СОДЕРЖАНИЕ
1.Общие
сведения о месторождении
2.Описание
технологического процесса и технологической схемы
3.Охрана труда, техника безопасности
4.Охрана окружающей природной среды
					







4.1 Анализ
технологических процессов, как источников загрязнения атмосферы, литосферы
(почвы недр)
4.1.1 Воздействие
на атмосферу
4.2 Организационные мероприятия
4.3 Инженерно-технические
мероприятия по защите 
компонентов
биосферы
4.3.1 Обеспечение
защиты атмосферы
4.3.2 Обеспечение
защиты гидросферы
4.3.3 Обеспечение защиты литосферы
5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на 
окружающую среду
Список
литературы


1.ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Месторождение Дунга расположено в степной равнинной
части Южного Мангышлака в непосредственной близости от акватории Каспийского
моря и административно входит в состав Тупкараганского района Мангистауской
области Республики Казахстан.
Административный центр полуострова г.
Актау находится в 50 км от месторождения и связан железной дорогой с
промышленными центрами страны. Ближайшие населенные пункты – поселки Тельман и
Акшукур, отстоят от месторождения на расстоянии 25 и 32 км.
Через месторождение проходит
асфальтированная автодорога, по которой осуществляется сообщение с городами:
Актау, Форт-Шевченко, Жанаозен и поселками Тельман, Акшукур и Таучик. Широко
развита сеть грунтовых дорог, пригодных для передвижения автомобильного
транспорта.
Нефтепровод, соединяющий группу
нефтяных месторождений полуострова Бузачи с магистральным нефтепроводом
Жанаозен-Атырау-Самара проходит вблизи от рассматриваемого месторождения.
В орографическом отношении район
работ представляет собой слегка наклонееное к юго-западу плато. Абсолютные
отметки рельефа колеблются от +31 до +101 м. Постоянной гидрографической сети в
районе работ нет, лишь в период дождей и снеготаяния вода скапливается в
небольшом количестве в пониженных участках и ложбинах. Количество выпадаемых
осадков составляет 70-85 мм в год. Климат района резко континентальный. Лето
сухое и жаркое, температура воздуха достигает +35-40 ОС; зима
малоснежная, температура понижается до –30 ОС. В зимние, весенние и
осенние периоды характерны пыльные бури.
Фауна и флора района характерна для
зон полупустынь с аридным климатом.
Растительность представлена полынью,
верблюжьей колючкой.
Животный мир представлен
пресмыкающимися, паукообразными и парнокопытными (сайгаками, джейранами). 
Местное коренное население – казахи,
заняты, в основном, в животноводстве.
Описываемый район характеризуется
почти полным отсутствием пресных вод. 
При разведочных работах снабжение
питьевой водой осуществлялось автоцистернами из г. Актау, ввиду редкой сети
колодцев в районе работ и их низких дебитов. Техническая вода добывалась из
водяных скважин, пробуренных на альбсеноманские отложения.
Промышленным центром и энергетической
базой Мангышлака является г.Актау. Линия электропередач 220-110 кВ проходит
через район рассматриваемого месторождения.


2.   
ОПИСАНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО 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 которых
поочередно могут подключаться все скважины для проведения исследований на
тестовом сепараторе V — 101. ГЖС из остальных скважин поступает во вторую линию
гребенки, в которой происходит смешение и выравнивание этих потоков. На
гребенке производится:
—   измерение давления на входе ГЖС из
каждой скважины манометрами МП — 4У (поз.15.1…15.7);
—   измерение и сигнализация давления
манометрами показывающими и сигнализирующими ДМ2005 в каждой из линий
(поз.18.1,18.2);
С гребенки основной поток ГЖС через клапан–отсекатель Эз — 2 и
трубный газоотделитель поступает в нагреватель Н — 401А (рабочий) или Н — 401В
(резервный). На нагревателях Н — 401А,В осуществляется:
—   измерение температуры ГЖС на входе и
выходе термопреобразователями сопротивления ТСМ0193 (поз.9.1,9.2,9.3). 
В трубном газоотделителе отделяется
основное количество свободного газа, выделившегося из ГЖС в процессе сбора и
транспорта, с целью снижения нагрузки на нагреватели Н — 401 (А,В). Этот газ
возвращается в поток ГЖС после нагревателя Н — 401(А,В) через байпас. После
нагревателя Н — 401А(В) ГЖС с температурой 45…60оС через
успокоительный коллектор (Æ500 мм) поступает в депульсатор ДП, в котором отделяется
основное 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 подается
реагент-деэмульгатор. 
Газ по отдельной линии направляется в
систему сбора и подготовки газа. Жидкость из депульсатора ДП поступает в
сепаратор первой ступени V — 201 объемом 25м3. В сепараторе
V — 201производится: 
—   измерение давления манометром
МП — 4У — 16 (поз.15.10);
—   температуры термометром техническим
ТТ (поз.7.2);
—   измерение уровня границы раздела фаз
«нефть-вода» преобразователем уровня радарным ВМ — 100 (поз. 27.1);
—   уровень нефти преобразователем
измерительным уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.24.1); 
—   сигнализация верхнего аварийного
уровня жидкости прибором ПП — 021И (поз.30а2);
—   регулирование уровня нефти сегментным
регулирующим фланцевым клапаном типа R21с взрывозащищенным электроприводом (поз.38);
—   регулирование уровня воды клапаном
запорным шаровым с врывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.1).
В сепараторе V — 201 происходит
разделение ГЖС на газовую, нефтяную и водную фазы. Уровень нефти в нефтяном
отсеке сепаратора V — 201
поддерживается клапаном Кр — 2 (поз.38). Отделившаяся в сепараторе вода сбрасывается
в линию отвода воды на блок подготовки. Уровень воды в сепараторе
поддерживается запорным краном Кз — 2 (поз.40.1). Газ из сепаратора V — 201
смешивается с газом из депульсатора ДП, объединенный газовый поток поступает в
систему сбора и подготовки газа.
Нефть из сепаратора V — 201 через
клапан-регулятор Кр — 2 (поз.38) поступает в сепаратор второй ступени V — 301
объемом 25м3. В сепараторе производится:
—   измерение давления манометром
МП — 4У — 1.0 (поз.13.1);
—   измерение температуры термометром техническим
ТТ (поз.7.1); 
—   уровня нефти и уровня границы раздела
фаз «нефть-вода» преобразователем измерительным уровня радарным ВМ — 100
(поз.28.1));
—   сигнализация верхнего аварийного
уровня жидкости прибором ПП —  021И (поз.30а1);
—   регулирование уровня воды краном
запорным шаровым с  взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (40.2).
В сепараторе V — 301 происходит
окончательное отделение газа от нефти и сброс воды. Вода, отделившаяся в
сепараторе V — 301, через запорный кран Кз — 3 (поз.40.2) поступает в линию отвода
воды на блок подготовки.
Нефть из сепаратора V — 301 поступает
на прием центробежного насоса Р — 202А, В (рабочий и резервный) откачки нефти в
резервуары Т — 101, Т — 201. В насосном блоке производится:
—   измерение давления нефти на входе в
насосы манометрами МП — 4У — 1.0 (поз.13.2,13.3);
—   измерение и сигнализация давления
манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов
(поз.17.1,17.2);
—   температуры нефти на выходе из
насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
—   измерение расхода нефти на общей
линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);
—   сигнализация аварийных утечек
прибором ПП — 021И (поз.29а5);
—   измерение температуры подшипников
насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);
—   сигнализация открытия муфты насоса;
—   сигнализация пожара;
—   сигнализация загазованности в блоке;
—   сигнализация розлива нефти прибором
ПП — 021И (поз.29а6).
Расход нефти из V — 301 регулируется изменением числа оборотов
двигателя насоса. 
Газ из сепаратора V — 301 сбрасывается в факельную линию
низкого давления и через газовый расширитель ГР — 2 поступает на факел F — 201. Для
сбора выделившегося в факельной линии и газовом расширителе ГР — 2 конденсата
предусмотрена подземная емкость-кондесатосборник ЕК — 2 с погружным насосом
откачки конденсата НВ 50/50. Для емкости-конденсатосборника ЕК — 2 предусмотрено:
—   измерение и сигнализация давления
манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.2);
—   измерение уровня конденсата
преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.2).
