Оборотные и основные фонды. Их использование в ТЭК

Помимо рассмотренных  резервов и путей улучшения использования  основных фондов следует отметить такие важные направления как совершенствование снабжения и оперативно-производственного планирования, а также совершенствование материальной мотивации труда и другие мероприятия.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.2. Анализ основных  фондов, обеспечивающих доставку  продукции до

конечного потребителя

В настоящее  время география нефтеперерабатывающей  промышленности не всегда совпадает  с районами ее переработки. Поэтому  задачи транспортировки нефти привели  к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге. На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.

Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны(Ленский, Амурский) и северному морскому пути.

Трубопроводный  транспорт является важной подотраслью  нефтяной промышленности. В настоящее  время система нефтепроводного  транспорта России состоит из более 50 тыс.км магистральных нефтепроводов  пропускной способностью более 450 млн.т/год. Протяженность нефтепродукопроводов превышает 20 тьтс.км, в том числе более 15 тыс.км магистральных и 5 тыс.км распределительных; годовая мощность нефтепродуктопроводной системы превышает 50 млн.т. Вместимость резервуарных парков нефти превышает 15 млн.м3, нефтепродуктов — 5 млн.м3.

Единая система  газоснабжения (ЕСИ) России включает более 150 тьис.км магистральных газопроводов ( однониточном исчислении) и почти  б тыс.км — газопроводов отводов, около 4 тыс.км составляют магистральные  газопроводы вне ЕСИ. Активный объем подземных хранилищ газа на территории РФ составляет более 60 млрд.м3, пропускная способность газотранспортной системы — около 700 млрд.м3/год.

В настоящее  время среднесетевая нагрузка магистральных  нефтепроводов превышает 90%, нефтепродуктопроводов -50%. Уровень загрузки магистральных газопроводов в зависимости от региона и сезонности составляет от 20 до 100%.

Более 50% магистральных  нефтепроводов эксплуатируется  свыше 27 лет при нормативе 30 лет, износ ОФ нефтепродуктопроводов и резервуарных мощностей превышает 70%, газотраНспортной системы составляет 55%, при этом более 15% газопроводов выработали нормативный срок службы.

Реализуемый в  нефтегазовом комплексе (КГК) России курс на диверсификацию внутрироссийских и  экспортных поставок, организацию прямого выхода на крупнейших платежеспособньтх потребителей нефти и газа полностью соответствует долгосрочным экономическим процессам. дальнейшее развитие систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа остается приоритетной задачей развития НГК и экономики страны в целом. Исходя из географических интересов страны и глобальных процессов в системе добычи и использования энергоносителей , главными направлениями развития систем транспорта нефти являются:

• Северо-Атлантическое;

• Юго-Западное;

• Тихоокеанское;

В состав нефтепроводов  входят трубопроводы, насосные станции  и нефтехранилища. По эффективности  с нефтепроводами могут соперничать  только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в  пожарном отношении и резко снижают  потери при транспортировке (доставке).

Стоимость строительства  магистрального нефтепровода обычно окупается  за 2-3 года. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3. Повышение  уровня компьютеризации и автоматизации  основных и

вспомогательных процессов на предприятиях ОЛО «Роснефть», ОЛО

«Зарубежнефть», ОЛО «Лукойл», ОЛО «Газпром»

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов  добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система  впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти.

В условиях глобализации без современных систем автоматизации  процессов и бизнес операций предприятиям ТЭК не выжить в конкурентной борьбе. В ближайшие 5 лет рынок систем автоматизации процессов будет расширяться на 9,6 % в год. В 2006 году он составил 30 млрд.долл., а в 2011 году достигнет 47 млрд.долл. технологии автоматизации процессов способствуют достижению бизнес-целей в совершенствовании использования производственных мощностей, выходов и качества продуктов, эксплуатационной готовности, безопасности, гибкости и поставок. Постоянный рост эксплуатационных затрат в добывающей и обрабатывающей промышленности не оставляет владельцам иного выбора, кроме как совершенствования производства, где технологии автоматизации играют ключевую роль.

При использовании  на месторождении технологии самоорганизующей беспроводной сети доставка данных пользователю обеспечивается с 99%-ой надежностью, при  этом стоимость установки такой сети много меньше установки аналогичной проводной сети. Интеллектуальные беспроводньие сети (ИБС) могут использоваться для дистанционного управления добычей и средствами распределения и сбыта продукции.

Применение беспроводных сетей может улучшить мониторинг:

Использования источников энергии;

• Выбросов при  срабатывании предохранительных клапанов;

• Использования  вращающегося оборудования;

• Использования  защитных потоков жидкости;

• Появления  пламени, газа и дыма;

• Разливов и  утечек;

• Теплообменников  и фильтров;

• Состояния  запорной арматуры и клапанов

(открыты/закрыты);

• Коррозии оборудования и труб.

Необходимые задачи, включая просмотр и реагирование на сигналы тревоги, могут решаться с помощью удаленных компьютеров  со специальными прикладными программами.

Комбинированная система, включающая беспроводную промысловую  сеть и кабельную коммуникационную сеть платформы, позволяет решать существующие и будующие задачи и поможет быстрее  и эффективнее управлять всем промыслом. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.4. Предполагаемое  развитие основных фондов в  перспективе добычи

углеводородов до 2030 года.

Прогнозы добычи углеводородов осуществимы при  условии, что государство и нефтегазовые компании разработают и реализуют  программу развития технико-технологического обеспечения работ на шельфе и прилегающей береговой инфраструктуры. Безусловно, необходимо учитывать специфику шельфа России: наибольшие ресурсы углеводородов приурочены к арктическим и дальневосточным районам с суровым климатом и сложными ледовыми условиями, что требует специальной техники при обустройстве и обслуживания судами ледового класса.

Значительная  роль в обеспечении важнейшей  информацией о природных условиях (волнах, течениях, температурах, льдах  и др.) принадлежат исследовательским судам. Многие из них в ближайшие годы подлежат списанию, и их нельзя включать в долгосрочную программу исследовательских работ. Между тем к 2030 г. потребуется до 40 исследовательских судов, в основном ледового класса.

Значительной  прогнозируется потребность в плавучих буровых установках разных типов для проведения поисково-разведочных работ, применительно к особенностям акваторий Баренцева, Охотского и Каспийского морей, для разных глубин и природных условий: самоподъемные установки (СГiБУ), полупогружные буровые установки (ШIБУ), буровые суда (БС) и установки на «воздушной подушке» для мелководъя. до 2030 г. может потребоваться более 30 буровых установок различного типа.

Ниже описаны  расчетные потребности в платформах для добычи нефти. Можно видеть, что в Баренцевом море каждую пятилетку, начиная с 2010 г., необходимы от двух до четырех новых платформ, включая оборудованные хранилищами нефти.

для Охотского  моря, где уже ведется опытно-промышленная добыча нефти, уже до 2010 г. потребуется  две новые платформы, а к 2030 г. общее число платформ достигнет 16.

Что касается нефтеперевалочных  комплексов, то для Баренцева моря такой стационарный комплекс организуется в Кольском заливе. Установлен танкер-накопитель «Белокаменка», самый крупный в  России, дедвейтом более 300 тыс.т для перевалки нефти с челночных танкеров на магистральные. Уже построен отгрузочный терминал в районе нос. Варандей, который в 2008 г. должен обеспечить траспортировку почти б млн.т. нефти и который в будущем может быть использован для морских месторождений.

В Каспийском море имеется достаточно хорошо обустроенный терминал в г. Махачкале.

для достижения проектных уровней добычи газа в  Баренцевом море к 2030 г. планируется  каждую пятилетку, начиная с 2011 г., вводить  по одной ледостойкой платформе подводно-надводного комплекса или по одному подводному комплексу на Штокмановском газоконденсатном месторождении. Всего планируется построить три таких комплекса в сочетании с системой подводных газопроводов длиной до 600 км.

В Карском море планируется ввод месторождений, прилегающих к Обско-Тазовской губе. Здесь предполагается ввод шести гравитационных ледостойких платформ и кондукторов с газопроводами, подключаемыми к действующей системе «Север-Центр».

В Охотском море планируется строительство пяти гравитационных платформ и подводно-надводных комплексов.

Транспортировка газа в современных условиях потребует  не только наличия трубопроводов  для отгрузки на танкеры-газовозы. Предполагается, что до 50% добьиваемого на шельфе газа будет транспортироваться именно в сжиженном виде. для этого, возможно, потребуются мощности для Баренцева моря в объеме 24,5 млн.т/год, а для Охотского до 15 млн.т/год.

для транспортировки  сжиженного газа из Баренцева моря в США потребуется 23 газовоза, с  Сахалина в Китай 4.

для сравнения, при вывозе нефти с Баренцева  и Печорсiсого морей предположительно в Роггердам и США потребуется  девять челночных ледовых танкеров дедвейтом 40-70 тыс.т и шесть магистральных  дедвейтом 150 тыс.т, а для Каспийского  моря, где могут использоваться танкеры дедвейтом до 12 тыс. т, для вывоза нефти в Махачкалу потребуется 16 танкеров.

Следует отметить, что при расчете необходимого числа танкеров для вывоза нефти  и сжиженного газа речь может идти не только о новом строительстве, но и о возможной аренде или сочетании нового строительства с арендой.

Прогноз был  основан на данных, которые декларировали  основные компании, работающие на российском шельфе: ОАО «ПК «Роснефть», ОАО  «ЛУКОЙЛ», ОАО «Газпром» и др. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.5. Модернизация  оборудования на предприятиях  ОЛО «Роспефть» и

ОЛО «Зарубежнефть»

Рассмотрим модернизацию оборудования на примере нефтяных компаний «Роснефть» и «Зарубежнефть».

10 декабря на  Архангельском нефтеналивном терминале  000 «РН-Архангельскнефтепродукт» произведена первая отгрузка топлива на борт недавно приобретенного танкера усиленного ледового класса.

Танкер дедвейтом 30 тыс. т построен по заказу ПК «Роснефть» на испанской верфи «Факториас Вулкано». Уникальное в своем классе судно, получившее имя «РИ Архангельск», специально создано для эксплуатации в условиях арктических морей.

Необходимость приобретения такого судна стала  очевидной с началом реализации схемы транспортировки нефти  из Тимано-Печорской нефтегазовой провинции. Ранее сырье с Архангельского нефтеналивного терминала на плавучее нефтехранилище «Белокаменка» под Мурманском доставлялось танкерами-челноками типа «Самотлор», непо ряду параметров современным требованиям. Так, например, новый танкер способен брать на борт практически вдвое больше нефти.

длина «Архангельска» - 176 м, ширина — ЗО м. За год новый  танкер доставит на «Белокаменку» более 1,2 млн. т нефти. Судно имеет двухкорпусную  конструкцию и соответствует  самым строгим стандартам навигационной  и экологической безопасности. Его появление значительно повышает надежность и безопасность маршрута вывоза нефти северных месторождений «Роснефти» через Архангельск.