Динамика развития газоперерабатывающей промышленности Западно Сибирского региона
СОДЕРЖАНИЕ: Введение Становление рыночных отношений в России сопровождается коренными структурными изменениями в экономике промышленно развитых регионов, к которым, в частности, относится Западная Сибирь.Введение
Становление рыночных отношений в России сопровождается коренными структурными изменениями в экономике промышленно развитых регионов, к которым, в частности, относится Западная Сибирь.
Западная Сибирь - главная кладовая страны. В ее недрах плещутся миллионы нефтяных озер, а месте с ними сотни миллиардов кубометров попутного нефтяного газа. Создание индустриального гиганта в Западной Сибири - газоперерабатывающего комплекса - особая страница в отечественной истории. Развитие Тюменской области связано в основном с работой геологов, нефтедобытчиков, буровиков. Роль газопереработчиков на общем фоне нефтедобывающего производства кому-то может показаться скромной. Но, тем не менее, их значение трудно переоценить. По объему переработки попутного нефтяного газа Западно-Сибирский комплекс можно назвать одним из самых мощных в Европе. Крупнейшая в Западной Сибири газоперерабатывающая компания ОАО «СибурТюменьГаз» насчитывает в своем составе четыре ГПЗ и производственный филиал, каждое из которых выполняет серьезные задачи по обеспечению сырьем родственных предприятий нефтехимических комбинатов, объединенных в вертикально-интегрированный холдинг «Сибур».
Российская нефтехимия сегодня переживает настоящий бум, связанный с ростом промышленного производства в целом и увеличением спроса на нефтегазохимическую продукцию.
Увеличение переработки ПНГ поможет предприятию увеличить обеспечение собственным сырьем последующих переделов, что положительно отразится на операционных результатах деятельности.
Цели компании планируется достигать как путём дозагрузки существующих, так и путём ввода в эксплуатацию новых производственных мощностей, чтобы удовлетворить растущий спрос на основные нефтехимические продукты.
При определении перспективных направлений развития предприятием поставлена задача по формированию газоперерабатывающего предприятия, занимающегося максимально глубокой переработкой нефтяного попутного газа, а также последующей транспортировкой продуктов его переработки.
Таким образом, приоритетными направлениями развития ОАО «СибурТюменьГаз» являются увеличение мощностей переработки газа, а так же расширение транспортной инфраструктуры.
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОАО «СИБУРТЮМЕНЬГАЗ» И ОТРАСЛЕВЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
1.1 История создания и развития ОАО «СибурТюменьГаз»
ОАО «СибурТюменьГаз» - одно из крупнейших газоперерабатывающих предприятий, история которого насчитывает три десятка лет.
Нижневартовск, едва появившись на карте страны, положил начало газопереработке во всей Западной Сибири. В 1974 году был основан Нижневартовский газоперерабатывающий завод, и в 1975 году в образованную Дирекцию строящихся ГПЗ в Западной Сибири на работу начали съезжаться высококвалифицированные специалисты и молодежь со всех уголков необъятной страны. Освоение Самотлора уже шло полным ходом.
С первых дней эксплуатации нефтяных месторождений миллионы кубометров нефтяного попутного газа сгорали в факелах. Полыхали факелы так, что в поселках, расположенных за многие километры от них, ночью было светло, как днем.
Проблема экологического оздоровления региона стояла остро: следовало прекратить сжигание попутного нефтяного газа и рационально его использовать.
В кратчайшие сроки в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах были построены восемь газоперерабатывающих заводов и десять компрессорных станций, более 3000 км газопродуктопроводов, наливные эстакады, товарные парки, базы обслуживания и комплектации – всем этим хозяйством долгое время заведовало производственное объединение «Сибнефтегазпереработка», организованное на базе Дирекции строящихся газоперерабатывающих заводов.
Преобразовавшись вначале 2000-х гг., предприятие поменяло форму собственности и название – отныне это было ОАО «Сибур-Тюмень». С декабря 2005 года предприятие стало называться ОАО «СибурТюменьГаз». Дата государственной регистрации ОАО «СибурТюменьГаз» — 05.06.2006 г., основной государственный регистрационный номер — 1037200711612. Место нахождения Аппарата Управления ОАО «СибурТюменьГаз»: 628616, Российская Федерация, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г.Нижневартовск, ул.Омская, д.1.
Производственная деятельность Общества началась с 2007 г. (до этого времени основные средства ОАО «СибурТюменьГаз» находились в аренде у ОАО «Сибур-Тюмень»).
ОАО «СибурТюменьГаз» занимает ведущее положение в газоперерабатывающей отрасли и является крупнейшим предприятием в России по переработке попутного нефтяного газа (ПНГ). Общество объединяет в единую технологическую цепочку газоперерабатывающие комплексы (ГПК), промысловые компрессорные станции, газопроводы и продуктопроводы.
1.2 Цель и виды деятельности ОАО «СибурТюменьГаз»
Цель компании – это основополагающий элемент корпоративной культуры. Определяет стратегическое видение компании своего места на рынке и задает общий вектор развития
Главная цель деятельности ОАО «СибурТюменьГаз» - максимальная эффективность бизнеса (извлечение прибыли за счет осуществления любых, не запрещенных законом, видов деятельности), а также, лидерство в производстве продукции газоперерабатывающей отрасли; быть полезной обществу, содействовать его обогащению и процветанию; быть безопасной для окружающей среды.
ОАО «СибурТюменьГаз» является базовым предприятием по обеспечению сырьём нефтехимических дирекций ООО «СИБУР».
Основной производственной деятельностью ОАО «СибурТюменьГаз» является приём и переработка попутного нефтяного газа (ПНГ), добываемого на территории Тюменской области, производство продукции – сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и бензина газового стабильного (БГС).
Так же основными видами деятельности являются:
- Переработка попутного нефтяного газа;
- транспортировка по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки;
- хранение нефти, газа и продуктов их переработки;
- эксплуатация магистрального трубопроводного транспорта;
- эксплуатация взрывоопасных и пожароопасных производственных объектов;
- деятельность по предупреждению и тушению пожаров;
- производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений;
- эксплуатация электрических, газовых и тепловых сетей;
- проектирование и строительство зданий и сооружений I, II уровней ответственности в соответствии с государственным стандартом;
- погрузочно-разгрузочная деятельность на железнодорожном транспорте;
- заготовка, переработка и реализация лома цветных и черных металлов;
Предприятие вправе также осуществлять любые другие виды деятельности, не запрещенные законодательством Российской Федерации. Отдельными видами деятельности, перечень которых определен федеральными законами, Общество может заниматься только после получения специального разрешения (лицензии).
ОАО «СибурТюменьГаз» рассматривает переработку и транспортировку газа как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации переработки и транспортировке газа, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ.
1.3 Организационно-правовой статус ОАО «СибурТюменьГаз»
В современной экономике предприятия (фирмы) производят основную массу всех товаров и услуг, которые удовлетворяют потребности населения.
Фирмы образуют в экономике сектор предприятий. В рыночной экономике он принимает форму сектора коммерческих организаций или предпринимательского сектора. Предприятие как самостоятельно хозяйствующий субъект является юридическим лицом.
Юридическое лицо — это организация, которая имеет в собственности, хозяйственном введении или оперативном управлении обособленное имущество и отвечает по своим обязанностям этим имуществом, может от своего имени приобретать и осуществлять от своего имени имущественные и личные неимущественные права, нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде.
Юридическими лицами могут быть организации, преследующие извлечение прибыли в качестве основной цели своей деятельности - коммерческие организации, либо не имеющие извлечение прибыли целью своей деятельности - некоммерческие организации.
Организационно-правовая форма предприятия есть просто форма юридической регистрации предприятия, которая создает этому предприятию определенный правовой статус.
По правовому статусу (организационно-правовым формам) предприятия можно разделить на следующие:
- хозяйственные товарищества и общества;
- производственные кооперативы;
- государственные и муниципальные унитарные предприятия;
- индивидуальных предпринимателей без образования юридического лица.
Организационно-правовой статус ОАО «СибурТюменьГаз» определен как юридическое лицо с момента его государственной регистрации, и имеет в собственности обособленное имущество, учитываемое на его самостоятельном балансе, может от своего имени приобретать и осуществлять имущественные и личные неимущественные права, от своего имени совершать любые допустимые законом сделки, нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде общей юрисдикции, арбитражном суде и третейском суде
Предприятие ОАО «СибурТюменьГаз» (в дальнейшем именуемое – «Общество») – открытое акционерное общество. В соответствии с ГК РФ акционерным обществом признается предприятие, уставный капитал которого разделен на определенное число акций; участники акционерного общества (акционеры) не отвечают по его обязательствам и несут риск.
