Экология нефтегазодобывающих комплексов

Концепция охраны окружающей природной среды. Возмещение вреда природной среде. Принципы управления охраной природы в нефтяной и газовой промышленности. Организационные подходы и основные методы минимизации воздействия производств на окружающую среду.

Рубрика Экология и охрана природы
Вид учебное пособие
Язык русский
Дата добавления 29.02.2016
Размер файла 1,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

В 79-х годах частота повреждений из-за коррозии на трубопроводах в Башкирии достигала 0,88 случая на 1 км протяженности, соответственно в Татарии--1,48, Куйбышевской области--0,74 и в Азербайджане--1,24 случая. По данным ВНИИСПТнефть, в целом по всем нефтедобывающим предприятиям количество аварий на водоводах на 1 км действующей трубы составляло: на подводящих водоводах -- 0,447, на нагнетательных водоводах--0,341.

Наблюдается следующее соотношение величин разлива нефти вследствие аварий (в %): коррозионные разрушения труб--50,1, некачественное проведение строительно-монтажных работ--19,8, прочие причины--30,1.

Значительно увеличивается количество аварий на водоводах, перекачивающих сточные воды, содержащие сероводород, где среднее число аварий, приходящихся на 1 км действующего водовода (по данным ВНИИСПТ) распределяется следующим образом: водоводы пресных вод--0,7; водоводы сточных вод, не содержащих сероводород,--2,9; то же, содержащих сероводород,--3,4.

В значительной степени такое положение характерно и для многих других нефтяных районов. Ежегодный ущерб от коррозии в нефтяной промышленности составляет сотни миллионов рублей, плюс большая потеря металла и добычи нефти в результате аварий, а также загрязнение объектов окружающеи среды. Разлитая пластовая вода засолоняет почву и приводит к гибели растительности, а утечка ее через обсадные колонны эксплуатационных и нагнетательных скважин вызывает нежелательное загрязнение подземных водоносных горизонтов.

На большинстве нефтяных месторождений способы очистки и утилизации сточных вод на промыслах предусматривают выделение основной массы нефтепродуктов и твердых примесей, содержащихся в сточных водах, в резервуарах-отстойниках.

В зависимости от свойств сточных вод основными рекомендованными способами очистки служат следующие: механический, химический, физико-химический и биохимический (последний, к сожалению, практически не используется).

Качество промысловых сточных вод различных нефтяных месторождений имеет чрезвычайно разнообразный характер, изменяется в широких пределах и зависит от геологических свойств месторождения нефти, времени его разработки, технической оснащенности и метода очистки стоков на очистных сооружениях.

Основную массу сточных вод (85%) нефтепромыслов составляют пластовые (добываемые с нефтью) воды. Количество пластовой воды, отделяемой от нефти, зависит от обводненностн нефти в продуктивном пласте. На старых, давно разрабатываемых нефтепромыслах обводненность нефти может достигать 70--80% и более (например, на ПО «Башнефть» обводненность нефти в среднем составляет около 80--85%).

От 2 до 10% сточных вод нефтепромыслов составляют ливневые воды, которые в большинстве случаев состоят из пресных технических и дождевых вод. Эти воды загрязнены в основном нефтепродуктами и механическими примесями, содержание которых изменяется соответственно от 100 до 2000 мг/л и от 100 до 5000 мг/л.

При закачке сточных вод в нефтяные пласты под высоким давлением они могут просачиваться в верхние пресноводные горизонты по затрубному пространству обсадных колонн из-за просадки цемента или из-за некачесвенного цементажа, или по “окнам водоупорных толщ”. Все это может привести в полную негодность для употребления в хозяйственно - бытовых и питьевых целях ближайшие водоемы и питьевые колодцы.

Так при нарушении эксплуатации одной из поглощающих скважин был осолонен Бишиндинский каптаж - один из источников водоснабжения г.Туймазы. Водозабор отключался от питания города.

Нефтепромысловые сточные воды могут оказать отрицательное влияние на состояние водоснабжения населения. Обнаружено, например, что частые аварийные порывы водоводов сточных вод цехов ППД, подготовки и перекачки нефти в местах водопользования населения пос. Шкапово, Озеровка, Мелисоново и других районов размещения ПО «Башнефть» ) привели к попаданию стоков в подземные воды и резко ухудшили состав воды в колодцах и родниках населенных пунктов.

На практике были случаи загрязнения и осолонения колодезных вод из-за перелива сточных вод из насосных станций.

Ухудшение качества воды, прежде всего, выражалось изменением ее органолептических свойств. Подземные воды приобретали горько-солоноватый привкус и запах нефтепродуктов до 5 баллов. Наблюдалось увеличение в воде хлоридов, сухого остатка и жесткости,

При оценке степени загрязнения нефтепродуктами поверхностных водоемов Тюменской области получены данные, указывающие на определенную зависимость наличия нефтепродуктов в воде от степени освоения района нефтепромыслов. Для периода исследований была характерна эксплуатация ряда объектов нефтедобычи с большим количеством недоделок, большим числом временных сооружений, не отвечающих необходимым требованиям, что привело к значительному загрязнению водоемов территории в результате аварийных порывов нефтепроводов и т. п.

Оценка экологической опасности вод и почв согласно Российским (санитарно-бытовым ПДК) и голландским нормативам

Загрязняющее вещество

ПДК (Россия)

Экологический норматив (Голландия)

Для воды, мг/л

Для почвы, мг/кг

Для поверхностных вод, мг/л

Для грунтовых и подземных вод, мг/л

Для почв и донных отложений, мг/кг

ДДТ

0,1

0,1

но**

но / 0,00001*

0,0025 / 4

Полихлорированные бифенилы

0,0001

но

но

0,00001 /

0,00001

0,02 / 1

Гексахлорбензол

0,05

0,03

но

0,00001 / 0,0005

0,0025 / но

Мышьяк

0,05

2,0

0,005

0,01 / 0,06

29 /55

Ртуть

0,0005

2,1

0,00002

0,00005 / 0,0003

0,3 / 10

Цинк

1,0

23,0

0,009

0,065 / 0,8

140 / 720

Хром

0,55

6,0

0,005

0,001 / 0,03

100 /380

Медь

1,0

3,0

0,003

0,015 / 0,075

36 / 190

числитель - экологический норматов,

знаменатель - норматив санации,

но - не определялся.

8.2 ЭЛЕМЕНТЫ ФАКЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ

Факельные установки предназначены для сжигания некондиционных газов, образующихся при пуске, продувке оборудования или в процессе работы, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна.

