Природоохранные мероприятия по снижению выбросов в атмосферу на примере предприятия "Варан"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ НА ПРИМЕРЕ ПРЕДПРИЯТИЯ "ВАРАН"



Содержание

Введение

Глава 1. Физико-географическая и геологическая характеристика района расположения предприятия

1.1 Климатическая характеристика района расположения предприятия

1.2 Оценка состояния почвенного покрова

1.3 Геологические сведения о местоположении промышленного объекта

Глава 2. Технология добычи нефти шахтным подземным способом и рациональное использование минеральных ресурсов

Глава 3. Характеристика предприятия как источника загрязнения природной среды

3.1 Производства, загрязняющие водную среду

3.2 Основные производства, загрязняющие атмосферу

3.3 Загрязнение твердыми отходами и обращение с ними

Глава 4. Оценка уровня загрязнения атмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО "Варан"

4.1 Мониторинг состояния атмосферного воздуха в районе действия предприятия ОАО "Варан"

4.2 Характеристика установок по очистке газа

4.3 Сведения о залповых и аварийных выбросах

4.4 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

4.5 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

4.6 Основные результаты реализации проекта

Глава 5. Экономическое обоснование проекта

5.1 Определение капитальных вложений на реконструкцию котельных НШ-2

5.2 Эксплуатационные затраты новой котельной

5.3 Экономическое и экологическое обоснование проект

Глава 6. Планирование природоохранной деятельности

Заключение

Список использованных источников



Введение

Подземная разработка залежей высоковязких нефтей и природных битумов является одним из эффективных методов, обеспечивающих максимальное использование углеводородного сырья.

Мировые запасы высоковязких нефтей и битумов во много раз превышают разведанные в настоящее время запасы обычных нефтей. Несмотря на то, что добыча высоковязких нефтей и битумов в экономическом отношении не может конкурировать с добычей легких нефтей, освоение и промышленное внедрение эффективных способов добычи таких углеводородов является важнейшей задачей ввиду ограниченности запасов обычных нефтей и постоянно растущих цен на мировом рынке.

Главная роль в решении проблемы повышения нефтеизвлечения из пластов высоковязких нефтей и природных битумов отводится тепловым методам. Основные их достоинства заключаются в снижении вязкости нефти, обеспечивающей повышение её подвижности. Среди тепловых методов одним из наиболее эффективных является паротепловое воздействие. Впервые в мировой практике на Ярегском месторождении (Республика Коми) создана термошахтная технология, промышленное внедрение которой осуществляется с 1972 года.

Для закачки пара в пласт необходим предварительный прогрев жидкости на поверхности, с этой целью на предприятии существуют котельные, работающие на газе. В представленном дипломном проекте основное внимание уделено работе котельных на промплощадке нефтешахты № 2.

Целью проекта является решение задачи по снижению выбросов загрязняющих веществ от работы котельных и уменьшению затрат на эксплуатацию котельных.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

- анализ воздействия предприятия на окружающую среду

- выявление наиболее существенных источников загрязнения на атмосферу

- разработка методов по снижению выбросов в атмосферу



Глава 1. Физико-географическая и геологическая характеристика района расположения предприятия

Акционерное общество открытого типа «Варан» находится в городе Ухта, Республики Коми. ОАО «Варан» образовано 01.11.92 года путем выделения из уставного фонда Ухтинского НПЗ части основных фондов в виде технологических установок: БУ-1, БУ-2. Совместное Российско-Британское открытое акционерное общество «Варан» является нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей компанией и производит широкий спектр нефтепродуктов. «Варан» - единственный на территории бывшего СССР производитель уникальных видов продукции из тяжелой Ярегской нефти, поставляемой в Россию и в страны СНГ: масел - мягчителей нафтопласта и полимерпласта, битума, высокоплавкого мягчителя А-1, битумов хрупких марок «Б» и «Г», пластбита, дистиллята трансформаторного масла. Эти продукты переработки тяжелой Ярегской нефти применяются в производстве изделий резинотехнической, шинной, электротехнической и кабельной промышленности, производстве смазочно-охлаждающих жидкостей и пластических смазок, лакокрасочной продукции, электроизоляционных масел, производстве противошумных автомобильных мастик и в других отраслях национальной экономики.

В августе 1993 года к ОАО «Варан» присоединено нефтешахтное управление «Яреганефть», входившее до этого в состав АО «Коминефть». Производство по добыче нефти - структурное подразделение ОАО «Варан», занимающееся добычей нефти шахтным способом, включает в себя три нефтешахты, вспомогательные цеха и участки. Начало эксплуатации залежи тяжелой нефти положено в августе 1947 года. Промышленная разработка Ярегского месторождения осуществляется шахтным методом с 1939 г. на режиме растворенного газа с применением "Ухтинской" и уклонно-скважинной систем разработки. Вторичная промышленная разработка месторождения /добыча нефти/ ведется с 1972 г. термошахтным способом, с применением двух-горизонтной системы разработки.

Объекты Ярегского участка расположены в 23-25 км от административного центра Ухтинского района - г. Ухта и связаны с ней автомобильной дорогой. Транспортное сообщение предприятия с сетью железных дорог общей сети МПС осуществляется посредством подъездных путей от станции Ярега. Нефть, добываемая на нефтешахтах, поступает на нефтебазу, с которой железнодорожным транспортом направляется на установки по переработке, расположенные на территории промплощадки ОАО «Ухтинский» НПЗ. В санитарно защитной зоне предприятия, в основном размещены объекты промышленного назначения.

В непосредственной близости от предприятия отсутствуют зоны отдыха, санатории, пионерлагеря, памятники культуры и другие объекты. Ярегское месторождение расположено в пределах крупной пологой и асимметричной Ухтинской брахиантиклинальной складки, находящейся на восточном склоне Южного Тимана, являющегося западным бортом Печорской депрессии.

1.1 Климатическая характеристика района расположения предприятия

В гидрографическом отношении описываемая территория относится к бассейну северных морей и характеризуется сильной разветвлённостью речной сети, заболоченностью местности. Часть болот была подвержена осушению.