Общество имеет гражданские права и несет обязанности, необходимые для осуществления любых видов деятельности, не запрещенных законодательством.
Акционеры не отвечают по обязательствам Общества и несут риск убытков, связанных с его деятельностью, в пределах стоимости принадлежащих им акций.
Акционеры, не полностью оплатившие акции, несут солидарную ответственность по обязательствам Общества в пределах неоплаченной части стоимости принадлежащих им акций.
Акционерами Общества могут быть физические и юридические лица.
Общество в соответствии с законодательством открывает расчетные и иные счета в учреждениях банков, в том числе за рубежом, в рублях и иностранной валюте. Общество является собственником имущества, переданного ему акционерами в качестве оплаты акций.
Общество вправе в установленном порядке участвовать в создании на территории Российской Федерации и за её пределами других организаций, приобретать доли (акции) в их уставных капиталах, здания, сооружения, землю, права пользования природными ресурсами, ценные бумаги, а также любое другое имущество, которое в соответствии с законодательством Российской Федерации может быть объектом права собственности юридического лица.
Общество осуществляет во взаимодействии с государственными органами мероприятия по мобилизационной подготовке и организации гражданской обороны, а также выполняет иные работы, связанные с использованием сведений, составляющих государственную тайну. Генеральный директор Общества несет персональную ответственность за надлежащую организацию работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну. При реорганизации, ликвидации Общества или прекращении работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну, Общество обязано обеспечить сохранность этих сведений и их носителей.
Общество ведет бухгалтерский, статистический и налоговый учет в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Общество имеет круглую печать, содержащую его полное фирменное наименование на русском языке и указание на место его нахождения, в печати может быть также указано фирменное наименование
Общества на любом иностранном языке или языке народов Российской Федерации. Общество может иметь товарные знаки, знаки обслуживания, промышленные образцы, бланки, штампы с указанием своего наименования на русском и на любом иностранном языке и изображением товарного знака, собственную эмблему, товарный знак и иные средства визуальной идентификации.
1.4 Структура и система управления ОАО «СибурТюменьГаз»
Каждое предприятие рождается и воспроизводится как социально-экономическая система. При изучении предприятия как социально-экономической системы необходимо понять единство функционального и структурного подходов:
- Функциональный подход дает представление об основных рычагах и организационных механизмах, приводящих в действие предприятия и обеспечивающих им устойчивую и сбалансированную работу.
- Структурный подход характеризуется разделением предприятия на
составные элементы по определенным признакам и сложившимися связями между этими элементами.
Структура предприятия – это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, участков, отделов, лабораторий и других подразделений, составляющих единый хозяйственный объект.
Различают общую, производственную и организационную структуру.
Под общей структурой предприятия понимается комплекс производственных подразделений, подразделений обслуживающих работников, а также организационных звеньев управления предприятиями, их количество, величина, взаимосвязи и соотношения между этими подразделениями по размеру занятых площадей, численности работников и пропускной способности.
В отличие от общей структуры производственная структура предприятия представляет собой форму организации производственного процесса и находит выражение в размерах предприятия, количестве, составе и удельном весе цехов и служб, их планировке, а также в составе, количестве и планировке производственных участков и рабочих мест внутри цехов.
ОАО «СибурТюменьГаз» входит в группу предприятий ОАО «СИБУР Холдинг». ОАО «СИБУР Холдинг» является крупнейшей российской вертикально-интегрированной компанией.
Создание вертикально-интегрированной структуры позволило решить вопрос по созданию своей сырьевой базы, обеспечивающей стабильный режим предприятий, улучшения экономических показателей деятельности. В результате наблюдается успешная динамика компании по обеспечению предприятий сырьем.
Структура управления компанией «СИБУР ХОЛДИНГ» состоит из трех ключевых звеньев:
1) Центральный аппарат (АК «Сибур»);
2) Дирекции:
- Дирекция углеводородного сырья;
- Дирекция минеральных удобрений;
- Дирекция синтетических каучуков;
- Дирекция пластиков и продукции органического синтеза;
3) Производственные центры.
В дирекцию углеводородного сырья[1] входит предприятие ОАО «СибурТюменьГаз». Оно состоит из аппарата управления, ряда газоперерабатывающих комплексов, а так же сервисного предприятия.
Структура ОАО «СибурТюменьГаз» приведена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 - Структура ОАО «СибурТюменьГаз»
Структура управления организацией, или организационная структура управления – одно из ключевых понятий менеджмента, тесно связанное с целями, функциями, процессом управления, работой менеджеров и распределением между ними полномочий. В рамках этой структуры протекает весь управленческий процесс (движение потоков информации и принятие управленческих решений), в котором участвуют менеджеры всех уровней, категорий и профессиональной специализации. Структуру можно сравнить с каркасом здания управленческой системы, построенным для того, чтобы все протекающие в ней процессы осуществлялись своевременно и качественно. Отсюда то внимание, которое руководители организаций уделяют принципам и методам построения структур управления, выбору их типов и видов, изучению тенденций изменения и оценкам соответствия задачам организаций. Под структурой управления понимается упорядоченная совокупность устойчиво взаимосвязанных элементов, обеспечивающих функционирование и развитие организации как единого целого.
Организационная структура управления определяется также как форма разделения и кооперации управленческой деятельности, в рамках которой осуществляется процесс управления по соответствующим функциям, направленным на решение поставленных задач и достижение намеченных целей. С этих позиций структура управления представляется в виде системы оптимального распределения функциональных обязанностей, прав и ответственности, порядка и форм взаимодействия между входящими в ее состав органами управления и работающими в них людьми.
Структура организации может быть:
1) линейной – особенность этой структуры заключается в том, что планирование работ и контроль их выполнения осуществляется по вертикали от руководителя к производственным подразделениям, выполняющим управленческие функции;
2) функциональной – особенность такой структуры заключается в том, что планирование работ и контроль их выполнения осуществляется функциональными подразделениями, работы выполняются производственными подразделениями по каждой функции;
3) линейно-функциональной – здесь планирование работ осуществляют функциональные подразделения, работы выполняют производственные подразделения; все подразделения подчиняются руководителю; в российских компаниях наиболее распространенна, практически все эксперты признают низкую эффективность такого построения крупной компании;
4) матричной (штабной) – особенность заключается в том, что к линейно-функциональной структуре добавляются генеральные конструкторы или менеджеры по проектам, которые отвечают за конкурентоспособность объектов;
4) бригадной – ее особенностью является то, что на предприятии формируются комплексные бригады из 10-15 человек (куда входят конструкторы, технологи, экономисты, рабочие и др.) для выполнения отдельных видов работ и изготовления составных частей продукции;
5) дивизиональной (проблемно-целевой) – этот тип структуры приемлем для диверсифицированных концернов, подразделяющихся на производства (дивизионы) по типам продукции; функциональные подразделения имеются как у производств, так и у концерна в целом; она определяется числом и детальностью разработки принципов и требований к ее формированию, структурой дерева целей, содержанием положений об отделах и должностных инструкций.
Организационную структуру ОАО «СибурТюменьГаз» можно охарактеризовать как линейно-функциональную. Данная структура получила распространение в годы индустриализации (начало ХХ века), достоинствами которой являются освобождение линейных руководителей от решения функциональных вопросов, подчинение каждого работника только одному руководителю.
На 31 декабря 20010 года общая штатная численность ОАО «СибурТюменьГаз» составляла 4155 единиц, в том числе:
- Руководители – 654 единиц;
- Специалисты – 657 единиц;
- Служащие – 35 единиц;
- Рабочие – 2809 единиц.
Общее и административное руководство аппарата управления ОАО «СибурТюменьГаз» осуществляет генеральный директор. Он действует по принципу единоначалия, отвечает за результаты производственно-хозяйственной деятельности с помощью подведомственного ему аппарата, координирует и направляет работу предприятия по производству продукции, внедрению новой и совершенствованию действующей техники, технологии и организации производства. Определяет пути и методы выполнения установленных планов по переработке ПНГ, прибыли и рентабельности производства, при наименьших затратах трудовых, материальных и финансовых ресурсов; содействует своевременному обеспечению производства необходимыми материально-техническими средствами; обеспечивает создание работоспособного коллектива, подбор и рациональную расстановку кадров, создание работникам условий для повышения своей квалификации, для проявления ими инициативы и творчества.
По состоянию на 1.02. 2010 г. организационная структура аппарата управления ОАО «СибурТюменьГаз» представлена в приложении А.
Аппарат управления состоит из генерального директора, его заместителей, подчиненных непосредственно им функциональных отделов и служб.
