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.

Внимание!

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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.

Нужна работа? Есть решение!

Более 70 000 экспертов: преподавателей и доцентов вузов готовы помочь вам в написании работы прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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:

  1. «Нижневолжскнефть»,
  2. «Пермнефть»,
  3. «Калиниградморнефтегаз»,
  4. «Астраханьнефть»,
  5. «Калининградморторгнефтегаз»,
  6. «Астраханьнефтепродукт»,
  7. «Волгограднефтепродуктавтоматика»,
  8. 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;

Закажите работу от 200 рублей

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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;

Скидка 100 рублей на первый заказ!

Акция для новых клиентов! Разместите заказ или сделайте расчет стоимости и получите 100 рублей. Деньги будут зачислены на счет в личном кабинете.

Подробнее Гарантии Отзывы

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;

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

. 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

Нужна работа? Есть решение!

Более 70 000 экспертов: преподавателей и доцентов вузов готовы помочь вам в написании работы прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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

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):

Нужна работа? Есть решение!

Более 70 000 экспертов: преподавателей и доцентов вузов готовы помочь вам в написании работы прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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.

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

Закажите работу от 200 рублей

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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):

Закажите работу от 200 рублей

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

=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.

Закажите работу от 200 рублей

Если вам нужна помощь с работой, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 экспертов готовы помочь вам прямо сейчас.

Подробнее Гарантии Отзывы

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