Анализ методов и перспективы борьбы с потерями нефти на месторождении. Потери нефти при переработке


потери при переработке нефти - это... Что такое потери при переработке нефти?

 потери при переработке нефти
  1. refining loss

Русско-английский словарь нормативно-технической терминологии. academic.ru. 2015.

  • потери при переработке
  • потери при полной нагрузке

Смотреть что такое "потери при переработке нефти" в других словарях:

  • потери при переработке нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN refining loss …   Справочник технического переводчика

  • Потери полезных ископаемых при добыче — 12. Для настоящих Методических указаний под потерями полезных ископаемых при добыче понимается часть балансовых запасов полезных ископаемых, не извлеченная из недр при разработке месторождения, полезные ископаемые, добытые и направленные в… …   Официальная терминология

  • Переработка нефти — Нефтеперерабатывающий завод компании Shell в Калифорнии Цель переработки нефти (нефтепереработки)  производство нефтепродуктов …   Википедия

  • Основные стадии технологии переработки нефти — Нефтеперерабатывающий завод компании Shell в Калифорнии Цель переработки нефти (нефтепереработки)  производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической… …   Википедия

  • Строительные материалы — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей …   Википедия

  • Россия. Экономический отдел: Промышленность — I а) Исторический очерк. В эпоху, предшествующую преобразованиям Петра I, промышленно торговая жизнь Р. вследствие редкого населения, отсутствия правильных путей сообщения и прикрепленности к земле массы народа имела вполне патриархальный… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Украинская Советская Социалистическая Республика —         (Украiнська Pадянська Cоцiалiстична Pеспублiка), Украинa, расположена на Ю. З. CCCP. Пл. 603,7 тыс. км2. Hac. 51,7 млн. чел. (1989). Cтолица Kиев. B республике 25 областей, 479 сельских p нов, 434 города, 927 посёлков гор. типа.         … …   Геологическая энциклопедия

  • Лукойл — (Lukoil) Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи, акционеры и руководство Содержание Содержание Общая о ОАО «» История основание фирмы ОАО «Лукойл» Акционеры и руководство… …   Энциклопедия инвестора

  • Сургутнефтегаз — (Surgutneftegaz) Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз, перспективы развития Содержание Содержание Общая о ОАО «» История фирмы ОАО «Сургутнефтегаз»… …   Энциклопедия инвестора

  • Бензин — (Petrol) Бензин это самое распространенное топливо для большинства видов транспорта Подробная информация о составе, получении, хранении и применении бензина Содержание >>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

normative_ru_en.academic.ru

Безвозвратные потери - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Безвозвратные потери - нефть

Cтраница 1

Безвозвратные потери нефти с пластовыми и дренажными водами, на ступенях сепарации, с утечками и испарениями из резервуаров по абсолютной величине могут быть сопоставимы с добычей нефти на других месторождениях или предприятиях. Это делает необходимым принятие мер по снижению потерь углеводородов, так как мероприятия СПУ рассматриваются как многоцелевые природоохранные, направленные не только на улучшения производственных показателей предприятия, но и на уменьшение загрязнения окружающей среды.  [1]

Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов зависят от глубины переработки и качества нефти и содержания в ней серы. Кроме того, безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов в значительной степени определяются потерями кокса, выжигаемого с катализаторов при их регенерации, особенно на заводах, оснащенных мощными установками каталитического крекинга. Например, на типовом заводе, имеющем в своем составе установку каталитического крекинга вакуумного газойля мощностью 2 млн. т в год, выход кокса достигает 70 - 100 тыс. т в год, или 0 58 - 0 83 % на переработанную нефть. Если к этому добавить кокс, периодически выгружаемый из печей крекинг-установок, из реак торов установок каталитического риформинга, гидроочистки, полимеризации, изомеризации и других, то эта цифра будет еще выше.  [3]

Поскольку безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов со сточными водами - это та часть потерь, которая не возвращается в переработку после очистки и сбрасывается с водой в водоем или в оборотную систему завода, установить истинную величину общих потерь нефти и нефтепродуктов со сточными водами не удается.  [4]

Большое влияние на безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов оказывает наличие в схеме завода установок каталитического крекинга вакуумного газойля. Потери с выжигаемым коксом при регенерации катализатора составляют 5 - 6 5 % от перерабатываемого сырья ( см. стр. При мощности завода 12 млн. т / год и выходе вакуумного газойля 10 % на нефть они составят 0 6 % от переработанной нефти.  [5]

Данный метод был оценен как мероприятие, повышающее конечный коэффициент нефтеотдачи и сокращающее безвозвратные потери нефти. Поэтому оценка дополнительно добытой с помощью пароцйклового воздействия нефти должна производиться по уровню нормативных замыкающих затрат на I т прироста добычи нефти, равному 60 руб / г. Известна [4] удельная технологическая эффективность пара - 347 т / скв.  [6]

Чем больше объем циркулирующих по заводским системам канализации сточных вод и выше их загрязненность, тем больше безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов и тем в большей степени они загрязняют окружающую среду вследствие испарения нефти и нефтепродуктов с поверхности сточной жидкости в канализационных колодцах, нефтеотделителях, нефтеловушках, прудах-накопителях, градирнях и в других сооружениях. Отсюда косвенно можно оценить, сколько ценных продуктов теряется в системах канализации и нефтеловушках. В этих системах безвозвратно теряется только в результате испарения в среднем от 10 до 15 % общего объема нефтепродуктов, содержащихся в сточных водах и сбрасываемых в канализацию. Около 2 - 5 % нефтепродуктов теряется за счет утечек вследствие негерметичности различных коммуникаций и сооружений.  [7]

