Экологическая ситуация в городе неблагополучна

Климатические данные.

Новокузнецк характеризуется континентальным климатом со значительными годовыми и суточными колебаниями температур. Это обусловлено не только региональным положением района внутри азиатского континента, но и его приуроченностью к зоне сочленения Кузнецкой котловины с горными сооружениями Кузнецкого Алатау,Горной Шории и Салаира. Существенное влияние на климат Новокузнецка также оказывает пространственная ориентировка основных геоморфологических элементов, в первую очередь — речных долин и водоразделов: река Томь подходит к городу с юго-востока, затем течёт на запад в широтном направлении, а в центре города резко поворачивает на север, северо-восток; река Кондома подходит к городу с юга, с предгорий Горной Шории, а река Аба — с запада, со стороны Салаирского кряжа. Леса в окрестностях города входят в Алтае-Саянский горнотаёжный лесной район Южно-Сибирской лесной зоны.

Среднегодовая температура воздуха составляет +2,1 °C. В среднем насчитывается 280 солнечных дней в году. Средняя продолжительность безморозного периода — 123 дня. Город расположен в зоне достаточного увлажнения: в среднем выпадает около 600 мм осадков, причём около 450 мм приходится на тёплый период. Продолжительность снежного покрова около 160 дней. Средняя глубина промерзания почвы на территории города составляет около 190 см. Среднесуточная температура воздуха опускается ниже ноля в среднем 27 октября, на два дня позже, чем в Кемерово. Последний зимний день приходится на 6 апреля — на три дня раньше, чем в столице Кузбасса, то есть зима длится 163 дня. Лето достаточно влажное и тёплое, но короткое — на 10 дней короче календарного. Средняя продолжительность климатического лета (с периодом среднесуточных температур выше +15 градусов) составляет 82 дня. Начинается лето в среднем в тот же день, что и в северной столице области — 4 июня, последний день летнего периода приходится на 24 августа^[15]. Преобладающее направление ветров южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветров — 2,3 м/сек. В то же время повторяемость штилевой погоды составляет 25 %.

Экологическая ситуация в городе неблагополучна

Рисунок 1 - Промышленная зона города

Особенно серьёзно загрязнение воздуха. Среднее за год превышение ПДК в 2009 году: бензапирен — в 4,6 раза, формальдегид — в 3 раза, фторид водорода — в 1,4 раза, диоксид азота — в 1,2 раза^[19]. Атмосфера города запылена, средняя концентрация взвешенных веществ в 2009 году составила 1,5 ПДК. По критериям Росгидромет уровень загрязнения атмосферы города оценивается как очень высокий. В 2009 году в атмосферу города было выброшено 325,9 тыс. тонн загрязняющих веществ 89 наименований. В основном это оксид углерода — 60,4 %, далее следуют диоксид серы — 12,3 %, твёрдые вещества — 10,6 %, метан — 10,1 %, диоксид азота — 4,8 %^[19]. Подавляющий вклад в загрязнение вносят заводы чёрной металлургии — 73 %, доля предприятий угольной промышленности составляет 9,5 %, энергетики — 8,5 %, цветной металлургии — 5,7 %^[19]. 66,7 % всех выбросов в атмосферу приходится на ОАО ЗСМК (включая Западно-Сибирскую ТЭЦ), другие крупные загрязнители воздуха — шахта Абашевская (10,3 %), Новокузнецкий алюминиевый завод (5,8 %), предприятия бывшего КМК (4 %), Абагурская аглофабрика (3,6 %), Кузнецкая ТЭЦ (2,9 %), ОАО «Кузнецкие ферросплавы» (2,8 %). Наибольший объём выбросов загрязняющих веществ наблюдается в заводском районе города, где находится ОАО ЗСМК.

В городе зарегистрировано 145 тысяч транспортных средств, валовой выброс в атмосферу которых составил 76,5 тыс. тонн.

На 2009 год по Новокузнецку гамма-фон определяется природными источниками. Мощность эффективной дозы внешнего излучения находится в диапазоне от 6,8 до 16,0 мкР/ч и не превышает действующий в РФ контрольный уровень^[19].

Согласно докладу «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2011 года», опубликованному Министерством природных ресурсов и экологии РФ, Новокузнецк занял 4 место в рейтинге самых загрязнённых городов России с индексом загрязнения атмосферы 22,05^[20], степень загрязнения атмосферы города оценена как высокая^[21]. Согласно этому же докладу, основными загрязняющими веществами в атмосфере города в 2011 году были: взвешенные вещества, диоксид азота, бензопирен, формальдегид^[22]. Почва Новокузнецка загрязнена водорастворимыми формами фтора свыше 1 ПДК, зафиксирован рост в поверхностных слоях почвы кислото растворимых форм свинца и цинка^[23].

