Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Технико-экономические предпосылки компаундирования нефти. Цель и задачи исследования 6
1.1 . Сеть магистральных нефтепроводов и проблема качества нефти 6
1.2. Показатели качества нефтей, транспортируемых по магистральным нефтепроводам 10
1.3.Современные технологии управления качеством нефтей при их транспортировке 19
1.4.Технико-экономические предпосылки компаундирования нефти 25
1.5.Цель работы и задачи исследования 30
Глава II. Исследование процессов неуправляемого смешения нефти в системе магистрального транспорта 34
2.1. Особенности изменения показателей стабильности потоков нефти в сети нефтепроводов 34
2.2. Принципы моделирования случайных процессов изменения во времени объемов и параметров качества транспортируемых нефтей 36
2.3. Стохастические параметры процессов изменения количества и качества нефти при неуправляемом смешении 38
2.4.Математическая модель неуправляемого смешения 44
Выводы по главе 55
Глава III. Разработка основных технологических параметров системы компаундирования нефти 56
3.1. Методы компаундирования и их размещение в системе 56
3.2. Моделирование процесса компаундирования 60
3.3. Оптимизация использования резервуарных парков 66
3.4. Межсистемные функции парков высокосернистых нефтей 82
Выводы по главе 91
Глава IV. Разработка методологии расчета экономических характеристик компаундирования 92
4.1. Методология расчета затрат на компаундирование нефти 92
4.2. Экономическая оценка рисков неуправляемого смешения и эффективности компаундирования 96
4.3. Размещение объемов работ по компаундированию 105
Выводы по главе 107
Общие выводы по главе 108
Литература
- Сеть магистральных нефтепроводов и проблема качества нефти
- Особенности изменения показателей стабильности потоков нефти в сети нефтепроводов
- Методы компаундирования и их размещение в системе
- Методология расчета затрат на компаундирование нефти
Введение к работе
Система магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» представляет собой сложную пространственную систему, мощности которой обеспечивают транспортировку практически всей добываемой на территории России нефти и ее транзитные поставки сопредельным государствам.
Поступающие в сеть потоки нефти от конкретных месторождений нестабильны во времени и неоднородны по параметрам качества (по составу углеводородных компонентов, плотности, содержанию серы, воды, солей и механических примесей). Как конструкция сети, так и особенности расположения регионов добычи не позволяют транспортировать нефть от конкретных месторождений в пункты поставки (НПЗ, экспорт) с сохранением их первоначального качества. Система магистральных нефтепроводов технологически может обеспечить только транспортировку нефти в смеси.
С целью решения задач по формированию смеси нефти различного качества в системе магистрального трубопроводного транспорта разработан нормативный документ: «Схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти» (далее «Схема»), в соответствии с которой организованы потоки нефти различного качества. Принцип формирования потоков, заложенный в «Схеме», заключается в дифференциации потоков нефти определенного качества в соответствии с ГОСТ 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Формирование смеси в сети нефтепроводов технологически сложный процесс с заданными ограничениями по параметрам качества и объемов. В соответствии с нормами качества нефти (по содержанию серы), установленными «Схемой», в системе выделены потоки малосернистой, сернистой и высокосернистой нефти.
Из-за динамичности развития нефтяной отрасли, «Схема» не может быть статична. Возникают новые транспортные направления, разрабатываются и подключаются новые месторождения, меняются рынки сбыта, изменяется
5 структура добычи нефти. Поэтому требуется постоянный анализ «Схемы» и поиск наиболее рациональных вариантов влияния на управление потоками. Встает задача непрерывного вмешательства в «Схему», то есть задача управления качеством. Для решения задач управления разработаны специальные технологии управления качеством:
выделение отдельных грузопотоков нефти заданного качества (оптимизация «Схемы»);
последовательная перекачка нефти;
компаундирование.
Все технологии управления качеством взаимосвязаны. Исторически технологии управления качеством применялись в соответствии с задачами управления на различных этапах развития нефтяной промышленности.
