Экология нефтедобывающих комплексов

Основная причина рассеяния загрязнений в атмосфере - турбулентность воздуха. С понижением температуры воздуха по мере удаления от поверхности земли вертикальные потоки воздушных масс усиливаются, что способствует увеличению турбулентности и рассеиванию загрязнителей в атмосфере. Если же с высотой температура воздуха увеличивается (температурная инверсия), то движение воздуха и рассеивание загрязнителя существенно сокращаются. В связи с этим в основу классификации устойчивости атмосферы положен температурный градиент (табл.3.6).

Таблица 3.6 Классификация устойчивости атмосферы (по Пасквиллу)

Категория устойчивости атмосферы	Температурный градиент, ДT/Дz, оС/100 м
A	Наибольшая неустойчивость	Менее -1,9
B	Умеренная неустойчивость	-1,9; -1,7
C	Слабая неустойчивость	-1,7; -1,5
D	Нейтральная устойчивость	-1,5; -0,5
E	Слабая устойчивость	-0,5; 1,5
F	Умеренная устойчивость	1,5; 4
G	Наибольшая устойчивость	Более 4

Поврежденный газопровод можно рассматривать как точечный источник загрязнения в случае локального нарушения герметичности и как линейный источник - при протяженных разрушениях.

Концентрацию газа в точке М с координатами X, Y, Z при локальном повреждении газопровода Белов и Требин рекомендуют определять по формуле:

(3.58)

где Q - количество газа, выделенного источником;

у_y, у_z - дисперсии распределения концентрации в направлении осей соответственно Y и Z;

u_o - cредняя скорость ветра в направлении оси X.

Рис. 3.6. Номограммы для определения дисперсий распределения концентрации в направлении осей Y (а) и Z (б). А, В, C, D, E, F - категории устойчивости атмосферы.



В случае линейного источника загрязнения длиной l, расположенного под прямым углом к направлению ветра (рис.3.7, а), концентрацию газа в точке М можно определить по формуле Шаприцкого:

(3.59)

где Н - высота источника над землей, м.

Для подземных и наземных трубопроводов Н в формуле (3.59) принимают равной нулю.

Точная оценка мощности линейного источника затруднительна, поскольку она является функцией давления и температуры газа, которые в рассматриваемом случае переменны во времени. Однако для приближенных расчетов Q можно оценить по максимальному объему газа, выделяющегося из газопровода, и средней продолжительности его истечения.

Рис. 3.7. Расчетная схема для определения области загрязнения от линейного источника

Контур области загрязнения, в пределах которого концентрация ингредиента равна или выше ПДК, можно определить, если приравнять левую часть выражений (3.58) и (3.59) к значению ПДК, установленного для данного ингредиента, и вычислить Х при фиксированных значениях Y.

В тех случаях, если направление ветра образует некоторый угол ц с осью газопровода (рис.3.7, б), то расчетная длина источника в формуле (3.59)

Пример 3.6. Рассматривая поврежденный газопровод как точечный источник загрязнения, определить концентрацию газа в точке с координатами Y = 2 км, Z = 2 км на расстоянии Х = 2 км от места утечки. Средняя скорость ветра в направлении оси Х составляет 4 м/с, количество газа, выделяющегося из газопровода - 1 кг/ч.

Решение. По номограммам (рис.3.6) определим дисперсии распределения концентрации газа в направлении осей Y и Z в зависимости от удаленности точки от места утечки (X) и устойчивости атмосферы (F): у_y = 60 м, у_z = 17 м.

Воспользовавшись формулой (3.58), рассчитаем концентрацию газа в заданной точке пространства:



II. Охрана водных ресурсов

4. Определение необходимой степени очистки производственных сточных вод

Загрязнение водоемов происходит как естественным, так и искусственным путем. Естественным путем загрязнения происходят в процессе развития и отмирания животных и растительных организмов, заселяющих водоем, а загрязнения, поступающие в водоем искусственным путем, являются результатом сброса в него сточных вод.

Природные воды самоочищаются. Самоочищением называется совокупность всех природных процессов, направленных на восстановление первоначальных свойств и состава воды.

Процесс самоочищения воды водоема от загрязнений разделяют на две стадии:

перемешивание загрязненной струи со всей массой воды, то есть явление чисто физическое;

самоочищение в собственном смысле слова, то есть процессы минерализации редуцентами органических веществ и поглощение ими бактерий, внесенных в водоем.

Правильный учет самоочищающей способности водоема позволяет экономично и обоснованно запроектировать очистные сооружения, на которых сточная вода очищается до требуемой степени очистки. Для этого необходимо иметь детальные гидрологические, гидрогеологические и гидрометрические и другие данные о водоеме, в частности данные о расходах реки, ее кислородном балансе и т. д.

Для того чтобы определить необходимую степень очистки сточных вод, спускаемых в водоем, надо знать содержание взвешенных веществ, потребление растворенного кислорода, допустимую величину БПК смеси речных и сточных вод, изменение величины активной реакции водоема, окраску, запах, солевой состав и температуру, а также предельно допустимую концентрацию токсических примесей и других вредных веществ.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воде водоемов после смешения со сточными водами определяются перечнем ПДК, согласно которому установлены следующие нормы по содержанию нефтей и нефтепродуктов (мг/л): нефтей - 0,1 - 0,3, нефтепродуктов в рыбохозяйственных водоемах - < 0,05, фенола - 0,001, бензина - 0,1, ксилола - 0,05.

Реакция воды водоема после смешения ее со сточными водами должна быть не ниже 6,5 и не выше 8,5. Согласно действующим нормам, водоемы подразделяют на две категории: водоемы, используемые для водопотребления, и водоемы для водопользования. К числу нормативных требований относят следующие: содержание растворенного в воде кислорода после смешения должно быть не менее 3 - 6 мг/л, в зависимости от категории водоема; БПК_полн. - не более 3 мг/л для водоемов первой категории и 6 мг/л - для второй; содержание взвешенных частиц в воде не должно увеличиваться после спуска сточных вод соответственно более, чем на 0,25 и 0,75 мг/л; минеральный осадок может быть не более 1000 мг/л, в том числе хлоридов -- 350 мг/л и сульфатов -- 500 мг/л.

В проточном водоеме внесенные в него сточные воды вместе с разбавляющей их речной водой продвигаются по течению реки на то или иное расстояние. На некотором расстоянии может наступить восстановление состояния реки, т.е. процесс самоочищения закончен.

Для расчета разбавления сточных вод в средних и больших реках наибольшее распространение получил метод Фролова - Родзиллера.

Коэффициент смешения вод в данном случае определяется по формуле:



(4.1)

где Q - расход воды в створе реки (при 95 % обеспеченности) у места выпуска сточных вод, м³ /с;

L_Ф - расстояние от места выпуска сточных вод до расчетного створа, м;

q - расход сточных вод, м³/ с;

m - коэффициент, зависящий от гидравлических условий.

Коэффициент m определяется по формуле:

(4.2)

где о - коэффициент, учитывающий место расположения выпуска (для берегового выпуска = 1, для руслового - = 1,5);

- коэффициент извилистости русла, равный отношению расстояния по фарватеру реки от места выпуска вод до расчетного створа к расстоянию по прямой L, то есть = L_Ф/L. Для расчета принимаем = 1.

