ГЛАВА 1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА И ТЕХНОЛОГИЯ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА БГПЗ

1.1. Характеристика предприятия как объекта потребления энергоресурсов

1.1.1. Краткая информация о предприятии

Белозерный ГПЗ (БГПЗ) находится в 65 км от г. Нижневартовска. Он рассчитан на переработку сырого нефтяного газа производительностью 4 млрд. нм3/год.

Завод получает исходное сырье с Варьеганского ГПЗ (с 1.06.2000г. филиал Белозерного ГПЗ.) и с Самотлорских нефтяных месторождений.

ОАО «Нижневартовскнефтегаз»

г/пр «Парабель-Кузбасс»

Рис.1.1. Схема приема попутного нефтяного газа и распределения сухого газа.

Организационная структура Белозерного ГПК наглядно показана в П.1.

Заводоуправление осуществляет контроль над структурными подразделениями БГПК.

Самые важные структурные подразделения - это подразделения основного производства.

Цеха по переработке газа (ЦПГ-1 и ЦПГ-2) выполнены как два технологических потока, каждый из которых может работать независимо от другого. Товарно-сырьевой цех (ТСЦ) включает в себя хранилище и товарные парки. В нем хранятся различные горючесмазочные материалы (ГСМ), запасные части для оборудования завода и др.

Те подразделения, что не входят в основное производство (электрический цех (ЭЦ), цех КИПиА, ремонтно-механический цех (РМЦ), ремонтно-строительный цех (РСЦ), цех пароводоснабжения и котельная, вспомогательные производства) - служат для поддержания его функционирования, обеспечивают работоспособность.

Готовой продукцией являются (см. табл. 1.1.):

- сухой отбензиненый газ, подаваемый в газопровод «Парабель-Кузбасс» и на Нижневартовскую (НВ) ГРЭС;

- ШФЛУ, подаваемая в продуктопровод на Тобольский НХК; - стабильный газовый бензин;

- пропан.

Таблица 1.1.

Выработка продукции в 1999-2000 годах в натуральном выражении.

Продолжение табл. 1.1.

Белозерный ГПЗ выполнен на комплектном импортном оборудовании по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером.

Завод состоит из двух технологических потоков — цехов переработки газа (ЦПГ), каждый из которых состоит из (см. П.2.):

- блока подготовки газа к переработке;

- двух линий компримирования, состоящих из трех ступеней, каждая из которых осуществляет:

а) компримирование;

б) охлаждение;

в) очистку сырого газа;

- блока осушки сырого газа;

* объем принятого в переработку попутного нефтяного газа в 1999 году включает принятое сырье под услуги процессинга, объем принятого сырья и выпущенной продукции по услуге процессинга заказчиком не представлен.

- блока переработки газа, осуществляющего разделение осушенного газа по фракциям:

а) сухой отбензиненый газ;

б) широкая фракция летучих углеводородов (ШФЛУ);

в) стабильный газовый бензин;

- двух линий компримирования отбензиненого газа;

- пропан-холодильной установки (ПХУ).

1.2. Характеристика исходного сырья и готовой продукции.

1.2.1. Попутный нефтяной газ.

Как уже упоминалось выше, сырьем является нефтяной газ Самотлорского и Варьеганского месторождений, поступающий по отдельным газопроводам. Количество газа Самотлорского месторождения в 1996 г. Составило 1,5 млрд.нм3, Варьеганского месторождения – 0,5 млрд.нм3.

Содержание воды в поступающем на предприятие нефтяном газе не должно превышать 10 г/нм3, мех примесей до 70 мг/нм3 с размером частиц от 0,25 до 0,001 мм. Только при таком условии сырой нефтяной газ можно подвергать технологическим преобразованиям.

1.2.2. Готовая продукция.

Готовой продукцией является сухой отбензиненный газ. Он должен отвечать требованиям (см. табл. 1.2.) ГОСТ 5542-87 “Газы природные топливные для промышленного и коммунально-бытового назначения”.

Таблица 1.2.

Требования, предъявляемые к сухому газу.

1.3. Информация о топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) предприятия

Потребляемыми энергоресурсами (см. табл.1.3.) являются:

- электроэнергия (данные о потреблении электроэнергии приведены в таблице 1.4.);