Жидкость из ЕК — 2 периодически откачивается в дренажную
емкость Т — 301. Включение насоса производится по сигналу на пульте оператора при
достижении 1 м уровня жидкости в ЕК — 2. Отключение насоса откачки конденсата
происходит автоматически при достижении 0,4 м уровня жидкости в ЕК — 2 (1,3).
В резервуарах Т — 101, Т — 201 происходит
дополнительный отстой нефти от воды, которая сбрасывается на блок подготовки
воды или непосредственно в пруд-испаритель, если удовлетворяет требованиям по
степени подготовки без дополнительной очистки.
Для поддержания необходимой
температуры нефти в резервуарах Т — 101, Т — 201 в холодный период года часть нефти
(20-21 м3/час) циркулирует через нагреватель нефти Н — 401Д винтовым
насосом Р — 201А,В (рабочий и резервный) по схеме: резервуар ® насос ® нагреватель нефти ® резервуар. Предусмотрено:
—   измерение температуры нефти на входе
в нагреватель Н — 401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.5);
—   измерение температуры нефти на выходе
из нагревателя НД — 401Д термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.6).
Товарная нефть из резервуаров Т — 101 и Т — 201 откачивается
центробежными насосами Р — 101А,В в нефтепровод. При низком уровне нефти в
резервуарах Т — 101,Т — 201 в работу включается подпорный насос Р — 102. При работе
насосов Р — 101А,В охлаждение насосного агрегата производится водой, подаваемой
насосами Р — 103А,В. В блоке насосной внешней откачки нефти предусмотрено:
—   измерение давления нефти на входе в
насосы манометрами МП — 4У — 1.0 (поз.13.2,13.3);
—   измерение и сигнализация давления
манометром показывающим и сигнализирующим ДМ2005 на выходе из насосов
(поз.17.1,17.2);
—   температуры нефти на выходе из
насосов термометром сопротивления ТСМ0193 (поз.8.4);
—   измерение расхода нефти на общей
линии выхода нефти из насосного блока счетчиком турбинным НОРД-Э3М (поз.49а);
—   сигнализация аварийных утечек
прибором ПП — 021И (поз.29а5);
—   измерение температуры подшипников
насоса термометром сопротивления ТСМ1193 (поз.11.1…11.6);
—   сигнализация открытия муфты насоса;
—   сигнализация пожара;
—   сигнализация загазованности в блоке;
—   сигнализация розлива нефти прибором
ПП — 021И (поз.29а6).
Газ, отводимый из депульсатора ДП и
сепаратора первой ступени V — 201 поступает в сепарационно-измерительный блок в
газовый сепаратор V — 501 объемом 1,6м3 со струнным каплеуловителем, в
котором очищается от капельной жидкости. В сепараторе V — 501 и на газовых линиях на выходе из него производится:
— измерение давления манометром
МП4-У — 6 (поз.14.1);
—   измерение давление на выходе газа из
сепаратора перед клапаном-регулятором с помощью преобразователя избыточного
давления Сапфир 22М (поз.19.1);
—   измерение давление на выходе газа из
сепаратора после клапана-регулятора с помощью преобразователя избыточного
давления Сапфир 22М (поз.19.2);
—   измерение температуры после
клапана-регулятора с помощью термопреобразователя сопротивления ТСМ0193
(поз.8.4);
—   сигнализация верхнего аварийного
уровня конденсата (нефти) в сепараторе, нижнего и верхнего уровней конденсата
(нефти) приборами ПП — 021И (поз.29а3, поз.29а1, 29а2);
—   сигнализация розлива нефти прибором
ПП — 012И (поз.29а4);
—   регулирование давления газа в
сепараторе сегментным регулирующим фланцевым клапаном типа R21 с взрывозащищенным электроприводом
AUMA MATIC (поз.41);
—   регулирование уровня конденсата
(нефти) клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.40.3);
—   измерение расхода газа на питание
нагревателей Н — 401А,В,С,Д расходомером газа вихревым VFM3100W
(поз.44);
—   измерение расхода газа на факел
расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.45);
—   измерение расхода газа на дежурную
горелку факел и продувку линий ППК расходомером газа вихревым VFM3100W (поз.46).
Давление в V — 201 и V — 501 поддерживается
на уровне 0,3 МПа(изб.) клапаном-регулятором Кр — 3 (поз.41) на линии выхода газа
из 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 расхода
газа (поз. 44), а после регулятора давления Кр — 3 через измеритель расхода
(поз.46) на дежурную горелку факела и продувку линий ППК. Остаток газа через
измеритель расхода (поз.45) поступает в факельную линию высокого давления на
факел F — 101. На факельной линии установлен газовый расширитель ГР — 1 и подземная
емкость-конденсатосборник ЕК — 1 с погружным насосом НВ 50/50 для откачки конденсата.
Для емкости-конденсатосборника ЕК — 1 предусмотрено:
—   измерение и сигнализация давления
манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.1);
—   измерение уровня конденсата
преобразователем уровня буйковым Сапфир 22ДУ (поз.25.1). 
Жидкость из ЕК — 1 периодически
откачивается в дренажную емкость Т — 301. 
Конденсат, собирающийся в сепараторе
V — 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 и
V — 301 пластовая вода поступает на блок подготовки воды в емкость–дегазатор
V — 602, (давление до 0,05 МПа, температура 45…60оС), снабженную
распределительными устройствами ввода очищаемой воды и гидрофобным фильтром.
Для емкости-дегазатора V — 602) предусмотрено:
—   измерение давления манометром
МП4-У — 1.0 (поз.13.11);
—   сигнализация нижнего и верхнего уровней
(поз.31а1,31а2), сигнализация верхнего аварийного уровня( поз.31а3) приборами
ПП — 021И;
—   расход воды на выходе из блока в
пруд-испаритель датчиком расхода электромагнитным ДРЖИ (поз.48);
—   измерение и сигнализация давления на
выходе насосов Р — 605А,В манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005
(поз.26.1).
При прохождении через гидрофобный
фильтр вода очищается от нефти, механических примесей и через сифонный слив
самотеком поступает в пруд испаритель. Избыток нефти из накопительного отсека
емкости-дегазатора V — 602 периодически по показаниям сигнализатора верхнего
уровня жидкости откачивается шестеренным насосом Р — 605 А,В (рабочий и
резервный) на вход сепаратора первой ступени V — 201 или в дренажную емкость
Т — 301. Небольшое количество газа из емкости-дегазатора V — 602 сбрасывается на
факел F — 301.
Для включения емкости-дегазатора V — 602 в работу она заполняется водой (t=40…50оС) до уровня
сифона, а затем нефтью из резервуаров Т — 101, 201 до уровня, соответствующего
нормам технологического режима. После этого осуществляют пуск очищаемой воды в
трубы-распределители, находящиеся в верхней части гидрофобного слоя. При
загрязнении гидрофобного нефтяного слоя накапливающимися механическими
примесями (резкое ухудшение качества очищаемой воды) загрязненная нефть сбрасывается
в дренажную емкость, а в емкость-дегазатор V — 602 подается новый объем нефти из резервуаров Т — 101, 201 для
формирования гидрофобного слоя. 
Тестовый сепаратор V — 101 предназначен
для проведения исследования скважин. ГЖС из исследуемой скважины с температурой
30оС и давлением до 1.4 МПа (изб.) через специальную линию на
гребенке и клапан-отсекатель Эз — 1 направляется в нагреватель Н — 401С,
нагревается до 45…60оС и поступает в тестовый сепаратор V — 101
объемом 2,8 м3. Для нагревателя Н — 401С предусмотрено:
—   измерение температуры на входе
термопробразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.1) и на выходе (поз.8.2). 
Принцип работы тестового сепаратора V — 101 основан на
объемно-массовом измерении расхода газовой и жидкой фаз с обработкой полученных
результатов по специальной программе на рабочем месте оператора. Предусмотрено:
—   измерение температуры продукции
скважин на входе в блок тестового сепаратора термометром техническим (поз.6);
—   измерение температуры в сепараторе
термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.10.1);
—   измерение уровня жидкости в
сепараторе указателем уровня жидкости типа 12С136к (поз.23.1, 23.2);
—   измерение давления в сепараторе
манометром показывающим МП4-У — 16 (поз.15.8);
—   измерение давления в сепараторе
преобразователем избыточного давления Сапфир 22М (поз.20);
—   измерение давления столба жидкости в
сепараторе преобразователем гидростатического давления Сапфир 22ДГ (поз.21,
22);
—   измерение температуры газа на выходе
из сепаратора термопреобразователем сопротивления ТСМ0193 (поз.8.3);
—   регулирование давления в сепараторе V — 101 сегментным регулирующим
фланцевым клапаном суженого сечения типа R21 с взрывозащищенным электроприводом AUMA MATIС (поз.37);
—   измерение расхода газа из сепаратора
расходомером газа вихревым VFM
3100W (поз.43);
—   регулирование сброса жидкости из
сепаратора клапаном запорным шаровым с взрывозащищенным электроприводом AUMA NORM (поз.39).
Газ из сепаратора V — 101 через
измеритель расхода (поз.43) поступает на вход газового сепаратора V — 501 и
смешивается с газовым потоком из депульсатора ДП и сепаратора первой ступени
V — 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 — 101
и Т — 201, поступает через клапаны-регуляторы в отдельную факельную линию низкого
давления на факел F — 301 через
газовый расширитель ГР — 3 и емкость-конденсатосборник ЕК — 3, Для
емкости-конденсатосборника ЕК — 3 предусмотрены:
—   измерение и сигнализация давления
манометром показывающим сигнализирующим ДМ2005 (поз.16.3);
—   измерение уровня конденсата
преобразователем уровня буйковым  Сапфир 22ДУ (поз.25.3). 
Жидкость из ЕК — 3 периодически
откачивается в дренажную емкость Т — 301.
Для предотвращения образования в
резервуарах вакуума предусматривается их подпитка через клапаны-регуляторы из
факельной линии газа низкого давления от сепаратора V — 301. 
Факельная установка состоит из трех
факельных стволов F — 101 (высокого давления), F — 201 (низкого давления), F — 301
(низкого давления) с общим факельным оголовком и размещается на едином
фундаменте. Факел работает с постоянным пламенем дежурной горелки и подачей
продувочного газа в стволы факела. Предусмотрен дистанционный розжиг факела,
система контроля пламени.
3. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ 
На данном
месторождении обращаются следующие взрывоопасные, пожароопасные и вредные
вещества:
— Нефть;
—
Конденсат;
— Попутный газ.

Проектируемые
сооружения размещены на безопасном расстоянии от существующих промышленных
сооружений, инженерных сетей в соответствии с нормами ВНТП 3-85.
Пожаротушение
предусматривается автоматическими и передвижными средствами, кроме того,
запроектированные площадки оснащены необходимым ручным пожарным инвентарем.
Предприятие
обязано до начала производства работ разработать план ликвидации возможных
аварий, в котором предусматриваются оперативные действия персонала по
предупреждению 
Основными,
направленными на предотвращение выделения вредных веществ, взрывопожароопасных
веществ и обеспечения безопасных условий труда для обслуживающего персонала
являются:
—
Обеспечение прочности и герметичности технологических аппаратов и
трубопроводов; 
—
Автоматизация и дистанционный контроль, размещение вредных и взрывопожарных
процессов на открытых площадках, а также вентиляция производственных помещений.
Проектными
решениями предусмотрены герметизированные системы сбора и транспорта нефти и
газа.
Все
технологические трубопроводы после монтажа подвергаются контролю сварных
станков и гидравлическому испытанию.
Технологические
аппараты наружной установки и оборудования размещены в соответствии с
требованиями пожарной безопасности, удобства и безопасного обслуживания. Они
установлены на площадках с твердым покрытием на 0,15м выше планировочной
отметки земли и ограждаемые бортиком высотой 0,15м для предотвращения разлива
нефтепродуктов с технологических площадок.
Защита
аппаратов и оборудования, работающих под давлением, предусматривается
установкой предохранительных клапанов, запорной арматуры, средств
автоматического контроля, измерения и регулирования технологических параметров.
Сброс
горючей жидкости от насосов и аппаратов при ремонте, а также от
предохранительных клапанов осуществляется в дренажные емкости, а газ в сборный
коллектор газа для транспорта на ППГ.
На всех
напорных трубопроводах от каждого насоса установлены обратные клапаны. Все
насосы заземлены, независимо от наличия заземления электродвигателей,
находящихся на одной раме.
Все
показания контрольно-измерительных приборов, находящиеся на щите в операторной,
дублируются приборами, установленными непосредственно на технологических
аппаратах. Для обслуживания арматуры и приборов на высоте более 0,7м
предусмотрены стационарные и передвижные лестницы и площадки с ограждениями.
Для
исключения механических повреждений, внутри промысловые трубопроводы нефти,
газа и воды предусматриваются в подземной прокладке с установкой по трассе
закрепительных знаков, обеспечивающих быстрый поиск мест повреждений.
Технологические аппараты перед ремонтом необходимо тщательно продуть горячим
паром до достижения полного отсутствия в них вредных веществ, не превышающих
предельно допустимые концентрации.


4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
4.1 Анализ технологических процессов, как источников загрязнения
атмосферы, литосферы (почвы недр)
Мероприятия по охране недр и
окружающей среды намечены с учетом специфики работ проводимых при пробной
эксплуатации нефтяных залежей месторождения Дунга. На данном этапе
проектирования 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 элементов
оборудования замерных установок системы сбора продукции скважин и испарений
нефти из емкостей, отстойников и резервуаров.
Атмосфера
загрязняется продуктами сжигания минерального топлива в стандартных установках
и факелах, поскольку отделенный нефтяной газ будет сжигаться.
Для охраны
воздушного бассейна при проектировании обустройства необходимо применять герметизированные
системы сбора, а при эксплуатации объектов сбора и хранении продукции усилить
контроль за техническим состоянием оборудования.
В местах
расположения источников выбросов и за пределами санитарно- защитной зоны
участка сбора нефти необходимо осуществлять динамический контроль загрязнения
атмосферы. Предельно допустимые концентрации для рабочей зоны согласно СН
245-71 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, класс
опасности — 2.
При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности
представляют нефть и нефтепродукты, попадающие на землю в результате аварий и
потерь в системе их сбора и транспорта.
При проектировании
объектов обустройства предусмотреть следующие технические решения:
—       
асфальтировать приустьевые части скважин, а вблизи них предусмотреть системы
аварийного слива;
— строительство резервных трубопроводов и емкостей на случай аварий и
профилактики;
— в наиболее ответственных узлах сооружений применять трубы и
оборудование в антикоррозионном исполнении;
— автоматическое отключение скважин в случае прорыва выкидных линий;
— установка стальных
гидрофицированных задвижек на нефтесборных сетях.
Для
санитарных зон предусмотреть отчуждение земель вокруг трасс трубопроводов,
скважин , насосных станций и резервуаров в радиусе 50 метров. На сборном
участке оборудования должна быть установлена площадка с устройством желобов и
нефтеловушек, с бетонированием стенок и дна, исключающие попадание нефти на
почву и дающие возможность сбора отходов. Стояк для налива нефти оборудуется
бетонной площадкой под автоцистерну с нефтеловушкой. Факелы сжигания попутного
газа должны быть установлены в амбарах, обвалованных по периметру земляным валом
высотой не менее 1 м.
Под
строительство скважин и сооружений должны отводиться участки земли строго
ограниченных размеров. По окончании строительства объектов необходимо
произвести техническую и микробиологическую рекультивацию.
При пробной
эксплуатации залежей предотвращение вредного воздействия на недра возможно при
выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями для
данного месторождения следует считать:
— недопущение вредных воздействии при пробной эксплуатации участка
залежей на соседние части тех же залежей;
— соблюдение оптимального режима, предусмотренного настоящим проектом, соответствующего
геологическим условиям залегания и фазовому состоянию углеводородов в недрах;
— недопущение эксплуатации скважин с неисправным цементным кольцом, негерметичной
колонной;
— соблюдение проведения комплекса мероприятии по контролю за разработкой
согласно раздела 5 проекта;
— недопущение межпластовых перетоков нефти,
газа и воды.
4.1.1 Воздействие на атмосферу
Источники выбросов вредных веществ. Основными источниками загрязнения
воздуха является технологическое оборудование, применяемое на месторождении Дунга:
–   
подогрева нефти
(продукты горения);
–   
резервуары
(испарения);
–   
аппараты
(испарения от буферных емкостей, насосов, сепараторов, печи соединений
трубопроводов);
–   
газотурбинные
двигатели (продукты горения);
–   
котлы котельных
(продукты горения);
–   
факельные системы
(продукты горения).
К причинам
выделения выбросов вредных веществ с технологического оборудования (резервуары
и аппараты) можно отнести:
–   
не герметичность
соединений;
–   
аварии вследствие
коррозии;
–   
прорывы
трубопроводов;
–   
образование
амбаров и так далее.
При выбросе
вредных веществ в атмосферу поступают углероды, оксид азота, оксид углерода,
сернистый газ.
Согласно РД
39-0)4798-005-88 и ГОСТ 17.2.3.02-78 ПДК для рабочей зоны:
– 
по углеводам 300
мг/м3, класс опасности 4
– 
по двуокиси азота
5 мг/м3, класс опасности 2
– 
по окиси углерода
30 мг/м3, класс опасности 4
– 
по сернистому
газу 10 мг/м3, класс опасности 3
ПДК для
населенных пунктов:
– 
по углеводам 5
мг/м3
– 
по двуокиси азота
0,085 мг/м3
– 
по окиси углерода
5 мг/м3
– 
по сернистому
газу 0,5 мг/м3
Фоновые
концентрации установлены Госкомитетом по гидрометеорологии Казахским
управлением и равны:
СО — 1,5 мг/м3;
N02 — 0,03 мг/м3; О;=0.1 мг/м3.
В период
обустройства 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 вышеуказанных
компонентов с санитарной точки зрения являются соединения серы, а среди
углеводородных компонентов — пентан.
4.2
Организационные мероприятия
По данному
месторождению имеется разработанный и утвержденный ОБОС, который служит базой
для проведения природоохранных мероприятий. Предприятие также имеет проект ПДВ
и экологический паспорт. 
Данным
проектом предусматриваются целый ряд мероприятий и объектов для улучшения
состояния окружающей среды и в первую очередь это:
–   
строительство
установки по переработке газа (УПГ) и выработки электроэнергии (ГТС);
–   
строительство
установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ);
–   
строительство
участка по сбору и утилизации отходов;
–   
строительство
очистных канализационных сооружений.
Общие
капитальные вложения на указанные сооружения составляют 10,12 млн. $ США.
Настоящим
проектом рассматриваются мероприятия по охране окружающей среды при
строительстве и эксплуатации:
–   
добывающих,
нагнетательных и водозаборных скважин;
–   
групповых
установок со стандартным набором технологического оборудования (печи,
«Спутники», емкости и т.п., без учета обустройства скважин II
очереди);
–   
замерных
установок (без учета обустройства скважин II очереди);
–   
систем
трубопроводного транспорта;
–   
установок по
подготовке нефти;
–   
установок по
переработке газа;
–   
установок по
выработке электроэнергии;
–   
объектов
инфраструктуры.
Охрана
окружающей природной среды включает мероприятия по защите вод, атмосферы и почв
от загрязнения и эрозионных разрушений в районе действующих и проектируемых
объектов.
Сведения до
минимума ущерба окружающей среды при строительстве и эксплуатации объекта, а
также обеспечение здоровых и безопасных условий труда производственного
персонала положено в основу мероприятий, предусмотренных в данном разделе.
Выплачиваются
текущие среднегодовые затраты на мероприятия по охране окружающей природной
среды (плата за землю, рекультивацию, уборка замазученности, обучение,
мониторинг и т.д.).
Организация
контроля за выбросами. Контроль
за выбросами осуществляется специализированными службами заказчика с помощью
СЭС. Контроль осуществляется за углеводами, двуокисью азота, окисью углерода,
сернистым газом.
Эпизодичность
контроля — еженедельно.
Метод контроля
— прямой. 
Средство
контроля — универсальный газоанализатор типа УГ.
4.3 Инженерно-технические мероприятия по защите компонентов биосферы
4.3.1 Обеспечение защиты атмосферы
В проекте
предусматривается сбор газа от трех ступеней сепарации с последующим
транспортом на установку по переработке газа, которая позволит получить широкие
фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а из ШФЛУ-сжижение газов для
автотранспорта, быта и стабильного газового бензина.
Охрана
атмосферного воздуха от загрязнений выбросами вредных веществ обеспечивается
путем выбора оптимальной высоты вытяжных устройств, наличием замкнутой системы
сбора, отсутствуют земляные амбары и нефтеловушки, наличие герметизации
всех технологических процессов, для предотвращения выбросов предусматривается
полная автоматизация.
Предусмотрены
следующие мероприятия по уменьшению выбросов вредных веществ в атмосферу:
— работа
печей, котлов и газотурбинных двигателей полностью автоматизирована, с
установлением контроля за параметрами в целях достижения оптимального режима
горения;
— 
применение
герметизированной системы подачи газа и отвода дымовых газов со 100% контролем
соединений;
— 
установка на магистральных
газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения
загрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти;
— 
своевременный
ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов;
— разработка
и внедрение специальных устройств факельного горения, которое снизит выбросы
вредных веществ из факелов на 15%;
-ликвидация
земляных нефтехранилищ (очистка замазученных территорий);  -постоянное
совершенствование технологии добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, в
соответствии с требованиями охраны окружающей среды.
Санитарно-защитная
зона.
Санитарно-защитная зона создается на участке между границей объектов с
источниками выбросов вредных веществ до жилой застройки. Размер
санитарно-защитной зоны принят 300-1000 м согласно СН 245-7! и проверен
расчетом по ОДН — 86. На границе санитарно-защитной зоны концентрация всех
выбросов меньше ПДК. В санитарно-защитной зоне в границах площадок сооружений
производится благоустройство и озеленение.
4.3.2 Обеспечение защиты гидросферы
Рассматриваемая
территория в структурно-гидрогеологическом плане является частью Тургайского
артезианского бассейна и представляет собой депрессионную зону, выполненную
мощными осадочными толщами.
 В
соответствии с геологическими и гидродинамическими данными на описываемой
территории выделяются следующие водоносные горизонты и комплексы.
1) Водоносный горизонт четвертичных отложений.
2) воды спорадического
распространения в четвертичных отложениях.
3) Водоносный
горизонт верхне-плиоценовых отложений.
4) Воды спорадического
распространения в ннжне-средне-палиоценовых отложениях.
5)  Водоносный горизонт олигоценовых
отложений.
6)   Водоносный горизонт сенонских
отложений.
7)   Воды спорадического распространения
в туронских отложениях.
8)   Водоносный горизонт туронских
отложений.
9)   Воды спорадического распространения
в туронских отложениях.
10)  Водоносный горизонт
верхне-альбсеноманских отложений.
11)  Водоносный горизонт
аптских-нижне-средне-альбских отложений.
12)  Водоносный горизонт неокомских
отложений.
13)  Трещинно-карстовые воды неокомских
отложений.
Вышеуказанные
водоносные горизонты можно объединить в два этажа подземных вод, учитывая тот
фактор, что воды некоторых отложений находятся в тесной гидравлической связи
между собой, а также идентичность условий их формирования. Эти этажи
разделяются платформенным чехлом выдержанных эоценовых глин и мергелей
мощностью 20-120 метров. Подземные воды верхнего гидрогеологического этажа
приурочены к олигоцен-четвертичным отложениям, нижнего — к меловым.
Водоносные
горизонты верхнего этажа вскрываются на глубинах 1-18 м. Дебиты скважин и
выработок незначительны, минерализация вод пестрая, часто повышенная.