E - коэффициент турбулентной диффузии, который находится по формуле:

(4.3)

где V_ср - средняя скорость течения реки на участке смешения, м/с;

Н_ср - средняя глубина реки на этом участке, м.

Для количественной оценки степени разбавления сточных вод в проточном водоеме определяется кратность (степень) разбавления стоков (n) на заданном расстоянии от места сброса по формуле:

(4.4)

Зная концентрацию загрязняющего вещества в стоке, и кратность его разбавления на заданном расстоянии, можно определить концентрацию этого вещества в заданном створе:

(4.5)

Таким образом, рассчитав концентрацию загрязняющего вещества в нескольких створах ниже по течению реки от места сброса сточных вод, мы можем определить расстояние от места сброса сточных вод, до места, где концентрация загрязняющего вещества будет соответствовать санитарной норме, принятой для данного водоема, то есть, где концентрация загрязняющего вещества будет ниже значения ПДК.

4.1 Расчет необходимой степени очистки производственных сточных вод по содержанию загрязняющих веществ

Внесенные в реку загрязнения распределяются в воде водоема согласно следующему уравнению

(4.6)

где б - коэффициент смешения;

Q - расход воды в реке, м³ /с;

q - количество сбрасываемых сточных вод, м³/ с;

С_ВВ - концентрация загрязняющего вещества в воде водоема до смешения, г/м³;

С_ПДК - предельно допустимая концентрация загрязняющего вещества в воде водоема после смешения, г/м³;

С_max - максимальная концентрация загрязняющего вещества, которая может быть допущена в сточных водах (или тот уровень очистки сточных вод, при котором после их смешения с водой водоема степень его загрязнения не превзойдет установленного норматива С_ПДК), г/м³ (мг/л).

Из этого уравнения следует:

(4.7)

4.2 Расчет необходимой степени очистки производственных сточных вод по взвешенным веществам

Необходимую степень очистки сточных вод по взвешенным веществам определяют из следующего баланса:

(4.8)

где б - коэффициент смешения;

Q - расход воды в реке, м³ /с;

q - количество сбрасываемых сточных вод, м³/ с;

С_ВВ - концентрация взвешенных веществ в воде водоема до спуска сточных вод, г/м³;

С_max - максимальная концентрация взвешенных веществ в сточных водах, при которой условия спуска их в водоем будут соответствовать санитарным требованиям, г/м³ (мг/л).

С_Д - допустимое по нормативам увеличение содержания взвешенных веществ в воде водоема после спуска сточных вод в зависимости от категории водоема.

После преобразования уравнения (4.8) получим:

(4.9)

Пример 4.1. Рассчитать коэффициент смешения стоков с речными водами на заданном расстоянии от выпуска L = 3,5 км. Определить кратность разбавления стоков на этом расстоянии и максимально допустимую концентрацию загрязняющего вещества в сточной воде.

Исходные данные: Q = 30 м³/с - среднемесячный расход воды в реке;

V_СР, = 0,64 м/с - средняя скорость течения реки;

Н_СР = 1,2 м - средняя глубина реки на этом участке;

= 1, то есть участок реки прямой, плёс;

q = 0,6 м³/с - количество сбрасываемой сточной воды;

С_ВВ = 0,01 г/м³, концентрация загрязняющего вещества в воде водоема до смешения;

С_Pb = 1,0 мг/л - концентрация свинца в сточной воде;

ПДК^Pb = 0,03 мг/л.

Выпуск береговой.

Решение

1. Определяем коэффициент турбулентной диффузии для равнинных рек:

2. Рассчитываем коэффициент, учитывающий влияние гидравлических факторов:

3. Рассчитываем коэффициент смешения по формуле Родзиллера:

4. Рассчитываем кратность разбавления сточной воды:

Кратность разбавления стоков на расстоянии 3,5 км от места сброса составит 12,6 раза.

5. Концентрация загрязняющего вещества в створе составит:

Учитывая, что ПДК_Pb = 0,03 мг/л, можно заключить, что на расстоянии 3,5 км от места сброса разбавления концентрации свинца до норм ПДК не произошло.

Для установления места (расстояния от сброса) полного разбавления свинца необходимо провести расчеты для большей величины L.

6. Максимально допустимая концентрация загрязняющего вещества в сточной воде:

Пример 4.2. По условиям примера 4.1 рассчитать допустимую концентрацию взвешенных веществ в сточных водах, сбрасываемых в рыбохозяйственный водоем, если концентрация взвешенных веществ в речной воде С_ВВ = 8 мг/л.

4.3 Очистные сооружения для нефтесодержащих стоков

Источниками нефтесодержащих стоков на нефтебазах и перекачивающих станциях являются танкеры, резервуары, системы охлаждения подшипников насосов, ливневые воды с территории резервуарных парков, открытых площадок, технологических установок, не имеющих водонепроницаемого покрытия и др.

4.3.1 Методы очистки нефтесодержащих стоков

В воде нефтяные частицы находятся в грубодисперсном, тонкодисперсном (эмульгированном) или (и) растворенном состоянии.

В основном, нефтяные частицы, попав в воду, ввиду меньшей плотности легко всплывают на поверхность воды. Такие частицы называют грубодиспергированными или всплывающими. Их содержание в стоках нефтебаз составляет от 350 до 14700 мг/л.

Меньшая часть нефтяных частиц находится в тонкодиспергированном состоянии, образуя эмульсию типа «нефть в воде». Такие эмульсии в течение длительного времени сохраняют устойчивость и разрушить их относительно сложно. Содержание нефти в таких эмульсиях от 50 до 300 мг/л.

Некоторые компоненты нефти частично растворяются в воде. Содержание нефти в растворенном состоянии составляет 5 - 20 мг/л.

Для очистки нефтесодержащих вод используются механический, физико-химический, химический и биохимический методы.

Механический метод применяют для отделения грубодисперсных нефтяных частиц. Он реализуется, например, в нефтеловушках. После очистки в них вода может быть использована, в основном на технологические нужды предприятия или спущена в водоемы.

Для извлечения эмульгированных и частичного удаления растворенных нефтяных частиц используются физико-химические методы (например, флотация).

Окончательная очистка нефтесодержащих стоков осуществляется с помощью химических и биохимических методов.

Наибольшее распространение на предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов получили нефтеловушки.

Нефтеловушки предназначены для отделения воды от капель нефти методом отстаивания. Принцип работы основан на разности удельных весов воды и отделяемых частиц, в частности, нефти. В процессе отстаивания происходит всплывание нефти или нефтепродуктов и выпадение осадка механических примесей. Нефтеловушки обеспечивают очистку сточных вод до остаточного содержания нефти или нефтепродуктов 50--100 мг/л. В зависимости от объема сточных вод применяют нефтеловушки различной производительности и конструкции.

