Организация мониторинга в районах развития нефтегазодобывающей промышленности. Часть 2

1  2

---

2.2 Структура беспроводной системы дистанционного мониторинга нефтяных загрязнений водной поверхности

Средства дистанционного зондирования водной поверхности (спутниковое и наземное многочастотное зондирование) позволяют: — обнаруживать и отображать на экране монитора загрязненные участки поверхности; — определить направление и кратчайшее расстояние до загрязненного участка поверхности; — определить продольный и поперечный размеры пятна загрязнения; — определить направление и расстояние до центра пятна загрязнения; — определить площадь пятна загрязнения; — при обнаружении загрязнения генерировать файлы данных, содержащие информацию о времени их образования и параметрах пятна. Данные контактных методов мониторинга позволяют верифицировать данные дистанционного зондирования в сложных метеорологических условиях, к которым относятся: 1. скорость ветра более 10 м / с 2. Уровень волнения выше 2 (высота волны более 0,75 м.) 3. дождь, снег, туман 4. наличие ледяной крошки в воде. Обычно данные с использованием методов контактного мониторинга получают во время морских экспедиций. Однако экспедиционные работы на кораблях в настоящее время обходятся очень дорого по сравнению с работой стационарных наблюдательных станций. Кроме того, использование только экспедиционных методов исследования не позволяет добиться необходимой эффективности измерений и непрерывности временных рядов. Экспедиционные измерительные комплексы целесообразно использовать для периодического определения таких параметров окружающей среды и характеристик биосферы, которые не требуют постоянного мониторинга. Стационарная сеть станций, входящих в систему экологического мониторинга, требует наличия каналов связи с центром обработки информации. Прокладка кабелей, по которым информация от станций может передаваться на пост наблюдения и управления (ПНК), однако она очень дорогая. Поэтому для целей связи необходимо использовать радиоканал или спутниковую связь. Развитие беспроводных сетей и технологий GPRS сделало возможным обмен данными между датчиками в различных точках космоса и ПНК (рисунок 3). Используя сеть станций, показанную на рисунке 3 возможен постоянный мониторинг гидрологических, гидрохимических, биологических и геофизических параметров зоны ответственности. Интегрированную систему удаленного мониторинга водной среды можно определить как набор автономных вычислительных узлов, взаимодействующих для достижения наилучшего результата с точки зрения точности определения местоположения и характеристик загрязнения. Принципы функционирования такой системы: Рисунок 3. Блок-схемы системы мониторинга ОС • Общая память • Взаимодействие по нескольким протоколам • Асинхронность Общая память подразумевает обмен сообщениями по модели клиент-сервер. Схема обмена данными между датчиками в водной среде и центральным береговым постом представлена на рисунке 4. Широковещательные сообщения используются в качестве управляющих команд, а обмен данными осуществляется по двухточечным соединениям. Поскольку в системе используется разное оборудование, для их взаимодействия используются разные протоколы. Для этого требуются шлюзы для трансляции протоколов. Рисунок 4. Схема обмена данными между датчиками в водной среде и центральным береговым постом Так, как требования к коммуникационным ресурсам каждого модуля непостоянны, это требует организации сеансов связи в произвольное время, их взаимодействие происходит в асинхронном режиме, а протоколы связи должны управляться событиями. Используя сеть станций, показанную на рисунке 4 можно осуществлять непрерывный мониторинг гидрологических, гидрохимических, биологических и геофизических параметров зоны ответственности. Основная ось контрольной сетки ориентирована вдоль преобладающего направления токов. Станции расположены неравномерно по осям. Расстояние между станциями от центра увеличивается в геометрической прогрессии. Положение каждого из них строго фиксировано с точностью не менее m. Для решения экологических задач, связанных с обнаружением и оценкой уровня загрязнения водной поверхности нефтепродуктами и динамикой распространения пятен загрязнения в зависимости от волнения, целесообразно использовать многочастотное зондирование водной поверхности с помощью удаленных судов. или береговые датчики. Подсистема таких удаленных датчиков, входящая в состав интегрированной системы удаленного мониторинга, должна позволять: • обнаруживать и отображать на экране монитора участки морской поверхности, покрытые нефтяным пятном; • определить направление и минимальное расстояние до нефтезагрязненного участка водной поверхности; • определить продольный и поперечный размеры нефтяного пятна; • определить направление и расстояние до центра пятна; • определить площадь пятна; • при обнаружении нефтяных загрязнений формировать файлы данных, содержащие информацию о времени их образования и параметрах пятен. Эффективность информационной системы дистанционного мониторинга водной среды также предполагает сокращение сроков принятия решения о классификации наблюдаемого объекта. Поэтому необходимо автоматизировать не только процесс сбора данных, но и алгоритмы классификации объекта наблюдения, чтобы привлечь внимание человека-оператора только к объектам, реально угрожающим экологическому состоянию наблюдаемой территории и даже на этапе автоматизированной обработки данных отсеиваются объекты, не угрожающие экологическому состоянию зоны ответственности. Для автоматизации алгоритмов обработки сигналов и классификации объектов необходимо использовать методы интеграции данных на разных уровнях — на уровне сигнала, на уровне пикселей, на уровне параметров, на уровне решений.

Глава 3. Организация геодинамического мониторинга в районах развития нефтегазовой промышленности

3.1 Геологические и экологические риски в разведке и добыче нефти

Геологоразведка и недропользование в современной России имеет ряд особенностей. По конституции недра и все полезные ископаемые принадлежат государству, то есть народу. Государство сдает в аренду участки (объекты) и содержащиеся на них полезные ископаемые для разработки физическим лицам или акционерным обществам, именуемым «Недропользователем», по лицензионным соглашениям. Современная практика показывает, что государственный (народный) контроль за деятельностью недропользователя в России осуществляется неэффективно. Помимо налогообложения, многие геологические и экологические проблемы не решаются. 1. Геологические риски Есть две категории рисков. Первая категория касается геологоразведочных работ, особенно на новых и малоизученных объектах. Успешность поисково-разведочных работ в мире в среднем держится на уровне 30%. Весь цикл геологоразведочных работ, особенно бурение глубоких скважин, — очень дорогое «удовольствие», поэтому недропользователи стараются максимально сократить эти затраты. Доля затрат на геологоразведочные работы и связанных с ними объемов работ практически во всех крупных нефтяных компаниях очень мала. Прогнозный (научный) риск также высок за счет использования консервативных концепций и теорий без учета современных представлений о геофлюидодинамических факторах формирования и «жизни» месторождения. Также существуют технологические риски в процессе геологоразведки. Группа геологоразведочных рисков поддается некоторой подотчетности и часто приводит к «аннулированию» разведки. В Томской области Imperial Energy (индийская корпорация ONGC) в 2011 году с привлечением технологий и специалистов Halliburton и Schlumberger пробурила 11 малоэффективных оценочных и разведочных скважин, что не оправдало ожиданий. Индийская фирма приостановила активные буровые работы для профессионального понимания всех геологических и геофизических материалов (Недра и ТЭК Сибирь, 2012). Кстати, выяснилось, что 11 разведочных скважин («Империал Энерджи») — это больше, чем все нефтегазовые предприятия Томской земли вместе взятые (включая «Роснефть») в 2011 году. «Малые» недропользователи вообще не имеют возможности проводить геологоразведочные работы инновационного характера. При разведке и добыче нефти риски (геологические, технологические, экологические, финансовые) значительно снижаются, если работа выполняется профессионалами. Профессионализм — это образование, знания, опыт и целеустремленность в динамике жизни от диплома до «креста». Многие недропользователи опасаются геологического риска, но хотят моментальных больших прибылей и … «пить шампанское». Например, в ТНК-ВР из общего объема бурения в 1,371 млн м в 2009 г. объем геологоразведочных работ составил всего 37,6 тыс. М (32,8% к 2008 г.). Ни одно новое месторождение не введено в разработку (Ключевые показатели нефтегазовой отрасли, 2010). Следует отметить, что выручка от продаж и других основных направлений деятельности для ТНК-ВР в целом за 2008 год составила 51 886 млрд долларов, а «затраты на разведку и разработку» — всего 85 млн долларов. (из отчета ТНК-ВР за 2008 г.). Такие соотношения соблюдаются во многих нефтяных компаниях Российской Федерации. Вторая категория геологических рисков связана с разработкой месторождений. Верх-Тарское нефтяное месторождение расположено в северной части Новосибирской области (рисунок 5) на юге Западно-Сибирской плиты, в пределах Межовского нефтегазоносного района Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Месторождение находится в 340 км к северо-западу от Новосибирска и в 120 км к северу от г. Куйбышев и является самым крупным в Новосибирской области. Хищная сверхинтенсивная разработка активных запасов нефти Верх-Тарского месторождения в Новосибирской области — пример безжалостной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Рисунок 5. Верх-Тарское нефтяное месторождение В Верх-Тарском месторождения стабильной добычи нет, а есть только стадии роста и резкий спад производства. К настоящему времени в пределах залежи сформировалось сложно построенное гидродинамическое поле, в котором депрессионные зоны закономерно трассируют ряды добывающих скважин. В целом, пластовые давления по отдельным блокам разрабатываемой залежи варьируют от 5 до 37 МПа «Поршневой» принцип вытеснения масла в пласте не обеспечивает эффективной фильтрации. При этом следует учитывать, что масштабное закачивание «чужой» воды резко возрастает и необратимо изменяет минералогический состав продуктивного пласта и, соответственно, все природные свойства коллектора, то есть происходит активный техногенный метасоматоз с отрицательным эффектом. К сожалению, в Западной Сибири многие месторождения разрабатываются аналогично Верх-Тарскому. Сверхкритические режимы разработки нефтяных месторождений нарушают геологическую среду и создают многочисленные точки бифуркации на глубине и на поверхности, что предопределяет геологические риски. В коллекторах образуются многочисленные столбы (трудноизвлекаемая нефть) и, как следствие, большие объемы остаточной нефти. Коэффициент нефтеотдачи низкий. Приходится использовать различные и дорогие МУН или снова начать разведку. Необходимо учитывать критический гидродинамический порог возмущения (устойчивости) нефтенасыщенного коллектора, равный 5 МПа (Запивалов, 2011). 2. Экологические риски Риски для окружающей среды разнообразны и чрезвычайно опасны. Большое количество нефтяных месторождений разрабатывается в Нижневартовском районе Тюменской области. Самые крупные из них — Самотлорское и Ватинское — были введены в эксплуатацию более 40 лет назад. В последнее время только на Самотлорском месторождении общий объем жидкости, добытой из недр, составил около 12 млрд тонн, в том числе общий объем добытой нефти — 2,6 млрд тонн. Около 13 млрд. м3 рабочего агента (грунтовые, поверхностные и сточные воды) было закачано в систему поддержания пластового давления (ППД). Общий фонд скважин составляет около 17 тысяч единиц. Такая гигантская техногенная нагрузка (10 скважин на 1 км2) инициирует проявление геодинамических процессов естественного и техногенного генезиса, происходящих в пределах этого и других месторождений, а также влияет на почвы, поверхностные и грунтовые воды. На территории Томской области в промышленной разработке находятся более 30 месторождений нефти и газа. Объекты нефтегазовой отрасли являются основными источниками загрязнения географической поверхности и глубинных слоев. В зону влияния нефтяной отрасли входит более 1/3 территории региона. Наиболее серьезные экологические риски проявляются в Каргасокском, Парабельском и Александровском районах. Негативное воздействие на недра в процессе разработки месторождения сказывается на бурении большого количества эксплуатационных скважин. Пластовое давление в залежах углеводородов стремительно снижается, что вызывает деформацию земной коры и изменение рельефа. Геодинамические процессы на поверхности проявляются в виде заболачивания и подтопления территории, разрушения хозяйственных объектов. Интенсивность проседания земной поверхности над месторождениями нефти и газа начинает проявляться через 10-20 лет разработки, с резким падением пластового давления в продуктивных пластах. Добыча нефти и газа способна вызвать глубокие преобразования земной коры на больших глубинах — до 10-12 тысяч метров. В процессе добычи нефти и газа происходят масштабные и очень значительные воздействия на пласты (нефть, газ, водоносные горизонты и т. д.). Нагрузка от веса вышележащих пород изначально поддерживается как за счет напряжений в скелете горных пород слоев, так и за счет давления пластовой жидкости на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки — уменьшается давление на стенки пор и соответственно возрастают напряжения в горном каркасе пласта. Эти процессы настолько распространены, что могут привести к землетрясениям. Значительные просадки были отмечены на разрабатываемом месторождении Уилмингтон (Калифорния, США). Жители города Лос-Анджелес почувствовали довольно ощутимые сотрясения земной поверхности. Началась просадка. В 60-е годы разработка этого месторождения была прекращена. Ярким примером проседания грунта является Самотлорское месторождение в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. По данным инструментальных съемок очаговое проседание земной поверхности уже составило 121 мм. поисковые и разведочные скважины давно заброшены, а эксплуатационные скважины постепенно выводятся из имеющегося фонда. Скважины, простоявшие после ликвидации 20-30 лет, представляют опасность загрязнения всего геологического разреза. Сотни колодцев остаются «бесхозными». В Северном море в пределах месторождения Экофиск после добычи 172 млн. тонн нефти и 112 млрд. м3 газа из его недр произошли тектонические движения, которые привели к деформации стволов скважин и морских платформ. Всем известны недавние (первое десятилетие XXI века) стихийные бедствия и антропогенные катастрофы в Мексиканском заливе, которые имеют глобальные последствия. (Запивалов, 2009). Вернемся в Томскую область, где за 50 лет интенсивного развития нефтяной отрасли пробурено более 30 тысяч скважин. В 1990 году сотрудники Всероссийского научно-исследовательского института Геолнеруд А.Н. Тюрин и А.И. Буров в Дрожжановском районе Республики Татарстан открыли крупные месторождения цеолитсодержащих пород — нового для республики вида неметаллических полезных ископаемых. Это открытие вызвало живой интерес у геологов и практиков Татарстана. В течение 10 лет под эгидой Республиканской комиссии по запасам полезных ископаемых при КМ РТ и других заинтересованных республиканских организаций проводились геологоразведочные работы на месторождениях цеолитсодержащих пород (ЦСП), подсчитаны запасы. проведены обширные технологические исследования сырья. В последнее время одним из самых распространенных методов интенсификации добычи нефти в России, особенно в Западной Сибири, является гидроразрыв продуктивных пластов. Помимо увеличения дебита нефти, эта процедура из-за проводимости пласта оказывает сильное влияние на гидродинамическую систему недр в целом. Для этого характерно изменение зон разгрузки и переформирование распределения флюидов в пластах, что, безусловно, предопределяет геологические и экологические риски.

3.2 Организация геодинамического мониторинга на нефтяном месторождении

Рассмотрим организацию геодинамического мониторинга на нефтяном месторождении им. Н.Ю. Корчагина (Северный Каспий). Система геодинамического мониторинга (СГДМ), разработанная, изготовленная в ИОРАН и установленная в июне 2010 года, предназначена для регистрации слабых (микро-) землетрясений тектонического и техногенного характера, а также сильных колебаний и наклонов основной палубы морского льда. Система состоит из трех донных сейсмографов (южного, восточного и западного, установленных на дне Каспийского моря на расстоянии 1-1,5 км от платформы. (приложение Б) Для передачи цифровой информации сейсмографы соединены нижними кабельными линиями с блоком сбора и обработки данных, расположенным на МЛСП. Им. Ю. Корчагина. СГДМ непрерывно регистрирует наклоны по крену и дифференту нефтедобывающего модуля МЛСП и три компоненты его виброскорости с помощью датчиков, расположенных непосредственно на платформе. Каждый нижний датчик сейсмографа включает в себя три геофона (два горизонтальных и один вертикальный) и гидрофон. Сигнал вертикального сейсмического приемника (тип СВ-5) регистрируется в диапазоне частот 3-30 Гц, сигналы горизонтального сейсмического приемника (тип СГ-10) — 8-30 Гц, сигнал гидрофона — 0,3. -30 Гц. Динамический диапазон регистрации каждого канала 96 дБ. Точное время принимает GPS-приемник, установленный на платформе. За время работы СГДМ на записях донных сейсмографов были обнаружены многочисленные сигналы региональных землетрясений Каспийского моря и его обрамления, которые вошли в каталог Геофизической службы РАН. Схема установки донных сейсмографов в районе МЛСП им. Ю. Корчагина представлена на рисунке 6. 1 — станина прибора; 2, 3 — точки крепления стальных нитей к станине; 4, 5 — точки крепления нитей к стержню груза сейсмографа; 6 — груз сейсмографа; 7 — закопченный барабан. Рисунок 6. Схема установки донных сейсмографов в районе МЛСП им. Ю. Корчагина Донный сейсмограф СГДМ представлен на рисунке 7 Рисунок 7. Донный сейсмограф СГДМ Землетрясения происходили в радиусе свыше 1000 км от МЛСП им. Ю. Корчагина. Их магнитуды попали в диапазон от 3.0 до 5.5. Очаги землетрясений находились в районе Западного и Восточного Кавказа, в акватории Каспийского моря, в Туркменистане и Иране. Гидрофонами системы регистрируются также сильные землетрясения (М > 7), происшедшие на телесейсмических расстояниях свыше 8000 км. Местные землетрясения в районе месторождения им. Ю. Корчагина обнаруживаются крайне редко и имеют незначительные магнитуды (ML<1.5). Данные, поступающие с датчика наклонов, показывают, что тренды наклонов главной палубы МЛСП по крену и дифференту минимальны и не превышают 0.04°. На спектре наклонов по крену, рассчитанному за весь период наблюдений, выделяются полусуточный и суточный максимумы, соответствующие лунным и солнечным приливным колебаниям в твердой Земле.

Заключение

Проведенное нами исследование организации мониторинга в районах развития нефтегазовой промышленности позволяют сделать следующие выводы: Система недропользования в России требует серьезных изменений, в связи этим считается необходимым разделить геологию и недропользование: геология обеспечивает воспроизводство запасов (товаров), а недропользование — использование этого товара. В России профессиональная геология, на сегодняшний день находится «ниже уровня геоида», а система геологоразведки обеспечивает только максимально возможную прибыль и законную уплату налогов. Необходима разработка новых нефтяных и геологических парадигм, методов и технологий. Гео- и экомониторинг с использованием новейших инструментов, методов и технологий может значительно снизить эти риски. Омар Хайям по этому поводу заявил: «Чтобы избежать одной ошибки, нужно провести тысячу наблюдений и тысячу измерений». Снизить геологические и экологические риски, а именно: — уберечь природу и недра земли от катастрофических событий и нежелательных явлений; — сохранить здоровье и жизнь людей во многих странах и регионах; — экономить деньги, поддерживать стабильный уровень добычи нефти и газа и достойно развивать бизнес В основе современной системы экологического мониторинга должен преимущественно лежать принцип прогнозирования (своевременного предупреждения) нежелательной ситуации, а не реагирование, на уже сложившуюся ситуацию. Для мониторинга нефтяных загрязнений необходимо проведение непрерывных наблюдений, исходя из продуманного распределения измерительных средств в пространстве, для этого необходимо использовать распределенную многосенсорную систему дистанционного мониторинга. Она должна работать оперативно и желательно в реальном масштабе времени. Оперативность подразумевает также сокращение временных рамок принятия решения по классификации наблюдаемого объекта. Поэтому необходимо автоматизировать не только процесс сбора данных, но и алгоритмы классификации объекта наблюдения, чтобы привлечь внимание оператора только к объектам рально угрожающим экологическому состоянию наблюдаемой территории и еще на этапе автоматизированной обработки данных отсеять объекты, не угрожающие экологическому состоянию зоны ответственности. Отобранные для мониторинга параметры должны достоверно и полно отражать изменения характера нефтяных выбросов и сбросов с течением времени. Кроме того, в их число необходимо включить параметры, регулируемые в порядке соблюдения требований нормативных актов. Выбор мест размещения пунктов контроля должен основываться на необходимости получения представительных данных мониторинга с учетом расположения потенциально затрагиваемых населенных пунктов и преобладающих направлений ветра. Мероприятия по мониторингу процессов обращения с опасными и безопасными отходами должны включать регулярные визуальные проверки всех зон сбора и хранения отходов, а также регулярную проверку деятельности по сортировке отходов и их сбору. В случае хранения и/или предварительной обработки и уничтожения опасных отходов на территории объекта необходимо проводить постоянный мониторинг качества подземных вод. Организация геодинамического мониторинга на нефтяном месторождении им. Н.Ю. Корчагина (Северный Каспий) разработана изготовлена в ИОРАН и установлена в июне 2010 года Она предназначена для регистрации слабых (микро-) землетрясений тектонического и техногенного характера, а также сильных колебаний и наклонов основной палубы морского льда. Гидрофонами системы регистрируются сильные землетрясения (М > 7), происходящие на телесейсмических расстояниях свыше 8000 км. Местные землетрясения в районе месторождения им. Ю. Корчагина обнаруживаются крайне редко и имеют незначительные магнитуды (ML<1.5). Данные, поступающие с датчика наклонов, показывают, что тренды наклонов главной палубы МЛСП по крену и дифференту минимальны и не превышают 0.04°. На спектре наклонов по крену, рассчитанному за весь период наблюдений, выделяются полусуточный и суточный максимумы, соответствующие лунным и солнечным приливным колебаниям в твердой Земле. На основе геодинамического мониторинга нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина зафиксированы землетрясения в радиусе свыше 1000 км от МЛСП им. Ю. Корчагина. Их магнитуды попали в диапазон от 3.0 до 5.5. Очаги землетрясений отмечены в районе Западного и Восточного Кавказа, в акватории Каспийского моря, в Туркменистане и Иране.