В рельефе района преобладают увалистые и плоские мореные равнины, сложенные водно-ледниковыми и озёрными осадками, с обширными болотными массивами.

Слабая водопроницаемость мореных суглинков и быстрый сток атмосферных осадков обусловили развитие густой сети (0,56 км/км²), преимущественно транзитных рек. Реки в пределах пологоволнистой равнины, прилегающей к Тиману, характеризуются относительно узкими и глубокими долинами.

Климат района умеренно-холодный с продолжительной и довольно суровой зимой и коротким, но сравнительно тёплым летом. Годовое количество осадков (672 мм) превышает величину испарений (200 мм/год),

что и определяет избыточное увлажнение. Минимум осадков приходится чаще на февраль, максимум на летние месяцы.

Главной водной артерией, прилегающей с севера к территории, является р. Ухта с её многочисленными притоками. Наиболее крупными притоками являются р. Ярега и р. Доманик. Долины рек преимущественно узкие, залесённые. Основным источником питания рек являются атмосферные осадки, составляющие около 80% годового стока.

Глубокие и полноводные весной реки, летом и зимой сильно мелеют, что связано со слабостью грунтового питания их истоков. Замерзают реки в конце октября - начале ноября, вскрываются - в начале - середине мая. Во время весеннего половодья подъём уровня воды в реках составляет 2-3 м, в это время на участках с пологими берегами реки широко разливаются, затопляя низменные прилегающие пространства.

Болота преобладают моховые, бугристые. Средняя глубина болот от 0,5 до 1,5 м. Замерзают болота во второй половине октября. Весной и осенью болота обычно переувлажнены.

Зима холодная, с пасмурной погодой и частыми метелями. Самыми холодными месяцами года являются январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет от -17 до -21 град. Абсолютный минимум равен -52 град. В начале и конце зимы возможны оттепели, которые сопровождаются гололёдом. Часты снегопады. Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября, толщина его в марте и апреле составляет 0,8 м. Снежный покров распределяется неравномерно: с ровных и возвышенных мест снег сдувается ветром, в пониженных местах наметает сугробы до 2-3 м.

Лето прохладное с пасмурной погодой. Температура воздуха в течение суток изменяется от 8 до 17 град. Бывают жаркие дни с температурой 25-33 град, но в любом летнем месяце возможны заморозки. Осадки выпадают часто, преобладают кратковременные моросящие дожди, реже обильные короткие дожди.

Ветры в течение года преимущественно юго-западные, весной и летом часто дуют северо-восточные. Средняя скорость ветра 4-5м/с. Сильные ветры бывают зимой во время пурги (22-28м/с).

В таблице 1 приведены метеорологические характеристики и коэффициенты, необходимые для расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.

Таблица 1

Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания вредных веществ

Наименование характеристик	Величина
Коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы	160
Коэффициент рельефа местности	1
Средняя температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца,0С	19,5
Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного месяца,0С	-18,9
Среднегодовая роза ветров, %
С	14
СВ	8
В	7
ЮВ	13
Ю	12
ЮЗ	20
З	17
СЗ	9
Скорость ветра, повторяемость которой составляет м/с	7,2

В связи с особенностями климатических условий в районе расположения предприятия (преобладание низкой инверсии) условия для рассеивания вредных веществ в атмосфере неблагоприятные, способствующие созданию локальных зон с высокими концентрациями загрязняющих веществ. Это создает сложную экологическую обстановку на исследуемой территории.

1.2 Оценка состояния почвенного покрова

Состояние уровня загрязнения почв является одним из наиболее важных показателей в ходе экологических исследований. Это обусловлено тем, что почвенный покров ярко отражает степень вносимых загрязнений, образующихся вследствие деятельности человека.

Согласно почвенно-географическому районированию территория района относится к Тимано-Печорскому округу, Южно-Тиманскому почвенному району, торфянисто-глеевых, торфяно-глеевых иллювиально-гумусовых подзолов и подзолистых почв. Сложность растительно-почвенной географической характеристики заключается в расположении рассматриваемой территории на границе северной и средней подзон таежной зоны. Это обусловливает значительное разнообразие почв и растительности, благодаря наличию природных черт обеих подзон.

Почвообразующие породы на большей части территории представлены флювиогляциальными маломощными грубозернистыми песками с гравием и галькой, с глубины 40-60см подстилаемыми моренными суглинками. Распространены моренные суглинки, а также покровные отложения на повышенных участках песчано-суглинистого состава, имеются древнеаллювиальные песчаные отложения ( на древних террасах ). Есть также выходы известняков, на них залегают карбонатные моренные суглинки.

Развитие почвенно-растительного покрова связано с характером рельефа и составом пород.

Преобладают разновидности подзолистого, болотно-подзолистого типов почв, развиты также болотные торфяные почвы, чаще верхового типа, в поймах речек представлены дерново-аллювиальные почвы разных степеней оглеения, есть окультуренные почвы.

Тип подзолистых почв наиболее распространен в почвенном покрове на слабо повышенных волнистых водораздельных территориях под сосновыми, еловыми и смешанными лесами. Разновидности этого типа почв связаны с составом пород, степенью дренирования, обусловливающих выраженность и мощность подзолистого горизонта. Почвы характеризуются развитием сезонного оглеения, в них практически отсутствует гумусовый горизонт. Биогенноаккумулятивный слой представлен маломощной лесной подстилкой, слабо разложившейся, оторфованной в нижней части.

В условиях удовлетворительного дренирования под еловыми и смешанными лесами на моренных и покровных суглинках строение почвы можно характеризовать следующим примером. Для подзолистых почв характерна сильнокислая реакция по профилю (рН=3,8-4,1), при подстилании карбонатной мореной рН имеет величину 6,9-7,2. Почвы, особенно песчаные, характеризуются малой буферностью, низкой поглотительной способностью.