На рис.4.1 показана типовая нефтеловушка, рассчитанная на расход воды 30 л/с. Сточные воды поступают в распределительную камеру 2, из которой по самостоятельным трубопроводам распределяются по секциям нефтеловушки. На входе в отстойную часть секции устраивают щелевую перегородку, благодаря которой происходит равномерное распределение потока сточных вод в отстойной части секций. В конце отстойной части вода проходит под затопленной нефтеудерживающей стенкой и через водослив попадает в поперечный сборный лоток, а затем в сбросный коллектор. Всплывшие нефтепродукты собираются и отводятся щелевыми поворотными трубами 5, установленными в начале и в конце секции. Осадок, выпадающий на дно секции, сгребается к приямкам с помощью скреперного скребка 4, который передвигается вдоль каждой секции на непрерывном тросе, укрепленном на барабане электрифицированной лебедки. Осадок из приямков нефтеловушки удаляется гидроэлеватором 1 или шламовым насосом. Управление щелевыми нефтесборными трубами осуществляется с помощью штурвальных колонок. Уловленная нефть или нефтепродукт из нефтесборных труб по самотечному трубопроводу направляется в приемный колодец, а затем в нефтесборные резервуары.

Рис. 4.1. Типовая нефтеловушка пропускной способностью 30 л/с 1 -- гидроэлеватор; 2 -- распределительное устройство; 3 -- нефтесборная труба; 4 -- скреперный скребок

4.3.2 Подбор нефтеловушки

Исходными данными для расчета типоразмера нефтеловушки являются средний расход нефтесодержащих вод Q_ср, минимальный диаметр нефтяных частиц d_н, которые должны быть отделены в нефтеловушке, а также температура очищаемых вод Т_В.

Нефтеловушка представляет собой динамический отстойник, в котором за время пребывания нефтесодержащих вод нефтяные частицы диаметром d_н успевают достичь поверхности воды. Необходимая длина нефтеловушки рассчитывается по формуле:

(4.10)

где h_п - глубина проточной части нефтеловушки, h_п = l,2 - 2 м;

w - средняя скорость потока; рекомендуется принимать w = 4 - 6 мм/с;

k - коэффициент использования объема нефтеловушки, учитывающий наличие зон циркуляции и мертвых зон, которые практически не участвуют в процессе очистки, k =0,5;

u_o - скорость всплытия (гидравлическая крупность) нефтяных частиц диаметром d_н;

w^* - удерживающая скорость потока; при ламинарном режиме течения в нефтеловушке w^* = 0, а при турбулентном:

(4.11)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления.

Скорость всплытия нефтяных частиц определяется по формуле Стокса:

(4.12)

где с_В, м_В, - соответственно плотность и динамическая вязкость воды при температуре Т_В (табл.4.1).

Расчетный часовой расход нефтесодержащих вод

(4.13)

где k_час - часовой коэффициент неравномерности поступления нефтесодержащих вод, k_час =1,3.

Необходимая ширина секции нефтеловушки

(4.14)

где N - число секций нефтеловушки (табл.4.2).

Найденные величины L и В сравниваются с размерами типовых нефтеловушек, после чего выбирается ее тип.

Таблица 4.1 Зависимость динамической вязкости и плотности воды от температуры

Т, К	273	275	278	283	288	293	298	303
мВ 103, Па .с	1,792	1,673	1,519	1,308	1,140	1,005	0,894	0,801
сВ, кг/м3	999,8	999,9	1000,0	999,7	999,0	998,2	997,1	995,7

Таблица 4.2 Основные параметры типовых горизонтальных нефтеловушек

Пропускная способность, м3/ч	Число секций	Глубина проточной части, м	Размеры одной секции, м	Номер типового проекта
			ширина	длина	высота
18	1	1,20	2	12	2,4 и 3,6	902-2-157
36	2	1,20	2	12	2,4 и 3,6	902-2-158
72	2	1,25	3	18	2,4 и 3,6	902-2-159
108	2	1,50	3	24	2,4 и 3,6	902-2-160
162	2	2,00	3	30	2,4 и 3,6	902-2-161
396	2	2,00	6	36	2,4	902-2-3
594	3	2,00	6	36	2,4	902-2-17
792	4	2,00	6	36	2,4	902-2-18

Пример 4.3. Подобрать нефтеловушку для отделения нефтяных частиц диаметром d_н = 76 ^. 10^-6 м.

Исходные данные. Средний расход нефтесодержащих вод Q_ср = 3000 м³/сут, их температура Т_В =283 К. Плотность нефтяных частиц с_н = 840 кг/м³.

Решение

1. Определяем расчетный часовой расход нефтесодержащих вод по формуле (4.13):

В соответствии с табл.4.2 предварительно принимаем к сооружению нефтеловушку по типовому проекту 902-2-161, для которой число секций N = 2, длина секции L = 30 м, ширина секции В = 3 м и глубина проточной части h = 2 м.

2. Средняя скорость потока в нефтеловушке:

3. Гидравлический радиус нефтеловушки:

4. Кинематическая вязкость воды при температуре 283 К:

5. Число Рейнольдса для потока в нефтеловушке рассчитываем по формуле:

6. Так как режим течения турбулентный, то коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формуле Блазиуса:

7. Удерживающая скорость потока - по формуле (4.11):

8. Скорость всплытия частиц диаметром d_н рассчитываем по формуле (4.12):

9. Расчетная длина нефтеловушки рассчитывается по формуле (4.10):



Так как расчетная длина значительно превышает фактическую для выбранного типового проекта нефтеловушки, необходимо повторить расчет для другого типоразмера. Приняв типоразмер 902-2-3, повторим все вычисления:

Поскольку расчетная длина нефтеловушки типоразмера 902-2-3 меньше фактической, то выбор сделан верно.



5. Оценка возможности загрязнения пресных подземных вод нижезалегающими минерализованными водами

Пластовые воды нефтяных месторождений могут содержать микрокомпоненты, которые относятся ко 2-4 классу опасности: бром, бор, литий и другие. В этой связи загрязнение пресных подземных вод рассолами нижезалегающих горизонтов является опасным в экологическом отношении.

Оценка естественной защищенности пресных подземных вод верхнего этажа, залегающих выше флюидоупора, от проникновения в них рассольных вод из нижнего гидрогеологического этажа предусматривает определение предельных пластовых давлений, при которых возможны эти перетоки.

Высота подъема пьезометрического уровня пластовых вод продуктивного горизонта определяется по формуле:

(5.1)

где P - начальное пластовое давление, МПа;

H - высота столба воды, м;

- плотность воды, кг/м³.

Пример 5.1. Оценить возможность загрязнения пресных подземных вод минерализованными водами и определить значение пластового давления, ниже которого загрязнение происходить не будет.

Исходные данные. Пластовое давление продуктивного горизонта составляло 13,5 МПа, плотность воды 1173,1 кг/м³, абсолютная отметка ВНК (минимальная) - 1200 м. Условная минимальная отметка зоны пресных вод - 270 м.

Решение

1. Определим пьезометрический напор (высота столба) пластовой (минерализованной) воды при заданном давлении:

2. Оценим пьезометрический уровень пластовых вод:

1173,1-1200 = -26,9 м,

3. Оценим возможность достижения минерализованными водами зоны пресных вод:

26,9 - (-270) = 243,1 м,

т.е. загрязнение пресных вод возможно.

