Отчет по практике в ООО «Газпром бурение»

 6.1 Расчет выбросов оксидов азота

 Расход топлива: 441, 1 т/год

     Расчетный расход топлива, В_р , :

В_р = В (1-q₄/100) = 441,1× (1-0,1/100) = 440,698 т/год

    Удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива , K ^m_NO2:

K ^m_NO2 = 0,01 + 0,1 =0,01 +0,1 = 0,110 г/МДж,

     где D – фактическая паропроизводительность котла, т/ч

    Безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха:

b_t = 1+0,002×0 = 1,000

      где В – фактический расход топлива  на котел: кг/с, (т/год), н.м³/с

    (тыс.нм³/ год);

         Суммарное количество оксидов азота составит:

       М_NOx = 440,698 × 42,75×0,11×1,0×1,113×(1-0)×10^-3 = 2,307 т/год

       Количество диоксида азота:

          М_NOx = 0,8 M_NOx = 0,8×2,307 = 1, 845 т/год

          M_NO = 0,13 М_NO = 0,13×2,307 = 0,300 т/год [16].                                                                                                                                                                                   

 

          6.2 Расчет выбросов оксидов серы

Суммарное количество оксидов  серы М_SO2 , выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), вычисляют по формуле:

    М_SO2 = 0,02 BS^R (1-η′_SO2) (1- η″_SO2) = 0,02× 441,1×0,3×(1-0,02)×(1-0) =

    = 2,594 т/год,

       В – расход топлива за рассматриваемый период: кг/с, (т/год), н.м³/с (тыс.нм³/год);

       S^R - содержание серы в топливе на рабочую массу , %;

 

η′_SO2 – доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле;

η″_SO2 – доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц [16].

     6.3 Расчет выбросов углерода

    При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению:

M_CO = 10^-3 BC_CO (1-q₄/100) = 10^-3× 441,1×5,23×(1-0,1/100) = 4,449т/год,

В – расход топлива: кг/с, (т/год), н.м³/с (тыс.нм³/год);

C_CO – выход оксида углерода при сжигании топлива, г/кг (г/нм) или кг/т (кг/тыс.нм³)

Определяется  по формуле:

C_CO = q₃×R×Q_i^r = 0,2×0,65×40,28 = 5,558 кг/т

q₃ – потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;

R – коэффициент, учитывающий долю потери вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода;

Q_i^r - низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг

Расчет  выбросов твердых  частиц

Суммарное количество твердых  частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) М_тв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котлов (г/с, т/год), вычисляют по формуле:

М_тв = 0,01×В×( а_ун× А^r + q₄× Q_i^r / 32,68 ) × (1-η₃) = 0,01×441,1×(0,1×0,025+0,1×40,28/32,68) – (1-0),

где В – расход натурального топлива : кг/с, (т/год), н.м³/с (тыс.нм³/год);

а_ун – доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе);

А^r – зольность топлива на рабочую массу, %;

q₄ – потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива, %;

η₃ – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях [16].

 

 6.4 Расчет концентрации бенз – а – пирена  в дымовых газах промтеплоэнергетических котлов малой мощности

 

Концентрация бенз – а  – пирена , мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной камеры определяется по формулам:

Теплонапряжение топочного объема:

С_б/а/п = (0,001× (0,059 + 0,079×0,001× q_v) × К_д×К_р×К_ст / е^{3,8 (а″}_т^{- 1)} = [10^-3×1×( 0,34+0,42×10^-3×373,688)]×1×1×1 / ℮^3,8(1,08-1) = 0,0004 мг/м³ ,

где q_v – теплонапряжение топочного объема, кВт/м³; при сжигании проектного топлива величина q_v берется из технической документации на котельное оборудование; при сжигании непроектного топлива величина q_v рассчитывается по соотношению:

q_v = B_p Q_i^r / V_T = [0,014×(1-0,1/100)×42750] / 1,6 = 373,688 кВт/м³

где B_p = B (1-q₄/100) – расчетный расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с,  (нм³/с);

B – фактический расход топлива на номинальной нагрузке: кг/с, (т/год), н.м³/с (тыс.нм³/год).

