Анализ деятельности компании 'Лукойл'
Введение
Нефтяная промышленность России одна из мощнейших
промышленностей страны. В настоящее время наиболее острой проблемой является
энергетическая проблема. Топливо - основа энергетики, промышленности, сельского
хозяйства, транспорта. Развиваясь, человечество начинает использовать все новые
виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию
приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники). Однако главную
роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные
ресурсы, первое место среди которых занимает нефть. Нефть - наиболее
эффективное и наиболее удобное на сегодня топливо, которое в ближайшем будущем
заменить нечем.
Цены нефти на мировом рынке непосредственно
влияют на темпы экономического развития ряда стран. Среди таких государств одно
из важнейших мест занимает Россия - наша нефтяная промышленность является
экспортообразующей. Нефть - важнейший источник валюты для страны. Именно
поэтому вопрос баланса спроса и предложения на мировом рынке нефти является
столь важным. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России, такие
проблемы, как безработица и инфляция.
Нефть - это богатство России. Действительно,
нефтяная отрасль дает около 40% валютных поступлений в Россию, позволяют иметь
положительное внешнеторговое сальдо, поддерживать курс рубля. Высоки доходы в
бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.
1. Обозначения и сокращения
ЦДНГ - Цех добычи нефти и газа;
УППН - установка промысловой подготовки нефти;
ТФС - трехфазный сепаратор;
ПСП СИКН - Приемно-сдаточный пункт, счетчики
измерения количества и качества нефти;
УПСВ - Установка предварительного сброса воды;
ДНС - Дожимная насосная станция;
АГЗУ - Автоматизированные групповые замерные
установки;
РВС - резервуар вертикальный стальной;
УП - узел подключения;
РВС - резервуар вертикальный стальной;
ОБН - отстойник блочный нефтяной;
ЦНС - центробежный насос;
ПТБ - печь трубчатая блочная;
ГС - газосепаратор.
2. Основные цели и задачи
предприятия
Основная цель ЛУКОЙЛ - стать одной из ведущих
нефтяных компаний мира.
Учитывая изменения, произошедшие в последнее
время в мировой экономике в целом и в нефтяном секторе в частности, Совет
директоров ЛУКОЙЛ утвердил обновленную Стратегическую концепцию развития
Компании в 2005-2010 гг., направленную на совершенствование работы и повышение
конкурентоспособности Компании. В области разведки и добычи нефти приоритетной
задачей ЛУКОЙЛ является значительный рост добычи нефти при одновременном
снижении издержек.
Задачи компании «ЛУКОЙЛ», как предоставление
людям более дешевой продукции газа и нефти. В ней четко выражена область
деятельности компании - нефть, газ, потребители продукции - люди, а так же
ориентация на широкий круг потребителей. Такая формулировка миссии способна
оказать решающее влияние на стратегию и тактику всей деятельности компании.
Стратегия «ЛУКОЙЛ» нацелена на завоевание новых иностранных рынков.
Другой подход к формулировки миссии как
философии компании - это, где в центре внимания находится качество - понятие,
которое раскрывается с самых разных сторон, давая представление о компании, ее
продукции, стиле руководства и менеджмента, характере работы и отношений между
людьми.
3. Общая характеристика предприятия
Нефтяная компания "Лукойл" - лидер
российского топливно-энергетического комплекса, первая российская
вертикально-интегрированная нефтяная компания, работающая по принципу "от
нефтяной скважины до бензоколонки". Сегодня «ЛУКОЙЛ» это:
деятельность в 40 регионах России и 25 странах
мира
одни из крупнейших доказанных запасов нефти в
мире среди негосударственных нефтяных компаний
более 130 тыс. сотрудников, работающих в России
и за рубежом
24% всей добываемой в России нефти
14% всех производимых в России нефтепродуктов
это свыше 3950 автозаправочных станций на
территории России, республик бывшего СССР, дальнего зарубежья
Нефтяная компания Лукойл сформировалась на
основе Государственного концерна «Лукойл», созданного в соответствии с
постановлением правительства РФ № 18 от 25.11.991. Помимо трех нефтедобывающих
предприятий в него вошли в качестве учредителей ПО «Пермьнефтеорсинтез»,
Волгоградский и Новоуфимский НПЗ, Мажейкяйский НПЗ (Литва).
