авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Моделирование и пути устранения углеводородного загрязнения природно-технической системы цемесской бухты черного моря

-- [ Страница 3 ] --

В качестве элементов, которые характеризуют природную систему акватории, выступали следующие статические параметры: геологические (вещественный состав, структура и текстура флишевых пород, слагающих береговую часть акватории); геоморфологические (характер линии побережья и рельеф внутренней части бухты); петрофизические (плотность, пористость, проницаемость, удельная поверхность пород); неотектонические ( современная геодинамика Новороссийского района) и динамические параметры: гидрологические (режим подводных и поверхностных течений, температура воды); климатические ( температура воздуха, скорость и направление ветра).

В результате характеристики степени восприимчивости береговой зоны к антропогенному углеводородному загрязнению, все побережье бухты было разграничено на 10 участков (табл. 4). Геологические особенности берега оказывают значительное влияние на процессы, происходящие при воздействии углеводородов на природно-техническую систему бухты.

Таблица 4

Градация побережья в зависимости от состава морских и аллювиальных отложений

№ участка Положение участка размер минералогический состав
1-2 м. Мысхако- пос. Рыбачий Крупногалечниковый и глыбовый от 0.08 до 0.15м известняк и известковый мергель
2-3 пос. Рыбачий – Алексино Среднегалечниковый от 0,04 до 0,06м известняк и известкововый мергель
3-4 Алексино – Суджукская к. Галечниковый от 0,04 до 0,06м, мелкогалечниковый от 0,002 до0,004м, песчаные крупнозернистые фракции от 0,0005 до 0,001м фракции известняки, песчанистые мергели
4-5 Суджукская к. –м.Любви Галечниковый 0,04 до 0,06м и крупногалечниковый известняки, темно-серые песчанистые мергели
5-6 м.Любви –городской пляж Галечниковый от 0,02 до0,06 м, песчаные крупнозернистые фракции от 0,0005 до 0,001м темно-серые мергели, известняки
6-7 пляж–Западный мол порта Щебнистый, мелко- и среднегалечниковый от от 0,03 до 0,08м глинистые мергели, известняки
7-8 Западный мол –Восточный мол Галечниковый 0,04 до 0,06м и крупногалечниковый темно-серые мергели, известняки
8-9 Восточный мол- 7-я балка Песчано-галечниковый от 0,001 до 0,02м темно-серые мергели, известняки
9-10 7-ая балка – Шесхарис Мелко и среднегалечниковый от 0,02 до 0,06м известковые мергели, известняки
10-11 Шесхарис – мыс Пенай Крупногалечниковый и глыбовый от 0,06 до 0,18м известняки, светло-серые мергели

Береговая зона и дно Цемесской бухты сложены флишевыми отложениями верхнего отдела меловой системы, которые принадлежат Новороссийскому синклинорию Северо-Западного Кавказа. При этом можно выделить следующие участки(рис. 4):

 хематические разрезы свит Мысхако (а), Куниковской (б) и Бединовской (в) 1--11

Рис. 4 Схематические разрезы свит Мысхако (а), Куниковской (б) и Бединовской (в)

1- песчаник; 2- алевролит; 3- изв. мергель; 4- мергель; 5-глин. мергель; 6- известняк ; 7- зел.-сер. глины

1. Береговая зона от пос. Мысхако до щ. Вербовой, которую слагают породы свиты мысхако (K2ms) нижне-маастрихского яруса и представляют собой чередование известковых мергелей, известняков, песчаников и алевролитов. Согласно имеющимся данным (Любимова, 2001) плотность пород здесь варьирует от 2, 29 до 2, 53 г/см3, средняя проницаемость составляет 10,02 мДс.

2. Весь внутренний рейд акватории сложен породами куниковской свиты (K2kn) и представлен переслаиванием глинистых мергелей, известняков и алевролитов. Плотность пород изменяется от 2, 32 г/см3 до 2, 43 г/см3, средняя проницаемость составляет 704 мДс.

3. Восточная часть внешнего рейда акватории бухты, включая мыс Дооб, сложена породами бединовской свиты (K2bd) верхнее-кампанского яруса, которые представляют собой переслаивание мергелей, известняков, песчаников и алевролитов. Плотность пород изменяется от 2,42 до 2,58 г/см3, средняя проницаемость пород составляет 8,6 мДс (рис. 5).

На этой основе была проведена типизация береговой зоны Цемесской бухты путем выделения 3 геологических тел, характеризующихся литологической однородностью.

Рис. 5 Сводная петрофизическая характеристика пород изучаемой территории, составленная с использованием данных Любимовой Т.В. (2001).

Таким образом, наибольшую плотность до 2,58 г/см3 имеют породы восточной части внешнего рейда акватории, наименьшую плотность 2,29 г/см3 и наибольшую пористость до 15% - береговая зона от пос. Мысхако до щ. Вербовой. Проницаемость пород варьирует от 5,06 мДс в отложениях бединовской свиты до 12,7 в отложениях свиты мысхако.

