Проектирование интегрированной системы логистики производственно-хозяйственной организации, осуществляющей транспортирование нефти с шельфа Баренцева моря (месторождение Приразломное)

Размещено на http://www.allbest.ru/

46

Министерство общего и профессионального образования РФ

Российский Химико-Технологический Университет

им. Д.И. Менделеева

Экономический факультет

Учебно-методологический Центр Логистики

Самостоятельная работа

по дисциплине: Теоретические основы логистики

на тему: Проектирование интегрированной системы логистики производственно-хозяйственной организации, осуществляющей транспортирование нефти с шельфа Баренцева моря (месторождение Приразломное)

Москва, 2000

Аннотация

В результате написания данной работы для вертикально интегрированной нефтяной компании (ВИНК), занимающейся обустройством нефтяного месторождения Приразломное на шельфе Баренцева моря, добычей, транспортированием и переработкой нефти, была разработана интегрированная система логистики (СЛ). Данная СЛ призвана обеспечить повышение эффективности деятельности и создания дополнительных преимуществ данной ПХО перед конкурентами при наиболее полном удовлетворении запросов покупателей.

В данной работе были получены следующие результаты:

1) приведен краткий аналитический обзор результатов деятельности ПХО - прототипов - ЗАО " Росшельф", ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Мурманское морское пароходство";

2) проведен анализ физических и химических свойств нефти;

3) описана транспортно - технологической системы перевозок нефти с морской ледостойкой платформы ;

4) дана характеристика судов, осуществляющих транспортирование нефти.

5) выбран тип организационно - функциональной структуры(ОФС) ПХО и обоснованы преимущества которые дает данное построение ОФС; определены основные потребители, доля рынка ПХО и производительность по добыче и транспортированию нефти;

6) сформулирована миссия интегрированной системы логистики (СЛ) и выбраны критерии эффективности СЛ;

7) построено четырехуровневое дерево целей транспортно - распределительной логистики ПХО;

8) обоснован выбор транспорта нефти, в частности описаны основные преимущества морской транспортировки нефти;

9) разработана функциональная схема интегрированной системы логистики данной ПХО и описано назначение каждой ее подсистемы;

10) разработана схема движения основных материальных и информационных потоков и описан их качественный состав для транспортно - распределительной подсистемы функциональной логистики: ;

11) описано действие компьютерной системы поддержки принятия решений (СППР), позволяющей решить многокритериальные задачи управления ПХО;

12) описана система выбора наиболее эффективной транспортной системы (ТС) вывоза нефти с месторождения Приразломное на основе СППР;

13) для должности транспортного экспедитора составлена должностная инструкция;

14) описана функциональная схема информационно - вычислительной системы (ИВС) планирования и управления логистической деятельности (ПУ - ЛД) для данной ПХО;

15) составлен заказ на покупку партии нефти и оферта для фрахтования судна;

16) описана процедура сбора и обработки заказов на нефть для принятия оптимальных логистических решений.

Список основных сокращений

НАО - Ненецкий Автономный Округ.

ТЭО - Технико - экономическое обоснование.

МЛПС - морская ледостойкая стационарная платформа.

ПТК - производственно - транспортный комплекс.

ПХО - производственно - хозяйственная организация.

ОТ - отгрузочный терминал.

ТТС - транспортно - технологическая система.

МНК - морской нефтеперевалочный комплекс.

ТЛП - танкеры ледового плавания.

СМП - северный морской путь.

ОФС - организационно - функциональная структура.

ВИНК - вертикально-интегрированные нефтяные компании.

СЛ - система логистики.

РТЛ - распределительно - транспортная логистика.

ВНТ - внутрипроизводственный транспорт.

И - информационный поток.

М - материальный поток.

ЛД - логистическая деятельность.

ИВС - ПУ - ЛД - информационно - вычислительная система планирования и управления логистической деятельности.

СППР - система поддержки принятия решения.

ТС - транспортная система.

ЛТ - ледовый танкер.

ЛПР - лицо принимающее решение.

Л - ледокол сопровождения.

ТПП - танкеры промежуточных перевозок.

Введение

В России сосредоточено около 13 % разведанных мировых запасов нефти. Россия занимает ведущее место в мире по добычи углеводородного сырья. Для внутреннего потребления России необходимо около 200 - 220 млн.т. нефти в год. Примерно 100 млн.т. российской нефти экспортируется на мировой рынок. За годы реформирования экономики по причине недостатка инвестиций, резкого сокращения объема геологоразведочных работ прирост новых запасов перестал компенсировать объем текущей добычи углеводородного сырья. При добычи нефти в последние годы на уровне 300 млн.т. в год (в 1987г - 569 млн.т.) прирост запасов составил лишь 180 - 200 млн.т. в год. Большое количество скважин бездействует по причине нерентабельности. Сложившееся положение и тенденции неблагоприятного развития нефтегазового сектора ТЭК могут привести к снижению добычи нефти до уровня внутреннего потребления (180 - 200 млн.т. в год) и экспорт нефти станет невозможным. Может возникнуть даже необходимость в импорте нефти, а это уже серьезная угроза для национальной безопасности страны.

Источники нефти на Крайнем Севере, в первую очередь на шельфе арктических морей России, в ближайшей перспективе станут основной сырьевой базой страны и будут определять значительную долю прироста добычи нефти в России.

Арктическая зона России занимает огромную территорию континентального шельфа от Кольского полуострова и до Тихоокеанского побережья Чукотки (5,2 млн. км²) На этой площади расположено до 95 % потенциальных ресурсов нефти и газа в России. Арктическая сырьевая база углеводородов имеет решающее значение для экономики России и выдвигает на первый план проблему производственно-транспортного ее освоения.

В настоящее время одними из перспективных месторождений нефти является месторождения Тимано-Печорской провинции, размещенные в республике Коми. Преобладающая часть запасов уже разрабатывается (62% нефти). По фракционному составу в провинции преобладают легкие нефти. Остальные запасы - это преимущественно высоковязкие, трудно извлекаемые, на 2/3 парафинистые нефти. Нефти провинции являются мало - и среднесернистыми (0,05 - 2 %). Это их достоинство.