В состав Компании "ЛУКОЙЛ" вошли
акционерные общества:
"Нижневолжскнефть",
"Пермнефть",
"Калиниградморнефтегаз",
"Астраханьнефть",
"Калининградморторгнефтегаз",
"Астраханьнефтепродукт",
"Волгограднефтепродуктавтоматика",
НИИ "Ростовнефтехимпроект".
3.1 Характеристика производственного
объекта УППН
Установка промысловой подготовки нефти УППН «Оса
ЦДНГ-5 предназначена для подготовки нефти термохимическим методом.
Установка построена в 1976 году по проекту
института ООО «ПермНИПИнефть» Комплексное обустройство Осинского нефтяного
месторождения на период промышленной эксплуатации. Изменения, связанные с
заменой оборудования по объектам обезвоживания и транспортировки нефти, с
пластовой воды и котельной ЦППС. Проектная производительность установки 3,58
млн. тонн в год по нефти.
Нефтяная эмульсия на установку поступает
несколькими потоками:
Первый поток- с Осинского месторождения
(ДНС-0551, 0552 и фонда скважин Осинского месторождения);
Второй поток - с УПСВ «Рассвет», ДНС-0550, СП
«ПермТОТнефть»;
Третий поток - товарная нефть с УППН «Шумы» и
УПСВ «М. Уса» ЦДНГ№9;
Четвертый поток - товарная нефть УППН
«Баклановка» ЦДНГ №8 и УППН «Константиновка» ЦДНГ №6.
На УППН «Оса» нефтяная эмульсия проходит
следующие этапы подготовки:
предварительная сепарация нефти Осинского
месторождения, и 1 ступень сброса пластовой воды на участковой сепарационной
установке (далее УСУ-0553);
предварительный нагрев поступившей холодной
нефти в пластичных теплообменниках (далее ПТ) - №1, 2. Теплообменники ПТ-1,2
(один рабочий, один резервный) предназначены для нагрева нефти, поступившей с
Осинского месторождения, также имеется возможность нагрева нефти с УПСВ
«Рассвет». Нагрев холодной нефти осуществляется за счет тепла товарной нефти;
предварительный сброс пластовой воды в
резервуаре вертикальном стальном № 5, 6(3) - (два рабочих, №3 - резервный).
нагрев в печи трубчатой блочной (ПТБ) - 10 №1 и
ПТБ-5;
обезвоживание нефти в нефтеотстойниках
ОБН-3000/6;
1 ступень обессоливание нефти в нефтеотстойниках
ОБН-3000/6 О-1/3, 2/1, 2/2,
2 ступень обессоливание нефти в отстойниках
ОБН-160 О-3/1, 3/2, 3/3;
разгазирование нагретой нефти в КСУ №3, 4;
дополнительный гравитационный отстой в
технологическом резервуаре №3, 4;
откачка товарной нефти с РВС №1,2,3,4,11 на ПСП
«Оса» СИКН №276;
подрезка некондиционного слоя нефти в резервуаре
№ 7,8 с дальнейшей переработкой;
подготовка пластовой воды в РВП №9, 10;
улавливание легких фракций углеводородов;
прием нефтесодержащих жидкостей;
налив товарной нефти в автоцистерны.
Технологической схемой на УППН «Оса» ЦДНГ-5
предусмотрены следующие технологические линии:
линия сырой нефти;
линия товарной нефти;
линия пластовой воды;
линия природного газа;
дренажная линия;
линия сброса воды с нефтеотстойников;
линия реагента;
линия подрезки нефти;
линия пресной технической воды;
линия диатермического масла;
линия горячей воды.
4. Местонахождения предприятия
«ЛУКОЙЛ-Пермь» ЦДНГ-5: Пермский край Осинский
район пос. Тишкова ул. Промышленная 21.
Рис.