Сжигание сбросных газов на факельной установке позволяет значительно уменьшить загрязнение окружающей среды токсичными и горючими веществами.

8.2.1 КЛАССИФИКАЦИЯ ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

По месту расположения факельной горелки факельные установки разделяют на высотные и наземные. В высотных факельных установках факельная горелка расположена в верхней части факельной трубы; продукты сгорания поступают сразу в атмосферу. В наземных установках горелка расположена на небольшом расстоянии от земли, а продукты сгорания отводятся в атмосферу через дымовую трубу.

Особые меры безопасности требуется принимать при сжигании углеводородов в наземных факельных установках. В этом случае факельную горелку устанавливают в чашу высотой около 2 м и постоянно контролируют состав, содержащегося в ней газа, чтобы предотвратить вытекание углеводородов в окружающую среду.

Для исключения опасности воспламенения газов и паров, выделяющихся из предохранительных клапанов и технологических установок, а также вредного воздействия на персонал теплового излучения пламени, вокруг факельных установок предусматривают свободную зону. Обычно для наземных факельных установок требуется зона радиусом не менее 50 м, а для высотных - радиусом 30-40 м.

Высотные факельные установки можно разделить на средние (4-25 м) и высокие (более 25 м). В некоторых факельных установках высота факельной трубы составляет 80-120 м.

На объектах нефтяной и газовой промышленности применяют факельные установки:

- низкого давления - для обслуживания цехов и установок, работающих под давлением до 0,2 МПа;

- высокого давления - для обслуживания цехов и установок, работающих под давлением выше 0,2 МПа.

Размещено на http://www.allbest.ru/

А) 1 -сепаратор, 2- факельная труба, 3-дежурная горелка, 4- запальная горелка.I - сбросный (факельный) газ, II- азот для продувки, III- топливный газ, IV- воздух, V- конденсат.Факельные газы из систем низкого и высокого давления могут (по возможности) собираться в газгольдер для дальнейшего целевого использования (на химическом предприятии).

К факельным установкам предъявляются следующие требования:

- полнота сжигания, исключающая образование альдегидов, кислот , дыма, сажи и других вредных промежуточных продуктов;

- устойчивость факела при изменении расхода и состава сбрасываемых газов;

- безопасное воспламенение, бесшумность и отсутствие яркого свечения.

На практие применяют различные системы факельных установок. Рассмотрим две из них:

1) система со сбросом газов в факельную трубу;

2) система для газов высокого давления с отбором факельных газов на переработку или для сжигания в котельных установках.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Б) 1-сепаратор, 2- факельная труба, 3-дежурная горелка, 4- запальная горелка, 5- регулирующий клапан.

I-сбросный газ, II- газ потребителю, III-конденсат

Сбрасываемые газы перед попаданием в факельную трубу проходят сепаратор. Конденсат из сепаратора возвращают в производство или утилизируют другим способом или сливают в канализацию. Факельная труба оснащается дежурными и запальными горелками. Такую систему применяют, когда газы не утилизируются (или не подлежат утилизации) или когда давление на технологических установках не достаточно для подачи сбросного (факельного) газа в газгольдер.

В системах второго типа газы поступают в сепаратор, где отделяются от конденсата. Основная масса газа направляется потребителю, а избыток сбрасывается в факельную трубу через регулирующий клапан.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Воздействие теплового облучения от факелов чрезвычайно опасно для людей, животных и всей окружающей среды. В радиусе 50-100 м от факела погибает растительность.

Безопасность эксплуатации факельных установок зависит от правильного выбора режимных параметров:

- диаметра ствола факела, который должен обеспечить стабильное пламя в условиях переменной по составу и расходу нагрузке;

- высоты ствола и

- расстояния вокруг ствола, на котором тепловое излучение будет безопасным.

Скорость движения газа в факельной трубе независимо от колебаний нагрузки всегда должна быть больше скорости распространения пламени, но меньше некоторой предельной величины, при которой возможен отрыв пламени. Экспериментальные данные о скоростях отрыва пламени для факельных труб отсутствуют. На практике принимают, что пламя будет устойчивым при скорости газа на выходе из трубы не превышающей 20-30% скорости звука в этом же газе.

Эта зависимость (рис.2) характеризует высоту пламени для различных скоростей потока. Начиная с 0,2 высота пламени становится постоянной.

8.2.2 РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ

Расход сбрасываемого газа определяется по формуле

G = 3600·с·U·S, кг/ч (1)

где G - расход газа, кг/ч;

с - плотность газа, кг/м3;

U - скорость газа на выходе из факельной трубы (скорость истечения газа), м/с;

S - площадь поперечного сечения трубы, м2.

Плотность газа

(2)

где М- молекулярная масса газа, кг/кмоль;

Р - абсолютное давление, Па;

T - температура, К;

R - универсальная газовая постоянная, 8314,8 Па*м3/ (кмоль*К).

Скорость звука в идеальном газе:

(3)

где - показатель адиабаты.

Тогда скорость газа на выходе из факельной трубы принимается равной 20% от UЗ:

(4)

Площадь поперечного сечения факельной трубы:

(5)

где d- диаметр факельной трубы.

Подставив 2, 3, 4 и 5 уравнения в (1) и, выразив d, получим:

(6)

Если задан объемный расход газа V (м3/ч), то

(7)

Если сжигаются газы, не выделяющие дыма, то расчетный диаметр может уменьшиться на 15%.

Длина факела рассчитывается по формуле:

(8)

8.2.3 РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ

Интенсивность теплоизлучения пламени определяется уравнением:

(9)

где - коэффициент светового излучения;

Q-количество тепла, выделяемого пламенем, МДж/г;

l- расстояние от центра пламени, при котором интенсивность теплоизлучения снижается до безопасной величины: q = 5 МДж/(м2*ч).

Коэффициент излучения выражается эмпирическим уравнением:

(10)

где QH - низшая теплота сгорания факельного газа, МДж/м3.

(11)

где M - молекулярная масса газа.

Для газовых смесей:

(12)

где Ni - мольная доля компонента в смеси;

Qi - низшая теплота сгорания компонента.

Количество тепла выделяемого пламенем:

(13)

где VФГ - расход факельного (сбросного) газа, м3/ч.

Максимальную интенсивность теплоизлучения определяем по формуле:

(14)

где l1 - расстояние от центра пламени до основания факельной трубы, м, равное

, (15)

где H - высота факельной трубы, м.