По величине своего ресурсного потенциала Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн входит в число десяти лучших в мире. Сухопутная часть Тимано-Печерской провинции расположена в Республике Коми и Ненецком автономном округе (НАО). На текущий момент в Тимано-Печорской провинции на суше открыто и числится на балансе 153 нефтяных и нефтегазовых месторождений, крупнейшими из которых являются следующие: Варандейское, Верхнеколвинское, Висовое, им. Р. Требса, Лабаганское, Наульское, Пасседское, Торавейское, Сюрхаратинское (Тимано-Печорский проект), Инзырейское, Хыльчуюское, Юж. Хыльчуроское, Ярейюское (проект "Северные территории"), Харьягинское.

Шельфовая зона Тимано-Печоры изучена в меньшей степени. Начавшиеся в середине 80-х годов поисковое бурение на подводном продолжении бассейна в Печорском море принесло хорошие результаты. В настоящее время здесь открыты нефтяные месторождения: Приразлонное, Варандей-море, Медынь-море, нефтяные структуры Северная и Южная Долгинские, Паханчевская и др., крупнейшим из которых является Приразломное.

Глава 1. Характеристика ПХО как объекта логистической деятельности

1.1 Характеристика нефтяного месторождения Приразломное. Краткий аналитический обзор результатов деятельности ПХО - прототипов

Приразломное нефтяное месторождение расположено на шельфе Печорского моря в 60 км от поселка Варандей (Ненецкий автономный округ), в 950 км от Архангельска и 1025 км от Мурманска. Оно было открыто в 1989 году. Проводимая в последнее время доразведка месторождения позволяет говорить о 71,7 млн.тонн извлекаемых запасов нефти.

В 1993 году в соответствии с указом президента РФ АО "Росшельф" получило лицензию на разработку Приразломного месторождения. Руководство "Газпрома" и "Росшельфа" рассчитывает, что первая нефть с месторождения пойдет уже в 2004 году. Существующий проект предусматривает ежегодную добычу 6,5-7 млн. тонн нефти в год, но в случае активизации резервов ежегодная добыча может быть увеличена до 7 - 7,5 млн. тонн. На сегодняшний день «Газпром» и «Росшельф» разработали два варианта вывоза нефти с месторождения. Согласно первому, точкой раздела продукции является сама платформа, и танкеры после загрузки на промысле прямиком отправляются в Роттердам. Второй вариант предусматривает строительство в бухте Линахамари (г. Печенга, Мурманская область) нефтетерминала для хранения и перевалки сырья.

В соответствии с технико-экономическим обоснованием (ТЭО) общая стоимость проекта разработки Приразломного составляет $1,2 - 1,3 млрд. Учитывая вероятное использование на нем проектного финансирования (к его разработке привлечен банк АВN-АМРО), размер собственных средств участников должен составить 30% от общего объема. В финансировании проекта будет участвовать немецкая компания Winter - shall.

Необходимость освоения месторождения Приразломное обусловлена:

потребностями сокращения транспортных затрат на доставку топлива в регион из южных районов страны;

возможностями экспорта нефти и получения валюты для ускоренного развития региона;

необходимостью приобретения опыта проектирования, строительства и эксплуатации новых ледовых платформ для освоения шельфа арктических морей собственными силами. Ввод его в эксплуатацию связывается с созданием на Северо-Западе России собственного топливно-энергетического комплекса.

Особый интерес к месторождениям Тимано-Печорской провинции проявляет также ОАО "Мурманское морское пароходство", ОАО "ЛУКОЙЛ - АРКТИК - ТАНКЕР" (дочернее предприятие ОАО "Лукойл"), которое приобрело в 1998 году контрольный пакет акций ОАО "Мурманской морское пароходство", а также крупные мировые нефтегазовые концерны.

Значительное влияние в данном регионе имеет ОАО "Лукойл". Осенью 1997 года ОАО "Лукойл" приобрело контрольный пакет акций АО "Архангельскгеолдобыча", крупнейшего недропользователя на территории Ненецкого автономного округа, которому принадлежит 28 лицензий на право разведки и добычи нефти и газа на территории НАО и Архангельской области. "Лукойл" довольно активно начал свою деятельность в Тимано-Печорской провинции. "Лукойл" разрабатывал программы освоения четырех месторождений Тимано-Печоры, входящих в проект "Северные ворота", а также ряда проектов "Архангельскгеолдобыча".

ОАО "Мурманское морское пароходство" владеет 44 судами, в том числе 10 ледоколами. Компания "Лукойл" располагает мощным флотом в Северном регионе России (флот компании насчитывает 66 судов общей грузоподъемностью 1146 тыс. т., среди которых танкеры ледового класса "Пермь" и "Волгоград"), имеет весомые предпосылки для дальнейшего эффективного освоения месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

ОАО "Газпром" занимается освоением месторождения Приразломное. В 1992 году было учреждено ЗАО "Росшельф" - "Российская компания по освоению шельфа", обладателем контрольного пакета акций которой стало ОАО "Газпром". Основной задачей компанией стало освоение перспективных нефтегазовых месторождений на шельфе арктических морей России, в том числе месторождения Приразломное, т.е. поиск, разведка, обустройство месторождений, добыча, а также транспортировка, переработка углеводородов, продажа сырья и продуктов переработки.

В 1992 году в "Мурманском морском пароходстве" была создана рабочая группа, перед которой была поставлена задача: разработать основу транспортно-технологической схемы вывоза нефти с месторождений Тимано-Печорской провинции.

На начальном этапе, рассчитанном до января 2001 года, предусматривается осуществить вывоз первых сотен тысяч тонн нефти с использованием временной загрузочной схемы как в летний, так и в зимний период с транспортировкой сырья по ледовому припаю.