В таких условиях наиболее правильно характеризуют общую величину потерь показатель суммарного расхода топлива на собственные нужды предприятия и безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов. Поэтому разработанную и принятую формулу учета безвозвратных потерь по заводу необходимо дополнить данными о расходе прямого топлива на собственные нужды. При этом следует иметь в виду, что чем больше расход прямого топлива, тем меньше выпуск товарной продукции с учетом расхода прямого топлива.  [8]

Как показывает опыт работы зарубежных нефтеперераба - тывающих фирм, передовых отечественных заводов, исследования ряда институтов, безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов на предприятиях могут быть доведены до технически допустимого уровня.  [9]

Для приближенных расчетов можно принять, что безвозвратные потери составляют от 45 до 55 % суммы нормируемых технологических и товарных потерь. Теоретически безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов, рассчитанные по двум методам, должны быть равны, причем один из них может быть контрольным.  [10]

Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов зависят от глубины переработки и качества нефти и содержания в ней серы. Кроме того, безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов в значительной степени определяются потерями кокса, выжигаемого с катализаторов при их регенерации, особенно на заводах, оснащенных мощными установками каталитического крекинга. Например, на типовом заводе, имеющем в своем составе установку каталитического крекинга вакуумного газойля мощностью 2 млн. т в год, выход кокса достигает 70 - 100 тыс. т в год, или 0 58 - 0 83 % на переработанную нефть. Если к этому добавить кокс, периодически выгружаемый из печей крекинг-установок, из реак торов установок каталитического риформинга, гидроочистки, полимеризации, изомеризации и других, то эта цифра будет еще выше.  [12]

Затраты разносятся на готовую продукцию. В пределах утвержденных норм безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов собственного производства ( газ, мазут), используемые в качестве технологического топлива, указываются в калькуляции в натуральном выражении без стоимостной оценки.  [13]

Однако многочисленные исследования, проводимые на нефтегазодобывающих предприятиях Советского Союза, показывают, что при плотности сетки 60 га на скважину и более в отдельных случаях образуются не дренированные участки, достигающие 12 - 15 % от объема залежи. Следовательно, при более редких сетках скважин возможны существенные неоправданные безвозвратные потери нефти в пласте. Кроме того, при очень редких сетках скважин их взаимодействие настолько уменьшается, что темп разработки месторождения значительно снижается.  [14]

При разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой газ по заколонному пространству мигрирует из газовой шапки в зону перфорации или вверх через покрышку залежи и достигает атмосферы, усиливая ее парниковый эффект. Давление в газовой шапке снижается, происходит неконтролируемое замещение перового пространства газоносного пласта нефтью, которую в дальнейшем извлечь практически невозможно. Происходят безвозвратные потери нефти и газа, которые мигрируют в конечном итоге в атмосферу и наносят непоправимый экологический ущерб.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

потери при переработке нефти - это... Что такое потери при переработке нефти?

 потери при переработке нефти

Engineering: refining loss

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • потери при переработке нереализованный продукции
  • потери при пересылке

Смотреть что такое "потери при переработке нефти" в других словарях:

  • потери при переработке нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN refining loss …   Справочник технического переводчика

  • Потери полезных ископаемых при добыче — 12. Для настоящих Методических указаний под потерями полезных ископаемых при добыче понимается часть балансовых запасов полезных ископаемых, не извлеченная из недр при разработке месторождения, полезные ископаемые, добытые и направленные в… …   Официальная терминология

  • Переработка нефти — Нефтеперерабатывающий завод компании Shell в Калифорнии Цель переработки нефти (нефтепереработки)  производство нефтепродуктов …   Википедия

  • Основные стадии технологии переработки нефти — Нефтеперерабатывающий завод компании Shell в Калифорнии Цель переработки нефти (нефтепереработки)  производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической… …   Википедия

  • Строительные материалы — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей …   Википедия

  • Россия. Экономический отдел: Промышленность — I а) Исторический очерк. В эпоху, предшествующую преобразованиям Петра I, промышленно торговая жизнь Р. вследствие редкого населения, отсутствия правильных путей сообщения и прикрепленности к земле массы народа имела вполне патриархальный… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Украинская Советская Социалистическая Республика —         (Украiнська Pадянська Cоцiалiстична Pеспублiка), Украинa, расположена на Ю. З. CCCP. Пл. 603,7 тыс. км2. Hac. 51,7 млн. чел. (1989). Cтолица Kиев. B республике 25 областей, 479 сельских p нов, 434 города, 927 посёлков гор. типа.         … …   Геологическая энциклопедия

  • Лукойл — (Lukoil) Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи, акционеры и руководство Содержание Содержание Общая о ОАО «» История основание фирмы ОАО «Лукойл» Акционеры и руководство… …   Энциклопедия инвестора

  • Сургутнефтегаз — (Surgutneftegaz) Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз, перспективы развития Содержание Содержание Общая о ОАО «» История фирмы ОАО «Сургутнефтегаз»… …   Энциклопедия инвестора

  • Бензин — (Petrol) Бензин это самое распространенное топливо для большинства видов транспорта Подробная информация о составе, получении, хранении и применении бензина Содержание >>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

universal_ru_en.academic.ru

Анализ методов и перспективы борьбы с потерями нефти на месторождении

Библиографическое описание:

Чурикова Л. А., Джексенов Т. Б. Анализ методов и перспективы борьбы с потерями нефти на месторождении [Текст] // Технические науки в России и за рубежом: материалы VI Междунар. науч. конф. (г. Москва, ноябрь 2016 г.). — М.: Буки-Веди, 2016. — С. 59-63. — URL https://moluch.ru/conf/tech/archive/228/11232/ (дата обращения: 10.05.2018).



