close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Одинцова-Презентация

код для вставкиСкачать
НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ТЕХНОЛОГИИ ИДЕНТИФИКАЦИИ
И МОНИТОРИНГА НЕФТЯНЫХ
ЗАГРЯЗНЕНИЙ
Бачурин Б.А., Одинцова Т.А.
Горный институт УрО РАН,
г. Пермь
2
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ № 240 от 15.04.2002 г.
«О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти
и нефтепродуктов на территории Российской Федерации»
Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации
разливов нефти и нефтепродуктов на территории РФ
Работы по ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов, реабилитации загрязненных территорий и
водных объектов могут считаться завершенными при достижении допустимого уровня остаточного содержания нефти,
нефтепродуктов и продуктов их трансформации в почвах и грунтах, донных отложениях водных объектов, при котором:
- исключается возможность поступления нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) в сопредельные
среды и на сопредельные территории;
- допускается использование земельных участков по их основному целевому назначению (с возможными
ограничениями) или вводится режим консервации, обеспечивающий достижение санитарно-гигиенических нормативов
содержания в почве нефти и нефтепродуктов (или продуктов их трансформации) или иных установленных в соответствии
с законодательством Российской Федерации нормативов в процессе самовосстановления почвы (без проведения
дополнительных специальных ресурсоемких мероприятий);
- обеспечивается возможность целевого использования водных объектов без введения ограничений.
ПРИКАЗ МИНИСТЕРСТВА ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ № 574 от 12.09.2002 г.
«Временные рекомендации по разработке и введению в действие нормативов допустимого остаточного содержания нефти
и продуктов её трансформации в почвах (ДОСНП) после проведения рекультивационных
и иных восстановительных работ»
Допустимое остаточное содержания нефти и продуктов ее трансформации (ДОСНП) - определенное по аттестованным
в установленном порядке методикам содержание в почвах нефти и продуктов ее трансформации после проведения
рекультивационных и иных восстановительных работ.
МЕТОДЫ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
3
НЕФТЕПРОДУКТЫ алифатические, ароматические, алициклические углеводороды,
составляющие главную часть нефти и продуктов ее переработки (ГОСТ 17.1.4.01-80)
ИК-СПЕКТРОМЕТРИЯ
вода, почва,
донные отложения
РД 52.24.454-95
РД 52.24.476-95
РД 52.24.505-98
РД 52.18.575-96
ПНД Ф 14.1:2.4.168-00
ПНД Ф 16.1:2.2.22-98
ПНД Ф 14.1:2.5-95
ASTM D 3414-85
ИСО 9377-2
основан на измерении
оптической плотности
полосы поглощения
2930 см-1
ГАЗОВАЯ,
ГАЗОЖИДКОСТНАЯ
ХРОМАТОГРАФИЯ
вода, почва
ГОСТ 52406-2005
ПНД Ф 16.1.38-02
ASTM D 3338-82
ИСО 6468
Унифицированные
методы исследования
качества вод
основан на расчете
площадей методом
внутренней нормализации
ФЛУОРИМЕТРИЯ
вода, почва
ГРАВИМЕТРИЯ
вода, почва
ПНД Ф 14.1:2:4.128-98
ПНД Ф 16.1.21-98
ASTM D 3650-82
основан на измерении
интенсивности
флуоресценции
ПНД Ф 14.1:2.116-97
ПНД Ф 16.1.41-04
ИСО 9377-1
основан на измерении
массы выделенных
нефтепродуктов
СПЕКТРОМЕТРИЯ
КОМБИНИРОВАННАЯ
донные отложения
СПЕКТРОФОТОМЕТРИЯ
вода
РД 52.24.80-89
