Типовая производственная структура предприятий транспорта нефти и газа

Производственная структура предприятий транспорта нефти и газа является многозвенной и многоуровневой. Управление предприятиями осуществляется из единого центра. Это предопределено территориальной протяженностью объектов и необходимостью координации взаимосвязанных производственных процессов. Современная структура управления производством включает три уровня: управление системой нефте- или газопроводов, региональные управления и подчиненные им районные управления (рисунок 3.20).

Основной задачей головного управления является управление процессом перекачки в масштабах отрасли, организация планирования и управление экономической, производственно-хозяйственной, финансовой и др. видами деятельности.

 

Управление системой нефтепроводов – ОАО «АК «Транснефть»

Нефтетранспортные предприятия – акционерные общества магистральных нефтепроводов

Районные нефтепроводные управления

 

Рисунок 3.20 – Принципиальная схема управления системой нефтепроводного

транспорта

Структуру регионального управления магистральных нефтепроводов (нефтетранспортного предприятия) можно разделить на две – структура аппарата управления и структура производственных подразделений на местах – это важнейшее организационное звено системы нефте- и газотранспорта.

Типовая структура нефтетранспортного предприятия включает в качестве основных структурных единиц районные нефтепроводные управления (РНУ), основной задачей которых является управление линейно-производственными диспетчерскими станциями (ЛПДС) и нефтеперекачивающими станциями (НПС). ЛПДС объединяют несколько НПС (2-3), как правило, расположенных на одной территории, но ведущих перекачку нефти по разным нефтепроводам (пересекающимся или параллельным). В ЛПДС могут объединяться также разобщенные, отдельно стоящие НПС.

НПС и ЛПДС, являясь одним из основных узлов системы перекачки нефти, обеспечивают эксплуатацию насосных, резервуарных парков, котельных и очистных сооружений.

Кроме того, в состав нефтетранспортной организации в качестве структурных подразделений могут включаться перевалочные нефтебазы (НБ), центральная база производственного обслуживания (ЦБПО), база производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования (БПТОиК), специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ).

Основными функциями ЦБПО являются ремонт оборудования и производство запасных частей. СУПЛАВ создаются с целью исследования причин аварий, разработки методик их предупреждения и быстрой ликвидации их последствий.

Кроме того, в состав нефтепроводного управления, кроме ЛПДС и НПС, обычно входят центральная ремонтная служба (ЦРС), цех технологического транспорта и спецтехники (ЦТТиСТ).

В состав ЛПДС в качестве основных подразделений могут входить:

- резервуарные парки (РП);

- аварийно-восстановительные пункты (АВП) и бригады (АВБ), в задачи которых входят профилактические работы по предупреждению аварий и ликвидация последствий аварий;

- пункты налива нефти в железнодорожные цистерны (ПН) (последние могут входить также в состав РНУ);

- пункты подогрева нефти (ПН);

- приемо-сдаточные пункты (ПСП).

Важную роль в надежности нефтеснабжения играют системы учета нефти. Нефтетранспортные предприятия имеют коммерческие узлы учета нефти, резервуарные узлы и калиброванные резервуары, используемые для коммерческого учета нефти как резерв. Коммерческие узлы обеспечивают измерение количества и физико-химичских параметров (показателей качества) нефти на потоке, обработку и выдачу данных при учетно-расчетных операциях между поставщиками, потребителями и транспортировщиками нефти.

Типовая организационно-производственная структура нефтепроводного управления приведена на рисунке 3.21.

Основным производственным звеном в газопроводном транспорте являются линейные производственные управления магистральными газопроводами (ЛПУМГ), входящие в структуру газотранспортных предприятий.

Протяженность магистральных газопроводов, обслуживаемых одним ЛПУМГ, обычно колеблется от 200 до 700 км. Состав служб и цехов, входящих в ЛПУМГ, зависит от конкретных условий данного управления. В общем случае в ЛПУМГ входят: диспетчерская и газокомпрессорная службы, линейно-эксплуатационная служба, служба КИП, автоматики и телемеханики, автотранспортный цех, химлаборатория.

Организационно-производственная структура ЛПУМГ приведена на рисунке 3.22.

Структура организации производства и организационно-производственная структура предприятий транспорта нефтепродуктов аналогична структуре управления транспортом нефти.

Начальник управления

Главный инженер

Информационно-вычислительный отдел

Группа централ. рем. средств и систем контроля загазованности, вибрации

Отдел автоматизированных систем управления технологическими процессами

Группа централ. рем. теплотехнич. приборов, средств и систем релейной автоматики

Группа СДКУ

Участок ремонта и технического обслуживания средств телемеханики

Группа технического обслуживания телемеханики с выездом на трассу

Выездная ремонтная бригада

Группа централизованного ремонта средств ТМ

Участок ремонта и технического обслуживания средств автоматики

Группа центрального ремонта средств и систем МА, САР

Служба пожарной охраны

Служба метрологии

Отдел главного механика

Отдел главного энергетика

Служба экологической безопасности и рационального природопользования

Эколого-аналитическая лаборатория

Участок ремонта и наладки электрооборудования

Участок обслуживания и ремонта основного и вспомогат. оборудования

Участок обслуживания и ремонта запорной арматуры

Заместитель начальника по транспорту нефти

Заместитель начальника по производству

Заместитель начальника по эксплуатации

Заместитель начальника по социальным вопросам

Товарно-транспортная служба

ЦРС

Отдел эксплуатации нефтепроводов

Производственный отдел

Служба земельного кадастра

ЛПДС 3

ЛПДС 4

Отдел МТС и комплектации оборудованием

Центральный склад

ЦТТ и СТ

ЛПДС 1

ЛПДС 2

Специалист по социальной работе

Административно-хозяйственная служба

Планово-экономический отдел

Отдел организации труда и заработной платы

Службы при руководстве

Отдел кадров

Юридическая служба

Отдел охраны труда

 