Второй этап предусматривает ежегодный вывоз нети в объемах до 5 млн.т. Он рассчитан на период до 2005 года. Предстоит оборудовать на значительном удалении от берега стационарный терминал "Варандей-море", с которого будет осуществляться погрузка на танкеры усиленного ледового класса перекаченный по трубопроводу с берега нефти. Далее она будет транспортироваться в Кольский залив, где также предстоит оборудовать рейдовый перегрузочный комплекс, с которого будут заполняться нефтью танкеры значительно большей грузоподъемностью, чем те, что доставляют ее из района добычи. предстоит построить нефтеналивные суда, предназначенные специально для арктический условий, грузоподъемностью не менее 50 тыс. тонн.

На третьем этапе предусмотрен вывоз нефти в объемах свыше 5 млн. тонн, а в итоге намечено довести объемы вывоза до 20 млн. тонн в год. При этом терминал в районе месторождения будет преобразован в островной комплекс, а на Кольском полуострове, возможно, будет осуществлен переход к глубокой нефтепереработке с последующим экспортом нефтепродуктов.

Для гарантированного обеспечения вывоза 10 млн.т. нефти будут использоваться два линейных атомных ледокола типа "Арктика", частично ледокол "Капитан Сорокин", а также еще один мощный линейный ледокол. Эти ледоколы обеспечат работу на трассе Варандей - Мурманск 5 танкеров типа "Астрахань" и 3 танкеров дедвейтом до 50 тыс. т.

В ОАО "Газпром" считают, что освоение нефтегазовых месторождений Печерского моря предусматривает возможность реализации сразу нескольких проектов разработки отдельных месторождений, которые являются взаимосвязанными. Были предложены следующие варианты.

Вариант 1. Одним из основных вариантов обустройства месторождений Печорского шельфа является их освоение с учетом возможности использования транспортной системы Приразломного месторождения, которое предположительно вводится в первую очередь, а другие месторождения (Варандей-море, Медынское и другие) начнут эксплуатироваться после падения уровня добычи на Приразломном месторождении.

Из динамики суммарного прогнозного уровня добычи на указанных потенциальных месторождениях видно, что требуется создание дополнительных транспортных мощностей. Это может быть обеспечено с помощью выполнения одного из следующих технических решений:

увеличение проектной мощности транспортной системы Приразломного месторождения;

создание дополнительного погрузочного терминала с буферной емкостью.

При отсутствии этих решений, необходимо пересмотреть очередность освоения так, чтобы уровень добычи нефти потенциальных месторождений соответствовал уровню освобождаемой мощности транспортной системы Приразломного месторождения.

Вариант 2. Первоочередная разработка месторождения Варандей-море, включающая круглогодичное бурение поисково-разведочных скважин, опережающие бурение ряда эксплуатационных скважин и добычу продукции, круглогодичную транспортировку нефти танкерами, обладает следующими преимуществами:

1. ранее получение прибыли за счет добычи нефти;

2. снижение неопределенности и риска путем уточнения геологических характеристик месторождения и апробации транспортной системы;

3. снижение порога экономической рентабельности освоения месторождения, связанного с его геологическими запасами;

4. уменьшение времени вовлечения промышленных и трудовых ресурсов конверсионных предприятий в развитие нефтегазовой промышленности.

Для разработки этого месторождения можно использовать существующие мобильные ледостойкие платформы, модернизировав их под эксплуатационное бурение и разместив на них емкости для сбора и хранения нефти в объеме более 100 тыс. т., а также танкеры ледового класса.

По данному варианту возможны несколько схем организации транспорта нефти.

Если будет использована ледостойкая платформа типа "Кул-лук" или "Канмар", то в это время вероятнее всего будет отсутствовать ледостойкая стационарная платформа (ЛСП) "Приразломное". Добытая нефть может перегружаться с платформы на танкеры с необходимым водоизмещением и транспортироваться в район п. Териберка мурманской области или другой район Баренцева моря, свободный ото льда. По рассматриваемому варианту освоение Медынского месторождения будет рассчитано на мощности по сбору, подготовке, хранению и транспорту месторождения Варандей-море. Осуществление такой схемы потребует прокладки 30 - 35 км подводных нефтепроводов.

Если к началу добычи нефти на месторождении Варандей-море будет закончено строительство ЛСП "Приразломное", то предпочтительным будет вариант транспортировки нефти по подводному трубопроводу на морской погрузочный терминал, который будет находиться на расстоянии приблизительно 35 км при глубине воды более 25 метров. Отсюда нефть будет перегружаться на танкеры грузоподъемностью 50 тыс. т. Следует заметить, что такая схема возможна при идентичности состава нефтей этих месторождений.

Принципиально возможен вариант транспорта нефти по подводному нефтепроводу длиной 20 - 30 км на берег и далее до врезки в существующую транспортную сеть магистральных нефтепроводов "Транснефть". Однако реализация данной схемы потребует значительных капитальных вложений, которые по предварительным технико-экономическим расчетам могут окупиться при достижении годового уровня добычи 15-20 млн. т. нефти.

Организация опережающей добычи нефти на месторождении Варандей-море с помощью ледостойкой платформы с нефтехранилищем позволит организовать самостоятельную систему для транспорта нефти, отличающуюся по своему составу от нефти Приразломного месторождения, а также создать дополнительные мощности по хранению и транспортировки нефти в районе Печорского шельфа.

В результате проведенных технико-экономических расчетов и их анализа выявлено, что эффективность освоения некоторых месторождений Печорского шельфа достаточно высокая, и они могут разрабатываться практически независимо от проектов освоения других месторождений региона, а проекты разработки других месторождений зависимы от реализации проектов освоения более крупных месторождений. Экономическая эффективность освоения месторождений определялась как для каждого отдельного проекта, использующего свою схему финансирования, так и с учетом взаимосвязей между проектами, допускающих кооперацию и совместное использование производственных объектов на условиях аренды.

Таким образом расчеты позволяют сделать вывод о том, что рациональная разработка месторождений Печорского моря может быть экономически целесообразной при условии комплексного подхода к их обустройству. Такая стратегия позволит эффективно использовать мощности созданной производственной и транспортной инфраструктуры. в конечном счете, повысится рентабельность инвестиций, а также будет обеспечена стабильность социальных условий в Северо-западном регионе России.