5. Технологический расчет
нефтепровода
Исходные данные для технологического расчета
нефтепровода
.Расчетная длина трубопровода L=675км
.Разность геодезических отметок Z=+46м
.годовой план перекачки нефти Gг= 55 т/г
. расчетная температура нефти tp=+8 C
.плотность нефти при 200С p20=882кг/м3
. Коэффициенты кинематической
вязкостиV20=35*10-6м2/с,V30=21*10-6м2/с
. остаточный напор hкп=26м
. число эксплуатационных участков Nэ=1
Расчетная пропускная способность нефтепровода
определяется по формуле:
=Gr/8400*p (1)
Где Gr - массовый годовой расход нефти-
расчетная плотность нефти (при заданной температуре)
- расчетное число часов работы в
году=55*106*103/8400*890=7357 м3/ч=2, 04 м3/с
Расчетная плотность нефти при температуре
tpвычисляется по формуле:
= p20-(1,825-0,001315* p20)+( tp-20) (2)
где p- плотность нефти при t= p20=882-(1,825-0,
001315*882)*(8-20)=890 кг/м3
Коэффициент кинематической вязкости находим по
формуле:
lg lg(v+0,8)=a-b lgTp, (3)
где вязкость Vp измеряется в сСт (мм /с),
Тр - расчетная температура в кельвинах (К).lg
(v+0,8)=a-b lgTp=4,2896+(-1,6782) lg872,5 (4)=35*10 при t=20=21*10 при t=50
откуда=1010+2896-1,67821
lg272-0,8=38,5мм2/с=38,5*10-6м2/с (5)
Где коэффициенты a и b определены по формуле:
= (6)=
(7)
=
Ориентировочное значение внутреннего диаметра
нефтепровода определяем по формуле:
технологический
нефтепровод топливо
Рисунок 1 Зависимость рекомендуемой скорости
перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода
Где Q- секундная подача= 2,4 м/с - скорость
перекачки при расчетной пропускной способности Q = 7357 м3/ч. (определяется по
графику на рис 1)
(9)
Примем ближайший наружный диаметр трубопровода
(табл. 1) равнымн = 1220мм. Примем марку стали труб 14Г2САФ с пределом
прочности σв = 570 МПа.
Согласно коэффициенты m, n, K1, Kн имеют значения:
= 1, 15; m = 0, 9; K1 = 1, 47; Kн = 1, 0
Таблица 1-Механические характеристики трубных
сталей
Расчетное сопротивление металла трубы определяем
по формуле:
=*m / K1*KH
-предел
прочностикоэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории:
магистральных нефтепроводов m=0.9
К1-коэффициент надежности по материалу; для
сварных труб из горячекатаной и нормализованной низколегированной стали
Кн - коэффициент надежности по значению
трубопровода
=570*0,9/1,47*1,0=348,97МПа
Основные магистральные и подпорные насосы
выбираем по расчетной пропускной способности Q = 2,04м3/с (табл. 2):
магистральный насос НМ 7000-210 с
производительностью 7000 м3/ч и напором 210 м;
подпорный насос НМП 5000-115 с
производительностью 5000 м3/ч и напором 115 м.
При расчетной подаче напоры, развиваемые
насосами, равны hм = 210м и hп=78м. (рисунки 2 и 3)
Рисунок 2 Рабочие характеристики подпорных
насосов (hп)
Рисунок 3 Характеристика насоса НМ7000-210 (hм)
Таблица 2-Характеристика насосов
нефтеперекачивающих станций.
Рабочее давление, развиваемое насосной станцией
находим по формуле:
=pg (mр* hm+ hn)*10-6≤Pд (10)
где hm, hn - соответственно напор, развиваемый
магистральным насосом при расчетной Q по рабочим характеристикам насосовр -
число рабочих магистральных насосовд- допустимое давление нефтеперекачивающей
станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной
арматуры=9.81м/с2-ускорение свободного паденияплотность
нефти=890*9,81*(3*210+115)*10-6=6,504МПа<7,4МПа.
Необходимая толщина стенки трубы определяется по
формуле:
δ=n*P*Dн/2(R1+n*P) (11)
н- наружный диаметр трубы- коэффициент
надежности по нагрузке (рабочему давлению);для диаметра труб от 720 до1220 мм
n=1.15
Для труб из стали 17Г2СФ и Dн = 1220мм (табл. 1)
ближайшая большая толщина стенки равна δ
= 13 мм. Определяем внутренний диаметр трубопровода:
вн = Dн - 2*δ
(12)
Где δ
- необходимая толщина стенки трубын - наружный диаметр трубы.вн =
1220-2*13=1194мм
Определяем фактическую скорость течения нефти в
трубопроводе:
W=4Q/πD2 (13)
Где Q-расчетная пропускная способность
(м/с)внутренний диаметр трубы=4*2,04/3,14*11,1962=1,8м/с
Определяем число Рейнольдса:
=W* Dвн/v (14)
где Dвн - внутренний диаметр трубопровода-
фактическая скорость течения нефти по трубопроводу=1,8*1,194/38,5*10-6=56849
Находим первое переходное число Рейнольдса:
=10/K,=10D/ K (15)
где K,- эквивалентная шероховатость труб(0,015)
;=10*1194/0,015=737333.
Сравнивая Re и Re1, получаем, что режим течения
турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.
Определяем коэффициент гидравлического
сопротивления:
=
(формула Блазиуса) (16)
Где Re -число Рейнольдса
=
Определяем гидравлический уклон:
(17)
где -
коэффициент гидравлического сопротивлениявн - внутренний диаметр трубопровода-
фактическая скорость течения нефти по трубопроводу
Определяем суммарные потери напора в
трубопроводе:
=1,02*i*L+
(18)
где i- гидравлический уклонрасчетная длина
нефтепровода
- разность
геодезических отметок от конца и начала трубопровода=1,02*0,00291*675*103+=2010м
Расчетный напор перекачивающей станции при
выполнении условия P≤ Pд определяется по:
ст=mp*hm (19)
где mp - число рабочих магистральных насосов-
напор магистрального насоса
ст=3*210=630м
Определяем расчетное число насосных станций:
(20)
где H- суммарные потери напора;э - число
эксплуатационных участков(1)кп - остаточный напор;
Нст - расчетный напор
Округлим число насосных в меньшую сторону,
примем n = 3.
При расчетной подаче Q =7357 м3/ч суммарный
напор всех насосов составляет (т. Б на кривой 3, рис. 4):
=n*mp*hm+hn (21)
=3*3*210+115=2005м
Суммарные потери напора в трубопроводе с учетом
остаточного напора (т. Е на кривой 1, рис. 4) составляют:
=H+hкп (22)+2010+26=2036м
Сопоставляя потери напора и суммарный напор всех
насосов, видим, что потери превышают напор, при этом расчетная подача не будет
обеспечена.
Чтобы обеспечить расчетную подачу, необходимо
уменьшить сопротивление трубопровода прокладкой лупинга.
Определяем необходимую длину лупинга:
л=
(23)
где iл -гидравлический уклон
лупинга;гидравлический уклон;расчетное число НС;- число НС
л=
Где гидравлический уклон лупинга iл при Dл = D
равен:
(24)
Где D- внутренний диаметр трубы
Суммарные потери напора на трение в трубопроводе
с лупингом с учетом hкп (т. Б на кривой 2) составляют:
л=i*(L-Xл)+iлXл++hkn
(25)л=2,91*10-3(675000-21927)+0,87*10-3*21927+46+26=1991м
Следовательно, необходимая длина лупинга
определена верно.
Заключение
Таким образом, в данной работы была
проанализирована деятельность одной из крупнейших нефтедобывающих компании в
Пермском крае. В частности обоснована её необходимость и значимость для
функционирования экономики страны.
Главная особенность, проблема размещения
нефтедобывающей промышленности России - это сверхвысокая концентрация
нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для
организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем,
среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно
выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и
попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от
главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному
потребителю - западной ее части.
Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной
промышленности России, можно сделать вывод, что в количественном отношении она
достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако
качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти
будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи. Разработка
таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических
средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных
методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.
Список литературы
1. Технологический
регламент ЦДНГ-5
. Бабин
Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. - М.:Недра 2010г. - 320-360с.
. Новоселов
В.Ф. Технологический расчет нефтепродуктов.-Уфа:УНИ,2008г.
. СНиП
2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР.М.:ЦИТП Госстроя
СССР,1985г.
. Тугунов
П.И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и
нефтепроводов.-М,:Недра,2005г.
. Интернет-ресурсы
. #"880853.files/image030.gif">
Рис.
Рис.
Приложение 2
Резервуары вертикальные стальные
Рис.
Рис.
Приложение 3
Насосы внешней перекачки
Рис.
Рис.
Приложение 4
Площадка узла переключения №1
Рис. Площадка узла переключения №2
Рис.
Приложение 5
Газосепаратор
Рис.
Приложение 6
Печь трубчатая блочная
Рис.