Статья посвящена вопросам анализа методов и перспектив борьбы с потерями от испарения нефти при промысловой подготовке ее к транспорту.

Ключевые слова: потери нефти, углеводороды, технологические потери, большие дыхания резервуара, малые дыхания резервуара, поверхностно-активные вещества

Увеличение потребления углеводородного сырья требует комплексного и рационального подхода к использованию ценного «невосполнимого» природного сырья, сокращения его технологических потерь и утилизации при сборе, подготовке и хранении на нефтегазодобывающих предприятиях. Небольшие доли процента потерь легких фракций могут в течение года составить миллионы тонн углеводородов. Достижение потенциала стабильной нефти позволит увеличить ее выход для месторождений Казахстана в среднем на 2,5...6,5 %.

Рис. 1. Технологические потери нефти

Важной проблемой является загрязнение окружающей среды ископаемыми углеводородами.

Размещение основных месторождений нефти и газа в районах, удаленных от промышленно развитых регионов, диктует в свою очередь разработку простых и эффективных технологий сокращения технологических потерь и утилизации углеводородного сырья. Анализируя технологических потери и отходы производства можно утверждать, что сокращение потерь нефти только наполовину позволит удовлетворить потребности промышленности без дополнительного ввода в эксплуатацию новых месторождений нефти и газа.

Систематизация использования углеводородных ресурсов с учетом отдельных источников потерь и внедрения технологий по их предупреждению является актуальным как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Важным из показателей эффективного использования углеводородного сырья на месторождении является величина потерь нефти при ее промысловой подготовке к транспорту.

Кроме материальных потерь испарение нефти сопровождается ухудшением некоторых физико-химических свойств нефти и приводит к загрязнению окружающей среды. При испарении легких фракций углеводородов изменяются физические характеристики нефти: увеличивается плотность, утяжеляется фракционный состав и т. д. При испарении происходит вытеснение части паровоздушной смеси из газового пространства. В обычных условиях в резервуаре газовое пространство заполнено смесью воздуха с парами нефти. Поэтому,разработка и исследование способов и методов снижения потерь легких углеводородов при подготовке нефти являются одним из приоритетных направлений современной нефтяной науки и практики.

Ориентировочные подсчёты показывают, что потери нефти при перекачке составляют около 9 % от добычи [1]. При этом в результате испарения из нефти уходит главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьём для нефтехимических производств.

Потери лёгких фракций приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения.

Основные источники потерь — испарения в резервуарах:

  1. Потери при опорожнении и заполнении резервуара, т. е. потери от «больших дыханий».

При выкачке нефтепродуктов из ёмкости в освобождающийся объём газового пространства (ГП) всасывается атмосферный воздух. При этом концентрация паров в ГП уменьшается и начинается испарение нефтепродукта. В момент окончания выкачки парциальное давление паров в ГП обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. При последующем заполнении резервуара находящаяся в ГП паровоздушная смесь вытесняется из ёмкости. По удельному весу потери от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь испарения.

  1. Потери от «малых дыханий»:

а) От суточного колебания температуры, а, следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется и абсолютное давление в ГП резервуара. При достижении давления, превышающего необходимую величину для подъёма клапана, приподнимается тарелка клапана, и часть паровоздушной смеси выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток ГП и поверхность нефтепродукта охлаждается, газ сжимается и происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в ГП падает, и как только вакуум в резервуаре достигает величины, равной расчётной, откроется вакуумный клапан и из атмосферы в резервуар начнёт поступать чистый воздух (получается как бы «вдох»).

б) От расширения паровоздушной смеси при понижении атмосферного давления, вследствие чего часть газа выйдет из резервуара.

Технологические потери нефти на месторождениях происходят в результате сжигания попутного нефтяного газа и капельной жидкости на факелах, при закачке нефтепромысловых сточных вод, содержащих нефтепродукты для поддержания пластового давления, в сальниковых уплотнениях нефтепромыслового оборудования, а также при испарении нефти из резервуаров. Величины технологических потерь нефти по месторождению составляет в пределах 0,4–0,7 % от массы добытой нефти. Основная доля технологических потерь нефти приходится на испарение из сырьевых и товарных резервуаров при больших и малых «дыханиях», которые составляют более 90 % от суммарных технологических потерь [2, 3].

Промысловые резервуары, работающие при низком давлении и используемые в качестве технологических емкостей и для хранения товарной нефти, являются наиболее активными источниками потерь нефти.

Согласно [3], на долю резервуаров в герметизированных системах сбора приходится 90,4 % общих потерь, из них 85 % связано с испарением нефти, а 5,4 % – с кипением, вызванным выделением растворенного в ней газа.

Большие потери из резервуаров объясняются наличием контакта нефти с атмосферой, сравнительно высокой температурой, а также присутствием в нефти растворенного и окклюдированного в ней газа.

Так, при температуре 30оС потери от испарения увеличиваются в среднем в 1,5 раза, при 40 °С — в 4 раза.

Рис. 2. Методы снижения потерь углеводородов

Потери нефти при хранении в вертикальных стальных резервуарах в большей мере зависят от ее испаряемости. При содержании в нефти большой концентрации легких фракций, тем больше будет наблюдаться испаряемость и потери их при прочих равных условиях. Поэтому на последней ступени сепарации необходимо поддерживать высокую температуру, а давление в сепараторе — ниже атмосферного. Для борьбы с потерями нефти, хранящейся в резервуарах большого объема, рекомендуется применять плавающие крыши и понтоны, в которых газовое пространство сведено к минимуму.

