Введение
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.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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 природного газа;
дренажная линия;
линия сброса воды с нефтеотстойников;
линия реагента;
линия подрезки нефти;
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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.
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
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
. 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:
= (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 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
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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.
Характеристика насосов нефтеперекачивающих станций.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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:
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
=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
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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.
Нужна помощь в написании отчета?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Поможем с характеристой и презентацией. Правки внесем бесплатно.
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
. 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