Руководящий документ РД 52.24.354-94 "Методические указания. Организация и функционирование системы специальных наблюдений за состоянием поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата" (утв. Роскомгидрометом) (документ не применяется)

Руководящий документ РД 52.24.354-94
"Методические указания. Организация и функционирование системы специальных наблюдений за состоянием поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата"
(утв. Роскомгидрометом)

Дата введения 1 июля 1995 г.
Введен впервые

Введение

Нефте- и газодобывающая промышленность по уровню отрицательного воздействия на природную среду занимает одно из первых мест среди ведущих отраслей хозяйственной деятельности человека.

Современный комплекс по разработке месторождений нефти или газа представляет собой сложную систему взаимосвязанных основных производственных объектов, объектов многоотраслевого обслуживания хозяйства и производственных объектов сопутствующих отраслей народного хозяйства.

Многоотраслевой характер и сложность технологических особенностей функционирования этой отрасли хозяйства, значительные масштабы занятых территорий, интенсивная разработка месторождений, прежде всего в районах с экстремальными природными условиями (Крайний Север, Западная Сибирь, Прикаспийская впадина и др.), сложность и многообразие форм отклика природной среды на данный вид антропогенного воздействия создают определенные трудности в решении проблемы, связанной с изучением загрязнения и охраной водных ресурсов в этих районах. "Первым вопросом стратегии регулирования качества окружающей природной среды является вопрос организации системы наблюдений, ... способной представить достаточную информацию для определения приоритетов и регулирования качества природной среды" [1].

В этом аспекте следует отметить, что система наблюдений, осуществляемых в рамках Государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды, в районах разработки месторождений нефти и газа по ряду показателей не отвечает требованиям природоохранных задач, возникших в связи с их интенсивным хозяйственным освоением. К числу основных недостатков относится чрезвычайно низкая плотность сети, в том числе крайне ограниченное число пунктов наблюдений на водных объектах, протекающих непосредственно по территории разрабатываемых месторождений, и практически полное отсутствие пунктов на реках с низкой разбавляющей способностью (наиболее чутко реагирующих на антропогенное загрязнение); разреженная сетка наблюдений в большинстве пунктов (отбор проб воды производится только в одном створе) в зоне интенсивного антропогенного воздействия; отсутствие наблюдений за содержанием в воде таких специфических и в то же время токсичных загрязняющих веществ, как ароматические и полициклические углеводороды, метанол, диэтиленгликоль, неионогенные СПАВ, соединения Аl, Mn, Hg и др.; отсутствие наблюдений за загрязнением нефтяными компонентами донных отложений; отсутствие, за крайне редким исключением, наблюдений за биологическими показателями. Все это определяет низкую пространственно-временную и компонентную разрешающую способность получаемой на сети ГСН информации о характере и состоянии загрязненности поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа, что создает определенные затруднения в ее интерпретации, в частности, применительно к оценке данного вида антропогенного воздействия на качество поверхностных вод.

Специфика воздействия объектов нефте- и газодобычи на природную среду требует разработки специальных подходов к реализации мониторинга качества поверхностных вод, в частности, с учетом преимущественно неорганизованного поступления загрязняющих веществ с территории разрабатываемого месторождения в водный объект, нередко применяемого в этой отрасли сброса загрязненных сточных вод в понижения на местности, высокой вероятности аварийных ситуаций в различных звеньях технологической цепи и т.д.

Кроме того, для обеспечения функционирования системы наблюдений и контроля, позволяющей идентифицировать изменения антропогенного характера, необходима достаточно полная информация о естественных (фоновых) изменениях качества поверхностных вод. Применительно к рассматриваемой проблеме важность этого тезиса усиливается еще и тем, что в нефтегазоносных районах при определенных гидрогеологических условиях возможно проявление природных аномалий состава природных вод, что может значительно осложнить оценку антропогенного воздействия на них в период разработки месторождения.

Названные предпосылки оптимального функционирования системы наблюдений за состоянием качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа указывают на необходимость особого подхода к расположению створов и времени отбора проб воды, а также проведения перечня определяемых показателей загрязненности воды в соответствии с фактическим приоритетным перечнем загрязняющих веществ в условиях воздействия рассматриваемого источника загрязнения. Поэтому в основу совершенствования систематических наблюдений за состоянием качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа положены приемы оптимизации пространственных и временных критериев системы наблюдений, упорядочение списка ингредиентов для наблюдения.

В настоящих методических указаниях изложены положения, относящиеся к специфике наблюдений за загрязнением поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата. Что касается общих вопросов организации и проведения режимных наблюдений в этих районах, то основным руководством к решению их являются принципы, изложенные в работе [7].

Специфика загрязнения поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа изучалась на примере водных объектов бассейна Средней Оби (район разработки большого ряда месторождений нефти), бассейна Нижней Волги (район разработки Астраханского газоконденсатного месторождения с повышенным содержанием серы в составе добываемого сырья), бассейна Нижнего Пура (район разработки Уренгойского месторождения газа и газоконденсата). В работе были использованы данные режимных наблюдений, проводимых на сети Государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды Росгидромета (по всем названным районам), данные многолетних экспедиционных исследований Гидрохимического института (по бассейну Нижней Волги), данные ведомственного контроля органов охраны природы бывшего Миннефтепрома СССР (по малым и средним рекам бассейна Средней Оби), данные из отчетов о научно-исследовательских работах, выполненных в 1982-1983 гг. Тюменским индустриальным институтом (по природным водам бассейна Нижнего Пура).

В разделе 4 методических указаний использованы также данные ряда публикаций [2-6].

1 Область применения

Методические указания предназначены для оперативно-производственных подразделений Росгидромета, осуществляющих наблюдения за состоянием качества поверхностных вод суши в рамках государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды, для подразделений соответствующих министерств, осуществляющих природоохранную деятельность в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата, а также для научно-исследовательских и проектных организаций, занимающихся вопросами оценки и прогнозирования изменения качества поверхностных вод в этих районах.

2 Нормативные ссылки

В настоящих указаниях использованы ссылки на ГОСТ 17.1.5.01-80. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к отбору проб донных отложений водных объектов для анализа на загрязненность.