Большая часть применяемых в настоящее время устройств для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов потеряли актуальность. Изобретения устаревают морально и физически, по причине увеличения объемов перекачки нефти и нефтепродуктов и ужесточившихся экологических требований. Ко всему, они не способны обеспечить должный уровень сохранности хранимого продукта, что приводит к его безвозвратной потери и, как следствие, материальным убыткам.

В данное время присадки являются актуальными для применения при производстве топлив. Присадки являются веществами, которые добавляют в малых количествах к топливам и техническим маслам для повышения их эксплуатационных характеристик. В настоящее время в мире выпускается около 1,5 млн. т присадок к топливам в год. На 95 % — это присадки к автомобильным бензинам [4].

Применение комплексных присадок для снижения испаряемости нефти позволит: сохранить объем нефти, которая ранее терялась безвозвратно в связи с отсутствием современных эффективных средств для снижения испаряемости; получить дополнительную прибыль; улучшить экологическую обстановку и условия труда обслуживающего персонала; уменьшить пожароопасность нефтехранилищ, повысить срок службы резервуаров и т. д.

Известен ряд способов сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, а именно предотвращение испарения нефти и нефтепродуктов при их хранении в резервуарах. Способ с вводом присадок [Cnh3n+1COO]2Zn (где n=10–16) в концентрации 0,000925–0,001 % позволит снизить избыточное давление внутри резервуара и снизить потери лёгких углеводородов от испарения в резервуаре.

Еще один способ хранения и применения бензинов заключается во введении в бензин присадки [Cnh3n+1 COO]2 Ni, где n=10–16, в концентрации 0,000925–0,001 %. Присадка приводит к снижению потерь бензина, а также обладает низкой коррозионной активностью и токсичностью. Как видно из данных таблицы 1, снижение потерь от испарения бензина при введении C7F15CONHC3H6N(Ch4)3I и [Cnh3n+1 COO]2 Ni представляют собой величины одного порядка [5].

Таблица 1

Характеристики влияния присадок ПАВ (поверхностно-активных веществ) кбензину

Пример

Вводимое вбензин вещество

Концентрация вводимого вбензин вещества,%

Потери от испарения по методу Бударова,%

1

––––––

0

4

2

C7F15CONHC3H6 N(Ch4)3I

0,001

3,2

3

[Cnh3n+1 COO]2 Ni

0,001

3,3

Все известные способы применения ПАВ были опробованы для бензиновых резервуаров, но не для нефтяных.

Основной недостаток подготовленного заранее ПАВ — высокая токсичность, которая обусловлена наличием в составе соединений фтора и хлора, что послужило основанием для запрета на производство четвертичных аммониевых солей и подтверждается отсутствием этих солей в перечне продуктов переработки нефти.

Механизм взаимодействия растворов ПАВ с нефтью в резервуарах различных типов сложен и многогранен. Поэтому необходимы дальнейшие экспериментальные и промысловые исследования этой проблемы на современной научной основе.

Литература:
  1. Фархан М. М. Сокращение потерь лёгких углеводородов из нефти и бензина/ М. М. Фархан, Н. В. Корзун // Известия вузов. Нефть и газ, 2011. — № 6. — c. 95–98.
  2. Блинов И. Г. Перспективные методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах / И. Г. Блинов и [др.]. — М: ЦНИИТЭнефтехим. — 1990. — с.97
  3. Бронштейн И. С. Технологические потери нефти в системах промыслового обустройства и пути их сокращения / И. С. Бронштейн, Б. М. Грошев, А. Ф. Гурьянов // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1985. — № 8. — 21–24 с.
  4. Коршак А. А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов / A. A. Коршак. — Уфа: Дизайн. Полиграф. Сервис, 2006. — 192 с.
  5. Фархан М. М., Корзун Н. В. Влияние поверхностно-активных веществ на упругость паров бензина / М. М. Фархан, Н. В. Корзун // Известия вузов. Нефть и газ, 2012. — № 4. — c. 113–115.

Основные термины (генерируются автоматически): потерь нефти, потери нефти, технологических потерь, сокращения потерь нефти, технологических потерь нефти, Технологические потери нефти, испарения нефти, потерями нефти, месторождений нефти, потерь испарение нефти, величина потерь нефти, сокращение потерь нефти, источниками потерь нефти, потерь легких, снижения потерь, предотвращение испарения нефти, основных месторождений нефти, новых месторождений нефти, хранении нефти, потенциала стабильной нефти.

moluch.ru

Борьба с потерями при переработке нефти

    В борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов вы должны сыграть ведущую роль. Изучайте достижения отечественной и зарубежной науки и техники, внедряйте их в производство, боритесь за улучшение технологических режимов переработки нефте-.сырья, увеличение выхода светлых нефтепродуктов  [c.125]

    БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ [c.372]

    Приведенные примеры не исчерпывают возможности снижения производственных потерь в процессе переработки нефти. Мероприятия по борьбе с потерями должны разрабатываться на основе анализа производства применительно к данным конкретным условиям. Существует ряд мероприятий, проведение которых необходимо для всех заводов. К этим мероприятиям в первую очередь относятся  [c.373]

    На величину потерь при переработке нефти большое влияние оказывает ее газонасыщенность и наличие в нефти легких фракций. При большом давлении насыщенных паров нефть перерабатывать труднее, требуются более совершенные системы компримирования и сбора прямогонного газа. Для борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов необходимо знать их физико-химические свойства, а также утвержденные на потери нормативы. [c.14]

    Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов - важная народнохозяйственная задача. Проблема рациональной переработки нефти и использования нефтепродуктов является комплексной, межотраслевой, так как ее успешное решение во многом зависит от координированной работы нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, сбытовых организаций и потребителей, от уровня техники, технологии и культуры эксплуатации этой техники. [c.3]