Удельная поверхность пород являлась важной характеристикой, определяющей проницаемость и адсорбционную способность пород. Для оценки удельной поверхности фильтрующих пор соискателем использовалась известная зависимость Козени-Кармана, связывающая пористость пород Кп, их проницаемость Kпр и удельную поверхность фильтрации Sф:

Sф2= Кп 3/2Кпр (5)

В общем случае, распределение пористости и удельной поверхности фильтрации по свитам, слагающим береговую зону акватории Цемесской бухты представляется следующим образом (рис.6).

 Распределение коэффициента пористости Кпнас (а) и площади удельной поверхности-13

Рис.6. Распределение коэффициента пористости Кпнас (а) и площади удельной поверхности Sф морских и аллювиальных отложений береговой линии Цемесской бухты

1-2 –бединовская свита ; 2-3 куниковская свита; 3-4 свита мысхако

В результате на основании комплексирования результатов проведенных геологических исследований и данных, полученных при математическом моделировании нефтяных разливов, осуществлено районирование прибрежной составляющей акватории Цемесской бухты по степени восприимчивости к углеводородному загрязнению от самого восприимчивого (степень 5) до наиболее устойчивого участка (степень 1). Установлено, что самыми вос-

приимчивыми участками к УВ загрязнению в акватории Цемесской бухты являются районы пос. Мысхако и центральная часть внутреннего рейда порта. При нефтяном загрязнении западной береговой части акватории все участки имеют неодинаковое время размыва подветренной части, и, следовательно, процесс самоочищения при всех других одинаковых особенностях побережья будет протекать с различной интенсивностью. По степени максимальной скорости по сравнению с другими участками процесс самоочищения бухты будет наблюдаться со стороны следующих подветренных участков: района железо-бетонного пирса, центральной части Суджукской косы, район рыбзавода «Новороссийского», северная сторона мыса Любви, центральных пирсов, Западного мола порта. Минимальная скорость процесса самоочищения береговой части акватории характерна для участков южной и северной части Суджукской косы, центральной части пляжа «Нептун», а также участков, входящих в состав зоны центрального городского пляжа.

Глава 4. Определение ущерба природно-технической системе и

обоснование стратегии ликвидации углеводородных

загрязнений на акватории и береговой линии Цемесской бухты

Соискателем приведена классификация чрезвычайных ситуаций, связанных с разливами нефти. Были проанализированы данные по разливам в бухте за период 1998-2004г.г, в результате был сделан вывод, что на данной территории, чаще всего, имеют место разливы первого и второго уровня.

Далее обоснован комплекс действий по устранению антропогенного загрязнения углеводородами природно-технической системы Цемесской бухты. На первом этапе осуществления мероприятий по ликвидации нефтяных разливов определены основные факторы, определяющие ущерб природно-технической системе бухты. На основе «Методики определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах”Минтопэнерго РФ, 01.11.95 последней соискателем оценен ущерб природно-технической системе акватории Цемесской бухты при антропогенном загрязнении углеводородами, в которой акватория бухты представлена в виде системы, состоящей из водной и береговой составляющей.

Таблица 5

Характеристика предельного загрязнения берегового компонента

природно-технической системы Цемесской бухты

№пп Наименование участка Кн Мб/V0
1 м. Мысхако- пос. Рыбачий 0,3 0,27
2 пос.Рыбачий– Алексино 0,24 0,216
3 Алексино – Суджукская коса 0,21 0,189
4 Суджукская коса – м. Любви 0,24 0,216
5 м. Любви – центральная часть городского пляжа 0,21 0,189
6 пляж – Западный мол порта 0,24 0,216
7 Западный мол – весь внутренний рейд акватории – Восточный мол Отсутствует Отсутствует
8 Восточный мол - 7-ая балка 0,2 0,180
9 7-ая балка – Шесхарис 0,24 0,216
10 Шесхарис – мыс Пенай 0,3 0,270

Известно, что степень загрязнения береговой части оценивается количеством нефти Мб, впитавшейся в грунт в результате аварийного разлива УВ (табл. 5):

Мб=кн·Рн·Vо, (6)

где кн – значение предельной нефтяной емкости горных пород рассчитанной для береговой части акватории; Рн- плотность разлитой нефти, для исследуемого района составляет 0,85-0,95г/м3; Vо – объем разлившейся нефти.

