Сравнительный технический и экономический анализ методов ремонта подводных переходов через малые реки

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ  ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

Томский политехнический  университет

     Институт             природных ресурсов

Специальность проектирование и сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ

     Кафедра              экономики природных ресурсов 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине «Организация управление производством»

«Сравнительный технический и экономический анализ методов ремонта  подводных переходов через малые реки» 

Выполнил ст. группы з-2Т61                                 В.В. Красикова-Франк 
 

Проверил преподаватель         З.В. Энгельбрехт-Зенкина 
 

Томск – 2011

Содержание 

Введение…………………………………...……………………………………………….………3

1. Характеристика компании «АК Транснефть»………………………………………………..4
2. Структура компании «АК «Транснефть»…………………………………………………......5
3. Основные виды деятельности компании «АК «Транснефть»…………………………….....7
4. Содержание проекта производства работ………………………………………………….....8
1. Переукладка трубопровода траншейным способом……………………………………….8

1. Состав  основных работ по капитальному ремонту  перехода…………………………..9

2. Укладка трубопровода………………………………………………………………….....9

3. Основные  строительные решения………………………………………………………..9
4. Основные строительные материалы и конструкции…………………………………..10
2. Переукладка трубопровода методом наклонно – направленного бурения……………..10
1. Состав основных работ по капитальному ремонту перехода…………………………11
2. Укладка трубопровода…………………………………………………………………...11

4.2.3.   Основные строительные решения……………………………………………………....12

4.2.4.   Потребность в основных строительных материалах и конструкциях………………..13

4.2.5.   Определение подрядной организации………………………………………………......13

4.3. Решения по доставке строительных материалов и вывозу демонтируемых труб……....13

5.  Технико-экономические  показатели………………………………………………………...14

6.  Эксплуатационная  надежность………………………………………………………………16

7.  Эффективность  инвестиций……………………………………………………………….....17

7.1. Исходные данные……………………………………………………………………………17

7.2. Сравнительный анализ инвестиционных издержек……………………………………....18

7.3. Сравнительный анализ эксплуатационных издержек………………………………….....19

7.4. Сравнительный анализ приведенных строительно-эксплутационных издержек……...22

Заключение……………………………………………………………………………………….25

Список используемой литературы……………………………………………………………...26 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

         Целью данной курсовой работы является технико-экономическое обоснование выбора метода производства работ по ремонту подводного перехода основанное на сравнительном анализе вариантов переукладки нефтепровода.

         Для примера выбран магистральный нефтепровод «Александровское – Анжеро – Судженск». Подводный переход через р. Вяловка, км 397,2 . Ширина реки в межень в своре перехода – 6,50 м. (Ширина реки изменяется от 5-14 м).

        Так как  на своем протяжении нефтепровод пересекает 98 больших и малых рек и имеет  74 подводных перехода, из которых 63 через малые реки. Поэтому обоснование выбора метода ремонта  является актуальной.

         В работе выполнен сравнительный технико-экономический анализ по двум  вариантам методов ремонта подводного перехода через малые реки.  Оба метода приемлемы для проведения ремонта, каждый из них имеет ряд своих достоинств и недостатков.

1. Характеристика компании «АК Транснефть» 

  Открытое акционерное общество «Акционерная компания «Транснефть».

«АК «Транснефть» учреждена Постановлением Совета Министров  – Правительством  Российской Федерации  от 14 августа 1993 года № 810 «Об учреждении акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» как акционерное  общество открытого типа».

      Учредителем компании является Совет министров  – Правительство  Российской Федерации.

      Уставной  капитал компании был сформирован  путем передачи 51% пакетов акций  дочерних акционерных обществ, созданных  в результате преобразования государственных  предприятий и производственных объединений. Остальные 49% были закреплены в распоряжении Госкомимущества  России до снятия ограничений на приватизацию трубопроводного транспорта.

      Органами  управления компании являются: Собрание акционеров, Совет директоров, Президент  компании, Правление и Ревизионная  комиссия.

      ОАО «АК «Транснефть» представляет собой  динамично развивающуюся компанию, деятельность которой направлена на удовлетворение потребностей нефтяных компаний в надежном и высокоэффективном  транспорте нефти. Учитывая интересы всех пользователей системы. Компания реализует  важнейший статус естественной монополии, обеспечивая государственные гарантии равнодоступности к трубопроводному  транспорту. ОАО «АК «Транснефть» полностью выполняет свои обязательства  по приему нефти от добывающих предприятий  и своевременной транспортировке  и сдаче нефти потребителям.

      По  системе магистральных нефтепроводов  транспортируется 99% добываемой нефти.

      В настоящее время компанией «Транснефть» эксплуатируется 48,6 тыс. км магистральных  нефтепроводов, которые проходят по 53 регионам России, 336 насосных станций, 849 резервуаров общей емкостью 13,2 млн. м³ и множество сопутствующих сооружений (линии электропередач, электрохимзащита, объекты связи и телемеханики и др.).

      Экспорт нефти в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том  числе через морские терминалы. Морские терминалы в Новороссийске, Туапсе и Приморске в 2002 году обеспечили экспорт сырой нефти в объеме 62,5 млн. тонн в год.

      Российские  трубопроводные системы активно  развивались в 60-80-е годы. За этот период в основном была построена  система магистральных нефтепроводов  компании «Транснефть».

      Анализ  технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактические  сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих  станций достигают 25-30 лет.

      В настоящее время действующие  объекты Компании имеют следующий  возрастной состав:

• 38% нефтепроводов эксплуатируется свыше 30 лет;
• 37% нефтепроводов находятся в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 25% нефтепроводов находятся в эксплуатации менее 20 лет;
• 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
• 38% резервуарных парков находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;
• 24% резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;
• 7% резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

      Благодаря проводимой технической политике, компанией  обеспечивается бесперебойное функционирование системы магистральных нефтепроводов, повышается экологическая безопасность, снижается аварийность.

2. Структура компании «АК «Транснефть» 

      Компания  «Транснефть» – вертикально-интегрированная  структура, является естественной монополией и представляет собой 11 дочерних трубопроводных предприятий, и другие дочерние общества, обеспечивающие деятельность Компании.

     Нефтепроводные  предприятия, контрольный пакет  акций которых был внесен в  уставный капитал АК «Транснефть»:

• АО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Приволжские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Транссибирские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»;
• АО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири»;
• АО «Северные магистральные нефтепроводы»;
• АО «Прикаспийско-Кавказские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Черноморские магистральные нефтепроводы»;
• АО «Сибнефтепровод»;
• АО «Магистральный нефтепровод «Дружба».

     Производственное  объединение Северо-Кавказских магистральных  нефтепроводов 

     Другие  предприятия, контрольный пакет  которых был внесен в уставный капитал АК «Транснефть»:

• АО «Связь»;
• АО «Институт по проектированию магистральных трубопроводов»;
• АО «по организации и строительству предприятий трубопроводного транспорта «Стройнефть»;
• АО «Центр технической диагностики»;
• АО «Диагностика и восстановление подводных трубопроводов»;
• АО «Волжский подводник».

     Компании, в которых «АК «Транснефть» имеет  или имело долевое участие:

• Российско-украинская корпорация "РУНО" (оптовая торговля нефтью, газом и нефтепродуктами);
• АО «Международная консалтинговая компания «Освоение ресурсов» (оказание консалтинговых услуг, производство и реализация товаров народного потребления);
• Центр диагностики «Диаскан» (проверка состояния нефтепроводов);
• АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» («РИТЭК») (реализация инвестиционных проектов в нефтепереработке);
• АОЗТ «Российская товарно-сырьевая биржа» (биржевые операции);
• Российско-канадское СП «Миниойл» (переработка углеводородного сырья и получение товарных нефтепродуктов);
• АОЗТ «Национальное перестраховочное общество» (страховая деятельность).

     Более 95% нефти, добываемой на территории бывшего  СССР, транспортируется по магистральным  нефтепроводам, которые, за исключением  нефтепроводов Грузии и Туркменистана, были связаны в единую систему. Ее основную долю составляют трубопроводы диаметром 1200, 1000, 800, 700 и 500 мм. Нефтепроводная система бывшего СССР характеризовалась  следующими показателями:

• объем перекачки - 537,6 млн. тонн;
• грузооборот - 1,260,800 млн. тонн/км;
• средняя дальность перекачки - 2,345.2 км;
• межремонтный период насосных агрегатов - 7,035 час;
• потребление электроэнергии - 16,300 млн. кВт/час;
• суммарная максимальная потребляемая мощность - 2,500 тыс. кВт/час.

     В настоящее время объем железнодорожных  перевозок нефти не превышает 4% объема добычи. В основном ж/д перевозится  западно-сибирская нефть, предназначенная  для переработки на Хабаровском  и Комсомольском НПЗ. Автомобильные  перевозки нефти практически  не используются, за исключением случаев, когда нефть вывозится с отдельных  разведочных скважин или с  мест аврийного разлива нефти.

     Краткая характеристика основных производственных фондов ОАО «АК «Транснефть» по состоянию на середину 90-х годов

     В системе нефтепроводного транспорта РФ эксплуатировалось:

1. 49, 6 тыс. км магистральных нефтепроводов (средний диаметр – 837  мм);
2. 403 нефтеперекачивающих станции с общим числом насосных агрегатов около 2000 шт;
3. 948 резервуарных емкостей (применяются для технологических целей слива нефти при ремонтах нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций, хранения на основе договоренности с нефтедобывающими предприятиями нереализованной нефти);
4. суммарная вместимость резервуаров – 13,3 млн. куб. м (из них металлических – 9,6 млн. куб.м).

    Структура акционерного капитала

    Уставный  капитал ОАО «АК «Транснефть», объявленный на момент учреждения, составляет 4,497,764,000 неденоминированных рублей и представлен 4,497,764 акциями  номиналом стоимостью по 1,000 неденоминированных рублей каждая.

    В соответствии с постановлением Правительства  РФ №1083 от 2 ноября 1995 г., Госкомимущества  РФ было поручено внести в уставный капитал «Транснефти» закрепленные в федеральной собственности 49% акций  дочерних АО. Кроме того, Госкомимущества  было поручено утвердить план приватизации (проспект эмиссии) «АК «Транснефть», предусмотрев при этом выпуск привилегированных  акций в размере до 25% от уставного  капитала. Привилегированные акции  впоследствии были безвозмездно размещены  среди работников и администрации  «Транснефти» и ее дочерних АО. Обыкновенные акции были закреплены в федеральной  собственности.

    Держателем  реестра акционеров «Транснефти» является АО "Центральный Московский Депозитарий".

3. Основные виды деятельности компании «АК «Транснефть»

• координация и управление транспортировкой нефти по системе магистральных нефтепроводов (перекачка, перевалка и налив), продуктов переработки нефтяного газа и воды на территории России, а также в страны ближнего и дальнего зарубежья;
• координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
• координация деятельности в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, внедрение новых видов технологий, материалов высокого качества;
• руководство системой предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций на нефтепроводном транспорте;
• организация работ по обеспечению охраны труда, а также окружающей среды.

4. Содержание проекта  производства работ

      Существуют  два  варианта методов капитального ремонта подводного перехода:

      Вариант 1. Переукладка участка нефтепровода традиционным (траншейным) методом. Укладка руслового участка для данной реки выполняется с бровки.

      Вариант 2. Переукладка участка нефтепровода методом наклонно – направленного бурения. Укладка руслового участка трубопровода осуществляется протаскиванием трубопровода в предварительно пробуренную и расширенную скважину, береговых участков – с бровки траншеи.  

      Таблица 1 - Техническая характеристика существующего нефтепровода 

      В административном отношении участок работ находится  на территории  Парабельского района  Томской области.

      Производительность  по перекачке нефти для нефтепровода «Александровское – Анжеро – Судженск»  на данном участке равна 36 млн. т /год

      В связи с тем, что в обосновании  инвестиций рассматриваются варианты методов капитального ремонта подводного перехода, не влияющие на изменения  технических характеристик нефтепровода, производительность по перекачке нефти, как всего нефтепровода, так и  подводного перехода при любом варианте переукладки остается величиной  неизменной.

4.1 Вариант 1 - Переукладка трубопровода траншейным способом

      Выполнение  работ по капитальному ремонту перехода МН «Александровское – Анжеро –  Судженск» через р. Вяловка предусматривает  подземную прокладку нефтепровода в новом створе на расстоянии 11 м  вниз по течению реки от существующей ВЛ 10кВ, от существующего нефтепровода – 29 м вниз по течению реки.

      Ремонт  перехода нефтепровода Александровское - Анжеро-Судженск предусмотрен с отключением  перекачки продукта нефтепровода между  линейными задвижками на момент производства врезки проектируемого участка нефтепровода в магистраль.  

      Таблица 2 - Характеристика используемых труб 

         Протяженность проектируемого участка нефтепровода «Александровское – Анжеро - Судженск» составляет 467 м.

4.1.1   Состав основных работ по капитальному ремонту перехода

      В составе основных работ по капитальному ремонту подводного перехода нефтепровода предусматриваются:

   - разработка подводной траншеи, пойменных и приурезных участков траншеи до     проектных отметок экскаватором;

   - сварка, изоляция сварных монтажных стыков, футеровка, балластировка и укладка трубопровода с бровки траншеи, изоляция гнутых вставок и их монтаж, обратная засыпка всего ремонтируемого участка;

   - отключение и опорожнение существующего перехода МН Александровское - Анжеро-Судженск;

   - гидравлическое испытание в один этап всего уложенного трубопровода после засыпки протяженностью 467 м;

   - врезка замененного участка нефтепровода в магистраль путем вварки катушек;

  - вскрытие и демонтаж существующего перехода нефтепровода протяженностью 447 м.

4.1.2   Укладка трубопровода

      Переукладка трубопровода на русловом участке перехода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* предусматривается на глубине  заложения до верха балластирующего  устройства в русле реки на величину не менее 0.5 м ниже линии предельного  размыва, но не менее 1 м от дна реки. На пойменных участках глубина укладки  трубопровода принята не менее 1 м  до верха балластирующего устройства.

      Работы  по укладке трубопровода принято  выполнять на всем участке работ  с бровки траншеи.

      Повороты  трубопровода в вертикальной плоскости  осуществляются с применением упругого изгиба с минимальным радиусом не менее 1200 м, в горизонтальной плоскости  с применением гнутых отводов  по ТУ102-488-95 с радиусом гнутья 5 Ду.

4.1.3   Основные строительные решения

      Капитальный ремонт (демонтаж существующего участка  нефтепровода и укладка нового трубопровода) предусматривается в осенне - зимний период времени.

      Перебазировка строительной техники  и материалов с правого берега реки на левый  предусмотрена по существующей мостовой переправе, выполненной из труб.

      Разработку  пойменных участков подводного перехода намечено выполнять экскаватором "обратная лопата" боковым забоем. Разработка и обратная засыпка приурезных и  руслового участков предусматривается  экскаватором–драглайн. Обратная засыпка  пойменных участков - бульдозером.

      Объем грунта разработки и засыпки при  демонтаже существующего участка  нефтепровода и укладке нового трубопровода указан в таблице 3. 

      Таблица 3 – Объемы земляных работ 

      Грунт, полученный при разработке траншеи  гидромонитором в русле и урезной  траншеи следует размещать на прирусловых участках.

4.1.4   Основные строительные материалы и конструкции

      Потребность в основных строительных  материалах и конструкциях представлена в  таблице 4. 

      Таблица 4 – Основные строительные материалы и конструкции 

4.2 Вариант 2 - Переукладка трубопровода методом наклонно – направленного бурения

      При выполнении работ по капитальному ремонту  перехода МН «Александровское – Анжеро – Судженск» через р. Вяловка  предусматривается подземная прокладка  нефтепровода в новом створе на расстоянии 29 м вниз по течению реки от существующего  нефтепровода.