На шельфе РФ впервые добыча промышленной нефти была начата в 1999 году на Северо-восточном шельфе о. Сахалин в рамках реализации проекта «Сахалин - 2». Это первый и пока единственный в РФ реализованный проект по добычи нефти на шельфе. На его подготовку ушло более 20 лет. На нефтяном месторождении Тильтум - Астохская заработал нефтедобывающий комплекс «Витязь». Комплекс состоит из адаптированной к сахалинским природнм условиям платформы «Моликпак» (изображение платформы в приложении 1), подводного трубопровода, точечного причала и плавающего нефтехранилища.

Проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2» (пока еще не реализован) разрабатываются на условиях раздела продукции с широким участием иностранных компаний ведущих стран мира. Только по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» добыча нефти к 2010 году достигнет 25 млн.т.

Добыча нефти на шельфе ведется в Норвегии и Китае. На шельфе Китая сегодня оперируют 10 крупных иностранных компаний под контролем Китайской национальной морской нефтяной корпорации.

Проект Приразлонного месторождения разрабатывается с участием иностранных компаний,в частности компании Winterhall (Германия).

1.2 Общая характеристика нефти

1.2.1 Химические и физические свойства нефти

В пластовых условиях нефть граничит с водой. В результате из скважины поступает водонефтяная смесь, которая может содержать 95% воды. Эта вода обычно сильно минерализирована, поэтому главным элементом подготовки нефти к транспорту является ее обезвоживание и обессоливание, кроме того, нефть необходимо дегазировать и отделить механические примеси. В нефтепроводах нефть разных предприятий смешивается. При продаже каждой партии нефти необходимо описание качества сырья, входящего в партию.

Для описания качества нефти используются различные классификации, основанные на объединении в группы видов сырья близких по физическим свойствам и химическому составу.

Главными параметрами химического состава нефти являются: содержание серы, растворимость высокомолекулярных углеводородов, преобладающих в составе сырья, класс углеводородов и содержание некоторых металлов.

Основными химическими элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (82-87%, здесь и далее - массовые проценты), водород (11-15%), сера (до 7%), азот (до2,2%) и кислород (до 1,5%). В незначительных количествах содержатся и другие элементы, но для описания качества нефти важно лишь содержание тяжелых металлов, таких как ванадий.

Соединения серы вызывают ускоренную коррозию металлов, поэтому чем выше их содержание в нефти, тем быстрее изнашивается оборудование нефтеперерабатывающего завода, тем выше амортизационные отчисления и выше стоимость переработки. Чем выше содержание серы в дизельном топливе и мазуте, тем быстрее изнашиваются двигатели и котлы, где используются эти топлива, поэтому стандарты ограничивают содержание серы в топливах. Кроме того, соединения серы, попадая в атмосферу, вызывают "кислотные" дожди, поэтому экологическое законодательство также ограничивает содержание серы в топливах.

По содержанию серы, согласно классификации, принятой на мировом рынке, нефти и газовые конденсаты делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые (табл.1). Сера содержится в нефти как в виде химических соединений. так и в веди коллоидных частиц.

Таблица 1 Международная классификация нефтей и газовых конденсатов по содержанию серы

Нефти, газовые конденсаты	Содержание серы
Малосернистая сырая нефть (sweet crude oil, non-corrosive crude oil, low-sulfur)	до 0,5%
Сернистая сырая нефть (medium sour)	от 0,5 до1,5%
Высокосернистая сырая нефть (sour crude oil, high-sulfur)	от 1,5 до 3 и более %

Нефть состоит в основном из углеводородов. Из различных нефтей выделено более800 индивидуальных углеводородов. В зависимости от структуры молекул углеводороды делятся на группы, причем нефти состоят преимущественно из углеводородов трех групп: парафиновых или алканов (нормального и изостроения), нафтеновых или циклоалканов и ароматических или аренов. Крайне редко в нефти встречаются углеводороды группы олефинов, которые из-за высокой реакционной способности являются нежелательными компонентами.

В таблице 2 приведено разделение нефтей на четыре типа по групповому составу углеводородов. Из таблицы 2 видно, что практически все типы нефти содержат углеводороды всех трех групп, причем арены (ароматические углеводороды), как правило, преобладают в тяжелых фракциях нефти любого типа.

Таблица 2 Групповой состав фракции 200-430⁰С нефтей разных химических типов (массовые проценты)

Тип	Основание	Алканы	Циклоалканы	Арены
		норм.	изо.	всего
А1	Парафиновые и нафтено-парафиновые	5-25	0,05-6	15-60	15-45	10-70
А2	Нафтено-парафиновое и парафино-нафтеновое	0,5-5	1-6	10-30	20-60	15-70
Б1	Нафтеновое и нафтеново-ароматическое	0	4-10	4-10	20-70	24-80
Б2	Парафино-нафтеновое и нафтеновое	0,5	0,5-30	5-30	20-70	20-80

На технологию транспорта и хранения нефтей влияют физические свойства (вязкость, плотность, фракционный состав, температура застывания и давление насыщенных паров), а также пожаровзрывоопасность, электризация и токсичность.

Согласно международной классификации в зависимости от плотности нефти делятся на легкие, средние и тяжелые (таблица 3). Легкие нефти содержат больше бензиновых керосиновых и дизельных фракций и меньше серы и смол, чем тяжелые.

Таблица 3 Международная классификация нефтей и газовых конденсатов по плотности и плотность товарной нефти

Нефти, газовые конденсаты	Пределы изменения плотности	Наиболее вероятное значение плотности
	кг/м3	АРI	кг/м3	АРI
Легкие нефти, включая газовые конденсаты (light crude oils)	менее 856	более33	821	40
Средние нефти (medium crude oils)	от 856 до 917	от 33 до 22	872	30
Тяжелые нефти (heavy crude oils)	более 917	менее22	930	20
Товарные нефти:
Брент (Brent)	829-844	38,3-35,3	831	38
Юралс (Urals)	860-870	32,3-30,4	865	31,4
Сибирская легкая (Siberian Light)	830-850	38,2-34,2	840	36,2

Вязкость нефтей России при 20 0С в 1,3 - 310,3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др.