Концентрация бенз – а  – пирена в сухих продуктах  сгорания при стандартном коэффициенте избытка воздуха а = 1,4 и нормальных условиях составит:

      C = 0,0004 ×1,8/4 = 0,00028 мг/м³

Объемный расход дымовых  газов определяется по формуле:

V ^р_г = В [ к₁ + к₂ Q_i^r + (α-1) ( к₃ + к₄ Q_i^r)] 273+t_p / 273 = B [-0,633+0,298×40,28 + (1,08-1,0) (0,372+0,256×40,28)]×(273+350)/273 = 2,480 м³/с,

где В – секундный расход натурального топлива, кг/с;

      α – коэффициент избытка воздуха;

      t_p – температура дымовых газов

     к_i – численные коэффициенты, подобранные для каждого вида топлива  [16].

 

                                                 

Заключение

Природный газ занимает сейчас особое место в структуре мировой  энергетики и международном топливном  балансе: он относится к группе активно  используемых энергоносителей и  экологически чистым ресурсам энергии. Несмотря на большое распространение  разведанных запасов газа на земном шаре, основные доказанные источники  сосредоточены в двух регионах: в  странах СНГ и Ближнего Востока. Разведанные запасы газа в России (свободный газ и газовые «шапки») составляют примерно 48 трлн. м³. Из общего объема разведанных запасов на Западную Сибирь приходится 36,2 трлн. м³ (77,7 %), на шельф северных морей – 3,2 трлн. м³ (6,8 %), на Восточную Сибирь и Дальний Восток – 2,8 трлн. м³ (6 %).

Почти 73 % запасов газа сосредоточено  в 22 уникальных (свыше                     500 млрд. м³  газа) месторождениях, таких как Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и др. В 104 крупных месторождениях содержится около 24 % запасов газа, и лишь 3 % разведанных запасов приходится на многочисленные (663) мелкие и средние месторождения.

В районах с развитой газовой  инфраструктурой сосредоточено  около  51 % разведанных запасов  газа. Перспективное для Газпрома развитие добычи газа связано, прежде всего, с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал, Надым-Пур-Тазовского района и шельфа арктических морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн. м³ запасов газа, из которых разрабатывается только 7,4 %. Газпром ведет добычу газа, конденсата и нефти из недр на 72 газовых и газовоконденсатных месторождениях, три  из которых являются базовыми: Уренгойское, Ямбургское и Медвежье. Более 70 % газа добывается компанией на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи [5].

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. Водный кодекс Российской Федерации № 74-ФЗ от 03.06.2006. (в ред. от 19.06.2007.)
2. ВРД 39-1.13-002-98 «Регламент геохимического контроля почв, природных вод при бурении скважин, эксплуатации объектов нефтегазодобычи, подготовки и транспорта газа на Севере Тюменской области»
3. Геоморфология. СССР. Равнины и горы Сибири. М, 1975.
4. ГОСТ 12.1.007-76 Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.
5. Западная Сибирь. М., Изд-во АН СССР, 1963.
6. Земельный кодекс РФ Федеральный закон № 136-ФЗ от 25.10.2001. с изменениями от 01.01.2008.
7. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. Москва, ВНИИОЭНГ, 1987.
8. Инструкция по проведению почвенно-экологического контроля состояния почв и природных вод за пределами кустовых площадок в процессе ведения и по окончанию буровых работ.
9. Климатическая характеристика зоны освоения нефти и газа Тюменского севера. Л. Гидрометеоиздат. 1982.
10. Критерии отнесения опасных отходов к классу опасности для окружающей природной среды.
11. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. (ПБ 08-624-03). М., Госгортехнадзора России, 2003.
12. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. Минстрой России.1995.

13. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно - сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. ВСН 39-86.

14. Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. РД 39-0148052-537-87.

15.Положение об оценке качества рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. М., ВНИИОЭНГ, 1988.

16.Технические регламенты на строительно-монтажные работы для буровых установок. Тюмень, 1989.

17. Федеральный классификационный каталог отходов  (утв. Приказом МПР РФ от 02.12.2002г. №786 (с изм. от 30.07.2003г.)