основан на измерении
светопоглощения в ИКи УФ-областях
ПНД Ф 14.1:2.62-96
основан на измерении
интенсивности
светопоглощения на длине
волны = 270 нм
ГРАФИКИ КОРРЕЛЯЦИОННОЙ ЗАВИСИМОСТИ
РЕЗУЛЬТАТОВ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
СОСТАВ НЕФТЕПРОДУКТОВ РАЗЛИЧНОГО
ГЕНЕЗИСА
ИКС-метод
1
5%
0,8
5%
нефть
90%
0,6
0,4
0,2
0
0
0,5
1
1,5
ИКС-метод
флуориметрический метод
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
торф
12%
81%
7%
0
0,5
1
1,5
2
2,5
в есов ой метод
флуориметрический метод
r = 0,330
3
3,5
r = 0,122
1
вода
0,8
16%
0,6
63%
21%
0,4
0,2
0
0
0,5
1
1,5
2
в есов ой метод
2,5
3
3,5
r = 0,239
углеводороды
О-содержащие
S,N,Hal-содержащие соединения
4
5
100
В
s C H3
as C H3
as C H 2
3000
ОБРАЗЕЦ
ХРОМАТОГРАММЫ
ГРАДУИРОВОЧНОГО
РАСТВОРА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
s C H2
I
50
I0
ОБРАЗЕЦ
ИНФРАКРАСНОГО
СПЕКТРА
ГРАДУИРОВОЧНОГО
РАСТВОРА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
пропускание, %
А
2900
2800
см -1
СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ И ДЕГРАДИРУЮЩИХ
НЕФТЕЙ
6
структурно-групповой состав нефти
метано- нафтеновая фракция
100%
нафтено- ароматическая фракция
смолисто- асфальтеновая фракция
50%
0%
пластовые нефти
деградирующие
нефти
состав метано- нафтеновой фракции
8,03%
47,40%
91,97%
пластовая нефть
52,60%
деградирующая
-углеводороды (алифатические, нафтеновые, ароматические)
-полярные соединения (содержащие атомы кислорода, серы, азота, галогенов)
СОДЕРЖАНИЕ, СОСТАВ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МАРКЕРЫ
ТОРФЯНЫХ БИТУМОИДОВ
торфяно-болотная почва
7
водная вытяжка торфяно-болотной почвы
95,6 г/кг
нефтепродукты 14,6 г/кг
27,0 - 240,5 мг/дм3
нефтепродукты 2,9 - 28,8 мг/дм3
битумоиды
аквабитумоиды
состав углеводородной (нефтепродуктовой фракции)
0,28%
16,67%
2,07%
8,54%
26,07%
4,14%
76,84%
54,97%
3,42%
7%
- алифатические УВ. Маркеры: изоалканы С10-С43 с «торфяным» типом замещения, нерегулярные изопренаты С12-С22;
- алифатические ненасыщенные УВ. Маркеры: изопреноиды С 22;
углеводороды
(нефтепродукты)
- нафтеновые УВ. Маркеры: замещенные циклопентаны и циклогексаны с «торфяным» типом замещения; циклотетрадеканы
- кислородсодержащие соединения. Маркеры: алифатические кетоны С3-С29, сложные алифатические эфиры С19-С69,
терпеноиды, стероиды;
- гетероатомные (азот-, сера-, фосфор- содержащие) соединения. Маркеры: аминокислоты, азотистые гетероциклы;
эфиры фосфорной кислоты
полярные
соединения
МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ ТИМОН И СХЕМА
ИССЛЕДОВАНИЙ ХЛОРОФОРМЕННЫХ БИТУМОИДОВ
Исследуемый
объект
Экспериментальное
моделирование
Ароматические УВ,
фенолы, амины
3,4-Бензпирен
Хлороформенный
экстракт
(битумоид ХБА)
Гексановый экстракт
Нефтепродукты
Инфракрасная
спектроскопия
(600-1900 см-1)
Идентификация
источников
загрязнения на
основе БД
«Экологическая
геохимия»
Смолистоасфальтеновая
фракция
Тонкослойная
хроматография
Нафтеноароматическая
фракция
Хромато-массспектрометрия
Индивидуальные
органические соединения
Метанонафтеновая
фракция
Газожидкостная
хроматография
Алканы и изопреноиды
8
ХБА, % на почву
ДИНАМИКА СОДЕРЖАНИЙ И СОСТАВ НЕФТИ В ПОЧВАХ
НАТУРНОГО ЭКСПЕРИМЕНТА
14
12
10
8
6
4
2
0
9
Геохимические показатели
нефти и продукты ее
трансформации:
0,1
1
4
16
24
36
39
время инкубации, мес.
