоотделителей - ПНГ с нефтяных месторождений ОАО «ТНК-Нягань» и ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», КС «Ловинская» и КС «Северо-Даниловская» поступает в приемные сепараторы С-1,2. После узлов замера ПНГ с месторождений ОАО «ТНК-Нягань» и ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» по общему трубопроводу поступает на установки переработки газа №1,2 (УПГ-1,2).

2) Блок компримирования попутного нефтяного газа – Попутный нефтяной газ после блока нефтеконденсатоотделителей поступает в приёмные сепараторы сырьевых компрессоров С-101/1. Газ из сепараторов С-101/1,2 поступает на приём компрессоров КЦ-101/1-3. После первой ступени сжатия КЦ-101/1-3 газ поступает в аппараты воздушного охлаждения Т-102/1¸6. Охлаждённый газ поступает в сепараторы С-102, где происходит отделение газа от жидкости. Газ из сепараторов С-102 поступает на приём второй ступени компримирования КЦ-101. Скомпримированный газ поступает в аппараты воздушного охлаждения Т-103/1¸10.