Вязкость нефтей зависит от содержания в них асфальто-смолистых веществ, а также парафина. Высокопарафинистые нефти застывают при положительных температурах (до +30 0С).

Фракционный состав нефти. Фракцией называют смесь компонентов нефти, выкипающую (конденсирующуюся) в указанном интервале температур. Обычно в России применяются обозначения фракций, приведенные в таблице 4

Таблица 4 Обозначение фракций нефтей согласно российской традиции

Название фракции	Температура кипения, 0С
	начало	конец
Атмосферная перегонка, светлые фракции
Бензиновая	н. к.	200
Лигроиновая (тяжелая нафта)	140	180
Керосиновая	140	240
Дизельная	180	350
Темные фракции
Мазут (остаток атмосферной перегонки)	350	-
Вакуумная перегонка мазута по топливной схеме
Вакуумный газойль	350	500
Гудрон (вакуумный остаток)	500	-
Вакуумная перегонка мазута по масляной схеме
Легкая масляная	300	400
Трансформаторный дистиллят	350	420
Средняя масляная	400	450
Машинный дистиллят	420	490
Тяжелая масленая (цилиндровый дистиллят)	450	490
Гудрон (вакуумный остаток)	490	-

В России нефтяные фракции принято делить на две группы: светлые фракции с температурой кипения ниже 350 0С и темные - с температурой кипения выше 350 0С. Светлые нефтяные фракции являются сырьем для нефтехимии, производства бензина, авиакеросина и дизтоплива, поэтому, обычно чем выше их содержание при первичной перегонке, тем дороже нефть.

На мировом рынке для описания товарной нефти принято разделение нефти на фракции, получаемые при атмосферной перегонке, которое приведено в таблице 5.

Таблица 5 Обозначение фракций нефтей, принятое на мировом рынке

Название фракции	Температура кипения, 0С
	начало	конец
Легкая нафта (Light Naphtha)	н.к.	90
Средняя нафта (Intermediate Naphtha)	90	150
Тяжелая нафта (Heavy Naphtha)	150	180
Керосиновая (Kerosine)	180	240
Легкий газойль (Light Gas Oil)	240	320
Средний газойль (Intermediate Gas Oil)	320	375
Мазут (остаток атмосферной перегонки - Residue)	375	-

Температура начало кипения сырья обычно указывают как отдельный показатель качества и обозначают н.к. Температура начала кипения нефти и конденсата меняется от 30 до 150 0С, хотя сырье с температурой начала кипения 30⁰С можно безопасно транспортировать только зимой.

Давление насыщенного пара нефти и конденсата показывает достаточно ли они стабильны для транспортировки. Стабилизация сырья состоит в отделении растворенных газов при помощи сепараторов, с последующим отделением растворенных газов и легкокипящих фракций в стабилизационных колоннах. В стабильной нефти может оставаться до 1,5 %растворенных газов. Согласно стандартам давление насыщенного пара стабильного конденсата при нормальных условиях должно быть не более 66,7 килопаскалей (кПа) (500 мм.рт.столба). Давление насыщенного пара стабильной нефти стандартам не нормируется.

Температура застывания нефти и конденсата меняется от -60 до +34 0С. Этот показатель в основном используется для определения условий транспортировки сырья.

Температура вспышки нефти и конденсата - это минимальная температура, при которой их пары образуют с воздухом смесь, способную воспламеняться от искры. Она обычно меня6ется от 17 до 120 0С и также определяет условия транспортировки и хранения сырья.

Взрывоопасность нефтей характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел - это концентрация паров нефти в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризация нефтей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении частиц нефтей между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статистического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же нефтей достаточно разряда с энергией 4-8 кВ.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефтей заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применение изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

1.2.2 Нормативные документы, регламентирующие качество нефтей

Показатели качества нефти фиксируются в ГОСТах, ОСТах, ТУ и стандартах нефтедобывающих и нефтегазоперерабатывающих предприятий (СТП). Основные стандарты приведены в таблице 6.

Таблица 6 Основные административные документы по качеству нефти, маркировке, упаковке, транспортированию и хранению нефти

ГОСТ, ТУ	Название	КОД ОКП	КОД ТН ВЭД
ГОСТ 9965-76	Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия.	02 4300	2709 00900
ТУ 39-1623-93	Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия.	02 4300 20 4400 02 4500	2709 00900
ГОСТ 1510-84	Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.	-	-

Нормы качества, действующие при поставке нефтей на переработку на НПЗ России и республик бывшего СССР, содержатся в ГОСТ 9965-76, при поставке на экспорт - в ТУ 39-1623-93; основные определения и нормы, связанные с маркировкой, транспортированием и хранением нефти - в ГОСТ 1510-84. Гост 1510 - 84 и Гост 9965 - 76 приведены в приложении 2.

1.3 Общая характеристика технологических процессов и режимов функционирования производственно-транспортной подсистемы ПХО

1.3.1 Анализ технологической схемы и основных технологических процессов. Диаграмма Санкея

В связи с тяжелыми климатическими условиями, в которых функционирует Производственная система ПХО, - район деятельности предприятия скован льдами в течении девяти месяцев в году, - особую значимость приобретает задача эффективной организации транспортировки нефти. Так как объем нефтехранилища на платформе ограничен, организация эффективной работы транспортной системы вывоза нефти и оптимизация ее состава приобретают огромное значение, так как нарушение работы транспортной системы может привести не только к прекращению добычи нефти и полной парализации деятельности ПХО, но и к тяжелым экологическим последствиям.

Организация транспортировки нефти связана с созданием производственно-транспортных комплексов (ПТК), состоящих из следующих составных частей:

морской ледовой стационарной платформы (МЛСП);

подводного трубопровода и отгрузочного терминала (ОТ);

плавающего нефтехранилища;

транспортных судов - танкеров арктического плавания, осуществляющих транспортировку нефти от буровой платформы до промежуточного пункта или непосредственно до конечного пункта;

крупнотоннажных танкеров для перевозок нефти из промежуточного до конечного пункта;

судов-ледоколов, обеспечивающих проводки транспортных судов - танкеров во льдах.