В результате установлено, что максимальные значения отношения Мб/V0 соответствуют участкам западного и восточного окончания акватории бухты (рис.7):

Рис.7. Показатели предельной нефтенасыщенности грунта акватории Цемесской бухты

Степень загрязненности водной составляющей определялась массой растворенной и эмульгированной нефти, попавшей в водную толщу в результате аварийного разлива. Масса нефти Мз, загрязняющей толщу воды, согласно рекомендациям ИПТЭР, составляет:

Мз=5,8·10-3·Мр(Сн-Сф), (7)

где Мр- масса разлитой по поверхности нефти; Сн – концентрация насыщения нефтью воды; Сф- фоновая концентрация нефти, данные которая рассчитывается отдельно для каждого региона. Масса Мр нефти, разлитой по поверхности водной части акватории определяется следующим образом:

Мр= М - Мл к -Мо, (8)

где М- масса нефти, попавшей в водную часть акватории; Млк –масса нефтяных летучих компонентов; Мо - масса нефти, осаженной на дно.

Анализ нефтяных разливов в исследуемой территории, показал, что в большинстве случаев толщина нефтяной пленки на водной толще не превышает 1 мм и расчет оставшейся на поверхности нефти может быть весьма приближенным. Поэтому, для расчета массы загрязняющей нефти Мз автором был применен метод экспертных оценок, базирующийся на следующей зависимости:

Мз=mр·Sн, (9)

где mp- удельная масса нефти на 1 м2 водной поверхности; Sн – площадь нефтяного разлива по топографической сетке.

В результате, для наиболее опасных аварий были получены следующие значения количества нефти Мв, загрязняющие водную часть акватории (табл.5).

Вторым этапом обоснования мероприятий по ликвидации углеводородных загрязнений является определение количества остаточной нефти.

В этом случае, расчет массы этой нефти может быть произведен с помощью следующей операции:

Мост=mост·Sост, (10)

где mост- удельная масса остаточной нефти; Sост – площадь локализации остаточной нефти, которая определяется с помощью метода топографической сетки.

Таблица 5

Количество нефти, загрязняющее водную часть акватории

Дата Хар-ка выброса Мр, т Масса М, т Мв, т
29.04.97 Льяльные воды 0,1 0.015
28.05.97 Нефть 497 74.55
28.09.97 Льяльные воды 0,2 0.03
09.02.98 нефть 25 3.75
29.03.98 Дизельное топливо 0,2 0.03
12.01.99 нефть 200 30
04.09.03 нефть 20 3
07.05.03 Дизельное топливо 0,5 0.083

Было замечено, что при ликвидации нефтяных разливов в акватории, с момента возникновения выброса до полной ликвидации его последствий, необходимо соблюдать баланс между массой Мр разлившейся нефти и распределением ее по компонентам с последующим соблюдением баланса между массой М разлившейся нефти, собранной нефти Мсобр нефти Мизм, претерпевшей изменения в своем физико-химическом составе и состоянии (эмульгированная нефть Мэ; летучие компоненты Мл; нефть, осажденная на дно Мос,).

М=Мсобр+Мизм; (11) Мизм=Мэ+Мос+Мл.. (12)

Компоненты Мэ, Мос и Мл могут быть получены из хим. анализа разлитой нефти.

Таким образом, была определена масса нефти Мзагр, главным образом определяющая уровень загрязненности антропогенными углеводородами изучаемой территории, которая может быть рассчитана по следующей формуле (табл. 6):

Мзагр=Мв+Мб, (13)

где Мв – масса нефти, оказывающая влияние на водную составляющую акватории бухты; Мб - масса нефти, оказывающая влияние на береговую составляющую акватории бухты.

Таблица 6

Уровень загрязненности антропогенными углеводородами

Цемесской бухты

№ точки Масса М, т Мв, т Мб, т Мз, т
1 0,1 0.015 0,0027 0,01527
2 497 74.55 13,41 87,96
3 0,2 0.03 0,0054 0,0354
4 25 3.75 0,675 3,425
5 0,2 0.03 0,0054 0,0354
6 200 30 5,4 35,4
7 1 0.15 0,027 0,177
8 20 3 0,54 3,54
9 0,5 0,083 13,536 0,098

Общая же масса М общ.загр. углеводородов, оказывающая негативное влияние на акваторию бухты будет определена как:

М общ.загр= Мв+Мб+Мл.к.+Мо, (14)

Если мероприятия по ликвидации нефтяного разлива были проведены успешно, и нефть с водной поверхности была полностью удалена, то слагаемое Мо может быть принято равным нулю.

Третьим этапом проведения мероприятий по ликвидации углеводородных загрязнений является оценка эффективности различных методов их ликвидации. При этом рассматривались следующие способы ликвидации нефтяных разливов (табл.6).

Таблица 6

Способы ликвидации нефтяных разливов

Вид работ Применяемые способы и технические средства
Локализация разлива Боны и сорбционные плавсредства
Механический сбор Скиммеры, насосы, сорбенты-плавсредства
Химическая обработка Дисперсанты, эмульгаторы, акватехника, разбрызгивающие устройства
Физико-химическая обработка Деэмульгаторы
Биологическая обработка Препараты на основе углеводородоокисляющих микроорганизмов


Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.