3 Сокращения

ГСН	- Государственная служба наблюдений за состоянием природной среды
ТИИ	- Тюменский индустриальный институт
БСВ	- буровые сточные воды
НПС	- нефтеперекачивающая станция
ГКС	- газокомпрессорная станция
УКПН	- установка комплексной подготовки нефти
УКПГ	- установка комплексной подготовки газа
СПАВ	- синтетические поверхностно-активные вещества
ГСМ	- горюче-смазочные материалы
ПДК	- предельно допустимая концентрация
ПФЛХ	- пенофенольный лесохимический реагент
КМЦ	- карбоксиметилцеллюлоза
КССБ	- конденсированная сульфатспиртовая барда
УЩР	- углещелочной реагент
ПАА	- полиакриламид
ГКЖ	- гидролизованная кремнийорганическая жидкость
ДНС	- динатриевая соль
ОЭДФ	- оксиэтилиденфосфоновая кислота
ХПК	- химическое потребление кислорода
БПК	- биохимическое потребление кислорода
ДЭГ	- диэтиленгликоль
ГПЗ	- газоперерабатывающий завод
АГКМ	- Астраханское газоконденсатное месторождение

4 Основные источники загрязнения и особенности их влияния на качество поверхностных вод в районах разработки нефте-, газо- и газоконденсатных месторождений

4.1 Общие предпосылки

Нефтедобывающий, равно как и газодобывающий комплекс, представляет собой сложную систему производственных сооружений, разобщенных территориально и взаимосвязанных сетью трубопроводов, инженерных коммуникаций и организацией производства. Каждый отдельно взятый нефте- или газодобывающий комплекс может занимать площадь в несколько десятков квадратных километров, что создает угрозу загрязнения природной среды на значительной территории. Определенное сходство в структуре производства, а также в составе добываемого сырья создает некоторое сходство и в механизме влияния отходов этих видов производства на природную среду. И в том, и в другом случае негативное влияние на природные воды возможно на всех этапах производства: бурение скважин, добыча, подготовка к транспортировке и транспортировка добываемого сырья. Особенно значительное негативное воздействие на природную среду оказывают аварийные ситуации, нередко возникающие в различных звеньях технологической цепи рассматриваемых видов производства. Общей особенностью является и то, что загрязняющие вещества от основных источников загрязнения поступают в ближайшие водные объекты не столько со сточными водами производственных объектов, сколько с распределенным стоком - поверхностными склоновыми и подземными водами, поступающими с загрязненной территории разрабатываемого месторождения. И в том, и в другом случае наиболее характерными компонентами, отрицательно влияющими на природные воды, являются нефтепродукты, высокоминерализованные пластовые воды, буровые растворы и применяемые в них химические реагенты.

В то же время каждый из названных видов производства имеет и свою специфику воздействия на природную среду, что определяется имеющимися различиями в составе добываемого сырья, технологии его добычи и подготовки к транспортировке, в способах утилизации сопутствующих составляющих добываемого сырья, в системах водоснабжения и канализации и др. Этим продиктована целесообразность раздельного изложения особенностей влияния нефте- и газодобывающих комплексов на качество поверхностных вод.

4.2 Особенности воздействия объектов разработки месторождений нефти на качество поверхностных вод

4.2.1 Основные источники загрязнения поверхностных вод

4.2.1.1 Наиболее интенсивные разработки нефтяных месторождений ведутся в Западной Сибири (Тюменская и Томская области), республике Коми, Пермской области, Татарстане, Башкортостане, Чечено-Ингушетии.

4.2.1.2 В районах разработки месторождений нефти основными компонентами, загрязняющими природную среду, являются нефть и нефтепродукты, высокоминерализованные пластовые воды, применяемые для обработки буровых растворов химреагенты, синтетические поверхностно-активные вещества, взвешенные вещества. В ближайшие водные объекты эти вещества поступают как с организованным стоком (со сточными водами объектов нефтепромысла), так и с неорганизованным (подземным и поверхностным склоновым) стоком с загрязненной территории нефтепромысла. Наибольшей интенсивностью поступления загрязняющих веществ в водные объекты, сопряженные с территорией нефтедобычи, характеризуется период половодья и ливневых дождей.

4.2.1.3 Основными объектами разработки месторождений нефти являются скважины (буровые, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные), сборные резервуары нефти, установки комплексной подготовки нефти, нефтенасосные станции, внутрипромысловые трубопроводы, предприятия по переработке попутно добываемого сырья, различные вспомогательные сооружения (вахтовые поселки, энергоустановки, котельные, предприятия транспорта, механоремонтные базы, базы ГСМ и др.). Любой из перечисленных объектов является потенциальным источником загрязнения природной среды.

Каждый из основных объектов нефтепромысла имеет свои особенности воздействия на природные воды. Источники влияния объектов нефтепромысла и сопутствующей инфраструктуры на качество поверхностных вод представлены в приложении А.

4.2.1.4 На этапе бурения скважины основным источником загрязнения природных вод являются буровые сточные воды. БСВ обычно хранят в земляных амбарах, что создает высокую вероятность свободной миграции загрязняющих веществ в почвогрунты.

Основными компонентами, загрязняющими БСВ, являются выбуренная порода, химреагенты, нефть и нефтепродукты, смазочные масла, пластовая вода. Концентрация загрязняющих веществ в БСВ колеблется в значительных интервалах: содержание взвешенных веществ может составлять 100-4600 , нефти и смазочных масел - 50-3050 , органических веществ (по бихроматной окисляемости) - 95-5200 , общая минерализация - 1-48 . В составе компонентов, загрязняющих БСВ, наибольшей миграционной способностью отличаются высокоминерализованная пластовая вода и нефтяная эмульсия, которые в зависимости от рельефа и водного режима местности могут образовывать ореолы загрязнения тех или иных размеров и конфигураций.

Перенос загрязняющих веществ с буровых площадок в ближайшие водные объекты может осуществляться как водами поверхностного, так и подземного стока. Особенно существенным влияние БСВ на почвы и природные воды может быть при переполнении амбаров, что нередко происходит в периоды таяния снега, ливневых дождей и др.

4.2.1.5 На стадии эксплуатации нефтедобывающих скважин загрязнение природной среды возможно в результате утечки добываемого сырья при нарушении герметичности в устьевой арматуре скважин, при проведении работ по освоению скважин и по их капитальному ремонту, а также при аварийных ситуациях. Разлитая жидкость, растекаясь в сторону уклона местности, загрязняет почвы, поверхностные и подземные воды, биоценозы. Ореол распространения ее зависит от рельефа, почвенных и гидрологических условий местности, а также от объемов разлитого сырья.

Основными загрязняющими компонентами природной среды на стадии добычи нефти являются нефть и пластовая вода, как правило, высокой минерализации. Поступление этих компонентов в ближайшие водные объекты возможно в результате смыва их с территории водосбора поверхностным склоновым и подземным стоком. Наиболее интенсивное загрязнение водных объектов, на водосборах которых развита нефтедобыча, как и в предыдущем случае, следует ожидать в период весеннего половодья - при таянии загрязненного снежного покрова, а также в период дождевых паводков.

4.2.1.6 Основными объектами транспортировки нефти в пределах нефтепромысла являются внутрипромысловые трубопроводы и нефтеперекачивающие станции.

Загрязнение территории вдоль линейной части трубопроводов может происходить за счет утечки нефти через неплотности в соединениях трубы и микротрещины. Наиболее опасным на данном этапе является аварийный прорыв трубопровода, в результате чего может быть разлито от нескольких сот до нескольких тысяч кубических метров нефти. С загрязненной вдоль трубопроводов территории загрязняющие вещества поставляются в ближайшие водные объекты обычно с неорганизованным (поверхностный склоновый и подземный) стоком. При аварийном прорыве трубопроводов в местах их подводных переходов нефть поступает непосредственно в водный объект.

Основными загрязняющими компонентами на этапе транспортировки нефти являются нефтепродукты и высокоминерализованная пластовая вода, входящие в состав транспортируемого сырья.

Сточные воды НПС загрязнены взвешенными, минеральными и органическими веществами. В водные объекты эти воды сбрасываются обычно в недостаточно очищенном состоянии. Так, с одной НПС в канализационную сеть может поступать до 10 нефти.

Кроме того, источником загрязнения водных объектов на данном этапе нефтедобычи могут быть воды неорганизованного стока с территории НПС. Содержание нефтепродуктов в них может достигать 500-3500 , взвешенных веществ 200-600 .

4.2.1.7 В процессе подготовки нефти к транспортировке основным источником загрязнения природной среды являются сточные воды УКПН, около 80-95% которых составляют высокоминерализованные пластовые воды. Кроме минеральных солей сточные воды УКПН содержат значительное количество нефти и нефтепродуктов, поверхностно-активных веществ. Другая составляющая сточных вод на этом этапе нефтедобычи - промливненые воды, образующиеся в период дождей и таяния снега на обвалованных территориях УКПН, наливных эстакад и т.д. Эти воды обычно загрязнены нефтепродуктами и взвешенными веществами, содержание которых может составлять соответственно 0,1-20 и 0,1-5,0 . В большом количестве в этих водах могут присутствовать растворенные минеральные соли, а также СПАВ.

Значительная часть сточных вод нефтепромыслов после предварительной очистки закачивается в подземные пласты. Другая часть недостаточно очищенных вод сбрасывается в водные объекты, в искусственные резервуары или в близлежащие понижения на местности. В этом случае не исключена возможность загрязнения почв, подземных и поверхностных вод.

4.2.1.8 Существенным фактором негативного воздействия на природную среду в районах добычи нефти является использование большегрузных транспортных средств и строительной техники, что сопровождается загрязнением почвенного и растительного покрова и, в конечном итоге, природных вод нефтепродуктами, фенолами, соединениями свинца и др.

4.2.1.9 Дополнительным источником загрязнения природных вод в районах развития нефтедобычи может быть местный сток с территории вахтовых поселков, а также с территорий, прилегающих к другим объектам сопутствующей инфраструктуры (базы ГСМ, котельные, места стоянки автотракторной техники и др.). В водные объекты с этим стоком могут поступать нефтепродукты, фенолы, соединения азота, другие минеральные и органические вещества в растворенном и взвешенном состоянии.

4.2.2 Краткая справка об основных веществах, загрязняющих природные воды в районах добычи нефти

4.2.2.1 Нефть и нефтепродукты. В составе загрязняющих веществ в районах развития нефтедобычи наиболее опасными для природных вод являются нефть и нефтепродукты. При добыче, подготовке и транспортировке нефти значительное количество последней поступает в окружающую среду. (По данным работы [2], потеря нефти при добыче составляет около 0,25%, около 18% этого количества, по данным работы [3], попадает в водные объекты). Основные источники и причины потери нефти на нефтепромыслах изложены в разделе 4.2.1.

Значительная часть нефти первоначально поступает в почву, откуда после определенной метаморфизации смывается поверхностным и подземным стоком в ближайшие водные объекты. С поступлением нефти в почву начинается процесс ее естественного фракционирования и разложения. Легкие фракции углеводородов достаточно быстро испаряются в атмосферу, водорастворимые фракции вымываются из почв нисходящим и поверхностным стоком в течение нескольких суток. Тяжелые фракции отличаются высокой стойкостью: период их полной минерализации измеряется месяцами и даже годами и зависит от природных условий района нефтедобычи. Поэтому количество и состав нефти и нефтепродуктов, поступающих в водные объекты с неорганизованным стоком с территории нефтепромысла, в немалой степени определяются химическим составом нефти, а также физико-химическими свойствами принимающих ее почв. По данным Е.М. Никифоровой, наибольшей в стране опасностью устойчивого загрязнения почв нефтепродуктами отличается Среднее Приобье и северные районы Западной Сибири. Почвы этих районов являются аккумуляторами нефти и продуктов ее метаболизма на десятки лет. Это обстоятельство, с одной стороны, может снизить уровень залпового загрязнения водных объектов в результате аварийного разлива нефти на поверхности их водосборов, с другой стороны, растянуть во времени сам процесс загрязнения как последствие этого разлива.

Состав нефти, добываемой в различных районах, может резко различаться. Так, например, на территории Западной Сибири нефть Сургутского свода наиболее тяжелая (плотность более 0,90 ), смолистая (до 23%), сернистая (до 1,5-2,0% S); нефть Нижневартовского свода имеет меньшую плотность (не более 0,87 ), менее сернистая (0,5-1,1% S) и менее смолистая (не более 12%); нефть Приуральского свода - малосернистая (0,23-0,53% S), смолистая (7,3-10,5%) и парафинистая (1,58-3,65%).

Исходный состав нефти вносит определенные нюансы в загрязнение природных вод и, прежде всего, в соотношение углеводородной и смолисто-асфальтеновой составляющих нефтепродуктов. В нефти с небольшой плотностью (0,70-0,80 ) содержание углеводородов обычно превышает 75% и может достигать 90-95%, в тяжелой нефти с плотностью 0,92-0,95 содержание углеводородов снижается и составляет 65-70% и менее. В составе вод, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, доля смолисто-асфальтеновых компонентов может быть существенной. Так, например, в воде ряда рек Среднего Приобья доля смолисто-асфальтеновых компонентов составляет в среднем 45-67% суммарного содержания нефтепродуктов (таблица 1). В отдельных пробах воды этих рек она нередко достигает 70-90% и, таким образом, значительно перекрывает углеводородную составляющую. Определение уровня загрязненности нефтепродуктами поверхностных вод, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, только по углеводородной составляющей считается неполным. Данные таблицы 1 наглядно говорят о значительном занижении (в 1,5-2 раза и более) действительного уровня загрязненности воды нефтепродуктами, если учитывается только углеводородная составляющая.

Таблица 1 - Характеристика роли смол и асфальтенов в общем загрязнении нефтепродуктами воды рек в районе Среднего Приобья

Река - пункт	Гидрологический период	Доля смол и асфальтенов в суммарном содержании нефтепродуктов, %	Средняя кратность превышения ПДК нефтепродуктами
			углеводородная составляющая	суммарное содержание смол, асфальтенов и углеводородов
	1	49	3	6
Обь - г. Нижневартовск	2	53	4	8
	3	53	3	6
	1	46	4	8
Обь - г. Сургут	2	56	3	7
	3	58	2	5
Обь, пр. Юганская Обь - г. Нефтеюганск	1	47	3	6
	2	57	4	10
	3	67	2	7
	1	24	6	8
Вах - г. Большетархово	2	25	5	7
	3	45	7	13
Тромьеган - дер. Русскинская	1	23	6	8
	2	41	3	6
	3	28	8	12
	1	24	8	10
Аган - пгт Новоаганск	2	27	4	6
	3	46	4	7
Примечание. 1 - весенне-летнее половодье, 2 - летне-осенняя межень, 3 - зимняя межень.

4.2.2.2 Пластовые воды. Пластовые воды - это воды, добываемые вместе с нефтью и отделяемые от нее на УКПН.

Пластовые воды отличаются, как правило, высокой минерализацией (1-50 и более) и различаются по химическому составу. В районах нефтяных месторождений Западной Сибири они характеризуются хлоридно-кальциевым (Самотлорское, Мегионское, Советское, Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.) и гидрокарбонатно-натриевым составом (Трехозерное, Тетерево-Мартымьинское, Толумское, Правдинское и др.). Кроме минеральных солей пластовые воды содержат нефть до 15-1000 , механические примеси в виде песка и глинистых частиц до 300-1350 , а иногда и до 3000 , различные органические вещества, сопутствующие нефтяным месторождениям (нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры и др.). Пластовые воды некоторых месторождений отличаются значительным содержанием железа, , , фтора, йода, бора, брома, лития, стронция и др. Даже в пределах одного месторождения химический состав пластовых вод может существенно различаться.

Количество извлекаемых из сырья пластовых вод изменяется на различных нефтепромыслах от 80-120 до 250-500 л/с.

В водные объекты пластовые воды могут поступать, прежде всего, в составе сточных вод УКПН. Влияние этих вод на химический состав воды крупных рек в большинстве случаев обнаружить трудно; при поступлении же их в реки с низкой разбавляющей способностью следует ожидать увеличения суммы ионов, концентрации отдельных главных ионов, возможно, с последующим изменением класса и типа воды, общего содержания органических и биогенных веществ, ряда микроэлементов и др.

Значительно сложнее предсказать характер влияния пластовых вод на химический состав воды ближайших водных объектов при первоначальном изливе их в составе сырья на поверхность водосбора (например, при аварийных выбросах из скважин, прорыве внутрипромысловых трубопроводов, водоводов соленых вод, утечках нефти из резервуаров и т.д.). В этом случае влияние пластовых вод на водные объекты сказывается, как правило, через посредство поверхностного склонового или подземного стока с водосбора и определяется условиями геохимической трансформации пластовой воды в принимающей ее почве, а также условиями дренажа на водосборе. Задерживаясь в почвах, пластовые воды вызывают трансформацию солевого режима последних. По данным Н.П. Солнцевой [5], при загрязнении пластовой водой в верхних горизонтах почв происходят следующие изменения: увеличивается содержание поглощенного , , , , изменяется (как правило, в сторону защелачивания среды) значение рН, усиливается миграционная активность подвижных форм железа, увеличивается содержание фосфора, соединений азота и др. Все эти последствия трансформации солевого состава почв влекут за собой соответствующие изменения в составе поверхностного склонового и подземного стока, что, в конечном итоге, определяет характер изменения химического состава воды принимающих его водных объектов.

4.2.2.3 Химреагенты. В нефтедобыче при бурении скважин применяется довольно широкий ассортимент химреагентов, наибольшее распространение из которых получили следующие: едкий натр, едкое кали, кальцинированная сода, поташ, хлористый кальций, магний, натрий, калий, хромпик, барий, известь и др. Из органических соединений в буровых растворах широко применяется нитролигнин, ПФЛХ, КМЦ, КССБ, гипан, УЩР, игетан, фосфаты, ПАА, ГКЖ, окисляемый ролатум, ОЭДФ, растворы на углеводородной основе, поверхностно-активные вещества и др. Многие из этих веществ являются токсичными, гуминовые составляющие нередко обладают канцерогенными свойствами.

В процессе бурения скважины вместе с буровым раствором в буровые сточные воды могут попадать химреагенты. Вероятность загрязнения химреагентами буровых сточных вод, а впоследствии и природных вод, достаточно велика, поскольку при обработке буровых растворов требования нормативов на содержание химреагентов, как правило, не выполняются (см. данные таблицы 2).

Таблица 2 - Сведения о ПДК некоторых компонентов и их содержание в буровых растворах [6]

Компонент	ПДК,	Максимальное содержание компонента в буровом растворе,	Кратность превышения ПДК
Нитролигнин	60,0		167
ССБ	20,0		2500
КМЦ	20,0		1500
Барий	50,0		12000
Гидроокись кальция	50,0		200
ПФЛХ	7,0		1428
УЩР			30
Нефть	0,05		3000000
Дисолван 4411	0,9		3334
Петролатум	6,5		1538
ГКЖ-10	2,0		4000
ГКЖ-11	2,0		4000
Хромпик	0,1		20000

Индикатором загрязнения воды водных объектов под влиянием буровых сточных вод может быть как появление в них специфических веществ, применяемых в буровых растворах в качестве химреагентов, так и общее увеличение минеральных и органических веществ ( и ХПК), изменение значения рН и др.

4.2.2.4 Синтетические поверхностно-активные вещества. В нефтедобывающей промышленности СПАВ широко применяются при различных технологических процессах: при бурении, добыче, подготовке к транспортировке и транспортировке нефти. При бурении скважин и добыче нефти из анионоактивных СПАВ наиболее широко используются алкилсульфаты, сульфанолы, алкилсульфонаты, ДНС моноалкилсульфоянтарной кислоты; из неионогенных - ОП-7, ОП-10, синтанолы, синтамид, проксанолы, проксамины, превоцелл и др.

При добавке таких СПАВ в буровой раствор улучшаются показатели процесса вытеснения нефти из пористой среды. СПАВ добавляют также в воду при промывке скважин, при глушении скважин и других ремонтных работах.

В процессе подготовки нефти к транспортировке в качестве деэмульгаторов нефти также применяется широкий ассортимент СПАВ и их растворов: проганит, прохинор, сепарол СЕ 5084, СЕ 5085, дипроксамин - 157-65м, дисолван-4490, дисолван-4411, дисолван-4422, дисолван-4450, проксанол и др.

В качестве ингибиторов коррозии, парафиноотложений и солеотложений в резервуарах и трубах применяются такие СПАВ, как катанин-А, мервелан-К (О), термситол, реагент 4411, корексит-7755, корексит-7664, корексит-7798, додиген, превоцелл и др.

В связи с широким применением СПАВ в нефтедобывающей промышленности эти вещества являются характерными специфическими веществами, загрязняющими природную среду (в том числе и природные воды). В водные объекты СПАВ могут поступать как со сточными водами объектов нефтепромысла, так и с распределенным стоком с прилегающих к ним территорий.

С учетом ассортимента применяемых в нефтедобыче СПАВ и высокой вероятности загрязнения ими природных вод необходимо установить строгий контроль за содержанием как анионоактивных, так и неионогенных СПАВ в водных объектах, сопряженных с территорией нефтепромысла.

4.3 Особенности воздействия объектов разработки месторождений газа и газоконденсата на качество поверхностных вод

4.3.1 Основные источники загрязнения поверхностных вод

4.3.1.1 Наиболее крупные разрабатываемые месторождения газа находятся на севере Западной Сибири. На европейской территории Российской Федерации основными районами добычи газа являются Республика Коми, Пермская область, Татарстан, Башкортостан, Прикаспийская впадина. Крупнейшими месторождениями газа, к тому же содержащими газоконденсат, являются Медвежье, Ямбургское, Уренгойское (север Западной Сибири), Вуктыльское (Республика Коми), Астраханское и Оренбургское (Прикаспийская впадина). Последние два месторождения отличаются высоким содержанием серы.

4.3.1.2 В районах разработки газо- и газоконденсатных месторождений основными веществами, загрязняющими природные воды, являются углеводороды, метанол, диэтиленгликоль, СПАВ, фенолы, соединения азота, минеральные соли, взвешенные вещества, в районах высокосернистых месторождений, кроме того, и кислотообразующие вещества (, , ). Наиболее опасные из них для природной среды - нефтепродукты, метанол, диэтиленгликоль, кислотообразующие вещества.

4.3.1.3 Загрязняющие вещества от объектов газопромысла могут поступать в ближайшие водные объекты как с организованным стоком (со сточными водами), так и с неорганизованным (подземным и поверхностным склоновым) стоком. В последнем случае влияние их на качество поверхностных вод особенно заметно сказывается в периоды таяния снега и ливневых дождей.

4.3.1.4 Основными объектами, загрязняющими природную среду на газопромыслах, являются скважины, внутрипромысловые трубопроводы, установки комплексной подготовки газа, газокомпрессорные станции, объекты переработки сырья (газоперерабатывающие заводы), а также многочисленные объекты сопутствующей инфраструктуры (вахтенные поселки, инженерные коммуникации, энергоустановки, котельные, базы ГСМ и т.д.).

При изучении влияния газопромысла на природную среду необходимо учитывать его территориальные масштабы. Так, протяженность обустроенной территории месторождения Медвежье составляет - 90 км, Уренгойского - 180 км, Астраханского - 100 км. Только на Уренгойском месторождении требовалось проложить 500 км дорог, около 1000 км газопроводов-шлейфов, газосборный промысловый коллектор длиной 350 км и т.д.

4.3.1.5 Наибольшую опасность представляет поверхностный склоновый сток, формирующийся на территории, прилегающей к буровым и эксплуатационным скважинам. Территория, прилегающая к буровым скважинам, загрязняется отработанным буровым раствором, содержащем в своем составе выбуренные породы, химреагенты, газоконденсат, смазочные масла, СПАВ, метанол, фенолы, а также высокоминерализованные воды, извлекаемые на дневную поверхность вместе с добываемым сырьем. Кроме того, территория, прилегающая к буровым и эксплуатационным скважинам, может загрязняться углеводородами (в результате аварийного выброса), а также при сбросе в понижения на местности и сжигании неутилизированного конденсата метанолом (при прорыве метанолопровода), сероводородом (при аварийном выбросе на скважинах, добывающих высокосернистое сырье) и др.

4.3.1.6 Этап транспортировки газа по внутрипромысловым и магистральным трубопроводам считается наименее опасным для окружающей среды. Однако в этот период не исключена вероятность локального эпизодического загрязнения природной среды в результате аварии. При разрыве трубы в местах подводного перехода газо- или конденсатопровода происходит непосредственный выброс в водный объект таких токсичных веществ, как углеводороды, диоксид углерода, аммиак и их производные. Загрязнение в этом случае носит локальный и обычно временный характер, однако в условиях ограниченной способности водного объекта к самоочищению оно может вызвать долговременные негативные последствия в водной экосистеме. Кроме того, в местах подводных переходов трубопровода возможна постоянная (допустимая) утечка газа, которая может стать причиной постоянного загрязнения воды вышеперечисленными веществами и их производными.

4.3.1.7 Сточные воды газокомпрессорных станций перед сбросом в водные объекты или в понижения на местности, как правило, проходят очистку (механическую и биологическую). Однако, как показывает практика, это не исключает вероятность присутствия в их составе таких загрязняющих веществ, как нефтепродукты, фенолы, метанол, ДЭГ, соединения азота, легкоокисляемые органические вещества, взвешенные вещества.

4.3.1.8 Основной составляющей организованного сброса сточных вод объектов газопромысла в водные объекты являются сточные воды УКПГ. На каждой УКПГ предусматривается 2 вида канализации: хозяйственно-бытовые и производственные сточные воды. Первые загрязнены взвешенными веществами, легкоокисляемыми органическими и биогенными веществами. После очистки эти воды сбрасываются либо в водные объекты, либо в емкости сезонного регулирования, либо, как нередко практикуется на севере, в пониженные места в районе УКПГ.

Производственные сточные воды УКПГ загрязнены нефтепродуктами, фенолами, метанолом, диэтиленгликолем, минеральными солями, соединениями азота, взвешенными веществами и др.

Предварительно очищенные производственные сточные воды УКПГ, как правило, закачиваются в глубокие поглощающие горизонты. На некоторых УКПГ сброс производственных сточных вод осуществляется (регулярно или временно) в водные объекты или в понижения на местности. Накопление загрязняющих веществ в таких местах при условиях слабой миграции (например, в зоне распространения многолетнемерзлых пород, в аридных районах) может угрожать залповым сбросом их с неорганизованным стоком в ближайшие водные объекты. Последнее может случиться при определенных гидрометеорологических условиях (например, в периоды бурного таяния снега или ливневых дождей).

4.3.1.9 Влияние источников загрязнения, связанных с развитием сопутствующей инфраструктуры в районах добычи газа и газоконденсата, осуществляется аналогично влиянию их в районах развития нефтедобычи (см. 4.2.1.8; 4.2.1.9).

4.3.2 Краткая справка об основных веществах, загрязняющих природные воды в районах добычи газа и газоконденсата

4.3.2.1 Нефтепродукты. В районах разработки газо- и газоконденсатных месторождений нефтепродукты поступают в водные объекты со сточными водами УКПГ и ГКС, из трубопроводов в местах их подводных переходов, а также с неорганизованным стоком с территорий, прилегающих к основным объектам газопромысла (буровые и эксплуатационные скважины, УКПГ, ГКС, трубопроводы, базы ГСМ, котельные и т.д.). Наиболее высокой вероятностью опасного уровня загрязнения природных вод нефтепродуктами отличаются районы разработки газоконденсатных месторождений при условии отсутствия или недостаточной утилизации добываемого вместе с газом газоконденсата. В последнем случае значительная часть неиспользованного конденсата попадает в водные объекты либо со сточными водами, либо с поверхностным стоком с понижений на местности, куда его сбрасывают для сжигания.

Содержание нефтепродуктов в сточных водах объектов газопромысла (УКПГ, ГКС) может превышать ПДК в десятки и сотни раз (таблица 3). Поэтому сброс таких вод непосредственно в водные объекты угрожает загрязнением их воды нефтепродуктами. Не менее опасным для природных вод является и нередко применяемый в практике добычи газа сброс сточных вод в понижения на местности.

Таблица 3 - Характеристика загрязненности сточных вод объектов Уренгойского газопромысла нефтепродуктами (осредненные данные ведомственного контроля Мингазпрома, 1983 г.)

Название объекта	Концентрация,	Название объекта	Концентрация,
УКПГ-1	14,30	УКПГ-5	12,00
УКПГ-2	10,78	УКПГ-6	17,68
УКПГ-3	11,75	УКПГ-7	11,91
УКПГ-4	14,63

4.3.2.2 Диэтиленгликоль (ДЭГ). Гликоли (чаще всего ДЭГ) применяются в технологии добычи газа в качестве гигроскопической жидкости, абсорбирующей влагу из газа. В районах газодобычи ДЭГ может поступать в водные объекты со сточными водами УКПГ и ГКС, а также с поверхностным склоновым стоком с их территорий. Сведения о содержании ДЭГ в сточных водах весьма ограничены. В сточных водах УКПГ ПО "Уренгойгаздобыча" наблюдалась концентрация ДЭГ, достигающая 2,9-6,7 , в сточных водах УКПГ ПО "Надымгаздобыча", сбрасываемых в понижения на местности, она достигала 25 (при ПДК = 1 ) (данные ТИИ, 1982). Следы ДЭГ, по тем же данным, обнаруживались даже в питьевой воде артезианских скважин ряда УКПГ.

4.3.2.3 Метиловый спирт (метанол). Метанол применяется для очистки газа в качестве реагента, предотвращающего образование гидратных пробок в аппаратах и трубопроводах. В водные объекты он может попадать со сточными водами УКПГ и ГКС, а также с неорганизованным стоком с территорий, прилегающих к буровым и эксплуатационным скважинам, УКПГ и ГКС.

Систематические наблюдения за содержанием метанола в сточных водах названных объектов, как правило, не ведутся. По единичным данным ТИИ концентрация метанола достигала в сточных водах УКПГ Уренгойского месторождения 140-280 , в питьевой воде артезианской скважины УКПГ-1 - 70 .

Высокая токсичность нефтепродуктов, ДЭГ и метанола, значительная вероятность загрязнения ими природных вод, контактирующих с территорией газопромысла, требуют строгого контроля за содержанием этих компонентов как в сточных водах объектов газопромысла, так и в воде водных объектов в районах разработки газо- и газоконденсатных месторождений. Осуществление контроля по ДЭГ на сети ГСН в настоящее время осложняется отсутствием метода, позволяющего достаточно быстро и надежно определять содержание этого компонента в воде.

4.3.2.4 Кислотообразующие вещества. На газоконденсатных месторождениях с высоким содержанием серы в составе сырья к специфическим компонентам негативного влияния на природную среду относятся также и кислотные выбросы. Основными кислотообразующими веществами в составе последних являются соединения серы (, , меркаптан и др.), в меньшей степени - оксиды азота .

Поступление этих компонентов в природную среду возможно уже на этапе бурения и эксплуатации скважин, поскольку проблема недопущения выбросов сернистых соединений при освоении газовых скважин в мировой практике не решена. Наиболее опасными являются аварийные ситуации (фонтанирование скважин, разрывы трубопроводов и др.). В результате фонтанирования скважин в атмосферу может выбрасываться 10-15 кг/с сероводорода, при разрыве трубопровода выброс может достигать нескольких сотен килограммов в секунду. Продолжительность аварии может составлять от одного часа до нескольких суток.

Основным производственным объектом регулярного выброса кислотообразующих веществ на месторождениях с высоким содержанием серы в составе сырья является газоперерабатывающий завод. Выбросы ГПЗ могут быть значительными: в частности, газовый выброс диоксида серы 1-й очереди Аксарайского ГПЗ, работающего на базе Астраханского газоконденсатного месторождения, составляет по проекту 94 тыс. т в год.

Влияние кислотных выбросов на поверхностные воды может происходить двумя основными путями:

- непосредственно - при сухом и влажном осаждении кислотообразующих веществ из атмосферы на водную поверхность;

- опосредованно - при сухом и влажном их осаждении на водосборную поверхность с последующим выведением в ближайшие водные объекты поверхностным склоновым или подземным стоком, а также с эоловым переносом в составе пыли.

Дальность воздушного переноса и , а также наиболее важных продуктов их реакций (, и др.) от источника выброса может быть различной (от 0 до 1000 км и более) и определяться целым рядом факторов. В районе АГКМ, например, наиболее интенсивное осаждение серы сульфатной наблюдается в радиусе до 60 км. В то же время влияние кислотных выбросов обнаруживалось, по данным снеговых съемок, в радиусе 100 км и более от ГПЗ.

По характеру влияния кислотных выбросов на поверхностные воды следует различать прямое загрязнение, связанное с поступлением в водные объекты первичных продуктов выброса (соединений серы и азота) и обнаруживаемое сразу, и более отдаленное по времени проявления вторичное загрязнение, связанное с поступлением продуктов вторичных реакций, образующихся в результате геохимических преобразований на водосборе. Эта специфическая особенность создает опасность усиления негативного воздействия рассматриваемого источника загрязнения на качество поверхностных вод в перспективе, по мере накопления поставляемых им на водосборную поверхность загрязняющих веществ и образования продуктов вторичных реакций.

Длительное влияние кислотных осаждений на природную среду со временем может привести к ее закислению (необратимый процесс снижения рН до значений ниже равновесного, т.е. ниже 5,6). В свою очередь одним из наиболее опасных последствий снижения значений рН природной среды может быть переход металлов из труднорастворимых минералов в легкоподвижную (в том числе и более токсичную) форму и усиление их миграции, которое может привести к загрязнению природных вод прежде всего такими металлами, как Al, Fe, Mn, Cd, Cu, Zn, органические соединения ртути и др. Поэтому при изучении влияния кислотных выбросов объектов разработки высокосернистого месторождения на качество поверхностных вод необходимо учитывать не только те последствия, которые обнаруживаются сразу, но и те, которые могут проявиться в результате долговременных геохимических изменений на водосборе под влиянием кислотных осаждений.

Индикатором загрязнения поверхностных вод под влиянием кислотных выбросов могут быть резкие сдвиги в значениях рН, увеличения концентрации сульфатов, замена гидрокарбонатного состава воды на сульфатный, значительная вариабельность концентрации , , , , появление , меркаптанов, увеличение концентрации соединений азота, соединений металлов (Al, Fe, Mn, Hg, Cu, Zn, Cd и др.). Все эти изменения прямо или косвенно (через первичную продукцию и последующие звенья пищевой цепи) влияют на гидробионтов, обедняют их видовое разнообразие, вызывают смену доминантных видов, снижают интенсивность продукционных процессов, сокращают количественные показатели.

5 Проведение систематических наблюдений за качеством воды на водных объектах, сопряженных с территорией разрабатываемого месторождения нефти, газа или газоконденсата

5.1 Общие положения

5.1.1 Все водные объекты, на территории водосборов которых разрабатываются месторождения, отнесены к водным объектам, сопряженным с их территорией.

5.1.2 По характеру сопряженности с территорией месторождения условно можно выделить 3 основных варианта рек (рисунок 1):

- реки, непосредственно протекающие по территории месторождения (1-й вариант);

- реки, не протекающие по территории месторождения, но принимающие притоки с этой территории (2-й вариант);

- реки, не протекающие по территории месторождения и не имеющие притоков с этой части водосбора (3-й вариант).

5.1.3 Аналогичным является и деление озер на озера, непосредственно расположенные на территории разрабатываемого месторождения (1-й вариант) и озера, территория водосборов которых частично совпадает с территорией месторождения, и с этой территории они принимают (2-й вариант) или не принимают (3-й вариант) притоки.

5.1.4 На территории каждого разрабатываемого месторождения (особенно крупного) имеется несколько значительно удаленных друг от друга источников загрязнения (4.2, 4.3), в связи с чем действует, как правило, децентрализованная система канализации, т.е. каждый производственный объект или группа объектов на территории разрабатываемого месторождения может иметь самостоятельный сброс сточных вод в реку, озеро, понижение на прилегающей местности, подземный пласт и др.

5.1.5 В связи с многочисленностью источников загрязнения на разрабатываемом месторождении и их значительной территориальной разобщенностью каждый отдельно взятый створ наблюдений на водном объекте дает информацию лишь о влиянии на воду какого-то определенного производственного объекта или звена.

5.1.6 Загрязняющие вещества от основных источников загрязнения, связанных с разработкой месторождения, поставляются в ближайшие водные объекты как с организованным сбросом сточных вод, так и с неорганизованным - распределенным (подземный и поверхностный склоновый) стоком, а также с воздушным массопереносом.

5.1.7 Миграционный поток вещества, поступающего от производственного объекта на прилегающую территорию, направлен от водораздела к склону и далее вниз по уклону рельефа в ближайший водный объект. Обратной связи в круговороте вещества в геосистеме практически нет, за исключением участия воздушных потоков. Поэтому выбор места отбора проб воды на водном объекте должен производиться как с учетом расположения на его водосборе источника загрязнения, так и с учетом рельефа местности, определяющего гидравлический уклон.

5.1.8 В условиях распределенного стока загрязняющих веществ так же, как и в условиях фиксированного сброса сточных вод, наиболее результативным является согласованное проведение наблюдений в двух створах, ограничивающих участок водного объекта, в пределах которого возможно наиболее интенсивное поступление загрязняющих веществ с примыкающей к источнику загрязнения территории водосбора.

5.1.9 Наиболее интенсивный вынос загрязняющих веществ с окружающей производственный объект территории в ближайший водный объект происходит в период таяния снега и ливневых дождей, в районе распространения многолетнемерзлых пород интенсивный вынос загрязняющих веществ может наблюдаться в течение всего теплого периода года (особенно заметным этот процесс может быть в период резкого повышения температуры воздуха). Поэтому при оценке влияния распределенного стока загрязняющих веществ с территории разрабатываемого месторождения на водный объект наиболее информативными являются результаты наблюдений, проводимых в период весеннего половодья и дождевых паводков, в районах распространения многолетнемерзлых пород, кроме того, в течение всего периода летней межени.

5.1.10 В качестве основы интегральной оценки воздействия объектов разработки месторождения на поверхностные воды рекомендуется использовать сравнительный метод, основанный на сопоставлении результатов текущих исследований в контрольном створе с данными, полученными в фоновом створе.

5.1.11 Основой количественной оценки влияния объектов разработки месторождений нефти или газа на качество поверхностных вод является расчет элементов гидрохимического баланса для участка реки, принимающего техногенный поток загрязняющих веществ от источников загрязнения, в том числе и с загрязненной территории водосбора.

5.1.12 Исходными материалами при формировании сети наблюдений являются:

- крупномасштабные карты (гипсометрическая, гидрографическая, гидрогеологическая и др.);

- ситуационная схема разрабатываемого месторождения (схема расположения всех основных объектов производства и сопутствующей инфраструктуры);

- сведения о составе добываемого сырья, составе и объеме добываемой вместе с сырьем пластовой воды;

- сведения об ассортименте применяемых на промысле химреагентов и деэмульгаторов;

- схема канализации нефте- и газопромысла;

- сведения об организованных сбросах сточных вод (месторасположение сбросов, вид очистки, мощность очистных сооружений, объем сбрасываемой воды, состав сточных вод, режим сброса);

- сведения о выбросах в атмосферу загрязняющих веществ (состав загрязняющих веществ, объем и режим выбросов);

- сведения о состоявшихся за последние 3-5 лет авариях на объектах разрабатываемого месторождения;

- ретроспективные данные, характеризующие химический состав поверхностных вод в районе месторождения в период, предшествующий его разработке; при отсутствии указанной информации используются данные о текущем состоянии химического состава поверхностных вод в аналогичных по природным условиям районах за пределами месторождения;

- сведения о других источниках антропогенного загрязнения, включая основные объекты (промышленные, сельскохозяйственные, коммунальные источники загрязнения, транспорт), их расположение, месторасположение сбросов, объем и состав сбрасываемых вод и выбросов и др.

5.1.13 Исходной теоретической базой обоснования сети наблюдений в районах месторождений нефти и газа могут служить обобщенные материалы, изложенные в разделе 1 настоящих методических указаний.

5.1.14 Базовым методическим руководством к решению общих вопросов организации и проведения режимных наблюдений за загрязнением поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа так же, как и в других районах, является работа [7]. В то же время специфика данного вида антропогенного воздействия на качество поверхностных вод требует определенной корректировки и конкретизации применения основных положений названного документа при реализации сети наблюдений.

5.1.15 Выбор репрезентативного места отбора проб воды на водном объекте и программа проведения наблюдений определяются, прежде всего, поставленной задачей наблюдений. Из числа многих возможных задач следует выделить две основные:

- оценка состояния качества поверхностных вод и его пространственно-временного изменения в районах данного вида антропогенного воздействия;

- оценка влияния данного вида антропогенного воздействия на качество поверхностных вод.

Оценка в том и другом случае может носить региональный (охват всей территории разрабатываемого месторождения) или локальный характер (какой-то конкретный водный объект или какая-то часть территории месторождения).

В зависимости от поставленной задачи и степени ее детализации возможны различные варианты сети наблюдений.

5.2 Выбор места отбора проб воды для оценки состояния качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти, газа или газоконденсата

5.2.1 Плотность сети наблюдений на территории каждого месторождения для решения поставленной задачи определяется особенностями гидрографической сети, степенью территориальной разобщенности производственной структуры данного месторождения, особенностями системы канализации, степенью детализации задачи наблюдений, а также экономическими возможностями.

5.2.2 Наблюдениями должны быть охвачены в первую очередь водные объекты, имеющие важное хозяйственное значение. В число последних необходимо включать как крупные, так и малые водные объекты.

5.2.3 При решении задачи регионального плана пробы воды целесообразно отбирать следующим образом: на реках 1-го варианта сопряжения - в местах выходов их с территории месторождения; на реках 2-го и 3-го вариантов - в конце русловых участков, в пределах которых наиболее вероятно интенсивное поступление загрязненного стока с территории месторождения. В последнем случае учитываются все виды возможного поступления в реку загрязняющих веществ: с водой боковых притоков, со сточными водами организованных сбросов, с водой распределенного стока.

5.2.4 При наличии экономических и других возможностей сеть наблюдений может быть более плотной за счет дополнительных створов отбора проб воды на водотоках 1-го варианта (ниже сбросов сточных вод, в конце участка, в пределах которого возможно интенсивное поступление загрязненного распределенного стока, в устьях боковых притоков, протекающих по интенсивно освоенной территории месторождения).

5.2.5 При решении задач локального плана пробы воды на водотоках целесообразно отбирать в местах, расположенных ниже по течению фиксированных сбросов сточных вод; в местах, расположенных ниже русловых участков, в пределах которых наиболее вероятно интенсивное поступление загрязненного распределенного стока с территорий, прилегающих к основным производственным объектам, или с понижений на местности, куда сбрасываются сточные воды этих объектов (т.е. ниже по течению ориентировочно того места на водосборе, где расположен источник загрязнения).

5.2.6 При наличии фиксированного сброса сточных вод створ отбора проб воды устанавливают в соответствии с принципами, изложенными в 2.1.2.3 работы [7].

Если сточные воды организованного сброса загрязнены нефтепродуктами или металлами, отбор проб целесообразно производить выше и ниже первого значимого плёса, расположенного в пределах 10 км ниже сброса сточных вод. Створ ниже плёса должен быть расположен на участке, где гарантировано вертикальное перемешивание масс воды, прошедших через плёсовый участок.

Расстояние, требуемое для гарантированного вертикального смещения, можно найти по формуле

, (1)

где H - наибольшая глубина речного потока ниже плёса; - скорость течения при наибольшем расходе речной воды ; - коэффициент вертикальной дисперсии, полученный при (для данных расчетов можно принять , здесь - коэффициент поперечной дисперсии).

Формула расчета коэффициента поперечной дисперсии дана в работах [8, 9].

5.2.7 При наличии на участке реки помимо замыкающего створа нескольких организованных сбросов сточных вод ниже последнего источника, целесообразна установка еще одного створа - ниже сброса сточных вод с наиболее высокой долей влияния на степень загрязненности речной воды.

5.2.8 При наличии на выбранном для наблюдений участке водного объекта одновременно организованного и распределенного поступления загрязняющих веществ замыкающий створ отбора проб воды может быть общим. Место расположения его в этом случае должно быть ориентировано с учетом совокупного влияния выше по течению от него обоих источников загрязнения.

5.2.9 На водоемах, подверженных влиянию рассматриваемого вида антропогенного воздействия, створы отбора проб воды устанавливают в соответствии с принципами, изложенными в 2.1.2.4. работы [7].

При этом учитывается вероятность поступления загрязняющих веществ от источников загрязнения с организованным сбросом сточных вод, с распределенным стоком, а также с водным стоком притоков с территории разрабатываемой части месторождения.

На водоемах, где стоковые и вет