55
льных трубопроводов. Кроме того в технологическом процессе задействованы
цеха управлений эксплуатации трубопроводов, подготовки и перекачки нефти,
поддержания пластового давления, сбора и подготовки газа и др. процессные
подразделения. Ежесуточно добывающий фонд, состоящий из 597 скважин,
вносит в общую копилку ООО «РН-Юганскнефтегаз» 12041 тонн нефти.
В цехе проводятся масштабные геолого-технические мероприятия.
Бесперебойную работу цеха обеспечивает сплоченный коллектив численностью
80 человек. Сбор попутного нефтяного газа. В состав цеха входят:
- компрессорная станция (КС-1), которая предназначена для подготовки
ПНГ для транспортировки на Южно-Балыкский ГПК;
- участок транспорта газа, предназначенный для сбора и транспортировки
газа Приобского месторождения;
- установка подготовки газа (УПГ), предназначенная для подготовки
попутного газа до заданных технологических параметров для ГТЭС Приобс-
кого месторождения.
УПГ собирает газ со всего месторождения через компрессорные станции,
здесь он охлаждается и конденсируется, после чего по двум ниткам направ-
ляется на ГТЭС. Газотурбинная электростанция установленной мощностью 315
МВт возведена в рамках государственной программы утилизации попутного
газа и предназначена для покрытия нагрузок Приобского месторождения ЮНГ.
В состав основного оборудования ГТЭС входят семь газотурбинных
установок номинальной электрической мощностью 45 МВт каждая. В
ближайшей перспективе работы ЦДНГ-22 - освоение залежей на острове
Зенково. Кроме успешного выполнения плановых показателей по добыче
нефти, в подразделении проводятся геолого-технические мероприятия по уве-
личению нефтеотдачи, реализуются программы по снижению количества
скважин периодического и часто ремонтируемого фонда, по увеличению
средней наработки на отказ, в частности, только за последний год рост
межремонтного периода составил 25%.
56
Цепь доставки топлива до конечного потребителя выглядит следующим
образом: топливо крупными партиями (авто-, судо-, железнодорожные
перевозки) поступает на нефтебазы – крупные хранилища нефти, и по мере
необходимости отгружаются мелкими партиями в бензовозы и распрост-
раняется ими по
Борьба с потерями нефтепродуктов – один из важных путей экономии
ТЭР. Соответственно один из главных источников экономии нефтяных
ресурсов – это устранение потерь. Только по оценкам исследователей только за
счет данного факта можно получить до 20 % всей экономии ТЭР. Основные
потери нефтепродуктов, являются потери от испарения из резервуаров и других
емкостей. Ущерб от потерь состоит не только в уменьшении ресурсов, но и в
негативных экологических последствиях. В связи с чем, борьба по утерям
нефтепродуктов дает не только экономический эффект, но и как важную
состав-ляющую для обеспечения охраны природы и окружающей среды.
57
Глава 3. Совершенствование организации и планирования процесса
транспортирования, хранения, сбыта нефти и нефтепродуктов на примере
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
3.1 Разработка проекта мероприятий по совершенствованию организации
и планирования процесса транспортирования, хранения, сбыта нефти и
нефтепродуктов
Для обеспечения эффективной работы в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
магистральных нефтепроводов необходимо обеспечить замену труб и изоляции.
В особенности провести замену нефтепроводов большого диаметра (1020 - 1220
мм). В данное время проблема охраны окружающей среды приобрела также
масштабное значение. Подогрев нефти уменьшает ее вязкость, в связи с чем,
уменьшит и гидравлическое сопротивление нефтепровода, что приведет к
минимизации потребления первичных энергоресурсов (газа, дизельного
топлива, электроэнергии) на выполнение технической работы, нужной для ее
перекачки.
Исследования говорят, что чем ближе температурный режим перекачки
нефти по магистральному нефтепроводу к изотермическому, тем экономнее
рассматриваемый вариант перекачки. Для решения проблем по транспо-
ртировке нефтепродуктов необходимо предложить способ транспортировки
высоковязкой нефти с «распределенным» подогревом, при котором темпе-
ратурный режим перекачки магистрального нефтепровода близок к
изотермическому. Предложенный метод заключается в расположении по трассе
нефтепровода пунктов подогрева малой мощности, преимущественно на
лимитирующих участках. По пунктам подогрева нефть нагревается на 1- 7
градусов. Имеет место «пилообразное» распределение температуры по длине
нефтепровода (рисунок 11).
58
При перекачке вязкопластичных нефтей, нагрев на пунктах подогрева
ведется до температуры, которая превышает температуру появления предель-
ного напряжения сдвига.
Рисунок 11 Изменения температуры по длине трубопровода
при «распределенном» подогреве
- длина j-го участка (расстояние между двух ТНПП, использующих
водные источники низкотемпературного тепла);
- расстояния между ближайшими пунктами подогрева;
- температура нагрева на i-м пункте подогрева j-го участка;
- температура закачиваемой в трубопровод нефти;
- температура на входе ТНПП j-го участка;
- балансовая температура перекачки;
- температура грунта на глубине заложения оси трубопровода в
ненарушенном тепловом состоянии.
