
- •ПРЕДИСЛОВИЕ
- •УКАЗАНИЯ ЧИТАТЕЛЯМ
- •1. ЭРА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.1. ВВЕДЕНИЕ
- •1.1.1.Необходимость моделирования
- •1.1.2.Типы моделей
- •1.1.3.Моделирование пласта
- •1.2. РАЗВИТИЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.2.1.Уравнение материального баланса
- •1.2.2.Аналоговые резистивно-емкостные сетки
- •1.2.3.Электролитические модели
- •1.2.4.Потенциометрические модели
- •1.2.5.Численные модели
- •1.3. ЦЕЛЬ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТОВ
- •1.3.1.Проектирование подземных хранилищ
- •1.3.2.Моделирование.скважин
- •1.4. ПРЕИМУЩЕСТВА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •2. ПОНЯТИЯ ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОДИНАМИКИ В МОДЕЛИРОВАНИИ
- •2.1. ВВЕДЕНИЕ
- •2.1.1.Закон Дарси. Понятие проницаемости
- •2.1.2.Потенциал скорости течения
- •2.1.3.Течение реального газа. Потенциал скорости реального газа
- •2.1.4.Стационарное и нестационарное течения
- •2.2. ТИПЫ ФЛЮИДОВ [4]
- •2.3. ХАРАКТЕР ТЕЧЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
- •2.3.1.Относительная проницаемость
- •2.3.1.Относительная проницаемость породы для вытесняющей фазы
- •3. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТА
- •3.1. ВВЕДЕНИЕ
- •3.2. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ [1—5]
- •3.2.1.Порядок составления уравнений
- •3.2.2.фильтрация однофазного флюида
- •3.3. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ МНОГОФАЗНОГО ФЛЮИДА [2]
- •3.3.1.Вывод уравнения фильтрации трехфазного флюида для радиальной схемы пласта
- •3.3.2.Вывод уравнения фильтрации многофазного флюида для одномерной схемы пласта
- •3.4. МНОГОКОМПОНЕНТНЫЕ СИСТЕМЫ [8], [9]
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
- •1.2. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •1.3. Трубы
- •1.3.2.Трубы обсадные
- •1.3.3.Бурильные трубы
- •1.3.4.Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •1.4. Скважинные уплотнители (пакеры)
- •2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
- •2.1. Наземное оборудование
- •2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин
- •3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)
- •3.1. Станки-качалки
- •3.2. Устьевое оборудование
- •3.3. Штанги насосные (ШН)
- •3.4. Штанговые скважинные насосы ШСН
- •3.5. Производительность насоса
- •3.6. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
- •4.1. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
- •4.2. Установки погружных винтовых электронасосов
- •4.4. Арматура устьевая
- •4.5. Комплекс оборудования типа КОС и КОС1
- •4.6. Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)
- •4.7. Струйные насосы
- •5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
- •5.1. Газлифтная установка ЛН
- •7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
- •ВВЕДЕНИЕ
- •I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ «КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ»
- •1.1 СУЩНОСТЬ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ
- •1.2. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
- •1. 3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ
- •1.3.1 Флюиды
- •1.3.1.1. Нефть
- •1.3.1.2. Газы
- •1.3.1.3. Конденсат
- •1.4. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
- •1.5. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ
- •1.5.1. Основные типы залежей
- •1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
- •1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
- •1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
- •1.8. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ
- •1.8.1. Региональный этап
- •1.8.1.1. Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •1.8.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •1.8.2 Поисковый этап
- •1.8.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •1.8.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •1.8.3. Разведочный этап
- •1.8.3.1. Стадия оценки месторождений (залежей)
- •1.8.3.2. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •1.9. КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ
- •1.11. ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ
- •2. ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ И ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •2.1 ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
- •2. 2 ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
- •2. 3. ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ
- •2.4. ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •3. СУММАРНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
- •4. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА
- •4. 1. СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА
- •4. 2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
- •4.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА
- •4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
- •4.3.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА
- •4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ
- •5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
- •5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
- •5.3. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА
- •6. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА И ЕГО КОМПОНЕНТОВ
- •6.1.ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ
- •6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
- •7.ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ И ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ
- •7.1. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ
- •Модуль
- •Продуктивность скважин.