    Доля нефти и природного газа в мировом энергетическом балансе все возрастает. Нефть и газ стали важнейшим и ценнейшим сырьем для нефтехимического синтеза. Систематическое наращивание мощностей предприятий, перерабатывающих нефть на топливо, смазочные материалы, мономеры для синтеза, сопровождается непрерывным усложнением технологических процессов и повышением требований к технико-экономическим показателям производства. Тесно связанная с этим борьба за повышение сроков службы и безремонтного пробега оборудования невозможна без снижения потерь от коррозии при переработке нефти. [c.9]

    Замедлители наиболее часто применяют для борьбы с коррозией в системах с ограниченным объемом раствора. Замедлители кислотной коррозии находят широкое применение в процессах травления, при которых требуется удалить с изделия окалину или ржавчину с минимальными потерями самого металла, и в процессах переработки нефти. [c.254]

    Принимая во внимание широкое развитие к концу 1965 г. процессов каталитической переработки (крекинг, риформинг, полимеризация и др.) и осуществление дополнительных мероприятий по борьбе с потерями легких фракций при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов, можно с уверенностью сказать, что практически октановое число товарных [c.40]

    Под потерями нефти и нефтепродуктов понимается разница в объемах сырья, поступающего на переработку, и полученных нефтепродуктов (товарных, полуфабрикатов и реализованных отходов). Понятие о потерях и отходах на разных этапах развития производства неодинаково. Это обусловлено, с одной стороны, совершенствованием методов и средств борьбы с потерями, с другой — техническими и экономическими возможностями использования дополнительной продукции, получаемой в результате борьбы с потерями. [c.10]

    Резкое увеличение мощности установок и возможности их комбинированного использования, кроме снижения капитальных и эксплуатационных затрат, позволяет резко снизить потери нефти и нефтепродуктов как при переработке (технологичес -кие), так и при хранении и транспортировке (товарные потери). Кроме того, на таких установках и комплексах за счет рационального использования тепла технологических и товар -ных потоков резко сокращается расход топлива. Хотя на практике расход топлива на собственные нужды пока не рассматривается совместно с потерями или как потери, тем не менее неразумный, неквалифицированный расход топлива или его перерасход, - это те же неучтенные в отчетных формах потери нефти и нефтепродуктов. Очевидно, снижение расхода топлива на собственные нужды - это одно из направлений в борьбе за сокращение потерь. [c.7]

    Наряду с борьбой с потерями нефтесырья на нефтеперераба-тываюпд,их заюдах не менее важным фактором в деле улучшения технико-экономических показателей нефтеперерабатываюпд,ей промышленности является также борьба за сокращение расхода воды, топлива и электроэнергии. Это станет вполне понятно, если учесть, что процессы переработки нефти, как правишо, связаны с затратой большого количества тепла. [c.95]

    Ущерб, причиняемый коррозией, не исчерпывается необратимыми потерями металла. Коррозия приводит к уменьшению срока службы оборудования, к внеплановым остановкам процессов, к увеличению простоя оборудования на ремонте, повышению объема и стоимости ремонтных работ, сокращает продолжительность межремонтного периода работы технологических установок, т. е. коррозия является одним из факторов, снижающих производительность труда и препятствующих увеличению выработки продукции на существующем оборудовании без дополнительных капитальных затрат. Следовательно, борьба с коррозией при переработке сернистых нефтей является чрезвычайно важной проблемой, от успешного решения которой. зависит во.чможность резкого повышения эффективности работ в нефтеперерабатывающей и нефтехимической нромышлен-ности4 [c.26]

chem21.info

А. Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращения потерь при малых дыханиях резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

B. Сортировка нефти

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых видов нефти характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других видов нефти содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность, смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик различных видов нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

C. Выбор направления переработки нефти

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

  • топливный,

  • топливно-масляный,

  • нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

studfiles.net

Успех улучшений в российской переработке

Наш опыт в России показывает, что, выстраивая и реализуя комплексную программу операционных улучшений на НПЗ, показатель EBITDA на баррель переработанной нефти можно увеличить на 2—3 долл., то есть для завода с мощностью переработки 10 млн тонн это может составить 150—200 млн долл. в год. При росте пошлин на экспорт нефтепродуктов и, как следствие, снижении доходности нефтепереработки эффективность операционной деятельности может стать одним из главных конкурентных преимуществ НПЗ уже через пять-семь лет.

В данной статье мы рассмотрим последовательность шагов при формировании комплексной программы операционных улучшений, а также подход к созданию системы управления, нацеленной на повышение операционной эффективности НПЗ.

Формирование программы операционных улучшений

Основной финансовый потенциал операционных улучшений связан с повышением выхода светлых нефтепродуктов. Увеличение доли светлых нефтепродуктов в корзине достигается благодаря целевой реконструкции установок и мероприятиям, призванным сократить частоту и длительность плановых ремонтов установок. Инициативы по увеличению доли светлых в корзине, как правило, дополняются мероприятиями, направленными на сокращение безвозвратных потерь и оптимизацию основных категорий затрат: расходов на топливо и энергетику, ремонты и персонал[1] (см. схему 1).

Комплексная программа операционных улучшений, в которой основное внимание уделяется финансовому потенциалу НПЗ, формируется в три основных этапа.