Транспортировка нефти должна быть организована в таком временном режиме, который, во-первых, обеспечивал бы круглогодичный беспрерывный производственный процесс буровой платформы и, во-вторых, обеспечивал бы такой график подхода танкеров, при котором объем добываемой нефти при заданной суточной производительности буровой платформы соответствовал бы объему принимаемой судовой партии груза, т. е.:

Iсут = V/P,

где Iсут - интервал подхода танкеров под погрузку, сут.;

V - объем принимаемой судовой партии груза, тыс. т.;

Р - суточная производительность буровой платформы, тыс. т нефти/сутки.

При этом обеспечение непрерывной круглогодичной добычи и транспортировки нефти связано с необходимостью разработки и обоснования организационно-технических мероприятий, позволяющих производственно-транспортному комплексу функционировать в экстремальных условиях в заданном режиме работы.

Такому режиму в наибольшей степени соответствуют магистрально-фидерные транспортно-технологические системы, когда танкеры арктического плавания доставляют нефть от мест добычи до ближайшего порта с последующей ее перегрузкой и транспортировкой в крупнотоннажных танкерах на экспорт или для обеспечения внутренних потребностей страны.

В качестве пункта доставки нефти выбирается порт Архангельск или порт на Кольском полуострове, что обосновывается не только меньшими общими транспортными затратами, но и необходимостью загрузки отечественных Северных портов, то есть, геополитическими и экономическими интересами России.

Формирование нефтедобывающих производственно-транспортных комплексов (ПТК) неразрывно связано с организацией необходимых синергических связей для придания системе (комплексу) эмерджентных свойств (английское emergence), то есть свойств целостности, таких, которые не присущи составляющим систему частям по отдельности. В нефтедобывающих ПТК такими их составными частями являются: нефтедобывающее производство, внутренний, обеспечивающий производственный процесс и внешний транспорт. Синергические связи позволяют при согласованных (кооперированных) действиях составляющих систему частей получить суммарный экономический эффект значительно превышающий сумму собственных эффектов составляющих систему частей при их функционировании с целью получения максимального экономического эффекта.

Синергические связи при формировании нефтедобывающих ПТК должны охватывать все взаимодействия между нефтедобытчиками и транспортниками и ориентировать их на снижение общих совокупных затрат на добычу и транспортировку углеводородного сырья до конечного потребителя. Конечный результат становится потом итогом объединенных усилий составных частей нефтедобывающих ПТК. Отличительной особенностью указанных усилий является их взаимная согласованность и взаимозависимость. Они суммируются не арифметически, а алгебраически, то есть они работают друг на друга и на конечных эффект, а не на максимизацию собственных отдельных эффектов при их изолированном от других частей получении. При согласованной работе рост одних издержек компенсируется в значительно большей мере сокращением других. Например, повышенные расходы на хранение и поддержание запасов (добытой нефти, материалов) возмещается снижением расходов по системе добычи и транспортировки углеводородного сырья в целом в границах рассматриваемого нефтедобывающего ПТК.

Добыча нефти месторождения Приразломное связана с необходимостью учета следующих условий.

Наиболее благоприятным периодом плавания являются летние месяцы общей продолжительностью не более 95-100 суток. Зимний период ледового плавания продолжительностью 265-270 суток осуществляется с октября-ноября по июнь месяц.

В зимний период для осуществления внешних перевозок, от месторождения Приразломное потребуются ледоколы типа "Вайгач" или "Капитан Сорокин", а от более удаленных месторождений рассматриваемого нефтедобывающего ПТК потребуются ледоколы "Арктика" или "Таймыр". Указанные суда - ледоколы могут сдаваться в аренду нефтедобывающим компаниям Мурманским морским пароходством. В качестве судов арктического плавания для перевозки нефти предпочтительными являются суда типа "Самотрол". Форма приобретения таких судов (покупка, лизинг) в каждом случае должна обосновываться самостоятельно применительно к условиям освоения конкретных месторождений.

Время под грузовыми операциями в портах Архангельск и Мурманск определяется исходя из производительности судовых грузовых насосов и составляет 5 часов на выгрузку нефти из "Партизанск" и 10 часов из "Вентспилс", "Самотлор" и "НО-20Ф". Для освоения объема 81 млн. т. в год на месторождении "Приразломное" потребуется 8 единиц судов типа "Партизанск", 4 судна типа "Вентспилс" и 1-2 судна типа "Самотлор".

Соответствие интервала подходов судов времени накопления судовой партии груза на буровой платформе предпочтительнее для судов типа "Партизанск". Это соответствие нарушается с увеличением грузоподъемности судов, что приводит к их дополнительным простоям и удорожанию перевозки. По мере увеличения годовых объемов добычи нефти целесообразно применение танкеров арктического плавания нового строительства (танкеры с двойным дном) дедвейтом 20, 54, 152 и более тыс. т.

В соответствии с разработанной концепцией освоения Тимано-Печорских морских месторождений углеводородного сырья и создания на Северо-западе России собственного топливно-энергетического комплекса рассматриваются две схемы транспортировки нефти. Первая схема предусматривает перевозку нефти в морских судах непосредственно от месторождения в период летней навигации. Вторая схема предусматривает прокладку подводного нефтепровода протяженностью около 60 км с выходом на ближний берег (поселок Варандей) и с формированием единого транспортного комплекса с возможными вариантами создания перегрузочных комплексов для морских танкеров:

в районе устья реки Индиги;

на южном берегу острова Колгуев;

в поселке Варандей;

в открытом море на северо-западе острова Колгуев.

Приведенные варианты размещения терминала "Северные ворота" объединяют месторождения: Приразломное, им. Романа Требса, Южно-Хыльчуюское, Центрально-Хорейверское, Лаявожское, Ардалинское, Южно-Шапкинское и др. Основные показатели трасс трубопроводов по вариантам приведены в приложении 3.

Организационная (технологическая) сторона формирования арктической морской транспортной системы предполагает решение задачи организации работы танкерного флота по двум вариантам:

в составе магистрально-фидерной транспортно-технологической системы (ТТС) перевозок нефти и газа от арктических месторождений на экспорт с перевалкой через промежуточный терминал в незамерзающем порту Кольского полуострова, которым могут быть либо порт Печенга, либо порт Мурманск (м. Махнаткина Пахта);

в составе магистральной ТТС с исключением такой перевалки.

В качестве наиболее эффективной транспортно-технологической системы (ТТС) перевозок сырой нефти через незамерзающий порт на Кольском полуострове (расчетный порт Мурманск) рекомендуется магистрально-фидерная схема, предусматривающая использование в качестве фидерных танкеров арктического плавания суда дедвейтом от 20 тыс. т. (на первом этапе) до 85 тыс. т. (на перспективу). Дальнейшие перевозки нефти на экспорт от незамерзающего порта на Кольском полуострове предлагается осуществлять танкерами международного класса (дедвейтом до 200 тыс. т.)

Магистрально -фидерная ТТС предусматривает организацию работы по двум транспортным схемам. Первая схема обеспечивает завершение производственного процесса добычи нефти и доведение ее транспортного вида до требований мировых стандартов как по качеству самого продукта, так и по его товарному виду. Имеются в виду тип судна, партионность отправки, время доставки и другие показатели. Вторая схема, предусматривающая перевозку углеводородного сырья от незамерзающего порта на Кольском полуострове до потребителя в одном из портов в Европе, одинакова с традиционными, применяемыми в мировой практике схемами перевозок нефти (газа) как по подбору размеров танкеров, так и по договорным условиям перевозок.

Магистральная ТТС осуществляет прямую транспортировку нефти (газа) из района месторождений на экспорт. При этом ледовый класс судов, их архитектурно-конструктивный тип, мощность и другие требования к судам соответствуют судам арктического плавания при максимальных размерениях по вместимости и грузоподъемности (по дедвейту: от120 до200 тыс. тонн). В этом варианте задача доведения качества товара (нефть, конденсат и др.) до мировых стандартов в условиях разработки отдельных месторождений становится трудно разрешимой.

В отечественной практике схема транспортировки нефти и газа на экспорт предусматривает применение трубопроводного транспорта до границ России (торгового прилавка), где производится продажа. Дальнейшая доставка товара до потребителей осуществляется либо трубопроводным транспортом зарубежных стран, либо судовыми отправками в российских или иностранных судах. Эта схема реализуется и при организации магистрально-фидерной ТТС вывоза нефти (газа) из района арктический месторождений через незамерзающий порт на Кольском полуострове.

Отечественными судоходными компаниями накоплен богатый полувековой опыт плавания и управления судоходством а Арктике и в периоды как летней, так и зимней арктической навигации.

Одной из важнейших проблем формирования арктической морской транспортной системы является строительство новых морских нефтеперевалочных компонентов (МНК).

С распадом СССР вне России оказались современные МНК ( морской нефтеперевалочный комплекс), которые строились, прежде всего, в расчете на российские внешнеторговые грузы. При образовании СНГ с передачей вновь образовавшимся государствам нефтеперевалочных комплексов, находящихся на их территории, втрое сократились возможности России по экспорту нефтегрузов. Исходя их экономической целесообразности, Россия вынуждена приступить к строительству новых МНК.

При этом необходимо помнить, что МНК являются объектами повышенной экологической опасности. Они способны ухудшить экологическую обстановку в районе размещения не только значительным загрязнением окружающей среды при нормальном функционировании МНК, но и причинить значительный вред окружающей среде в случае возникновения аварийных ситуаций.

Резервуары припортовых нефтебаз МНК необходимы для обеспечения бесперебойного технологического процесса приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов. Они служат для создания необходимых запасов груза для налива в танкеры в период их неравномерного подхода и скопления в порту. Способность обеспечения судов грузами, в первую очередь, определяется сместимостью резервуаров припортовой нефтебазы. Чем больше вместимость, тем выше способность обеспечения судов. Это позволяет сократить простои судов и затраты по флоту. Однако это связано с увеличением капитальных вложений в строительство нефтебазы и текущих расходов по ее эксплуатаци

1.3.2 Технические средства

Добыча нефти на месторождении Приразломное будет осуществляться с использованием морской ледовой стационарной платформы (МЛСП).

Основные эксплуатационные характеристики, которые приведены в таблице 7:

Таблица 7

Наименование показателя	Единица измерения	Величины
Размер	м	126 х 126
Вес	тыс. тонн	80
Вместимость нефтехранилища	тыс. тонн	120
Производительность добычи	тыс. тонн сутки	16,6
Годовой объем добычи нефти	млн. тонн	7
Количество скважин	шт.	60

Платформу для Приразломного месторождения строит "Севмаш" в городе Северодвинске. Затраты на строительство платформы составляют $ 850 млн.

Несмотря на то, что платформа "Приразломная" рассчитана для установки на сравнительно небольшой глубине воды (20 м), она не имеет аналогов в мировой практике по массогабаритным характеристикам и условиям эксплуатации и является сложнейшим морским инженерным сооружением.

Помимо создания морской платформы освоение морского месторождения нефти связано со строительством таких морских инженерных сооружений как подводные трубопроводы, плавучие терминалы для хранения, швартовки и отгрузки нефти и другие сооружения.

Необходимо изготовление плавучих технических средств различного назначения для строительства, бурения, обслуживания, транспорта нефти, способных работать в ледовых условиях Крайнего Севера. Должны быть разработаны и применены новейшие технологии бурения, добычи, хранения, отгрузки и транспорта нефти в ледовых условиях, обеспечивающих экологически безопасные условия производства работ на шельфе.

Основным техническим средством, применяемым для морской транспортировки является танкеры.

За рубежом наиболее приспособленными к ледовым условием плавания (в Балтийском и Северном морях) являются суда ледового класса европейской постройки (Английского Регистра Ллойда, шведско-финского 1Ф Super и 1А Норвежского Веритас).

