5.3.2. Выбор наиболее выгодного способа транспортировки нефти и нефтепродуктов
С возникновением новых промыслов или расширением старых, строительством нефтеперерабатывающих заводов и появлением новых районов потребления возникает необходимость в новых грузопотоках. Перед проектировщиками встает задача выбора наилучшего способа осуществления нового грузопотока. Таким образом, необходимо определить оптимальный способ транспортировки нефти и нефтепродуктов. Существует много показателей, по которым можно сравнивать разные способы транспорта: экономические, металлоемкость, ритмичность работы и т. д. Выбор того или иного вида транспорта осуществляется технико-экономическим сравнением вариантов. К важнейшим экономическим показателям относятся капитальные затраты и эксплуатационные расходы, которые обозначим соответственно К и Э. К капитальным затратам относится стоимость оборудования, материалов, работ по сооружению объекта. В состав эксплуатационных расходов входят отчисления на амортизацию, текущий ремонт, заработная плата, плата за электроэнергию, топливо, воду и т. д. Капитальные затраты считаются единовременными и измеряются: К — [руб.]. Эксплуатационные расходы — текущие, распределенные во времени, единица измерения: Э — [руб/год].
Если при сравнении двух вариантов окажется, что у одного из них капитальные и эксплуатационные расходы меньше, чем у другого, т. е. если выполняется условие К1 < К2 и Э1 < Э2, то выгодность первого варианта очевидна.
Обсуждению подлежит случай, когда К1 < К2 и Э1 > Э2
Если в этом случае принять к исполнению второй вариант, то по сравнению с первым получим экономию в эксплуатационных расходах Э2 — Э2
Но при этом возникнет перерасход капитальных вложений К2 – К2
Отношение перерасхода капитальных вложений к экономии эксплуатационных расходов представляет собой срок окупаемости и обозначается
Величина, обратная сроку окупаемости, называется коэффициентом эффективности и обозначается
Коэффициент эффективности — это экономия эксплуатационных расходов, приходящихся на рубль излишне вложенных затрат.
Второй вариант будет выгоднее первого в том случае, когда коэффициент эффективности окажется достаточно большим (или срок окупаемости — достаточно малым). Вопрос о том, что значит «достаточно большой» или «достаточно малый» решается сопоставлением полученных значений Еи Тс нормированным коэффициентом эфективности Ен или нормативным сроком окупаемости Т При этом условие предпочтительности варианта с меньшими эксплуатационными расходами может быть записано в следующем виде:
Смысл последнего выражения следующий: выгоднее тот вариант, у которого сумма Э + Ен К меньше. Величина Э + Ен К называется приведенными затратами и обозначается П.
Следовательно, предпочтителен вариант с меньшими приведенными затратами. При выборе оптимального варианта должно выполняться условие П1 < П2.
Следует отметить, что при выборе оптимального варианта транспортировки нефтяных грузов расчет капитальных и эксплуатационных затрат ведется по укрупненным показателям, что, естественно, предполагает ограниченную точность результатов. Если получающиеся при расчетах значения приведенных затрат по двум вариантам близки, то, пользуясь известными методами математической статистики, необходимо определить доверительные интервалы, а в случае их частичного наложения друг на друга — использовать дополнительные критерии оптимальности для выбора варианта, например, металлоемкость, надежность и др.
- Антонова е.О., Крылов г.В., Прохоров а.Д., Степанов о.А.
- Оглавление
- Глава 1 6
- Глава 2 22
- Глава 3 61
- Глава 4 107
- Глава 5 141
- Глава 6 155
- Глава 7 176
- Глава 8 182
- Предисловие
- Глава 1 краткие сведения из геологии
- 1.1. Гипотезы происхождения нефти
- 1.2. Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах
- 1.3. Состав и свойства нефти
- 1.4. Состав и свойства природного газа
- 1.5. Свойства пластовых вод
- 1.6. Поиск и разведка месторождений нефти и газа
- 1.7. Запасы месторождений
- Глава 2 Бурение Нефтяных и Газовых Скважин
- 2.1. Классификация скважин
- 2.2. Элементы скважин
- 2.3. Общая схема бурения
- 2.4. Конструкция скважин
- 2.5. Буровые долота
- 2.5.1. Назначение и классификация
- 2.5.2. Долота для сплошного бурения лопастные долота
- Шарошечные долота
- Твердосплавные долота
- 2.5.3. Долота для колонкового бурения
- 2.6. Бурильная колонна
- 2.7. Механизмы для вращения долота
- 2.7.1. Роторы
- 2.7.2. Турбобуры
- 2.7.3. Электробуры
- 2.8. Промывка и продувка скважин
- 2.8.1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- 2.8.2. Промывочные жидкости на водной основе
- 2.8.3. Химическая обработка глинистого раствора
- 2.8.4. Приготовление и очистка глинистого раствора
- 2.8.5. Промывочные жидкости на неводной основе
- 2.8.6. Продувка скважин воздухом
- 2.9. Режим бурения
- 2.10. Разобщение пластов и заканчивание скважины
- 2.10.1. Элементы обсадной колонны
- 2.10.2. Условия работы обсадной колонны в скважине
- 2.10.3. Цементирование обсадных колонн
- 2.10.4. Оборудование забоя скважин и перфорация
- 2.10.5. Вызов притока нефти или газа из пласта
- 2.11. Буровые установки
- Глава 3 добыча нефти и газа
- 3.1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах
- 3.2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- 3.2.1. Водонапорный режим
- 3.2.2. Упругий (упруговодонапорный) режим
- 3.2.3. Газонапорный режим
- 3.2.4. Газовый режим
- 3.2.5. Гравитационный режим
- 3.3. Системы разработки
- 3.4. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- 3.5. Разработка газовых месторождений
- 3.6. Разработка газоконденсатных месторождений
- 3.7. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- 3.8. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- 3.9. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- 3.9.1. Фонтанная эксплуатация
- Классификация фонтанной арматуры
- Регулирование работы фонтанных скважин
- Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах
- 3.9.2. Газлифтная эксплуатация
- 3.9.3. Насосная эксплуатация
- 3.9.4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- 3.9.5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- 3.10. Методы увеличения производительности скважин
- 3.10.1. Кислотные обработки скважин
- 3.10.2. Гидравлический разрыв пласта
- 3.10.3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- 3.10.4. Виброобработка забоев скважин
- 3.10.5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- 3.10.6. Торпедирование скважин
- 3.10.7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- 3.11. Подземный ремонт скважин
- 3.11.1. Текущий ремонт
- 3.11.2. Капитальный ремонт скважин
- Глава 4 промысловый сбор и подготовка нефти и га3а к транспорту
- 4.1. Системы сбора нефти
- 4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора
- 4.1.2. Высоконапорные герметизированные и автоматизированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [9, 38]
- 4.2. Подготовка нефти к транспорту
- 4.3. Основные способы отделения воды от нефти
- 4.3.1. Механическое обезвоживание нефти
- 4.3.2. Термическое обезвоживание нефти
- 4.3.3. Химическое обезвоживание нефти
- 4.3.4. Фильтрация
- 4.3.5. Теплохимическое деэмульгирование
- 4.3.6. Электрическое обезвоживание
- 4.4. Стабилизация нефти
- 4.5. Системы сбора и подготовки газа
- 4.6. Очистка газа от механических примесей
- 4.7. Методы предупреждения образования гидратов
- 4.8. Сорбционные методы осушки газа
- 4.8.1. Осушка газа абсорбентами
- 4.8.2. Осушка газа адсорбентами
- 4.8.3. Осушка газа молекулярными ситами
- 4.9. Осушка газа охлаждением
- 4.10. Одоризация газа
- 4.11. Очистка природного газа от сернистых соединений и углекислого газа
- Глава 5 основы трубопроводного транспорта нефти и газа
- 5.1. Классификация трубопроводов
- 5.2. Состав сооружений магистральных трубопроводов
- 5.2.1. Линейные сооружения магистральных трубопроводов
- 5.2.2. Перекачивающие и тепловые станции
- 5.2.3. Конечные пункты магистральных трубопроводов
- 5.3. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных трубопроводов
- 5.3.1. Выбор наиболее выгодного способа транспорта нефтяных грузов
- 5.3.2. Выбор наиболее выгодного способа транспортировки нефти и нефтепродуктов
- 5.3.3. Порядок проектирования магистральных трубопроводов
- 5.3.4. Изыскания трассы и площадок станций
- 5.3.5. Геологические, гидрологические и геофизические изыскания
- 5.3.6. Сбор климатологических и гидрометрических данных
- 5.3.7. Прочие изыскания по энергоснабжению перекачивающих станций
- Изыскания по водоснабжению и канализации
- 5.3.8. Отвод земель
- Глава 6 Глава 6 хранение нефти и нефтепродуктов
- 6.1. Классификация, зоны и объекты нефтебаз
- 6.2. Размещение нефтебаз и проводимые на них операции
- 6.3. Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов
- 6.4. Стальные резервуары
- 6.5. Неметаллические резервуары
- 6.6. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов
- Глава 7 Общие сведения о транспорте газа
- 7.1. Железнодорожный транспорт сжиженных газов
- 7.2. Водный транспорт сжиженных газов
- 7.3. Автомобильный транспорт сжиженных газов
- 7.4. Трубопроводный транспорт сжиженных газов
- 7.5. Трубопроводный транспорт конденсата и широкой фракции легких углеводородов
- Глава 8 распределение и хранение газов
- 8.1. Газораспределительные станции магистральных газопроводов
- 8.2. Газораспределительные сети
- 8.3. Методы покрытия неравномерностей потребления газа
- 8.4. Хранилища природного газа
- 8.4.1. Газгольдеры
- 8.4.2. Накопление газа в последнем участке магистрального газопровода
- 8.4.3. Подземные хранилища
- Список литературы