Практические задания
материал по информатике и икт

Объём паров пропана, т

2

Количество цистерн для слива

1

Объём цистерны, Vг, м3

65

Коэффициент заполнения цистерны, k

0.8

Суточный расход пропана, т

55

Время работы станции, мин

890

№

п/п

Наименование

объекта проектирования

Основной

показатель

объекта

Постоянные величины базовой цены (тыс.руб.)

а

в

1

2

3

4

5

1

Характеристика намечаемой деятельности

1 установка

4,077

-

2

Оценка сложившихся социальных условий в районе размещения проектируемого объекта

1000 человек

(по 4-м возрастным и социальным группам населения)

3,775

-

3

Анализ и оценка природно-климатических условий в районе размещения проектируемого объекта

район проектируемого объекта (1км2)

3,775

-

4

Проведение рекогносцировочных изысканий с целью оценки современного состояния компонентов природной среды в зоне влияния проектируемого объекта

4.1

Обследование водных объектов в зоне влияния проектируемого объекта

1 водный объект

0,755

-

4.2

Почвенное обследование в зоне влияния проектируемого объекта

зона проектируемого объекта (10 км2)

4,319

5,104

1

2

3

4

5

4.3

Геоботаническое обследование в зоне влияния проектируемого объекта

-"-

3,971

2,975

4.4

Биологическое обследование в зоне влияния проектируемого объекта (в бесснежный сезон)

-"-

7,520

4,530

4.5

Обследование социальных условий жизни населения в зоне влияния проектируемого объекта

1000 человек

(по 4-м возрастным и социальным группам населения)

1,359

-

4.6

Медико-биологическое обследование в зоне влияния проектируемого объекта

зона проектируемого объекта (10 км2)

1,359

-

4.7

Эколого-эпизоотологическое обследование в зоне влияния проектируемого объекта

-"-

1,963

-

5

Анализ современного состояния природной среды (атмосферного воздуха, водных объектов, геологической среды, почвенного покрова, растительного и животного мира)

1 установка

5,738

-

6

Оценка воздействия проектируемого объекта на компоненты природной среды (атмосферный воздух, водные объекты, геологическую среду, почвенный покров, растительный и животный мир)

6.1

Оценка воздействия на атмосферный воздух

объект

10,721

-

6.2

Оценка воздействия на водные объекты

1 водный объект

14,647

-

6.3

Оценка воздействия на геологическую и гидрогеологическую среду (недра)

1 установка

1,510

-

6.4

Оценка воздействия проектируемого объекта на почвенно-растительный покров

1 установка

1,963

-

6.5

Оценка воздействия проектируемого объекта на животный мир

1 установка

1,963

-

6.6

Оценка воздействия отходов производства на окружающую среду

1 вид отхода

2,416

-

7

Оценка системы экологического мониторинга проектируемого объекта

1 установка

1,510

-

8

Комплексная интегральная оценка воздействия проектируемого объекта на окружающую природную среду

1 установка

10,570

-

9

Эколого-экономическая оценка и определение капитальных затрат в мероприятиях по охране природной среды

1 установка

48,320

-

10

Анализ безопасности и оценка риска проектируемого объекта

1 объект

67,950

-

№

п/п

Определяемый ингредиент

Стоимость

(руб.)

1

Запах

0,33

2

Мутность

3,31

3

Активная реакция среды (рН)

1,65

4

Взвешенные вещества

9,90

5

Сухой остаток

3,31

6

Жесткость общая

3,31

7

Кальций

3,31

8

Магний

3,31

9

Натрий + Калий

9,90

10

Хлориды

3,31

11

Сульфаты (весовой метод)

19,81

12

Щелочность

1,10

13

Азот аммонийный

3,31

14

Нитриты

4,13

15

Нитраты

9,90

16

Фосфаты

9,90

17

Железо общее

9,90

18

Нефтепродукты

16,50

19

Фенолы

19,81

20

СПАВ

14,85

21

Кислород растворенный

3,31

22

Окисляемость перманганатная

4,95

23

БПК5 (стандартный метод)

39,61

24

ХПК

13,20

25

Тяжелые металлы (6 штук) атомно-абсорбционным пламенно-спектрофотометрическим методом

34,66

26

Метанол (хроматографический метод)

16,5

27

ДЭГ (хроматографический метод)

16,50

№ п/п

Наименование разработки

Стоимость тыс.руб.

1.

Декларация безопасности установки, объектов ОЗХ, нефтебазы, отдельно стоящего резервуарного парка

360,0

2.

Декларация безопасности предприятия, нескольких установок, объектов ОЗХ, резервуарных парков

360+360·(N-1)·0,7

3.

Расчет энергетических потенциалов одного технологического блока, парка, отдельно стоящей сырьевой насосной, аварийного амбара и т.п.

40

4.

Расчет энергетических потенциалов установки или объектов ОЗХ, состоящих из нескольких блоков

40+40·(N-1)·0,6

5.

Инженерно-технические мероприятия ГО для вновь строящегося или реконструируемого предприятия

200+200·(N-1)·0,7

6.

Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций для одной установки, объектов ОЗХ, нефтебазы, отдельно стоящего резервуарного парка

320,0

7.

Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций для предприятия, нескольких установок, объектов ОЗХ, отдельно стоящих резервуарных парков

320+320·(N-1)·0,8

8.

Расчеты показателей пожарной опасности*)

В том числе:

А. Расчет категории пожарной опасности (1 помещение)

4,0

Б. Расчет избыточного давления, развиваемого при сгорании газовоздушных смесей в помещении

8,0

В. Расчет зон, ограниченных нижним концентрационным пределом распространения пламени газов и паров

4,0

Г. Расчет интенсивности теплового излучения при пожарах проливов ЛВЖ и ГЖ

8,0

Д. Расчет интенсивности теплового излучения и времени существования "огненного шара"

10,0

Е. Расчет зон воздействия ударной волны взрыва газопаровоздушных смесей в открытом пространстве

8,0

Ж. Расчет зон воздействия ударной волны при взрыве резервуара с перегретой жидкостью или сжиженным газом при воздействии на него очага пожара

8,0

З. Расчет параметров испарения ненагретых горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов

4,0

И. Расчет размеров сливных отверстий

4,0

К. Расчет противопожарных паровых завес

4,0

Л. Расчет температурного режима пожара в помещениях зданий различного назначения (1 помещение)

12,0

М. Расчет флегматизирующих концентраций (флегматизация в помещениях и технологических аппаратах) (1 помещение, 1 аппарат)

4,0

Н. Выбор размеров огнегасящих каналов огнепреградителей

4,0

О. Определение требуемой безопасности площади разгерметизации

15,0

П. Расчет риска для производственных зданий (1 здание)

20,0

Р. Оценка риска для наружных технологических установок (1 блок)

15,0

С. Расчет вероятности возникновения пожара или взрыва на резервуаре (1 резервуар)

12,0

№ п/п

Наименование разработки

Стоимость тыс.руб.

1.

Экспертиза Декларации безопасности установки, объектов ОЗХ, нефтебазы, отдельно стоящего резервуарного парка

160,0

2.

Экспертиза Декларации безопасности предприятия нескольких установок, объектов ОЗХ, резервуарных парков

160+160·(N-1)·0,6

Наименование средств измерений

Подлежат периодической поверке в указанные сроки (не реже) при применении

для учетных операций

для взаимных расчетов и в торговле

1

2

3

1. Счетчики  нефти, нефтепродуктов

Устанавливаются

территориальными

органами Госстандарта

1 раз в 2 года

2. Топливомаслораздаточные колонки

1 раз в год

1 раз в год

3. Механизированные заправочные агрегаты жидкого топлива

Устанавливаются территориальными органами Госстандарта

1 раз в 2 года

4. Мерники технические 1 и 2 класса

1 раз в 2 года

1 раз в 2 года

5. Образцовые мерники 11 разряда

1 раз в год

1 раз в год

6. Автоцистерны для  нефтепродуктов

-

1 раз в 2 года

7. Меры для отпуска жидкостей (метрические)

-

1 раз в 2 года

8. Весоизмерительные приборы

1 раз в год

1 раз в год

9. Гири

1 раз в год

1 раз в год

10. Уровнемеры

1 раз в год

1 раз в год

11. Метроштоки

1 раз в 2 года

-

12. Рулетки с грузами

1 раз в 2 года

1 раз в 2 года

13. Термометры всех типов

Устанавливаются 1 раз в год территориальными

органами Госстандарта

Устанавливаются 1 раз в год территориальными органами Госстандарта

14. Ареометры

Подлежат первичной

поверке при выпуске из производства

Наименование нефтепродукта

ГОСТ  

N резервуара

N паспорта

Дата  

Масса, т

Масса прописью

Цена за т

Сумма, руб.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Код

Нефтебаза - поставщик

Плательщик и его банковские реквизиты

Адрес доставки

Наименование нефтепродукта

Наличие емкостей и их вместимость

Порядок расчета

Способ доставки

Дополнительные условия, телефон исполнителя и др.

Основание

I декада

II декада

III декада

дата

масса, т

дата

масса, т

дата

масса, т

заявлено

отпущено

заявлено

отпущено

заявлено

отпущено

N п/п

N железно-

дорожных накладных

N вагонов

Тип цистерны

Уровень и температура, ° С

Масса брутто, кг

Содержание воды

Масса нетто, кг

Уплачен железно-дорожный тариф

%

кг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Наименование нефтепродуктов, начало и конец перекачки

Показатели замеров в резервуарах АЗС

плотность нефте-

продукта

фат. темпе-

ратура (град. С)

Масса нефте-

продукта, кг

Факт. принятого (сдано), кг

N резер-

вуара

уровень в мм

Объем в литрах

поправки в литрах

общий

в т.ч. воды

всего

в том числе

на коррек-

цию, +, -

на уклон резервуара, +, -

чистый объем нефтепродукта

воды

нефтепродукта

до перекачки

начало перекачки _ ч _ м

окончание перекачки __ ч __ м  

после перекачки  

до перекачки

начало перекачки _ ч _ м

окончание перекачки __ ч __ м

после перекачки

G = Vr/Vн, м3/м3

где

Vг

–

объем газа, м3;

Vн

–

объем нефти, м3;

G

–

газосодержание, м3/м3.

Параметры

Количественные данные

Объем газа в пласте,   Vг . 103, м3

18

Объем нефти в пласте,  Vн , м3

186

Объемный коэффициент, b

1,26

Масса нефти в АГЗУ, M, т

156

Плотность нефти в пластовых условиях, рн пл., кг/м3

580

Плотность нефти в поверхностных  условиях,  рн пов., кг/м3

800

U = (b-1)/b

где

U

–

коэффициент усадки нефти, д.ед.;

b

–

объемный коэффициент, д.ед.

где

рн пл.

–

плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3;

рн пов.

–

плотность нефти в поверхностных  условиях, кг/м3.

1/ МПа

где

bн1, bн

–

объемный коэффициент нефти при пластовом давлении и давлении насыщения;

∆Р

–

падение пластового давления, Мпа.

Параметры

Количественные данные

1

Площадь залежи, F, км2

12

Средняя мощность,  h, м

12

Пористость горных  пород, m,%

22

Коэффициент водонасыщенности,S,%

20

Начальное пластовое  давление, Рпл, МПа

18

Давление насыщенности,  Рнас, МПа

8

Объемный коэффициент нефти

- при давлении насыщения, bн1, д. ед.

- при пластовом давлении, bн, д. ед.

1,2

1,08

, МПа

где

m

–

пористость горных пород, д.ед.;

–

коэффициент сжимаемости нефти, МПа-1;

–

коэффициент сжимаемости пор породы, МПа-1, принимаем 2*10-4 МПа-1.

V = F ∙ h, м3

где

F

–

площадь залежи, м2;

h

–

средняя мощность, м.

,

где

S

–

начальный коэффициент водонасыщенности, д. ед.

Vн. пл = , м3

где

Qн.д

–

количество дегазированной нефти, добываемой из залежи, т/сут;

bн. пл  

–

объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, д. ед;

pн

–

плотность дегазированной нефти, кг/м3;

g

–

ускорение свободного падения, м/с2.

Параметры

Количественные

данные

Пластовое давление, Рпл, МПа

20

Давление на устье скважины, Руст, МПа

18

Плотность дегазированной нефти, ρв, кг/м3

800

Плотность нагнетаемой воды, ρв, кг/м3

1010

Объемный коэффициент, bв. пл

1,0

Глубина нагнетатель - ной скважины, Lс, м

2000

Количество дегазированной нефти,Qн.д, т/сут

100

Количество воды добываемой из скважины, Qв, т/сут

8000

Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, bн. пл

1,16

Vв. пл = , м3

где

Qв

–

количество воды, добываемое из залежи, т/сут;

bв. пл  

–

объемный коэффициент воды, д. ед;

pв

–

плотность нагнетаемой воды, кг/м3

Рз. нагн= Ру. нагн+10-6∙ρв∙g∙Lc-∆Pтр, МПа

где

Ру. нагн

–

давление на устье нагнетательной скважины, МПа;

ρв

–

плотность воды, кг/м3;

g

–

ускорение свободного падения, м/с2;

Lc

–

глубина нагнетательной скважины, м;

∆Pтр

-

потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя  скважины, принимаем ∆Pтр =3 МПа.

, м/с

где

g

–

ускорение свободного падения, м/с2;

di

–

диаметр частиц породы, м;

ρп

–

плотность частиц породы, слагающий коллектор, кг/м3;

ρн

–

плотность дегазированной нефти, кг/м3;

ν

-

кинематическая вязкость дегазированной нефти, м2/с.

Параметры

Количественные данные

d1∙10-1, мм

11

d2∙10-2, мм

15

d3∙10-3, мм

19

d4∙10-4, мм

18

d5∙10-5, мм

17

ρп, кг/м3

2000

ρн, кг/м3

810

∆Рзаб i   =   Рзаб i  -  Рзаб о , МПа

где

i

–

номер точки;

Рзаб i  

–

забойное давление для точки I, МПа;

Рзаб о

–

забойное давление до остановки скважины, Рзаб о = 9,7 МПа

№

точки

Время

t , с

Изменения забойного давления  Рзаб i  , МПа

1

60

9,91

2

120

10,15

3

180

10,37

4

300

10,80

5

600

11,50

6

1200

12,05

7

1800

12,25

8

2700

12,45

9

3600

12,55

10

5400

12,65

11

7200

12,69

12

10800

12,72

13

14400

12,75

14

18000

12,77

15

25200

12,80

16

36000

12,85

Компания

Запасы нефти млн. тонн

Лукойл

3344

Юкос

2607

Сургутнефтегаз

1504

ТНК

3707

Сибнефть

753

Башнефть

365

Славнефть

286