3 дня после внесения нефти
2 этап
метано- нафтеновая фракция нефтяных битумоидов
49
52
76
фон
2 этап ( «зрелое» загрязнение):
- снижение МНФ, стабильность
НАФ, осмоление;
- снижение н- алканов на 53- 74%;
- Кок.< 0,5
- гидрированные би- и триарены,
- оксосоединения, кислоты,
сложные эфиры, тиолы;
1 этап
3 этап ( «старое» загрязнение):
- доминирование САФ,
незначительность МНФ и НАФ
(до полного исчезновения);
- Кок.= 0,5-1,0
- БП, производные ПАУ
(оксихиноны, фталаты);
- галогенированные УВ
(х лорпарафины, диоксаны)
3 этап
нафтено- ароматическая
1 этап ( «свежее» загрязнение):
- стабильность структурногруппо вого состава;
- Кок.<< 0,5;
- отсутствие С12-С15;
- ненасыщенные алканы, нафтены;
- окиси, спирты, простые эфиры;
смолисто- асфальтеновая
ДИНАМИКА СОДЕРЖАНИЙ ПОЛИЦИКЛИЧЕСКИХ
АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПОЧВАХ
НАТУРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
6
35,0
21,0
16,6
11,0
4
2
0
нафталины
бензфлуорены
исходная нефть
фенантрены
1 год после загрязнения
2 года
хризены
3 года
4 года
пирены
фоновая почва
содержание бенз(а)пирена
1292
899
600
мкг/кг почвы
мг/г битумоида
8
400
200
0
16
52
72
76
южная тайга
А0
А1
А2
фон
12
48
средняя тайга
время инкубации, мес.
А2В1(В) - почвенные горизонты
фон
10
11
ЭВОЛЮЦИЯ
НЕФТЯНОГО
ГИПЕРГЕНЕЗА
ЗАГРЯЗНЕНИЯ
ПРИВОДИТ
УГЛЕВОДОРОДНОЙ
УСТОЙЧИВЫХ
К
БИТУМИНОЗНЫХ
В
ТОМ
ОПАСНОСТИ
(ОКСИХИНОНЫ
УСЛОВИЯХ
ТРАНСФОРМАЦИИ
СОСТАВЛЯЮЩЕЙ
СОЕДИНЕНИЙ,
В
В
КОМПЛЕКС
ГЕТЕРОАТОМНЫХ
ЧИСЛЕ
ВЫСОКОГО
КЛАССА
ПОЛИАРОМАТИЧЕСКИХ
УГЛЕВОДОРОДОВ, ГАЛОГЕНИРОВАННЫЕ АРОМАТИЧЕСКИЕ И
АЛИФАТИЧЕСКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ, ФТАЛАТЫ), ЧТО ТРЕБУЕТ
ИХ
УЧЕТА
НЕФТИ
В
ПРИ
КОНТРОЛЕ
ПОЧВАХ
И
ОСТАТОЧНОГО
ПОЧВЕННЫХ
СОДЕРЖАНИЯ
ВЫТЯЖКАХ
ПРОВЕДЕНИЯ РЕКУЛЬТИВАЦИОННЫХ РАБОТ
ПОСЛЕ
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ
ВОДОРАСТВОРИМЫХ КОМПЛЕКСОВ НЕФТЕЙ
«Западно-Сибирская нефть – вода»
«Чашкинская нефть – вода»
содержание аквабитумоидов и нефтеродуктов (мг/дм 3)
12
- аквабитумоиды
- нефтепродукты
мг/дм
мг/дм
3
3
18
6
0
9
0
0,24
1
7
21
30
180
1
3
7
30
60
120
содержание ароматических углеводородов
- бенз(а)пирен
- бензол и гомологи