59
В предложенном нами способе будет обеспечена энергосберегающая и
экологически чистая технология транспортировки высоковязкой нефти, а на
поверхности Земли поддерживается нулевой баланс тепла, обеспечивая при
этом наименьшее тепловое воздействие на грунты, что актуально для районов
Крайнего Севера с вечномерзлыми, многолетнемерзлыми и сезонно-оттаиваю-
щими грунтами.
Предложенный нами вариант совмещает достоинства локальных и
вдольтрассовых устройств подогрева нефти. Также, при наличии вдоль трассы
нефтепровода КС магистрального газопровода, остается наиболее целесооб-
разным способ, когда частично совмещают технологические процессы
трубопроводного транспорта нефти и газа с помощью теплообменной системы.
Происходит применение вторичных энергоресурсов газопровода для подогрева
и снижения вязкости перекачиваемого нефтепродукта.
3.2 Расчет экономической эффективности предложенных мероприятий
Оценка экономической эффективности предложенных мероприятий для
ООО «РН-Юганскнефтегаз» производилась путем сопоставления примерных
расстояний от границы ресурсных блоков до оцениваемой трассы с расчетными
предельно рентабельными расстояниями до МНП (магистрального
нефтепровода). В связи с чем. Для экономической эффективности рассмотрим
несколько примеров вариантов проведения нефтепродуктов. Наименьший охват
ресурсов обеспечивается вариантом № 1 (Нефть в Восточной Сибири). Трасса
нефтепровода, предусматриваемая вариантом № 2 охватывает ряд блоков на
территории Иркутской области (объем экономически эффективных
извлекаемых запасов нефти увеличивается до 1 590 млн. т). Вариант № 4
рассматривает нефть на территории Непско-Ботуобинокой НГО. Вариантом №
3 проходит также по блокам Байкитской и Катангской нефте-газоносных
60
областей.
Оценка экономической эффективности нефтедобычи проведена на основе
методических рекомендаций, соответствующих практике оценки экономиче-
ской эффективности инвестиционных проектов. Для примера можно рассмо-
треть добычи на Сибирской платформе, так как именно он охватывает
наибольший залежи нефти и соответственно затраты на транспортировку нефти
от месторождений до МНП – наименьшие. Все расчёты показателей и эконо-
мических оценки эффективности трасс проводятся с помощью имитационной
модели экономической оценки строительства трубопроводов на период 2005-
2025 гг., разработанной в СО РАН. Наилучшие показатели с экономической
точки зрения имеет вариант № 3 (таблица 4).
Таблица 4
Эффективность инвестиций в строительство трасс трубопроводов
Показатель
Нефтепроводы
Газопровод
Вариант
1
Вариант
2
Вариант
3
Вариант
4
Максимальная
загрузка, млн.
т/год
30,00
50,00
80,00
77,00
34,00
Грузооборот, млрд.
т- км
806,00
3 717,00
6 470,00
6 246,00
1 780,00
Кап. вложения,
млрд. долл. США
3,93
9,29
10,51
10,50
9,51
Чистый доход,
млрд. долл. США
2,54
13,28
22,20
22,80
10,10
ЧДД, млрд. долл.
США
-0,01
2,77
5,08
4,74
0,64
Срок окупаемости,
лет
10,00
7,50
9,00
9,00
9,00
Внутренняя норма
доходности, %
9,90
18,20
20,20
20,00
11,90
Капитал риска,
млрд. долл. США
1,60
4,58
4,52
4,75
5,00
Бюджетные
поступления,
млрд. долл. США
2,36
10,40
15,00
14,50
8,03
Дисконтированный
бюджетный
эффект, млрд.
0,78
3,74
5,10
4,90
2,34
61
долл. США
С учётом технологических потоков, определяется количество ниток
трубопроводов, осуществляющих их транспортировку. Наличие более двух
платформ, даёт возможность создать более надежную и эффективную схему
трубопроводного транспорта нефти на берег. Число ниток трубопроводов, обе-
спечивающих транспортировку нефти на берег или с берега составляет от двух
до четырех. Причём, в общем варианте необходимое число трубопроводов
определяется по формуле 3.1:
сп
n
пт
n
тр
n
, (3.1)
где n
сп
и n
пт
– количество МСП и транспортируемых с них на берег
потоков.
Число n
тр
включает трубопроводы, проходящие с платформы на
беpeговую линию и соединяющие их между собой. Взяв во внимание, что
расстояние между платформами меньше расстояний от платформ до берега,
прокладка трубопроводов является наиболее эффективным методом повы-
шения надежности транспортировки трубопроводной системы при невысоких
затратах.
Пускай строительство месторождения осуществляется при помощи двух
МСП, связанных с береговым комплексом подготовки (БКП) тремя техноло-
гическими потоками: нефть и попутный газ на берег, а также газ высокого
давления, транспортируемый с берега на МСП для целей газлифта. Общее
количество трубопроводов, необходимое для транспорта всех потоков с обеих
МСП равно шести.