  1. Определение отставания от показателей лучших НПЗ и выявление основных направлений для улучшений. Как правило, примерно 80% финансового потенциала НПЗ приходится на три-четыре направления операционных улучшений, поэтому именно на них нужно сконцентрироваться прежде всего.
  2. Определение основных рычагов сокращения отставания от лучших НПЗ. Для каждого приоритетного направления необходимо определить полный набор действий по улучшениям. Речь может идти, например, о замене изношенных горелок в печах, благодаря чему сократится потребление технологического топлива.
  3. Формирование детального списка технических мероприятий (включая оценку экономического эффекта, определение сроков и ответственных за реализацию). На данном этапе необходимо определить конкретные мероприятия; если продолжать предыдущий пример, то выбрать все изношенные горелки, которые нужно заменить в печах, оценить требуемые инвестиции и убедиться, что данные решения экономически эффективны.

Определение отставания от показателей лучших НПЗ и выявление основных направлений для улучшений

Как известно, в нефтепереработке для выявления отставания от лидеров обычно применяют сравнительный анализ (бенчмаркинг) Solomon. Участники программы получают данные по ключевым показателям деятельности НПЗ разных стран, сгруппированные по направлениям: энергоэффективность, эксплуатационная готовность, персонал и др.

Используя данные лучших НПЗ и бенчмаркинга Solomon, а также учитывая цены на внутреннем рынке, необходимо определить финансовый потенциал улучшений по каждому направлению.

Допустим, индекс эксплуатационной готовности НПЗ мощностью 10 млн тонн переработки нефти в год на 3,5 процентных пункта ниже, чем у заводов первого квартиля Solomon. Разница в 3,5 процентных пункта — это около 13 дополнительных дней простоя в год, и, рассчитав на LP-модели стоимость одного дня простоя завода, например, в 6 млн долл., мы получаем потенциал экономии до 78 млн долл. в год, или 1,1 долл. на баррель.

Аналогичный подход применяется и к энергоэффективности: скажем, разрыв с первым квартилем составляет 45 пунктов, что для НПЗ эквивалентно, например, 10 млн МБте[2]. Пересчитав по коэффициентам соответствия потребление топлива, тепла и электроэнергии завода в МБте, мы получим — при средней цене 1 МБте около 4 долл. — экономию до 40 млн долл. в год, или 0,5 долл. на баррель (см. схему 2).

По результатам анализа НПЗ выбирает направления с наибольшим финансовым потенциалом. Оценить величину разрыва, закрыть который экономически целесообразно, можно будет после определения основных рычагов повышения эффективности и формирования детальной программы улучшений.

Определение основных рычагов сокращения разрыва с лучшими НПЗ

По нашему опыту, на российских НПЗ наибольшим финансовым потенциалом обладают такие направления улучшений, как повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти, рост эксплуатационной готовности, повышение энергоэффективности и сокращение безвозвратных потерь. Мы рассмотрим каждое из этих направлений.

Повышение выхода светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти. Финансовый потенциал направления определяется различием в стоимости светлых и темных нефтепродуктов. Существуют две основные группы рычагов, используя которые можно обеспечить больший выход светлых нефтепродуктов при заданном объеме переработки нефти: это увеличение отбора светлых на всех установках и наращивание мощности глубоких установок, производящих дополнительные объемы светлых из мазута (см. схему 3).

Как правило, меры первой группы беспроигрышны, так как для технических решений не нужны большие инвестиции. Например, при замене тарелок атмосферной колонны на одном российском НПЗ содержание дизеля в товарном мазуте снизилось с 8 до 3%, и капитальные затраты на реконструкцию окупились за четыре месяца.

Наращивание мощности глубоких установок, как правило, связано со значимыми капитальными затратами. В этом случае необходимо детально оценить инвестиции и рассмотреть возможности сбыта дополнительных объемов продукции. Главное — определить рыночные ниши НПЗ по основным светлым нефтепродуктам и способность завода производить планируемые объемы с учетом существующих технологических ограничений и будущих требований технического регламента (см. схему 4).

Если рыночная ниша превышает максимальный объем производства продукта заводом, то необходимо изучить все доступные варианты устранения основных технических ограничений, понять, как можно было бы увеличить производственные мощности (прежде всего — за счет реконструкции существующих установок[3]), и в дальнейшем оценить требуемые изменения по всей технологической схеме НПЗ[4].

Рост эксплуатационной готовности. Регулярные плановые остановки установок для проведения обследований, ремонта и подготовки к новому операционному циклу — специфика работы НПЗ.

В зависимости от технического состояния оборудования и согласованных юридических нормативов безостановочный операцион ный цикл установки может составлять от одного года до пяти и более лет.

Упущенная выгода одного дня простоя самой прибыльной установки завода (например, гидрокрекинга вакуумного газойля или каталити ческого крекинга) может достигать 2—3 млн долл. EBITDA. При проведении 50-дневного остановочного ремонта один раз в два года (в среднем 25 дней за год) упущенная выгода НПЗ по такой установке в среднем за год составляет 50—75 млн долл.

Сократив среднее количество дней плановых остановок в год, можно минимизировать упущенную выгоду. Для этого необходимо увеличить межремонтный пробег (МРП), скажем, ремонтировать установки один раз в четыре года вместо одного раза в два года, и сократить время остановочного ремонта, например, с 50 до 40 дней (см. схему 5).

Формирование программы увеличения межремонтного пробега начинается с определения группы установок (ремонтных «цепочек»), которые будут переводиться на увеличенный МРП. Например, при ремонте или регенерации гидроочистки дизеля также может быть остановлена установка АВТ, так как неочищенный дизель не соответст вует техническому регламенту по сере. Если гидроочистку дизеля невозможно перевести на увеличенный МРП, то инвестиции в модернизацию АВТ не будут эффективны.

Перевод «цепочки» установок на увеличенный МРП требует внимания к деталям: с одной стороны, безусловным приоритетом должна быть безопасность сотрудников, с другой — для достижения финансового эффекта важно инвестировать средства только в необходимые работы. Успех во многом зависит от глубины знаний сотрудников о состоянии оборудования установок, от наличия специализированного программного обеспечения по установкам и отлаженной системы принятия решений.

Подготовка к увеличению МРП сводится к составлению списка оборудования и полного перечня технических мероприятий по каждой единице оборудования. Например, на одном российском НПЗ при переводе установки алкилирования с двух- на четырехлетний МРП трубопровод серной кислоты из обычной стали с высоким уровнем коррозии (0,4 мм в год) заменили на трубо провод из нержавеющей стали.

Дополнительные трудности создают ограничения Ростехнадзора, а именно необходимость чаще проводить ревизию и внутренние обследования отдельного оборудования по сравнению с целевым МРП. Требования Ростехнадзора не всегда соответствуют фактическому состоянию оборудования, однако затраты на их выполнение могут существенно снизить окупаемость мероприятий по увеличению МРП ремонтной «цепочки».

Сокращение времени остановочного ремонта достигается за счет детального планирования работ, их четкой организации и эффективного управления подрядчиком. На лучших НПЗ подготовка к остановочному ремонту начинается за 21 месяц до его начала, что позволяет определить объем большинства работ, закупить и доставить необходимое оборудование, провести тендеры и согласовать условия с подрядчиками.

Сокращение длительности остановочного ремонта связано прежде всего с оптимизацией работ по критическому пути[5]. Как правило, на критическом пути любой основной установки находятся ректификационная колонна (процессы коррозии; основные работы — снятие внутренних устройств[6], их очистка, ремонт и обратная установка) или «сосуд», работающий с катализатором, — реактор или регенератор (подвержено эрозии; основные работы — демонтаж футеровки и ее замена). Как следствие, оптимизационные меры, реализованные на одной основной установке НПЗ, применимы и к другим.

Повышение энергоэффективности. В советское время вопросам энергоэффективности на НПЗ уделялось ограниченное внимание. Поэтому установки размещались далеко друг от друга[7], а перед проектировщиками не ставилась задача оптимизировать энергопотребление установок.

В настоящее время цены на основные энергоресурсы в стране по-прежнему ниже европейского уровня, этим объясняется низкая окупаемость капитальных инвестиций в энергоэффективность. Например, по нашим расчетам, в Европе есть смысл заменить на более эффективную печь с КПД около 75%, а в России точка безубыточности инвестиций находится на уровне КПД около 65%.

Для программы операционных улучшений ценовые различия означают, что не все отставания от показателей лучших мировых НПЗ экономически эффективно устранить. Поэтому прежде всего нужно, отталкиваясь от данных Solomon и результатов анализа окупаемости основных мер, определить максимально достижимый уровень энергоэффективности для НПЗ на сегодняшний день.

В дальнейшем формирование программы направлено на оптимизацию потребления энергии основным оборудованием и повышение собственной выработки технологического пара. Например, в стандартной структуре потребления электроэнергии на российских НПЗ суммарная доля электродвигателей насосов и компрессоров составляет около 80%. Определив наиболее мощные насосы и компрессоры, необходимо разработать мероприятия по оптимизации их потребления (основные рычаги повышения энергоэффективности показаны на схеме 6).

Снижение безвозвратных потерь. Труднее всего, формируя программу снижения безвозвратных потерь, выявить источники потерь и количественно их оценить. Например, на технологических установках погрешность датчиков учета потерь составляет около 2,5%, что значительно превышает фактические потери (менее 1%). Поэтому, как правило, российские НПЗ используют нормативные значения потерь по установкам, которые могут значительно отличаться от фактических.

Определить общий объем безвозвратных потерь можно обратным методом (как разницу между поступившей нефтью, выпущенной продукцией и собственным потреблением топлива), однако точность учета собственного потребления, как правило, также невысока.

При такой неопределенности уместными представляются две основные группы мероприятий снижения безвозвратных потерь: организационные и технические (см. схему 7).

Организационные мероприятия предполагают минимизацию человеческого фактора и рисков возникновения безвозвратных потерь. Например, установка железнодорожных весов повышает точность отгрузки нефте продуктов и исключает вероятные ошибки операторов налива.

Технические мероприятия призваны сократить те потери, источник возникновения которых можно найти и которые можно количественно оценить аналитическим методом. Экономически эффективна, например, установка современных понтонов на резервуары с бензином или нефтью, что исключает до 98% потерь от испарений.

Формирование детального списка технических мероприятий (включая оценку экономического эффекта, определение сроков и ответственных за реализацию)

 Определив рычаги повышения эффективности по выбранным направлениям, необходимо составить детальный список технических мероприятий. В него включаются: 1) название установки; 2) указание существующего объекта или свободного места, на которое будет установлено дополнительное оборудование; 3) описание технического решения, которое приводит к повышению эффективности; 4) оценка капитальных затрат на мероприятие; 5) расчет экономической окупаемости мероприятия.

Например, если предполагается ЧРП[8] для оптимизации потребления электроэнергии насосом, то нужно определить параметры загрузки, при которых окупаются инвестиции в ЧРП, составить список целевых насосов на каждой установке и найти в подстанциях место для размещения ЧРП.

Для того чтобы предварительно оценить объем капитальных затрат, нужно провести обсуждения с потенциальными поставщиками или проанализировать опыт других российских НПЗ. При расчете экономи ческого эффекта и окупаемости мероприятий важно обеспечить тесное взаимодействие технических служб (например, главного технолога, главного энергетика) и финансового департамента НПЗ.