Генеральный директор – это директор, возглавляющий управление предприятием. Он руководит всей деятельностью предприятия. Генеральный директор руководит коллективом через своих заместителей, а также через соответствующие функциональные отделы и службы.
Технический директор – заместитель генерального директора по управлению инфраструктурой и операционной поддержке, является первым заместителем генерального директора. Он осуществляет производственно-техническое руководство коллективом и наравне с генеральным директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия.
Заместитель генерального директора по финансам и экономике руководит финансово-экономическим департаментом. Он координирует и контролирует деятельность всех экономических служб и отделов, обеспечивает методическое руководство в области экономики, планирования, финансирования и организации производственно-хозяйственной деятельности предприятия.
Корпоративная структура компании представлена тремя органами управления:
1) Общее собрание акционеров — высший орган управления (акционерами ОАО «СибурТюменьГаз» являются ОАО «СИБУР Холдинг» (99,9% акций), и ООО «СИБУР Финанс» (1 акция)).
2) Совет директоров общества, в который входят: вице-президент по организационным вопросам ООО «СИБУР»; заместитель руководителя Дирекции углеводородного сырья по развитию ООО «СИБУР»; вице-президент - руководитель Дирекции углеводородного сырья ООО «СИБУР»; директор департамента экономической безопасности ООО «СИБУР»; руководитель службы технологии и оптимизации производства ООО «СИБУР».
3) Единоличный исполнительный орган — Генеральный директор.
1.5 Отраслевые особенности функционирования ОАО «СибурТюменьГаз»
1.5.1 Газопереработка в России
Газовая промышленность России зародилась в 1835 году, когда в Санкт-Петербурге методом сухой перегонки угля начали вырабатывать искусственный газ, названный светильным.
В 60-х годах XIX в. с его использованием началась газификация Москвы и к 1915 году здесь пользовались газом 2700 квартир. Небольшие газовые заводы были построены также в Одессе и Харькове.
С развитием добычи нефти люди вплотную соприкоснулись с нефтяным газом, являющимся ее неизбежным спутником. В 1880 году нефтяной газ начали использовать как топливо в котельных Баку, а затем и Грозного.
Обычно под газопереработкой в нефтегазодобыче и переработке углеводородов понимают процессы обработки:
- попутного нефтяного газа (при добыче нефти);
- газоконденсатных смесей (при добыче газа и газового конденсата);
- углеводородных газовых смесей (для выделения специальных составляющих, например, гелия).
Значительная часть газоперерабатывающих заводов России занимаются именно переработкой ПНГ и, кроме того, вопросы переработки ПНГ задевают наибольшее количество отраслей и подотраслей промышленности: ПНГ в основном добывают нефтяные компании, существует целая подотрасль переработки ПНГ, продукты переработки ПНГ используются в газовой отрасли и в нефтехимии.
Для утилизации нефтяного газа должны быть построены сепараторы, системы промысловых газопроводов, компрессорные станции, установки осушки и очистки газа от сероводорода и газоперерабатывающие заводы с системами для транспортировки продуктов переработки (газопроводы, продуктопроводы, наливные эстакады). Существующие в настоящее время на большинстве разрабатываемых месторождений необходимые сооружения и инфраструктура утилизации ПНГ были созданы еще в советский период, наиболее крупным комплексом по утилизации и переработке ПНГ являются ряд ГПЗ Западной Сибири, которые входят в состав ОАО «СибурТюменьГаз».
Существуют различные варианты использования выделенного ПНГ. При невысоком газовом факторе более сухой газ 1-2 ступеней сепарации может использоваться нефтяными компаниями без дополнительной переработки как топливный газ на собственных энергетических установках либо подаваться на региональные ТЭЦ (так ежегодно несколько млрд.куб.м газа, собираемого ОАО «Сургутнефтегаз», подается на Сургутскую ГРЭС. Собранный ПНГ моет перерабатываться на месте, закачиваться в пласт, подаваться на ГПЗ для дальнейшей переработки или просто сжигаться в факелах.
Основным районом добычи и переработки нефтяного газа в Российской Федерации является Тюменская область, где добывается около 80% всего получаемого в стране нефтяного газа. Значительные ресурсы нефтяного газа имеются также в Томской области, республике Коми, Оренбургской и Архангельской областях.
Дополнительным фактором вовлечения нефтяного газа в промышленный оборот является установление государством уровня экологических требований, не позволяющих сжигать ПНГ больше установленных норм. В Западной Сибири использование попутного нефтяного газа составляет 84% от общего уровня добычи. При сжигании газа в факелах образуются продукты сгорания (окислы углерода и азота, сажа и т.д.), которые наносят значительный экологический вред.
Традиционно реализованный в России подход к переработке ПНГ нельзя назвать полноценной переработкой газа. Имеющиеся в стране ГПЗ скорее являются «устройствами для подготовки ПНГ к дальнейшей транспортировке», а первой стадией полноценной переработки ПНГ является его фракционирование. В мировой практике ПНГ, как правило, подвергают более глубокой переработке на местах и далее транспортируют (и реализуют) уже полноценные продукты нефтехимии (а не ШФЛУ, которая, по сути, является полупродуктом).
Отбензиненный газ, производимый газоперерабатывающими заводами Тюменской области, используется в качестве топлива на Сургутской и Нижневартовской ГРЭС, поставляется на нужды местных потребителей, а также частично транспортируется по системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром» за пределы Тюменской области.
Крупнейшим производителем нефтяного (попутного) газа является нефтяная компания «Сургутнефтегаз», добывающая около 40% всего нефтяного (попутного) газа в Западной Сибири. Значительная часть газа, добываемого ОАО «Сургутнефтегаз», используется без переработки. В основном это газ Лянторской и Федоровской групп месторождений (газ так называемых «газовых шапок»), который без переработки поставляется на Сургутскую ГРЭС.
Большинство заводов по переработке нефтяного газа в Тюменской области входят в структуру ОАО «СибурТюменьГаз».
Необходимо отметить, что в основном газ используется для производства тепла и электроэнергии, поэтому его потребление имеет ярко выраженный сезонный характер.
Значительная часть нефтехимических предприятий и почти все газоперерабатывающие заводы России находятся под контролем ОАО «Газпром» и ОАО «СИБУР Холдинг». Коммунально-бытовой сектор потребляет 20-25% производимых в России СНГ, 40-45% потребляют нефтехимические предприятия, 25-30% идет на экспорт и 3-5% используется в качестве моторного топлива.
В силу специфики природных и климатических условий региона была принята упрощённая схема переработки нефтяного газа с минимальным ассортиментом продукции: сухой газ, стабильный бензин и широкая фракция лёгких углеводородов, перерабатываемых на газоперерабатывающих комплексах Западно-Сибирского региона.
1.5.2 Зарождение газопереработки Западно-Сибирского региона
Создание нефтяной и газовой промышленности в Западной Сибири занимает особое место в развитии нефтегазовой отрасли и всей экономики страны. Впервые в Западной Сибири на окраине посёлка Берёзово 21 сентября 1953 года одна из разведочных скважин дала мощный фонтан газа. Это открытие дало стимул для дальнейшего развёртывания геолого–разведочных работ. Вскоре начался период целого ряда открытий нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. 21 июня 1960 года было открыто первое в Западной Сибири Трёхозёрное, 24 марта 1961 года – Мегионское, 15 октября 1961 года – Усть–Балыкское, в августе 1962 года – Советское, 15 ноября 1962 года – Западно–Сургутское, 1 декабря 1964 года – Правдинское, 3 апреля 1965 года – Мамонтовское, 29 мая 1965 года – Самотлорское нефтяные месторождения.
Около 30 лет назад Западно–Сибирский нефтегазовый регион вышел на первое место по объёму добычи нефти и газа в нашей стране. В настоящее время здесь добывается 66% российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа. Ежегодное потребление в мире топливно–энергетических ресурсов составляет более 14 млрд. т условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа.
Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно–энергетических ресурсов и позволят Западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны. В доходную базу федерального бюджета России от топливно–энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40% налоговых платежей.
Самое крупное нефтяное месторождение в нашей стране – Самотлорское нефтегазоконденсатное – начальные извлекаемые запасы 3,3 млрд. т. Из недр этого месторождения уже добыто 2,2 млрд. т. Далее идут Приобское нефтяное месторождение с начальными извлекаемыми запасами свыше 0,7 млрд. т, Фёдоровское нефтегазоконденсатное – 0,7 млрд. т, Мамонтовское нефтяное – 0,6 млрд. т, Русское газо–нефтяное – 0,4 млрд. т и т.д. Крупнейшие месторождения природного газа с начальными извлекаемыми запасами газа соответственно: Уренгойское – 10,2 трлн. м3 , Ямбургское – 6,1 трлн. м3 , Бованенковское – 4,4 трлн. м3 , Заполярное – 3,5 трлн. м3 , Медвежье – 2,3 трлн. м3 .
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 – 270 млн. т, в том числе в Ханты–Мансийском автономном округе – до 200–220 млн. т, в Ямало–Ненецком автономном округе до 40–50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5–2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты–Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.
1.5.3 Динамика развития газоперерабатывающей промышленности Западно–Сибирского региона
В Западной Сибири для переработки нефтяного газа построено 8 газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) с объёмом переработки 26,2 млрд. м3 в год, 12 компрессорных станций суммарной производительностью 12 млрд. м3 в год и вся необходимая инфраструктура (товарные парки, наливные железнодорожные эстакады и т.д.).
Газоперерабатывающие предприятия, наряду с производственными, выполняют природоохранные функции, направленные на недопущение сжигания газа на факелах при добыче нефти, следовательно, на исключение выбросов вредных веществ в окружающую среду.
Рассмотрим историю создания газоперерабатывающих заводов:
1974 г. - основан Нижневартовский ГПЗ - первенец газопереработки в Западной Сибири. Введена в эксплуатацию первая очередь завода мощностью по переработке нефтяного газа 2,14 млрд. м5 в год.
1975 г. – образовано предприятие «Сибнефтегазпереработка» (в настоящее время – ОАО «СибурТюменьГаз»), создание которого является датой рождения производственной деятельности по переработке попутного нефтяного газа в Западной Сибири; созданы управления по транспорту газа и ШФЛУ, ныне ПФ «Сибгазтранс»; Нижневартовская БПТО и К, впоследствии преобразована в ПФ «Запсибгазснаб»; УТТ «Автотехтранс».
1976-1979 гг. – введены в эксплуатацию вторая, третья очередь НВ ГПЗ, Южно-Балыкский ГПЗ. С наливной железнодорожной эстакады в Южном Балыке отправлены потребителям первые тонны ШФЛУ.
1980-1981 гг. – на Нижневартовском ГПЗ произведен пуск в работу ГПЗ-4, первого в отрасли газоперерабатывающего завода, построенного на комплектном импортном оборудовании (Япония), образованы Локосовский ГПЗ (с 2002 года в составе ОАО «Лукойл»), Белозерный и Сургутский ГПЗ на комплектном импортном оборудовании суммарной мощностью по переработке газа в объеме 10,7 млрд. м3 в год.
1984 г. – образовано Варьеганское производство газа (Варьеганское УВСиГ), настоящее время - подразделение ОАО Белозерный ГПК.
1985г. – образовано Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие (прежнее название – Ноябрьское УВСиГ), включающее в себя Холмогорскую, Вынгаяхинскую и Вынгапуровскую КС. В 1998 году в состав Ноябрьского ГПК передан Муравленковский ГПЗ; образован Красноленинский ГПЗ (ООО «Няганьгазпереработка»)
1988 г. – образован Губкинский ГПЗ (ОАО Губкинский ГПК).
1994 г. – производственное объединение «Сибнефтегазпереработка» преобразовано в акционерное общество открытого типа.
1999 г. – на базе газоперерабатывающих заводов ОАО Сибнефтегазпереработка и ОАО Тобольский НКХ учреждено открытое акционерное общество Сибур-Тюмень.
2003 г. – произведен пуск в работу Бахиловский КС, объекта газопереработки, введенного после 11-летнего перерыва в строительстве газоперерабатывающих мощностей. Техническое оснащение компрессорной станции выполнено с учетом современных требований – газотурбинный привод компрессоров и АСУТП; освоена по полной технологической схеме с пуском пропаново-холодильной установки и турбодетандера работа Муравленского ППГ с проектно-максимальной выработкой ШФЛУ.
2005 г. - на базе имущества ОАО «Сибур-Тюмень» было создано предприятие ОАО «СибурТюменьГаз».
Специфика ОАО «СибурТюменьГаз», как и других предприятий газопереработки, его основной вид деятельности обуславливают отсутствие конкурентов. Более того, предполагают соответствие, и даже взаимозависимость режимов работы газоперерабатывающих заводов друг от друга, так в период остановочных ремонтов одного из них, попутный газ перераспределяется на другие заводы.
Основная задача газоперерабатывающего завода принять и переработать с минимальными потерями сырой нефтяной газ, поступающий по газопроводам с нефтяных месторождений, и реализовать полученную продукцию потребителям по магистральным газопроводам и продуктопроводам.
Сегодня ОАО «СибурТюменьГаз» – основа сырьевой базы холдинговой компании «Сибур». Предприятие занимает ведущее положение в газоперерабатывающей подотрасли и является крупнейшим предприятием в России по переработке попутного нефтяного газа (ПНГ).
На смену кризисным явлениям приходит стабильность. Пропорционально увеличению добычи нефти растут и объемы поступления попутного нефтяного газа в переработку.
Графическая интерпретация географии ОАО «СибурТюменьГаз» представлена на рисунке 1.2.
Рисунок 1.2 – География ОАО «СибурТюменьГаз»
Организационной особенностью ОАО «СибурТюменьГаз» является значительная территориальная удаленность предприятий, что обусловлено расположением заводов вблизи крупных нефтяных месторождений.
2 АНАЛИЗ ФИНАНСОВО-ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОАО «СИБУРТЮМЕНЬГАЗ»
2.1 Основные показатели работы ОАО «СибурТюменьГаз»
2.1.1 Особенности технологии производства
Газоперерабатывающие заводы и компрессорные станции, составляющие целостный технологический комплекс ОАО СибурТюменьГаз, имеют неразрывную производственную и технологическую связь сырьевыми потоками попутного нефтяного газа с нефтегазовых промыслов, единой газотранспортной системой по подаче сухого отбензиненного газа (СОГ) потребителям и системой продуктопроводов и наливных эстакад для отгрузки ШФЛУ и СГБ.
Основная задача всех газоперерабатывающих комплексов – обеспечить приём и переработку попутного нефтяного газа.
ОАО СибурТюменьГаз является базовым предприятием по обеспечению сырьём нефтехимических предприятий ООО «Сибур», таких как ООО Тобольск-Нефтехим, ОАО Новокуйбышевская НХК, ОАО Сибур-Химпром (Пермь), ОАО Уралнефтехим (Чайковский).
Производственная деятельность по переработке газа была начата с пуском первой очереди ГПЗ в объёме компримирования в декабре 1974 года. Сегодня газоперерабатывающие комплексы – стабильные предприятия в плане социально-экономического, производственно-технического развития, подготовки высококвалифицированного потенциала.
На заводах применяются технологические схемы низкотемпературных способов отбензинивания газа: низкотемпературная абсорбция НТА (ГПЗ-1,2); низкотемпературная конденсация и ректификация с комбинированной системой охлаждения с использованием хладоогента (ГПЗ-4). Основная продукция заводов – сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов, стабильный газовый бензин, пропан, автомобильные бензины.
Главная задача газоперерабатывающих предприятий – обеспечить максимальный прием и переработку попутного нефтяного газа, добываемого в регионе, получить товарную продукцию заданного качества, обеспечить транспортировку потребителям. ГПК, входящие в структуру ОАО «СибурТюменьГаз» – старейшие предприятия отрасли. Чтобы поддерживать мощности в полной боевой готовности, здесь заботятся о техническом перевооружении.
Производственные объекты ОАО «СибурТюменьГаз»:
- Южно-Балыкский ГПК. Газоперерабатывающий завод в г. Пыть-Ях, ХМАО.
- Няганьгазпереработка. Газоперерабатывающий завод в г. Нягань, ХМАО.
- Ноябрьское ГПП. Включает Муравленковский ГПЗ, Холмогорскую, Вынгапуровскую, Вынгаяхинскую КС в г.г. Ноябрьске, Муравленко, ЯНАО.
- Губкинский ГПК, г. Губкинский, ЯНАО.
- Предприятие по транспортировке газа и ШФЛУ – ПФ Запсибгазтранс.
Сегодня для производства продукции Компания использует источник сырья – попутный нефтяной газ (ПНГ), который закупается у нефтяных компаний.
Рисунок 2.1 – Технологическая цепочка по производству основной продукции
Рассмотрим особенности технологии производства ОАО «СибурТюменьГаз» в разрезе каждого ГПК и филиала:
1) ООО «Няганьгазпереработка»:
1) Блок нефтеконденсатоотделителей - ПНГ с нефтяных месторождений ОАО «ТНК-Нягань» и ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», КС «Ловинская» и КС «Северо-Даниловская» поступает в приемные сепараторы С-1,2. После узлов замера ПНГ с месторождений ОАО «ТНК-Нягань» и ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» по общему трубопроводу поступает на установки переработки газа №1,2 (УПГ-1,2).
2) Блок компримирования попутного нефтяного газа – Попутный нефтяной газ после блока нефтеконденсатоотделителей поступает в приёмные сепараторы сырьевых компрессоров С-101/1. Газ из сепараторов С-101/1,2 поступает на приём компрессоров КЦ-101/1-3. После первой ступени сжатия КЦ-101/1-3 газ поступает в аппараты воздушного охлаждения Т-102/16. Охлаждённый газ поступает в сепараторы С-102, где происходит отделение газа от жидкости. Газ из сепараторов С-102 поступает на приём второй ступени компримирования КЦ-101. Скомпримированный газ поступает в аппараты воздушного охлаждения Т-103/110.
3) Блок осушки сырого газа – Осушка скомпримированного газа происходит в четырёх адсорберах К-201/14 на синтетическом цеолите NаА-Y до точки росы минус 70 0С и подаётся на НТК для отбензинивания.
4) Холодильное отделение – для охлаждения в пропановых испарителях потока газа поступающего на установку низкотемпературной конденсации.
5) Установка низкотемпературной конденсации (НТК) – Осушенный газ направляется на установку НТК и охлаждается, проходя последовательно кожухотрубный теплообменник Т-301, пропановый холодильник Т-303, аппараты воздушного охлаждения Т-313/1,2.
6) Компримирование осушенного, отбензиненного газа – СОГ с низкотемпературной конденсации (НТК) поступает через сепараторы С-104/14 на приём дожимного компрессора КЦ-102/1,2. Скомпримированный газ поступает в магистральный газопровод «Уренгой-Центр 1,2».
7) Установка получения пропана - Для получения пропана технического (ПТ) часть ПБТ подается на установку получения пропана (УПП).
Таблица 2.1 – Номенклатура выпускаемой продукции
| Наименование |
Требование |
| Газ сухой |
ГОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам» |
| Бензин газовый стабильный (БГС) |
ТУ 0272-020-00148300-06 |
| Пропан-бутан технический (ПБТ) |
ГОСТ Р52087-2006 «Газа углеводородные сжиженные топливные» |
| Пропан технический (ПТ) |
ГОСТ Р52087-2006 «Газа углеводородные сжиженные топливные» |
2) ОАО «Южно-Балыкский ГПК»:
В состав газоперерабатывающего комплекса входят:
1) Цех по компримированию газа, который включает в себя: 1) Мамонтовскую компрессорную станцию, предназначенную для компримирования газа, получения углеводородного конденсата. 2) Дожимную компрессорную станцию, предназначенную для сжатия и подачи сухого отбензиненного газа с установки переработки газа в магистральный газопровод «Уренгой-Челябинск».
2) Цех переработки газа, предназначенный для переработки 1,070 млрд. м3/год компримированного газа с Мамонтовской компрессорной станции и 0,435 млрд. м3/год высоконапорного осушенного газа с нового узла приема и сепарации газа и получения сухого отбензиненного газа, широкой фракции легких углеводородов, пропана.
Попутный нефтяной газ (низконапорный) с месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» после коммерческих узлов поступает двумя потоками в сепараторы – пылеуловители. После сепараторов газ направляется на прием сырьевых компрессоров, где компримируется до 35-38 кгс/см2 и направляется на установку переработки газа НТА, где происходит его разделение на отбензиненный газ, ШФЛУ и пропан. Отбензиненный газ подается потребителям г. Пыть-Ях, г. Нефтеюганска и Нефтеюганского района, излишки поступают на прием дожимных компрессоров, сжимается до 75 кгс/см2 и через коммерческий узел подается в магистральный газопровод «Уренгой-Челябинск». Получаемая ШФЛУ на установке переработки газа подается в товарный парк ЮБ ЛДПС ПФ «Запсибтрансгаз» филиал ОАО «СибурТюменьГаз». Получаемый на установке пропан отгружается в автогазовозы и используется для подпитки пропановой холодильной установки.
Высоконапорный газ с Приобской КС ООО «РН-Юганскнефтегаз» поступает на узел приема и сепарации газа ОАО «Южно-Балыкский ГПК», после чего направляется через коммерческий узел на установку переработки газа блок НТК, где происходит его разделение на отбензиненный газ и газовый конденсат.
Таблица 2.2 - Перечень готовой продукции ОАО «Южно-Балыкский ГПК»
| Наименование |
Требования |
| 1. Сухой отбензиненный газ |
ГОСТ 5542-87, ГОСТ 51.40-93 |
| 2. Широкая фракция легких углеводородов (марки А) |
ТУ 38.101524-90 |
| 3. Пропан технический |
ГОСТ 20448 – 90 |
| 4. Пропановая фракция марки «А» |
ТУ 0272-023-00151638-99 |
| 5. Воздух КИП и А |
ГОСТ 17433-80 |
| 6. Азот газообразный |
ГОСТ 9293-74 |
| 7. Кислород |
ГОСТ 6331 – 78, ГОСТ 5583 – 78 |
3) ООО «Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие»:
В состав ООО «Ноябрьский ГПП» входят следующие производственные объекты: 1) Муравленковский ГПЗ; 2) Холмогорский КЦ; 3) Вынгапуровский КЦ; 4) Вынгаяхинский КЦ.
Муравленковский газоперерабатывающий завод имеет в своем составе установку компримирования и осушки газа (УКОГ), установку низкотемпературной конденсации (НТК), установку получения пропана (УПП), стационарную кислородоазотодобывающую станцию СКДС-70М2. Установка компримирования и осушки газа предназначена для приема, компримирования и осушки попутного нефтяного газа (ПНГ), поступающего в переработку на Муравленковский ГПЗ от УПСН и Г ОАО «Сибнефть-ННГ» и неотбензиненного газа, подаваемого от Холмогорской компрессорной станции. Технологическая схема включает в себя процесс сепарации (отделение жидкости и механических примесей), компримирования и осушки газа.
Холмогорский КЦ является сырьевой компрессорной станцией, осуществляющей прием ПНГ от Холмогорского, Карамовского, Западно-Ноябрьского, Спорышевского, Средне-Итурского, Пограничного месторождений, компрессорной концевых ступеней сепарации цеха первичной подготовки нефти от УПСН и Г ОАО «Сибнефть-ННГ, компримирования, осушки газа и поставки его в дальнейшую переработку на Муравленковский ГПЗ.
Вынгапуровский КЦ предназначен для приема ПНГ от Вынгапуровского, Ярайнерского месторождений УПСНиГ ОАО «Сибнефть-ННГ» и неотбензиненного газа от Вынгаяхинского КЦ и Варьеганского ГПП, компримирования, осушки до требований ОСТ 51.40-93 и подачи сухого газа в магистральный газопровод «Уренгой – Челябинск».
Вынгаяхинский КЦ предназначен для приема ПНГ от Вынгаяхинского, Восточно-Вынгаяхинского и Новогоднего месторождений УПСНиГ ОАО «Сибнефть- ННГ», компримирования, осушки до параметров, обеспечивающих дальнейшую транспортировку на Вынгапуровский КЦ, либо Варьеганский ГПП. Вынгаяхинский КЦ выполнен на базе газоперекачивающих агрегатов К-354 с электроприводом СТДП – 6300 мощностью 6 МВт.
Таблица 2.3- Номенклатура выпускаемой продукции ООО «Ноябрьский ГПК»
| Наименование |
Требования |
| Газ сухой |
ГОСТ 5542-87 (код 60408_237578) |
| Газ неотбензиненный |
ГОСТ 5542-87 (код 60408_308840) |
| Фракция широкая легких углеводородов |
ТУ.38.101524-93 (код 60617_202610) |
| Бензин газовый стабильный (БГС), |
ТУ 0272-020-00148300-06, марка БЛ (код 60415_370326) |
| Пропан технический (ПТ) |
ГОСТ 20448-90, (код 60617_214043) |
4) ОАО «Губкинский ГПК»:
ОАО «Губкинский газоперерабатывающий комплекс» имеет в своём составе две действующие установки компримирования и осушки нефтяного попутного газа проектной мощностью по 1070 млн. ст. м3/год каждая и установку низкотемпературной конденсации НТК-1 проектной мощностью по перерабатываемому осушенному газу – 1500 млн. ст. м3/год.