Подставим формулу (15) в (14) и решим относительно H:

(16)

Высота факельной трубы должна обеспечить безопасность радиационно-теплового воздействия на персонал. Максимальная величина qM, которую может выдержать человек в течение некоторого времени, составляет 17 МДж/(м2·ч). Подставив эту величину в (16) получим:

(17)

Высоту факельной трубы рекомендуется принимать не менее 35 d.

Представляет интерес рассчитать расстояние от основания факельной трубы до безопасной зоны, которую можно вычислить как длину катета l2 в прямоугольном треугольнике:

или (18)

Эта зависимость справедлива для случая, когда сброс газа производится в неподвижную атмосферу.

При ветре пламя будет отклонено под углом к оси трубы. Площадь у основания трубы, на которой интенсивность излучения будет выше допустимого предела, имеет форму эллипса. Поэтому расстояние от факельной трубы до безопасной зоны увеличивается. Как следует из рис.:

(19)

где UB - скорость ветра, м/с;

U - скорость сброса газов, м/с;

- угол наклона пламени.

. (20)

По данным Деткова и др. в нашей стране не проводились экспериментальные исследования на промышленных факелах с целью определения интенсивности теплоизлучения, мощности тепловыделения, полноты сгорания газа (флюида), уровня шума, длины и отклонения пламени в зависимости от направления ветра и других параметров.

Обширный экспериментальный материал собран американскими исследователями: факельные трубы газо- и нефтеперерабатывающих заводов, d= 390 мм, Н= 22,9 м.

В частности, относительно шума при факельном сжигании газа.

8.2.4 ШУМ ПРИ ФАКЕЛЬНОМ СЖИГАНИИ ГАЗА

Шум возникает при механических колебаниях в твердых, жидких и газообразных средах. Механические колебания в диапазоне частот 20-20000 Гц воспринимаются ухом человека как звук. После 6-7 ч работы при интенсивности шума 80-90 дБ нарушаются функции вегетативной нервной системы и деятельность головного мозга.

В наших Типовых инструкциях единственное упоминание о допустимом уровне звука на рабочих местах касается работы компрессора. Сказано, что уровень звука на рабочих местах при длительной непрерывной работе компрессора не должен превышать 85 дБ.

Снизить уровень шума, возникающий при истечении газа из трубы, можно увеличением диаметра трубы. Однако при этом увеличиваются расходы на ее монтаж и ухудшаются условия горения.

Установлено, что уровень звука в направлении ветра, измеренный на расстоянии 4 - 9 м от трубы, изменяется следующим образом:

Длина пламени, м

Расход газа, м3/с

Уровень звука, дБ

27

31

43

0,5

18,4

25,9

94-89

99-95

112-108

Фоновый шум до испытаний у основания пламени составлял 78 дБ.

Шум при сбросе газа через факельные трубы со скоростями, превышающими скорость звука в данном газе, обусловлен расширением газа при прохождении его через регулирующий клапан и при выходе из трубы.

Шум при горении (источник - факельная горелка, на высоких факельных установках) объясняется неравномерностью процесса горения. Неравномерность процесса горения проявляется в виде отдельных языков пламени.

Шум возникает и при неустойчивом горении (рис.) сбрасываемого газа на факельных установках, возникающем, например, при низкой скорости потока. При низкой скорости потока происходит погружение пламени в верхнюю часть трубы и гашение его. Затем воспламеняется новая порция газа. Частота колебаний составляет 10-15 Гц. Поэтому в трубах большого диаметра следует поддерживать скорость сброса не менее 0,3-0,9 м/с, чтобы исключить такие низкочастотные колебания.

Другим основным источником шума факельных установок является струи воды или водяного пара, подаваемые в горелку для обеспечения бездымного сжигания. Путь снижения: конструкция сопел для подачи водяного пара при минимальном перепаде давления. Шум водяного пара имеет высокую частоту.

Зависимость общего уровня звука от скорости сброса газа: (рис.).

- с увеличением расхода газа шум возрастает.

Шум, создаваемый наземными факельными установками, где газ сжигается внутри трубы, приблизительно на 10 дБ меньше, чем шум высоких факельных установок той же производительности.

Причина этого, вероятно, в том, что пламя, находящееся внутри кожуха, защищено от воздействия ветра и периодического охлаждения. Кроме того, тепло от огнеупорных стенок оказывает стабилизирующее действие на процесс горения.

Для снижения уровня шума следует по возможности стремиться увеличить время выпуска газа.

Для снижения уровня шума на сбросные трубы устанавливают глушители.

8.2.5 АВАРИИ НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ

Факельные установки характеризуются повышенной степенью опасности по сравнению с другим технологическим оборудованием. Mаксимальная опасность взрыва возникает в случае образования в факельных установках смеси горючего газа и воздуха.Если к такой смеси добавить инертный газ, то при определенном его содержании смесь становится негорючей. Количество инертного газа определяется его видом и составом горючего газа и составляет 50-75%.

Образование взрывоопасных смесей в факельных установках связано в основном с попаданием в них кислорода воздуха. Опасность проникновения атмосферного воздуха в факельные установки возникает прежде всего при большом ветре, низкой скорости потока сбрасываемого газа и сбросе газов с относительной плотностью по воздуху меньше 1 или нагретых газов.

Воздух в факельную систему может попасть в основном через срез факельной трубы или через неплотности при нарушении герметичности оборудования. В последнем случае подсос воздуха в установку обусловлен разрежением в факельной трубе.

Другим фактором, обусловливающим повышенную опасность факельных установок, является постоянно горящий факел (открытый огонь).

Для уменьшения опасности взрыва факельную систему постоянно продувают инертным или топливным газом.

Кроме того, для ограничения распространения пламени устанавливают гидрозатворы, лабиринтные уплотнители, огнепреградители и другие устройства.

Одной из причин аварий на факельных установках является засорение (замерзание) факельных трубопроводов. Поэтому трубопроводы следует выполнять с наклоном и без карманов.

Во всех случаях, когда вода может попасть в систему извне (промывка, пропарка), трубопроводы должны быть проверены на отсутствие влаги. Конденсат пара (зимой) может быстро превратиться в лед. Кроме того, конденсация пара может привести к созданию разрежения в факельной системе и подсосу воздуха.

Попадание в факельный трубопровод сырой нефти может привести к закупориванию факельной системы.

При оценке реальной опасности следует учитывать, что взрыв невозможен, если содержание кислорода ниже так называемого кислородного предела, который зависит от состава смеси.