20
мг/дм
нг/дм
3
3
10
5
0
10
0
0,24
1
7
21
45
1
3
7
30
60
структурно -групповой состав нефтяны х аквабитумоидов
100%
100%
50%
50%
0%
-метано-нафтеновая фракция
- нафтено-ароматическая фракция
- смолисто-асфальтеновая фракция
0%
0,24
1
7
21
30
45 180
1
3
7
30
60
120
12
ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА МЕТАНО-НАФТЕНОВОЙ
ФРАКЦИИ БИТУМОИДОВ В СИСТЕМЕ «НЕФТЬ – ВОДА»
1 сутки контакта
30 суток контакта
7 суток контакта
120 суток контакта
- алканы, изопреноиды;
- алкены, алкины, алкаполиены;
нефтепродукты
- нафтены, арены ;
- кислородные соединения (спирты, оксосединения, кислоты, эфиры);
- гетеросоединения (галоген-, серу-, азотсодержащие)
13
ВОДОРАСТВОРИМЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТЕЙ
И НЕФТЯНЫХ ОТХОДОВ
(уровни содержаний и гигиенические нормативы)
Содержание,
Гигиенические показатели (ГН 2.1.5.1315-03)
(мг/дм3)
Химические вещества и группы
в лабораторных
ПДК, мг/дм3
ЛПВ
к.о.
экспериментах
регламентируемые показатели
нефтепродукты
0,07-4,96
0,3
орг.
4
бензол и гомологи
0,01-28,72
0,01 (бензол)
с.-т.
1
-6
-6
3,4-бензпирен
с.-т.
1
(0,1-10,1)10
110
0,1 (фенол)
орг.
4
фенолы
0,01-0,10
0,004 (крезол)
с.-т.
2
рекомендуемые показатели
алифатические насыщенные УВ
0,08-2,02
отсутствуют
исходные
0,1 (циклогексан)
с.-т.
2
структуры
нафтеновые УВ
0,01-0,68
0,004 (норборнен)
орг.
4
нефти
нафталины
0,03-1,00
0,01 (нафталин)
орг.
4
ненасыщенные алифатические УВ
0,01-0,49
0,005 (гептан-1-ол)
с.-т.
2
окиси, спирты, простые эфиры
0,04-0,26
0,1 (нафт-1-ол)
орг.
2
0,07 (пентандиаль)
с.-т.
2
альдегиды, кетоны
0,01-0,47
0,04 (диметилбутанон)
орг.
4
активные
трансформеры
0,002 (пропентиол),
орг.
3
сераорганические соединения
0,001-0,002
отсутстие (тиоэфиры)
общ.
3
галогенированные УВ (стойкие
0,003 (1,1,1,9-тетрахлорнонан)
орг.
4
0,01-0,20
органические загрязнители)
0,007 (1,1,1,11-тетрахлорундекан) орг.
4
2,0 (адипиновая кислота)
с.-т.
3
кислоты, сложные эфиры
0,02-9,51
0,00001(додец-8-енилацетат)
орг.
4
устойчивомобильные
эфиры фталевой кислоты (стойкие
0,3 диметилфталат
с.-т.
3
0,85-9,34
трансформеры
органические загрязнители)
0,2 дибутилфталат
общ.