Нефтяной попутный и низконапорный природный газ с месторождений ОАО «НК «Роснефть–Пурнефтегаз» и нефтяной попутный газ с месторождений ОАО «Пурнефтегазгеология» после коммерческих узлов учета поступает в сепараторы – нефтеконденсатоотделители ОАО «Губкинский ГПК». После сепараторов - нефтеконденсатоотделителей газ двумя потоками направляется на прием сырьевых компрессоров I и II очереди, где компримируется до 35 кгс/см2 и направляется в отделения адсорбционной осушки от влаги. Осушенный газ I очереди подается на установку НТК-1, где происходит его разделение на отбензиненный газ и ШФЛУ. Отбензиненный газ поступает на прием дожимных компрессоров, компримируется до 75 кгс/см2 и через коммерческий узел подается в магистральный газопровод «Уренгой–Челябинск». Осушенный газ II очереди, имеющий в своём составе незначительное количество целевых компонентов, поступает на прием дожимного компрессора без предварительной переработки, далее этот газ компримируется до 75 кгс/см2 и через узел учета также подается в магистральный газопровод «Уренгой-Челябинск». Получаемая на установке НТК-1 ШФЛУ подается в продуктопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК».
Таблица 2.4 - Перечень выпускаемой продукции ОАО «ГГПК»
| Наименование |
Требования |
| Отбензиненный газ |
ГОСТ 51.40-93 |
| Азот |
ГОСТ 9293-74 |
| Воздух КиП |
ГОСТ 17433-80 |
| ШФЛУ |
ТУ.38.101524-93 |
| Пропановая фракция марки «А» |
ТУ 0272-023-00151638-99 |
5) ПФ «Запсибтрансгаз» (филиал ОАО «СибурТюменьГаз»)
ПФ «Запсибтрансгаз» включает в себя: УТГ ПФ «Запсибтрансгаз», ЮБ наливная эстакада ШФЛУ, ЛПДС – 5шт, ЛЭУ – 2шт. ПФ «Запсибтрансгаз» занимается транспортировкой СОГ и ШФЛУ и обслуживанием газопроводов и продуктопроводов. Всего обслуживается 1754 км газопроводов и 900 км продуктопроводов.
ЮБ ЛПДС: Включает в себя товарно-сырьевой цех в состав которой входит склад сжиженных газов (ССГ) и склад широкой фракции (СШФ), которые предназначены для приема ШФЛУ от: Сургутского ГПК, Сургутского ЗСК, НВГПК, БГПК, Южно – Балыкского ГПК, хранения и откачки (отгрузки) через наливные эстакады в железнодорожные вагон-цистерны.
Краткая схема приема, хранения и отгрузки ШФЛУ через ССГ: ШФЛУ поступает через узел №1а . Далее ШФЛУ поступает через узел № 2 в карты №№ 1, 2, 3, 4. С емкостей продукт поступает в узлы №№ 3 и 4 в технологическую насосную и потом следует на узел № 5 (внутрипарковая перекачка) и оттуда на узел № 6 распределения продукта по стоякам наливной эстакады.
Краткая схема приема, хранения и отгрузки ШФЛУ через СШФ: ШФЛУ через узел № 1 поступает на гребенку распределения продукта по картам СШФ 1,2,3,4, как отдельно, так и одновременно. В данный момент ШФЛУ с Нижневартовской и Сургутской зон поступают (принимаются) в группы 1,2,4. ШФЛУ с ЮБ ГПК принимается в 3 группу. После заполнения парка, при отгрузки продукт по линиям откачки поступает через узел № 3 в приемные коллектора 3-х групп насосов (насосы 4 ХГВ). От насосов продукт поступает по трем линиям к наливным стоякам.
2.1.2 Анализ производственной деятельности ОАО «СибурТюменьГаз»
Основной производственной деятельностью ОАО «СибурТюменьГаз» является приём и переработка попутного нефтяного газа, добываемого на территории Тюменской области, производство продукции – сухого отбензиненного газа, широкой фракции легких углеводородов, бензина газового стабильного и пропана технического.
Рассмотрим и проведем анализ производственно-экономических показателей ОАО «СибурТюменьГаз» в разрезе газоперерабатывающих комплексов и Нижневартовского филиала за 2008-2010 гг. (приложение Ж, таблица Ж.1, Ж.2, Ж.3, Ж.4, Ж.5):
- ОАО «Губкинский газоперерабатывающий комплекс»;
- ОАО «Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие»;
- ООО «Няганьгазпереработка»;
- ОАО «Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс»;
- ПФ «Запсибтрансгаз».
Из приложения Г – Производственные показатели ОАО «СибурТюменьГаз» (таблица Ж.1, Ж.2, Ж.3, Ж.4, Ж.5) сделаем вывод по каждому объекту ОАО «СибурТюменьГаз»:
1) ОАО «Губкинский газоперерабатывающий комплекс»:
Объем переработки попутного нефтяного газа за 2010 год составил 2283,3 млн. м3 и снизился по сравнению с 2009 годом на 66,7 млн. м3 или на 2,8 %, по сравнению с 2008 годом – на 238,5 млн. м3 . Снижение произошло в связи с выпуском нового вида продукции - ШФЛУ.
Полная себестоимость реализации продукции в 2010 году снизилась на 137 799 тыс. руб. по сравнению с 2008 годом, и составила 846 832 тыс. руб.
На изменение себестоимости в сторону уменьшения, в основном, повлияли следующие факторы:
- уменьшение затрат на энергоносители в сумме 40 340 тыс. руб. в связи с отпуском электроэнергии по тарифам ниже планируемых и уменьшением приема газа в переработку;
- снижение затрат по вспомогательным материалам на ремонты в сумме 29 810 тыс. руб., в основном, из-за задержки поставок товарно-материальных ценностей для проведения капремонтов;
- снижение амортизационных отчислений на 18 349 тыс. руб., в связи с переносом регистрации прав собственности на вновь построенные объекты НТК на конец года.
В результате производственной деятельности получена прибыль в сумме 265 880 тыс. руб., что превысило значения на 21,77 % по сравнению с 2009 годом (+47 541 тыс. руб.). За анализируемый период прибыль увеличилась со 118 503 тыс. руб. до 265 880 тыс. руб.
После расчетов и уплаты обязательных платежей в 2010 году достигнут финансовый результат в виде чистой прибыли в размере 93 524 тыс. руб. (в 2008 г. – 32 341 тыс. руб., в 2009 г. – 102 107 тыс. руб.)
2) ОАО «Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие»:
В 2010 году объем производства продукции, услуг составил 1 037 585,8 тыс. руб. (+ 210,1 тыс. руб. по сравнению с 2009 годом). В целом, за анализируемый период объем производства продукции возрос на 161 510 тыс. руб. (+18,71%). При этом себестоимость производства продукции, услуг составила в 2010 году 947 605 тыс. руб., в том числе услуги по переработке ПНГ 749 060,65 тыс. руб.
Объем переработки сырья за исследуемый период вырос на 4,7%, т.е. по сравнению с 2008 годом переработка сырья выросла на 94 млн. м3 .
Выручка от реализации продукции и услуг за 2010 год составила 715 000 тыс. руб., что на 171 980 тыс. руб. больше, чем в 2009 г., и на 649 500 тыс. руб. выше показателей за 2008 год.
Чистая прибыль в 2008 году отрицательна, и равна (-) 25 033,6 тыс. руб., в 2009 году – 53,5 тыс. руб. За 2010 год чистая прибыль имеет положительную тенденцию, и составила 61 984, 5 тыс. руб.
3) ООО «Няганьгазпереработка»:
Деятельность предприятия в 2008 г. осуществлялась по схеме:
- процессинг ОАО «ТНК-Нягань» 695 737 тыс. м3 , что составило 88,8 % объема производства
- приобретение попутного нефтяного газа и производство собственной продукции 87 660 тыс. м3 , что составило 11,2 % объема производства
Цена процессинга ОАО «ТНК-Нягань» в 2010 г. – 557 руб./тыс. м3
Деятельность предприятия в 2008 г. осуществлялась по схеме:
В 1 квартале 2009 г. по схеме 2008 года:
- процессинг ОАО «ТНК-Нягань» - 190 020 тыс. м3 ;
- приобретение попутного нефтяного газа и производство собственной продукции – 12 000 тыс.м3 .
- Второй, третий и четвертый кварталы 2009 г.:
- Процессинг ОАО «ТНК-Нягань» - 634 998 тыс. м3 ;
- Процессинг ОАО «Сибур-Тюмень» - 102 800 тыс.м3 ;
- Цена процессинга в 2009 г. составила 586 руб./тыс. м3 ;
Всего объем переработки ПНГ составил 939 818 тыс. м3 , в т.ч.:
- Процессинг ОАО «ТНК-Нягань» 825 018 тыс. м3 - 87,8% объема переработки;
- Процессинг ОАО «АК «Сибур» 102 800 тыс. м3 - 10,9% объема переработки;
- Собственная продукция 12 000 тыс. м3 - 1,3% объема переработки.
Объем переработки попутного нефтяного газа увеличился по сравнению с 2009 г. на 156 421 тыс. м3 (20%), и превысил показатели за 2008 год на 31 818 тыс. м3 (3,5%).
Кроме оказания услуг по переработке ПНГ, предприятие в 2009 г. оказало услуги по транспортировке СГБ для ОАО «ТНК-Нягань» - 35,05 тыс. тонн, освидетельствованию баллонов для различных предприятий г. Нягань – 477 шт.
Выручка от реализации услуг и продукции увеличилась в 2010 г. по сравнению с 2009 г. на 107 847 тыс. руб. (23,57%) и превысила показатели за 2009 год на 21 148,32 тыс. руб. (3,89 %).
Увеличение выручки произошло за счет:
- сверхплановая переработка ПНГ по процессингу АК «Сибур» на 29 500 тыс. м3 – 17 287,0 тыс. руб.
- сверхплановая переработка ПНГ, производство и реализация собственной продукции на 2 300 тыс. м3 – 3 863,8 тыс. руб.
- выручка от перепродаж пропана по договору ОАО «Сибур-Тюмень» 209,4 тыс. руб.
- уменьшение реализации прочих услуг на 211,8 тыс. руб. за счет перевозки меньшего объема СГБ по заявкам ОАО «ТНК-Нягань» на 2 075 тонн.
Себестоимость реализации услуг и продукции увеличилась в 2010 г. по сравнению с 2008 г. на 66 054 тыс. руб. (17,17%). Себестоимость в 2008 г. меньше показателей за 2009 г. на 1 328,8 тыс. руб. (0,29%), в т.ч.: 1) уменьшения затрат: а) на материалы на технологию на 2 815,7 тыс. руб. за счет частичного списания по более низким ценам; б) на топливо 2 185,9 тыс. руб. за счет уменьшения потребления топлива на 3,38 млн. м3 и списания по более низкой цене; в) на электроэнергию на 4 149,9 тыс. руб. за счет уменьшения потребления 4,14 млн. кВт. (энергосберегающие мероприятия); г) начисление ЕСН на 3 243,8 тыс. руб. за счет начисления по более регрессивной ставке; д) прочие затраты на 1 181 тыс. руб.; 2) Увеличение затрат: а) на материалы на ремонты на 830,8 тыс.руб. – проведение большего объема работ; б) на ГСМ на 1 325,5 тыс.руб. – увеличение цен; в) на амортизацию на 2 774,3 тыс. руб. – за счет начисления 100% амортизации по вводимым основным средствам стоимостью до 10 тыс. руб.; г) на ремонтные работы подрядных организаций на 7 965,5 тыс. руб. – увеличение объема работ.
Чистая прибыль в 2010 г. составила 77 796,96 тыс. руб., что превысило показатели за 2009 г. на 20 501 тыс. руб. (35,78%). По сравнению с 2008 г. чистая прибыль увеличилась на 28 777 тыс. руб. (58,7%).
4) ОАО «Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс»:
Выручка от реализации продукции и услуг за 2009 год составила 627 897 тыс. руб., что на 7 % (-47 359 тыс. руб.) меньше показателей за 2008 год:
- Процессинг на 57 177 тыс. руб.;
- Выработка кислорода на 63 тыс. руб.;
- Прочие услуги на 3 590 тыс. руб.
Полная себестоимость реализации продукции и услуг в 2009 году составила 583 047 тыс. руб., что на 12% ниже, чем в 2008 году, в том числе по статьям:
- Вспомогательные материалы на 9% (уменьшение объема переработки на 13%);
- Электроэнергия на 16% (в связи с поздним пуском ДКС в эксплуатацию, а так же в связи с энергосберегающими мероприятиями: отключением вентиляторов ВХ на УПГ цеха №1,на МКС цеха №2 в зимний период, автоматическое регулирование возбуждения на электродвигателях СТДП -12500 кВт. на компрессорах КЦ 101 Мамонтовской КС); уменьшение цены за 1000 кВт, час на 53 руб. (план-904 руб., факт-851 руб. за 1000 кВт. час.);
- Прочие, в т.ч. расходы по налогам на 46% (снижение коэффициента удорожания по постановлению Земельного Комитета ХМАО).
Прибыль от реализации составила 44 850 тыс. руб., что на 42,44% (+13 363 тыс. руб.) выше, чем в 2008 году, но по сравнению с 2009 годом ниже на 1 234 тыс. руб. ( - 2,68%).
Часть прибыли использована на социальные нужды в сумме 4 379,2 тыс. руб., в том числе: оплату и приобретение путевок – 1450 тыс. руб.; премию к праздничным дням - 1127 тыс. руб.; материальную помощь – 608 тыс. руб.; премии юбилярам – 602 тыс. руб.; выплаты пенсионерам - 256 тыс. руб. и др.
Чистая прибыль в 2008 году равна 26 266 тыс. руб., в 2009 году – 14 843 тыс. руб., что на 43,44% ниже. За 2010 год чистая прибыль составила 23 854 тыс. руб. и направлена на капитальные вложения.
5) ПФ «Запсибтрансгаз»:
Объем транспортировки ПНГ в 2010 году составил 13 178,9 млн. м3 , что на 12,85% выше показателей 2008 года (+1501,2 млн. м3 ). Так же за анализируемый период увеличилась транспортировка ШФЛУ на 124,4 млн. м3 , т.е. на 37,82%.
Таким образом, объем услуг в 2009 году составил 754 427 тыс. руб., что на 2,8% выше, чем в 2008 году. Увеличение объема производства услуг произошло как по основным, так и прочим видам деятельности. Рост обусловлен в основном увеличением объема транспортируемого газа на 14,4% .
Себестоимость реализации услуг и продукции с каждым годов возрастает: себестоимость в 2010 г. выше показателей за 2008 г. на 346 500, 7 тыс. руб. ( в два раза). В 2008 году себестоимость равна 705 464 тыс. руб., и увеличивается по сравнению с 2010 г. на 395 127, 7 тыс. руб. Это связано с увеличением арендной платы за имущество у ОАО «СибурТюменьГаз» (увеличение в связи с передачей новых объектов (газопроводов) в собственность ОАО «СибурТюменьГаз»).
Выручка от реализации продукции и услуг за 2009 год составила 765 491 тыс. руб., что на 21 256,9 тыс. руб. больше, чем в 2008 г. (увеличилась на 2,9 %), и на 516 861,8 тыс. руб. выше показателей за 2010 год. Выручка по реализации прочих услуг составила 754 427,03 тыс. руб., выручка от перепродажи - 11 064,8 тыс. руб.
В 2009 году затраты от реализации составили 714 672,5 тыс. руб., что на 7,4% выше показателей 2009 году. Затраты от реализации прочих услуг составили 705 464 тыс. руб., затраты от перепродажи – 9208,5 тыс. руб.
Чистая прибыль в 2010 году равна 49 020 тыс. руб., в 2006 году – 57 296 тыс. руб. За 2010 год чистая прибыль имеет положительную тенденцию, и составила 77 797 тыс. руб. Часть прибыли использована на социальные нужды работникам предприятия.
Проанализируем производство продукции газоперерабатывающих комплексов ОАО «СибурТюменьГаз» за 2008-2010 гг.:
- ОАО «Губкинский газоперерабатывающий комплекс»;
- ОАО «Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие»;
- ООО «Няганьгазпереработка»;
- ОАО «Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс»;
Таблица 2.5 – Анализ производства продукции ОАО «ГГПК» за 2008-2010 гг.
| Продукция |
Год |
Отклонение |
|||||||
| 2008 |
2009 |
2010 |
Изменения, тыс. руб. |
Темп роста, % |
|||||
| 2008 к 2007 |
2009 к 2008 |
2009 к 2007 |
2009к 2008 |
2008 к 2007 |
2010 к 2007 |
||||
| СОГ, тыс. м3 |
2204306 |
2328350 |
2421050 |
124044 |
92700 |
216744 |
105,63 |
103,98 |
109,83 |
| ШФЛУ, тонн |
113500 |
120300 |
128942 |
6800 |
8642 |
15442 |
105,99 |
107,18 |
113,61 |
| СГБ, тонн |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
| Пропан, тонн |
982,14 |
1023,98 |
1395,5 |
41,84 |
371,52 |
413,36 |
104,26 |
136,28 |
142,09 |
Таблица 2.6 – Анализ производства продукции ОАО «НГПП» за 2008-2010 гг.
| Продукция |
Год |
Отклонение |
|||||||
| 2008 |
2009 |
2010 |
Изменения, тыс. руб. |
Темп роста, % |
|||||
| 2008 к 2007 |
2009 к 2008 |
2009 к 2007 |
2009к 2008 |
2008 к 2007 |
2010 к 2007 |
||||
| СОГ, тыс. м3 |
1 912 196 |
2291281 |
2433452 |
379 085 |
142171 |
521 256 |
119,82 |
106,20 |
127,26 |
| ШФЛУ, тонн |
339 737 |
358203 |
403721 |
18 466 |
45518 |
63 984 |
105,44 |
112,71 |
118,83 |
| СГБ, тонн |
13823 |
14386 |
16735 |
563 |
2349 |
2 912 |
104,07 |
116,33 |
121,07 |
| Пропан, тонн |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Таблица 2.7– Анализ производства продукции ООО «НяганьГПК» за 2008-2010 г.
| Продукция |
Год |
Отклонение |
|||||||
| 2008 |
2009 |
2010 |
Изменения, тыс. руб. |
Темп роста, % |
|||||
| 2008 к 2007 |
2009 к 2008 |
2009 к 2007 |
2009к 2008 |
2008 к 2007 |
2010 к 2007 |
||||
| СОГ, тыс. м3 |
909527,47 |
1209351 |
1320911 |
299823,53 |
111560 |
411383,53 |
132,96 |
109,22 |
145,23 |
| ШФЛУ, тонн |
74100 |
81902 |
83498 |
7802 |
1596 |
9398 |
110,53 |
101,95 |
112,68 |
| СГБ, тонн |
35 469,08 |
38953,43 |
43586,06 |
3484,35 |
4632,63 |
8116,98 |
109,82 |
111,89 |
122,88 |
| Пропан, тонн |
611,47 |
838,92 |
917,5 |
227,45 |
78,58 |
306,03 |
137,20 |
109,37 |
150,05 |
Таблица 2.8 – Анализ производства продукции ОАО «ЮБ ГПК» за 2008-2010 гг.
| Продукция |
Год |
Отклонение |
|||||||
| 2008 |
2009 |
2010 |
Изменения, тыс. руб. |
Темп роста, % |
|||||
| 2008 к 2007 |
2009 к 2008 |
2009 к 2007 |
2009к 2008 |
2008 к 2007 |
2010 к 2007 |
||||
| СОГ, тыс. м3 |
798 338 |
892 391 |
899 105 |
94 053 |
6714 |
100 767 |
111,78 |
100,75 |
112,62 |
| ШФЛУ, тонн |
252 930 |
275 683 |
329 048 |
22 753 |
53365 |
76 118 |
109,00 |
119,36 |
130,09 |
| СГБ, тонн |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
| Пропан, тонн |
4 216 |
4728 |
5231 |
512 |
503 |
1 015 |
112,14 |
110,64 |
124,07 |
Таблица 2.8 – Анализ производства продукции, всего по ГПК дирекции углеводородного сырья ОАО «СибурТюменьГаз» за 2008-2010г.
| Продукция |
Год |
Отклонение |
|||||||
| 2008 |
2009 |
2010 |
Изменения, тыс. руб. |
Темп роста, % |
|||||
| 2008 к 2007 |
2009 к 2008 |
2009 к 2007 |
2009к 2008 |
2008 к 2007 |
2010 к 2007 |
||||
| СОГ, тыс. м3 |
5824367,47 |
6721373 |
7 074 518 |
897005,5 |
353145 |
1250150,5 |
115,40 |
105,25 |
121,46 |
| ШФЛУ, тонн |
780 267,00 |
836 088 |
945 209 |
55 821,0 |
109121 |
164 942,0 |
107,15 |
113,05 |
121,14 |
| СГБ, тонн |
49 292,08 |
53339,43 |
60 321,06 |
4 047,35 |
6981,63 |
11 028,9 |
108,21 |
113,09 |
122,37 |
| Пропан, тонн |
5809,61 |
6 590,9 |
7544 |
781,29 |
953,1 |
1 734,4 |
113,45 |
114,46 |
129,85 |
Подведем итоги производственной деятельности ОАО «СибурТюменьГаз» за 2008-2010 гг.
За указанный период в переработку принято 13,8 млрд. м3 попутного нефтяного газа, что на 4,6% больше по сравнению с объемом, принятым в 2009 году. В 2010 году дирекция углеводородного сырья выработала 7047,518 млрд. м3 сухого отбензиненного газа, что превышает аналогичные показатели 2006 и 2005 года на 5,25% и 21,46% соответственно. Произведено в 2010 году 945,209 тыс. широкой фракции легких углеводородов, что на 13,5% больше объема производства 2009 года, и на 21,14% больше объема производства 2008 года. Рост выработки ШЛФУ достигнут за счет увеличения объемов переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах ОАО «Губкинский ГПК», где в первой половине 2010 года была запущена технологическая установка НТК-1. В 2010 году предприятие выработало 60 321,06 тонн стабильного газового бензина (СГБ), что превышает аналогичные показатели 2008 и 2009 года на 13,09% и 22,37% соответственно. Столь значительный рост объемов выработки СГБ достигнут за счет диспетчерской оптимизации принимаемого газа. Производство пропана в 2010 году в сравнении с аналогичным периодом 2008 года возросло на 29,85% и составило 7554 тыс. тонн. Рост объемов выработки пропана достигнут за счет мероприятий по максимизации извлечения целевых компонентов.
Увеличение объемов и повышение качества переработки ПНГ, сокращение сжигания ПНГ в факелах стало возможным благодаря стабильной работе и полной загрузке мощностей ООО «Няганьгазпереработка» и ГГПК.
Проанализируем производственную деятельность ПФ «Запсибтрансгаз» (филиал ОАО «СибурТюменьГаз») за 2008-2010 гг.:
ПФ «Запсибгазтранс» - специализируется на оказании услуг и соответственно не выпускает продукцию, качество продукции обеспечивается предприятиями - поставщиками газа и ШФЛУ. Объем и направление реализации продукции определяется ее поставщиками.
Таблица 2.9 - Объемы транспортировки газа, транспортировки и налива ШФЛУ ПФ «Запсибтрансгаз» ОАО «СибурТюменьГаз» за 2008-2010 гг.
В тыс. тонн
| Наименование |
2008 |
2009 |
2010 |
Отклонение |
|||||
| Темп роста, % |
Изменения, т.р. |
||||||||
| 2010 к 2009 |
2009 к 2008 |
2010 к 2008 |
2009 к 2008 |
2009 к 2008 |
2010 к 2008 |
||||
| Транспортировка газа, тыс.м |
12331253 |
10261441 |
13209557 |
-2069812 |
2948116 |
878 304 |
83,21 |
128,73 |
107,12 |
| Транспортировка ШФЛУ, тыс. тонн, в т.ч. |
6 214 227 |
6 940 498 |
8 158 794 |
726 271 |
1218296 |
1944567 |
111,69 |
117,55 |
131,29 |
| Транспортировка ШФЛУ от ГПК в к/провод Уренгой-СЗСК |
440 922 |
498 986 |
540911 |
58 064 |
41 925 |
99 989 |
113,17 |
108,40 |
122,68 |
| Транспортировка ШФЛУ от ГПК до ЮБ |
2 044 602 |
2 288 640 |
2819335 |
244 038 |
530 695 |
774 733 |
111,94 |
123,19 |
137,89 |
| Транспортировка ШФЛУ от ЮБ до ТНХ |
2 556 410 |
2 800 000 |
3139500 |
243 590 |
339 500 |
583 090 |
109,53 |
112,13 |
122,81 |
| Налив ШФЛУ |
1 172 293 |
1 352 872 |
1659048 |
180 579 |
306 176 |
486 755 |
115,40 |
122,63 |
141,52 |
В 2009 году ПФ «Запсибтрансгаз» осуществлял эксплуатацию действующих газопродуктопроводов общей протяженностью 1740,503 км - основной нитки и 126,728 км - резервной нитки. В течение 2009 года ПФ «Запсибтрансгаз» обеспечивал прием отбензиненного газа от газоперерабатывающих заводов и компримированного газа от компрессорных станций. Транспорт газа производится ритмично в соответствии с договорными условиями и с параметрами согласно технологическим картам.
Одним из наиболее значимых событий для предприятия и газоперерабатывающего производства в целом стало начало функционирования совместного предприятия между ООО «СИБУР» и ТНК-BP ООО «Юграгазпереработка», деятельность которого также способствует наращиванию объемов переработки попутного нефтяного газа.
[1] Дирекция углеводородного сырья – первичная переработка попутного нефтяного газа с выделением сухого газа и жидких фракций.