Для алканов кислородный предел всегда выше 10%. Для окиси углерода он составляет 5-10%.

На практике принимают, что при сбросе алканов высокие факельные трубы безопасны, если содержание кислорода на расстоянии 7,5 м от верха трубы не превышает 6% об.

Размещено на http://www.allbest.ru/

8.2.6 ТЕПЛОВОЕ ИЗЛУЧЕНИЕ

Расчет высоты факельного ствола и определение места его расположения должны учитывать три основных фактора пожарной безопасности:

- радиационно-тепловое воздействие пламени на персонал и оборудование;

- искрообразование;

- воспламенение отдельных очагов взрывоопасных смесей с воздухом, если была утечка горючих газов.

В случае аварийного сброса больших количеств газа на факел персонал во время обслуживания оборудования или эвакуации не должен подвергаться воздействию значительного теплового излучения. Для этого необходимо, чтобы факельная труба была достаточно высокой или, если это невозможно, принимать защитные меры.

Зависимость температуры нагрева стального оборудования от интенсивности и времени излучения пламени показана на рис.3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Факел может рассматриваться как точечный источник выброса и можно рассчитать для него зоны, в которых следует обеспечить защиту персонала и оборудования. Так, для факельной трубы диаметром 1200 мм и высотой 60 м при сжигании 440 т/ч углеводородов с молекулярной массой 44 можно выделить (рис. ):

1- зону (2), в которой требуется защита оборудования, в точке А интенсивность теплоизлучения равна 34 МДж/(м2 ч);

2- зону (3), в которой требуется защита персонала, в точке В интенсивность теплоизлучения 17 МДж/(м2 ч).

Приводятся разные данные по общей дозе и максимальной интенсивности теплового излучения, которое может воспринимать персонал при аварийном выбросе. Например, максимальная интенсивность теплового излучения принимается от 5 до 17 МДж/(м2*ч).

Можно представить на рис.5 суммарное количество теплоизлучения, которое может вынести человек. Безопасный уровень интенсивности теплоизлучения человек может вынести в течение неограниченного времени.

С увеличением интенсивности теплоизлучения возможное время пребывания человека в зоне теплоизлучения уменьшается.

Для сравнения: интенсивность солнечной радиации составляет 2,5-3,4 МДж/(м2 ч).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Величина интенсивности теплоизлучения не является постоянной во времени, так как она зависит от объема сбрасываемых газов и расстояния между человеком и теплоисточником. Время реакции человека на тепловой раздражитель - 5 с.

Если человек находится у основания факельной трубы в момент внезапного выброса газа, то в течение непродолжительного времени он должен покинуть зону, в которой тепловое напряжение превышает 5 МДж/(м2*ч). При тепловом излучении с интенсивностью 11,3 МДж/(м2*ч) и при коэффициенте светового излучения 0,8 температура на уровне земли через одну минуту составит 90 оС, а через 20 мин - 190 оС. Поэтому при данном излучении время удаления человека без риска поражения составляет 30 с.

Максимальная интенсивность тепловыделения, которую выдерживает в течение всего времени воздействия персонал (человек), можно определить по следующему уравнению:

Причем

где - время облучения, с;

1- время реакции человека, с;

2 - время удаления человека, с;

q -интенсивность теплоизлучения, соответствующая общему времени, МДж/(м2*ч);

q1, q2- максимальная и минимальная интенсивность теплоизлучения;

L- длина пламени, м.

Время удаления персонала определяется высотой трубы.

Основными источниками загрязнения являются трубопроводы и объекты техноло-гического назначения: групповые замерные установки, дожимные насосные станции, сборные пункты, товарные парки, устаноки подготовки нефти и газа, насосные и компрессорные станции, газоперерабатывающие заводы, факельные устройства и много-численные сопутствующие объекты (котельные, очистные сооружения, склады расходных материалов и товарной продукции и т.п.), а также вспомогательные производства (предприятия технологического транспорта и нефтемашремонта, базы производственно-технического обслуживания, химреагентов и спецматериалов и др.).

Под все эти объекты производится отвод земель, практически, в постоянное пользование. Площади отводимых земель определяются выбранными технологиями и применяемым оборудованием. Отечественное же оборудование в связи с использованием недостаточно качественных конструкционных материалов, несовершенства приборов КИП и автоматики имеет большие габариты и высокую металллоёмкость. Неравнозначная надёжность применяемого в технологической установке (объекте) оборудования ведет к повышенной потребности в ремонтных работах и необходимости установки резервных единиц оборудования. Всё это сказывается как на размерах отводимых площадей, так и на загрязнении окружающей среды в результате отказов оборудования и аварийных выбросов и сбросов при нарушении технологических режимов работы.

Основными загрязнителями являются углеводороды жидкие и газообразные, пластовые воды, агрессивные газы (сероводород, углекислый газ) и химреагенты. Эти загрязнители попадают в окружающую среду в результате утечек через неплотности арматуры и сальников, неорганизованных аварийных выбросов (эксплуатационные скважины, групповые замерные установки, нефтесборные сети, дожимные и кустовые насосные станции, установки предварительного сброса, резервуары-отстойники, установки подготовки нефти и газа, компрессорные станции и установки переработки газа, резервуарные парки, склады хранения химреагентов). С установок подготовки нефти и газа по тем же причинам имеются утечки меркаптанов.

С факельных устройств, котельных, нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сажа.

С ремонтных участков предприятий технологического транспорта, нефтемашремонта и баз обслуживания наряду с выбросами оксидов азота, серы и углерода, сажи выбрасываются в окружающую среду сварочный аэрозоль, серная кислота, пары свинца, толуол, ацетон, краски, масла и других химические продукты.

Наиболее крупные ущербы окружающей среде, а равно и крупные потери углеводородов происходят в результате повреждений линейных сооружений (нефтесборных сетей, нефтепроводов и газопроводов).

В 1989г. на нефтесборных сетях нефтедобывающих предприятий Союза произошло более 25 тысяч порывов. Статистика интенсивности отказов на магистральных трубопроводах нефти, нефтепродуктов и газа за 1981-1990 годы, равная в среднем 0,35 отказов на 1000 км в год, свидетельствует о некоторой их стабильности. Поэтому данные о порывах нефтесборных сетей за 1989 год могут быть приняты в качестве усреднённых и на последующие годы.