4. Определим значение пластового давления, ниже которого загрязнение пресных подземных вод пластовыми происходить не будет:

где У_ПВ - уровень пресных вод.



6. Оценка возможности подтягивания загрязненных нефтепродуктами подземных вод к водозаборным сооружениям

Подобного рода прогнозные оценки выполняются по отношению к подземным водам, загрязненным в основном растворенными углеводородами. При этом рассматриваются либо одна водозаборная скважина, либо группа скважин, расположенных близко друг от друга, которые работают с постоянной производительностью Q. Оценивается возможность подтягивания к водозабору загрязненных вод от области нефтепродуктового загрязнения (НПЗ) при разных размещениях скважин относительно НПЗ и направлениях потока подземных вод. Типовые схемы размещения водозаборных скважин и области НПЗ с учетом направления потока подземных вод представлены на рис.6.1.

При работе водозаборной скважины или их группы в потоке подземных вод подтягивание к ней загрязненных вод возможно только в том случае, если область питания скважины захватывает область загрязненных вод, каковой в нашем случае является область НПЗ.

Область питания водозаборной скважины В, показанная на рис.6.2, ограничена вниз по потоку подземных вод и с боковых сторон водораздельной линией MAN, но не ограничена вверх по потоку подземных вод. Граница MAN отделяет область питания водозаборной скважины В от остальной части водоносного горизонта. Внутри данной области питания все движение подземных вод направлено к скважине, т.е. все линии тока заканчиваются в точке В. За пределами области питания скважины движение подземных вод минует данную скважину, т.е. линии тока не попадают в нее. Здесь движение подземных вод направлено к области разгрузки, каковой может быть река, водоем, берег моря. Область питания скважины имеет размеры: длину, расстояние Х_A от скважины до водораздельной точки А, расположенной вниз по потоку от скважины; ширину, т.е. боковые размеры, которые характеризуются величинами Y_о (ширина по линии скважины) и Y (ширина вверх по потоку от скважины), причем Y > Y_o. Эти размеры определяются по следующим формулам:

(6.1)

(6.2)

(6.3)

где V_e - скорость фильтрации, м/сут, (V_e = k·I, где k-коэффициент фильтрации водоносных пород, м/сут; I - градиент потока);

h - мощность водоносного горизонта, м;

Q - производительность водозаборной скважины, м³/сут.

Если область загрязнения подземных вод расположена вниз по потоку подземных вод от водозаборной скважины и на расстоянии Х₁ от нее, как это показано на рис.6.2 (схемы а, б), то подтягивание загрязненных вод от области НПЗ к скважине возможно только в том случае, если область питания скважины захватит область загрязнения, т.е. если водораздельная точка А окажется в области загрязнения. Этому случаю соответствуют условие Х_A > Х₁.

Если же точка А не попадает в область загрязнения, т.е. при Х_A < Х₁, загрязненные воды никогда не подтянутся к водозаборной скважине.

Такие же условия имеют место при подтягивании загрязненных вод от области НПЗ, расположенной сбоку от водозаборной скважины, на расстоянии Y₁ от нее (рис.6.2, схемы в, г). Если имеет место соотношение Y > Y₁, то область питания водозабора захватывает область загрязненных подземных вод HII3 и произойдет подтягивание последних к водозабору. При условии Y < Y₁, область питания водозабора не захватывает области загрязненных вод НПЗ и не произойдет их подтягивания к водозабору.

Пример 6.1. Оценить возможность подтягивания к водозабору загрязненных вод при разных размещениях скважины относительно области загрязнения нефтепродуктами.

А: область загрязнения располагается в области питания водозабора, граница загрязненных вод находится ниже по потоку подземных вод на расстоянии Х₁ от скважины (рис.6.2, б).

Б: область загрязнения располагается в области питания водозабора, граница загрязненных вод находится сбоку от скважины на расстоянии Y₁ (рис.6.2, г).

Исходные данные. Коэффициент фильтрации водоносных пород 0,06 м/сут, градиент потока 0,01, мощность водоносного горизонта 12 м, производительность водозаборной скважины 400 м³/сут, пористость водоносных пород 0,2. Расстояние Х₁ принять равным половине Х_А, расстояние Y₁ принять равным одной трети Y.

Решение

1. Рассчитаем скорость фильтрации:

2. Определим размеры области питания скважины, длину и ширину:

3. Оценим возможность подтягивания загрязненных подземных вод к водозабору для ситуации А и ситуации Б, сравнив расстояния от скважины до области загрязнения и размеры области питания скважины:

Поскольку Х_A > Х₁ и Y > Y₁, область питания водозабора захватывает область загрязнения.

4. Рассчитаем время, за которое первые порции загрязненных вод подтянутся к водозабору.

А. Отрезок Х₁ разбиваем на несколько одинаковых по длине отрезков. Для точки середины каждого отрезка рассчитываем скорость движения подземных вод по формуле:

(6.4)

где Х_1i - координата точки середины отрезка (отсчитывается от начала координат);

n - пористость водоносных пород.

По известной скорости движения подземных вод (V_qi) и длине отрезка (X₁) определяем время прохождения водой каждого отрезка:

Общее время прохождения первыми порциями загрязненных вод всего пути X₁ от границы области загрязнения до скважины получится суммированием частных времен:

Б. В этом случае время подтягивания загрязненных вод к водозабору приближенно определяется по формуле:

(6.5)

Если времена подтягивания загрязненных вод, к водозабору на расстояниях Х₁ и Y₁ достаточно большие (свыше 20 - 30 лет), нет непосредственной угрозы для водозабора.

Если время подтягивания загрязненных вод окажется более коротким (10 - 15 лет и менее), то следует предусмотреть меры по локализации области загрязнения НПЗ или оборудовать новый хозяйственно-питьевой водозабор в другом более безопасном месте, а старый водозабор оставить для технического использования.



III. Охрана литосферы

7. Способы уменьшения загрязнения и очистки грунтов

Для регенерации грунтов и предохранения или очистки грунтовых вод можно применить способ промывки, заключающийся в следующем. В пределах контура загрязненного нефтью участка закладывают одну или несколько скважин-колодцев (назовем их отсасывающими), которые соединяют системой трубопроводов с коллектором, подключенным к какой-либо емкости (емкостью может быть и земляной амбар) за пределами участка загрязнения (рис.7.1, а). Еще одну или несколько скважин-колодцев (назовем их питающими) закладывают за контуром загрязнения и присоединяют к распределителю системой трубопроводов. Питающие скважины подают незагрязненную воду через распределитель на поверхность загрязненного участка. Вода путем инфильтрации насыщает грунт, вымывает из него нефть. При откачке воды из отсасывающих колодцев (рис.7.1, б) нефть или нефтепродукт в пределах зоны влияния каждого колодца будет перемещаться по направлению к колодцу, извлекаться наружу и далее через коллектор закачиваться в емкость. Таким образом происходит промывка грунта и очищение грунтовых вод.

Колодец, опирающийся на водонепроницаемый слой грунта, называется совершенным, а заканчивающийся выше его - несовершенным. При равенстве отбираемого объема воды объему, выделяемому водоносным пластом, движение грунтовых вод называют установившимся.