- •Введение
- •Этапы добычи на нефтяном месторождения
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Как преодолеть повреждение пласта?
- •Другие факторы, влияющие на продуктивность скважины
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
- •1.2. ПОРИСТОСТЬ
- •1.2.1. Виды пористости
- •1.3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ
- •1.3.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.3. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
- •1.3.4. Классификация проницаемых пород
- •1.3.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.3.6. Виды проницаемости
- •2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД
- •2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •2.2. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •3. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
- •3.1.1. Состав природных газов
- •3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов
- •3.1.3. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
- •3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод
- •3.3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
- •3.3.1. Физико-химические свойства нефти
- •4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
- •4.1. СХЕМА ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ
- •4.2. ФАЗОВЫЕ ПЕРЕХОДЫ В НЕФТИ, ВОДЕ И ГАЗЕ
- •5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА
- •6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
- •6.1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
- •6.2. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ
- •6.3. ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ
- •6.4. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
- •6.5. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ
- •6.6. РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
- •6.7. ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
- •ЛИТЕРАТУРА
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ПРАВОВЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.ПРАВОВАЯ ОСНОВА ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.1.Концепция охраны окружающей природной среды
- •1.1.2.Правовые аспекты охраны окружающей природной среды
- •1.1.3.Эколого-правовая ответственность
- •1.1.4.Возмещение вреда природной среде
- •2.1.Принципы управления охраной природы в нефтяной и газовой промышленности
- •2.2.Совершенствование системы информационного обеспечения
- •2.3.Совершенствование системы экономического стимулирования природоохранной деятельности нефтегазодобывающих предприятий
- •2.4. Критерии качества среды и нормативы воздействия
- •3. ЭКОЛОГО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ
- •3.1. Организационные подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.2. Технологические и технические подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.3.Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства
- •4. ИСТОЧНИКИ И МАСШТАБЫ ТЕХНОГЕННОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
- •5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
- •5.1.Источники загрязнения
- •Источники загрязнения
- •5.2.Характер загрязнения природной среды
- •5.3.Влияние отходов на водные объекты
- •5.4.Влияние отходов на почву
- •6. СТРОИТЕЛЬСТВО
- •7. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
- •8. ОБЪЕКТЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
- •8.1. Схемы водоснабжения системы заводнения нефтяных месторождений
- •8.2. ЭЛЕМЕНТЫ ФАКЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ
- •8.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
- •Рис.2. Условия стабильного горения
- •L – длина пламени, d – диаметр факельной трубы
- •8.2.2. РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.3. РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.4. ШУМ ПРИ ФАКЕЛЬНОМ СЖИГАНИИ ГАЗА
- •8.2.5. АВАРИИ НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
- •8.2.6. ТЕПЛОВОЕ ИЗЛУЧЕНИЕ
- •9. ВЗАИМОВЛИЯНИЕ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА И ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •11. ПРИРОДООХРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
- •12. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •12.1. ОХРАНА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ
- •12.1.1 Поверхностные воды
- •12.1.2 Подземные воды
- •12.2. Утилизация вод нефтяных месторождений
- •12.3. ОХРАНА ПРИРОДНЫХ ВОД
- •12.4. ВОДОПОЛЬЗОВАНИЕ И ВОДООТВЕДЕНИЕ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
- •12.5. ОЦЕНКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОДНОЙ СРЕДЫ
- •12.5.1. Критерии, отражающие воздействие отдельных факторов
- •12.5.2. Экологические интегральные критерии оценки качества вод
- •12.6. РАСЧЕТ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7. ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7.2. Технология путевого сброса воды
- •13. СПОСОБЫ БОРЬБЫ С НЕФТЕЗАГРЯЗНЕНИЕМ ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
- •13.1. Механические методы удаления нефти
- •13.3. Химические методы удаления разливов нефти
- •13.4. Микробиологическое разложение нефти
- •13.5. Технология сбора плавающей нефти с водных поверхностей
- •14. ОХРАНА ЗЕМЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
- •14.1. ОХРАНА АТМОСФЕРЫ
- •14.1.1.Нефтяной газ как источник загрязнения атмосферы
- •14.2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ОХРАНЫ НЕДР НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •14.3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- •14.4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •15. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
- •15.1. ЗАВОДНЕНИЕ
- •15.1.1. ЗАВОДНЕНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ
- •15.1.2. ЗАВОДНЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ
- •15.1.3. ЗАКАЧКА ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА
- •15.2. МЕТОД ВЛАЖНОГО И СВЕРХВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
- •16. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •17. МОНИТОРИНГ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ
- •17.1. СИСТЕМА НАБЛЮДЕНИЯ ЗА НЕФТЯНЫМ ЗАГРЯЗНЕНИЕМ
- •17.2. КОНТРОЛЬ ЗА ЗАГРЯЗНЕНИЕМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ЗОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
несоответствие объясняется тем, что не более 10% от общего числа веществ обеспечены методами анализа.