Практическое значение невелико, возможно использование на технические цели и
при поливах зеленых насаждений.
Водоносные
горизонты нижнего мелового этажа используются для хозпитьевого и технического водоснабжения.
Водоносный
горизонт сенонских песков на востоке участка является первым от поверхности.
Воды напорные, местами отмечается самоизлив. Тип химизма сульфатно-хлоридный
при минерализации 1-1,75 г/л.
 Верхнеальб-сеноманские
горизонты подземных вод вскрываются на глубинах 310-460 м. Воды напорные,
пьезометрические уровни устанавливаются на 16 м выше поверхности земли. Тип
химизма сульфатно-хлоридный при общей минерализации до 2,5 г/л, температура вод
24-25°С.
Охрана и
рациональное использование подземных водных ресурсов, пригодных для
использования без проведения специальных мероприятий, а также экономное их
расходование является одной из важнейших проблем НГДУ.
Потенциальными
источниками загрязнения подземных вод являются неочищенные или недостаточно
очищенные производственные и бытовые сточные воды, промышленные площадки
предприятий, а также фильтрационные утечки вредных веществ из емкостей,
трубопроводов и других сооружений. Водоснабжение проектируемых площадок решено
с учетом охраны и комплексного использования водных ресурсов. Источниками
водоснабжения являются подземные воды. Для хозпитьевого и частично для
технического водоснабжения используются воды сеноманских отложений с
минерализацией 1-1,2 г/л, которые удовлетворяют ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая»
по всем показателям. Возможность использования этих вод согласована с
Облсанэпидемстанцией. Наибольший интерес представляют сенонский и
верхнеальб-сеноманские водоносные горизонты, которые используются для
централизованного хозпитьевого и технического водоснабжения на месторождении. С
ростом темпа отбора нефти водозабор из этих горизонтов непрерывно
увеличивается. На расчетный срок разработки месторождений подземных вод
прогнозное снижение уровня на территории артезианских бассейнов может составить
в среднем около 118 метров при допустимом — 110 м.
Для
технического водоснабжения используются воды верхне-альбсеноманских отложений
близ восточной границы месторождения. В целях охраны подземных вод в районе
размещения водозабора предусматривается санитарная охранная зона для
предотвращения бактериального и химического их загрязнения. В связи с тем, что
продуктивные водоносные горизонты, используемые для месторождения, надежно
изолированы мощной глинисто-мергелистой толщей, то для этих вод согласно СНиП
2.04.02-84 достаточно установить 2 пояса охраны.
Первый пояс —
зона строгого режима, второй пояс — зона ограничений. Первый пояс включает в
себя участок водозабора и территорию, ограниченную радиусом в 30 м от крайних
скважин водозабора. Размер зон санитарной оххраны 2-го пояса составляет для
хозпитьевого и технического водозаборов 1450 и 3740 м, соответственно. При этом
зона санитарной охраны технического водозабора распространяется на значительную
часть 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, необходимо
регулировать все строительные работы и запрещается производить хозяйственную
деятельность, нарушающую защитный слой.
Учитывая
большую мощность покровных глин, можно считать, что водоносные горизонты
достаточно надежно защищены от попадания загрязнении с поверхности земли.
Главную опасность представляет некачественная изоляция водоносных горизонтов при
бурении скважин; нарушение целостности скважин, цементации затрубного
пространства, нарушение герметичности сальников. В связи с этим необходимо
провести специальные исследования изменения качества вод продуктивных
водоносных горизонтов сенона и турона при случайных утечках из нефтяных
скважин, выполнить исследования влияния на состояние скважин таких факторов,
как возможные просадки толщи пород, качество закачиваемых вод.
Основные
требования к охране подземных вод сводятся к следующим мероприятиям.
1) Качественное
выполнение водозаборных и наблюдательных гидрогеологических скважин на продуктивные
водоносные горизонты с последующим восстановлением нарушенных при бурении
земель.
2)  
Качественное выполнение
нефтедобывающих нагнетательных скважин поддержание требуемого их состояния в течении
всего периода разработки месторождения.
3)  
Надежная изоляция
амбаров, хранилищ отходов и прочих загрязняющих емкостей с применением
экологически чистых и дешевых материалов.
4)   Организация
мониторинга пресных подземных вод с обязательным наблюдением за водоотбором из
эксплуатационных скважин, уровнями подземных вод и их качеством.
Обеспечение
водой объектов месторождения и промзоны осуществляется от водозабора питьевой
воды с тремя скважинами, производительностью по 1512 м3/сут. Для
удовлетворения потребностей промысла существует технический водозабор,
состоящий из 1 скважин, производительностью 1512 м3/сут. каждая.
Этот водозабор обеспечивает потребности в воде на производственные цели
промысла и на закачку воды в пласт. Кроме того для заводнения нефтяных пластов
используются пластовые и очищенные сточные воды, поступающие от площадки ЦППС и
от станции биологической очистки сточных вод. Максимальный среднегодовой объем
промышленных стоков составляет 5100 тыс. м3/год. Основными сточными
водами на промысле являются производственно-ливневые стоки от технологических
площадок и насосных блоков.
Стоки от всех
групповых установок и от опорной базы промысла отводятся в местную
очистку-септик с вывозом спецмашинами в очичтные сооружения промзоны
месторождения. Централизованной канализационной системой охвачены объекты
промзоны и жилой массив. Все стоки по коллекторам поступают на станцию
биологической очистки сточных вод.
Основные
мероприятия по охране подземных вод включают систематический контроль за уровнем их загрязнения,
оценку и прогноз изменения этих загрязнений, тщательное обоснование размещения
строительных-объектов и нагнетательных скважин для заводнения продуктивных
пластов, изучение защищенности подземных вод. Также необходим постоянный учет
фактических и потенциальных загрязнителей, ликвидация заброшенных и
бездействующих скважин, перевод на крановый режим самоизливающихся скважин,
оборудование и строгое соблюдение зон санитарной охраны участков водозаборов,
создание специализированной сети наблюдательных скважин для контроля за
состоянием подземных вод.
Защитные
меры — откачка
загрязнителей, гидравлические завесы, создание непроницаемых стенок и др. (и
зависимости от геологических условий и технологического режима).
4.3.3
Обеспечение защиты литосферы
Охрана
недр. Загрязнение
недр и их нерациональное использование отрицательно отражается на состоянии и
качестве поверхностных и подземных вод, атмосферы, почвы, растительности и так
далее. Становится очевидным, что основной объем наиболее опасных сточных вод и
других отходов приходится на долю нефтегазодобывающих предприятий.
Основными
требованиями к обеспечению экологической устойчивости геологической среды при
проектировании, строительстве и эксплуатации нефтегазового месторождения являются
разработка и выполнение профилактических и организационных мероприятий,
направленных на охрану недр.
Исследованиями
установлено, что в процессе бурения и эксплуатации нефтегазовых месторождений
создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная
практика заводнения продуктивных пластов на нефтяных месторождениях показывает,
что с ростом объемов закачки существенно уменьшается минерализация пластовой
воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов. Развитие
биохимических процессов в нефтяной залежи (сульфатредукция), в свою очередь
увеличивает содержание сероводорода в нефти, в пластовых водах и газе и
способствует снижению проницаемости пластов. И этот процесс быстро развивается
в случаях, когда для заводнения используются пресные или маломинерализованные
воды, имеющие в своем составе сульфаты, а нередко сульфато восстанавливающие
бактерии.
Хрупкие
экосистемы аридных областей, территории месторождения в частности, формируются
на песчано-галечных, песчаных, супесчаных, суглинистых и глинистых отложениях с
дефицитом влажности. Дефляционно-аккумулятивные формы в сочетании с солончаками
и такырами, крутые уступы, резко очерченные суходолы, бессточные котловины —
это формы рельефа, легко подверженные линейной, плоскостной эрозии и дефляции.
Неизбежное
разрушение земной поверхности при различном строительстве, прокладке
трубопроводов, множестве грунтовых дорог становится причиной развития промоин,
оврагов, разрушения защитного почвенно-растительного слоя — это приводит к
усилению дефляции, возникновению пыльных бурь, усилению переноса пыле-солевых
аэрозолей.
Излив воды
приводит к образованию оползней, развитию суффозионных и карстовых процессов,
способствует вторичному засолению, формированию пухлых солончаков и другим
неблагоприятным процессам.
Откачки нефти
и воды вызывают оседание поверхности, провалы и разрывы сплошности пород, т.е.
это может вызывать наведенные землетрясения (пример -землетрясение на Тенгизе в
ноябре 1997 г.).
Мероприятия
по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных
технологических процессов при строительстве нефтяных и газовых скважин,
разработке и эксплуатации месторождения.
Общие меры по охране недр должны включать:
–      
комплекс мер по
предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов
стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого
нефтяные, 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;
–      
обеспечение
максимальной герметичности подземного и наземного оборудования,»
выполнение запроектированных противокороз»ионных мероприятий; для предупреждения
биогенной сульфатсредукции необходима обработка закачиваемой воды реагентами,
предотвращающими ее образование;
–      
введение
замкнутой системы водоснабжения, с максимальным использованием для заводнения
промысловых сточных вод;
–      
работу скважин на
установленных технологических режимах, обеспечивающих сохранность скелета
пласта и не допускающих преждевременного обводнения скважин;
–      
обеспечение
надежной, безаварийной работы систем сбора, подготовки, транспорта и хранения
нефти. Организационные мероприятия включают тщательное планирование размещения
различных сооружений, контроль за транспортными путями, составление детальных
инженерно-геологических карт территории с учетом карт подземного пространства,
смягчение последствии стихийных бедствий.
 Необходима
организация мониторинга абиотических компонентов окружающей среды.
 Охрана
почв. Площадь
территории месторождения Дунга согласно Государственному акту на право
постоянного пользования землей, выданному райакиматом бывшей Мангыстауской
области, составляет 31,8 млн.га.
На территории
этого региона происходит резкая смена зимних и летних режимов погоды. В это
время наиболее активно проявляется ветровая деятельность, под воздействием
которой развиваются процессы дефляции почв. Рельеф представлен слабоволнистой
равниной с отдельными всхолмлениями и частыми замкнутыми понижениями
(западинами). Абсолютные отметки местности составляют 100-180 м над уровнем
моря.
Грунты
разнообразны и представлены от глинистых до песчанных фракций —
суглиноками легкими, песками разнозернистыми, глинами пылеватыми и
песчанистыми. Общей чертой почвообразующих пород является их карбонатность и
присутствие различных водно-растворимых солей.
Растительность
изрежена и продуцирует небольшое количество органического вещества, под
действием высоких температур быстро минерализуемого, что приводит к
формированию низкогумусированных почв.
Зональным
подтипом почв на характеризуемой территории являются серо-бурые пустынные
почвы. Однородные массивы зональных почв встречаются по выровненным высоким
поверхностям равнины. Мощность гумусового горизонта до 25 см, содержание гумуса
до 1.16 %.
На большей
части равнины формируются комплексы, состоящие из нормальных (зональных)
пустынных почв, часто в комплексах с солончаками. Наиболее низкие участки
равнины и замкнутые депрессии заняты соровыми солончаками. Соры, как правило,
обрамляются солончаками типичными в комплексе с полугидроморфными солонцеватыми
почвами. Склоновые участки обычно заняты слаборазвитыми серо-бурыми
защебненными почвами.
Таким
образом, почвенный покров территории месторождения отличается значительной
пространственной изменчивостью и многообразием. Эти почвы используются в
качестве низкопродуктивных пастбищных угодий.
В процессе разработки
нефтегазового месторождения почвы загрязняются нефтью, различными химическими
веществами и высокоминерализованными сточными водами. Нефть и другие
компоненты, попадая в почву, вызывают значительные, а порой необратимые
изменения ее свойств — загрязнение, гудронизацию, засоление с образованием
солончаков, слитизацию, техногенное разрушение плодородных горизонтов и т.д.
Эти изменения влекут за собой ухудшение состояния растительности, снижение
потенциального плодородия и биопродуктивности земель. В результате нарушения
почвенного покрова могут усиливаться процессы эррозии и дефляции.
Естественное
восстановление нарушенных и загрязненных нефтепродуктами почв происходит очень
медленно. Поэтому применяются методы рекультивации, которые основываются на удалении
нарушенных или загрязненных горизонтов, нанесении на поверхность плодородного
почвенного слоя, внесения органо-минеральных удобрений, применения специальных
агротехнических приемов и специально подобранных фитомелиорирующих культур. 
Технологической
схемой предусматривается снятие плодородного слоя толщиной 25 см с помощью автогрейдеров
для исключения смешения плодородного слоя с минеральным грунтом. Для
предотвращения воздушной и водной эррозии поверхность складированной почвы
засевается многолетними травами. Состав работ технической рекультивации:
– 
срезка
плодородного слоя почвы на глубину 0,1-0,3 м;
– 
обратная задвижка плодородного слоя;
– 
планировка.
Биологический
этап рекультивации является завершающим процессом восстановления нарушенных или
загрязненных почв. Он включает комплекс мероприятий по созданию травостоя,
повышению биологической активности и плодородия почв.
Состав работ
биологического этапа рекультивации:
– 
снегозадержание;
– 
вспашка на
глубину 25-30 см;
– 
внесение
органических и минеральных удобрений;
– 
посев многолетних
трав;
– 
В течение
мелиоративного периода (3 года) предусматривается ежегодное снегозадержание и
боронование.
Основные
мероприятия по охране почвы:
– 
герметизация
систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти;
– 
автоматическое
отключение скважин при авариях отсекателями;
– 
обваловка устья
скважин земляным валом на случай разлива нефти;
– 
максимальное
использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для
предупреждения излива на рельеф;
– 
применение
пневматических устройств для передвижения буровых вышек;
– 
прокладка
трубопроводов подземным способом на глубину закладки 1.2-1.8 м.
– 
качественная
техническая и биологическая рекультивацию земель.
Рекультивация
земель — комплекс мероприятий, направленных на восстановление продуктивности и
хозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение
условий окружающей среды. В почве действуют механизмы самоочищения. Приемы
рекультивации создают благоприятные условия, а также интенсифицируют эти
процессы. Охрана почв при строительстве автодорог включает стандартные
мероприятия в соответствии с СН 449-72 «Указания по проектированию
земляного полотна».
Технические
решения в полной мере согласуются с требованиями СНиП 02.01.85, и при неукоснительном
следовании им ущерб окружающей среде будет минимальным
Одним из
факторов деградации растительности на нефтепромысле является загрязнение почв
нефтепромысловыми 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 непоправимый
вред, усиливают процессы техногенного галогенеза, что ведет к дальнейшему
засолению почв, изменению их физико-химических свойств.
При
исследовании влияния минерализованных вод (пластовые воды, изливающиеся на
поверхность почвы) установлено, что в напочвенном покрове при поступлении
указанных вод, почти все растения погибают. Среди устойчивых видов можно
назвать гребенщики, но и они несут на себе признаки угнетения, выражающиеся в
уменьшении их размеров.
На участках,
которые ранее были затоплены, но в настоящее время просохли, наблюдается
зарастание эбелеком, солянками, эфемерами. Степень проективного покрытия
10-15%. В то же время, несмотря на восстановление растительности, эти виды
имеют небольшие размеры по сравнению с теми же видами, растущими в нормальных
условиях.
Довольно
сильно изменился растительный покров вблизи скважин (60-100 м от скважины),
т.е. непосредственно на техногенной площадке.
В микропонижениях, ранее залитых минерализованной водой, на участках, где
растительность отсутствовала, формируются односолянковые группировки.
В микропонижениях, также ранее залитых минерализованными водами, но где
уже имелся растительный покров, отмечается перестройка сообщества в сторону
полынно-солянковой.
На техногенных
солончаках в западинах, залитых в настоящее время минерализованной водой —
редкие особи угнетенного гребенщика и тростника.
На
микроповышениях доминантами стали кейреуки.
На участках,
где ранее наблюдались сообщества с доминированием полыней, боялыча, биюргуна,
никаких изменений не произошло в видовом составе, но сообщества угнетены, имеют
слабое возобновление, в основном это стареющие особи.
На участках,
где ранее отсутствовала какая-либо растительность и они не заливались
минерализованными водами, формируется полынно-боялычевая группировка, где в
доминанты вновь входят полынь и боялыч. Таким образом:
1) хлор-натриево-кальциевые
воды отрицательно влияют почти на все виды растений, произрастающие в
ненарушенных естественных фитоценозах и их поступление на поверхность приводит
к гибели основные массы растений в зоне разлива пластовых вод и вблизи
ее;
2) внешними
признаками, указывающими на угнетенность растений, являются частичное или
полное пожелтение фотосинтезирующих 
3) наиболее
быстрое восстановление растительного покрова происходит на открытых участках
путем заселения сорными видами, солянками и видами, относительно устойчивыми к
данному загрязнителю; более длительный период необходим для восстановления
напочвенного покрова кустарниковых и древесных фитоценозов;
4) признаками
деградации фитоценозов являются уменьшение количества видов растений по сравнению
с фоновыми ценозами и значительное уменьшение проективного покрытия яруса,
появление вторичных сообществ: болот, галофитных группировок. Территории,
заполненные минерализованной водой на месторождении занимают довольно большие
площади и находятся вблизи скважин 2019, 2020, с правой стороны дороги у
скважин 2035, 2036, 2037, 150 с обеих сторон дорог в восточном направлении,
большие площади заняты минерализованными подами по обе стороны центральной
дороги, у скважин 3053 и № 7.
В прилегающем
к месторождению районе нет эндемичных видов растений, внесенных в Красную книгу
Республики Казахстан. Однако следует отметить, что вследствие возрастания
объема добычи нефти происходит неизбежное увеличение загрязнителей, которые
негативно воздействуют на растительный, а также косвенно и на животный мир.
Причинами загрязнения растительного покрова месторождения являются: 
— разливы
нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечки через
неплотности в оборудовании или вследствие открытого фонтанирования. При этом
исследованиями установлено, что выживаемость растений в загрязненных нефтью
почвах зависит от глубины проникновения корней и скорости возобновления роста
листьев, опадающих в результате загрязнения;
–   
наличие в нефти минерализованных
пластовых вод, которые обладают высокой токсичностью;
–   
строительство
скважин, трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок под
будущие поселки и др.;
–   
наличие
отработавших газов автомобилей в атмосфере; перетаскивание тракторами буровых
вышек на новые точки, и т. д.; Для предотвращения загрязнения почвы и сохранения
растительного покрова необходимо проведение следующих мероприятий:
–   
разработки и
внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) от
буровых сточных вод и вывоза его в специально отведенные места;
–   
закачки отходов
бурения в поглощающие пласты, а также утилизации отходов производства в
специально отведенных местах;
–   
строгого
регламентирования передвижения транспортных средств в промышленных зонах,
прокладка трубопроводов подземным способом.
Землепользователи
обязаны осуществлять комплекс организационно-хозяйственных, агротехнических,
мелиоративных и гидротехнических мероприятий, направленных на сохранение
плодородия почвы и растительности.
Мероприятия
по предотвращению вредного воздействия нефтяного месторождения на почвы и
растительность:
1)  Предотвращение переливов и выбросов
буровых растворов в процессе бурения скважин.
2)  Отделение шлама от буровых сточных
вод и вывоз его в специально отведенные места.
3)  Повторное использование буровых и
промысловых сточных вод, улучшение их очистки.
4)  Использование отработанного раствора
для приготовления быстро твердеющих смесей, необходимых для борьбы с
поглощениями при бурении, а также при производстве керамзитового гравия в
качестве добавки к основному сырью.
5)  Использование всех сточных вод для
нужд заводнения, излишки должны быть либо полностью сбрасываться в поглощающие
горизонты, либо очищаться до уровня, предусмотренного санитарными нормами.
6)  Внедрение микробиологической очистки
почв от загрязнения углеводородами.
7) Ускорение строительства
систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержание
промыслового оборудования в исправном состоянии.
Важнейшим
мероприятием, направленным на восстановление нарушенного плодородия почв,
является рекультивация земли с полным циклом ее биологического этапа.
Охрана
животного мира. 
Наибольшей
заботе со стороны человека должны подвергаться все виды животных, которые
представляют научную ценность и требуют бережного отношения к себе. В связи с
этим первоочередной задачей для их сохранения и восстановления является
запрещение охоты на территории месторождения и в прилегающих регионах. Здесь
необходимо создать заказники, как первоочередную меру охраны животного мира.
Для охраны
фауны, наряду с вышеизложенными мероприятиями по охране растительности должны
проводиться следующие мероприятия:
создание
условий для беспрепятственного пересекания искусственных сооружений,
преграждающих их миграционные пути. Для этого в сооружениях (заборах,
изгородях, трубопроводах и др.) необходимо оставлять проходы для животных
шириной 50-100 метров на каждые 1-2 км;
траншеи не
должны быть длительное время не закопанными;
на
автомобильных дорогах в местах их пересечения сайгаками необходимо делать
пологие откосы, а также устанавливать соответствующие аншлаги;
не допускать
засорения земель промышленными отходами (метанолом, твердыми и жидкими бытовыми
отходами).
Осуществление
всех вышеуказанных мероприятий позволит уменьшить наносимый растительному и
животному миру вред до минимально-возможных пределов.
Охрана
культурного наследия.
В границах проектной территории месторождения Дунга нет архитектурных
памятников, заповедных зон, заказников и других особо охраняемых природных
объектов.
Однако едостаточная
изученность исторических объектов данного региона говорит о необходимости
соблюдения некоторых правил. Любые инженерные изыскания и земляные вскрышные
работы за пределами проектной территории месторождения следует согласовывать с
Областным управлением экологии и природных ресурсов. В случае обнаружения
археологических объектов необходимо временно остановить земляные работы до
заключения комиссии о ценности памятника.


5.Оценка воздействия нефтедобывающего комплекса на
окружающую среду
Нефтегазодобывающая
промышленность относится к числу основных отраслей-загрязнителей окружающей
среды.
В
биогеохимическом воздействии нефти на экосистемы участвует множество
углеводородных и неуглеводородных компонентов, в том числе минеральные соли и
микроэлементы. Токсичные действия одних компонентов могут быть нейтрализованы
присутствием других, поэтому токсичность нефти не определяется токсичностью
отдельных соединении, входящих в ее состав. Однако следует отметить, что
некоторые соединения обладают свойством эффекта суммации. Эффект суммации -это
процесс образования промежуточных соединений, которые более токсичны, более
опасны по сравнению с отдельными компонентами, входящими в его состав. Таким
свойством обладают соединения серы, азота и прочие. Физико-химические и
фракционный состав разгазированной нефти представлены в таблицах 2.3.5-2.3.8
раздела 2.3.
Наибольшую
опасность при разработке нефтегазовых месторождений представляет загрязнение
гидросферы, атмосферы и литосферы. Различные по химическому составу твердые
отходы, а также сточные воды, загрязняя почвогрунты, поверхностные воды,
ухудшают их санитарно-гигиеническое состояние и снижают биологическую
продуктивность. Применение различных методов повышения нефтеотдачи: химического
метода (закачка ПАВ); механического воздействия и различных
ремонтно-восстановительных работ также сопряжено с опасностью загрязнения
окружающей природной среды.
Оценка
воздействия на геологическую среду. В основном верхние водоносные горизонты в процессе добычи
загрязняют нефть и попутно добываемая вода. Нефть обладает токсическими
свойствами, ее наличие даже в небольших количествах в воде делает последнюю
непригодной для питья и хозяйственно-бытового использования.
Попутная
пластовая вода, добываемая совместно с нефтью, является обычной подземной водой
повышенной минерализации. Ее попадание на поверхность чревато засолением
наземных и подземных водоисточников, потерей их питьевого качества. В условиях
эксплуатации месторождения Кумколь это особенно важно, так как основными источниками
питьевой воды являются подземные пресные воды. Кроме того, особенно
нежелательно поступление бурового раствора в горизонты пресных вод,
содержащихся в верхней части геологического разреза.
