| Эксплуатационные расходы определяются следующими основными статьями: |
| годовые отчисления на амортизацию станции α1 = 8,5% от капитальных затрат на станцию; |
| годовые отчисления на амортизацию трубопровода α2 = 3,5%; |
| расходы на текущий ремонт станции α3 = 1,3%', |
| расходы на текущий ремонт трубопровода α4 = 0,3%; |
| расходы на воду, смазку, топливо на одну станцию Св = 6000 руб/год; |
| заработная плата на одну станцию 80-85 тыс. руб/год; |
| прочие расходы 25% от зарплаты. |
12. Приведенные расходы Р (руб. /год) по каждому варианту вычисляют по формуле:
Р = Э + Е Ктр, (18)
где: Э - эксплуатационные расходы, руб/год;
Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для отраслей ТЭК можно принимать равным 0,12).
Э = S G L. (19)
Здесь S - себестоимость перевозок.
Согласно имеющимся статистическим данным средняя себестоимость перевозок S, выраженная в копейках за тонно-километр, характеризуется следующими данными.
Трубопроводный транспорт0,12
Железнодорожный транспорт0,33
Водный транспорт:
по рекам 0,17
По морю 0,12
(Так как данные о себестоимости перевозок даны в копейках их необходимо перевести в рубли).
Э1 = 1,2*10-3*2*106*1440 = 3456000 руб.
Э2 = 1,2*10-3*2,8*106*1440 = 4838400 руб.
Э3 = 1,2*10-3*3,8*106*1440 = 6566400 руб.
Ктр - капитальные вложения при сооружении трубопровода.
Ктр = Кл + Кпс (20)
Кл - капиталовложения в линейную часть;
Кл = СL (21)
С - удельные капиталовложения на 1 км;
Кл1 =58*1440= 83520 тыс. руб.
Кл2 =65*1440= 93600 тыс. руб.
Кл3 =75*1440= 108000 тыс. руб.
Кпс - капиталовложения в перекачивающие станции
Кпс = Сгнс + (n0 - 1) Слнс, (22)
где n0 - число перекачивающих станций;
Сгнс, Слнс - капиталовложения в перекачивающие станции.
Кпс1 = 2043 тыс. руб.
Кпс2 = 2551 тыс. руб.
Кпс3 = 2834+1900=4734 тыс. руб.
Теперь, рассчитываем приведенные расходы Р:
Р1 = 3456 +0,12* 2043 = 3701,16 тыс. руб. /год
Р2 = 4838,4 +0,12* 2551 = 5144,52 тыс. руб. /год
Р3 = 6566,4+0,12* 4734 = 7134,48 тыс. руб. /год
Объединим полученные данные в общую таблицу:
| Диаметр трубопровода, мм | Марка насоса | Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами, тыс. руб. | Эксплутационные затраты, тыс. руб. | Приведенные расходы, тыс. руб. /год |
| 325 | НМ-250-475 | 150363 | 591653 | 3701,16 |
| 377 | НМ-360-460 | 175351 | 869304 | 5144,52 |
| 426 | НМ500-300 | 203454 | 1622980 | 7134,48 |
Вывод: Капитальные затраты на сооружение трубопроводов с лупингами и эксплутационные зависят от диаметра трубопровода. Оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов. Таким образом, исходя из полученных данных, экономически наиболее выгодным диаметром трубопровода является диаметр 325 мм.
Таблица 1
Ориентировочные параметры магистральных трубопроводов
| Пропускная способность, млн. т/год G | Наружный диаметр трубы Дн, м | Рабочее давление, МПа |
| 0.7-1.2 | 219 | 8,8 - 9,8 |
| 1.1-1.8 | 273 | 7,4 - 8,3 |
| 1,6-2,4 | 325 | 6,6 - 7,4 |
| 2,2 - 3,4 | 377 | 5,4 - 6,4 |
| 3.2-4,4 | 426 | 5,4 - 6,4 |
| 4-9 | 530 | 5,3 - 6,1 |
| 7-13 | 630 | 5,1-5,5 |
| 11-19 | 720 | 5,5 - 6,1 |
| 15-27 | 820 | 5,5 - 5,9 |
| 23-50 | 1020 | 5,3 - 5,9 |
| 41-78 | 1220 | 5,1-5,5 |
Таблица 2
Механические характеристики стальных труб
| Марка стали | Предел прочности при сжатии, МПа | Условный диаметр труб D, мм, | Толщина стенок, мм |
| 08Г2ФЮ | 550 | 1200-1400 | 16-27 |
| 09Г2СФ | 590 | 1200-1400 | 16-28 |
| 09Г2ФБ | 550 | 1200-1400 | 14-26 |
| 10Г2ФБ | 590 | 500-1400 | 7-22 |
| 17Г2СФ | 590 | 800-1400 | 7-21 |
| Ст2сп | 330 | до 800 | до 30 |
| Ст4сп | 420 | до 800 | до 30 |
Таблица 3
Капитальные затраты на строительство линейной части нефтепровода, тыс. руб/км
| Наружный диаметр Dh, мм | Основная нитка | Луппинг |
| 219 | 45 | 36 |
| 273 | 50 | 40 |
| 325 | 58 | 45 |
| 377 | 65 | 55 |
| 426 | 75 | 63 |
| 530 | 103 | 90 |
| 630 | 130 | 102 |
| 720 | 148 | 119 |
| 820 | 161 | 132 |
| 920 | 193 | 165 |
| 1020 | 235 | 206 |
| 1220 | 276 | 253 |
Таблица 4
Капитальные затраты на строительство перекачивающих станций
| Производительность нефтепровода, млн. т/год | Марка основных насосов на перекачивающих станциях | Стоимость нефтеперекачивающей станции, тыс. руб Головной Промежуточной |
| 0,7-1,1 | НМ-125-550 | 1835 1230 |
| 1,1-1,5 | НМ-180-500 | 1924 1290 |
| 1,5-2,1 | НМ-250-475 | 2043 1370 |
| 2,1-З,1 | НМ-360-460 | 2551 1710 |
| З,1-4,3 | НМ-500-300 | 2834 1900 |
| 4,3-7,1 | НМ-710-280 | 3326 2230 |
| 7,1-10,7 | НМ-1250-260 | 4791 3212 |
| 10,7-15,4 | НМ-1800-240 | 4997 3350 |
| 15,4-21,4 | НМ-2500-230 | 5322 3568 |
| 21,4-30,8 | НМ-125-550 | 1835 1230 |
| 21,4-30,8 | НМ-3600-230 | 5815 3965 |
| 30,8-42,8 | НМ-5000-210 | 6134 4406 |
| 42,8-60 | НМ-7000-210 | 6817 4896 |
| 60-85,7 | НМ-10000-210 | 8520 6115 |
| 85,7-92,6 | НМ-10000-210 | 8967 6437 |
1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002 - 544с.
2. Нефтегазовое строительство: учеб. пособие для студентов вузов/ Беляева В.Я. и др. Под общ. ред. проф. И.И. Мазура и проф.В.Д. Шапиро. М.: Изд-во ОМЕГА-Л, 2005 - 744с.
3. Трубопроводный транспорт нефти / С.М. Вайшток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров и др. - Т.1 – 2002.