Список использованных источников

Правовые и нормативные акты 1. Конституция Российской Федерации 1993 года (с изменениями и дополнениями в ходе общероссийского голосования 01.07.2020 г.) 2. ПОЛОЖЕНИЕ О ЕДИНОЙ ГОСУДАРСТВЕННОЙ СИСТЕМЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА 1995 г. 3. Закон РФ от 21.02.1992 N 2395-1 (ред. от 11.06.2021) «О недрах»Статья 1.2. Собственность на недра. 4. Федеральный закон об охране окружающей среды от 10.01.2002 n 7-ФЗ последняя редакция Литература 5. Анисимов, А. П. Экологическое право / А.П. Анисимов, А.Я. Рыженков, А.Е. Черноморец. — М.: Юрайт, Юрайт, 2019. — 291 c. 6. Давыдова, С. Л. Экологические проблемы нефтепереработки / С.Л. Давыдова, В.В. Тепляков. — М.: Издательство Российского Университета дружбы народов, 2010. — 176 c. 7. Запивалов Н.П. Динамика жизни нефтяного месторождения. Увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья: Мат-лы Межд. научно-практ. конф., посв. 100-летию со дня рождения академика А.А. Трофимука. Казань: Фэн. 2011. C.218-223. 8. Запивалов Н. П. Всему дают геологи начало. – Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2002. – 52 с 9. Критерии естественных гидрометеорологических явлений и порядок подачи штормовых сообщений РД 52.04.563-2002, Федеральная служба России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. — М., 2002. 10. Лобковский Л.И., Ковачев С.А. Система геодинамического мониторинга морской добычи нефти на шельфе на примере морского нефтегазового месторождения Ю.Корчагина // Охрана окружающей среды в нефтегазовой отрасли. сложный. 2010. № 11. С. 1- 14. 11. Лобковский Л.И. и др. Геоэкологический мониторинг морских нефтегазовых территорий. Институт океанологии имени П.П. Ширшов. — М .: Наука, 2005, — с. 18 12. Лобковский Л.И., Зацепин А.Н., Ковачев С.А. и др. Технология многоуровневого экологического мониторинга в целях информационного обеспечения безопасности морской добычи нефти и газа // Технологии ТЭК, 2007, No4, с. 61 13. Митягина М.И., Лаврова О.Ю., Бочарова Т.Ю. Спутниковый мониторинг нефтяного загрязнения морской поверхности / Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса. 2015. Т. 12. №2. 5, стр. 130 14. Митренко, А. В. Экологическое право / А.В. Дмитренко. — М.: Дашков и Ко, Наука-Спектр, 2019. — 256 c. 15. Научно-технический сборник «Вести газовой науки», №2 (13), 2013, — с. 85. 16. Свод правил проведения инженерных изысканий для строительства. Госстрой России. — М., 2004, — 88 с. 17. СОЛОВЬЯНОВ А.А., О развитии государственного экологического мониторинга в Российской Федерации 2016 18. Саксонов М. Н., Абалаков А. Д., Данько Л. В., Бархатова О. А., Балаян А. Э., Стом Д. И. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И БИОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Учебное пособие 2007 19. Саксонов М.Н., Абалаков А.Д. и др. Экологический мониторинг нефтегазовой отрасли. Физико – химические и биологические методы. Учебное пособие – Иркутск: Ирк. Университет, 2005 – 114с. 20. Чернецова Е.А. Дистанционный мониторинг нефтяных загрязнений в водной среде. Монография. — Saarbruken, Deutschland: Lap Lambert Academic Publishing GmbH&Co.KG , 2011, — p. 22. 21. Чернецова Е.А. Дистанционный мониторинг нефтяных загрязнений в водной среде.- СПб, Издательство РГГМУ, 2008 — с.24 Интернет источники 22. Источник: https://cyberleninka.ru/ Чернецова Е.А., Шишкин А.Д.Алгоритм Максимизации времени жизни беспроводной системы мониторинга водной поверхности (дата обращения 12.12.2021) 23. Источник: http://severnoe.nso.ru/Í. Ï. Запивалов Н.П. Западно-сибирская нефть: История, перспективы (дата обращения 10.12. 2021) 24. Источник: https://www.km.ru/ Воздействие нефтяной промышленности на окружающую среду (дата обращения 10.12. 2021) 25. Источник: https://cyberleninka.ru//. Запивалов Н. П. Геологические и экологические риски в разведке и добыче нефти. Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки» (дата обращения 12.12.2021) 26. Источник: http://severnoe.nso.ru/Í. Ï. Запивалов Н.П. Западно-сибирская нефть: История, перспективы (дата обращения 10.12. 2021) 27. Источник: https://studwood.ru/Обобщенная структура территориально-распределенной системы мониторинга нефтяных загрязнений водной поверхности (дата обращения 11.12.2021) 28. Источник: https://www.szrf.ru/, СОБРАНИЕ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 1997 год (дата обращения 10.12.2021) 29.Источник: https://cyberpedia.su/,Цели, задачи и функции ЕГСЭМ. Структура ЕГСЭМ. Функционирование ЕГСЭМ(дата обращения 10.12.2021) 30. Источник: https://asuneft.ru/, Пластовая нефть: вязкость нефтяной фракции, свойства нефти (дата обращения 11.12. 2021)

---

1  2