Проведем расчет основных параметров водосборных (отсасывающих) скважин-колодцев для установившегося движения грунтовых вод.

Депрессионная кривая, характеризующая зону влияния колодца (рис.7.2, б), описывается уравнением (7.1):

где z - текущая координата: h - высота уровня воды в колодце; Q - дебит или производительность колодца; k - коэффициент фильтрации; R - радиус влияния колодца; r_o - радиус поперечного сечения колодца.

Радиусом влияния называют радиус такого цилиндрического сечения, на границе которого не наблюдается понижения естественного уровня грунтовых вод H, т. е. при r ? R H = const. Для песков средней зернистости R = 250ч500 м, а для крупнозернистых песков R= 700ч1000 м. В остальных случаях радиус влияния можно определить по эмпирической формуле R=3000 Svk , где S - глубина откачки (рис.7.2, а).

Дебит совершенного колодца (7.2):

Этот параметр используют для подбора насосов.

В отличие от совершенных колодцев питание несовершенных происходит не только через боковые стенки, но и через дно. При этом различают два случая:

глубина активной зоны водоносного пласта H_a, участвующей в питании колодцев, меньше естественного уровня грунтовых вод H (рис.7.2, б, правая часть);

глубина активной зоны водоносного пласта Н_a больше Н (рис.7.2, б, левая часть).

Глубину активной зоны определяют из соотношения:

(7.3)

В первом случае дебит несовершенного колодца:

(7.4)

где Т - расстояние от водоупора до уровня воды в колодце.

Во втором случае дебит определяют по той же формуле, но вместо H и Т в нее подставляют соответственно H_a и Т' (рис.7.2, б).

Необходимо отметить, что в реальных условиях, как в случае совершенного, так и несовершенного колодца, дебит будет несколько отличным от расчетного ввиду инфильтрации воды через дневную поверхность. Если обозначить интенсивность инфильтрации, т. е. количество воды, инфильтрующейся с единицы площади дневной поверхности, через q', то дополнительный дебит колодца ?Q = рR²q?. В итоге действительный дебит колодца при промывке грунтовой среды Q_Д = Q + ?Q.

При установке одновременно нескольких колодцев в пределах радиусов зоны влияния каждого из них будет наблюдаться взаимное влияние, что приведет к изменению формы результирующей кривой депрессии. Радиус влияния группы колодцев R = 575S'vHk, где S' - глубина откачки в центре группы. Для несимметрично расположенных колодцев в качестве центра группы принимают центр тяжести.

Коэффициент фильтрации:

(7.5)

где k_пр - проницаемость, м²;

с - плотность флюида, кг/м³;

м - вязкость флюида, Пас.

В реальных условиях при центростремительном движении геофлюидов к скважине проницаемость рассчитывают по формуле:

(7.6)

где м -вязкость флюида;

Q -дебит скважины;

R - радиус дренажа скажины;

r - радиус скважины;

h - мощность пласта;

С₁ и С₂ - коэффициенты, учитывающие степень несовершенства вскрытия пласта (фильтр, перфорация);

Р₁ и Р₂ - давления.

Пример 7.1. Рассчитать дебит совершенной скважины-колодца для промывки грунта.

Исходные данные. Коэффициент проницаемости водоносных пород 5,210^-12 м², плотность воды 1150 кг/м³ , вязкость воды 1,42 мПас, уровень грунтовых вод 15 м, высота уровня воды в колодце 10 м, радиус влияния 500 м, радиус поперечного сечения колодца 0,25 м.

Решение

1. Рассчитаем коэффициент фильтрации:

2. Определим дебит совершенной скважины-колодца:



8. Индивидуальные задания

Задание 1. Определить параметры среды в производственном помещении.

Исходные данные: влажность в помещении, концентрация примеси в воздухе, температура в помещении, молекулярная масса вещества примеси приведены в таблице 8.1.. Давление среды В = 101,3 кПа. Молекулярные массы воздуха и водяных паров 28,96 и 18,0, соответственно.

Таблица 8.1 Исходные данные к заданию 1

Вариант	Примесь	Молекулярная масса	Характеристика среды
			Концентрация примеси, мг/м3	Температура, оС	Влажность, %
1	Пропан	44,1	10	22	40
2	Бутан	58,1	16	24	36
3	Метан	16,0	12	18	38
4	Оксид азота	30,0	20	16	32
5	Диоксид азота	46,0	11	20	50
6	Аммиак	17,0	17	17	60
7	Бензол	78,1	20	23	74
8	Бензин	101,0	14	26	70
9	Бром	159,8	18	15	65
10	Ацетон	58,1	13	21	58
11	Гексан	86,2	19	18	45
12	Гептан	100,2	17	17	49
13	СО	28,1	9	25	52
14	Метанол	32,0	16	30	61
15	SO2	64,1	10	19	44
16	SO3	80,1	18	29	30
17	H2S	34,1	10	18	40
18	Хлор	70,9	16	22	53
19	Этанол	46,1	12	25	48
20	Фенол	94,1	20	28	45
21	Формальдегид	30,0	11	27	39
22	Этан	30,1	17	19	47
23	Эфир петролейный	86,2	20	17	50
24	Пентан	72,1	14	24	48
25	Ацетилен	26,0	18	25	45
26	Водород	2,0	13	14	63
27	Гидразин	32,0	19	27	39
28	Кислота уксусная	60,0	15	26	46
29	Тиофен	84,1	9	30	56
30	Формальдегид	30,0	16	28	53

Задание 2. Определить параметры внутренней среды в трубопроводе, транспортирующем газовую смесь.

Исходные данные: давление наружной среды В = 101 325 Па; состав смеси, масс. доли, температура газовой смеси и избыточное давление в трубопроводе - приведены в таблице8.2.

Таблица 8.2 Исходные данные к заданию 2

Вариант	Состав смеси	Температура смеси, оС	Давление избыточное, Па
	Компоненты	Содержание, доли масс.
1	Метан Этан Пропан	0,4 0,3 0,3	50	201 000
2	Этан Пропан Бутан	0,5 0,4 0,1	60	100 000
3	Метан Этан Азот	0,6 0,1 0,3	45	150 000
4	Метан Этан Оксид азота	0,6 0,3 0,1	30	240 000
5	Метан Этан Пропан	0,4 0,2 0,4	55	80 000
6	Этан Пропан Азот	0,3 0,2 0,5	46	120 000
7	Этан Пропан Гелий	0,5 0,3 0,2	24	160 000
8	Этан Пропан Водород	0,6 0,3 0,1	15	210 000
9	Метан Этан Пропан	0,7 0,2 0,1	10	150 000
10	Метан Этан Водород	0,6 0,2 0,2	42	200 000
11	Этан Пропан Аргон	0,7 0,1 0,2	38	170 000
12	Этан Пропан Бутан	0,4 0,4 0,2	20	70 000
13	Этан Пропан СО	0,5 0,1 0,4	28	130 000
14	Этан Пропан СО2	0,6 0,2 0,2	44	90 000
15	Метан Этан SO2	0,8 0,1 0,1	52	220 000
16	Метан Этан SO3	0,7 0,2 0,1	22	140 000
17	Этан Пропан H2S	0,7 0,1 0,2	40	100 000
18	Этан Пропан Хлор	0,6 0,2 0,2	26	175 000
19	Метан Пропан Азот	0,2 0,4 0,4	35	230 000
20	Этан Азот H2S	0,4 0,4 0,2	44	176 000
21	Пропан Азот H2S	0,5 0,3 0,2	18	150 000
22	Этан Азот СО	0,3 0,4 0,3	29	105 000
23	Пропан Азот СО	0,1 0,7 0,2	37	217 000
24	Метан Пропан Пентан	0,2 0,3 0,5	16	99 000
25	Азот Водород Метан	0,6 0,1 0,4	41	134 000
26	Аргон Водород Оксид азота	0,2 0,7 0,1	58	187 000
27	Метан Этан СО	0,3 0,5 0,2	70	215 000
28	Этан Пропан Пентан	0,5 0,3 0,2	40	85 000
29	Метан Этан Водород	0,6 0,3 0,1	20	166 000
30	Этан Пропан Гелий	0,4 0,3 0,3	54	140 000

Задание 3. Определить параметры среды над открытой поверхностью жидкости в наружной среде.

Исходные данные. Наружная среда - воздух. Давление наружной среды В = 101 325 Па. Состав жидкости, масс. доли, температура жидкости, влажность воздуха приведены в таблице.

В заключение расчетов привести таблицу, в которой сопоставить мольный состав жидкости и мольный состав газа над ней.



Таблица 8.3 Исходные данные к заданию 3

Вариант	Состав жидкости	Температура жидкости, оС	Влажность воздуха, %
	Компоненты	Содержание, доли масс.
1	Вода Тридекан С13Н28 Ундекан С11Н24	0,4 0,3 0,3	40	70
2	Вода Циклобутан С4Н8 2-метилпентан С6Н14	0,2 0,4 0,4	50	65
3	Вода Октан С8Н18 Пентадекан С15Н32	0,6 0,2 0,2	60	60
4	Вода Циклогексан С6Н12 Дифенил С12Н10	0,6 0,1 0,3	44	66
5	Вода Диметилсульфид С2Н6S Додекан С12Н26	0,1 0,5 0,4	38	50
6	Вода Бензол С6Н6 н-Гексан С6Н14	0,2 0,3 0,5	57	49
7	Вода Гептан С7Н16 Декан С10Н22	0,3 0,4 0,3	63	50
8	Вода Деканол С10Н22О Диэтиламин С4Н11N	0,6 0,3 0,1	42	60
9	Вода Диэтиленгликоль С4Н10О3 Додеканол С12Н26О	0,8 0,1 0,1	33	72
10	Вода Изопропилбензол С9Н12 м-Ксилол С8Н10	0,5 0,2 0,3	64	45
11	Вода Метанол СН4О Октанол-1 С8Н18О	0,4 0,2 0,4	70	56
12	Вода Октанол-2 С8Н18О Пропанол С3Н8О	0,2 0,6 0,2	38	59
13	Вода Тиофен С4Н4S Толуол С7Н8	0,2 0,5 0,3	43	61
14	Вода Циклопентан С5Н10 Этанол С2Н6О	0,4 0,1 0,5	39	48
15	Вода Этиламин С2Н7N Этилбензол С8Н10	0,3 0,3 0,4	56	42
16	Вода 3-этилгексан С8Н18 Этоксибензол С8Н10О	0,8 0,1 0,1	51	44
17	Вода Ундекан С11Н24 Циклобутан С4Н8	0,3 0,3 0,4	47	40
18	Вода 2-метилпентан С6Н14 Октан С8Н18	0,5 0,3 0,2	36	53
19	Вода Пентадекан С15Н32 Циклогексан С6Н12	0,1 0,2 0,7	54	56
20	Вода Дифенил С12Н10 Диметилсульфид С2Н6S	0,4 0,2 0,4	42	59
21	Вода Додекан С12Н26 Бензол С6Н6	0,1 0,3 0,6	30	41
22	Вода н-Гексан С6Н14 Гептан С7Н16	0,7 0,1 0,2	46	51
23	Вода Декан С10Н22 Деканол С10Н22О	0,8 0,1 0,1	58	67
24	Вода Диэтиламин С4Н11N Диэтиленгликоль С4Н10О3	0,3 0,3 0,4	69	42
25	Вода Додеканол С12Н26О Изопропилбензол С9Н12	0,2 0,4 0,4	40	53
26	Вода м-Ксилол С8Н10 Метанол СН4О	0,6 0,3 0,1	55	43
27	Вода Октанол-1 С8Н18О Тиофен С4Н4S	0,5 0,2 0,3	66	56
28	Вода Толуол С7Н8 Гептан С7Н16	0,2 0,4 0,4	78	44
29	Вода Этанол С2Н6О Этиламин С2Н7N	0,3 0,1 0,6	37	59
30	Вода Этилбензол С8Н10 3-этилгексан С8Н18	0,4 0,1 0,5	28	62
31	Вода Этоксибензол С8Н10О Пропанол С3Н8О	0,1 0,3 0,6	34	63
32	Вода Бензол С6Н6 Тридекан С13Н28	0,4 0,2 0,4	49	65
33	Вода Этиламин С2Н7N Додекан С12Н26	0,2 0,2 0,6	22	68
34	Вода Тиофен С4Н4S Пентадекан С15Н32	0,3 0,3 0,4	51	39
35	Вода Метанол СН4О Толуол С7Н8	0,1 0,4 0,5	68	44
36	Вода Изопропилбензол С9Н12 м-Ксилол С8Н10	0,4 0,4 0,2	72	48
37	Вода Диэтиламин С4Н11N Додеканол С12Н26О	0,3 0,4 0,3	33	49
38	Вода Додекан С12Н26 н-Гексан С6Н14	0,5 0,1 0,4	46	46
39	Вода Диметилсульфид С2Н6S Декан С10Н22	0,5 0,4 0,1	53	55
40	Вода Бензол С6Н6 Гептан С7Н16	0,3 0,5 0,2	58	58

Задание 4. Определить количество вредных веществ, выделяющихся через неплотности фланцевых соединений трубопровода, транспортирующего газ.

Исходные данные. Состав среды в трубопроводе, температура газовой смеси в трубопроводе, избыточное давление в трубопроводе приведены в таблице 8.4. Давление наружной среды В = 101 325 Па. Коэффициент негерметичности m - принять по таблице 2.1

Таблица 8.4 Исходные данные к заданию 4

Вариант	Состав смеси	Температура смеси, оС	Давление избыточное, Па	Параметры трубопровода
	Компоненты	Содержание, доли масс.			Диаметр внутренний, мм	Длина, м
1	Метан Этан Пропан	0,4 0,3 0,3	50	201 000	119	800
2	Этан Пропан Бутан	0,5 0,4 0,1	60	100 000	90	500
3	Метан Этан Азот	0,6 0,1 0,3	45	150 000	80	1000
4	Метан Этан Оксид азота	0,6 0,3 0,1	30	240 000	75	300
5	Метан Этан Пропан	0,4 0,2 0,4	55	80 000	257	900
6	Этан Пропан Азот	0,3 0,2 0,5	46	120 000	150	750
7	Этан Пропан Гелий	0,5 0,3 0,2	24	160 000	120	1200
8	Этан Пропан Водород	0,6 0,3 0,1	15	210 000	70	540
9	Метан Этан Пропан	0,7 0,2 0,1	10	150 000	100	300
10	Метан Этан Водород	0,6 0,2 0,2	42	200 000	87	150
11	Этан Пропан Аргон	0,7 0,1 0,2	38	170 000	210	860
12	Этан Пропан Бутан	0,4 0,4 0,2	20	70 000	140	900
13	Этан Пропан СО	0,5 0,1 0,4	28	130 000	90	475
14	Этан Пропан СО2	0,6 0,2 0,2	44	90 000	75	360
15	Метан Этан SO2	0,8 0,1 0,1	52	220 000	130	700
16	Метан Этан SO3	0,7 0,2 0,1	22	140 000	150	950
17	Этан Пропан H2S	0,7 0,1 0,2	40	100 000	210	1100
18	Этан Пропан Хлор	0,6 0,2 0,2	26	175 000	240	490
19	Метан Пропан Азот	0,2 0,4 0,4	35	230 000	90	970
20	Этан Азот H2S	0,4 0,4 0,2	44	176 000	160	850
21	Пропан Азот H2S	0,5 0,3 0,2	18	150 000	190	600
22	Этан Азот СО	0,3 0,4 0,3	29	105 000	80	830
23	Пропан Азот СО	0,1 0,7 0,2	37	217 000	108	490
24	Метан Пропан Пентан	0,2 0,3 0,5	16	99 000	90	580
25	Азот Водород Метан	0,6 0,1 0,4	41	134 000	120	250
26	Аргон Водород Оксид азота	0,2 0,7 0,1	58	187 000	110	120
27	Метан Этан СО	0,3 0,5 0,2	70	215 000	95	300
28	Этан Пропан Пентан	0,5 0,3 0,2	40	85 000	125	400
29	Метан Этан Водород	0,6 0,3 0,1	20	166 000	250	820
30	Этан Пропан Гелий	0,4 0,3 0,3	54	140 000	200	414

Задание 5. Определить количество вредных веществ, выделяющихся через неплотности фланцевых соединений из аппарата. Построить зависимости количества газовой смеси, выделившейся из аппарата, от давления и температуры.

Исходные данные к заданию 5

Состав жидкости в аппарате, % масс., размеры аппарата и степень заполнения его жидкостью, температура и избыточное давление в аппарате, влажность воздуха приведены в табл. 8.5. Газовая среда в аппарате - воздух. Давление наружной среды В = 101 325 Па.

Таблица 8.5 Исходные данные к заданию 5
Вариант	Состав жидкости	Аппарат	Влажность воздуха, %
	Компоненты	Содержание, % масс.	Высота, м	Диаметр, м	Степень заполнения	Давление избыточное,Па	Температура, оС
1	Вода Тридекан С13Н28 Ундекан С11Н24	40 30 30	2	1	0,8	200 000	40	70
2	Вода Циклобутан С4Н8 2-метилпентан С6Н14	20 40 40	8	2,5	0,5	100 000	50	65
3	Вода Октан С8Н18 Пентадекан С15Н32	60 20 20	4	2,8	0,9	250 000	60	60
4	Вода Циклогексан С6Н12 Дифенил С12Н10	60 10 30	5	3	0,6	170 000	44	66
5	Вода Диметилсульфид С2Н6S Додекан С12Н26	10 50 40	3	2,6	0,4	130 000	38	50
6	Вода Бензол С6Н6 н-Гексан С6Н14	20 30 50	6	3,2	0,3	190 000	57	49
7	Вода Гептан С7Н16 Декан С10Н22	30 40 30	4	2,8	0,7	220 000	63	50
8	Вода Деканол С10Н22О Диэтиламин С4Н11N	60 30 10	5	3	0,4	175 000	42	60
9	Вода Диэтиленгликоль С4Н10О3 Додеканол С12Н26О	80 10 10	12	4	0,2	126 000	33	72
10	Вода Изопропилбензол С9Н12 м-Ксилол С8Н10	50 20 30	2	1	0,3	190 000	64	45
11	Вода Метанол СН4О Октанол-1 С8Н18О	40 20 40	5	3	0,5	230 000	70	56
12	Вода Октанол-2 С8Н18О Пропанол С3Н8О	20 60 20	3	2,6	0,7	140 000	38	59
13	Вода Тиофен С4Н4S Толуол С7Н8	20 50 30	12	4	0,6	217 000	43	61
14	Вода Циклопентан С5Н10 Этанол С2Н6О	40 10 50	4	2,8	0,4	110 000	39	48
15	Вода Этиламин С2Н7N Этилбензол С8Н10	30 30 40	6	3,2	0,8	300 000	56	42
16	Вода 3-этилгексан С8Н18 Этоксибензол С8Н10О	80 10 10	8	2,5	0,6	164 000	51	44
17	Вода Ундекан С11Н24 Циклобутан С4Н8	30 30 40	5	3	0,4	244 000	47	40
18	Вода 2-метилпентан С6Н14 Октан С8Н18	50 30 20	6	3,2	0,7	166 000	36	53
19	Вода Пентадекан С15Н32 Циклогексан С6Н12	10 20 70	7	3,4	0,5	80 000	54	56
20	Вода Дифенил С12Н10 Диметилсульфид С2Н6S	40 20 40	10	3,8	0,2	180 000	42	59
21	Вода Додекан С12Н26 Бензол С6Н6	10 30 60	5	3	0,4	218 000	30	41
22	Вода н-Гексан С6Н14 Гептан С7Н16	70 10 20	12	4	0,5	260 000	46	51
23	Вода Декан С10Н22 Деканол С10Н22О	80 10 10	8	2,5	0,7	182 000	58	67
24	Вода Диэтиламин С4Н11N Диэтиленгликоль С4Н10О3	30 30 40	4	2,8	0,3	138 000	69	42
25	Вода Додеканол С12Н26О Изопропилбензол С9Н12	20 40 40	6	3,2	0,8	220 000	40	53
26	Вода м-Ксилол С8Н10 Метанол СН4О	60 30 10	10	3,8	0,4	190 000	55	43
27	Вода Октанол-1 С8Н18О Тиофен С4Н4S	50 20 30	5	3	0,7	244 000	66	56
28	Вода Толуол С7Н8 Гептан С7Н16	20 40 40	7	3,4	0,5	142 000	78	44
29	Вода Этанол С2Н6О Этиламин С2Н7N	30 10 60	10	3,8	0,9	95 000	37	59
30	Вода Этилбензол С8Н10 3-этилгексан С8Н18	40 10 50	4	2,8	0,2	116 000	28	62
31	Вода Этоксибензол С8Н10О Пропанол С3Н8О	10 30 60	6	3,2	0,4	218 000	34	63
32	Вода Бензол С6Н6 Тридекан С13Н28	40 20 40	8	2,5	0,3	234 000	49	65
33	Вода Этиламин С2Н7N Додекан С12Н26	20 20 60	5	3	0,8	186 000	22	68
34	Вода Тиофен С4Н4S Пентадекан С15Н32	30 30 40	7	3,4	0,6	205 000	51	39
35	Вода Метанол СН4О Толуол С7Н8	10 40 50	9	2,6	0,7	140 000	68	44
36	Вода Изопропилбензол С9Н12 м-Ксилол С8Н10	40 40 20	4	2,8	0,3	238 000	72	48
37	Вода Диэтиламин С4Н11N Додеканол С12Н26О	30 40 30	6	3,2	0,4	270 000	33	49
38	Вода Додекан С12Н26 н-Гексан С6Н14	50 10 40	10	3,8	0,6	248 000	46	46
39	Вода Диметилсульфид С2Н6S Декан С10Н22	50 40 10	5	3	0,5	116 000	53	55
40	Вода Бензол С6Н6 Гептан С7Н16	30 50 20	7	3,4	0,7	94 000	58	58

120

Задание 6. Определить количество вредных веществ, выделяющихся за минуту через воздушку при «большом дыхании» аппарата.

Исходные данные к заданию 6.

Состав жидкости в аппарате, % масс, размеры аппарата, высота уровня жидкости перед заполнением, степень и время заполнения аппарата жидкостью, температура и избыточное давление в аппарате, влажность воздуха приведены в табл. 8.6. Газовая среда в аппарате - воздух. Давление наружной среды В = 101 325 Па.

Таблица 8.6 Исходные данные к заданию 6
Вариант	Состав жидкости	Аппарат	, %
	Компоненты	Содержание, % масс.	Н, м	D, м	Степень заполнения	Уровень перед заполнен., м	зап., мин	Ризб., Па	Т, оС
1	Вода Тридекан С13Н28 Ундекан С11Н24	40 30 30	2	1	0,8	0,1	35	200 000	40	70
2	Вода Циклобутан С4Н8 2-метилпентан С6Н14	20 40 40	8	2,5	0,5	0,2	20	100 000	50	65
3	Вода Октан С8Н18 Пентадекан С15Н32	60 20 20	4	2,8	0,9	0,3	45	250 000	60	60
4	Вода Циклогексан С6Н12 Дифенил С12Н10	60 10 30	5	3	0,6	0,2	50	170 000	44	66
5	Вода Диметилсульфид С2Н6S Додекан С12Н26	10 50 40	3	2,6	0,4	0,4	30	130 000	38	50
6	Вода Бензол С6Н6 н-Гексан С6Н14	20 30 50	6	3,2	0,3	0,7	35	190 000	57	49
7	Вода Гептан С7Н16 Декан С10Н22	30 40 30	4	2,8	0,7	0,5	25	220 000	63	50
8	Вода Деканол С10Н22О Диэтиламин С4Н11N	60 30 10	5	3	0,4	0,1	45	175 000	42	60
9	Вода Диэтиленгликоль С4Н10О3 Додеканол С12Н26О	80 10 10	12	4	0,2	0,8	40	126 000	33	72
10	Вода Изопропилбензол С9Н12 м-Ксилол С8Н10	50 20 30	2	1	0,3	0,1	55	190 000	64	45
11	Вода Метанол СН4О Октанол-1 С8Н18О	40 20 40	5	3	0,5	0,2	30	230 000	70	56
12	Вода Октанол-2 С8Н18О Пропанол С3Н8О	20 60 20	3	2,6	0,7	0,4	40	140 000	38	59
13	Вода Тиофен С4Н4S Толуол С7Н8	20 50 30	12	4	0,6	0,9	50	217 000	43	61
14	Вода Циклопентан С5Н10 Этанол С2Н6О	40 10 50	4	2,8	0,4	0,2	25	110 000	39	48
15	Вода Этиламин С2Н7N

Подобные документы

• Грязевые вулканы

  Распространение и условия формирования грязевых вулканов. Рассмотрение элементов строения и морфологических признаков грязевых вулканов. Изучение основных типов грязевулканических построек. Определение связи грязевых вулканов с нефтегазоносностью.
  
  курсовая работа [8,0 M], добавлен 06.04.2018
  

• Улучшение условий эксплуатации, повышения надежности и долговечности оборудования

  Анализ основных элементов циркуляционной системы буровой: гидроэжекторного смесителя, вибросита, гидроциклона и центрифуги. Вычисление допускаемой нагрузки на крюке и подбор установки, необходимой при бурении скважины. Ремонт циркуляционного оборудования.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 12.01.2013
  

• Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на Южно-Сосновском месторождении

  Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Сосновского месторождения. Обзор причин обводнения нефтедобывающих скважин и методов борьбы с избыточными водопритоками. Текущее состояние разработки энергетического состояния и обводненности залежи.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.01.2016
  

• Водноэнергетические расчеты

  Методика определения основных энергетических параметров гидроэлектростанции, правила регулирования стока графическим способом. Определение мощностей станции по водотоку и средневзвешенного напора. Порядок расчета емкости ее суточного регулирования.
  
  курсовая работа [58,2 K], добавлен 12.07.2009
  

• Подземные стоки и их значение в развитии современных природных комплексов

  Взаимосвязь элементов подземного стока с параметрами климата. Формирование и типы подземных вод на территории Республики Казахстан, принципы выявления гидрогеологических районов. Гидрохимическая зональность по степени минерализации подземных вод.
  
  контрольная работа [5,1 M], добавлен 12.11.2010
  

• Понятие о мониторинге геологической среды

  История создания системы наблюдений, оценки и прогноза антропогенных изменений состояния биосферы. Содержание мониторинга геологической среды, определение допустимых техногенных нагрузок и оценка целесообразности применения различных форм строительства.
  
  презентация [132,1 K], добавлен 17.08.2015
  

• Разработка проекта автоматизации установки предварительной очистки нефти

  Система автоматизации установки предварительной очистки нефти: структура и взаимодействие элементов, предъявляемые требования, обоснование выбора датчиков и контроллерного средства. Проектирование системы управления установки, расчет надежности.
  
  дипломная работа [480,3 K], добавлен 29.09.2013
  

• Анализ диэлектрических свойств образцов нефти различных месторождений

  Разработка и изготовление измерительной ячейки для проведения измерений диэлектрических свойств жидких сред и насыпных моделей пористой среды, ее калибровка. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и диэлектрической проницаемости образцов нефти.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 19.09.2012
  

• Технология проведения очистки скважин от песчаной пробки при проведении КРС

  Геолого-промысловая характеристика района, литолого-стратиграфический разрез и нефтегазоносность. Расчет элементов талевой системы подъемного агрегата. Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки. Схема монтажа промывочного насосного агрегата.
  
  курсовая работа [157,4 K], добавлен 16.02.2015
  

• Заиление водоемов

  Изучение процесса и факторов образования донных отложений, которые являются одним из наиболее информативных объектов при экологической оценке гидроэкосистемы. Накопление загрязняющих веществ в донных отложениях. Процессы, влияющие на заиление водоемов.
  
  контрольная работа [20,0 K], добавлен 22.12.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам