Загрязнение окружающей среды нефтепродуктами и их опасность для здоровья человека. 2

                     Министерство образования Республики Беларусь

УО «Белорусский государственный технологический университет» 
 

Факультет технологии органических веществ 

Кафедра биотехнологии и биоэкологии 
 
 
 
 
 
 

    Курсовая  работа на тему:

    « Загрязнение окружающей среды нефтепродуктами и их опасность для здоровья человека» 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                                             Выполнила: студентка  4 курса

                                                                                     факультета  ТОВ                    

                                                                                           группа № 12

                                                                                     Мартынчик Ж.В.

                                                             Руководитель: Игнатовец О. С.    
 
 

                                           МИНСК 2008

                                     РЕФЕРАТ 

  33 страницы, 2 таблицы, 11 источников литературы   

    НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЯНОЕ ЗАГРЯЗНЕНИЕ, ОПАСНОСТЬ ДЛЯ ЧЕЛОВЕКА, МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ. 

    Целью работы является изучение проблемы загрязнения  окружающей среды нефтепродуктами  и их опасность для здоровья человека. 

    Данная  курсовая работа содержит информацию о химическом составе нефти, о свойствах её компонентов; нефтяном загрязнении почвы, воздуха и воды, а также влиянии нефтепродуктов на здоровье человека. Сделан вывод об опасности загрязнения нефтью и предложены методы решения проблемы.

                                        СОДЕРЖАНИЕ 

    Введение……………………………………………………………………….4

    1. Химический состав нефти, свойства  её компонентов……………………7

    2. Нефтяное загрязнение…………………………………………………….13

    3.Методы решения проблемы загрязнения нефтью……………………….25

    Заключение…………………………………………………………………...31

    Список  использованной литературы……………………………………….33 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                             ВВЕДЕНИЕ 

    Сырая нефть впервые была добыта в значительных количествах в 1880 г. С тех пор  ее добыча росла экспоненциально и сейчас превышает 10¹² л ежегодно (в мире). Очищенные нефтяные продукты постоянно расходуются на удовлетворение более 60% мировых энергетических потребностей. В связи с этим практически невозможно применять продукты в таких количествах без некоторых потерь. Количество таких потерь, предусмотренных или случайных, постоянно растет, и загрязнение окружающей среды, как сырой нефтью, так и продуктами ее переработки сейчас является предметом серьезного беспокойства.

    В настоящее время, нефтепродукты  являются одним из важнейших энергоносителей  для человечества, и тенденция продлится, как минимум, на ближайшие 20 лет. Проблема попадания нефти в гидросферу Земли остается достаточно актуальной. Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Но вот в начале 40-х гг. прошлого столетия появились первые настораживающие симптомы.

    Это случилось на нефтяном месторождении  Уилмингтон (Калифорния, США). Месторождение  протягивается через юго-западные районы города Лос-Анджелеса и через  залив Лонг-Бич доходит до прибрежных кварталов одноименного курортного города. Площадь нефтегазоносности 54 км². Месторождение было открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. стало центром нефтедобычи Калифорнии. К 1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн. т нефти и 24 млрд. куб. м газа, всего же надеются получить здесь более 400 млн. т нефти.

    Расположение  месторождения в центре высокоиндустриальной и густонаселенной области южной  Калифорнии, а также близость его  к крупным нефтеперерабатывающим  заводам Лос-Анджелеса имело важное значение в развитии экономики всего штата Калифорния. В связи с этим с начала эксплуатации месторождения до 1966 г. на нем постоянно поддерживался наивысший уровень добычи по сравнению с другими нефтяными месторождениями Северной Америки.

    В 1939 г. жители городов Лос-Анджелес и  Лонг-Бич почувствовали довольно ощутимые сотрясения поверхности земли - началось проседание грунта над месторождением. В сороковых годах интенсивность этого процесса усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши, дно которой приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровень отбора не единицу площади был максимален. В 60-х гг. амплитуда оседания достигла уже 8,7 м. Площади, приуроченные к краям чаши оседания,   испытывали   растяжение.   На   поверхности   появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см, направленные к центру района. Перемещение грунта сопровождалось землетрясениями. В период с 1949 г. по 1961 г. было зафиксировано пять довольно сильных землетрясений. Земля в буквальном смысле слова уходила из-под ног. Разрушались пристани, трубопроводы, городские строения, шоссейные дороги, мосты и нефтяные скважины. На восстановительные работы потрачено 150 млн. долларов. В 1951 г. скорость проседания достигла максимума - 81 см/год. Возникла угроза затопления суши. Напуганные этими событиями, городские власти Лонг-Бича прекратили разработку месторождения до разрешения возникшей проблемы.