В 2012 году специалисты Центра гигиены и эпидемиологии Кемеровской области признали Новокузнецк самым неблагополучным в области по концентрации вредных химических веществ в атмосфере. Почти 20 % проб воздуха, взятых в городе, превышают гигиенические нормативы по таким веществам как сажа, взвешенные вещества, оксид углерода, фенол, сероводород, формальдегид^[24][25]. 19 июня 2012 года губернатор Кемеровской области Аман Тулеев потребовал от контролирующих структур закрыть Кузнецкий цементный завод в Новокузнецке, выбросы которого, по оценкам медиков, напрямую связаны с 30 % всех болезней органов дыхания горожан. Ранее уже были закрыты все вредоносные производства завода, но руководство завода сорвало сроки модернизации газоочистных сооружений^[26][27].

Основной вклад в загрязнение р. Томь вносят такие предприятия как ЗАО «Водоканал», ОАО «ЗСМК», шахта «Абашевская», НКАЗ, шахта Байдаевская, Абагурская аглофабрика, Кузнецкая ТЭЦ, ЗС ТЭЦ, КМК, завод «Универсал».

Газоснабжение в городе значительно улучшит экологическую ситуацию.

Численность населения N, чел, определяется по формуле

N₈=

N₅=

N₆=

N_сум =1866+826+213=2905 3000(чел)

1.2 Основные свойства и состав газового топлива

Вуктыльское Месторождение Газоконденсатное в Российской Федерации, Республика Коми (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1964. Залежи на глубине 2,2-3,5 км. Начальные запасы газа 388,1 млрд. м3. Содержание метана до 85%, конденсата 352 г/м3. Центр добычи - г. Вуктыл.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения, для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 548 млрд м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м³ через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км.

При добыче топлива из недр извлекается горючая часть и балласт. Механические примеси (порода, вода, соль), входящие в балласт, как правило, отделяются от горючей массы на стадиях добычи и облагораживания энергетических ресурсов. В энергетическом балансе должно отражаться все добываемое топливо с удаляемыми на этих стадиях механическими примесями. К добыче следует также относить извлечение и использование геотермальной теплоты в виде пара и горячей воды. Производство топлива и энергии охватывает стадию переработки и преобразования энергетических ресурсов и утилизации побочных энергетических ресурсов: переработку твердого топлива (коксование, газификация), жидкого топлива (нефтепереработка), газообразного топлива (сжижение горючих газов); производство электроэнергии на электростанциях и установках разных типов;производство теплоэнергии (ТЭЦ, промышленно-производственными и отопительными котельными, утилизационными установками); производство сжатого воздуха (ТЭЦ - ПВС, компрессорными станциями и установками); производство холода; утилизация побочных горючих энергетических ресурсов.

При добыче топлива, транспортировке и хранении в него попадают подземные и грунтовые воды, влага из атмосферного воздуха, вызывая поверхностное увлажнение кусков топлива. С уменьшением размера кусков удельная поверхность топлива увеличивается и увеличивается количество удерживаемой ею внешней влаги. Внешняя влага может быть удалена механическими средствами и тепловой сушкой. Вуктыльское месторождение - крупнейшее из газовых залежей севера европейской части СССР. Его запасы утверждены ГКЗ 28 марта 1968 г. по категории Сх С2 в размере 500 млрд. м3 газа и 185 млн. т конденсата. Месторождение введено в эксплуатацию в 1968 г., газ подается в районы Центра по газопроводу Ухта - Торжок.
Экономические показатели разработки Вуктыльского месторождения. Вуктыльское месторождение имеет сложное геологическое строение: высокий этаж газоносности (около 1500 м), узкий линейный характер структуры - протяженность 81 км при ширине 5 - 6 км, карбонатный коллектор неоднородный по своим коллекторским свойствам с сильно р-азвитой трещиноватостью.
Вуктыльское месторождение характеризуется низкими фильтрационными параметрами, большими площадью и этажом газоносности, а также относительно продолжительным периодом фазы истощения. Процесс вовлечения в разработку всего его порового объема длится несколько лет. В этот период при корректировке расчетной модели, заключающейся в приведении модельных пластовых давлений по скважинам к фактическим, существенно сказывается влияние емкостных характеристик.
По данным проведенного на Вуктыльском месторождении комплекса исследований о наличии коллектора можно судить только по глинистой корке на стенках скважины, которая фиксируется каверномером и наблюдается в основном при проходке каменноугольных отложений. Однако даже такие интервалы при интерпретации материалов БЭЗ часто характеризуются как плотные.
Рассмотрим составление баланса конденсата по Вуктыльскому месторождению.

Определить оптимальную температуру газа на Вуктыльском месторождении при давлении сепарации рсеп 55 кГ / см2, если минимальная температура газа в магистральном газопроводе 1иор - 5 С, а величины уноса углеводородного конденсата из низкотемпературного сепаратора составляют 1, 2 и 4 см3 / м3 газа.
Как известно, сайклинг-процесс на Вуктыльском месторождении не был осуществлен и с 1968 г. оно разрабатывалось на режиме истощения.
Закачка сухого сеноманского газа на Вуктыльском месторождении и превращение его в регулятор - ПХГ, проведенные ВНИИГазом и Севергазпромом, показали, что в результате извлечение конденсата может вырасти на 10 % и более.
Предварительная оценка возможности применения сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении / / Газовое дело.
В последние годы под руководством P.M. Тер-Саркисова на Вуктыльском месторождении проводятся опытно-промышленные работы по закачке сухого газа с целью извлечения выпавшего в пласте конденсата, о чем будет сказано в 12 главе.
Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности (Вуктыльское месторождение) при пониженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых климатических условиях (Тюменская область) приводят к необходимости максимального сокращения сроков разбуривания месторождений задолго до окончания периода постоянной добычи газа. Тогда при проектировании разработки исходят из технологического режима эксплуатации скважин при постоянных дебитах. В этом случае месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа.
Кроме тех причин, что воспрепятствовали внедрению сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении, в последние годы стала играть важную роль еще одна - экспортные обязательства по поставкам крупных объемов природного газа в европейские страны при одновременном снижении финансируемых потребностей в газе.
Кайгородовой расчеты по извлечению выпавшего в пласте конденсата на Вуктыльском месторождении дают обнадеживающие результаты. Интересные исследования по этому вопросу проводятся во ВНИИгазе P.M. Тер-Саркисовым.
В настоящее время введено в разработку крупное Ачакское месторождение и вводится Вуктыльское месторождение.
По результатам расчета (закачки газа различного состава в пласт на Вуктыльском месторождении при давлении 245 кгс / см2) мы установили, что для полного осушения зоны радиусом 5 м и мощностью 180 - 200 м время не должно быть более 4 - 5 суток. Это означает, что после непродолжительного пускового периода нагнетательная скважина работает как чисто газовая.
Технологическая схема опытно-промышленной установки комплексной переработки газа на Шебелинском месторождении. Так, при увеличении массовой доли парафина в конденсате с 0 5 % (Вуктыльское месторождение) до 8 7 % (месторождение Русский Хутор, горизонт IX) повышается температура застывания конденсата, соответственно, с-39 до 4 С.
Ниже дано сопоставление фактических и расчетных значений давления (МПа) на начало года разработки по Вуктыльскому месторождению.
Перечислим лишь основные из этих работ, которые предполагается выполнить на первом этапе создания хранилища-регулятора на Вуктыльском месторождении. Часть их будет продолжена и в последующие годы. В большинстве случаев - это массивно-пластовые залежи с этажом газоносности от нескольких сотен до 1500 м (например, Вуктыльское месторождение) и единым газоводяным контактом. К рассматриваемому типу месторождений относятся известные среди отечественных Шебелинское, Ефремовское, Вуктыльское, Оренбургское и др., а также ряд зарубежных. Разработке таких месторождений присущи особенности и осложнения, не встречающиеся как на крупных по запасам месторождениях с продуктивными пластами относительно небольшой толщины (десятки или 100 - 150м), так и на многопластовых с большими этажами гидродинамически разобщенных пластов. Там приходится решать проблемы, связанные с последовательностью вскрытия, разбуривания и разработки различных пластов, совместной или одновременной раздельной их эксплуатацией и др. Эти проблемы, а также возникающие при разработке однопластовых газовых месторождений с небольшой толщиной пластов задачи освещены в обширной литературе, составляющей основу современной теории разработки 118, 23, 30, 43 и др. ], и поэтому в данной книге подробно не рассматриваются.
Поскольку ранее выполненные аналитические и экспериментальные исследования, а также результаты авторского надзора за процессом вытеснения пластовой смеси сухим неравновесным газом на Вуктыльском месторождении свидетельствуют о том, что в исследуемой области давлений (3 - 5 МПа) в сухой газ переходят в основном низкомолекулярные компоненты ретроградного конденсата, то в качестве модели пластовой углеводородной жидкой фазы в описываемых экспериментах использовали смесь С5Н12 С6Н14 С7Н16 с молекулярной массой 86 2 г / моль.
Вуктыльское месторождение представляет собой узкую (до 6 км) вытянутую антиклинальную складку, этаж газоносности изменяется от 1400 м на севере до 800 м на юге структуры.
В 1966 году было открыто новое, уникальное месторождение газа - Вуктыл. Вуктыльское месторождение еще замечательно тем, что оно газо-конденсатное. Помимо сотен миллиардов кубометров газа оно содержит, по предварительным подсчетам, десятки миллионов тонн конденсата, то есть фракций нефти типа бензина и дизельного топлива, ценного сырья для нефтехимии. На Вуктыльском месторождении вероятность существования газового режима в основной период разработки была достаточно обоснована еще в период ОПЭ. Поэтому вся методика проектирования, в частности система вскрытия пласта была разработана для газового режима.
Для анализа ОПЭ Вуктыльского газоконденсатного месторождения и оценки запасов газа проведено электромоделирование процесса ею разработки
На газоконденсатных месторождениях при их эксплуатации теряется до 50 - 70 % конденсата. Примером является Вуктыльское месторождение.
Ресурсы углеводородного газа по Русской платформе до глубины 6 км.| Ресурсы газа по трем зонам разуплотнения до глубины 6 км. Первым специально спроектированным месторождением-регулятором подачи газа в газопровод было Кущевское месторождение, которое сейчас превращается в ПХГ; в последующем были сооружены ряд месторождений-регуляторов на Украине. В настоящее время предполагается в качестве регулятора использовать Вуктыльское месторождение.
Применение рециркуляции сухого газа не связано с риском нанесения ущерба газоконденсатному месторождению. Однако из-за коллекторской неоднородности и сложного строения на Вуктыльском месторождении нельзя было рассчитывать на управляемое и достаточно эффективное вытеснение газа. Разработка залежи этим методом, несмотря на возможность получения добавочного количества конденсата, согласно расчетам оказалась экономически нецелесообразной из-за больших дополнительных затрат, недостаточного охвата пласта и необходимости многолетней консервации газа. Следует подчеркнуть, что для месторождений с большим этажом газоносности любой, основанный на вытеснении пластового газа нагнетаемыми агентами метод разработки представляет исключительно сложную не решенную до настоящего времени проблему.
Однако имеющиеся данные исследования во многом противоречивы, что не позволяет представить математическую зависимость между этими коэффициентами. Если коэффициенты b относительно невелики как, например, на Вуктыльском месторождении (см. табл. 8), то для инженерных расчетов на стадии составления проектов разработки целесообразно и вполне допустимо условно присвоить всем группам скважин одинаковые величины b (0 0012), средневзвешенные по всему фонду скважин. Все вышеизложенное свидетельствует о важности представительных газодинамических исследований, позволяющих точнее оценить коэффициенты фильтрационных сопротивлений по всем скважинам, а также их изменение в процессе эксплуатации.
Из этих цифр следует, что увеличение конечной газоотдачи всего на 1 % равносильно открытию более крупного месторождения, чем Майкопское или Березанское Краснодарского края. Если же исходить из суммарных разведанных в стране запасов, то каждый процент повышения газоотдачи становится эквивалентным новому Вуктыльскому месторождению, но к тому же практически не требующему дополнительных капитальных затрат на обустройство и эксплуатацию.
Кроме того, при проектировании необходимо учитывать уже пробуренные скважины с колоннами уменьшенных диаметров, которые еще больше ухудшают добывные возможности промысла. На Вуктыльском месторождении, например, пробурено уже 28 таких скважин с колоннами 146 мм, в которые могут быть спущены НКТ диаметром не более 75 9 мм. Для улучшения показателей разработки в нем предусмотрено бурение 23 скважин увеличенного диаметра (колонны 194 мм) для спуска в них НКТ диаметром 126 мм. Расстановка этих скважин предусмотрена в зонах высокой продуктивности, выявленных при разбуривании Вуктыльской залежи.
Разработка на истощение характеризуется в основном низкими коэффициентами конденсатоотдачи. При повышении содержания конденсата коэффициент его извлечения уменьшается. На Вуктыльском месторождении с начальным содержанием конденсата 360 г / м3 коэффициент конденсатоотдачи оценивается в 0 33, при этом в пласте останется значительное количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу за счет ретроградной конденсации при разработке месторождения на истощение. Следует оценивать раздельно коэффициенты извлечения и использования полезных компонентов. Это в наибольшей степени относится к таким компонентам, как этан, СО2, гелий, конденсат.
Для реализации эффективных в технологическом и технико-эконо - мическом отношении мероприятий по увеличению комплексности исполь - зования газового сырья необходим также анализ распределения выхода углеводородных компонентов по отдельным стадиям технологического процесса. Обработка таких данных позволила установить, что суммар - нае потери углеводородов СЗ БЫСШ на установках подготовки газа и конденсата достаточно велики. Исключение составляет Вуктыльское месторождение, на котором схема обустройства дает возможность снизить потери до 28 %, однако из-за высокого конденсатного фактора абсолютные потери значительны. По трем рассматриваемым представительным районам с крупными газоконденсатными месторождениями потери углеводородов в целом составляют 48 % их потенциального содержания в газе. Потери конденсата (с5 выспР ПРИ Фактических условиях работы установок составляют 20 % его потенциального содержа - ния и 25 % общего количества потерь, углеводороды С3 и С4 теряются полностью. При этом масштабы потерь по отдельным месторождениям являются достаточно высокими. В случае их квалифицированного извлечения на базе этих углеводородов возможна была бы организация крупного этиленового производства в таких точках, как Шатлык, Наип, Вук-тыл.
Известно что скважины, дренирующие неоднородные по геологическому строению и коллекторским свойствам пород продуктивные горизонты, работают в широком диапазоне дебитов и депрессий. Этот диапазон резко расширяется при наличии в газонасыщенном массиве зон, и пропластков с улучшенными фильтрационными свойствами. Скважины, вскрывшие такие зоны на Вуктыльском месторождении, давали дебиты до 3 млн. м3 и более. Начальные же дебиты низкодебитных скважин составляли 100 - 140 тыс. м3 / сут.
На долю восьми крупных и крупнейших месторождений приходится более 70 % всех начальных извлекаемых запасов углеводородов..
Следует лишь обеспечить примерное соответствие требуемым количественным величинам основных, определяющих исследуемый процесс критериев подобия, включая перечисленные выше безразмерные характеристики. Таким образом, достаточно выполнить условия приближенного моделирования. Как показала практика реализации проекта Конденсат-2 на Вуктыльском месторождении, такой подход вполне оправдан, поскольку полученные натурные характеристики процесса вытеснения пластового газа сухим достаточно точно соответствуют определенным ранее в лабораторных условиях.

 

Теплотехнические характеристики Вуктыльского месторождения.

 

Таблица 1

						S	+ред.газы	Плонтость
74.8	8.8	3.9	1.8	6.4	-	нет	4.3	1.043

 

Высшая теплота сгорания -52321.9кДж/м³

Низшая теплота сгорания -47458кДж/м³

W=Q_н/p

где: Q_н-низшая теплота сгорания

p – плотность воздуха (1.043)

W = 47458/1.043=45501.44(кДж/м³)

2.Расчётно-конструктивная часть

2.1 Исходные данные для проектирования

В качестве исходных данных для выполнения данного раздела проекта используются следующие данные:

· Район строительства г.Новокузнецк

· Город снабжается сжиженным газом месторождения Вуктыльского

· Давление газа P_вх=0,6Мпа,P_вых=0,003МПа

· Генплан

· Расчётная схема газоснабжения

· Продольный профиль трассы газопровода

2.2 Обоснование принимаемой схемы газоснабжения.

2.4 Расчёт сетей газоснабжения.

(мДж/м³)

(мДж/м³)

= 109

Таблица 2

Расч.уч	Расч.расход	lф	lp	Диаметр	Уд.потери давл.	Потери давл.
1-2	126	45	49.5	125x11.4	0.25	12.37
2-3	109	36	39.6	125x11.4	0.28	11.08
3-4	107	97	106.7	110x10.0	0.27	28.81
4-5	83	47	51.7	110x10.0	0.18	9.31
5-6	50	152	167.2	110x10.0	0.22	36.78
6-7	12	73	80.3	90x8.2	0.24	19.27

Таблица 3