3
депонируемые
смолисто-асфальтеновые вещества
1,15-120,21
отсутствуют
комплексы
14
ГЕНЕТИЧЕСКИЕ МАРКЕРЫ
НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ
15
нафтено-ароматическая фракция аквабитумоидов
изо-алканы с «нефтяным» типом замещения, регулярные изопренаты ряда С9-С20
ненасыщенные н- и изо-алканы с длиной цепи С20
алкилциклопентаны и алкилциклогексаны с «нефтяным» типом замещения
стераны со структурными и стереохимическими особенностями, присущими геомолекулам
моноароматические УВ - бензол, толуол, ксилолы, стирол, этилбензол
ПАУ (нафталины, антрацены, фенантрены, бензпирены) и их производные
алифатические спирты, алифатические, ароматические, алициклические эфиры ряда С6-С24
ненасыщенные алифатические альдегиды ряда С5-С11 и циклические кетоны ряда С5-С10
галогенированные алканы и арены ряда С6-С18
тиолы ряда С10-С22, сульфиды и сульфокислоты, тиофены
БЛАГОДАРЮ ЗА ВНИМАНИЕ!
СХЕМЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ ОСНОВНЫХ КЛАССОВ
НЕФТЯНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
ациклические УВ (на примере n-алкана)
О
O
+O R-CH2-CH-CH2 +2H R-(CH2)2- CH2OH +O R-(CH2)-CH +O R-(CH2)2-COH
кислота
первичный спирт
альдегид
-2Н
O
по O
окиси
алкены
R - (CH2)2 - CH3
вторичный спирт
+О R - CH2- C- CH3
O
алкан
R-CH2-CHOH-CH3
-2Н
полифункциональные
кетоны
по R-CH=CH-CH3 +O R-CH-CH-CH3
+2Н
производные
+О R - C - CH2 - CH3
R-CHOH-CH2-CH3
третичный спирт
O
R-CH2-CH=CH2
алициклические УВ (на примере циклогексана)
-2Н
+О
циклогексен
О
окись
О
+Н2О Н3С - (СН2)4 - СООН -2Н
ОН
+О
Н
+2Н
гексановая кислота
циклогексанон
циклогексанол
Н2С = СН - (СН2)3 - СООН
Н3С - СН = СН - (СН2)2 - СООН
гексеновые кислоты
ароматические УВ (на примере нафталина)
О
+Н2О
+О
+2Н
дигидронафталины
О
ОН
О +4ОН
ОН -2Н
нафтохиноны
окиси
+О
О
+О
+О
О
CООR
СООН
О
О
О
+2Н
СООН НО-R
СООН
фталаты
фталевая кислота
О
Н3С - СООН +
конденсация
НО
О
О ОН
НО О
5,5`,8,8` - тетрон - 1`,4 - дигидрокси - 1,2` - бинафталин
СХЕМА ПРЕОБРАЗОВАНИЙ АЛКАНОВ
(НА ПРИМЕРЕ ГЕКСАДЕКАНА)
+О
+2Н
+О
О=СН-СН2-С14Н29
НО-СН2-С15Н31
НООС-С15Н31
-2Н
гексадеканол
гексадеканаль
гексадекановая
(пальмитиновая) кислота
О
-2Н по
-2Н
по
1,2-эпокситетрадекан
11 атому
15 атому
НО-СН2-(СН2)9-СН=СН-(СН2)3-СН3
11-гексадецен-1-ол
НО-СН2-(СН2)13-СН=СН2
15-гексадецен-1-ол
+О
+СН3ОН
+СН3ОН
СН3
по ОН-группе
по = связи
О=СН-(СН2)9-СН=СН-(СН2)3-СН3
11-гексадецен-1аль
НО-СН2-(СН2)13-СН-О-СН3
СН3-О-СН2-(СН2)13-СН=СН2
+О
15-метил,15-метокси-пентадекан-1-ол
1-метокси-гексадец-15-ен
НООС-(СН2)9-СН=СН-(СН2)3-СН3
гексадец-11-еновая (вакциновая) кислота
С16Н34
С16Н32
1-гексадецен
С15Н31-СООН
-2Н
СН2-СН-С14Н29
СН2=СН-(СН2)13-СООН
гексадец-15-еновая
кислота
+НОН
НО-СН2-(СН2)14-СООН
16-окси-пальмитиновая кислота
,
+ROH
+ROH
НООС-(СН2)14-СООН
О=С-(СН2)13-СООН
О=С-(СН2)13-С=О
-НОН
-НОН
-НОН
,
RO
RO
RO
О
С
эфиры гексадекандикислоты
(СН2)14
О циклический ангидрид
О
С
+О
О=СН2-(СН2)14-СООН
16-оксо-пальмитиновая кислота
+О
-НОН
СН2-(СН2)14
О
О
С
внутренний эфир (лактон)
16-окси-пальмитиновой кислоты
СХЕМА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ КИСЛОТ
ROOC - (CH2)n - COOR
CH2
(СН2)n
C
O
ROOC - (CH2)n - COOH
сложные эфиры
CH2
R - CH2 - CH2 - CH3
алканы
R - (CH2)3 - C - O - R`
сложные эфиры
O
- СО2
НООС - (СН2)n - СООН
двухосновные кислоты
+O
+ R`- OH
+O
R - OH
циклизация
R-CH2-CH2-CH2-COOH
+O
O
+O
R - CHOH - CH2 - CH2 - COOH R - СН2 - СНОН - СН2 - СООН R - CH2 - CH2 - CHOH - COOH
-оксикислота
-оксикислота
-оксикислота
-НОН
-НОН
+ R`- OH
R
Н2С
Н2С
СН
O
C
лактоны O
R - СН = СН - СН2 - СООН
R - CH2 - CH = CH - COOH
, - непредельные кислоты
+O
R-(CH2)2-C-COOH
-кетокислота
конденсация
R - CH2 - CH2 - CHOH - COOR`
сложные эфиры -оксикислот
R
O
СН
С
O
O
С
СН
O
R
лактиды
ПОЛИНАФТЕНОВЫЕ СТРУКТУРЫ НЕФТЕЙ И ТОРФОВ
нефтяные стераны
О
C 21H 36(5 13 )
C 20H 34 (5 13 )
4,4-диметиландростан
перегруппированный
Д-гомоандростан
HO
C 21H 36O (5 3 )
C 21H 36 (5 14 )
прегнан
4,4-диметиландростан-3-ол
C 27H 48 (5 14 )
C 27H 46О (5 14 17)
холестан
НО
C 29H 52
холестерол
НО
C 21H 36
прегнан
перегруппированный
ситостан
ОН
C 21H 32О3 (3
5 6 )
3,6-дигидроксипрегн-9(11)-ен-20-он
C 29H 50О
НО
-ситостерол
торфяные стераны
ОН
О
C 21H 34(13 )
C 19H 27O 2
О
тестостерон
4,4-диметиландрост-5-ен
О
C 21H 32O
C 21H 34 (5 )
C 21H 34 (5 14 )
4,4-диметил-андрост-5-ен-3-он
прегн-7-ен
прегн-16-ен-20-он
прегн-11-ен
ОН
О
C 26H 44О (3 )
26-нор-5-холестен-25-он
C 29H 47О 4(3 23Е)
НО
ОСОСН
3
3,25-диол-3-ацетат-9,19-циклохолест-23-ен
О
C 21H 32О (5 )
C 29H 48О
стигмаст-4-ен-3-он
МОДУЛЬНАЯ СХЕМА ТИМОН
ПЕРВЫЙ МОДУЛЬ
(организационный)
- внедрение в проблему, опробование объекта аналитического
контроля;
- оценка приемлемости проблемы и ее решения в рамках
технологии
- выстраивание схемы исследований объекта
ВТОРОЙ МОДУЛЬ
(аналитический)
- обор проб, оценка органолептических показателей;
- определение общих показателей нефтяного
загрязнения;
- определение геохимических характеристик битумоидов
ТРЕТИЙ МОДУЛЬ
(идентификационный)
лабораторное моделирование:
- имитационное моделирование поведения предполагаемого источника загрязнения в условиях, приближенных к объекту
аналитического контроля;
диагностика:
- установление общей принадлежности геохимических характеристик объекта аналитического контроля и предполагаемого
источника загрязнения;
идентификация:
- отождествление объекта аналитического контроля по его отображениям («отпечаткам пальцев») с предполагаемым
источником нефтяного загрязнения
ЧЕТВЕРТЫЙ МОДУЛЬ
(прогноз)
- оценка влияния нефтяного загрязнения объекта на сопредельные среды и территории по результатам геохимического
опробования;
- выявление миграционных форм компонентов нефтяного загрязнения по данным лабораторного моделирования;
- оценка масштабов эмиссии компонентов нефтяного загрязнения в окружающую среду и возможных сценарии
экологических ситуаций
ВЕРХОВЬЯ РЕК ОДИНОВСКАЯ И КАМЕНКА
ХБА
Место отбора
Река Одиновская
исток
1,1-3,2
выход из массива
2,0
150 м ниже выхода из массива
1,5
Река Каменка
исток
0,6-3,4
вода из нефтеловушки
0,9
родник, 0,8 км севернее скв. № 570
0,5-0,7
родник, 1,7 км севернее скв. № 570
0,7-1,2
НП
мг/дм3
НПАВ
0,05-0,38
0,21
0,26
0,3-0,4
0,4
0,4
0,04-0,5
<0,02
0,05-0,5
0,05-0,3
0,2-0,3
0,7
0,3-0,4
0,3-0,5
"вода - нефть"
11,58%
20,41%
"вода - нефть - ПАВ"
35,48%
0,36%
32,53%
26,10%
70,46%
вода - ПАВ
3,08%
91,67%
алифатические УВ
спирты и эфиры
нафтено-ароматические УВ
гетеросоединения
2,70%
0,58%
5,05%
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ
В ПОЧВО-ГРУНТАХ БИОЛОГИЧЕСКОГО ЭТАПА
РЕКУЛЬТИВАЦИИ
ИК-спектры битумоидов почв
содержание и состав битумоидов почв и их водные вытяжки
1
2
Номер
пробы
Место
отбора
Глубина
отбора,
см
1
2
3
4
5
площадка
№1
площадка
№2
0-10
10-25
пашня
0-10
10-25
содержание,
г/кг
ХБА
13,64
15,88
13,22
28,64
36,98
НП
6,75
7,58
5,94
12,32
21,26
Почво-грунты
структурно-групповой
состав, % на ХБА
МНФ
47,12
50,86
50,43
38,79
56,44
НАФ
11,06
3,45
9,40
12,39
7,95
САФ
41,82
45,69
40,17
48,82
35,61
Водные вытяжки
почво-грунтов
содержание,
мг/дм3
ХБА
НП
7,21
1,95
4,88
0,98
7,84
0,75
19,09
1,13
27,89
1,32
3
4
состав углеводородной фракции (НП) битумоидов почв
площадка №2, 0-10 см
площадка №2, пашня
5
площадка №1, 0-10 см
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
содержание компоненентов, % на фракцию
алканы
700
900
1100
1300
1500
1700 см -1
1-площадка №1, 0-10 см; 2 - площадка №1, 10-25 см;
3 - пашня, площадка №2; 4 - площадка №2, 0-10 см; 5 - площадка №2, 10-25 см.
нафтены
арены
О-содержащие
прочие гетеросоединения
ХРОМАТОГРАММЫ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФРАКЦИЙ
ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА РАЗЛИЧНОГО ГЕНЕЗИСА
битумоиды торфа
битумоиды водной вытяжки
торфа
битумоиды болотной воды
нефть
водная вытяжка нефти
Документ
Категория
Презентации по экологии
Просмотров
58
Размер файла
2 452 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа