СОДЕРЖАНИЕ
1.Общиесведения о месторождении
2.Описаниетехнологического процесса и технологической схемы
3.Охрана труда, техника безопасности
4.Охрана окружающей природной среды
4.1 Анализтехнологических процессов, как источников загрязнения атмосферы, литосферы(почвы недр)
4.1.1 Воздействиена атмосферу
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Инженерно-техническиемероприятия по защите
компонентовбиосферы
4.3.1 Обеспечениезащиты атмосферы
4.3.2 Обеспечениезащиты гидросферы
4.3.3 Обеспечение защиты литосферы
5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на
окружающую среду
Списоклитературы
1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Месторождение Дунга расположено в степной равниннойчасти Южного Мангышлака в непосредственной близости от акватории Каспийскогоморя и административно входит в состав Тупкараганского района Мангистаускойобласти Республики Казахстан.
Административный центр полуострова г.Актау находится в 50 км от месторождения и связан железной дорогой спромышленными центрами страны. Ближайшие населенные пункты – поселки Тельман иАкшукур, отстоят от месторождения на расстоянии 25 и 32 км.
Через месторождение проходитасфальтированная автодорога, по которой осуществляется сообщение с городами:Актау, Форт-Шевченко, Жанаозен и поселками Тельман, Акшукур и Таучик. Широкоразвита сеть грунтовых дорог, пригодных для передвижения автомобильноготранспорта.
Нефтепровод, соединяющий группунефтяных месторождений полуострова Бузачи с магистральным нефтепроводомЖанаозен-Атырау-Самара проходит вблизи от рассматриваемого месторождения.
В орографическом отношении районработ представляет собой слегка наклонееное к юго-западу плато. Абсолютныеотметки рельефа колеблются от +31 до +101 м. Постоянной гидрографической сети врайоне работ нет, лишь в период дождей и снеготаяния вода скапливается внебольшом количестве в пониженных участках и ложбинах. Количество выпадаемыхосадков составляет 70-85 мм в год. Климат района резко континентальный. Летосухое и жаркое, температура воздуха достигает +35-40 ОС; зимамалоснежная, температура понижается до –30 ОС. В зимние, весенние иосенние периоды характерны пыльные бури.
Фауна и флора района характерна длязон полупустынь с аридным климатом.
Растительность представлена полынью,верблюжьей колючкой.
Животный мир представленпресмыкающимися, паукообразными и парнокопытными (сайгаками, джейранами).
Местное коренное население – казахи,заняты, в основном, в животноводстве.
Описываемый район характеризуетсяпочти полным отсутствием пресных вод.
При разведочных работах снабжениепитьевой водой осуществлялось автоцистернами из г. Актау, ввиду редкой сетиколодцев в районе работ и их низких дебитов. Техническая вода добывалась изводяных скважин, пробуренных на альбсеноманские отложения.
Промышленным центром и энергетическойбазой Мангышлака является г.Актау. Линия электропередач 220-110 кВ проходитчерез район рассматриваемого месторождения.
2. ОПИСАНИЕТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
Продукция семи нефтяных скважин (ГЖС)в количестве до 1600 м3/сут (по жидкости) с давлением до 1,4 МПа(изб.), температурой 30оС поступает на гребенку (входной манифольд)по отдельным трубопроводам. Гребенка состоит из двух линий, к одной из которыхпоочередно могут подключаться все скважины для проведения исследований натестовом сепараторе V-101. ГЖС из остальных скважин поступает во вторую линиюгребенки, в которой происходит смешение и выравнивание этих потоков. Нагребенке производится:
- измерение давления на входе ГЖС изкаждой скважины манометрами МП-4У (поз.15.1…15.7);
- измерение и сигнализация давленияманометрами показывающими и сигнализирующими ДМ2005 в каждой из линий(поз.18.1,18.2);
С гребенки основной поток ГЖС через клапан–отсекатель Эз-2 итрубный газоотделитель поступает в нагреватель Н-401А (рабочий) или Н-401В(резервный). На нагревателях Н-401А, В осуществляется:
- измерение температуры ГЖС на входе ивыходе термопреобразователями сопротивления ТСМ0193 (поз.9.1,9.2,9.3).
В трубном газоотделителе отделяетсяосновное количество свободного газа, выделившегося из ГЖС в процессе сбора итранспорта, с целью снижения нагрузки на нагреватели Н-401 (А, В). Этот газвозвращается в поток ГЖС после нагревателя Н-401(А, В) через байпас. Посленагревателя Н-401А(В) ГЖС с температурой 45…60оС черезуспокоительный коллектор (Æ500 мм) поступает в депульсатор ДП, в котором отделяетсяосновное количество свободного газа (до 90-95%). На депульсаторе производится:
- измерение давления манометром МП-4У(поз.15.9).
Перед входом в успокоительный коллектор в поток ГЖС подаетсяреагент-деэмульгатор.
Газ по отдельной линии направляется всистему сбора и подготовки газа. Жидкость из депульсатора ДП поступает всепаратор первой ступени V-201 объемом 25м3. В сепаратореV-201производится:
- измерение давления манометромМП-4У-16 (поз.15.10);
- температуры термометром техническимТТ (поз.7.2);
- измерение уровня границы раздела фаз«нефть-вода» преобразователем уровня радарным ВМ-100 (поз. 27.1);
- уровень нефти преобразователемизмерительным уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.24.1);
- сигнализация верхнего аварийногоуровня жидкости прибором ПП-021И (поз.30а2);
- регулирование уровня нефти сегментнымрегулирующим фланцевым клапаном типа R21с взрывозащищенным электроприводом (поз.38);
- регулирование уровня воды клапаномзапорным шаровым с врывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.1).
В сепараторе V-201 происходитразделение ГЖС на газовую, нефтяную и водную фазы. Уровень нефти в нефтяномотсеке сепаратора V-201поддерживается клапаном Кр-2 (поз.38). Отделившаяся в сепараторе вода сбрасываетсяв линию отвода воды на блок подготовки. Уровень воды в сепаратореподдерживается запорным краном Кз-2 (поз.40.1). Газ из сепаратора V-201смешивается с газом из депульсатора ДП, объединенный газовый поток поступает всистему сбора и подготовки газа.
Нефть из сепаратора V- 201 черезклапан-регулятор Кр-2 (поз.38) поступает в сепаратор второй ступени V- 301объемом 25м3. В сепараторе производится:
- измерение давления манометромМП-4У-1.0 (поз.13.1);
- измерение температуры термометром техническимТТ (поз.7.1);
- уровня нефти и уровня границы разделафаз «нефть-вода» преобразователем измерительным уровня радарным ВМ-100(поз.28.1));
- сигнализация верхнего аварийногоуровня жидкости прибором ПП- 021И (поз.30а1);
- регулирование уровня воды краномзапорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (40.2).
В сепараторе V-301 происходитокончательное отделение газа от нефти и сброс воды. Вода, отделившаяся всепараторе V-301, через запорный кран Кз-3 (поз.40.2) поступает в линию отводаводы на блок подготовки.
Нефть из сепаратора V- 301 поступаетна прием центробежного насоса Р-202А, В (рабочий и резервный) откачки нефти врезервуары Т-101, Т-201. В насосном блоке производится:
- измерение давления нефти на входе внасосы манометрами МП-4У-1.0 (поз.13.2,13.3);
- измерение и сигнализация давленияманометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов(поз.17.1,17.2);
- температуры нефти на выходе изнасосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
- измерение расхода нефти на общейлинии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);
- сигнализация аварийных утечекприбором ПП-021И (поз.29а5);
- измерение температуры подшипниковнасоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);
- сигнализация открытия муфты насоса;
- сигнализация пожара;
- сигнализация загазованности в блоке;
- сигнализация розлива нефти приборомПП-021И (поз.29а6).
Расход нефти из V-301 регулируется изменением числа оборотовдвигателя насоса.
Газ из сепаратора V-301 сбрасывается в факельную линиюнизкого давления и через газовый расширитель ГР-2 поступает на факел F-201. Длясбора выделившегося в факельной линии и газовом расширителе ГР-2 конденсатапредусмотрена подземная емкость-кондесатосборник ЕК-2 с погружным насосомоткачки конденсата НВ 50/50. Для емкости-конденсатосборника ЕК-2 предусмотрено:
- измерение и сигнализация давленияманометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.2);
- измерение уровня конденсатапреобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.2).
Жидкость из ЕК-2 периодически откачивается в дренажнуюемкость Т-301. Включение насоса производится по сигналу на пульте оператора придостижении 1 м уровня жидкости в ЕК-2. Отключение насоса откачки конденсатапроисходит автоматически при достижении 0,4 м уровня жидкости в ЕК-2 (1,3).
В резервуарах Т-101, Т-201 происходитдополнительный отстой нефти от воды, которая сбрасывается на блок подготовкиводы или непосредственно в пруд-испаритель, если удовлетворяет требованиям постепени подготовки без дополнительной очистки.
Для поддержания необходимойтемпературы нефти в резервуарах Т-101, Т-201 в холодный период года часть нефти(20-21 м3/час) циркулирует через нагреватель нефти Н-401Д винтовымнасосом Р-201А, В (рабочий и резервный) по схеме: резервуар ® насос ® нагреватель нефти ® резервуар. Предусмотрено:
- измерение температуры нефти на входев нагреватель Н-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.5);
- измерение температуры нефти на выходеиз нагревателя НД-401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.6).
Товарная нефть из резервуаров Т-101 и Т-201 откачиваетсяцентробежными насосами Р-101А, В в нефтепровод. При низком уровне нефти врезервуарах Т-101, Т-201 в работу включается подпорный насос Р-102. При работенасосов Р-101А, В охлаждение насосного агрегата производится водой, подаваемойнасосами Р-103А, В. В блоке насосной внешней откачки нефти предусмотрено:
- измерение давления нефти на входе внасосы манометрами МП-4У-1.0 (поз.13.2,13.3);
- измерение и сигнализация давленияманометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов(поз.17.1,17.2);
- температуры нефти на выходе изнасосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
- измерение расхода нефти на общейлинии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);
- сигнализация аварийных утечекприбором ПП-021И (поз.29а5);
- измерение температуры подшипниковнасоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);
- сигнализация открытия муфты насоса;
- сигнализация пожара;
- сигнализация загазованности в блоке;
- сигнализация розлива нефти приборомПП-021И (поз.29а6).
Газ, отводимый из депульсатора ДП исепаратора первой ступени V-201 поступает в сепарационно-измерительный блок вгазовый сепаратор V-501 объемом 1,6м3 со струнным каплеуловителем, вкотором очищается от капельной жидкости. В сепараторе V-501 и на газовых линиях на выходе из него производится:
— измерение давления манометромМП4-У-6 (поз.14.1);
- измерение давление на выходе газа изсепаратора перед клапаном-регулятором с помощью преобразователя избыточногодавления Сапфир 22М (поз.19.1);
- измерение давление на выходе газа изсепаратора после клапана-регулятора с помощью преобразователя избыточногодавления Сапфир 22М (поз.19.2);
- измерение температуры послеклапана-регулятора с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ0193(поз.8.4);
- сигнализация верхнего аварийногоуровня конденсата (нефти) в сепараторе, нижнего и верхнего уровней конденсата(нефти) приборами ПП-021И (поз.29а3, поз.29а1, 29а2);
- сигнализация розлива нефти приборомПП-012И (поз.29а4);
- регулирование давления газа всепараторе сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21 с взрывозащищенным электроприводомAUMA MATIC (поз.41);
- регулирование уровня конденсата(нефти) клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.3);
- измерение расхода газа на питаниенагревателей Н-401А, В, С, Д расходомером газа вихревым VFM3100W(поз.44);
- измерение расхода газа на факелрасходомером газа вихревым VFM3100W (поз.45);
- измерение расхода газа на дежурнуюгорелку факел и продувку линий ППК расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.46).
Давление в V-201 и V-501 поддерживаетсяна уровне 0,3 МПа(изб.) клапаном-регулятором Кр-3 (поз.41) на линии выхода газаиз V-501. Очищенный газ из сепаратора V-501 с давлением 0,3 МПа (изб.)поступает на питание нагревателей нефти Н-401А, В, С, Д через измеритель расходагаза (поз. 44), а после регулятора давления Кр-3 через измеритель расхода(поз.46) на дежурную горелку факела и продувку линий ППК. Остаток газа черезизмеритель расхода (поз.45) поступает в факельную линию высокого давления нафакел F-101. На факельной линии установлен газовый расширитель ГР-1 и подземнаяемкость-конденсатосборник ЕК-1 с погружным насосом НВ 50/50 для откачки конденсата.Для емкости-конденсатосборника ЕК-1 предусмотрено:
- измерение и сигнализация давленияманометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.1);
- измерение уровня конденсатапреобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.1).
Жидкость из ЕК-1 периодическиоткачивается в дренажную емкость Т-301.
Конденсат, собирающийся в сепаратореV-501, периодически по срабатыванию сигнализатора верхнего уровня жидкости(поз.29а2) сбрасывается в сепаратор V-301 через запорный кран Кз-4 (поз.40.3).
Отделившаяся в сепараторах V-201 иV-301 пластовая вода поступает на блок подготовки воды в емкость–дегазаторV-602, (давление до 0,05 МПа, температура 45…60оС), снабженнуюраспределительными устройствами ввода очищаемой воды и гидрофобным фильтром.Для емкости-дегазатора V-602) предусмотрено:
- измерение давления манометромМП4-У-1.0 (поз.13.11);
- сигнализация нижнего и верхнего уровней(поз.31а1,31а2), сигнализация верхнего аварийного уровня( поз.31а3) приборамиПП-021И;
- расход воды на выходе из блока впруд-испаритель датчиком расхода электромагнитным ДРЖИ (поз.48);
- измерение и сигнализация давления навыходе насосов Р-605А, В манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005(поз.26.1).
При прохождении через гидрофобныйфильтр вода очищается от нефти, механических примесей и через сифонный сливсамотеком поступает в пруд испаритель. Избыток нефти из накопительного отсекаемкости-дегазатора V-602 периодически по показаниям сигнализатора верхнегоуровня жидкости откачивается шестеренным насосом Р-605 А, В (рабочий ирезервный) на вход сепаратора первой ступени V-201 или в дренажную емкостьТ-301. Небольшое количество газа из емкости-дегазатора V-602 сбрасывается нафакел F-301.
Для включения емкости-дегазатора V-602 в работу она заполняется водой (t=40…50оС) до уровнясифона, а затем нефтью из резервуаров Т-101, 201 до уровня, соответствующегонормам технологического режима. После этого осуществляют пуск очищаемой воды втрубы-распределители, находящиеся в верхней части гидрофобного слоя. Призагрязнении гидрофобного нефтяного слоя накапливающимися механическимипримесями (резкое ухудшение качества очищаемой воды) загрязненная нефть сбрасываетсяв дренажную емкость, а в емкость-дегазатор V-602 подается новый объем нефти из резервуаров Т-101, 201 дляформирования гидрофобного слоя.
Тестовый сепаратор V-101 предназначендля проведения исследования скважин. ГЖС из исследуемой скважины с температурой30оС и давлением до 1.4 МПа (изб.) через специальную линию нагребенке и клапан-отсекатель Эз-1 направляется в нагреватель Н-401С,нагревается до 45…60оС и поступает в тестовый сепаратор V-101объемом 2,8 м3. Для нагревателя Н-401С предусмотрено:
- измерение температуры на входетермопробразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.1) и на выходе (поз.8.2).
Принцип работы тестового сепаратора V-101 основан наобъемно-массовом измерении расхода газовой и жидкой фаз с обработкой полученныхрезультатов по специальной программе на рабочем месте оператора. Предусмотрено:
- измерение температуры продукциискважин на входе в блок тестового сепаратора термометром техническим (поз.6);
- измерение температуры в сепараторетермопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.10.1);
- измерение уровня жидкости всепараторе указателем уровня жидкости типа 12С136к (поз.23.1, 23.2);
- измерение давления в сепаратореманометром показывающим МП4-У-16 (поз.15.8);
- измерение давления в сепараторепреобразователем избыточного давления Сапфир 22М (поз.20);
- измерение давления столба жидкости всепараторе преобразователем гидростатического давления Сапфир 22ДГ (поз.21,22);
- измерение температуры газа на выходеиз сепаратора термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.3);
- регулирование давления в сепараторе V-101 сегментным регулирующимфланцевым клапаном суженого сечения типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIС (поз.37);
- измерение расхода газа из сепараторарасходомером газа вихревым VFM3100W (поз.43);
- регулирование сброса жидкости изсепаратора клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.39).
Газ из сепаратора V-101 черезизмеритель расхода (поз.43) поступает на вход газового сепаратора V-501 исмешивается с газовым потоком из депульсатора ДП и сепаратора первой ступениV-201. Жидкая фаза из сепаратора V-101 через запорный кран Кз-1 (поз.39)поступает на вход сепаратора V-201.
Газ, выделяющийся в резервуарах Т-101и Т-201, поступает через клапаны-регуляторы в отдельную факельную линию низкогодавления на факел F-301 черезгазовый расширитель ГР-3 и емкость-конденсатосборник ЕК-3, Дляемкости-конденсатосборника ЕК-3 предусмотрены:
- измерение и сигнализация давленияманометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.3);
- измерение уровня конденсатапреобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.3).
Жидкость из ЕК-3 периодическиоткачивается в дренажную емкость Т-301.
Для предотвращения образования врезервуарах вакуума предусматривается их подпитка через клапаны-регуляторы изфакельной линии газа низкого давления от сепаратора V-301.
Факельная установка состоит из трехфакельных стволов F-101 (высокого давления), F-201 (низкого давления), F-301(низкого давления) с общим факельным оголовком и размещается на единомфундаменте. Факел работает с постоянным пламенем дежурной горелки и подачейпродувочного газа в стволы факела. Предусмотрен дистанционный розжиг факела,система контроля пламени.
3. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
На данномместорождении обращаются следующие взрывоопасные, пожароопасные и вредныевещества:
— Нефть;
— Конденсат;— Попутный газ.
Проектируемыесооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленныхсооружений, инженерных сетей в соответствии с нормами ВНТП 3-85.
Пожаротушениепредусматривается автоматическими и передвижными средствами, кроме того,запроектированные площадки оснащены необходимым ручным пожарным инвентарем.
Предприятиеобязано до начала производства работ разработать план ликвидации возможныхаварий, в котором предусматриваются оперативные действия персонала попредупреждению
Основными,направленными на предотвращение выделения вредных веществ, взрывопожароопасныхвеществ и обеспечения безопасных условий труда для обслуживающего персоналаявляются:
— Обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов итрубопроводов;
— Автоматизация и дистанционный контроль, размещение вредных и взрывопожарныхпроцессов на открытых площадках, а также вентиляция производственных помещений.
Проектнымирешениями предусмотрены герметизированные системы сбора и транспорта нефти игаза.
Всетехнологические трубопроводы после монтажа подвергаются контролю сварныхстанков и гидравлическому испытанию.
Технологическиеаппараты наружной установки и оборудования размещены в соответствии стребованиями пожарной безопасности, удобства и безопасного обслуживания. Ониустановлены на площадках с твердым покрытием на 0,15м выше планировочнойотметки земли и ограждаемые бортиком высотой 0,15м для предотвращения разливанефтепродуктов с технологических площадок.
Защитааппаратов и оборудования, работающих под давлением, предусматриваетсяустановкой предохранительных клапанов, запорной арматуры, средствавтоматического контроля, измерения и регулирования технологических параметров.
Сбросгорючей жидкости от насосов и аппаратов при ремонте, а также отпредохранительных клапанов осуществляется в дренажные емкости, а газ в сборныйколлектор газа для транспорта на ППГ.
На всехнапорных трубопроводах от каждого насоса установлены обратные клапаны. Всенасосы заземлены, независимо от наличия заземления электродвигателей,находящихся на одной раме.
Всепоказания контрольно-измерительных приборов, находящиеся на щите в операторной,дублируются приборами, установленными непосредственно на технологическихаппаратах. Для обслуживания арматуры и приборов на высоте более 0,7мпредусмотрены стационарные и передвижные лестницы и площадки с ограждениями.
Дляисключения механических повреждений, внутри промысловые трубопроводы нефти,газа и воды предусматриваются в подземной прокладке с установкой по трассезакрепительных знаков, обеспечивающих быстрый поиск мест повреждений.Технологические аппараты перед ремонтом необходимо тщательно продуть горячимпаром до достижения полного отсутствия в них вредных веществ, не превышающихпредельно допустимые концентрации.
4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
4.1 Анализ технологических процессов, как источников загрязненияатмосферы, литосферы (почвы недр)
Мероприятия по охране недр иокружающей среды намечены с учетом специфики работ проводимых при пробнойэксплуатации нефтяных залежей месторождения Дунга. На данном этапепроектирования важным является охрана воздушного и водного бассейна, земель и недр.При пробной эксплуатации месторождений воздух загрязняется, главным образом,при подготовке, транспорте, хранении нефти и газа из-за неисправности элементовоборудования замерных установок системы сбора продукции скважин и испаренийнефти из емкостей, отстойников и резервуаров.
Атмосферазагрязняется продуктами сжигания минерального топлива в стандартных установкахи факелах, поскольку отделенный нефтяной газ будет сжигаться.
Для охранывоздушного бассейна при проектировании обустройства необходимо применять герметизированныесистемы сбора, а при эксплуатации объектов сбора и хранении продукции усилитьконтроль за техническим состоянием оборудования.
В местахрасположения источников выбросов и за пределами санитарно- защитной зоныучастка сбора нефти необходимо осуществлять динамический контроль загрязненияатмосферы. Предельно допустимые концентрации для рабочей зоны согласно СН245-71 и ГОСТ 1723.02-78 не должны превышать:
– углеводороды-5 мг/м3, класс опасности-4
– окись углерода — 3 мг/м3, класс опасности-4
– оксид азота- 0,085 мг/м3, классопасности-2.
При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительностипредставляют нефть и нефтепродукты, попадающие на землю в результате аварий ипотерь в системе их сбора и транспорта.
При проектированииобъектов обустройства предусмотреть следующие технические решения:
- асфальтировать приустьевые части скважин, а вблизи них предусмотреть системыаварийного слива;
— строительство резервных трубопроводов и емкостей на случай аварий ипрофилактики;
— в наиболее ответственных узлах сооружений применять трубы иоборудование в антикоррозионном исполнении;
— автоматическое отключение скважин в случае прорыва выкидных линий;
— установка стальныхгидрофицированных задвижек на нефтесборных сетях.
Длясанитарных зон предусмотреть отчуждение земель вокруг трасс трубопроводов,скважин, насосных станций и резервуаров в радиусе 50 метров. На сборномучастке оборудования должна быть установлена площадка с устройством желобов инефтеловушек, с бетонированием стенок и дна, исключающие попадание нефти напочву и дающие возможность сбора отходов. Стояк для налива нефти оборудуетсябетонной площадкой под автоцистерну с нефтеловушкой. Факелы сжигания попутногогаза должны быть установлены в амбарах, обвалованных по периметру земляным валомвысотой не менее 1 м.
Подстроительство скважин и сооружений должны отводиться участки земли строгоограниченных размеров. По окончании строительства объектов необходимопроизвести техническую и микробиологическую рекультивацию.
При пробнойэксплуатации залежей предотвращение вредного воздействия на недра возможно привыполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями дляданного месторождения следует считать:
— недопущение вредных воздействии при пробной эксплуатации участказалежей на соседние части тех же залежей;
— соблюдение оптимального режима, предусмотренного настоящим проектом, соответствующегогеологическим условиям залегания и фазовому состоянию углеводородов в недрах;
— недопущение эксплуатации скважин с неисправным цементным кольцом, негерметичнойколонной;
— соблюдение проведения комплекса мероприятии по контролю за разработкойсогласно раздела 5 проекта;
— недопущение межпластовых перетоков нефти,газа и воды.
4.1.1 Воздействие на атмосферу
Источники выбросов вредных веществ. Основными источниками загрязнениявоздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении Дунга:
– подогрева нефти(продукты горения);
– резервуары(испарения);
– аппараты(испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, печи соединенийтрубопроводов);
– газотурбинныедвигатели (продукты горения);
– котлы котельных(продукты горения);
– факельные системы(продукты горения).
К причинамвыделения выбросов вредных веществ с технологического оборудования (резервуарыи аппараты) можно отнести:
– не герметичностьсоединений;
– аварии вследствиекоррозии;
– прорывытрубопроводов;
– образованиеамбаров и так далее.
При выбросевредных веществ в атмосферу поступают углероды, оксид азота, оксид углерода,сернистый газ.
Согласно РД39-0)4798-005-88 и ГОСТ 17.2.3.02-78 ПДК для рабочей зоны:
– по углеводам 300мг/м3, класс опасности 4
– по двуокиси азота5 мг/м3, класс опасности 2
– по окиси углерода30 мг/м3, класс опасности 4
– по сернистомугазу 10 мг/м3, класс опасности 3
ПДК длянаселенных пунктов:
– по углеводам 5мг/м3
– по двуокиси азота0,085 мг/м3
– по окиси углерода5 мг/м3
– по сернистомугазу 0,5 мг/м3
Фоновыеконцентрации установлены Госкомитетом по гидрометеорологии Казахскимуправлением и равны:
СО -1,5 мг/м3;N02 -0,03 мг/м3; О;=0.1 мг/м3.
В периодобустройства месторождения до 2005 г., с учетом развития предприятия,количество выбросов составит 51349,83 т/год, диоксида азота -874.49 т/год,оксида углерода -25772.39 т/год, сажи -3174.9 т/год, двуокиси серы -189.38 т/год.Наиболее губительными и агрессивными загрязнителями в числе вышеуказанныхкомпонентов с санитарной точки зрения являются соединения серы, а средиуглеводородных компонентов — пентан.
4.2Организационные мероприятия
По данномуместорождению имеется разработанный и утвержденный ОБОС, который служит базойдля проведения природоохранных мероприятий. Предприятие также имеет проект ПДВи экологический паспорт.
Даннымпроектом предусматриваются целый ряд мероприятий и объектов для улучшениясостояния окружающей среды и в первую очередь это:
– строительствоустановки по переработке газа (УПГ) и выработки электроэнергии (ГТС);
– строительствоустановки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ);
– строительствоучастка по сбору и утилизации отходов;
– строительствоочистных канализационных сооружений.
Общиекапитальные вложения на указанные сооружения составляют 10,12 млн. $ США.
Настоящимпроектом рассматриваются мероприятия по охране окружающей среды пристроительстве и эксплуатации:
– добывающих,нагнетательных и водозаборных скважин;
– групповыхустановок со стандартным набором технологического оборудования (печи,«Спутники», емкости и т.п., без учета обустройства скважин IIочереди);
– замерныхустановок (без учета обустройства скважин II очереди);
– системтрубопроводного транспорта;
– установок поподготовке нефти;
– установок попереработке газа;
– установок повыработке электроэнергии;
– объектовинфраструктуры.
Охранаокружающей природной среды включает мероприятия по защите вод, атмосферы и почвот загрязнения и эрозионных разрушений в районе действующих и проектируемыхобъектов.
Сведения доминимума ущерба окружающей среды при строительстве и эксплуатации объекта, атакже обеспечение здоровых и безопасных условий труда производственногоперсонала положено в основу мероприятий, предусмотренных в данном разделе.
Выплачиваютсятекущие среднегодовые затраты на мероприятия по охране окружающей природнойсреды (плата за землю, рекультивацию, уборка замазученности, обучение,мониторинг и т.д.).
Организацияконтроля за выбросами. Контрольза выбросами осуществляется специализированными службами заказчика с помощьюСЭС. Контроль осуществляется за углеводами, двуокисью азота, окисью углерода,сернистым газом.
Эпизодичностьконтроля — еженедельно.
Метод контроля- прямой.
Средствоконтроля — универсальный газоанализатор типа УГ.
4.3 Инженерно-технические мероприятия по защите компонентов биосферы
4.3.1 Обеспечение защиты атмосферы
В проектепредусматривается сбор газа от трех ступеней сепарации с последующимтранспортом на установку по переработке газа, которая позволит получить широкиефракции легких углеводородов (ШФЛУ), а из ШФЛУ-сжижениегазов дляавтотранспорта, быта и стабильного газового бензина.
Охранаатмосферного воздуха от загрязнений выбросами вредных веществ обеспечиваетсяпутем выбора оптимальной высоты вытяжных устройств, наличием замкнутой системысбора, отсутствуют земляные амбары инефтеловушки, наличие герметизациивсех технологических процессов, для предотвращения выбросов предусматриваетсяполная автоматизация.
Предусмотреныследующие мероприятия по уменьшению выбросов вредных веществ в атмосферу:
— работапечей, котлов и газотурбинных двигателей полностью автоматизирована, сустановлением контроля за параметрами в целях достижения оптимального режимагорения;
- применениегерметизированной системы подачи газа и отвода дымовых газов со 100% контролемсоединений;
- установка на магистральныхгазопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращениязагрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти;
- своевременныйремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов;
— разработкаи внедрение специальных устройств факельного горения, которое снизит выбросывредных веществ из факелов на 15%;
-ликвидацияземляных нефтехранилищ (очистка замазученных территорий); -постоянноесовершенствование технологии добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, всоответствии с требованиями охраны окружающей среды.
Санитарно-защитнаязона.Санитарно-защитная зона создается на участке между границей объектов систочниками выбросов вредных веществ до жилой застройки. Размерсанитарно-защитной зоны принят 300-1000 м согласно СН 245-7! и проверенрасчетом по ОДН-86. На границе санитарно-защитной зоны концентрация всехвыбросов меньше ПДК. В санитарно-защитной зоне в границах площадок сооруженийпроизводится благоустройство и озеленение.
4.3.2 Обеспечение защиты гидросферы
Рассматриваемаятерритория в структурно-гидрогеологическом плане является частью Тургайскогоартезианского бассейна и представляет собой депрессионнуюзону, выполненнуюмощными осадочными толщами.
Всоответствии с геологическими и гидродинамическими данными на описываемойтерритории выделяются следующие водоносные горизонты и комплексы.
1) Водоносный горизонт четвертичных отложений.
2) воды спорадическогораспространения в четвертичных отложениях.
3) Водоносныйгоризонт верхне-плиоценовых отложений.
4) Воды спорадическогораспространения в ннжне-средне-палиоценовых отложениях.
5) Водоносный горизонт олигоценовыхотложений.
6) Водоносный горизонт сенонскихотложений.
7) Воды спорадического распространенияв туронских отложениях.
8) Водоносный горизонт туронскихотложений.
9) Воды спорадического распространенияв туронских отложениях.
10) Водоносный горизонтверхне-альбсеноманских отложений.
11) Водоносный горизонтаптских-нижне-средне-альбских отложений.
12) Водоносный горизонт неокомскихотложений.
13) Трещинно-карстовые воды неокомскихотложений.
Вышеуказанныеводоносные горизонты можно объединить в два этажа подземных вод, учитывая тотфактор, что воды некоторых отложений находятся в тесной гидравлической связимежду собой, а также идентичность условий их формирования. Эти этажиразделяются платформенным чехлом выдержанных эоценовых глин и мергелеймощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего гидрогеологического этажаприурочены к олигоцен-четвертичным отложениям, нижнего — к меловым.
Водоносныегоризонты верхнего этажа вскрываются на глубинах 1-18 м. Дебиты скважин ивыработок незначительны, минерализация вод пестрая, часто повышенная.Практическое значение невелико, возможно использование на технические цели ипри поливах зеленых насаждений.
Водоносныегоризонты нижнего мелового этажа используются для хозпитьевого и технического водоснабжения.
Водоносныйгоризонт сенонских песков на востоке участка является первым от поверхности.Воды напорные, местами отмечается самоизлив. Тип химизма сульфатно-хлоридныйпри минерализации 1-1,75 г/л.
Верхнеальб-сеноманскиегоризонты подземных вод вскрываются на глубинах 310-460 м. Воды напорные,пьезометрические уровни устанавливаются на 16 м выше поверхности земли. Типхимизма сульфатно-хлоридный при общей минерализации до 2,5 г/л, температура вод24-25°С.
Охрана ирациональное использование подземных водных ресурсов, пригодных дляиспользования без проведения специальных мероприятий, а также экономное ихрасходование является одной из важнейших проблем НГДУ.
Потенциальнымиисточниками загрязнения подземных вод являются неочищенные или недостаточноочищенные производственные и бытовые сточные воды, промышленные площадкипредприятий, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей,трубопроводов и других сооружений. Водоснабжение проектируемых площадок решенос учетом охраны и комплексного использования водных ресурсов. Источникамиводоснабжения являются подземные воды. Для хозпитьевого и частично длятехнического водоснабжения используются воды сеноманских отложений сминерализацией 1-1,2 г/л, которые удовлетворяют ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая»по всем показателям. Возможность использования этих вод согласована сОблсанэпидемстанцией. Наибольший интерес представляют сенонский иверхнеальб-сеноманские водоносные горизонты, которые используются дляцентрализованного хозпитьевого и технического водоснабжения на месторождении. Сростом темпа отбора нефти водозабор из этих горизонтов непрерывноувеличивается. На расчетный срок разработки месторождений подземных водпрогнозное снижение уровня на территории артезианских бассейнов может составитьв среднем около 118 метров при допустимом -110 м.
Длятехнического водоснабжения используются воды верхне-альбсеноманских отложенийблиз восточной границы месторождения. В целях охраны подземных вод в районеразмещения водозабора предусматривается санитарная охранная зона дляпредотвращения бактериального и химического их загрязнения. В связи с тем, чтопродуктивные водоносные горизонты, используемые для месторождения, надежноизолированы мощной глинисто-мергелистой толщей, то для этих вод согласно СНиП2.04.02-84 достаточно установить 2 пояса охраны.
Первый пояс — зона строгого режима, второй пояс — зона ограничений. Первый пояс включает всебя участок водозабора и территорию, ограниченную радиусом в 30 м от крайнихскважин водозабора. Размер зон санитарной оххраны 2-го пояса составляет дляхозпитьевого и технического водозаборов 1450 и 3740 м, соответственно. При этомзона санитарной охраны технического водозабора распространяется на значительнуючасть месторождения. В пределах второго пояса запрещаются работы в недрах(сброс и захоронение сточных вод), не допускается сооружение объектов,представляющих опасность с точки зрения загрязнения подземных вод, необходиморегулировать все строительные работы и запрещается производить хозяйственнуюдеятельность, нарушающую защитный слой.
Учитываябольшую мощность покровных глин, можно считать, что водоносные горизонтыдостаточно надежно защищены от попадания загрязнении с поверхности земли.Главную опасность представляет некачественная изоляция водоносных горизонтов прибурении скважин; нарушение целостности скважин, цементации затрубногопространства, нарушение герметичности сальников. В связи с этим необходимопровести специальные исследования изменения качества вод продуктивныхводоносных горизонтов сенона и турона при случайных утечках из нефтяныхскважин, выполнить исследования влияния на состояние скважин таких факторов,как возможные просадки толщи пород, качество закачиваемых вод.
Основныетребования к охране подземных вод сводятся к следующим мероприятиям.
1) Качественноевыполнение водозаборных и наблюдательных гидрогеологических скважин на продуктивныеводоносные горизонты с последующим восстановлением нарушенных при буренииземель.
2) Качественное выполнениенефтедобывающих нагнетательных скважин поддержание требуемого их состояния в течениивсего периода разработки месторождения.
3) Надежная изоляцияамбаров, хранилищ отходов и прочих загрязняющих емкостей с применениемэкологически чистых и дешевых материалов.
4) Организациямониторинга пресных подземных вод с обязательным наблюдением за водоотбором изэксплуатационных скважин, уровнями подземных вод и их качеством.
Обеспечениеводой объектов месторождения и промзоны осуществляется от водозабора питьевойводы с тремя скважинами, производительностью по 1512 м3/сут. Дляудовлетворения потребностей промысла существует технический водозабор,состоящий из 1 скважин, производительностью 1512 м3/сут. каждая.Этот водозабор обеспечивает потребности в воде на производственные целипромысла и на закачку воды в пласт. Кроме того для заводнения нефтяных пластовиспользуются пластовые и очищенные сточные воды, поступающие от площадки ЦППС иот станции биологической очистки сточных вод. Максимальный среднегодовой объемпромышленных стоков составляет 5100 тыс. м3/год. Основными сточнымиводами на промысле являются производственно-ливневые стоки от технологическихплощадок и насосных блоков.
Стоки от всехгрупповых установок и от опорной базы промысла отводятся в местнуюочистку-септик с вывозом спецмашинами в очичтные сооружения промзоныместорождения. Централизованной канализационной системой охвачены объектыпромзоны и жилой массив. Все стоки по коллекторам поступают на станциюбиологической очистки сточных вод.
Основныемероприятия по охране подземных вод включают систематический контроль за уровнем их загрязнения,оценку и прогноз изменения этих загрязнений, тщательное обоснование размещениястроительных-объектов и нагнетательных скважин для заводнения продуктивныхпластов, изучение защищенности подземных вод. Также необходим постоянный учетфактических и потенциальных загрязнителей, ликвидация заброшенных ибездействующих скважин, перевод на крановый режим самоизливающихся скважин,оборудование и строгое соблюдение зон санитарной охраны участков водозаборов,создание специализированной сети наблюдательных скважин для контроля засостоянием подземных вод.
Защитныемеры — откачказагрязнителей, гидравлические завесы, создание непроницаемых стенок и др. (изависимости от геологических условий и технологического режима).
4.3.3Обеспечение защиты литосферы
Охрананедр. Загрязнениенедр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии икачестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и такдалее. Становится очевидным, что основной объем наиболее опасных сточных вод идругих отходов приходится на долю нефтегазодобывающих предприятий.
Основнымитребованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды припроектировании, строительстве и эксплуатации нефтегазового месторождения являютсяразработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий,направленных на охрану недр.
Исследованиямиустановлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторожденийсоздаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительнаяпрактика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает,что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовойводы и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитиебиохимических процессов в нефтяной залежи (сульфатредукция), в свою очередьувеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе испособствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развиваетсяв случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованныеводы, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфато восстанавливающиебактерии.
Хрупкиеэкосистемы аридных областей, территории месторождения в частности, формируютсяна песчано-галечных, песчаных, супесчаных, суглинистых и глинистых отложениях сдефицитом влажности. Дефляционно-аккумулятивные формы в сочетании с солончакамии такырами, крутые уступы, резко очерченные суходолы, бессточные котловины — это формы рельефа, легко подверженные линейной, плоскостной эрозии и дефляции.
Неизбежноеразрушение земной поверхности при различном строительстве, прокладкетрубопроводов, множестве грунтовых дорог становится причиной развития промоин,оврагов, разрушения защитного почвенно-растительного слоя — это приводит кусилению дефляции, возникновению пыльных бурь, усилению переноса пыле-солевыхаэрозолей.
Излив водыприводит к образованию оползней, развитию суффозионных и карстовых процессов,способствует вторичному засолению, формированию пухлых солончаков и другимнеблагоприятным процессам.
Откачки нефтии воды вызывают оседание поверхности, провалы и разрывы сплошности пород, т.е.это может вызывать наведенные землетрясения (пример -землетрясение на Тенгизе вноябре 1997 г.).
Мероприятияпо охране недр являются важным элементом и составной частью всех основныхтехнологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин,разработке и эксплуатации месторождения.
Общие меры поохране недр должны включать:
– комплекс мер попредотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обваловстенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этогонефтяные, газовые и водоносные интервалы изолируются друг от друга,обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором,промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа,согласно раздела 7 в рамках настоящей технологической схемы;
– обеспечениемаксимальной герметичности подземного и наземного оборудования,"выполнение запроектированных противокороз«ионных мероприятий; для предупреждениябиогенной сульфатсредукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами,предотвращающими ее образование;
– введениезамкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводненияпромысловых сточных вод;
– работу скважин наустановленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелетапласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин;
– обеспечениенадежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки, транспорта и хранениянефти. Организационные мероприятия включают тщательное планирование размещенияразличных сооружений, контроль за транспортными путями, составление детальныхинженерно-геологических карт территории с учетом карт подземного пространства,смягчение последствии стихийных бедствий.
Необходимаорганизация мониторинга абиотических компонентов окружающей среды.
Охранапочв. Площадьтерритории месторождения Дунга согласно Государственному акту на правопостоянного пользования землей, выданному райакиматом бывшей Мангыстаускойобласти, составляет 31,8 млн.га.
На территорииэтого региона происходит резкая смена зимних и летних режимов погоды. В этовремя наиболее активно проявляется ветровая деятельность, под воздействиемкоторой развиваются процессы дефляции почв. Рельеф представлен слабоволнистойравниной с отдельными всхолмлениями и частыми замкнутыми понижениями(западинами). Абсолютные отметки местности составляют 100-180 м над уровнемморя.
Грунтыразнообразны и представлены от глинистых допесчанных фракций — суглиноками легкими, песками разнозернистыми, глинами пылеватыми ипесчанистыми. Общей чертой почвообразующих пород является их карбонатность иприсутствие различных водно-растворимых солей.
Растительностьизрежена и продуцирует небольшое количество органического вещества, поддействием высоких температур быстро минерализуемого, что приводит кформированию низкогумусированных почв.
Зональнымподтипом почв на характеризуемой территории являются серо-бурые пустынныепочвы. Однородные массивы зональных почв встречаются по выровненным высокимповерхностям равнины. Мощность гумусового горизонта до 25 см, содержание гумусадо 1.16 %.
На большейчасти равнины формируются комплексы, состоящие из нормальных (зональных)пустынных почв, часто в комплексах с солончаками. Наиболее низкие участкиравнины и замкнутые депрессии заняты соровыми солончаками. Соры, как правило,обрамляются солончаками типичными в комплексе с полугидроморфными солонцеватымипочвами. Склоновые участки обычно заняты слаборазвитыми серо-бурымизащебненными почвами.
Такимобразом, почвенный покров территории месторождения отличается значительнойпространственной изменчивостью и многообразием. Эти почвы используются вкачестве низкопродуктивных пастбищных угодий.
В процессе разработкинефтегазового месторождения почвы загрязняются нефтью, различными химическимивеществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другиекомпоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимыеизменения ее свойств — загрязнение, гудронизацию, засоление с образованиемсолончаков, слитизацию, техногенное разрушение плодородных горизонтов и т.д.Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности, снижениепотенциального плодородия и биопродуктивности земель. В результате нарушенияпочвенного покрова могут усиливаться процессы эррозии и дефляции.
Естественноевосстановление нарушенных и загрязненных нефтепродуктами почв происходит оченьмедленно. Поэтому применяются методы рекультивации, которые основываются на удалениинарушенных или загрязненных горизонтов, нанесении на поверхность плодородногопочвенного слоя, внесения органо-минеральных удобрений, применения специальныхагротехнических приемов и специально подобранных фитомелиорирующих культур.
Технологическойсхемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеровдля исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Дляпредотвращения воздушной и водной эррозии поверхность складированной почвызасевается многолетними травами. Состав работ технической рекультивации:
– срезкаплодородного слоя почвы на глубину 0,1-0,3 м;
– обратная задвижкаплодородного слоя;
– планировка.
Биологическийэтап рекультивации является завершающим процессом восстановления нарушенных илизагрязненных почв. Он включает комплекс мероприятий по созданию травостоя,повышению биологической активности и плодородия почв.
Состав работбиологического этапа рекультивации:
– снегозадержание;
– вспашка наглубину 25-30 см;
– внесениеорганических и минеральных удобрений;
– посев многолетнихтрав;
– В течениемелиоративного периода (3 года) предусматривается ежегодное снегозадержание иборонование.
Основныемероприятия по охране почвы:
– герметизациясистем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти;
– автоматическоеотключение скважин при авариях отсекателями;
– обваловка устьяскважин земляным валом на случай разлива нефти;
– максимальноеиспользование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, дляпредупреждения излива на рельеф;
– применениепневматических устройств для передвижения буровых вышек;
– прокладкатрубопроводов подземным способом на глубину закладки 1.2-1.8 м.
– качественнаятехническая и биологическая рекультивацию земель.
Рекультивацияземель — комплекс мероприятий, направленных на восстановление продуктивности ихозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшениеусловий окружающей среды. В почве действуют механизмы самоочищения. Приемырекультивации создают благоприятные условия, а также интенсифицируют этипроцессы. Охрана почв при строительстве автодорог включает стандартныемероприятия в соответствии с СН 449-72 „Указания по проектированиюземляного полотна“.
Техническиерешения в полной мере согласуются с требованиями СНиП 02.01.85, и при неукоснительномследовании им ущерб окружающей среде будет минимальным
Одним изфакторов деградации растительности на нефтепромысле является загрязнение почвнефтепромысловыми сточными водами — минерализованными пластовыми водами.Высокие концентрации водорастворимых солей в пл-астовых водах (хлоридов;сульфатов, карбонатов), которые оказываются на уже и без того засоленных почвах(солдонцеватые, солончаковатые), наносят почве и растительности непоправимыйвред, усиливают процессы техногенного галогенеза, что ведет к дальнейшемузасолению почв, изменению их физико-химических свойств.
Приисследовании влияния минерализованных вод (пластовые воды, изливающиеся наповерхность почвы) установлено, что в напочвенном покрове при поступленииуказанных вод, почти все растения погибают. Среди устойчивых видов можноназвать гребенщики, но и они несут на себе признаки угнетения, выражающиеся вуменьшении их размеров.
На участках,которые ранее были затоплены, но в настоящее время просохли, наблюдаетсязарастание эбелеком, солянками, эфемерами. Степень проективного покрытия10-15%. В то же время, несмотря на восстановление растительности, эти видыимеют небольшие размеры по сравнению с теми же видами, растущими в нормальныхусловиях.
Довольносильно изменился растительный покров вблизи скважин (60-100 м от скважины),т.е. непосредственно на техногенной площадке.
В микропонижениях, ранее залитых минерализованной водой, на участках, гдерастительность отсутствовала, формируются односолянковые группировки.
В микропонижениях, также ранее залитых минерализованными водами, но гдеуже имелся растительный покров, отмечается перестройка сообщества в сторонуполынно-солянковой.
На техногенныхсолончаках в западинах, залитых в настоящее время минерализованной водой — редкие особи угнетенного гребенщика и тростника.
Намикроповышениях доминантами стали кейреуки.
На участках,где ранее наблюдались сообщества с доминированием полыней, боялыча, биюргуна,никаких изменений не произошло в видовом составе, но сообщества угнетены, имеютслабое возобновление, в основном это стареющие особи.
На участках,где ранее отсутствовала какая-либо растительность и они не заливалисьминерализованными водами, формируется полынно-боялычевая группировка, где вдоминанты вновь входят полынь и боялыч. Таким образом:
1) хлор-натриево-кальциевыеводы отрицательно влияют почти на все виды растений, произрастающие вненарушенных естественных фитоценозах и их поступление на поверхность приводитк гибели основные массы растений в зоне разлива пластовых вод ивблизиее;
2) внешнимипризнаками, указывающими на угнетенность растений, являются частичное илиполное пожелтение фотосинтезирующих
3) наиболеебыстрое восстановление растительного покрова происходит на открытых участкахпутем заселения сорными видами, солянками и видами, относительно устойчивыми кданному загрязнителю; более длительный период необходим для восстановлениянапочвенного покрова кустарниковых и древесных фитоценозов;
4) признакамидеградации фитоценозов являются уменьшение количества видов растений по сравнениюс фоновыми ценозами и значительное уменьшение проективного покрытия яруса,появление вторичных сообществ: болот, галофитных группировок. Территории,заполненные минерализованной водой на месторождении занимают довольно большиеплощади и находятся вблизи скважин 2019, 2020, с правой стороны дороги ускважин 2035, 2036, 2037, 150 с обеих сторон дорог в восточном направлении,большие площади заняты минерализованными подами по обе стороны центральнойдороги, у скважин 3053 и № 7.
В прилегающемк месторождению районе нет эндемичных видов растений, внесенных в Красную книгуРеспублики Казахстан. Однако следует отметить, что вследствие возрастанияобъема добычи нефти происходит неизбежное увеличение загрязнителей, которыенегативно воздействуют на растительный, а также косвенно и на животный мир.Причинами загрязнения растительного покрова месторождения являются:
— разливынефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечки черезнеплотности в оборудовании или вследствие открытого фонтанирования. При этомисследованиями установлено, что выживаемость растений в загрязненных нефтьюпочвах зависит от глубины проникновения корней и скорости возобновления росталистьев, опадающих в результате загрязнения;
– наличие в нефти минерализованныхпластовых вод, которые обладают высокой токсичностью;
– строительствоскважин, трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок подбудущие поселки и др.;
– наличиеотработавших газов автомобилей в атмосфере; перетаскивание тракторами буровыхвышек на новые точки, и т. д.; Для предотвращения загрязнения почвы и сохранениярастительного покрова необходимо проведение следующих мероприятий:
– разработки ивнедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) отбуровых сточных вод и вывоза его в специально отведенные места;
– закачки отходовбурения в поглощающие пласты, а также утилизации отходов производства вспециально отведенных местах;
– строгогорегламентирования передвижения транспортных средств в промышленных зонах,прокладка трубопроводов подземным способом.
Землепользователиобязаны осуществлять комплекс организационно-хозяйственных, агротехнических,мелиоративных и гидротехнических мероприятий, направленных на сохранениеплодородия почвы и растительности.
Мероприятияпо предотвращению вредного воздействия нефтяного месторождения на почвы ирастительность:
1) Предотвращение переливов и выбросовбуровых растворов в процессе бурения скважин.
2) Отделение шлама от буровых сточныхвод и вывоз его в специально отведенные места.
3) Повторное использование буровых ипромысловых сточных вод, улучшение их очистки.
4) Использование отработанного растворадля приготовления быстро твердеющих смесей, необходимых для борьбы споглощениями при бурении, а также при производстве керамзитового гравия вкачестве добавки к основному сырью.
5) Использование всех сточных вод длянужд заводнения, излишки должны быть либо полностью сбрасываться в поглощающиегоризонты, либо очищаться до уровня, предусмотренного санитарными нормами.
6) Внедрение микробиологической очисткипочв от загрязнения углеводородами.
7) Ускорение строительствасистем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержаниепромыслового оборудования в исправном состоянии.
Важнейшиммероприятием, направленным на восстановление нарушенного плодородия почв,является рекультивация земли с полным циклом ее биологического этапа.
Охранаживотного мира.
Наибольшейзаботе со стороны человека должны подвергаться все виды животных, которыепредставляют научную ценность и требуют бережного отношения к себе. В связи сэтим первоочередной задачей для их сохранения и восстановления являетсязапрещение охоты на территории месторождения и в прилегающих регионах. Здесьнеобходимо создать заказники, как первоочередную меру охраны животного мира.
Для охраныфауны, наряду с вышеизложенными мероприятиями по охране растительности должныпроводиться следующие мероприятия:
созданиеусловий для беспрепятственного пересекания искусственных сооружений,преграждающих их миграционные пути. Для этого в сооружениях (заборах,изгородях, трубопроводах и др.) необходимо оставлять проходы для животныхшириной 50-100 метров на каждые 1-2 км;
траншеи недолжны быть длительное время не закопанными;
наавтомобильных дорогах в местах их пересечения сайгаками необходимо делатьпологие откосы, а также устанавливать соответствующие аншлаги;
не допускатьзасорения земель промышленными отходами (метанолом, твердыми и жидкими бытовымиотходами).
Осуществлениевсех вышеуказанных мероприятий позволит уменьшить наносимый растительному иживотному миру вред до минимально-возможных пределов.
Охранакультурного наследия.В границах проектной территории месторождения Дунга нет архитектурныхпамятников, заповедных зон, заказников и других особо охраняемых природныхобъектов.
Однако едостаточнаяизученность исторических объектов данного региона говорит о необходимостисоблюдения некоторых правил. Любые инженерные изыскания и земляные вскрышныеработы за пределами проектной территории месторождения следует согласовывать сОбластным управлением экологии и природных ресурсов. В случае обнаруженияархеологических объектов необходимо временно остановить земляные работы дозаключения комиссии о ценности памятника.
5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса наокружающую среду
Нефтегазодобывающаяпромышленность относится к числу основных отраслей-загрязнителей окружающейсреды.
Вбиогеохимическом воздействии нефти на экосистемы участвует множествоуглеводородных и неуглеводородных компонентов, в том числе минеральные соли имикроэлементы. Токсичные действия одних компонентов могут быть нейтрализованыприсутствием других, поэтому токсичность нефти не определяется токсичностьюотдельных соединении, входящих в ее состав. Однако следует отметить, чтонекоторые соединения обладают свойством эффекта суммации. Эффект суммации -этопроцесс образования промежуточных соединений, которые более токсичны, болееопасны по сравнению с отдельными компонентами, входящими в его состав. Такимсвойством обладают соединения серы, азота и прочие. Физико-химические ифракционный состав разгазированной нефти представлены в таблицах 2.3.5-2.3.8раздела 2.3.
Наибольшуюопасность при разработке нефтегазовых месторождений представляет загрязнениегидросферы, атмосферы и литосферы. Различные по химическому составу твердыеотходы, а также сточные воды, загрязняя почвогрунты, поверхностные воды,ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическуюпродуктивность. Применение различных методов повышения нефтеотдачи: химическогометода (закачка ПАВ); механического воздействия и различныхремонтно-восстановительных работ также сопряжено с опасностью загрязненияокружающей природной среды.
Оценкавоздействия на геологическую среду. В основном верхние водоносные горизонты в процессе добычизагрязняют нефть и попутно добываемая вода. Нефть обладает токсическимисвойствами, ее наличие даже в небольших количествах в воде делает последнююнепригодной для питья и хозяйственно-бытового использования.
Попутнаяпластовая вода, добываемая совместно с нефтью, является обычной подземной водойповышенной минерализации. Ее попадание на поверхность чревато засолениемназемных и подземных водоисточников, потерей их питьевого качества. В условияхэксплуатации месторождения Кумколь это особенно важно, так как основными источникамипитьевой воды являются подземные пресные воды. Кроме того, особеннонежелательно поступление бурового раствора в горизонты пресных вод,содержащихся в верхней части геологического разреза.
В районеместами наблюдается сужение водоупорного горизонта до минимума вплоть до выходамеловых отложении на поверхность. Таким образом, условия эксплуатациисущественно изменяют.почву, растительный покров, но не представляют особойопасности для геологической среды. При близком расположении скважин к этим участкамдля предотвращения проникновения нефтепродуктов и других загрязнителей вводоносные горизонты необходимо строго соблюдать проектируемые мероприятия поохране недр и подземных вод. Не допустить расположение добывающих инагнетательных скважин в участках отсутствия защитных глинистых отложений.
Оценкавоздействия на почву и растительность. Почвенный покров представлен серо-бурыми засоленнымисуглинистыми солонцами.
Нефть пагубновоздействует на почву и растительность. По мере загрязнения нефтью в почве резковозрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режимпочв и нарушает корневое питание растений. Кроме того нефть, попадая наповерхность земли и впитываясь в грунт, сильно загрязняет почву, в результатечего плодородный слой земли не восстанавливается в течение длительного периодавремени. Объясняется это тем, что из грунта вытесняется кислород, необходимыйдля жизнедеятельности растений и микроорганизмов.
Почвасамоочищается обычно очень медленно путем биологического разложения нефти.
Исследованиясвойств почвы позволили сделать определенные выводы о характере и степенинарушения экологической обстановки в зависимости от количества попадающего впочву нефтяного органического вещества. При содержании в почве 20-100 т/ганефтеорганики происходит стимуляция жизнедеятельности всех исследованных группмикроорганизмов, при увеличении до 400-1000 т/га наблюдается ингибнрованиебиологической активности почв, заключающееся в снижении роста и развитиимикроорганизмов, уровня ферментов и интенсивности дыхания почвы.
В результатевоздействия кислых газов, входящих в состав вредных выбросов нефтяногокомплекса на растительность происходит острое или хроническое повреждение ее.Отрицательные последствия воздействия газов на почву и растительность носятвесьма ограниченный характер. Хотя следует отметить, что непосредственнонаибольшую опасность для растений представляют двуокись серы и окислы азота,которые разрушают хлорофилл. Вследствие чего происходят потери в приростезеленой массы, составляющие 20 %.
В значительноменьшей степени изучено воздействие на растения окислов азота. Установлено, чтов результате реакций окислов азота, происходящих в воздухе под действиемсолнечных лучей, возрастает токсичность их воздействий, которые могут вызывать повреждениярастений, проявляющиеся омертвлением.
Почвенныйпокров и растительность в большей степени подвержены опасности загрязненияпластовыми и сточными водами, горюче-смазочными маслами, различного родахимреагентами и так далее. Даже минимальное количество этих веществ можетсильно изменить экологическое равновесие и привести к тяжелым последствиям вотношении живых организмов.
Пластовые источные воды нефтяных промыслов, отличающиеся физико-химическими свойствами исодержащие различные вредные вещества, из-за своей токсичности крайнеотрицательно воздействует на почву и растительный мир.
Чувствительностьраспространенных в регионе месторождения основных видов растительностиневысока, степень опасности их слабая. Однако, негативные последствия воздействияна растительность могут проявляться при длительном непрерывном действии изависят от суммарной дозы.
Воздействиепроизводственных факторов па организм животных и человека. Имеющаяся информация указывает на то,что риск для здоровья населения, связанный с добычей сырой нефти, производствоми применением нефтепродуктов очень низок, за исключением аварийных ситуаций.
Основной рисккасается здоровья работающих, занятых непосредственно в производственефтедобывающей промышленности.
Для оценкидопустимых уровней воздействия на человека важным является выяснениезависимости доза -времени -эффект при воздействии на животных, затем начеловека.
Полученныеданные исследований свидетельствуют о том, что при некоторых формах(внутрижелудочное введение, ингаляционное поступление, кожная аппликация) идозах воздействия на организм животных нефтью и СО, СО2 возникаетряд патологических сдвигов:
– нарушения вкроветворной и иммунной системах;
– поражениеслизистой оболочки;
– ухудшение функциисердечной мышцы;
– поражение печени,почек и селезенки; нарушение гормонального обмена и пр.
Точноопределить степень и диапазон вредного воздействия токсических веществ наздоровье людей весьма сложно, тем более в разных условиях они частовоздействуют по-разному.
Процесспрослеживания за влиянием вредных веществ нефтегазодобывающей промышленностидает нам знать о том, что наиболее частыми причинами временнойнетрудоспособности являются катар верхних дыхательных путей, болезни органовдыхания (бронхиты, воспаление легких, ангина, грипп, болезни кожи, язвенныеболезни желудка, болезни нервов, костно-мышечного аппарата, сердечно-сосудистыезаболевания).
Рассмотримнекоторые основные компоненты вредных веществ, вызывающих профессиональныезаболевания у нефтяников и способствующих их увеличению. К ним можно отнестинефть, N02, СО, СО2.
Наряду стоксическими веществами на организм человека неблагоприятно воздействуют такиефакторы, как шум, вибрация, метеоусловия, температурные перепады.
Наличиевысокого содержания углеводородов в нефти может угрожать хроническимиотравлениями с изменениями крови и кроветворных органов, сдвигами со сторонысердечно-сосудистой, нарушениями дыхательной, нервной, пищеварительной ииммунной систем.
Загрязнениевоздуха рабочей зоны ЗО2 в концентрации 1300 мг/м3 вызывает резкоеухудшение дыхательной функции, а в концентрации 2800-9800 мг/м3 уздоровых людей вызывает острое нарушение газообмена в результате отека легких,кроме того 5Ог раздражает слизистую оболочку глаз: наблюдается слезотечение,резь в глазах, насморк, кашель, жжение в горле, охриплость голоса. Приотравлении выше указанные признаки выражаются резче.
Особенноопасным для здоровья при длительном воздействии являются СО и N02-Окисьуглерода вызывает торможение функций активных центров головного мозга,образование карбоксигемоглобина, вследствие чего нарушается перенос кислорода ктканям, что может привести к смерти. Отравлениям такого рода подверженыводители и работники службы ремонта автомобилей, при нарушении ими правил ТБ.
Окислы азотав соединении с водяными парами образуют азотную кислоту, которая разрушаетлегочную ткань, раздражает слизистую оболочку глаза и вызывает необратимыеизменения в сердечно-сосудистой системе и отек легких.
В настоящеевремя уровень загрязнения невысок, а угроза здоровью человека весьманезначительна. Но следует отметить, что для предупреждения вредного воздействиявозникает настоятельная необходимость осуществления комплексных мероприятий приразличных работах, связанных с эксплуатацией, ремонтом скважин и установок, очисткойнефтеналивных цистерн, резервуаров, с ремонтом клапанов цистерн и пр.1в технологических процессах.
Использованная литература
1. Султанов О.М.,Попова Л.А. и др. Проект пробной эксплуатации залежей месторождения Дунга, г.Актау, фонды НИПИмунайгаз, 1997г.,178с.
2. Токарев В.П.,Корсун П.Е., Шаховой А.И. и др. Отчёт „Обобщение результатовгеолого-разведочных работ и подсчет запасов нефти и газа месторожденийЖоласкан-Дунга-Еспелисай Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 15сентября 1973г.“ г.Актау, фонды МНГР, 1973г., 1695с.
3. Попова Л.А.,Коростышевский М.Н. и др. “Месторождения Жоласкан-Дунга-Еспелисай. Пакетгеолого-геофизической ингформации”. Актау, фонды НИПИмунайгаз, 1991г.,108с.
4. Курочкин В.С. идр. Отчёт „О работе сейсморазведочной партии 2/91-92, проводившей в1991-92гг. поисковые работы МОГТ на площади Западный Беке-Башкудук,расположенной на землях г.Форт-Шевченко и в Мангистауском районе Мангистаускойобласти Республики Казахстан.“ г.Актау, фонды МHГФ, 1993г., 150с.
5. Луиш Лапау, АннаСаус, Эльза Сильвия, Карлос Макиел. Месторождение Дунга. Информация о сейсмике2Д., Лиссабон, 1997г.
6. Протокол N 7078Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете МинистровСССР от 23 декабря 1973г., г.Актау, фонды МHГР, 1974г., 11с.
7. Отчет по Договору24/99 “Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатацииместорождения Дунга” ЗАО НИПИнефтегаз, г. Актау, 2000г.