На дренированных приречных участках, на плоских выровненных междуречьях, занятых флювиогляциальными наносами, развиты под сосняками подзолистые и торфянисто-подзолистые иллювиально-железисто-гумусовые и иллювиально-гумусовые почвы. Эти почвы различаются по интенсивности иллювиирования гумуса, нарастающей с возрастанием и увеличением мощности органо-аккумулятивного слоя.

На более влажных местах развиты иллювиально-железисто-гумусовые или иллювиально-гумусовые почвы. Растительность представлена сосняками, брусничными, черничными. В иллювиальном слое этих почв оседают, вымываемые из органогенного слоя (до 10-15 см мощностью) дисперсные гумусовые вещества (фульвокислоты) вместе с оксидами железа.

Достаточно широко распространены болотные почвы, которые развиваются в понижениях рельефа или на плоских выровненных пространствах, очень слабо дренированных. Почвы характеризуются значительным накоплением с поверхности (до глубины 50 см и более) органической массы различной степени разложенности. Под органогенным слоем залегает иногда органоминеральный оглееный горизонт, прокрашенный гумусом, чаще же сразу идет глеевый, сизого цвета, разного механического состава слой. На данной территории в основном встречаются переходные и верховые болота. Результаты химического анализа свидетельствуют о кислой реакции, низком содержании подвижных фосфора и калия: 3-4 мг на 100 г первого и 1-3 мг на 100 г почвы второго.

В поймах речек и ручьев развиты дерново-аллювиальные почвы. Главной их особенностью является периодическое отложение наилка. Формируются аллювиально-дерновые почвы с хорошо развитым дерновым горизонтом, под которым следует серия слоев иногда с погребенным дерновым горизонтом. На низких уровнях развиты аллювиально-дерновые глеевые, а на карбонатных породах - карбонатные дерновые почвы. Аллювиальные дерновые почвы представляют собой фонд пахотных почв, в частности, вблизи известкового карьера (руч. Лыаель), где эти земли используются. Биогенно-аккумулятивный слой (лесная подстилка) в рассматриваемых подзолистых (лесных) почвах имеет чрезвычайно важное экологическое значение. Будучи биоценотической структурой, она достаточно автономно существует от минеральной породы, что, с одной стороны, является благоприятным для поддержания растительного сообщества, с другой - является причиной чрезвычайной уязвимости биоценоза к внешним воздействиям, в частности, техногенным, особенно транспортным. Нарушение растительного покрова сопровождается разрушением мохового слоя и лесной подстилки, а с этим практически уничтожается биогеоценоз в целом вместе с субстратным бикомплексом (микрофлора, беспозвоночные).

Ясно, что в случае полного уничтожения растительной и почвенной (т.е. органогенного слоя) структур, самовосстановление начинается на биологически инертном, практически безгумусном минеральном субстрате, что и является причиной медленного на Севере процесса самовосстановления растительности зонального типа.

Понимание особенностей строения не только почв, но и северных экосистем в целом дает возможность охарактеризовать северные (таежные) экосистемы как легко уязвимые и быстро разрушающиеся, обладающие пониженной способностью к регенерации. Понимание характерных особенностей северных таежных экосистем позволяет разрабатывать на этой концептуальной основе практические приемы биологического восстановления разрушенных природных систем.

На территории Ярегского нефтяного месторождения наибольшие нарушения почвенного покрова отмечены при отсыпке стройплощадок и строительстве дорог.

Для охраны земель и биоты и рационального их использования принимаются следующие меры:

- организация защитных зон вокруг промышленных площадок;

- обваловка промысловых и производственных площадок на расстоянии 10 м от границ насыпи для локализации возможных загрязнений;

- предварительная подготовка территории, предполагающая вырубку леса в радиусе 50 м от проектируемых зданий и сооружений;

- разделка и использование древесины, складирование порубочных остатков и пней в зоне отводов, их последующий вывоз, захоронение или сжигание;

- срезка плодородного слоя почв и снятие торфа (при мощности до 1 м) для последующего использования при укреплении откосов, устройства газонов, рекультивации;

- прокладка коммуникаций в технических коридорах вдоль автодорог с минимально допустимыми расстояниями между ними;

- надземная прокладка комплекса коммуникаций на опорах в общей изоляции;

- использование местного песчаного грунта из выемок и породоотвалов в устройстве дорожных насыпей и площадок;

- техническая и биологическая рекультивации;

- строительство дополнительных трубопроводов на железобетонных опорах на высоте 1,0 - 1,5 м для прохода копытных животных.

Геологические сведения о местоположении промышленного объекта

В геологическом строении Ярегского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской и четвертичной систем. Отложения верхнего протерозоя представлены метаморфизованными зеленовато-серыми сланцами и кварцитами. Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами. К среднему отделу относятся афонинский и старооскольский горизонты живетского яруса.

Эти горизонты слагают основную часть пласта Ш (местное подразделение). Вверху пласта Ш залегают отложения верхнего девона (нижне-франского подъяруса) в составе пашийского горизонта. Пласт Ш в целом имеет сложное строение и представляет собой чередование конгломератов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность его колеблется от 0 до 105 м, в среднем составляет 70 м.

Верхнюю часть песчаников пласта Ш занимает нефтяная залежь, являющаяся объектом шахтной разработки. Мощность нефтяной залежи в среднем 25 м. Остальная часть пласта Ш водонасыщенная и может служить объектом для закачки промстоков нефтешахт после их предварительной очистки.

В отложениях нижнефранского подъяруса верхнего девона выделены пашийский, кыновский и саргаевский горизонты. Как указывалось выше, в основании разреза верхнего девона залегают песчаники продуктивного пласта Ш. Выше по разрезу пашийского горизонта залегает пачка надпластовых аргиллитов мощностью порядка 10 м, представленных массивными тонкослоистыми породами средней крепости, являющимися хорошим водопроницаемым разделом.

Выше прослеживается туфо-диабазовая толща мощностью около 40 м. Толща сложена туффитами, диабазами. Туффиты зеленовато-серые, грязно-серые, шлаковой и ноздреватой агломератовидной текстуры и могут служить водоупором.

