Главная
Коллекция "Otherreferats"
Производство и технологии
Производственный потенциал нефтегазовой промышленности
Производственный потенциал нефтегазовой промышленности
Основы подготовки нефти к переработке. Практические аспекты организации производства на предприятии "Лукойл Шельф ЛТД". Планирование производственной деятельности. Особенности образования и основные свойства нефтяной эмульсии. Процесс стабилизации нефти.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 22.05.2009 |
| Размер файла | 363,9 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Содержание
- Введение
- Глава 1. Теоретические основы организации производства на нефтяном предприятии
- 1.1. Основы подготовки нефти к переработке
- 1.2. Стабилизация нефти
- 1.3. Нефтяные эмульсии
- Глава 2. Практические аспекты организации производства на предприятии «Лукойл Шельф ЛТД»
- 2.1. Характеристика предприятия «ЛУКойл Шельф ЛТД»
- 2.2. Основы организации производственного процесса в «ЛУКойл Шельф ЛТД»
- 2.3. Планирование производственной деятельности предприятия
- Заключение
- Список литературы
- Приложения
Введение
Нефтегазовый комплекс за годы реформ значительно упрочил свои позиции в экономике страны. НГК возник и окреп, как и другие структурные подразделения в народном хозяйстве страны, еще в рамках СССР и единого народно-хозяйственного комплекса. После его развала нефтегазовый комплекс получил вполне самостоятельное значение. Что касается общего положения нефтегазового комплекса в российской экономике, то отрасль в гораздо меньшей степени затронул спад производства. Более того, за годы реформ сырьевые отрасли выдвинулись на ведущие позиции в народном хозяйстве страны.
Действительно, отрасли ТЭК дают не менее 50% валютных поступлений в Россию, позволяют поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.
Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью и экономикой страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходится 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет треть всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам. Таким образом, с топливно-энергетическим комплексом напрямую связано благосостояние всех граждан России. Большое значение в экономике страны играет входящий в ТЭК и являющийся его важнейшей частью нефтяной и газовый сектор Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9.
Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.
Все вышеприведенные факторы обуславливают актуальность и значимость тематики работы на современном этапе, направленной на глубокое и всестороннее изучение производственного потенциала нефтегазовой промышленности.
Предмет исследования - современное состояние нефтегазовой промышленности. Объект исследования - «ЛУКойл Шельф ЛТД», астраханское представительство буровой компании.
Гипотеза исследования. Необходимо отметить, что большинство отраслей перерабатывающей промышленности оказались убыточными вследствие избыточной энергоемкости, в несколько раз превышающей мировые стандарты, сформировавшиеся под влиянием топливно-энергетического кризиса 70х-80х годов. В этой ситуации упадка производства, неплатежей, социальной напряженности и безработицы относительно стабильный и экспортно-ориентированный нефтегазовый комплекс становится поистине жизненно важным элементом в структуре экономики нашей страны, той отраслью, которая способна стать опорой более высокотехнологичных и наукоемких современных производств.
Целью данной работы является рассмотрение и изучение производственного потенциала нефтегазовой промышленности.
В соответствии с поставленной целью в работе предполагается решить следующие задачи:
- рассмотреть «ЛУКойл Шельф ЛТД», астраханское представительство буровой компании как предприятие нефтегазовой промышленности;
- изучить производственные процессы предприятия;
- охарактеризовать планирование производства на предприятии.
Практическая значимость курсовой работы характеризуется достаточно глубоким изучением аспектов, научно обоснованным анализом с учетом изученного материала.
Глава 1. Теоретические основы организации производства на нефтяном предприятии
1.1 Основы подготовки нефти к переработке
Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50-100 м3 попутного газа. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти - дегазация проводится с помощью сепарации и стабилизации.
В условиях нефтяного пласта при высоком давлении газы растворены в нефти. При подъеме нефти на земную поверхность давление падает и растворенный газ выделяется. Важно в этот момент уловить его. Существует несколько схем отделения газа от нефти на промысле, различающихся условиями перемещения нефти и газа. Схемы первой группы характеризуются тем, что газ отделяют от нефти на кратчайшем расстоянии от скважины. После отделения газа к центральным пунктам сбора перемещается только нефть.
Газонефтяная смесь из скважины поступает, в вертикальную емкость С-1, оборудованную устройствами для предотвращения уноса нефти с газом. Эта емкость носит название трапа. Из трапа С-1 газ поступает в газосборный коллектор, а нефть - в мерник Е-1. По газосборному коллектору попутный газ передается для дальнейшей обработки на газобензиновые заводы. К коллектору подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений. Поскольку давление, при котором происходит разделение в трапе, невысокое (1-2 ат), для подачи газа на газобензиновые заводы его сжимают компрессорами ЛК-1.
Нефть из мерника Е-1 самотеком или насосами подается на нефтесборный пункт, где подвергается обезвоживанию.
Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40-50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесборных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу. Более эффективны системы многоступенчатой сепарации.
На устье нефтяной скважины поддерживается повышенное давление. В непосредственной близости от скважины размещается газоотделитель первой ступени сепарации С-1, давление в котором равно 6-7 ат. Этого давления достаточно, чтобы без дополнительного сжатия подать газ на газобензиновый завод. Из газоотделителя первой ступени нефть вместе с оставшимся в ней растворенным газом самотеком перемещается на центральный сборный пункт. На этом пункте собираются потоки от большого числа скважин. В результате снижения давления на центральном сборном пункте вновь происходит выделение газа в сепараторе С-2. Этот газ подается на газобензиновый завод компрессорами.
1.2 Стабилизация нефти
Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значительная часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции.
Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь углеводороды С1-С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи. Методы стабилизации нефти могут быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации.
Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К.-1. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. При охлаждении оборотной промышленной водой в конденсаторе-холодильнике конденсируется не весь продукт, уходящий с верха колонны. Поэтому в емкости Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.
Газ из Е-1 направляется в топливную сеть. Жидкий продукт - газовый конденсат частично возвращается в колонну К-1 в качестве орошения, а балансовое количество Балансовым называется то количество продуктов, которое образуется в соответствии с материальным балансом технологической установки. выводится со стабилизационной установки и передается на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ). Эти установки предназначаются для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды.
С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов С1 - С4) в стабильной нефти составляет 0,8-1,5%.
1.3 Нефтяные эмульсии
При добыче нефти ее почти всегда сопровождает пластовая (буровая) вода. В буровых водах растворены различные соли, чаще всего хлориды и бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже карбонаты и сульфаты. Содержание солей в этих водах колеблется в широких пределах, от незначительного до 30%.
Наличие в нефти, поступающей на переработку, воды и солей вредно сказывается на работе нефтеперерабатывающего завода. При большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, расходуется излишнее тепло на подогрев и испарение воды.
Еще более отрицательным действием обладают хлориды. Они откладываются в трубах теплообменников и печей, что приводит к необходимости частой очистки труб, снижает коэффициент теплопередачи. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно быстро разъедается под действием гидролизовавшихся хлористых солей конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Наконец, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте и гудроне, ухудшают их качество. Следовательно, перед подачей нефти на переработку ее необходимо отделить от воды и солей.
Воду и соли удаляют непосредственно после извлечения нефти из земных недр (на промыслах) и на нефтеперерабатывающих заводах. Существует два типа технологических процессов удаления воды и солей - обезвоживание и обессоливание. В основе обоих процессов лежит разрушение нефтяных эмульсий. Однако при обезвоживании разрушаются природные эмульсии, те, которые образовались в результате интенсивного перемешивания нефти с буровой водой. Обезвоживание проводится на промыслах и является наряду с дегазацией первым этапом подготовки нефти к транспортировке и переработке.
При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию, которая затем разрушается. Обессоливание нефти проводится на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.
Нефть и вода взаимно плохо растворимы. Поэтому отделение основной массы воды от нефти простым отстаиванием не представляет большого труда, если при добыче не образовалась водно-нефтяная эмульсия. Но чаще всего такая эмульсия образуется. Перерабатывать обводненную эмульгированную нефть нельзя. Даже если эмульсия не образовалась, то незначительное количество воды все же остается в нефти в растворенном или во взвешенном состоянии. А вместе с водой в нефть попадают и минеральные соли, которые вызывают коррозию нефтеперегонной аппаратуры.
Эмульсией называется такая система двух взаимнонерастворимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул), исчисляемых триллионами на литр эмульсии. Жидкость, в которой распределены глобулы, называется дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.
При движении нефти по скважинам она весьма интенсивно перемешивается с пластовой водой. В различных стадиях переработки, например при защелачивании, нефть и ее погоны также тесно соприкасаются с водой. В этих случаях часто и образуются стойкие нефтяные эмульсии. Расслаивание нефтяных эмульсий в естественных условиях иногда наступает по истечении весьма длительного времени. (Описаны эмульсии, не разрушавшиеся годами). Однако чаще всего происходит частичное расслаивание, после которого между слоями воды и нефти остается промежуточный эмульсионный слой.
Стойкие эмульсии по внешнему виду представляют собой густые мазеобразйые массы от светло-желтого до темного цвета. Эмульсии, образовавшиеся после водно-щелочной промывки нефтепродукта, иногда имеют почти сметанообразный вид. Вязкость эмульсий значительно выше вязкости воды и нефти.
Нефтяные эмульсии чаще всего представляют собой эмульсии типа вода в нефти, в которых дисперсной средой является нефть, а дисперсной фазой-вода. Такая эмульсия гидрофобна: в воде она всплывает, а в бензине или других растворителях равномерно распределяется.
Реже встречаются эмульсии типа нефть в воде, в которых дисперсной средой служит вода. Такая эмульсия гидрофильна: вводе она равномерно распределяется, а в бензине тонет.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверхностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02-0,05 н/м (20-50 дн/см). Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их поверхностного натяжения на границе с водой. Это явление носит общий характер.
Иногда вещества при растворении даже в очень малых концентрациях существенно понижают поверхностное натяжение растворителя. Вещества, способные понижать поверхностное натяжение, называются поверхностно-активными. Характерная особенность этих веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая- либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объясняется тем, что добавленное вещество распределяется неравномерно в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концентрация его у поверхности раздела фаз будет более высокой, чем во всем объеме растворителя. Иными словами, добавленное полярное вещество будет адсорбироваться поверхностным слоем растворителя и тем самым понижать его поверхностную энергию. В результате на границе раздела фаз образуется адсорбированный слой, который можно рассматривать как пленку молекул поверхностно-активяого вещества на поверхности растворителя.
Всякая эмульсия, в том числе и нефтяная, может образоваться только тогда, когда механическое воздействие на смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей будет вызывать диспергирование, т. е. дробление жидкости на очень мелкие частицы. Ясно, что чем меньше поверхностное натяжение жидкостей, тем легче будет идти образование капель, т. е. увеличение общей поверхности жидкости, так как оно будет требовать меньшей затраты работы. Однако после перемешивания двух чистых, нерастворимых друг в друге жидкостей стойкость полученной эмульсии обычно невелика. Более тяжелая жидкость осядет на дно, капельки дисперсной фазы, сталкиваясь друг с другом, объединятся в более крупные. Оба эти процесса и приведут к расслаиванию эмульсии на два слоя. Только при очень высокой степени дисперсности, когда диаметр капель дисперсной фазы измеряется десятыми долями микрона (10-7 м) и межмолекулярные силы уравнивают гравитационные силы, разрушение эмульсии становится затруднительным.
Иначе обстоит дело, если смесь двух нерастворимых жидкостей находится в условиях, способствующих диспергированию, и в ней присутствует какое-либо поверхностно-активное вещество, понижающее поверхностное натяжение за счет образования адсорбционного слоя. Во-первых, это способствует дроблению капель, а во-вторых (что имеет решающее значение), капли будут окружены не молекулами дисперсной среды, а прочной пленкой адсообционного слоя. В этом случае образуются стойкие, трудно расслаивающиеся эмульсии, так как капли дисперсной фазы, защищенные своеобразным панцирем - адсорбционной пленкой, не могут сливаться друг с другом. В некоторых случаях толщина адсорбционной пленки такова, что ее можно рассмотреть в микроскоп.
При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, т. е. переход их из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.
Глава 2. Практические аспекты организации производства на предприятии «Лукойл Шельф ЛТД»
2.1 Характеристика предприятия «ЛУКойл Шельф ЛТД»
«ЛУКойл Шельф ЛТД», астраханское представительство буровой компании.
Адрес: 414000 РФ г.Астрахань, ул.Качуевской 9.
Исполнительный директор: Зульпукаров Меджид Магомедгереевич.
Телефон: (8512) 39-10-08
E-mail: meliseeva@shelf.lukoil.com.
Буровая компания «ЛУКОЙЛ ШЕЛЬФ» - подрядная организация по строительству скважин всех назначений на суше и шельфе и оказанию полного комплекса сопутствующих услуг.
Компания начала свою деятельность по строительству поисково-разведочных скважин с мая 1999 года в качестве генерального бурового подрядчика нефтяной компании (НК) «ЛУКОЙЛ» на Каспийском море.
В настоящее время компания имеет филиалы в России (город Астрахань), Туркменистане и Казахстане.
Восемь разведочных скважин пробурено с 1999 по 2003 годы в Российском секторе Каспия для НК
«ЛУКОЙЛ», а также пять эксплуатационных скважин в Туркменистане для «Драгон Ойл - Туркменистан» с 2003 года по настоящий момент.
Для бурения скважин на континентальном шельфе используется самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) «АСТРА» - передвижная плавучая буровая установка консольного типа с тремя независимыми самоподъемными опорами, построенная в Японии и модернизированная в 1999 году на Астраханском Судостроительном заводе «Красные баррикады».
В 2001 г. компании "ЛУКОЙЛ-Шельф ЛТД" был вручен сертификат международного стандарта качества по итогам деятельности на шельфе Каспия.
Приоритетом «ЛУКОЙЛ ШЕЛЬФ» является постоянное улучшение качества работ. В компании внедрена система менеджмента качества ISO 9001:2000 и получен международный сертификат IQ NET. Кроме того внедрена и сертифицирована Система Управления
Безопасностью согласно требованиям Международного Кодекса Управления Безопасностью (МКУБ).
Компания "ЛУКОЙЛ ШЕЛЬФ ЛТД'' (далее Компания) является буровой компанией, осуществляющей все виды работ по строительству, капитальному ремонту, обустройству и обслуживанию нефтяных и газовых скважин на морском шельфе.
Компания обеспечивает предоставление услуг, жизненно важных" для развития экономики как нефтяной отрасли в целом, так и для Астраханского региона и Прикаспийских государств.
Астраханской области в стратегии развития ЛУКОЙЛа придается огромное значение. За последние пять лет усилиями Компании здесь была открыта новая нефтяная провинция. В настоящее время на Каспии ведется разведочное бурение, а в 2008 г. начнется добыча нефти. После начала добычи на каспийском шельфе бюджет Астраханской области увеличится на 40%, в области будет создано 5 тыс. новых рабочих мест. Планы Компании предусматривают также крупные заказы для судостроительно-судоремонтных предприятий региона. Руководство области считает ЛУКОЙЛ не только надежным стратегическим партнером, но и проводником государственной политики на Каспии.
Стратегическая цель Компании состоит в поддержании и усилении конкурентных позиций Компании на Каспии в достаточно узкой специализированной области - бурении нефтяных и газовых скважин на морском шельфе на основе дальнейшего развития своих ключевых компетенций:
- высокого профессионализма персонала;
- активного применения прогрессивных инновационных технологий в своей деятельности Парамонова Т. Благодаря нефтегазовой отрасли в России наметилось улучшение экономической ситуации // Международная жизнь - 2001..№1. С. 38..
Данный отчет представляет собой обзор финансовых результатов деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» и важнейших тенденций, которые могут влиять на будущие результаты его деятельности, и должен рассматриваться вместе с консолидированной финансовой отчетностью и примечаниями к ней, а также вместе с дополнительно раскрываемой информацией о деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
В 2005 г. чистая прибыль составила 6 443 млн долл. США, что на 2 195 млн долл. США больше, чем в 2004 г (табл.1).
В 2005 г. чистая прибыль составила 6 443 млн долл. США, что на 2 195 млн долл. США больше, чем в 2004 г.
Рост чистой прибыли был вызван благоприятной ценовой конъюнктурой в течение всего 2005 г. и эффективным контролем над расходами. Вместе с тем рост прибыли сдерживался ростом налогового бремени. Влияние этого, а также других факторов, подробно рассмотрено в настоящем отчете.
В 2005 и 2004 гг. Компания достигла следующих результатов:
Экспорт и реализация за рубежом нефти и нефтепродуктов в 2005 г. по сравнению с 2004 г. выросли в объеме на 17,3%, в то время как продажа нефти на внутреннем рынке уменьшилась на 58,9%.
Были введены в эксплуатацию 8 новых нефтяных и 1 новое газовое месторождения (7 нефтяных месторождений в 2004 г.), что позволило увеличить добычу, несмотря на то, что одновременно с этим проводилась программа закрытия малодебитных скважин.
Были выведены из эксплуатации 425 малодебитных скважин (1 161 в 2004 г.). В 2005 г. средние дебиты скважин увеличились до 11,07 тонн в день, или на 3,5% по сравнению с 2004 г.
В августе 2004 г. Компания заключила соглашение на продажу своей доли в размере 99% в ОАО Банк «Петрокоммерц» (далее - «Банк») за 214 млн долл. США группе компаний, принадлежащих связанной стороне, руководство которой включает некоторых руководителей Группы и членов ее Совета директоров. Компания использовала независимую оценку при определении цены продажи. Сделка предусматривала два этапа. Первый этап, представляющий продажу 78%-й доли Группы за 169 млн долл. США, был завершен 22 сентября 2004 г.
Таблица 1
Основные финансовые и операционные показатели
|
2005 |
Изменение к 2004 |
2004 |
Изменение к 2003 |
2003 |
||
|
Выручка от реализации, включая акцизы и экспортные пошлины (млн долл. США) |
55 774 |
64,8% |
33 845 |
53,0% |
22 118 |
|
|
Чистая прибыль (млн долл. США) |
6 443 |
51,7% |
4 248 |
14,8% |
3 701 |
|
|
Чистая прибыль за вычетом эффекта от изменения учетной политики и выручки от продажи доли в проекте «Азери - Чираг - Гюнешли» (млн долл. США) |
6 443 |
51,7% |
4 248 |
78,0% |
2 386 |
|
|
Прибыль до вычета процентов, налога на прибыль, износа и амортизации (EBITDA) (млн долл. США) |
10 404 |
44,4% |
7 203 |
27,9% |
5 630 |
|
|
Чистая прибыль на одну обыкновенную акцию (долл. США): |
||||||
|
Базовая прибыль |
7,91 |
52,1% |
5,20 |
15,0% |
4,52 |
|
|
Разводненная прибыль |
7,79 |
51,9% |
5,13 |
15,3% |
4,45 |
|
|
Добыча нефти дочерними компаниями Группы (тыс. т) |
86 193 |
4,6% |
82 408 |
8,3% |
76 072 |
|
|
Добыча нефти Группой с учетом доли в зависимых компаниях (тыс. т) |
90 158 |
4,6% |
86 200 |
7,4% |
80 226 |
|
|
Производство нефтепродуктов компаниями Группы (тыс. т) |
44 182 |
8,2% |
40 825 |
4,1% |
39 233 |
Второй этап, на котором Группа должна была продать свою оставшуюся 21%-ю долю в уставном капитале Банка за 45 млн долл. США, должен был быть завершен до конца июня 2007 г. В декабре 2005 г. Группа и покупатель аннулировали соглашение, связанное со второй частью сделки. Впоследствии, в декабре 2005 г.
Группа организовала открытый аукцион по продаже принадлежащей ей 21%9й доли и подписала соглашение с покупателем - той же связанной стороной. Стоимость сделки составила 33 млн долл. США.
В ноябре 2004 г. Компания заключила соглашение о продаже своей 100%й дочерней буровой компании ООО «ЛУКОЙЛ Бурение» и ее дочерних обществ за 69 млн долл. США. Условия договора требовали заключения пятилетнего контракта на обеспечение Группы услугами по бурению и пересмотра условий финансирования, ранее предоставленного Группой ООО «ЛУКОЙЛ Бурение». Сделка была завершена в конце декабря 2004 г. Иные результаты, достигнутые в 2005 г., детально рассмотрены в других частях отчета.
С ноября по декабрь 2005 г. компания Группы приобрела 51%9ю долю уставного капитала ОАО «Приморьенефтегаз» за 261 млн долл. США. ОАО «Приморьенефтегаз» является российской нефтегазовой компанией, осуществляющей свою деятельность в Европейской части России.
С 14 октября по 5 декабря 2005 г. компания Группы приобрела 100%9ю долю уставного капитала компании «Нельсон Ресорсез Лимитед» (далее - компания «Нельсон») за 1 951 млн долл. США. Компания «Нельсон» является нефтегазовой компанией, осуществляющей свою деятельность на западе Казахстана. Компания «Нельсон» владеет 76%9й долей в месторождении Каракудук, 50%9й долей в месторождениях Алибекмола, Кожасай, Северные Бузачи, Арман. Кроме этого, компания «Нельсон» имеет опцион на приобретение 25%9й доли в двух площадях, предназначенных для проведения геолого9разведочных работ, в Казахском секторе Каспийского моря - Южный Жамбай и Южное Забурунье. Целью приобретения было расширение присутствия Группы в Казахстане и увеличение запасов углеводородов в международном сегменте деятельности Группы (приложение 1).
Основным направлением деятельности Компании является предоставление услуг по строительству скважин.
В состав предприятия входят следующие структурные подразделения (рис. 1.).
Рис.1. Организационная структура
Службы и отделы Компании:
- Служба технической эксплуатации (СТЭ)
- Производственно-техническая служба (ПТС)
- Служба офисного обеспечения (СОО)
- Служба материально-технического снабжения (СМТС)
- Отдел экономики и планирования (ОЭ и П)
- Отдел флота (ОФ)
- Спецотдел (СО)
- Служба качества (СК)
- Служба безопасности мореплавания (СБМ)
- Отдел охраны труда и окружающей среды (ООТ и ОС)
- Отдел маркетинга и развития производства (ОМ и РП)
- Бухгалтерии
- Юрисконсульта
- Менеджера по персоналу (ОК)
2.2 Основы организации производственного процесса в «ЛУКойл Шельф ЛТД»
На «Астре» имеется четыре основные системы для сбора, временного хранения и выдачи отходов. Это система сбора буровых вод и дождевых стоков, включающая в себя поддон под буровой площадкой, палубные шпигаты, систему дренажных трубопроводов и накопительную емкость объемом 250 кубометров (сюда же поступает и смесь бурового раствора с пластовыми жидкостями, которую невозможно сжечь в процессе испытания скважины); система водоканализации, включающая сборные трубопроводы от всех бытовых и хозяйственных помещений, установку биологической обработки стоков и накопительную емкость объемом 120 кубометров; система сбора любых утечек нефтепродуктов, воды, конденсата, появляющихся при работе различных механизмов в жилой надстройке и помещениях энергетической установки (она также включает шпигаты, трубопроводы и емкость объемом 22 кубометра); система транспортировки и загрузки в контейнеры выбуренной породы, образующейся после очистки бурового раствора. Выбуренная порода, отделенная из бурового раствора на блоке очистки, помещается в специальные контейнеры, которые затем перегружаются на судно обеспечения для отправки на берег на утилизацию. Весь бытовой и производственный мусор сортируется и складируется в специальные контейнеры и также перегружается палубными кранами на судно. Выдача жидких отходов на суда обеспечения производится по раздельным трубопроводам и шлангам, что исключает их смешивание. Объемы емкостей хранения обеспечивают автономность работы в течение 7 дней, этого вполне достаточно для своевременной перегрузки на суда снабжения Телухин.П. Освобождение от нефтезависимости //Деловые люди. 2002. №131 Февраль. С.32..
«ЛУКОЙЛ-Шельф» постоянно проводит производственный экологический мониторинг, в процессе которого ведется учет всех видов отходов, делаются анализы проб морской воды в районе СПБУ, контролируется эффективность рыбозащитного устройства водозабора. Непосредственно на самой буровой установке работает специальная наблюдательная станция.
Технология нулевого сброса успешно отработана компанией «ЛУКОЙЛ-Шельф» на ранее пробуренных скважинах в российской и туркменской акваториях Каспийского моря. Результаты регулярных экологических исследований свидетельствуют о том, что за весь период работы «Астры» на Каспии содержание загрязняющих веществ в морской воде никогда не превышало допустимых нормативом пределов. Примечательно, что по каждой пробуренной скважине выпускается соответствующий экологический отчет.
«АСТРА» ведет буровые работы на шельфе Каспия, обеспечивая при этом 100% соблюдение требований экологической безопасности, так называемый «нулевой сброс». Установка работает в море на глубинах от 5 м до 50 м, производя бурение скважин глубиной до 5 тыс. м.
Буровым подрядчиком выступает компания «ЛУКОЙЛ-Шельф», базирующаяся в Астрахани. Подрядчиками почти всех сервисных работ являются казахстанские компании.
Самоподъемная плавучая буровая установка (СПБУ) «Астра», имеющая три независимые опоры, -- единственная установка на Каспии, способная бурить на мелководье. «Астра» построена в Японии компанией Nippon Kokan Shipbuilding и модернизирована в 1999 году на астраханском судостроительном заводе «Красные Баррикады» Байков Н. Топливно-энергетический комплекс // МЭ и МО.- 2005.- №8.- С.49.
Изначально «Астра» закупалась и переоборудовалась с учетом современных экологических требований и под строгим надзором Американского бюро судоходства. С учетом этих же критериев приобретались и арендовались транспортно-буксирные судна, вертолеты, средства по борьбе с аварийными разливами нефти, спасательный корабль «Эпрон», модернизировались береговые базы. С нуля создавалась система доставки грузов на установку и вывоза с нее производственных отходов. При этом в целом на создание морской инфраструктуры ЛУКОЙЛ затратил 28 млн долларов!
Объем выбуренного шлама из скважины составит 352 кубометра, отработанного бурового раствора -- 470 кубометров, буровых сточных вод -- 940 кубометров. В итоге суммарный объем буровых отходов достигнет 1762 кубометров. Основываясь на принципе нулевого сброса, «Астра» снабжена закрытой циркуляционной системой бурового раствора, системами сбора технологических стоков и хозяйственно-бытовых сточных вод.
2.3 Планирование производственной деятельности предприятия
ЛУКОЙЛ - одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. Основная часть продукции Компании реализуется на международном рынке. ЛУКОЙЛ занимается сбытом нефтепродуктов в России, Восточной Европе, странах СНГ и США Нарзикулов Р. Нефть, газ и внешняя политика России // Финансовые известия. - 2005.- №19.- С. 6..
ЛУКОЙЛ является второй крупнейшей частной нефтяной компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти - около 2,1%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится 18% общероссийской добычи нефти и 18% общероссийской переработки нефти.
По состоянию на начало 2005 года доказанные запасы нефти Компании составили 15 972 млн барр., газа - 24 598 млрд фут3, что в совокупности составляет 20 072 млн барр. н.э.
В секторе разведки и добычи ЛУКОЙЛ располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. Новым быстрорастущим регионом является Тимано-Печора, где за последние пять лет добыча нефти выросла более чем в 1,6 раза. ЛУКОЙЛ также реализует ряд проектов в секторе разведки и добычи за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Иране, Колумбии, Венесуэле, Ираке.
С введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания начала реализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа в среднесрочной перспективе будет расти ускоренными темпами. Ресурсной базой для реализации этой программы являются месторождения Большехетской впадины и Каспийского моря, а также международные газовые проекты: Кандым - Хаузак - Шады в Узбекистане и Шах-Дениз в Азербайджане.
ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ - в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 41,8 млн т/год нефти. Зарубежные НПЗ Компании расположены на Украине, в Болгарии и Румынии, их совокупная мощность составляет 16,7 млн т/год нефти. В 2004 году на собственных заводах Компании было переработано 44,0 млн т нефти, в том числе на российских - 35,5 млн т.
По состоянию на конец 2004 года сбытовая сеть Компании охватывает 17 стран мира, включая Россию, страны СНГ (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина), государства Европы (Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Румыния, Чехия, Эстония) и США, и насчитывает 199 объектов нефтебазового хозяйства и 5 405 автозаправочных станций. Сбытовая сеть Компании на территории России включает 10 организаций нефтепродуктообеспечения, осуществляющих свою деятельность в 59 субъектах РФ.
В 2006 году прирост запасов углеводородного сырья за счет проведения геологоразведочных работ составил около 160 млн. ТУТ. Основной прирост запасов нефти получен в России (Ненецкий автономный округ, Западная Сибирь и Пермский край). Основной прирост запасов газа - в Ямало-Ненецком автономном округе, где введено в эксплуатацию крупное газовое месторождение Находкинское. Полученный прирост запасов нефти и газа примерно в 1,5 раза превышает их отбор. В 2006 году планируется прирастить запасы углеводородного сырья в объеме 106 млн. ТУТ. Реализация программы геологоразведочных работ позволила в 2005 году открыть 5 новых месторождений нефти, газа и конденсата и 6 залежей нефти на ранее открытых месторождениях.
В 2004 году основные объемы геологоразведочных работ были сконцентрированы в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в Большехетской впадине Ямало-Ненецкого автономного округа, на акватории Каспийского моря, а также в Западной Сибири.
Проходка в разведочном бурении в 2004 году составила 118,3 км. В результате геолого-разведочных работ Компанией было открыто 12 нефтяных месторождений и одно газоконденсатное, а также 10 залежей нефти на ранее открытых месторождениях.
Распределение разведочного бурения по регионам в 2007 году
Увеличение / открытие новых запасов по международной классификации составило 640 млн барр.н.э. Затраты группы «ЛУКОЙЛ» на проведение геолого-разведочных работ в 2004 году составили 309 млн долл.
Проходка в разведочном бурении на территории России в 2004 году составила 111,1 км, объем сейсморазведочных работ методом 2D - 7 819 км, объем сейсморазведочных работ методом 3D - 1 578 км2.
Проходка в разведочном бурении по международным проектам в 2004 году составила 7,2 км, объем сейсморазведочных работ методом 2D - 1 933 км, объем сейсморазведочных работ методом 3D - 575 км2.
С целью повышения эффективности геологоразведочных работ и обеспечения динамичного прироста разведанных запасов, Компания усилила требования к комплексу геофизических методов, применяемых на поисковом и разведочном этапах исследований. Современные модификации сейсморазведки позволяют обеспечивать получение дополнительной информации об особенностях внутреннего строения, литологии и свойствах нефтеперспективных отложений и, по возможности, - о перспективах их углеводородного насыщения. Получение подобной дополнительной информации способствует снижению степени риска поискового и разведочного бурения, сокращению количества «пустых» или малодебитных скважин и, в конечном итоге, повышению эффективности геологоразведочных работ в целом. Высокое качество вскрытия продуктивных пластов, неординарные способы изучения разрезов скважин, применение методов интенсификации притоков обеспечили получение высоких дебитов нефти и газа из пластов со сложными коллекторскими свойствами. Применение поинтервального испытания пластов в процессе бурения, ориентированное по керну или газопоказаниям, позволило существенно повысить информативность поисково-разведочного метража и в целом всего геологоразведочного процесса.
Буровой подрядчик "ЛУКОЙЛ-Шельф Лтд." приступит к бурению первой разведочной скважины на нефтегазовой структуре Тюб-Караган в казахстанском секторе Каспийского моря с использованием самоподъемной буровой установки "Астра" в конце апреля текущего года. Об этом корреспонденту сообщил представитель пресс-службы казахстанского регионального представительства компании "ЛУКОЙЛ Оверсиз Холдинг Лтд."
Работы будут производиться в течение 4-х месяцев на глубине воды 7 м. Проектная глубина скважины составляет 2500 м. Основной целью строительства первой скважины является поиск и оценка запасов нефти и газа в юрско-меловых и триасовых отложениях структуры Тюб-Караган. При бурении и испытании скважины будут применяться самые современные технологии мирового уровня, обеспечивающие "нулевой сброс" и исключающие возможность загрязнения Каспийского моря.
На Тюб-Карагане в текущем году будет пробурена только одна скважина. Бурение последующих скважин будет зависеть от результатов первой. Согласно утвержденной в 2004 г. программы буровых работ на Тюб-Карагане, "Лукойл Оверсиз", планируется бурение в общей сложности 83 добывающих скважин, из них нефтяных - 79, газовых - 4. Для бурения первой скважины в настоящее время выделены денежные средства. "Это деньги СП "Тюб-Караган", которое 50 на 50 принадлежит "КазМунайГазу" и "ЛУКОЙЛу Оверсиз", но предоставленные российской компанией", - отметил представитель компании.
Как сообщалось ранее, согласно госпрограмме освоения казахстанского шельфа Каспия, все затраты по проекту до коммерческого открытия несет на себе "ЛУКОЙЛ Оверсиз". Участок Тюб-Караган будет осваиваться на паритетной основе "ЛУКОЙЛом" и Нацкомпанией "КазМунайГаз" в соответствии с документами, подписанными в 2003 г.
Прогнозные геологические ресурсы Тюб-Карагана составляют 388 млн тонн условного топлива, в том числе 324,3 млн тонн нефти. Нефтедобычу здесь планируется начать в 2012 г. Максимальная годовая добыча по проекту составит 7,2 млн тонн, а накопленная добыча нефти к концу срока 40-летнего контракта - 110 млн тонн, накопленная добыча газа - 19,1 млрд куб. м
На «Астре» смонтирована буровая вышка Pyramid башенного типа высотой 44,8 метра и грузоподъемностью 474 тонны. Общая продолжительность строительства первой разведочной скважины с учетом установки платформы на точку бурения, непосредственно буровых работ, крепления и испытания скважины составляет 103,7 суток. Одной из особенностей бурения скважин в данном районе является мелководье акватории. Глубина моря здесь не превышает 4-6 метров, что создает определенные трудности при проводке и установке буровой платформы на точке бурения.
Как сообщил Молдагали Жанбиров, генеральный директор операционной компании «Тюб-Караган Оперейтинг» (СП ЛУКОЙЛа и «КазМунайГаза»), несмотря на возможности передовой техники и технологии буровых работ, согласно национальному законодательству и в связи с особыми условиями Каспия на Тюб-Карагане предусмотрен специальный план по реагированию на нефтяные разливы. Для предотвращения последствий разлива необходимые суда, оборудование, материалы, а также персонал будут постоянно находиться на участке работ. Кроме того, при необходимости будут подключаться специализированные береговые службы в Баку и Астрахани. Таким образом, заложено многократное страхование от негативных воздействий на экологию.
Общий валовой выброс загрязняющих веществ (в первую очередь выхлопных газов), по оценкам экологов, составит около 160 тонн. При сжигании нефтяного газа на факеле зона распространения максимальных концентраций загрязняющих веществ ограничивается радиусом в 100 метров.
В работах по оценке состояния окружающей среды и воздействия на нее разведочного бурения на Тюб-Карагане, проводившихся под руководством консалтингового центра «Недра», принимали участие специалисты Алматынского института зоологии, Атырауского филиала Института рыбного хозяйства, Каспийского института рыбных ресурсов (Астрахань), центра «Геоаналитика» (Алматы), Атырауской лаборатории по охране окружающей среды, а также лаборатории Alex Stewart Assayers (Бишкек, Киргизия).
По оценке экологовческие решения проекта полностью исключают возможность значимого воздействия планируемых работ на любой из компонентов природной среды. Образующиеся в процессе проведения работ отходы производства и потребления будут утилизироваться на специализированных полигонах.
Проектируемые работы не окажут вредного воздействия на расположенные в Прикаспии особо охраняемые зоны. Удаленность площади работ от населенных пунктов, а также принятые технические условия исключают возможность неблагоприятного воздействия на здоровье населения.
Воздействие реализации проекта на здоровье населения Мангистауской области с точки зрения поступления в окружающую среду выбросов, отходов производства и потребления оценивается как незначительное. В то же время ожидается положительные социальные сдвиги в виде увеличения денежных доходов населения и связанного с этим повышения уровня и качества жизни людей. В этой связи надо отметить, что начиная уже с 2004 года в рамках проекта «Тюб-Караган» предусматривается тратить не менее 500 тыс. долларов в год на социальные нужды. Портфель первоочередных значимых для региона социальных проектов будет формироваться совместно с акиматами Мангистауской области и Тюб-Караганского района на основе их предложений и при непосредственном участии представителей местных властей. Данная работа уже начата. Кроме того, на обучение местных кадров ежегодно будет затрачиваться не менее 300 тыс. долларов Елисеев И.Д. Что целесообразно экспортировать нефть или нефтепродукты? //ВЭБ 2007г. №10.С.33.
Заключение
На сегодняшний день стало ясно, что нефтяная отрасль способна стать «локомотивом» дальнейшего развития страны. Однако нефтяные компании нуждаются в поддержке государства в продвижении на внешние рынки, тем более, что большая часть транспортной сети принадлежит государству. Кроме того, российским компаниям стратегические капиталовложения для поддержания и увеличения уровня добычи. Внутри страны возможности для таких инвестиций ограничены, поэтому требуется активизация диалога по данному вопросу с иностранными партнёрами, которая невозможна без участия государства. В данных аспектах Россия ещё недостаточно активна, но в последнее время ситуация начинает меняться: многие эксперты считают, что поворотным моментом может стать опыт инвестирования 6,75 млрд. долларов компанией British Petroleum в ТНК. Всё же нельзя не заметить, что политика правительства в данном направлении несколько хаотична Колчин С. Топливный экспорт: спасение или тупик на пути выхода России из кризиса // Власть 2005г. №10-11. С.49.
Необходимо отметить, что уже сегодня нефтяная отрасль России способна стать важным элементом обеспечения национальной безопасности страны как на внутренней, так и на международной арене. России необходимо использовать свои уникальные сырьевые возможности и, прежде всего, нефть для решения внешнеполитических задач. Первые шаги в этом направлении уже совершаются. Нашим партнёрам по СНГ приходится учитывать фактор нефтяной зависимости от России и уникальные транзитные возможности, позволяющие ей во многом контролировать доступ нефти из Средней Азии и Казахстана к потребителям. Европейский нефтяной рынок на треть зависит от России, поэтому европейским государствам также приходится учитывать топливный фактор в политике России. Однако ЕС является основным источником инвестиций для российской экономики, поэтому наблюдается своеобразная взаимозависимость, которая уменьшает значение нефтяного фактора в политике России в это регионе. Россия только ещё выходит на рынки США и Азии, поэтому говорить об использовании нефтяного фактора во внешней политике страны в этих районах мира пока преждевременно. В общем, можно сказать, что потенциал нефтяного фактора во внешней политике России используется далеко не на сто процентов. Говоря о тенденциях на будущее, необходимо отметить, что в последнее время наблюдается рост экспорта нефти и, одновременно увеличение роли нефтяного фактора во внешней политике страны. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9
Эффективное решение вопросов привлечения иностранного капитала в развитие нефтяного комплекса России требует государственного подхода [6, 19] и одновременного решения вопросов по предотвращению утечки капиталов за границу при экспорте нефти и восстановлению взаимовыгодного сотрудничества между предприятиями нефтяного комплекса стран СНГ. Основным источником стабилизации экспорта, как это и провозглашено в экономической стратегии России, должны стать сэкономленные энергоресурсы.
Необходим поворот стратегии от наращивания добычи углеводородного сырья к повышению эффективности использования энергоресурсов. Важно учитывать проблему конечности и невосполнимости ресурсов, в ряде старых добывающих районов страны с развитой инфраструктурой они близки к исчерпанию.
Список литературы
1. Байков Н. Топливно-энергетический комплекс // МЭ и МО.- 2005.- №8.- С.49
2. ВолковЮ. Российский нефтяной экспорт: возможна ли альтернатива? // ВЭБ 2006г. №12.С.52-58.
3. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности, под редакцией Н.А. Крулова, ИГИРГИ, 1995г.
4. Глазьев С.Ю. Нефтяная рента: плюсы и минусы опыта Аляски//Налоги в гражданском обществе. - СПб, 2003.
5. Елисеев И.Д. Что целесообразно экспортировать нефть или нефтепродукты? //ВЭБ 2007г. №10.С.33-35.
6. Загашвили В. Интеграция России в мировое хозяйство: структурные проблемы // МЭиМО 2006. №7.С.22-29.
7. Кокурин Д., Мелкумов Г. Участники мирового рынка нефти//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9.
8. Колчин С. Топливный экспорт: спасение или тупик на пути выхода России из кризиса // Власть 2005г. №10-11. С.49-57.
9. Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт//Российский Экономический Журнал. - 2003. - № 9.
10. Макроэкономическое значение нефтегазового комплекса в экономике России, монография, под. ред. Кокотчиковой Е.Н. М., ГАНГ, 1996г.
11. Нарзикулов Р. Нефть, газ и внешняя политика России // Финансовые известия. - 2005.- №19.- С. 6.
12. Парамонова Т. Благодаря нефтегазовой отрасли в России наметилось улучшение экономической ситуации // Международная жизнь 2001г. №1. С.38-43.
13. Теплухин П. Освобождение от нефтезависимости // Деловые люди 2002г. №131. С.32-35
Приложение 1
Основные финансовые показатели
Ценные бумаги: LKOH (обыкновенные акции), LKOD (АДР)
Биржа: РТС (обыкновенные акции), ЛФБ (АДР)
Валюта: Доллары США
Промежуточные финансовые показатели
|
Чистая прибыль |
EBITDA |
Базовая прибыль на акцию |
|||
Финансовые показатели и коэффициенты за 2001 - 2005 года
Выручка и прибыль (млн долл.)20012002200320042005Выручка от реализации13 42615 33422 11833 84555 774Прибыль от основной деятельности2 9482 6624 5876 0349 388Чистая прибыль2 1091 8433 7014 2486 443EBITDA3 7803 4685 6307 20310 404Базовая прибыль на обыкновенную акцию (долл.)2,682,264,525,27,91Разводненная прибыль на обыкновенную акцию (долл.)2,662,264,455,137,79 |
||
Коэффициенты (описание)20012002200320042005Цена акции (31 декабря)12,2315,4223,2530,3559,40Price to Earnings4,566,825,145,847,51Price to Sales0,720,820,860,730,87EV to DACF4,305,977,046,458,54Price to Book Value0,520,600,740,871,25Debt to Equity0,280,300,280,190,19Current Ratio1,481,351,501,892,14ROACE (%)15,65%11,96%13,97%19,29%23,34% |
||
|
Дивиденды за 2004 г. |
||
|
Дата закрытия реестра |
11 мая 2006 |
|
|
Дивиденд (руб.) |
33 |
|
|
Дивидендная доходность* |
1,30% |
* - Дивидендная доходность рассчитана как отношение текущего дивиденда к стоимости акции Компании на дату объявления дивиденда
Приложение 2
Подобные документы
Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
презентация [2,5 M], добавлен 26.06.2014История предприятия ОАО АНК "Башнефть". Обязанности мастера по контрольно-измерительным приборам и средствам автоматики. Технологический процесс промысловой подготовки нефти. Его регулирование с помощью первичных датчиков и исполнительных механизмов.
отчет по практике [171,1 K], добавлен 09.04.2012Физико-химические свойства нефти, газа, воды исследуемых месторождений нефти. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения. Снижение себестоимости подготовки 1 т. нефти подбором более дешевого реагента.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 28.03.2017Характеристика и организационная структура ЗАО "Павлодарский НХЗ". Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.
отчет по практике [59,5 K], добавлен 29.11.2009Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода по переработке нефти. Производство серосодержащих вяжущих из мазута как основное направление деятельности предприятия. Основные типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 13.07.2015Рассмотрение основных факторов, влияющих на технологические свойства титана и его сплавов. Определение свойств титановых сплавов. Оценка свойств материала для добычи нефти и газа на шельфе. Изучение практики использования в нефтегазовой промышленности.
реферат [146,1 K], добавлен 02.04.2018Происхождение нефти, главные периоды знакомства с ней человека и этапы освоения как источника топлива и энергии. Особенности становления и современное состояние нефтяной промышленности в России. Правовые основы развития данной отрасли в ХП-ХIХ вв.
учебное пособие [64,9 K], добавлен 17.01.2010Задачи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности в мире. Химическая природа, состав и физические свойства нефти и газоконденсата. Промышленные установки первичной переработки нефти.
курс лекций [750,4 K], добавлен 31.10.2012Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015Методика подготовки нефти к переработке на промыслах. Способы разрушения водонефтяных эмульсий. Конструкция и принцип действия горизонтального электродегидратора. Технология обезвоживания и обессоливания нефти на электрообессоливающих установках.
курсовая работа [886,5 K], добавлен 23.11.2011
