Анализ деятельности компании «Лукойл»

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 потокс 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 попутного нефтяного газа;

— 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

1.Расчетная длина трубопровода L=675км

2.Разность геодезических отметок Z=+46м

3.годовой план перекачки нефти Gг= 55 т/г

4. расчетная температура нефти tp=+8 C

5.плотность нефти при 200С p20=882кг/м3

6. Коэффициенты кинематической вязкостиV20=35*10−6м2/с, V30=21*10−6м2/с

7. остаточный напор hкп=26м

8. число эксплуатационных участков Nэ=1

Расчетная пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

Q=Gr/8400*p (1)

Где Gr — массовый годовой расход нефти

p — расчетная плотность нефти (при заданной температуре)

8400 — расчетное число часов работы в году

Q=55*106*103/8400*890=7357 м3/ч=2, 04 м3/с Расчетная плотность нефти при температуре tpвычисляется по формуле:

p= p20-(1,825−0,1 315* p20)+(tp-20) (2)

где pплотность нефти при t= p20

p=882-(1,825−0, 1 315*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 lg (v+0,8)=a-b lgTp=4,2896+(-1,6782) lg872,5 (4)

v=35*10 при t=20

v=21*10 при t=50

откуда

Vp=1010+2896−1,67 821 lg272−0,8=38,5мм2/с=38,5*10−6м2/с (5)

Где коэффициенты a и b определены по формуле:

b= (6)

a= (7)

a=

Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода определяем по формуле:

технологический нефтепровод топливо

Рисунок 1 Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой пропускной способности нефтепровода Где Qсекундная подача

W = 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) равным

Dн = 1220 мм. Примем марку стали труб 14Г2САФ с пределом прочности ув = 570 МПа. Согласно коэффициенты m, n, K1, Kн имеют значения:

n = 1, 15; m = 0, 9; K1 = 1, 47; Kн = 1, 0

Таблица 1-Механические характеристики трубных сталей Расчетное сопротивление металла трубы определяем по формуле:

R1=*m / K1*KH

— предел прочности

mкоэффициент 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

R1=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 = 210 м 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:

P=pg (mр* hm+ hn)*10−6?Pд (10)

где hm, hn — соответственно напор, развиваемый магистральным насосом при расчетной Q по рабочим характеристикам насосов

mр — число рабочих магистральных насосов

Pддопустимое давление нефтеперекачивающей станции, исходя из прочности корпуса насоса или запорной арматуры

g=9.81м/с2-ускорение свободного падения

p-плотность нефти

P=890*9,81*(3*210+115)*10−6=6,504МПа<7,4МПа.

Необходимая толщина стенки трубы определяется по формуле:

д=n*P*Dн/2(R1+n*P) (11)

Dннаружный диаметр трубы

n — коэффициент надежности по нагрузке (рабочему давлению);для диаметра труб от 720 до1220 мм n=1.15

д==12,8 мм Для труб из стали 17Г2СФ и Dн = 1220 мм (табл. 1) ближайшая большая толщина стенки равна д = 13 мм. Определяем внутренний диаметр трубопровода:

Dвн = Dн — 2*д (12)

Где д — необходимая толщина стенки трубы

Dн — наружный диаметр трубы.

Dвн = 1220−2*13=1194мм Определяем фактическую скорость течения нефти в трубопроводе:

W=4Q/рD2 (13)

Где Q-расчетная пропускная способность (м/с)

D-внутренний диаметр трубы

W=4*2,04/3,14*11,1962=1,8м/с Определяем число Рейнольдса:

Re=W* Dвн/v (14)

где Dвн — внутренний диаметр трубопровода

W — фактическая скорость течения нефти по трубопроводу

Re=1,8*1,194/38,5*10−6=56 849

Находим первое переходное число Рейнольдса:

Re=10/K,=10D/ K (15)

где K, — эквивалентная шероховатость труб (0,015) ;

Re=10*1194/0,015=737 333.

Сравнивая Re и Re1, получаем, что режим течения турбулентный, зона гидравлически гладкого трения.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления:

= (формула Блазиуса) (16)

Где Reчисло Рейнольдса

=

Определяем гидравлический уклон:

(17)

где — коэффициент гидравлического сопротивления

Dвн — внутренний диаметр трубопровода

W — фактическая скорость течения нефти по трубопроводу Определяем суммарные потери напора в трубопроводе:

H=1,02*i*L+ (18)

где iгидравлический уклон

Lрасчетная длина нефтепровода

— разность геодезических отметок от конца и начала трубопровода

H=1,02*0,291*675*103+=2010м Расчетный напор перекачивающей станции при выполнении условия P? Pд определяется по:

Hст=mp*hm (19)

где mp — число рабочих магистральных насосов

hm — напор магистрального насоса

Hст=3*210=630м Определяем расчетное число насосных станций:

(20)

где Hсуммарные потери напора;

Nэ — число эксплуатационных участков (1)

hкп — 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:

Hc=H+hкп (22)

Hc+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:

Xл= (23)

где iлгидравлический уклон лупинга;

i-гидравлический уклон;

npрасчетное число НС;

n — число НС

Xл=

Где гидравлический уклон лупинга iл при Dл = D равен:

(24)

Где Dвнутренний диаметр трубы Суммарные потери напора на трение в трубопроводе с лупингом с учетом hкп (т. Б на кривой 2) составляют:

Hл=i*(L-Xл)+iлXл++hkn (25)

Hл=2,91*10−3(675 000−21 927)+0,87*10−3*21 927+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

2. Бабин Л. А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. — М.:Недра 2010 г. — 320−360с.

3. Новоселов В. Ф. Технологический расчет нефтепродуктов.-Уфа:УНИ, 2008 г.

4. СНиП 2.05.06−85. Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР.М.:ЦИТП Госстроя СССР, 1985 г.

5. Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектирование и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов.-М:Недра, 2005 г.

6. Интернет-ресурсы

7. http://www.bestreferat.ru/referat-186 189.html

8. http://pr-prom.ru/site/5/46/lukoylperm

Приложение 1

Узел учета нефти и воды

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.

.ru