Диабазы тёмно-серые и зеленовато-серые, массивные, местами трещиноватые, трещины заполнены минеральными образованиями (кварц, кальцит). Залегают диабазы пластовыми интрузиями с частыми апофизами и дайками. Выше пашийский горизонт представлен в основном аргиллитами, среди которых выделяют два пласта - Б и П, представленные тонко- и мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов, мощность их в среднем составляет 3 - 4 м. Пласт Б не везде прослеживается на площади. Общая мощность песчано-глинистой верхней толщи пашийского горизонта может достигать 25 - 27 м. Промышленного содержания нефти в этих пластах в пределах месторождения не имеется.

Выше по разрезу прослеживается кыновский горизонт мощностью до 140 м. Сложен он преимущественно зеленовато-серыми, реже коричневыми аргиллитами, иногда с прослоями известняков и мергелей. В средней части горизонта залегает пласт А общей мощностью 3 -15 м, а вверху - пласт 1, общей мощностью 2 -12 м. Пласты представлены тонкозернистыми песчаниками, глинистыми алевролитами с прослоями глин и аргиллитов. Указанные пласты промышленного значения не имеют.

Саргаевский горизонт сложен аргиллитоподобными глинами зеленовато- серыми, местами песчанистыми и известковистыми. Средняя мощность горизонта в пределах месторождения около 40 м. Выше залегают отложения доманиковой свиты верхнефранского подъяруса. Эти отложения представлены известняками тёмнозеленовато-серыми, тонко- и мелкокристаллическими, слоистыми, зачастую окремнёнными с прослоями глин, мергелей и битуминозных сланцев. Отложения верхнего девона мощностью до 250 м доманикового горизонта можно считать надёжным водоупором для всего Ухтинского района.

Четвертичные отложения сложены глинами, суглинками, супесями, песками с гравием, галькой и валунами. Мощность отложений до 24 м.

Наличие залежей нефти на Ярегском и Западно-Тэбукском месторождении свидетельствуют о хорошей гидрогеологической закрытости пласта Ш в Ухтинском районе. Песчаники пласта Ш в районе Ярегского месторождения обладают хорошими коллекторскими свойствами: эффективная пористость мало отличается от общей и изменяется в широких пределах от 8 до 34%, в среднем составляя 26%. Проницаемость коллектора также колеблется в широких пределах от 0 до 12.2*10^-12м². Средняя проницаемость, определённая по керну, составляет 3,2•10-12м2.

Среднее по месторождению текущее соотношение насыщенностей после первоначальной разработки составляет:

- остаточная нефтенасыщенность - 83%;

- водонасыщенность - 17%;

Пластовая температура - +6^ОС.

Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре изменяется от 12 до 15.3 Па•с. Плотность нефти при температуре +20^ОС - 0.945г/см³:

- общая пористость 26 - 30%,

- открытая пористость - 10 - 25%,

- проницаемость - 2,5 -3 дарси.

В районе месторождения выделяются следующие формы скопления подземных вод: водоносный верхне-протерозойский метаморфический комплекс, живетский комплекс, пласт Ш пашийского горизонта, пласты А и 1 кыновского горизонта, доманиковый карбонатный горизонт и нерасчленённый четвертичный комплекс. Воды верхнепротерозойского метаморфического комплекса относятся к солёным (23-40 г/л), по солевому составу - к хлор-кальциевому типу, группа вод хлоридная, подгруппа натриевая, сульфаты отсутствуют. Водоносной является трещиноватая зона глубиной до 400 м. В водоносном живетском комплексе - пласте Ш выделяют подземные воды подошвенные и краевые. Вода содержится как в порах песчаника, так и в трещинах. Для месторождения характерно увеличение минерализации с глубиной, а так же с северо-запада на юго-восток. Воды пласта относятся к солёным с минерализацией от 10 до 35 г/л, хлор-кальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе натриевых. Воды безсульфатные.

Пласт Б содержит преимущественно пропитанные нефтью песчаники, практически безводные. В пласте А водоносными являются трещиноватые известняки и песчаники. Водообильность пласта относительно низкая. Минерализация вод по площади довольно изменчивая и колеблется в пределах от 1,5 до 4,4 г/л. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Водоносность пласта 1 установлена на восточном крыле Ярегской структуры. Битуминозные песчаники пласта имеют низкую водообильность. Вода пресная с минерализацией 0,5 г/л, гидрокарбонатно-натриевого типа. По мере погружения пласта в восточном направлении минерализация увеличивается до 15-20 г/л и по составу относится уже к хлор-кальциевому типу. В доманиковом карбонатном горизонте подземные воды пресные с минерализацией до 0,6 г/л, гидрокарбонатно-кальциевого типа с запахом сероводорода. Горизонт имеет высокую водообильность. Подземные воды его пригодны для водоснабжения населения. Воды четвертичных отложений приурочены к линзам песков, залегающих среди мореных суглинков. Отложения имеют невысокую водообильность. Солевой состав воды гидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией порядка 0,5 г/л.

Месторождение представляет собой весьма значительную по размерам, сложную по строению, но единую нефтяную залежь в центральной части Ухтинской складки. Она приурочена к Ярегской и Лыаельской и меньшей между ними Южно-Ярегской структурам, с их плоскими сводами, пологими крыльями и переклиналями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 23 км - до скв. 7 - Н.. Последняя видимо находится уже на северной переклинали не менее крупной вежавожской структуры, вместе с которой общая протяженность залежи около 36 км.

Следует подчеркнуть общий асимметричный характер залежи, обусловленный как морфологической асимметричностью самих структур, которые имеют значительно более широкие и пологие северо-восточные крылья, так и вклиниванием пласта на западе древней береговой линии, где располагаются доживетские и более поздние поднятия фундамента и сформировавшиеся под ними своды структур по пласту. Здесь, а также на северо-западе месторождения, песчаники главным образом в нижней пачке пласта местами замещаются маломощными существенно глинистыми отложениями и обрезаются в зоне выклинивания крупными тектоническими нарушениями. Наибольшей мощности (до 106 м) они достигают в широкой продольной (осевой) части месторождения.

На востоке по падению залежи пласт снова заметно сокращается в мощности (до 20 - 30 м), причем в ряде мест продуктивные песчаники близ контура нефтеносности замещаются глинистыми отложениями или представлены практически непроницаемыми и конгломератовыми песчаниками верхней части пласта. Максимальная высота залежи 83 м на Ярегской структуре и 75 м на Лыаельской. Близка к ним (83 м) высота в Вежавожской структуре, а на Южноярегском поперечном куполе она около 45м.

Все это позволяет отнести залежь к типу пластовых, сводовых, асимметричных, литологически ограниченных, местами тектонически-экранированных.



Глава 2. Технология добычи нефти шахтным способом и рациональное использование минеральных ресурсов

В 1966-71 годах в научно-исследовательских институтах «ВНИИнефть» и «ПечорНИПИнефть» была обоснована технология термошахтной добычи нефти.

На основании этих работ в 1968-71 годах проведены опытно-промышленные работы по исследованию различных систем паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт. В результате чего была разработана и внедрена двухгоризонтная система термошахтной разработки.

Как показал опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти, наиболее эффективным способом шахтной добычи нефти является термошахтный, включающий тепловое воздействие на пласт, способ получил впервые в мировой практике промышленное использование на этом месторождении.

Критериями выбора первоочередных объектов высоковязких нефей и природных битумов для разработки термошахтным способом являются: глубина залегания -- до 600м; остаточные балансовые запасы нефти не менее 2,0 млн. т; устойчивые породы продуктивных пластов и вмещающих горизонтов, вязкость нефти более 50 мПас; нефтенасыщенность более 6% весовых и более 50% (объемных); газонасыщенность не более 10 м³ /т; пористость пород продуктивного пласта более 16 %, проницаемость более 0.1 мкм²; начальная температура пласта не выше 26⁰С.

Основные геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ярегского месторождения, обеспечивающие эффективность применения термошахтного способа: небольшая глубина залегания, большая эффективная толщина, хорошие коллекторские свойства, большая остаточная нефтенасыщенность после первичной разработки на естественном режиме истощения.

Практика применения теплового воздействия на трещиноватый коллектор показывает, что наличие густой сетки пологих скважин создает возможность для интенсивного прогрева, позволяет повысить коэффициент охвата неоднородного пласта.

При нагнетании теплоносителя в трещиноватый пласт, закачиваемый агент, особенно в начальной стадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. При этом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счет теплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры скорость прогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки и почти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущий расход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резко снижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающие породы. Отсюда делается вывод, что в условиях трещиновато-пористой среды высокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпа ввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогрева пласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит к дополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделений в шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемого участка. Ускорить прогрев пласта при описанном механизме теплового воздействия можно двумя способами - за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или за счет повышения параметров закачиваемого агента.

Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи, являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.

Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.

При средней температуре пласта 70-90°С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:

- за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения-- 15-20%;

- за счет термического расширения пластовых флюидов -- 5-10%;

- за счет гравитационного дренирования пласта -- 15-20%;

- за счет капиллярной пропитки -- 6-10%.

Таким образом, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достичь 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме 45-65%.

Технология термошахтной добычи нефти реализуется на Ярегском месторождении в виде нескольких систем: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухъярусной, панельной.

Из них наибольшее распространение получила двухгоризонтная система, а другие имели в основном опытно-промышленный характер.

Сущность двухгоризонтной системы заключается в том, что нагнетание пара в пласт производится с надпластового горизонта, расположенного на 10-30 м выше кровли пласта, через вертикальные и крутонаклонные скважины, а отбор нефти осуществляется из пологовосходящих добывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в продуктивном пласте галереи (см. рис.1).

Сосредоточение в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, применение густой сетки размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачка в пласт теплоносителя (пара) обеспечивают высокие технологические показатели термошахтной разработки. Паро-нефтяное отношение составляет 2,54 т/т.

Подготовительные работы: для добычи нефти в условиях нефтяных шахт с применением термошахтной технологии необходимо проведение комплекса подготовительных работ, который включает:



Рис. 1

- горные работы (проходка горных выработок);

- бурение подземных скважин (нагнетательных и добывающих);

- монтаж поверхностных и подземных паропроводов (обвязку устьев нагнетательных скважин в буровых камерах, установку запорной арматуры на устьях добывающих скважин);

- монтаж насосных агрегатов в камерах добычных уклонов;

- монтаж нефтепроводов и газопроводов.

По двухгоризонтной системе термошахтной разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок откаточных, вентиляционных и полевых штреков и уклона с подъемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.

Все горные выработки в надпластовом горизонте проходятся по пустым налегающим породам: аргиллитам, туффитам и диабазам. Выработки эксплуатационной галереи и наклонные части уклона (половина расстояния) проходят по нефтенасыщенному пласту. Срок службы этих выработок составляет 10 - 12 лет. Исходя из этого сечения выработок приняты минимальными, но вместе с тем отвечающими их назначениям. Поперечные сечения и конструкция крепи горизонтальных и наклонных выработок соответствуют типовым сечениям подземных выработок, ранее утвержденных Госстроем.

Минимальные поперечные сечения выработок установлены:

10 для главных откаточных и вентиляционных выработок, вентиляционных и промежуточных штреков и уклонов - 6,0 м² при высоте этих выработок в свету не менее 1,9 м от головки рельсов,

10 для вентиляционных сбоек - не менее 4,5 м².

Двухгоризонтная система разработки, получившая промышленное использование на Ярегских нефтешахтах, явилась продолжением ранее применяемых шахтных систем на естественном режиме истощения (ухтинской, уклонно-скважинной) со всеми их многочисленными недостатками, а кроме того, закачка пара в пласт привела к дополнительным проблемам, требующим больших текущих и капитальных затрат на нормализацию теплового режима, подачу в шахту огромного количества воздуха и, как следствие, значительного увеличения сечений горных выработок. Все это явилось серьезным тормозом для дальнейшего развития традиционной термошахтной технологии.

Особенностью нового подземно-поверхностного способа разработки является следующее: нефтяное месторождение (залежь) разбивается на отдельные нефтепромысловые блоки (минишахты), размеры которых определяются технической возможностью подземного станка по бурению в продуктивном пласте горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных и добывающих скважин.

Вскрытие нефтяного пласта осуществляется вертикальными шахтными стволами небольшого диаметра. Согласно установленным «Правилам безопасности угольных (нефтяных) шахт» необходимо иметь не менее двух стволов диаметром в свету не менее 2,0 м.

В кровле нефтяного пласта сооружается нагнетательная галерея, у подошвы пласта -- добывающая галерея с емкостями для сбора и подготовки нефти (песколовушки, нефтеводосборники). Нагнетательная и добывающая галереи являются выработками околоствольного двора кольцевого типа и служат для закачки в пласт теплоносителя, отбора жидкости, ее подготовки и транспорта на поверхность. Протяженность галерей выбирается из расчета размещения необходимого количества добывающих и нагнетательных скважин по сверхплотной сетке (с расстояниями между забоями скважин до 25м). Сечение выработок галерей принимается исходя из размещения в них бурового станка. Крепление выработок производится металлобетонной арочной крепью с железобетонной затяжкой и гидротеплоизоляцией свода и стен. Из галереи, расположенной в кровле продуктивного пласта, бурят до 300 горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных скважин длиной 300-500 м, располагая их в два-три или более ярусов в зависимости от толщины пласта. Конструкция скважин обеспечивает нагнетание теплоносителя давлением до 1.0 Мпа на устье, а для доставки теплоносителя с давлением 0.2-0.3 Мпа до забоя скважины прокладывается лифтовая труба диаметром 50 мм.

Добывающие скважины объединяются при эксплуатации в группы по 10-12 штук и подключаются к групповым коллекторам, последние подключаются к сборному коллектору. На групповых коллекторах предусматривается установка средств автоматизации отбора и замера продукции скважин. Автоматизируются процессы регулирования закачки пара и подъема жидкости на поверхность.

Добываемая жидкость (нефть, вода, конденсат) и мехпримеси по сборному коллектору самотеком собираются в специально сооружаемые на добычном горизонте емкости (песколовушки, водонефтесборники). В песколовушках мехпримеси оседают, а нефть с водой перетекает в водонефтесборники, откуда погружными (скважинными) насосами автоматически перекачивается на установку предварительного сброса пластовой воды, расположенную на поверхностной промплощадке промысла.

Жидкость, поступающая в нагнетательную галерею, перепускается на добычной горизонт в водонефтесборные емкости по специально пробуренной скважине. Жидкость откачивается из шахты по нефтесборочному коллектору и поступает в резервуары предварительного сброса, в которых отстаивается в течение 6 часов при температуре 70°С, а затем перекачивается насосами дожимной насосной в резервуарный парк нефтебазы.

Для эксплуатации подземно-поверхностного промысла на поверхностной промплощадке располагается надшахтный комплекс.

Подъемно-поверхностный способ является более совершенным вариантом термошахтной разработки. Основные технические и технологические преимущества новой технологии в следующем:

- удельный объем горнопроходческих работ, наиболее опасных и дорогостоящих, снижается до минимума (в десятки раз), что обеспечивает значительное сокращение капитальных затрат и количества людей, работающих в подземных условиях;

- технологические процессы по закачке пара, отбору и транспорту жидкости автоматизируются, осуществляя закрытую эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, при этом выработки галерей изолируются герметическими перемычками от рудничной атмосферы, создавая условия безлюдной эксплуатации;

- минимальное количество горных выработок и закрытая их эксплуатация создает условия для закачки пара максимальных параметров, что способствует более полному и быстрому охвату продуктивного пласта процессом теплового воздействия, следовательно, максимальному нефтеизвлечению;

- закачка пара высоких параметров обеспечивает возможность эффективной эксплуатации подземных скважин длиной 300 м и более, а следовательно, ввода в разработку больших площадей месторождения одним блоком (минишахтой) со сроком эксплуатации 15-20 лет;

- последовательное обустройство и ввод в разработку отдельных минишахт подземно-поверхностного промысла обеспечивает равномерные инвестиции на строительство с длительным сроком эксплуатации и высокими стабильными производственными мощностями всего промысла и минимальные сроки и затраты на ввод в эксплуатацию каждой отдельной минишахты;

- все вспомогательные службы (котельная, компрессорная, центральный пункт сбора и подготовки нефти, центральная электростанция, административно-бытовой комбинат и др.), предусматривается централизовать на единой площадке промысла, что существенно сокращает капитальные и эксплуатационные затраты и обеспечивает последовательное наращивание мощностей промысла в течение всего срока его службы.

Разработка месторождения на естественном режиме истощения показала, что количество нефти, извлекаемой за счет естественной энергии пласта, не превышает 10 %, а большая часть нефти находится в капиллярах и пленочном состоянии. Нефть по состоянию её в пласте можно разделить на следующие виды:

- нефть трещин и крупных пор, дренируемая пластовой энергией - 10 20 %;

- нефть, капиллярно удерживаемая в мелких порах (освобождается при дроблении песчаника) - 15 20 %;

- пленочная нефть, связанная с песчаником - 47 48 %;

- остатки пленочной нефти, смолы, битумы, очень трудно извлекаемые - 10 20 %.

Вмещающий нефть песчаник отличается хорошими коллекторскими свойствами, однако, не смотря на это, добыча нефти крайне затруднена в силу специфических особенностей свойств нефти и состояния её в пласте.

К основным факторам, снижающим нефтеотдачу пласта, относятся:

- высокая вязкость нефти;

- большое содержание в нефти поверхностно-активных компонентов, что приводит к образованию малоподвижных структурных слоёв, примыкающих к поверхностям породы и снижающих проницаемость коллектора;

- большая величина поверхностного натяжения нефти на границе с водой и краевого угла смачивания;

- низкая пластовая энергия и температура пласта.

Важнейшим фактором, повышающим нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти путём теплового воздействия на пласт. Кривая вязкости приведенная на рис. 2 показывает, что при температуре 120^оС вязкость нефти снижается до 12 ч 15 мПас, т. е. Более, чем в 1000 раз. Кроме того, при тепловом воздействии на пласт происходят следующие изменения физико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличению нефтеотдачи пласта:

- повышение проницаемости коллектора для нефти и воды в результате разрушения адсорбционных слоёв нефти;

- уменьшение поверхностного натяжения нефти и краевого угла смачивания;

- тепловое расширение пластовых флюидов;

- улучшение реологических свойств нефти;

- разрушение коллектора и повышение его однородности.

Рис. 2. Зависимость вязкости нефти от температуры

Таблица 2

Запасы нефти на 01. 01. 2004 год

Наименования	Участки	Всего по шахтному полю
	Отработанные на естественном режиме	Не отработанные на естественном режиме
Площадь нефтеносности, га	886	175	1061
Нефтенасыщенная толщина, м	26,9	4,7	22,5
Объём нефтенасыщенных пластов, тыс. м3	230180	8237	238417
Коэффициент открытой пористости	0,26	0,26	0,26
Коэффициент нефтенасыщенности	0,87	0,87	0,87
Плотность нефти в стандартных условиях на поверхности, т/м3	0,945	0,945	0,945
Начальные балансовые запасы, тыс. тонн.	48218	1725	49943
Накопления добычи нефти, тыс. тонн.	8559	-	8559
В том числе на естественном режиме	2080	-	2080
За счет прогрева пласта	6479	-	6479
Остаточные балансовые запасы, тыс. тонн.	39659	1725	41384
Принятый коэффициент нефтеотдачи	0,45	0,45	0,45

Основным сопутствующим компонентом при добыче нефти является титан. На промплощадке НШ-3 действует комбинат по производству титановых белил, которые поставляются на продажу на территории России.



Глава 3. Характеристика предприятия как источника нарушений и загрязнений природной среды

По направлениям деятельности предприятие подразделяется на производство по переработке нефти и производство по добыче нефти.

Производство по переработке нефти расположено на территории Ухтинского НПЗ на одной промплощадке, местоположение - г. Ухта, ул. Заводская, 11.

Производство включает в себя промплощадки нефтешахт № 1, 2, 3, а также территории вспомогательных участков. Местоположения промплощадки: нефтешахты № 1 граничит с территорией п. Ярега, промплощадки нефтешахты № 2 с п. Первомайский, промплощадки нефтешахты № 3 с п. Нижний-Доманик.

3.1 Основные производства, загрязняющие водную среду

Наиболее активным загрязнителем воды является производство шахтных нефтесодержащих вод. Менее загрязнённые воды поступают от вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки котельных, очистные сооружения посёлка, станочный парк).

Необходимо учесть так же ливневые воды, поступающие с территории производств.

Нефтесодержащие сточные воды образуются при отделении нефти от воды, в результате мойки загрязнённого ГСМ оборудования (машин, трубопроводов, резервуаров хранения, деталей оборудования), загрязнённой ГСМ территории.

Потребность производства Ухтинского куста в питьевой и технической воде и отведение хозяйственно-бытовых и промышленных стоков обеспечивается по договорам с Ухтинским НПЗ и предприятием «Горводоканал». Суммарный объём потребления и сброса вод составляет: питьевого качества порядка 15000 куб. м/год, технического качества 2,5млн. куб. м/год.

На производстве по добыче нефти и Ярегском кусте потребность в питьевой воде и отведении хозяйственно-бытовых стоков обеспечивается предприятием Ярегажилкомхоз.

Потребность в технической воде и отведение промышленных стоков обеспечивается собственными силами за счёт эксплуатации двух водохранилищ и очистных сооружений (прудов-отстойников). Объём водохранилища, расположенного на р. Малый Вой-Вож, 0,86млн. куб. м., среднегодовой сток 1,26 млн. куб. м. Промстоки на Ярегском кусте подразделяются на нормативно-чистые (без очистки), которые сбрасываются непосредственно в водные объекты, и недостаточно-очищенные, которые проходят механическую очистку (отстой) в прудах-отстойниках на нефтешахтах. Объём отстойника на НШ составляет 9,07 тыс. куб. м со стоком162 тыс. куб. м/год. Кроме того, попутно с нефтью добываются пластовые шахтные воды, часть которых после очистки (отстоя) по трубопроводу закачивается через 5 поглощающих скважин в пласт Ш живетского яруса верхнего девона, где отсутствуют перспективные для водоснабжения водоносные горизонты, а другая часть закачивается в ликвидированные шахтные уклоны. Суммарные объёмы утилизированных пластовых вод составляют: в скважины 2190 тыс. куб. м/год, в ликвидированные уклоны 2007 тыс. куб. м/год. Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту представлен в таблице 3:

Таблица 3

Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту

Наименование показателей	Объёмы, тыс. куб. м/год
1. Потребление питьевой воды	3300
2. Отведение хозбытовых сточных вод
3. Потребление технической воды	3000
4. Отведение промстоков, всего	1097
в том числе нормативно - чистые	311
недостаточно - очищенные	786
5. Вода, добываемая попутно с нефтью	4197
в т. ч. закачиваемые воды в скважины	2190
закачиваемые в ликвидированные уклоны	2007

Основными потребителями воды являются производства нефтешахт Ярегского района и жители посёлков.

Вода питьевого качества поступает с водозабора р. Лунь-вож на охлаждение компрессоров, нагнетающих сжатый воздух в шахты. Здесь предусмотрена оборотная система водоснабжения. Осуществляется периодическая подпитка системы для компенсации потерь воды.

С подпиткой работает система водоснабжения трёх посёлковых котельных. Теплом обогреваются жилые дома, производственные помещения и административные здания посёлков. Вода на нужды теплоснабжения забирается из водохранилища.

Наиболее крупные потребители воды - нефтешахты. Вода необходима для преобразования её в пар для закачки в нефтяной пласт с целью умягчения тяжёлой нефти. Для этого используются производственные котельные нефтешахт. Вода поступает из водохранилища.

Вода питьевого качества используется также для вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки систем трубопроводов, охлаждение станков и т.д.).

С целью оценки состояния загрязнения поверхностных вод были отобраны пробы из рек, ручьёв, и озёр района нефтешахт. Пробы воды брались с середины рек и водохранилищ на глубине 0,3 м от поверхности воды, чтобы избежать попадания мусора с поверхности воды.

Основные показатели поверхностных вод:

- рН (ПДК 6,5-8,5) - показатель по всем точкам соответствует норме;

- взвешенные вещества (ПДК = фон + 0,25 мг/л) - на водозаборе р. Лунь-вож соответствует норме. Близко к ПДК на р. Доманик, Ярега, водохранилищах. Немного превышает ПДК содержание взвешенных веществ в воде после прудов отстоя (от 101 до 298 мг/л). Это вызвано недостаточной очисткой вод в прудах отстойниках;

- растворённый кислород (не менее 6 мг/л) - по всем точкам в пределах нормы (от 8 до 12,6 мг/л);

- БПК₅ (не более 3 мг/л) - по всем пробам довольно высокое (от 3,8 до 21,2), что говорит о наличии в пробах загрязняющих веществ, для разложения которых необходим кислород. Наиболее высокое значение БПК₅ в воде после пруда- отстойника. Ближе к норме воды р. Ярега, Доманик, Лунь-вож, водохранилища (от 3,8 до 5,3 мг/л);

- аммиак (0,39 мг/л) - во всех пробах находится выше нормы, что говорит о недостаточной очистке загрязнённых вод (от 2,7 до 11,9 мг/л). Наиболее высокие показатели после прудов отстойников (11,9 мг/л), это связано со сбросом в данные водоёмы аммиачных вод. Довольно высоки значения и по р. М. Вой-Вож (от 0,31 до 0,8 мг/л), что говорит о недостаточном перемешивании сточных вод в ручье и высоком расходе сточной воды;

- фенол (0,001 мг/л) - практически во всех пробах норма. Но есть превышение в пробах после пруда отстойника (0,002 мг/л);

- хлориды (300 мг/л) - довольно значительное содержание хлоридов в воде после прудов отстойников нефтешахты (от 8448 до 9496 мг/л) обусловлено небольшой эффективностью очистки в них загрязнённых сточных вод. Содержание хлоридов в р. Доманик перед впадением его в р. Ухта (446 мг/л) позволяет предположить попадание в ручей в этом месте загрязнённых сточных вод. По другим точкам содержание хлоридов ниже ПДК;

- сульфаты (100мг/л) - по всем пробам ниже ПДК

- нефтепродукты (0,05 мг/л) - во всех точках превышение (от 0,09 до 2,48 мг/л)), что говорит о недостаточной очистке загрязнённых сточных вод. Особенно следует отметить пруды отстойники нефтешахт. Здесь вода очищается от плёночных нефтепродуктов плохо (остаточная концентрация от 0,66 до 2,48 мг/л).

ПДС веществ поступающих в водный объект со сточными водами:

1. Предприятие - НШ п. Ярега.

2. Категория сточных вод - недостаточно-очищенные.

3. Наименование водного объекта, принимающего сточные воды - ручей Малый Вой-Вож, приток р. Ярега.

4. Категории водопользования - рыбохозяйственная.

5. Фактический расход сточных вод - 94 тыс. м³/год, 10,7 м³/час.

6. Утверждённый расход сточных вод для установления ПДС - 35,7 м³/час.

7. Утверждённый ПДС и состав сточных вод представлен в таблице 4.

Таблица 4

Утверждённый ПДС и состав сточных вод

Показатели состава сточных вод	факт. Конц. Г/м3	факт. Сброс, г/час	доп. Конц. ПДС, г/м3	доп. Конц. ВСС, г/м3	утвержд. ПДС, г/час	норматив сброса, кг/год	лимит сброса, кг/год
взвешенные в-ва	145,82	1560,2	7,85	7,85	280,245	2457,05	2457,05
БПК полн.	8,48	90,68	3	8,48	107,1	939	2654,24
хлориды	6082,3	65080	300	5071	10710	93900	1587223
сульфаты	77,35	827,65	100	100	3570	31300	31300
нефтепродукты	1,85	19,795	0,05	1,38	1,785	15,65	431,94
фосфор	0,04	0,327	0,04	0,04	1,428	12,52	12,52
азот аммонийный	6,45	69,015	0,67	1,6	23,919	209,71	500,8
фенолы	0,003	0,0321	0,001	0,003	0,0357	0,313	0,939
железо	0,59	6,313	0,59	2,14	21,063	184,67	669,82
медь	0,003	0,0321	0,003	0,003	0,1071	0,939	0,939
свинец	0,11	1,177	0,11	0,11	3,927	34,43	34,43
никель	-	0	0,01	0,01	0,357	3,13	3,13
кадмий	0,032	0,3424	0,005	0,032	0,1785	1,565	10,016
кобальт	-	0	0,02	0,02	0,714	6,26	6,26
марганец	0,34	3,638	0,108	0,108	3,8556	33,804	33,804
цинк	0,02	0,214	0,16	0,16	5,712	50,08	50,08

8. Утверждённые свойства сточных вод:

- плавающие примеси (вещества) - на поверхности воды не должны обнаруживаться плёнки нефтепродуктов, масел, жиров и скопления других примесей.

- окраска не должна обнаруживаться в столбике до 20 см.

- запахи, привкусы - вода не должна иметь запах, интенсивностью более 1 балла, обнаруживаемого непосредственно.

- летом температура воды в водоеме в результате сброса не должна повышаться более чем на 3 ⁰С по сравнению со среднемесячной температурой воды самого жаркого месяца за последние 10 лет.

- реакция (рН) не должна выходить за пределы 6,5 - 8,5.

- растворённый кислород не должен быть менее 4 мг/дм³ в любой период.