    К 1954 г. было доказано, что наиболее эффективным  средством борьбы с проседанием  является закачка в пласт воды. Это сулило также увеличение коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы по заводнению был начат в 1958 г., когда на южном крыле структуры стали закачивать в продуктивный пласт без малого 60 тыс.м³ воды в сутки. Через десять лет интенсивность закачки уже возросла до 122 тыс.м³ сут. Проседание практически прекратилось. В настоящее время в центре чаши оно не превышает 5 см/год, а по некоторым районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см. Месторождение вновь вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тонну отобранной нефти нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давления дает в настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычи нефти. Всего на месторождении добывают 13700 т/сут нефти.

    В последнее время появились сообщения  о проседании дна Северного моря в пределах месторождения Экофиск после извлечения из его недр 172 млн.т нефти и 112 млрд. м³ газа. Оно сопровождается деформациями стволов скважин и самих морских платформ. Последствия трудно предсказать, но их катастрофический характер очевиден.

    Проседание  грунта и землетрясения происходят и в старых нефтедобывающих районах России. Особенно это сильно чувствуется на Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, как результат интенсивного отбора нефти из недр, ощущались здесь в 1971 г., когда произошло землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который был расположен в 16 км от г. Грозного. В результате пострадали жилые и административные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но и самого города. На старых месторождениях Азербайджана - Балаханы, Сабунчи, Романы (в пригородах г. Баку) происходит оседание поверхности, что ведет к горизонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия и поломки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.

    Совсем  недавние отголоски интенсивных нефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле 1989 г. было зарегистрировано землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). По мнению местных специалистов, существует прямая зависимость между усилением откачки нефти из недр и активизацией мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрыва стволов скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особенно настораживают, ведь здесь сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях одной из действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт воды, компенсирующей отбор нефти.

    В связи с этим, представляется очень  актуальной и насущной проблема  
загрязнения почв нефтью и нефтепродуктами. Не секрет, что энергетическая  
программа России на длительную перспективу предусматривает увеличение  
добычи «черного золота», а это, в свою очередь, ведет к расширению сети  
трубопроводов, возрастает количество перевозок нефти и нефтепродуктов.  
         Таким образом, невозможно полностью исключить вероятность новых аварий, разливов нефти и нефтепродуктов. В то же время нормативы контроля природопользования становятся с каждым годом все жестче, соответственно возрастают размеры штрафов. Только научно - исследовательские работы могут помочь в решении столь сложной и многоплановой задачи, как загрязнение почв нефтью и нефтепродуктами. Для того, чтобы рассматривать любую экологическую проблему, необходимо прежде всего, знать «участников»  этой проблемы. В нашем случае «участниками» проблемы являются: нефть, нефтепродукты, окружающая среда и человек.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

            1. Химический состав нефти, свойства её компонентов 

    Нефть - это жидкий природный раствор, состоящий  из большого числа углеводородов (УВ) разнообразного строения и высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых веществ. В нем растворено некоторое количество воды, солей, микроэлементов. Главные элементы: С - 83-87%, Н - 12-14%, N, S, O - 1-2%, реже 3-6% за счет S. Азотистые соединения – пиридины, гидропиридины, хинолины и другие. Кислородные соединения – нафтеновые кислоты, смолистые вещества. Десятые и сотые доли процента нефти составляют многочисленные микроэлементы.

    В качестве эколого-геохимических характеристик  основного состава нефти приняты  содержание легкой фракции (температура начала кипения 2000 С), метановых УВ (включая твердые парафины), циклических УВ, смол, асфальтенов и сернистых соединений.

    Легкая  фракция нефти

    Включает  низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и ароматические  УВ - наиболее подвижная часть нефти.

    Большую часть легкой фракции составляют метановые УВ (алканы с 5-11 С-атомами – пентан, гексан и т.д.). Метановые УВ, находясь в почвах, водной или воздушной средах, оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеводородной цепью. Они лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организма. Большинством микроорганизмов нормальные алканы, содержащие в цепочке менее 9 атомов С, не ассимилируются, хотя и могут быть окислены. Вследствие летучести и более высокой растворимости низкомолекулярных алканов их действие обычно не бывает долговременным. В соленой воде нормальные алканы с короткими цепями растворяются лучше и, следовательно, более ядовиты. Многие исследователи отмечают сильное токсическое действие легкой фракции на микробные сообщества и почвенных животных. Легкая фракция мигрирует по почвенному профилю и водоносным горизонтам, значительно расширяя ареал первичного загрязнения. С уменьшением содержания легкой фракции токсичность нефти снижается, но возрастает токсичность ароматических соединений, относительное содержание которых растет. Путем испарения из почвы удаляется от 20 до 40% легких фракций.

    Метановые УВ

    В нефтях, богатых легкой фракцией, существенную роль играют более высокомолекулярные метановые УВ (12-27 С-атомами), состоящие из нормальных алканов и изоалканов в соотношении 3:1. Метановые УВ с температурой кипения выше 2000 С практически нерастворимы в воде и их токсичность выражена гораздо слабее, чем у УВ с более низкомолекулярной структурой.

    Содержание  твердых метановых УВ (парафинов) в нефти - важная характеристика при  изучении нефтяных разливов на почвах. Парафины не токсичны для живых организмов и в условиях земной поверхности переходят в твердое состояние, лишая нефть подвижности.

    Алканы  ассимилируются многими микроорганизмами (дрожжи, грибы, бактерии). Легкие нефтепродукты  типа дизельного топлива при первоначальной концентрации в почве 0,5% за 1,5 месяца деградируют на 10-80% от исходного количества в зависимости от содержания летучих УВ. Более полная деградация происходит при рН 7,4 (64,3-90%), в кислой среде (рН 4,5) деградируют лишь до 18,8%.

    Твердый парафин очень трудно разрушается, с трудом окисляется на воздухе. Он надолго может «запечатать» все поры почвенного покрова, лишив почву возможности свободного влагообмена и дыхания. Это, в первую очередь, приводит к полной деградации биоценоза.

    Циклические УВ

    К ним в нефти относятся нафтеновые и ароматические УВ.

    Нафтеновые  УВ составляют от 35 до 60 %

    О токсичности нафтенов сведений почти  не имеется. Вместе с тем имеются  данные о нафтенах как о стимулирующих веществах при действии на живой организм (лечебная нефть Нафталанского месторождения в Азербайджане). Биологически активным фактором этой нефти служат полициклические нафтеновые структуры. Основные продукты окисления нафтеновых УВ- кислоты и оксикислоты.

    К ароматическим УВ (аренам) относятся как собственно ароматические структуры - 6-ти членные кольца из радикалов -СН-, так и «гибридные» структуры, состоящие из ароматических и нафтеновых колец. Содержание в нефти ароматических УВ от 5 до 15 %, чаще всего от 20 до 40 %. Основная масса ароматических структур составляют моноядерные УВ - гомологи бензола. Полициклические ароматические УВ (ПАУ) с двумя и более ароматическими кольцами содержатся в нефти от 1 до 4 %. Среди голоядерных ПАУ большое внимание обычно уделяется 3,4-бензпирену как наиболее распространенному представителю канцерогенных веществ.

    Ароматические УВ - наиболее токсичные компоненты нефти. В концентрации всего 1 % в  воде они убивают все водные растения. Нефть содержащая от 30 до 40 % ароматических  УВ значительно угнетает рост высших растений. Моноядерные УВ - бензол и  его гомологи оказывают более быстрое токсическое воздействие на организмы чем ПАУ, так как ПАУ медленнее проникают через мембраны клеток. Однако, в целом, ПАУ действуют более длительное время, являясь хроническими токсикантами.

    Ароматические УВ трудно поддаются разрушению. Экспериментально показано, что главным фактором деградации ПАУ в окружающей среде, в особенности в воде и воздухе, является фотолиз, инициированный ультрафиолетовым излучением. В почве этот процесс может происходить только на ее поверхности.

    Смолы и асфальтены содержат основную часть микроэлементов нефти, в том  
числе почти все металлы. Среди нетоксичных и малотоксичных металлов можно  
выделить: Si, Fe, Al, Mn, Ca, Mg, P. Другие микроэлементы: V, Ni, Co, Pb,  
Cu, U, As, Hg, Mo, в случае повышенных концентраций могут оказывать  
токсическое воздействие на биоценоз.  
       Вредное экологическое влияние смолисто-асфальтеновых компонентов на  
почвенные экосистемы заключается не в химической токсичности, а в  
значительном изменении водно-физических свойств почв. Если нефть  
просачивается сверху, ее смолисто-асфальтеновые компоненты сорбируются в  
основном в верхнем, гумусовом горизонте иногда прочно цементируя его. При  
этом уменьшается поровое пространство почв. Смолисто-асфальтеновые компоненты гидрофобны. Обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги, в результате чего растения погибают. Эти вещества малодоступны микроорганизмам, процесс их метаболизма идет очень медленно, иногда десятки лет. В целом при окислительной деградации нефти в почвах, независимо от того, происходит механическое вымывание загрязняющих веществ или нет, идет накопление смолисто-асфальтеновых веществ. Разрушение и вынос компонентов УВ фракций происходят гораздо быстрее.