Для каждого мероприятия составляют план-график финансирования и основных этапов реализации и назначают ответственного руково ди теля. Программу повышения операционной эффективности утверждает уполномоченный орган (например, технический совет НПЗ), и она обязательна для исполнения.

Создание системы управления улучшениями 

Несмотря на то что в рамках первой волны операционных улучшений можно сформировать программу, покрывающую 80% финансового потенциала НПЗ, оставшиеся 20% также способны существенно повысить доходность переработки. Поэтому для достижения максимального эффекта необходимо создать систему управления улучшениями.

Управление улучшениями — непрерывный, повторяющийся из года в год процесс. На первом этапе руководству завода и линейным менеджерам устанавливают цели по эффективности, для достижения которых выдвигаются и прорабатываются идеи по улучшениям. Затем из экономически эффективных идей выстраивают комплексную программу улучшений, ход которой контролируют руководство НПЗ и корпоративный центр и результаты которой учитываются при опреде лении целей на следующий цикл (см. схему 8).

Ответственность за выработку идей, их реализацию и достижение экономического эффекта возлагается на линейное руководство и функциональные службы НПЗ. Чтобы отслеживать достижение экономического эффекта, формируют простую и прозрачную систему ключевых показателей эффективности (КПЭ), охватывающую области с максимальным финансовым потенциалом.

На первом этапе в систему КПЭ включают показатели руководи телей НПЗ до уровня начальника (механика) установки. Например, для начальников установок целесообразно установить КПЭ, направленные на снижение потребления энергоресурсов и повышение эксплуатационной готовности установки. В дальнейшем систему КПЭ можно детализи ровать и довести до уровня бригады или оператора установки.

Несмотря на то что линейные руководители отвечают за операционные улучшения, обычно лишь незначительное число экономически эффективных идей согласовываются и получают финансирование. Это объясняется двумя причинами: во-первых, занятостью линейных руководителей текущей работой, а во-вторых, отсутствием структур ного подхода к анализу и выявлению областей для улучшений. Поэтому лучшие компании мира и России, формируя комплексную программу улучшений, создают подразделение постоянного совершенствования операционной деятельности, задача которого заключается в аналити ческой и организационной поддержке программы.

Подразделение должно анализировать разрыв по эффективности с лучшими заводами и выявлять первоочередные области улучшения, собирать идеи и вместе с профильными службами определять эконо мически эффективные мероприятия, а также согласовывать их на НПЗ и в корпоративном центре. Когда программа по улучшениям уже принята, подразделение следит за ходом ее реализации и предла гает способы решения возникающих проблем.

Подразделение среднего завода с мощностью первичной переработки 10 млн тонн нефти в год состоит из 10—15 человек, по два-три человека на каждую приоритетную область улучшений. Оно, как правило, находится в финансовом блоке НПЗ, однако, чтобы повысить статус программы улучшений, некоторые компании подчинили его генеральному директору завода.

В заключение отметим, что для успешного формирования и реализации программы операционных улучшений необходим правильный менталитет среднего и высшего руководства НПЗ, нацеленный на улучшение экономических показателей как завода, так и компании в целом. Как показывает наш опыт, сегодня российские предприятия сталкиваются с двумя основными проблемами.

Во-первых, усилия руководства, направленные на повышение эффективности производственной деятельности, минимальны. Линейные менеджеры нацелены на безопасное выполнение производственного плана, а улучшение показателей эффективности завода не воспринимается как приоритетная задача.

Во-вторых, руководство НПЗ реализует мероприятия, которые улучшают производственные показатели завода, но непривлекательны с точки зрения сроков окупаемости инвестиций. Для повы шения стоимости бизнеса необходимо мышление, направленное на обеспечение экономической, а не производственной эффектив ности завода.

Для решения этих проблем прежде всего нужно поставить руководству НПЗ цели по улучшению экономических и связанных с ними производственных показателей работы завода. Важно усилить роль финансового директора и финансовой службы НПЗ и в управлении заводом, и в принятии технических решений.

Необходимо также обучить высшее и среднее руководство НПЗ подходам и методам анализа экономической эффективности. Руководителей, которые не намерены перестраиваться и, следова тельно, будут мешать программе улучшений, нужно заменять.

И конечно, необходимо активное вовлечение высших руководителей НПЗ и корпоративного центра, которые личным примером продемонстрируют важность повышения операционной эффективности для компании. Как показывает наш опыт, при соблюдении данных условий и после прохождения трех-четырех годовых циклов работа по улучшениям становится неотъемлемой частью функцио нирования завода.

[1] В России, как правило, НПЗ выполняют роль производственных площадок и используют один тип нефти. В статье мы не рассматриваем оптимизацию функций маркетинга и продаж нефтепродуктов, а также процесса выбора нефти для максимизации доходности НПЗ.

[2] МБте — миллион британских термических единиц. Используется для перевода потребления топлива (в тоннах), пара (в Гкал) и электроэнергии (в кВт·ч) в единое измерение.

[3] Наш опыт показывает, что у российских НПЗ есть большой потенциал повышения производительности глубоких установок. Простое правило для первоначальной оценки привлекательности: если не нужно заменять основную колонну, реактор, регенератор, то проект, вероятно, будет экономически выгодным.

[4] Принципы оптимизации технологической схемы НПЗ специфичны для каждого завода и не рассматриваются в данной статье.

[5] Критический путь — последовательность работ, определяющая совокупную длительность ремонта установки.

[6] Тарелки или насадки.

[7] Приводит к значимым потерям тепла нефтепродуктов, к высокому потреблению электроэнергии за счет большей мощности насосов для перекачки продуктов.

[8] Частотный регулятор привода.

 

Александр Пирожков — младший партнер McKinsey, Москва

www.vestnikmckinsey.ru


Смотрите также