 

Рисунок 3.21 – Типовая организационно-производственная структура

нефтепроводного управления

Начальник ЛПУМГ

Главный инженер ЛПУМГ

Служба (участок) защиты от коррозии

Заместитель начальника ЛПУМГ

Заместитель начальника ЛПУМГ

Газокомпрессорная служба

Станция охлаждения газа

Линейно-эксплуатационная служба

Служба (участок) КИПиА, телемеханики, эксплуатации АСУ ТП и метрологии

Служба (участок) по эксплуатации газораспределительных станций

Группа специалистов по техническому обслуживанию и ремонту ПЭВМ

Автотранспортный цех (участок)

Группа специалистов по охране труда

Служба (участок) энерготепло-водоснабжения

Химическая лаборатория

Группа специалистов по тех. надзору за кап. строительством и кап. ремонтом

Группа специалистов по хозяйственному обслуживанию и делопроизводству

Участок по текущему ремонту зданий и сооружений

Группа специалистов по материально-техническому снабжению

Секретарь руководителя

Специалист по охране окружающей среды

Учетно-контрольная группа

Группа специалистов по технико-экономическому планированию

Группа специалистов по имущественным отношениям

Юрисконсульт

Диспетчерская служба

Группа специалистов по организации труда и заработной платы

Группа специалистов по кадровому обеспечению и социальному развитию

 

 

Рисунок 3.22 – Производственная структура линейного производственного управления

Организация переработки нефти и газа

Содержание основных этапов нефтепереработки и переработки газа

 

Основной задачей предприятий нефтепереработки, нефтехимии и газопереработки является преобразование природных энергоносителей в топлива и продукцию для производства товаров промышленного и народного потребления.

Переработка нефти

Нефть, поступающая на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), а затем и получаемые из нее нефтепродукты проходят четыре основных этапа (рисунок 3.23, таблица 3.7).

 

I - подготовка нефти к переработке II - первичная перегонка нефти

III - вторичная переработка нефти IV - очистка нефтепродуктов

 

Рисунок 3.23 – Технологические потоки современного НПЗ

(упрощенная схема)

 

 

Таблица 3.7 – Характеристика основных этапов переработки нефти

Этап	Характеристика
Подготовка нефти к переработке	Для обеспечения высоких показателей работы установок по переработке нефти в них необходимо подавать нефть с содержанием солей не более 6 г/л и воды 0,2 %. Поэтому нефть, поступающую на НПЗ, подвергают дополнительному обезвоживанию и обессоливанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ)
Первичная переработка нефти	Переработка нефти начинается с ее перегонки в ректификационной колонне. Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20...30 м и диаметром 2...4 м. Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350...360 ^оС. При этом легкие углеводороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 350 oС представляет собой мазут. Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по топливному варианту) производится на атмосферных трубчатых установках (АТ). Для более глубокой переработки нефти используются атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кроме атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масляные фракции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.
Вторичная переработка нефти	Методы вторичной переработки нефти делятся на две группы - термические и каталитические. К термическим методам относятся термический крекинг, коксование и пиролиз. К каталитическим методам относятся каталитический крекинг, риформинг. Данные процессы требуют больших капиталовложений и резко увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-экономические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы.
Очистка нефтепродуктов	Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зависят от вида используемого сырья, применяемого процесса его переработки, технологического режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подвергаются очистке.

 

На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

- прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке;

- компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

- отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

- разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны);

- хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рисунке 3.24.

Краткое описание технологии переработки газа приведено в таблице 3.8.

 

 

1 – узел замера количества газа 2 – установка очистки газа 3 – компрессорная станция 1-й ступени 4 – отбензинивающие установки 5 – компрессорная станция 2-й ступени

6 – газофракциолирующие установки 7 – товарный парк 8 – пункт отгрузки жидкой продукции I – пункт приема газа II – сухой газ потребителям III – жидкая продукция потребителям

 

Рисунок 3.24 – Принципиальная технологическая схема ГПЗ

 

Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико.

 

Таблица 3.8 – Краткое описание технологии переработки газа

Элемент ГПЗ	Краткое описание
Пункт приема	Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы и отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.
Компрессорная станция I-й ступени	Предназначена для перекачки сырьевого ("сырого") газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами или центробежными нагнетателями.
Отбензинивающая установка	Сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки. Отбензиненный ("сухой") газ компрессорной станцией II-й ступени закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и печей
Газофракционирующая установка	Предназначена для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк, откуда впоследствии производится их отгрузка

 

Нефтехимическое производство – это производство химических продуктов на основе нефти и газа. К нефтехимическим производствам относятся:

- производство сырья - олефинов, диенов, ароматических и нафтеновых углеводородов;

- производство полупродуктов - спиртов, альдегидов, кетонов, ангидридов, кислот и др.;

- производство поверхностно-активных веществ;

- производство высокомолекулярных соединений - полимеров.