Экономическое обоснование выбора трубопровода диаметром 720 мм

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазовая отрасль является одной из основ экономики России. Она включает себя совокупность взаимосвязанных процессов и производств от геологоразведочных работ до переработки нефти и газа, и их сбыта. Важным звеном в этой цепочке являются магистральные трубопроводы, которые, по мнению некоторых авторов, подобно кровеносной системе пронизывают страны и континенты, но только циркулируют в них энергоносители.

По трубопроводам транспортируются вода, растворы, нефть, нефтепродукты, газ, газоконденсаты (при снижении давления до атмосферного из газа выделяется жидкая фаза - конденсат). В настоящее время экономика нашей страны немыслима без трубопроводов - самого экономичного и экологически чистого транспорта углеводородного сырья.

Трубопроводы связывают места добычи нефти и газа с местами их переработки и потребления.

Приведены обоснования технологии и технических средств методом микротоннелирования при строительстве магистрального трубопровода с заданными параметрами.

Тема моей работы - Экономическое обоснование выбора трубопровода диаметром 720 мм.

Целью данной работы является - экономическое обоснование выбора трубопровода диаметром 720мм.



1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Состав сооружений магистральных трубопроводов

В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели (рис.1).

Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.

На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.



Рис. 1 - Состав сооружений МН

В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 .

Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов.

Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.

На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.

Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части.

При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм - 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.

С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии ( на 1000 ) составляет: диаметр 530 мм - 23,6; диаметр 720 мм - 14,8; диаметр 920 мм - 10,6.

В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

I класс - диаметр свыше 1000 мм;

II класс - от 500 до 1000 мм включительно;

III класс - от 300 до 500 мм включительно;

IV класс - 300 мм и менее.

В зависимости от класса выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений.

Установлены также следующие пять категорий участков трубопроводов, которые требуют обеспечения повышенных прочностных характеристик, объема неразрушающего контроля и величины испытательного давления: B, I, II, III, IV. Наиболее высокой и ответственной является категория B.

К последней категории относятся переходы диаметром 1000 мм и более через судоходные и широкие водные преграды, газопроводы внутри компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа (ПХГ). К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности в устойчивых грунтах вдали от строений и сооружений.

Вдоль трассы МТ проходит линия связи, которая имеет в основном диспетчерское назначение. Расположенные вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопроводы от наружной коррозии. По трассе нефтепровода могут сооружаться пункты налива нефти в железнодорожные цистерны.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в различных плоскостях определяют из условия прочности и устойчивости положения. На трассе МН через каждые 500 м устанавливаются знаки высотой до 2 м с надписями-указателями.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо морская перевалочная нефтебаза, откуда нефть танкерами перевозится потребителям.

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. Газ с месторождений поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ).

В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты (рис. 2):

головные сооружения;

компрессорные станции (КС);

газораспределительные станции (ГРС);

подземные хранилища газа (ПХГ);

линейные сооружения.

Рис. 2 - Схема магистрального газопровода

МГ в зависимости от рабочего давления подразделяются:

I класс - от 2,5 до 10 МПа включительно;

II класс - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке. В первый период разработки месторождений давление газа достаточно велико, поэтому нет необходимости в использовании головной компрессорной станции. Эту станцию строят на более поздних этапах разработки газовых месторождений.

Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Объекты КС проектируются в блочно-модульном исполнении и оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом -- около 20%.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия природного газа, достаточного для обеспечения его транспортировки с заданными технологическими параметрами. Газоперекачивающие агрегаты размещаются в блок-контейнерах, состоящих из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей. Базовая сборочная единица - блок турбоагрегата и оборудование технологических систем.

Установка охлаждения газа преимущественно состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО). При компримировании (сжатии) газ нагревается, что приводит к увеличению его вязкости, затрат мощности на перекачку и увеличению продольных напряжений в трубопроводе.

Охлаждение газа после его компримирования увеличивает производительность и устойчивость газопровода, ослабляет действие коррозионных процессов. Газ охлаждают водой и воздухом в тешюобменных аппаратах различной конструкции. Конструктивно АВО представляет собой вентилятор с диаметром лопастей до 7 м. Количество АВО определяется теплотехническими расчетами. Рабочая температура охлаждаемой среды на входе в аппарат до , на выходе - до .

Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого МГ или отвода от него. Высоконапорный газ не может быть непосредственно подан потребителям. На ГРС осуществляется понижение давления газа до требуемого уровня, очистка от механических частиц и конденсата, одоризация и измерение расхода.

К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через препятствия, станции противокоррозионной защиты, линии технологической связи, отводы от МГ и сооружения линейной эксплуатационной службы.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, расстояние между которыми должно быть не более 30 км. Кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатос-борники. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура рассчитаны на рабочее давление до 10 МПа.

При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них.

Подземные хранилища газа (ПХГ) служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет существенно уменьшить капиталовложения в хранилища.

1.2 Проектно-техническая документация на строительство

Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности, в том числе магистральных газонефтепроводов, относится к транспортному строительству.

С точки зрения организации строительства магистральный трубопровод следует рассматривать как промышленно-транспортный комплекс, включающий:

А) собственно трубопровод (линейная часть);

Б) наземные объекты (компрессорные и насосные станции, газораспределительные станции, аварийно-ремонтные пункты и др.)

Документация на производство проектно-изыскательских работ

Для выполнения проектных и изыскательских работ обычно между заказчиком и подрядчиком-проектировщиком заключается соответствующий договор, по которому подрядчик обязуется по заданию заказчика разработать техническую документацию и выполнить требуемые изыскательские работы, а заказчик обязуется принять и оплатить эти работы.

В тех случаях, когда строительство ведется методом «под ключ», проектно-строительной организацией заключается один комплексный договор подряда, в котором предусмотрены к выполнению все виды деятельности: проектирование, выполнение строительно-монтажных работ, комплектация строительства требуемым оборудованием и ввод в эксплуатацию.

Задание на проектирование и исходные данные, необходимые для составления технической документации, заказчик должен до начала работ по договору передать подрядчику. Одновременно с ним передаются другие материалы: обоснование инвестиций строительства объекта, отвод земельного участка.

Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (ТЭО) (проект) строительства.

Проект строительства - это техническая документация, в которую обычно включаются: технико-экономическое обоснование, чертежи, записки и некоторые другие материалы, необходимые для организации и проведения строительства.

Одной из важнейших частей этой документации являются материалы выполненных инженерных изысканий (исследований).



1.3 Организация строительства трубопровода

Строительство трубопроводов, как правило, ведется комплексными трубопроводостроительными потоками - КТП, обеспечивающими требуемое качество и темп строительства путем формирования специализированных бригад и звеньев и производства всех видов работ в строгой технологической последовательности. Строительство небольших трубопроводов, состоящих из трубопроводов разных диаметров, рекомендуется вести с помощью многофункциональных машин и оснастки со сменными или изменяющимися рабочими органами. При поточном строительстве трубопровода для обеспечения требуемого качества и бесперебойной работы КТП в ППР назначают технологические заделы по каждому виду работ. Величина заделов должна быть минимальной, но достаточной для компенсации колебания сменных темпов работ специализированных бригад и звеньев, исключающих простои последующих бригад (звеньев).

Сложные узлы трубопровода (крановый узел, узел задвижки, узел подключения КС и НС и др.), монтируемые силами специализированной бригады (звена), рекомендуется сооружать их из укрупненных блоков-модулей базовой заготовки. Типы специальных машин и технологической оснастки, их количество и расстановку подбирают по диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ. Для бесперебойного функционирования КТП предусматривают страховое резервирование машин и технологической оснастки. Ширина полосы отвода земель на время строительства трубопроводов определяется в соответствии с Ведомственными строительными нормами ВСН «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов».



2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Исходные данные для расчетов

Таблица 2.1 - Исходные данные

Показатели	Варианты
	1, 3, 7, 11, 18, 30	13, 15, 19, 23, 27, 33	4, 9, 10, 12, 14, 20, 21	2, 8, 6, 25, 17, 29, 31	22, 24, 26, 28, 32
	1	2	3	4	5
1. Протяженность трубопровода, км	700	375	900	1200	870
2. Диаметр трубопровода, мм	720	820	920	1020	630
3. Территориальные условия	г. Сургут	г. Сочи	г.Тюмень	г.Омск	г. Уфа
4. Время года	лето	лето	лето	лето	лето
5. Вид перекачиваемой жидкости	нефть	нефть	нефть	нефть	нефть
6. Топографические условия трассы	Северная. Коэффициент: 1.26

Расчет ведется для трех видов трубопроводов разного диаметра.

D, мм	Тыс.руб/км	Головная насосная станция на площадке	Промежуточная насосная станция на площадке
Ш630	71.0	6730	2012
Ш720	77.5	8077	2170
Ш820	91.1	9202	2554

2.2 Расчет капитальных затрат

Капитальные затраты вычисляются по формуле



, (2.1)

где К - капитальные затраты, руб.;

kт - поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы (справочный показатель), доли единиц;

дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы;

КТЕР - территориальный коэффициент (справочный показатель), доли единиц;

КП - поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы (справочный показатель), доли единиц;

Li - протяженность i-го участка трубопровода, проходящего по району, к которому применяется территориальный коэффициент, км.

Территориальный коэффициент определяется по формуле

Ктр = Сф ?* L + Cгол + nпр *• Спр, (2.2)

где Сф - удельные капитальные вложения на 1км трубопровода (определяются в зависимости от диаметра трубопровода)), (справочный показатель), тыс.руб./км;

Cгол, Спр - капитальные вложения в строительство одной головной и одной промежуточной насосной станции, (справочный показатель), тыс.руб.;

nпр - число промежуточных насосных станций на трассе трубопровода, единиц, (определяется из расчета 1 насосная станция на каждые 100 - 150 км), шт.

Для D=630мм;

K= 71,0*700+6730+5+2012=58447тыс.руб.

Для D=720мм;

K=77,5*700+8077+5+2170=64502тыс.руб.

Для D=820мм;

К= 91,1*700+9202+5+2554=75531тыс.руб.

Для D=630мм;

K=58447*1,26*[ ]=81007,54тыс.руб;

Для D=720мм;

K=64502*1,26*[ ]=89399,77тыс.руб;

Для D=820мм;

K=75531*1,26*[ ]=104685,96тыс.руб;

2.3 Расчет затрат на электроэнергию

Затраты на электроэнергию определяются по формуле

, (2.3)

где G - годовой объем перекачки нефти по трубопроводу, т/год;

Нст - дифференцированный напор, развиваемый одной станцией, м;

КС - коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (примем Кс = 1);

nн, nэ - КПД насоса и электродвигателя, коэффициент.;

Nс - расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции (примем NС = 1,5 - 2•106 КВт•ч/год);

Cэ- стоимость 1 КВт•ч электроэнергии , тыс.руб.;

n - количество станций, ед. (количество станций определяем в зависимости от длины трубопровода).

Для D=630мм;

Зэ=()*5*0.0032 = 3913,67тыс.руб.

Для D=720мм;

Зэ=()*5*0.0032 = 5351,13тыс.руб.

Для D=820мм;

Зэ=()*5*0.0032 = 8226,07тыс.руб.

2.4 Расчёт эксплуатационных затрат

Эксплуатационные затраты рассчитывают по формуле

Э = (а2 + а4) • КЛ+(а1 + а3) • КСТ +ЗЭ +ЗМ +ЗЗ +П, (2.4)

где Kл - капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов,тыс. руб.;

Kл = , (2.5)

Kст -капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов,тыс. руб.,

Кст = [Сгнс + Спс ·(nст -1)]·kт;

б - годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (б= 8,5% от капитальных затрат на станции), коэффициент;

б- годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода (б = 3,5% от капитальных затрат на трубопровод), коэффициент;

б  - годовые расходы на текущий ремонт станций (б = 1,3%), коэффициент;

б -годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (б = 0,3%), коэффициент;

Зм - затраты на воду, смазку, топливо ( примемЗм=5000 тыс.руб.), тыс. руб.;

Зз - заработная плата, руб./год,(Зз =8000 тыс. руб. на одну станцию),тыс.руб.;

Зэ - затраты на электроэнергию, тыс. руб.;

П - прочие расходы (примем 25% от расходов на зарплату), тыс.руб.

Для D=630мм;

Кл = 71,0*1,26*700=62622тыс.руб.

Кст = (6730+2012*(5-1))*1,26=18620,28тыс.руб.