Компаундирование, как технология управления качеством, решает проблему размещения, не нарушая норм «Схемы», дополнительного объема высокосернистой нефти в экспортных потоках и стабилизирует значения показателей качества нефти, сглаживая естественные колебания качества, характерные для транспортных потоков. Применение компаундирования обеспечивает стабильные, гарантированные поставки на экспорт без «выплесков» показателей качества за пределы, установленные «Схемой».
Технология компаундирования транспортируемой нефти является относительно новой технологией в системе трубопроводного транспорта. Поэтому некоторые технологические, технические и методические вопросы управления процессом изучены недостаточно. Решение перечисленных вопросов требует комплексного исследования процесса компаундирования, как составляющей части технологии управления качества нефти в системе магистрального транспорта ОАО «АК «Транснефть».
Настоящая работа посвящена совершенствованию контроля и управлению качеством нефти методом компаундирования и оценке его экономической эффективности.
Сеть магистральных нефтепроводов и проблема качества нефти
Сеть магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть", созданная в основном в период 1960 - 1980 годов, является технологически целостной функциональной системой, служащей основой инфраструктуры всего нефтяного рынка (рис. 1.1). Система характеризуется большой протяженностью, сложной топологической структурой, проходит через различные инженерно геологические и климатические условия удаленные географические регионы.
Организация сети нефтепроводного транспорта сопряжена со становлением и развитием нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности России. По мере освоения новых месторождений и новых регионов потребления транспортная трубопроводная структура усложнялась технически и технологически, образовывая пространственно распределенную инженерную систему со сложной сетевой структурой.
Формирование сети происходило в условиях централизованного планирования нефтяной промышленности, составляя единый объект управления от добычи нефти до ее переработки и экспорта. Результатом такого подхода явилась интеграция (с целью снижения доли капитальных затрат) транспортных потоков по объему и качеству.
Нефти, добываемые в различных регионах и месторождениях, существенно отличаются по качеству. Об этом свидетельствует анализ качества нефти (рис 1.2), добываемой на месторождениях различных географических регионов.
Так, для основных добывающих регионов страны Западной и Центральной Сибири - характерны месторождения с малосернистой и сернистой нефтью.
Нефти Урало-Поволжского региона резко отличаются по качественным показателям. Здесь доминируют нефти с высоким содержанием серы и высокой плотностью, добываемые на старых месторождениях каменноугольной системы в районах Татарии, Башкирии и Удмуртии. В районе среднего и нижнего Поволжья добываются нефти как из залежей каменноугольного возраста, характеризующиеся средним содержанием серы, карбоновых залежей, характеризующиеся высокой плотностью, высоким содержанием серы, так и девонских отложений, отличающиеся низкой плотностью, низким содержанием серы, а также высоким содержанием светлых нефтепродуктов.
Для Южного региона России характерны месторождения с малосернистыми нефтями и низкой плотностью. При этом характерным является большое содержания парафинов и высокая температура застывания.
Нефти Северного Кавказа, одного из старейших нефтяных районов -легкие и малосернистые, с высоким содержанием светлых фракций.
В Северном регионе добыча ведется в основном, на месторождениях Тимано-Печорской провинции. Нефти здесь смолистые, с высоким содержанием парафина и температурой застывания, большинство нефтей с небольшим содержание серы [5,32,37].
Организация потоков нефти столь широкого диапазона качества добываемых в различных географических регионах, по системе со сложной топологической структурой возможна, только при значительном усреднении качества нефти в транспортных потоках. Нефти различного качества, принимаемые от разных месторождений на головных сооружениях транспорта, перекачиваются единым потоком, в который попутно подкачиваются нефти из других месторождений. Потоки нефтей различного качества объединяются в узлах системы в новые потоки, образуя, в конечном счете, нефтяные смеси. Формирование смесей в сети нефтепроводов следует рассматривать как сложный управляемый процесс с заданными ограничениями на параметры качества поставляемого сырья. Возможности эффективного управления этим процессом определяются структурой, мощностью сети и другими факторами, среди которых многие имеют стохастическую природу (объемы поставки нефти в сеть от нефтеперерабатывающих предприятий, а также параметры качества смесей в узлах приема случайным образом изменяются во времени).
Таким образом, сформированная сеть магистральных нефтепроводов России, масштаб сложности которой не имеет аналогов, технологически может обеспечить только транспортировку смеси нефти, формируя потоки нефти с учетом региона добычи, привязки к транспортной сети, качественных показателей нефти и технологических характеристик объектов переработки. Как конструкция сети, так и особенности размещения добычи нефти требуют включить проблему управления качеством транспортируемой нефти как составляющую более общей проблемы управления системой магистральных нефтепроводов.
Особенности изменения показателей стабильности потоков нефти в сети нефтепроводов
Потокораспределение в сети российских магистральных нефтепроводов аналогично обратно-древовидной структуре - потоки нефти собираются от "вершины" к "стволовым" магистралям и далее от них к потребителям через "корневые" направления.
Вершинная часть сети, собирающая нефть от производителей через узлы учета нефти (УУН), постепенно объединяет потоки различных производителей в отдельные направления перекачки и далее - в одно или несколько общих русел.
По мере продвижения нефти от УУН вглубь сети меняются количественные и качественные характеристики потоков. При этом их мощность возрастает, а характеристики качества осредняются. Однако, в отношении стабильности качества невозможны какие-либо предположения, опирающиеся только на топологию.
Имеется достаточное количество факторов, как стабилизирующих качество, так и его разбалансирующих.
Прием нефти на головных пунктах транспорта оборудованных УУН от производителей (или группы производителей) осуществляется в головные резервуарные парки. Емкость которых в соответствии с нормами технологического проектирования, должна обеспечивать заданный запас хранения. Нефть от головных сооружений транспортируется по магистральному нефтепроводу до следующей головной станции с резервуарным парком, где может смешиваться с нефтью из другого нефтепровода, также перекачивающему нефть от головных сооружений, или подаваться попутно в другой нефтепровод, уже объединивший нефти с многих головных сооружений.
Таким образом, конструкция сети и логика формирования потоков работают в пользу возрастающей по мере продвижения вглубь системы стабилизации качества: кажется очевидным, что если даже потоки к УУН от производителей нестабильны по качеству, то при прохождении одного, а тем более двух парков подобной проблемы не должно существовать.
И действительно, ее не существует при условии равномерного приема в нефтепроводы от производителей и адекватно равномерной сдачи от нефтепроводов к потребителям (пункты экспорта, НПЗ), ограниченных остановках нефтепроводов по техническим причинам и т.п., иными словами -при стабильных согласованных режимах работы нефтепроводов. Достаточно близкая ситуация имела место в условиях централизованного управления нефтяной промышленностью СССР при жестком оперативном контроле выполнения установленных (с календарной разбивкой) плановых заданий. Сам фактор нестабильности контролировался через частоту пусков центробежных агрегатов в целях повышения долговечности мощных синхронных электроприводов [1,8].
Проектирование системы, основанное на нормах технологического проектирования, исходило из представления о формировании стабильных потоков и учитывало возможность дестабилизации качества.
Изменение ситуации обусловлено несколькими факторами: во-первых, Компания АК "Транснефть", в отличие от опыта "Главтранснефти" имеет дело с многими десятками независимых производителей, поведение которых на нефтяном рынке определяется, прежде всего, их собственными интересами, исходя из которых (хотя и с учетом требований Компании) они планируют свои отгрузки; во-вторых, в отличие от прошлых лет резко увеличился объем дальнего экспорта, соответственно увеличилась и степень влияния некоторых экспортных направлений на режим стабильности остальной части системы.
Наконец, резервуарные емкости в пунктах сдачи и узловых точках системы не развиты даже в соответствии с нормами технологического проектирования и их стабилизирующего влияния, достаточного для условий централизованного планирования, оказалось недостаточным в новых условиях.
Компаундирование, как система управления качеством, включено в систему там, где имеет место максимальная контрастность по качеству, т.е. в точках включения больших потоков высокосернистой нефти в общий поток. Но никакого управления не понадобилось бы, если оба эти потока были стабильны по расходу и по качеству. Поэтому разработка технологических параметров компаундирования невозможна без анализа количественных закономерностей этих потоков, формирующихся до пунктов компаундирования в режиме неуправляемого смешения.
Методы компаундирования и их размещение в системе
Чтобы по статистическим данным построить убедительную модель, необходимо выдвинуть ряд гипотез, обоснованных предположений прежде всего относительно характера стохастических зависимостей, лежащих в основе наблюдаемых явлений.
Эта задача в конкретном случае прогнозирования вариаций параметров качества нефти является весьма сложной прежде всего потому, что наблюдаемые данные (в пределах точности замеров) представляют собой результат взаимодействия очень многих факторов случайной природы.
Концентрация серы в транспортируемой по трубопроводу нефти формируется в процессе многих смешений различных нефтей. В каких пропорциях смешиваются нефти с различным содержанием зависит не только от концентрации серы во входящих в узел потоках, но и от массового расхода по каждому притоку, наличия резервуарных парков, демпфирующих колебаниях расходов и параметров качества, и, наконец, от системы управления.
На массовый расход нефти по трубопроводу оказывают влияние: ? ограничения приема нефти, которые зависят от дисциплины поставок нефти производителями или от объемов ее подачи из смежных трубопроводов; ? техническое состояние данного трубопровода, которое может быть причиной ограничения приема нефти в начальную точку (например, аварии, профилактические работы, диагностика состояния и т.п.); ? возможности ограничения приема нефти с конца трубопровода; ? управление перекачкой, диспетчерские решения и т.п.
Так как нейтрализовать влияние этих факторов невозможно, то при построении корректной модели, нами введены упрощения по параметрам.
Статистический анализ применим не к любым явлениям случайной природы, а лишь к тем, которые характеризуются устойчивыми стохастическими закономерностями. Из этого, однако, не следует полная невозможность прогнозировать случайные изменения параметров качества транспортируемой нефти. Дело лишь в том, что приходится отойти от чисто статистических моделей прогнозирования и перейти к построению прогностических моделей на основе феноменологического подхода.
Из закона больших чисел и теоремы Гаусса следует, что процессы, являющиеся результатом действия многих относительно малых и хаотически направленных воздействий, асимптотически следуют нормальному распределению. Именно такое распределение имеет место при рассмотрении колебаний массового расхода и содержания серы в транспортируемой нефти.
При разработке модели прогностического моделирования нами принято, что соответствующие случайные процессы являются: а) независимыми в совокупности, поскольку связи между текущим расходом и концентрацией серы в потоках нефти не прослеживаются (фактически же достаточно их некоррелированности), и б) стационарными (то есть случайными процессами с независящими от времени вероятностными характеристиками).
Последнее предположение тем более основательно, что трудно привести какие-либо убедительные доводы в пользу существования устойчивых тенденций к росту или спаду параметров качества и величины потока (и необходимости учета при моделирования). Об отсутствии таких трендов свидетельствует рассмотрение наблюдаемых траекторий изменения параметров потока как на данном, так и на других объектах.
Поэтому нами для оценки колебаний параметров объема и качества транспортируемой нефти использованы модели гауссовских случайных процессов с независимыми приращениями.
Такие процессы определяются лишь двумя параметрами: математическим ожиданием и дисперсией. Поскольку выборочные средние и дисперсии при ограниченном размахе выборок сходятся по вероятности к истинным значениям матожидания и дисперсии, вполне обоснованно задавать модель случайных колебаний в виде гауссовского кусочно-постоянного процесса с независимыми приращениями, принимая в качестве его параметров выборочные средние и дисперсии.
Методология расчета затрат на компаундирование нефти
Пункты компаундирования нефти в системе магистральных нефтепроводов не выделены в самостоятельные единицы бухгалтерского учета. В связи с этим проблема расчета затрат на компаундирование нефти состоит в выделении затрат на проведение технологических операций из совокупных затрат предприятий нефтепроводного транспорта [17].
Обычной методологической схемой в подобных случаях является выделение так называемых прямых затрат, которые могут быть реально учтены, и косвенных - определяемых только расчетном [12,43].
К прямым затратам относятся: амортизация оборудования, оплата труда, включая социальные отчисления, электроэнергия и материалы.
К косвенным затратам на компаундирование относятся общепроизводственные, затраты вспомогательных производств и часть управленческих затрат.
В соответствии с технологическими схемами компаундирования следует, что в нем принимает участие широкий круг основных производственных фондов территориальных предприятий нефтепроводного транспорта -резервуары, технологические трубопроводы, подпорные насосы и насосы для внутристанционных перекачек нефти, электродвигатели, метрологическое оборудование, регулирующая аппаратура, здания и сооружения, в которых расположено перечисленное оборудование и другие фонды (ОПФ).
Амортизация этих ОПФ полностью относится на технологический процесс компаундирования высокосернитой нефти, таким образом, исключается при расчете тарифов на перекачку, из амортизационных затрат на перекачку нефти.
Перечисленные фонды находятся на балансе низовых производственных структур. Персонал, обслуживающий перечисленные фонды и непосредственно осуществляющий процесс компаундирования, входит в штаты ЯР нефтеперекачивающих станций (НПС) и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС).
Соответственно фонд оплаты труда и отчисления на социальные нужды учитываются на основании учета по штатному расписанию персонала. Затраты на электроэнергию и материалы учитываются по материалам первичного учета на пунктах компаундирования.
В прямые затраты включена также часть общих затрат: затраты на подготовку кадров, диагностику резервуаров. # Таким образом, прямые затраты рассчитываются как сумма затрат: зплпдс = А" + ЗП" +НК +ЭК +МК + ПП", (4.1) где ЗПклпдс - прямые затраты на компаундирование на НПС или ЛПДС, Ак - амортизация ОПФ, участвующих в технологическом процессе компаундирования, ЗГГ - зарплата основного и вспомогательного персонала НПС, ЛПДС, участвующего в процессе компаундирования, /Г - начисления на заработную плату персонала, непосредственно участвующего в компаундировании, У - топливо и энергия покупная, использующаяся в процессе, Af - материалы на ремонтно-эксплуатационные нужды ЛПДС, НПС оборудования, ПГҐ - прочие учитываемые и относимые на компаундирование затраты НПС и ЛПДС. Косвенные затраты на компаундирование включают затраты подразделений всех уровней ОАО МН и включают: общепроизводственные затраты НПС, ЛПДС, а также РНУ (районных ф нефтепроводных управлений), к которым относятся НПС и ЛПДС, осуществляющие компаундирование, расходы вспомогательных производств ОАО МН (т.е. других структур в составе ОАО МН), управленческие расходы ОАО МН.
Часть общепроизводственных затрат НПС, ЛПДС, относимых на компаундирование, определяется следующим образом: ЗПК У"лпдс \УЛПДС -Л/7ЛДС(20)) - J v - ) лпдс(ю) где Злпдс - все эксплуатационные затраты ЛПДС, Злпдс20 - затраты НПС, ЛПДС, учтенные на 20-м счете. Всего затраты НПС, ЛПДС, в которых производится компаундирование (ЗЛПЛс ) составляют: лпдс = -Шллдс + VII лпдс \ -Э)
Косвенные затраты РНУ, в подразделениях которых осуществляется компаундирование, относятся на данную функцию пропорционально затратам, выделенным ранее: ЗКК = (3 -3 VJWL С4 4) Зрну (20) где ЗКрНУ - затраты РНУ, отнесенные на компаундирование, Зту - все эксплуатационные затраты РНУ, осуществляющих компаундирование, 3РНУ 2о - затраты соответствующих РНУ, учтенные на 20-м счете. Все затраты РНУ, отнесенные на компаундирование, составляют: Зрну Злпдс + ЗК-рну \ -Э) Затраты подразделений вспомогательного производства, относимые на компаундирование {Звп), относятся на компаундирование пропорционально соответствующим затратам РНУ: 3 п=±Звп„-- , (4.6) „=i уз где ЗВПп- затраты п-го подразделения вспомогательного производства ОАО МН, 3РНУт - затраты m-го РНУ ОАО МН. Затраты основного и вспомогательного производства ОАО МН, относимые на компаундирование, составляют: ЗПК = 3КРИУ + З т (4.7) Управленческие затраты ОАО МН (затраты центрального аппарата ОАО