Дедвейт большинства эксплуатирующихся танкеров ледового плавания (ТЛП) не превышает 20000 тонн. Ледовые образования носовой и кормовой оконечностей уменьшают общую полноту корпуса на 0,03 по сравнению с обычными танкерами. Наиболее распространен у судов класса 1А Super и 1А прямолинейный форштевень с углом наклона к ватерлинии 30-35 градусов; на ряде судов ("Kihu", "Igloo Finn") в носу предусмотрен небольшой таранный бульб. В корме - для защиты на заднем ходу винта устанавливается ледовый зуб.

У всех зарубежных ТЛП борт в средней части вертикальный, за исключением танкера "Kiisla" с наклонным бортом. У всех типов ТЛП предусматривается двойное дно, а у судов класса 1А Super, как правило - двойные борта, предотвращающие или снижающие риск аварийного разлива нефтегруза.

Двойные конструкции, кроме защиты аварийных разливов, снижают затраты на подогрев груза на ТЛП, повышают объем танков изолированного балласта (ТИБ). Роль двойных бортов для ТЛП приобретает особую важность в связи с тем, что наиболее частые повреждения корпуса во время плавания во льдах - от навалов и ударов о льдины.

Характерной особенностью ТЛП является их повышенная энерговооруженность, достигающая по отношению к водоизмещению величины 0,35 - 0,5 кВт/т.

В России для завоза нефтепродуктов в пункты арктической зоны применялись преимущественно суда трех типоразмеров: "Самотлор" (дедвейтом 16,5 тыс. т.), "Вентспилс" (дедвейтом 6,5 тыс. т.) и "Партизанск" (дедвейтом 2,5 тыс. т.).

Первая серия ТЛП типа "Самотлор" (14 судов) была построена в 1975 - 1978 годах. Их размещения в плане (длина и ширина) соответствуют наилучшим условиям проводки за отечественными ледоколами. Суда оборудованы двойным дном и двойными бортами. Эти суда обладают хорошей ледопроходимостью. Они преодолевают непрерывным ходом со скоростью около 2 узлов в час в груженом состоянии сплошной ровный лед толщиной 55-58 см, в балласте - 48-50 см. Однако ледовая ходкость этих судов ограничена их прочностью.

В 1984 - 1985 годах была построена серия из 6 танкеров с двойным дном типа "Вентспилс" (с осадкой до 6,7 м) для работы в Арктике и максимальной осадкой 7,2 м, с которой они должны были работать на Балтике.

Для замены судов типа "Самотлор" был предложен танкер типа НО-20А с ледовыми усилениями высшей категории и размерениями в плане, близкими к размерениями т/х "Норильск".

В целом, решение технических задач формирования арктической морской транспортной системы связано с осуществлением двух различных вариантов судостроительной политики. Один вариант предусматривает организацию строительства танкеров ледового класса с повышенной ледовой прочностью и с проводкой их во льдах весной, зимой и осенью при помощи ледоколов. Другой вариант предполагает строительство ледокольных танкеров самостоятельного плавания на магистральных направлениях в Арктике. По-видимому, в реальных условиях работы арктической транспортной системы найдут сферу своего эффективного применения оба указанных варианта развития отечественного судостроения.

Отсутствие характерных для традиционной трассы "Северного морского пути" (СМП) жестких ограничений размеров судов позволяет возвратиться к идее создания принципиально новых ТТС с использованием ледокольно-транспортных судов активного ледового (автономного) плавания, которые по ледовым качествам, то есть по ледовой прочности и энерговооруженности, не уступают магистральным ледоколам, представляют собой ледокольные транспорты, спроектированные и оборудованные для перевозки тех или иных грузов, и не нуждаются в их обслуживании на трассе ледоколами.

Суда, предназначаемые для новых арктических ТТС, должны иметь не только увеличенную грузоподъемность, ледовую прочность и энерговооруженность, но и удовлетворять специфическим эксплуатационно-технологическим требованиям и рекомендациям по производительности и эффективности работы судового перегрузочного оборудования. Формирующийся облик новых судов арктического плавания должен вобрать в себя современные достижения НТП в области энергоемкости, экономичности судна в целом и его отдельных агрегатов, эргономичности и экологичности.

Конструкции новых судов арктического плавания конкретного назначения должны создаваться в каждом случае с учетом рациональной схемы их использования (с ледокольной проводкой или в самостоятельном плавании) и необходимости обеспечения на только гарантированных по срокам устойчивых грузоперевозок в любое время года, но и комплексно механизированной и автоматизированной скоростной их грузообработки в пунктах погрузки и разгрузки.

1.4 Организационно - функциональная структура ПХО

Современные рыночные условия функционирования предприятий нефтяной промышленности требуют рассматривать их работу в постоянной взаимосвязи с поставщиками производственных ресурсов, услуг, потребителями готовой продукции. В условиях возрастающей конкуренции успех работы компании зависит от быстроты и точности реагирования на постоянные изменения во внешней инфраструктуре.

В такой ситуации управление нефтяной компании должно основываться на всестороннем и комплексном решении вопросов движения материальных и информационных потоков на протяжении всего жизненного цикла производственной деятельности, начиная с разведочных работ и процессов обустройства месторождений и заканчивая сбытом готовой продукции.

В связи с этим наиболее эффективной организационно-функциональной структурой нефтяной компании является интегрированная структура, построенная по линейно-функциональному принципу, позволяющая объединить в единое целое составные части нефтяного комплекса: добычу, транспортировку нефти, переработку нефти, транспортировку и сбыт нефтепродуктов. Это приводит к снижению совокупных издержек, так как каждая из составных частей единого целого работает не только на себя по критерию максимальной прибыли, а и на другие части и на конечный эффект. Источником дополнительного экономического эффекта становится синергическая природа взаимодействия составных частей единого целого, появление в системе эмерджентных свойств, то есть таких новых свойств и возможностей у объединенного целого, каких не было у его составных частей. При этом, как известно из теории системного подхода, оптимум целого по выбранному критерию эффективности всегда существенно больше, чем сумма оптимумов результатов работы составляющих целое частей.