В районе
местами наблюдается сужение водоупорного горизонта до минимума вплоть до выхода
меловых отложении на поверхность. Таким образом, условия эксплуатации
существенно изменяют .почву, растительный покров, но не представляют особой
опасности для геологической среды. При близком расположении скважин к этим участкам
для предотвращения проникновения нефтепродуктов и других загрязнителей в
водоносные горизонты необходимо строго соблюдать проектируемые мероприятия по
охране недр и подземных вод. Не допустить расположение добывающих и
нагнетательных скважин в участках отсутствия защитных глинистых отложений.
Оценка
воздействия на почву и растительность. Почвенный покров представлен серо-бурыми засоленными
суглинистыми солонцами.
Нефть пагубно
воздействует на почву и растительность. По мере загрязнения нефтью в почве резко
возрастает соотношение между углеродом и азотом, что ухудшает азотный режим
почв и нарушает корневое питание растений. Кроме того нефть, попадая на
поверхность земли и впитываясь в грунт, сильно загрязняет почву, в результате
чего плодородный слой земли не восстанавливается в течение длительного периода
времени. Объясняется это тем, что из грунта вытесняется кислород, необходимый
для жизнедеятельности растений и микроорганизмов.
Почва
самоочищается обычно очень медленно путем биологического разложения нефти.
Исследования
свойств почвы позволили сделать определенные выводы о характере и степени
нарушения экологической обстановки в зависимости от количества попадающего в
почву нефтяного органического вещества. При содержании в почве 20-100 т/га
нефтеорганики происходит стимуляция жизнедеятельности всех исследованных групп
микроорганизмов, при увеличении до 400-1000 т/га наблюдается ингибнрование
биологической активности почв, заключающееся в снижении роста и развитии
микроорганизмов, уровня ферментов и интенсивности дыхания почвы.
В результате
воздействия кислых газов, входящих в состав вредных выбросов нефтяного
комплекса на растительность происходит острое или хроническое повреждение ее.
Отрицательные последствия воздействия газов на почву и растительность носят
весьма ограниченный характер. Хотя следует отметить, что непосредственно
наибольшую опасность для растений представляют двуокись серы и окислы азота,
которые разрушают хлорофилл. Вследствие чего происходят потери в приросте
зеленой массы, составляющие 20 %.
В значительно
меньшей степени изучено воздействие на растения окислов азота. Установлено, что
в результате реакций окислов азота, происходящих в воздухе под действием
солнечных лучей, возрастает токсичность их воздействий, которые могут вызывать повреждения
растений, проявляющиеся омертвлением.
Почвенный
покров и растительность в большей степени подвержены опасности загрязнения
пластовыми и сточными водами, горюче-смазочными маслами, различного рода
химреагентами и так далее. Даже минимальное количество этих веществ может
сильно изменить экологическое равновесие и привести к тяжелым последствиям в
отношении живых организмов.
Пластовые и
сточные воды нефтяных промыслов, отличающиеся физико-химическими свойствами и
содержащие различные вредные вещества, из-за своей токсичности крайне
отрицательно воздействует на почву и растительный мир.
Чувствительность
распространенных в регионе месторождения основных видов растительности
невысока, степень опасности их слабая. Однако, негативные последствия воздействия
на растительность могут проявляться при длительном непрерывном действии и
зависят от суммарной дозы.
Воздействие
производственных факторов па организм животных и человека. Имеющаяся информация указывает на то,
что риск для здоровья населения, связанный с добычей сырой нефти, производством
и применением нефтепродуктов очень низок, за исключением аварийных ситуаций.
Основной риск
касается здоровья работающих, занятых непосредственно в производстве
нефтедобывающей промышленности.
Для оценки
допустимых уровней воздействия на человека важным является выяснение
зависимости доза -времени -эффект при воздействии на животных, затем на
человека.
Полученные
данные исследований свидетельствуют о том, что при некоторых формах
(внутрижелудочное введение, ингаляционное поступление, кожная аппликация) и
дозах воздействия на организм животных нефтью и СО, СО2 возникает
ряд патологических сдвигов:
– 
нарушения в
кроветворной и иммунной системах;
– 
поражение
слизистой оболочки;
– 
ухудшение функции
сердечной мышцы;
– 
поражение печени,
почек и селезенки; нарушение гормонального обмена и пр.
Точно
определить степень и диапазон вредного воздействия токсических веществ на
здоровье людей весьма сложно, тем более в разных условиях они часто
воздействуют по-разному.
Процесс
прослеживания за влиянием вредных веществ нефтегазодобывающей промышленности
дает нам знать о том, что наиболее частыми причинами временной
нетрудоспособности являются катар верхних дыхательных путей, болезни органов
дыхания (бронхиты, воспаление легких, ангина, грипп, болезни кожи, язвенные
болезни желудка, болезни нервов, костно-мышечного аппарата, сердечно-сосудистые
заболевания).
Рассмотрим
некоторые основные компоненты вредных веществ, вызывающих профессиональные
заболевания у нефтяников и способствующих их увеличению. К ним можно отнести
нефть, N02, СО, СО2.
Наряду с
токсическими веществами на организм человека неблагоприятно воздействуют такие
факторы, как шум, вибрация, метеоусловия, температурные перепады.
Наличие
высокого содержания углеводородов в нефти может угрожать хроническими
отравлениями с изменениями крови и кроветворных органов, сдвигами со стороны
сердечно-сосудистой, нарушениями дыхательной, нервной, пищеварительной и
иммунной систем.
Загрязнение
воздуха рабочей зоны ЗО2 в концентрации 1300 мг/м3 вызывает резкое
ухудшение дыхательной функции, а в концентрации 2800-9800 мг/м3 у
здоровых 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. При
отравлении выше указанные признаки выражаются резче.
Особенно
опасным для здоровья при длительном воздействии являются СО и N02-Окись
углерода вызывает торможение функций активных центров головного мозга,
образование карбоксигемоглобина, вследствие чего нарушается перенос кислорода к
тканям, что может привести к смерти. Отравлениям такого рода подвержены
водители и работники службы ремонта автомобилей, при нарушении ими правил ТБ.
Окислы азота
в соединении с водяными парами образуют азотную кислоту, которая разрушает
легочную ткань, раздражает слизистую оболочку глаза и вызывает необратимые
изменения в сердечно-сосудистой системе и отек легких.
В настоящее
время уровень загрязнения невысок, а угроза здоровью человека весьма
незначительна. Но следует отметить, что для предупреждения вредного воздействия
возникает настоятельная необходимость осуществления комплексных мероприятий при
различных работах, связанных с эксплуатацией, ремонтом скважин и установок, очисткой
нефтеналивных цистерн, резервуаров, с ремонтом клапанов цистерн и пр.1
в 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 результатов
геолого-разведочных работ и подсчет запасов нефти и газа месторождений
Жоласкан-Дунга-Еспелисай Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 15
сентября 1973г.» г.Актау, фонды МНГР, 1973г., 1695с.
3.  
Попова Л.А.,
Коростышевский М.Н. и др. “Месторождения Жоласкан-Дунга-Еспелисай. Пакет
геолого-геофизической ингформации”. Актау, фонды НИПИмунайгаз, 1991г.,108с.
4.  
Курочкин В.С. и
др. Отчёт «О работе сейсморазведочной партии 2/91-92, проводившей в
1991-92гг. поисковые работы МОГТ на площади Западный Беке-Башкудук,
расположенной на землях г.Форт-Шевченко и в Мангистауском районе Мангистауской
области Республики Казахстан.» г.Актау, фонды МHГФ, 1993г., 150с.
5.  
Луиш Лапау, Анна
Саус, Эльза Сильвия, Карлос Макиел. Месторождение Дунга. Информация о сейсмике
2Д., Лиссабон, 1997г.
6.  
Протокол N 7078
Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров
СССР от 23 декабря 1973г., г.Актау, фонды МHГР, 1974г., 11с.
7.  
Отчет по Договору
24/99 “Авторский надзор за реализацией проекта пробной эксплуатации
месторождения Дунга” ЗАО НИПИнефтегаз, г. Актау, 2000г.