Анализ деятельности компании 'Лукойл'

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.