Аварийные ситуации на нефтепроводах ведут к тяжёлым экологическим последствиям. Это обусловлено выходом большого количества нефти и большим загрязнением почвы и водоёмов. Физико-химическое воздействие нефти приводит к трудновосстановимому режиму естественного самоочищения.

Основные причины порывов обусловлены коррозией металла, дефектами труб, браком строительно-монтажных работ, нарушением правил эксплуатации и прочими причинами.

Статистика причинного распределения отказов по магистральным трубопроводам свидетельствует о сокращении отказов из-за коррозии с 34% от общего числа отказов в 1986г. до 23% в 1989г. В то же время за эти годы произошёл рост из-за брака строитель но-монтажных работ с 9,7 до 21%. Но если для магистральных трубопроводов трубы поставляются с заданными прочностными характеристиками, то этого нельзя сказать о нефтесборных сетях, транспортирующих обводненную продукцию скважин, и водоводах высокого давления системы поддержания пластового давления, транспортирующих агрессивные сточные воды. Отсутствие труб необходимых марок стали и внутренних защитных покрытий на трубах ведут к быстрому и непрогнозируемому выходу их из строя с соответствующими последствиями для окружающей среды и экономики производства.

По данным производственных объединений, в конце 80-х годов количество порывов в высоконапорных водоводах составляло в среднем около 12,5 тысяч порывов в год, а срок службы водоводов, транспортирующих высококоррозионные сточные воды, не превышает трех лет. По этим причинам имеет место на больших площадях загрязнение грунтовых вод минерализованными водами.

Несовершенство аппаратурного обеспечения сбора и хранения нефти, низкая степень герметизации сырьевых и товарных резервуаров, сжигание попутного газа в факелах обусловливают 75% потерь легких УВ от общего количества их потерь при эксплуатации нефтяных месторождений.

Таблица 3

Структура потерь легких углеводородов при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти

Источник выделения ЗВ

Доля от добытой нефти, %

Устья скважин и средства перекачки

0,002-0,06

Буферные емкости, отстойники

0,16-0,27

Земляные амбары

9,9

Резервуары промежуточные

0,05-3,28

Сырьевые резервуары УПН

0,05-2,15

Технологические резервуары

0,21-1,52

Товарные резервуары

0,05-2,01

Нефтеловушки

0,002-0,2

Такой уровень техногенного воздействия может вызвать изменение динамического равновесия в природных экологических системах. В первую очередь, загрязнение УВ сказывается на биологической продуктивности растительного покрова и качестве поверхностных и грунтовых вод. С некоторым запозданием происходят локальные изменения в физико-химическом составе атмосферы и подземной гидросферы. Следовательно, изучение и оценка нефтяного загрязнения должны носить комплексный характер и выполняться для всех компонентов окружающей среды в тесной взаимосвязи.
По пространственному признаку источники загрязнения подразделяются на точечные (скважины, амбары), линейные (трубопроводы, водоводы) и площадные (нефтепромыслы, месторождения). Оценку значимости источников загрязнения следует проводить с учетом продолжительности их функционирования во времени. В зависимости от продолжительности действия выделяются систематические и временные источники загрязнения. Уровень загрязнения окружающей среды отходами производства оценивается кратностью превышения предельно допустимых концентраций (ПДК) поступающих веществ в природные объекты. По ориентировочным оценкам, большая часть углеводородного загрязнения приходится на атмосферу - 75%, 20% фиксируется в поверхностных и подземных водах и 5% накапливается в почвах. Различие физико-химических свойств загрязнителей и многообразие форм их миграции обусловливают чрезвычайную сложность механизма нефтяного загрязнения и недостаточную его изученность.
Таблица 4
Загрязнение окружающей среды при разведке и добыче нефти

Характеристика загрязнителей, мероприятия по охране среды

Основные технологические процессы

Поисково-разведочные работы

Интенсификация добычи нефти

Сбор и подготовка нефти на промыслах

Источники

выброса ЗВ

Скважины

Шламонакопители и

Амбары

Водоводы

Циркуляционная система промывочной жидкости

Отстойники

Кустовые насосные станции

Нагнетательные скважины

Нефтяные резервуары

Трубопроводы

Факельные системы

Шламонакопители

Виды загрязнений

Промывочные жидкости

Буровой шлам

Утяжелители

Химические реагенты

Сточные воды

Нефтепродукты

Механические примеси

ПАВ, полимеры

Сульфатредуцирующие бактерии

Кислоты, щелочи

Нефтепродукты

Нефть, легкие углеводороды, гидраты, АСПО,

Локальное тепловое воздействие

Продукты неполного сгорания попутных газов

Нефтепродукты

Химреагенты

Причины загрязнений

Аварийные выбросы пластовой жидкости Низкая герметичность

колонн

Некачественный цемен-

таж

Сброс неочищенных сточных вод

Поглощение буровых

растворов

Затрубные межплас-

товые перетоки

Коррозия промыслового оборудования

Разрушение водоводов и нефтепроводов

Закачка вод с различным химическим составом

Нарушение герметичности

в технологическом оборудовании

Потери легких фракций нефти при хранении в резервуарах Некачественная сепарация газа от нефти

Применение ПАВ, одорантов и ингибиторов коррозии

Коррозия трубопроводов

Природоохранные мероприятия

Рекультивация земель

Захоронение отрабо-

танных буровых раст-

воров с их предвари-

тельной нейтрализацией

Применение заколонных

пакеров

Замена земляных амба-

ров металлическими

или железобетонными

емкостями

Герметизация промыслового

оборудования

Очистные сооружения для сточных вод

Применение оборотного водоснабжения

Использование напорной герметизированной системы сбора нефти и

газа

Применение однотрубного транспорта продукции нефтяных скважин

Обезвоживание и обессоливание нефти

Увеличение объемов утилизации и переработки

нефтяного газа

В табл. 4 систематизирована информация об источниках, видах и причинах загрязнений при строительстве скважин, интенсификации добычи нефти, а также при сборе и подготовке продукции на промысле. Одновременно приводятся сведения о возможных мероприятиях по устранению отрицательного воздействия на окружающую среду.

Как видно из табл.4, возможные причины негативного воздействия на природные системы обусловлены возникновением аварийных выбросов при бурении и освоении скважин, нарушением герметичности колонн, порывами водопроводов и трубопроводов. Кроме того, сброс неочищенных сточных вод в поверхностные водоемы и поглощающие горизонты также отрицательно сказывается на всех компонентах биосферы.

9. ВЗАИМОВЛИЯНИЕ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА И ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ( по Иванцову О. М., РАО «Роснефтегазстрой»)

Находясь в постоянном взаимодействии с природой, человек все острее ощущает необходимость налаживания таких взаимосвязей с окружающей средой, при которых был бы обеспечен устойчивый экологический компромисс, не нарушающий естественного природного баланса и эволюционного развития планеты. На этом пути человечество имеет огромные неиспользованные резервы.

Такой разумный устойчивый компромисс должен быть найден во «взаимоотношениях» систем трубопроводного транспорта газа, нефти, нефтепродуктов с природной средой. Ни одно инженерное сооружение не связано так тесно с окружающей природой как трубопроводные системы. Это объясняется обширной географией трубопроводного транспорта, огромной протяженностью газопроводов и нефтепроводов, которые пересекли все природно-климатические пояса, подземным расположением линейной части, а также размещением насосных и компрессорных станций в самых разных природных условиях, сообразуясь с гидравлическим расчетом трубопроводов.

Трубопроводные системы уже сейчас накрывают 35% территории, на которой проживает 60% населения страны. На всей этой территории рассредоточены искусственно созданные сооружения, которые находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопроводных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсюда и основная задача, с одной стороны, свести к минимуму техногенные воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с другой -- ослабить отрицательное влияние природных компонентов на их надежность и безопасность.

Трубопроводные системы России обладают мощным энергетическим потенциалом. Уникальная газотранспортная система имеет протяженность 150 тыс. км, в том числе трубопроводы диаметром 1220-1420 мм составляют 60%. На газопроводах работают 249 компрессорных станций общей мощностью 40,2 млн кВт. Годовая производительность единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны измеряется в 600 млрд м3. Помимо внутренних потребителей газ поставляется в 25 зарубежных стран.

Трубопроводная сеть АК «Транснефть» самая крупная нефтепроводная система в мире. Она имеет протяженность 46,8 тыс. км со средним диаметром 860 мм. Средняя дальность трубопроводной поставки нефти -- 2000 км. На магистральных нефтепроводах работает 395 насосных станций (НС), резервуарные парки насчитывают 898 резервуаров общей вместимостью 13,1 млн м3.

Трубопроводный транспорт -- самый экологически чистый вид транспорта углеводородов, но при условии проектирования, строительства и эксплуатации газопроводов и нефтепроводов на современном технологическом и техническом уровне с соблюдением жесткой экологической дисциплины.

В последние годы наметился серьезный поворот в сторону осмысления, изучения и принятия конкретных программ, направленных на защиту природных массивов, целых территорий от различных техногенных воздействий при строительстве и эксплуатации трубопроводов, формирующих потенциальные уровни антропогенного изменения биогеоценозов регио нального ландшафта. Создаются отраслевые системы производственного экологического мониторинга. Это продиктовано, с одной сто роны, ужесточением природоохранного законодательства с механизмом платного природопользования, основанного на присоединении к Монреальской, Рио-де-Жанейровской и другим экологическим конвенциям ООН устойчивого развития. С другой -- появилось понимание того, что человечество очутилось на грани экологической катастрофы и более нельзя приближаться просчетами к этой грани. Как пример такой глубокой осознанности можно привести создание целого ряда общественных экологических организаций, в их числе Российской экологической академии, неправительственного фонда Вернадского и многих других.

В России появилась серьезная экологическая наука и, что отрадно, инженерная экология, которая вооружает конкретными знаниями специалистов, работающих практически во всех сферах народного хозяйства, включая нефтегазовый комплекс.

Исключительно важное значение приобретает задача оптимизации структурно-рациональных ограничений на процессы строительства и эксплуатации с точки зрения минимального воздействия на природный ландшафт, в первую очередь на особо охраняемых территориях. К таким территориям, как известно, относятся субарктические районы Западной Сибири и Европейской части страны, где расположены основные месторождения природного газа и нефти и откуда берут свое начало мощные трубопроводные системы.

Именно в эти районы переместился «центр тяжести экологических проблем», в том числе и трубопроводного транспорта. И это несмотря на, казалось бы, незначительную освоенность территории западно-сибирского нефтегазового комплекса, которая в центральной зоне составляет около 2%, а на севере -- менее 1 % территории. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс.км3 северных территорий.

Археологические исследования показывают, что российский Север был заселен несколько тысяч лет тому назад, то есть значительно раньше, чем образовались первые славянские государства. Поэтому биологическая цивилизация (культура, традиции, жизненный уклад, промыслы и др.) имеет более глубокие корни, чем у любого из европейских народов. Поэтому речь идет не только об охране хрупкой природы Севера, но и о значительно большем, о защите биологической цивилизации, земель и народов этого региона.

Все малочисленные народности Сибири, Крайнего Севера и Дальнего Востока, насчитывающие 180 тыс. человек, неуклонно приближаются к опасной черте -- полной ассимиляции.

Возведение и эксплуатация нефтегазового комплекса вызывает негативные геоэкологические последствия как при аварийных, так и при штатных ситуациях. Область с постоянно нарушенным почвенно-растительным покровом составляет до 5-7%, а области с импульсным (одноразовым) нарушением покрова -- до 50% площадей, вовлеченных в освоение. Зона сплошного уничтожения растительного покрова, где применяется планировка трасс трубопроводов, составляет 15% всей площади освоения.

Наибольшее нарушение земельного ландшафта наблюдается вдоль северных магистральных трубопроводов, проложенных в неустойчивых грунтах.

Исследования, выполненные на газопроводах общей протяженности 15 тыс. км, позволили установить, что на северных трассах в начальный период эксплуатации (3-4 года) происходят интенсивные процессы обводнения, заболачивания, приводящие к разрушению обвалования и всплытию трубопровода. Относительная стабилизация природных условий вокруг газопровода с зарастанием растительностью трассы составляет 7-8 лет, правда, как правило, самозарастание идет по механизму замещения, а не восстановления, что создает иллюзию некоторого осушения и благополучия на трассе. Но полная реабилитация природных процессов вдоль северных магистральных газопроводов наступает только по прошествии 15-16 лет.

Хрупкость природы северных регионов общеизвестна. Этому способствует широкое распространение вечной мерзлоты, сильная заболоченность и заводненность территории, весьма тонкий мохорастительный покров, замедленное протекание биохимических процессов из-за долгой полярной зимы и другие факторы.

При нарушении растительного покрова, служащего теплоизоляцией, мерзлый грунт обнажается и активизируются термоэрозионные явления, нарушается гидрогеологический режим, деградирует ландшафт Стабилизация геокриологической и гидрогеологической обстановки наступает через длительное время, порой через 10 и более лет, возникает реальная опасность для устойчивости трубопроводов. Территория при этом выводится из сельскохозяйственной эксплуатации на долгий срок.

Для восстановления нарушенных территорий в зонах вечной мерзлоты успешно используется технология технической рекультивации, а также технология инженерно-биологической стабилизации, которые позволяют остановить процессы деградации тундровых земель. Первый успешный эксперимент частичного восстановления был осуществлен на Ямбургском газоконденсатном месторождении. Впервые было показано, что не так уж безнадежны процессы восстановления тундры.

Строители в прошлые годы рекультивировали и сдавали землепользователям почти 7 тыс. га в год.

Главная задача проектировщиков, строителей и эксплуатационников -- построить и эксплуатировать экологически безопасные трубопроводы. В соблюдении строгого экологического режима важную роль играют нормативы и проектные решения. К сожалению ни то, ни другое не вызывают пока чувства удовлетворения. Например, нормы отвода земель под строительство трубопроводов не пересматривались с 1973 года. Строительные организации, для того чтобы доказать свое преимущество и выиграть тендер, предлагают новые технологии производства земляных работ и рекультивации с использованием скреперов, что позволяет сократить строительную полосу почти вдвое, но нормы пока действуют старые.

Недостаточные изыскания, усеченные сметы -- все это не способствуют экологической подготовке строительства. Для технического исполнения всех требований к защите окружающей среды на Трансаляскинском нефтепроводе понадобилось 2 млрд долл., из которых 200 млн долл. было израсходовано на стадии проектирования. Стоимость природоохранных мероприятий составляла около 15 % от общей стоимости трубопровода. Возникает сложное механическое и тепловое взаимодействие собственно трубопроводов с геологической и гидрогеологической средой на многолетнемерзлых грунтах и заболоченных территориях. В процессе строительства и эксплуатации трубопроводов происходит их «вживание» в естественную природную среду. Часто это осуществляется с нарушением динамического равновесия, сопровождающегося активацией опасных природных процессов, негативным влиянием на техническое состояние трубопроводов, приводящим нередко к аварийным ситуациям. К подобным «реакциям отторжения» природной средой техногенного воздействия относятся: пучение и просадка промерзающих, протаивающих грунтов, выпучивание (всплывание) участков трубопроводов, активация деструктурных мерзлотных процессов (термокарст, солифлюкция, морозобойные трещины, бугры пучения и др.), эрозионных, оползневых процессов и процессов обводнения и заболачивания трасс трубопроводов. Различают сезонное и многолетнее пучение, хотя физико-механические процессы, их вызывающие, и последствия имеют одинаковый характер. При промерзании происходит увеличение грунта в объеме, что вызывает подъем земной поверхности с последующей просадкой при протаивании. Процессы криогенного пучения опасны для трубопровода прежде всего неравномерностью проявления по трассе, изменчивостью, связанной с закономерностью климата, почвенно-растительным покровом, ландшафтными особенностями, генезисом, минералогическими составом и строением промерзающих пород.

Неравномерность деформации поверхности и ее абсолютная величина изменяется в широком диапазоне в зависимости от мощности слоя промерзания и влажности грунтов и достигает 40-50 см, что создает большие дополнительные нагрузки на трубопровод.

Институтом ВНИИГаз разработана методика определения напряженно деформированного состояния и несущей способности трубопровода при пучении грунтов. Предложены технологические и конструктивные решения по снижению нагрузок от пучения на подземные трубопроводы.

Деформация грунта при его многолетнем промерзании значительно превышает деформацию при сезонном пучении из-за протекания процесса в условиях «открытой системы» т.е. с возможностью миграции влаги к фронту промерзания. Поэтому в первые годы эксплуатации аварии наблюдались чаще, так как многолетнее пучение грунтов происходит наиболее интенсивно в начальной период их промерзания.

В теплое время года в процессе протаивания пород идет их осадка, сопровождающаяся деформациями усадки.

На севере Западной Сибири в первые три-пять лет эксплуатации «горячих» газопроводов на многолетней мерзлоте формируются ореолы оттаивания, достигающие в глубину 10 м. Их образование, как правило, сопровождается просадкой поверхности грунта над трубопроводом, а иногда и вдоль целого технического коридора. Создаются благоприятные условия для внутригрунтового стока вдоль газопровода. Вода же, как известно, хороший природный теплоноситель и теплоаккумулятор, оказывает значительное отепляющее действие на мерзлые породы, обусловливает на отдельных участках затопление значительных площадей коридоров трубопроводов и способствует потере их продольной устойчивости. Чередующиеся процессы сезонного пучения и сезонной осадки грунтов в результате воздействия кристаллизационного давления, достигающего 220 МПа при каждом цикле промерзания, вызывает выпучивание.

К числу природных сложностей, накладывающих серьезные ограничения на выполнение строительных работ в этом регионе, и относятся особая ранимость природной среды, ее слабая способность к восстановлению. Поэтому прокладка трубопроводов в этом регионе практически возможна только в зимнее время. Потеря продольной устойчивости трубопроводов в отдельных случаях с выходом (всплыванием) их на поверхность, образованием арок и гофров, как правило, происходит в грунтах с низкой несущей способностью, сильно обводненных и торфяных. Многолетнемерзлые грунты после перехода в талое состояние также многократно снижают свои несущие свойства.

Провоцирует потерю продольной устойчивости газопроводов разница температур их укладки в зимний период и летней эксплуатации, которая достигает 80°С и более. В результате возникают огромные осевые усилия, выталкивающие даже на самых пологих выпуклых участках трубопровод на поверхность. Так, на газопроводах диаметром 1420 мм осевое усилие достигает 1,5 тыс. т.

Для погашения плавучести газопроводов и интенсивных деформаций от продольного сжатия балластировка на газопроводах диаметром 1420 мм достигает от 2 до 4 тыс. т на 1 км. И все равно, в отдельных случаях пригрузы неспособны удержать газопровод в проектном положении.

О масштабах этого явления можно судить по данным Главтюменгазпрома. Весной 1988 г. из 24 тыс.км действующих газопроводов со средней продолжительностью эксплуатации 12 лет было отмечено всплытие участков общей протяженностью около 2 тыс. км (более 8%). За 1981-1987 гг. на действующих газопроводах было устранено 52 арки, которые образовались вследствие потери газопроводами продольной устойчивости. В последнее время выход на поверхность участков газопроводов заметно сократился, а эксплуатационники научились более квалифицированно ликвидировать последствия такого явления.

Одно из радикальных решений обеспечения продольной устойчивости -- искусственное снижение температуры транспортируемого газа.

Однако установки искусственного охлаждения газа на Уренгойском, Ямбургском промыслах были построены после того, как в течение многих лет на участках, проложенных на территории распространения постоянномерзлых пород, подавался теплый газ. Переход на подачу холодного газа по таким магистралям таит много сложностей. Реставрация вечной мерзлоты в ореолах протаивания неизбежно будет сопровождаться защемлением труб, неравномерным пучением на границах контакта грунтов, имеющих различную величину абсолютного пучения.

Поэтому перед сменой температурного режима газопроводов необходим прогноз его взаимодействия с грунтовым массивом.

В зоне газопровода Соленинское-Мессояха-Норильск в зимнее время имеет место растрескивание грунта с образованием морозобойных блоков размером примерно 1,5х1,5 м. Это явление вызывает дополнительные напряжения в трубопроводе и в сочетании с другими нагрузками может приводить к авариям. Такие разрушения имели место на высокой пойме Енисея.

Еще большие трудности для прокладки трубопроводов представляют морозобойные трещины, постепенное развитие которых связано с сезонным заполнением водой в летний период и замерзанием с наступлением холодов. В таких условиях трещины раздвигаются и идет их углубление. Ледяные жилы имеют глубину до 12м, а ширина их достигает 2 м, регионально-жильные образования разбивают поверхность с интервалами 6-10 м. Осевые растягивающие усилия в трубопроводе могут вызвать большие дополнительные напряжения и его разрушение. Трассу трубопровода, как правило, выбирают с обходом районов, склонных к морозо-бойному растрескиванию.

Среди особо неблагоприятных условий прохождения трассы трубопровода -- ее встреча с закарстованной территорией. Например, в Пермской области 6 ниток газопроводов проходят по Кунгурско-Иренскому карстовому району. Карстологическая съемка показала, что половина воронок по трассе, ранее засыпанных, проседают на глубину 0,8-3,0 м. Такие просадки под трубой с ее обнажением приводят к большому прогибу.

Тензометрические исследования, выполненные предприятием «Пермтрансгаз» показали, что при значительных пролетах трубопровода над карстовым провалом его ось изгибается и растягивается. При определенном уровне деформации трубопровод разрушается, как это случилось на одной из ниток упомянутой системы газопроводов.

Газотранспортная система России отличается беспрецедентной в мировой практике кон- центрацией энергетических трубопроводных мощностей. Многониточные газопроводы объединены в технические коридоры. От газовых месторождений северных районов Тюменской области действует уникальная газотранспортная система из 20 трубопроводов 1220-1420 мм, к которой вскоре присоединятся еще две магистрали диаметром 1420 мм СРТО-Торжок и СРТО-Черноземье, а потом и газопроводы Ямал-Европа. По техническим коридорам транспортируется до 250 млрд м3 в год, а на отдельных участках суммарная производительность достигает 340 млрд м3 в год.

Естественно, такая концентрация создает зону высокого риска. Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами другого назначения. К надежности и безопасности таких узлов предъявляются особые требования. Модель оценки риска на пересечениях должна учитывать возможность проявления при авариях «эффекта домино», выводящего из строя пересекающиеся нитки.

Самый чувствительный экологический урон приносят аварии на трубопроводах. При разрушении газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. Примерно половина аварий сопровождается возгоранием газа. Поэтому механическое и бризантное воздействие усугубляется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа, имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механических повреждениях.


Подобные документы

  • Нефтепровод как источник воздействия на окружающую среду. Охрана окружающей природной среды при обустройстве нефтепровода. Воздействие при строительстве и эксплуатации напорного нефтепровода на компоненты окружающей среды: растительность, почву.

    курсовая работа [96,6 K], добавлен 22.04.2010

  • Современная концепция охраны окружающей природной среды, ее правовые аспекты. Служба охраны окружающей среды на нефтедобывающих предприятиях. Система информационного обеспечения. Источники и масштабы техногенного загрязнения в нефтяной промышленности.

    контрольная работа [45,5 K], добавлен 11.12.2013

  • Проблема рационализации природопользования и охраны окружающей природной среды. Основные принципы международного сотрудничества в области экологии. Международные конвенции и соглашения, посвященные проблемам охраны природы и участие в них России.

    реферат [43,5 K], добавлен 22.11.2010

  • Государственная политика защиты окружающей природной среды. Правовая охрана природы. Органы управления, контроля и надзора по охране природы, их функции. Задачи и полномочия органов управления Российской Федерации и ее субъектов в области охраны природы.

    реферат [26,3 K], добавлен 09.11.2010

  • Виды загрязнения окружающей природной среды и направления ее охраны. Принципы работы очистного оборудования и сооружений. Объекты и принципы охраны окружающей природной среды. Нормативно-правовые основы ее охраны. Природоохранная деятельность предприятий.

    реферат [37,9 K], добавлен 26.04.2010

  • Системы охраны окружающей среды (ООС). Основные задачаи системы государственного мониторинга окружающей природной среды и методы их реализации. Кадастры природных ресурсов государства. Эколого - экономическая модель оценки качества окружающей среды.

    курсовая работа [61,1 K], добавлен 17.02.2008

  • Ухудшение природной обстановки. Мероприятия, связанные с охраной природы. Законы американских ученых. Новые экосистемы, созданные человеком. Всемирная стратегия охраны окружающей среды. Экономическое, историческое и социальное значение охраны природы.

    контрольная работа [44,6 K], добавлен 20.10.2013

  • Диалектика взаимоотношений человека и природы: закономерности, связанные с уровнем развития производительных сил и степенью воздействия их на окружающую среду; принципы природопользования. Усиление антропогенного влияния на экологию, его последствия.

    реферат [39,0 K], добавлен 08.02.2011

  • Понятие государственного управления в отрасли охраны окружающей природной среды, его сущность и особенности, объекты и методы. Структура органов государственного управления по вопросам охраны окружающей природной среды, сфера их влияния и классификация.

    реферат [11,4 K], добавлен 24.02.2009

  • Определение смыслового значения понятий охраны окружающей среды, природопользования и экологической безопасности. Характеристика экологического кризиса как угрозы человечеству. Анализ принципов международного сотрудничества в области охраны природы.

    реферат [19,8 K], добавлен 19.02.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.