Э=(0,035+0,003)*62622+(0,085+0,013)*18620,08+3913,67+5000*5+8000*5+2000*5=83118,09тыс.рублей

Для D=720мм;

Кл = 77,5*1,26*700=68355тыс.руб.

Кст = (8077+2170*(5-1))*1,26=21113,82тыс.руб.

Э=(0,035+0,003)*68355+(0,085+0,013)+21113,82+5351,13+5000*6+8000*6+2000*6=85017,77тыс.руб.

Для D=820мм;

Кл = 91,1*1.26*700 = 80350тыс.руб.

Кст = (9202+2554*(5-1))*1,26=24466,68тыс.руб.

Э=(0,035+0,003)*80350+(0,085+0,013)*24466,68+8226,07+5000*6+8000*6+2000*6=88677,10тыс.рублей.

2.5 Расчет приведенных затрат

Приведенные затраты определяем по формуле

, (2.5)

где -нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, доли единиц, =0,15;

- капитальные затраты для рассматриваемого вида трубопровода, тыс.руб.;

- эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида трубопровода, тыс.руб.

Экономически выгодный вариант должен быть минимальным.

Для D=630мм;

S=0,15 *81007,54+83118,09=95269,22тыс.руб.;

Для D=720мм;

S=0,15*89399,77+85017,77=98427,73тыс.руб.;

Для D=820мм;

S=0,15*104685,96+88677,10=104379,99тыс.руб.;

Экономически выгодный вариант должен быть минимальным.

Поскольку приведенные затраты оказались меньше для первого варианта, то предпочтительнее выбрать при заданных условиях трубопровод диаметром 630 мм.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на тему: «Выбор технологии и технических средств при строительстве магистрального трубопровода диаметром 720 мм» показаны производственно-организационные вопросы по строительству данного трубопровода.

В результате проведенного мной исследования были выполнены поставленные задачи:

Изучил основные нормативные требования к проектированию, строительству магистральных трубопроводов. Было проведен анализ возможных методов строительства магистральных трубопроводов, а также приведено обоснование выбранной технологии и технических средств. Принятый комплекс технических мероприятий позволяет обеспечить экологическую и промышленную безопасность эксплуатации нефтепровода согласно требованиям законодательства РФ.

Были произведены расчёты для капитальных затрат на, расход строительство трубопровода, расхода электроэнергии, эксплуатационных затрат, приведенных затрат.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

магистральный трубопровод строительство

1. Закоружников Ю.А. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа:учебное пособие для СПО. - Волгоград: ИН-Фолио,2015.- 432 с.

2. Жиляева В.В., Гунькин А.Н. Экономика нефтегазовой отрасли: учебное пособие для СПО. - Волгоград: ИН-Фолио,2015. - 240 с.

3. Нефтегазопромысловое оборудование: учебное пособие. / Никишенко С.Л.- Волгоград: Издательство «Ин-Фолио»,2014. - 416 с.: ил.

4. Экономика организации (предприятия): учебник для ср. спец. учеб. заведений.-2-е изд., с изм. / Н.А. Сафронов. - М.: Магистр, 2020. - 255 с.

5. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник./ В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова и др. / Под ред. В.Д. Дунаева.- М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2015. - 336 с.

6. Экономика предприятия (фирмы):Учебник/ Под ред. проф. О.И. Волкова и доц. О.В. Девяткина.- 3-е изд., перераб. и доп. - М.:ИНФРА-М, 2014. - 601 с. - (100 лет РЭА им. Г.В.Плеханова).

7. РД39-073-03. Нормирование потребности в материалах на капитальный ремонт линейной части магистральных нефтепроводов.

8. РД39-00147105-015. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

9. Общие требования к текстовым документам. ГОСТ 2.105-95.

10. https://megaobuchalka.ru/5/6636.html

11. https://helpiks.org/8-10866.html

12. https://ru.wikipedia.org/wiki/Газотранспортная_система_России

13. https://studbooks.net/1350803/matematika_himiya_fizika/obschie_svedeniya

14. https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/gazovoe-oborudovanie-promyshlennykh-predpriyatiy898/montazh-gazoraspredelitelnykh-sistem/trebovanie-k-razmescheniyu-grp-i-grpb-snip42-01-20/

Размещено на Allbest.ru