    Сера  широко распространена в нефти и углеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и в виде соединений (сероводород, меркаптаны).

    Зольная часть представляет собой остаток, образующийся при сжигании нефти. Это  различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

    Свойства  нефти определяют направление ее переработки и влияют на продукты, получаемые из нефти, поэтому существуют различные виды классификации, которые отражают химическую природу нефти и определяют возможные направления переработки.

    Например, в основу классификации, отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые, парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракции содержат значительное количество алканов; в парафино-нафтено-ароматических углеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах; нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Также используется классификация по содержанию асфальтенов и смол. В технологической классификации нефти подразделяют на классы - по содержанию серы; типы - по выходу фракций при определенных температурах; группы - по потенциальному содержанию базовых масел; виды - по содержанию твердых алканов (парафинов). При выходе из нефтяного пласта нефть содержит взвешенные частицы горных пород, воду, растворенные в ней соли и газы. Нефть, получаемую непосредственно из скважин называют сырой нефтью, которая иногда сразу транспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но в большинстве случаев добываемая нефть проходит промысловую подготовку, так как она может быть предназначена для экспорта или для транспортирования в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы.

    Перечисленные выше примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при  транспортировании и переработки  нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сырая нефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механических примесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить из нефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны. А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того, при трубопроводной транспортировке нефти из неё необходимо удалять все легкие газы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образование газовых мешков.

    Перечислим  важнейшие показатели качества: фракционный  состав, плотность, содержание воды, хлористых  солей, механических примесей и серы. Также определяют технологические показатели нефти. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол, иногда определяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа, массовую долю тяжелых металлов. Некоторые показатели качества нефти могут определяться согласно договоренности между поставщиком и покупателем. Рассмотрим значения этих показателей для характеристики нефти и получаемых из нее нефтепродуктов.

    Плотность является одним из наиболее общих  показателей, характеризующий свойства нефти и нефтепродуктов, измерение  которого предусмотрено стандартами  различных стран. По плотности можно  ориентировочно судить об углеводородном составе различной нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения.

    Важнейшим показателем качества нефти является фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами кипения. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

    Промышленная  перегонка нефти основывается на схемах с так называемым однократным  испарением и дальнейшей ректификацией. Фракции, выкипающие до 350°С, отбирают при давлении несколько превышающим  атмосферное, называют светлыми дистиллятами (фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшего использования. В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: 140°С (начало кипения) – бензиновая фракция, 140-180°С - лигроиновая фракция (тяжелая нафта), 140-220°С (180-240°С ) - керосиновая фракция, 180-350°С (220-350°С, 240-350°С) - дизельная фракция (легкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят). Фракция, выкипающая выше 350°С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получают следующие фракции: для получения топлив - 350-500°С вакуумный газойль (дистиллят), >500°С вакуумный остаток (гудрон); для получения масел - 300-400°С (350-420°С) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450°С (420-490°С) средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490°С тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490°С гудрон. Мазут и полученные из него фракции - темные. Таким образом, фракционирование - это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельные составляющие. Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350°С, и к темным, если пределы выкипания 350°С и выше.

    Нефти различных месторождений заметно  отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций. В технических  условиях на нефть и нефтепродукты нормируются:

    • температура начала кипения;

    • температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток  в процентах;

    • иногда лимитируется температура конца  кипения.

    При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти. Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получили название «амбарные нефти». Они высоко-обводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.

    Содержание  воды в нефти является самой весомой  поправкой при вычислении массы  нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества, наряду с механическими  примесями и хлористыми солями, входит в уравнение для определения массы балласта. Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры. Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыляющих форсунок. При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

    Содержание  воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом. Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

    Присутствие механических примесей объясняется  условиями залегания нефти и  способами ее добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности  глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

    В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%. Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.

    ГОСТ 9965-76 устанавливает массовую долю механических примесей в нефти, которая может быть не более 0.05%.

    Таким образом, знание содержания в нефти  и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.