12.5.2. Экологические интегральные критерии оценки качества вод
Основное отличие методических подходов к экологическому нормированию от гигиенических подходов в ограничении вредного воздействия химических веществ состоит в том, что медицинские подходы в качестве основных критериев выбирают здоровье населения, а с экологических позиций – это сохранение генофонда биоты в целом, в том числе и гидробиоты.
В настоящее время еще невозможно говорить о реализации экологического нормирования как системы. Например, потому, что не обобщен накопленный опыт, не систематизированы данные по значениям пороговых параметров воздействия.
Однако наиболее информативные, надежные критерии экологической диагностики водной среды имеют неоспоримую перспективу и для оперативной оценки качества водной среды, и для его прогнозирования и управления.
Критерием устойчивости (сохранения биотических сообществ) водных экосистем к антропогенным нагрузкам является их самоочищающая способность.
Самоочищающая способность может быть выражена разными способами, исходя из конкретных условий. Например, через коэффициент
К= суточное потребление кислорода биопланктоном поверхностных вод .
БПК
Коэффициент отражает скорость разложения загрязняющих органических веществ в условиях водоема, то есть его самоочищающую способность. Максимальные значения коэффициента соответствуют малому БПК, а с увеличением содержания органического вещества в воде скорость его деструкции уменьшается.
Токсичность вод по биотестам - это определение степени воздействия исследуемой воды на биологический объект. Регистрируется при этом изменение какого–либо биологического показателя биообъекта по сравнению с контрольным.
Таким биологическим показателем может быть выживаемость тест-объектов, например, дафний, водорослей и рыб).
Замена определения большого числа гидрохимических показателей несколькими биотестами удешевит контроль водной среды.
Сточная вода на сбросе не должна оказывать острого токсического действия. Классность вод. Истинную оценку воздействия на водную среду невозможно дать по
изолированному действию отдельных веществ. Не дают адекватной оценки состояния водных экосистем и методы биотестирования, например, только что рассмотренный показатель токсичности воды, так как возможность экстраполяции (перенесение) результатов биотестирования in situ на естественные водоемы ограничена. По методикам биотестирования невозможно учесть все существующие особенности жизнедеятельности организмов.
Поэтому разработан критерий уровня загрязнения вод по методу прямой оценки качества воды биоиндикаторным методом. Этот метод применяется в мировой практике, а в России широко используется при оценке качества воды малых рек.
Метод учитывает наличие, количество и значимость индикаторных таксонов в водоемах, а разнообразие микроорганизмов дает оценку классности вод. Градация качества осуществляется по 6 классам:
от 1 – которому соответствует очень чистая вода, до 6 – которому соответствует очень грязная вода, исключающая возможность обитания микроорганизмов.
Идентификация присутствующих в воде биотаксонов осуществляется с помощью Атласа, в котором приведены изображения микроорганизмов.
Метод биоиндикации был применен для оценки качества вод вблизи объектов хранения газа.
76

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Результаты: |
Качество воды |
Болото вблизи автострады |
4-5 класс (8 типов) |
Территория предприятия (промысла) |
5 класс (3 типа) |
Зона на 150-200 м ниже территории |
4-5 класс (8 типов) |
Таким образом, метод биоиндикации позволяет установить границы техногенного воздействия на водный объект, и наметить меры по восстановлению качества вод.
12.6. РАСЧЕТ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
Расчет ПДС производится в случае сброса сточных вод в природные водные объекты. При отводе загрязненных вод в канализацию ПДС не рассчитываются. Но условия сброса в канализационный коллектор согласовываются с местным управлением коммунального хозяйства.
Расчет ПДС осуществляется в соответствии с требованиями к составу и свойствам воды водных объектов, в которые сбрасываются сточные воды (с учетом категорий водопользования).
ПДС = qСТ · СПДС, |
г/ч |
где qСТ – максимальный расход сточных вод, м3/ч;
СПДС - допустимая концентрация загрязняющего вещества, г/м3. Расчетная формула:
СПДС= n· (СПДК-СФ)+СФ,
где СФ – фоновая концентрация загрязненного сточных вод;
n - кратность разбавления в водотоке.
Забор воды от внешнего источника
Технологические процессы
Сбор сточных вод
Контроль качества очистки |
|
|
Система распределения |
|
Стоки |
воды и отходов |
|
|
|
|
вещества в водотоке выше выпуска
Данные о фоновых значениях могут быть получены в местных органах Росгидромета, если ведутся наблюдения на водных объектах.
Перед расчетом ПДС устанавливается к какой группе по ЛПВ (лимитирующий показатель вредности) относятся вредные вещества, содержащиеся в сточных водах. Если вещества относятся к нескольких группам ЛПВ, расчеты ПДС выполняются независимо для каждой группы и выбирается результат, дающий наиболее жесткие условия сброса.
Схема водоснабжения предприятия.
Возврат воды в |
Отходы на преработку |
|
|
технологический процесс |
|
77

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
12.7. ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
Основная цель водоохранных мероприятий на предприятиях нефтегазокомплекса –
минимизация вредного воздействия на водную среду путем эффективной очистки
бытовых и производственных сточных вод.
(Схема водоснабжения предприятия.) Водоочистные сооружения включают сбор, очистку сточных вод, контроль качества очистки и сброс очищенных вод.
Еще раз отметим: циркуляция воды позволяет уменьшить количество воды, забираемой из внешнего источника; свести к минимуму объемы сбрасываемых стоков, то есть организовать экологически более совершенную систему.
Существует большое разнообразие технологий очистки стоков и, соответственно, очистных сооружений. Эффективность их различна.
Таблица 3
Эффективность очистки сточных вод разными методами
|
|
Концентрация, мг/л |
Степень |
||
ЗВ |
Метод очистки |
до |
после |
||
очистки, % |
|||||
|
|
очистки |
|
||
|
|
|
|
||
Нефть |
Фильтрование |
20-200 |
10-25 |
50-87 |
|
|
(песок) |
||||
|
|
|
|
||
|
Нефтеловушки |
26000 |
57 |
99,7 |
|
|
Биохимическое |
||||
|
17,6 |
8,2 |
53 |
||
|
окисление |
||||
|
|
|
|
Выбор метода очистки зависит от типа загрязняющих веществ.
Иванов Н.В. из НИИнефтепромхим предложил следующую систематизацию выбора методов очистки воды (табл.4).
Таблица 4
Загрязняющие вещества |
|
Число ступеней очистки |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
|
|
|
|||||
|
|
Специфические |
|
|
|
|
|
Биологически |
Биохимические |
ЗВ |
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
|
|
||
|
Хоз.-бытовой |
|
|
|
Биосорбц |
||
|
|
|
|
|
|||
|
|
сток, промсток |
|
|
|
я очис |
|
|
|
|
|
|
Ф/Х |
|
|
|
|
Химически |
|
|
очистк |
|
|
|
|
связанные |
|
|
а |
|
|
|
Агрегатированная |
|
|
|
II |
|
|
Физико- |
взвесь |
Механически |
|
Физ- |
|
|
|
химические |
|
|
хим. |
|
|
||
|
агрегатированны |
|
|
|
|||
|
|
|
очистк |
|
|
||
|
|
е |
|
|
|
||
|
|
|
а I |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
Механические примеси, |
Механическа |
|
|
|
||
|
нефтепродукты и др. |
я очистка |
|
|
|
Механические методы очистки сточных вод используют гравитационные и центробежные силы для очистки сточных вод от загрязняющих веществ.
Мелкодисперсные загрязняющие частицы отделяются фильтрованием. Грубодисперсные загрязняющие вещества (минеральные и органические) выделяют
отстаиванием и разделением в поле центробежных сил на гидроциклонах или центрифугах.
78

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
К оборудованию, использовающему метод отстаивания, относятся песколовки, буферные резервуары, нефтеловушки, отстойники или пруды.
Буферные резервуары применяются, если стоки поступают от разных объектов и отличаются по качеству. Вода находится в них в течение 6-24 часов.
Нефтеловушка основное сооружение для отстаивания нефтесодержащих сточных вод. В ней оседает и значительное количество твердых механических примесей.
Рис.1. Схема нефтеловушки
1- распределительная камера, 2 - трубопровод, 3 - отстойная камера, 4 - скребковый транспортер
Сточная вода попадает в распределительную камеру, затем в отстойные камеры (секции нефтеловушки), в конце последней вода проходит под нефтеудерживающей стенкой и через водослив попадает в поперечный сборный лоток, затем в сборный коллектор.
Всплывшие нефтепродукты собираются и отводятся щелевыми поворотными трубами. Осадок выпадает на дно секции и собирается в приямок скребком.
Для дополнительного отстоя и отделения механических примесей используются отстойники или как самостоятельный очистной объект или как вспомогательные устройства.
В зависимости от направления движения воды отстойники могут быть горизонтального, вертикального, радиального или комбинированного типа.
Для дополнительного отстоя сточных вод после нефтеловушек или установок физикохимической очистки используют пруды, глубина которых 1-1,5 м. Откосы и дно – покрывают глиной, асфальто-бетоном или бетоном. Продолжительность отстаивания 1-2 суток. Содержание нефтепродуктов не должно превышать 15-30 мг/л.
12.7.1.Физико-химические методы очистки сточных вод
Кним относятся методы флотации, коагуляции. Физико-химические методы позволяют интенсифицировать отделение взвешенных частиц минеральных и органических загрязняющих веществ, позволяют извлекать из стоков необходимые компоненты (экстракция, сорбция и др.).
Флотация
Флотация – способ удаления из сточных вод загрязняющих веществ (эмульгированной нефти, нефтепродуктов, твердых минеральных загрязнителей, которые не задерживаются в нефтеловушках) за счет прилипания частиц примесей к пузырькам воздуха и выносу загрязненных веществ вместе с ними.
В зависимости от способа образования пузырьков различают флотацию: компрессионную (напорную), пенную, химическую, вибро-, био- и электрофлотацию.
Компрессионная – образование пузырьков газа в газонасыщенной воде в аппарате по мере снижения давления.
Время пребывания во флотационной зоне r = 20мин, а в отстойной зоне – 3 ч. Количество газа (при снятии давления) не менее 15 л/м3; содержание нефти и
механических примесей не более 250-300 мг/л, деэмульгатор – нежелателен, т.к. снижает эффективность очистки.
При таком способе очистки воды возникает проблема обработки и утилизации шлама. За рубежом данный метод нашел широкое распространение.
Биологические методы очистки
Для удаления из сточных вод растворенных органических веществ часто применяют биологическое окисление в природных или искусственных условиях
Биохимическую очистку проводят на станциях биохимической очистки, имеющих пропускную способность 50-100 м3/сут, после механической и физико-механической очистки.
79