Ниже рассмотрим две схемы транспортировки нефти на берег:
1. Традиционная схема, предусматривает транспорт всех потоков с одной
62
МСП на другую, где все компоненты транспортируются на берег.
2. Кольцевая схема, предусматривает связь двух МСП с береговым строи-
тельством и между собой. В соответствии транспортировка нефти на берег
осуществляется с каждой МСП, а два других компонента в полном объеме –
через одну из МСП. Оценка по надежности производится методом определения
вероятностей пребывания ее во всех возможных состояниях. Данные состояния
определяются числом отказавших трубопроводов. В качестве указанных
состояний могут быть рассмотрены следующие:
0 – система исправна (отсутствуют отказавшие трубопроводы);
1 – отказ одного из трубопроводов, осуществляющих транспорт с МСП на
БКП;
2 – отказ одного из трубопроводов, связывающих две МСП между собой;
1, 2 – морские стационарные платформы;
БКП – береговой комплекс подготовки;
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОТОКИ:
n – нефть;
гп – газ попутный;
гг – газ на газлифт;
Данные состояния могут объединяться в группы по характеру
последствий для транспортировки, где приводят отказы трубопроводов. Таких
групп пять:
0 – система исправна;
1 – отказ одного из трубопроводов;
2 – отказ двух трубопроводов; нефть транспортируется на берег с обеих
МСП, газ на обеих МСП сжигается на факеле;
3 – отказ трех или четырех трубопроводов;
4 – отказавших трубопроводов может быть от трех до пяти.
Таким образом, рассматриваемые группы событий характеризуют:
0 – исправное состояние системы;
63
1, 2, 3 – система функционирует с параметрическими отказами;
4 – система находился в состоянии функционального отказа.
Определение вероятностей пребывания трубопроводной системы прои-
зводится методами теории массового обслуживания с использованием
вероятной схемы «гибели и размножения». Вероятности перехода из состояния
1 в состояние 2 – определяются следующим образом.
В изначальный момент времени система исправна и работоспособна
(состояние 0). Она может перейти:
- в состоянии 1 в случае отказа одного из четырех трубопроводов,
связывающих МСП с береговыми сооружениями;
- в состоянии 2 в случае одновременного отказа двух трубопроводов,
связывающих одну из МСП с БКП.
В случае восстановления (ремонта) поврежденного трубопровода, систе-
ма может перейти из состояния 1 в состояние 0.
Так как мы рассматриваем систему с ограниченными восстановлениями,
система может переходить в состояние 0 только из состояния 1. Из состояния 2
она может непосредственно переходить только в состояния 1 соответственно.
Аналогичным способом вычисляются все интенсивности перехода систе -
мы во все состояния. Далее для такой системы составляются уравнения
Эрланга, которые отражают связь между вероятностями состояний системы.
Так как система может находиться в пяти состояниях, то составляется пять
линейных уравнений, с пятью неизвестными. Данная система сможет быть
решена с использованием ЭВМ, так как при решении уравнений через
определители количество слагаемых равно n, где n – количество уравнений в
системе. В системе из пяти уравнений таких слагаемых будет 5 = 1,3 · 10.
Для уверенности анализа рассчитаем сравниваемые нами варианты
транспортных схем, т.е проведём экономическую оценку и эффективность
функционирования, т. е. качество выполнения ими своих основных функций по
транспортировке компонентов углеводородного сырья на берег. Строительные
64
работы приведённых нами систем смогут быть охарактеризованы математи-
ческим ожиданием количества нефти М(Sн) и газа М(Sr), транспортируемых
каждой системой на береговую линию. Нефть транспортируется с обеих МСП в
состояниях 1 и 2. Транспорт нефти с одной из МСП осуществляется в состоя-
ниях 3 и 4 в схеме варианта 1 и в состоянии 3 – в схеме варианта 2. Газ
транспортируется с обеих МСП в состоянии 0. Транспорт газа с одной из МСП
осуществляется в состояниях 1 и 3 в схеме варианта 1 и в состоянии 1 – в схеме
варианта 2.
Для двух МСП равной эффективность рассматриваемых нами схем будет
характеризоваться выражениями:
- количества транспортируемых с МСП нефти, при реализации систем
добычи, транспорта продукции в номинальном режиме.
- по показателям М(Sн) и M(Sr) и затрачиваемым на строительство
каждой системы средствам можно производить альтернативу сравнительных
вариантов и выбирать из них наиболее эффективную систему.
Расчеты показали, что наиболее эффективным является вариант 2 схемы с
добавлением к нему еще одного трубопровода связи между МСП. Эффек-
тивность систем по альтернативным вариантам характеризуется следующими
значениями:
Вариант 1
- М(SH) = 0,9972
- М(SH) * M(Sr) = 0,9535
Вариант 2
- М(SH) = 0,9997
- М(Sн) * M(Sr) = 0,9625
Чтобы прояснить, оправдываются ли затраты на прокладку резервных
трубопроводов по варианту № 2, необходимо их сопоставить с вероятными
потерями от снижения количества добываемых на платформе и транспор-